含小水电区域配电网制氢系统优化配置

叶吉超, 章寒冰, 赵汉鹰, 唐毅博, 胡鑫威, 韩 剑, 李子晨

(1.国网浙江省电力有限公司丽水供电公司, 浙江 丽水 323000; 2.国网浙江省电力有限公司缙云县供电公司, 浙江 丽水 321400; 3.浙江大学电气工程学院, 浙江 杭州 310027)

1 引言

大力发展可再生能源,构建以新能源为主体的新型电力系统已成为实现“双碳”目标的重要手段。水电作为水力资源富集地区主要的新能源供电形式,多以坝式水电站等大中型集中式水电站以及分散式小水电存在。不同于规模化水电站,径流式小水电依赖于气候环境条件,具有较强的随机性。然而随着用户侧屋顶光伏等新能源的随机接入,同时由于小水电的无调性和显著的季节性特征,在丰水期出力过剩时小水电向电网倒送功率,导致局部电网过电压及线路过载,常引发大规模弃水现象[1,2]。因此研究如何缓解分布式光伏大量接入背景下因局部配电网原有小水电导致的电网电压越限问题并促进小水电消纳,对于提高配电网运行安全性与经济性具有重要的意义。

为解决上述问题,国内外研究一方面从电压控制的角度出发,针对小水电提出配电网电压优化方法,如利用双向调压器、电抗电容器、静止无功补偿器等无功调节设备补偿枯水期电压[3-5],或从小水电自身出发改造线路、适当进行运行优化等[6-8]。然而电压控制方法对于无功调节设备的容量提出了一定要求,往往需要为小水电加装适当容量的无功调节设备或对配电网进行线路等方面的改造。另一方面则是为小水电等可再生能源配置一定规模的储能[9,10],储能能够在可再生能源富余时存储并在短缺时释放,以平抑由于环境气候条件而导致的波动,包括以锂电池代表的短时电池型储能以及抽水蓄能、电转气等长周期储能[11]。文献[12]提出一种基于电压灵敏度分析的配电网储能选址方法,以应对富集地区小水电接入带来的电压质量问题;文献[13]利用分散式储能以存储丰水期小水电多余电量,提升配电网台区就地消纳水平;文献[14]以微电网为研究对象,提出风、光、小水电互补场景下微网储能配置方法,利用混合储能降低储能配置成本。然而,限于短时储能其能量自流失以及高昂的容量成本,大容量长周期储能对于弥补具有明显季节性特征的可再生能源发电设备,如具有典型的丰水期和枯水期的小水电,具有相当显著的经济优势[15]。

电制氢属于电转气技术(Power to Gas,P2G)的一种,受益于电解水技术的发展以及氢气自身零碳清洁环保的特点,近年来在可再生能源消纳领域得到了广泛的关注。当前主流的电解水制氢技术包括碱液电解水制氢(Alkaline Electrolysis,AE)、质子交换膜(Proton Exchange Membrane,PEM)电解水制氢以及固体电解质技术制氢(Solid Oxide Electrolysis,SOE)。电制氢设备具有良好的电网响应能力以及平衡不同时段可再生能源出力波动的作用,合理配置电制氢设备,包括技术路线选取、设备选型以及容量配置能够有效提高电网运行经济性和实现碳减排[16]。文献[17,18]利用制氢系统解决径流式水电站、风电等弃水弃风问题,带来了良好的经济效益;文献[19]提出一种氢储能配置方法,合理提高了并网型微网的运行经济性和可靠性;文献[20]提出一种利用包括氢储能在内的配电网混合储能配置方法,以应对未来配电网高比例新能源接入带来的消纳问题;然而上述研究多以光伏风机等新能源构成的微网作为研究对象,缺乏对于季节性特征更为显著、消纳问题更为突出的分布式小水电制氢潜力的挖掘,同时不多见从配网角度出发考虑小水电运营主体利益的相关研究。

综上所述,本文提出了一种含分布式小水电配电网制氢系统优化配置方法以促进小水电消纳并保证配电网的经济安全运行,主要贡献如下:

(1)建立了小水电制氢系统的数学模型,对比分析了目前两种主流制氢方法的特点以及在响应时间、成本等方面的优劣性。

(2)建立了配电网小水电制氢系统规划-运行容量配置模型;以氢气设备一次投资成本、维护成本等建立全生命周期成本规划目标;并计及配电网安全运行以及氢气设备运行约束,以小水电运营成本、售氢收益和网损成本作为经济性运行目标,建立含小水电配电网运行优化模型,从而为制氢系统选型定容。

(3)以浙江某水资源富集地区电网为例验证所提出的优化配置方案,将制氢系统的配置方案与不投资储能两种情景相对比验证了制氢系统对于消纳小水电的作用,并分析制氢装置配置的经济性,为配电网电制氢规划提供了参考。

2 小水电制氢数学模型

本节建立了小水电制氢系统的各组件数学模型,并分析比对了不同类型电解槽的技术特点及应用特性,作为后续建立优化模型的基础。

2.1 小水电出力模型

(1)

2.2 电转氢设备产氢模型

电转氢设备采用电解水制氢技术,将电能转化为化学能,生成氢气和氧气。不同的电解水制氢技术区别在于电解质离子及介质的不同,但都服从于相似的稳态能量转化关系,即t时刻生成氢气体积流量Vhy,t正比于电解槽工作电流IEC,t[22]:

(2)

式中,ηF为法拉第效率;F为法拉第常数,取值96 485 C/mol;n为电解室模块数量。结合电解室电压可得到氢气体积流量与电功率PEC,t关系:

(3)

式中,vrev为电解室电位;ηEC为电解槽电转气效率,其值取决于制氢工艺。

2.3 储氢设备运行模型

压缩储氢为氢气储存的常用技术,通常电解槽产氢压力较低,出口氢气经压缩机升压后存储以节约储氢空间。电解水生产的氢气用途广泛,包括天然气混氢输送,燃料电池汽车加氢以及销往工业生产使用[23]。然而氢气输送涉及区域间管道铺设或加氢站建设,附加成本较高且需考察铺设条件,故本文考虑就地工业氢负荷供给售卖氢气以获取收益,且日常运行时氢气经往复式压缩机压缩后存储于储氢罐中。

对于氢气储罐,以氢气质量衡量其容量状态,则其运行关系如下:

mh,t+1=mh,t-msell,t+kgVhy,tΔt

(4)

式中,mh,t为t时刻储罐状态;msell,t为氢气供给消耗;kg为氢气密度;Δt为优化时间间隔。

2.4 不同电解水制氢技术关键参数对比

目前电解水制氢技术包括碱液电解技术、质子交换膜技术以及固体电解质电解技术,其中固定电解质电解技术虽效率明显高于其余二者,但其运行所需温度较高,启停时间较长,同时大规模固体电解质电解技术尚不成熟,本文暂不考虑SOE技术用于富余小水电制氢[24]。

相较于PEM电解槽(PEM Electrolysis Cell,PEMEC),碱液电解槽(AE Cell,AEC)单位功率成本较低,但制氢性能也相对较差。PEM制氢在短时功率支撑能力、功率运行范围和制氢效率等方面具有较为明显的优势,表1对比了两种制氢技术的关键参数。

表1 AEC与PEMEC技术关键参数比较[16,25,26]Tab.1 Comparison of key parameters between AEC and PEMEC[16,25,26]

3 分布式小水电配电网制氢系统规划模型

3.1 配电网制氢系统选型定容规划模型

3.1.1 目标函数

小水电通常为私人管理运营模式,运行策略受峰谷电价影响较为显著,同时一定程度上接受电网的投切调度,但其丰水期功率大发威胁配电网安全运行,导致被迫大规模弃水,致使运营商经济损失。因此本文规划小水电制氢将以最大化小水电运营获利、小水电消纳以及最小化氢储投资成本为目标,则投资成本包括设备投资、更换的等年值成本以及维护成本。本文取制氢设备配置生命周期为10年,两种设备寿命皆处于生命周期内,故不包含更换成本。

minFpl=Cinv+Cmt

(5)

