時(shí)維帥，孫欣，謝敬東，嚴(yán)佳嘉，張譽(yù)勻

(1.上海電力大學(xué)電氣工程學(xué)院, 上海市 200090;2.上海電力大學(xué)能源電力科創(chuàng)中心, 上海市 200090)

0 引言

“雙碳”目標(biāo)下,深化電力體制改革,構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)成為我國實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”愿景的重要路徑[1-2]。 預(yù)計(jì)到2035年,我國風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到7 億千瓦,光伏發(fā)電裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到6.5億千瓦,以風(fēng)電、光伏為主的新能源將成為電能量市場(chǎng)的主要參與者。 由于新能源出力具有隨機(jī)性和間歇性,高比例新能源接入電網(wǎng)在減少碳排放的同時(shí)也將給電力市場(chǎng)的運(yùn)行帶來新的挑戰(zhàn),造成電力現(xiàn)貨市場(chǎng)嚴(yán)重的價(jià)格波動(dòng)[3],同時(shí)增加了棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象[4]。

當(dāng)前,電力系統(tǒng)中主要通過調(diào)用儲(chǔ)能等靈活性調(diào)節(jié)資源平抑新能源出力,解決可再生能源帶來的挑戰(zhàn)[5]。 氫儲(chǔ)能、抽水蓄能和電化學(xué)儲(chǔ)能都是有效的儲(chǔ)能方式。 由于氫能能夠大規(guī)模、長(zhǎng)周期存儲(chǔ),因此與抽水蓄能和電化學(xué)儲(chǔ)能相比,氫儲(chǔ)能具有跨季節(jié)儲(chǔ)能的優(yōu)勢(shì),對(duì)可再生能源的利用也較為充分。 未來隨著規(guī)?；瘹鋬?chǔ)能的應(yīng)用,可通過儲(chǔ)氫應(yīng)對(duì)風(fēng)能、太陽能和水力發(fā)電的季節(jié)性趨勢(shì)實(shí)現(xiàn)跨季調(diào)峰。 此外運(yùn)儲(chǔ)方式靈活也是氫儲(chǔ)能區(qū)別于抽水蓄能和電化學(xué)儲(chǔ)能的重要特性,后期可結(jié)合交通用能系統(tǒng)的改造,為消納新能源、建設(shè)新型電力系統(tǒng)、實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)提供新的思路和方法。

風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)運(yùn)用電轉(zhuǎn)氫(power to hydrogen,P2H)技術(shù)在電網(wǎng)的下調(diào)峰能力不足時(shí)充分利用棄風(fēng)電量制氫,或者在夜間負(fù)荷低谷時(shí)段利用低價(jià)電制氫,既提高了風(fēng)電利用率又實(shí)現(xiàn)了氫的廉價(jià)制取[6],因此,風(fēng)電制氫技術(shù)作為電轉(zhuǎn)氫技術(shù)在電力行業(yè)中的重要應(yīng)用,不僅能夠有效解決大規(guī)模棄風(fēng)問題,也將探索出不同于抽水蓄能和電化學(xué)儲(chǔ)能的風(fēng)電消納新途徑[7]。 未來“風(fēng)力發(fā)電+水電解制氫”將成為我國大規(guī)模制氫的有效路徑。

目前,對(duì)于風(fēng)電耦合制氫技術(shù)已有相對(duì)成熟的研究。 文獻(xiàn)[8]針對(duì)全網(wǎng)集中式調(diào)度的煤風(fēng)氫能源網(wǎng)提出了一種基于P2H 效率特性的煤風(fēng)氫能源網(wǎng)日運(yùn)行能量調(diào)度優(yōu)化策略。 文獻(xiàn)[9]在考慮風(fēng)電保障性消納的前提下提出了P2H 裝置在綜合能源系統(tǒng)中的不同控制方式,并以系統(tǒng)運(yùn)行成本最低為目標(biāo)構(gòu)建了含P2H 的綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化模型。 文獻(xiàn)[10]在風(fēng)電固定上網(wǎng)電價(jià)的前提下以風(fēng)電制氫系統(tǒng)收益最大化為目標(biāo),研究了并網(wǎng)型風(fēng)電制氫系統(tǒng)的最優(yōu)運(yùn)行方案。文獻(xiàn)[11]則以包含投資、維護(hù)、運(yùn)行以及棄風(fēng)懲罰成本的期望年化成本最小為目標(biāo),構(gòu)建了風(fēng)-氫低碳能源系統(tǒng)優(yōu)化配置模型。 上述研究重點(diǎn)是綜合能源系統(tǒng)或微網(wǎng)環(huán)境下風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)的優(yōu)化運(yùn)行研究,對(duì)于電力市場(chǎng)環(huán)境下風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)的優(yōu)化運(yùn)行研究較少。 現(xiàn)階段隨著我國電力市場(chǎng)化改革的進(jìn)一步推進(jìn),大規(guī)模風(fēng)電將逐步進(jìn)入電力市場(chǎng)與火電同臺(tái)競(jìng)價(jià),相較于固定上網(wǎng)電價(jià),市場(chǎng)環(huán)境下電價(jià)的變化規(guī)律更加難以預(yù)測(cè),需要在現(xiàn)貨市場(chǎng)環(huán)境下制定更為靈活的風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行策略以充分發(fā)揮其巨大的經(jīng)濟(jì)潛力。

