考慮輔助調峰的儲能-制氫混合系統容量配置研究

曹煒，沙海偉

(中國能源建設集團江蘇省電力設計院有限公司，南京 210006)

在國家能源轉型戰略的引領和可再生能源相關政策的驅動下，我國可再生能源發展進入了提速期，截至2021年底，全國可再生能源累計裝機規模達到10.63億kW，占全國電力裝機的44.8%，其中水電、風電和光伏發電裝機規模均位列世界第一，發電量占全社會用電量比重達到29.8%[1]。

風電、光伏發電等可再生能源具有間歇性、波動性特征[2]，出力高峰主要在春冬兩季，而此時電力系統負荷較小，電網面臨巨大調峰壓力[3]，甚至在局部地區、局部時段存在一定的棄風限電問題[4]。據此，我國已開展大量的探索和研究工作，如通過配置儲能實現新增調峰能力[5-7]，加快火電靈活性改造[8]，推動電力系統輔助調峰市場建設[9]等。目前，國內外關于氫能等儲能系統參與新能源消納等方面的研究逐漸增多[10]。文獻[10]建立了儲能系統與區域電網模型，以經濟消納和最大容量消納兩種方式，對儲能系統開展容量優化配置，但均有一定的棄風問題；文獻[11]探索氫能參與風電出力，建立了全壽命周期的風氫混合系統技術經濟模型，以凈利潤為目標，得出設備最優參數和價格參數；文獻[12]提出了制氫系統參與輔助調峰服務的容量優化策略；文獻[13]對伊朗地區風電和光伏發電制氫的經濟性進行分析，得出新能源制氫具有可行性的結論；文獻[14-15]針對風電制氫，提出了優化控制策略，并在仿真分析中驗證其能夠提高電解水制氫的性能。

可以看出，目前針對儲能以及氫能緩解調峰問題的研究主要集中在容量優化和控制策略等方面，但對儲能與制氫混合參與火電輔助調峰方面的研究較少。本文對考慮輔助調峰的儲能-制氫混合系統(Bess-Hydrogen Hybrid System, BHHS)容量優化配置進行研究，通過在火電側配置儲能-制氫混合系統，實現火電機組的深度調峰，從而達到緩解棄風限電的目的。

1 混合系統參與調峰輔助服務的能量管理策略

1.1 輔助調峰服務分析

圖1為某風電場一天出力情況，從圖中可以看出，該風電場出力存在波動性的特點，特別是在下午和夜間出力較大但此時負荷水平較低，電網消納壓力較大，容易出現棄風限電現象。

圖1 某風電場一天出力情況

因此，目前已有較多地區建設輔助服務市場，以期緩解電網調峰壓力[16]，調峰機組一般定義為煤電機組、核電機組等具有深度調節能力的電源，大部分地區還將儲能納入調峰電源。此外，山東省還提出建設制氫系統容量等同于儲能調峰容量。目前，大部分地區將機組出力基準值定為50%，并將機組出力達30%以下的部分定義為深度調峰，并獲得收益。部分老舊火電廠難以實現30%以下出力，但可以通過在火電廠側配置儲能系統和制氫系統，實現儲能系統充電和制氫系統制氫，以減少火電出力，達到深度調峰的目的，獲取深度調峰收益。同時，還可以將氫氣出售，獲得額外收益。

1.2 混合系統參與調峰結構

圖2為儲能-制氫混合系統結構示意圖，系統主要包括火電機組、儲能電站以及制氫系統等。圖中火電機組、儲能電站以及制氫系統通過升壓變接入PCC點，與公共電網及負荷相連接。儲能電站主要包括儲能電池、功率轉換系統以及升壓變壓器等部分。制氫系統主要由電解水制氫系統、功率轉換系統以及升壓變壓器組成，其中電解水制氫系統包括電解槽、儲氫罐以及緩沖機和壓縮機等其它輔助設備，功率轉換系統包括AC-DC變換以及DC-DC變換單元。制氫系統制取的氫氣存儲在儲氫罐中，運輸至加氫站和工廠等使用。

