考虑辅助调峰的储能-制氢混合系统容量配置研究

曹炜，沙海伟

(中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司，南京 210006)

在国家能源转型战略的引领和可再生能源相关政策的驱动下，我国可再生能源发展进入了提速期，截至2021年底，全国可再生能源累计装机规模达到10.63亿kW，占全国电力装机的44.8%，其中水电、风电和光伏发电装机规模均位列世界第一，发电量占全社会用电量比重达到29.8%[1]。

风电、光伏发电等可再生能源具有间歇性、波动性特征[2]，出力高峰主要在春冬两季，而此时电力系统负荷较小，电网面临巨大调峰压力[3]，甚至在局部地区、局部时段存在一定的弃风限电问题[4]。据此，我国已开展大量的探索和研究工作，如通过配置储能实现新增调峰能力[5-7]，加快火电灵活性改造[8]，推动电力系统辅助调峰市场建设[9]等。目前，国内外关于氢能等储能系统参与新能源消纳等方面的研究逐渐增多[10]。文献[10]建立了储能系统与区域电网模型，以经济消纳和最大容量消纳两种方式，对储能系统开展容量优化配置，但均有一定的弃风问题；文献[11]探索氢能参与风电出力，建立了全寿命周期的风氢混合系统技术经济模型，以净利润为目标，得出设备最优参数和价格参数；文献[12]提出了制氢系统参与辅助调峰服务的容量优化策略；文献[13]对伊朗地区风电和光伏发电制氢的经济性进行分析，得出新能源制氢具有可行性的结论；文献[14-15]针对风电制氢，提出了优化控制策略，并在仿真分析中验证其能够提高电解水制氢的性能。

可以看出，目前针对储能以及氢能缓解调峰问题的研究主要集中在容量优化和控制策略等方面，但对储能与制氢混合参与火电辅助调峰方面的研究较少。本文对考虑辅助调峰的储能-制氢混合系统(Bess-Hydrogen Hybrid System, BHHS)容量优化配置进行研究，通过在火电侧配置储能-制氢混合系统，实现火电机组的深度调峰，从而达到缓解弃风限电的目的。

1 混合系统参与调峰辅助服务的能量管理策略

1.1 辅助调峰服务分析

图1为某风电场一天出力情况，从图中可以看出，该风电场出力存在波动性的特点，特别是在下午和夜间出力较大但此时负荷水平较低，电网消纳压力较大，容易出现弃风限电现象。

图1 某风电场一天出力情况

因此，目前已有较多地区建设辅助服务市场，以期缓解电网调峰压力[16]，调峰机组一般定义为煤电机组、核电机组等具有深度调节能力的电源，大部分地区还将储能纳入调峰电源。此外，山东省还提出建设制氢系统容量等同于储能调峰容量。目前，大部分地区将机组出力基准值定为50%，并将机组出力达30%以下的部分定义为深度调峰，并获得收益。部分老旧火电厂难以实现30%以下出力，但可以通过在火电厂侧配置储能系统和制氢系统，实现储能系统充电和制氢系统制氢，以减少火电出力，达到深度调峰的目的，获取深度调峰收益。同时，还可以将氢气出售，获得额外收益。

1.2 混合系统参与调峰结构

图2为储能-制氢混合系统结构示意图，系统主要包括火电机组、储能电站以及制氢系统等。图中火电机组、储能电站以及制氢系统通过升压变接入PCC点，与公共电网及负荷相连接。储能电站主要包括储能电池、功率转换系统以及升压变压器等部分。制氢系统主要由电解水制氢系统、功率转换系统以及升压变压器组成，其中电解水制氢系统包括电解槽、储氢罐以及缓冲机和压缩机等其它辅助设备，功率转换系统包括AC-DC变换以及DC-DC变换单元。制氢系统制取的氢气存储在储氢罐中，运输至加氢站和工厂等使用。

