計(jì)及燃料電池?zé)犭娐?lián)供的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行

裴 煜，宋天昊，袁鐵江，韓肖清

（1.電力系統(tǒng)運(yùn)行與控制山西省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（太原理工大學(xué)），太原 030024；2.大連理工大學(xué)電氣工程學(xué)院，大連 116024）

區(qū)域綜合能源系統(tǒng)RIES（regional integrated en?ergy system）是能源互聯(lián)網(wǎng)的重要物理載體之一，是將一定區(qū)域范圍內(nèi)的多種能源進(jìn)行整合，對(duì)能源的產(chǎn)、供、儲(chǔ)、消等環(huán)節(jié)進(jìn)行協(xié)同規(guī)劃[1]。氫儲(chǔ)能系統(tǒng)通過電解制氫和燃料電池實(shí)現(xiàn)電、氫之間的雙向轉(zhuǎn)換，參與RIES供能與儲(chǔ)能[2]。燃料電池在用氫發(fā)電過程中，其發(fā)電效率在30%～50%左右[3?4]，其余氫能則以熱能形式產(chǎn)生[5]，其中可提供給熱負(fù)荷的熱能占總產(chǎn)熱量的60%～70%[3]，合理收集并利用這部分熱能進(jìn)行熱電聯(lián)供，燃料電池綜合效率可達(dá)到70%以上[3?4]。因此，燃料電池?zé)犭娐?lián)供對(duì)于提高其綜合效率和系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性均至關(guān)重要。

目前，在對(duì)RIES進(jìn)行運(yùn)行優(yōu)化時(shí)考慮了冷熱電聯(lián)供和儲(chǔ)能等多種因素。當(dāng)燃料電池參與運(yùn)行時(shí)，現(xiàn)有文獻(xiàn)中有的僅考慮其發(fā)電進(jìn)行優(yōu)化[6?8]，有的同時(shí)考慮其熱、電出力進(jìn)行優(yōu)化[5，9?11]。文獻(xiàn)[6]以并網(wǎng)和孤島運(yùn)行2種模式進(jìn)行優(yōu)化；文獻(xiàn)[7]則主要分析了熱泵和儲(chǔ)能對(duì)各設(shè)備出力的調(diào)節(jié)作用，文獻(xiàn)[6?7]中燃料電池均作為固定電源使用；在文獻(xiàn)[8]中燃料電池則作為氫儲(chǔ)能系統(tǒng)中的氫轉(zhuǎn)電環(huán)節(jié)參與運(yùn)行。文獻(xiàn)[6?8]均只考慮了燃料電池電出力；文獻(xiàn)[9?10]考慮了燃料電池?zé)犭娐?lián)供，分別使用多場(chǎng)景隨機(jī)規(guī)劃方法、計(jì)及需求響應(yīng)進(jìn)行運(yùn)行優(yōu)化，但未涉及燃料電池?zé)?、電出力具體利用方式；文獻(xiàn)[11]雖對(duì)戶用級(jí)別燃料電池參與供熱和供冷方式進(jìn)行分析，但同文獻(xiàn)[9?10]一樣，并未考慮制氫和儲(chǔ)氫環(huán)節(jié)，消耗的氫氣來源于天然氣重整，燃料電池作為固定供能設(shè)備參與運(yùn)行；文獻(xiàn)[5]計(jì)及電解制氫和燃料電池電、熱綜合利用對(duì)能源網(wǎng)進(jìn)行運(yùn)行優(yōu)化，但其并未涉及儲(chǔ)氫環(huán)節(jié)，且集中供冷在大規(guī)模能源網(wǎng)中并不現(xiàn)實(shí)。綜合上述分析，現(xiàn)有文獻(xiàn)未充分考慮燃料電池?zé)帷㈦姵隽εcRIES能流的匹配關(guān)系，缺乏對(duì)燃料電池與冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)協(xié)同供能策略的研究，且均忽略了完整氫儲(chǔ)能系統(tǒng)對(duì)RIES運(yùn)行的調(diào)節(jié)作用。

