本發(fā)明涉及電力技術(shù)，具體的講是一種風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的優(yōu)化方法及裝置。

背景技術(shù)：

風電作為可大規(guī)模集中和分散利用的清潔可再生能源，在國民經(jīng)濟和能源供給中占據(jù)重要地位。截至2015年，全國范圍內(nèi)的新能源并網(wǎng)裝機容量合計達到16988萬千瓦，其中風電累計裝機容量達12830萬千瓦，占總裝機容量的8.5％，當年新增裝機容量3144萬千瓦，同比增加51.7％。

在風電高速發(fā)展的過程中，風電消納面臨諸多挑戰(zhàn)。風電的自身特性、風電場的地域分布以及電網(wǎng)的傳輸能力在不同程度上加劇了風電消納問題。第一，風電輸出具有間歇性、隨機性及不確定性等特點，對系統(tǒng)的穩(wěn)定性影響大，對系統(tǒng)的調(diào)峰能力需求大，為保證電網(wǎng)安全，該特性直接制約了風電入網(wǎng)量；第二，立足于我國國情，風電場大規(guī)模集群建設(shè)，且多位于電網(wǎng)末端，遠離負荷中心，當?shù)仉娏π枨笮∮陲L電出力；第三，風電送出受限，相較于迅猛發(fā)展的風電場，當?shù)氐碾娋W(wǎng)建設(shè)相對落后，導致實際送出能力小于額定送出功率。

現(xiàn)有技術(shù)中，通過能量存儲的方式，可以減小風電出力的波動性，降低其對電網(wǎng)的沖擊，促進電網(wǎng)消納風電。風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)，結(jié)合電解水制氫和新能源出力，其中電解水制氫技術(shù)成熟，工業(yè)化體系完備，同時，其產(chǎn)物氫氣，作為可再生能源，清潔高效，具有巨大的研究價值與市場潛力。本發(fā)明充分考慮新能源出力的隨機特性，通過利用氫能作為緩沖氫氣成為副產(chǎn)品的方式，有效平衡各時段的新能源出力，優(yōu)化能量之間的轉(zhuǎn)換量，量化分析增添氫氣儲能系統(tǒng)后的系統(tǒng)收益與新能源消納水平。就調(diào)研結(jié)果顯示，目前國內(nèi)尚未有針對風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的日運行調(diào)度方法及其評估方案的提出與應用。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

為考慮新能源出力的隨機特性，通過利用氫能作為緩沖氫氣成為副產(chǎn)品的方式，有效平衡各時段的新能源出力，優(yōu)化能量之間的轉(zhuǎn)換量，量化分析增添氫氣儲能系統(tǒng)后的系統(tǒng)收益與新能源消納水平。本發(fā)明實施例提供了一種風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的優(yōu)化方法，風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)包括風電場、電網(wǎng)以及氫氣儲能系統(tǒng)，所述的方法包括：

根據(jù)風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的能量轉(zhuǎn)換及氫氣儲能系統(tǒng)的時序遞推約束建立風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化模型；

根據(jù)建立的風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化模型與電網(wǎng)參數(shù)中的各時段電網(wǎng)的電價、氫氣價格、偏離計劃輸電的懲罰成本確定風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型；根據(jù)所述風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型優(yōu)化風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)中電能與氫能在電網(wǎng)和制氫系統(tǒng)中的轉(zhuǎn)化量；

調(diào)整所述風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型中的風電出力，分析引入制氫系統(tǒng)后電網(wǎng)的新能源消納情況及風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的經(jīng)濟指標；

根據(jù)電網(wǎng)參數(shù)常量和分析獲得的引入制氫系統(tǒng)后電網(wǎng)的新能源消納情況及風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的經(jīng)濟指標優(yōu)化風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的系統(tǒng)參數(shù)。

本發(fā)明實施例中，所述根據(jù)風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的能量轉(zhuǎn)換及氫氣儲能系統(tǒng)的時序遞推約束建立風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化模型包括：

定量分析所述風電場、電網(wǎng)、氫氣儲能系統(tǒng)之間的能量轉(zhuǎn)化量；

建立所述氫氣儲能系統(tǒng)內(nèi)部的能量轉(zhuǎn)換關(guān)系；

建立氫氣儲能系統(tǒng)的氫氣存儲量的時序遞推約束。

本發(fā)明實施例中，所述定量分析所述風電場、電網(wǎng)、氫氣儲能系統(tǒng)之間的能量轉(zhuǎn)化量包括：

根據(jù)對各時段終端負荷的預測，確定風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的計劃出力：

式(1)中，t表示時間序列，t＝0,1,2,…,T，表示風氫耦合發(fā)電t時段系統(tǒng)計劃出力，單位kW，表示t時段電網(wǎng)終端負荷的估計值，單位kW，η表示系統(tǒng)出力承擔電網(wǎng)負荷的比例，0≤η≤1；

建立風電場、電網(wǎng)與氫氣儲能系統(tǒng)之間的平衡約束，包括：電網(wǎng)供需平衡約束、風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的功率平衡約束以及氫氣供需平衡約束；其中，

所述電網(wǎng)供需平衡約束：

式(2)中，表示t時段除風電出力以外的其他機組出力，單位kW，表示t時段風電場輸入電網(wǎng)出力，單位kW，表示t時段電網(wǎng)終端負荷，單位kW；

風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的功率平衡約束：

式(3)中，k表示情景序列，代表風電出力的隨機性，k＝0,1,2,…,K，表示情景k時段t下燃料電池出力，單位kW，表示情景k時段t下風電場出力，單位kW，表示情景k時段t下風電場輸入電解槽出力，單位kW，表示情景k時段t下壓縮機能耗，單位kW，表示情景k時段t下的棄風量，單位kW；