图2 储能-制氢混合系统结构示意图

1.3 混合系统参与调峰能量管理策略

储能-制氢混合系统在火电侧与火电机组协调配合辅助调峰，其基本思路是将风电超出电网接纳能力的富余电量通过储能和制氢系统加以消纳。考虑到各个系统的度电成本，依次考虑火电机组深度调峰，混合系统储能电站和制氢系统动作。风电大发时，火电机组降低出力仍无法消纳富余风电电量，此时混合系统作为负载减少火电机组出力，储能系统吸收电量，制氢系统开始制氢，火电机组获得深度调峰补偿，同时提高新能源消纳能力。根据调度机构要求，混合系统尽量参与辅助调峰服务，减少弃电现象。

根据以上分析并结合辅助调峰市场规则，提出以下能量管理策略：混合系统在参与辅助调峰时，若调度机构调度火电机组出力需大于调度基准值时，根据调峰规则调度机构无偿实现火电功率调度，混合系统不出力；若调度机构调度火电机组出力在最低出力和调度基准值之间时，火电机组有能力进行调峰，此时无需混合系统参与调峰；若需调度的火电出力低于火电最低出力，此时混合系统参与调峰。储能-制氢混合系统能量管理策略如图3所示。

图3中，k为火电机组调峰能力，即调峰容量与最大出力比值，Pbess、Ebess分别为储能电站的功率和能量，PH2为制氢系统功率，Pload和Pwind分别为负荷功率和风电功率，Pmax为火电机组最大出力。根据不同的出力情况，共有5种能量管理状态：

图3 储能-制氢混合系统能量管理策略

状态控制SC1：此时火电机组进入深度调峰状态最低出力，同时储能电站和制氢系统以额定功率吸收火电出力。混合系统联合火电机组发出功率较高，负荷不足以消纳所有风电电量，将向调度反馈按能够达到的最低功率出力，此时仍有一定的弃风电量。

状态控制SC2：此时火电机组进入深度调峰状态最低出力，混合系统中储能电站优先动作，剩余部分由制氢系统加以补足，此时无弃风电量。

状态控制SC3：此时火电机组进入深度调峰状态最低出力，混合系统中仅储能电站动作，若储能电站电量达到上限，剩余部分由制氢系统补足，此无弃风电量。

状态控制SC4：此时火电机组进入深度调峰状态，火电机组无需降至最低出力即可完全消纳风电电量，此时储能电站放电供制氢系统制氢，系统无弃风电量。

状态控制SC5：此时火电机组出力高于50%火电额定功率，调度机构无偿调度，无调峰补贴。混合系统中储能电站放电供制氢系统制氢，系统无弃风电量。

2 混合系统参与调峰技术经济模型

2.1 费用模型

火电机组在调峰时，可分为常规调峰、稳燃不投油调峰和稳燃投油调峰三种，其调峰费用A可表示为：

(1)

式(1)中：Pthe为火电机组功率，a、b、c为火电机组在常规调峰时的费用系数，Scoal为当季煤炭价格水平；ε为火电机组在稳燃不投油调峰时的损耗系数，Sgen为运行损耗费用，N为火电机组转子的致裂循环周期；Poil和Coil分别为投油油量和单位投油费用，Penvi和Cenvi分别环境影响量和单位环境成本。

此外，为保障新能源的有效消纳，不少省份要求对火电机组进行深度调峰改造，相应的改造成本可表示为B。

混合系统费用C包括建设期费用和运营期的运行维护费用两方面。

(1)混合系统建设期费用。

混合系统建设期费用包括储能电站建设费用和制氢系统建设费用，建设费用一般可以分为土地成本、设备成本以及建筑安装成本等，由于本次混合系统建设在电厂内，土地成本可不计。

储能电站建设费用模型可表示为：

Cbess=(C1+C2)Ebess+C3Pbess

(2)

式(2)中：Cbess为储能电站建设费用，C1、C2和C3分别为容量单价、建筑安装单价以及功率单价，Pbess、Ebess分别为储能电站的功率和能量。

制氢系统建设费用模型可表示为功率相关函数，即：

CH2=CunitPH2+Ccon

(3)

式(3)中：CH2为制氢系统建设费用，Cunit为制氢系统单位功率造价，PH2为制氢系统最大运行功率，Ccon为制氢系统其它设备成本。

考虑到混合系统在全寿命周期的运行，采用投资等年值法将混合系统建设费用在整体寿命周期内进行平均分摊，即：

Chybrid=f1(Cbess+CH2)

