王 沖，陸 煜，左 娟，鞠 平

（1.河海大學(xué) 能源與電氣學(xué)院，江蘇 南京 211100；2.國(guó)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(xué) 電子信息與電氣工程學(xué)院，上海 200240）

0 引言

自“雙碳”目標(biāo)提出以來(lái)，我國(guó)電力行業(yè)逐漸向清潔低碳方向轉(zhuǎn)型，預(yù)計(jì)在2060 年電力系統(tǒng)的構(gòu)成中，風(fēng)電并網(wǎng)量占比約達(dá)30 %［1］。但是風(fēng)電的反調(diào)峰特性會(huì)加劇系統(tǒng)峰谷差，而電網(wǎng)在負(fù)荷較低水平時(shí)無(wú)力消耗風(fēng)電導(dǎo)致棄風(fēng)量增加，一定程度上造成風(fēng)能的浪費(fèi)。如何解決高比例風(fēng)電下的棄風(fēng)問(wèn)題，并實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，成為當(dāng)前較為關(guān)注的問(wèn)題。

光熱發(fā)電（concentrated solar power，CSP）作為一種新型的太陽(yáng)能利用形式，可以實(shí)現(xiàn)能量在時(shí)間上的轉(zhuǎn)移，具有良好的可控性與可調(diào)度性。目前國(guó)內(nèi)學(xué)者對(duì)CSP 電站參與優(yōu)化調(diào)度進(jìn)行了大量研究，文獻(xiàn)［2］考慮火電機(jī)組、CSP 電站共同提供旋轉(zhuǎn)備用，并驗(yàn)證了系統(tǒng)風(fēng)電消納能力及經(jīng)濟(jì)性；文獻(xiàn)［3］構(gòu)建了電熱氣互聯(lián)綜合能源系統(tǒng)，分析廣義儲(chǔ)能及CSP 電站參與經(jīng)濟(jì)優(yōu)化運(yùn)行的可行性。上述文獻(xiàn)在考慮CSP 電站風(fēng)電消納問(wèn)題時(shí)，主要通過(guò)電加熱器（electric heater，EH）將棄風(fēng)轉(zhuǎn)化為熱能，并將熱能轉(zhuǎn)化為電站可靈活調(diào)度的電能，但文獻(xiàn)［4］指出EH的后期維護(hù)成本很高，此時(shí)需進(jìn)一步分析CSP 電站的低碳經(jīng)濟(jì)效益。有學(xué)者提出應(yīng)結(jié)合風(fēng)電耦合制氫技術(shù)加快風(fēng)能等可再生能源的利用開(kāi)發(fā)［5］。文獻(xiàn)［6］考慮電轉(zhuǎn)氣設(shè)備與風(fēng)電場(chǎng)協(xié)同規(guī)劃，驗(yàn)證了電轉(zhuǎn)氣設(shè)備對(duì)風(fēng)電消納的促進(jìn)作用；文獻(xiàn)［7］分析了電轉(zhuǎn)氣消納棄風(fēng)與低碳協(xié)同機(jī)理，并對(duì)電-氣互聯(lián)低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度展開(kāi)了研究?，F(xiàn)有文獻(xiàn)對(duì)電轉(zhuǎn)氣進(jìn)行建模時(shí)多考慮電轉(zhuǎn)天然氣，已有相關(guān)研究考慮電轉(zhuǎn)氣的多階段利用。有關(guān)氫能多形式利用方面：文獻(xiàn)［8］研究氫能向熱能和電能的轉(zhuǎn)換，提出了綜合能源系統(tǒng)熱電優(yōu)化策略；文獻(xiàn)［9］提及氫能結(jié)合捕集到的CO2可作為P2G 生產(chǎn)甲烷的原料，以提高燃?xì)廨啓C(jī)與P2G設(shè)備間的耦合程度，但并未考慮與CSP 電站的聯(lián)合運(yùn)行。有關(guān)氫熱電聯(lián)產(chǎn)方面：文獻(xiàn)［10］對(duì)燃料電池?zé)犭娐?lián)產(chǎn)特性進(jìn)行分析，提出了熱-電綜合利用的調(diào)度優(yōu)化策略；文獻(xiàn)［11］對(duì)以氫為燃料的發(fā)電系統(tǒng)進(jìn)行了技術(shù)性評(píng)價(jià)，驗(yàn)證了氫熱電聯(lián)產(chǎn)在技術(shù)上的可行性。此外，對(duì)于電轉(zhuǎn)氣利用過(guò)程的熱量回收，相關(guān)文獻(xiàn)已進(jìn)行了驗(yàn)證：文獻(xiàn)［12］在園區(qū)綜合能源系統(tǒng)架構(gòu)中考慮熱網(wǎng)循環(huán)，驗(yàn)證了電解槽熱量回收能滿足一定熱負(fù)荷供應(yīng)需求；文獻(xiàn)［13］研究電制氫與儲(chǔ)熱裝置聯(lián)合作用下系統(tǒng)的運(yùn)行問(wèn)題，驗(yàn)證了甲烷化反應(yīng)的熱回收具備可行性。因此，從電轉(zhuǎn)氣實(shí)現(xiàn)電熱轉(zhuǎn)換的角度出發(fā)考慮CSP電站對(duì)系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)運(yùn)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(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)最新研究表明：在我國(guó)實(shí)現(xiàn)碳中和期間，氫儲(chǔ)能容量單元成本降幅將超過(guò)50 %，且系統(tǒng)綜合能量轉(zhuǎn)換效率達(dá)到80 % 以上［14］。而對(duì)于新能源發(fā)電和碳減排機(jī)制，我國(guó)已過(guò)渡到綠色電力證書（簡(jiǎn)稱綠證）交易和碳交易的市場(chǎng)模式，因此亟需對(duì)綠證-碳交易聯(lián)合市場(chǎng)下新能源發(fā)電效益進(jìn)行分析。

