左冠林，郭紅霞，林文智，余雁琳，呂宇樺

（華南理工大學(xué) 電力學(xué)院，廣東 廣州 510640）

0 引言

大力發(fā)展可再生能源技術(shù)，提高可再生能源占比，實(shí)現(xiàn)能源綠色低碳轉(zhuǎn)型是我國(guó)實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的必經(jīng)之路。面對(duì)分布式可再生能源在時(shí)間和空間上分布不均的問(wèn)題，以往大多考慮以微電網(wǎng)的形式實(shí)現(xiàn)單一電能管理以協(xié)調(diào)與上級(jí)配電網(wǎng)的能量交互，但近年來(lái)，具有清潔環(huán)保、用途多樣、可長(zhǎng)期儲(chǔ)藏等特點(diǎn)的氫能開(kāi)始作為化學(xué)儲(chǔ)能被考慮引入微電網(wǎng)中［1-2］。一方面氫能的引入解決了單一電能結(jié)構(gòu)給微電網(wǎng)帶來(lái)的長(zhǎng)期儲(chǔ)能需求問(wèn)題和實(shí)時(shí)平衡要求下的棄風(fēng)棄光問(wèn)題，另一方面利用零碳排放的可再生能源電解水制氫（electrolysis hydrogen production，EHP）相較于以化石燃料為原料的傳統(tǒng)方式，可以帶來(lái)十分可觀的節(jié)碳收益［3］。綜上2點(diǎn)，考慮氫能在內(nèi)的新型微電網(wǎng)系統(tǒng)將成為微電網(wǎng)新的發(fā)展趨勢(shì)之一。

目前將制氫環(huán)節(jié)引入微電網(wǎng)主要存在以下2種形式：①作為儲(chǔ)能形式，所制氫氣復(fù)用于微電網(wǎng)［4-5］；②作為負(fù)荷形式，所制氫氣不復(fù)用于微電網(wǎng)［6-9］。相較于儲(chǔ)能形式，將制氫作為負(fù)荷形式，一方面減少了氫轉(zhuǎn)電過(guò)程中的能量損耗，提高了能源利用效率；另一方面所制氫氣作為高純度商品可用于除能源以外的領(lǐng)域，具備更多的消納途徑。目前相關(guān)研究引入該環(huán)節(jié)時(shí)考慮的方式有所不同：文獻(xiàn)［6］考慮將電轉(zhuǎn)氫部分作為微電網(wǎng)的靈活性資源，但設(shè)備建模時(shí)僅考慮了電解槽（electrolytic cell，EL），未考慮壓縮及儲(chǔ)氫設(shè)備，運(yùn)行情況和經(jīng)濟(jì)性分析無(wú)法反映實(shí)際情況；文獻(xiàn)［7］建立了陸上、海上風(fēng)氫耦合系統(tǒng)的運(yùn)行和配置模型，而文獻(xiàn)［8］研究了制氫環(huán)節(jié)作為儲(chǔ)能和負(fù)荷2種形式下微電網(wǎng)系統(tǒng)的優(yōu)化配置模型，但文獻(xiàn)［7-8］對(duì)EL的工作特性只進(jìn)行了簡(jiǎn)單的電池類(lèi)比分析，僅考慮了啟停模型，缺少對(duì)工作過(guò)程的分析，未能反映EL實(shí)際工作特性；文獻(xiàn)［9］將制氫裝置作為消納風(fēng)電棄風(fēng)的儲(chǔ)能手段，僅考慮在棄風(fēng)存在時(shí)工作，制氫裝置未能充分利用電網(wǎng)低價(jià)電制氫，微電網(wǎng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性仍有提高的空間。

針對(duì)上述問(wèn)題，本文提出考慮低碳制氫的微電網(wǎng)優(yōu)化配置方法，一方面，通過(guò)分析EL和壓縮機(jī)（compressor，CP）的運(yùn)行過(guò)程，實(shí)現(xiàn)了制氫裝置的準(zhǔn)確建模，進(jìn)而提高經(jīng)濟(jì)分析的準(zhǔn)確性；另一方面，通過(guò)分析電、氫設(shè)備的運(yùn)行特性并形成能量調(diào)度邏輯，提出了電氫協(xié)調(diào)調(diào)度策略?；谏鲜龇治?，根據(jù)系統(tǒng)運(yùn)行目標(biāo)和設(shè)備經(jīng)濟(jì)性模型提出考慮低碳制氫的微電網(wǎng)配置評(píng)價(jià)指標(biāo)，并以微電網(wǎng)的等年值收益最大為目標(biāo)，利用基于動(dòng)態(tài)時(shí)間規(guī)整（dynamic time warping，DTW）距離的K-means聚類(lèi)得到風(fēng)、光及負(fù)荷典型日數(shù)據(jù)，并通過(guò)改進(jìn)的粒子群優(yōu)化算法求解得到系統(tǒng)配置結(jié)果。最后，通過(guò)算例對(duì)比分析制氫裝置配置與否及不同能量調(diào)度策略的配置結(jié)果，驗(yàn)證了制氫裝置精準(zhǔn)建模和調(diào)度策略的有效性，證明將制氫引入微電網(wǎng)有較好的經(jīng)濟(jì)性，并探討了不同售氫價(jià)格對(duì)優(yōu)化配置的影響。

1 考慮低碳制氫的微電網(wǎng)模型

1.1 計(jì)及制氫裝置的微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

本文所提計(jì)及制氫裝置的微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖1所示，該系統(tǒng)主要由光伏（photovoltaic，PV）組件、風(fēng)電機(jī)組（wind turbine，WT）、蓄電池（storage battery，SB）、EHP裝置、負(fù)荷、電力電子變換器等單元組成，各單元通過(guò)微電網(wǎng)交流母線相連，交流母線通過(guò)開(kāi)關(guān)元件和變壓器與上級(jí)配電網(wǎng)相連。其中EHP由EL、CP、儲(chǔ)氫罐（hydrogen storage tank，HS）三部分組成，并通過(guò)長(zhǎng)管拖車(chē)將HS中所存儲(chǔ)的氫氣產(chǎn)品運(yùn)輸至含有氫負(fù)荷的用戶(hù)地點(diǎn)實(shí)現(xiàn)消納。

圖1 計(jì)及EHP的微電網(wǎng)拓?fù)鋱DFig.1 Topology diagram of microgrid with EHP

1.2 制氫裝置建模

本文在對(duì)微電網(wǎng)內(nèi)EHP進(jìn)行建模時(shí)主要考慮電解制氫過(guò)程和氫氣壓縮過(guò)程，下面對(duì)所涉及的單元進(jìn)行建模分析。