(4)

(5)

式(4)～(5)中：Chybrid为混合系统的投资等年值，f1(A/P,r,n)为资金回收系数，其中n为混合系统使用年限，若电池以一天两充两放的情况考虑，不考虑电池更换情况下以10年期计，制氢系统根据氢能设备厂家建议暂以10年期计，r为折现率。

(2)混合系统运营期费用。

制氢系统的运维成本主要与制氢量有关，即：

MH2=UH2VH2

(6)

式(6)中：MH2为制氢系统运维成本，UH2为制氢量运维单价，VH2为制氢量。考虑到制氢系统是为深度调峰服务，因此制氢系统需频繁启动，其运维成本要比稳定运行的制氢系统运维成本高很多。

储能系统运维成本可表示为：

(7)

式(7)中：Mbess为储能系统运维成本，Cfix-bess为储能系统固定运维成本，Cvar-bess为储能系统可变运维成本，Cwe为储能系统单位容量运维成本，Ccons为储能系统其他运维成本。

由此可以得出，混合系统总体费用为：

C=Chybrid+MH2+Mbess

(8)

由式(1)～式(8)可以得出储能系统参与辅助调峰的总体费用为：

F=A+B+C

(9)

2.2 收益模型

混合系统的收益模型主要包括两个方面，第一是参与深度调峰服务获得的调峰补贴收益，第二是出售氢气获得的收益。

(1)辅助调峰收益

制氢系统同火电机组协同出力某天参与深度调峰补贴收益可以表示为：

X1=μαΣEhybrid

(10)

式(10)中：ΣEhybrid为一天中火电机组和混合系统共同出力的电量，μ为辅助调峰的阶梯补贴，α为混合系统度电补贴收益系数。

(2)氢气售出收益

根据目前制氢设备效率和氢气产出等情况，一般4.5～ 5 kW·h电量可制取1 m3氢气，通过出售氢气可获取一定的收益：

X2=ηΣVH2

(11)

式(11)中：η为氢气售出单价，ΣVH2为总制氢量。

由式(10)和式(11)可得混合系统的收益为：

X=X1+X2

(12)

由此可以得出混合系统总利润：

Ppro=X-F

(13)

混合系统的技术经济模型为保证Ppro最大，即Ppro_max。

3 算例分析

3.1 算例参数

某地区电网总装机约为900 MW，其中风电容量为200 MW，风电渗透率为22.2%，其它装机为火电和水电。其中，水电站属于小散远电站类型，能够实现本地消纳。火电为600 MW的纯凝火电机组，根据电网相关要求，该火电厂已经开展了深度调峰改造，最低出力能够达到43%左右。根据火电厂业主意愿，拟在火电侧配置一定的储能-制氢混合系统，实现深度调峰，储能系统选用磷酸铁锂电池，制氢系统选用碱性电解水制氢系统。

该地区电力负荷约500 MW，以某典型月进行研究，风电场出力及负荷某月波形图如图4所示，采用标幺值，可以看出，风电场出力存在明显波动，特别是在月初和月中旬阶段，与负荷呈现反调峰特性，导致电网对风电的消纳较为困难，在没有混合系统降低火电出力的情况下，系统将选择部分弃风。

图4 风电场出力及负荷某月波形图

根据当地辅助调峰服务结算情况，本文对火电参与深度调峰的报价修正系数按α为0.75进行仿真计算和分析。

相关仿真参数如表1所示。

表1 相关仿真参数

3.2 算例分析

基于本文提出的能量管理策略和优化方法，以及调度机构对尽量不弃电的指标要求，在Matlab中采用改进遗传算法对典型月各种最优配置的混合系统优化参数见表2。

表2 混合系统优化参数

从表2中可以看出，若该火电厂仅依靠火电深度调峰，尽管其出力能够降至额定功率的43%左右，实现了部分风电的消纳，但风电大发时仍有较大弃风，弃风总量达到528.97 MW·h，调峰净利润仅为4.81万元。

