短時-中長期協(xié)調(diào)的電-氫混合儲能容量優(yōu)化規(guī)劃

李 渝, 張 紅, 崔曉波, 孫誼媊, 賈 浩,袁 博, 李太華, 王 衡, 袁鐵江

(1.國網(wǎng)新疆電力有限公司 調(diào)度中心, 新疆 烏魯木齊 830002;2.大連理工大學(xué) 電氣工程學(xué)院, 遼寧 大連 116024)

0 引 言

2021年3月,提出構(gòu)建“以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”,為我國實現(xiàn) “碳達峰、碳中和”目標(biāo)制定了重要路線[1]。超大規(guī)模、超高比例新能源并網(wǎng)對電力系統(tǒng)的穩(wěn)定控制、調(diào)度運行與規(guī)劃決策等不同尺度帶來了巨大挑戰(zhàn)[2],儲能技術(shù)被廣泛應(yīng)用于電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、負荷側(cè)的削峰填谷、調(diào)頻調(diào)峰、黑啟動等,輔助系統(tǒng)實現(xiàn)電力電量平衡。然而,超大規(guī)模、超高比例新能源電力系統(tǒng)能量平衡的重點已由日內(nèi)調(diào)峰轉(zhuǎn)向為中長時間(年、月)的能量平衡遷移問題,這導(dǎo)致系統(tǒng)對大規(guī)模長時儲能需求激增。

目前,國內(nèi)外學(xué)者開始季節(jié)性長時儲能的創(chuàng)新形態(tài)與新能源電力系統(tǒng)功率型能量型儲能互補應(yīng)用技術(shù)的研究,儲能技術(shù)種類眾多,不同的儲能技術(shù)優(yōu)勢和局限差異很大,而且在不同場景下提供的服務(wù)也不盡相同。根據(jù)儲能技術(shù)特性,儲能可分為短時功率型儲能和長期能量型儲能,如飛輪儲能、超級電容等響應(yīng)時間快可頻繁充放電的屬于短時功率型,而超高規(guī)模、超高比例新能源電力系統(tǒng)背景下鋰電池等電化學(xué)儲能,受技術(shù)經(jīng)濟約束為短時能量型儲能[3-5],抽水蓄能與氫儲能被認為是應(yīng)對季節(jié)性調(diào)峰的經(jīng)濟技術(shù)可行的長時儲能手段[6-9]。文獻[7]提出了以鋰電池為短時儲能及氫儲能為長期儲能的儲能調(diào)節(jié)系統(tǒng),并將儲能規(guī)劃嵌入電源規(guī)劃中,建立以系統(tǒng)綜合成本最低為優(yōu)化目標(biāo)的量化分析模型和方法。文獻[8]提出建立了超短時儲能、短時儲能與長時儲能結(jié)合的儲能體系結(jié)構(gòu),并基于此提出多時間尺度儲能容量優(yōu)化規(guī)劃模型。文獻[9]提出了氫儲能為長時季節(jié)性儲能的氫能發(fā)展框架,并提出了氫儲能設(shè)備功率與容量的計算方法。文獻[10] 針對工業(yè)園區(qū)綜合能源系統(tǒng)的電熱氣負荷需求特點,以及低碳化發(fā)展的總體需要,提出了一種以氫儲能作為多種能量形式轉(zhuǎn)換樞紐的低碳園區(qū)綜合能源系統(tǒng)架構(gòu),在分析氫儲能單元電熱氣多能特性的基礎(chǔ)上,建立了氫儲能多能聯(lián)儲聯(lián)供模型,并以投資運行成本以及碳排放為優(yōu)化目標(biāo),提出了園區(qū)綜合能源系統(tǒng)氫儲能單元優(yōu)化配置模型。文獻[11] 以天然氣-風(fēng)-光-氫儲能綜合能源系統(tǒng)為規(guī)劃對象,以年綜合成本和年碳排放最小為優(yōu)化目標(biāo),引入權(quán)重系數(shù)來表征決策者的優(yōu)化偏好,基于混合整數(shù)線性規(guī)劃對系統(tǒng)進行了容量配置優(yōu)化。文獻[12]提出以單位電量成本、負載失電率和能量過剩率最小為優(yōu)化目標(biāo),提出包含光伏陣列、電儲能系統(tǒng)、氫儲能系統(tǒng)及電負荷的電-氫耦合混合儲能微電網(wǎng)容量優(yōu)化配置方法。文獻[13]以系統(tǒng)凈現(xiàn)值最大與度電成本最小為優(yōu)化目標(biāo),優(yōu)化配置氫儲能與柴油發(fā)電混合備用系統(tǒng)。文獻[14]以等年值成本最小為優(yōu)化目標(biāo),優(yōu)化配置風(fēng)-光-氫多能互補微電網(wǎng)。文獻[15]以凈現(xiàn)值最小化為優(yōu)化目標(biāo),以期望能量損失和期望負荷損失為技術(shù)約束,配置風(fēng)-光-氫儲能互補的清潔能源系統(tǒng)設(shè)備容量。文獻[16]基于主從博弈論重點研究含氫儲能電氫綜合能源系統(tǒng)的優(yōu)化運行策略。文獻[17] 提出一種基于時序生產(chǎn)模擬,考慮棄風(fēng)率的電解槽額定功率邊界計算方法,并論證了電解槽功率配置與新能源消納的問題。

