盛康玲，王小君，張義志，劉 曌，司方遠

（北京交通大學 電氣工程學院，北京 100044）

0 引言

區(qū)域電-氫能源系統(tǒng)（regional electricity-hydrogen energy system，REHS）能夠充分發(fā)揮氫能系統(tǒng)綠色低碳、靈活高效等優(yōu)勢，可有效解決可再生能源消納瓶頸，推動能源綠色轉型，對我國構建新型電力系統(tǒng)、實現(xiàn)“雙碳”目標有著重要的支撐作用［1-2］。同時，電解水制氫作為目前最主要的綠氫制備手段之一，具有高效、安全、環(huán)保等優(yōu)點，電解水的核心設備為電解槽，其性能與制氫效率有著直接關系。隨著未來氫氣需求的不斷增長，電解水制氫將具有更廣泛的應用價值［3-4］。

REHS 正常情況下工作在并網(wǎng)模式，通過公共連接點（point of common coupling，PCC）與外部電網(wǎng)連接。而實際運行中，受設備老化、惡劣天氣條件、電網(wǎng)負載率過高等因素影響，外部電網(wǎng)可能發(fā)生故障，此時PCC將斷開系統(tǒng)與主網(wǎng)的聯(lián)絡，即系統(tǒng)發(fā)生脫網(wǎng)事故，進入孤島運行模式，此時分布式電源與儲能設備作為備用電源支撐系統(tǒng)運行［5-6］。

電解槽設備與儲能設備作為REHS 內(nèi)的關鍵靈活性可調(diào)設備［7-8］，對其制定合理的規(guī)劃方案與優(yōu)化調(diào)度策略能夠提高系統(tǒng)發(fā)生脫網(wǎng)事故后在孤島運行模式下的資源利用效率和供需平衡能力［9］，減輕脫網(wǎng)事故對系統(tǒng)運行造成的影響。因此，開展對REHS內(nèi)關鍵靈活性可調(diào)設備的容量規(guī)劃與優(yōu)化調(diào)度研究具有實際研究價值。

目前，國內(nèi)外學者針對REHS內(nèi)靈活性設備的容量配置問題已經(jīng)開展了相關研究。電解槽具有快速響應優(yōu)勢，有助于提升系統(tǒng)運行靈活性［10-11］，也能與具有間歇性和波動性的可再生能源發(fā)電耦合，有效平抑風光波動［12］。對電解槽設備進行優(yōu)化配置是REHS靈活消納可再生能源的有效途徑，目前已有文獻針對電解槽設備的容量規(guī)劃開展研究，如文獻［13］提出基于多類型電解制氫協(xié)同運行的風光互補制氫系統(tǒng)，結合堿性電解槽（alkaline water electrolytic cell，AWE）和質子交換膜電解槽（proton exchange membrane water electrolytic cell，PEM）的動態(tài)運行響應特征，對多類型電解制氫設備的容量進行優(yōu)化配置。

此外，儲能設備具有對能量的時間遷移能力以及快速的響應時間，也是REHS 內(nèi)重要的靈活性可調(diào)設備，REHS 包括電儲能與氫儲能2種類型的儲能設備，二者構成的電-氫混合儲能能夠實現(xiàn)性能互補從而進一步提高系統(tǒng)的靈活調(diào)節(jié)能力，因此電-氫混合儲能的協(xié)同運行與容量配置問題成為目前研究的重點［14-15］。文獻［16］以單位電量成本、負載失電率和能量過剩率為目標函數(shù)，提出考慮電-氫耦合的混合儲能微電網(wǎng)容量優(yōu)化配置方法；文獻［17］提出一種電-氫耦合能量模型，以最低的能源成本實現(xiàn)每小時級運行仿真和容量規(guī)劃優(yōu)化；文獻［18］綜合考慮電儲能和氫儲能充放電功率約束和存儲狀態(tài)約束，以綜合成本最小為目標，建立用于平抑風電波動的電-氫混合儲能容量配置模型。

