海上風電-氫能系統(tǒng)運行模式分析及配置優(yōu)化

李梓丘，喬 穎，魯宗相

（清華大學電機工程與應用電子技術(shù)系,北京市 100084）

0 引言

隨著“碳達峰-碳中和”目標的提出,電力、交通和生產(chǎn)等環(huán)節(jié)加速向深度低碳清潔化轉(zhuǎn)型,亟待開展能源“發(fā)輸配用”多環(huán)節(jié)聯(lián)合創(chuàng)新。中國海上交通繁忙、遠海島嶼較多、海洋油氣/采礦作業(yè)增多,同時海洋環(huán)境保護不斷深化,離岸能源需求預期到2030年碳達峰后將成為深度脫碳目標。

中國海上風電裝機容量年均復合增長率預計2021—2024 年將達18.6%,2025—2030 年將達8.2%［1］,且逐步轉(zhuǎn)向為中遠海開發(fā)［2］。目前,海上負荷主要為海上油氣平臺與海上島嶼,功率可達上百兆瓦,且主要通過燃氣輪機供電［3］,經(jīng)濟性與環(huán)保性較差。同時,海上交通多采用柴油為燃料,難以通過常規(guī)清潔能源進行替代。

預計到2030 年,相關(guān)關(guān)鍵技術(shù)——海上平臺、電解制氫、氫燃氣輪機等的經(jīng)濟性都將得到大幅提高。海上風電制氫提供綠色能量載體,船只以氫作為交通燃料,海上負荷可以由海上風電直接供電或在風能間歇期以氫發(fā)電補償。可以設(shè)想海上風電聯(lián)合氫能系統(tǒng)和海上負荷運行,以提高風電消納和提供離岸清潔化能源,實現(xiàn)海上負荷100%清潔供電的新思路。

目前,陸上風電制氫系統(tǒng)已有示范工程,功能定位多為利用棄風或低電價制取廉價氫氣［4］,而國內(nèi)外對于海上風電-氫能系統(tǒng)運營的技術(shù)經(jīng)濟性研究還處于對比探索階段。大部分研究主要對比了海上風電全額輸送、全額制氫（或其衍生物）或多能混合模式的技術(shù)經(jīng)濟性。文獻［5］比較了海上風電制氫系統(tǒng)在輸電、液體輸氫、管道輸氫等輸能方式上的優(yōu)劣性。文獻［6］研究了不同月份的制氫潛力,并發(fā)現(xiàn)2030 年后系統(tǒng)才能實現(xiàn)盈利。文獻［7］對海上風電制氫、合成天然氣和甲醇3 種模式進行了比較。文獻［8］增加對比了并網(wǎng)和制氫混合模式,研究了制氫平準化成本及其影響因素。上述研究多通過風電總量、制氫系統(tǒng)轉(zhuǎn)換效率等要素評估系統(tǒng)經(jīng)濟性,忽略了風電出力波動情況下的電解槽運行約束,且并不涉及對海上負荷的持續(xù)供電。

文獻［9］對并網(wǎng)型海上風電-氫能系統(tǒng)運行進行了優(yōu)化,研究其對風電消納和二氧化碳減排的作用。文獻［10］對含風電制氫裝置的綜合能源系統(tǒng)運行進行了優(yōu)化,能同時滿足電、氫、熱需求。此類研究可模擬風電波動下的系統(tǒng)運行,但并未涉及系統(tǒng)配置研究。文獻［11］建立了并網(wǎng)型海上風電-氫能系統(tǒng)配置優(yōu)化的雙層模型,通過凈現(xiàn)值方式研究了系統(tǒng)的配置與經(jīng)濟性。文獻［12］考慮了風電-氫能系統(tǒng)的熱平衡性,對電解槽和燃料電池容量進行了優(yōu)化。上述研究多針對陸上風電-氫能系統(tǒng),或僅針對海上風電與氫能的某一種結(jié)合模式。此外,不同運行模式對電能輸送需求不同,使輸電成本存在差異,進而影響系統(tǒng)整體投資。因此,有必要綜合比較電氫多能循環(huán)模式下海上風電-氫能系統(tǒng)的技術(shù)經(jīng)濟性,研究優(yōu)化配置方案,并分析其要素價格敏感性。