所述氫氣供需平衡約束：

式(4)中，表示情景k時段t下其他來源氫氣在標準狀態(tài)下的體積，表示情景k時段t系統(tǒng)售出氫氣在標準狀態(tài)下的體積，表示情景k時段t下氫氣需求在標準狀態(tài)下的體積。

本發(fā)明實施例中，所述建立所述氫氣儲能系統(tǒng)內(nèi)部的能量轉(zhuǎn)換關(guān)系包括：

建立電解水制氫的能量轉(zhuǎn)換方程：

式(5)中，表示情景k時段t下電解槽制造標準狀態(tài)下的氫氣體積，η_e表示電解槽轉(zhuǎn)換效率，HHV表示氫氣高熱值；其中，滿足式(6)：

在式(6)中，為電解槽參數(shù)變量，取0-1，取0時表示電解槽當前時段不工作，而取1時則表示電解槽在當前時段工作，表示電解槽的額定功率，表示最低穩(wěn)定運行功率；

建立壓縮機工作功率消耗方程：

在式(7)中，a和b均為常數(shù)，為k時段t下壓縮機能耗；

建立燃料電池發(fā)電的能量轉(zhuǎn)換方程：

在式(8)中，表示情景k時段t下燃料電池耗費標準狀態(tài)下的氫氣體積，Δt表示時段t的時長，η_f表示燃料電池轉(zhuǎn)換效率；其中，滿足式(9)：

在式(9)中，為燃料電池變量，取0-1，取0時表示燃料電池當前時段不工作，取1時表示燃料電池當前時段工作，表示電解槽的額定功率，表示最低穩(wěn)定運行功率。

本發(fā)明實施例中，所述建立氫氣儲能系統(tǒng)的氫氣存儲量的時序遞推約束包括：

建立氫氣存儲量、氫氣制備量、氫氣消耗量以及氫氣售出量的遞推方程：

在式(10)中，V_t,k表示情景k時段t下氫氣存儲量，V_t+1,k為情景k時段t+1下氫氣存儲量。

本發(fā)明實施例中，所述方法還包括確定各變量的上下限約束關(guān)系：

任意時段上網(wǎng)電量受到輸電線路容量以及電網(wǎng)負荷的綜合約束：

在式(11)中，P^TS表示輸電線路容量；

任意時段的氫氣存儲量受到其容量限制，滿足：

在式(12)中，V_max為氫氣儲存容量約束；

任意時段售出氫氣受到氫氣運力、氫氣存儲量以及氫氣需求的綜合約束：

在式(13)中，V^TS表示氫氣運輸容量上限；

優(yōu)化模型中的其他變量也均為非負變量，滿足式(14)。

本發(fā)明實施例中，所述根據(jù)建立的風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化模型與電網(wǎng)參數(shù)中的各時段電網(wǎng)的電價、氫氣價格、偏離計劃輸電的懲罰成本確定風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型包括：

以最大化風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益為目標函數(shù)，根據(jù)建立的風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化模型與電網(wǎng)參數(shù)中的各時段電網(wǎng)的電價、氫氣價格、偏離計劃輸電的懲罰成本確定風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型：

式(15)中，表示t時段的上網(wǎng)電價；

表示凈上網(wǎng)電量的售電收益；

ξ_k表示情景k出現(xiàn)的概率；

表示t時段氫氣價格；

表示售出氫氣的收益；

q^S表示偏離計劃輸電的懲罰因子；

表示偏離計劃輸電的懲罰成本。

本發(fā)明實施例中，所述調(diào)整所述風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型中的風電出力，分析引入制氫系統(tǒng)后電網(wǎng)的新能源消納情況及風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的經(jīng)濟指標包括：

調(diào)整所述風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型中的風電出力，比較風電場獨立運行與風氫耦合發(fā)電下的系統(tǒng)收益和跟隨特性；

根據(jù)所述風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化模型和風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型，利用確定性模型量化分析風電出力預測對風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的價值，其中，所述的確定性模型為：

其中，為時段t售出氫氣在標準狀態(tài)下的體積。

本發(fā)明實施例中，所述的決策變量包括：

表示t時段風電場輸入電網(wǎng)出力；

表示情景k時段t下風電場輸入電解槽出力；

表示情景k時段t下燃料電池出力；

表示情景k時段t下的棄風量；

為0-1變量，取0時表示電解槽當前時段不工作，而取1時則表示電解槽在當前時段工作；

為0-1變量，取0時表示燃料電池當前時段不工作，取1時表示燃料電池當前時段工作；

表示情景k時段t系統(tǒng)售出氫氣在標準狀態(tài)下的體積；

V_t,k，表示情景k時段t下氫氣存儲量；

表示情景k時段t下壓縮機能耗；

表示t時段除風電出力以外的其他機組出力；

表示情景k時段t下其他來源氫氣在標準狀態(tài)下的體積；

表示情景k時段t下電解槽制造標準狀態(tài)下的氫氣體積；

表示情景k時段t下燃料電池耗費標準狀態(tài)下的氫氣體積；

所述的電網(wǎng)參數(shù)常量包括：

表示t時段系統(tǒng)計劃出力；

表示t時段電網(wǎng)終端負荷的估計值；

表示t時段電網(wǎng)終端負荷；

表示情景k時段t下風電場出力；

表示情景k時段t下氫氣需求在標準狀態(tài)下的體積；

η_e表示電解槽轉(zhuǎn)換效率；

η_f表示燃料電池轉(zhuǎn)換效率；

HHV表示氫氣高熱值；

表示電解槽的額定功率；

表示最低穩(wěn)定運行功率；

表示燃料電池的額定功率；

表示最低穩(wěn)定運行功率；

表示風電場外送電能的能力；

V_max為氫氣儲存容量約束；

表示氫氣外送能力。

本發(fā)明實施例中，根據(jù)電解槽的額定功率和燃料電池的額定功率分別調(diào)整電解槽容量和燃料電池容量，定量分析風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)，分別確定電解槽容量和燃料電池容量對系統(tǒng)收益和跟隨特性的影響，優(yōu)化選擇電解槽容量和燃料電池容量。

