計及光熱電站與風氫系統(tǒng)互補運行的低碳經(jīng)濟調(diào)度策略

王 沖，陸 煜，左 娟，鞠 平

（1.河海大學 能源與電氣學院，江蘇 南京 211100；2.國網(wǎng)上海能源互聯(lián)網(wǎng)研究院有限公司，上海 201210；3.上海交通大學 電子信息與電氣工程學院，上海 200240）

0 引言

自“雙碳”目標提出以來，我國電力行業(yè)逐漸向清潔低碳方向轉型，預計在2060 年電力系統(tǒng)的構成中，風電并網(wǎng)量占比約達30 %［1］。但是風電的反調(diào)峰特性會加劇系統(tǒng)峰谷差，而電網(wǎng)在負荷較低水平時無力消耗風電導致棄風量增加，一定程度上造成風能的浪費。如何解決高比例風電下的棄風問題，并實現(xiàn)系統(tǒng)低碳經(jīng)濟運行，成為當前較為關注的問題。

光熱發(fā)電（concentrated solar power，CSP）作為一種新型的太陽能利用形式，可以實現(xiàn)能量在時間上的轉移，具有良好的可控性與可調(diào)度性。目前國內(nèi)學者對CSP 電站參與優(yōu)化調(diào)度進行了大量研究，文獻［2］考慮火電機組、CSP 電站共同提供旋轉備用，并驗證了系統(tǒng)風電消納能力及經(jīng)濟性；文獻［3］構建了電熱氣互聯(lián)綜合能源系統(tǒng)，分析廣義儲能及CSP 電站參與經(jīng)濟優(yōu)化運行的可行性。上述文獻在考慮CSP 電站風電消納問題時，主要通過電加熱器（electric heater，EH）將棄風轉化為熱能，并將熱能轉化為電站可靈活調(diào)度的電能，但文獻［4］指出EH的后期維護成本很高，此時需進一步分析CSP 電站的低碳經(jīng)濟效益。有學者提出應結合風電耦合制氫技術加快風能等可再生能源的利用開發(fā)［5］。文獻［6］考慮電轉氣設備與風電場協(xié)同規(guī)劃，驗證了電轉氣設備對風電消納的促進作用；文獻［7］分析了電轉氣消納棄風與低碳協(xié)同機理，并對電-氣互聯(lián)低碳經(jīng)濟調(diào)度展開了研究?，F(xiàn)有文獻對電轉氣進行建模時多考慮電轉天然氣，已有相關研究考慮電轉氣的多階段利用。有關氫能多形式利用方面：文獻［8］研究氫能向熱能和電能的轉換，提出了綜合能源系統(tǒng)熱電優(yōu)化策略；文獻［9］提及氫能結合捕集到的CO2可作為P2G 生產(chǎn)甲烷的原料，以提高燃氣輪機與P2G設備間的耦合程度，但并未考慮與CSP 電站的聯(lián)合運行。有關氫熱電聯(lián)產(chǎn)方面：文獻［10］對燃料電池熱電聯(lián)產(chǎn)特性進行分析，提出了熱-電綜合利用的調(diào)度優(yōu)化策略；文獻［11］對以氫為燃料的發(fā)電系統(tǒng)進行了技術性評價，驗證了氫熱電聯(lián)產(chǎn)在技術上的可行性。此外，對于電轉氣利用過程的熱量回收，相關文獻已進行了驗證：文獻［12］在園區(qū)綜合能源系統(tǒng)架構中考慮熱網(wǎng)循環(huán)，驗證了電解槽熱量回收能滿足一定熱負荷供應需求；文獻［13］研究電制氫與儲熱裝置聯(lián)合作用下系統(tǒng)的運行問題，驗證了甲烷化反應的熱回收具備可行性。因此，從電轉氣實現(xiàn)電熱轉換的角度出發(fā)考慮CSP電站對系統(tǒng)低碳經(jīng)濟運行的影響具有重要意義。

隨著新能源并網(wǎng)容量的增加，成本是制約可再生能源制氫的主要因素，目前電解制氫的成本較高，但國家發(fā)展和改革委員會最新研究表明：在我國實現(xiàn)碳中和期間，氫儲能容量單元成本降幅將超過50 %，且系統(tǒng)綜合能量轉換效率達到80 % 以上［14］。而對于新能源發(fā)電和碳減排機制，我國已過渡到綠色電力證書（簡稱綠證）交易和碳交易的市場模式，因此亟需對綠證-碳交易聯(lián)合市場下新能源發(fā)電效益進行分析。

