面向能源转型的电-气-氢综合能源系统规划与运行

陈 胜，张景淳，卫志农，吕 思，孙国强，臧海祥

（河海大学能源与电气学院,江苏省南京市 211100）

0 引言

为应对能源供需矛盾、全球气候变暖等挑战,构建碳中和能源系统已成为世界各国的共识［1］,中国也提出了“碳达峰·碳中和”和“构建新型电力系统”等战略目标［2］。值得注意的是,由于能源结构、源荷分布、市场机制等方面存在的差异性,世界各国的能源转型之路不尽相同,但以风光为主的新能源高比例渗透是世界各国构建碳中和能源系统的核心特征。高比例新能源并网为电力系统的深度脱碳提供了重要支撑,但其间歇性出力特征给电力系统安全经济运行带来了挑战。尽管当前已有一系列市场政策、商业模式、调控机制等致力于挖掘电源侧、网络侧、负荷侧及储能侧灵活资源调控潜力［3］,但以新能源为主体的新型电力系统对系统灵活性要求极高。例如,国际能源署（International Energy Agency,IEA）预计2050 年世界范围内灵活性需求将增 长3.5 倍［4］,当前的电力系统灵活调节手段难以支撑未来高比例新能源渗透的消纳。

作为绿色清洁二次能源,氢能具备能源密度大、环境友好的优点,被认为是能源系统深度脱碳的重要组成［5］。根据上游生产制氢方式的不同,氢气的种类可以划分为灰氢（化石能源制氢）、蓝氢（化石能源制氢但联合碳捕集和封存技术降低碳排放）和绿氢（新能源电解水制氢）。当前,氢能供应以灰氢与蓝氢为主,但随着能源转型的需求以及电制氢技术（尤其是百兆瓦级及以上大规模电制氢技术）的逐步成熟,绿氢将成为最主要的氢能供应来源。

在此背景下,世界各国制定了氢能战略发展方针,涉及氢气制取、天然气管道掺氢、可再生能源-氢能综合能源系统示范等领域。由国家能源局、科学技术部发布的《“十四五”能源领域科技创新规划》中,明确了氢能在未来能源系统中的重要战略定位［6］,新能源制氢有望成为中国未来高比例新能源电力系统单一最大用电负荷［7］。美国能源部提出了“H2@Scale 计划”［8］,致力于氢能生产、传输、存储、利用多个维度发展,助力多个能源行业的脱碳。日本提出了全面建设氢能社会［9］,将氢能定位为核心二次能源。欧盟委员会发布了面向气候中和的氢能战略［10］,制定了2050 年前新能源制氢、天然气管道掺氢、输氢管网建设等战略规划。

值得注意的是,天然气管道掺氢是氢能大规模、远距离、低成本传输的重要支撑技术。一方面,电制氢与天然气管道掺氢协同可充当大规模储能角色,即将过剩新能源转化为绿氢注入天然气管网（管网适用于大规模存储）。另一方面,相比于机动车、船舶、新建输氢管道等传输方式,利用现有的天然气管道掺氢传输更为经济,但在天然气管道混氢比上限、下游氢气提取、终端天然气用户安全等方面仍存在一定挑战。当前,德国的管道混氢比可达10%,且计划于2025 年将混氢比增加至20%。同时,在中国宁夏银川宁东天然气管道掺氢试验中,最高混氢比已达到24%。

综合以上分析,构建电-气-氢综合能源系统（electricity-gas-hydrogen integrated energy system,EGHIES）具有支撑高比例间歇性新能源消纳、实现氢能低成本远距离传输、助力多个能源行业深度脱碳的战略意义。鉴于此,本文以EGHIES 为对象,首先,分析了考虑绿氢-天然气混合的EGHIES 建模,介绍了高比例新能源渗透下的EGHIES 灵活运行；其次,梳理了EGHIES 的协同规划,包括能源设备、能源网络的协同；然后,规划总结了国内外的典型工程应用；最后,对未来的研究方向进行了展望。

1 EGHIES 建模与运行

图1 所示为EGHIES 结构,包括电力网络、天然气网络和近距离机动车输氢网络三部分。电力网络和天然气网络通过电转气（power to gas,P2G）设备（包括电制氢设备和甲烷反应器）与燃气轮机组进行耦合；电力网络与近距离输氢网络通过电制氢设备和燃料电池进行耦合；天然气网络通过管道掺氢工艺和提氢技术与近距离输氢网络联系。EGHIES 具备多能流、多系统耦合的特征,研究其建模与运行技术有助于支撑高比例新能源的消纳、支撑天然气系统的低碳化转型,以及支撑氢能在多行业的规模化应用（化工、交通、电力等）。