基于此,本文主要從風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)參與電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)的角度展開研究,按照國內(nèi)現(xiàn)有電力現(xiàn)貨市場(chǎng)組織方式,構(gòu)建包含日前和實(shí)時(shí)兩級(jí)的上層電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)競(jìng)價(jià)交易優(yōu)化模型;同時(shí),考慮P2H 的經(jīng)濟(jì)性,建立下層風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)實(shí)時(shí)出力優(yōu)化模型;最后,以改進(jìn)的IEEE 30 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)為例,分析高比例風(fēng)電參與電力市場(chǎng)帶來的電價(jià)波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn),驗(yàn)證電力現(xiàn)貨市場(chǎng)環(huán)境下風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)實(shí)時(shí)優(yōu)化模型的經(jīng)濟(jì)性和可行性,同時(shí)關(guān)注風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)對(duì)電價(jià)和常規(guī)機(jī)組收益的影響。

1 風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的雙層優(yōu)化改進(jìn)模型

目前國內(nèi)外對(duì)于風(fēng)氫直接參與電力市場(chǎng)的研究較少,普遍的研究集中于綜合能源系統(tǒng)或微網(wǎng)環(huán)境下風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)的優(yōu)化運(yùn)行。 由于電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的組織具有時(shí)間先后性,因此文中日前現(xiàn)貨市場(chǎng)交易優(yōu)化模型、風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)實(shí)時(shí)優(yōu)化模型和實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場(chǎng)優(yōu)化模型在時(shí)間上也具有先后性,難以將雙層優(yōu)化問題轉(zhuǎn)化成單層優(yōu)化問題在同一時(shí)間內(nèi)進(jìn)行統(tǒng)一優(yōu)化求解。 對(duì)此本文提出了基于迭代思想的風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的雙層優(yōu)化改進(jìn)模型,具體結(jié)構(gòu)如圖1 所示。

圖1 風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的雙層優(yōu)化模型Fig.1 Decision process of wind-hydrogen power system

1.1 上層電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)交易優(yōu)化模型

本文按照國內(nèi)現(xiàn)有電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)方案,構(gòu)建了包含日前和實(shí)時(shí)兩級(jí)的電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)交易優(yōu)化模型。 其中,日前現(xiàn)貨市場(chǎng)按照“發(fā)電側(cè)全電量申報(bào),集中優(yōu)化出清”的方式開展。 實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場(chǎng)基于日前封存的機(jī)組申報(bào)信息和最新的實(shí)時(shí)電網(wǎng)運(yùn)行邊界條件進(jìn)行集中出清。 新能源場(chǎng)站以報(bào)量報(bào)價(jià)的方式參與現(xiàn)貨市場(chǎng)與常規(guī)機(jī)組同臺(tái)競(jìng)爭(zhēng)。

1.1.1 日前現(xiàn)貨市場(chǎng)交易優(yōu)化模型

首先,以系統(tǒng)購電成本最小化為目標(biāo)構(gòu)建日前現(xiàn)貨市場(chǎng)競(jìng)價(jià)交易優(yōu)化模型,目標(biāo)函數(shù)具體表示為:

式中:T為運(yùn)行日所考慮的時(shí)段總數(shù);NG為系統(tǒng)常規(guī)機(jī)組數(shù)量;NR為系統(tǒng)新能源場(chǎng)站數(shù)量;ρi,t為常規(guī)機(jī)組i在t時(shí)段的報(bào)價(jià);為t時(shí)段常規(guī)機(jī)組i的出力;ui,t為表示機(jī)組i在t時(shí)段啟停狀態(tài)的0 -1 變量,其中1 表示開機(jī),0 表示停機(jī);Si為常規(guī)機(jī)組i的啟動(dòng)成本;ρj,t為t時(shí)段新能源場(chǎng)站j的報(bào)價(jià);為t時(shí)段新能源場(chǎng)站j的出力。

1)系統(tǒng)功率平衡約束。 式(2)為系統(tǒng)功率平衡約束,即t時(shí)段市場(chǎng)中常規(guī)機(jī)組出力與新能源場(chǎng)站出力之和需要滿足系統(tǒng)負(fù)荷需求:

式中:PL,Pn,t為t時(shí)段節(jié)點(diǎn)n的短期負(fù)荷預(yù)測(cè)值;N為系統(tǒng)中的總節(jié)點(diǎn)數(shù)。

2)常規(guī)機(jī)組運(yùn)行約束。 式(3)為常規(guī)機(jī)組出力上下限約束,式(4)、(5)為常規(guī)機(jī)組爬坡速率約束,式(6)、(7)為常規(guī)機(jī)組最小開停機(jī)時(shí)間約束:

3)系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用約束。 系統(tǒng)各個(gè)時(shí)段機(jī)組出力的上調(diào)能力總和與下調(diào)能力總和需滿足實(shí)際運(yùn)行的上調(diào)、下調(diào)旋轉(zhuǎn)備用要求:

4)新能源場(chǎng)站運(yùn)行約束。 式(10)為新能源場(chǎng)站出力上下限約束:

式中:PR,Pj,t為新能源場(chǎng)站j在t時(shí)段的日前短期發(fā)電功率預(yù)測(cè)值。

5)線路潮流約束:

式中:Gl-i為常規(guī)機(jī)組i所在節(jié)點(diǎn)對(duì)線路l的發(fā)電機(jī)輸出功率轉(zhuǎn)移分布因子;Gl-j為新能源場(chǎng)站j所在節(jié)點(diǎn)對(duì)線路l的發(fā)電機(jī)輸出功率轉(zhuǎn)移分布因子;Gl-n為節(jié)點(diǎn)m對(duì)線路l的發(fā)電機(jī)輸出功率轉(zhuǎn)移分布因子;為線路l的傳輸功率極限;PL

n,t為t時(shí)段節(jié)點(diǎn)n的超短期負(fù)荷預(yù)測(cè)值。

1.1.2 實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場(chǎng)交易優(yōu)化模型

以社會(huì)福利最大化為目標(biāo)構(gòu)建實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場(chǎng)競(jìng)價(jià)交易優(yōu)化模型,目標(biāo)函數(shù)為:

1)系統(tǒng)功率平衡約束:

由于實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場(chǎng)一般于系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行前15 min出清,此時(shí)的風(fēng)功率預(yù)測(cè)可達(dá)到較高的水平,故本文近似認(rèn)為實(shí)時(shí)出清時(shí)新能源場(chǎng)站的超短期預(yù)測(cè)曲線與其實(shí)際出力曲線相吻合。

2)新能源場(chǎng)站運(yùn)行約束:

實(shí)時(shí)市場(chǎng)競(jìng)價(jià)交易優(yōu)化模型的常規(guī)機(jī)組出力上下限約束與式(3)一致,常規(guī)機(jī)組爬坡速率約束與式(4)、式(5)一致,系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用約束與式(8)、式(9)一致,線路潮流約束與式(11)一致。

1.1.3 價(jià)格機(jī)制

文中機(jī)組采用斜線式報(bào)價(jià)[12]的方式進(jìn)行量?jī)r(jià)申報(bào),現(xiàn)貨市場(chǎng)采用系統(tǒng)邊際定價(jià)[3]的方式形成市場(chǎng)統(tǒng)一出清電價(jià),即某時(shí)段市場(chǎng)出清電價(jià)為該時(shí)段中標(biāo)機(jī)組的最高價(jià)格,則t時(shí)段日前現(xiàn)貨市場(chǎng)與實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場(chǎng)的統(tǒng)一出清電價(jià)表示為:

式中:αi,t、βi,t分別為機(jī)組i在t時(shí)段的報(bào)價(jià)參數(shù);Pi,t為t時(shí)段機(jī)組i的出力。 新能源場(chǎng)站邊際成本較低,可通過報(bào)低價(jià)或置0 得以優(yōu)先出清。

1.2 下層風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)實(shí)時(shí)優(yōu)化模型

本文以風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)的實(shí)時(shí)計(jì)劃申報(bào)出力和P2H 功率為決策變量,風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)收益最大化為優(yōu)化目標(biāo),構(gòu)建的下層風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)實(shí)時(shí)優(yōu)化模型的目標(biāo)函數(shù)為:

1)風(fēng)電出力約束:

2)P2H 運(yùn)行約束。 正常情況下,電解槽的輸入功率與產(chǎn)氫速率近似為線性關(guān)系[13],則用電耗量表示的P2H 的輸入輸出關(guān)系如式(18)所示,式(19)為電解槽輸入功率上下限約束:

1.3 模型求解

上層優(yōu)化模型中日前現(xiàn)貨市場(chǎng)交易優(yōu)化模型和實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場(chǎng)交易優(yōu)化模型目標(biāo)函數(shù)中的機(jī)組運(yùn)行費(fèi)用項(xiàng)和均是與機(jī)組出力相關(guān)的二次函數(shù),約束條件通過建模均被描述為線性約束形式,本文所建立的風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的雙層優(yōu)化改進(jìn)模型為混合整數(shù)二次規(guī)劃(mixed integer quadratic programming,MIQP)問題。 圖2 為模型求解的數(shù)據(jù)流,符號(hào)含義詳見各優(yōu)化模型。

圖2 優(yōu)化模型數(shù)據(jù)交流圖Fig.2 Data exchange diagram of optimization model

本文MIQP 優(yōu)化模型的求解流程包括以下三個(gè)階段:

階段1:松弛0 -1 變量,將0 -1 變量轉(zhuǎn)化為[0,1]區(qū)間的連續(xù)變量。 首先設(shè)MIQP 問題表示為:

式中:G為n階正定矩陣,式(20)則為一凸二次規(guī)劃問題,其任何局部最優(yōu)解也是全局最優(yōu)解;C、ai和aj均為n維列向量;x∈X={Bm×Rn-m} ;Bm為m階0-1 向量集合。將x連續(xù)松弛后,可將MIQP 問題轉(zhuǎn)化為一個(gè)連續(xù)松弛問題,即:

階段2:利用有效集法求解不含整數(shù)變量的一般二次規(guī)劃問題:

設(shè)xk是式(21)的一個(gè)可行解,相應(yīng)的有效集為Ik,Ak為A中對(duì)應(yīng)于Ik的子陣,由此可將連續(xù)松弛問題轉(zhuǎn)化為式(22)進(jìn)行求解,求解步驟如下:

1)令k =1 ,由x1確定I1。

2)求解式(22)得到y(tǒng)k,若yk≠0 則轉(zhuǎn)4),否則轉(zhuǎn)3)。

3)計(jì)算式(22)的拉格朗日乘子向量λk,并求。 若(λk)s≥0 ,則xk為式(21)的最優(yōu)解,計(jì)算終止;否則,令I(lǐng)k=Ik/{s} ,相應(yīng)改變Ak,轉(zhuǎn)2)。

4)由αk=確定αk,令xk+1=xk+αkyk。

5)若αk＜1,則令I(lǐng)k+1=Ik∪{t},其中t由確定,否則令I(lǐng)k+1=Ik。6)令k = k +1 ,轉(zhuǎn)2)。

階段3:對(duì)優(yōu)化結(jié)果中0 -1 變量的非整數(shù)解采用割平面法尋優(yōu)得到可行解:

7)求解式(22),若其最優(yōu)解x*的前m個(gè)變量為整數(shù),則x*為式(20)的最優(yōu)解,計(jì)算終止。

8)產(chǎn)生不滿足x*的割平面,將其作為約束加入式(22),產(chǎn)生新的連續(xù)松弛問題,轉(zhuǎn)1),若找不到滿足要求的割平面,則計(jì)算終止。

最后在MATLAB 2016b 仿真平臺(tái)上借助Yalmip工具箱分別對(duì)三個(gè)優(yōu)化問題進(jìn)行建模,調(diào)用求解器Gurobi 9.5.0 依時(shí)序分別對(duì)三個(gè)優(yōu)化問題進(jìn)行求解。

2 算例分析

2.1 算例概況

本文以改進(jìn)的IEEE 30 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)為例進(jìn)行分析,該系統(tǒng)包含6 臺(tái)常規(guī)機(jī)組和41 條支路,在24 節(jié)點(diǎn)接入1 個(gè)風(fēng)電場(chǎng),常規(guī)機(jī)組參數(shù)[14]見表1。 風(fēng)電場(chǎng)歷史數(shù)據(jù)參照文獻(xiàn)[15],并換算至本算例數(shù)量級(jí)。 常規(guī)機(jī)組在電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)中的報(bào)價(jià)數(shù)據(jù)[14]見附錄表A1。 對(duì)于大多數(shù)風(fēng)電場(chǎng)來講,其邊際成本很低甚至為零,但投資成本較高,因此其最大的目標(biāo)是生產(chǎn)盡可能多的電能,以回收巨大的投資成本。 故在個(gè)體理性的情況下,風(fēng)電場(chǎng)報(bào)量報(bào)價(jià)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)與火電機(jī)組同臺(tái)競(jìng)價(jià)時(shí)其市場(chǎng)行為多是以低價(jià)搶占市場(chǎng)發(fā)電空間,以期在現(xiàn)貨市場(chǎng)中得以優(yōu)先出清,因此其報(bào)價(jià)參數(shù)按最低300 元/(MW·h)來設(shè)置。

表1 常規(guī)機(jī)組參數(shù)Table 1 Parameters of conventional units

為分析不同風(fēng)電滲透率下風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)對(duì)風(fēng)電利用率、市場(chǎng)電價(jià)以及常規(guī)機(jī)組收益的影響,本文設(shè)定5 種情景,各情景下風(fēng)電場(chǎng)裝機(jī)容量見表2。 根據(jù)“3060 計(jì)劃”,全國多數(shù)地區(qū)的風(fēng)電裝機(jī)容量占比在35%到50%之間,情景1、情景2 和情景3 分別對(duì)應(yīng)于常見電力市場(chǎng)環(huán)境下風(fēng)電裝機(jī)占比的下限、中位數(shù)及上限。 考慮到我國沿海地區(qū)風(fēng)能資源豐富,光伏用地緊缺,情景4 和情境5 分別對(duì)應(yīng)于部分風(fēng)電滲透率較高的沿海地區(qū)的風(fēng)電裝機(jī)占比下限和上限。

表2 風(fēng)電機(jī)組參數(shù)Table 2 Parameters of wind power generators

某地區(qū)典型春季負(fù)荷需求[15]如圖3 所示,每1 個(gè)時(shí)段為1 h。 由于目前電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中的不平衡功率主要由負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差和風(fēng)功率預(yù)測(cè)誤差引起,相較于風(fēng)功率的預(yù)測(cè),負(fù)荷預(yù)測(cè)技術(shù)相對(duì)比較成熟,負(fù)荷運(yùn)行規(guī)律也相對(duì)比較穩(wěn)定,預(yù)測(cè)誤差較小,本文為突出風(fēng)功率預(yù)測(cè)誤差的影響,暫未考慮負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差的影響。

圖3 電力市場(chǎng)各時(shí)段負(fù)荷需求Fig.3 Load demand of power market in each period

2.2 風(fēng)電功率的置信區(qū)間估計(jì)

盡管風(fēng)功率預(yù)測(cè)技術(shù)近年來得到了很大的發(fā)展,但日前短期風(fēng)功率預(yù)測(cè)誤差仍是不可忽略的因素,且在時(shí)間尺度上呈現(xiàn)“近小遠(yuǎn)大”的特點(diǎn)[16]。 為研究風(fēng)電出力不確定性對(duì)現(xiàn)貨市場(chǎng)出清電價(jià)的影響,本文采用置信區(qū)間估計(jì)[17]方法來描述風(fēng)電出力的不確定性。 不失一般性,認(rèn)為風(fēng)電預(yù)測(cè)誤差服從正態(tài)分布,根據(jù)西北某地區(qū)風(fēng)電歷史數(shù)據(jù)[15,18],計(jì)算得到95%置信度水平下[19]風(fēng)電場(chǎng)實(shí)際出力區(qū)間如圖4 所示,該范圍基本能涵蓋風(fēng)電場(chǎng)的實(shí)際出力。

圖4 95%置信度水平下的風(fēng)電場(chǎng)實(shí)際出力區(qū)間Fig.4 Actual range of wind power at 95% confidence level

2.3 算例結(jié)果及分析

2.3.1 風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)對(duì)風(fēng)電利用率的影響