綜上，本文在已有研究的基礎(chǔ)上，針對(duì)電轉(zhuǎn)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(guò)程進(jìn)行了詳細(xì)建模，構(gòu)建了含CSP 電站和電轉(zhuǎn)氣的光熱-氫耦合互補(bǔ)模型。綜合考慮綠證-碳交易機(jī)制的聯(lián)合市場(chǎng)，提出了一種計(jì)及CSP 電站與風(fēng)氫系統(tǒng)互補(bǔ)運(yùn)行的低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度策略，建立系統(tǒng)綜合運(yùn)行成本最低的低碳優(yōu)化目標(biāo)。最后，通過(guò)場(chǎng)景設(shè)置分析CSP 電站與風(fēng)氫系統(tǒng)互補(bǔ)提升作用，并探討了聯(lián)合市場(chǎng)下HFC 發(fā)電的經(jīng)濟(jì)性問(wèn)題。

1 含綠證-碳交易的CSP 電站與風(fēng)氫系統(tǒng)互補(bǔ)運(yùn)行框架

本文考慮“雙高”背景下，高比例風(fēng)電接入電力系統(tǒng)，夜間風(fēng)電過(guò)剩，用“電解槽+HFC+甲烷化裝置”代替EH 實(shí)現(xiàn)CSP 電站的電轉(zhuǎn)熱環(huán)節(jié)。同時(shí)在傳統(tǒng)模型的基礎(chǔ)上，引入綠證-碳交易聯(lián)合機(jī)制，進(jìn)一步限制火電機(jī)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(bǔ)系統(tǒng)運(yùn)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(bǔ)特性如下：對(duì)于某一時(shí)刻的負(fù)荷而言，電網(wǎng)可供調(diào)度的機(jī)組選擇出力方式不同。夜間負(fù)荷低谷時(shí)段光照條件不充足，CSP 電站出力往往較低，但此時(shí)棄風(fēng)電量較高，在CSP 電站同節(jié)點(diǎn)下安裝制氫設(shè)備并實(shí)現(xiàn)電轉(zhuǎn)氣兩階段運(yùn)行，通過(guò)HFC 來(lái)補(bǔ)充CSP 電站在低谷時(shí)的電出力，從而保證CSP 電站注入系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)全天候供電能力。而對(duì)于負(fù)荷高峰期，棄風(fēng)時(shí)段對(duì)電轉(zhuǎn)氣過(guò)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(shí)CSP 電站也能有更高的電出力，從而減少火電機(jī)組調(diào)峰壓力。

光熱-氫耦合的交互過(guò)程通過(guò)儲(chǔ)熱（thermal energy storage，TES）系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)，系統(tǒng)可根據(jù)光熱-氫耦合的互補(bǔ)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(huì)產(chǎn)生可觀的熱能，分別對(duì)電解產(chǎn)生氫氣階段、甲烷化反應(yīng)過(guò)程、HFC 產(chǎn)生的熱量進(jìn)行回收，將其儲(chǔ)存在CSP 電站的儲(chǔ)熱系統(tǒng)中以便適時(shí)放熱增發(fā)電功率?；パa(bǔ)特性在調(diào)度的每個(gè)時(shí)段都是不同的，能夠根據(jù)具體的運(yùn)行狀況做出調(diào)整：當(dāng)系統(tǒng)對(duì)低碳性要求更高時(shí)，氫能可供火電機(jī)組進(jìn)行CO2甲烷化反應(yīng)從而降低系統(tǒng)碳排放量；當(dāng)系統(tǒng)對(duì)經(jīng)濟(jì)性要求更高時(shí)，氫能又可用于燃料電池?zé)犭娐?lián)產(chǎn)進(jìn)而使系統(tǒng)獲得綠證收益。因此，系統(tǒng)可根據(jù)現(xiàn)有儲(chǔ)氫量進(jìn)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(jì)性。

