含電解制氫裝置及光熱電站的海島微網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度

黃冬梅，陳柯翔，孫錦中，胡安鐸，孫 園

（1.上海電力大學(xué)電子與信息工程學(xué)院，上海 200090；2.上海電力大學(xué)數(shù)理學(xué)院，上海 200090）

離海岸線較遠(yuǎn)的島嶼通常負(fù)荷需求較小，傳統(tǒng)上采用以柴油發(fā)電為主的離網(wǎng)運(yùn)行方式進(jìn)行供電，但存在環(huán)境污染問(wèn)題。海島風(fēng)力資源豐富，發(fā)展?jié)摿薮螅浞掷蔑L(fēng)能、太陽(yáng)能等可再生能源可從根本上解決海島供電問(wèn)題[1]，并且構(gòu)建以可再生能源為主的海島微電網(wǎng)系統(tǒng)，有助于沿海區(qū)域碳達(dá)峰、碳中和“30·60”目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)[2]。

近年來(lái)，海島微電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)優(yōu)化調(diào)度已成為微電網(wǎng)的研究熱點(diǎn)。文獻(xiàn)[3]概括了國(guó)內(nèi)外海島微電網(wǎng)的研究現(xiàn)狀，研究了海島風(fēng)-光-海水抽蓄聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的不同調(diào)度策略，對(duì)其進(jìn)行基于模糊多目標(biāo)規(guī)劃與遺傳算法的容量?jī)?yōu)化，得出系統(tǒng)最佳容量配置；文獻(xiàn)[4]以微網(wǎng)運(yùn)行成本最低為優(yōu)化目標(biāo)，建立了由柴油發(fā)電機(jī)、微型燃?xì)廨啓C(jī)和燃料電池組成的微網(wǎng)優(yōu)化模型，但燃料電池存在化學(xué)腐蝕和無(wú)法存儲(chǔ)電能等問(wèn)題，而由于海島風(fēng)電出力往往具有波動(dòng)性和隨機(jī)性等特點(diǎn)，常常需要配備一定的儲(chǔ)能系統(tǒng)；文獻(xiàn)[5]提出了以潮汐電站發(fā)電為主，配合風(fēng)電場(chǎng)、柴油機(jī)組運(yùn)行的海島微網(wǎng)供電方案，考慮機(jī)組的運(yùn)行約束和負(fù)荷需求，建立了海島多能互補(bǔ)的優(yōu)化調(diào)度模型；文獻(xiàn)[6]通過(guò)對(duì)海島中風(fēng)/光/抽水蓄能的容量進(jìn)行優(yōu)化配置，以系統(tǒng)成本最小和負(fù)荷缺電量為目標(biāo)，并考慮負(fù)荷響應(yīng)，使用粒子群算法對(duì)該模型進(jìn)行求解；文獻(xiàn)[7]提出以海水抽蓄電站作為海島微網(wǎng)儲(chǔ)能設(shè)備的優(yōu)化運(yùn)行方案，降低海島供電成本的同時(shí)平抑了風(fēng)電波動(dòng)。文獻(xiàn)[5-7]雖然利用了海島豐富的可再生能源，但是建設(shè)海水蓄能電站、潮汐電站受到地理落差的限制，而聚光太陽(yáng)能技術(shù)能夠解決這一問(wèn)題，光熱電站利用聚光系統(tǒng)將太陽(yáng)能聚集起來(lái)，產(chǎn)生過(guò)熱蒸汽驅(qū)動(dòng)發(fā)電機(jī)進(jìn)行發(fā)電[8]。文獻(xiàn)[9]利用含儲(chǔ)熱光熱電站能夠?qū)崮苓M(jìn)行存儲(chǔ)，實(shí)現(xiàn)柔性調(diào)度補(bǔ)充風(fēng)力發(fā)電。

