郭琛良,張德虎,許 昌,薛飛飛

（1.河海大學 能源與電氣學院，江蘇 南京 210000；2.河海大學 水利水電學院，江蘇 南京 210098）

0 引言

我國三北地區(qū)風資源豐富，風電裝機容量大，但電網對風電消納能力不足，出現了棄風限電問題[1]～[4]。為了解決棄風限電問題，北方地區(qū)逐漸部署風電供暖、儲熱裝置混合供熱，促進風電消納，并出臺了一系列政策鼓勵新能源供暖[5]～[10]。

目前，通過熱電聯產機組消納棄風進行供暖的相關研究有很多[11]～[14]。文獻[15]建立了以熱定電模式下不同熱源運行的協調優(yōu)化調度模型，在不同運行模式下得到了儲熱低壓裝置切除方案，燃料利用程度和靈活性最優(yōu)。文獻[16]針對風電消納建立了熱電聯產機組和風電機組的聯合運行模型，基于模擬退火粒子群算法求解模型，采用負荷側峰谷電價策略和儲熱的聯合優(yōu)化調度方法，可使系統(tǒng)綜合效益最高。文獻[17]研究電鍋爐與儲熱裝置聯合運行調度策略，建立了電鍋爐與儲熱裝置聯合調度的風電消納經濟與環(huán)保調度模型，電鍋爐運行在最小啟動電功率時，系統(tǒng)經濟與環(huán)境效益最優(yōu)。上述文獻對電鍋爐和儲熱系統(tǒng)聯合供暖提出了控制策略和經濟優(yōu)化分析方法，儲能系統(tǒng)的經濟容量優(yōu)化配置方法需要兼顧經濟效益和風電消納效果。

氫能是“環(huán)境友好型”能源載體，電能-氫能的循環(huán)實現了能量流動，串聯電-氣能源網帶動綠色無污染能源消費。氫熱電儲能系統(tǒng)的經濟優(yōu)化配置方法已有相關研究，文獻[18]建立了包含氫儲能和電池儲能的風-光-儲微網優(yōu)化模型，綜合考慮環(huán)境效益和經濟效益，結果表明，優(yōu)化的儲能容量配置可以減少能源浪費，并增加經濟效益。文獻[19]針對含風電和水電等可再生能源和儲氫綜合電力系統(tǒng)氫儲能容量配置，建立了以風電上網電量最大和水電經濟效益最大為目標的氫儲能系統(tǒng)容量配置優(yōu)化模型，結果表明，氫儲能系統(tǒng)能達成目標。上述文獻分析了包含氫儲能的儲能系統(tǒng)去確定容量方法，但目前還沒有對含氫熱電綜合儲能系統(tǒng)的優(yōu)化定容方法的研究。

本文針對風電消納的綜合儲能系統(tǒng)提升經濟性的容量配置方法，在現有儲熱儲電研究的基礎上加入儲氫進一步消納風電，并建立綜合儲能系統(tǒng)配備容量的多目標函數模糊優(yōu)化模型。上層模型對綜合儲能系統(tǒng)成本和運行效益進行分析，以經濟性最優(yōu)為目標，包含政策補貼對風電消納的影響，對綜合儲能系統(tǒng)經濟性進行分析時分別考慮環(huán)境補貼和調峰補貼；下層模型分析綜合儲能系統(tǒng)功率分配，因為儲能電池和儲熱裝置在充放電過程中都有能量損失，會間接影響儲能系統(tǒng)裝置使用壽命和經濟效益，所以下層模型以電池功率循環(huán)和儲熱罐熱量循環(huán)次數最小為目標，以保持設備健康的運行狀態(tài)和減少系統(tǒng)能量損失。上下層目標函數按照相應的隸屬度函數進行滿意度計算，綜合上下層模型的滿意度，求出效益優(yōu)化的容量配置。

1 儲氫熱電綜合儲能系統(tǒng)基本結構

本文綜合儲能系統(tǒng)（Energy Storage System，ESS）的地區(qū)范圍性供熱結構如圖1所示。ESS有氫儲能、電儲能、電鍋爐和儲熱裝置等。

