邢曉敏，杜鈞淇，李貽濤，周茉

（1. 東北電力大學(xué)電氣工程學(xué)院， 吉林 吉林 132012；2. 華電吉林能源有限公司， 長春 130021）

0 引言

我國海島眾多，保障其電力能源供給對我國發(fā)展海洋經(jīng)濟(jì)、實現(xiàn)海洋強(qiáng)國戰(zhàn)略具有重要意義［1］，同時構(gòu)建清潔低碳、高效穩(wěn)定的能源系統(tǒng)是實現(xiàn)我國碳中和目標(biāo)的重要一環(huán)。微電網(wǎng)是由傳統(tǒng)化石能源供能轉(zhuǎn)向新能源供能的重要手段，也是解決我國偏遠(yuǎn)海島地區(qū)供電的關(guān)鍵技術(shù)［2-5］，微電網(wǎng)憑借風(fēng)電、光伏結(jié)合儲能電池和燃?xì)廨啓C(jī)可以保證海島供電的靈活性和穩(wěn)定性。然而海島居民負(fù)荷變化和風(fēng)光出力均隨季節(jié)更替有明顯的變化［6］，夏季和冬季居民的冷熱負(fù)荷需求給海島供電帶來壓力，需要燃?xì)廨啓C(jī)頻繁參與調(diào)度，這產(chǎn)生了大量的碳排放；同時，在春秋季負(fù)荷水平較低時，電池儲能不足以消納過剩的風(fēng)光出力，缺乏大規(guī)模、長周期的儲能方式，導(dǎo)致大量棄風(fēng)棄光，解決上述問題是當(dāng)前海島微網(wǎng)建設(shè)規(guī)劃研究的重點之一。

關(guān)于海島微電網(wǎng)建設(shè)的研究內(nèi)容已有很多，文獻(xiàn)［7-8］引入了海水淡化設(shè)備，在消納多余的風(fēng)光出力的同時實現(xiàn)海島水-電聯(lián)合供應(yīng)；文獻(xiàn)［9-10］提出儲電船舶概念，海島群之間通過儲電船舶進(jìn)行能量調(diào)度，儲電船舶在新能源出力過?；蜇?fù)荷水平低的海島進(jìn)行充電，在新能源出力不足或者負(fù)荷水平高的海島放電，打破了單一海島獨立發(fā)展的格局；文獻(xiàn)［11-12］基于海島地理條件，在海島上建設(shè)抽水蓄能電站來平抑新能源出力的波動性，實現(xiàn)電能的長期儲存。上述研究給海島微網(wǎng)建設(shè)提供了一定的參考，但也存在一定的局限性：海水淡化工程后期維護(hù)成本高，且海域環(huán)境不同導(dǎo)致設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)不同，難以形成統(tǒng)一的工程規(guī)范；儲電船舶航行受海上惡劣天氣影響，難以保證可靠性；抽水蓄能電站要求一定的地理條件。目前，氫儲能系統(tǒng)憑借儲能周期長，新能源消納能力強(qiáng)等特點成為當(dāng)前風(fēng)光消納研究的熱點［13-14］。隨著新能源發(fā)電制氫及儲氫技術(shù)日益成熟，在海島微網(wǎng)中引入氫儲能系統(tǒng)作為長期儲能方式是一個可行的辦法。

目前針對氫儲能已有較多研究：文獻(xiàn)［15］使用氫儲能系統(tǒng)平抑風(fēng)光場發(fā)電側(cè)的波動性，結(jié)合NSGA-Ⅱ和熵權(quán)法對氫儲能系統(tǒng)的容量進(jìn)行優(yōu)化配置；文獻(xiàn)［16］考慮不確定性對電-熱-氫綜合能源系統(tǒng)進(jìn)行容量優(yōu)化；文獻(xiàn)［17］建立了一個以氫儲能系統(tǒng)為儲能核心的微網(wǎng)群，使用遺傳算法對四個微網(wǎng)的分布式電源進(jìn)行容量優(yōu)化；文獻(xiàn)［18］對單位電量成本、供電不足以及發(fā)電過剩3 個指標(biāo)進(jìn)行加權(quán)構(gòu)成單目標(biāo)函數(shù)，使用回溯搜索算法確定最優(yōu)電氫混合儲能容量；文獻(xiàn)［19］對電解制氫設(shè)備進(jìn)行了改進(jìn)，基于我國南海某島嶼，優(yōu)化了含氫儲能的海島微網(wǎng)調(diào)度方案，但未對容量配置進(jìn)行研究；文獻(xiàn)［20］建立了含氫儲能的綜合能源系統(tǒng)容量和調(diào)度雙層優(yōu)化模型，但僅用一種典型日的風(fēng)光出力和負(fù)荷情況作為算例，缺乏對不確定性的考慮。

