CN116599148A - 一种面向新能源消纳的氢电混合储能两阶段协同规划方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种面向新能源消纳的氢电混合储能两阶段协同规划方法，该方法首先确定若干典型日场景以表征全年的新能源出力情况，并制定考核机制；然后建立氢储能***的跨场景运行模型和电化学储能***的运行模型；接着通过丰能季电解槽利用弃电制氢并存储以及枯能季燃料电池消耗氢气发电，使大规模能量在丰枯季之间转移；通过日内电化学储能和碱式电解槽以及燃料电池的协同优化运行，将氢储能***长期跨场景运行和日内短期运行耦合在一起；最后通过多场景综合盈利最大为目标获取氢电混合储能的最优配置方案，并通过合作博弈理论在多家发电商之间进行公平分摊储能投建成本。本发明能够解决弃电和缺电问题，可平抑波动，保证***的安全运行。
Description
技术领域
本发明涉及储能规划领域，尤其涉及一种面向新能源消纳的氢电混合储能两阶段协同规划方法。
背景技术
我国清洁能源装机容量不断上升，截至2022年底，清洁能源装机突破12亿千瓦，达到12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3％。由于风、光、水等清洁能源出力的波动性和间歇性，这使得一些清洁能源富集地区在不同时间尺度上呈现出不同的用电矛盾，即日内时间尺度上风电和光伏出力的高波动风险，在跨季节长时间尺度上呈现出丰能季弃电和枯能季缺电的双重风险。
储能技术是解决以风、光为主的新能源***波动性、间歇性的有效技术。未来新型电力***将是以新能源为主体、火电为支撑的多元化能源***。以风、光、水为代表的可再生能源本身的波动性和间歇性决定了储能***将是新型电力***必不可少的组成部分。而从技术属性来看，储能正好能够满足新的能源***对灵活性的需求。
目前对储能技术的研究主要着重于日内时间尺度的新能源出力波动平抑，采用能量型储能***(如电化学储能、氢储能)平抑光伏出力波动，采用功率型储能(如超级电容器储能、飞轮储能等)平抑风电出力波动。但对于长时间跨季节储能和短期日内储能协同规划以及优化调度，以兼顾减少不同季节弃电量和缺电量以及日内新能源出力波动的平抑，目前鲜有相应的研究。
发明内容
本发明的目的在于针对现有技术的不足，提供一种面向新能源消纳的氢电混合储能两阶段协同规划方法。本发明能够减少清洁能源富集地区的弃电风险和缺电风险，为保障电网的安全稳定运行做出贡献。
本发明的目的是通过以下技术方案来实现的：一种面向新能源消纳的氢电混合储能两阶段协同规划方法，包括以下步骤：
(1)根据河流丰枯期、季节更替及阴雨晴天气对规划场景进行划分，以确定若干个典型日场景，并生成场景对应的水量变化曲线以及光伏出力曲线，同时确定各自场景在一年中的天数占比；
(2)各发电商根据所述步骤(1)获取的水量变化曲线和光伏出力曲线以自身发电收益最大为目标上报计划出力，电网对各发电商上报的计划出力进行调整，并指定相应的考核制度；电网根据调整后的计划出力和本地负荷在联络线上的传输功率，根据传输功率对能量丰枯季进行划分；
(3)氢储能***由碱式电解槽、高压储氢罐和燃料电池组成，电化学储能***由若干磷酸铁锂电池组成，对氢储能***和电化学储能***进行分析以构建氢储能***和电化学储能***的运行模型，并对高压储氢罐的跨场景耦合运行过程进行建模，以获取高压储氢罐跨场景时序耦合调度下的荷氢状态变化模型；
(4)根据所述步骤(3)构建的氢储能***和电化学储能***的运行模型构建氢电混合储能***，并以各电站年化盈利最大为目标对氢电混合储能***的容量配置进行两阶段优化；
(5)通过合作博弈理论对所述步骤(4)优化后的氢电混合储能***投建及运维成本进行分摊，以获取公平的投建及运维成本。
进一步地，所述步骤(1)包括以下子步骤：
(1.1)根据研究地区的河流丰枯期情况将规划场景划分为丰水期、平水期和枯水期，并分别生成场景对应的水量变化曲线，同时确定各自场景在一年中的天数占比；
(1.2)根据研究地区的季节更替将季节时段在所述步骤(1.1)划分的场景的基础上进行叠加，以进一步划分为新的场景，并确定各自场景在一年中的天数占比；
(1.3)根据研究地区的历史光伏出力数据将规划场景划分为阴雨天和晴天，并分别生成场景对应的光伏出力曲线，同时确定各自场景在一年中的天数占比；
(1.4)将所述步骤(1.3)划分的场景的叠加在所述步骤(1.2)划分的场景上，以生成包含了季节、河流丰枯和天气三重因素的场景，并确定各自场景在一年中的天数占比。
进一步地，所述步骤(2)包括以下子步骤：
(2.1)各水电发电商和光伏发电商根据所述步骤(1)获取的水量变化曲线和光伏出力曲线进行预测，以自身发电收益最大为目标上报自身的计划出力；
(2.2)在满足电网安全约束的情况下，对所述步骤(2.1)各发电商上报的计划出力进行发电计划调整：当各发电商上报的计划出力之和超出了电网传输极限时，优先保证光伏出力全额上网，各水电站按照自身装机容量在总水电装机容量中的占比去削减计划出力的超出部分；当各发电商上报的计划出力之和未超出电网传输极限时，则不对各发电商上报的计划出力作任何调整；
(2.3)当光伏实际出力与所述步骤(2.2)中调整后的日前上报的计划出力产生偏差时，电网将一天内的偏差量进行累计并考核，仅对光伏的实际出力和计划出力的偏差作考核；
(2.4)根据所述步骤(2.2)得到的调整后的各发电商的计划出力和本地负荷获取联络线上的传输功率，并对传输功率进行分析判断以确定电网与外部电网联络线上的电力传输方向；
(2.5)根据所述步骤(2.4)确定的联络线上的电力传输方向对能量丰枯季进行划分：当场景一天内联络线上的电力传输方向始终保持电力送往外部电网时，则该场景为丰能季；当场景一天内仅在光伏出力为50％额定装机容量的时段需要外购电力时，则该场景为平能季；除上述两种情况外，其余场景均是枯能季。
进一步地，所述步骤(2.4)具体为：首先将所述步骤(2.2)获取的调整后的各水电发电商和光伏发电商的计划出力之和减去本地负荷后以获取净功率差，净功率差为联络线上的传输功率；然后对传输功率进行分析：若传输功率为正，表示发电商的计划出力之和大于本地负荷，则将富余电力通过联络线送往外部电网；若传输功率为负，表示发电商的计划出力之和小于本地负荷，则需要通过联络线从外部电网购买电力；若传输功率为0，表示发电商的计划出力之和与本地负荷平衡，则本地电网与外部电网没有电力交换。
进一步地，所述步骤(3)包括以下子步骤：
(3.1)当各电站出力总和高于本地负荷且超出最大外送功率时，超出部分由碱式电解槽利用因电网安全容量限制而产生的弃电进行消纳制氢；
(3.2)将所述步骤(3.1)制得的氢气存储于高压储氢罐内，通过高压储氢罐存储丰能季碱式电解槽利用富余电量制取的氢气，在平能季或枯能季本地电源出力无法满足负荷需求时，将氢气输送给燃料电池发电，通过燃料电池消耗氢气发电补偿本地电网的电力缺口；