對(duì)于風(fēng)電資源豐富的海島，在滿足自身負(fù)荷需求下，將會(huì)出現(xiàn)棄風(fēng)現(xiàn)象，而風(fēng)電制氫技術(shù)能夠有效解決海島棄風(fēng)問(wèn)題[10-11]。氫能具有能量密度高、無(wú)污染、零碳排等特點(diǎn)，成為風(fēng)電、光伏能源高效利用和綠色儲(chǔ)存的優(yōu)選方案之一[12-14]。丹麥建設(shè)的一個(gè)Brande Hydrogen項(xiàng)目在海島風(fēng)機(jī)不連網(wǎng)的情況下驅(qū)動(dòng)電解設(shè)備，獨(dú)立于電網(wǎng)就地電解制氫，提供了海島可再生能源制氫解決方案。文獻(xiàn)[15]通過(guò)采用快速非支配排序遺傳算法NSGA-Ⅱ（non-dominated sorting genetic algorithm-）實(shí)現(xiàn)了對(duì)容量配比多目標(biāo)優(yōu)化問(wèn)題的求解，構(gòu)建了考慮運(yùn)氫量的風(fēng)光氫發(fā)電系統(tǒng)日前發(fā)電計(jì)劃的優(yōu)化調(diào)度算法；文獻(xiàn)[16]提出了一種考慮氫能交互的綜合能源微網(wǎng)構(gòu)架，構(gòu)建了綜合能源微網(wǎng)的日前調(diào)度模型，并采用混沌增強(qiáng)煙花優(yōu)化算法對(duì)該模型進(jìn)行求解。氫能源在國(guó)內(nèi)港口生產(chǎn)作業(yè)中有較大的應(yīng)用前景，港口設(shè)備一般負(fù)荷較大，碳排放區(qū)域相對(duì)集中，氫能源使用后，節(jié)能減排效果明顯。

綜上所述，傳統(tǒng)的基于柴油機(jī)發(fā)電和抽水蓄能電站的海島供電系統(tǒng)存在對(duì)環(huán)境不友好、建設(shè)地理?xiàng)l件受限等問(wèn)題，且上述研究鮮有考慮到光熱電站和電解制氫裝置聯(lián)合運(yùn)行對(duì)海島風(fēng)電消納的影響。因此，本文提出了一種基于光熱電站和電解制氫裝置一體化的可再生能源供電系統(tǒng)，以日前預(yù)測(cè)海島風(fēng)電出力和用戶負(fù)荷為基礎(chǔ)，建立了一個(gè)海島微網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型。仿真結(jié)果表明，配備電解制氫裝置及光熱電站的海島聯(lián)合運(yùn)行系統(tǒng)凈收益更高，驗(yàn)證了所提模型的有效性。

1 海島微網(wǎng)聯(lián)合運(yùn)行機(jī)理

海島微網(wǎng)聯(lián)合運(yùn)行系統(tǒng)主要有3部分：風(fēng)電場(chǎng)、含儲(chǔ)熱TES（thermal energy storage）系統(tǒng)的光熱電站 CSP（concentrating solar power）以及電解制氫裝置EHU（electrolytic hydrogen unit）。風(fēng)電場(chǎng)的風(fēng)能作為海島微網(wǎng)運(yùn)行的主要能量來(lái)源，從歷史長(zhǎng)期的風(fēng)速統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)來(lái)看，海洋的風(fēng)速通常是白天低晚上高，造成了海島風(fēng)電場(chǎng)發(fā)電的隨機(jī)性與間歇性，風(fēng)力發(fā)電與太陽(yáng)能發(fā)電在輸出特性上具有良好的互補(bǔ)效應(yīng)。CSP電站在風(fēng)電場(chǎng)發(fā)電高峰期存儲(chǔ)熱量，在海島負(fù)荷高峰期，放熱發(fā)出電能[9]。近海島嶼具有豐富的風(fēng)電資源，夜間負(fù)荷需求較低時(shí)，會(huì)出現(xiàn)棄風(fēng)現(xiàn)象，因此本文考慮加裝EHU裝置，將海島多余風(fēng)電通過(guò)EHU轉(zhuǎn)換成氫氣，以此促進(jìn)系統(tǒng)風(fēng)電消納。

1.1 CSP電站的運(yùn)行機(jī)理

CSP電站由太陽(yáng)能場(chǎng)、TES系統(tǒng)、熱循環(huán)系統(tǒng)和汽輪機(jī)組成。太陽(yáng)能場(chǎng)通過(guò)聚光將光能進(jìn)行光熱轉(zhuǎn)化后，產(chǎn)生的熱能由CSP電站的集熱裝置收集，一部分熱量轉(zhuǎn)移到熱循環(huán)系統(tǒng)，另一部分儲(chǔ)存在TES系統(tǒng)。這些熱能用來(lái)產(chǎn)生過(guò)熱蒸汽，推動(dòng)汽輪機(jī)進(jìn)行發(fā)電[17]。CSP電站熱電聯(lián)產(chǎn)流程如圖1所示。