圖2 儲能-制氫混合系統結構示意圖

1.3 混合系統參與調峰能量管理策略

儲能-制氫混合系統在火電側與火電機組協調配合輔助調峰，其基本思路是將風電超出電網接納能力的富余電量通過儲能和制氫系統加以消納。考慮到各個系統的度電成本，依次考慮火電機組深度調峰，混合系統儲能電站和制氫系統動作。風電大發時，火電機組降低出力仍無法消納富余風電電量，此時混合系統作為負載減少火電機組出力，儲能系統吸收電量，制氫系統開始制氫，火電機組獲得深度調峰補償，同時提高新能源消納能力。根據調度機構要求，混合系統盡量參與輔助調峰服務，減少棄電現象。

根據以上分析并結合輔助調峰市場規則，提出以下能量管理策略：混合系統在參與輔助調峰時，若調度機構調度火電機組出力需大于調度基準值時，根據調峰規則調度機構無償實現火電功率調度，混合系統不出力；若調度機構調度火電機組出力在最低出力和調度基準值之間時，火電機組有能力進行調峰，此時無需混合系統參與調峰；若需調度的火電出力低于火電最低出力，此時混合系統參與調峰。儲能-制氫混合系統能量管理策略如圖3所示。

圖3中，k為火電機組調峰能力，即調峰容量與最大出力比值，Pbess、Ebess分別為儲能電站的功率和能量，PH2為制氫系統功率，Pload和Pwind分別為負荷功率和風電功率，Pmax為火電機組最大出力。根據不同的出力情況，共有5種能量管理狀態：

圖3 儲能-制氫混合系統能量管理策略

狀態控制SC1：此時火電機組進入深度調峰狀態最低出力，同時儲能電站和制氫系統以額定功率吸收火電出力。混合系統聯合火電機組發出功率較高，負荷不足以消納所有風電電量，將向調度反饋按能夠達到的最低功率出力，此時仍有一定的棄風電量。

狀態控制SC2：此時火電機組進入深度調峰狀態最低出力，混合系統中儲能電站優先動作，剩余部分由制氫系統加以補足，此時無棄風電量。

狀態控制SC3：此時火電機組進入深度調峰狀態最低出力，混合系統中僅儲能電站動作，若儲能電站電量達到上限，剩余部分由制氫系統補足，此無棄風電量。

狀態控制SC4：此時火電機組進入深度調峰狀態，火電機組無需降至最低出力即可完全消納風電電量，此時儲能電站放電供制氫系統制氫，系統無棄風電量。

狀態控制SC5：此時火電機組出力高于50%火電額定功率，調度機構無償調度，無調峰補貼。混合系統中儲能電站放電供制氫系統制氫，系統無棄風電量。

2 混合系統參與調峰技術經濟模型

2.1 費用模型

火電機組在調峰時，可分為常規調峰、穩燃不投油調峰和穩燃投油調峰三種，其調峰費用A可表示為：

(1)

式(1)中：Pthe為火電機組功率，a、b、c為火電機組在常規調峰時的費用系數，Scoal為當季煤炭價格水平；ε為火電機組在穩燃不投油調峰時的損耗系數，Sgen為運行損耗費用，N為火電機組轉子的致裂循環周期；Poil和Coil分別為投油油量和單位投油費用，Penvi和Cenvi分別環境影響量和單位環境成本。

此外，為保障新能源的有效消納，不少省份要求對火電機組進行深度調峰改造，相應的改造成本可表示為B。

混合系統費用C包括建設期費用和運營期的運行維護費用兩方面。

(1)混合系統建設期費用。

混合系統建設期費用包括儲能電站建設費用和制氫系統建設費用，建設費用一般可以分為土地成本、設備成本以及建筑安裝成本等，由于本次混合系統建設在電廠內，土地成本可不計。

儲能電站建設費用模型可表示為：

Cbess=(C1+C2)Ebess+C3Pbess

(2)

式(2)中：Cbess為儲能電站建設費用，C1、C2和C3分別為容量單價、建筑安裝單價以及功率單價，Pbess、Ebess分別為儲能電站的功率和能量。

制氫系統建設費用模型可表示為功率相關函數，即：

CH2=CunitPH2+Ccon

(3)

式(3)中：CH2為制氫系統建設費用，Cunit為制氫系統單位功率造價，PH2為制氫系統最大運行功率，Ccon為制氫系統其它設備成本。

考慮到混合系統在全壽命周期的運行，采用投資等年值法將混合系統建設費用在整體壽命周期內進行平均分攤，即：

Chybrid=f1(Cbess+CH2)

