基于氢能经济的电网大规模风电消纳模式

崔丽瑶，刘怀东，2，刘 豪，晏淑珍

（1.天津大学电气自动化与信息工程学院，天津 300072；2.天津大学智能电网教育部重点实验室，天津 300072）

大力发展风电、光伏已经成为国策。然而风电出力的不确定性和反调峰特性导致部分地区弃风严重，已经成为制约风电发展的主要技术瓶颈之一[1]。为解决大规模风电并网引起的新能源消纳难题，国内外学者针对火电机组灵活性改造、储能技术应用和电力市场机制下的需求侧响应开展了诸多成效显著的工作。然而，未来电网中火电低渗透率使其调峰贡献相当有限；抽水蓄能站址资源普遍匮乏[2]；蓄电池、超导等储能技术仍需很大的技术进步[3]；需求侧响应有待深入挖掘[4]。

近年来，氢能凭借其高热值、易存储、环境友好、来源及应用广泛的特点吸引了学术界的高度关注。2019年氢能源被写入《政府工作报告》，使氢能经济成为国策[5]。2050年氢能在中国终端能源占比将达10%[6]，成为终端能源消费主力之一[7]。这意味着利用富余风电电解制氢P2H（power-to-hydrogen），结合成熟的储氢技术，可以有效促进未来电网大规模风电消纳，同时满足氢能高需求，具有巨大的应用潜力。

氢能参与风电消纳的研究热点有风电制氢技术优化、风氢耦合系统规划配置和优化运行等[8]。文献[9-10]将电网或超级电容引入风氢耦合系统并提出优化控制策略，提高了制氢效率和氢能质量；文献[11-13]考虑风氢耦合发电系统经济、环境效益，计及氢负荷水平、新能源消纳、供能可靠性与系统经济性优化系统配置，并提出多种运行模式下的能量管理控制策略；文献[14-15]针对含氢储能微网进行长时间尺度下计及风电出力不确定性的多目标系统规划配置，仿真证明氢能对提升微网经济性和灵活性作用显著；文献[16-17]通过燃料电池实现热电综合利用，从而提高含电解制氢设备综合能源系统的能源利用率与系统运行经济性。上述研究以风电场、微网或综合能源系统为研究对象，考虑富余风电制氢后通过燃料电池等方式将氢能回馈电、热能源系统从而实现氢能就地消纳。然而风能富集地区与氢能负荷中心的逆向分布，使弃风严重地区氢能就地消纳能力十分有限，因此，上述研究难以适用于大规模高比例风电消纳。本文计及中国输电成本远低于输氢成本的现状，将风力发电、远距离输配电网络与氢能经济下多领域的大规模氢气需求相结合，利用氢能实现大规模富余风电消纳。

基于分布式制氢将在远距离氢气运输尚不具备经济可行性背景下迎来快速发展的必然趋势[18]，本文参考虚拟电厂VPP（virtual power plant）的概念将若干制氢站HPS（hydrogen production station）聚合为虚拟制氢中心VHPC（virtual hydrogen production center），提出组建由虚拟电厂和虚拟制氢中心构成的虚拟弃风-制氢联合体VWC-HPJV（virtual wind curtailment-hydrogen production joint venture）。根据氢能供应方式将氢气负荷分为刚性氢气负荷和柔性氢气负荷，以典型日运行成本最低为目标建立考虑新能源弃电过网费减免的VWC-HPJV经济调度模型，并通过实例分析对其合理性和有效性进行仿真验证。

1 VWC-HPJV架构

VWC-HPJV架构如图1所示。虚拟电厂在听从电网统一调度的前提下，针对富余风电与虚拟制氢中心展开交易，通过输配电网络将富余电能输送至位于氢气负荷中心的制氢站，从而促进弃风消纳并提高自身经济效益；虚拟制氢中心则通过利用低成本的弃风制氢降低其运行成本及碳排放量，实现未来中国电网新能源为主的电力系统和氢能经济的共同可持续发展。

图1 VWC-HPJV架构Fig.1 Architecture of VWC-HPJV

2 VWC-HPJV经济调度模型

2.1 新能源弃电过网费减免政策

当电力用户与发电企业或售电主体进行直接电力交易时，交易双方需按照国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费[19]。VWC-HPJV中，由虚拟电厂至虚拟制氢中心的富余风电输送必须通过输配电网完成，因此，VWC-HPJV需要向电网企业支付一定金额的过网费。在国家大力促进新能源弃电消纳的背景下，本文提出电网企业对新能源弃电过网费实行一定的减免政策，此时过网费定价为