圖1 CSP電站熱電聯(lián)產(chǎn)流程Fig.1 Flow chart of cogeneration in CSP station

CSP電站收集的太陽(yáng)能與直接輻射指數(shù)和太陽(yáng)場(chǎng)面積有關(guān)[18]，表示為

光熱電站集熱裝置轉(zhuǎn)化得到的熱量通過(guò)傳熱流體一部分流入發(fā)電系統(tǒng)直接用于發(fā)電，另一部分在負(fù)荷低峰時(shí)流入儲(chǔ)熱系統(tǒng)，以便在有負(fù)荷需求時(shí)輸送到發(fā)電系統(tǒng)進(jìn)行發(fā)電，其滿足

通過(guò)傳熱流體流入到TES中的熱量在儲(chǔ)、放熱的過(guò)程中均會(huì)有熱量的損失，系統(tǒng)的儲(chǔ)放熱特性為

根據(jù)能量守恒，CSP電站TES中存儲(chǔ)的熱量是連續(xù)變化的，并且將產(chǎn)生熱量損耗，所以應(yīng)該滿足

式中：Et、Et-1分別為TES在t、t-1時(shí)段的儲(chǔ)熱量；ηs為TES的熱耗散系數(shù)；Δt為時(shí)間間隔。

光熱電站汽輪機(jī)的熱功率是太陽(yáng)能場(chǎng)直接傳遞的熱功率和TES系統(tǒng)釋放熱功率的總和。由于汽輪機(jī)組所產(chǎn)生的熱量是由排汽決定的，所以汽輪機(jī)組所產(chǎn)生的熱力功率與電力近似呈線性關(guān)系，汽輪機(jī)輸出的電功率為

1.2 電解制氫系統(tǒng)

電解水制氫主要為在充滿電解質(zhì)的電解裝置上施加直流電，水分子在電極上發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)分解為氫和氧[19]。如果這個(gè)過(guò)程是由綠色可再生能源如風(fēng)能、太陽(yáng)能等驅(qū)動(dòng)的，則產(chǎn)生的氫氣可以被稱為“零碳?xì)洹盵20]。氫能和電能相互轉(zhuǎn)化的化學(xué)反應(yīng)式為

當(dāng)海島微網(wǎng)有富余電量時(shí)，EHU能夠?qū)⒍嘤嚯娔苻D(zhuǎn)化為H2存儲(chǔ)在儲(chǔ)氫系統(tǒng)中。因此，EHU裝置也可作為海島的可控負(fù)荷來(lái)促進(jìn)風(fēng)電消納，可通過(guò)增加或減少其用電量來(lái)為系統(tǒng)提供負(fù)備用或正備用，提高海島微網(wǎng)運(yùn)行的穩(wěn)定性。EHU運(yùn)行滿足

風(fēng)電-光熱電站聯(lián)合出力承擔(dān)海島微網(wǎng)的基荷部分，蓄電池儲(chǔ)能系統(tǒng)承擔(dān)海島微網(wǎng)的峰荷部分作為整個(gè)海島微網(wǎng)運(yùn)行的旋轉(zhuǎn)備用。海島CSP-EHU系統(tǒng)的能量流如圖2所示。

圖2 海島CSP-EHU系統(tǒng)的能量流Fig.2 Energy flow in CSP-EHU system in island

從圖2中可以看到，太陽(yáng)能場(chǎng)吸收太陽(yáng)能一部分熱量?jī)?chǔ)存在儲(chǔ)熱裝置中，另一部分直接用于產(chǎn)生高溫蒸汽進(jìn)行發(fā)電。對(duì)于系統(tǒng)內(nèi)由風(fēng)能和太陽(yáng)能產(chǎn)生的多余電力，一部分通過(guò)EHU制氫，以氫能的形式存儲(chǔ)在儲(chǔ)氫裝置，另一部分存儲(chǔ)在蓄電池中。當(dāng)在海島新能源輸出不足或臨時(shí)沖擊負(fù)荷情況下蓄電池作為備用機(jī)組出力來(lái)滿足海島用戶負(fù)荷需求。為了抑制分布式能源波動(dòng)，需要在島上部署儲(chǔ)能系統(tǒng)，儲(chǔ)能裝置作為能量緩沖單元，起著削峰填谷的重要作用[21]。考慮到地理和環(huán)境的限制，本文選擇高能量密度的鋰電池和含儲(chǔ)熱裝置CSP電站作為海島儲(chǔ)能系統(tǒng)，CSP電站布置在海島平坦開闊的區(qū)域，以獲得更好的太陽(yáng)能資源。