1.1 CSP電站與風(fēng)氫系統(tǒng)互補(bǔ)運(yùn)行模型

電轉(zhuǎn)氣過(guò)程分為2 個(gè)階段：第一階段是氫能生成階段，電解槽消納棄風(fēng)將電能轉(zhuǎn)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(duì)電轉(zhuǎn)氣兩階段運(yùn)行進(jìn)行了詳細(xì)建模，細(xì)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(gòu)建了計(jì)及余熱回收的CSP 電站與風(fēng)氫系統(tǒng)互補(bǔ)運(yùn)行模型。

1.1.1 CSP電站模型

由圖1 可知，鏡場(chǎng)通過(guò)太陽(yáng)輻射轉(zhuǎn)換收集熱能繼而加熱導(dǎo)熱介質(zhì)（heat-transfer fluid，HTF），TES根據(jù)不同時(shí)刻的負(fù)荷需求進(jìn)行儲(chǔ)放熱，其儲(chǔ)熱功率由HTF 傳熱功率和電轉(zhuǎn)熱功率組成，而放熱功率和鏡場(chǎng)熱功率相配合，通過(guò)HTF 推動(dòng)汽輪發(fā)電機(jī)發(fā)電，具體模型如下：

式中：Qgc，t為t時(shí)刻鏡場(chǎng)實(shí)際收集到的熱能；ηg-h為集熱鏡場(chǎng)的光-熱能量轉(zhuǎn)換效率；Agc為鏡場(chǎng)的面積；SDNI，t為t時(shí)刻太陽(yáng)光輻射強(qiáng)度；ηcr為儲(chǔ)熱效率；Qd-h，t為t時(shí)刻電轉(zhuǎn)熱過(guò)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(shí) 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(chǔ)熱功率；ηh-d為熱-電能量轉(zhuǎn)換效率；QCSP，t為t時(shí)刻HTF 輸送至汽輪發(fā)電機(jī)的熱功率；PCSP，t為t時(shí)刻CSP電站輸出電功率。

1.1.2 電解槽模型

電解槽響應(yīng)速度快，其簡(jiǎn)化模型為［15］：

式中：PEL，t、QEL，t分別為t時(shí)刻電解槽的耗電功率和產(chǎn)熱功率；NH2，t為t時(shí)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(chǔ)氫罐模型

儲(chǔ)氫系統(tǒng)在電解槽產(chǎn)氫的過(guò)程中將氫氣存儲(chǔ)在儲(chǔ)氫罐中，在發(fā)電過(guò)程中將氫氣輸送到燃料電池進(jìn)行熱電聯(lián)供，儲(chǔ)氫罐容量、壓強(qiáng)表達(dá)式為：

式中：WH2，t、MH2，t分別為t時(shí)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(shí)刻和t時(shí)刻儲(chǔ)氫罐容量、壓強(qiáng)；Δt為時(shí)間間隔；Tc為儲(chǔ)氫罐內(nèi)的溫度；V為儲(chǔ)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(yīng)過(guò)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(guò)電壓損耗Eact、歐姆過(guò)電壓損耗Eohm和濃差過(guò)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(biāo)準(zhǔn)溫度，單位為K；PH2、PO2、PH2O分別為氫氣在陽(yáng)極表面的分壓、氧氣在陰極表面的分壓和水蒸氣分壓，對(duì)于某一給定設(shè)備時(shí)其為定值；ΔSb為標(biāo)準(zhǔn)大氣壓下對(duì)應(yīng)的標(biāo)準(zhǔn)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(shí)其為固定值；n為氣體擴(kuò)散層孔隙率的常數(shù)；m為表示電解質(zhì)傳導(dǎo)率的函數(shù)，表達(dá)式如式（5）所示。

本文運(yùn)行溫度滿足60 ℃≤T≤95 ℃，故濃差過(guò)電壓損耗Econ可化簡(jiǎn)為：

HFC采用串并聯(lián)的方式進(jìn)行組合進(jìn)而產(chǎn)生電功率，但電壓損耗產(chǎn)生的熱效應(yīng)使得HFC 工作過(guò)程的總能量并未完全轉(zhuǎn)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(shí)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(guò)控制兩者的范圍可細(xì)化HFC的熱電聯(lián)產(chǎn)特性。