图1 “互联互通”的EGHIES 架构Fig.1 Structure of interconnected electricity-gas-hydrogen integrated energy system

从氢能产业链来看,EGHIES 可划分为制、输、提、用4 个模块。

1）在制氢端,电力网络中的化石能源和可再生能源（风能、光伏、生物质能等）发电供应下,富余的电能通过电制氢设备转换为氢能；根据电解工艺的不同［11］,电制氢技术主要分为碱性水电解（alkaline water electrolysis,AWE）、质子交换膜电解（proton exchange membrane electrolysis,PEM）和高温固体氧化物电解（solid oxide electrolysis,SOE）。其中,AWE 最为成熟,单槽产氢量高,启停速度为分钟级,停机后需要30～60 min 才能再次启动［12］,适合规模化应用；PEM 能量密度高,启停速度通常在30 s以内［13］,响应快,在高比例新能源电力系统场景中发挥重要作用,目前处于商业化初期；SOE 制氢效率高,但响应慢、成本高,目前已有兆瓦级别的工程示范,但尚未得到规模化应用。

2）在输氢端,一方面,将氢气以一定安全比例通过混气装置掺混进天然气管网中,利用管网管存特性存储输运氢；另一方面,将氢气压缩利用高压管式拖车和船舶运输（适合大功率、长航程场景）。表1 对比了目前主流的输氢技术各自的特点、应用场景和前景。

表1 3 种氢能输运技术的比较Table 1 Comparison of three hydrogen energy transport technologies

3）在提氢端,在混氢天然气输送到用户终端之前,根据用户的用气特性,需要提纯分离氢气［14］。目前,较为成熟且应用广泛的提纯技术有深冷分离法、膜分离法和变压吸附法。

4）在用氢端,一方面,可以直接燃烧混氢天然气,满足工业用热、建筑供暖及居民生活的需求（氢气低成本大规模利用）；另一方面,将提纯的氢气通过燃料电池发电或供应给加氢站,为电动汽车和燃料电池汽车提供出行动力,实现氢气的移动化。此外,氢气可以作为工业原料或者转化为氨等气体用于农业和工业生产［11］。

本章的综述框架如图2 所示。首先,概述了混氢天然气系统建模方法；然后,介绍了EGHIES 的灵活运行调度策略；最后,归纳分析了EGHIES 协同运行的社会经济效益。

图2 EGHIES 建模、调度与评估框架Fig.2 Framework of EGHIES modeling, dispatch and assessment

1.1 混氢天然气系统建模

EGHIES 的建模主要包括能源网络和耦合设备,涉及电力网络建模、输气（天然气和氢气）管网建模、终端负荷建模,以及电制氢和燃气轮机组等耦合设备建模。在综合能源系统建模中,电力系统一般采用常规的稳态电力潮流模型,此处不展开介绍。

近距离机动车输氢通常将氢气压缩后利用高压管式拖车运输到各个加氢站或氢能用户,涉及电-氢-交通网络耦合协同,需考虑制氢-输氢-储氢-用氢时空分布模型与输氢-加氢路径优化模型。文献［15］计及燃料电池车加氢行为和交通流量,构建了含加氢站的电-氢-交通耦合系统分布鲁棒优化调度模型。文献［16］基于用户心理和交通属性,提出了氢能燃料汽车、氢能船舶的移动存储模型。

鉴于纯氢管道建设费用昂贵,氢能远距离传输的主流技术是将氢气以适当比例注入已有的天然气管道网络［17］,实现氢能的传输利用,促进电、气、氢多能融合。图3 所示为天然气管道掺氢传输示意图。

图3 天然气管道掺氢传输示意图Fig.3 Schematic diagram of natural gas pipeline with hydrogen-injected transportation

目前,有关天然气管道掺氢的研究主要分为以下两种情形:一种是以低比例的氢气注入单个输出的混氢节点中,实现氢能的就地消纳；另一种是假设氢气和天然气在混氢节点完全混合,根据混合气体流动方向传输到其他天然气节点,实现天然气管网整体掺氢运输。在第2 种情形下,氢气注入天然气网络的比例和位置会引起网络中天然气物理特性（热值、密度等）的变化,传统天然气系统运行的数学模型难以适应变量更复杂的混氢天然气。考虑到中长期规划和短期运行对管道参数时间尺度要求不同,现有混氢天然气研究分别在稳态和瞬态条件下分析了天然气管道内的气体流动特性,建立了混氢天然气系统稳态［18-19］和动态模型［20-22］。表2 总结了传统天然气和混氢天然气系统稳、动态建模的异同。