2 海島微網(wǎng)聯(lián)合優(yōu)化模型

本文以聯(lián)合運(yùn)行系統(tǒng)的凈收益最大為目標(biāo)函數(shù)，系統(tǒng)收益主要來(lái)自售電收益和電解制氫收益。風(fēng)電場(chǎng)及光熱電站建設(shè)完成之后，系統(tǒng)的成本主要來(lái)自風(fēng)機(jī)及CSP電站運(yùn)行維護(hù)成本、系統(tǒng)調(diào)峰備用成本和EHU裝置的運(yùn)行成本。海島蓄電池的維護(hù)費(fèi)用較低，可以忽略不計(jì)，蓄電池的更換成本計(jì)入系統(tǒng)的調(diào)峰備用成本。

2.1 目標(biāo)函數(shù)

以24 h作為調(diào)度區(qū)間，步長(zhǎng)為1 h。微網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度的目標(biāo)函數(shù)可以表示為

式中：I為聯(lián)合運(yùn)行系統(tǒng)的凈收益；I1為海島微網(wǎng)的售電及電解制氫收益；F1為CSP機(jī)組的運(yùn)行成本；F2為風(fēng)機(jī)及CSP機(jī)組的維護(hù)成本；F3為系統(tǒng)的調(diào)峰備用成本；F4為EHU裝置運(yùn)行成本。

（1）售電及電解制氫的收益I1為

式中：rt為在第t個(gè)時(shí)間段內(nèi)海島微網(wǎng)實(shí)時(shí)電價(jià)；T為總時(shí)段數(shù)；為在第t個(gè)時(shí)間段內(nèi)風(fēng)電上網(wǎng)功率；為在第t個(gè)時(shí)間段內(nèi)CSP電站的發(fā)電功率；為在第t個(gè)時(shí)間段內(nèi)蓄電池的出力；m為每立方米氫氣售價(jià)，m=2.5元/m3。

（2）CSP機(jī)組的運(yùn)行成本F1，由發(fā)電成本和啟停成本兩個(gè)部分組成，即

式中：ccsp為CSP電站的發(fā)電成本系數(shù)；為CSP電站的啟停成本系數(shù)；在第t個(gè)時(shí)間段的運(yùn)行狀態(tài)，表示運(yùn)行，uctsp=0表示停機(jī)。

（3）風(fēng)電與光熱電站的運(yùn)行維護(hù)成本F2為

式中：kW、ks、kTs分別為風(fēng)力發(fā)電、CSP電站由集熱裝置提供的熱能發(fā)電和由儲(chǔ)熱裝置提供的熱能發(fā)電的維護(hù)成本系數(shù)；為風(fēng)力發(fā)電在t時(shí)刻的功率；分別為光熱電站在t時(shí)刻分別由集熱裝置提供的熱能發(fā)電功率和由儲(chǔ)熱裝置提供的熱能發(fā)電功率，表示為

（4）系統(tǒng)備用容量成本。為保證海島微網(wǎng)的平穩(wěn)運(yùn)行，需要配備一定的蓄電池容量來(lái)應(yīng)對(duì)海島負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差以及不確定性事故，產(chǎn)生系統(tǒng)調(diào)峰容量備用成本F3，表示為

式中：kb為系統(tǒng)備用容量成本系數(shù)；為在t時(shí)段的海島負(fù)荷；F、W、G分別為負(fù)荷、風(fēng)電、光熱發(fā)電的預(yù)測(cè)誤差率。