綜上，本文在已有研究的基礎上，針對電轉氣氫能利用階段的氫燃料電池（hydrogen fuel cell，HFC）熱電聯(lián)產(chǎn)及甲烷化過程進行了詳細建模，構建了含CSP 電站和電轉氣的光熱-氫耦合互補模型。綜合考慮綠證-碳交易機制的聯(lián)合市場，提出了一種計及CSP 電站與風氫系統(tǒng)互補運行的低碳經(jīng)濟調(diào)度策略，建立系統(tǒng)綜合運行成本最低的低碳優(yōu)化目標。最后，通過場景設置分析CSP 電站與風氫系統(tǒng)互補提升作用，并探討了聯(lián)合市場下HFC 發(fā)電的經(jīng)濟性問題。

1 含綠證-碳交易的CSP 電站與風氫系統(tǒng)互補運行框架

本文考慮“雙高”背景下，高比例風電接入電力系統(tǒng)，夜間風電過剩，用“電解槽+HFC+甲烷化裝置”代替EH 實現(xiàn)CSP 電站的電轉熱環(huán)節(jié)。同時在傳統(tǒng)模型的基礎上，引入綠證-碳交易聯(lián)合機制，進一步限制火電機組的出力，具體框架如圖1所示。

圖1 考慮綠證-碳交易的互補系統(tǒng)運行框架Fig.1 Framework of complementary system considering green license-carbon trading

CSP 電站與綠電制氫的互補特性如下：對于某一時刻的負荷而言，電網(wǎng)可供調(diào)度的機組選擇出力方式不同。夜間負荷低谷時段光照條件不充足，CSP 電站出力往往較低，但此時棄風電量較高，在CSP 電站同節(jié)點下安裝制氫設備并實現(xiàn)電轉氣兩階段運行，通過HFC 來補充CSP 電站在低谷時的電出力，從而保證CSP 電站注入系統(tǒng)節(jié)點全天候供電能力。而對于負荷高峰期，棄風時段對電轉氣過程熱能的回收使得白天可供CSP 電站調(diào)度的熱能增加，此時CSP 電站也能有更高的電出力，從而減少火電機組調(diào)峰壓力。

光熱-氫耦合的交互過程通過儲熱（thermal energy storage，TES）系統(tǒng)實現(xiàn)，系統(tǒng)可根據(jù)光熱-氫耦合的互補特性提升系統(tǒng)調(diào)度的靈活性：氫能的產(chǎn)生和利用階段都會產(chǎn)生可觀的熱能，分別對電解產(chǎn)生氫氣階段、甲烷化反應過程、HFC 產(chǎn)生的熱量進行回收，將其儲存在CSP 電站的儲熱系統(tǒng)中以便適時放熱增發(fā)電功率?；パa特性在調(diào)度的每個時段都是不同的，能夠根據(jù)具體的運行狀況做出調(diào)整：當系統(tǒng)對低碳性要求更高時，氫能可供火電機組進行CO2甲烷化反應從而降低系統(tǒng)碳排放量；當系統(tǒng)對經(jīng)濟性要求更高時，氫能又可用于燃料電池熱電聯(lián)產(chǎn)進而使系統(tǒng)獲得綠證收益。因此，系統(tǒng)可根據(jù)現(xiàn)有儲氫量進行氫能調(diào)度，自由地選擇氫能不同階段的利用比例從而兼顧低碳經(jīng)濟性。

1.1 CSP電站與風氫系統(tǒng)互補運行模型

電轉氣過程分為2 個階段：第一階段是氫能生成階段，電解槽消納棄風將電能轉化為氫能；第二階段是氫能利用階段，CO2甲烷化和HFC 熱電聯(lián)產(chǎn)。本文對電轉氣兩階段運行進行了詳細建模，細化HFC 熱電聯(lián)產(chǎn)特性并充分利用其與電解槽、甲烷化的供熱能力，構建了計及余熱回收的CSP 電站與風氫系統(tǒng)互補運行模型。