目前,國內(nèi)外已從系統(tǒng)設(shè)計、經(jīng)濟規(guī)劃等多方面研究氫儲能,但文獻[10-15]均是針對微型新能源電力系統(tǒng)配置氫儲能系統(tǒng),未能反映氫儲能規(guī)?；瘧?yīng)用技術(shù)經(jīng)濟可行性。文獻[7-9]雖針對新能源電力系統(tǒng)討論了大規(guī)模氫儲能的可行性,但較少討論電源結(jié)構(gòu)對短時儲能與長時儲能運行和規(guī)劃的影響。因此,針對目前大規(guī)模氫儲能運行規(guī)劃理論欠缺的現(xiàn)狀,首先,以電化學(xué)儲能的最大放電時間為界限劃分短時儲能與長時儲能,以火電機組的運行成本為優(yōu)化目標(biāo),考慮短時電化學(xué)儲能與長時氫儲能設(shè)備運行約束,提出基于運行模擬混合儲能系統(tǒng)的容量優(yōu)化配置模型,并采用MATLAB優(yōu)化工具箱CPLEX進行求解。最后,以我國西北某區(qū)實際數(shù)據(jù)為例,驗證模型的有效性。

1 混合儲能系統(tǒng)的優(yōu)化運行模型

1.1 目標(biāo)函數(shù)

系統(tǒng)運行成本為全年8 760 h內(nèi)電網(wǎng)的總運行成本,可通過式(1)計算,主要包括火電機組的煤耗成本。風(fēng)電、光伏,水電等新能源以及短時電化學(xué)儲能和長時間氫儲能系統(tǒng)的運行成本為零,不考慮新能源棄電成本。

(1)

式中:ai、bi、ci——燃料成本系數(shù);

PG,t,g——常規(guī)發(fā)電機組在第t時段輸出的有功功率。

1.2 約束條件

1.2.1 功率平衡約束

功率平衡約束可通過下式來表達:

(2)

(3)

式中:ΩG、ΩW——燃煤機組和風(fēng)電機組集合;

ΩEL、ΩFC——電解槽和燃料電池的集合;

ΩR——可再生能源集合;

ΩPV——光伏機組集合;

ΩH——水電機組集合;

Pld.t——t時刻區(qū)域的電負荷;

PG,t,g、PW,t,w——燃煤機組和風(fēng)電機組在t時刻機組/設(shè)備的出力,為決策變量;

PFC,t,f——燃料電池在t時刻機組/設(shè)備的出力,為決策變量;

PEL,t,e——電解槽在t時刻的耗電功率,為決策變量;

PPV,t,pv、PH,t,h——t時刻光伏出力、水電出力。

1.2.2 常規(guī)機組出力約束

(4)

1.2.3 常規(guī)機組爬坡約束

(5)

1.2.4 新能源機組出力約束

0≤PH,t,h≤CapH,h

(8)