針對(duì)上述問題，本文對(duì)氫儲(chǔ)能系統(tǒng)各環(huán)節(jié)運(yùn)行特性進(jìn)行詳細(xì)分析，建立系統(tǒng)能流結(jié)構(gòu)并針對(duì)冷熱負(fù)荷需求特性設(shè)計(jì)了燃料電池電、熱出力與系統(tǒng)能量流動(dòng)耦合方式及冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)運(yùn)行模式，以日運(yùn)行成本最低為目標(biāo)建立目標(biāo)函數(shù)并確定約束條件，得到運(yùn)行優(yōu)化模型。以某RIES中典型冬夏兩季負(fù)荷及風(fēng)光出力預(yù)測(cè)為例，驗(yàn)證所設(shè)計(jì)運(yùn)行模式的有效性。

1 氫儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行特性

氫儲(chǔ)能系統(tǒng)由電解槽EL（electrolyser）、儲(chǔ)氫罐HT（hydrogen tank）和燃料電池FC（fuel cell）組成，分別實(shí)現(xiàn)制氫、儲(chǔ)氫和用氫供能。

1.1 電解槽

電解槽中電解水的反應(yīng)非自發(fā)，其可逆電壓（最低啟動(dòng)電壓）[12]urev為

式中：ΔG為液態(tài)水標(biāo)準(zhǔn)生成自由能，值為?237.14 kJ/mol；F為法拉第常數(shù)，值為96 485；TEL為電解槽工作溫度；krev為經(jīng)驗(yàn)溫度系數(shù)，值為1.93×10?3V/K。成品電解槽由多個(gè)單槽串聯(lián)工作，其運(yùn)行參數(shù)的計(jì)算公式[13]為

式中：UEL(t)、PEL(t)和nEL(t)分別為t時(shí)刻電解槽電壓、功率和產(chǎn)氫速率；AEL為單槽面積；ri、si和ti均為電解槽特性參數(shù)，i=1，2，3；NEL為單槽串聯(lián)個(gè)數(shù)。

1.2 燃料電池

1.2.1 燃料電池運(yùn)行特性

燃料電池中生成水的反應(yīng)在催化劑作用下可自發(fā)，其能斯特電壓[14]En為

式中：TFC為燃料電池工作溫度；R為通用氣體常量，取值為8.314 J（/mol·K）；pH2和pO2分別為氫氣和氧氣的壓強(qiáng)，均取101 kPa。成品燃料電池由多個(gè)單電池串聯(lián)工作，其運(yùn)行參數(shù)計(jì)算公式[3，14]為

式中：UFC(t)、PFC(t)和nFC(t)分別為t時(shí)刻燃料電池輸出電壓、功率和耗氫速率；ηact、ηohm和ηconc為燃料電池過電壓參數(shù)，與其輸出電流IFC(t)有關(guān)[14]；NFC為單電池串聯(lián)個(gè)數(shù)；Qgen_FC(t)為t時(shí)刻燃料電池產(chǎn)熱功率，ΔH為液態(tài)水標(biāo)準(zhǔn)生成焓，值為?285.83 kJ/mol；Qh_FC(t)為t時(shí)刻燃料電池可提供給熱負(fù)荷的熱功率，占總產(chǎn)熱功率的60%～70%[3]，本文取70%。

1.2.2 燃料電池?zé)崂媚Ｊ?/p>

圖1所示為燃料電池結(jié)構(gòu)（省略部分輔助部件），其中膜電極是其核心部分，由質(zhì)子交換膜和電極組成，各單電池通過雙極板相連接。為保證燃料電池高效穩(wěn)定運(yùn)行，其電堆溫度須控制在60℃～80℃[15]，可在雙極板的冷卻水流道中通入冷卻水為其散熱。

