基于氫能經濟的電網大規模風電消納模式

崔麗瑤，劉懷東，2，劉 豪，晏淑珍

（1.天津大學電氣自動化與信息工程學院，天津 300072；2.天津大學智能電網教育部重點實驗室，天津 300072）

大力發展風電、光伏已經成為國策。然而風電出力的不確定性和反調峰特性導致部分地區棄風嚴重，已經成為制約風電發展的主要技術瓶頸之一[1]。為解決大規模風電并網引起的新能源消納難題，國內外學者針對火電機組靈活性改造、儲能技術應用和電力市場機制下的需求側響應開展了諸多成效顯著的工作。然而，未來電網中火電低滲透率使其調峰貢獻相當有限；抽水蓄能站址資源普遍匱乏[2]；蓄電池、超導等儲能技術仍需很大的技術進步[3]；需求側響應有待深入挖掘[4]。

近年來，氫能憑借其高熱值、易存儲、環境友好、來源及應用廣泛的特點吸引了學術界的高度關注。2019年氫能源被寫入《政府工作報告》，使氫能經濟成為國策[5]。2050年氫能在中國終端能源占比將達10%[6]，成為終端能源消費主力之一[7]。這意味著利用富余風電電解制氫P2H（power-to-hydrogen），結合成熟的儲氫技術，可以有效促進未來電網大規模風電消納，同時滿足氫能高需求，具有巨大的應用潛力。

氫能參與風電消納的研究熱點有風電制氫技術優化、風氫耦合系統規劃配置和優化運行等[8]。文獻[9-10]將電網或超級電容引入風氫耦合系統并提出優化控制策略，提高了制氫效率和氫能質量；文獻[11-13]考慮風氫耦合發電系統經濟、環境效益，計及氫負荷水平、新能源消納、供能可靠性與系統經濟性優化系統配置，并提出多種運行模式下的能量管理控制策略；文獻[14-15]針對含氫儲能微網進行長時間尺度下計及風電出力不確定性的多目標系統規劃配置，仿真證明氫能對提升微網經濟性和靈活性作用顯著；文獻[16-17]通過燃料電池實現熱電綜合利用，從而提高含電解制氫設備綜合能源系統的能源利用率與系統運行經濟性。上述研究以風電場、微網或綜合能源系統為研究對象，考慮富余風電制氫后通過燃料電池等方式將氫能回饋電、熱能源系統從而實現氫能就地消納。然而風能富集地區與氫能負荷中心的逆向分布，使棄風嚴重地區氫能就地消納能力十分有限，因此，上述研究難以適用于大規模高比例風電消納。本文計及中國輸電成本遠低于輸氫成本的現狀，將風力發電、遠距離輸配電網絡與氫能經濟下多領域的大規模氫氣需求相結合，利用氫能實現大規模富余風電消納。

基于分布式制氫將在遠距離氫氣運輸尚不具備經濟可行性背景下迎來快速發展的必然趨勢[18]，本文參考虛擬電廠VPP（virtual power plant）的概念將若干制氫站HPS（hydrogen production station）聚合為虛擬制氫中心VHPC（virtual hydrogen production center），提出組建由虛擬電廠和虛擬制氫中心構成的虛擬棄風-制氫聯合體VWC-HPJV（virtual wind curtailment-hydrogen production joint venture）。根據氫能供應方式將氫氣負荷分為剛性氫氣負荷和柔性氫氣負荷，以典型日運行成本最低為目標建立考慮新能源棄電過網費減免的VWC-HPJV經濟調度模型，并通過實例分析對其合理性和有效性進行仿真驗證。

1 VWC-HPJV架構

VWC-HPJV架構如圖1所示。虛擬電廠在聽從電網統一調度的前提下，針對富余風電與虛擬制氫中心展開交易，通過輸配電網絡將富余電能輸送至位于氫氣負荷中心的制氫站，從而促進棄風消納并提高自身經濟效益；虛擬制氫中心則通過利用低成本的棄風制氫降低其運行成本及碳排放量，實現未來中國電網新能源為主的電力系統和氫能經濟的共同可持續發展。