作为过网费的主体部分，输配电成本主要包括初始建设成本、运行损耗成本、检修成本、故障成本、运维及人工成本和废弃成本[20]。其中，初始建设成本作为固定成本不受输配电网运行情况的影响；检修成本、故障成本、运维及人工成本和废弃成本虽与输配电线路运行状态息息相关，但弃风电量相较社会总用电量极低，即VWC-HPJV中弃风电能的输送对上述成本影响极小；运行损耗成本则可以通过引入线损率的方式实现联合体内部自平衡。基于以上分析，本文认为电网企业可以接受的新能源弃电过网费最大减免力度为100%，即完全免除新能源弃电过网费。

2.2 VWC-HPJV经济调度模型

2.2.1 目标函数

以计及虚拟电厂供电成本、虚拟制氢中心购能成本、碳税成本和改建成本的VWC-HPJV典型日运行成本最低为目标进行经济调度，其目标函数的表达式为

式中：Cd为VWC-HPJV典型日运行成本；Cwt为虚拟电厂供电成本；Cfuel为虚拟制氢中心购能成本，指代其购买电网电力/煤炭/工业氧气的费用；Ctax为虚拟制氢中心因排放二氧化碳缴纳的碳税；Cfix为虚拟制氢中心内各制氢站的改建成本，指代制氢站内新增电解设备的初始投资折旧和固定维护成本，用于分析比较电解制氢规模对VWC-HPJV运行经济性的影响。

1）虚拟电厂供电成本

本文假设过网费全部由虚拟电厂承担，其供电成本包括发电变动成本、过网费和弃风惩罚三部分，即

3）虚拟制氢中心碳税成本

本文假设虚拟制氢中心从电网企业购得的电力包含火电，则制氢过程共有2个碳排放源：煤气化炉和外购网电。为了控制碳排放总量，虚拟制氢中心需要缴纳一定的碳税，即

4）虚拟制氢中心改建成本

虚拟制氢中心改建成本指新增电解制氢设备的初始投资折旧和维护成本，该成本作为固定成本并不会影响调度优化结果，引入该参数仅用于新增制氢设备容量对VWC-HPJV经济性的影响分析，计算公式为

式中：Cinv和Cmaint分别为新增电解制氢设备的初始投资日折旧额和日维护成本；分别为电解制氢设备的单位容量投资成本、单位容量维护成本和使用年限；Xb、PP2Hb,n分别为制氢站b新增电解制氢设备的机组数和单机容量；i为贴现率，本文取10%。

2.2.2 约束条件

VWC-HPJV运行过程中，除煤制氢装置、电解制氢设备和储氢气罐自身运行约束外，还须满足电力平衡约束、氢能供用平衡约束、虚拟电厂供电约束和虚拟制氢中心用电约束。

（1）电力平衡约束为

（2）氢能供用平衡约束。在弃风制氢成本可能低于煤制氢从而供给部分柔性氢气负荷的情况下，本节考虑电解制氢设备与储氢气罐出力之和不低于刚性氢气负荷即可；在此基础上，煤制氢、电解制氢与储氢气罐需要共同保证两种氢气负荷的供应。则VWC-HPJV的氢能供用平衡约束为

（3）虚拟电厂供电约束。虚拟电厂内各风电场供电功率不可能超过其弃风功率并受到远距离输配电网络裕量，则虚拟电厂供电约束为

3 算例结果及分析

虚拟电厂共有3个风电场存在弃风现象，联合覆盖3个制氢站的虚拟制氢中心，构成VWC-HPJV进行调度优化，并根据调度结果分析其合理性和有效性。风电场的单位发电量变动成本分别为5、6、7元/（MW·h），弃电惩罚系数为100元/（MW·h），弃风情况见图2，整体弃风率为8%。制氢站典型日刚性、柔性氢气负荷曲线见图3。