首先,本文分析討論了海上風電-氫能系統(tǒng)可能的發(fā)展模式；其次,建立了考慮海上負荷供能和輸電成本的系統(tǒng)配置優(yōu)化模型；最后,對主要技術(shù)經(jīng)濟因素變化的影響進行了仿真與分析。

1 海上風電-氫能系統(tǒng)運營模式

1.1 海上風電-氫能系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

圖1 所示為海上風電-氫能系統(tǒng)的完整結(jié)構(gòu)示意圖。主要包括海上風電場、換流站及海纜、電解槽、燃料電池、儲氫罐等。配合海上平臺空間有限的要求,并綜合考慮技術(shù)成熟度,制氫選用質(zhì)子交換膜電解槽,該電解槽啟?？臁⒐β收{(diào)節(jié)范圍大、產(chǎn)氫壓強高［13］；儲氫選用高壓氣態(tài)儲氫；并網(wǎng)發(fā)電選用質(zhì)子交換膜燃料電池（fuel cell,FC）［14］。

圖1 海上風電-氫能系統(tǒng)整體結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Schematic diagram of overall structure of offshore wind-hydrogen system

系統(tǒng)的主要目的為向岸上和海上多類型負荷提供“電+氫”零碳能源供應,并在風電間歇期利用燃料電池或燃氣輪機消耗儲氫罐中的存氣,實現(xiàn)對海上負荷100%清潔供電。

海上風電-氫能系統(tǒng)的凈收益與眾多敏感要素有關(guān)。從投資來看,海上風電-氫能系統(tǒng)增加了制儲氫與氫能發(fā)電設(shè)備投資,同時也減少了遠海直流輸變電設(shè)備投資；從收益來看,海上風電-氫能系統(tǒng)主要通過向岸上電網(wǎng)售電、直接對外售氫、向海上負荷售電及向海上負荷持有的氫燃氣輪機售氫4 種方式獲益。岸上電網(wǎng)售電可進一步細分為風電直接上網(wǎng)與燃料電池發(fā)電上網(wǎng)。

1.2 海上風電-氫能系統(tǒng)運行模式

綜合考慮系統(tǒng)的供氫、供電方式與要求,設(shè)想了兩種多能運行模式（模式3 和4）,同時設(shè)置兩種現(xiàn)存模式（模式1 和2）進行比較:

模式1:單一供電模式。該模式僅建設(shè)輸電系統(tǒng)。海上風電所發(fā)電能分為送上岸和棄風兩部分,海上負荷全部由燃氣輪機利用天然氣進行供電。該模式為基準運行場景,是目前絕大多數(shù)海上風電場運行的模式,僅用于與其他模式進行比較。

模式2:雙供電模式。該模式不考慮氫能系統(tǒng),海上風電供給海上負荷或通過輸電系統(tǒng)送上岸；若海上負荷供電不足,可通過燃氣輪機利用天然氣發(fā)電供應。該模式在中國北海地區(qū)海上風電場有類似案例。

模式3:多能孤島模式。該模式完全取消了輸變電系統(tǒng),海上風電通過氫能系統(tǒng)和供海上負荷進行消納,也可能產(chǎn)生棄風。該模式主要針對極端情況,如海上風電場離岸距離過遠及氫氣需求量較高。

模式4:多能聯(lián)網(wǎng)模式。該模式包括氫能系統(tǒng)和輸電系統(tǒng),整個系統(tǒng)按照圖1 運行。多能聯(lián)網(wǎng)模式平衡了就地利用和對外送出兩種海上風電消納途徑。