然而現(xiàn)有針對REHS 的研究忽略了系統(tǒng)在運行中面臨的潛在的脫網(wǎng)風險，且尚未開展對系統(tǒng)內(nèi)多類型電解槽設備與電-氫混合儲能進行協(xié)調(diào)優(yōu)化與聯(lián)合優(yōu)化規(guī)劃的研究。為提高系統(tǒng)應對脫網(wǎng)風險的能力，需要在規(guī)劃環(huán)節(jié)對系統(tǒng)內(nèi)靈活性可調(diào)資源進行合理的容量配置，以確保在發(fā)生脫網(wǎng)事故期間，系統(tǒng)也能夠通過優(yōu)化調(diào)度靈活性可調(diào)資源來盡可能保證負荷供應，以減少脫網(wǎng)事故帶來的損失。

基于以上分析，本文綜合考慮REHS 正常運行場景與發(fā)生脫網(wǎng)事故的場景，基于風險量化方法對脫網(wǎng)事故造成的風險成本進行經(jīng)濟量化描述，以REHS 全壽命周期總成本最小為目標，提出了一種考慮脫網(wǎng)風險的REHS 兩階段規(guī)劃方法。通過算例仿真與對比分析，驗證了所提規(guī)劃方法能夠使得系統(tǒng)在承擔一定風險成本的情況下實現(xiàn)全壽命周期內(nèi)系統(tǒng)投資與運行的整體經(jīng)濟性最優(yōu)。

1 REHS建模

1.1 REHS結構

REHS 的能量流和信息流示意圖如圖1 所示。REHS 內(nèi)主要設備包括風電機組（wind turbine，WT）、光伏機組（photovoltaic，PV）、AWE、PEM、蓄電池（battery storage，BS）和儲氫罐（hydrogen tank，HT）。負荷側包括氫氣負荷和控制中心電負荷。

圖1 REHS能量流和信息流示意圖Fig.1 Schematic diagram of energy flow and information flow of REHS

為使得REHS 在正常運行時與發(fā)生脫網(wǎng)事故時均能安全穩(wěn)定運行，需要基于風光資源與負荷特性制定系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度與規(guī)劃設計方案，并將決策信息傳遞給系統(tǒng)控制中心，從而對系統(tǒng)內(nèi)各設備出力進行優(yōu)化調(diào)度，以實現(xiàn)風光消納與能量供需平衡。

1.2 設備模型

1.2.1 電解槽模型

目前主要應用的電解水制氫設備為AWE和PEM，相比于AWE，PEM 具有更大的工作范圍與更高的爬坡能力，但成本較高，約為相同規(guī)模AWE的5倍［19］。

本文忽略輔助系統(tǒng)對REHS 運行的影響，且考慮2種電解槽均按照集群模式運行［20］，2種電解槽集群系統(tǒng)模型可表示為：

式中：E為電解槽設備的類型；為t時刻電解槽制取氫氣的體積；分別為t、t-1 時刻電解槽的電功率；λE為電解槽的制氫效率；ρH2為氫氣的密度；VE為電解槽設備安裝容量；μE.min、μE.max分別為電解槽出力最小、最大百分比；PE.min、PE.max分別為電解槽的最小、最大出力；ΔPE.max為電解槽的最大爬坡功率。式（1）為電解槽產(chǎn)出特性；式（2）、（3）為功率上、下限約束；式（4）為功率爬坡能力約束。

1.2.2 蓄電池模型

蓄電池主要用于調(diào)節(jié)風光波動與電解槽設備電負荷出力的差值，同時能夠在時序上轉移電能。蓄電池模型可表示為：

1.2.3 儲氫罐模型

儲氫罐通過解耦氫氣負荷需求與電解槽設備功率來提升系統(tǒng)調(diào)度靈活性。忽略熱傳導過程，儲氫罐模型可表示為：

2 考慮脫網(wǎng)概率的風險量化方法

系統(tǒng)發(fā)生脫網(wǎng)事故為小概率事件，下面構建脫網(wǎng)概率統(tǒng)計方法來衡量發(fā)生脫網(wǎng)事故的概率，并基于風險量化方法計算脫網(wǎng)事故所造成的風險成本。