1.1.5 甲烷化模型

儲(chǔ)氫罐的容量變化能表示甲烷化反應(yīng)過(guò)程中輸入的氫能，其表達(dá)式為：

式中：PMR，t為t時(shí)刻甲烷化反應(yīng)過(guò)程中輸入的氫能；ΔMtan，t為t時(shí)刻甲烷化反應(yīng)過(guò)程中儲(chǔ)氫罐變化的容量；LHHV為氫氣的低熱值。

甲烷化反應(yīng)過(guò)程消耗CO2的同時(shí)伴隨著熱能的產(chǎn)生，具體模型如下：

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

1.2 綠證-碳交易機(jī)制

綠證交易機(jī)制作為可再生能源配額制的政策補(bǔ)充，反映了可再生能源發(fā)電的消納情況。對(duì)于發(fā)電企業(yè)，消納指標(biāo)由可再生能源發(fā)電量對(duì)總電量的占比表示［16］。政府規(guī)定對(duì)超過(guò)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(chǎng)上進(jìn)行出售從而獲得額外利潤(rùn)。而對(duì)于常規(guī)火電機(jī)組發(fā)電企業(yè)而言，為限制碳排放量，對(duì)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(chǎng)交易，并將定價(jià)機(jī)制分為多個(gè)購(gòu)買區(qū)間，根據(jù)碳排放量所處區(qū)間位置進(jìn)行相應(yīng)的購(gòu)價(jià)?；谏鲜鰧?duì)發(fā)電企業(yè)獎(jiǎng)懲機(jī)制的分析，具體綠證-碳交易聯(lián)合市場(chǎng)模型如附錄A式（A1）—（A4）所示。

2 考慮CSP 電站與風(fēng)氫系統(tǒng)互補(bǔ)的低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

本文研究短時(shí)間尺度下日前低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度優(yōu)化問(wèn)題，綜合考慮火電機(jī)組運(yùn)行成本C1、CSP 電站運(yùn)行成本C2、電轉(zhuǎn)熱凈運(yùn)行成本C3、綠證-碳交易成本C4和風(fēng)電運(yùn)維成本C5，以最小化總成本F為調(diào)度目標(biāo)，其表達(dá)式如下：

1）火電機(jī)組運(yùn)行成本C1。

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

2）CSP電站運(yùn)行成本C2。

式中：UCSP，t為t時(shí)刻CSP電站運(yùn)行狀態(tài)，UCSP，t=1表示CSP 電站處于啟動(dòng)狀態(tài)，UCSP，t=0 表示CSP 電站處于停機(jī)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(zhuǎn)熱凈運(yùn)行成本C3。

傳統(tǒng)電轉(zhuǎn)熱環(huán)節(jié)由EH實(shí)現(xiàn)，其成本為：

式中：KEH為EH 電熱轉(zhuǎn)換成本系數(shù)；PEH，t為t時(shí)刻EH的耗電功率。

引入電轉(zhuǎn)氣兩階段運(yùn)行替代EH，此時(shí)電轉(zhuǎn)熱凈運(yùn)行成本分為如下兩部分：電轉(zhuǎn)熱成本和甲烷收益。其中電轉(zhuǎn)熱成本包括電解槽費(fèi)用、儲(chǔ)氫費(fèi)用、HFC發(fā)電費(fèi)用。故電轉(zhuǎn)熱凈運(yùn)行成本表達(dá)式如下：

式中：CEL、CH、CFC、CCH4分別為電解槽費(fèi)用、儲(chǔ)氫費(fèi)用、HFC 發(fā)電費(fèi)用、甲烷收益；KEL、KH、KFC分別為電解水成本系數(shù)、儲(chǔ)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(shí)刻電解功率、儲(chǔ)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(shí)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(fèi)用；Cg為綠證收益。