图2 虚拟电厂原弃风曲线Fig.2 Original wind curtailment curves of VPP

图3 虚拟制氢中心氢气负荷曲线Fig.3 Hydrogen load curves of VHPC

制氢站关键设备运行模型分别如下。

1）煤制氢装置

本文仅关注煤制氢技术的煤炭消耗量、工业氧气消耗量及其碳排放强度，则煤制氢装置数学模型可简化为

2）电解制氢设备

电解制氢设备数学模型主要包括产出模型、功率模型和启停模型三部分，表示为

制氢站关键设备的技术、经济参数见表1。煤炭和工业氧气的市场价格分别为600元/t、0.5元/（N·m3）；电网的平均碳排放系数为0.698 t/（MW·h），碳税价格为100元/t；远距离输电与近距离配电综合平均线损率为15%，同时考虑远距离输电成本和近距离配电成本将过网费定价为350元/（MW·h）；工业用电分时电价见表2。

表1 制氢站技术、经济参数设置Tab.1 Setting of technical and economic parameters for HPS

表2 工业用电分时电价Tab.2 Time-of-use price for industrial electric power

3.1 VWC-HPJV合理性和有效性分析

为了分析VWC-HPJV的合理性和有效性，设置以下3个方案：①虚拟电厂与虚拟制氢中心各自为营，此时虚拟电厂弃风曲线如图2所示；②虚拟电厂与虚拟制氢中心组成VWC-HPJV，电网企业实行新能源弃电过网费全额免除政策；③在方案2的基础上，为虚拟制氢中心新增30 MW电解制氢设备。

方案1～3典型日运行成本如表3所示，弃风电量、电网购电量、制氢技术替代量和碳排放量如表4所示。

表3 方案1～3运行成本比较Tab.3 Comparison of operating cost among schemes 1，2 and 3 万元

表4 方案1～3环境效益比较Tab.4 Comparison of environmental benefits among scheme 1，2 and 3

比较方案1和方案2的调度结果可知，相较虚拟电厂与虚拟制氢中心各自为营的运行模式，在电解制氢规模保持不变的条件下，VWC-HPJV通过弃风制氢消纳富余风电670.4 MW·h，使弃风率由8%降至1.9%，减少电网购电447 MW·h，实现了3.27万Nm3规模的氢能技术替代，电网购电量和煤制氢耗煤量的降低使虚拟制氢中心碳排放量减少498t，虚拟电厂供电成本、虚拟制氢中心购能成本和碳税分别降低6.34万元、18.37万元、4.98万元，典型日运行总成本降低12.1%。

由方案3的调度结果可得，当虚拟制氢中心新增30 MW电解制氢设备时，更高的电解制氢容量在提高制氢能力的同时扩充了弃风消纳空间。相较方案2，方案3弃风消纳量增加134.8 MW·h，弃风率进一步由1.9%降至0.3%，电网购电量持平，制氢技术替代规模增长至5.69万N·m3，使虚拟制氢中心碳排放量又减少66 t，此时计及新增制氢设备初始投资折旧和固定维护成本的VWC-HPJV典型日运行成本下降至213.07万元，相比方案1降低了13.09%。

由此可见，VWC-HPJV在促进弃风消纳、降低制氢成本和碳排放等方面效果明显，具备合理性和有效性。此外，在弃风电量较高的情况下，适当增加虚拟制氢中心设备容量有利于提高VWC-HPJV弃风消纳能力从而进一步其降低运行成本并提高环境效益。

3.2 VWC-HPJV调度结果分析

方案1中虚拟制氢中心调度结果和方案2～3中虚拟弃风-制氢联合体调度结果如图4～图6所示。图中，弃风制氢能力曲线通过虚拟电厂总弃风功率、输配电网线损率和电解制氢设备能耗系数求得；“制氢技术替代”则指利用电解制氢供给部分柔性氢气负荷，实现电解制氢技术对煤制氢技术的部分替代。

图4 方案1中虚拟制氢中心典型日调度结果Fig.4 Typical daily dispatching results of VHPC in scheme 1

图5 方案2中VWC-HPJV典型日调度结果Fig.5 Typical daily dispatching results of VWC-HPJV in scheme 2

图6 方案3中VWC-HPJV典型日调度结果Fig.6 Typical daily dispatching results of VWC-HPJV in scheme 3