圖1 綜合儲能系統(tǒng)結構Fig.1 Structure of ESS

2 綜合儲能系統(tǒng)的經濟性容量配置雙層優(yōu)化模型

雙層優(yōu)化模型結構如圖2所示。

圖2 容量優(yōu)化模型結構Fig.2 Structure diagram of capacity optimizationmodel

綜合儲能系統(tǒng)的經濟性容量配置雙層優(yōu)化模型中，上層模型考慮綜合儲能系統(tǒng)的經濟效益最優(yōu)，綜合考慮儲能系統(tǒng)的環(huán)保收益、減排收益、制氫收益和居民供熱收益等成本分析；下層模型考慮優(yōu)化綜合儲能系統(tǒng)中的電力循環(huán)和熱力循環(huán)，通過減少能量在儲能系統(tǒng)中的循環(huán)量以減少循環(huán)過程中的能量損耗。上下層優(yōu)化結果以模糊隸屬度進行量綱上的統(tǒng)一并求出折中最優(yōu)解。0滿意度意為完全不接受目標函數值，而1滿意度意為完全接受目標函數值，0～1滿意度意為對目標函數值的部分滿意。優(yōu)化模型的分層模糊隸屬度u1，u2，滿意度標準值μ分別為

式中：f1，f1max，f1min分別為上層目標函數值及其最大、最小值；f2，f2max，f2min分別為下層目標函數值及其最大、最小值。

2.1 模型目標函數

雙層模型目標函數分別為綜合儲能系統(tǒng)運行收益最優(yōu)和儲熱裝置與儲能電池功率分配優(yōu)化，即上層目標函數f1為經濟收益最大，下層目標函數f2為儲能裝置循環(huán)次數最小。

式中：Eg為綜合儲能系統(tǒng)的環(huán)保收入；Ec為節(jié)煤減排收入；Eh為供暖收入；Eps為調峰電量收入；Eex為電價交換收入；EH2為制氫收入；Cinv，y為系統(tǒng)投資年值；Cpur為綜合儲能系統(tǒng)購電成本；RB為儲電裝置電量循環(huán)次數；RH為儲熱裝置熱量循環(huán)次數[20]。

①年化投資成本

年化投資成本包括兩部分，分別為購買成套設備成本與運營維保費用，其中購買成套設備成本包括氫儲能，電池儲能與熱儲能的設備成本。

該中央空調器為36個房間提供服務，其中有20個雙人靠舷側外艙，并有16個四人內艙。根據熱負荷計算：雙人外艙因有較大的飄窗，每個艙室的熱負荷為1 100 W；四人內艙每個艙室的熱負荷為400 W。

式中：Cinvest為設備投資成本；Ug為電鍋爐成套設備成本；Pg_rate為電鍋爐的標定容量；Uh為單位儲熱成套設備建設成本；Ph_cap為儲熱成套設備的標定容量；Ub為單位電池儲能成套設備成本；Pb_rate為電池儲能功率的標定容量；Ubs為單位電池儲能容量的成套設備成本；Pbs_rate為電池儲能成套設備的建設容量；UH2為氫儲能單位容量的成套設備成本；PH2_rate為氫儲能成套設備標定功率[20]。

設備的年化運營和維保成本可表示為設備投資建設成本總值乘以年化運營和維護費率，運營和維護費率為2%。

式中：Cre為年化運營和維保成本；R為年化運營和維護費率。

年化投資成本包括成套設備投資成本年值與年化運營和維保成本。

式中：SN為設備報廢售價；N為設備使用壽命。

②儲電充放電次數

③儲熱裝置儲放熱次數

2.2 模型約束條件

①電能平衡約束

②熱平衡約束

3 氫熱電混合儲能系統(tǒng)的經濟性評價指標

本文以氫熱電綜合儲能系統(tǒng)的投資回收期，評價所提出的雙層優(yōu)化配置結果下供暖方式的經濟效益，其數學模型為

式中：Y為投資回收期，電池儲能和氫氣儲能設備的使用壽命均為20 a，所以綜合儲能系統(tǒng)的設計全壽命周期為20 a，投資回收期越低，資本回收越快，盈利越多，綜合儲能系統(tǒng)的投資經濟效益越可靠。