同時，本發(fā)明還公開一種風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的優(yōu)化裝置，裝置包括：

優(yōu)化模型建立模塊，用于根據(jù)風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的能量轉(zhuǎn)換及氫氣儲能系統(tǒng)的時序遞推約束建立風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化模型；

收益模型建立模塊，用于根據(jù)建立的風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化模型與電網(wǎng)參數(shù)中的各時段電網(wǎng)的電價、氫氣價格、偏離計劃輸電的懲罰成本確定風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型；轉(zhuǎn)換量優(yōu)化模塊，用于根據(jù)所述風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型優(yōu)化風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)中電能與氫能在電網(wǎng)和制氫系統(tǒng)中的轉(zhuǎn)化量；

調(diào)整分析模塊，用于調(diào)整所述風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型中的風電出力，分析引入制氫系統(tǒng)后電網(wǎng)的新能源消納情況及風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的經(jīng)濟指標；

變量優(yōu)化模塊，根據(jù)電網(wǎng)參數(shù)常量和分析獲得的引入制氫系統(tǒng)后電網(wǎng)的新能源消納情況及風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的經(jīng)濟指標優(yōu)化風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的決策變量。

本發(fā)明實施例中，所述優(yōu)化模型建立模塊包括：

定量分析單元，定量分析所述風電場、電網(wǎng)、氫氣儲能系統(tǒng)之間的能量轉(zhuǎn)化量；

轉(zhuǎn)換關(guān)系建立單元，用于建立所述氫氣儲能系統(tǒng)內(nèi)部的能量轉(zhuǎn)換關(guān)系；

約束關(guān)系建立單元，用于建立氫氣儲能系統(tǒng)的氫氣存儲量的時序遞推約束。

本發(fā)明實施例中，所述定量分析單元定量分析所述風電場、電網(wǎng)、氫氣儲能系統(tǒng)之間的能量轉(zhuǎn)化量包括：

根據(jù)對各時段終端負荷的預測，確定風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的計劃出力：

式(1)中，t表示時間序列，t＝0,1,2,…,T，表示風氫耦合發(fā)電t時段系統(tǒng)計劃出力，單位kW，表示t時段電網(wǎng)終端負荷的估計值，單位kW，η表示系統(tǒng)出力承擔電網(wǎng)負荷的比例，0≤η≤1；

建立風電場、電網(wǎng)與氫氣儲能系統(tǒng)之間的平衡約束，包括：電網(wǎng)供需平衡約束、風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的功率平衡約束以及氫氣供需平衡約束；其中，

所述電網(wǎng)供需平衡約束：

式(2)中，表示t時段除風電出力以外的其他機組出力，單位kW，表示t時段風電場輸入電網(wǎng)出力，單位kW，表示t時段電網(wǎng)終端負荷，單位kW；

風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的功率平衡約束：

式(3)中，k表示情景序列，代表風電出力的隨機性，k＝0,1,2,…,K，表示情景k時段t下燃料電池出力，單位kW，表示情景k時段t下風電場出力，單位kW，表示情景k時段t下風電場輸入電解槽出力，單位kW，表示情景k時段t下壓縮機能耗，單位kW，表示情景k時段t下的棄風量，單位kW；

所述氫氣供需平衡約束：

式(4)中，表示情景k時段t下其他來源氫氣在標準狀態(tài)下的體積，表示情景k時段t系統(tǒng)售出氫氣在標準狀態(tài)下的體積，表示情景k時段t下氫氣需求在標準狀態(tài)下的體積。

本發(fā)明實施例中，所述轉(zhuǎn)換關(guān)系建立單元建立所述氫氣儲能系統(tǒng)內(nèi)部的能量轉(zhuǎn)換關(guān)系包括：

建立電解水制氫的能量轉(zhuǎn)換方程：

式(5)中，表示情景k時段t下電解槽制造標準狀態(tài)下的氫氣體積，η_e表示電解槽轉(zhuǎn)換效率，HHV表示氫氣高熱值；其中，滿足式(6)：

在式(6)中，為表示電解槽工作狀態(tài)的參數(shù)變量，取0-1，取0時表示電解槽當前時段不工作，而取1時則表示電解槽在當前時段工作，表示電解槽的額定功率，表示最低穩(wěn)定運行功率；

建立壓縮機工作功率消耗方程：

在式(7)中，a和b均為常數(shù)，為情景k時段t下壓縮機功率；

建立燃料電池發(fā)電的能量轉(zhuǎn)換方程：

在式(8)中，表示情景k時段t下燃料電池耗費標準狀態(tài)下的氫氣體積，Δt表示時段t的時長，η_f表示燃料電池轉(zhuǎn)換效率；其中，滿足式(9)：

在式(9)中，為表示燃料電池工作狀態(tài)的變量，取0-1，取0時表示燃料電池當前時段不工作，取1時表示燃料電池當前時段工作，表示電解槽的額定功率，表示最低穩(wěn)定運行功率。