各模式的對比如表1 所示。

表1 各運行模式對比Table 1 Comparison of each operation mode

1.3 價格及補貼機制等邊界條件

海上風電-氫能系統(tǒng)出售多種類型與模式的能源。氫能使用存在發(fā)電用和交通用兩種形式,中國尚未形成相應的價格機制。本文參考了具有類似用能形式的天然氣價格機制,并參考大連、成都等地方政府出臺的車載氫能鼓勵措施。天然氣價格在交通燃料市場上具有競爭力,而在發(fā)電市場則無法與燃煤電廠相比,故中國交通用天然氣和發(fā)電用天然氣采用不同的價格機制。車用天然氣價格在指導價的基礎(chǔ)上與市場接軌,而發(fā)電用天然氣則通過各地方政府出臺天然氣價格補償機制或以較高電價上網(wǎng)（也相當于補償）,這部分補貼來源于各地方財政或從燃煤電廠征收調(diào)峰服務(wù)。因此,本文設(shè)定直接出售的氫能（多用于交通）價格較高,而向燃氣輪機發(fā)電售氫則價格較低,以促進清潔氫能替代化石燃料,其中氫能偏高的成本由政府的清潔能源補貼承擔。

據(jù)此,海上風電-氫能系統(tǒng)的4 種收益途徑的價格及補貼機制如下:

1）岸上電網(wǎng)售電:差異化電價機制是激發(fā)氫能系統(tǒng)參與的必要條件。本文考慮電解槽制氫與燃料電池發(fā)電配合,在海上風電-氫能系統(tǒng)起到削峰填谷、平滑出力的作用,故所需海上輸變電容量可低于風電場額定容量。但考慮到電-氫-電過程效率損失,只有利用低電價制氫、高電價上網(wǎng)才有可能激勵電解槽和燃料電池調(diào)峰,從而發(fā)揮減少輸變電投資的作用。本文采用峰谷電價模擬差異化電價,燃料電池清潔發(fā)電補償已經(jīng)體現(xiàn)在電價中,不再重復補貼。

2）直接對外售氫:此時氫能主要用于海上交通燃料,參照燃油、天然氣等價格規(guī)律,圍繞成本波動。電解槽制取氫氣純度較高,屬于高品質(zhì)氫,文中設(shè)為較高的定值,以鼓勵市場對清潔氫氣的利用。

3）向海上負荷售電:海上負荷原為燃油燃氣自發(fā)自用,不受電價與氫價影響。改為風電和燃料電池供電后,電價設(shè)置原則為替代前后海上負荷的動力能源支出不變。

4）向氫燃氣輪機售氫:氫燃氣輪機需在風電間歇期發(fā)電以實現(xiàn)對海上負荷的持續(xù)供電,氫作為發(fā)電燃料仍按替代前后海上負荷的動力能源支出不變的原則設(shè)置價格,但同天然氣熱值下折算的氫氣價格遠低于用于交通燃料的氫能價格,需增加補貼以鼓勵清潔能源替代。

按上述原則,既能保證海上風電-氫能系統(tǒng)的收益,又能鼓勵海上負荷進行清潔能源替代,且所有清潔能源替代的成本與收益均由海上風電-氫能系統(tǒng)承擔,海上負荷用能維持不變,核算也較為簡單。

2 系統(tǒng)配置優(yōu)化模型

2.1 模型假設(shè)

文中對模型進行了如下假設(shè)與簡化:

1）電解槽、燃料電池在不同工況下效率保持恒定。

2）海上風電場出力、海上負荷功率與氫燃氣輪機（經(jīng)原燃氣輪機改造,可全部利用氫氣發(fā)電）在多模式對比下視為不變量,主要對后續(xù)的能量傳輸與綜合利用過程進行研究。

3）僅考慮需采用柔性直流輸電系統(tǒng)的遠海風電場,可以通過制氫減少輸電/換電系統(tǒng)投資。近海風電不在本文考慮范圍內(nèi),考慮到近海風電僅上網(wǎng)或?qū)淠芟到y(tǒng)安裝在岸上的經(jīng)濟性更好,可類比陸地制氫。