（5）EHU運(yùn)行成本F4為

式中：cEl為EHU裝置運(yùn)行成本系數(shù)；為t時(shí)段EHU輸入電功率。

2.2 系統(tǒng)運(yùn)行約束

由于海島微網(wǎng)系統(tǒng)容量是該優(yōu)化模型的決策變量，模型中存在多個(gè)非線性變量，這些非線性變量是多個(gè)決策變量的乘積。這些非線性變量可以通過(guò)添加輔助量和附加約束轉(zhuǎn)化為線性約束，從而將原問(wèn)題轉(zhuǎn)化為一個(gè)混合整數(shù)線性規(guī)劃MILP（mixed-integerlinearplanning）問(wèn)題[9]。約束條件如下。

（1）海島微網(wǎng)系統(tǒng)功率平衡約束。海島微網(wǎng)風(fēng)電、光熱發(fā)電、蓄電池出力之和應(yīng)滿足海島負(fù)荷及電解制氫的用電需求，保持用電的供需平衡，即

（2）系統(tǒng)風(fēng)電出力約束。由于海島風(fēng)電場(chǎng)建立后，風(fēng)力發(fā)電成本較低，風(fēng)電應(yīng)盡可能多地并網(wǎng)，風(fēng)電出力滿足上、下限約束，即

（3）光熱電站系統(tǒng)的約束為

TES系統(tǒng)不僅需滿足儲(chǔ)放熱功率約束而且在同一時(shí)間段內(nèi)，儲(chǔ)放熱不能同時(shí)進(jìn)行，具體表現(xiàn)為

為保證下一個(gè)調(diào)度周期使用，TES系統(tǒng)需滿足儲(chǔ)熱容量的上下限約束及一個(gè)調(diào)度周期初末狀態(tài)保持不變，有

（4）電解制氫裝置運(yùn)行約束。電解制氫裝置建立后，可將微網(wǎng)富余電量以氫能的形式存儲(chǔ)起來(lái)，其特性滿足

3 微網(wǎng)凈收益最大目標(biāo)優(yōu)化運(yùn)行求解

目標(biāo)優(yōu)化模型可描述為

式中：T(x)為目標(biāo)函數(shù)；x為優(yōu)化變量組成的4維決策向量，x=[x1,x2,x3,x4]分別為CSP-EHU系統(tǒng)內(nèi)部參數(shù)、光熱電站電功率、電解制氫功率、儲(chǔ)熱充放能功率；hm(x)=0為等式約束；yn(x)≤0為不等式約束[22]。

在本文第2.2節(jié)中，對(duì)海島微網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型的約束條件和非線性變量進(jìn)行了線性化處理，將問(wèn)題轉(zhuǎn)化為典型的MILP問(wèn)題，本文使用cplex求解器[23]對(duì)MILP問(wèn)題進(jìn)行求解。

4 算例分析

以文獻(xiàn)[24]中深圳市內(nèi)伶仃島實(shí)際可再生能源發(fā)電資源及負(fù)荷數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，根據(jù)風(fēng)電、光熱的預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)以及典型日負(fù)荷情況構(gòu)造算例，對(duì)本文提出的海島微網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度方案進(jìn)行分析。在海島微網(wǎng)電負(fù)荷側(cè)，采用分時(shí)電價(jià)需求側(cè)響應(yīng)引導(dǎo)用戶錯(cuò)峰用電，海島電價(jià)時(shí)段劃分為：09：00—23：00為2元/（kW·h），當(dāng)日23：00—次日09：00為1元/（kW·h）。本文光熱電站的容量配置是根據(jù)美國(guó)可再生能源實(shí)驗(yàn)室（NREL）開發(fā)的系統(tǒng)建議模型（SAM）進(jìn)行參數(shù)設(shè)置[17]，光熱電站基本參數(shù)如表1所示。該地區(qū)典型日風(fēng)電出力及負(fù)荷預(yù)測(cè)曲線如圖3所示，風(fēng)力發(fā)電維護(hù)成本系數(shù)kW取0.02元/kW，負(fù)荷、風(fēng)電、光熱發(fā)電的預(yù)測(cè)誤差率ηe分別取15%、5%、5%。由于通過(guò)SAM仿真軟件獲取氣象數(shù)據(jù)表明深圳市內(nèi)伶仃島的風(fēng)力資源季節(jié)差異不大，系統(tǒng)風(fēng)機(jī)配備700 kW·h容量能夠滿足各月典型日系統(tǒng)運(yùn)行需求。