1.2.1 EL模型

本文將現(xiàn)有技術(shù)較為成熟的堿性EL作為EL的研究對(duì)象，電解制氫的整個(gè)過(guò)程可視為電能的2個(gè)轉(zhuǎn)化過(guò)程的結(jié)合：一部分的電能轉(zhuǎn)換成熱能為反應(yīng)提供熱力學(xué)條件；另一部分的電能轉(zhuǎn)換成吉布斯自由能推動(dòng)反應(yīng)發(fā)生，最終以化學(xué)能的形式儲(chǔ)存于反應(yīng)產(chǎn)物中。依據(jù)法拉第定律，電解時(shí)電極上發(fā)生化學(xué)反應(yīng)的物質(zhì)的量與通過(guò)電解池的電荷量成正比［10］，即電解水反應(yīng)的反應(yīng)速度主要由電解池的工作電流I決定，具體的計(jì)算公式如下：

式中：N˙H為EL的產(chǎn)氫速率；nEL為EL個(gè)數(shù)；F為法拉第常數(shù)，取值為96 485 C／mol；ηF為法拉第效率系數(shù)；F1和F2為法拉第效率系數(shù)的相關(guān)參數(shù)，與環(huán)境溫度Tc有關(guān)［11］；Sel為電極表面積。

而電解池的工作電壓Ucell主要由反應(yīng)的可逆電勢(shì)Urev和反應(yīng)中產(chǎn)生的不可逆電勢(shì)Uirr組成［11-12］，具體計(jì)算公式如下：

式中：UEL為所配置的所有EL的總工作電壓；Urev由Nernst方程決定，與溫度相關(guān)，具體計(jì)算方法可參考文獻(xiàn)［12］；r1和r2為歐姆參數(shù)；s1為電極過(guò)電壓系數(shù)，文獻(xiàn)［12］中將其視為常數(shù)，而文獻(xiàn)［11］中認(rèn)為其與EL工作的環(huán)境溫度Tc有關(guān)，為降低模型階數(shù)，提高求解速度，本文將其考慮為常數(shù)；t1—t3為陰極過(guò)電壓參數(shù)。

此外，制氫轉(zhuǎn)換效率的表達(dá)式為：

式中：δ為EL的能量轉(zhuǎn)換效率；HH為氫氣的高熱值；PEL為所配置的所有EL的總工作功率（即總輸入功率）。由式（1）和式（2）可知，UEL和N˙H是關(guān)于I的函數(shù)，即UEL=f1(I)，N˙H=f2(I)。故可知N˙H是關(guān)于PEL的函數(shù)，且由式（3）可知N˙H=f3(PEL)，δ=f4(PEL)。

1.2.2 CP模型

由于現(xiàn)有EL產(chǎn)出的氫氣壓強(qiáng)一般為14 bar，要想實(shí)現(xiàn)大量且長(zhǎng)期的氫氣存儲(chǔ)，需要將直接產(chǎn)出的氫氣經(jīng)CP壓縮至200 bar后再存入HS。CP的實(shí)際工作功率PCP與壓縮的壓強(qiáng)差和所壓縮的流體性質(zhì)有關(guān)，具體如下：

式中：Cp為氫氣的恒壓比熱容；pout為CP的輸出壓強(qiáng)；pin為CP的輸入壓強(qiáng)；r為氫氣的等熵指數(shù)；m˙H為通過(guò)CP的氣體流量；MH為氫氣的摩爾質(zhì)量。

1.2.3 EHP模型

基于上述建模，EHP作為一個(gè)完整的制氫裝置，其對(duì)外特性呈現(xiàn)輸入功率為EL和CP這2個(gè)單元的功率之和、輸出為存儲(chǔ)到HS中的高壓氫氣產(chǎn)量。EHP對(duì)外工作特性可表示為：

式中：f5（·）為m˙H關(guān)于PEHP的函數(shù)式，PEHP為EHP的輸入功率；δ′為EHP的轉(zhuǎn)換效率。

EHP的產(chǎn)氫量和轉(zhuǎn)換效率隨EHP輸入功率的變化關(guān)系見(jiàn)附錄A圖A1，具體仿真參數(shù)見(jiàn)附錄A表A1，參數(shù)取值來(lái)源于文獻(xiàn)［11-12］，其中EL的單槽容量為372 kW，配套CP的容量為12.96 kW，EHP的額定功率為384.96 kW。

由圖A1所示的產(chǎn)氫速率曲線可知，隨著EHP輸入功率的增加，氫氣的生產(chǎn)速率平穩(wěn)增加，增速逐漸放緩；由轉(zhuǎn)換效率曲線可知，轉(zhuǎn)換效率先隨著輸入功率增加而迅速增加，轉(zhuǎn)換效率在輸入功率約為9.3 kW時(shí)取得最大值63 %，隨后轉(zhuǎn)換效率隨著輸入功率的增加緩慢減小，最終逐漸穩(wěn)定在50 % 左右。

由上述曲線分析可知，EHP的產(chǎn)氫速率與輸入功率呈正相關(guān)，雖然EHP在輸入功率大于9.3 kW時(shí)隨輸入功率增大邊際收益開(kāi)始減小，但總收益仍在不斷增大。綜上所述，單臺(tái)該型號(hào)的EHP在運(yùn)行時(shí)需要保證輸入功率在［9.3，384.96］kW之間，才能保證EHP在較高轉(zhuǎn)換效率的情況下工作。

2 考慮低碳制氫的微電網(wǎng)優(yōu)化配置模型

本文考慮在滿足供電可靠性的基礎(chǔ)上，充分挖掘可再生能源電能價(jià)值以及電轉(zhuǎn)氫的經(jīng)濟(jì)價(jià)值和環(huán)境價(jià)值，以系統(tǒng)等年值收益最大為優(yōu)化目標(biāo)，對(duì)發(fā)電和電儲(chǔ)單元（WT、PV、SB）及電轉(zhuǎn)氫單元（EL、CP、HS）的容量進(jìn)行優(yōu)化配置?；?.2.2節(jié)中CP模型可知其配置容量主要由EL的配置容量決定，為簡(jiǎn)化模型，將CP和EL的配置容量考慮為線性關(guān)系，僅將WT、PV、SB、EL和HS的配置容量作為決策變量進(jìn)行優(yōu)化配置的研究。

2.1 目標(biāo)函數(shù)

將微電網(wǎng)中WT、PV、SB、EL和HS的配置容量作為決策變量，目標(biāo)是使得微電網(wǎng)的等年值收益GY最大，優(yōu)化的目標(biāo)函數(shù)如下：

