图1 考虑电能-甲醇协同互济的电-氢耦合系统运行机制示意图
Fig.1 The schematic diagram of the operation mechanism for the electricity-hydrogen coupling system considering the synergy of electricity and methanol
摘要 针对我国电氢供需时空分布不均导致新能源利用率低、系统运行成本过高等问题，提出一种电能-甲醇跨区协同输运下的电-氢耦合系统调度方法。首先，根据送、受端区域的能源供需特征、电/氢子系统运行特性及甲醇氢载体属性，设计电-氢耦合系统跨区协同运行机制和调度框架，提出电能-甲醇联合输运下的送、受端供需平衡模型，充分利用甲醇的灵活储运能力促进新能源跨时空消纳；然后，构建电能-甲醇跨区协同输运下的电-氢耦合系统双层优化调度模型，考虑长时间尺度下的电、氢能量平衡，以天为调度尺度建立上层模型，确定甲醇输运和机组起停方案；考虑短时间尺度下的电力平衡、氢供需平衡约束，以小时为调度尺度建立下层模型，确定送、受端系统各小时的运行计划，从而实现异质能源的跨时空协同互补，保障送、受端区域多时间尺度能量供需平衡；最后，基于改进的HRP 38系统进行仿真分析，结果表明电能-甲醇跨区协同输运能够显著提高系统经济运行水平，促进新能源规模化消纳。
关键词：电-氢耦合系统 甲醇 调度计划 供需平衡 新能源
“双碳”目标下，电-氢耦合系统被认为是促进新能源消纳、实现能源结构绿色低碳转型发展的关键路径[1-2]。然而，我国新能源发电/制氢资源主要分布在西、北部地区[3]，氢气和电能需求主要分布在中东部地区。受气象条件影响，新能源和负荷又呈现一定的季节性特征[4]。随着京津冀、华东、华南及华中氢能产业群的发展[5]，电、氢供需的时空逆向分布特征将进一步凸显，严重制约了新能源的规模化消纳以及电-氢能源系统的低碳经济运行。
研究跨区电-氢耦合系统的多时空协同调度方法，有助于实现电、氢能源的跨时空转移，对促进新能源跨区消纳、推动氢能经济发展具有重要意义。现有研究分别针对输电联络线[6-8]、氢能输运[9-11]等能源交互渠道，研究电-氢耦合系统的跨区调度问题。文献[6]提出电氢综合能源电力网的构想，主张利用输电技术实现我国西部新能源大规模、远距离输送，并集合电解水制氢技术进行就地制氢，以电氢系统跨区协同促进西部大规模新能源发展；文献[7]建立了弃风-制氢联合体经济调度模型，通过输配电网络将富余电能跨区输送至加氢站，在促进风电消纳的同时降低制氢成本；文献[9]以运行成本最小为目标建立了离网风-氢耦合系统优化调度模型，通过长管拖车实现氢的跨区运输，以降低系统用氢成本和弃风量；文献[10-11]依托天然气管道运输技术，提出考虑混氢天然气运输的电氢系统跨区优化调度方案，以解决新能源与用能需求空间分布不均的问题。
上述研究仅考虑电能输送或氢能输送的单一能源传输渠道，能源的时空转移能力极为有限，无法满足高比例新能源的跨时空消纳需求。
针对上述问题，文献[12-13]在电氢耦合系统跨区调度模型中同时考虑输电联络线和长管拖车两种能源输送渠道，以优化区域间的能源传输计划，将富余的新能源进行跨时空转移；文献[14]通过优化输电联络线、长管拖车和混氢天然气管道的调度计划，实现多区域电、氢能源协同互济，提高系统的低碳经济运行水平。
上述研究利用输电联络线和氢能输运可有效提高系统的能源转移能力，但受技术经济双重因素限制，长管拖车的运输距离通常小于200 km[15]。而受安全因素影响，混氢天然气技术在实际工程中难以实现大规模应用。可见，为应对电、氢能源供需的逆向分布问题，实现新能源跨区规模化消纳，还需另辟蹊径。