本發(fā)明實施例中，所述約束關(guān)系建立單元建立氫氣儲能系統(tǒng)的氫氣存儲量的時序遞推約束包括：

建立氫氣存儲量、氫氣制備量、氫氣消耗量以及氫氣售出量的遞推方程：

在式(10)中，V_t,k表示情景k時段t下氫氣存儲量，V_t+1,k為情景k時段t+1下氫氣存儲量。

本發(fā)明實施例中，所述優(yōu)化模型建立模塊還包括

上下限模塊確定單元，用于確定各變量的上下限約束關(guān)系，所述的上下限的約束關(guān)系包括：

任意時段上網(wǎng)電量受到輸電線路容量以及電網(wǎng)負荷的綜合約束：

在式(11)中，P^TS表示輸電線路容量；

任意時段的氫氣存儲量受到其容量限制，滿足：

在式(12)中，V_max為氫氣儲存容量約束；

任意時段售出氫氣受到氫氣運力、氫氣存儲量以及氫氣需求的綜合約束：

在式(13)中，V^TS表示氫氣運輸容量上限；

優(yōu)化模型中的其他變量也均為非負變量，滿足式(14)。

本發(fā)明實施例中，所述收益模型建立模塊根據(jù)建立的風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化模型與電網(wǎng)參數(shù)中的各時段電網(wǎng)的電價、氫氣價格、偏離計劃輸電的懲罰成本確定風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型包括：

以最大化風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益為目標函數(shù)，根據(jù)建立的風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化模型與電網(wǎng)參數(shù)中的各時段電網(wǎng)的電價、氫氣價格、偏離計劃輸電的懲罰成本確定風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型：

式(15)中，表示t時段的上網(wǎng)電價；

表示凈上網(wǎng)電量的售電收益；

ξ_k表示情景k出現(xiàn)的概率；

表示t時段氫氣價格；

表示售出氫氣的收益；

q^S表示偏離計劃輸電的懲罰因子；

表示偏離計劃輸電的懲罰成本。

本發(fā)明實施例中，所述調(diào)整分析模塊調(diào)整所述風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型中的風電出力，分析引入制氫系統(tǒng)后電網(wǎng)的新能源消納情況及風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的經(jīng)濟指標包括：

調(diào)整所述風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型中的風電出力，比較風電場獨立運行與風氫耦合發(fā)電下的系統(tǒng)收益和跟隨特性；

根據(jù)所述風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化模型和風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型，利用確定性模型量化分析風電出力預測對風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的價值，其中，所述的確定性模型為：

其中，為時段t售出氫氣在標準狀態(tài)下的體積。

本發(fā)明實施例中，所述裝置還包括：

容量選擇模塊，用于根據(jù)電解槽的額定功率和燃料電池的額定功率分別調(diào)整電解槽容量和燃料電池容量，定量分析風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)，分別確定電解槽容量和燃料電池容量對系統(tǒng)收益和跟隨特性的影響，優(yōu)化選擇電解槽容量和燃料電池容量。

本發(fā)明的有益效果在于在充分考慮新能源出力隨機性的前提下，優(yōu)化電網(wǎng)、風電場、氫氣儲能系統(tǒng)之間的能量轉(zhuǎn)化量，量化分析系統(tǒng)的經(jīng)濟收益與出力情況，并將風氫耦合系統(tǒng)與風電場獨立運行、確定性風氫耦合發(fā)電模型相對比，最后，測評系統(tǒng)中的重要指標，給出最終的日運行優(yōu)化方案。達到增加系統(tǒng)收益，提高新能源消納水平的效果。

為讓本發(fā)明的上述和其他目的、特征和優(yōu)點能更明顯易懂，下文特舉較佳實施例，并配合所附圖式，作詳細說明如下。

附圖說明

為了更清楚地說明本發(fā)明實施例或現(xiàn)有技術(shù)中的技術(shù)方案，下面將對實施例或現(xiàn)有技術(shù)描述中所需要使用的附圖作簡單地介紹，顯而易見地，下面描述中的附圖僅僅是本發(fā)明的一些實施例，對于本領(lǐng)域普通技術(shù)人員來講，在不付出創(chuàng)造性勞動的前提下，還可以根據(jù)這些附圖獲得其他的附圖。

圖1為本發(fā)明公開的風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的優(yōu)化方法的流程圖；

圖2本發(fā)明實施例中國風電耦合發(fā)電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖；

圖3本發(fā)明實施例中風電場獨立運行出力曲線；

圖4本發(fā)明實施例中風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)出力曲線；

圖5本發(fā)明實施例中確定性風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)收益曲線；

圖6為本發(fā)明實施例中不同電解槽容量下風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)收益曲線；

圖7為本發(fā)明實施例中不同燃料電池容量下風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)收益曲線；

圖8為本發(fā)明實施例中20MW燃料電池下風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)出力曲線；

圖9為本發(fā)明實施例中30MW燃料電池下風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)出力曲線。

具體實施方式

下面將結(jié)合本發(fā)明實施例中的附圖，對本發(fā)明實施例中的技術(shù)方案進行清楚、完整地描述，顯然，所描述的實施例僅僅是本發(fā)明一部分實施例，而不是全部的實施例?；诒景l(fā)明中的實施例，本領(lǐng)域普通技術(shù)人員在沒有做出創(chuàng)造性勞動前提下所獲得的所有其他實施例，都屬于本發(fā)明保護的范圍。

如圖1所示為本發(fā)明公開的一種風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的優(yōu)化方法的流程圖，該方法包括：

步驟S101，根據(jù)風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的能量轉(zhuǎn)換及氫氣儲能系統(tǒng)的時序遞推約束建立風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化模型；

步驟S102，根據(jù)建立的風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化模型與電網(wǎng)參數(shù)中的各時段電網(wǎng)的電價、氫氣價格、偏離計劃輸電的懲罰成本確定風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型；

步驟S103，根據(jù)所述風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型優(yōu)化風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)中電能與氫能在電網(wǎng)和制氫系統(tǒng)中的轉(zhuǎn)化量；

步驟S104，調(diào)整所述風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益模型中的風電出力，分析引入制氫系統(tǒng)后電網(wǎng)的新能源消納情況及風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的經(jīng)濟指標；