此外，上述有關(guān)海島微網(wǎng)建設(shè)研究內(nèi)容供能形式單一，研究內(nèi)容僅考慮海島供電和供水，沒有考慮海島居民冷熱負(fù)荷需求。目前海島居民普遍使用空調(diào)滿足冷熱負(fù)荷需求，而海水源熱泵相對于空調(diào)具有更高的能效系數(shù)，只需消耗少量的電能就能達(dá)到和空調(diào)同樣的效果，能夠降低海島夏季冬季的電負(fù)荷需求［21］，當(dāng)前，我國大連、威海已有相關(guān)的海水源熱泵工程示范案例。文獻(xiàn)［22］對我國天津、青島、上海、寧波4個沿海城市的海水源熱泵工程從技術(shù)、經(jīng)濟(jì)、環(huán)境、地理條件4個角度進(jìn)行了可行性分析，并指出海水源熱泵系統(tǒng)可以在減少碳排放；文獻(xiàn)［23］對大量數(shù)據(jù)進(jìn)行了統(tǒng)計，給出了水源熱泵能效系數(shù)的計算模型；文獻(xiàn)［24］指出進(jìn)水溫度是影響海水源熱泵能效系數(shù)的主要因素；文獻(xiàn)［25］分析了海水源熱泵的成本問題；文獻(xiàn)［26］對含熱泵的綜合能源系統(tǒng)的調(diào)度問題進(jìn)行了優(yōu)化；文獻(xiàn)［27］考慮電動汽車和熱泵參與調(diào)度提高風(fēng)電消納；但文獻(xiàn)［26-27］均未考慮熱源溫度對熱泵能效系數(shù)的影響，這也是當(dāng)前含熱泵的綜合能源系統(tǒng)研究普遍存在的問題。

綜上所述，本文針對當(dāng)前海島缺乏長期儲能方式和碳排放量高的問題，建立了包含氫儲能系統(tǒng)和海水源熱泵的海島綜合能源微網(wǎng)，采用NSGA-III算法綜合年化成本、風(fēng)光損耗率、碳排放三方面求解海島微網(wǎng)的最佳容量，基于模糊隸屬度函數(shù)選出綜合滿意度最大的配置結(jié)果，對比一般的海島微網(wǎng)結(jié)構(gòu)的容量配置結(jié)果，本文建立的海島微網(wǎng)在風(fēng)光利用率和環(huán)保性方面更具優(yōu)勢；優(yōu)化后典型日各分布式電源的運(yùn)行曲線驗證了優(yōu)化結(jié)果的正確性。

1 海島綜合能源微網(wǎng)簡介

1.1 海島綜合能源微網(wǎng)結(jié)構(gòu)模型

海島的綜合能源微網(wǎng)的結(jié)構(gòu)模型如圖1所示。光伏太陽能板（photovoltaic，PV）和風(fēng)力發(fā)電機(jī)（wind turbine，WT）作為主要出力設(shè)備；電池儲能電站作為發(fā)電側(cè)儲能平抑風(fēng)光出力波動；氫儲能系統(tǒng)作為發(fā)電側(cè)儲能，由制氫設(shè)備（hydrogen production equipment，HPE）、氫存儲罐（hydrogen storage tank，HST）和氫燃料電池（hydrogen fuel cell，HFC）組成；燃?xì)廨啓C(jī)（gas turbine，GT）用于島內(nèi)緊急供電；海水源熱泵（sea source heat pump，SSHP）用于供應(yīng)島內(nèi)熱負(fù)荷和冷負(fù)荷；吸收式制冷機(jī)用于回收氫燃料電池和燃?xì)廨啓C(jī)的余熱制冷。此外，制氫的副產(chǎn)物氧氣也可以用于供給海島水產(chǎn)養(yǎng)殖企業(yè)，發(fā)展海島經(jīng)濟(jì)。

圖1 海島綜合能源微網(wǎng)結(jié)構(gòu)Fig. 1 Island integrated energy microgrid structure

海水源熱泵結(jié)構(gòu)模型如圖2所示。

圖2 海水源熱泵結(jié)構(gòu)模型圖Fig. 2 Structural model diagram of seawater source heat pump