(6)

(7)

(8)

式中,Fpl为小水电制氢规划的投资等年值成本;Cinv为设备购置一次投资成本;Cmt为设备维护成本;CRF为资本回收系数;σAEC、σPEM分别为AEC和PEMEC的购置决策变量,取值0、1;cAEC、cPEM分别为两种电解槽的单位功率成本;PAEC、PPEM分别为两种电解槽的额定功率;cHT为制氢装置配套的储氢罐的单位质量成本;MHT为储氢罐额定容量;λmt,d为第d种设备的年维护成本系数;r为年利率;Y为制氢系统生命周期。

3.1.2 规划约束条件

规划时应考虑制氢设备和储氢装置的安装条件,即存在最大可配置容量:

(9)

(10)

3.2 小水电制氢经济安全运行优化模型

3.2.1 运行目标函数

小水电运行应当响应配电网的运行要求,尽量提高小水电消纳率,同时保证私人运营商的收益,故以网损及小水电运行获利作为小水电运行目标:

minFop=closs-cinc-ccw

(11)

(12)

(13)

(14)

式中,Fop为系统运行成本,包括网损成本closs、售氢收益cinc以及小水电上网收益ccw;cls为网损边际成本;chyd、cele分别为纯氢售卖价格与实时水电上网电价;Ploss,t、msell,t、psell,t分别为t时刻的网损、氢气售卖质量以及小水电上网功率;NT为全年运行时刻总数,本文为8 760 h。

3.2.2 运行约束条件

(1)制氢系统启停约束

PEM和碱液电解槽设备的工作状态可分为:停机、待机和运行三种。其中停机指制氢设备完全关停,辅机等设备均停止运行;待机指制氢设备以一定功率运行但无氢气产出,等待运行指令下达;运行指制氢设备投入工作开始制备氢气。因温度影响电解槽内阻大小,制氢设备在开机后需要经过升温过程以满功率运行[27]。

因此本文引入启停指令二进制变量δo与δs建立制氢设备启停约束集:

(15)

(16)

(17)

(18)

(19)

如图1所示,制氢设备待机状态转移规则定义为式(20),即设备支持瞬间关停,冷启动需要经过ΔT时间:

(20)

图1 制氢设备工作状态转移示意图Fig.1 Schematic diagram of working state transition of hydrogen production equipment

(2)制氢系统运行约束

制氢系统待机时将保持一定电功率维持辅助设备等运行,且没有氢气产出,因此氢气设备功率分为待机功率与产氢功率,则制氢系统运行功率pEC,t应满足:

(21)

(22)

0≤mh,t≤MHT

(23)

(3)配电网潮流约束

本文基于Distflow潮流模型,建立配电网运行约束,对于配电网节点i,j∈N,有:

(24)

(25)

(26)

(27)

(28)

(29)

另外,对于安装有小水电的节点由于径流式小水电不具备受功率调控的条件,因此小水电的实际出力仅取决于环境或运营商的投切行为,同时该类节点Ω可部署制氢系统以消纳小水电功率,故节点i∈Ω有功功率关系为:

(30)

令总体目标为:

minF=Fop+Fpl

(31)

4 算例分析

4.1 算例描述

以浙江某富集地区含小水电区域配电网为研究对象,母线电压等级为10 kV。节点2、21、24含有径流式小水电,地理位置处于同一径流,装机量分别为0.8 MW、0.75 MW、0.4 MW;在节点19、28、32加装部分不可控屋顶光伏,装机容量分别为0.8 MW、0.4 MW、0.5 MW,电气拓扑信息如图2所示,线路参数信息在表2中给出。

图2 浙江某富集地区34节点配电网拓扑图Fig.2 Topology of 34-node distribution network in a water-rich area in Zhejiang province

表2 浙江某富集地区34节点配电网线路参数(S=1 MV·A,V=10 kV)Tab.2 Line data of 34 node network of a enriched area in Zhejiang(S=1 MV·A,V=10 kV)