式中：GE為系統(tǒng)年電能收益；GH為系統(tǒng)年氫能收益；GC為系統(tǒng)年節(jié)碳收益；CINV為系統(tǒng)等年值設(shè)備投資成本；COPE為系統(tǒng)年運(yùn)行維護(hù)成本。

2.1.1 年電能收益GE

本文所提微電網(wǎng)優(yōu)先滿足微電網(wǎng)內(nèi)電負(fù)荷，剩余電量上網(wǎng)進(jìn)行電能交易，因此系統(tǒng)的年電能收益包含如下2個(gè)部分：與電網(wǎng)的交易收益和微電網(wǎng)內(nèi)負(fù)荷的節(jié)電收益。具體的計(jì)算公式如下：

式中：Δτ為最小時(shí)間間隔，取1 h；GEG，t為t時(shí)段微電網(wǎng)與電網(wǎng)的交易收益；GEL，t為t時(shí)段微電網(wǎng)內(nèi)負(fù)荷的節(jié)電收益為t時(shí)段微電網(wǎng)與電網(wǎng)之間的平均交互功率，P＞ 0表征微電網(wǎng)向電網(wǎng)輸送功率，P＜0表征電網(wǎng)向微電網(wǎng)輸送功率；g為t時(shí)段電網(wǎng)電價(jià)；g為t時(shí)段可再生能源的上網(wǎng)電價(jià)；P為t時(shí)段微電網(wǎng)內(nèi)負(fù)荷的平均功率。

2.1.2 年氫能收益GH

微電網(wǎng)中通過(guò)可再生能源和從電網(wǎng)購(gòu)得的低價(jià)電制得的氫氣先是經(jīng)CP儲(chǔ)存到HS中，待罐內(nèi)氫氣達(dá)到容量標(biāo)定值時(shí)便進(jìn)行運(yùn)輸售賣(mài)，售氫所得收益的計(jì)算公式如下：

式中：gH為氫氣的銷(xiāo)售價(jià)格；為微電網(wǎng)的氫氣年產(chǎn)量；P為t時(shí)段EHP整體的平均工作功率。

2.1.3 年節(jié)碳收益GC

為量化微電網(wǎng)制氫相較于傳統(tǒng)化石燃料制氫減少碳排放所帶來(lái)的收益，考慮以年節(jié)碳收益的形式將其引入目標(biāo)函數(shù)中。一方面通過(guò)可再生能源發(fā)電制氫可實(shí)現(xiàn)制氫過(guò)程零碳排放，但另一方面為提高制氫裝置的經(jīng)濟(jì)性，考慮在谷時(shí)段購(gòu)買(mǎi)網(wǎng)側(cè)低價(jià)電用以制氫，此部分仍需計(jì)及網(wǎng)側(cè)電的碳排放，故微電網(wǎng)系統(tǒng)年節(jié)碳收益計(jì)算公式如下：

式中：kC2H為傳統(tǒng)化石燃料制氫的碳排放系數(shù)，kG2H為采用燃煤發(fā)電進(jìn)行EHP的碳排放系數(shù)，分別取11.28和4.60［13-14］；QP2H為一年內(nèi)微電網(wǎng)用于EHP的總用電量；QM2H為一年內(nèi)微電網(wǎng)可再生能源發(fā)電用于EHP的用電量；QG2H為一年內(nèi)微電網(wǎng)從電網(wǎng)中購(gòu)買(mǎi)低價(jià)電用于EHP的用電量；gC為節(jié)碳收益系數(shù)；gC，env為二氧化碳環(huán)境價(jià)值標(biāo)準(zhǔn)系數(shù)；gC，fin為二氧化碳對(duì)應(yīng)的污染氣體罰款標(biāo)準(zhǔn)系數(shù)［13］。

2.1.4 等年值設(shè)備投資成本CINV

投資成本計(jì)算所涉及的設(shè)備包括PV、WT、SB、EL、CP和HS，其計(jì)算結(jié)果與所選設(shè)備型號(hào)密切相關(guān)，計(jì)算公式如下：

式中：CINV，i為第i類(lèi)設(shè)備的單位裝配成本；si為第i類(lèi)設(shè)備的配置容量；X為所需配置的設(shè)備類(lèi)型集合；μCRF為年資金回收率，取9.22 %［15］。

2.1.5 年運(yùn)行維護(hù)成本COPE

考慮低碳制氫的微電網(wǎng)在分析年運(yùn)行維護(hù)成本時(shí)需要同時(shí)考慮投資設(shè)備的運(yùn)行維護(hù)成本和制氫所需投入成本。其中PV和WT設(shè)備的運(yùn)行維護(hù)成本與各自的年發(fā)電量成正比，而SB、EL、CP、HS設(shè)備的運(yùn)行維護(hù)成本與各自的配置容量成正比，具體的計(jì)算公式如下：

式中：COM，i為第i類(lèi)設(shè)備的單位運(yùn)行維護(hù)成本，當(dāng)i∈X1時(shí)其單位為元／（kW·h），而當(dāng)i∈X2時(shí)其單位為元／kW；為第i類(lèi)設(shè)備（對(duì)應(yīng)PV、WT）的年發(fā)電量；CHPO為制氫投入成本，包含制氫過(guò)程中產(chǎn)生用水成本CP2H，H2O和采用長(zhǎng)管拖車(chē)的運(yùn)輸成本CP2H，TH，具體的計(jì)算公式如式（14）所示。

式中：gH2O為工業(yè)用水價(jià)格；V為t時(shí)段制氫所耗水的體積；gTH1為微電網(wǎng)采用長(zhǎng)管拖車(chē)的租借價(jià)格；gTH2為長(zhǎng)管拖車(chē)的運(yùn)輸價(jià)格；n為售賣(mài)氫氣次數(shù)；表示向上取整；sHS為HS的配置容量。

2.2 約束條件

考慮低碳制氫的微電網(wǎng)優(yōu)化配置需要滿足功率平衡約束、系統(tǒng)可靠性約束、決策變量約束及設(shè)備約束。

功率平衡約束方面，主要考慮微電網(wǎng)整體功率平衡約束和制氫裝置用電平衡約束，具體如下：

式中：P、P分別為t時(shí)段PV、WT的平均出力；P為t時(shí)段SB的平均工作出力，P＞ 0表征SB在該時(shí)段內(nèi)處于充電狀態(tài)，P＜ 0表征處于放電狀態(tài)；P、P分別為t時(shí)段EL、CP的平均工作功率；P為t時(shí)段微電網(wǎng)內(nèi)部電源和SB發(fā)電用于制氫的平均電功率；P為t時(shí)段微電網(wǎng)從電網(wǎng)購(gòu)電用于制氫的平均電功率。