整個海水源熱泵系統(tǒng)由水源系統(tǒng)、熱泵系統(tǒng)和用戶終端系統(tǒng)組成，其中水源系統(tǒng)用于給整個系統(tǒng)提供熱源或冷源，熱泵系統(tǒng)用于完成熱交換過程，用戶終端系統(tǒng)用于分配熱、冷能給用戶。在供熱工況下：海水經(jīng)水源系統(tǒng)的取水泵輸送至熱泵系統(tǒng)蒸發(fā)器，冷卻劑在蒸發(fā)器中吸收海水熱量氣化，再通過壓縮機(jī)增壓，在冷凝器處放熱液化，用戶側(cè)循環(huán)水吸收冷卻劑的熱量后分配給用戶供暖，放熱后的冷卻劑通過閥門回到蒸發(fā)器，繼續(xù)下一循環(huán)；供冷工況是供熱工況的逆向過程，氣化的冷卻劑在冷凝器處放熱液化，經(jīng)閥門至蒸發(fā)器吸收用戶循環(huán)水中的熱量氣化，氣化后的冷卻劑經(jīng)壓縮機(jī)至冷凝器處繼續(xù)下一循環(huán)。

1.2 各出力單元數(shù)學(xué)模型

風(fēng)力發(fā)電機(jī)及光伏太陽能板數(shù)學(xué)模型如式（1）—（3）所示。

式 中：V(t)、Vin、Vout、Vrate分 別 為t時 刻 的 風(fēng) 力 發(fā) 電機(jī)槳葉處風(fēng)速、風(fēng)力發(fā)電機(jī)切入風(fēng)速、切出風(fēng)速以及額定風(fēng)速；Prate、PWT(t)分別為風(fēng)力發(fā)電機(jī)額定功率和t時刻的輸出功率；Vsta、hsta、hWT分別為風(fēng)速計所測的風(fēng)速、風(fēng)速計安裝高度以及風(fēng)力發(fā)電機(jī)高度；γ為摩擦系數(shù)，與風(fēng)力發(fā)電機(jī)安裝地形有關(guān)；PPV(t)、Prate分別為t時刻光伏太陽能板的輸出功率和額定功率；G(t)、Gsta分別為t時刻太陽輻射強(qiáng)度和標(biāo)準(zhǔn)輻射強(qiáng)度；K為溫度對光伏太陽能板功率的影響系數(shù)；fpv為板面清潔度影響因子。

電池儲能電站的數(shù)學(xué)模型如式（4）所示。

式中：SSOC(t)、SSOC(t-1)分別為儲能電池在t時刻和t-1 時刻的電量狀態(tài)；Pbc(t)、Pbd(t)分別為t時刻儲能電池的充電功率和放電功率；ηc、ηd分別為儲能電池的充、放電效率；δ為電池的自放電系數(shù)；Δt為單位調(diào)度區(qū)間1 h。

電解槽的數(shù)學(xué)模型如式（5）所示。

式中：PEC(t)分別為電解槽t時刻的功率；ηEC、α分別為電解槽的效率和電氫轉(zhuǎn)化系數(shù)；EECh2(t)為電解槽t時刻的產(chǎn)氫量，kg。

儲氫罐的數(shù)學(xué)模型如式（6）所示。

式中：HHST(t)、HHST(t-1)、ηloss分別為儲氫罐t時刻和t- 1 時刻的儲存氫氣量、壓縮機(jī)耗電量（已轉(zhuǎn)化為氫氣損耗率）；HHFCh2(t)為t時刻的輸送給氫燃料電池的氫氣量，kg。

氫燃料電池的數(shù)學(xué)模型如式（7）所示。

式中：PHFC(t)、HHFC(t)分別為t時刻氫燃料電池的輸出電功率和熱功率；ηe_HFC、ηh_HFC分別為氫燃料電池的電效率和熱效率；β為氫氣的低位熱值。

海水源熱泵的數(shù)學(xué)模型如式（8）所示。

式中：CCOPH(t)、CCOPC(t)分別為t時刻海水源熱泵的制熱制冷能效系數(shù)；HSSHP(t)、CSSHP(t)、PSSHP(t)分別為t時刻海水源熱泵的制熱量、制冷量和消耗的電量；Th、Tc、Ts分別為供暖季和供冷季平均出水溫度以及水源溫度；a—j均為擬合系數(shù)。

燃?xì)廨啓C(jī)的數(shù)學(xué)模型如式（9）所示。

式中：PGT(t)、HGT(t)為燃?xì)廨啓C(jī)t時刻的輸出電功率和熱功率；ηe_GT、ηh_GT分別為燃?xì)廨啓C(jī)的電效率和熱效率；F(t)、LCV分別為燃?xì)廨啓C(jī)t時刻的燃料消耗量和天然氣低位熱值。

吸收式制冷機(jī)的數(shù)學(xué)模型如式（10）所示。

式中Cabs(t)、CCOP，abs分別為吸收式制冷機(jī)t時刻的制冷量和能效系數(shù)。

2 海島微網(wǎng)優(yōu)化模型建立

2.1 目標(biāo)函數(shù)