(3.3)高压储氢罐的充放氢调度是以年为周期的，对其要求是在一年的时间尺度下，年初时段和年末时段的荷氢状态相同，而对一天内初始时段和末尾时段的荷氢状态是否相等不做要求，即在一天的始末时段，其荷氢状态并不相同，据此获取当前高压储氢罐的荷氢状态变化；其中，当前高压储氢罐的荷氢状态变化为当天荷氢状态变化叠加上前一天始末时段高压储氢罐荷氢状态的差值；
(3.4)对于跨场景时序耦合的优化调度，根据当前场景上一时段的充放氢策略和上一场景始末时段荷氢状态的差值获取当前场景下的荷氢状态；
(3.5)根据所述步骤(3.4)中的高压储氢罐的跨场景耦合运行过程进行建模，以获取高压储氢罐跨场景时序耦合调度下的荷氢状态变化模型；
(3.6)电化学储能***运行过程中，要确保避免同时充放电，并将充放电功率限制在额定工作功率内，据此构建电化学储能***的充放电功率模型及其约束条件；
(3.7)电化学储能***的荷电状态受到上一时段充放电行为的影响，且在运行过程中有最大最小荷电状态限制，同时需要保证一天的始末时段荷电状态相同，据此构建电化学储能***的荷电状态模型及其约束条件。
进一步地，所述步骤(3.4)中所述当前场景上一时段的充放氢策略具体为：对于日内调度分量，根据上一时段的高压储氢罐的荷氢状态以及当前时段的充氢/放氢量获取高压储氢罐的荷氢状态变化；
所述步骤(3.4)中所述上一场景始末时段荷氢状态的差值具体为：对于跨场景调度分量，该跨场景调度分量为当前场景日内第一个时段的荷氢状态和上一场景日内最后一个时段的荷氢状态的差值。
进一步地，所述步骤(4)包括以下子步骤：
(4.1)根据所述步骤(3)构建的氢储能***和电化学储能***的运行模型构建氢电混合储能***，确定整个建氢电混合储能***的功率平衡条件，且碱式电解槽和燃料电池不在同一场景下同时工作；
(4.2)第一阶段以氢电混合储能***的年化投资成本最小为目标函数，以新能源弃电消纳为目标对氢电混合储能***的容量配置进行优化；
(4.3)按照氢电混合储能***在日内协调优化运行的整体原则对电化学储能***、碱式电解槽和燃料电池的工作功率进行修正，以获取修正后的电化学储能***、碱式电解槽和燃料电池的工作功率；
(4.4)当处于碱式电解槽运行的场景内且光伏实际出力产生偏差时，首先通过调整电化学储能***的充放电功率以降低光伏出力偏差；当偏差高于电化学储能***的额定工作功率或者其荷电状态处于安全运行边界时，则调整碱式电解槽的工作功率平抑光伏剩余出力偏差；当超出了碱式电解槽的安全运行边界时，剩余光伏出力偏差则被考核；
(4.5)当处于燃料电池工作的场景且光伏实际出力产生偏差时，首先调整电化学储能***的充放电功率以降低光伏出力偏差；当偏差高于电化学储能***的额定工作功率或其荷电状态处于安全运行边界时，则调整燃料电池的功率以平抑光伏剩余出力偏差；当燃料电池已达到最小工作功率或额定工作功率时，则剩余光伏出力偏差被考核；
(4.6)根据所述步骤(4.4)和所述步骤(4.5)得到的偏差考核成本以及缺额考核成本获取光伏电站的出力偏差考核成本；
(4.7)根据电化学储能***的荷电状态和潜在弃电功率制定工作策略以避免碱式电解槽长时间运行于小于等于25％碱式电解槽额定工作功率；其中，潜在弃电功率为总发电量减去负荷以及最大外送功率后的差值；运行时间大于一个最小调度时段即为所述长时间；
(4.8)根据上网电量收益和燃料电池部分发电收益获取水电站的收益，根据上网电量收益和出力偏差考核成本获取光伏电站的收益；
(4.9)第二阶段以各场景下全体电站的日内运行收益的加权平均最大为目标对氢电混合储能***的日内协同运行调度进行优化。
进一步地，所述步骤(4.3)中所述氢电混合储能***在日内协调优化运行的整体原则具体为：当电化学储能不能完全平抑光伏出力误差时，由电解槽或者燃料电池调整工作功率尽量平抑剩余的光伏出力误差；当潜在弃电功率低于电解槽安全运行边界时，电化学储能***放电尽量延长电解槽工作时间以减少弃电；
所述步骤(4.3)中修正后的电化学储能***的工作功率具体包括：电化学储能***的充电功率由各光伏电站的出力正偏差组成：该充电功率为各光伏电站在场景s下时段t内用于平抑光伏出力正偏差所使用的充电功率之和；电化学储能***的放电功率包括用于平抑光伏电站出力负偏差的一部分和用于延长碱式电解槽的工作时间的另一部分：该放电功率由多部分构成，该放电功率为各光伏电站在场景s下时段t内用于平抑光伏出力负偏差所使用的放电功率以及支撑电解槽安全工作的放电功率之和；
所述步骤(4.3)中修正后的碱式电解槽的工作功率具体为：碱式电解槽的工作功率包括各水电站在日前计划校正中被削去的水电出力之和、各光伏电站的光伏出力的部分偏差以及电储能***放电支撑功率；
所述步骤(4.3)中修正后的燃料电池的工作功率具体为：燃料电池的工作功率包括用于平抑各光伏电站的出力负偏差的一部分和用于枯能季或平能季并网供电的另一部分。
进一步地，所述步骤(4.4)具体包括：a1.当处于碱式电解槽运行的场景内时，若光伏实际出力高于计划出力，多余出力首先为电化学储能***充电；若电化学储能***的荷电状态达到了最大荷电状态，且光伏还有多余出力或者荷电状态尚未达到最大值但已处于最大充电功率状态，则提高碱式电解槽的工作功率继续消纳多余光伏出力；若碱式电解槽已处于额定工作功率状态，则剩余光伏出力偏差被考核；a2.当处于碱式电解槽运行的场景内时，若光伏实际出力低于计划出力且电化学储能***的荷电状态尚未达到最小值，功率缺额由电化学储能***放电补充；若电化学储能***的荷电状态达到了最小荷电状态且光伏还有功率缺额，则该部分由碱式电解槽降低工作功率补偿；若碱式电解槽的工作功率位于安全运行边界下限，则光伏出力剩余功率缺额被考核；
所述步骤(4.5)具体包括：b1.当处于燃料电池工作的场景时，如果光伏实际出力高于计划出力且电化学储能***的荷电状态尚未达到最大值，电化学储能***充电消纳多余出力；若电化学储能***的荷电状态达到了最大荷电状态或者尚未达到荷电状态但已处于最大充电功率状态，此时光伏若还有多余出力，则燃料电池削减出力平抑光伏剩余出力偏差；若燃料电池已达到最小工作功率，则剩余偏差被考核；b2.当处于燃料电池工作的场景时，如果光伏实际出力低于计划出力且电化学储能***的荷电状态尚未达到最小值，首先由电化学储能***放电补充以降低光伏出力偏差；若电化学储能***的荷电状态达到了最小荷电状态且光伏还有出力缺额，则剩余缺额功率由燃料电池增加出力补充；若燃料电池已达到额定工作功率，则剩余偏差缺额被考核；