表2 传统天然气和混氢天然气系统建模比较Table 2 Comparison between modeling of traditional natural gas and hydrogen-injected natural gas systems

混氢天然气系统建模的关键在于不同热值气体混合计算［17］。当前,改进二元混合规则和Soave-Redlich-Kwong（SRK）状态方程［23］被广泛用于描述混氢天然气达到平衡状态时气体状态量的函数关系。基于能量守恒定律,天然气混氢节点在混氢前后气体能量不变,用Hi表示节点i处的节点热值,该过程建模为［22］:

式中:Hin,i为流入节点i的气体热值；Fin,i为流入节点i的气体流量；Hout,i为流出节点i的气体热值；Fout,i为流出节点i的气体流量。

对于混氢天然气系统的中长期规划及评估,可采用混氢天然气系统稳态模型,即不考虑管道内气体流动的时间延迟和动态特性,管道压力与流量相邻时段断面不存在耦合。文献［24］评估了氢气分布式注入天然气网络对系统的Wobbe 指数、热值和相对密度分布的影响。文献［25］提出一种混氢天然气稳态最优潮流模型,验证了该模型能准确刻画混合气体流动方向变化,同时,能有效限制系统中的混氢比。文献［26］评估了非等温条件下,在高压天然气网络中注入氢气对天然气热值的影响,分析了高比例绿氢注入对天然气系统脱碳的作用。文献［27］建立了低压混氢-配气网络能量流模型,分析了不同混氢比对网络节点压力和Wobbe 指数的影响。

对于混氢天然气系统短期运行,管道掺氢改变了天然气管道动态传输特性,需采用混氢天然气动态潮流模型。动态模型的关键在于对天然气管道的管存特性建模,管存特性刻画了天然气系统的运行灵活性及天然气的慢动态传输特性。管存特性建模除遵循气体流动状态方程、动量方程和能量方程以外,还需满足以热值形式描述的化学能平流方程［22］:

式中:H为气体热值；t为时间；v为气体速度；x为管道长度。

文献［28］建立了考虑绿氢注入的天然气系统局部动态仿真模型。算例测试结果表明,考虑氢气注入的动态气体流动对管道压降影响可忽略不计,但对天然气密度和传输速率影响较大。文献［22］建立了考虑氢气注入的大规模配气网络暂态仿真模型,分析了差异化节点热值下天然气管道能量与流量传输特性。文献［29］建立了混氢天然气系统准动态能量流动模型,分析了新能源渗透率、管道混氢比对绿氢注入量和节点热值的影响。文献［30］建立了计及绿氢注入的天然气系统等温动态模型,分析了混氢比限制对管网气体密度、热值的影响。文献［31］建立了动态非等温混氢天然气能量流动模型,评估了气体热值变化对管道内气体压力、管存量、能量流偏差的影响。文献［32］提出了考虑暂态天然气流量模型的EGHIES 协同调度模型,建立了暂态混氢天然气系统绿氢成分跟踪模型。

1.2 EGHIES 灵活调度研究

EGHIES 的灵活性资源不仅包含可调度的发电机组、电力需求响应负荷等电力系统灵活性资源,还包含耦合设备、天然气网络、气热负荷等非电类灵活性资源［33］。通过挖掘EGHIES 内的异质灵活性资源和多能协同,可有效应对风光等新能源带来的波动性和不确定性,支撑系统经济可靠运行。文献［33］对综合能源系统灵活性定义、分类、量化等进行了概述,剖析了综合能源系统灵活性与电力系统灵活性的异同,从建模、量化、评估三方面建立了综合能源系统灵活性研究框架。

在考虑间歇性新能源不确定性出力方面,当前文献开展了基于场景生成法、机会约束法、鲁棒优化法等方法的综合能源系统灵活调度研究。文献［34］综述了针对新能源发电的不确定性问题的分析和调度方法,梳理了针对其不确定性调度的决策模型及求解方法。文献［35］构建了考虑电力系统灵活性供需不确定性的分布鲁棒优化调度模型,提出一种基于场景法和区间法的电力系统灵活性需求量化方法。文献［36］分析了在高比例新能源渗透下电力系统的灵活性供需平衡体系,梳理了极高比例新能源系统灵活性供需平衡研究的关键问题和解决思路。文献［37］提出一种与热舒适相关的不确定性因素建模方法,分析了新能源、建筑参数不确定性对灵活性支撑作用的影响。文献［38］构建了考虑新能源出力不确定性的两阶段鲁棒安全约束机组组合模型,分析了灵活性电源和电力传输容量对风电灵活不确定集的影响。

