面向碳中和情景的中国跨区域电氢协同优化配置研究

为实现碳中和目标,构建高比例清洁能源电力系统势在必行。绿氢可为难以直接用电的终端用能领域提供零碳解决方案,成为可再生能源和部分终端用能之间的纽带,实现间接电能替代。如何在高比例清洁能源系统中对电能与氢能进行优化配置,是未来电力、绿氢发展中需要面对的重要问题。通过构建的电氢协同系统模型(GTSEP),量化评估电氢耦合的系统性价值,分析输电、输氢之间的关系,以全系统综合用能成本最低为目标,实现全国范围内大规模、跨区域电力与氢能生产、储存和运输的协调优化。将全国划分为七个区域,预计2060年绿氢需求量为7500×10^(4)t,全社会用电量需求将达到17×10^(12)kW·h,根据满足绿氢需求的不同方式,共设置4种模式进行对比分析。结果表明,采用电氢协同模式,各区域内利用可再生能源发电就地制氢并利用的总量为4000×10^(4)t,跨区输氢总量3500×10^(4)t,约占总需求的46%左右,其中直接管道输氢780×10^(4)t,输电代输氢1.1×10^(12)k W·h,绿氢平准化成本为9.32元/kg。电氢协同的零碳能源系统可以充分发挥氢易于大规模存储的优点和电能易于传输的特点。

我国电氢协同发展问题、不同模式经济性分析与政策建议

氢能是新型能源体系中电能大规模长周期存储和远距离输送的重要载体,将氢能融入电力系统为大规模可再生能源电力消纳利用提供了新的解决方案。当前电氢协同仍然存在电解水制氢成本高、资源与需求不匹配、基础设施不完善、体制机制不适应等问题。为此,本文重点从生产、储运两个环节分析了不同电氢协同典型模式的经济性,研究发现电氢协同系统在降低绿氢生产成本、可再生能源远距离输送,以及电力系统大规模储能等方面具有一定优势。基于上述研究结论,本文进一步探讨了近、中、远期电氢协同的发展前景,并从战略规划、关键技术、体制机制等层面,提出了推动电氢协同的政策建议。

新型能源结构下以电氢协同为基础的消纳措施探讨

随着“双碳”目标的提出和可再生能源比例的不断提升,能源行业在实现清洁能源消纳方面面临着诸多挑战,尤其是电力波动性问题的加剧。构建氢能源体系被认为是解决这些难题的有效路径之一。本文围绕着新型能源结构下的消纳措施,研究了适用于可再生能源基地发电并网场景的大规模电氢协同系统,并提出了集风-光-储-氢-氨一体化思路,旨在实现高比例清洁能源消纳及电-氢-氨系统的高效耦合。

考虑燃料电池汽车加氢负荷的电-氢系统协同优化运行

在建设新型电力系统背景下,为提高能源利用率,降低交通系统碳排放,促进配电网与交通网络融合,考虑燃料电池汽车加氢行为影响下负荷时空分布特性,构建计及燃料电池汽车交通流量与加氢行为的优化调度模型。首先,采用起止点对刻画燃料电池汽车交通流量模型,为模拟燃料电池汽车出行,采用Dijkstra算法搭建燃料电池汽车最短加氢路径模型。其次,针对可再生能源出力不确定性,基于Wasserstein距离建立风电功率预测误差模糊集,考虑电力-交通网络约束,并构建含加氢站优化调度的分布鲁棒优化模型。最后,利用强对偶理论将分布鲁棒优化模型转化为混合整数线性规划模型进行求解,采用改进的33节点配电网和24节点交通网对调度方法进行验证。结果表明,所提方法相比于鲁棒优化系统总成本有所降低,加氢站调度方案在保守和乐观之间达到平衡,实现加氢站与上级网络之间良性互动。

新型电力系统下吉林省电-氢协同发展分析及构想

针对吉林省新能源发展潜力巨大,但目前整体开发程度偏低,新能源开发与利用矛盾突出,在构建新型电力系统中存在较多问题。通过对吉林省新能源及氢能开发现状的分析,论证全省新能源发展面临的主要问题为新能源消纳能力不足、开发力度不强,新能源资源与调峰资源匹配度不高。研究氢能多样化应用对促进全省电-氢协同发展的构想,并结合氢能发展存在的主要困难,提出推动电-氢协同发展的构想。

“双碳”背景下区域电力-氢能系统协同优化规划

电力系统脱碳是中国实现“双碳”目标的关键,而氢能可与电力高效互补协同,共同支撑“双碳”目标,这两个复杂系统的协同规划有重要意义。研究建立了一种以h为时间颗粒度的区域电力-氢能系统协同优化规划模型,并应用模型对浙江省电力-氢能系统迈向零碳的协同发展路径进行了优化规划,得到了电力-氢能系统的协同方式,对浙江省及其他区域的“双碳”路径规划有参考意义。优化结果表明,从系统减碳成本优化的角度建议浙江省2040年之前重点进行电力系统脱碳,2040年后进行电力-氢能系统的协同脱碳,且氢能系统主要通过制氢-储氢-应用于非电力行业为电力系统提供灵活性,主要发挥长周期调节作用。

电-氢-碳综合能源系统协同经济调度

在“双碳”背景下,为优化能源结构,提高可再生能源消纳,进而促进综合能源系统的碳减排工作,提出了一种基于碳捕集和电-氢-气双向转换的电氢碳协同运行的低碳经济调度模式。首先分析电转气两阶段过程中分别耦合氢储能、氢燃料电池以及碳捕集设备的运行机理,构建以清洁能源为主的能源供应和以电、热、冷、气负荷为终端消费的综合能源系统的能量流模型;然后针对其参与碳排放权交易市场,分析碳交易机制下系统各设备的碳成本;最后构建以运行维护成本、购能成本、环境成本和售氢收益之和最小的低碳经济运行数学模型,综合考虑设备约束和系统的能量平衡约束,分析对比不同典型运行模式,验证了所提调度模型的消纳特性、环保性和经济性。

绿氢示范项目模式分析与发展展望

[目的]新能源的高比例接入对电力系统的安全稳定运行和电力可靠供应提出了更高的要求。氢能与电能在终端应用场景上有较好的互补特性,以新能源制氢为主体的“绿氢”将成为新型能源体系中重要组成部分,助力新型电力系统建设。目前,国内外绿氢示范项目方兴未艾,但项目模式与未来发展趋势尚不明晰。文章旨在厘清现有绿氢项目的模式,并提出破解绿氢项目规模化推广及电-氢协同效应充分发挥的瓶颈性问题。[方法]首先,系统梳理国内外现有绿氢示范项目,并针对各类项目特征进行全面剖析;在此基础之上,研判未来绿氢示范项目的发展趋势。之后,分析当前发展所面临的关键问题与挑战,并提出重点举措。[结果]研究结果表明:当前示范项目主要有配用电侧/微网侧电氢耦合项目、新能源基地规模化制氢与综合利用项目以及氢能灵活调节项目三大类,其规模化推广的关键问题在于:缺乏针对电、氢系统的协同规划与统筹、绿氢经济竞争力较低以及部分核心技术、设备、材料依赖进口。[结论]应以加强协同规划与顶层设计、研究制定配套政策体系、健全相关市场机制、加快标准制定、部署重点项目为关键着力点构建重点举措体系,推动绿氢项目推广与电-氢协同发展。