基于機(jī)組量?jī)r(jià)申報(bào)信息,求解雙層優(yōu)化模型得到不同預(yù)測(cè)誤差下風(fēng)電場(chǎng)無P2H 和配備55 MW P2H參與現(xiàn)貨市場(chǎng)時(shí)系統(tǒng)風(fēng)電利用率隨風(fēng)電裝機(jī)容量的變化情況分別如圖5 和圖6 所示。 不同P2H 容量下日前預(yù)測(cè)誤差為+10%的風(fēng)電場(chǎng)在不同情景下的風(fēng)電利用率情況見表3。

圖5 無P2H 時(shí)風(fēng)電利用率情況Fig.5 Wind power utilization without P2H

圖6 55 MW P2H 時(shí)風(fēng)電利用率情況Fig.6 Wind power utilization at 55MW P2H

從圖5 可知,無P2H 的風(fēng)電場(chǎng)報(bào)量報(bào)價(jià)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)時(shí),風(fēng)電利用率將隨著風(fēng)電裝機(jī)容量和風(fēng)電場(chǎng)日前預(yù)測(cè)誤差的增大而減小。 這是因?yàn)轱L(fēng)電場(chǎng)出力波動(dòng)較大且具有反調(diào)峰特性,風(fēng)電裝機(jī)容量增加的同時(shí)風(fēng)電場(chǎng)峰谷差也相應(yīng)增大。 白天負(fù)荷高峰時(shí)段,風(fēng)電出力較小,常規(guī)機(jī)組中標(biāo)以滿足負(fù)荷平衡約束,以盡可能減少系統(tǒng)失負(fù)荷量。 由于常規(guī)機(jī)組最小開停機(jī)時(shí)間約束的限制,白天負(fù)荷高峰時(shí)段中標(biāo)的常規(guī)機(jī)組在夜晚負(fù)荷低谷時(shí)段仍以最小出力中標(biāo),導(dǎo)致風(fēng)電場(chǎng)中標(biāo)電量減少,棄風(fēng)增多。 此外,隨著風(fēng)電場(chǎng)日前預(yù)測(cè)誤差的增大,電網(wǎng)的調(diào)峰能力越顯不足,尤其是負(fù)荷低谷時(shí)段,常規(guī)機(jī)組開機(jī)較少,導(dǎo)致常規(guī)機(jī)組的下調(diào)能力不足,風(fēng)電場(chǎng)棄風(fēng)量增大。

對(duì)比圖6 和圖5 可知,風(fēng)電場(chǎng)配備55 MW P2H參與現(xiàn)貨市場(chǎng)時(shí),不同日前預(yù)測(cè)誤差下風(fēng)電利用率均得到有效提升,且從表3 可知,不同情景下風(fēng)電利用率隨P2H 容量的增大而增大。 例如,情景3 下,日前預(yù)測(cè)誤差為+10%的風(fēng)電場(chǎng)配備20 MW 的P2H 裝置可實(shí)現(xiàn)風(fēng)電99.33%消納,與風(fēng)電場(chǎng)不配置P2H 相比風(fēng)電利用率提升了1.99%。 風(fēng)電場(chǎng)配備55 MW的P2H 裝置參與現(xiàn)貨市場(chǎng)時(shí),系統(tǒng)風(fēng)電利用率為99.89%,與風(fēng)電場(chǎng)不配置P2H 裝置相比風(fēng)電利用率提升了3.91%。 因此可以證明風(fēng)電場(chǎng)配備一定容量的P2H 裝置可以有效解決棄風(fēng)問題,為高比例風(fēng)電進(jìn)入電力市場(chǎng)提供新的途徑。

表3 不同P2H 容量下風(fēng)電利用率情況Table 3 Wind power utilization under different P2H capacities

2.3.2 現(xiàn)貨市場(chǎng)情景下風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性分析

采用平準(zhǔn)化能源成本法[20]分析風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)的制氫成本。 風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)的主要設(shè)備及初始投資參數(shù)見附錄表A2,假定水的價(jià)格為10 元/t,電解槽每年工作時(shí)間為4500 h。 由于本文P2H 與風(fēng)電場(chǎng)屬于同一利益主體,因此在計(jì)算單位氫氣價(jià)格時(shí)將P2H耗電價(jià)格設(shè)為0,計(jì)算得到單位氫氣的平準(zhǔn)化成本隨P2H 裝機(jī)容量的變化曲線如圖7 所示。

圖7 單位氫氣的平準(zhǔn)化成本Fig.7 Levelized cost per unit of hydrogen

從圖7 可知,在制氫耗電價(jià)格為0 元/(MW·h)的前提下,隨著P2H 裝機(jī)容量的增大,單位氫氣的平準(zhǔn)化成本呈先減小后增大的趨勢(shì)。 P2H 裝機(jī)容量為20 MW 時(shí),單位氫氣的平準(zhǔn)化成本最低為0.688 元/m3。 由此可見,隨著P2H 裝機(jī)容量的增大,風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)在提高風(fēng)電利用率的同時(shí)其投資成本也在逐漸上升。

進(jìn)一步分析風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的經(jīng)濟(jì)性,以確定風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)的最佳規(guī)模。 目前堿性電解槽的電耗量為4.2 ～5.5 (kW·h)/m3,因此P2H 的電耗量μH取為4.5 (kW·h)/m3[13],氫氣自提售價(jià)設(shè)為3.5 元/m3。 本文電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)發(fā)電側(cè)按照“偏差結(jié)算”的原則開展,日前電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)根據(jù)機(jī)組日前中標(biāo)量與日前市場(chǎng)出清電價(jià)計(jì)算電費(fèi),實(shí)時(shí)電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)根據(jù)機(jī)組實(shí)際分時(shí)上網(wǎng)電量與日前市場(chǎng)分時(shí)出清電量之間的差額,以及實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清電價(jià)計(jì)算偏差電費(fèi)。