圖1 VWC-HPJV架構Fig.1 Architecture of VWC-HPJV

2 VWC-HPJV經濟調度模型

2.1 新能源棄電過網費減免政策

當電力用戶與發電企業或售電主體進行直接電力交易時，交易雙方需按照國家規定的輸配電價向電網企業支付相應的過網費[19]。VWC-HPJV中，由虛擬電廠至虛擬制氫中心的富余風電輸送必須通過輸配電網完成，因此，VWC-HPJV需要向電網企業支付一定金額的過網費。在國家大力促進新能源棄電消納的背景下，本文提出電網企業對新能源棄電過網費實行一定的減免政策，此時過網費定價為

作為過網費的主體部分，輸配電成本主要包括初始建設成本、運行損耗成本、檢修成本、故障成本、運維及人工成本和廢棄成本[20]。其中，初始建設成本作為固定成本不受輸配電網運行情況的影響；檢修成本、故障成本、運維及人工成本和廢棄成本雖與輸配電線路運行狀態息息相關，但棄風電量相較社會總用電量極低，即VWC-HPJV中棄風電能的輸送對上述成本影響極小；運行損耗成本則可以通過引入線損率的方式實現聯合體內部自平衡。基于以上分析，本文認為電網企業可以接受的新能源棄電過網費最大減免力度為100%，即完全免除新能源棄電過網費。

2.2 VWC-HPJV經濟調度模型

2.2.1 目標函數

以計及虛擬電廠供電成本、虛擬制氫中心購能成本、碳稅成本和改建成本的VWC-HPJV典型日運行成本最低為目標進行經濟調度，其目標函數的表達式為

式中：Cd為VWC-HPJV典型日運行成本；Cwt為虛擬電廠供電成本；Cfuel為虛擬制氫中心購能成本，指代其購買電網電力/煤炭/工業氧氣的費用；Ctax為虛擬制氫中心因排放二氧化碳繳納的碳稅；Cfix為虛擬制氫中心內各制氫站的改建成本，指代制氫站內新增電解設備的初始投資折舊和固定維護成本，用于分析比較電解制氫規模對VWC-HPJV運行經濟性的影響。

1）虛擬電廠供電成本

本文假設過網費全部由虛擬電廠承擔，其供電成本包括發電變動成本、過網費和棄風懲罰三部分，即

3）虛擬制氫中心碳稅成本

本文假設虛擬制氫中心從電網企業購得的電力包含火電，則制氫過程共有2個碳排放源：煤氣化爐和外購網電。為了控制碳排放總量，虛擬制氫中心需要繳納一定的碳稅，即

4）虛擬制氫中心改建成本

虛擬制氫中心改建成本指新增電解制氫設備的初始投資折舊和維護成本，該成本作為固定成本并不會影響調度優化結果，引入該參數僅用于新增制氫設備容量對VWC-HPJV經濟性的影響分析，計算公式為

式中：Cinv和Cmaint分別為新增電解制氫設備的初始投資日折舊額和日維護成本；分別為電解制氫設備的單位容量投資成本、單位容量維護成本和使用年限；Xb、PP2Hb,n分別為制氫站b新增電解制氫設備的機組數和單機容量；i為貼現率，本文取10%。

2.2.2 約束條件

VWC-HPJV運行過程中，除煤制氫裝置、電解制氫設備和儲氫氣罐自身運行約束外，還須滿足電力平衡約束、氫能供用平衡約束、虛擬電廠供電約束和虛擬制氫中心用電約束。

（1）電力平衡約束為

（2）氫能供用平衡約束。在棄風制氫成本可能低于煤制氫從而供給部分柔性氫氣負荷的情況下，本節考慮電解制氫設備與儲氫氣罐出力之和不低于剛性氫氣負荷即可；在此基礎上，煤制氫、電解制氫與儲氫氣罐需要共同保證兩種氫氣負荷的供應。則VWC-HPJV的氫能供用平衡約束為

（3）虛擬電廠供電約束。虛擬電廠內各風電場供電功率不可能超過其棄風功率并受到遠距離輸配電網絡裕量，則虛擬電廠供電約束為

3 算例結果及分析

虛擬電廠共有3個風電場存在棄風現象，聯合覆蓋3個制氫站的虛擬制氫中心，構成VWC-HPJV進行調度優化，并根據調度結果分析其合理性和有效性。風電場的單位發電量變動成本分別為5、6、7元/（MW·h），棄電懲罰系數為100元/（MW·h），棄風情況見圖2，整體棄風率為8%。制氫站典型日剛性、柔性氫氣負荷曲線見圖3。