1.1.1 CSP電站模型

由圖1 可知，鏡場通過太陽輻射轉換收集熱能繼而加熱導熱介質(zhì)（heat-transfer fluid，HTF），TES根據(jù)不同時刻的負荷需求進行儲放熱，其儲熱功率由HTF 傳熱功率和電轉熱功率組成，而放熱功率和鏡場熱功率相配合，通過HTF 推動汽輪發(fā)電機發(fā)電，具體模型如下：

式中：Qgc，t為t時刻鏡場實際收集到的熱能；ηg-h為集熱鏡場的光-熱能量轉換效率；Agc為鏡場的面積；SDNI，t為t時刻太陽光輻射強度；ηcr為儲熱效率；Qd-h，t為t時刻電轉熱過程中傳輸至TES 的熱功率；ηfr為放 熱效率；QHTF-TES，t、QTES-HTF，t、Qfr，t、Qcr，t分 別為t時 刻HTF 輸 送 至TES 的 熱 能、TES 輸 送 至HTF 的 熱 能、TES總放熱功率和儲熱功率；ηh-d為熱-電能量轉換效率；QCSP，t為t時刻HTF 輸送至汽輪發(fā)電機的熱功率；PCSP，t為t時刻CSP電站輸出電功率。

1.1.2 電解槽模型

電解槽響應速度快，其簡化模型為［15］：

式中：PEL，t、QEL，t分別為t時刻電解槽的耗電功率和產(chǎn)熱功率；NH2，t為t時刻電解槽的產(chǎn)氫速率；HHHV為氫氣的高熱值；ηEL為電解槽的效率。

1.1.3 儲氫罐模型

儲氫系統(tǒng)在電解槽產(chǎn)氫的過程中將氫氣存儲在儲氫罐中，在發(fā)電過程中將氫氣輸送到燃料電池進行熱電聯(lián)供，儲氫罐容量、壓強表達式為：

式中：WH2，t、MH2，t分別為t時刻HFC 耗氫速率、甲烷化耗氫速率；EH2，t-1、Epa，t-1和EH2，t、Epa，t分別為t-1 時刻和t時刻儲氫罐容量、壓強；Δt為時間間隔；Tc為儲氫罐內(nèi)的溫度；V為儲氫罐自身容積；R為通用氣體常數(shù)。

1.1.4 HFC模型

HFC 在反應過程中提供的能斯特電壓Enernst伴隨著電壓損耗，其中包括活化極化過電壓損耗Eact、歐姆過電壓損耗Eohm和濃差過電壓損耗Econ，具體模型如下：

式中：T、Tb分別為HFC 的電堆溫度和標準溫度，單位為K；PH2、PO2、PH2O分別為氫氣在陽極表面的分壓、氧氣在陰極表面的分壓和水蒸氣分壓，對于某一給定設備時其為定值；ΔSb為標準大氣壓下對應的標準熵變值；F為法拉第常數(shù)；A1—A3為常數(shù)；AS為有效電池面積；J為所能承受最大的電流密度；Rint為內(nèi)部電阻，在溫度基本不變時其為固定值；n為氣體擴散層孔隙率的常數(shù)；m為表示電解質(zhì)傳導率的函數(shù)，表達式如式（5）所示。

本文運行溫度滿足60 ℃≤T≤95 ℃，故濃差過電壓損耗Econ可化簡為：

HFC采用串并聯(lián)的方式進行組合進而產(chǎn)生電功率，但電壓損耗產(chǎn)生的熱效應使得HFC 工作過程的總能量并未完全轉化為電能，一部分以熱能的形式產(chǎn)出，即HFC 的放熱功率，具體電熱輸出功率模型如下：

式中：Ecell為電池實際輸出電壓；N1為電池串聯(lián)數(shù)；M為氫氣摩爾質(zhì)量；E、I分別為電池輸出電壓、輸出電流；PFC、QFC分別為HFC輸出電功率、熱功率。