在情景3、風(fēng)電場(chǎng)日前預(yù)測(cè)誤差為+10%的基礎(chǔ)上,基于圖7 不同裝機(jī)容量下單位氫氣的平準(zhǔn)化成本[20],計(jì)算不同P2H 容量下風(fēng)電場(chǎng)日收益情況,結(jié)果如圖8 所示。

圖8 風(fēng)電場(chǎng)日收益隨P2H 容量的變化趨勢(shì)Fig.8 Trend of daily income of wind farm with P2H capacity

從圖8 可知,在情景3、風(fēng)電場(chǎng)日前預(yù)測(cè)誤差為+10%的基礎(chǔ)上,隨著P2H 裝機(jī)容量的增加,風(fēng)電場(chǎng)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的日收益變化趨勢(shì)為先增加后減少。 當(dāng)風(fēng)電場(chǎng)配備55 MW 的P2H 裝置時(shí),風(fēng)電場(chǎng)日收益達(dá)到最大為96.77 萬元,此時(shí)風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性最佳。

2.3.3 風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)對(duì)現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)的影響

1)無P2H 時(shí)風(fēng)電滲透率對(duì)電價(jià)的影響。

求解日前現(xiàn)貨市場(chǎng)競(jìng)價(jià)交易優(yōu)化模型,得到無P2H 時(shí)日前市場(chǎng)分時(shí)電價(jià)和平均電價(jià)隨風(fēng)電滲透率的變化趨勢(shì)分別如圖9 和圖10 所示。

綜合圖9 和圖10 可知,隨著風(fēng)電滲透率的增大,日前平均電價(jià)整體呈下降趨勢(shì),但日前分時(shí)電價(jià)并非嚴(yán)格單調(diào)遞減。 例如時(shí)段t =5 時(shí),情景4 下的電價(jià)最高為380.25 元/(MW·h),t =24 時(shí),情景3 下的電價(jià)最高為371.26 元/(MW·h)。 相較于其他時(shí)段,時(shí)段1—6 和時(shí)段15—18日前系統(tǒng)邊際電價(jià)下降較為明顯。 這是因?yàn)樨?fù)荷低谷時(shí)段往往是風(fēng)電大發(fā)時(shí)段,風(fēng)電穿透率越高,風(fēng)電機(jī)組在現(xiàn)貨市場(chǎng)中對(duì)高邊際成本機(jī)組的代替性就越強(qiáng)。 若無價(jià)格限制,市場(chǎng)有可能出現(xiàn)零價(jià)或者負(fù)電價(jià)情況。

圖9 無P2H 時(shí)日前分時(shí)電價(jià)隨風(fēng)電滲透率的變化情況Fig.9 The variation of day-ahead electricity price with wind power penetration without P2H

圖10 無P2H 時(shí)日前平均電價(jià)隨風(fēng)電滲透率的變化情況Fig.10 The variation of day-ahead average price with wind power penetration without P2H

2)無P2H 時(shí)風(fēng)電不確定性對(duì)電價(jià)的影響。

為研究風(fēng)電不確定性對(duì)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)出清電價(jià)的影響,在情景3 的基礎(chǔ)上,將日前風(fēng)功率預(yù)測(cè)精度分別設(shè)定為5%、10%、15%,20%,得到無P2H 時(shí)不同風(fēng)電預(yù)測(cè)誤差下實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場(chǎng)的出清電價(jià)區(qū)間如圖11 所示。 文中正誤差代表風(fēng)電場(chǎng)實(shí)際出力高于日前預(yù)測(cè)值,負(fù)誤差代表風(fēng)電場(chǎng)的實(shí)際出力值低于日前預(yù)測(cè)值。

從圖11 可以看出,當(dāng)系統(tǒng)滲透率較高且無P2H時(shí),風(fēng)電不確定性將造成實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清電價(jià)的劇烈波動(dòng),例如風(fēng)電日前預(yù)測(cè)誤差為20%時(shí),在t =15 下實(shí)時(shí)市場(chǎng)的電價(jià)波動(dòng)范圍為300.0 ～451.4 元/(MW·h)。日前風(fēng)功率預(yù)測(cè)誤差越大,實(shí)時(shí)市場(chǎng)與日前市場(chǎng)出清電價(jià)價(jià)差越大,且呈現(xiàn)“正電量低價(jià),負(fù)電量高價(jià)”的特點(diǎn)。 這是因?yàn)樵趯?shí)時(shí)市場(chǎng)中風(fēng)電場(chǎng)正誤差出力將擠占日前市場(chǎng)邊際成本較高的常規(guī)機(jī)組的發(fā)電空間,進(jìn)而導(dǎo)致實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清電價(jià)下降;而風(fēng)電場(chǎng)負(fù)誤差出力將迫使市場(chǎng)決策者通過調(diào)用高價(jià)機(jī)組的發(fā)電量來平衡風(fēng)電場(chǎng)的負(fù)功率誤差,導(dǎo)致實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清電價(jià)上升。

圖11 無P2H 時(shí)不同預(yù)測(cè)誤差下實(shí)時(shí)電價(jià)波動(dòng)情況Fig.11 Real-time electricity price fluctuation with different forecast errors without P2H