4）制取的氫氣可全部就地出售給海上負荷或船只,從而忽略氫氣運輸成本。

2.2 目標函數(shù)

以海上風電-氫能系統(tǒng)年均凈收益R最大為目標構(gòu)建系統(tǒng)優(yōu)化模型。目標函數(shù)為:

式中:Ia為系統(tǒng)年均總收益；CAcap為系統(tǒng)年均投資成本；Com為系統(tǒng)年均運維成本；CY為年均設(shè)備折舊成本。

優(yōu)化變量分為配置變量和運行變量。配置變量決定了投資與運維成本,并在年均總收益中作為運行的邊界；運行變量決定了年均總收益。運行和配置優(yōu)化在目標函數(shù)下統(tǒng)一完成。

運行優(yōu)化以向岸上供電收益、直接供氫收益、向海上負荷供電收益、氫燃氣輪機供氫收益之和最高為目標。若其為多能孤島運行模式,則不包含向岸上供電部分。年均總收益Ia表達式如式（2）所示。

式中:下標t表示第t時段,t=1,2,…,T,其中T為運行周期；Pnet,i,t為系統(tǒng)上網(wǎng)總功率；Ke1,i,t為上網(wǎng)電價；μloss為輸電損耗系數(shù)；Vhsell,i,t為供給氫負荷氫氣的速度；Kh為作為交通燃料的直接售氫價格；Pwload,i,t為海上風電供給海上負荷的功率；Pfc1,i,t為燃料電池供給海上負荷的功率；Ke2為供給海上負荷的電價；Vhgt,i,t為供給海上負荷中的燃氣輪機氫氣的速度；Kc為天然氣價格；μhtc為氫氣與天然氣的每標準立方米熱值之比,約為0.299 9；Ksub為氫燃氣輪機發(fā)電部分的氫能補貼價格。

系統(tǒng)年均投資成本CAcap如下［15］:

式中:Qk為各設(shè)備年均固定運維成本占其初始投資的百分比；Qh1和Qh2分別為電解槽、燃料電池與制/耗氫量相關(guān)的運維成本系數(shù)；Vhe,i,t為電解槽制氫速度；Vhf1,i,t和Vhf2,i,t分別為燃料電池發(fā)電供給海上負荷及上網(wǎng)而消耗氫氣的速度。

系統(tǒng)年均設(shè)備折舊成本CY為:

式中:Ccap為總投資成本；CR為殘值,取10%Ccap。

2.3 約束條件

2.3.1 有功平衡約束

式中:Vh,i,t和Vh,i,t+1分別為本時段和下一時段儲氫罐內(nèi)的氫氣體積；Vh,start和Vh,end分別為初、末時段儲氫罐內(nèi)的氫氣體積；Vh,max為儲氫罐的最大容積,依據(jù)儲氫罐投資容量Ptan,max（單位kg）得到。

氫負荷需求約束如下:

式中:Vhload,i,t為氫負荷需求值。

在不同模式下,部分約束可以忽略。單一供電模式下不包含氫能裝置相關(guān)約束,燃料約束中不包含氫氣項,有功平衡中也不包含與海上負荷、氫能裝置相關(guān)的變量；雙供電模式下不包含氫能相關(guān)的變量與約束；多能孤島模式下輸電系統(tǒng)容量Ptrans=0；多能聯(lián)網(wǎng)模式包含所有約束。