圖1 燃料電池結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of fuel cell

冷卻水吸收的熱量可通過換熱器提供給熱負(fù)荷，即高溫冷卻水進(jìn)入換熱器一次側(cè)（高溫側(cè)），對(duì)二次側(cè)（低溫側(cè)）低溫水放熱，冷卻水放熱后可循環(huán)使用。

燃料電池電堆內(nèi)部溫度分布應(yīng)盡量均勻，冷卻水進(jìn)出口溫差較大時(shí)，會(huì)使電堆的內(nèi)部受熱不均，產(chǎn)生較大的熱應(yīng)力，從而影響其性能，循環(huán)冷卻水進(jìn)出燃料電池堆的溫差須在10℃以內(nèi)[15]。

1.3 儲(chǔ)氫罐

本文采用中壓儲(chǔ)氫罐儲(chǔ)氫，t時(shí)刻儲(chǔ)氫罐內(nèi)氣體壓強(qiáng)PHT(t)與儲(chǔ)氫量nHT(t)有關(guān)，用理想氣體方程[2]計(jì)算為

式中，PN為儲(chǔ)氫罐的最大壓強(qiáng)。

氫儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行特性如圖2所示，通過其輸入、輸出關(guān)系可匹配RIES內(nèi)的能量流動(dòng)。

圖2 氫儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行特性Fig.2 Operating characteristics of hydrogen storage system

2 RIES能量流動(dòng)結(jié)構(gòu)及運(yùn)行模式

圖3所示為RIES內(nèi)的能量流動(dòng)結(jié)構(gòu)，運(yùn)行設(shè)備包括光伏PV（photovoltaic）發(fā)電裝置、風(fēng)力發(fā)電機(jī)WT（wind turbine）、燃?xì)廨啓C(jī)GT（gas turbine）、燃?xì)忮仩t GB（gas boiler）、蓄熱罐 HST（heat storage tank）、吸收式制冷機(jī)AC（absorption chiller）、電制冷機(jī)EC（electrical chiller）和氫儲(chǔ)能系統(tǒng)。RIES設(shè)備參數(shù)如表1所示。

表1 RIES設(shè)備參數(shù)Tab.1 Parameters of devices in RIES

2.1 RIES能量流動(dòng)結(jié)構(gòu)

系統(tǒng)運(yùn)行過程中涉及到多種能量轉(zhuǎn)換形式，其能量流動(dòng)結(jié)構(gòu)可用矩陣表示為

圖3 RIES能量流動(dòng)結(jié)構(gòu)Fig.3 Structure of energy flow in RIES

式中：Pload(t)、Qh_load(t)、Qc_load(t)分別為t時(shí)刻用戶電負(fù)荷、熱（僅冬季）負(fù)荷、冷（僅夏季）負(fù)荷；PPV(t)、PWT(t)、PGT(t)分別為t時(shí)刻光伏、風(fēng)機(jī)和燃?xì)廨啓C(jī)電出力；PEC(t)為t時(shí)刻電制冷機(jī)耗電功率；Qh_GB(t)和Qh_FC(t)分別為t時(shí)刻燃?xì)忮仩t和燃料電池?zé)岢隽?；Qh_in(t)和Qh_out(t)分別為t時(shí)刻蓄熱罐儲(chǔ)、放熱功率；αGT為燃?xì)廨啓C(jī)熱電比；COPAC和COPEC分別為吸收式制冷機(jī)和電制冷機(jī)的能效比。

PGT(t)和Qh_GB(t)可分別計(jì)算[16]為

式中：ηGT為燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電效率；ηGB為燃?xì)忮仩t效率；VCH4(t)為t時(shí)刻消耗天然氣的體積；LHVCH4為天然氣的低熱值。

t時(shí)刻蓄熱罐內(nèi)的儲(chǔ)熱量Qh_HST(t)及儲(chǔ)熱狀態(tài)SOHST(t)可計(jì)算[16]為

式中：Qh_HST(t?1)為t?1時(shí)刻蓄熱罐內(nèi)的蓄熱量；ηin和ηout分別為蓄熱罐的儲(chǔ)、放熱效率；QN為蓄熱罐額定蓄熱量。

2.2 冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)運(yùn)行模式

RIES內(nèi)的供熱系統(tǒng)可類比城市集中供熱網(wǎng)絡(luò)的二次網(wǎng)確定供回水溫度，供水溫度在70℃～80℃之間，回水溫度在45℃～55℃之間。熱水型溴化鋰吸收式制冷機(jī)可利用60℃以上熱水為熱源工作，熱源水進(jìn)出水溫差在10℃左右。