在提高系统运行灵活性方面,当前文献开展了EGHIES 协同调控多环节灵活性资源及挖掘灵活性资源互补特性的研究。文献［39］提出了新能源-碱性制氢混合系统机组组合模型,考虑电制氢机组开机、热备用、关机3 种状态之间的灵活切换。文献［40］提出了考虑电-气-氢转换的综合能源系统低碳调度模型,算例结果表明,电-氢综合能源系统协调运行可以平衡可再生能源发电短期波动。文献［41］建立了电-氢综合能源系统中长期运行模型,考虑了储氢罐与压缩机动态物理模型。文献［42］建立了电力系统与多个区域氢能系统的协同调度模型,考虑了移动氢储能的时空灵活性支撑新能源消纳。文献［43］提出了基于模型预测控制的新能源-制氢系统协同调控策略,利用电解槽的运行灵活性跟踪氢负荷与新能源出力的波动。文献［44］建立了考虑短期现货价格的EGHIES 中长期运行模型,基于荷兰2050 年案例验证了电-气-氢多能协同能够提供充裕的灵活性支撑高比例新能源消纳。文献［45］构建了计及电、气、热运行灵活性约束和可靠性约束的综合能源系统优化调度模型,提出了用于评估系统灵活性不足期望值的指标,算例分析表明,利用能源系统的动态特性可提高系统运行灵活性和可靠性。

EGHIES 的灵活性资源具有多时间尺度的特征,电、气、氢系统的动态特性时间尺度差异显著。电力系统灵活性资源响应速率快,调度周期为秒级和分钟级,具备短期电力平衡能力；氢气、天然气网络具备慢动态特性,调度周期相对较长,通常持续几十分钟甚至数小时；电、气、热、氢4 类能源负荷响应能源系统优化指令时间各有长短。多能耦合设备导致了电、气、氢系统间动态特性的传递,因此,EGHIES 整体呈现多时间尺度特征。在综合能源系统多时间尺度灵活运行方面,文献［46］计及电-气-热-氢需求响应,建立了日前-日内滚动-实时三阶段的多时间尺度优化模型,验证了多时间尺度优化运行方式在应对不同时间维度下新能源出力预测的有效性。文献［47］提出一种考虑多能灵活性及电-气-热能分时间尺度的日前-日内优化调度策略,评估分时间尺度方法在平抑功率波动上的有效性。文献［48］计及电-热-气混合连续-离散特性,提出一种由改进的三阶段量化状态系统方法和时间离散积分相结合的模拟综合能源系统运行方法,验证了该方法能够消纳更多的光伏电量以及提高电压的稳定性。文献［49］考虑了新能源出力和季节性储氢系统在时间尺度上的差异性,提出一种基于典型操作周期内-周期外储能系统状态叠加的综合能源系统运行模型。文献［50］提出了以盐穴为代表的地下储氢系统动态建模框架,算例分析表明,在高比例新能源渗透下,大容量储氢系统跨季存储在降低碳排放方面具备优越性。文献［51］构建了基于典型周设置的季节性存储模型和氢气运输存储模型,考虑了短期卡车灵活性输氢路径模型。

1.3 电-气-氢协同社会经济效益评估

现阶段对于EGHIES 社会效益评估的研究主要基于电制氢、混氢天然气输运以及氢能终端利用等技术,从环境、社会、经济等多维度建立评价体系和指标。相关研究表明,EGHIES 在支撑新能源消纳、提高系统整体能效、降低系统碳排放、提供系统运行经济性和灵活性等方面作用显著。

文献［52］综述了基于P2G 耦合的电-气互联综合能源系统建模和多场景运行优化求解方法,梳理了电制氢具备的大容量储能、增强系统耦合可靠性和灵活性、减少碳排放的特点。文献［53］提出一种以系统运行成本最低和消纳新能源量最大为目标的混氢天然气运输的模型框架,评估了该模型在平抑净负荷波动、消纳新能源和降低运行成本方面的影响。文献［54］分析了绿氢的生产成本、售价、产量和社会福利对电力和天然气市场的影响。文献［55］评估了低成本氢能对欧洲未来电力系统灵活性的影响,从时间维度与空间维度分析了绿氢灵活性对支撑风电与光伏消纳的作用。文献［56］建立了基于分布式鲁棒优化的EGHIES 机组组合,采用时序蒙特卡洛模拟评估了综合能源系统的可靠性。文献［57］构建了电-氢协同运行模型,考虑了能源设备投资成本和终端行业脱碳成本,算例分析表明,灵活电制氢可以减少系统碳排放,降低终端行业脱碳成本。除直接经济效益外,电-气-氢协同具备潜在的社会效益［58］,包括:1）掺氢输运利用基础的天然气设施,可提高社会供能系统基础设施的利用率,降低前期的投资成本；2）氢能的低成本制取与运输,支撑了能源供应的多元化发展；3）绿氢因具备清洁无碳的燃料属性,可促进终端用能的深度脱碳,对构建清洁低碳、安全高效的能源体系有着重要作用。