模型未考慮氫儲能和電儲能在非供暖期的收益情況，全年的制氫收益會使綜合儲能系統(tǒng)年凈收益提高，投資回收期將縮短[20]。

4 模型求解

由于風電的不確定性，不同的儲熱式電鍋爐的容量配置與電池儲能的容量配置在不同的棄風場景下，會產生不同的運行效果，同時二者之間不同的容量比例關系也會影響系統(tǒng)的棄風消納效果以及蓄熱罐與電池儲能的使用程度，故采用典型日數據還是場景削減的方法都很難準確地確定混合儲能系統(tǒng)中各裝置的最佳容量配置[20]。因此，本文的儲能系統(tǒng)定容方法，無法通過普遍典型日數據等確定風電場儲能系統(tǒng)的容量。但是可以依據當地供暖期熱負荷數據和風電出力數據。本文所提方法可適用于確定類似的配合風電消納的儲能系統(tǒng)容量配置。

本文模型中所使用的風電機組相關參數如表1所示。

表1 風電機組相關參數Table 1 Relevant parameters of the wind turbine unit

由于棄風的不確定性，利用全供暖期的實際風電場的棄風數據以及供熱數據，采用10min為一時段。以運營收入最大和成本支出最小為目標求出上層目標函數，以熱量循環(huán)和電能循環(huán)次數最小為目標求出下層目標函數，經過多次循環(huán)，最后求得最大滿意程度的模型優(yōu)化結果，作為儲能系統(tǒng)的定容結果。模型求解的流程如圖3所示。

圖3 優(yōu)化方案結構Fig.3 Structure chartof optimization scheme

5 計算分析

5.1 算例數據

以北方某風電場2018年運行數據進行模型計算分析，風電場總裝機容量為30 MW。整個供暖期（10月末-3月初）計算139 d，其中約有20 000個棄風區(qū)間（10min為1區(qū)間），棄風總量約為9 249.2MW·h，區(qū)間平均棄風功率為2.77 MW。期間供熱負荷總需求為6 043.3MW·h，10 min平均供暖熱負荷功率為1.81MW，其中日平均供熱需求負荷為43.48MW·h。棄風功率曲線和供熱需求負荷曲線如圖4，5所示，分時電價見如表2所示。

圖4 棄風功率Fig.4Wind curtailment power

圖5 熱負荷Fig.5 Thermal load

表2 某地分時電價Table 2 Local time-sharing tariff

由圖4，5可知，棄風功率平均值大于2.5 MW，而熱負荷為2.1～1.5MW?？梢娡ㄟ^配置足夠容量的綜合儲能系統(tǒng)，棄風功率可以滿足熱負荷需求，而滿足熱負荷之外的棄風電量可用來制氫。

如果儲能電池在負荷高峰時能保證供暖需求之外還有剩余的電量狀態(tài)，將會向電網售電獲得電價交換收益；如果儲能電池在負荷低谷吸收棄風電量后還有狀態(tài)余量（State ofCharge）可以充電，將會從電網購電，以獲得峰谷交換電量收益。在計算儲能電池和儲氫裝置的設備建設成本時，要考慮到20 a投資回收期中進行換新成本。

5.2 優(yōu)化定容結果

目前，各省政策補貼分為3種情況：①僅環(huán)境保護補貼；②僅調節(jié)峰谷電補貼；③環(huán)境保護補貼和調節(jié)峰谷電補貼。本文通過投資回收期指標來比較分析3種情況下的容量配置結果。容量優(yōu)化配置如表3所示。由表3可以看出，僅考慮環(huán)境補貼和調峰補貼情況下的電鍋爐儲熱和電池儲能的容量優(yōu)化配置都小于環(huán)境補貼加調峰補貼情況，表明在環(huán)境補貼加調峰補貼的情況下，儲能系統(tǒng)可以消納更多棄風和進行調峰；而僅考慮環(huán)境補貼或調峰補貼情況，則會減少儲能系統(tǒng)的補貼收益，減小容量配置，進而減少儲能系統(tǒng)的棄風消納能力本系統(tǒng)環(huán)境收益占不到全部收益的10%，對綜合儲能系統(tǒng)經濟收益的影響較??；而調峰收益占全部收益的20%左右，對綜合儲能系統(tǒng)經濟收益影響比環(huán)境收益更大。在3種補貼方式中，容量配置最高的是環(huán)境補貼加調峰補貼，容量配置最低的是環(huán)境補貼，調峰補貼的容量配置介于兩者之間。僅調峰補貼與環(huán)境補貼加調峰補貼相比，容量配置比較接近，這是因為調峰收益比環(huán)境收益大，環(huán)境收益幾乎沒有影響儲能系統(tǒng)容量經濟優(yōu)化配置。