所述步骤(4.7)中所述工作策略具体为：如果上一时段电化学储能***的荷电状态尚未达到最小荷电状态，当前时段潜在弃电功率位于5％-25％碱式电解槽额定工作功率，则由电化学储能***放电支撑碱式电解槽正常工作，延长碱式电解槽的工作时间以减少弃电；如果上一时段电化学储能***的荷电状态已处于最小荷电状态，且当前时段潜在弃电功率位于5％-25％碱式电解槽额定工作功率，则减少外送电力，以保障碱式电解槽安全工作；如果上一时段电化学储能***的荷电状态已处于最小荷电状态，且当前时段潜在弃电功率小于5％电解槽额定工作功率时，则碱式电解槽停机，产生少量弃电。
进一步地，所述步骤(5)包括以下子步骤：
(5.1)计算各家电站对于大联盟的边际贡献，边际贡献的表达式为：
其中，ψx(N,v)为第x家电站对整个大联盟N的边际贡献；表示第x家电站加入联盟S-{x}的概率；v(S)表示原先联盟S的收益；v(SU{x})表示第x家电站加入联盟S后，新的联盟的收益；m表示m家水电站，n表示n家光伏电站，所有电站共同合作时，形成了大联盟N，而实际组成的联盟为S；
(5.2)采用夏普利值法，根据各家电站的边际贡献的比例对氢电混合储能***投建及运维成本进行分摊，以获取公平的投建及运维成本，表示为：
其中，为第x家电站的公平分摊的投建及运维成本，Cinv为总的储能投资成本。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
(1)本发明构建了长短期混合储能***协同规划以及优化调度框架，能够使不同形式的储能优势互补，有助于产生更大的经济效益；
(2)本发明建立了长时间储能跨场景时序耦合运行模型，使长时间储能***的建模更加符合实际；
(3)本发明采用了合作博弈理论使多主体共建储能时投资成本的分摊更为合理，有利于增强大联盟的稳定性。
附图说明
图1为本发明的氢电混合储能***优化运行框架示意图。
具体实施方式
这里将详细地对示例性实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本申请相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本申请的一些方面相一致的装置和方法的例子。应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本申请。
在本申请使用的术语是仅仅出于描述特定实施例的目的，而非旨在限制本申请。在本申请和所附权利要求书中所使用的单数形式的“一种”、“所述”和“该”也旨在包括多数形式，除非上下文清楚地表示其他含义。还应当理解，本文中使用的术语“和/或”是指并包含一个或多个相关联的列出项目的任何或所有可能组合。
应当理解，尽管在本申请可能采用术语第一、第二、第三等来描述各种信息，但这些信息不应限于这些术语。这些术语仅用来将同一类型的信息彼此区分开。例如，在不脱离本申请范围的情况下，第一信息也可以被称为第二信息，类似地，第二信息也可以被称为第一信息。取决于语境，如在此所使用的词语“如果”可以被解释成为“在……时”或“当……时”或“响应于确定”。
参见图1，本发明实施例中的面向新能源消纳的氢电混合储能两阶段协同规划方法，该方法能够完善长时间储能跨季节时序耦合的运行建模方式，同时能够考虑长时间储能和短时储能的协同规划及日内耦合运行，具体包括以下步骤：
(1)根据河流丰枯期、季节更替及阴雨晴天气对规划场景进行划分，以确定若干个典型日场景，并生成场景对应的水量变化曲线以及光伏出力曲线，同时确定各自场景在一年中的天数占比，有利于代表全年365天的时序仿真，同时有助于减小计算规模。
(1.1)根据研究地区的河流丰枯期情况将规划场景划分为丰水期、平水期和枯水期，并分别生成场景对应的水量变化曲线，同时确定各自场景在一年中的天数占比。
具体地，根据研究地区的河流丰枯期情况可以将规划场景划分为丰水期、平水期和枯水期，并分别生成丰水期、平水期和枯水期对应的水量变化曲线，便于后续计算水电出力；同时还需确定各自场景包含的天数，如此便可确定各自场景在一年中的天数占比。
(1.2)根据研究地区的季节更替将季节时段在步骤(1.1)划分的场景的基础上进行叠加，以进一步划分为新的场景，并确定各自场景在一年中的天数占比。
具体地，季节包括春季、夏季、秋季和冬季，将季节时段叠加在步骤(1.1)划分的场景上，对步骤(1.1)划分的场景进行进一步划分，可以划分为夏季丰水期、秋季丰水期、秋季平水期、冬季枯水期、春季枯水期以及春季平水期6个场景，并确定各自场景包含的天数，如此便可确定各自场景在一年中的天数占比。
(1.3)根据研究地区的历史光伏出力数据将规划场景划分为阴雨天和晴天，并分别生成场景对应的光伏出力曲线，同时确定各自场景在一年中的天数占比。
具体地，根据研究地区的历史光伏出力数据将规划场景划分为阴雨天和晴天，并分别生成阴雨天和晴天对应的光伏出力曲线，便于后续计算光伏出力；同时还需确定各自场景包含的天数，如此便可确定各自场景在一年中的天数占比。
(1.4)将步骤(1.3)划分的场景的叠加在步骤(1.2)划分的场景上，以生成包含了季节、河流丰枯和天气三重因素的场景，并确定各自场景在一年中的天数占比。
具体地，在步骤(1.2)划分的场景的基础上叠加步骤(1.3)划分的场景，可以将六个场景进一步划分为夏季丰水期阴雨天、夏季丰水期晴天、秋季丰水期阴雨天、秋季丰水期晴天、秋季平水期阴雨天、秋季平水期晴天、冬季枯水期阴雨天、冬季枯水期晴天、春季枯水期阴雨天、春季枯水期晴天、春季平水期阴雨天和春季平水期晴天12个场景，每个场景均包含了季节、河流丰枯和天气三重因素；同时需要确定各自场景包含的天数，进一步确定各自场景在一年中的天数占比，表示为：
其中，ωscene(k)表示第k个场景在一年中出现的概率，即第k个场景在一年中的天数占比；X(k)表示一年中第k个场景包含的天数；Ωscene表示按照步骤(1.1)-步骤(1.4)得到的场景集合。
(2)各发电商根据步骤(1)获取的水量变化曲线和光伏出力曲线以自身发电收益最大为目标上报计划出力，电网对各发电商上报的计划出力进行调整，并指定相应的考核制度；电网根据调整后的计划出力和本地负荷在联络线上的传输功率，根据传输功率对能量丰枯季进行划分。
(2.1)各水电发电商和光伏发电商根据步骤(1)获取的水量变化曲线和光伏出力曲线进行预测，以自身发电收益最大为目标上报自身的计划出力。
本实施例中，水电发电商的发电收益的表达式为：
其中，T表示调度周期，日内调度以一小时为调度时间单位，调度周期为24小时，即T＝24；表示第i家水电站在场景s时段t内上报的计划出力，单位为千瓦(kW)；为水电在时段t内的上网电价，单位为元/kW。
进一步地，水电发电商上报的计划出力为：