2 EGHIES 规划

EGHIES 涵盖电、气、氢、热等多种能源,具备多能流、多系统融合的典型互联形态和多时间尺度、多主体、多环节的互动机制。EGHIES 规划通常以规划周期内的投资和运行成本最小为目标函数,对能源设备、能源网络的投建地址和容量进行选择,同时考虑多种典型运行场景问题。图4 归纳了本章综述的EGHIES 规划框架。

图4 EGHIES 规划框架Fig.4 Framework of EGHIES planning

2.1 能源设备投资规划

能源设备投资规划是指对系统内存在的P2G、热电联产（combined heat and power,CHP）机组、充电站、加气站等能量耦合设备的选址与定容,研究其规划运行策略以减少投资冗余,提升设备能量利用效率。

P2G 设备作为电-气-氢网络的核心耦合元件,其投资规划还需考虑设备技术特性、投建状态、投资主体等因素。文献［59］构建了一种考虑P2G 设备投建状态的电气综合能源系统协同规划模型,算例分析表明,合理规划P2G 设备可降低天然气管道建设费用。文献［60］从电解和甲烷化两个过程对P2G 设备常用技术进行分析,对比其投建成本、灵活供应能力及发展潜力。文献［61］构建了考虑电解槽和储氢罐的最优投资规划模型,并在规划阶段计及了电网和氢供应链协同运行。文献［62］构建了以风力发电企业、电气综合能源系统为投资主体的P2G 设备双层规划配置模型,提出一种由灾变遗传算法与内点法相结合的智能算法对模型进行求解,保证结果的收敛性。文献［63］基于合作博弈理论,研究风力发电企业、供热企业和电力公司等不同能源投资主体下的P2G 设备容量规划问题,算例结果表明,与各综合能源投资主体合作有助于实现P2G设备的盈利。

充电站与加气站作为能源系统与交通流的重要枢纽,其选址定容与充电/加气服务特性、配电网运行特性、交通流流量特性等多种因素相关。文献［64］综述了电网与交通流耦合的设施规划研究,梳理了面向多模式出行的电、氢补能设施规划策略和机制。文献［65］综述了充电服务网的组成元素和集群特性,分析了与电网、交通流深度耦合的充电服务网的规划理论、运营模式和调度策略。文献［66］研究了适应不同用户阶层充电偏好、需求和技术的充电站网络,提出了适用于不同规模电网的规划框架,研究了基于动态电价信号控制电动汽车的充电规模,算例结果表明,所提框架提高了充电站容量规划的经济性。文献［67］构建了电动汽车充电站的选址-定容两阶段规划模型,考虑了规划的投资收益和用户满意度,以所有充电站服务半径之和最大为目标确定投建地址,以全寿命周期成本最小为目标确定配置容量。

当前,CHP 机组选型配置的基本原则是实现余热的合理高效利用。从电力、供热、燃气等能源需求量出发,选择CHP 机组的类别型号和设定容量,确定设备规划运行方案。文献［68］构建了互联能源中心的优化设计框架,提出一种能源集线器组成容量的分配方法,可对CHP 机组和燃气锅炉进行选址定容。文献［69］建立了CHP 机组和P2G 设备协同规划的综合能源模型,引入可靠性和风电消纳能力指标对规划结果进行评估。

相比于传统的多能转化设备投资,电制氢设备的投资决策很大程度上受氢能市场机制（包括氢能现货市场、氢能绿证市场机制等）及氢能终端利用占比的影响。

2.2 EGHIES 协同扩展规划

由能量流、信息流和交通流深度融合的EGHIES 有着显著的互联互动特征［70］,规划方案一般以特定周期内系统投资与运行成本之和最小为目标,对多种能源设备、能源网络和终端负荷进行协同扩展规划。电-气-氢多能网络规划通过对能源系统拓扑与耦合设备的合理选型配置,推动多能协同互补共济,提升多能源总体利用效率与经济性。