系統(tǒng)可靠性約束方面，當(dāng)微電網(wǎng)內(nèi)可再生能源發(fā)電功率無(wú)法滿足微電網(wǎng)內(nèi)負(fù)荷需求，且通過(guò)協(xié)調(diào)SB放電和從上級(jí)配電網(wǎng)輸入的交換功率也無(wú)法解決時(shí)，微電網(wǎng)便會(huì)出現(xiàn)負(fù)荷缺電現(xiàn)象，缺電時(shí)間的長(zhǎng)短表征了微電網(wǎng)系統(tǒng)可靠性程度，因此引入負(fù)荷失電率用以衡量微電網(wǎng)系統(tǒng)可靠性，具體如下：

式中：σSLD為負(fù)荷失電率；σSLD，max為系統(tǒng)允許的最大負(fù)荷失電率；P為t時(shí)段系統(tǒng)平均所需切負(fù)荷功率。

此外，由技術(shù)、場(chǎng)地限制所決定的決策變量約束及各類(lèi)設(shè)備約束見(jiàn)附錄B。

2.3 電氫協(xié)調(diào)調(diào)度策略

微電網(wǎng)傳統(tǒng)調(diào)度策略主要是優(yōu)先控制SB充放電，根據(jù)SB配置容量、網(wǎng)內(nèi)負(fù)荷需求及大電網(wǎng)的電價(jià)情況，在電價(jià)高峰期放電滿足網(wǎng)內(nèi)負(fù)荷需求，在電價(jià)低谷期儲(chǔ)存低價(jià)電，通過(guò)峰谷價(jià)差提高微電網(wǎng)用電經(jīng)濟(jì)效益，然后依據(jù)SB充放電后微電網(wǎng)的實(shí)際情況，在滿足各項(xiàng)約束的條件下控制并網(wǎng)變換器實(shí)現(xiàn)與上級(jí)配電網(wǎng)的電能交互。

當(dāng)考慮增加EHP的配置時(shí)，實(shí)際上是將EHP作為SB的后備調(diào)節(jié)手段，即先考慮調(diào)節(jié)SB消納富余可再生能源出力和存儲(chǔ)低價(jià)電，再調(diào)節(jié)EHP工作實(shí)現(xiàn)電能的消納。傳統(tǒng)調(diào)度策略雖然控制邏輯簡(jiǎn)單，易于實(shí)現(xiàn)，但在考慮了EHP的配置后，一方面EHP的配置實(shí)質(zhì)上增加了微電網(wǎng)內(nèi)的負(fù)荷容量，在可再生能源機(jī)組配置數(shù)量增加的情況下，仍按照傳統(tǒng)調(diào)度策略將會(huì)出現(xiàn)更多的棄風(fēng)棄光；另一方面沒(méi)有考慮到EHP和SB在不同情況下的用能優(yōu)先級(jí)問(wèn)題，沒(méi)有充分挖掘微電網(wǎng)的潛在經(jīng)濟(jì)效益。

綜上，本文將依據(jù)微電網(wǎng)不平衡功率、電價(jià)，在滿足各項(xiàng)約束的條件下，通過(guò)協(xié)調(diào)EHP、SB和聯(lián)絡(luò)線交互功率，在盡可能減少棄風(fēng)棄光的同時(shí)，通過(guò)購(gòu)置低價(jià)電提高微電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益并減少供用電時(shí)間上的不平衡。

微電網(wǎng)不平衡功率P計(jì)算公式為：

式中：P為t時(shí)段微電網(wǎng)內(nèi)可再生能源機(jī)組總出力。

電氫協(xié)調(diào)調(diào)度策略的具體流程見(jiàn)附錄C圖C1，依據(jù)不平衡功率、電價(jià)可分為如下5種情況。

1）不平衡功率P= 0，微電網(wǎng)電能供需平衡，此時(shí)EHP不工作，SB處于浮充狀態(tài)。

2）不平衡功率P＞0，微電網(wǎng)出力富余且處于電價(jià)峰時(shí)段，此時(shí)富余電能的交易價(jià)值高于制氫價(jià)值，故首先考慮將富余的出力在滿足聯(lián)絡(luò)線約束的條件下盡可能出售給電網(wǎng)，若富余出力小于聯(lián)絡(luò)線最大交換功率，則考慮調(diào)節(jié)SB放電，挖掘聯(lián)絡(luò)線最大輸電潛力進(jìn)行售電，EHP不工作；若富余出力除了向外輸送仍有富余，則優(yōu)先分配給EHP用于制氫，剩余出力分配給SB用于存儲(chǔ)。

3）不平衡功率P＞0，微電網(wǎng)出力富余且此時(shí)處于電價(jià)平、谷時(shí)段，此時(shí)富余電能的制氫價(jià)值高于交易價(jià)值，故首先考慮將富余出力優(yōu)先分配給EHP用于制氫，剩余出力分配給SB用于存儲(chǔ)。經(jīng)過(guò)設(shè)備調(diào)節(jié)后仍有富余則將剩余出力出售給電網(wǎng)。

4）不平衡功率P＜0，微電網(wǎng)用電需求出現(xiàn)缺額且此時(shí)處于電價(jià)峰、平時(shí)段，EHP不工作，首先調(diào)節(jié)SB放電盡可能平抑不平衡功率，若調(diào)節(jié)后需求仍無(wú)法滿足，則通過(guò)向上級(jí)配電網(wǎng)購(gòu)電以盡可能滿足剩余需求。

5）不平衡功率P＜0，微電網(wǎng)用電需求出現(xiàn)缺額且此時(shí)處于電價(jià)谷時(shí)段，EHP不工作，若微電網(wǎng)經(jīng)聯(lián)絡(luò)線以最大交換功率向上級(jí)電網(wǎng)購(gòu)電都無(wú)法滿足微電網(wǎng)用電需求，則考慮在以最大交換功率向電網(wǎng)購(gòu)電的基礎(chǔ)上調(diào)節(jié)儲(chǔ)能放電盡可能平抑不平衡功率；若微電網(wǎng)經(jīng)聯(lián)絡(luò)線以最大交換功率向上級(jí)電網(wǎng)購(gòu)電可以滿足用電需求，且所購(gòu)功率仍有富余，此時(shí)購(gòu)入電能可通過(guò)EHP獲取制氫價(jià)值，同時(shí)也可通過(guò)SB實(shí)現(xiàn)峰谷差套利，故考慮以最大交換功率向上級(jí)電網(wǎng)購(gòu)電，在滿足用電需求的同時(shí)，將剩余的購(gòu)電功率優(yōu)先分配給EHP用于制氫，若仍有剩余則分配給SB用于存儲(chǔ)。