其中，式(3)～(5)为水电发电商优化自身上报出力计划时的约束；式(3)表示第i个水电站在场景s下上报的时段t内的计划出力取机组理论出力/>和机组额定出力/>的最小值，Vi,s,t、Qi,s,t分别表示场景s下时段t内第i个水电站的水库库容和机组发电流量，单位分别是立方米(m3)和立方米每秒(m3/s)；/>表示水电机组的理论出力是其水库库容和机组发电流量的二元函数；式(4)表示场景s下第i个水电站的水库在时段t内的库容Vi,s,t和其上一时段的库容Vi,s,t-1以及时段t内的水库来水流量/>和放水流量/>相关；Δt表示最小调度时间单位，即1小时；式(5)为水电机组发电流量以及水库放水流量的约束，/>分别为第i个水库的最小放水流量和最大放水流量，单位为立方米每秒(m3/s)。
类似地，可以根据光伏发电商的发电收益进一步获取到光伏发电商上报的计划出力，即第j家光伏电站根据日前光照辐射预测上报自身在场景s下时段t内的发电计划出力为
(2.2)在满足电网安全约束的情况下，对步骤(2.1)各发电商上报的计划出力进行发电计划调整：当各发电商上报的计划出力之和超出了电网传输极限时，优先保证光伏出力全额上网，各水电站按照自身装机容量在总水电装机容量中的占比去削减计划出力的超出部分；当各发电商上报的计划出力之和未超出电网传输极限时，则不对各发电商上报的计划出力作任何调整。具体可以表示为：
else:
其中，Ωhydro、ΩPV分别表示水电站和光伏电站的集合；表示场景s下时段t内的本地负荷；/>表示最大电力外送功率；/>分别表示电网对第i个水电站和第j个光伏电站下发的调整后的发电计划；/>表示第i个水电站的额定装机容量。
(2.3)当光伏实际出力与步骤(2.2)中调整后的日前上报的计划出力产生偏差时，电网将一天内的偏差量进行累计并考核，由于水电承担了保障光伏优先全额上网的作用，故对水电实际出力和日前上报出力计划的偏差不予考核，仅对光伏的实际出力和计划出力的偏差作考核。具体表示为：
其中，表示第j个光伏电站在场景s时段t内的出力偏差考核成本；/>表示第j个光伏电站在场景s时段t内的实际出力；δPV为单位光伏出力偏差的考核成本，单位为元/kW。
(2.4)根据步骤(2.2)得到的调整后的各发电商的计划出力和本地负荷获取联络线上的传输功率，并对传输功率进行分析判断以确定电网与外部电网联络线上的电力传输方向。
本实施例中，传输功率的表达式为：
其中，表示场景s时段t内的联络线上的传输功率(即净功率差)。若大于0，表示本地可再生能源出力高于负荷，可将富余电力外送至外部电网；若小于0，表示本地可再生能源出力低于负荷，需要从外部电网购买电力；若/>等于0，表示本地的可再生能源出力和负荷刚好平衡，与外部电网没有电力交换。
具体地，首先将步骤(2.2)获取的调整后的各水电发电商和光伏发电商的计划出力之和减去本地负荷后以获取净功率差，净功率差为联络线上的传输功率；然后对传输功率进行分析：若传输功率为正，表示发电商的计划出力之和大于本地负荷，则将富余电力通过联络线送往外部电网；若传输功率为负，表示发电商的计划出力之和小于本地负荷，则需要通过联络线从外部电网购买电力；若传输功率为0，表示发电商的计划出力之和与本地负荷平衡，则本地电网与外部电网没有电力交换。
(2.5)根据步骤(2.4)确定的联络线上的电力传输方向对能量丰枯季进行划分：当场景一天内联络线上的电力传输方向始终保持电力送往外部电网时，则该场景为丰能季；当场景一天内仅在光伏出力为50％额定装机容量的时段需要外购电力时，则该场景为平能季；除上述两种情况外，其余场景均是枯能季。
应当理解的是，在丰能季，水电出力足够大，可能没光伏也能满足本地负荷供电；在枯能季，由于水电出力很小，可能光伏满发也还需要外购电力。
(3)氢储能***由碱式电解槽、高压储氢罐和燃料电池组成，电化学储能***由若干磷酸铁锂电池组成，对氢储能***和电化学储能***进行分析以构建氢储能***和电化学储能***的运行模型，并对高压储氢罐的跨场景耦合运行过程进行建模，以获取高压储氢罐跨场景时序耦合调度下的荷氢状态变化模型。
(3.1)当各电站出力总和高于本地负荷且超出最大外送功率时，超出部分由碱式电解槽利用因电网安全容量限制而产生的弃电进行消纳制氢：
其中，表示场景s下时段t内碱式电解槽的工作功率；/>表示各水电站在场景s下时段t内的并网功率之和；/>表示第j个光伏电站在场景s时段t内的实际出力；/>表示场景s下时段t内的本地负荷；/>表为最大传输功率。
(3.2)将步骤(3.1)制得的氢气存储于高压储氢罐内，通过高压储氢罐存储丰能季碱式电解槽利用富余电量制取的氢气，在平能季或枯能季本地电源出力无法满足负荷需求时，将氢气输送给燃料电池发电，通过燃料电池消耗氢气发电补偿本地电网的电力缺口。如此设置，有利于减小缺电风险。具体可以表示为：
其中，为场景s时段t内注入高压储氢罐的氢气流量，单位为千克/秒(kg/s)，该氢气流量和碱式电解槽的工作功率/>成正比；κP2H为电能和氢气热值的比值，取0.0257；ηec为碱式电解槽的工作效率；/>为燃料电池在场景s下时段t内的出力，单位为千瓦(kW)；/>为从高压储氢管流出并注入燃料电池的氢气流量，单位为千克/秒(kg/s)；ηfc,e为燃料电池的发电效率。
(3.3)高压储氢罐作为长时间储能装置，其充放氢调度是以年为周期的，对其要求是在一年的时间尺度下，年初时段和年末时段的荷氢状态相同，而对一天内初始时段和末尾时段的荷氢状态是否相等不做要求，即在一天的始末时段，其荷氢状态并不相同，据此获取当前高压储氢罐的荷氢状态变化。其中，当前高压储氢罐的荷氢状态变化为当天荷氢状态变化叠加上前一天始末时段高压储氢罐荷氢状态的差值。
具体地，高压储氢罐内的荷氢状态表示为：
其中，SOHs,t为场景s下时段t内高压储氢管内的荷氢状态；表示场景s时段t内高压储氢管内的压强；/>为高压储氢罐的额定工作压强，这里取98Mpa；SOH1,1表示初始场景下初始时段内高压储氢罐的荷氢状态；SOHNs,T表示最后一个场景下的最后一个时段内高压储氢罐的荷氢状态。
(3.4)对于跨场景时序耦合的优化调度，根据当前场景上一时段的充放氢策略和上一场景始末时段荷氢状态的差值获取当前场景下的荷氢状态，表示为：
SOH＝SOHintra+SOHinter (14)
其中，SOH表示当前场景下的荷氢状态；SOHintra为日内调度分量，即当前场景上一时段的充放氢策略；SOHinter为跨场景调度分量，即上一场景始末时段荷氢状态的差值。
进一步地，当前场景上一时段的充放氢策略具体为：对于日内时间尺度的优化调度，根据上一时段的高压储氢罐的荷氢状态以及当前时段的充氢/放氢量获取高压储氢罐的荷氢状态变化，表示为：
其中，为氢气的摩尔质量，为2g/mol；Vtank为高压储氢罐的体积，单位为m3；R为常数，8.31J/(mol*K)；T不在下标为工作温度，288K；/>为高压储氢罐的额定工作压强，这里取98Mpa；/>分别为场景s时段t内高压储氢罐的氢气流入、流出速率，单位为kg/s。
进一步地，氢储能***的调度要求是一年内的初始时段和末尾时段的荷氢状态相同，据此将每个场景在一年内的时段分布进行集中处理，根据此时各场景内氢储能***相邻两天的荷氢状态联系以及上一场景最后一天和下一场景的第一天的荷氢状态联系获取跨场景调度的荷氢状态变化。