為保證海島綜合能源微網(wǎng)建設(shè)的經(jīng)濟(jì)性，提出目標(biāo)函數(shù)一：最小化綜合年化成本。

式中：C、Cinv、Cman、Crep、Csub、Cenv、Cp分別為綜合年化成本、投資成本、運(yùn)維損耗成本、設(shè)備更換成本、政策補(bǔ)貼、環(huán)境成本以及能源斷供懲罰。在投資成本中：ki、Ni、A分別為第i種分布式電源的單位裝機(jī)成本、裝機(jī)容量和資金回收系數(shù)；r、ni分別為利率和設(shè)備使用年限。在運(yùn)維損耗成本中：mi為第i種分布式電源的單位容量固定運(yùn)維損耗成本；ft為t時刻燃?xì)廨啓C(jī)的工作狀態(tài)，取值0-1 變量，1 表示燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)啟動，0 表示未啟動。在設(shè)備更換成本中：krep為第i種需要更換設(shè)備的殘余價值。在政策補(bǔ)貼中：si為第i種分布式電源在建設(shè)時的政策補(bǔ)貼率。在環(huán)境成本中：Ki為第i種排放物的治理成本系數(shù)；Ei為第i種排放物的排放量；Ppali為第i種污染物的罰款金額。在能源斷供懲罰中：cpal、llpspi(t)、LLPSPi分 別 為 斷 供 懲 罰 系 數(shù)、t時 刻第i種能源斷供量和第i種能源的全年允許最大能源斷供量。

為了保證海島綜合能源微網(wǎng)的風(fēng)光利用率，不出現(xiàn)大規(guī)模棄風(fēng)棄光現(xiàn)象，提出目標(biāo)函數(shù)二：最小化風(fēng)光浪費率。

式中l(wèi)loss(t)為t時刻棄風(fēng)光量。

為保證海島綜合能源微網(wǎng)建設(shè)的環(huán)保性，提出目標(biāo)函數(shù)三：最小化碳排放量：

式中Em為燃?xì)廨啓C(jī)單位發(fā)電量的碳排放量。

2.2 約束條件

海島綜合能源微網(wǎng)各分布式電源以及優(yōu)化過程中需滿足的約束條件如下。

2.2.1 不等式約束

考慮到島嶼面積等實際情況，各分布式電源裝機(jī)有最大最小限制約束。

式中Nmini、Nmaxi分別為第i種分布式電源的最大和最小裝機(jī)容量。

為保證儲能電池的使用壽命，制定儲能電池的相關(guān)約束條件如下：

式中SSOCmax、PSOCmax分別為儲能電池的最大容量以及單位調(diào)度時間內(nèi)最大充放電功率。

電解槽、儲氫罐、氫燃料電池的出力約束限制為：

式中：PECmax、EECmax分別為電解槽的最大輸出功率和單位時間的最大可調(diào)度功率；HHSTmax、VHSTmax分別為儲氫罐單位調(diào)度時間的最大充放氫氣上限和額定容量；PHFCmax為氫燃料電池的出力上限。

海水源熱泵、燃?xì)廨啓C(jī)、吸收式制冷機(jī)的出力約束限制為：

式中：PSSHPmax為海水源熱泵的最大輸入電功率；PGTmax為燃?xì)廨啓C(jī)的最大出力；Cabsmax為吸收式制冷機(jī)的出力上限。

此外，規(guī)定儲能電池不許同時充放電，儲氫罐不許同時充放氫氣。

2.2.2 等式約束

1）電功率平衡約束

式中Eload(t)、Elpsp(t)分別為海島t時刻的電負(fù)荷和電負(fù)荷不足量。

2）熱功率平衡約束

式中Hload(t)、Hlpsp(t)分別為海島t時刻的熱負(fù)荷和熱負(fù)荷不足量。

3）冷功率平衡約束

式中Cload(t)、Clpsp(t)分別為海島t時刻的冷負(fù)荷和冷負(fù)荷不足量。

4）氫功率平衡約束

式中Qload(t)、QEC(t)、QHST(t)、Qlpsp(t)分別為海島t時刻的氫負(fù)荷、電解槽供給氫負(fù)荷的氫氣、儲氫罐供給氫負(fù)荷的氫氣以及氫負(fù)荷不足量。規(guī)定各種負(fù)荷不足量不得超過全年總量的1%。