2.1 脫網(wǎng)概率統(tǒng)計方法

REHS 發(fā)生脫網(wǎng)事故主要受設備老化、惡劣天氣條件、電網(wǎng)負載率水平等因素的影響，由于設備老化程度會隨著系統(tǒng)運行年份的增長而增加，且不同季節(jié)內(nèi)的惡劣天氣條件占比不同，一天內(nèi)不同時段的電網(wǎng)負載率水平也不同，故本文提出一種考慮運營階段、季節(jié)類型和運行時段3 種因素的脫網(wǎng)概率統(tǒng)計方法。

1）運營階段：將系統(tǒng)的完整規(guī)劃年限劃分為3 個運營階段，分別為Ⅰ（［0，5） a）、Ⅱ（［5，10） a）、Ⅲ（［10，15］ a）。

2）季節(jié)類型：將一年劃分為3 種季節(jié)典型日，分別為A（夏季典型日）、B（過渡季典型日）、C（冬季典型日）。

3）運行時段：園區(qū)調(diào)度計劃從01:00 時刻開始，以1 h作為一個調(diào)度時段，劃分為時段1 — 24。由于一天中早、中、晚3 個不同時段的電網(wǎng)負載率水平不同，電網(wǎng)負載率較高時段更容易發(fā)生脫網(wǎng)事故。將一天劃分為3個運行時段，分別為T1（時段1 — 8）、T2（時段9 — 16）、T3（時段17 — 24）。

綜合考慮以上3 種因素，基于文獻［21］及相關歷史數(shù)據(jù)，可以得到系統(tǒng)在i（i=Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ）類型運營階段內(nèi)k（k=A，B，C）類型季節(jié)典型日中r（r= T1，T2，T3）時段發(fā)生脫網(wǎng)事故的概率，如圖2所示。

圖2 脫網(wǎng)概率統(tǒng)計結果Fig.2 Statistical results of off-grid probability

由于配電網(wǎng)從停電時刻到恢復供電通常不超過4 h，故本文按照每次發(fā)生脫網(wǎng)事故的持續(xù)時間為4 h進行分析，且選擇脫網(wǎng)事故發(fā)生在每個時段的開始時刻（01:00、09:00 和17:00）作為代表性場景進行分析。

2.2 風險成本計算

風險量化方法關鍵在于計算該事件發(fā)生的概率以及評估其帶來的后果，故可采用脫網(wǎng)事故發(fā)生的概率與脫網(wǎng)事故下系統(tǒng)的負荷損失乘積的形式計算系統(tǒng)發(fā)生脫網(wǎng)事故造成的風險成本。系統(tǒng)在i類型運營階段內(nèi)的k類型季節(jié)典型日中r時段發(fā)生脫網(wǎng)事故造成的風險成本C，如式（16）所示。

式中：t1、t2分別為調(diào)度周期開始、結束時刻；G為t時刻脫網(wǎng)事故期間系統(tǒng)的額定氫氣負荷；分別為脫網(wǎng)事故期間t時刻AWE 和PEM 的制氫產(chǎn)量；K為負荷損失系數(shù)。

系統(tǒng)正常運行時能夠通過從電網(wǎng)購電滿足氫氣負荷需求，但在發(fā)生脫網(wǎng)事故后，系統(tǒng)進入短期孤島運行模式，僅依靠分布式電源及儲能供電，但由于分布式電源發(fā)電量有限且儲能設備受SOC約束以及充放能功率約束，可能導致系統(tǒng)供能不足，電解槽制氫能力下降，從而無法滿足系統(tǒng)額定氫氣負荷，產(chǎn)生風險成本。以系統(tǒng)在09:00發(fā)生脫網(wǎng)事故為例，系統(tǒng)的運行模式如圖3所示。

圖3 發(fā)生脫網(wǎng)事故場景下系統(tǒng)運行模式分析Fig.3 Analysis of system operation mode in event of off-grid incident

3 考慮脫網(wǎng)風險的REHS 規(guī)劃-運行兩階段模型

為進一步探索在考慮脫網(wǎng)風險情況下系統(tǒng)的各設備容量優(yōu)化配置，以系統(tǒng)全壽命周期總成本最小為目標進行規(guī)劃設計，即同時考慮投資成本與運行成本，構建規(guī)劃-運行兩階段模型。下面從優(yōu)化目標、構建思路和求解算法對模型進行詳細介紹。