表3 容量優(yōu)化配置Table 3 Capacity optimization

5.3 容量優(yōu)化配置結果分析

容量配置結果如表4所示。由表4可知：3種補貼方式下，環(huán)境補貼加調峰補貼帶來的年收益最高；僅考慮環(huán)境補貼時，年收益最低；僅考慮調峰補貼時，年收益介于前兩者之間。棄風消納的結果也是環(huán)境補貼加調峰補貼最高，僅環(huán)境收益最低。環(huán)境補貼加調峰補貼條件年收益最高為654.45萬元，僅環(huán)境補貼條件年收益最低535.10萬元，資本投資回收期在20 a內，能夠在投資回收之后實現盈利。按照供暖期總的棄風電量9 249.2MW·h，3種補貼方式下，僅環(huán)境補貼情形棄風消納量最低為6 818.1 MW·h，環(huán)境補貼加調峰補貼條件棄風消納量最高為6 851.3 MW·h，綜合儲能系統(tǒng)至少消納73.72%的棄風，消納棄風表現良好。減排方面，也是環(huán)境補貼加調峰補貼最高，僅考慮環(huán)境收益時最低。這是在環(huán)境補貼加調峰補貼的情況下，綜合儲能系統(tǒng)可以配置更多容量來消納棄風，減少碳排放。制氫消耗的棄風電量在環(huán)境補貼下為143.59 MW·h，在環(huán)境補貼加調峰補貼時為142.69 MW·h，二者相差不大，表明氫儲能已經充分發(fā)揮了消納風電的能力。

表4 不同容量配置下的供暖期運行結果Table 4 Operation resultunder different capacity configuration in heating period

5.4 儲能系統(tǒng)的容量配置結果分析

根據前文提出的儲能系統(tǒng)的經濟性評價指標，對不同補貼的儲能系統(tǒng)經濟性提出評價。本文從考慮調峰收益加環(huán)境收益情況和僅考慮調峰收益對儲能系統(tǒng)經濟性進行評價，如圖6所示。

圖6 投資回收周期Fig.6 Investment recovery cycle

由圖6可以看出：環(huán)境補貼加調峰補貼的情況下，投資回收周期最短為14 a，僅考慮調峰補貼的情況下約為17 a；僅調峰補貼比環(huán)境補貼加調峰補貼的投資回收期稍短，表明環(huán)境補貼帶來的額外收益使得綜合儲能系統(tǒng)配置更多的儲熱電容量，儲熱裝置對于熱量的儲存和儲能電池對于棄風電量的儲存使得儲能系統(tǒng)能夠消納更多棄風電量并得到收益。

5.5 氫儲能建設成本和電池成本對經濟性的影響

氫儲能站和電池是綜合儲能系統(tǒng)建設主要成本。氫儲能消納棄風和增加新能源滲透率，但其建設成本過高且氫氣儲運成本也比較高。將氫儲能建設成本和電池建設成本分別壓縮至90%，80%，70%，60%和50%進行分析，如圖7所示。隨著儲氫裝置成本的下降，綜合儲能系統(tǒng)的投資回收期顯著下降，凈收益出現了顯著上升，表明儲氫裝置成本在投資建設成本中占比很高，儲氫建設成本的降低能夠很大程度上提高系統(tǒng)的經濟性。隨著電池成本的下降，綜合儲能系統(tǒng)的投資回收期小幅下降，凈收益出現小幅上升，提高了系統(tǒng)的經濟性。

6 結論

本文通過容量優(yōu)化模型，分析了儲能系統(tǒng)的經濟性，得到以下結論：①多種儲能方式相結合，尤其是儲氫裝置的加入可以大幅提高綜合儲能系統(tǒng)的棄風消納能力和經濟效益，提高電力系統(tǒng)靈活性。結果表明，本文綜合儲能系統(tǒng)的經濟性定容方法可以消納70%的棄風，綜合儲能系統(tǒng)的環(huán)境收益與節(jié)煤收益提高約20%，投資回收期約15 a，證明了儲能系統(tǒng)經濟最優(yōu)配置方法的合理性；②考慮綜合儲能系統(tǒng)的不同形式的補貼，在高補貼的情況下綜合儲能系統(tǒng)消納和減排效果更好。綜合儲能系統(tǒng)的經濟效益不僅受外在政策補貼的影響，也會受到自身成本控制的影響。儲氫裝置和儲能電池建設成本的下降能夠顯著提高綜合儲能系統(tǒng)的棄風消納能力和經濟效益，減少投資回收期。