由图4可知，当虚拟电厂与虚拟制氢中心各自为营时，虚拟制氢中心的制氢用电全部来源于电网电力，为降低运行成本，虚拟制氢中心不得不在电价较低的1～7、24时间段大量制氢、储氢，并在电价较高的8～23时间段基本依靠储氢气罐实现刚性氢气负荷的供给。

由图5和图6可得，虚拟电厂与虚拟制氢中心组建VWC-HPJV后，方案2和方案3的系统运行情况可根据弃风制氢能力与刚性氢气负荷的大小比较分成两部分进行分析。

在弃风制氢能力超过刚性氢气负荷的1～7、21～24时间段，大多情况下（除21时间段外）虚拟制氢中心在电解制氢设备容量范围内尽力消纳弃风制氢并将富余氢气储存，直至7时两种方案下的实际储气量均达到峰值4.96万N·m3；而在21时间段尽管弃风制氢能力超过刚性氢气负荷，但输配电网裕量不足导致富余风电无法全额输送到虚拟制氢中心，各制氢站在电解制氢的同时还需利用储氢气罐放气以保证氢能供应，类似的情况还出现在19～20时间段。此外，新能源弃电过网费免除政策下，电解制氢成本降至煤制氢成本之下，因此在方案2和方案3的1～7、22～24时间段，虚拟制氢中心的电解制氢速率在满足刚性氢气负荷的前提下，分别向柔性氢气负荷供给了3.27万N·m3、5.69万N·m3氢气，证明了本文对弃风制氢技术部分替代煤制氢技术从而加速氢能产业能源转型设想的合理性。

弃风制氢能力不及刚性氢气负荷的时间段内，两种方案下的VWC-HPJV同样呈现出不止一种运行状态。在8～10、18～20时间段，电解制氢设备在输配电网裕量约束范围内尽力消纳弃风，以较低的速率制取氢气并与储氢气罐配合以维持氢能供需平衡。在11～17时间段弃风电量极低，计及线损的弃风功率不及电解制氢设备耗电功率下限，若启动制氢设备便不得不购入电网电力导致成本增加，因此虚拟制氢中心仅在弃风制氢能力相对接近电解制氢设备耗电功率下限的11∶00和17∶00从电网购买少量电能，其余时间段刚性氢气负荷供应则完全依赖储氢气罐放气。

对VWC-HPJV调度结果进行分析，更加直观地展现了不同方案下虚拟电厂与虚拟制氢中心的运行情况，在前文对运行成本、弃风电量、电网购电量、制氢技术替代量和碳排放量等参数分析比较的基础上，又一次验证了组建虚拟弃风-制氢联合体的合理性和有效性。

3.3 未来大规模风电接入场景合理性和有效性分析

为了验证未来电网大规模风电接入和大规模氢能经济场景下，前文所述VWC-HPJV是否仍能有效促进弃电消纳，在方案3的基础上构建未来场景，未来场景下虚拟电厂风电渗透率达到40%，典型日弃风率为40%，弃风功率和虚拟制氢中心典型日氢气负荷见表5，调度结果如图7所示。

表5 未来场景下典型日弃风功率和氢气负荷Tab.5 Typical daily wind curtailment and hydrogen load in future scenario

图7 未来场景下虚拟弃风-制氢联合体调度结果Fig.7 Dispatching results of VWC-HPJV in future scenario

由图6可知，氢能经济的引入使虚拟电厂富余电力大量消纳，弃风率由40%降至5.2%；由图7存在制氢技术替代量可知低成本弃电也使电解制氢成本大幅降低，证明了本章所提虚拟弃风-制氢联合体利用负荷低谷时期的富余风电进行电解制氢以解决大规模风电消纳问题并促进氢能经济发展的合理性和有效性。

4 结语

本文将未来大规模新能源发电与氢能经济相结合，参考虚拟电厂的概念设立虚拟制氢中心，提出组建由存在弃风现象的虚拟电厂和虚拟制氢中心构成的虚拟弃风-制氢联合体，主要利用电负荷谷段的富余风电制氢供给氢能产业从而解决大规模风电消纳问题，同时为氢能经济迅猛发展提供有力支持。基于氢气负荷简单分类建立了考虑新能源弃电过网费减免政策的虚拟弃风-制氢联合体经济调度模型，算例结果表明虚拟弃风-制氢联合体在促进弃风消纳、降低制氢成本和系统碳排放方面效果明显，具有合理性和有效性。