圖2 虛擬電廠原棄風曲線Fig.2 Original wind curtailment curves of VPP

圖3 虛擬制氫中心氫氣負荷曲線Fig.3 Hydrogen load curves of VHPC

制氫站關鍵設備運行模型分別如下。

1）煤制氫裝置

本文僅關注煤制氫技術的煤炭消耗量、工業氧氣消耗量及其碳排放強度，則煤制氫裝置數學模型可簡化為

2）電解制氫設備

電解制氫設備數學模型主要包括產出模型、功率模型和啟停模型三部分，表示為

制氫站關鍵設備的技術、經濟參數見表1。煤炭和工業氧氣的市場價格分別為600元/t、0.5元/（N·m3）；電網的平均碳排放系數為0.698 t/（MW·h），碳稅價格為100元/t；遠距離輸電與近距離配電綜合平均線損率為15%，同時考慮遠距離輸電成本和近距離配電成本將過網費定價為350元/（MW·h）；工業用電分時電價見表2。

表1 制氫站技術、經濟參數設置Tab.1 Setting of technical and economic parameters for HPS

表2 工業用電分時電價Tab.2 Time-of-use price for industrial electric power

3.1 VWC-HPJV合理性和有效性分析

為了分析VWC-HPJV的合理性和有效性，設置以下3個方案：①虛擬電廠與虛擬制氫中心各自為營，此時虛擬電廠棄風曲線如圖2所示；②虛擬電廠與虛擬制氫中心組成VWC-HPJV，電網企業實行新能源棄電過網費全額免除政策；③在方案2的基礎上，為虛擬制氫中心新增30 MW電解制氫設備。

方案1～3典型日運行成本如表3所示，棄風電量、電網購電量、制氫技術替代量和碳排放量如表4所示。

表3 方案1～3運行成本比較Tab.3 Comparison of operating cost among schemes 1，2 and 3 萬元

表4 方案1～3環境效益比較Tab.4 Comparison of environmental benefits among scheme 1，2 and 3

比較方案1和方案2的調度結果可知，相較虛擬電廠與虛擬制氫中心各自為營的運行模式，在電解制氫規模保持不變的條件下，VWC-HPJV通過棄風制氫消納富余風電670.4 MW·h，使棄風率由8%降至1.9%，減少電網購電447 MW·h，實現了3.27萬Nm3規模的氫能技術替代，電網購電量和煤制氫耗煤量的降低使虛擬制氫中心碳排放量減少498t，虛擬電廠供電成本、虛擬制氫中心購能成本和碳稅分別降低6.34萬元、18.37萬元、4.98萬元，典型日運行總成本降低12.1%。

由方案3的調度結果可得，當虛擬制氫中心新增30 MW電解制氫設備時，更高的電解制氫容量在提高制氫能力的同時擴充了棄風消納空間。相較方案2，方案3棄風消納量增加134.8 MW·h，棄風率進一步由1.9%降至0.3%，電網購電量持平，制氫技術替代規模增長至5.69萬N·m3，使虛擬制氫中心碳排放量又減少66 t，此時計及新增制氫設備初始投資折舊和固定維護成本的VWC-HPJV典型日運行成本下降至213.07萬元，相比方案1降低了13.09%。

由此可見，VWC-HPJV在促進棄風消納、降低制氫成本和碳排放等方面效果明顯，具備合理性和有效性。此外，在棄風電量較高的情況下，適當增加虛擬制氫中心設備容量有利于提高VWC-HPJV棄風消納能力從而進一步其降低運行成本并提高環境效益。

3.2 VWC-HPJV調度結果分析

方案1中虛擬制氫中心調度結果和方案2～3中虛擬棄風-制氫聯合體調度結果如圖4～圖6所示。圖中，棄風制氫能力曲線通過虛擬電廠總棄風功率、輸配電網線損率和電解制氫設備能耗系數求得；“制氫技術替代”則指利用電解制氫供給部分柔性氫氣負荷，實現電解制氫技術對煤制氫技術的部分替代。

圖4 方案1中虛擬制氫中心典型日調度結果Fig.4 Typical daily dispatching results of VHPC in scheme 1

圖5 方案2中VWC-HPJV典型日調度結果Fig.5 Typical daily dispatching results of VWC-HPJV in scheme 2

圖6 方案3中VWC-HPJV典型日調度結果Fig.6 Typical daily dispatching results of VWC-HPJV in scheme 3