2.4 評(píng)價(jià)指標(biāo)

為便于分析系統(tǒng)配置后的運(yùn)行情況，定義可再生能源滲透率σREP、SB收益系數(shù)σSBP和EHP收益系數(shù)σEHPP共3個(gè)評(píng)價(jià)指標(biāo)，其表達(dá)式分別如下：

式中：P為t時(shí)段微電網(wǎng)無(wú)法消納的棄風(fēng)棄光平均出力；P，RE為t時(shí)段SB所消納PV和WT的平均出力；sSB為SB的配置容量；PP，RE為t時(shí)段EHP所消納PV和WT的平均出力。

可再生能源滲透率表征了可再生能源在微電網(wǎng)能源供給總量中的占比，SB收益系數(shù)和EHP收益系數(shù)分別表征了SB和EHP配置后在經(jīng)濟(jì)效益方面的產(chǎn)出投入比，所以通過(guò)上述3個(gè)指標(biāo)能夠量化不同配置結(jié)果下微電網(wǎng)的實(shí)際運(yùn)行情況、設(shè)備運(yùn)行效果和微電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益。

2.5 模型簡(jiǎn)化及求解

為保證優(yōu)化配置時(shí)對(duì)不可控因素考慮完備，同時(shí)減少冗余數(shù)據(jù)提高算法計(jì)算速度，考慮基于一年8 760個(gè)時(shí)段的風(fēng)速、光照強(qiáng)度、微電網(wǎng)負(fù)荷數(shù)據(jù)進(jìn)行場(chǎng)景劃分，將本文討論的模型考慮為多場(chǎng)景優(yōu)化配置模型，基于上文所提電氫協(xié)調(diào)調(diào)度策略進(jìn)行求解。對(duì)于典型日的劃分，考慮引入DTW距離來(lái)衡量不同時(shí)間序列的差異程度，通過(guò)計(jì)算365 d各自之間的DTW距離矩陣，采用K-means聚類(lèi)算法進(jìn)行聚類(lèi)劃分，實(shí)現(xiàn)不同維度的場(chǎng)景縮減［16-17］。針對(duì)SB和HS這2類(lèi)儲(chǔ)能設(shè)備，為滿足典型日計(jì)算條件，分別假設(shè)以下約束：

1）SB的荷電狀態(tài)值在典型日的初始時(shí)刻（00:00）和結(jié)束時(shí)刻（24:00）均為同一值，本文設(shè)為0.5；

2）HS在配置時(shí)考慮2N冗余，保證制氫裝置持續(xù)工作，在達(dá)到容量標(biāo)定值時(shí)即換上備用HS，換下的HS進(jìn)行運(yùn)輸售賣(mài)。

由于本文對(duì)EHP的建模為整個(gè)優(yōu)化配置問(wèn)題引入了非線性因素，本文考慮通過(guò)改進(jìn)的快速粒子群優(yōu)化（fast particle swarm optimization，F(xiàn)PSO）算法對(duì)優(yōu)化問(wèn)題進(jìn)行求解，在粒子群優(yōu)化算法的基礎(chǔ)上，針對(duì)整數(shù)變量，考慮在粒子初始設(shè)置和迭代過(guò)程中進(jìn)行概率取整，保證整數(shù)變量對(duì)應(yīng)粒子在求解過(guò)程中的多樣性，從而提高了算法求解的全局尋優(yōu)性能，其求解步驟見(jiàn)附錄D，詳細(xì)過(guò)程可參考文獻(xiàn)［18］。

3 算例分析

3.1 算例設(shè)置

本文選取我國(guó)華南地區(qū)某地的光照強(qiáng)度、風(fēng)速和負(fù)荷的年度數(shù)據(jù)，對(duì)應(yīng)的PV和WT年有效利用小時(shí)數(shù)分別為1 744.1 h和2 038.7 h，系統(tǒng)負(fù)荷峰值為935.6 kW，負(fù)荷平均值為604.2 kW，年總負(fù)荷量為5.293×106kW·h，通過(guò)對(duì)風(fēng)速、光照強(qiáng)度、微電網(wǎng)負(fù)荷3組獨(dú)立數(shù)據(jù)分別基于DTW距離的K-means聚成4類(lèi)，最終經(jīng)過(guò)場(chǎng)景組合將365 d的數(shù)據(jù)簡(jiǎn)化成64個(gè)典型日數(shù)據(jù)，聚類(lèi)結(jié)果及組合方式見(jiàn)附錄E。

算例中所分析的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示，系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線的最大交換功率為600 kW，系統(tǒng)所允許的最大負(fù)荷失電率設(shè)定為0.85 %。為保證運(yùn)輸氫氣時(shí)制氫裝置不停止工作，計(jì)算HS成本時(shí)考慮為配置結(jié)果的2倍。所配置的PV單一組件額定功率為1 kW，WT單機(jī)容量為10 kW，由于場(chǎng)地面積限制，該地最多可容納150臺(tái)上述型號(hào)的WT。除了預(yù)留場(chǎng)地外，還考慮將PV組件安裝于建筑物外表，預(yù)計(jì)最多可裝配4 000臺(tái)上述型號(hào)的PV組件。所配EL型號(hào)參考文獻(xiàn)［9］，單槽容量為372 kW，所配HS考慮確定所能容納最大氫氣質(zhì)量定制，所配容量對(duì)應(yīng)為所能容納最大氫氣質(zhì)量。出于安全考慮，將EL配置數(shù)量和HS配置質(zhì)量上限分別考慮為5臺(tái)和289 kg，故PV、WT、EL、HS的配置容量上限分別為SPV，max=4 000 kW，SWT，max=1 500 kW，SEL，max=1 860 kW，SHS，max=289 kg。

各臺(tái)設(shè)備的投資費(fèi)用、運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用及使用年限如附錄F表F1所示，其中PV、WT、SB和EHP對(duì)應(yīng)的配套設(shè)備如電力電子變換器、氣體處理設(shè)備等的對(duì)應(yīng)費(fèi)用均已包含在內(nèi)，部分?jǐn)?shù)據(jù)來(lái)源于文獻(xiàn)［6，18-19］。本文所用改進(jìn)粒子群優(yōu)化算法設(shè)置的粒子種群規(guī)模數(shù)為150，迭代次數(shù)為150，最小時(shí)間間隔為1 h。

微電網(wǎng)從電網(wǎng)購(gòu)電時(shí)，將購(gòu)電價(jià)格考慮為分時(shí)計(jì)價(jià)的形式，具體的購(gòu)電價(jià)格如附錄F表F2所示，其谷時(shí)段為00:00—08:00，平時(shí)段為08:00—09:00、12:00—19:00和22:00—24:00，峰 時(shí)段為09:00—12:00和19:00—22:00；微電網(wǎng)向電網(wǎng)售電時(shí)，將售電價(jià)格統(tǒng)一考慮為可再生能源平價(jià)上網(wǎng)模式下的上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)0.374元／（kW·h）。