式中:PWF,t,w——單位時段t內(nèi)第w個風(fēng)電場的預(yù)測出力;

PPVF,t,pv——單位時段t內(nèi)第pv個光伏電場的預(yù)測出力;

CapH,h——第h個水電站的裝機容量。

1.2.5 短時電化學(xué)儲能運行約束

考慮到當(dāng)前電力系統(tǒng)日內(nèi)調(diào)峰對儲能放電時長的需求一般為4～6 h,將短時儲能持續(xù)放電時間設(shè)置為6 h。

(9)

式中:B——電化學(xué)儲能;

CapB——短時電化學(xué)儲能容量;

EB,t——t時刻儲能的荷電狀態(tài);

ηB——儲能充放電效率;

HB——儲能持續(xù)充放電時間;

1.2.6 長時氫儲能系統(tǒng)運行約束

長時氫儲能系統(tǒng)主要包括3個部分:電解制氫系統(tǒng)、壓縮儲氫系統(tǒng)和燃料電池系統(tǒng)。

電解槽耗電功率和產(chǎn)氫流量約束為

(10)

式中:vH2——電解水制氫系統(tǒng)的制氫速率;

ηF——法拉第效率;

ηel——電解槽效率,0<ηel<1;

Iel——電解槽電流;

F——法拉第常數(shù);

Vm——氣體摩爾體積,為24.5 L/mol;

Ωel——電解小室個數(shù);

Uel——單個電解小室電壓,為2 V。

壓縮儲氫裝置運行約束為

(11)

式中:vEL,H2,t——t時刻電解槽產(chǎn)氫速率;

ηfc——燃料電池的發(fā)電效率;

VSTO,H2,t——壓縮儲氫系統(tǒng)在t時刻的儲氫量;

HSTO——長時氫儲能系統(tǒng)放電小時數(shù);

VSTO,H2,0——運行模擬開始壓縮儲氫裝置的儲氫量;

VSTO,H2,Td——運行模擬末尾壓縮儲氫裝置的儲氫量;

2 混合儲能功率與容量計算方法

2.1 短時儲能功率計算

PR=max[PN]

(12)

式中:PR——短時儲能額定功率;

PN——短時儲能充放電功率時序。

2.2 短時儲能容量計算

SR=max[SOCES]-min[SOCES]

(13)

式中:SR——短時儲能額定容量;

SOCES——短時儲能電能狀態(tài)時序。

2.3 電解槽功率計算

PEL=max[PEL]

(14)

式中:PEL——電解槽額定功率;

PEL——電解槽制氫功率時序。

2.4 儲氫容量計算

VR=max[HOCES]-min[HOCES]

(15)

式中:VR——長時氫儲能額定容量;

HOCES——儲氫量狀態(tài)時序。

2.5 燃料電池功率計算

PFC=max[PFC]

(16)

式中:PFC——燃料電池額定功率;

PFC——燃料電池放電功率時序。

3 算例分析

為驗證上述模型的可行性與有效性,以我國西北某新能源富集區(qū)域?qū)嶋H數(shù)據(jù),計算其近(2025年)、中(2030年)、遠(2060年)期短時儲能與長時儲能功率與容量的規(guī)劃值。運行模擬的邊界條件如表1所示。上節(jié)混合儲能容量優(yōu)化模型采用MATLAB優(yōu)化工具箱CPLEX進行求解。

表1 運行模擬邊界條件

經(jīng)計算,2025年、2030年與2060年風(fēng)電裝機占比分別為24.31%、25.18%、46.87%;光伏裝機占比分別為12.47%、14.63%、19.78%。2025年、2030年與2060年新能源總裝機占比分別為36.78%、39.81%、66.65%,結(jié)果顯示:到2060年電源中新能源占比超過50%,成為最主要電源。

2025年各電源出力優(yōu)化結(jié)果、短時儲能容量變化、長時氫儲能能量變化分別如圖1～圖3所示;2030年各電源出力優(yōu)化結(jié)果、短時儲能容量變化、長時氫儲能能量變化分別如圖4～圖6所示;2060年各電源出力優(yōu)化結(jié)果、短時儲能容量變化、長時氫儲能能量變化分別如圖7～圖9所示。