由此可知，HFC 自身的電熱功率受到耗氫速率WH2、電堆溫度T的影響。通過控制兩者的范圍可細化HFC的熱電聯(lián)產(chǎn)特性。

1.1.5 甲烷化模型

儲氫罐的容量變化能表示甲烷化反應過程中輸入的氫能，其表達式為：

式中：PMR，t為t時刻甲烷化反應過程中輸入的氫能；ΔMtan，t為t時刻甲烷化反應過程中儲氫罐變化的容量；LHHV為氫氣的低熱值。

甲烷化反應過程消耗CO2的同時伴隨著熱能的產(chǎn)生，具體模型如下：

式中：EMR，t為t時刻甲烷化反應消耗的CO2質(zhì)量；KMRCO2為CO2的消耗系數(shù)；QMR，t為t時刻甲烷化反應生成的熱量；K為熱能生成系數(shù)。

1.2 綠證-碳交易機制

綠證交易機制作為可再生能源配額制的政策補充，反映了可再生能源發(fā)電的消納情況。對于發(fā)電企業(yè)，消納指標由可再生能源發(fā)電量對總電量的占比表示［16］。政府規(guī)定對超過一定發(fā)電比例的新能源企業(yè)發(fā)放綠證，這些企業(yè)可將綠證在市場上進行出售從而獲得額外利潤。而對于常規(guī)火電機組發(fā)電企業(yè)而言，為限制碳排放量，對其收取超出碳排放額的碳交易成本，碳成本交易可分為常規(guī)碳交易和階梯式碳交易，階梯式碳交易不同于傳統(tǒng)碳交易形式，它將超出碳排放量配額的部分參與市場交易，并將定價機制分為多個購買區(qū)間，根據(jù)碳排放量所處區(qū)間位置進行相應的購價。基于上述對發(fā)電企業(yè)獎懲機制的分析，具體綠證-碳交易聯(lián)合市場模型如附錄A式（A1）—（A4）所示。

2 考慮CSP 電站與風氫系統(tǒng)互補的低碳經(jīng)濟調(diào)度模型

2.1 目標函數(shù)

本文研究短時間尺度下日前低碳經(jīng)濟調(diào)度優(yōu)化問題，綜合考慮火電機組運行成本C1、CSP 電站運行成本C2、電轉熱凈運行成本C3、綠證-碳交易成本C4和風電運維成本C5，以最小化總成本F為調(diào)度目標，其表達式如下：

1）火電機組運行成本C1。

式中：Td為調(diào)度周期；NG為火電機組臺數(shù)；Ui，t為t時刻第i臺火電機組的運行狀態(tài)，Ui，t=1 表示機組處于運行狀態(tài)，Ui，t=0 表示機組處于停機狀態(tài)；Pi，t為t時刻第i臺火電機組出力；Si為第i臺火電機組啟停成本；ai、bi、ci為第i臺火電機組煤耗成本系數(shù)。

2）CSP電站運行成本C2。

式中：UCSP，t為t時刻CSP電站運行狀態(tài)，UCSP，t=1表示CSP 電站處于啟動狀態(tài)，UCSP，t=0 表示CSP 電站處于停機狀態(tài)；KCSP、SCSP分別為CSP 電站發(fā)電成本、啟停成本系數(shù)。

3）電轉熱凈運行成本C3。

傳統(tǒng)電轉熱環(huán)節(jié)由EH實現(xiàn)，其成本為：

式中：KEH為EH 電熱轉換成本系數(shù)；PEH，t為t時刻EH的耗電功率。

引入電轉氣兩階段運行替代EH，此時電轉熱凈運行成本分為如下兩部分：電轉熱成本和甲烷收益。其中電轉熱成本包括電解槽費用、儲氫費用、HFC發(fā)電費用。故電轉熱凈運行成本表達式如下：

式中：CEL、CH、CFC、CCH4分別為電解槽費用、儲氫費用、HFC 發(fā)電費用、甲烷收益；KEL、KH、KFC分別為電解水成本系數(shù)、儲氫成本系數(shù)、HFC 發(fā)電成本系數(shù)；PEL，t、HS，t、PFC，t分別為t時刻電解功率、儲氫罐中的氫氣質(zhì)量、HFC 輸出電功率；KCH4、KMR、ηMR分別為所售甲烷成本系數(shù)、甲烷化成本系數(shù)、甲烷化效率；VCH4，t為t時刻制得的甲烷體積。