步驟S105，根據(jù)電網(wǎng)參數(shù)常量和分析獲得的引入制氫系統(tǒng)后電網(wǎng)的新能源消納情況及風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的經(jīng)濟指標優(yōu)化風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的決策變量。

本發(fā)明實施例中風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)包括風電場、電網(wǎng)以及氫氣儲能系統(tǒng)，如圖2所示，為本發(fā)明實施例中風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)示意圖。

基于風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的電網(wǎng)就地消納新能源日運行優(yōu)化方法屬于考慮新能源發(fā)電消納的電網(wǎng)規(guī)劃領(lǐng)域。首先，采用隨機規(guī)劃的方法建立多時段風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的數(shù)學模型。其次，利用歷史數(shù)據(jù)歸納出風電出力的幾種典型情景并預測當日的電網(wǎng)負荷，優(yōu)化各時段電能與氫能在電網(wǎng)和氫氣儲能系統(tǒng)之間的轉(zhuǎn)化量。然后，通過調(diào)整各時段風電出力的分配情況，考察引入氫氣儲能系統(tǒng)錢后電網(wǎng)的新能源消納情況以及系統(tǒng)的經(jīng)濟指標。最后，通過量化分析給出風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的規(guī)劃方案，并評估所提規(guī)劃方案中的各項指標。該方法充分考慮新能源出力的隨機特性，通過利用氫能作為緩沖氫氣成為副產(chǎn)品的方式，平衡各時段的新能源出力，從而增加系統(tǒng)收益，提高新能源消納水平。

本發(fā)明提出一種基于風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的電網(wǎng)就地消納新能源日運行優(yōu)化方法，充分考慮新能源出力的隨機特性，通過利用氫能作為緩沖氫氣成為副產(chǎn)品的方式，有效平衡各時段的新能源出力，優(yōu)化能量之間的轉(zhuǎn)換量，從而增加系統(tǒng)收益，提高新能源消納水平。本發(fā)明實施例的具體實現(xiàn)步驟如下：

步驟(1)：建立風電耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化模型。在該模型中，風電場分別為電網(wǎng)輸電和氫氣儲能系統(tǒng)供電。在風電出力峰值時，將部分風電通入電解槽制成氫氣，并壓縮儲存，在風電出力谷值時，將儲存的氫氣通入燃料電池發(fā)電和當期的風電聯(lián)合出力。系統(tǒng)中儲存的氫氣，一方面可以被售出，應用于化學工業(yè)及氫燃料汽車，謀求更高的系統(tǒng)收益；另一方面可以作為能量儲存的中間媒介，在新能源出力不足時轉(zhuǎn)化為電力，平滑系統(tǒng)出力。

步驟(1-1)：定量分析風電場、電網(wǎng)、氫氣儲能系統(tǒng)之間的能量轉(zhuǎn)化量。

a)確定風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的計劃出力。

根據(jù)對各時段終端負荷的預測，確定風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的計劃出力：

在式(1)中，t表示時間序列，t＝0,1,2,…,T，表示t時段系統(tǒng)計劃出力(kW)，表示t時段電網(wǎng)終端負荷的估計值(kW)，η表示系統(tǒng)出力承擔電網(wǎng)負荷的比例，且有0≤η≤1。

b)建立風電場、電網(wǎng)與氫氣儲能系統(tǒng)之間的平衡約束。

為保證任意時段電網(wǎng)終端負荷均被滿足，且假設(shè)無論風電出力處于何種水平，火電機組均能滿足需求，需有電網(wǎng)供需平衡約束：

在式(2)中，表示t時段除風電出力以外的其他機組出力(kW)，表示t時段風電場輸入電網(wǎng)出力(kW)，表示t時段電網(wǎng)終端負荷(kW)。

為考慮任意時段系統(tǒng)中的能量轉(zhuǎn)換，綜合考慮燃料電池和風電場聯(lián)合發(fā)電，電解槽與壓縮機的能耗，以及系統(tǒng)棄風量，系統(tǒng)需要功率平衡：

在式(3)中，k表示情景序列，代表風電出力的隨機性，k＝0,1,2,…,K，表示情景k時段t下燃料電池出力(kW)，表示情景k時段t下風電場出力(kW)，表示情景k時段t下風電場輸入電解槽出力(kW)，表示情景k時段t下壓縮機能耗(kW)，表示情景k時段t下的棄風量(kW)。

任意時段氫氣需求量是系統(tǒng)售出的氫氣量與其他來源的氫氣量總和，即氫氣供需平衡約束需被滿足：

在式(4)中，表示情景k時段t下其他來源氫氣在標準狀態(tài)下的體積(Nm³)，表示情景k時段t系統(tǒng)售出氫氣在標準狀態(tài)下的體積(Nm³)，表示情景k時段t下氫氣需求在標準狀態(tài)下的體積(Nm³)。

步驟(1-2)：建立氫氣儲能系統(tǒng)內(nèi)部的能量轉(zhuǎn)換關(guān)系。氫氣儲能系統(tǒng)內(nèi)部包括將電能轉(zhuǎn)化為氫能的電解槽、壓縮氫氣的壓縮機、將氫能轉(zhuǎn)化為電能的燃料電池。

a)建立電解水制氫的能量轉(zhuǎn)換方程。

考慮能量轉(zhuǎn)換中的損耗，電解水制氫的過程中，消耗電能與制得氫氣需滿足如下關(guān)系：

在式(5)中，表示情景k時段t下電解槽制造標準狀態(tài)下的氫氣體積(Nm³)，η_e表示電解槽轉(zhuǎn)換效率，HHV表示氫氣高熱值。

為適應風電的間歇性和不確定性，任意時段電解槽的工作功率可在一定范圍內(nèi)變動，而過大或過小的功率將導致電解槽工作不穩(wěn)定，從而導致棄風或電解槽關(guān)閉：