圖1 2025年各電源出力優(yōu)化結(jié)果

圖2 2025年短時儲能容量變化

圖3 2025年長時氫儲能能量變化

圖4 2030年各電源出力優(yōu)化結(jié)果

圖5 2030年短時儲能容量變化

圖6 2030年長時氫儲能能量變化

圖7 2060年各電源出力優(yōu)化結(jié)果

圖8 2060年短時儲能容量變化

圖9 2060年長時氫儲能能量變化

由圖1、圖4與圖7的運行模擬結(jié)果顯示:① 2025年火電機組發(fā)電量與發(fā)電水平遠大于新能源發(fā)電,電化學(xué)儲能的次數(shù)與氫儲能調(diào)節(jié)的次數(shù)明顯低于2030年與2060年,原因是此時火電機組容量較大,可通過深度調(diào)峰延緩經(jīng)濟成本較高的儲能設(shè)備的配置;② 2025年與2030年氫儲能工作的時間較短,原因是在火電機組深度調(diào)峰與電化學(xué)儲能的支撐下,系統(tǒng)6 h以上長時的電量缺失不顯著,但圖7顯示在2060年新能源的裝機容量超過火電機組,發(fā)電量也與火電機組相當(dāng),此時系統(tǒng)對于長時儲能需求大幅上升,原因其一是火電機組退役,系統(tǒng)自帶的靈活性調(diào)節(jié)能力下降,其二是新能源容量系數(shù)低,不足以支撐供能,系統(tǒng)充裕性不足。

由圖2、圖5、圖 8與圖3、圖6、圖9結(jié)果顯示:隨著新能源占比越大,短時儲能的容量與長時儲能能量大幅變化的次數(shù)增多,表明電力電量大規(guī)模長時缺失的頻率越高。

2025年、2030年與2060年電化學(xué)儲能與氫儲能規(guī)劃,短時儲能與長時儲能的優(yōu)化結(jié)果如表2所示。由表2可知,隨著電源側(cè)風(fēng)電與光伏裝機占比提升,其處理長時歇導(dǎo)致長時儲能的容量與燃料電池功率大幅提升。

表2 短時儲能與長時儲能的優(yōu)化結(jié)果

經(jīng)計算,2025年、2030年與2060年風(fēng)電裝機占比分別為24.31%、25.18%、46.87%;風(fēng)電發(fā)電量占比為17.52%、15.68%、51.32%;風(fēng)電利用小時數(shù)分別為2 126、2 133、2 048;光伏裝機占比分別為12.47%、14.63%、19.78%;光伏發(fā)電量占比分別為3.6%、3.63%、8.88%;光伏利用小時數(shù)分別為851、849、839;風(fēng)電利用率分別為99.41%、99.74%、95.78%;光伏利用率分別為99.71%、99.51%、98.40%。

4 結(jié) 語

本文首先闡述了超大規(guī)模超高比例新能源電力系統(tǒng)配置長時儲能的必要性,然后以火電機組的運行成本為優(yōu)化目標(biāo),電化學(xué)儲能的最大放電時間為界限劃分短時儲能與長時儲能,進而提出基于運行模擬混合儲能系統(tǒng)的優(yōu)化運行模型與容量配置方法,并采用MATLAB優(yōu)化工具箱CPLEX進行求解。最后,以中國西北某區(qū)實際數(shù)據(jù)為例,驗證新型電力系統(tǒng)對于長時大規(guī)模調(diào)節(jié)手段的急切需求,仿真結(jié)果表明:

(1) 新能源裝機占比由30%增至60%時,因火電機組退役,系統(tǒng)自帶的靈活性調(diào)節(jié)能力下降,新能源容量系數(shù)低,導(dǎo)致長時儲能配置容量指數(shù)級增長,論證了新型電力系統(tǒng)長時大規(guī)模儲能的必要性。

(2) 考慮混合儲能系統(tǒng)協(xié)同優(yōu)化運行保證不同新能源發(fā)電水平下利用率均大于98%,驗證所提方案的有效性。