呂運強，楊 鵬，2，董增波，劉翔宇，3，李慧斌，3

（1.國網(wǎng)河北省電力有限公司，河北省石家莊市 050021；2.新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室（華北電力大學(xué)），北京市102206；3.華北電力大學(xué)電氣與電子工程學(xué)院，河北省保定市 071003）

0 引言

截至2022 年7 月底，中國風(fēng)、光新能源裝機占比達28.0%，分別同比增長17.2%和26.7%［1］。新能源出力的隨機性和間歇性，顯著壓縮了電網(wǎng)的運行空間，給電網(wǎng)帶來了棄風(fēng)棄光與負荷棄限的雙重風(fēng)險［2］。2021 年國內(nèi)外高頻次出現(xiàn)的能源電力短缺問題，折射出了高比例新能源電力系統(tǒng)電力電量平衡面臨的嚴峻挑戰(zhàn)。隨著新能源占比的快速提升，電網(wǎng)的新能源利用率逐步降低，電力電量平衡難度越來越大。傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的靈活性［3-4］資源以火電廠和抽水蓄能電站為主，火電機組的調(diào)節(jié)能力受到最小技術(shù)出力限制，抽水蓄能投資大、建設(shè)周期長，中國已投產(chǎn)的40 余座抽水蓄能電站的電源總裝機占比僅為1.5%［5］。以華北地區(qū)某省級電網(wǎng)為例，預(yù)計新能源利用率將從2022 年的96.3%快速下降到2025 年的87.5%，亟須挖掘新的靈活運行模式，以應(yīng)對未來新能源滲透率進一步提升的場景，滿足電力電量平衡需求。

氫能作為二次能源，是需求廣泛的工業(yè)原料和燃料，具有低碳環(huán)保及可大規(guī)模、長周期存儲的優(yōu)點?！熬G電制氫”模式［6］可實現(xiàn)電氫能源耦合，提升新能源消納，已成為增加電力系統(tǒng)靈活運行能力的熱點研究方向。在氫能利用方面，電解水產(chǎn)生的氫氣可用于工業(yè)轉(zhuǎn)化、氣網(wǎng)摻氫［7-8］、燃料電池［9］、綜合能源系統(tǒng)［10-11］、交通［12］等領(lǐng)域。在電力平衡方面，新能源大發(fā)時電解槽作為可控負荷消納綠電［13］，負荷高峰時氫能轉(zhuǎn)化為支撐電源［14］，增加了電網(wǎng)的靈活性資源，擴展了電網(wǎng)調(diào)峰運行空間，在提升綜合經(jīng)濟性的同時降低碳排放水平［15］。文獻［9］將電轉(zhuǎn)氫與燃料電池相結(jié)合，作為靈活性資源，參與電力電量平衡調(diào)度。文獻［14］構(gòu)建了燃氫燃氣輪機參與的電-熱-氫多能互補系統(tǒng)，提升氫儲能效率的同時擴充了電網(wǎng)的運行調(diào)節(jié)空間。文獻［16］通過多源互補與輸配協(xié)同，實現(xiàn)了綜合能源系統(tǒng)的運行靈活性提升。上述研究在減少棄風(fēng)棄光和提升電網(wǎng)運行靈活性方面具有參考價值，但未計及“電制氫”副產(chǎn)品——氧氣在電網(wǎng)靈活調(diào)節(jié)中的作用。

目前，煤電正向調(diào)節(jié)型電源轉(zhuǎn)型，在眾多煤電靈活性改造方案中，富氧燃燒低負荷不停爐技術(shù)［17-18］改造投資少，在30%額定功率可穩(wěn)定運行，最低可運行于15%額定功率的深度調(diào)峰狀態(tài)，是挖掘煤電機組深度調(diào)峰能力的重要技術(shù)路線，也是利用“電制氫”副產(chǎn)品氧氣的良好途徑?，F(xiàn)有文獻對富氧燃燒技術(shù)的研究主要集中在電網(wǎng)調(diào)峰、低碳環(huán)保及經(jīng)濟運行方面。文獻［19］研究了富氧穩(wěn)燃技術(shù)在提升機組經(jīng)濟效益、實現(xiàn)深度調(diào)峰及超低排放方面的作用；文獻［20］將富氧燃燒技術(shù)引入電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)，并建立低碳經(jīng)濟調(diào)度模型，獲得綜合經(jīng)濟性最優(yōu)的調(diào)度方案。但在富氧燃燒機組參與多類型靈活性資源聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度、提升新能源消納能力方面仍有待進一步研究。