在式(6)中，為0-1變量，取0時表示電解槽當前時段不工作，而取1時則表示電解槽在當前時段工作，表示電解槽的額定功率，表示最低穩(wěn)定運行功率，通常為額定功率的10-50％。

b)建立壓縮機工作功率消耗方程。

考慮壓縮機消耗電能及系統(tǒng)售出氫氣的運輸因素，分別計算制備存儲氫氣與售出氫氣的壓縮耗能：

在式(7)中，a和b均為函數(shù)常數(shù)(kW·h/Nm³)。

c)建立燃料電池發(fā)電的能量轉(zhuǎn)換方程。

與電解水制氫的情況類似，考慮能量損耗，燃料電池產(chǎn)生電能與消耗氫氣須滿足如下關(guān)系：

在式(8)中，表示情景k時段t下燃料電池耗費標準狀態(tài)下的氫氣體積(Nm³)，η_f表示燃料電池轉(zhuǎn)換效率。

在風電出力低于計劃出力的時段，選擇用氫氣燃料電池出力補足剩余計劃出力，然而燃料電池發(fā)電功率受到其自身與氫氣存儲量的限制：

在式(9)中，為0-1變量，取0時表示燃料電池當前時段不工作，取1時表示燃料電池當前時段工作，表示電解槽的額定功率，表示最低穩(wěn)定運行功率。

步驟(1-3)：建立氫氣存儲量的時序遞推約束。

任意時段的氫氣存儲量取決于上一時段的氫氣存儲量、氫氣制備量、氫氣消耗量以及氫氣售出量，遞推方程如下：

在式(10)中，V_t,k表示情景k時段t下氫氣存儲量(Nm³)。

步驟(1-4)：根據(jù)客觀條件，確定各變量的上下限。

任意時段上網(wǎng)電量受到輸電線路容量以及電網(wǎng)負荷的綜合約束：

在式(11)中，P^TS表示輸電線路容量，即風電場外送電能的能力。

任意時段的氫氣存儲量受到其容量限制：

在式(12)中，V_max為氫氣儲存容量約束。

任意時段售出氫氣受到氫氣運力、氫氣存儲量以及氫氣需求的綜合約束：

在式(13)中，V^TS表示氫氣運輸容量上限。

優(yōu)化模型中的其他變量也均為非負變量：

步驟(2)：確定風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益的表達式，優(yōu)化各時段電能與氫能在電網(wǎng)和制氫系統(tǒng)中的轉(zhuǎn)化量。

模型以最大化風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)日運行收益為目標函數(shù)，其中包括系統(tǒng)的售電收益、售氫收益以及偏離計劃入網(wǎng)電量的懲罰成本：

在式(15)中，表示t時段的上網(wǎng)電價；表示凈上網(wǎng)電量的售電收益；ξ_k表示情景k出現(xiàn)的概率；表示t時段氫氣價格；表示售出氫氣的收益；q^S表示偏離計劃輸電的懲罰因子；則表示偏離計劃輸電的懲罰成本。

為消去目標函數(shù)(15)中的絕對值，需增加非負變量u_t、w_t≥0(t＝0,1,2,…,T)，修正目標函數(shù)為：

同時，為確保目標函數(shù)的轉(zhuǎn)換為等價轉(zhuǎn)換，增加等式約束：

步驟(3)：通過調(diào)整各時段風電出力的分配情況，考察引入制氫系統(tǒng)后電網(wǎng)的新能源消納情況以及系統(tǒng)的經(jīng)濟指標。

步驟(3-1)：比較風電場獨立運行與風氫耦合發(fā)電下的系統(tǒng)收益和跟隨特性。

在沒有任何蓄能手段的情況下，風電場的收益僅由售電收益和懲罰成本組成：

比較式(15)與式(18)，從而得到相較風電場獨立運行的情況，風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的經(jīng)濟效益。同時，分別比較步驟(2)與步驟(3)中的以及的數(shù)值，從而得到風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)對平滑風電出力、促進新能源消納的量化結(jié)果。

步驟(3-2)：利用確定性模型，量化分析風電出力預測對風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的價值。

借鑒步驟(1)和(2)中的隨機模型，確定性模型如下：

比較式(15)與式(19)，量化分析兩種模型的系統(tǒng)收益等經(jīng)濟指標。比較以及評估兩者的調(diào)峰能力和消納水平。從而，判定風電出力預測的價值。

步驟(4)：通過定量分析給出風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的規(guī)劃方案，并評估所提規(guī)劃方案中的各項指標。針對連接電網(wǎng)與氫氣儲能系統(tǒng)的重要部件——電解槽和燃料電池，分別測試其容量對系統(tǒng)收益與跟隨特性的影響。

步驟(4-1)：測試電解槽容量對系統(tǒng)收益與跟隨特性的影響。電解槽輸入電能輸出氫氣，是削峰填谷過程中實現(xiàn)削峰的關(guān)鍵設(shè)備。其每小時最大產(chǎn)氣量與其額定功率值，限制著氫氣儲能系統(tǒng)的消納能力。電解槽容量具體變化如下：

式(35)中α為僅與電解槽本身有關(guān)的常數(shù)，ΔP^E為實驗組電解槽容量與原始電解槽容量的差值。測試多組與評估電解槽容量對系統(tǒng)收益與出力的影響。

步驟(4-2)：測試燃料電池容量對系統(tǒng)收益與跟隨特性的影響。燃料電池輸入氫氣輸出電能，是削峰填谷過程中實現(xiàn)填谷的關(guān)鍵設(shè)備。其每小時最大輸出電量與耗氣量，制約著氫氣儲能系統(tǒng)對聯(lián)合出力的調(diào)節(jié)能力。