在日前風(fēng)功率預(yù)測(cè)精度為10%的基礎(chǔ)上,計(jì)算得到情景3 下實(shí)時(shí)市場(chǎng)與日前市場(chǎng)時(shí)段0—24 價(jià)差變化情況如圖12 所示。

圖12 無P2H 時(shí)實(shí)時(shí)與日前市場(chǎng)價(jià)差24 h 變化趨勢(shì)Fig.12 24 h trend of real-time and day-ahead market price difference without P2H

由圖12 可知,相較于其他時(shí)段,時(shí)段2—5 和時(shí)段15—18下日前市場(chǎng)與實(shí)時(shí)市場(chǎng)的價(jià)差更大。 這是因?yàn)檫@兩個(gè)時(shí)段是風(fēng)電出力高峰時(shí)段,同時(shí)也是負(fù)荷需求低谷時(shí)段,當(dāng)系統(tǒng)風(fēng)電滲透率較高、風(fēng)電場(chǎng)日前預(yù)測(cè)誤差較大以及日前現(xiàn)貨市場(chǎng)的邊際機(jī)組在日前中標(biāo)容量較小時(shí),風(fēng)電場(chǎng)的正誤差出力有可能完全擠占在日前市場(chǎng)中標(biāo)的小容量機(jī)組的發(fā)電空間,成為實(shí)時(shí)市場(chǎng)的邊際機(jī)組,造成實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清價(jià)格的大幅度下降,導(dǎo)致風(fēng)電場(chǎng)收益進(jìn)一步降低,甚至虧本。 此外,隨著風(fēng)電比例提高,風(fēng)電不確定性將導(dǎo)致系統(tǒng)對(duì)靈活性資源的需求大幅增加,日平均電價(jià)下降的同時(shí)系統(tǒng)運(yùn)行成本也相應(yīng)增加。

由此可見,無P2H 時(shí),高比例風(fēng)電情景下現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)的下降以及靈活性資源分?jǐn)傎M(fèi)用的增加將進(jìn)一步壓低風(fēng)電場(chǎng)收益,不利于風(fēng)電場(chǎng)的發(fā)展。

3)有P2H 時(shí)風(fēng)電場(chǎng)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)對(duì)電價(jià)的影響。

進(jìn)一步,分析情景3 下風(fēng)電場(chǎng)配備55 MW P2H裝置參與現(xiàn)貨市場(chǎng)對(duì)電價(jià)的影響如圖13 所示。

由圖13 可知,風(fēng)電場(chǎng)配備55MW 的P2H 裝置參與現(xiàn)貨市場(chǎng)時(shí),不同風(fēng)電預(yù)測(cè)誤差下實(shí)時(shí)市場(chǎng)與日前市場(chǎng)的價(jià)差均明顯降低。 例如,t =16 ,風(fēng)電日前預(yù)測(cè)誤差為+ 10% 時(shí)實(shí)時(shí)市場(chǎng)與日前市場(chǎng)價(jià)差由-94.19 元/(MW·h)降為-0.42 元/(MW·h),降幅為99.58%。 可見,現(xiàn)貨市場(chǎng)情景下,風(fēng)電場(chǎng)配置一定容量的P2H 裝置能夠有效避免實(shí)時(shí)市場(chǎng)價(jià)格的進(jìn)一步下降,有助于平抑電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)的電價(jià)波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn),保障風(fēng)電場(chǎng)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的收益。

圖13 有P2H 時(shí)不同預(yù)測(cè)誤差下實(shí)時(shí)電價(jià)波動(dòng)情況Fig.13 Influence of wind-hydrogen combined system on spot market price

2.3.4 雙層優(yōu)化模型有效性驗(yàn)證

為驗(yàn)證本文模型的正確性及有效性,對(duì)相同算例系統(tǒng)及參數(shù)下不同優(yōu)化運(yùn)行策略的優(yōu)化結(jié)果進(jìn)行對(duì)比分析。 其中模型1 是以風(fēng)電場(chǎng)總收益最大為目標(biāo)的風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)單層優(yōu)化模型,該模型通過調(diào)用P2H平抑風(fēng)電日前預(yù)測(cè)誤差,提高風(fēng)電消納能力。 模型2為本文所提雙層優(yōu)化模型。 兩種優(yōu)化運(yùn)行策略下P2H 功率如圖14 所示。

圖14 棄風(fēng)量與電轉(zhuǎn)氫量對(duì)比Fig.14 Comparison of abandoned wind power and hydrogen conversion

由圖14 可知,風(fēng)電場(chǎng)棄風(fēng)現(xiàn)象在時(shí)段2—6 較為明顯,模型1 下各個(gè)時(shí)段的P2H 功率均較大,風(fēng)電場(chǎng)實(shí)時(shí)計(jì)劃申報(bào)出力更接近于其日前計(jì)劃出力,而模型2 僅在時(shí)段23—7 和時(shí)段16—18 P2H 功率較大。 由圖12 可知,日前市場(chǎng)與實(shí)時(shí)市場(chǎng)的價(jià)差在時(shí)段2—5和時(shí)段15—18 較大,模型2 下P2H 功率較大時(shí)段與風(fēng)電場(chǎng)棄風(fēng)電量較大或市場(chǎng)價(jià)差較大時(shí)段高度重合。由此可以驗(yàn)證本文所提雙層優(yōu)化模型的正確性。