在多能源系统协同规划方面,文献［71］考虑了气网管存效应、热网延时效应和热量损失的情形,建立了以经济性为目标的综合能源系统协调优化规划模型。文献［72］考虑天然气网动态特性,建立了基于P2G 和燃气轮机组的电气协调扩展双层规划模型,算例验证了该模型可以实现投资和运行成本的良好平衡。在能源系统与交通流、热力负荷协同规划方面,文献［73］考虑协调充电站、加气站与城市电网和气网的规划运行,构建了计及交通能源补给需求的城市综合能源系统规划模型,算例分析验证了协同规划可以有效降低成本、缓解网络拥堵。文献［74］提出了考虑电动汽车充电负荷和分布式储能接入时,与能源网络协同拓展的双层规划模型。文献［75］建立了P2G 设备和风电场协同扩建的电气综合能源系统规划模型,研究协同扩建对系统整体扩建方案和成本的影响。

在能源设备与能源网络协同规划方面,文献［76］计及电制氢设备的启停约束以及与电网的交互关系, 建立了电氢综合能源系统的双层规划模型,研究风光资源比例和容量配置对设备优化配置和氢气供应价格的影响。文献［77］考虑了电力和氢气在生产、存储和运输等技术方面的不同,建立了电氢能源系统协同容量扩展规划模型,案例测试表明,电制氢设备地址容量配置与新能源发电量、氢气需求量和碳价有关。文献［78］基于能量梯级利用原理,构建了一种考虑负荷能源品位互补特性的综合能源系统站网协同规划模型。文献［79］综述了多能网络联合规划策略以及结合能量枢纽的源-网-荷协同规划研究,梳理了能源网络、负荷、电源联合规划模型和策略。文献［80］构建了气网和电网、电源多阶段联合规划的模型,求解可得电源、输电线路和天然气管道的投建位置、投资容量和投建时间。

值得注意的是,相比于传统综合能源系统扩展规划,EGHIES 扩展规划决策需充分考虑天然气管道混氢比限制。通常而言,提高天然气管道混氢比约束上限,可降低天然气/输氢管道的投资成本,但也对天然气系统安全运行提出了更高的要求。

2.3 考虑不确定性的扩展规划

目前,EGHIES 的不确定性因素主要包括在扩展规划阶段充分考虑各类不确定性因素［81］,这对于保证短期运行的灵活性与韧性至关重要。

对于新能源出力和多能负荷的不确定性场景,可以在保留其精确概率信息分布的同时,通过削减数据集构建经典规划场景集以确保模型可解。文献［82］利用区间数学规划方法,对新能源出力和负荷预测的不确定性进行处理,使得规划结果更具鲁棒性和可行性。文献［83］构建了考虑多能负荷不确定性的综合能源系统鲁棒规划模型,通过k-means 聚类分群方法缩减场景数量,将负荷不确定性处理为区间数。文献［84］建立了主动配电网中电制氢的选址定容模型。文献［85］提出一种风光经典场景集生成算法,结合Wasserstein 概率距离指标和改进的Kmedoids 聚类算法对某实际工程数据进行削减,验证了算法的准确性。

不同于环境信息丰富的新能源和负荷,能源网络故障和设备故障由于实际系统中可用样本少且环境信息不完全,概率分布函数难以从历史数据中准确获取,常用区间概率和模糊数［34］方法刻画其故障概率的不确定性。相关研究通过蒙特卡洛模拟［70］和解析法［86］将故障影响置于规划模拟中,引入可靠性指标衡量故障不确定性。文献［87］建立基于风险量度理论的多电源容量优化配置模型,量化了规划运行中各种不确定性因素导致的风险。文献［88］建立一个考虑三层可靠性约束的电力系统鲁棒规划模型,通过多面体不确定集描述风光出力、多能负荷等连续型不确定参数,同时,采用概率分布描述如设备故障等离散型不确定参数,综合使用随机优化和鲁棒优化方法。值得注意的是,各种不确定性处理方法并非相互独立,而是可综合转化应用于多环节不确定性因素规划。

值得注意的是,EGHIES 具备多时间尺度的运行灵活性,包括中长期灵活性（季节性储氢）、日前/日内灵活性（管道储氢）、实时灵活性（电制氢快速响应）,因此,对于源荷地域分布不均的场景更具适用性。

3 氢能国内外典型示范工程

本章从源端电制氢、天然气管道掺氢运输、氢能船舶运输氢以及氢能的存储和终端利用等关键技术出发,归纳介绍国内外氢能的典型示范工程进展。

3.1 国外工程应用

美国、德国、丹麦、日本等国家开展了以氢能为载体的综合能源工程示范应用,从氢能的制取、传输、存储、利用等方面进行了理论研究和示范验证。表3 归纳了近年来国外有关氢能试验的典型示范工程。