该地区及区域配电网的年径流量情况与典型负荷特性如图3、图4所示。丰水期为4月下旬至7月初以及8月,其余季度为枯水期。负荷以乡镇居民负荷为主,午间负荷需求较低,17～20 h为用户用电高峰,典型负荷一共分为5种类型,每个节点的负荷用户属于某一类型的负荷,整体配电网的日负荷峰值功率一共约850 kW。

图3 浙江某地区全年径流量Fig.3 Annual runoff in a certain area of Zhejiang

图4 典型负荷特性曲线Fig.4 Typical load characteristic curve

该地区新能源占比较高,新能源大发时段以功率外送为主,取丰水期时节点24的电压分布如图5所示,其中午间光伏、小水电大发时,负荷需求较低,导致节点电压存在越限情况,未安装储能装置时必须适当弃水以保证配电网安全运行。径流式小水电往往不具备有功调节能力,只能接受调度中心指令脱网。图6为典型丰水期晴日小水电的理论出力与实际出力的对比情况,以节点21为例,为保证配电网安全运行,出现了较为严重的弃水现象。

图5 典型丰水期晴日节点24电压24 h变化图Fig.5 24-hour change diagram of voltage of node 24 on a sunny day in a typical wet season

图6 典型丰水期晴天可再生能源理论出力及节点21小水电实际出力图Fig.6 Theoretical output of renewable energy on sunny days in typical wet season and actual output of small hydropower at node 21

本文建立制氢系统优化配置模型,时间步长为1 h,输入数据采用12个典型日光照条件、径流量数据与扩展后的典型日负荷数据。暂不考虑制氢系统选址问题,均默认安装于小水电节点,优化结果均利用Gurobi求解器实现,优化模型参数设置见表3。

表3 优化模型常量及关键参数数值Tab.3 Value of constants and key parameters of optimal design model

4.2 优化结果及效果分析

为比较分析本文所提出小水电的可行性与优势,同时对比分析两种不同类型技术制氢装置的经济性,设置以下两个方案及原始对照:

对照:不考虑安装储能装置,丰水期弃水,作为小水电消纳及运营个体收益对照。

方案一:安装AEC与PEMEC制氢装置其中之一,与混合制氢配置结果相对比。

方案二:同时配置含有两种技术的混合制氢系统。

以小水电消纳率、小水电运营个体收益及综合成本作为评价指标,优化结果见表4。其中综合收益为小水电上网收益、售氢收益与制氢设备投资等的等年值成本的差值。

表4 优化配置结果对比Tab.4 Comparison of sizing results

与不配置制氢装置的情况相比,制氢装置能够在丰水期吸收水电多余的有功功率进行余电制氢,同时在将小水电运营主体的收益计算进入之后,在配置的生命周期内能取得一定的收益回报。图7为各种方案的消纳率与制氢投资对比,在原本未配置电解槽时,典型日全天小水电的消纳率仅为36.23%,而制氢装置能够保证小水电大发时完全消纳。

图7 典型日小水电消纳率及不同制氢技术投资成本对比图Fig.7 Typical daily consumption rate of small hydropower and comparison of investment costs of different hydrogen production technologies

其中从配置结果分析可以得出,PEMEC在本文给出的价格条件下,经济性不如AEC,相差8.91%。即使在响应时间与效率都优于AEC的情况下,一方面,由于本文的配电网储能配置对于瞬时响应的要求较低,仅能从响应功率和开机时间等因素反映PEMEC的优势,本文从能量的观点出发建立式(21)以体现PEMEC功率爬坡的优势但AEC的单位功率成本仍较高;另一方面,本文的制氢装置的配置初衷旨在消纳多余的小水电,故在枯水期阶段制氢系统不工作,即全年仅有42%的时间处于工作状态,导致PEMEC的效率优势无法充分发挥。图7可见PEMEC的投资成本明显高于AEC 20.4%,而售氢收益基本持平,可见单位功率成本严重限制了PEMEC在本场景中的配置经济性;另外如图7成本结构所示,制氢设备投资即使于10年生命周期内也仅仅收回投资成本,盈利收益不佳,仅在本文将弃水损失考虑在内的场景下,制氢设备投资才具有一定的社会效益和利润率。