4）綠證-碳交易成本C4。

式中：Ccar為碳交易費用；Cg為綠證收益。

5）風電運維成本C5。

式中：Kw為風電運維成本系數(shù)；P為t時刻風電機組的預測出力。

2.2 約束條件

1）功率平衡約束。

式中：P為t時刻風電向電網(wǎng)注入的總電功率；Pload，t為t時刻電負荷功率。

2）儲氫罐的內(nèi)部壓強約束。

式中：E為儲氫罐內(nèi)部所能承受的最大壓強。

3）電轉熱功率約束。

4）電轉氣兩階段運行約束。

甲烷化耗氫速率約束為：

HFC運行溫度約束為：

式中：Tmax、Tmin分別為HFC工作溫度最大、最小值。

5）TES運行約束。

t時刻TES 的儲熱量ETES，t不能突破自身最大容量，且TES 要求充放熱不能同時進行，調(diào)度周期結束后TES 儲熱量ETES，T恢復到初始調(diào)度時刻儲熱量ETES，0，即：

式中：μ為TES 的折損程度分別為TES 最大、最小容量；ufr，t、ucr，t分別為t時刻TES 放熱、儲熱狀態(tài)；Qcr，t、Qfr，t分別為t時刻TES儲熱、放熱功率。

TES充放熱均有最大、最小功率限制，即：

6）風電運行約束。

式中：P為t時刻風電負荷功率。除上述約束，還需滿足一些常見約束，包括各發(fā)電設備輸出功率約束和機組爬坡約束、機組啟停時間約束、直流潮流約束，具體表達式分別見附錄A式（A5）—（A7）。

2.3 模型線性化求解

本文建立的模型為混合整數(shù)非線性優(yōu)化模型，故需對其進行線性化處理，并采用CPLEX 求解器進行求解。式（7）中PFC、QFC表達式包含2 個變量相乘，采用McCormick 方法進行線性化［17］，此外階梯碳交易部分也需采用分段線性的方法處理，具體公式見附錄A式（A8）和式（A9）。

3 算例分析

本文基于改進的IEEE 30 節(jié)點系統(tǒng)進行算例仿真分析，在節(jié)點2 處接入CSP 電站和電轉氣設備，在節(jié)點3、11、16 處接入風電，并將與CSP 電站相連接的支路容量擴建至130 MW。G1、G5、G8、G13 為常規(guī)火電燃煤機組，其參數(shù)見附錄B 表B1，碳排放量配額系數(shù)為0.7 t／（MW·h），天然氣價格收益取值為3.5 元／m3。CSP 電站參數(shù)見附錄B 表B2，運行成本參數(shù)見附錄B 表B3，燃料電池模型參數(shù)見附錄B 表B4。電負荷、風電出力、SDNI預測曲線見附錄B 圖B1，系統(tǒng)拓撲圖見附錄B圖B2。

3.1 電轉熱環(huán)節(jié)的影響分析

本文對CSP電站與風氫系統(tǒng)的互補運行進行優(yōu)化求解，選取24 h為一個周期、1 h為步長進行仿真。針對綠證-碳交易聯(lián)合市場背景提出了如下4 種場景，并在場景1中針對引言部分提及的EH 運行成本影響進行了分析，具體分析見附錄C。

場景1：采用傳統(tǒng)CSP電站與EH聯(lián)合運行。

場景2：采用CSP 電站與風氫系統(tǒng)互補運行，回收利用HFC 和電解槽工作過程的熱量，但未考慮CO2甲烷化過程。

場景3：在場景2 的基礎上考慮CO2甲烷化過程，但未對CO2甲烷化過程產(chǎn)生的熱量進行利用。

場景4：在場景3 的基礎上考慮CO2甲烷化過程的熱量。

場景1 — 4 下的調(diào)度結果分別見附錄D 圖D1 —D4。不同場景下的仿真結果對比如表1所示。

表1 不同場景下的仿真結果對比Table 1 Comparison of simulative results under different scenarios