甲醇是重要的化工原料，常温下相对稳定，拥有成熟、经济的储运体系，可实现大规模远距离经济储运[16]。甲醇可与氢实现高效的双向转换，且与氢相比，甲醇具有更高的体积比能量密度，被认为是极具前景的氢载体和能量载体[17-18]。2020年10月，kt级“液态阳光”示范项目在甘肃兰州成功运行，该项目将光伏等新能源发电功率用于电解水制氢，并将氢与二氧化碳合成为甲醇[19]。这标志着将甲醇作为氢载体和能源载体已得到工业界认可。
为此，本文提出了以甲醇作为氢载体参与跨区电-氢耦合系统调度的设想。甲醇输运与输电联络线共同构成区域间的双能源输送渠道，电氢系统的跨区、跨时间尺度耦合将进一步加强，异质能量供需平衡机理随之发生根本性变革。因此，如何合理制定送、受端区域的运行计划，保障多时间尺度下的异质能量供需平衡成为该设想下亟待解决的关键问题。
针对上述问题，本文提出了电能-甲醇跨区协同输运下的电-氢耦合系统调度方法。根据送、受端区域的能源供需特点、电/氢子系统运行特性以及甲醇的输运特性，设计电-氢耦合系统跨区协同运行机制和调度框架；提出电能-甲醇联合输运下的送、受端供需平衡模型；建立电能-甲醇跨区协同输运下的电-氢耦合系统双层优化调度模型；通过算例仿真验证了本文方法的有效性。
针对我国电、氢能源供需逆向分布特征，构建基于电能-甲醇跨区协同互济的电-氢耦合系统运行机制与框架，充分利用甲醇可与氢灵活转换、易大规模储运等优点，拓宽区域间的能量传输渠道。由区域输电联络线与甲醇运输共同实现电、氢能量的跨区交互，促进多能源供给的互补互济，助力新能源跨时空规模化消纳。
本节以一个送端区域和一个受端区域为例，阐述电-氢耦合系统的跨区协同运行机制，如图1所示。图1中，送端为新能源富集区域，受端为电、氢负荷密集区域。
图1 考虑电能-甲醇协同互济的电-氢耦合系统运行机制示意图
Fig.1 The schematic diagram of the operation mechanism for the electricity-hydrogen coupling system considering the synergy of electricity and methanol
送端区域富裕的新能源可通过输电联络线送至受端区域，满足送、受端区域的短期电力平衡需求。为应对新能源与负荷的季节性变化特征，送端区域通过电解槽、储氢罐、二氧化碳加氢合成甲醇设备及燃料电池等构成多能转换通道，实现区域内的电能跨时间转移，进一步保障送端区域多时间尺度下的电力电量平衡。送端区域富裕的新能源还可以用来制氢，并转换为甲醇，通过发达的铁路、公路等交通系统运输至受端区域，不仅有利于保障受端区域多时间尺度下的电力电量平衡需求，还能满足受端区域化工产业对甲醇、氢气的需求。
受端区域接收到的甲醇既可以直接应用于化工生产，也可通过甲醇重整等方式制氢，满足各类氢气需求。受端区域通过电-氢、甲醇-氢及氢-电组成的多样化能源转换通道，形成受端电-氢耦合系统灵活用能机制，同时利用氢能系统实现多时间尺度下的能量转移，进一步保障受端区域的电力电量平衡。
基于送端区域的多能供给机制及灵活用能机制，利用输电联络线和甲醇交通运输渠道实现能量的跨区域、跨时间转移，有效地促进新能源规模化消纳。依托电、氢、甲醇异质能量间的转换通道，灵活满足电、氢、化工原料等能源需求，最大限度地保障送、受端系统多时间尺度下的能量平衡，从而实现多能协同互济下的电-氢耦合系统跨区协同运行，有望大幅提高多区域互联系统的经济、低碳、安全运行水平。