应当理解的是，在一年365天中，一个场景所对应的日期可能不是连续分布的，可将归属于同一个场景的日期集中在一起，然后将这些场景在一年内进行依次排序。这样做有利于跨场景运行的简化分析，且效果和采用原始场景分布序列相同。
进一步地，上一场景始末时段荷氢状态的差值具体为：对于跨场景调度分量SOHinter，其和当前场景日内第一个时段的荷氢状态和上一场景日内最后一个时段的荷氢状态的差值有关，表示为：
SOHinter＝SOHs,T-SOHs,1 (16)
其中，SOHs,1为初始时段的荷氢状态，SOHs,T为末尾时段的荷氢状态，下标T表示末尾时段。即对于跨场景调度分量，可以只关注初始时段的荷氢状态SOHs,1和末尾时段的荷氢状态SOHs,T，有利于减少计算规模。
(3.5)根据步骤(3.4)中的高压储氢罐的跨场景耦合运行过程进行建模，以获取高压储氢罐跨场景时序耦合调度下的荷氢状态变化模型，其表达式为：
其中，X(k)表示第k个场景所包含的天数，T在下标处表示末尾时段，T不在下标处表示温度。
综上所述，对氢储能***的运行过程分析完成，即相应的氢储能***的运行模型构建完成；氢储能***的运行模型为公式(10)～(17)，其中，高压储氢罐跨场景时序耦合调度下的荷氢状态变化模型为公式(17)。
(3.6)电化学储能***运行过程中，要确保避免同时充放电，并将充放电功率限制在额定工作功率内，据此构建电化学储能***的充放电功率模型及其约束条件，表示为：
其中，分别为电化学储能***的充/放电功率，/>为充放电状态变量，为1时表示开始充电/放电，为0时表示无动作；/>为最大充/放电功率，即为额定工作功率；/>为电化学储能***的额定功率(kW)。
(3.7)电化学储能***的荷电状态受到上一时段充放电行为的影响，且在运行过程中有最大最小荷电状态限制，同时需要保证一天的始末时段荷电状态相同，据此构建电化学储能***的荷电状态模型及其约束条件，表示为：
其中，SOCs,t表示场景s时段t内电化学储能***的荷电状态，分别表示场景s下时段t内电化学储能的充电/放电功率，Δt为最小调度时间单元，1小时；/>表示电化学储能的额定容量；SOCmax,SOCmin分别表示电化学储能的最大/最小荷电状态；SOCs,1,SOCs,T分别表示电化学储能一天内第一个时段和最后一个时段的荷电状态。
综上所述，对电化学储能***的运行过程分析完成，即相应的电化学储能***的运行模型构建完成；电化学储能***的运行模型就是它的充放电功率以及荷电状态及其相关约束条件，即与公式(19)～(20)相对应。
本实施例中，电化学储能***由若干磷酸铁锂电池组成，当光伏实际出力和日前上报计划出力产生偏差时，由电化学储能***通过充电或放电以平抑该偏差，进而减小光伏电站的考核成本。
(4)根据步骤(3)构建的氢储能***和电化学储能***的运行模型构建氢电混合储能***，并以各电站年化盈利最大为目标对氢电混合储能***的容量配置进行两阶段优化。
(4.1)根据步骤(3)构建的氢储能***和电化学储能***的运行模型构建氢电混合储能***，确定整个建氢电混合储能***的功率平衡条件，且碱式电解槽和燃料电池不在同一场景下同时工作。
本实施例中，氢电混合储能***的功率平衡的表达式为：
其中，为全体水电站总出力，/>为全体光伏电站实际出力，/>为场景s下时段t内燃料电池出力，/>为场景s下时段t内电化学储能***的放电功率，/>为场景s下时段t内的原定负荷功率，/>为场景s下时段t内联络线上的外送功率，/>为场景s下时段t内碱式电解槽工作功率。
在实际运行中，为确保氢储能***电-氢-电转换的经济性，设定电解槽和燃料电池不能在同一个场景下同时工作，即：
其中，均为0-1变量，分别表示场景s时段t内燃料电池和碱式电解槽的启停状态，为1时表示启动，为0时表示停机；/>分别为碱式电解槽和氢燃料电池的额定工作功率(kW)。
(4.2)第一阶段以氢电混合储能***的年化投资成本最小为目标函数，以新能源弃电消纳为目标对氢电混合储能***的容量配置进行优化：
其中，为氢储能***的年化投资成本，/>为电化学储能***的年化投资成本；cec、cfc分别为碱式电解槽和氢燃料电池的单位功率投资成本(元/kW)，/>分别为碱式电解槽和氢燃料电池的额定工作功率(kW)，ctank、/>分别表示98MPa高压储氢罐的单位体积投资成本(元/m3)和配置容量(m3)；rS为资金贴现率，取5％；/>为氢储能***的运行时长，取20年。/>分别表示电化学储能***的单位功率投资成本和单位容量投资成本(元/kW)，/>分别为电化学储能***的额定功率(kW)和额定容量(kWh)；为电化学储能***的运行年限，设为3年。
(4.3)按照氢电混合储能***在日内协调优化运行的整体原则对电化学储能***、碱式电解槽和燃料电池的工作功率进行修正，以获取修正后的电化学储能***、碱式电解槽和燃料电池的工作功率。
本实施例中，氢电混合储能***在日内协调优化运行的整体原则具体为：当电化学储能不能完全平抑光伏出力误差时，由电解槽或者燃料电池调整工作功率尽量平抑剩余的光伏出力误差；当潜在弃电功率低于电解槽安全运行边界时，电化学储能***放电尽量延长电解槽工作时间以减少弃电。
本实施例中，电化学储能***的充电功率由各光伏电站的出力正偏差组成：该充电功率为各光伏电站在场景s下时段t内用于平抑光伏出力正偏差所使用的充电功率之和；电化学储能***的放电功率包括用于平抑光伏电站出力负偏差的一部分和用于延长碱式电解槽的工作时间的另一部分：该放电功率由多部分构成，该放电功率为各光伏电站在场景s下时段t内用于平抑光伏出力负偏差所使用的放电功率以及支撑电解槽安全工作的放电功率之和。具体可以表示为：
其中，分别为电化学储能***的充/放电功率，/>表示场景s下时段t内第j家光伏电站实际出力高于计划出力时，需要电储能***充电消纳的功率；/>为场景s下时段t内向碱式电解槽供电的功率；/>表示表示场景s下时段t内第j家光伏电站实际出力低于计划出力时，需要电储能***放电补充的功率。
本实施例中，碱式电解槽的工作功率包括各水电站在日前计划校正中被削去的水电出力之和、各光伏电站的光伏出力的部分偏差以及电储能***放电支撑功率，表示为：
其中，为场景s下时段t内为平抑第j家光伏电站出力偏差而调整的出力。
本实施例中，燃料电池的工作功率包括用于平抑各光伏电站的出力负偏差的一部分和用于枯能季或平能季并网供电的另一部分，表示为：
其中，为场景s下时段t内燃料电池直接的并网功率；/>为场景s下时段t内为平抑第j家光伏电站出力偏差而调整的出力。