場景1 采用EH 來消納棄風，較高的EH 成本使其電轉熱功率不高，棄風消納效果不佳。由表1 可知，場景2 相較于場景1，碳排放量減少了29 t，總成本減少了18.47 萬元，棄風率減少了5.83 %，主要原因是場景2 改變了電轉熱的方式，即利用HFC 熱電聯(lián)供代替?zhèn)鹘y(tǒng)的EH 電轉熱形式，但場景2 僅采用了HFC 發(fā)電的形式并且未考慮CO2甲烷化，這使得電解制得的氫能只能通過HFC 發(fā)電進行消耗，而HFC 因受限于運行狀況對氫能的消耗也是有限的，加之沒有考慮甲烷收益，此時整體棄風率仍然較高，為21.62 %。相較于場景2，場景3 將氫能消耗階段細分CO2甲烷化和HFC 運行，即氫能一部分轉化為HFC 出力，另一部分與火電機組產(chǎn)生的CO2進行反應，因此系統(tǒng)棄風減少了19.57 %，碳排放量減少了201 t，碳交易成本減少了1.82萬元，綠證收益增加了9.56 萬元，總成本減少了16.5 萬元。這說明兩階段運行對減少棄風、降低碳排放量、提高系統(tǒng)經(jīng)濟效益具有顯著作用。場景4 充分利用HFC、電解槽與甲烷化三部分的供熱能力，高負荷時段儲熱、低負荷時段放熱，CSP 電站出力增加，此時CSP 電站中TES 充放熱情況見附錄D 圖D5。相較于場景3，場景4 實現(xiàn)了電能-氫能-熱能的互補調(diào)度。此時系統(tǒng)棄風率維持在一個較低水平，線路容量限制著棄風的進一步減少。同時，場景4 考慮了CO2甲烷化過程，即通過售賣甲烷氣體獲得收益來抵消一部分成本，這使得場景4 下的電轉熱凈運行成本相較于場景1 減少了7.24萬元。

以場景4 為基礎，分析不同熱回收方式對系統(tǒng)運行的影響：方式1，僅HFC 熱回收；方式2，電解槽、HFC 熱回收；方式3，多能熱回收。具體系統(tǒng)效益對比見表2。

表2 不同熱回收方式下系統(tǒng)效益對比Table 2 Comparison of system benefits under different heat recovery conditions

由表2 可知，相較于多能熱回收方式，其他2 種熱回收方式下系統(tǒng)低碳經(jīng)濟效益不佳，主要原因是多能熱回收形式下HFC、電解槽與甲烷化三部分熱量儲存在儲熱裝置中，CSP 電站可調(diào)度的電能增加，火電機組出力減少，綠證收益增加，碳交易成本降低。由此可說明，本文所提CSP 電站與風氫系統(tǒng)互補運行方式在兼顧系統(tǒng)運行經(jīng)濟性的同時，有效地限制了碳排放量。

3.2 綠證-碳交易聯(lián)合市場機制分析

1）考慮階梯式碳交易的影響分析。

為了進一步挖掘系統(tǒng)減排潛力，引入階梯式碳交易機制，分為如下2 種場景：場景5、場景6 分別在場景3、場景4的基礎上將目標函數(shù)中的常規(guī)碳交易成本換成階梯式碳交易成本。在該算例中，階梯式碳交易基價設為120 元／t，碳稅增長率為0.1，碳交易區(qū)間長度為120 t，場景5、場景6 下調(diào)度結果分別見附錄D圖D6和圖D7。

考慮階梯式碳交易機制后各仿真結果對比如表3所示。

表3 考慮階梯式碳交易機制后各仿真結果對比Table 3 Comparison of simulative results after considering ladder-type carbon trading mechanism

對比表1和表3可知，場景5相較于場景3，碳排放量減少了14 t，碳交易成本增加了1.33 萬元，場景6相較于場景4，碳排放量增加了15 t，碳交易成本增加了1.25 萬元，其原因是階梯式碳交易提高了碳交易成本，增加了碳交易成本在總成本的比重，使得碳排放量要求更為嚴格。可以說明對于本文所提系統(tǒng)，階梯式碳交易機制能夠通過增加碳相關成本的方式來減少系統(tǒng)的碳排放量。另外，本文還探究了階梯式碳交易參數(shù)的影響作用，具體分析過程見附錄E。

2）考慮綠證-碳交易聯(lián)合作用的影響分析。

為探究綠證-碳交易聯(lián)合運行機理對系統(tǒng)效益的影響，以場景4 下CSP 電站和風氫系統(tǒng)互補運行為前提，設置了如下3 種場景：場景7，不考慮綠證-碳交易聯(lián)合市場；場景8，僅考慮碳交易市場；場景9，僅考慮綠證市場。場景7 — 9 下調(diào)度結果分別見附錄F圖F1 — F3。