跨区电-氢耦合系统呈现复杂的多时空耦合特征，如何在多时间尺度下的调度中充分考虑送、受端区域内异质能源供需平衡需求，以及区域间能源传输渠道的差异化运行特性，是实现送、受端区域电-氢耦合系统协同互补运行的关键。在多时间尺度的调度中，电能子系统需要满足实时供需平衡，通常需要制定小时级的调度方案；而氢能子系统和甲醇子系统具有很强的储运能力，并不需要满足实时的供需平衡，另外，区域间的远距离交通运输耗时较长，通常以天为单位进行调度。针对上述特点，本文提出考虑异质能量平衡及能源差异化传输特性的跨区电-氢耦合系统双层调度框架，如图2所示。
图2 跨区电-氢耦合系统双层调度框架
Fig.2 The two-layer scheduling framework of cross-regional electro-hydrogen coupling systems
甲醇输运耗时较长，实际中通常以日为单位进行调度，而火电机组在日内通常不会频繁起停[20-21]，可以日为单位进行起停状态优化。基于此，针对异质能量输运特点，在上层调度中，考虑送、受端区域中电、氢等异质能量的日平衡需求，以日为调度时间尺度建立送、受端区域的异质能量平衡模型，确定区域间的甲醇运输计划、送/受端区域内的火电机组起停计划等，从而有效应对异质能量的季节性供需失衡问题，保障跨区电-氢耦合系统在长时间尺度上的电量平衡和氢能供需平衡。
下层调度以上层调度结果为边界，考虑送、受端系统中电力、氢气等异质能量的小时级平衡需求[22]，建立以小时为单位的调度模型，确定区域间输电联络线运行计划、送/受端区域内的火电机组出力计划、送端区域新能源出力计划、送/受端区域内的氢燃料电池和电解槽的运行计划、送端甲醇合成计划、受端甲醇重整制氢计划、储氢罐运行计划等，以满足电力平衡和氢能供需平衡需求，从而有效平抑新能源的短时波动，提高消纳水平，保障电-氢耦合系统的安全经济运行。
综上所述，上层模型综合考虑交通系统、电力系统和氢能系统的协同配合，进行火电日开机容量优化和能源跨区日运输优化，从而为下层提供合理可行的火电调节空间和区域甲醇可转移区间，同时，上层以天为单位进行全年优化，有效缩减连续变量与离散变量规模；进一步，基于上层提供的边界，下层模型考虑电力系统和氢能系统的协同配合联合优化系统全年8 760 h运行计划，弥补了上层未考虑功率实时平衡的缺陷，实现系统电力电量平衡。上、下层协调配合充分利用送、受端区域内的能源产需及时空灵活转移特征，满足跨区电氢耦合系统多时间尺度下的异质能量平衡需求，提高耦合系统的运行经济性及新能源利用率。
针对送端的多能供给机制以及受端的灵活用能机制，建立考虑氢-甲醇双向转换的甲醇储运模型，提出了考虑电能、甲醇双重能量输送渠道的送、受端多能供需平衡模型，以保障多时间尺度下的区域用能需求。
2.1.1 氢-甲醇双向转换模型
本文基于通用的甲醇合成模型和甲醇重整制氢模型，刻画氢-甲醇异质能量之间的双向转换关系，具体如下所示。
1）甲醇合成模型
将新能源电解水获得的绿氢和二氧化碳进行化学反应合成甲醇，是当前较为绿色环保的甲醇合成方法。甲醇生成量
为[23]
（1）
式中，
为二氧化碳加氢合成甲醇的转换率；
为绿氢输入量。
二氧化碳加氢合成甲醇设备需满足式（2）安全运行约束。
（2）
式中，
为二氧化碳加氢合成甲醇设备输入氢气量的上限。
2）甲醇重整制氢模型
甲醇水蒸气重整是一种方便、高效的制氢方式，其化学反应机理为
（3）
甲醇水蒸气重整制氢的能源转换方程为[15]
（4）
式中，
为甲醇重整制氢量；
为甲醇重整制氢的转换率；
为甲醇输入量。
为保障甲醇重整制氢设备的运行安全，甲醇输入量需满足
（5）
式中，
为甲醇输入量上限。
2.1.2 考虑跨区协同的甲醇储运模型