在換熱器工作過程中，換熱片兩側(cè)冷、熱流體傳熱形式主要為對(duì)流傳熱，根據(jù)牛頓冷卻定律，當(dāng)換熱器傳熱面積和傳熱系數(shù)確定時(shí)，傳熱速率與冷、熱流體溫差成正比。

基于燃料電池?zé)崂媚Ｊ剑Y(jié)合系統(tǒng)能流結(jié)構(gòu)及冷熱負(fù)荷需求特性，設(shè)計(jì)冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)運(yùn)行模式，如圖4所示，在利用不同設(shè)備提供的熱量時(shí)可通過閥門V1～V7切換，具體可表述如下。

圖4 冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)運(yùn)行模式Fig.4 Operation mode of combined cooling，heating and power system

（1）在冬季供熱時(shí)，供暖回水先通過熱交換器由燃料電池的高溫冷卻水預(yù)熱（此時(shí)熱交換器兩側(cè)冷、熱水溫差較大，換熱時(shí)傳熱速率較大），再由余熱鍋爐或燃?xì)忮仩t加熱至供水溫度，如此可充分利用燃料電池的低溫位熱能，將其與熱負(fù)荷需求匹配。當(dāng)燃料電池不工作時(shí)，供暖回水直接由余熱鍋爐或燃?xì)忮仩t加熱。

（2）在夏季供冷時(shí)，吸收式制冷機(jī)的熱源回水可由燃料電池的高溫冷卻水或余熱鍋爐直接加熱至熱源進(jìn)水溫度。

3 RIES運(yùn)行優(yōu)化模型

3.1 目標(biāo)函數(shù)

從冷熱電負(fù)荷用戶的角度考慮，RIES日前運(yùn)行優(yōu)化的目的是使日運(yùn)行成本最低。運(yùn)行成本主要包括設(shè)備的啟停、運(yùn)維費(fèi)用以及燃料費(fèi)用，燃?xì)忮仩t和電制冷機(jī)分別僅在冬季和夏季使用。目標(biāo)函數(shù)為

3.2 約束條件

（1）能量流動(dòng)平衡約束如式（13）所示。

（2）設(shè)備功率上下限約束分別為

式中：Pu_min和Pu_max分別為設(shè)備u最小和最大電功率；Ωu包括 GT、EL、FC、EC、PV、WT；Qh_FC_min和Qh_FC_max分別為燃料電池最小和最大熱功率；Qh_GB_min和Qh_GB_max分別為燃?xì)忮仩t最小和最大熱功率。RIES運(yùn)行參數(shù)相關(guān)數(shù)據(jù)如表2所示。

表2 RIES運(yùn)行參數(shù)Tab.2 Operating parameters of RIES

（3）氫儲(chǔ)能系統(tǒng)啟停狀態(tài)約束為

式中，OSEL(t)和OSFC(t)分別為電解槽和燃料電池啟停狀態(tài)的二元變量，若處于工作狀態(tài)，則為1，若處于停止?fàn)顟B(tài)，則為0。為避免電解槽利用燃料電池發(fā)出的電功率制氫從而造成低效循環(huán)，二者不能同時(shí)處于啟動(dòng)狀態(tài)。