3 模型求解算法

第2 節(jié)所建模型是一個多目標(biāo)優(yōu)化問題，2014 年Deb 團(tuán)隊提出的NSGA-Ⅲ算法是典型的多目 標(biāo) 求 解 算 法［28-30］，相 較 于NSGA-Ⅱ算 法，NSGA-Ⅲ的核心是采用基于歸一化空間參考點距離的選擇策略，使用NSGA-Ⅲ選擇策略在求解高維優(yōu)化問題時，可以避免算法陷入局部最優(yōu)。

NSGA-Ⅲ中的迭代算法是遺傳算法，引入pareto 支配理論對生成的子代進(jìn)行不斷更新，以尋求最佳的pareto 前沿解，NSGA-Ⅲ算法求解流程如圖3所示。

圖3 模型優(yōu)化求解流程Fig. 3 Model optimization solution process

對算法優(yōu)化流程關(guān)鍵步驟說明如下。

1）種群對應(yīng)本文分布式電源裝機(jī)容量的方案集，種群中每一個個體即為一個分布式電源裝機(jī)容量方案，每一個個體的基因型為風(fēng)電、光伏等各分布式電源的裝機(jī)容量。

2）對初始種群根據(jù)pareto 支配理論進(jìn)行非支配排序后，通過錦標(biāo)賽選擇法選取排序等級靠前的個體作為父代個體，父代個體通過模擬二進(jìn)制交叉和多項式變異操作生成子代個體。

3）父代和子代組成新種群后，此時新種群的個體數(shù)往往會超過種群個體數(shù)上限。對新種群的目標(biāo)函數(shù)進(jìn)行歸一化處理后，采用NSGA-Ⅲ的選擇策略選出有利于種群整體迭代方向的個體進(jìn)入下一代。

4）迭代完成時輸出最優(yōu)方案集，使用模糊隸屬度函數(shù)歸一化量綱，選出滿意度最大的個體（最優(yōu)配置方案）。其中，模糊隸屬度函數(shù)定義如下。

式中：un i、Un分別為第n個個體的第i個目標(biāo)函數(shù)的滿意度和第n個個體的綜合滿意度；f n i、f n imin、f inmax分別為第n個個體的第i個目標(biāo)函數(shù)值、第i個目標(biāo)函數(shù)的最小值、最大值。

4 案例分析

4.1 算例參數(shù)

本文仿真計算參考我國東海某小型海島條件，7—8月份為該島旅游季，總負(fù)荷水平全年最高。風(fēng)光、負(fù)荷數(shù)據(jù)采用全年8 760 h 的仿真數(shù)據(jù)。其中，風(fēng)速、太陽輻射強(qiáng)度參考文獻(xiàn)［4］。全年模擬風(fēng)速光照和東海月平均水溫如圖4 所示，全年電、熱、冷負(fù)荷和日氫負(fù)荷如圖5所示。

圖4 風(fēng)光數(shù)據(jù)及海水溫度Fig. 4 Wind solar data and sea temperature

圖5 負(fù)荷曲線Fig. 5 Load curve

由圖4—5 可以看出，海島風(fēng)速夏季低而冬季高，光照強(qiáng)度夏季高而冬季低；總負(fù)荷夏冬季高、春秋季低；風(fēng)光出力和海島負(fù)荷均呈現(xiàn)明顯的季節(jié)性。此外，圖4 中風(fēng)光曲線存在光照強(qiáng)度過低或風(fēng)速過低的極限場景，對應(yīng)陰天或者無風(fēng)等情況，如果僅采用單一典型日數(shù)據(jù)進(jìn)行算例仿真，會忽略季節(jié)效應(yīng)以及極限場景，所得優(yōu)化結(jié)果將產(chǎn)生很大誤差，因此本文仿真算例選用全年數(shù)據(jù)考慮了不確定性和季節(jié)效應(yīng)。所用各分布式電源設(shè)備的投資成本、技術(shù)參數(shù)如表1所示。

表1 中的成本均為考慮政策補(bǔ)貼后的成本，各種排放污染物罰款參考文獻(xiàn)［31］，儲能電池參數(shù)參考鉅大鋰電公司的電池參數(shù)；燃?xì)廨啓C(jī)的成本參考文獻(xiàn)［14］，技術(shù)參數(shù)參考Capstone 公司C65 微型燃?xì)廨啓C(jī)參數(shù)；氫儲能系統(tǒng)成本以及技術(shù)參數(shù)數(shù)據(jù)參考文獻(xiàn)［13］，其中考慮到電解槽制氫所需水處理裝置，電解槽成本取2 000 元/kW；熱泵配套設(shè)備成本參考文獻(xiàn)［32］的算例數(shù)據(jù)，考慮到海水的預(yù)處理成本和設(shè)備腐蝕情況，海水源熱泵投資成本取1.5萬元/kW，擬合參數(shù)和出水口平均水溫參考文獻(xiàn)［21］數(shù)據(jù)；年固定運(yùn)維成本取投資成本的2%，利率為5%，工程年限為20 a。