3 算例分析

3.1 算例設(shè)置

海上風電出力數(shù)據(jù)選取中國江蘇省某海上風電場2017 年數(shù)據(jù)并將其按比例轉(zhuǎn)化得到,其額定容量為300 MW；海上負荷數(shù)據(jù)選取晝夜波動較小的工業(yè)負荷折算替代,最大負荷為40 MW；風電與負荷采樣時間為1 h；實際仿真時間選取了四季各一個典型周,共672 h。上網(wǎng)電價Ke1按照文獻［18］中的數(shù)據(jù)選??；仿真系統(tǒng)中設(shè)置每天24 點售氫且Vhload,i,t不超過設(shè)定值,其余時間不售氫且Vhload,i,t為0；氫氣價格設(shè)為每標準立方米4 元［9］；天然氣價格Kc設(shè)為每標準立方米1.85 元［19］；供海上負荷電價Ke2根據(jù)燃氣輪機平均效率,設(shè)為Kc的24.5%［19］；海上負荷、燃氣輪機、電解槽、儲氫罐、燃料電池、輸電系統(tǒng)等參數(shù)［5,14,19-21］詳見附錄A。

本文所建立的配置優(yōu)化模型為混合整數(shù)規(guī)劃模型,通過MATLAB 2020b 平臺調(diào)用GUROBI 9.1 求解器進行求解。

3.2 當前技術(shù)經(jīng)濟條件下的優(yōu)化結(jié)果分析

各模式的最優(yōu)容量配置及年均凈利潤優(yōu)化結(jié)果如表2 所示,收益和成本構(gòu)成如圖2 所示（未計及各模式下相同的風電場建設(shè)成本）?？梢钥闯?在目前的技術(shù)經(jīng)濟條件下,為海上負荷提供100%清潔供能是以降低系統(tǒng)經(jīng)濟性為代價的,故多能孤島和多能聯(lián)網(wǎng)模式收益低于單一供電和雙供電模式。其主要原因是利用制取成本高昂的氫氣為海上負荷供電收益較低,同時氫能設(shè)備的投資和維護成本較高。雙供電模式下采用海上風電替代部分燃氣輪機發(fā)電,提高了供電收益,降低了輸電系統(tǒng)成本,目前經(jīng)濟性最優(yōu)。

圖2 基準條件下不同模式的收益與成本構(gòu)成Fig.2 Composition of profits and costs of different modes in the benchmark

表2 基準條件下的容量優(yōu)化結(jié)果Table 2 Capacity optimization results in the benchmark

相比于單一供電和雙供電模式,多能聯(lián)網(wǎng)模式下的年均凈收益下降幅度較大。該模式下直接售氫、送電上岸和供海上負荷收益較為平衡,總收益略高于多能孤島模式,棄風率在各模式中也最低。但為保證對負荷的穩(wěn)定供電,該模式下電解槽容量較大,使得輸電系統(tǒng)規(guī)模較小,利用峰時電價送電上岸獲益的能力較低,同時承擔了較高的輸電系統(tǒng)固定成本,導致年均凈收益更低。

多能孤島模式年均凈收益較高,已經(jīng)接近單一供電模式,證明遠海建設(shè)孤立海上風電-氫能系統(tǒng),消納大部分海上風電具有一定的可行性。該模式配置了大容量的電解槽和儲氫罐,主要通過直接售氫獲取收益；同時,無須建設(shè)成本高昂的柔性直流輸電系統(tǒng),這是其年均凈收益高于多能聯(lián)網(wǎng)模式的主要原因。但多能孤島模式存在以下限制與缺點:大容量氫能設(shè)備需要更大平臺；市場須能消納氫氣,無法對岸上電網(wǎng)提供支援能力。

進一步分析可以發(fā)現(xiàn),兩種多能模式的主要功能是制氫及風電直接對海上負荷供電,氫氣所發(fā)電量占比較低,僅作為極端情況下海上風電的補充,并通過燃氣輪機供電。多能孤島和多能聯(lián)網(wǎng)模式下并未配置燃料電池,使其發(fā)電收益為0。主要原因是電-氫-電過程效率低以及供電收益較少。電解槽與燃料電池作為儲能系統(tǒng)運行,其電-氫-電綜合效率通常不超過50%,而燃氣輪機耗氫發(fā)電效率更低；高峰低谷電價價差不夠大,難以利用儲能獲益；同時,燃料電池單位造價仍居高不下。在目前的經(jīng)濟技術(shù)條件下,氫氣用于發(fā)電效率低且不經(jīng)濟。