（4）儲(chǔ)氫罐和蓄熱罐約束為

式中：SOHTmax和SOHTmin分別為儲(chǔ)氫罐儲(chǔ)氫狀態(tài)值的上、下限；SOHSTmax和SOHSTmin分別為蓄熱罐蓄熱狀態(tài)值的上、下限；1和n分別為運(yùn)行優(yōu)化的始端和末端時(shí)段；SOHTini和SOHSTini分別為儲(chǔ)氫罐和蓄熱罐的初始狀態(tài)值。

使用文獻(xiàn)[17]中所述方法對(duì)SOHT(t)計(jì)算過程中的非線性環(huán)節(jié)線性化，則由式（18）～式（24）及式（13）可得到混合整數(shù)線性規(guī)劃問題，其求解的標(biāo)準(zhǔn)形式為

式中：優(yōu)化變量x為集合Ωi中設(shè)備和蓄熱罐的功率；優(yōu)化變量y為集合Ωi中設(shè)備的啟停狀態(tài)；等式約束包括能量流動(dòng)平衡約束、蓄熱罐和儲(chǔ)氫罐始末狀態(tài)平衡約束；不等式約束包括設(shè)備功率約束、氫儲(chǔ)能系統(tǒng)和儲(chǔ)熱罐運(yùn)行約束。求解時(shí)輸入量為風(fēng)光預(yù)測(cè)出力及負(fù)荷預(yù)測(cè)功率。本文在Matlab平臺(tái)上建立優(yōu)化模型，使用Cplex求解器求解。

3.3 優(yōu)化結(jié)果評(píng)價(jià)

本文采用能源節(jié)約率指標(biāo)βsave對(duì)優(yōu)化結(jié)果進(jìn)行評(píng)價(jià)，βsave定義為冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)相對(duì)于分供系統(tǒng)節(jié)約的能源量與分供系統(tǒng)耗能量之比[18]。在分供系統(tǒng)中，冷、熱、電負(fù)荷分別由電制冷機(jī)、燃?xì)忮仩t、電網(wǎng)和風(fēng)光發(fā)電滿足。βsave可計(jì)算為

式中，Edis(t)和ECCHP(t)分別為分供系統(tǒng)和冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)消耗的能源量，在冬、夏兩季可分別計(jì)算為

式中，ηP和ηgrid分別為發(fā)電效率以及電網(wǎng)傳輸效率，分別取0.35和0.92[18]。在運(yùn)行優(yōu)化始末兩端，儲(chǔ)氫罐和蓄熱罐的狀態(tài)均保持一致，即氫儲(chǔ)能系統(tǒng)和蓄熱罐對(duì)于RIES的凈輸出/輸入能量為0，所以在計(jì)算能源節(jié)約率時(shí)不計(jì)入兩者的輸出/輸入功率。

4 算例分析

4.1 基本方案

本文以一典型RIES為研究對(duì)象，考慮冬季典型日熱電負(fù)荷和夏季典型日冷電負(fù)荷進(jìn)行優(yōu)化，優(yōu)化周期為24 h，單位時(shí)長(zhǎng)Δt為1 h。冬、夏兩季典型風(fēng)光出力及負(fù)荷預(yù)測(cè)曲線如圖5和圖6所示。

圖5 冬季風(fēng)光出力及電熱負(fù)荷預(yù)測(cè)曲線Fig.5 Forecasting curves of WT and PV output，power load，and heating load in winter

圖6 夏季風(fēng)光出力及電冷負(fù)荷預(yù)測(cè)曲線Fig.6 Forecasting curves of WT and PV output，power load，and cooling load in summer

本文對(duì)以下2種方案進(jìn)行對(duì)比分析。方案1：在傳統(tǒng)RIES中接入氫儲(chǔ)能系統(tǒng)，運(yùn)行時(shí)計(jì)及燃料電池?zé)犭娐?lián)供，并使用本文所提運(yùn)行模式；方案2：在傳統(tǒng)RIES中接入氫儲(chǔ)能系統(tǒng)，運(yùn)行時(shí)僅考慮燃料電池電出力。