裝配EHP后還需考慮相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)參數(shù)，具體如附錄F表F3所示，部分?jǐn)?shù)據(jù)取自文獻(xiàn)［13］。

本文算例采用以下3種方案進(jìn)行仿真分析：

方案1，采用電氫協(xié)調(diào)調(diào)度策略且考慮裝配EHP，即SEL，max=1 860 kW、SHS，max=289 kg；

方案2，采用電氫協(xié)調(diào)調(diào)度策略而不考慮裝配EHP，即SEL，max、SHS，max均設(shè)為0；

方案3，采用傳統(tǒng)能量調(diào)度策略且考慮裝配EHP，即SEL，max=1 860 kW、SHS，max=289 kg。

對(duì)以上3種方案進(jìn)行仿真，得到系統(tǒng)配置結(jié)果及其運(yùn)行情況分別如表1和表2所示。

3.2 裝配EHP對(duì)容量?jī)?yōu)化配置的影響

為研究EHP裝配與否對(duì)微電網(wǎng)容量配置的影響，考慮對(duì)方案1和方案2的配置結(jié)果及其運(yùn)行情況進(jìn)行分析和對(duì)比。根據(jù)表1中方案1和方案2的配置結(jié)果，考慮配置EHP后，PV和WT的配置容量均有較為明顯的增加，共增加了46.80 %，而SB配置容量則明顯減少，減少了70.63 %。通過(guò)配置EHP對(duì)應(yīng)的運(yùn)行情況可看出，配置EHP后，負(fù)荷失電率有所減小，而可再生能源滲透率提高了24.45 %，所配置可再生能源機(jī)組容量增加提高了供電能力。

表1 不同裝配方案下的各設(shè)備容量配置結(jié)果Table 1 Configuration results of each equipment capacity under different assembly schemes

由于方案1中可再生能源機(jī)組配置容量明顯增加，所以雖然配置EHP后微電網(wǎng)內(nèi)實(shí)際負(fù)荷增加，但對(duì)上級(jí)電網(wǎng)的售電量依然有所上升，售電收益增加了13.45萬(wàn)元，同時(shí)由于方案1中配置有EHP，增加了售氫收益162.11萬(wàn)元、減碳收益1.16萬(wàn)元，故在收益方面方案1較方案2增加了176.72萬(wàn)元，而在投資運(yùn)行維護(hù)成本方面，方案1較方案2增加了EHP設(shè)備的投資運(yùn)行維護(hù)成本及制氫所需原料成本，同時(shí)制氫所需電能也由微電網(wǎng)內(nèi)PV、WT和電網(wǎng)低價(jià)電提供，還需增加對(duì)應(yīng)的用電成本，但方案1所配置SB容量有所減少，也減少了該部分的投資運(yùn)行維護(hù)成本，故方案1在成本方面較方案2增加了141.14萬(wàn)元。綜上，方案1雖然在成本方面較方案2投入更多，但等年值收益較方案2增加了35.57萬(wàn)元，在提高微電網(wǎng)可再生能源滲透率的同時(shí)，通過(guò)低碳制氫減少了傳統(tǒng)制氫方式所需排放的溫室氣體。

由表2中數(shù)據(jù)可知，無(wú)論是方案1還是方案2的SB收益系數(shù)均小于1，說(shuō)明只靠峰谷套利，SB所產(chǎn)生的效益是無(wú)法實(shí)現(xiàn)成本回收的，但為滿足最大缺電率約束，配置SB為必要條件。由此可知：SB的配置一方面對(duì)微電網(wǎng)的正常運(yùn)行是必要的，但另一方面會(huì)使得微電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益較差；而方案1中的EHP收益系數(shù)為1.531 5，其值大于1，表征配置EHP后具有較高的經(jīng)濟(jì)效益，微電網(wǎng)在配置EHP后能夠提高整體收益，故配置EHP是微電網(wǎng)追求經(jīng)濟(jì)效益的結(jié)果。

表2 不同裝配方案下的微電網(wǎng)運(yùn)行情況Table 2 Operation situation of microgrid under different assembly schemes

對(duì)比方案1和方案2的SB收益系數(shù)可知方案1中SB收益系數(shù)為0.480 8，小于方案2的0.591 1，分析可知：方案1僅為滿足系統(tǒng)負(fù)荷需求而配置最低限度容量的SB，故其SB收益系數(shù)較方案2更小，而配置有高收益的EHP是方案1等年值收益較方案2更高的主要原因。

3.3 能量調(diào)度策略對(duì)容量?jī)?yōu)化配置的影響

為研究能量調(diào)度策略對(duì)微電網(wǎng)容量配置的影響，考慮對(duì)方案1和方案3的配置結(jié)果及其運(yùn)行情況進(jìn)行分析和對(duì)比。對(duì)比表1中方案1和方案3的配置結(jié)果可知方案3中PV配置容量增加了1 727 kW，WT配置數(shù)量增加至上限5臺(tái)，且在此情況下不考慮配置SB。此外，方案3相較于方案1增加了1臺(tái)EL，對(duì)應(yīng)的CP和HS容量也有所增加?？傮w而言，當(dāng)微電網(wǎng)考慮采用傳統(tǒng)能量調(diào)度策略時(shí)，不考慮配置SB，其余所有設(shè)備配置容量均有增加。雖然方案3中可再生能源滲透率為3個(gè)方案中最高的，但其等年值收益為3個(gè)方案中最低的，經(jīng)濟(jì)效益最差。此外，方案3的EHP收益系數(shù)為1.483 7，小于方案1，這表征在單臺(tái)EHP的經(jīng)濟(jì)效益方面，方案3要低于方案1。

綜上所述，方案3除了SB以外所有設(shè)備的配置容量都是最高的，但由于采用傳統(tǒng)調(diào)度策略，各設(shè)備投資收益比最小。

為驗(yàn)證和分析電氫協(xié)調(diào)調(diào)度策略的有效性，考慮在相同配置條件下分析各設(shè)備的出力情況。故考慮基于表3中的容量配置條件采用不同的能量調(diào)度策略分析微電網(wǎng)運(yùn)行情況，對(duì)應(yīng)的運(yùn)行及收益情況如表4所示。另外，在該配置條件下某一典型日內(nèi)采用不同調(diào)度策略的各設(shè)備出力情況如圖2所示，圖中PNL、PSB、Pcon分別為新能源機(jī)組總體出力、SB出力和聯(lián)絡(luò)線功率。