不同市場機理下各仿真結果對比如表4所示。

表4 不同市場機理下仿真結果對比Table 4 Comparison of simulative results under different market mechanisms

由表4可知，場景7既沒有考慮綠證市場也沒有考慮碳交易市場，為使得系統(tǒng)總運行成本最小，該場景下電轉氣氫能消耗階段中甲烷收益較大，故電轉熱運行成本較低，但此時沒有碳交易成本的約束，碳排放量最高。相比于場景7，場景8增加了碳交易成本，該場景下碳排放量下降，主要原因有2 點：一是火電機組加入碳交易市場后出力減少；二是碳交易成本要求系統(tǒng)碳排放水平下降，CO2甲烷化程度加大。此時甲烷收益最大，電轉熱運行成本最小。相比于場景7，場景9 考慮了綠證交易市場，增加了綠證收益約束。此時為獲得綠證收益以減少總運行成本，系統(tǒng)發(fā)電形式更傾向于新能源發(fā)電，這使得該場景下火電機組出力減少，CSP電站和HFC出力增加，從發(fā)電側直接減排的角度限制了CO2的產(chǎn)出，故場景9 的碳排量水平最低。同時，為獲得高額的綠證收益，場景9下電轉氣氫能消耗階段中CO2甲烷化程度最小，加之燃料電池的高額發(fā)電費用，致使該場景下電轉熱運行成本最高。

綜上，由場景7 — 9 下的調(diào)度結果可以看出：不考慮綠證市場情況下，為追求系統(tǒng)運行利益最大化，氫能更傾向于進行CO2甲烷化而不供應燃料電池發(fā)電。場景4 考慮了綠證-碳交易聯(lián)合市場，該場景下碳交易成本約束火電機組出力，CO2甲烷化水平提高，而綠證收益又兼顧了燃料電池發(fā)電和CSP 電站熱量回收發(fā)電，兩者進一步降低總碳排放量，系統(tǒng)綜合效益最高。

3.3 光熱-氫耦合對系統(tǒng)的提升作用

本文采用光熱-氫耦合互補調(diào)度方式，即將燃料電池的熱能傳輸至CSP 電站儲熱系統(tǒng)中，以實現(xiàn)光熱-氫耦合，下面對光熱-氫耦合的提升作用進行分析。光熱-氫耦合前后出力變化情況如圖2所示。

圖2 光熱-氫耦合前、后出力變化Fig.2 Variation of output before and after photothermal-hydrogen coupling

由圖2 可知，相較于光熱-氫耦合前，耦合情況下HFC總電出力增加了131.4 MW，即增發(fā)了37.6 %，然而耦合情況下HFC 總熱出力減少了53.1 MW，即減產(chǎn)了20.6 %。HFC 總電出力增加、熱出力減少的原因有2 點：第一，熱電轉換效率較低僅為0.4，此時HFC 選擇直接多發(fā)電，而不會通過提高熱出力間接將熱能轉化為CSP 電站的電出力；第二，根據(jù)式（7）可知HFC 自身的熱電聯(lián)產(chǎn)特性使其電熱出力呈負相關。同時，光熱-氫耦合前HFC 與CSP 電站失去了聯(lián)系，無法對電制氫-儲氫罐-HFC 工作過程中的熱量進行利用，CSP 電站無更多可調(diào)度的電能，這使得CSP電站總電出力減少了280.8 MW，即減發(fā)了55.7 %。綜合上述分析，光熱-氫耦合對提升系統(tǒng)低碳性能具有積極作用。

3.4 燃料電池發(fā)電經(jīng)濟性影響分析

雖然氫能利用技術成本高，但隨著其投資成本的降低、運行效率的提高、競爭性能源市場的逐步開放和完善、適當程度的政策性支持，其經(jīng)濟性會得到改善［18］。下面對不同參數(shù)下燃料電池發(fā)電經(jīng)濟性進行分析。

1）綠證價格對發(fā)電經(jīng)濟性的影響。

鑒于本文所提聯(lián)合市場，新能源發(fā)電企業(yè)從綠證交易市場獲得相應的收益。在本文提出的電轉氣兩階段運行框架下，在不同綠證價格下，對HFC 的經(jīng)濟性進行探究，結果如圖3所示。