(4)

(5)

式(4)～(5)中：Chybrid為混合系統的投資等年值，f1(A/P,r,n)為資金回收系數，其中n為混合系統使用年限，若電池以一天兩充兩放的情況考慮，不考慮電池更換情況下以10年期計，制氫系統根據氫能設備廠家建議暫以10年期計，r為折現率。

(2)混合系統運營期費用。

制氫系統的運維成本主要與制氫量有關，即：

MH2=UH2VH2

(6)

式(6)中：MH2為制氫系統運維成本，UH2為制氫量運維單價，VH2為制氫量。考慮到制氫系統是為深度調峰服務，因此制氫系統需頻繁啟動，其運維成本要比穩定運行的制氫系統運維成本高很多。

儲能系統運維成本可表示為：

(7)

式(7)中：Mbess為儲能系統運維成本，Cfix-bess為儲能系統固定運維成本，Cvar-bess為儲能系統可變運維成本，Cwe為儲能系統單位容量運維成本，Ccons為儲能系統其他運維成本。

由此可以得出，混合系統總體費用為：

C=Chybrid+MH2+Mbess

(8)

由式(1)～式(8)可以得出儲能系統參與輔助調峰的總體費用為：

F=A+B+C

(9)

2.2 收益模型

混合系統的收益模型主要包括兩個方面，第一是參與深度調峰服務獲得的調峰補貼收益，第二是出售氫氣獲得的收益。

(1)輔助調峰收益

制氫系統同火電機組協同出力某天參與深度調峰補貼收益可以表示為：

X1=μαΣEhybrid

(10)

式(10)中：ΣEhybrid為一天中火電機組和混合系統共同出力的電量，μ為輔助調峰的階梯補貼，α為混合系統度電補貼收益系數。

(2)氫氣售出收益

根據目前制氫設備效率和氫氣產出等情況，一般4.5～ 5 kW·h電量可制取1 m3氫氣，通過出售氫氣可獲取一定的收益：

X2=ηΣVH2

(11)

式(11)中：η為氫氣售出單價，ΣVH2為總制氫量。

由式(10)和式(11)可得混合系統的收益為：

X=X1+X2

(12)

由此可以得出混合系統總利潤：

Ppro=X-F

(13)

混合系統的技術經濟模型為保證Ppro最大，即Ppro_max。

3 算例分析

3.1 算例參數

某地區電網總裝機約為900 MW，其中風電容量為200 MW，風電滲透率為22.2%，其它裝機為火電和水電。其中，水電站屬于小散遠電站類型，能夠實現本地消納。火電為600 MW的純凝火電機組，根據電網相關要求，該火電廠已經開展了深度調峰改造，最低出力能夠達到43%左右。根據火電廠業主意愿，擬在火電側配置一定的儲能-制氫混合系統，實現深度調峰，儲能系統選用磷酸鐵鋰電池，制氫系統選用堿性電解水制氫系統。

該地區電力負荷約500 MW，以某典型月進行研究，風電場出力及負荷某月波形圖如圖4所示，采用標幺值，可以看出，風電場出力存在明顯波動，特別是在月初和月中旬階段，與負荷呈現反調峰特性，導致電網對風電的消納較為困難，在沒有混合系統降低火電出力的情況下，系統將選擇部分棄風。

圖4 風電場出力及負荷某月波形圖

根據當地輔助調峰服務結算情況，本文對火電參與深度調峰的報價修正系數按α為0.75進行仿真計算和分析。

相關仿真參數如表1所示。

表1 相關仿真參數

3.2 算例分析

基于本文提出的能量管理策略和優化方法，以及調度機構對盡量不棄電的指標要求，在Matlab中采用改進遺傳算法對典型月各種最優配置的混合系統優化參數見表2。

表2 混合系統優化參數

從表2中可以看出，若該火電廠僅依靠火電深度調峰，盡管其出力能夠降至額定功率的43%左右，實現了部分風電的消納，但風電大發時仍有較大棄風，棄風總量達到528.97 MW·h，調峰凈利潤僅為4.81萬元。