4.2 優(yōu)化結(jié)果分析

4.2.1 冬季優(yōu)化結(jié)果分析

圖7和圖8所示分別為冬季方案1和方案2中設(shè)備電、熱功率優(yōu)化結(jié)果以及儲(chǔ)氫罐和蓄熱罐的狀態(tài)SOHT和SOHST。由圖可見，在00：00—06：00之間，系統(tǒng)內(nèi)熱負(fù)荷處于“峰時(shí)段”而電負(fù)荷處于“谷時(shí)段”，方案1和方案2中熱負(fù)荷主要由燃?xì)廨啓C(jī)和燃?xì)忮仩t滿足，使其處于“以熱定電”工作狀態(tài)，導(dǎo)致電功率過剩，電解槽啟動(dòng)制氫。

圖7 冬季設(shè)備電功率優(yōu)化結(jié)果Fig.7 Optimization results of devices’electric power in winter

圖8 冬季設(shè)備熱功率優(yōu)化結(jié)果Fig.8 Optimization results of devices’heating power in winter

在11：00—16：00之間，光伏和風(fēng)機(jī)出力超出電負(fù)荷需求，方案1中燃?xì)廨啓C(jī)不工作，電解槽消耗過剩電功率，其間熱負(fù)荷全部由燃?xì)忮仩t和蓄熱罐滿足，而在方案2中燃?xì)廨啓C(jī)對(duì)蓄熱罐儲(chǔ)熱，這導(dǎo)致電解槽消耗的電功率增加。

在16：00—22：00之間，電、熱負(fù)荷均逐步上升至“峰時(shí)段”，其間光伏出力迅速減小至0，方案1和方案2中燃?xì)廨啓C(jī)均進(jìn)入“以電定熱”工作狀態(tài)，方案1中燃料電池啟動(dòng)參與電、熱供給，而方案2中燃料電池僅提供電能。從圖8的對(duì)比可以看出，此時(shí)間段內(nèi)方案1和方案2中燃?xì)廨啓C(jī)和燃?xì)忮仩t出力一致，且在17：00—22：00之間二者均處于滿載工作狀態(tài)，蓄熱罐均處于儲(chǔ)熱狀態(tài)，但由于方案2中燃料電池不提供熱功率，使蓄熱罐儲(chǔ)熱功率受限，這也導(dǎo)致在11：00—14：00之間蓄熱罐提前儲(chǔ)熱。

冬季優(yōu)化結(jié)果對(duì)比如表3所示，可以看出，方案2中用于制氫的電能更多，主要原因是較之方案1額外消耗了11：00—14：00燃?xì)廨啓C(jī)為給蓄熱罐儲(chǔ)熱而發(fā)出的多余電功率。

表3 冬季優(yōu)化結(jié)果對(duì)比Tab.3 Comparison of optimization results in winter

冬季優(yōu)化結(jié)果中，方案1和方案2的燃料電池效率分別為86.3%和54.1%，βsave分別為12.61%和8.52%，日運(yùn)行成本分別為1 488.2元和1 599.1元，方案1相較于方案2可提高燃料電池效率及能源節(jié)約率并降低運(yùn)行成本。

4.2.2 夏季優(yōu)化結(jié)果分析

圖9和圖10所示分別為夏季方案1和方案2中設(shè)備電、冷出力優(yōu)化結(jié)果。在00：00—05：00之間，電、冷負(fù)荷均處于“谷時(shí)段”，方案1和方案2中冷負(fù)荷全部由燃?xì)廨啓C(jī)滿足，電解槽消耗過剩電功率。在05：00—18：00及21：00—24：00之間，在氫儲(chǔ)能系統(tǒng)和蓄熱罐均不參與供能和儲(chǔ)能的情況下，電、冷功率均處于平衡狀態(tài)。在18：00—21：00之間，電、冷負(fù)荷均處于“峰時(shí)段”，燃料電池啟動(dòng)工作。方案1中由于燃料電池參與供冷，緩解了燃?xì)廨啓C(jī)和電制冷機(jī)的供冷負(fù)擔(dān)。方案2中燃料電池僅供電，雖然燃?xì)廨啓C(jī)一直處于滿載工作狀態(tài)，但仍不能滿足冷功率需求，這使燃料電池較方案1中需提供更多電功率給電制冷機(jī)制冷，導(dǎo)致方案2在00：00—05：00之間需要更多電功率制氫。