甲醇作为氢能载体具有体积能量密度大、储运技术成熟、常温下可稳定存储的优势，是良好的储运能源[17]。为准确地描述不同区域之间的甲醇储运情况，本文建立了考虑行驶延迟的送、受端区域甲醇储运模型，即
（6）
（7）
（8）
（9）
式中，
为送/受端区域第d天的甲醇存储量；
为d天甲醇生成量；
、
分别为送/受端区域第d天甲醇送出、接收量；
为送/受端区域第d天甲醇售卖量；
为送/受端区域第d天重整制氢消耗的甲醇量；s为某区域，s∈S，S为送端区域（j）和受端区域（r）的集合，考虑到送、受端区域供需情况和系统能源经济高效利用，仅在受端区域考虑甲醇的售卖；
为甲醇存储量上限； d 为运输延迟时间，与运输距离有关；
、
分别为调度周期内甲醇的始、末存储量。式（6）为相邻时段甲醇能量间耦合关系；式（7）为甲醇储存容量约束；式（8）为参与运输的甲醇量约束；式（9）为甲醇参与系统年调节过程的能量平衡约束。
在电能-甲醇联合输运下，送端区域可为受端区域提供电能和甲醇，不仅提高了送端区域的新能源消纳水平，同时也为受端区域的多类型用能需求提供了重要支撑。为此，考虑送、受端区域之间的能量交互耦合关系，建立了送、受端区域的能量供需平衡模型。
2.2.1 送端区域能量供需平衡模型
1）送端区域电力电量平衡模型
（1）电量平衡模型
（10）
式中，Ej,E,d为送端区域第d天的需求电量；Ej,l,d为送端区域第d天的外送电量；Ej,h,d为电解槽第d天的耗电量；Er,d为第d天的弃风、弃光电量之和；ER,d为第d天风、光发电量之和；EH,d,n为第d天火电机组n的发电量；Nj,h为送端区域的火电机组数量。
（2）电力平衡模型
（11）
式中，Pj,E,t为送端区域t时刻的电负荷；Pj,h,t为t时刻送端区域电解槽的用电功率；Pj,l,t为送端区域t时刻外送电功率；Pr,t为t时刻弃风、弃光功率之和；PR,t为t时刻风、光发电功率之和；
为t时刻第n台火电机组发电功率；Pj,EB,t为送端区域t时刻燃料电池的发电功率；Pj,F,t为t时刻送端区域失负荷功率。
2）送端区域氢供需平衡模型
（12）
式中，
、
分别为送端区域储氢罐第d天的氢气输入和输出量；
为送端区域第d天二氧化碳加氢合成甲醇的耗氢量；
为送端区域第d天电解槽制氢量；
为送端区域第d天的氢负荷需求量；
为送端区域第d天外购氢量。送端区域为典型能源外送区，为减少能源转换损失，在送端区域内不考虑甲醇制氢过程。
2.2.2 受端区域能量供需平衡模型
1）受端区域电力电量平衡模型
（1）电量平衡模型
（13）
式中，Er,E,d为受端区域d天的需求电量；Er,l,d为受端区域d天的输入电量；Er,h,d为受端区域电解槽d天的耗电量；Nr,h为受端区域火电机组数量。
（2）电力平衡模型
（14）
式中，Pr,E,t为受端区域t时刻的电负荷；Pr,h,t为受端区域t时刻电解槽的用电功率；Pr,l,t为受端区域t时刻输入电功率；Pr,EB,t受端区域t时刻燃料电池发电功率；Pr,F,t为受端区域t时刻失负荷功率。
2）受端区域氢供需平衡模型
（15）
式中，
、
分别为受端区域储氢罐第d天的氢气输入和输出量；
为受端区域第d天电解槽制氢量；
为受端区域第d天甲醇重整制氢量；
为受端区域第d天外购氢量；
为受端区域第d天氢负荷需求量。受端区域新能源发电资源相对匮乏，且电氢需求较大，因此在受端区域内仅考虑甲醇重整制氢，不考虑二氧化碳加氢合成甲醇。
2.2.3 送、受端区域能量供需耦合模型
送、受端通过区域输电联络线和甲醇运输渠道实现能量交互，需满足不同时间尺度下的电能供需平衡耦合约束及甲醇输运耦合约束。
1）送、受端区域电能耦合约束
不同时间尺度下，送端区域送出的功率和电量与受端区域接收到的功率和电量应保持平衡。