式(37)中β為僅與燃料電池本身有關(guān)的常數(shù)，ΔP^F為實驗組燃料電池容量與原始燃料電池容量的差值。測試多組與評估燃料電池容量對系統(tǒng)收益與出力的影響。

步驟(4-3)：反復調(diào)整電解槽容量與燃料電池容量，并確定最終的風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的日運行方案。

本發(fā)明的有益效果在于在充分考慮新能源出力隨機性的前提下，優(yōu)化電網(wǎng)、風電場、氫氣儲能系統(tǒng)之間的能量轉(zhuǎn)化量，量化分析系統(tǒng)的經(jīng)濟收益與出力情況，并將風氫耦合系統(tǒng)與風電場獨立運行、確定性風氫耦合發(fā)電模型相對比，最后，測評系統(tǒng)中的重要指標，給出最終的日運行優(yōu)化方案。達到增加系統(tǒng)收益，提高新能源消納水平的效果。下面結(jié)合具體的實施例對本發(fā)明技術(shù)方案做進一步詳細說明。

本實施例結(jié)合中國某地區(qū)的電網(wǎng)負荷與該地區(qū)四種典型的風電出力情境，構(gòu)造實施例進行分析。考慮到電解槽、燃料電池等專業(yè)設(shè)備對系統(tǒng)效率影響較大，本實施例參考多種國內(nèi)外設(shè)備參數(shù)以及美國Wind2H2等風氫耦合發(fā)電工程，從中選取各項技術(shù)參數(shù)。在實施例分析的過程中，本實施例立足于風電場獨立運行模型，進而分析風氫耦合發(fā)電的各項收益與跟隨特性，并與確定性模型下的系統(tǒng)性能進行對比，再探索電解槽和燃料電池容量對系統(tǒng)的影響。

參數(shù)的選取主要分為兩類：氫氣儲能系統(tǒng)中的物理類和與國民經(jīng)濟緊密相連的經(jīng)濟類。在風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)中，氫氣電解槽、燃料電池等設(shè)備產(chǎn)品種類多，參數(shù)差異大。為保證模型的實際效果，本實施例結(jié)合現(xiàn)有的風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)以及相關(guān)參考文獻，綜合考量后確定。氫氣價格、運輸費用、電價等與社會經(jīng)濟相關(guān)的參數(shù)，則將優(yōu)先考慮中國國情。

為適應風電的間歇性和不確定性，應選擇在不穩(wěn)定功率下依然能夠正常工作的電解槽裝置。堿式電解槽和質(zhì)子交換膜(PEM)電解槽均可滿足風電制氫的各項性能要求，并在世界范圍內(nèi)得到廣泛應用。堿式電解槽和質(zhì)子交換膜(PEM)電解槽的各項技術(shù)指標相差較大，本實施例選取最大輸氣量為1000NM³的電解槽，選取12臺并行使用。根據(jù)文獻，堿式電解槽的效率在75-90％之間，本實施例取75％；理論上,堿式電解槽可在額定功率的0-100％范圍內(nèi)的任意條件下均可工作，而按照當前技術(shù)，堿式電解槽其最小運行功率可達額定功率的5-10％，現(xiàn)行的商業(yè)堿性電解槽最小運行功率多在25-50％內(nèi)，本實施例取25％。即在本實施例中，有并行電解槽最大功率56MW。

本實施例中選取氫發(fā)動機中心公司(Hydrogen Engine Center Inc)的燃料電池，其最大功率50kW。文獻中，選取PEM燃料電池，最大功率5kW，額定電壓24V。本實施例選取500組PEM低溫燃料電池并行，其中每組額定功率50kW，效率65％，最小運行功率為額定功率的20％。即本實施例中，并行燃料電池最大輸出功率為25MW。表1為本實施例中的氫氣儲能系統(tǒng)的參數(shù)。

表1氫氣儲能系統(tǒng)的參數(shù)

氫氣的存儲方式主要有壓縮氣體、低溫液態(tài)、固態(tài)存儲等，出于對大規(guī)模儲氫的考量，選擇壓縮氣體方式。本實施例選取CP Industries的無縫氫氣儲存器，將容器內(nèi)壓強增大至3500psi(約24.14MPa)，可存放115.5kg氫氣，即為1293.6Nm³。

電網(wǎng)信息主要包括負荷、風電出力以及單位電價。首先，電網(wǎng)終端負荷選取中國某地區(qū)用電歷史數(shù)據(jù)，其每小時用電峰值為2042MW，谷值為1256MW，單日合計用電量為41952MW。值得一提的是，本實施例以當日下午17:00到次日下午17:00為一個周期。其原因在于，17:00時及其以后的幾個小時中，風力較大的概率高，方便系統(tǒng)儲存氫氣。其次，風電出力按照一定概率選取4種典型情景，風電場每小時最大出力為100MW，情景1-4日累計風電出力分別為1822MW、2321MW、2664MW和3155MW。最后，我國各個省市自治區(qū)有電價的自主定價權(quán)，電價難以統(tǒng)一，本實施例參考研究地區(qū)電價，7:00-22:00時段取峰值電價0.8元/(kWh)，22:00-7:00時段取谷值電價0.5/(kWh)。

本實施例中的氫氣運力與需求均不設(shè)上限。以華北一制氫廠為例，電解水所制氫氣為高純度氫氣，售價較高，不包含運輸費用的氫氣售價在3-3.5元/Nm³，本實施例取3元/Nm³。

本實施例觀測的計算結(jié)果主要有以下兩類：一類為售電收益、售氫收益、懲罰成本以及系統(tǒng)收益等經(jīng)濟類指標；另一類為系統(tǒng)出力跟隨計劃出力的技術(shù)類指標。

