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：

1、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。

2、储能技术是解决以风、光为主的新能源系统波动性、间歇性的有效技术。未来新型电力系统将是以新能源为主体、火电为支撑的多元化能源系统。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系统将是新型电力系统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系统对灵活性的需求。

3、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，采用能量型储能系统(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。

技术实现思路

1、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。

2、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：

3、(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；

4、(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；

5、(3)氢储能系统由碱式电解槽、高压储氢罐和燃料电池组成，电化学储能系统由若干磷酸铁锂电池组成，对氢储能系统和电化学储能系统进行分析以构建氢储能系统和电化学储能系统的运行模型，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；

6、(4)根据所述步骤(3)构建的氢储能系统和电化学储能系统的运行模型构建氢电混合储能系统，并以各电站年化盈利最大为目标对氢电混合储能系统的容量配置进行两阶段优化；

7、(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系统投建及运维成本进行分摊，以获取公平的投建及运维成本。

8、进一步地，所述步骤(1)包括以下子步骤：

9、(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；

10、(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；

11、(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；

12、(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。

13、进一步地，所述步骤(2)包括以下子步骤：

14、(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；

15、(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；

16、(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；

17、(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；

18、(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。

19、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。

20、进一步地，所述步骤(3)包括以下子步骤：

21、(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；

22、(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；

23、(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；

24、(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；

25、(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；

26、(3.6)电化学储能系统运行过程中，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系统的充放电功率模型及其约束条件；

27、(3.7)电化学储能系统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系统的荷电状态模型及其约束条件。

28、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；

29、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。

30、进一步地，所述步骤(4)包括以下子步骤：

31、(4.1)根据所述步骤(3)构建的氢储能系统和电化学储能系统的运行模型构建氢电混合储能系统，确定整个建氢电混合储能系统的功率平衡条件，且碱式电解槽和燃料电池不在同一场景下同时工作；

32、(4.2)第一阶段以氢电混合储能系统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系统的容量配置进行优化；

33、(4.3)按照氢电混合储能系统在日内协调优化运行的整体原则对电化学储能系统、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系统、碱式电解槽和燃料电池的工作功率；

34、(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系统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系统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；

35、(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系统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系统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；

36、(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；

37、(4.7)根据电化学储能系统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；

38、(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；

39、(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系统的日内协同运行调度进行优化。

40、进一步地，所述步骤(4.3)中所述氢电混合储能系统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，电化学储能系统放电尽量延长电解槽工作时间以减少弃电；

41、所述步骤(4.3)中修正后的电化学储能系统的工作功率具体包括：电化学储能系统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；电化学储能系统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；

42、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系统放电支撑功率；

43、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。

44、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系统充电；若电化学储能系统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系统的荷电状态尚未达到最小值，功率缺额由电化学储能系统放电补充；若电化学储能系统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；

45、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系统的荷电状态尚未达到最大值，电化学储能系统充电消纳多余出力；若电化学储能系统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系统的荷电状态尚未达到最小值，首先由电化学储能系统放电补充以降低光伏出力偏差；若电化学储能系统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；

46、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系统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，则由电化学储能系统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系统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系统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。

47、进一步地，所述步骤(5)包括以下子步骤：

48、(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：

49、

50、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；

51、(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系统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：

52、

53、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。

54、与现有技术相比，本发明的有益效果是：

55、(1)本发明构建了长短期混合储能系统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；

56、(2)本发明建立了长时间储能跨场景时序耦合运行模型，使长时间储能系统的建模更加符合实际；

57、(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。