(4.4)当处于碱式电解槽运行的场景内且光伏实际出力产生偏差时，首先通过调整电化学储能***的充放电功率以降低光伏出力偏差；当偏差高于电化学储能***的额定工作功率或者其荷电状态处于安全运行边界时，则调整碱式电解槽的工作功率平抑光伏剩余出力偏差；当超出了碱式电解槽的安全运行边界时，剩余光伏出力偏差则被考核。
具体地，当处于碱式电解槽运行的场景内时，若光伏实际出力高于计划出力，多余出力首先为电化学储能***充电；若电化学储能***的荷电状态达到了最大荷电状态，且光伏还有多余出力或者荷电状态尚未达到最大值但已处于最大充电功率状态，则提高碱式电解槽的工作功率继续消纳多余光伏出力；若碱式电解槽已处于额定工作功率状态，则剩余光伏出力偏差被考核，表示为：
其中，为场景s下时段t内第j家光伏电站的正偏差(实际出力高于计划出力)考核成本；/>分别为场景s下时段t内第j个光伏电站的实际出力和日前计划出力；/>为场景s下时段t内电化学储能***提供给第j个光伏电站吸收多余出力的充电功率；/>为电化学储能***的最大充/放电功率，即为额定工作功率；/>为场景s下时段t内碱式电解槽提供给第j家光伏电站吸收多余出力的工作功率；δPV为单位功率偏差考核成本，单位为元/kW。
具体地，当处于碱式电解槽运行的场景内时，若光伏实际出力低于计划出力且电化学储能***的荷电状态尚未达到最小值，功率缺额由电化学储能***放电补充；若电化学储能***的荷电状态达到了最小荷电状态且光伏还有功率缺额，则该部分由碱式电解槽降低工作功率补偿；若碱式电解槽的工作功率位于安全运行边界下限，则光伏出力剩余功率缺额被考核，表示为：
其中，为场景s下时段t内第j家光伏电站的出力负偏差(实际出力低于日前计划出力)考核成本；/>为场景s时段t内电化学储能***提供给第j家光伏电站用于补足出力缺额的放电功率；/>为电化学储能***的最大充/放电功率，即为额定工作功率；δPV为单位功率偏差考核成本，单位为元/kW。
(4.5)当处于燃料电池工作的场景且光伏实际出力产生偏差时，首先调整电化学储能***的充放电功率以降低光伏出力偏差；当偏差高于电化学储能***的额定工作功率或其荷电状态处于安全运行边界时，则调整燃料电池的功率以平抑光伏剩余出力偏差；当燃料电池已达到最小工作功率或额定工作功率时，则剩余光伏出力偏差被考核。
具体地，当处于燃料电池工作的场景时，如果光伏实际出力高于计划出力且电化学储能***的荷电状态尚未达到最大值，电化学储能***充电消纳多余出力；若电化学储能***的荷电状态达到了最大荷电状态或者尚未达到荷电状态但已处于最大充电功率状态，此时光伏若还有多余出力，则燃料电池削减出力平抑光伏剩余出力偏差；若燃料电池已达到最小工作功率，则剩余偏差被考核，表示为：
其中，为场景s下时段t内第j家光伏电站的出力正偏差(实际出力高于计划出力)考核成本；/>为电化学储能***的最大充/放电功率；/>为燃料电池在场景s下时段t内提供给第j家光伏电站用于补足出力缺额的出力。
具体地，当处于燃料电池工作的场景时，如果光伏实际出力低于计划出力且电化学储能***的荷电状态尚未达到最小值，首先由电化学储能***放电补充以降低光伏出力偏差；若电化学储能***的荷电状态达到了最小荷电状态且光伏还有出力缺额，则剩余缺额功率由燃料电池增加出力补充；若燃料电池已达到额定工作功率，则剩余偏差缺额被考核，表示为：
其中，为场景s下时段t内第j家光伏电站的出力负偏差(实际出力低于日前计划出力)考核成本。
(4.6)根据步骤(4.4)和步骤(4.5)得到的偏差考核成本以及缺额考核成本获取光伏电站的出力偏差考核成本，其表达式为：
其中，为场景s下时段t内第j家光伏电站的出力偏差考核成本。
(4.7)根据电化学储能***的荷电状态和潜在弃电功率制定工作策略以避免碱式电解槽长时间运行于小于等于25％碱式电解槽额定工作功率。其中，潜在弃电功率为总发电量减去负荷以及最大外送功率后的差值；运行时间大于一个最小调度时段即为所述长时间。
在实际运行中，为保障碱式电解槽安全运行，需要避免碱式电解槽长时间处于低功率运行状态，即小于等于25％额定工作功率，因为碱式电解槽长期运行于小于等于25％额定工作功率时，会有***风险，故应制定相应策略避免其长时间低功率运行。在碱式电解槽已经低功率运行了一个最小调度时段(1小时)的情况下，针对电化学储能***荷电状态和潜在弃电功率两方面进行考虑，可以制定出相应的工作策略。
本实施例中，工作策略具体为：如果上一时段电化学储能***的荷电状态尚未达到最小荷电状态，当前时段潜在弃电功率位于5％-25％碱式电解槽额定工作功率，则由电化学储能***放电支撑碱式电解槽正常工作，延长碱式电解槽的工作时间以减少弃电；如果上一时段电化学储能***的荷电状态已处于最小荷电状态，且当前时段潜在弃电功率位于5％-25％碱式电解槽额定工作功率，则减少外送电力，以保障碱式电解槽安全工作；如果上一时段电化学储能***的荷电状态已处于最小荷电状态，且当前时段潜在弃电功率小于5％电解槽额定工作功率时，则碱式电解槽停机，产生少量弃电。
具体可以表示为：
其中，为点化学储能***为延长电解槽工作时间而向电解槽提供的放电功率。
(4.8)根据上网电量收益和燃料电池部分发电收益获取水电站的收益，根据上网电量收益和出力偏差考核成本获取光伏电站的收益。
本实施例中，水电站的收益的表达式为：
其中，Fhydro,i为第i家水电站的收益；为第i家水电站在场景s下时段t内的出力；/>表示燃料电池在场景s下时段t内用于并网的出力；/>为水电站在时段t内的上网电价。
本实施例中，光伏电站的收益的表达式为：
其中，FPV,j为第j家光伏电站的收益。
(4.9)第二阶段以各场景下全体电站的日内运行收益的加权平均最大为目标对氢电混合储能***的日内协同运行调度进行优化。
其中，Fhydro,i为第i家水电站的年发电收益，单位为元；FPV,j为第j家光伏电站的年发电收益，单位为元。
(5)通过合作博弈理论对步骤(4)优化后的氢电混合储能***投建及运维成本进行分摊，以获取公平的投建及运维成本。
应当理解的是，公平的投建及运维成本可以确保联盟的稳定运行。
(5.1)根据步骤(4)中的收益计算各家电站对于大联盟的边际贡献，边际贡献的表达式为：
其中，ψx(N,v)为第x家电站对整个大联盟N的边际贡献；表示第x家电站加入联盟S-{x}的概率；v(S)表示原先联盟S的收益；v(SU{x})表示第x家电站加入联盟S后，新的联盟的收益；m表示m家水电站，n表示n家光伏电站，所有电站共同合作时，形成了大联盟N，而实际组成的联盟为S。
(5.2)采用夏普利值法，根据各家电站的边际贡献的比例对氢电混合储能***投建及运维成本进行分摊，以获取公平的投建及运维成本，表示为：
其中，为第x家电站的公平分摊的投建及运维成本，ψx(N,v)为第x家电站对整个大联盟N的边际贡献，Cinv为总的储能投资成本。/>
以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。