3.1 規(guī)劃-運行兩階段模型目標函數(shù)

該模型的目標函數(shù)為系統(tǒng)年等額總成本F最小，具體如下：

式中：Copt為系統(tǒng)年等額運行成本，包括能源購買成本、設備運行維護成本和脫網(wǎng)事故造成的風險成本；Cinv為系統(tǒng)全壽命周期內(nèi)計及設備折現(xiàn)率的系統(tǒng)年等額投資成本，由式（18）、（19）計算得到。

式中：j∈{ W T，PV，BS，HT，AWE，PEM} ；Cinv.j為j類型設備的投資成本；cinv.j為j類型設備的單位容量投資成本；Vj為j類型設備的規(guī)劃容量；n為系統(tǒng)的規(guī)劃年數(shù)；b為設備折現(xiàn)率。

為使得規(guī)劃結果能夠配合系統(tǒng)不同運營階段的負荷增長速率，保持系統(tǒng)的供能水平，需要考慮系統(tǒng)在實際運營階段內(nèi)的運行成本。系統(tǒng)在i類型運營階段內(nèi)的年運行成本C為：

式中：Dk為一年中k類型季節(jié)典型日的天數(shù)；C為考慮脫網(wǎng)概率情況下i類型運營階段內(nèi)的k類型季節(jié)典型日的期望運行成本。

在系統(tǒng)的全壽命周期內(nèi)，年等額運行成本Copt可通過全壽命周期的運行成本分攤到每一年得到，即：

式中：ni為i類型運營階段包含的年數(shù)。

3.2 考慮脫網(wǎng)風險的最優(yōu)調(diào)度模型

3.2.1 不同運行場景下的最優(yōu)調(diào)度模型

構建考慮脫網(wǎng)風險的最優(yōu)調(diào)度模型需要分別針對正常運行場景與不同時段發(fā)生脫網(wǎng)事故的場景進行分析。

1）正常運行場景。

假設系統(tǒng)在i類型運營階段內(nèi)的k類型季節(jié)典型日中正常運行，正常運行場景下最優(yōu)調(diào)度模型目標函數(shù)為系統(tǒng)一天內(nèi)的總成本-C最小，如式（22）所示。

約束條件包括設備運行和能量平衡約束，其中設備運行約束已在設備建模環(huán)節(jié)進行描述，在此建立電、氫2種能量平衡方程如下：

式中：P為t時刻風電機組出力；P為t時刻光伏機組出力；分別為t時刻AWE、PEM 機組出力；為控制中心電負荷。

2）發(fā)生脫網(wǎng)事故的場景。

基于風險成本定義，假設系統(tǒng)在i類型運營階段內(nèi)的k類型季節(jié)典型日中r時段發(fā)生脫網(wǎng)事故，則需針對脫網(wǎng)事故發(fā)生前、事故期間和恢復并網(wǎng)后這3個階段分別建立最優(yōu)調(diào)度模型。

a）脫網(wǎng)事故發(fā)生前，模型的目標函數(shù)為運行總成本C最小，如式（24）所示。

脫網(wǎng)事故發(fā)生前系統(tǒng)的能量平衡方程同式（23）。

b）脫網(wǎng)事故期間，模型的目標函數(shù)為運行總成本C最小，如式（25）所示。

式中：C為脫網(wǎng)事故期間的風險成本。

脫網(wǎng)事故期間，系統(tǒng)的能量平衡方程如式（26）所示。

式中：G為脫網(wǎng)事故期間t時刻系統(tǒng)的實際制氫體積。

c）恢復并網(wǎng)后，模型的目標函數(shù)為運行總成本C最小，如式（27）所示。

式中：C為恢復并網(wǎng)后的風險成本?；謴筒⒕W(wǎng)后系統(tǒng)的能量平衡方程同式（23）。

3.2.2 考慮脫網(wǎng)風險的最優(yōu)調(diào)度模型

結合系統(tǒng)在i類型運營階段內(nèi)k類型季節(jié)典型日中r時段發(fā)生脫網(wǎng)事故的概率P，則i類型運營階段內(nèi)k類型季節(jié)典型日中系統(tǒng)正常運行的概率為：