以某個典型周為例,海上風電-氫能系統(tǒng)在多能孤島和多能聯(lián)網(wǎng)模式下的運行情況如圖3 所示。此時系統(tǒng)運行容量邊界為最優(yōu)配置,運行策略是優(yōu)化電解槽功率、風電上網(wǎng)功率、燃氣輪機功率等變量,對電能和氫能進行合理分配,以實現(xiàn)周內(nèi)收益最高。由于不配置燃料電池,系統(tǒng)運行情況較為簡單:多能孤島模式下優(yōu)先對海上負荷供電,風電富裕時用于制氫；多能聯(lián)網(wǎng)模式下,向海上負荷供電優(yōu)先級最高,在電價谷時和平時優(yōu)先制氫,在電價峰時優(yōu)先向電網(wǎng)供電。在對海上負荷100%清潔供電的硬約束下,海上風電將按自己最大的能力向海上負荷供電。

圖3 多能孤島與多能聯(lián)網(wǎng)模式某典型周的運行情況Fig.3 Operation of multi-energy islanded mode and multi-energy grid-connected mode in a typical week

3.3 電解槽價格敏感性分析

多能孤島和多能聯(lián)網(wǎng)模式收益中,電解槽成本占比較高,而電解槽價格直接影響了制氫成本,從而影響了售氫收益,故有必要對其進行敏感性分析。以1 000 元/kW 為步長,電解槽價格由6 500 元/kW降低至1 500 元/kW,計算結(jié)果如圖4 與圖5 所示。

圖4 不同電解槽價格下多能孤島與多能聯(lián)網(wǎng)模式的最優(yōu)容量Fig.4 Optimal capacity of multi-energy islanded mode and multi-energy grid-connected mode with different electrolyzer prices

圖5 不同電解槽價格下的各模式年均凈收益Fig.5 Annual net profit of each mode with different electrolyzer prices

多能孤島模式下,降低電解槽價格可明顯提高電解槽容量。多能聯(lián)網(wǎng)模式下,隨著電解槽價格的降低,輸電系統(tǒng)容量將迅速衰減,當價格降低到3 500 元/kW 時,其容量已不到10 MW。此時,多能聯(lián)網(wǎng)模式已接近多能孤島模式。儲氫罐容量主要由為海上負荷發(fā)電供能的氫氣需求量決定,變化較小。

降低電解槽價格是有效提高多能孤島與多能聯(lián)網(wǎng)模式年均凈收益的方式,如圖5 所示。兩種模式對電解槽價格的敏感性接近,多能孤島模式在5 000 元/kW 左右、多能聯(lián)網(wǎng)模式在4 000 元/kW 左右,系統(tǒng)年均凈收益均超過了單一供電模式。由于目前的電解槽技術(shù)發(fā)展較快,在未來大規(guī)模應用后,其價格將顯著降低,引入氫能系統(tǒng)獲取收益及降低清潔供電的成本具有廣闊的前景。

3.4 其他因素敏感性分析

本文還進行了氫氣發(fā)電補貼、上網(wǎng)電價、氫氣價格、儲氫罐價格、輸電系統(tǒng)造價對容量配置的敏感性分析,詳細結(jié)果見附錄B。敏感性指標分析結(jié)果如表3 所示,其含義為受影響因素變化百分比與敏感性因素變化百分比的比值,反映了各敏感性因素對配置和收益的影響。其中,紅色數(shù)字表明該比值在0.4 以上,變化較為明顯。由于燃料電池在多數(shù)情況下最優(yōu)容量為0,僅當自身價格降低時才會少量配置,在表4 中將單獨對其進行分析。