圖9 夏季設(shè)備電功率優(yōu)化結(jié)果Fig.9 Optimization results of devices’electric power in summer

圖10 夏季RIES內(nèi)設(shè)備冷功率優(yōu)化結(jié)果Fig.10 Optimization results of RIES devices’cooling power in summer

夏季優(yōu)化結(jié)果如表4所示，可以看出，方案1和方案2的燃料電池效率分別為86.3%和54.1%，βsave分別為19%和16.9%，日運(yùn)行成本分別為1041.1元和1086.7元，方案1較之方案2可提高燃料電池效率及能源節(jié)約率并降低運(yùn)行成本。

表4 夏季優(yōu)化結(jié)果對(duì)比Tab.4 Comparison of optimization results in summer

綜合以上分析，在冬夏兩季運(yùn)行優(yōu)化結(jié)果中，方案2較之方案1均需要燃?xì)廨啓C(jī)額外出力，這使得天然氣耗量增加，燃?xì)獬杀驹黾?，同時(shí)電解槽的耗電量和燃料電池的發(fā)電量均增加，能量轉(zhuǎn)換過程中的損耗增加，運(yùn)維成本增加。所以相比方案1，方案2的總成本增加而能源節(jié)約率下降。

4.3 熱電負(fù)荷比和冷電負(fù)荷比靈敏度分析

在表2所示各設(shè)備容量范圍內(nèi)（對(duì)應(yīng)約束條件式（19）～式（21）），分析不同熱電、冷電負(fù)荷比對(duì)優(yōu)化結(jié)果的影響，并通過方案1相較方案2的成本節(jié)省率表示，結(jié)果如圖11所示。圖中A、B兩點(diǎn)分別為本文案例中冬、夏兩季熱電、冷電負(fù)荷比下對(duì)應(yīng)的成本節(jié)省率。在冬季，熱電負(fù)荷比在1.00～1.35之間時(shí)，成本節(jié)省率一直處于較低水平，當(dāng)熱電負(fù)荷比達(dá)到1.40之后，成本節(jié)省率快速上升。在夏季，冷電負(fù)荷比在1.0～1.8之間變化時(shí)，成本節(jié)省率逐步上升。

圖11 熱電、冷電負(fù)荷比對(duì)優(yōu)化結(jié)果的影響Fig.11 Influences of heating-to-power load ratio and cooling-to-power load ratio on optimization results

5 結(jié)語

本文對(duì)氫儲(chǔ)能系統(tǒng)各環(huán)節(jié)運(yùn)行特性進(jìn)行分析，結(jié)合系統(tǒng)能流結(jié)構(gòu)及冷熱負(fù)荷需求特性，設(shè)計(jì)了燃料電池電、熱出力與系統(tǒng)能量流動(dòng)耦合方式及冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)運(yùn)行模式，選取冬、夏季典型日負(fù)荷及風(fēng)光出力預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行驗(yàn)證。結(jié)果表明，燃料電池?zé)犭娐?lián)供能夠有效提高其用氫效率，所設(shè)計(jì)運(yùn)行模式將燃料電池電、熱出力與負(fù)荷需求相匹配，實(shí)現(xiàn)了能量梯級(jí)利用，增強(qiáng)了氫儲(chǔ)能系統(tǒng)與RIES的交互性，提高了能源節(jié)約率和系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。此外，在設(shè)備容量所能滿足的冷熱電負(fù)荷范圍內(nèi)，熱電、冷電負(fù)荷比的增加會(huì)使計(jì)及燃料電池?zé)犭娐?lián)供運(yùn)行模式的經(jīng)濟(jì)性更加凸顯。