表1 CSP電站基本參數(shù)Tab.1 Basic parameters of CSP station

圖3 電網(wǎng)負(fù)荷、風(fēng)電預(yù)測(cè)功率Fig.3 Forecasted grid load and wind power

從提高系統(tǒng)的風(fēng)電消納能力和系統(tǒng)收益兩方面對(duì)本文提出的海島微網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度方案進(jìn)行驗(yàn)證。

（1）為了驗(yàn)證所提方案即CSP電站與EHU聯(lián)合運(yùn)行能夠有效地提高系統(tǒng)的風(fēng)電消納能力，分別對(duì)比分析EHU的最大功率分別為0、100、200、300、400 kW時(shí)系統(tǒng)的風(fēng)電消納能力。

通過(guò)圖4可以看出，隨著EHU的最大功率的提升，調(diào)度日系統(tǒng)的風(fēng)電消納總量由8 043 kW·h逐漸增加至10 849 kW·h，EHU的最大功率為400 kW時(shí)相比較0 kW時(shí)風(fēng)電消納總量增加2 805 kW·h。由于EHU的最大功率增加，系統(tǒng)能夠在調(diào)度時(shí)刻將更多的棄風(fēng)轉(zhuǎn)化為氫能存儲(chǔ)在儲(chǔ)氫罐中，提升了海島微網(wǎng)的風(fēng)電消納率。隨著EHU的最大功率由300 kW升到400 kW時(shí)，系統(tǒng)的風(fēng)電消納率達(dá)到100%，這表明在現(xiàn)有方案下受風(fēng)電及光熱電站出力的限制，再繼續(xù)增加EHU的最大功率不會(huì)再進(jìn)一步提升新能源消納率。

圖4 不同EHU最大功率時(shí)系統(tǒng)風(fēng)電消納量及消納率Fig.4 Wind power accommodation and accommodation rate of system at different EHU maximum powers

（2）為了驗(yàn)證本文所提海島微網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度策略的經(jīng)濟(jì)性，考慮現(xiàn)有的幾種能源供應(yīng)模式：方案A為使用柴油發(fā)電機(jī)組進(jìn)行發(fā)電，方案B為風(fēng)電和CSP電站共同進(jìn)行發(fā)電，方案C為本文所提方案即含EHU裝置的風(fēng)電和CSP電站聯(lián)合發(fā)電。現(xiàn)選取EHU的最大功率為400 kW，圖5為方案C所得風(fēng)電及CSP電站出力情況，可以看到在白天CSP電站的集熱系統(tǒng)收集熱量直接發(fā)電，彌補(bǔ)風(fēng)電出力不足，并進(jìn)行熱量存儲(chǔ)，在夜間由TES進(jìn)行放熱發(fā)電，具有良好的可調(diào)度性。加入EHU裝置后，系統(tǒng)在產(chǎn)生棄風(fēng)時(shí)刻通過(guò)EHU將電能轉(zhuǎn)化為氫能，其總的用電量比不加入EHU裝置有所提高，促進(jìn)系統(tǒng)風(fēng)電消納能力。

圖5 日前各機(jī)組出力計(jì)劃Fig.5 Day-ahead scheduling plan for each unit

從圖5可以看到，在凌晨時(shí)段海島風(fēng)電出力已超過(guò)負(fù)荷曲線，但由于為了保證下一個(gè)調(diào)度周期TES的正常使用，需滿足在調(diào)度周期內(nèi)TES的儲(chǔ)、放熱量相同，即調(diào)度周期前后TES初末容量相同，所以風(fēng)電和光熱電站共同出力，電解制氫系統(tǒng)啟動(dòng)。此時(shí)，CSP電站TES儲(chǔ)放熱功率如圖6所示，可見TES在海島負(fù)荷高峰時(shí)進(jìn)行放熱，在負(fù)荷低峰時(shí)進(jìn)行儲(chǔ)熱，且TES的儲(chǔ)放熱不能同時(shí)進(jìn)行。TES儲(chǔ)放熱容量變化如圖7所示。

圖6 調(diào)度日TES系統(tǒng)儲(chǔ)放熱功率Fig.6 Heat storage power and exothermic power of TES system on scheduling day

圖7 調(diào)度日TES系統(tǒng)儲(chǔ)熱容量變化Fig.7 Change in heat storage capacity of TES system on scheduling day