針對新型電力系統(tǒng)發(fā)展背景下，電力平衡能力不足、調(diào)節(jié)靈活性欠缺、電力保供難度大的問題，本文探討一種考慮氫-氧雙循環(huán)系統(tǒng)運行靈活性的協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度模式，建立包含電解水裝置、富氧深調(diào)機組、摻氫燃機的氫-氧雙循環(huán)機制。通過多類型調(diào)節(jié)資源聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度，提高電網(wǎng)靈活運行水平，減少棄風(fēng)棄光與負荷棄限，在實現(xiàn)綜合經(jīng)濟效益提升的同時，減少CO2排放。

1 氫-氧雙循環(huán)系統(tǒng)運行機制

規(guī)模化電解水已被大規(guī)模應(yīng)用于消納棄風(fēng)棄光，其基本原理是在棄風(fēng)棄光時段，通過電解槽將富余電能轉(zhuǎn)化成氫氣與氧氣，起到能源儲存的作用。在此基礎(chǔ)上，可進一步提升運行靈活性的氫-氧雙循環(huán)機制如圖1 所示。其中，氫資源通過摻氫燃氣輪機燃燒轉(zhuǎn)化成發(fā)電上調(diào)靈活性資源，構(gòu)成氫循環(huán)；氧資源通過富氧深調(diào)煤機轉(zhuǎn)化成發(fā)電下調(diào)靈活性資源，構(gòu)成氧循環(huán)。

圖1 氫-氧雙循環(huán)機制示意圖Fig.1 Schematic diagram of hydrogen-oxygen dual-cycle mechanism

氫循環(huán)：天然氣摻氫比低于20%時，燃氣輪機運行特性基本不受影響［21］，無需升級改造。電解槽生成的氫氣可直接供應(yīng)燃氣輪機燃燒，也可通過天然氣管網(wǎng)和地下鹽穴長周期混合儲存［22］，可增加燃氣輪機氣源，填補天然氣供應(yīng)缺口，提升負荷高峰時段的出力上限，減少負荷棄限。

氧循環(huán)：電解水產(chǎn)生的氧氣可作為煤電富氧燃燒的助燃介質(zhì)，提升燃燒穩(wěn)定性，釋放燃煤機組的深調(diào)能力。產(chǎn)生的氧氣（或經(jīng)儲氣罐）供應(yīng)煤機富氧深調(diào)運行，可在新能源大發(fā)時段，降低煤電的最小技術(shù)出力水平，增加煤電的運行調(diào)節(jié)空間，進而增加新能源消納，減少棄風(fēng)棄光。

氫-氧雙循環(huán)機制可協(xié)調(diào)新能源和火電出力特性，實現(xiàn)電力時空平移與靈活調(diào)節(jié)，起到利用綠電增加新能源消納的作用，顯著拓展電力系統(tǒng)的調(diào)峰運行區(qū)間。同時，電力系統(tǒng)綠電消納比例的提升，可減少化石燃料消耗，降低碳排放水平。

2 氫-氧雙循環(huán)機制調(diào)節(jié)特性建模

電力系統(tǒng)的運行靈活性具有方向性特征，可分為上調(diào)靈活性與下調(diào)靈活性，保持系統(tǒng)充裕的運行靈活性可提升電力平衡能力，抵御新能源隨機波動風(fēng)險，提升經(jīng)濟性和可靠性。

2.1 電解槽負荷調(diào)節(jié)特性

電解槽負荷可以實現(xiàn)30%～120%額定功率的調(diào)節(jié)［23］，具備快速啟停能力，能夠作為可調(diào)負荷為電力系統(tǒng)提供運行靈活性，其滿足的約束條件與靈活性供應(yīng)能力為：

2.2 富氧深調(diào)機組調(diào)節(jié)特性

富氧深調(diào)煤電機組可實現(xiàn)低負荷穩(wěn)燃不停爐，降低機組的最小技術(shù)出力，提高下調(diào)靈活性水平，其靈活性供應(yīng)能力為：

2.3 燃氣機組混氫燃燒調(diào)節(jié)特性

燃氣輪機摻燒氫氣可以在燃氣不足時增加氣源，提高其上調(diào)靈活性水平，燃氣輪機的靈活性供應(yīng)能力為：

此外，常規(guī)可調(diào)機組、儲能和柔性負荷等靈活性資源也可以給系統(tǒng)提供調(diào)節(jié)能力，其靈活性供應(yīng)能力與運行約束可參考文獻［25］，本文不再贅述。