表1 設(shè)備參數(shù)Tab. 1 Equipment parameters

海島實施海水源熱泵工程有以下優(yōu)勢：水源充足，無需為尋求水源鋪設(shè)長管道以及建設(shè)大容量泵站，減少投資成本；其次，東海全年水溫均在0 ℃以上，無需考慮管道結(jié)冰問題，海洋表層（深度0～0.5 m）水溫受太陽輻射影響，日溫度變化幅度較大，因此東海島嶼海水源熱泵水源取水深度范圍在0.5～50 m［21］，此外也可以建造沙灘井以保證水源質(zhì)量。

4.2 容量配置優(yōu)化結(jié)果分析

在容量優(yōu)化配置的求解中，為了驗證本文所提出海島微網(wǎng)結(jié)構(gòu)的先進(jìn)性，設(shè)以下3 個方案，分別用NSGA-Ⅲ算法進(jìn)行求解。

方案1：海島微網(wǎng)結(jié)構(gòu)為普通的“風(fēng)-光-柴-儲”配置形式，供能方式為單一供電，居民供暖供冷采用空調(diào)。

方案2：海島微網(wǎng)結(jié)構(gòu)在方案1 的基礎(chǔ)上引入氫儲能系統(tǒng)，供能方式為電-氫聯(lián)供，居民供暖供冷采用空調(diào)。

方案3：在方案2 的基礎(chǔ)上引入海水源熱泵和吸收式制冷機(jī)，即本文所建海島微網(wǎng)結(jié)構(gòu)，供能方式為電-氫-冷-熱多能聯(lián)供，居民供暖供冷采用圖1中所示方式。

3 種方案優(yōu)化配置滿意度最大的配置形式如表2所示。

表2 容量配置結(jié)果Tab. 2 Capacity configuration results

3種方案容量配置結(jié)果目標(biāo)函數(shù)值如表3所示。

表3 目標(biāo)函數(shù)值Tab. 3 The objective function value

方案1和方案2的年棄風(fēng)光率分別為20.38%和6.02%，年碳排放量分別為33.03 t 和8.84 t，可以明顯看出，氫儲能系統(tǒng)能有效減少棄風(fēng)光率和碳排放量，而方案3 的年棄風(fēng)光率為5.95%，年碳排放量僅為2.44 t，這說明本文所提微網(wǎng)結(jié)構(gòu)在提高風(fēng)光利用率和降低碳排放方面具有顯著的優(yōu)越性。同時，海水源熱泵的應(yīng)用降低了海島全年負(fù)荷的峰谷差異，方案3 對儲能電池、儲氫罐、氫燃料電池和燃?xì)廨啓C(jī)的容量需求減小，因此方案3 的年化成本較方案2 低19.96 萬元，節(jié)省的成本主要是海水源熱泵帶來的低碳收益以及節(jié)省的其余分布式電源的投資。

最后，對比方案1、方案2，方案3的目標(biāo)函數(shù)值，年化成本與棄風(fēng)光率以及碳排放是矛盾的，如果要降低碳排放，就需要提高風(fēng)光裝機(jī)容量，而大容量的風(fēng)電光伏難免會產(chǎn)生大規(guī)模棄風(fēng)棄光，若要減少棄風(fēng)棄光需要裝設(shè)大容量的儲能，大容量的儲能會帶來高額的成本。

4.3 后續(xù)運(yùn)行結(jié)果分析

為了驗證優(yōu)化結(jié)果的正確性，選取春秋典型日電調(diào)度曲線，日氫調(diào)度曲線，夏季典型日冷調(diào)度和冬季典型日熱調(diào)度，對上述調(diào)度的功率曲線進(jìn)行繪制，如圖6—9所示。

圖6 春秋季電調(diào)度曲線Fig. 6 Spring and autumn electricity dispatch curves

圖7 春秋季氫調(diào)度曲線Fig. 7 Spring and autumn hydrogen dispatch curves

圖8 夏季冷調(diào)度曲線Fig. 8 Summer cold dispatch curves

圖9 冬季熱調(diào)度曲線Fig. 9 Winter heat dispatch curves

由圖6—9 的調(diào)度運(yùn)行曲線可知，各分布式出力完全滿足功率平衡以及各分布式電源出力約束，這說明本文的優(yōu)化結(jié)果是準(zhǔn)確的。在春秋季典型日的電調(diào)度曲線中：儲能電池在03∶00—05∶00 時風(fēng)光出力過剩時消納多余電量，電池充滿后，啟動電解槽繼續(xù)消納多余風(fēng)光出力，在19∶00—24∶00 時風(fēng)光出力不足以供給負(fù)荷時，儲能電池放電供能，23∶00—24∶00時儲能電池電量不足，啟動氫燃料電池繼續(xù)供能；