在調(diào)度日海島微電網(wǎng)凈收益最高時(shí)，電解制氫功率曲線如圖8所示，可以看出在夜間負(fù)荷較低時(shí)，系統(tǒng)通過(guò)加入EHU裝置將多于風(fēng)電轉(zhuǎn)化為氫能存儲(chǔ)起來(lái)，促進(jìn)了系統(tǒng)風(fēng)電消納，提高新能源利用率。

圖8 調(diào)度日電解制氫功率Fig.8 Electrolytic hydrogen power on scheduling day

在滿足調(diào)度日內(nèi)伶仃島負(fù)荷實(shí)際需求的前提下，對(duì)本文所提不同方案的運(yùn)行成本與系統(tǒng)凈收益對(duì)比，結(jié)果如表2所示。

表2 不同方案的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行成本與系統(tǒng)凈收益對(duì)比Tab.2 Comparison of economic operating costs and system net income among different schemes

由表2可以看出，方案B采用風(fēng)機(jī)和CSP電站共同進(jìn)行發(fā)電，相較于方案A采用柴油機(jī)發(fā)電，有效利用了海島豐富的風(fēng)力資源，系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性得到了明顯提高。方案C即在方案B的基礎(chǔ)上加入EHU裝置，雖然在系統(tǒng)運(yùn)行成本上增加512元，但多余電能轉(zhuǎn)化為氫氣帶來(lái)了電解制氫收益，凈收益比方案B多2 304元，經(jīng)濟(jì)性提高了13.4%，系統(tǒng)整體的新能源消納率也得到提高。

本文所提海島微網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度方案主要采用以可再生能源為主的供電模式，優(yōu)化結(jié)果可能受到極端天氣條件潛在影響。為驗(yàn)證本文模型的有效性，本文考慮原始島嶼負(fù)荷需求數(shù)據(jù)不變，在極端天氣情況下，連續(xù)低日照多雨，風(fēng)能和太陽(yáng)能資源都相對(duì)稀缺情況下，系統(tǒng)配備的蓄電池參與海島微網(wǎng)日前優(yōu)化調(diào)度。日前機(jī)組輸出和負(fù)荷分配情況，如圖9所示。

圖9 日前機(jī)組輸出和負(fù)荷分配Fig.9 Day-ahead unit output and load distribution

可以看到，在05：00—16：00，CSP電站的出力和風(fēng)電出力相對(duì)不足，無(wú)法滿足海島用電負(fù)荷需求的情況下，蓄電池機(jī)組開始出力，同時(shí)電解制氫裝置關(guān)閉；在17：00—04：00，海島用電負(fù)荷需求較小，風(fēng)電出力相對(duì)充足能夠滿足用戶負(fù)荷需求，蓄電池開始充電，以保證在一個(gè)調(diào)度周期蓄電池初末狀態(tài)保持不變，保證下一個(gè)調(diào)度周期使用。

5 結(jié)論

（1）本文提出以CSP電站作為海島微網(wǎng)的儲(chǔ)能設(shè)備，通過(guò)TES系統(tǒng)儲(chǔ)放熱來(lái)調(diào)節(jié)發(fā)電，能夠平抑風(fēng)電的波動(dòng)性，具有良好的可調(diào)節(jié)性，保證了海島微網(wǎng)運(yùn)行的安全穩(wěn)定。

（2）對(duì)于具有豐富風(fēng)電等新能源資源的海島，引入EHU裝置能夠?qū)⒑u多余風(fēng)電轉(zhuǎn)化成氫能。本文所提方案C較方案B增加EHU裝置，雖然在系統(tǒng)運(yùn)行成本上有所增加，但是產(chǎn)生的氫氣帶來(lái)了客觀的效益，系統(tǒng)總體收益增加13.4%，經(jīng)濟(jì)性和新能源消納率得到提高。

本文提出的含電解制氫裝置及光熱電站的海島微網(wǎng)優(yōu)化運(yùn)行方案更適合風(fēng)電資源豐富、可再生能源滲透率高的海島供電。隨著不斷上漲的化石燃料成本、“雙碳”背景下的碳排放懲罰和可再生發(fā)電機(jī)組成本的降低，構(gòu)造一個(gè)100%由可再生能源發(fā)電的海島微網(wǎng)系統(tǒng)更具有發(fā)展前景，同時(shí)為海島風(fēng)電制氫提供參考。