采用火電+儲能系統調峰，在凈利潤最高的條件下，需配置32/86 MW·h的儲能系統，此時凈利潤將達到13.27萬元，棄風總量減少至 116.03 MW·h，相比僅火電調峰減少78.1%的棄風量，由于儲能系統存在電量限制，若風電連續大發，儲能系統充電滿后仍將棄風，這也是配置儲能系統的缺點之一，若要實現完全不棄風則需增加儲能系統容量至36 MW/180 MW·h，此時凈利潤僅為9.22萬元，相比優化參數條件下儲能凈利潤大幅下降。圖5給出了僅火電+儲能系統調峰時儲能容量與凈利潤變化。可以看出，儲能系統凈利潤呈先增后減的趨勢，系統容量在達到32 MW/86 MW·h時凈利潤最高。

圖5 火電+儲能系統調峰時儲能容量與凈利潤變化

采用火電+制氫系統調峰，根據目前市場情況，配置標準的7 500 Nm3的儲氫罐及附加設備大約在100萬元左右，32 MW制氫系統費用約為同容量儲能系統三分之二左右，正常調峰情況下若實現每天一次氫氣運輸，制氫系統容量約束相比儲能系統容量約束受限較少。在凈利潤最大情況下，需配置32 MW的制氫系統，此時凈利潤為34.91萬元，制氫量為105 352 m3，此時棄風電量僅為2.21 MW·h，已大幅減少。隨著制氫系統容量和功率的增加，制氫系統的經濟效益呈現先增后降的趨勢。

采用火電+混合系統調峰，在系統最優條件下，配置32 MW制氫系統和3 MW/1 MW·h儲能系統，系統能夠獲得的深度調峰凈利潤達37.41萬元，并且無棄風現象，滿足了調度機構對盡量不棄風棄光指標的要求，此時系統制氫量約為119 832 m3。圖6為火電+混合系統調峰時混合系統功率與凈利潤變化圖，此時儲能系統容量為1MW·h。從圖6中可以看出，隨著混合系統功率的上升，凈利潤迅速上升達到最大，此時混合系統利用率較高，在混合系統功率達到不棄風所需最大功率后，混合系統利用率逐步下降，系統利潤呈現先增后減的趨勢。

圖6 火電+混合系統調峰時混合系統功率與凈利潤變化

從利潤組成來看，按目前市場上氫氣售價15元/kg計，單月混合系統制氫量達到119 832 m3，氫氣銷售收入約為16.16萬元。可以推斷出，混合系統更主要的是依靠深度調峰獲得補貼收益。在目前電源側可再生能源電解水制氫成本居高不下，僅能依靠氫氣出售獲得收益的情況下，在火電側配置儲能-制氫混合系統，同時獲得深度調峰補貼和氫氣收益，是一個較為可行的方向。

同時，由以上分析可以看出，在火電側配置儲能-制氫混合系統，由于系統初始成本過高，其容量大小是系統能否最終獲利的關鍵，合理的容量能夠在讓火電側獲得深度調峰補貼的同時，更高效地緩解棄風問題。在實際中，混合系統容量應綜合考慮負荷、風電以及電網的具體情況，進行合理的綜合配置。

4 結語

火電廠配置儲能-制氫混合系統參與輔助調峰服務，能夠提高電力系統調峰能力，減少棄風限電現象，同時生產高純度氫氣用于工業生產和交通等利用。本文在建立了儲能-制氫混合系統技術經濟模型基礎上，提出了參與火電調峰輔助服務的容量優化配置方法和能量管理策略，并基于某地區火電廠實際工程案例，采用改進遺傳算法，得出了儲能-制氫混合系統容量優化配置方案，相比較僅火電調峰、火電+儲能調峰、火電+制氫系統調峰等情況，火電與儲能-制氫混合系統聯合調峰不僅能獲得更高的調峰利潤和制氫量的同時，實現更低的棄風電量，提高了電力系統的靈活調節能力。

儲能-制氫混合系統容量優化配置受到棄風電量、系統參數、調峰成本及收益、氫氣售出等情況的影響，在實際算例中應根據情況具體分析。由于目前氫燃氣輪機等設備成本較高，本文僅考慮將氫氣制取后售出參與工業和交通等利用，下一步將關注和研究棄電制氫后發電反饋回電網，提高氫能的利用效率。