（16）
2）送、受端区域甲醇输运耦合约束
（17）
式（17）表示考虑运输延迟时为d 天时的送、受端甲醇输运关系，即送端区域第d-d 天的甲醇送出量应等于受端区域第d天的甲醇接收量。
根据电能-甲醇联合输运下的送、受端区域多能源协同运行机制及调度框架，考虑不同能源、不同传输渠道供需平衡及运行特性，建立了跨区电-氢耦合系统双层优化调度模型。上层模型计及长时间尺度下的电、氢能量平衡约束，以天为调度尺度确定区域间甲醇运输计划和送/受端区域内的火电机组起停计划；下层模型以上层模型的调度结果为边界，计及短时间尺度电力平衡约束和氢能供需平衡约束，以小时为调度尺度确定区域间联络线输电计划、送/受端区域内的火电机组出力计划、送端区域新能源出力计划、送/受端区域内的氢燃料电池和电解槽的运行计划、送端甲醇合成计划、受端甲醇重整制氢计划、储氢罐运行计划等，从而实现多能协同、多渠道协调下的跨区电-氢耦合系统安全经济运行。
3.1.1 目标函数
上层模型以跨区电-氢耦合系统运行成本最小为目标，即
（18）
式中，C1为上层调度模型总成本；CHSC为氢供应成本；CK为火电机组起停成本；CO为储氢罐运维成本；CL为电能外送成本；CQ为弃能惩罚成本；CH为火电机组发电成本；CE为火电机组碳排放成本。
（20）
（21）
（22）
（23）
（24）
（25）
式中，D为上层模型调度周期，本文取365天；lT为甲醇的单位运输价格；Dd为运输距离；le为输配电价；lp为二氧化碳加氢合成甲醇的单位成本；lMH为甲醇重整制氢的单位成本；
、lE分别为外购甲醇的价格和外购甲醇的环境惩罚成本系数；
为甲醇购买量；lM为甲醇售价；lH为氢气售价；lg为储氢罐单位运维成本；lline为单位电能外送成本；lr为弃能惩罚系数；Nh为送、受端区域的火电机组总数，f(EH,d,n)为火电机组的发电成本函数[24]；Un,d为火电机组第d天的起停状态，若为0，则表示关闭，若为1，表示开启；
为第n台火电机组的起停成本；lEH为火电机组的单位碳排放成本，g(EH,d,n)为火电机组的碳排放函数[25]。
3.1.2 约束条件
在满足式（1）～式（17）的同时，电力子系统和氢能子系统还需分别满足火电机组运行约束、弃能约束、输电联络线传输约束、电解槽运行约束、储氢罐约束等。
1）电力子系统
（1）火电机组运行约束
（26）
（27）
（28）
式中，EH,n,max、EH,n,min分别为火电机组日发电量的上、下限；
为第d-1天第n台火电机组已起动/停机的时间；
、
分别为最短起、停持续时间；KL、KW分别为负荷和新能源的备用系数。式（26）为火电机组发电量约束；式（27）为火电机组起停约束，属于非线性约束，可借鉴文献[26]进行线性化处理；式（28）为火电机组备用约束。
（2）弃能约束
（29）
（3）输电联络线传输约束
（30）
式中，El,max、El,min分别为区域联络线日输电量的上、下限。
2）氢能子系统
（1）电解槽日运行约束[27]
电解槽作为实现电-氢-甲醇能源转换的重要设备，其运行会对电-氢耦合系统运行和甲醇制/储/运产生重大影响。为保证上层优化所得的甲醇日输运计划和火电机组日起停计划合理可行，需要考虑电解槽的日运行约束，电解槽运行模型为
（31）
（32）
式中，
为电解槽的运行效率；Es,h,d为送/受端区域电解槽第d天的日耗电量；LHVH2为氢的低热值，通常取值为33.3 kW·h/kg；Es,h,max为电解槽日耗电量的上限。
（2）储氢罐运行约束[28]
储氢罐作为氢能系统中重要的储能设备，可实现氢能的多时间尺度存储，在上层模型中主要考虑其日储能特性，其运行需要满足储氢量时序特性、储氢容量安全等约束，具体为