從而可計算得到i類型運營階段內(nèi)k類型季節(jié)典型日中考慮脫網(wǎng)概率的系統(tǒng)期望運行成本C為：

再通過式（21）可計算得到i類型運營階段內(nèi)系統(tǒng)的年等額運行成本Copt。

3.3 模型分析與求解

規(guī)劃-運行兩階段模型求解流程如圖4所示。

圖4 規(guī)劃-運行兩階段模型求解流程Fig.4 Solving process of planning-operation two-stage model

上層模型為容量優(yōu)化配置模型，下層為考慮脫網(wǎng)風險的最優(yōu)調(diào)度模型。下層模型將上層模型確定的設備容量規(guī)劃結果轉換為線性約束條件，以運行總成本最小為目標制定系統(tǒng)的最優(yōu)調(diào)度策略并傳遞給上層模型，為上層模型的迭代改進提供依據(jù)。由于下層模型同時包括正常運行場景與發(fā)生脫網(wǎng)事故的場景，無統(tǒng)一求解模型，故可以在上層模型采用啟發(fā)式算法，隨機生成設備規(guī)劃容量并傳遞給下層模型，再通過下層模型求解得到考慮脫網(wǎng)風險的最優(yōu)調(diào)度方案。下層模型為混合整數(shù)規(guī)劃問題，可采用Gourbi優(yōu)化求解器求解。

4 算例分析

4.1 算例說明

本文的算例對象為吉林省白城市某區(qū)域級電-氫能源系統(tǒng)，該系統(tǒng)接入電網(wǎng)的具體方案為：儲能變流器與電解槽的低壓開關在400 V 母線匯集，經(jīng)0.4 kV／35 kV變壓器升壓后，接入35 kV母線段。

為驗證本文所提方法的有效性，設置4 種規(guī)劃方案進行對比分析，具體如下。

方案1：只考慮正常運行場景，AWE 和PEM 容量固定，優(yōu)化蓄電池和儲氫罐容量。

方案2：只考慮正常運行場景，優(yōu)化AWE、PEM、蓄電池和儲氫罐容量。

方案3：同時考慮正常運行與發(fā)生脫網(wǎng)事故的場景，AWE 和PEM 容量固定，優(yōu)化蓄電池和儲氫罐容量。

方案4：同時考慮正常運行與發(fā)生脫網(wǎng)事故的場景，優(yōu)化AWE、PEM、蓄電池和儲氫罐容量。

在規(guī)劃年限內(nèi)系統(tǒng)負荷呈現(xiàn)前期增長率高、中期增長率低、后期趨于飽和的特征。規(guī)劃初期系統(tǒng)的額定氫氣負荷見附錄A 圖A1。根據(jù)系統(tǒng)負荷增長的特點，將系統(tǒng)的規(guī)劃設定為3 個階段，每個階段均為5 a，各運營階段系統(tǒng)的額定氫氣負荷增長率見附錄A 表A1。3 種典型日的風光出力見附錄A 圖A2；峰谷電價情況見附錄A 表A2；設備容量優(yōu)化配置相關參數(shù)見附錄A 表A3［22］。本文算例均在一臺CPU（2.5 GHz）和16 GB RAM的臺式機上進行測試。

4.2 規(guī)劃結果分析

4.2.1 不同規(guī)劃方案下的規(guī)劃結果分析

當系統(tǒng)規(guī)劃年限為10 a時，4種規(guī)劃方案下設備容量規(guī)劃結果與各項年等額成本如表1所示。

表1 不同規(guī)劃方案下的規(guī)劃結果Table 1 Planning results under different planning schemes

對比4 種方案下的設備容量規(guī)劃結果可知，方案2 的年等額總成本相比方案1 下降215 萬元，方案4 的年等額總成本相比方案3 下降214 萬元，故當規(guī)劃方案中容量可調(diào)的設備數(shù)量增加時，通過合理配置多類型設備的容量能夠有效提升系統(tǒng)的運行靈活性，使得系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性更優(yōu)。