5）風(fēng)電運(yùn)維成本C5。

式中：Kw為風(fēng)電運(yùn)維成本系數(shù)；P為t時(shí)刻風(fēng)電機(jī)組的預(yù)測(cè)出力。

2.2 約束條件

1）功率平衡約束。

式中：P為t時(shí)刻風(fēng)電向電網(wǎng)注入的總電功率；Pload，t為t時(shí)刻電負(fù)荷功率。

2）儲(chǔ)氫罐的內(nèi)部壓強(qiáng)約束。

式中：E為儲(chǔ)氫罐內(nèi)部所能承受的最大壓強(qiáng)。

3）電轉(zhuǎn)熱功率約束。

4）電轉(zhuǎn)氣兩階段運(yùn)行約束。

甲烷化耗氫速率約束為：

HFC運(yùn)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(yùn)行約束。

t時(shí)刻TES 的儲(chǔ)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(shí)進(jìn)行，調(diào)度周期結(jié)束后TES 儲(chǔ)熱量ETES，T恢復(fù)到初始調(diào)度時(shí)刻儲(chǔ)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(shí)刻TES 放熱、儲(chǔ)熱狀態(tài)；Qcr，t、Qfr，t分別為t時(shí)刻TES儲(chǔ)熱、放熱功率。

TES充放熱均有最大、最小功率限制，即：

6）風(fēng)電運(yùn)行約束。

式中：P為t時(shí)刻風(fēng)電負(fù)荷功率。除上述約束，還需滿足一些常見(jiàn)約束，包括各發(fā)電設(shè)備輸出功率約束和機(jī)組爬坡約束、機(jī)組啟停時(shí)間約束、直流潮流約束，具體表達(dá)式分別見(jiàn)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(duì)其進(jìn)行線性化處理，并采用CPLEX 求解器進(jìn)行求解。式（7）中PFC、QFC表達(dá)式包含2 個(gè)變量相乘，采用McCormick 方法進(jìn)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(jiàn)附錄A式（A8）和式（A9）。

3 算例分析

本文基于改進(jìn)的IEEE 30 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)進(jìn)行算例仿真分析，在節(jié)點(diǎn)2 處接入CSP 電站和電轉(zhuǎn)氣設(shè)備，在節(jié)點(diǎn)3、11、16 處接入風(fēng)電，并將與CSP 電站相連接的支路容量擴(kuò)建至130 MW。G1、G5、G8、G13 為常規(guī)火電燃煤機(jī)組，其參數(shù)見(jiàn)附錄B 表B1，碳排放量配額系數(shù)為0.7 t／（MW·h），天然氣價(jià)格收益取值為3.5 元／m3。CSP 電站參數(shù)見(jiàn)附錄B 表B2，運(yùn)行成本參數(shù)見(jiàn)附錄B 表B3，燃料電池模型參數(shù)見(jiàn)附錄B 表B4。電負(fù)荷、風(fēng)電出力、SDNI預(yù)測(cè)曲線見(jiàn)附錄B 圖B1，系統(tǒng)拓?fù)鋱D見(jiàn)附錄B圖B2。

3.1 電轉(zhuǎn)熱環(huán)節(jié)的影響分析

本文對(duì)CSP電站與風(fēng)氫系統(tǒng)的互補(bǔ)運(yùn)行進(jìn)行優(yōu)化求解，選取24 h為一個(gè)周期、1 h為步長(zhǎng)進(jìn)行仿真。針對(duì)綠證-碳交易聯(lián)合市場(chǎng)背景提出了如下4 種場(chǎng)景，并在場(chǎng)景1中針對(duì)引言部分提及的EH 運(yùn)行成本影響進(jìn)行了分析，具體分析見(jiàn)附錄C。

場(chǎng)景1：采用傳統(tǒng)CSP電站與EH聯(lián)合運(yùn)行。

場(chǎng)景2：采用CSP 電站與風(fēng)氫系統(tǒng)互補(bǔ)運(yùn)行，回收利用HFC 和電解槽工作過(guò)程的熱量，但未考慮CO2甲烷化過(guò)程。

場(chǎng)景3：在場(chǎng)景2 的基礎(chǔ)上考慮CO2甲烷化過(guò)程，但未對(duì)CO2甲烷化過(guò)程產(chǎn)生的熱量進(jìn)行利用。

場(chǎng)景4：在場(chǎng)景3 的基礎(chǔ)上考慮CO2甲烷化過(guò)程的熱量。

場(chǎng)景1 — 4 下的調(diào)度結(jié)果分別見(jiàn)附錄D 圖D1 —D4。不同場(chǎng)景下的仿真結(jié)果對(duì)比如表1所示。

表1 不同場(chǎng)景下的仿真結(jié)果對(duì)比Table 1 Comparison of simulative results under different scenarios