3 調(diào)度模型的建立與求解

3.1 成本核算

3.1.1 新能源與負荷棄限成本

當系統(tǒng)存在電力盈余或電力缺口時，會導(dǎo)致新能源或負荷棄限，棄限成本為：

當系統(tǒng)上調(diào)靈活性不足時，會導(dǎo)致系統(tǒng)出現(xiàn)切負荷風(fēng)險；當系統(tǒng)下調(diào)靈活性不足時，會導(dǎo)致系統(tǒng)出現(xiàn)棄風(fēng)棄光風(fēng)險；采用條件風(fēng)險價值對系統(tǒng)源荷隨機波動風(fēng)險進行如下量化：

式 中：Cel，t為t時 段 電 解 槽 工 作 成 本；Nel為 電 解 槽 數(shù)量；Sel，u，t為t時 段 電 解 槽u的 運 行 成 本 系 數(shù)；Cel，u，ZJ為電 解 槽u的 一 次 性 購 置 成 本；Yel，u為 電 解 槽u的 使 用壽命。

天然氣管網(wǎng)輸送混氫天然氣和地下鹽穴大規(guī)模存儲的方式，具有儲量大、成本低、密封性好等優(yōu)點，是氫能的理想儲運方式。其成本除壓縮機運行成本外，還包含長距離輸氣通道建設(shè)的投資、運維成本，將上述成本折算到單位氣體的成本模型為：

式 中：Cgas，t為t時 段 的 氣 體 運 輸 成 本；Cgas，p，t為t時 段輸 氣 通 道p單 位 氣 體 的 壓 縮 機 運 行 成 本；QgasD，p，t為t時 段 輸 氣 通 道p的 氣 體 量；Cgas，p，ZJ為 輸 氣 通 道p的 建設(shè)投資成本；Ngas為輸氣通道數(shù)量；Ygas，p為輸氣通道p的運行壽命，以20 年計算。

3.2 目標函數(shù)

以電網(wǎng)的綜合成本最小為優(yōu)化目標，綜合成本包括煤電機組富氧燃燒改造成本、機組發(fā)電成本、儲能運行成本、柔性負荷調(diào)度成本、電解槽工作成本、氣體儲輸成本、外購天然氣成本、新能源負荷棄限成本與風(fēng)險成本，則目標函數(shù)為：

式 中：Cg，t、Cess，t、Ccl，t、CNG，t、Ccurtt分 別 為t時 段 煤 電 機組發(fā)電成本與富氧燃燒改造成本、儲能運行成本、柔性負荷調(diào)度成本、外購天然氣成本、新能源與負荷棄限綜合成本；Ng、Ng1、Ness、Ncl、Ng2分別為煤電機組、富氧深調(diào)靈活機組、儲能、柔性負荷、燃氣輪機的數(shù)量；T為 總 時 段 數(shù)；Cg，i，t為 煤 電 機 組i的 成 本 系 數(shù)；Pg，i，t為t時 段 煤 電 機 組i的 實 際 出 力；Cg1，f，ZJ為 富 氧燃燒機組f的富氧燃燒改造成本；Yg1，f為富氧燃燒機組f的運行壽命；Cess，e為儲能e的一次性購置成本；Yess，e為 儲 能e的 使 用 壽 命；Eess，e為 儲 能e的 額 定 容量；Pess，e，t為t時 段 儲 能e的 實 際 功 率；Scl，k，t為t時 段柔 性 負 荷k的 成 本 系 數(shù)；Pcl，k，t為t時 段 柔 性 負 荷k的實際中斷量；μNG為天然氣價格。

3.3 約束條件

1）有功功率平衡約束

為保證電力系統(tǒng)的有功功率平衡，機組發(fā)電功率、新能源并網(wǎng)功率、儲能功率之和與負荷并網(wǎng)功率之和應(yīng)相等。

式中：Nw、Npv、Nlo分別為風(fēng)電機組、光伏發(fā)電機組、負荷的數(shù)量；Pwind，w，t、Ppv，v，t、Pload，l，t分別為t時段風(fēng)電機組w、光伏發(fā)電機組v、負荷l的功率。