Claims (10)
1.一种面向新能源消纳的氢电混合储能两阶段协同规划方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)根据河流丰枯期、季节更替及阴雨晴天气对规划场景进行划分，以确定若干个典型日场景，并生成场景对应的水量变化曲线以及光伏出力曲线，同时确定各自场景在一年中的天数占比；
(2)各发电商根据所述步骤(1)获取的水量变化曲线和光伏出力曲线以自身发电收益最大为目标上报计划出力，电网对各发电商上报的计划出力进行调整，并指定相应的考核制度；电网根据调整后的计划出力和本地负荷在联络线上的传输功率，根据传输功率对能量丰枯季进行划分；
(3)氢储能***由碱式电解槽、高压储氢罐和燃料电池组成，电化学储能***由若干磷酸铁锂电池组成，对氢储能***和电化学储能***进行分析以构建氢储能***和电化学储能***的运行模型，并对高压储氢罐的跨场景耦合运行过程进行建模，以获取高压储氢罐跨场景时序耦合调度下的荷氢状态变化模型；
(4)根据所述步骤(3)构建的氢储能***和电化学储能***的运行模型构建氢电混合储能***，并以各电站年化盈利最大为目标对氢电混合储能***的容量配置进行两阶段优化；
(5)通过合作博弈理论对所述步骤(4)优化后的氢电混合储能***投建及运维成本进行分摊，以获取公平的投建及运维成本。
2.根据权利要求1所述的面向新能源消纳的氢电混合储能两阶段协同规划方法，其特征在于，所述步骤(1)包括以下子步骤：
(1.1)根据研究地区的河流丰枯期情况将规划场景划分为丰水期、平水期和枯水期，并分别生成场景对应的水量变化曲线，同时确定各自场景在一年中的天数占比；
(1.2)根据研究地区的季节更替将季节时段在所述步骤(1.1)划分的场景的基础上进行叠加，以进一步划分为新的场景，并确定各自场景在一年中的天数占比；
(1.3)根据研究地区的历史光伏出力数据将规划场景划分为阴雨天和晴天，并分别生成场景对应的光伏出力曲线，同时确定各自场景在一年中的天数占比；
(1.4)将所述步骤(1.3)划分的场景的叠加在所述步骤(1.2)划分的场景上，以生成包含了季节、河流丰枯和天气三重因素的场景，并确定各自场景在一年中的天数占比。
3.根据权利要求1所述的面向新能源消纳的氢电混合储能两阶段协同规划方法，其特征在于，所述步骤(2)包括以下子步骤：
(2.1)各水电发电商和光伏发电商根据所述步骤(1)获取的水量变化曲线和光伏出力曲线进行预测，以自身发电收益最大为目标上报自身的计划出力；
(2.2)在满足电网安全约束的情况下，对所述步骤(2.1)各发电商上报的计划出力进行发电计划调整：当各发电商上报的计划出力之和超出了电网传输极限时，优先保证光伏出力全额上网，各水电站按照自身装机容量在总水电装机容量中的占比去削减计划出力的超出部分；当各发电商上报的计划出力之和未超出电网传输极限时，则不对各发电商上报的计划出力作任何调整；
(2.3)当光伏实际出力与所述步骤(2.2)中调整后的日前上报的计划出力产生偏差时，电网将一天内的偏差量进行累计并考核，仅对光伏的实际出力和计划出力的偏差作考核；
(2.4)根据所述步骤(2.2)得到的调整后的各发电商的计划出力和本地负荷获取联络线上的传输功率，并对传输功率进行分析判断以确定电网与外部电网联络线上的电力传输方向；
(2.5)根据所述步骤(2.4)确定的联络线上的电力传输方向对能量丰枯季进行划分：当场景一天内联络线上的电力传输方向始终保持电力送往外部电网时，则该场景为丰能季；当场景一天内仅在光伏出力为50％额定装机容量的时段需要外购电力时，则该场景为平能季；除上述两种情况外，其余场景均是枯能季。
4.根据权利要求3所述的面向新能源消纳的氢电混合储能两阶段协同规划方法，其特征在于，所述步骤(2.4)具体为：首先将所述步骤(2.2)获取的调整后的各水电发电商和光伏发电商的计划出力之和减去本地负荷后以获取净功率差，净功率差为联络线上的传输功率；然后对传输功率进行分析：若传输功率为正，表示发电商的计划出力之和大于本地负荷，则将富余电力通过联络线送往外部电网；若传输功率为负，表示发电商的计划出力之和小于本地负荷，则需要通过联络线从外部电网购买电力；若传输功率为0，表示发电商的计划出力之和与本地负荷平衡，则本地电网与外部电网没有电力交换。
5.根据权利要求1所述的面向新能源消纳的氢电混合储能两阶段协同规划方法，其特征在于，所述步骤(3)包括以下子步骤：
(3.1)当各电站出力总和高于本地负荷且超出最大外送功率时，超出部分由碱式电解槽利用因电网安全容量限制而产生的弃电进行消纳制氢；
(3.2)将所述步骤(3.1)制得的氢气存储于高压储氢罐内，通过高压储氢罐存储丰能季碱式电解槽利用富余电量制取的氢气，在平能季或枯能季本地电源出力无法满足负荷需求时，将氢气输送给燃料电池发电，通过燃料电池消耗氢气发电补偿本地电网的电力缺口；
(3.3)高压储氢罐的充放氢调度是以年为周期的，对其要求是在一年的时间尺度下，年初时段和年末时段的荷氢状态相同，而对一天内初始时段和末尾时段的荷氢状态是否相等不做要求，即在一天的始末时段，其荷氢状态并不相同，据此获取当前高压储氢罐的荷氢状态变化；其中，当前高压储氢罐的荷氢状态变化为当天荷氢状态变化叠加上前一天始末时段高压储氢罐荷氢状态的差值；
(3.4)对于跨场景时序耦合的优化调度，根据当前场景上一时段的充放氢策略和上一场景始末时段荷氢状态的差值获取当前场景下的荷氢状态；
(3.5)根据所述步骤(3.4)中的高压储氢罐的跨场景耦合运行过程进行建模，以获取高压储氢罐跨场景时序耦合调度下的荷氢状态变化模型；
(3.6)电化学储能***运行过程中，要确保避免同时充放电，并将充放电功率限制在额定工作功率内，据此构建电化学储能***的充放电功率模型及其约束条件；
(3.7)电化学储能***的荷电状态受到上一时段充放电行为的影响，且在运行过程中有最大最小荷电状态限制，同时需要保证一天的始末时段荷电状态相同，据此构建电化学储能***的荷电状态模型及其约束条件。
6.根据权利要求5所述的面向新能源消纳的氢电混合储能两阶段协同规划方法，其特征在于，所述步骤(3.4)中所述当前场景上一时段的充放氢策略具体为：对于日内调度分量，根据上一时段的高压储氢罐的荷氢状态以及当前时段的充氢/放氢量获取高压储氢罐的荷氢状态变化；
所述步骤(3.4)中所述上一场景始末时段荷氢状态的差值具体为：对于跨场景调度分量，该跨场景调度分量为当前场景日内第一个时段的荷氢状态和上一场景日内最后一个时段的荷氢状态的差值。
7.根据权利要求1所述的面向新能源消纳的氢电混合储能两阶段协同规划方法，其特征在于，所述步骤(4)包括以下子步骤：
(4.1)根据所述步骤(3)构建的氢储能***和电化学储能***的运行模型构建氢电混合储能***，确定整个建氢电混合储能***的功率平衡条件，且碱式电解槽和燃料电池不在同一场景下同时工作；