4.3 典型日运行情况分析

以典型丰水期晴日为例,可再生能源情况如图6所示,整体小水电处于大发状态,图8展示了该情况下,全天两种制氢技术电解槽配置结果下各自的运行情况。

图8 典型日制氢装置运行功率图Fig.8 Operating power diagram of hydrogen production plant during the typical day

可见,两种制氢装置几乎都是工作在满载状态,由于制氢装置的造价高昂,故制氢装置的额定功率不会多余配置,大部分工作时间皆是工作在满载状态。AEC由于响应速度和开机的问题,少数时段并未工作在额定功率之下,而PEMEC能够连续于额定功率点工作。另外,以节点24的典型日全天电压波动情况为例,在配置制氢装置之后,如图9所示,节点的过压情况得到了显著改善。节点24电压由于带有0.25 MW装机的小水电以及靠近末尾光伏节点,电压偏高;在正午电压极易越限导致弃水,在配置AEC之后该情况得到缓解,同时由于弃水导致的节点电压偶尔跌落也得到了改善。

图9 典型日节点24配置前后电压变化对比图Fig.9 Comparison of voltage changes of node 24 before and after the configuration during typical day

4.4 价格灵敏度分析

PEMEC由于单位功率成本导致经济性在本文场景下不如造价较低的AEC;然而PEMEC为目前新能源电解水制氢的热门技术,在未来的催化剂、电极等技术逐渐革新换代的发展之下,其单位功率成本有望将进一步降低,同时效率有所提升;对于技术较为成熟的AEC亦然。因此本小节探讨价格因素对于AEC于PEMEC选型定容的影响。

两种制氢技术配置情况随PEMEC价格变动情况如图10所示,随着价格的变动,PEMEC和AEC配置的优先级有所变动,在PEMEC价格大于1.5万元范围内AEC占优,而当PEMEC单位功率成本下降到1.3万元时PEMEC的经济性更好,在PEMEC成本优势时,需依靠高效率获得更高的售氢回报从而优于AEC,所以配置的容量相较于AEC更高。

图10 制氢装置配置选型情况随PEMEC单位功率成本变化图Fig.10 Change of configuration and selection of hydrogen production units with unit power cost of PEMEC

值得指出的是,本文优化配置结果两种制氢技术呈现替代关系,并未出现混合配置结果,即二者受单位功率价格影响仅会出现单一配置结果。由此得出电解槽未处于全年工作工况时,PEMEC的效率优势难以体现;另一方面,也说明从能量角度分析PEMEC在开机响应时间及爬坡率方面的优势并不显著,可以推知在具有更高波动性和随机性的风电、光伏场景下,PEMEC的配置需求会高于相对较为稳定的水电。

5 结论

本文针对富集地区因分布式新能源接入导致原有小水电弃水问题,考虑到电转气储能可交易获利和能量容量的优势,以及氢气清洁无污染的特点,提出一种配电网小水电制氢装置优化配置方法,建立了制氢设备的运行及起停特性模型,并对比了目前两种主流制氢技术配置运行的效果;以浙江某富集地区区域配电网为算例,验证了制氢装置对于提升小水电消纳率,调节电网电压分布的显著作用;同时通过对制氢系统配置的经济性分析,得出结论:制氢系统在不计及弃水损失的情况和电网经济性的情况下,配置经济性不佳;在考虑到弃水带来的收益损失以及可再生能源消纳率时,配置制氢系统消纳小水电具有一定经济可行性,有利于提高分布式电源高比例接入背景下配电网运行的安全性和经济性。

本文的研究仅仅从慢时间尺度的能量层面区分了PEMEC和AEC的响应特性,同时未对氢电耦合装置的选址展开深入的研究。在后续研究中,将在精细时间尺度下研究碱液与PEMEC的响应能力,突出PEMEC在响应速度方面的优势,同时将氢储模式与传统的电储能模式相对比,探究氢储的长周期存储与空间转移特性在可再生能源消纳方面的应用前景。