在春秋季的氫調(diào)度曲線中，在02∶00—17∶00時風(fēng)光出力過剩時電解槽直接制氫供給氫負(fù)荷，多余的氫氣存在儲氫罐中，在18∶00—次日01∶00 時，風(fēng)光出力不足，由儲氫罐繼續(xù)供給氫負(fù)荷。

在夏季冷調(diào)度曲線中，冷負(fù)荷在00∶00—19∶00時主要由海水源熱泵供給，21∶00—24∶00時由海水源熱泵和吸收式制冷機(jī)共同供給，因為在晚間負(fù)荷高峰期，電池電量耗盡后，由氫燃料電池進(jìn)行供電，同時吸收式制冷機(jī)吸收氫燃料電池的余熱進(jìn)行制冷，最大化能量利用。

在冬季熱調(diào)度曲線中，熱負(fù)荷在01∶00—20∶00時完全由海水源熱泵供給，在21∶00—24∶00 時由海水源熱泵和氫燃料電池的余熱共同供給。

對微網(wǎng)全年運(yùn)行情況進(jìn)行分析，儲氫罐內(nèi)氫氣全年變化、燃?xì)廨啓C(jī)全年出力曲線以及全年棄風(fēng)棄光分布情況分別如圖10 所示，假設(shè)儲氫罐內(nèi)初始?xì)錃獯媪繛閮涔奚舷薜?0%。

圖10 海島微網(wǎng)全年運(yùn)行情況Fig. 10 Yearly operation of island microgrid

由圖10 全年氫氣存量可以看出，在1—1 000 h儲氫罐內(nèi)氫氣存量略有下降，此時對應(yīng)海島冬季，此階段居民熱負(fù)荷需求全年最高，氫燃料電池消耗儲氫罐內(nèi)的氫氣參與調(diào)度；1 000—3 000 h 對應(yīng)海島春季，此階段總體負(fù)荷水平較低，風(fēng)光發(fā)電過剩，電解槽出力制氫，氫氣存量逐步上升；3 000—6 000 h逐漸進(jìn)入夏季，此階段居民冷需求以及旅游季游客的登島帶來的額外電負(fù)荷需求給海島供能帶來壓力，在負(fù)荷高峰期，氫燃料電池發(fā)電上限不足以滿足負(fù)荷需求，燃?xì)廨啓C(jī)開始頻繁參與調(diào)度，在5 000 h 左右氫氣存量降至最低水平；6 000 h 后對應(yīng)海島秋冬季，總負(fù)荷水平下降，風(fēng)速逐步升至全年最高水平，風(fēng)光發(fā)電過剩，此階段電解槽出力制氫，氫氣存量上升。

在2 000—3 000 h 以及7 000—8 000 h 階段，海島全年棄風(fēng)棄光情況較為嚴(yán)重，這兩個階段分別對應(yīng)春季低負(fù)荷時期以及冬季高風(fēng)速時期。此外，夏季階段主要對應(yīng)棄光現(xiàn)象，夏季光照輻射強(qiáng)度和負(fù)荷水平全年最高，在白天光伏發(fā)電冗余高于電解槽出力上限，導(dǎo)致棄光；夜間負(fù)荷水平高于儲能電池和氫燃料電池的調(diào)峰上限，需要燃?xì)廨啓C(jī)參與調(diào)度，導(dǎo)致夏季高碳排放水平。

經(jīng)過一年8 760 h的運(yùn)行后，儲氫罐內(nèi)氫氣存量升高，而且本文還考慮了海島外送氫負(fù)荷，這說明在本文的優(yōu)化結(jié)果條件下，海島可以實現(xiàn)氫能自給自足。從棄風(fēng)光和燃?xì)廨啓C(jī)出力分布來看，可以考慮對現(xiàn)有氫負(fù)荷進(jìn)行時域上的轉(zhuǎn)移：將夏季4 000—6 000 h 時段氫負(fù)荷轉(zhuǎn)移至春季2 000—3 000 h 時段和冬季7 000—8 000 h時段，消納這兩個階段過高的風(fēng)光出力，同時對夏季總負(fù)荷進(jìn)行削減，降低燃?xì)廨啓C(jī)參與調(diào)度的頻率。除夏季4 000—6000 h 時段，海島微網(wǎng)在其余時段實現(xiàn)了“零碳”運(yùn)行，增加儲氫罐和氫燃料電池容量可進(jìn)一步延長“零碳”運(yùn)行時間，但同時年化成本也會增加，無法保證經(jīng)濟(jì)性。