場(chǎng)景1 采用EH 來(lái)消納棄風(fēng)，較高的EH 成本使其電轉(zhuǎn)熱功率不高，棄風(fēng)消納效果不佳。由表1 可知，場(chǎng)景2 相較于場(chǎng)景1，碳排放量減少了29 t，總成本減少了18.47 萬(wàn)元，棄風(fēng)率減少了5.83 %，主要原因是場(chǎng)景2 改變了電轉(zhuǎn)熱的方式，即利用HFC 熱電聯(lián)供代替?zhèn)鹘y(tǒng)的EH 電轉(zhuǎn)熱形式，但場(chǎng)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(guò)HFC 發(fā)電進(jìn)行消耗，而HFC 因受限于運(yùn)行狀況對(duì)氫能的消耗也是有限的，加之沒(méi)有考慮甲烷收益，此時(shí)整體棄風(fēng)率仍然較高，為21.62 %。相較于場(chǎng)景2，場(chǎng)景3 將氫能消耗階段細(xì)分CO2甲烷化和HFC 運(yùn)行，即氫能一部分轉(zhuǎn)化為HFC 出力，另一部分與火電機(jī)組產(chǎn)生的CO2進(jìn)行反應(yīng)，因此系統(tǒng)棄風(fēng)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(wàn)元，綠證收益增加了9.56 萬(wàn)元，總成本減少了16.5 萬(wàn)元。這說(shuō)明兩階段運(yùn)行對(duì)減少棄風(fēng)、降低碳排放量、提高系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)效益具有顯著作用。場(chǎng)景4 充分利用HFC、電解槽與甲烷化三部分的供熱能力，高負(fù)荷時(shí)段儲(chǔ)熱、低負(fù)荷時(shí)段放熱，CSP 電站出力增加，此時(shí)CSP 電站中TES 充放熱情況見(jiàn)附錄D 圖D5。相較于場(chǎng)景3，場(chǎng)景4 實(shí)現(xiàn)了電能-氫能-熱能的互補(bǔ)調(diào)度。此時(shí)系統(tǒng)棄風(fēng)率維持在一個(gè)較低水平，線路容量限制著棄風(fēng)的進(jìn)一步減少。同時(shí)，場(chǎng)景4 考慮了CO2甲烷化過(guò)程，即通過(guò)售賣甲烷氣體獲得收益來(lái)抵消一部分成本，這使得場(chǎng)景4 下的電轉(zhuǎn)熱凈運(yùn)行成本相較于場(chǎng)景1 減少了7.24萬(wàn)元。

以場(chǎng)景4 為基礎(chǔ)，分析不同熱回收方式對(duì)系統(tǒng)運(yùn)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(duì)比見(jiàn)表2。

表2 不同熱回收方式下系統(tǒng)效益對(duì)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(jì)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?jī)?chǔ)存在儲(chǔ)熱裝置中，CSP 電站可調(diào)度的電能增加，火電機(jī)組出力減少，綠證收益增加，碳交易成本降低。由此可說(shuō)明，本文所提CSP 電站與風(fēng)氫系統(tǒng)互補(bǔ)運(yùn)行方式在兼顧系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性的同時(shí)，有效地限制了碳排放量。

3.2 綠證-碳交易聯(lián)合市場(chǎng)機(jī)制分析

1）考慮階梯式碳交易的影響分析。

為了進(jìn)一步挖掘系統(tǒng)減排潛力，引入階梯式碳交易機(jī)制，分為如下2 種場(chǎng)景：場(chǎng)景5、場(chǎng)景6 分別在場(chǎng)景3、場(chǎng)景4的基礎(chǔ)上將目標(biāo)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(jià)設(shè)為120 元／t，碳稅增長(zhǎng)率為0.1，碳交易區(qū)間長(zhǎng)度為120 t，場(chǎng)景5、場(chǎng)景6 下調(diào)度結(jié)果分別見(jiàn)附錄D圖D6和圖D7。

考慮階梯式碳交易機(jī)制后各仿真結(jié)果對(duì)比如表3所示。

表3 考慮階梯式碳交易機(jī)制后各仿真結(jié)果對(duì)比Table 3 Comparison of simulative results after considering ladder-type carbon trading mechanism

對(duì)比表1和表3可知，場(chǎng)景5相較于場(chǎng)景3，碳排放量減少了14 t，碳交易成本增加了1.33 萬(wàn)元，場(chǎng)景6相較于場(chǎng)景4，碳排放量增加了15 t，碳交易成本增加了1.25 萬(wàn)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(yán)格。可以說(shuō)明對(duì)于本文所提系統(tǒng)，階梯式碳交易機(jī)制能夠通過(guò)增加碳相關(guān)成本的方式來(lái)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(guò)程見(jiàn)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(yùn)行機(jī)理對(duì)系統(tǒng)效益的影響，以場(chǎng)景4 下CSP 電站和風(fēng)氫系統(tǒng)互補(bǔ)運(yùn)行為前提，設(shè)置了如下3 種場(chǎng)景：場(chǎng)景7，不考慮綠證-碳交易聯(lián)合市場(chǎng)；場(chǎng)景8，僅考慮碳交易市場(chǎng)；場(chǎng)景9，僅考慮綠證市場(chǎng)。場(chǎng)景7 — 9 下調(diào)度結(jié)果分別見(jiàn)附錄F圖F1 — F3。