為衡量部分電量經(jīng)P2H 轉(zhuǎn)換為氫氣售出所給風(fēng)電場(chǎng)帶來的效益,本文提出等效售電收益指標(biāo),計(jì)算公式如式(23)所示:

表4 為兩種模型下風(fēng)電利用率和風(fēng)電場(chǎng)總收益對(duì)比,由表格數(shù)據(jù)可知,兩種優(yōu)化模型下風(fēng)電利用率均在99% 以上,模型2 比模型1 風(fēng)電利用率高0.13%,模型2 售電收益相對(duì)較大為59.14 萬元,等效售電收益相對(duì)較小為37.64 萬元,風(fēng)電場(chǎng)總收益較模型1 增加了4.54 萬元。 綜上所示,本文所建模型的效果要優(yōu)于普通的風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)單層優(yōu)化模型。

表4 不同風(fēng)氫優(yōu)化模型對(duì)比Table 4 Comparison of different optimization models

2.3.5 風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)對(duì)常規(guī)機(jī)組收益的影響

以常規(guī)機(jī)組2 為例,在情景3、日前風(fēng)功率預(yù)測(cè)誤差+ 10% 的基礎(chǔ)上,采用無P2H、50 MW P2H、55 MW P2H三種計(jì)算場(chǎng)景,分析風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)對(duì)常規(guī)機(jī)組收益的影響。 假設(shè)常規(guī)機(jī)組2的發(fā)電成本為251 元/(MW·h),發(fā)電側(cè)按“偏差結(jié)算”的原則開展時(shí),火電機(jī)組的利潤(rùn)計(jì)算公式如式(24)所示:

通過計(jì)算雙層優(yōu)化模型得到常規(guī)機(jī)組2 參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的中標(biāo)電量如圖15 所示,進(jìn)一步結(jié)合式(24)計(jì)算出常規(guī)機(jī)組2 的利潤(rùn)情況如圖16 所示。

圖15 風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)對(duì)常規(guī)機(jī)組中標(biāo)電量的影響Fig.15 Influence of wind-hydrogen combined system on output of conventional units

綜合圖15 和圖16 可知,常規(guī)機(jī)組2 在時(shí)段1—3、時(shí)段5、時(shí)段16—19 和時(shí)段23—24 下能獲得更多的中標(biāo)出力。 例如,在t =16 時(shí)段下常規(guī)機(jī)組2 中標(biāo)出力由25 MW 上升到53.24 MW,在t =24 時(shí)段下常規(guī)機(jī)組2 中標(biāo)出力由52.76 MW 上升到80 MW。此外,由于風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)在部分時(shí)段將富余風(fēng)電轉(zhuǎn)化為氫氣,降低了實(shí)時(shí)市場(chǎng)與日前市場(chǎng)的價(jià)差,有效避免了實(shí)時(shí)市場(chǎng)電價(jià)的進(jìn)一步下降,因此常規(guī)機(jī)組2 在市場(chǎng)中的利潤(rùn)增大。 例如在t =17 時(shí)段下常規(guī)機(jī)組2 利潤(rùn)從0.48 萬元上升到0.81 萬元,同比增長(zhǎng)了68.81%。 由此可見,在高比例風(fēng)電的新型電力系統(tǒng)情景下,風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)可實(shí)現(xiàn)常規(guī)電力填谷,提高電力系統(tǒng)效率、安全性和經(jīng)濟(jì)性。

圖16 常規(guī)機(jī)組2 的利潤(rùn)情況Fig.16 Profit of conventional unit 2

3 結(jié)論

1)隨著風(fēng)電滲透率增大,電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)系統(tǒng)邊際電價(jià)整體呈下降趨勢(shì)且系統(tǒng)對(duì)靈活性資源的需求不斷上升;日前風(fēng)功率預(yù)測(cè)誤差將引起實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清電價(jià)的劇烈波動(dòng),當(dāng)電網(wǎng)調(diào)峰能力不足時(shí),風(fēng)電場(chǎng)棄風(fēng)增加,難以保障風(fēng)電場(chǎng)投資成本的回收。

2)風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)可以有效解決風(fēng)電大發(fā)或者電網(wǎng)調(diào)峰能力有限時(shí)產(chǎn)生的棄風(fēng)問題。 風(fēng)電場(chǎng)通過合理利用富余電量和低價(jià)電量制氫,有效降低制氫成本,提高風(fēng)電利用率,在經(jīng)濟(jì)上具有可行性。

3)風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)參與電力市場(chǎng)可以降低日前預(yù)測(cè)誤差造成的實(shí)時(shí)市場(chǎng)電價(jià)波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn),幫助風(fēng)電場(chǎng)減少偏差考核費(fèi)用以及靈活性資源的分?jǐn)傎M(fèi)用,有效解決了風(fēng)電場(chǎng)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的收益問題。 此外,風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)還可以實(shí)現(xiàn)常規(guī)電力填谷,提升常規(guī)機(jī)組效益,具有良好的應(yīng)用價(jià)值。

需要說明的是,P2H 作為靈活性調(diào)節(jié)資源在電力市場(chǎng)中有多種參與方式,對(duì)于P2H 作為獨(dú)立市場(chǎng)主體參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的分析,還需要在后續(xù)研究中進(jìn)一步完善。

附錄A

表A1 各時(shí)段常規(guī)機(jī)組報(bào)價(jià)數(shù)據(jù)Table A1 Initial investment parameters of wind-hydrogen combined system ?

表A2 風(fēng)氫聯(lián)合系統(tǒng)初始投資參數(shù)Table A2 Quotation parameters of conventional units in each period ?