表3 国外氢能试验利用的典型示范工程Table 3 Foreign demonstration projects of hydrogen utilization

在源端绿氢制取方面,2012 年德国启动全球首个兆瓦级电制氢工程——“美因茨能源园区”项目,将过剩风电通过PEM 制氢装置（Silyzer200）进行制氢并储存。2018 年,日本在福岛县建设了FH2R 示范项目,项目配备20 MW 光伏发电系统和10 MW电制氢装置,氢气产量可达1 200 m3/h,通过压缩氢气车和超低温容器进行运输利用。2019 年,加拿大在魁北克省进行了20 MW PEM 电制氢装置的应用,年产氢量约3 000 t。2021 年,德国和法国合作开展了装机容量为200 MW 的液化空气诺曼底项目。

在管道掺氢运输方面,项目的混氢比和运行规模都在不断扩展。2018 年,英国开展了针对家用混氢天然气网络试验的示范项目HyDeploy,在东北地区天然气网络中掺入20%的氢气供应居民用气,结果表明,所测试的家用电器均能在28.4%氢气含量下安全运行。2019 年,意大利国家天然气管网公司开展了5%氢气掺入天然气管网试验,探究天然气输运系统允许的混氢量水平,当前的混氢比已提高至10%。2022 年,英国宣布将格兰杰默斯和格兰顿之间一段29 km 长的退役天然气管道改造后用于运输氢气,用于验证利用现有天然气管网将氢输送到家庭和企业终端的可行性。

在终端氢能利用方面,项目聚焦于氢能在交通、居民供热、工业生产、燃料发电等领域的应用前景。早在2002—2010 年,日本开展了燃料电池系统示范研究项目,研究燃料电池车和氢能基础设施的相关技术,推动了日本氢燃料电池车的发展。2017 年,日本向530 万户家庭普及家用燃料电池热电联供（ENE-FARM）系统,该系统利用氢气与氧气反应放热供应居民生活,已成功部署27.4 万套。2020 年,美国能源部推出了一项为期5 年的绿色氢燃料电池卡车示范工程,旨在淘汰长途运输市场中的柴油汽车。同年,苏格兰天然气公司为Fife 的房屋安装氢气加热系统和炉灶/烤箱,替代天然气用于烹饪和取暖,探究氢气是否能帮助英国实现其碳排放目标。2021 年,欧盟宣布联合开发一个氢燃料交通运输走廊,计划到2030 年投放150 个加氢站和5 000 台重卡。2022 年,美国发布首例混氢天然气发电示范项目报告,该项目对现有燃气轮机组进行改造,探究混氢比为5%～44%的天然气发电产生的碳排放量,试验结果表明,当混氢比达35%时,碳排放量减少了约14%。

3.2 国内工程应用

在氢能成为国家未来能源系统中低碳绿色转型的重要战略定位的背景下,中国各地也开展了以氢能为载体的综合能源系统工程示范探索。表4 归纳了近年来国内有关氢能试验利用的典型示范工程。

在绿氢的源端制取示范方面,2020 年吉林与阳光电源合作开展了风电制氢综合示范项目,项目总装机容量为400 MW,其中的示范制氢为10 MW。2021 年,浙江省在台州市大陈岛开展海岛“绿氢”综合能源系统示范工程,利用“风电制氢-燃料电池热电联产-加氢站”协同互补模式,满足多元化用能需求。2022 年,内蒙古自治区鄂尔多斯市伊金霍洛旗圣圆能源制氢加氢一体化项目电制氢系统一次“开车”成功,一期制氢速率为2 000 m3/h,以1 000 kg/d的加氢能力为35 MPa 固定加氢站加注氢气。2022年,辽宁朝阳开展龙城区绿电制氢项目,计划建设40 MW 的光伏电站作为电源支撑,预计产氢量为1 000 m3/h。

在天然气管道掺氢示范方面,近年来启动的两项示范工程填补了国内该领域的空白［17］。2018 年,辽宁朝阳开展了国内首个天然气掺氢示范项目,将新能源电解水产生的绿氢,以10%的混氢比注入天然气管道供终端用户使用,探索天然气掺氢工艺、输送过程、混氢比对管道的影响。2020 年,河北在张家口启动了“天然气掺氢关键技术研发及应用示范”项目,计划每年输送氢气超过400 万m3,混氢天然气应用于张家口市居民用户、商户以及天然气汽车,预计每年减少超过150 万m3的天然气用量。探索西氢东输和天然气管道掺氢输送的关键技术有助于缓解中国绿氢供需不均的问题,为国内今后氢能远距离、低成本运输提供支撑。