不同市場(chǎng)機(jī)理下各仿真結(jié)果對(duì)比如表4所示。

表4 不同市場(chǎng)機(jī)理下仿真結(jié)果對(duì)比Table 4 Comparison of simulative results under different market mechanisms

由表4可知，場(chǎng)景7既沒(méi)有考慮綠證市場(chǎng)也沒(méi)有考慮碳交易市場(chǎng)，為使得系統(tǒng)總運(yùn)行成本最小，該場(chǎng)景下電轉(zhuǎn)氣氫能消耗階段中甲烷收益較大，故電轉(zhuǎn)熱運(yùn)行成本較低，但此時(shí)沒(méi)有碳交易成本的約束，碳排放量最高。相比于場(chǎng)景7，場(chǎng)景8增加了碳交易成本，該場(chǎng)景下碳排放量下降，主要原因有2 點(diǎn)：一是火電機(jī)組加入碳交易市場(chǎng)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(shí)甲烷收益最大，電轉(zhuǎn)熱運(yùn)行成本最小。相比于場(chǎng)景7，場(chǎng)景9 考慮了綠證交易市場(chǎng)，增加了綠證收益約束。此時(shí)為獲得綠證收益以減少總運(yùn)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(chǎng)景下火電機(jī)組出力減少，CSP電站和HFC出力增加，從發(fā)電側(cè)直接減排的角度限制了CO2的產(chǎn)出，故場(chǎng)景9 的碳排量水平最低。同時(shí)，為獲得高額的綠證收益，場(chǎng)景9下電轉(zhuǎn)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(fèi)用，致使該場(chǎng)景下電轉(zhuǎn)熱運(yùn)行成本最高。

綜上，由場(chǎng)景7 — 9 下的調(diào)度結(jié)果可以看出：不考慮綠證市場(chǎng)情況下，為追求系統(tǒng)運(yùn)行利益最大化，氫能更傾向于進(jìn)行CO2甲烷化而不供應(yīng)燃料電池發(fā)電。場(chǎng)景4 考慮了綠證-碳交易聯(lián)合市場(chǎng)，該場(chǎng)景下碳交易成本約束火電機(jī)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(jìn)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(duì)系統(tǒng)的提升作用

本文采用光熱-氫耦合互補(bǔ)調(diào)度方式，即將燃料電池的熱能傳輸至CSP 電站儲(chǔ)熱系統(tǒng)中，以實(shí)現(xiàn)光熱-氫耦合，下面對(duì)光熱-氫耦合的提升作用進(jìn)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(diǎn)：第一，熱電轉(zhuǎn)換效率較低僅為0.4，此時(shí)HFC 選擇直接多發(fā)電，而不會(huì)通過(guò)提高熱出力間接將熱能轉(zhuǎn)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(fù)相關(guān)。同時(shí)，光熱-氫耦合前HFC 與CSP 電站失去了聯(lián)系，無(wú)法對(duì)電制氫-儲(chǔ)氫罐-HFC 工作過(guò)程中的熱量進(jìn)行利用，CSP 電站無(wú)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(duì)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(jì)性影響分析

雖然氫能利用技術(shù)成本高，但隨著其投資成本的降低、運(yùn)行效率的提高、競(jìng)爭(zhēng)性能源市場(chǎng)的逐步開(kāi)放和完善、適當(dāng)程度的政策性支持，其經(jīng)濟(jì)性會(huì)得到改善［18］。下面對(duì)不同參數(shù)下燃料電池發(fā)電經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行分析。

1）綠證價(jià)格對(duì)發(fā)電經(jīng)濟(jì)性的影響。

鑒于本文所提聯(lián)合市場(chǎng)，新能源發(fā)電企業(yè)從綠證交易市場(chǎng)獲得相應(yīng)的收益。在本文提出的電轉(zhuǎn)氣兩階段運(yùn)行框架下，在不同綠證價(jià)格下，對(duì)HFC 的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行探究，結(jié)果如圖3所示。

圖3 不同綠證價(jià)格下的系統(tǒng)運(yùn)行結(jié)果Fig.3 Operating results of system under different green certificate prices