圖2 同一典型日內(nèi)，相同配置情況下采用不同策略時(shí)各設(shè)備出力Fig.2 Output of each device adopting different strategies with same configuration situation on same typical day

表3 微電網(wǎng)內(nèi)各設(shè)備容量配置結(jié)果Table 3 Configuration results of each equipment capacity in microgrid

由表4中的運(yùn)行結(jié)果可知，在同種配置條件且在同一典型日內(nèi)，采用電氫協(xié)調(diào)調(diào)度策略相較于傳統(tǒng)調(diào)度策略，在等年值收益方面增加了33.19 %，分析其收益組成會(huì)發(fā)現(xiàn)，雖然采用電氫協(xié)調(diào)調(diào)度策略后，售電收益減少了8.22萬(wàn)元，但同時(shí)售氫收益增加了26.92萬(wàn)元，初步分析可以得到，由于EHP高于SB的收益系數(shù)，即使傳統(tǒng)調(diào)度策略下SB收益系數(shù)高于電氫協(xié)調(diào)調(diào)度策略，但電氫協(xié)調(diào)調(diào)度策略更多地將低價(jià)電轉(zhuǎn)換成了高收益的氫氣，所以該策略下經(jīng)濟(jì)效益更高。

表4 不同調(diào)度策略下的微電網(wǎng)運(yùn)行情況Table 4 Operation situation of microgrid under different dispatching strategies

由圖2中的PNL曲線可知：基于上述給出的配置結(jié)果，在所討論的典型日內(nèi)微電網(wǎng)風(fēng)光資源較為充足，微電網(wǎng)在02:00—18:00期間凈出力均為正值，此時(shí)微電網(wǎng)對(duì)外呈現(xiàn)為電源，即微電網(wǎng)內(nèi)可再生能源出力能夠滿足內(nèi)部負(fù)荷需求且有富余的部分；而在00:00—01:00、19:00—24:00期間，微電網(wǎng)凈出力為負(fù)值，此時(shí)對(duì)外呈現(xiàn)為負(fù)荷，微電網(wǎng)內(nèi)負(fù)荷需求無(wú)法滿足，存在缺額，需要向外從大電網(wǎng)購(gòu)電。

圖2（a）中，基于微電網(wǎng)的凈出力特性，EHP在02:00—17:00期間持續(xù)處于工作狀態(tài)，而在其他時(shí)段均不工作，此外在傳統(tǒng)調(diào)度策略下，SB調(diào)用次數(shù)較少（充電3次、放電2次），EHP無(wú)法消納的微電網(wǎng)富余出力和缺額部分均由上級(jí)配電網(wǎng)平抑。圖2（b）中，EHP分多時(shí)段工作，SB調(diào)用次數(shù)較多（充電5次、放電3次），但在高電價(jià)售電次數(shù)比圖2（a）少，此外微電網(wǎng)與上級(jí)配電網(wǎng)的交互功率波動(dòng)較大，購(gòu)電量更多。綜上可知，電氫協(xié)調(diào)調(diào)度策略增加了微電網(wǎng)對(duì)設(shè)備的調(diào)用次數(shù)，同時(shí)使得微電網(wǎng)對(duì)外功率波動(dòng)增大，且對(duì)外有更強(qiáng)的購(gòu)電意向，但是相比傳統(tǒng)調(diào)度策略而言通過(guò)優(yōu)化設(shè)備調(diào)用邏輯提高了整體的經(jīng)濟(jì)性，具體表現(xiàn)如下。

1）EHP能夠依據(jù)電價(jià)和可再生能源機(jī)組出力靈活調(diào)整自身出力，提高設(shè)備使用時(shí)間的同時(shí)還能降低制氫用電成本，考慮了電氫協(xié)調(diào)調(diào)度策略后，單位制氫用電成本從24.74元／kg降低至23.87元／kg，有效工作小時(shí)從15.78 h提高至17.15 h。

2）雖然采用電氫協(xié)調(diào)調(diào)度策略減少了SB在峰時(shí)段出力，即減少了通過(guò)峰谷套利帶來(lái)的售電收益，但一方面SB在峰時(shí)段風(fēng)光出力富余的情況下也考慮充電，減少了棄風(fēng)棄光；另一方面微電網(wǎng)將所購(gòu)的低價(jià)電分配給經(jīng)濟(jì)效益更好的EHP，整體的經(jīng)濟(jì)效益得到了提高。

3）電氫協(xié)調(diào)調(diào)度策略下，微電網(wǎng)不僅僅只為滿足負(fù)荷需求而購(gòu)電，而且還考慮通過(guò)使用更多電網(wǎng)低價(jià)電（購(gòu)電成本比可再生能源機(jī)組更低）制氫，降低制氫成本，進(jìn)一步提高了EHP和整個(gè)微電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)效益。

3.4 售氫價(jià)格對(duì)容量?jī)?yōu)化配置結(jié)果的影響

售氫價(jià)格直接影響EHP單位制氫收益，從而影響了微電網(wǎng)對(duì)各設(shè)備容量的優(yōu)化配置，在制氫技術(shù)不斷發(fā)展的過(guò)程中，售氫價(jià)格變化與成本變化存在延時(shí)，故而研究售氫價(jià)格對(duì)各設(shè)備配置容量和各項(xiàng)指標(biāo)參數(shù)的影響。在所討論的微電網(wǎng)環(huán)境下，配置最小單位的EHP時(shí)制氫成本為49.43元／kg，實(shí)際售氫價(jià)格為55元／kg，考慮在［45，65］元／kg區(qū)間內(nèi)以0.5元／kg為間隔得到等差數(shù)列設(shè)置為售氫價(jià)格，并在不同售氫價(jià)格條件下進(jìn)行容量?jī)?yōu)化配置，依據(jù)各參數(shù)隨售氫價(jià)格變化的趨勢(shì)分析其影響，圖3為不同售氫價(jià)格條件下的部分配置結(jié)果和等年值收益，圖4為各微電網(wǎng)評(píng)價(jià)指標(biāo)隨售氫價(jià)格變化的曲線。

圖3 不同售氫價(jià)格條件下的部分配置結(jié)果和等年值收益Fig.3 Partial configuration results and equal annual income under different hydrogen selling price conditions

圖4 不同售氫價(jià)格條件下的評(píng)價(jià)指標(biāo)曲線Fig.4 Evaluation index curves under different hydrogen selling price conditions

簡(jiǎn)單分析圖3中各設(shè)備配置容量堆疊柱形圖和等年值收益曲線可發(fā)現(xiàn)，［45，65］元／kg區(qū)間可分為［45，49］、［49.5，55］、［55.5，56.5］、［57，65］元／kg這4個(gè)部分，下面結(jié)合圖3和圖4對(duì)各部分進(jìn)行分析。