由圖4可知，當虛擬電廠與虛擬制氫中心各自為營時，虛擬制氫中心的制氫用電全部來源于電網電力，為降低運行成本，虛擬制氫中心不得不在電價較低的1～7、24時間段大量制氫、儲氫，并在電價較高的8～23時間段基本依靠儲氫氣罐實現剛性氫氣負荷的供給。

由圖5和圖6可得，虛擬電廠與虛擬制氫中心組建VWC-HPJV后，方案2和方案3的系統運行情況可根據棄風制氫能力與剛性氫氣負荷的大小比較分成兩部分進行分析。

在棄風制氫能力超過剛性氫氣負荷的1～7、21～24時間段，大多情況下（除21時間段外）虛擬制氫中心在電解制氫設備容量范圍內盡力消納棄風制氫并將富余氫氣儲存，直至7時兩種方案下的實際儲氣量均達到峰值4.96萬N·m3；而在21時間段盡管棄風制氫能力超過剛性氫氣負荷，但輸配電網裕量不足導致富余風電無法全額輸送到虛擬制氫中心，各制氫站在電解制氫的同時還需利用儲氫氣罐放氣以保證氫能供應，類似的情況還出現在19～20時間段。此外，新能源棄電過網費免除政策下，電解制氫成本降至煤制氫成本之下，因此在方案2和方案3的1～7、22～24時間段，虛擬制氫中心的電解制氫速率在滿足剛性氫氣負荷的前提下，分別向柔性氫氣負荷供給了3.27萬N·m3、5.69萬N·m3氫氣，證明了本文對棄風制氫技術部分替代煤制氫技術從而加速氫能產業能源轉型設想的合理性。

棄風制氫能力不及剛性氫氣負荷的時間段內，兩種方案下的VWC-HPJV同樣呈現出不止一種運行狀態。在8～10、18～20時間段，電解制氫設備在輸配電網裕量約束范圍內盡力消納棄風，以較低的速率制取氫氣并與儲氫氣罐配合以維持氫能供需平衡。在11～17時間段棄風電量極低，計及線損的棄風功率不及電解制氫設備耗電功率下限，若啟動制氫設備便不得不購入電網電力導致成本增加，因此虛擬制氫中心僅在棄風制氫能力相對接近電解制氫設備耗電功率下限的11∶00和17∶00從電網購買少量電能，其余時間段剛性氫氣負荷供應則完全依賴儲氫氣罐放氣。

對VWC-HPJV調度結果進行分析，更加直觀地展現了不同方案下虛擬電廠與虛擬制氫中心的運行情況，在前文對運行成本、棄風電量、電網購電量、制氫技術替代量和碳排放量等參數分析比較的基礎上，又一次驗證了組建虛擬棄風-制氫聯合體的合理性和有效性。

3.3 未來大規模風電接入場景合理性和有效性分析

為了驗證未來電網大規模風電接入和大規模氫能經濟場景下，前文所述VWC-HPJV是否仍能有效促進棄電消納，在方案3的基礎上構建未來場景，未來場景下虛擬電廠風電滲透率達到40%，典型日棄風率為40%，棄風功率和虛擬制氫中心典型日氫氣負荷見表5，調度結果如圖7所示。

表5 未來場景下典型日棄風功率和氫氣負荷Tab.5 Typical daily wind curtailment and hydrogen load in future scenario

圖7 未來場景下虛擬棄風-制氫聯合體調度結果Fig.7 Dispatching results of VWC-HPJV in future scenario

由圖6可知，氫能經濟的引入使虛擬電廠富余電力大量消納，棄風率由40%降至5.2%；由圖7存在制氫技術替代量可知低成本棄電也使電解制氫成本大幅降低，證明了本章所提虛擬棄風-制氫聯合體利用負荷低谷時期的富余風電進行電解制氫以解決大規模風電消納問題并促進氫能經濟發展的合理性和有效性。

4 結語

本文將未來大規模新能源發電與氫能經濟相結合，參考虛擬電廠的概念設立虛擬制氫中心，提出組建由存在棄風現象的虛擬電廠和虛擬制氫中心構成的虛擬棄風-制氫聯合體，主要利用電負荷谷段的富余風電制氫供給氫能產業從而解決大規模風電消納問題，同時為氫能經濟迅猛發展提供有力支持。基于氫氣負荷簡單分類建立了考慮新能源棄電過網費減免政策的虛擬棄風-制氫聯合體經濟調度模型，算例結果表明虛擬棄風-制氫聯合體在促進棄風消納、降低制氫成本和系統碳排放方面效果明顯，具有合理性和有效性。