由圖3 可知：當(dāng)綠證價(jià)格較低時(shí)，系統(tǒng)更傾向于氫制甲烷獲得收益以使得總運(yùn)行成本降低，HFC 獲得的綠證收益低于發(fā)電過(guò)程花費(fèi)的電轉(zhuǎn)熱成本，HFC 發(fā)電經(jīng)濟(jì)性不佳；但隨著綠證價(jià)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(jìn)行，兩者獲得的收益使得系統(tǒng)總成本迅速下降；當(dāng)綠證價(jià)格進(jìn)一步升高時(shí)，HFC 發(fā)電獲得的綠證收益高于發(fā)電花費(fèi)的成本，進(jìn)入盈利階段，此時(shí)電制甲烷收益趨于穩(wěn)定。

2）電制氫效率對(duì)發(fā)電經(jīng)濟(jì)性的影響。

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

圖4 高、低綠證價(jià)格下電制氫效率對(duì)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(dāng)電制氫效率較低時(shí)，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(zhuǎn)熱成本。此時(shí)HFC 發(fā)電無(wú)法在經(jīng)濟(jì)方面有盈余；當(dāng)效率超過(guò)0.55后，HFC的運(yùn)行收益大于其運(yùn)行成本，具備一定的經(jīng)濟(jì)性。這表明在高綠證價(jià)格情況下，即使電制氫效率不高也能保證一定的經(jīng)濟(jì)性。而在圖4（b）所示的低綠證價(jià)格情況下，電轉(zhuǎn)熱成本減少且保持穩(wěn)定，這是因?yàn)镠FC 發(fā)電費(fèi)用大于甲烷化成本，系統(tǒng)更傾向于進(jìn)行價(jià)格更低且能獲得收益的甲烷化反應(yīng)。同時(shí)，低綠證價(jià)格和低電制氫效率使得HFC 不具備經(jīng)濟(jì)性。即使是在電制氫效率較高時(shí)HFC發(fā)電也只能借助甲烷化反應(yīng)獲得收益來(lái)彌補(bǔ)經(jīng)濟(jì)上的虧損。因此當(dāng)綠證價(jià)格較低時(shí)，氫能會(huì)優(yōu)先進(jìn)行甲烷化反應(yīng)從而獲得甲烷收益，當(dāng)效率較高即在0.8 以上時(shí)，采用HFC 發(fā)電和甲烷化裝置才能保證經(jīng)濟(jì)運(yùn)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(shí)考慮了運(yùn)行過(guò)程中甲烷化過(guò)程帶來(lái)的收益。綜合考慮這2 點(diǎn)后，燃料電池發(fā)電具有一定經(jīng)濟(jì)性。但若是從燃料電池獨(dú)立經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的角度出發(fā)，當(dāng)前階段發(fā)電經(jīng)濟(jì)性尚無(wú)法保證。隨著國(guó)家對(duì)新能源發(fā)電企業(yè)的相關(guān)激勵(lì)政策的出臺(tái)和電制氫技術(shù)的不斷成熟，未來(lái)燃料電池運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性會(huì)得到進(jìn)一步改善。

4 結(jié)論

為提高電力系統(tǒng)的低碳經(jīng)濟(jì)效益，本文綜合考慮綠證-碳交易聯(lián)合市場(chǎng)，構(gòu)建了CSP 電站與風(fēng)氫系統(tǒng)互補(bǔ)運(yùn)行優(yōu)化模型，分析了電制氫兩階段運(yùn)行和不同碳交易機(jī)制下系統(tǒng)碳排放量和總成本的情況，算例結(jié)果表明：

1）EH 運(yùn)行成本的提高使得CSP 電站低碳經(jīng)濟(jì)效益降低，采用電轉(zhuǎn)氣兩階段運(yùn)行替代傳統(tǒng)電轉(zhuǎn)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(yàn)證了本文所提低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度策略的可行性；

2）在本文提出的CSP電站和風(fēng)氫系統(tǒng)的互補(bǔ)運(yùn)行框架下，對(duì)電轉(zhuǎn)氣兩階段運(yùn)行、甲烷化過(guò)程產(chǎn)生的熱量進(jìn)行利用，提高了CSP 電站29.11 % 的電出力，在實(shí)現(xiàn)促進(jìn)風(fēng)能高品質(zhì)利用的同時(shí)增強(qiáng)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(chǎng)使得調(diào)度周期棄風(fēng)率下降了6.01 %，這對(duì)于未來(lái)構(gòu)建高比例風(fēng)能電力系統(tǒng)、促進(jìn)新能源發(fā)展具有重要意義。

附錄見(jiàn)本刊網(wǎng)絡(luò)版（http：//www.epae.cn）。