2）富氧機組與燃氣輪機運行約束

富氧深調(diào)靈活機組、摻氫燃燒燃氣輪機的運行應(yīng)滿足以下約束：

式 中：uf，t、uj，t分 別 表 示t時 段 富 氧 深 調(diào) 靈 活 機 組f與摻氫燃燒燃氣輪機j的運行狀態(tài)。式（18）分別為富氧靈活機組的富氧狀態(tài)約束、摻氫燃氣輪機的摻氫狀態(tài)約束、機組出力約束與爬坡約束。

3）電解槽運行約束

規(guī)?；娊馑茪?、氧的電解槽輸入功率可以在允許的范圍內(nèi)調(diào)節(jié)，產(chǎn)生氫、氧的量與消耗電量成正比，其應(yīng)滿足如下約束：

4）儲氣裝置運行約束

儲氣裝置需滿足的氣體容量與氣體單位流量約束如下：

5）線路潮流安全約束

線路上的功率應(yīng)滿足的潮流安全約束如下：

4 算例分析

4.1 仿真算例

采用改進的IEEE 39 節(jié)點系統(tǒng)搭建仿真分析算例，改進后的IEEE 39 節(jié)點系統(tǒng)如附錄A 圖A1 所示，系統(tǒng)配置如表A1 所示，電解槽、柔性負荷和儲能的詳細參數(shù)如表A2 所示，新能源與負荷預(yù)測曲線如圖A2 所示。線路、常規(guī)負荷和火電機組的詳細參數(shù)參照文獻［26］。

4.2 氫-氧雙循環(huán)機制有效性分析

為檢驗氫-氧雙循環(huán)機制的有效性，設(shè)置3 種運行模型進行對比分析，3 種模式的具體運行策略如表1 所示。通過3 種模式的計算分析，得到新能源及負荷的棄限量與棄限風(fēng)險，如表2 所示。

表1 3 種模式的運行策略Table 1 Operation strategies of three modes

表2 不同調(diào)度模式的對比Table 2 Comparison of different dispatch modes

由表2 可知，模式1 氫-氧雙循環(huán)機制的總成本最低，相比模式2、模式3 分別下降1.90%、14.08%。氫-氧雙循環(huán)機制與模式2 相比，新能源、負荷棄限量分別下降99.21%、41.24%，棄限風(fēng)險分別下降31.13%、19.14%；氫-氧雙循環(huán)機制與模式3 相比，新能源、負荷棄限量分別下降了99.68%、41.24%，棄限風(fēng)險分別下降48.45%、41.51%。

4.3 電力平衡能力分析

3 種調(diào)度模式下的電力平衡、新能源和負荷棄限等情況如圖2 所示，模式3 靈活調(diào)節(jié)資源欠缺，在01：00—04：00 與16：00—17：00 時段存在大量新能源棄電。模式2 在上述時段投入電解槽負荷消納風(fēng)光，但受限于電解槽配置，無法全部消納風(fēng)光；模式1 在此時段不僅投運電解槽負荷，還調(diào)動4 臺靈活機組進入富氧深調(diào)狀態(tài)運行，源荷雙側(cè)共同拓展調(diào)節(jié)空間，充分減少新能源棄電；在19：00—21：00 時段內(nèi)，系統(tǒng)負荷水平較高，摻氫燃氣輪機進行錯峰發(fā)電，減少系統(tǒng)的負荷棄限，實現(xiàn)能量的時空調(diào)節(jié)，提高系統(tǒng)的源荷解耦能力。

圖2 3 種調(diào)度模式下系統(tǒng)的電力平衡情況Fig.2 Electric power balance of system with three dispatch modes

在24 h 內(nèi)，模式1 中電解槽共投運596 MW·h，產(chǎn)生氫氣的上調(diào)燃氣輪機發(fā)電152 MW·h，產(chǎn)生氧氣的下調(diào)煤電機組發(fā)電1 859 MW·h。電解槽、摻氫燃氣輪機和富氧燃燒煤電機組增加的調(diào)峰能力之比為1∶-0.26∶3.12（負數(shù)表示上調(diào)能力）。

4.4 風(fēng)險承受能力分析

為檢驗不同調(diào)度模式對新能源隨機波動風(fēng)險的承受能力，基于高斯混合模型建立新能源出力隨機波動的概率密度函數(shù)，如附錄A 所示。依據(jù)概率密度函數(shù)，進行1 000 次蒙特卡洛抽樣，3 種調(diào)度模式在不同新能源隨機波動情況下的累積棄風(fēng)棄光量、棄負荷量結(jié)果如圖3 所示。