采用火电+储能系统调峰，在净利润最高的条件下，需配置32/86 MW·h的储能系统，此时净利润将达到13.27万元，弃风总量减少至 116.03 MW·h，相比仅火电调峰减少78.1%的弃风量，由于储能系统存在电量限制，若风电连续大发，储能系统充电满后仍将弃风，这也是配置储能系统的缺点之一，若要实现完全不弃风则需增加储能系统容量至36 MW/180 MW·h，此时净利润仅为9.22万元，相比优化参数条件下储能净利润大幅下降。图5给出了仅火电+储能系统调峰时储能容量与净利润变化。可以看出，储能系统净利润呈先增后减的趋势，系统容量在达到32 MW/86 MW·h时净利润最高。

图5 火电+储能系统调峰时储能容量与净利润变化

采用火电+制氢系统调峰，根据目前市场情况，配置标准的7 500 Nm3的储氢罐及附加设备大约在100万元左右，32 MW制氢系统费用约为同容量储能系统三分之二左右，正常调峰情况下若实现每天一次氢气运输，制氢系统容量约束相比储能系统容量约束受限较少。在净利润最大情况下，需配置32 MW的制氢系统，此时净利润为34.91万元，制氢量为105 352 m3，此时弃风电量仅为2.21 MW·h，已大幅减少。随着制氢系统容量和功率的增加，制氢系统的经济效益呈现先增后降的趋势。

采用火电+混合系统调峰，在系统最优条件下，配置32 MW制氢系统和3 MW/1 MW·h储能系统，系统能够获得的深度调峰净利润达37.41万元，并且无弃风现象，满足了调度机构对尽量不弃风弃光指标的要求，此时系统制氢量约为119 832 m3。图6为火电+混合系统调峰时混合系统功率与净利润变化图，此时储能系统容量为1MW·h。从图6中可以看出，随着混合系统功率的上升，净利润迅速上升达到最大，此时混合系统利用率较高，在混合系统功率达到不弃风所需最大功率后，混合系统利用率逐步下降，系统利润呈现先增后减的趋势。

图6 火电+混合系统调峰时混合系统功率与净利润变化

从利润组成来看，按目前市场上氢气售价15元/kg计，单月混合系统制氢量达到119 832 m3，氢气销售收入约为16.16万元。可以推断出，混合系统更主要的是依靠深度调峰获得补贴收益。在目前电源侧可再生能源电解水制氢成本居高不下，仅能依靠氢气出售获得收益的情况下，在火电侧配置储能-制氢混合系统，同时获得深度调峰补贴和氢气收益，是一个较为可行的方向。

同时，由以上分析可以看出，在火电侧配置储能-制氢混合系统，由于系统初始成本过高，其容量大小是系统能否最终获利的关键，合理的容量能够在让火电侧获得深度调峰补贴的同时，更高效地缓解弃风问题。在实际中，混合系统容量应综合考虑负荷、风电以及电网的具体情况，进行合理的综合配置。

4 结语

火电厂配置储能-制氢混合系统参与辅助调峰服务，能够提高电力系统调峰能力，减少弃风限电现象，同时生产高纯度氢气用于工业生产和交通等利用。本文在建立了储能-制氢混合系统技术经济模型基础上，提出了参与火电调峰辅助服务的容量优化配置方法和能量管理策略，并基于某地区火电厂实际工程案例，采用改进遗传算法，得出了储能-制氢混合系统容量优化配置方案，相比较仅火电调峰、火电+储能调峰、火电+制氢系统调峰等情况，火电与储能-制氢混合系统联合调峰不仅能获得更高的调峰利润和制氢量的同时，实现更低的弃风电量，提高了电力系统的灵活调节能力。

储能-制氢混合系统容量优化配置受到弃风电量、系统参数、调峰成本及收益、氢气售出等情况的影响，在实际算例中应根据情况具体分析。由于目前氢燃气轮机等设备成本较高，本文仅考虑将氢气制取后售出参与工业和交通等利用，下一步将关注和研究弃电制氢后发电反馈回电网，提高氢能的利用效率。