由于方案3 和方案4 同時考慮了正常運行場景與發(fā)生脫網(wǎng)事故的場景，需要配置更大規(guī)模的設備容量以保證系統(tǒng)孤島運行模式下的供能可靠性并降低脫網(wǎng)事故造成的風險成本。相比之下方案1 與方案2 的投資成本則較低，但在系統(tǒng)發(fā)生脫網(wǎng)事故時設備容量無法支撐系統(tǒng)正常運行，導致系統(tǒng)會面臨更高的風險成本，因此方案3與方案4的總成本仍低于方案1與方案2。

同時，由于方案4 的電解槽容量也為規(guī)劃變量，其相比于方案2 考慮了更大規(guī)模的電解槽容量以及更高PEM 與AWE 的容量比，從而提高了系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力，以更好地應對脫網(wǎng)事故下負荷側供能不足的情況，降低風險成本。

4.2.2 不同規(guī)劃年限下的規(guī)劃結果分析

由于系統(tǒng)負荷會隨著運營階段的推移呈現(xiàn)增長趨勢，脫網(wǎng)概率也在增加?？紤]系統(tǒng)在不同運營階段下的供能需求，采用方案4 對不同規(guī)劃年限系統(tǒng)的設備投資容量進行規(guī)劃，設備容量規(guī)劃結果與各項年等額成本如表2所示。

表2 不同規(guī)劃年限下方案4的規(guī)劃結果Table 2 Planning results of Scheme 4 under different planning horizons

通過分析不同規(guī)劃年限下系統(tǒng)的規(guī)劃結果可知，對于規(guī)劃年限較短的系統(tǒng)，可以適當減小設備投資規(guī)模以降低系統(tǒng)的投資成本，提高經(jīng)濟效益，而隨著系統(tǒng)運營年份的推移，系統(tǒng)的負荷需求在增長且發(fā)生脫網(wǎng)事故的概率增加，故需要配置更大容量的儲能設備以實現(xiàn)長周期內(nèi)系統(tǒng)的供能可靠性，并且降低系統(tǒng)在發(fā)生脫網(wǎng)事故時的風險成本。同時，由于PEM 比AWE 具有更高的制氫效率和更大的功率可調(diào)范圍，隨著系統(tǒng)規(guī)劃年限的增長，增加了PEM與AWE 配置容量的比值，以進一步提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。

因此，在對系統(tǒng)進行設備容量規(guī)劃時，考慮系統(tǒng)在實際運營階段的供能需求，能夠使得各設備規(guī)劃容量適應系統(tǒng)的負荷增長趨勢，保持系統(tǒng)運行經(jīng)濟性和可靠性。

4.3 最優(yōu)調(diào)度結果分析

以方案4 的規(guī)劃結果為例（假設系統(tǒng)規(guī)劃年限為10 a），當系統(tǒng)工作在運營階段Ⅲ的夏季典型日時，系統(tǒng)在正常運行場景下一天的電能和氫能平衡狀態(tài)如圖5所示；系統(tǒng)在01:00、09:00與17:00時刻發(fā)生脫網(wǎng)事故的場景下一天的電能與氫能平衡狀態(tài)如圖6所示。

圖5 正常運行場景下系統(tǒng)的調(diào)度結果Fig.5 Scheduling results of system under normal operation scenario

圖6 方案4下系統(tǒng)在不同時刻發(fā)生脫網(wǎng)事故時的調(diào)度結果Fig.6 Scheduling results of system at different moments of off-grid accidents with Scheme 4

由圖5 可知：在正常運行場景下，系統(tǒng)充分利用儲能設備削峰填谷特性，在購電價格較低的時段1 — 7、22 — 24 通過從電網(wǎng)購電為蓄電池充電，同時為電解槽供能以滿足制氫的產(chǎn)量需求；而在電價較高的時段9 — 11、18 — 21，系統(tǒng)利用蓄電池放電為電解槽供能，并通過儲氫罐釋放氫氣來減少系統(tǒng)購電功率，降低運行成本。