圖3 不同新能源出力波動下的累積棄限量Fig.3 Accumulated abandonment capacities with different output fluctuations of renewable energy sources

由圖3 可知，相較于模式2、模式3，模式1 的累積棄負荷量分別下降15.61%、15.19%，累積棄風(fēng)棄光量分別下降51.87%、60.49%，且隨著新能源出力隨機波動風(fēng)險增大，調(diào)度模式1 的優(yōu)勢更加明顯。

4.5 碳排放量分析

對3 種調(diào)度模式的碳排放量進行分析，結(jié)果如圖4 所示。

圖4 3 種調(diào)度模式的碳排放量分析Fig.4 Carbon emission analysis of three dispatch modes

模式1 為風(fēng)、光清潔能源提供了多種消納途徑，降低了煤電的供能比例，在01：00—04：00、16：00—17：00 兩個時段內(nèi)，煤電富氧深調(diào)拓展了新能源消納空間，電儲能與氫儲能將綠電儲存并轉(zhuǎn)移到其他時段進行消納，進一步減少了碳排放量。模式1 在上述兩個時段的碳排放量較模式3、模式2 分別下降28.02%、29.49%，全天碳排放量分別下降4.88%、9.12%。

4.6 經(jīng)濟性目標與靈活性目標的協(xié)調(diào)

本文兼顧系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性和靈活性，將源荷棄限量與隨機波動風(fēng)險分別折算計入綜合成本目標中，其成本系數(shù)之比即為兩者的重要性權(quán)重比值。在靈活性目標權(quán)重與經(jīng)濟性目標權(quán)重的比值變化時，調(diào)度模型計算得到的負荷與新能源棄限風(fēng)險成本、運行經(jīng)濟成本、綜合成本如表3 所示。

表3 不同優(yōu)化權(quán)重下各類成本的變化Table 3 Changes of various costs under different optimization weights

當靈活性目標權(quán)重與經(jīng)濟性目標權(quán)重的比值為1.0 時，系統(tǒng)綜合成本取得最小值。當權(quán)重比值從0提升至1.0 時，靈活性目標權(quán)重的提高大幅提升了系統(tǒng)靈活性水平，系統(tǒng)綜合成本也隨之下降；當權(quán)重比值從1.0 提升至2.0 時，系統(tǒng)綜合成本有所提升。因此，經(jīng)濟性和靈活性目標存在最優(yōu)匹配比例，確定合理的權(quán)重系數(shù)，可實現(xiàn)系統(tǒng)綜合效益的提升。

5 結(jié)語

本文研究了利用棄風(fēng)棄光置換氫氧資源，并將氫氧資源用于提升燃機和煤電運行調(diào)節(jié)能力的運行模式，通過建立氫-氧雙循環(huán)運行機制與多類型調(diào)節(jié)資源聯(lián)合優(yōu)化模型，實現(xiàn)了最優(yōu)調(diào)度策略的制定，可顯著提升電力系統(tǒng)的運行經(jīng)濟性和靈活性，為電力綠色發(fā)展和能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型提供了可行的技術(shù)路線，取得如下主要結(jié)論：

1）氫-氧雙循環(huán)機制可顯著提升系統(tǒng)綜合經(jīng)濟效益，綜合運行成本低于電解槽僅作為可控負荷的運行模式；

2）氫-氧雙循環(huán)機制中，電解槽、摻氫燃機和富氧燃燒煤機增加的深度調(diào)峰能力比約為1∶-0.26∶3.12（負數(shù)表示發(fā)電上調(diào)能力）。應(yīng)充分重視電解水副產(chǎn)品氧氣的靈活調(diào)節(jié)作用；

3）氫-氧雙循環(huán)機制與煤電、燃機協(xié)調(diào)配合可擴充靈活性資源，提高系統(tǒng)應(yīng)對不確定性的能力，降低碳排放水平；

4）系統(tǒng)靈活性的提高將導(dǎo)致更高的運行經(jīng)濟成本，需要根據(jù)實際情況在經(jīng)濟性與靈活性之間進行權(quán)衡，以實現(xiàn)綜合效益的提升。

本文模型通過改進的標準算例進行驗證，實際電力系統(tǒng)的情況更加復(fù)雜，后續(xù)將依托實際電網(wǎng)進一步完善氫-氧雙循環(huán)模型，增強模型實用性。

附錄見本刊網(wǎng)絡(luò)版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），掃英文摘要后二維碼可以閱讀網(wǎng)絡(luò)全文。