（33）
（34）
（35）
（36）
（37）
式中，
为送/受端区域储氢罐第d天的储氢量；hg,in、hg,out分别储氢罐氢气输入、输出的效率；
为储氢罐容量；
、
分别为储氢罐输入、输出氢气量的上限；
、
分别为调度周期始、末储氢罐的储氢量。式（33）为储氢罐相邻日储氢量之间的关联关系，式（34）为储氢罐的容量安全约束，式（35）、式（36）分别为储氢罐日输入、输出氢气量约束，式（37）用以保证调度周期内的氢气平衡。
3.2.1 目标函数
在上层模型确定的机组起停和甲醇运输计划下，下层模型以电-氢耦合系统日运行成本C2最小为目标，考虑小时级的电力平衡和氢供需平衡约束，寻求最优的送、受端区域运行方案，具体为
（38）
式中，
为下层氢供应成本；
为下层储氢罐运维成本；
为下层电能外送成本；
为下层弃能成本；
为下层火电机组发电成本；
分为下层火电机组碳排放成本。上述成本计算方法与上层相似，只是所考虑的时间尺度不同，此处不再赘述。CB、CF分别为氢燃料电池运维成本和失负荷惩罚成本，计算公式为
（39）
（40）
式中，Td为下层第d天调度周期，取为24 h；lB为氢燃料电池单位运维成本；lF为单位失负荷惩罚成本。
3.2.2 约束条件
下层模型中，电力子系统和氢能子系统需要满足小时级的运行约束及上下层耦合约束，其中火电机组出力约束、区域联络线传输功率约束、储氢罐运行约束与上层相似，只是考虑的时间尺度不同，此处不再赘述。下层模型的其他约束，包括火电机组爬坡约束、电解槽运行约束、氢燃料电池约束、甲醇制/储/运运行约束等，具体如下所示。
1）电力子系统
火电机组爬坡约束
（41）
式中，Pn,up、Pn,down分别为第n台火电机组爬坡速率的上、下限。
2）氢能子系统
（1）下层电解槽运行约束
（42）
（43）
（44）
式中，
为送/受端区域电解槽t时刻电解水制氢量；Ps,h,t为送/受端区域电解槽t时刻耗电量；Ps,h,max为电解槽t时刻耗电量的上限。式（44）表示送/受端区域d天电解槽电解水日制氢量等于d天各时刻电解槽电解水制氢量之和。
（2）下层氢燃料电池约束[29]
氢燃料电池运行模型为
（45）
（46）
式中，
为氢燃料电池的发电效率；
为送/受端区域t时刻氢燃料电池的注氢量；PEB,max为氢燃料电池最大发电功率。
3）甲醇制/储/运运行约束
（1）送端甲醇合成运行约束
（47）
（48）
式中，
为t时刻送端二氧化碳加氢合成甲醇量；
为t时刻送端甲醇合成装置输入的氢气量。式（48）表示t时刻送端甲醇合成装置输入的氢气量的上限值不应超过其安全限制和t时刻送端电解槽电解水制氢量。
（2）受端甲醇重整制氢约束
（49）
（50）
式中，
为t时刻受端重整制氢的甲醇消耗量；
为t时刻外购甲醇量。式（49）表示受端区域第d天重整制氢的甲醇消耗量为送端区域第d天外购甲醇量加上第d天接收的甲醇量减去甲醇售卖量。式（50）表示甲醇输入量应在一定的安全范围。
（3）考虑上、下层模型耦合的甲醇储运约束
（51）
（52）
式中
为d天送端甲醇库存；为t时刻送端甲醇生产量。式（51）、式（52）表示下层模型中，送端区域第d天的甲醇库存大于第d天的甲醇运输量。
本文建立的电-氢耦合系统双层优化调度模型属于典型的混合整数线性规划问题，采用Gurobi等求解器即可实现高效求解。