圖3 不同綠證價格下的系統(tǒng)運行結果Fig.3 Operating results of system under different green certificate prices

由圖3 可知：當綠證價格較低時，系統(tǒng)更傾向于氫制甲烷獲得收益以使得總運行成本降低，HFC 獲得的綠證收益低于發(fā)電過程花費的電轉熱成本，HFC 發(fā)電經(jīng)濟性不佳；但隨著綠證價格的提高，HFC的綠證收益逐漸可觀，氫制甲烷雖放緩但仍然同步進行，兩者獲得的收益使得系統(tǒng)總成本迅速下降；當綠證價格進一步升高時，HFC 發(fā)電獲得的綠證收益高于發(fā)電花費的成本，進入盈利階段，此時電制甲烷收益趨于穩(wěn)定。

2）電制氫效率對發(fā)電經(jīng)濟性的影響。

下面以綠證市場為前提，分別以高綠證價格和低綠證價格為假設探究電制氫效率對燃料電池發(fā)電經(jīng)濟性的影響，具體如圖4所示。

圖4 高、低綠證價格下電制氫效率對系統(tǒng)收益的影響Fig.4 Effect of hydrogen production efficiency on system benefit under high and low green certificate prices

由圖4（a）可知：當電制氫效率較低時，HFC發(fā)電的綠證收益與甲烷收益之和仍小于其發(fā)電的電轉熱成本。此時HFC 發(fā)電無法在經(jīng)濟方面有盈余；當效率超過0.55后，HFC的運行收益大于其運行成本，具備一定的經(jīng)濟性。這表明在高綠證價格情況下，即使電制氫效率不高也能保證一定的經(jīng)濟性。而在圖4（b）所示的低綠證價格情況下，電轉熱成本減少且保持穩(wěn)定，這是因為HFC 發(fā)電費用大于甲烷化成本，系統(tǒng)更傾向于進行價格更低且能獲得收益的甲烷化反應。同時，低綠證價格和低電制氫效率使得HFC 不具備經(jīng)濟性。即使是在電制氫效率較高時HFC發(fā)電也只能借助甲烷化反應獲得收益來彌補經(jīng)濟上的虧損。因此當綠證價格較低時，氫能會優(yōu)先進行甲烷化反應從而獲得甲烷收益，當效率較高即在0.8 以上時，采用HFC 發(fā)電和甲烷化裝置才能保證經(jīng)濟運行。

本文提到的燃料電池發(fā)電是以綠證交易為前提的，同時考慮了運行過程中甲烷化過程帶來的收益。綜合考慮這2 點后，燃料電池發(fā)電具有一定經(jīng)濟性。但若是從燃料電池獨立經(jīng)濟運行的角度出發(fā)，當前階段發(fā)電經(jīng)濟性尚無法保證。隨著國家對新能源發(fā)電企業(yè)的相關激勵政策的出臺和電制氫技術的不斷成熟，未來燃料電池運行經(jīng)濟性會得到進一步改善。

4 結論

為提高電力系統(tǒng)的低碳經(jīng)濟效益，本文綜合考慮綠證-碳交易聯(lián)合市場，構建了CSP 電站與風氫系統(tǒng)互補運行優(yōu)化模型，分析了電制氫兩階段運行和不同碳交易機制下系統(tǒng)碳排放量和總成本的情況，算例結果表明：

1）EH 運行成本的提高使得CSP 電站低碳經(jīng)濟效益降低，采用電轉氣兩階段運行替代傳統(tǒng)電轉熱環(huán)節(jié)能夠使得系統(tǒng)碳排放量下降了8.89 %，總成本減少了29.01 %，驗證了本文所提低碳經(jīng)濟調(diào)度策略的可行性；

2）在本文提出的CSP電站和風氫系統(tǒng)的互補運行框架下，對電轉氣兩階段運行、甲烷化過程產(chǎn)生的熱量進行利用，提高了CSP 電站29.11 % 的電出力，在實現(xiàn)促進風能高品質(zhì)利用的同時增強了系統(tǒng)可調(diào)度靈活性；

3）本文提出的綠證-碳交易聯(lián)合市場使得調(diào)度周期棄風率下降了6.01 %，這對于未來構建高比例風能電力系統(tǒng)、促進新能源發(fā)展具有重要意義。

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