1）當(dāng)售氫價(jià)格處于［45，49］元／kg區(qū)間時(shí)，售氫價(jià)格低于制氫成本，微電網(wǎng)在進(jìn)行優(yōu)化配置時(shí)不考慮配置EHP，所以PV、WT、SB的配置容量不會(huì)隨著售氫價(jià)格變化而發(fā)生變化，這一情況下可再生能源滲透率約為75 %，這是因?yàn)镻V和WT配置容量較少，所配置SB足夠消納可再生能源的額外出力，但微電網(wǎng)容易出現(xiàn)電能需求缺額，此時(shí)更多依靠聯(lián)絡(luò)線從上級(jí)電網(wǎng)購(gòu)電。

2）當(dāng)售氫價(jià)格處于［49.5，55］元／kg區(qū)間時(shí)，售氫價(jià)格已高于制氫成本，相較上個(gè)區(qū)間最大的區(qū)別在于，微電網(wǎng)在優(yōu)化配置時(shí)開(kāi)始考慮配置EHP，只考慮配置很少的SB，同時(shí)PV和WT的配置容量有所增加，又因?yàn)镋HP收益系數(shù)高于SB，所以微電網(wǎng)只為保證負(fù)荷失電率約束下配置最少的SB，盡可能配置EHP以提高自身經(jīng)濟(jì)性。這一情況下可再生能源滲透率略有下降，而消納率上升至82 % 左右，此外圖中等年值收益曲線斜率沒(méi)有變化，即邊際收益為大于0的常數(shù)，對(duì)應(yīng)EHP收益系數(shù)因售氫價(jià)格增大而不斷增大。

3）當(dāng)售氫價(jià)格處于［55.5，56.5］元／kg區(qū)間時(shí)，微電網(wǎng)在進(jìn)行優(yōu)化配置時(shí)開(kāi)始增加EHP的配置容量，此時(shí)等年值收益曲線變得平緩，即邊際收益減少，對(duì)應(yīng)的EHP收益系數(shù)減小，而SB收益系數(shù)相應(yīng)增大，分析可知，在這一情況下，等年值收益的增加更多來(lái)自可再生能源配置容量的增加（主要是PV，此時(shí)WT已到達(dá)配置上限）所帶來(lái)的售電收益，而EHP由于邊際成本的增加，對(duì)應(yīng)邊際收益有所減少。此外，該區(qū)間內(nèi)的可再生能源滲透率略有下降，而消納率上升到87 % 左右。

4）當(dāng)售氫價(jià)格處于［57，65］元／kg區(qū)間時(shí)，微電網(wǎng)在考慮優(yōu)化配置時(shí)已不考慮配置SB，因?yàn)榇藭r(shí)可再生能源的配置容量已經(jīng)增加到能夠滿足微電網(wǎng)負(fù)荷失電率約束，而在這一區(qū)間內(nèi)PV、WT、EHP容量并沒(méi)有隨著售氫價(jià)格變化而變化，等年值收益曲線斜率也沒(méi)有變化，但相較于［49.5，55］、［55.5，56.5］元／kg這2個(gè)區(qū)間而言更大，對(duì)應(yīng)EHP收益系數(shù)因售氫價(jià)格增大而不斷增大，這一情況下的可再生能源滲透率增加至93 % 左右，而消納率下降至95 % 左右。

對(duì)比上述4個(gè)部分可以發(fā)現(xiàn)，微電網(wǎng)在售價(jià)低于成本時(shí)不會(huì)考慮配置EHP，在售氫價(jià)格大于制氫成本的情況下，若制氫成本不變，則隨著售氫價(jià)格的增加（可認(rèn)為售氫價(jià)格不變，制氫成本不斷降低），PV、WT、EHP的配置容量都會(huì)增加，SB在配置EHP后只會(huì)配置少量SB以滿足負(fù)荷失電率約束，當(dāng)PV、WT容量增加到5 500 kW時(shí)，微電網(wǎng)將不再配置SB，等年值收益隨著EHP配置數(shù)量的增加而增加，但在EHP配置數(shù)量增加的節(jié)點(diǎn)處，微電網(wǎng)的等年值收益主要來(lái)自可再生能源容量增加所帶來(lái)的售電收益，此時(shí)EHP的邊際成本增加，邊際收益減小（收益系數(shù)減?。S著售氫價(jià)格的繼續(xù)增加，EHP配置容量穩(wěn)定在一個(gè)數(shù)值，相應(yīng)的PV和WT配置容量也穩(wěn)定不變，微電網(wǎng)邊際收益只受售氫價(jià)格增加影響繼續(xù)增加。

4 結(jié)論

本文在對(duì)EHP進(jìn)行精準(zhǔn)建模的基礎(chǔ)上提出了考慮低碳制氫的微電網(wǎng)優(yōu)化配置方法，進(jìn)一步分析了制氫裝置、能量調(diào)度策略和售氫價(jià)格對(duì)優(yōu)化配置的影響，并得到如下結(jié)論。

1）由于EHP收益系數(shù)相較于SB更高，考慮配置EHP后，在微電網(wǎng)風(fēng)光配置容量增加的同時(shí)，等年值收益和可再生能源滲透率均有明顯的增加，節(jié)碳效果明顯，但在風(fēng)光配置容量較小時(shí)，仍需考慮配置SB以滿足用電可靠性。

2）不同能量調(diào)度策略對(duì)于配置結(jié)果有較大的影響，根據(jù)不同情況下能量調(diào)度邏輯，充分利用棄風(fēng)棄光和電網(wǎng)低價(jià)電制氫，能提高EHP有效利用時(shí)間，在改善微電網(wǎng)系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性的同時(shí)提高了微電網(wǎng)對(duì)可再生能源的消納能力。

3）僅當(dāng)售氫價(jià)格高于制氫成本時(shí)，才考慮配置制氫系統(tǒng)，隨著售氫價(jià)格的增加，風(fēng)光配置容量和EHP配置容量均隨之增加，微電網(wǎng)等年值收益增量分為兩部分：一部分是風(fēng)光容量增加帶來(lái)的售電收益增量，另一部分是EHP容量增加帶來(lái)的售氫收益增量。在EHP配置容量增加的對(duì)應(yīng)售氫價(jià)格區(qū)間內(nèi)，由于邊際成本的增加，收益系數(shù)減小，售氫收益增量也會(huì)減小，此時(shí)售電收益增量為主要影響因素，在其他區(qū)間中售氫價(jià)格增量為主要影響因素。

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