(4.2)第一阶段以氢电混合储能***的年化投资成本最小为目标函数，以新能源弃电消纳为目标对氢电混合储能***的容量配置进行优化；
(4.3)按照氢电混合储能***在日内协调优化运行的整体原则对电化学储能***、碱式电解槽和燃料电池的工作功率进行修正，以获取修正后的电化学储能***、碱式电解槽和燃料电池的工作功率；
(4.4)当处于碱式电解槽运行的场景内且光伏实际出力产生偏差时，首先通过调整电化学储能***的充放电功率以降低光伏出力偏差；当偏差高于电化学储能***的额定工作功率或者其荷电状态处于安全运行边界时，则调整碱式电解槽的工作功率平抑光伏剩余出力偏差；当超出了碱式电解槽的安全运行边界时，剩余光伏出力偏差则被考核；
(4.5)当处于燃料电池工作的场景且光伏实际出力产生偏差时，首先调整电化学储能***的充放电功率以降低光伏出力偏差；当偏差高于电化学储能***的额定工作功率或其荷电状态处于安全运行边界时，则调整燃料电池的功率以平抑光伏剩余出力偏差；当燃料电池已达到最小工作功率或额定工作功率时，则剩余光伏出力偏差被考核；
(4.6)根据所述步骤(4.4)和所述步骤(4.5)得到的偏差考核成本以及缺额考核成本获取光伏电站的出力偏差考核成本；
(4.7)根据电化学储能***的荷电状态和潜在弃电功率制定工作策略以避免碱式电解槽长时间运行于小于等于25％碱式电解槽额定工作功率；其中，潜在弃电功率为总发电量减去负荷以及最大外送功率后的差值；运行时间大于一个最小调度时段即为所述长时间；
(4.8)根据上网电量收益和燃料电池部分发电收益获取水电站的收益，根据上网电量收益和出力偏差考核成本获取光伏电站的收益；
(4.9)第二阶段以各场景下全体电站的日内运行收益的加权平均最大为目标对氢电混合储能***的日内协同运行调度进行优化。
8.根据权利要求7所述的面向新能源消纳的氢电混合储能两阶段协同规划方法，其特征在于，所述步骤(4.3)中所述氢电混合储能***在日内协调优化运行的整体原则具体为：当电化学储能不能完全平抑光伏出力误差时，由电解槽或者燃料电池调整工作功率尽量平抑剩余的光伏出力误差；当潜在弃电功率低于电解槽安全运行边界时，电化学储能***放电尽量延长电解槽工作时间以减少弃电；
所述步骤(4.3)中修正后的电化学储能***的工作功率具体包括：电化学储能***的充电功率由各光伏电站的出力正偏差组成：该充电功率为各光伏电站在场景s下时段t内用于平抑光伏出力正偏差所使用的充电功率之和；电化学储能***的放电功率包括用于平抑光伏电站出力负偏差的一部分和用于延长碱式电解槽的工作时间的另一部分：该放电功率由多部分构成，该放电功率为各光伏电站在场景s下时段t内用于平抑光伏出力负偏差所使用的放电功率以及支撑电解槽安全工作的放电功率之和；
所述步骤(4.3)中修正后的碱式电解槽的工作功率具体为：碱式电解槽的工作功率包括各水电站在日前计划校正中被削去的水电出力之和、各光伏电站的光伏出力的部分偏差以及电储能***放电支撑功率；
所述步骤(4.3)中修正后的燃料电池的工作功率具体为：燃料电池的工作功率包括用于平抑各光伏电站的出力负偏差的一部分和用于枯能季或平能季并网供电的另一部分。
9.根据权利要求7所述的面向新能源消纳的氢电混合储能两阶段协同规划方法，其特征在于，所述步骤(4.4)具体包括：a1.当处于碱式电解槽运行的场景内时，若光伏实际出力高于计划出力，多余出力首先为电化学储能***充电；若电化学储能***的荷电状态达到了最大荷电状态，且光伏还有多余出力或者荷电状态尚未达到最大值但已处于最大充电功率状态，则提高碱式电解槽的工作功率继续消纳多余光伏出力；若碱式电解槽已处于额定工作功率状态，则剩余光伏出力偏差被考核；a2.当处于碱式电解槽运行的场景内时，若光伏实际出力低于计划出力且电化学储能***的荷电状态尚未达到最小值，功率缺额由电化学储能***放电补充；若电化学储能***的荷电状态达到了最小荷电状态且光伏还有功率缺额，则该部分由碱式电解槽降低工作功率补偿；若碱式电解槽的工作功率位于安全运行边界下限，则光伏出力剩余功率缺额被考核；
所述步骤(4.5)具体包括：b1.当处于燃料电池工作的场景时，如果光伏实际出力高于计划出力且电化学储能***的荷电状态尚未达到最大值，电化学储能***充电消纳多余出力；若电化学储能***的荷电状态达到了最大荷电状态或者尚未达到荷电状态但已处于最大充电功率状态，此时光伏若还有多余出力，则燃料电池削减出力平抑光伏剩余出力偏差；若燃料电池已达到最小工作功率，则剩余偏差被考核；b2.当处于燃料电池工作的场景时，如果光伏实际出力低于计划出力且电化学储能***的荷电状态尚未达到最小值，首先由电化学储能***放电补充以降低光伏出力偏差；若电化学储能***的荷电状态达到了最小荷电状态且光伏还有出力缺额，则剩余缺额功率由燃料电池增加出力补充；若燃料电池已达到额定工作功率，则剩余偏差缺额被考核；
所述步骤(4.7)中所述工作策略具体为：如果上一时段电化学储能***的荷电状态尚未达到最小荷电状态，当前时段潜在弃电功率位于5％-25％碱式电解槽额定工作功率，则由电化学储能***放电支撑碱式电解槽正常工作，延长碱式电解槽的工作时间以减少弃电；如果上一时段电化学储能***的荷电状态已处于最小荷电状态，且当前时段潜在弃电功率位于5％-25％碱式电解槽额定工作功率，则减少外送电力，以保障碱式电解槽安全工作；如果上一时段电化学储能***的荷电状态已处于最小荷电状态，且当前时段潜在弃电功率小于5％电解槽额定工作功率时，则碱式电解槽停机，产生少量弃电。
10.根据权利要求1所述的面向新能源消纳的氢电混合储能两阶段协同规划方法，其特征在于，所述步骤(5)包括以下子步骤：
(5.1)计算各家电站对于大联盟的边际贡献，边际贡献的表达式为：
其中，ψx(N,v)为第x家电站对整个大联盟N的边际贡献；表示第x家电站加入联盟S-{x}的概率；v(S)表示原先联盟S的收益；v(SU{x})表示第x家电站加入联盟S后，新的联盟的收益；m表示m家水电站，n表示n家光伏电站，所有电站共同合作时，形成了大联盟N，而实际组成的联盟为S；
(5.2)采用夏普利值法，根据各家电站的边际贡献的比例对氢电混合储能***投建及运维成本进行分摊，以获取公平的投建及运维成本，表示为：
其中，为第x家电站的公平分摊的投建及运维成本，Cinv为总的储能投资成本。
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|---|---|---|---|---|
| CN117411087A (zh) * | 2023-12-13 | 2024-01-16 | 国网山东省电力公司电力科学研究院 | 一种风光储氢联合发电***的协同优化控制方法及*** |
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