首先，比較風電場獨立運行與風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)。當η＝13‰時，風電場獨立運行售電收益為297088元，懲罰成本為117314元，最大偏離值為13MW，其出力曲線見圖3。而風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)收益為623974元，售電收入為376394元，售氫收入為251045元，懲罰成本為3465元，最大偏差為1.54WM，其出力曲線見圖4。與前者相比，售電收入增加79306元，上升27％，最大偏差減少11.46MW，下降88％。

其次，分析信息即風電出力預測值在該隨機模型中的價值。在確定性模型中，風電出力可以被準確預測為四種情景的某一種；在隨機性模型中，風電出力依然按照上述4種典型情景隨機發(fā)生。計算結(jié)果如圖5。在較低η的水平下，確定性模型與隨機性模型收益差距較小而當η逐步升高時，確定性模型的系統(tǒng)收益任然保持在高位，而隨機模型的系統(tǒng)收益有一個明顯的下滑，η＝13‰時的系統(tǒng)收益相比η＝12‰時下降9％。由此，基于儲能系統(tǒng)，預測風電出力仍可以帶來不菲的經(jīng)濟價值，即在該隨機規(guī)劃問題中信息的價值不可忽視。

最后，電解槽容量對系統(tǒng)收益的影響較大(圖6)，且主要通過影響售氫收益的方式影響系統(tǒng)收益，對跟隨特性的影響較小。電解槽容量對系統(tǒng)的影響可分為三級。第一級，以38MW電解槽為例，其消納能力尚不能完全滿足計劃出力的需求；第二級，以56MW電解槽為例，其消納能力基本能夠滿足計劃出力，卻不能完全消除棄風；第三級，以74MW電解槽為例，在滿足計劃出力之余，充分利用棄風，生產(chǎn)大量氫氣，從而增加系統(tǒng)收益。

燃料電池容量對系統(tǒng)收益的影響較小(圖7)，其影響方式主要在于售電收益，對跟隨特性的影響較大(圖8、圖9)。當燃料電池容量為20MW、25MW、30MW時，最大偏差分別為6.54MW、1.54MW、0MW，懲罰成本為27634元，3465元，0元。在燃料電池容量較小的情況下，雖有足量氫氣可供使用，但是由于燃料電池出力限制導致無法滿足計劃出力的需求，氫氣只能選擇輸出，因此，小容量燃料電池的情況下獲得較高的售氫收益。

根據(jù)以上對風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的評估結(jié)果，本發(fā)明提出了一種基于風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的電網(wǎng)就地消納新能源日運行優(yōu)化方法，能夠充分到考慮新能源出力的隨機特性，并通過利用氫能作為緩沖氫氣成為副產(chǎn)品的方式，有效平衡各時段的新能源出力，優(yōu)化能量之間的轉(zhuǎn)換量，從而增加系統(tǒng)收益，提高新能源消納水平。

同時，本發(fā)明實施例還提供一種風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的優(yōu)化裝置，本發(fā)明公開的裝置解決問題的原理與上述方法的實現(xiàn)相似，不再贅述。

本領(lǐng)域內(nèi)的技術(shù)人員應明白，本發(fā)明的實施例可提供為方法、系統(tǒng)、或計算機程序產(chǎn)品。因此，本發(fā)明可采用完全硬件實施例、完全軟件實施例、或結(jié)合軟件和硬件方面的實施例的形式。而且，本發(fā)明可采用在一個或多個其中包含有計算機可用程序代碼的計算機可用存儲介質(zhì)(包括但不限于磁盤存儲器、CD-ROM、光學存儲器等)上實施的計算機程序產(chǎn)品的形式。

本發(fā)明是參照根據(jù)本發(fā)明實施例的方法、設(shè)備(系統(tǒng))、和計算機程序產(chǎn)品的流程圖和/或方框圖來描述的。應理解可由計算機程序指令實現(xiàn)流程圖和/或方框圖中的每一流程和/或方框、以及流程圖和/或方框圖中的流程和/或方框的結(jié)合?？商峁┻@些計算機程序指令到通用計算機、專用計算機、嵌入式處理機或其他可編程數(shù)據(jù)處理設(shè)備的處理器以產(chǎn)生一個機器，使得通過計算機或其他可編程數(shù)據(jù)處理設(shè)備的處理器執(zhí)行的指令產(chǎn)生用于實現(xiàn)在流程圖一個流程或多個流程和/或方框圖一個方框或多個方框中指定的功能的裝置。

這些計算機程序指令也可存儲在能引導計算機或其他可編程數(shù)據(jù)處理設(shè)備以特定方式工作的計算機可讀存儲器中，使得存儲在該計算機可讀存儲器中的指令產(chǎn)生包括指令裝置的制造品，該指令裝置實現(xiàn)在流程圖一個流程或多個流程和/或方框圖一個方框或多個方框中指定的功能。

這些計算機程序指令也可裝載到計算機或其他可編程數(shù)據(jù)處理設(shè)備上，使得在計算機或其他可編程設(shè)備上執(zhí)行一系列操作步驟以產(chǎn)生計算機實現(xiàn)的處理，從而在計算機或其他可編程設(shè)備上執(zhí)行的指令提供用于實現(xiàn)在流程圖一個流程或多個流程和/或方框圖一個方框或多個方框中指定的功能的步驟。

本發(fā)明中應用了具體實施例對本發(fā)明的原理及實施方式進行了闡述，以上實施例的說明只是用于幫助理解本發(fā)明的方法及其核心思想；同時，對于本領(lǐng)域的一般技術(shù)人員，依據(jù)本發(fā)明的思想，在具體實施方式及應用范圍上均會有改變之處，綜上所述，本說明書內(nèi)容不應理解為對本發(fā)明的限制。