表3 敏感性指標分析結(jié)果Table 3 Analysis results of sensitivity index

表4 燃料電池價格敏感性分析結(jié)果Table 4 Analysis results of sensitivity of fuel cell price

根據(jù)表3 可知,各模式容量與收益對氫氣發(fā)電補貼、谷時電價和儲氫罐價格不敏感。氫氣發(fā)電補貼僅單純提高了系統(tǒng)的收益,少量的補貼難以改變系統(tǒng)最優(yōu)容量并使制氫量進一步提高,高額的補貼則不符合常理。谷時電價時段的系統(tǒng)對電網(wǎng)售電收益低,難以對配置進行影響。儲氫罐容量主要由為海上負荷發(fā)電供能的氫氣需求量決定,改變儲氫罐價格及其他因素對其配置影響都不大。同時,儲氫罐與電解槽容量變化趨勢相反,其主要原因是若短時間內(nèi)制氫能力較強,則對儲氫量的要求就較低。

對于單一供電模式和雙供電模式,其可變收益主要為峰時和平時電價時段對電網(wǎng)售電,成本主要為輸電系統(tǒng)建設(shè)成本,故收益受這3 個因素影響較大。峰時電價對這兩種模式年均凈收益的影響超比例變化,比值已經(jīng)超過了1。為了防止過量棄風,輸電系統(tǒng)容量受到風資源約束,變化幅度較低。

對于多能孤島模式,其主要收益為直接售氫收益,故氫氣價格是最重要的影響因素。降低氫氣價格后,該模式各設(shè)備的最優(yōu)容量及年均凈收益均有顯著提高。對于多能聯(lián)網(wǎng)模式,由于其收益與成本構(gòu)成較為多樣,售氫與售電收益互相補充,某因素變化后,其年均凈收益所受影響相對較小。同時,由于氫能系統(tǒng)與輸電系統(tǒng)的相互替代,該模式下的最優(yōu)容量易受影響,多個比值都超過了1。

降低燃料電池價格后,多能孤島與多能聯(lián)網(wǎng)模式將配置少量燃料電池,主要用于發(fā)電供給海上負荷。因此,受到海上負荷需求量約束,兩種模式下的容量變化相同。由于燃料電池發(fā)電效率高于燃氣輪機,減少了氫氣消耗量,故儲氫罐容量可降低。多能聯(lián)網(wǎng)模式下,電解槽容量和輸電系統(tǒng)容量也分別相應降低及升高。

4 結(jié)語

本文考慮了海上風電-氫能系統(tǒng)的多種運行模式,對各模式下的最優(yōu)容量配置進行了研究。以最大化系統(tǒng)年均凈收益為目標建立了規(guī)劃模型,并對系統(tǒng)最佳容量配置的主要影響因素及其敏感性進行了分析討論,發(fā)現(xiàn)相比于目前的單一供電和雙供電模式,多能孤島與多能聯(lián)網(wǎng)模式引入了大容量制儲氫設(shè)備,對外供應了大量綠色氫氣并實現(xiàn)了對海上負荷的100%清潔供電,但現(xiàn)階段高昂的設(shè)備成本也影響了海上風電-氫能系統(tǒng)的自身經(jīng)濟效益。但從整體考慮,海上風電-氫能系統(tǒng)是海上負荷去碳化為數(shù)不多的技術(shù)路徑選項之一,也是離岸綠色氫氣的重要供應者,可以收獲深度碳減排的社會收益。未來電解槽等關(guān)鍵設(shè)備成本下降后,所提多能模式從經(jīng)濟性上看也具備較高的可行性。

同時,通過敏感性分析還可以得到以下結(jié)論。價格因素方面,各因素重要性排序如下:氫氣價格、峰時電價、平時電價、谷時電價、氫氣發(fā)電補貼。設(shè)備價格方面,各因素重要性排序如下:電解槽價格、輸電系統(tǒng)價格、儲氫罐價格、燃料電池價格。

本文對海上風電-氫能系統(tǒng)的模式分析與配置優(yōu)化還較為粗淺,未來可對該類研究進行細化與擴展,如對氫能系統(tǒng)進行更細致的建模,或考慮氫氣的管線與加氫站的位置與容量規(guī)劃等。

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