在氢能的终端利用方面,中国积极发展加氢基础设施及氢气燃料电池示范等,氢能终端利用逐步由本地化走向区域化。浙江省杭州市于2021 年启动建设低碳氢电耦合应用示范项目,将电解产生的氢气供应氢燃料物流车使用,预计可降低22%的基地单位产值能耗。内蒙古于2021 年开展了鄂托克前旗氢能综合利用示范项目,计划投入150 辆氢燃料电池卡车,建设1 座制氢-加氢一体化站及相应的氢能储运设备,年产氢量约6 000 t。2022 年,北京冬奥会实现了全球首次大规模氢能汽车示范投入,运营1 000 多辆氢燃料电池汽车,配备30 多个加氢站,加氢仅需10 min,总续驶里程超过600 km。2023 年2 月,国内首台掺氢燃烧重型燃机于秦皇岛基地投入示范应用,计划以10%的混氢比运行,预计2030 年实现100%混氢比运行。

纯氢管道投资大、建设周期长,当前国内纯氢管道建设相对较少,纯氢管网建设处于发展完善阶段,如江苏省“十四五”新型基础设施建设规划中明确了建设供氢管网的战略规划［89］。对于未来规模化的氢能需求,可考虑输氢管网规划和电-氢耦合技术相结合,建立“互联互通”的电-氢耦合综合能源系统。

4 研究展望

以电-气-氢多能耦合互联的新型综合能源系统已得到国内外学术界与工程界的广泛关注。结合当前的研究现状,本章归纳了如图5 所示的未来可深入研究的3 个方向。

图5 未来研究展望框架Fig.5 Framework of future research prospects

1）EGHIES 安全分析和优化控制:绿氢的制取受电价、气价、新能源出力等多重因素影响［90］,任一因素的波动都会影响制氢速率和产量,因而绿氢持续稳定供应存在挑战。在管道掺氢传输方面,不同的混氢策略和运行策略［91］影响了混氢天然气含量的分布特性,绿氢注入的不确定性将造成天然气管道运行的安全隐患,如节点热值越限、节点压力越限等。

对于绿氢的稳定供应难题,可结合电储能/氢储能、氢负荷需求响应（如与交通侧融合协同）等源-荷-储协同技术解决；而对于天然气管道掺氢的潜在安全隐患,可采用天然气管网态势感知技术,结合实时量测信息提前预判潜在运行风险,并制定预防控制策略（如预留充裕的管道管存量）。

2）考虑灵活性市场的EGHIES 协同调度:充裕的灵活性是支撑以新能源为主体的EGHIES 建设关键。当前,灵活性市场品种包括调峰、备用、调频、灵活爬坡、快速调频等［92］,各品种对于灵活资源禀赋要求不尽相同。EGHIES 的灵活资源包含燃气轮机组、电制氢机组、电储能、氢储能、天然气管网管存等。对于调频、快速调频、灵活爬坡的品种,需要响应快速的燃气轮机组、PEM 制氢机组、储能等参与调节；对于调峰和备用等需求量较大的品种,容量充裕的AWE 制氢机组、电储能、氢储能、天然气管网管存更能与之匹配。

因此,在未来多品种灵活性需求背景下,有必要建立更完备的多品种灵活性市场机制,为多能灵活可调资源禀赋的挖掘提供市场价格信号引导；同时,需建立灵活性市场与中长期市场、能量市场、多能源市场的链接协同机制,为电-气-氢多能源市场的混合时间尺度协同提供支撑。

3）氢能绿证交易市场机制:当前,以灰氢和蓝氢为主的氢能产业链每年产生8 亿～10 亿t 的CO2,若采用绿氢替代可减少约98%的碳排放。受限于高电价,当前绿氢的生成成本是灰氢和蓝氢的2～3 倍,尚难以规模化开发利用,但绿氢的环境价值尚未得到完全体现,即绿氢生产过程的减排成效缺乏恰当的市场价格信号激励。

针对该问题,可参考电力市场中可再生能源配额制及绿证交易制度,考虑引入氢能绿证机制,通过绿证补贴制氢,有利于缓解当前电制氢成本较高的问题,提升氢能产业的市场竞争力。目前,中国正在探索建设全国性氢交易平台,旨在将绿氢产生的减排量纳入减排市场交易。因此,在当前绿氢发展趋势下,有必要研究氢能绿证参与市场交易,促进氢能产业发展。

5 结语

氢能有望在未来能源系统绿色转型中发挥主导作用,本文综述了以氢能为载体的综合能源系统协同规划与运行研究。首先,介绍了综合能源系统中氢能产业链的整体工艺流程；其次,归纳分析了支撑氢能大规模应用的混氢天然气系统建模、EGHIES运行及规划问题；然后,结合国内外相关工程,介绍了电制氢、天然气掺氢、氢能终端利用的研究应用；最后,归纳了未来可深入研究的方向。本文有望为氢能规模化应用推广、构建以新能源为主体的新型综合能源系统提供有益参考。