由圖6 可知，由于系統(tǒng)一天內(nèi)的氫氣負荷需求與風光出力不同，系統(tǒng)在不同時刻發(fā)生脫網(wǎng)事故的調(diào)度策略存在差異，具體分析如下。

1）當系統(tǒng)在01:00 發(fā)生脫網(wǎng)事故時，在時段1 —4，由于夜晚光伏出力很小且系統(tǒng)無法從電網(wǎng)購電，主要依靠風電機組和儲能設備作為電源為電解槽供能，并通過蓄電池放電與儲氫罐釋放氫氣以盡可能滿足系統(tǒng)供需平衡，但由于儲能設備受運行約束限制，此時電解槽制氫量無法滿足全部的氫負荷需求，仍會產(chǎn)生風險成本；隨后，在時段5 — 24，系統(tǒng)恢復并網(wǎng)運行，通過從電網(wǎng)購電提升電解槽制氫功率以滿足氫氣負荷需求。

2）當系統(tǒng)在09:00發(fā)生脫網(wǎng)事故時，系統(tǒng)在時段1 — 8按照并網(wǎng)運行的調(diào)度策略進行調(diào)度，在電價較低時為蓄電池充電，以便在電價較高時實現(xiàn)峰谷差套利；系統(tǒng)在09:00 發(fā)生脫網(wǎng)事故，進入孤島運行模式，此時由于電解槽設備供能不足，無法滿足額定氫氣負荷需求，通過儲氫罐釋放氫氣以降低風險成本；隨后，系統(tǒng)在時段12 — 24 恢復并網(wǎng)運行，重新通過從電網(wǎng)購電與優(yōu)化各設備出力以滿足氫氣負荷需求。

當系統(tǒng)在17:00 發(fā)生脫網(wǎng)事故時，系統(tǒng)在時段1 — 16 運行在并網(wǎng)模式；系統(tǒng)在17:00 發(fā)生脫網(wǎng)事故，但由于時段17 — 20 內(nèi)的氫氣負荷需求較低，蓄電池仍進行了充電工作直至達到初始SOC，而儲氫罐也先儲氫后放氫至初始SOH；隨后，系統(tǒng)在時段21 — 24重新恢復并網(wǎng)運行，主要通過從電網(wǎng)購電來滿足氫氣負荷需求。

綜上所述，通過合理配置設備容量并充分利用靈活性可調(diào)資源，能夠降低運行成本并減少對電網(wǎng)的依賴程度。同時，需要根據(jù)系統(tǒng)的實際運行情況，如并／離網(wǎng)狀態(tài)、負荷需求等，及時對調(diào)度策略進行調(diào)整，以在確保系統(tǒng)運行穩(wěn)定性的前提下實現(xiàn)能源的充分利用與系統(tǒng)的高效運行，提升系統(tǒng)運行的靈活性與可靠性。

5 結論

綜上，本文提出了一種考慮脫網(wǎng)風險的REHS規(guī)劃方法，所提規(guī)劃方法考慮了系統(tǒng)運行過程中潛在的脫網(wǎng)風險，在保證系統(tǒng)供能可靠性的基礎上避免了過度投資。通過算例驗證與對比分析得到以下結論：

1）在規(guī)劃方案中考慮系統(tǒng)運行時潛在的脫網(wǎng)風險，能夠使得系統(tǒng)在承擔一定脫網(wǎng)風險的情況下實現(xiàn)系統(tǒng)全壽命周期總成本最低，與僅考慮正常運行場景的規(guī)劃方案相比，系統(tǒng)年等額總成本降低了7.2 %，具有良好的經(jīng)濟效益與實用價值；

2）相比僅考慮電-氫混合儲能設備容量的規(guī)劃方法，在將多類型電解槽設備與電-氫混合儲能設備的容量進行聯(lián)合規(guī)劃的方案下系統(tǒng)的年等額總成本降低了3.4 %，故針對多類型靈活性設備進行容量規(guī)劃能夠提升系統(tǒng)運行的靈活性和經(jīng)濟性。

在后續(xù)的研究中將進一步研究脫網(wǎng)時長和脫網(wǎng)時刻的不確定性與需求響應對REHS 規(guī)劃設計的影響。

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