4.4 海島微網(wǎng)新能源發(fā)電側(cè)經(jīng)濟(jì)性分析

由于當(dāng)前風(fēng)電、光伏、儲能等新能源主體在面對傳統(tǒng)發(fā)電主體時并不具備經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢，因此針對4.2 節(jié)容量優(yōu)化配置的結(jié)果對新能源發(fā)電側(cè)的全年預(yù)計收益進(jìn)行計算，以便在當(dāng)前海島微網(wǎng)建設(shè)上給出一定的政策參考。陸上大規(guī)模新能源發(fā)電上網(wǎng)電價為0.365 元/kW，氫氣售價為50 元/kg，微網(wǎng)購熱價為0.3元/kW，各新能源主體全年預(yù)計收益如表4所示。

表4 分布式電源全年預(yù)計收益Tab. 4 Estimated full-year revenue of distributed power 萬元

由表4結(jié)果可知，風(fēng)光場全年總收益為-2.95萬元，儲能電池全年增加風(fēng)光場售電收益4.90 萬元，氫儲能增加售電、熱、氫收益50.58 萬元，然而考慮到儲能的年化成本，新能源發(fā)電側(cè)總體全年總收益為-67.79萬元，因此在當(dāng)前陸上新能源上網(wǎng)電價條件下，在海島微網(wǎng)新能源發(fā)電側(cè)安裝儲能不具備經(jīng)濟(jì)效益，仍需要一定的政策補(bǔ)貼。在本文的算例條件下，待到上網(wǎng)電價為0.932 元/kW，即電價補(bǔ)貼為0.566 元/kW 時，發(fā)電側(cè)總體達(dá)到新能源發(fā)電側(cè)的年售電收益可以抵消儲能的年化成本，在上網(wǎng)電價為2.51 元/kW 時，即電價補(bǔ)貼為2.15 元/kW時，發(fā)電側(cè)儲能帶來的額外售電收益與儲能的年化成本持平。

5 結(jié)論

本文針對當(dāng)前海島微網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)中存在的缺少長期儲能方式以及碳排放過高問題，提出了一種結(jié)合氫儲能和海水源熱泵的綜合能源海島結(jié)構(gòu)，以年化成本最小、棄風(fēng)光率最小和碳排放量最小為目標(biāo)函數(shù)，在分布式電源不等式約束和功率平衡的前提下，基于我國東海某島嶼情況，對綜合能源海島分布式電源進(jìn)行容量優(yōu)化配置。本文的主要結(jié)論如下。

1）本文所構(gòu)建的海島綜合能源微網(wǎng)相較于傳統(tǒng)“風(fēng)光柴儲”結(jié)構(gòu)模式的海島微網(wǎng)，其全年棄風(fēng)光率和碳排放量分別減少了14.43%和30.59 t；相較于只結(jié)合氫儲能的微電網(wǎng)，其年化成本、棄風(fēng)光率和碳排放量分別減少了19.96 萬元、0.07%和6.4 t。這充分說明了本文所提出的海島綜合能源微網(wǎng)的優(yōu)越性，改善了我國海島單一供能局面，符合我國能源發(fā)展方向。

2）后續(xù)的典型日調(diào)度曲線滿足各分布式能源的不等式約束和功率平衡約束；根據(jù)全年運(yùn)行結(jié)果，除夏季負(fù)荷高峰期外，剩余時段海島綜合能源微網(wǎng)可以實現(xiàn)“零碳”運(yùn)行。

3）當(dāng)前我國儲能系統(tǒng)成本過高，尚不具備大規(guī)模商業(yè)化水平，仍需要一定的政策支持，按照當(dāng)前0.365 元/kW 的新能源上網(wǎng)電價，新能源發(fā)電側(cè)總體每年虧損69.79 萬元，但當(dāng)上網(wǎng)電價補(bǔ)貼達(dá)到0.566元/kW時，新能源發(fā)電側(cè)總體達(dá)到年收支平衡。

本文的研究可為今后海島綜合能源微網(wǎng)的建設(shè)和發(fā)展提供理論參考，值得指出的是本文所提儲能方為發(fā)電側(cè)儲能，完全跟隨微網(wǎng)調(diào)度指令，缺乏一定的調(diào)度靈活性，但隨著技術(shù)進(jìn)步和政策完善，以新能源為主體的綜合能源系統(tǒng)發(fā)展會更加迅速，成本也會進(jìn)一步下降，同時不同新能源主體之間的利益沖突問題也會進(jìn)一步加劇，如何解決這種利益沖突需要進(jìn)一步開展研究。