本文采用改进的HRP 38系统进行仿真分析，将原系统中的第1、2、3区域整体看作送端区域，第4、5区域整体看作受端区域，如图3所示。送端区域火电装机容量为178 GW，风、光装机容量分别为90 GW、139.5 GW，新能源渗透率为56%，电、氢负荷峰值分别为95.299 GW、2 516 t；受端区域火电装机容量为83.6 GW，电、氢负荷峰值分别为73.52 GW、9 743 t。电解槽容量为22.8 GW，储氢罐容量为380 t，氢燃料电池容量为50 MW。送、受端区域间的输电联络线容量为25 GW，火电机组运行参数见参考文献[30]。
图3 HRP 38系统示意图
Fig.3 The schematic of HRP 38
风、光机组年出力曲线及送、受端电负荷曲线参考文献[30]，氢负荷曲线参考文献[14]。购氢价格为100元/kg[12]，甲醇价格参考文献[31]，弃风、弃光惩罚为630元/(MW·h)，失负荷惩罚为13 600元/ (MW·h)[32]；送、受端区域之间的距离为2 000 km[33]，运输延迟时间为2天，甲醇运输价格为0.4元/t/km，氢气运输价格为0.046元/kg/km[12]，电能外送成本为150元/(MW·h) [34]。其他相关参数见表1[12-13,33]。
表1 系统关键设备运行参数
Tab.1 The operation parameters of system key equipment
参数数值参数数值 4.54,0.19lg,lp,lMH/(元/kg)0.5,0.36,0.06 0.95lEH,lE/(元/kg)0.12,0.36 0.75,0.86 000 500,70KL,KW0.02,0.05 270324
为分析不同能源输运方式对跨区电-氢耦合系统运行调度的影响，本文设置以下四个方案进行仿真分析，计算结果见表2。表2中Case 1为文献方法，即仅利用甲醇进行能量的跨区转移；Case 2为文献方法，即仅利用电网进行能量的跨区转移；Case 3为文献方法，即仅利用电网和长管拖车进行能量的跨区转移；Case 4为本文方法，即利用电网和甲醇进行能量的跨区转移，甲醇通过交通系统进行跨区输运[35]。考虑到我国氢能技术的发展现状，氢能的管道运输等方式还缺乏相应的技术经济基础，有待进一步发展，目前我国较为经济可行的氢能运输方式仍以长管拖车为主，因此，在本文的对比方案中氢能仅考虑以长管拖车进行运输。
表2 Case 1～Case 4的仿真结果
Tab.2 The simulation results under Case 1～Case 4
参数Case 1Case 2Case 3Case 4 总成本/亿元4 140.794 244.594 212.763 762.4 火电煤耗成本/亿元2 493.452 426.432 432.582 433.25 起停机成本/亿元3.722.702.702.7 运输成本/亿元4.710191.104.7 购氢成本/亿元666.92937.68806.55397.92 氢供应链成本/亿元1 238.631 516.751 505.131 049.68 碳排放量/kt685 083673 376675 065675 166 运输量/kt5890129584 输电量/(GW·h)052 99049 56050 743 弃能量/(GW·h)40 98510 3667 5417 102 弃能率(%)13.633.452.512.36
4.2.1 系统运行成本及新能源消纳水平分析
由表2可知，与Case 1～Case 3相比，Case 4的运行成本分别降低了378.39 亿元、482.19 亿元、450.36 亿元，分别下降了9.14%、11.36%、10.69%。Case 4的弃能量分别减少了33 883 GW·h、3 264 GW·h、439 GW·h，弃能率分别下降了11.27%、1.09%、0.15%。可见，在跨区电-氢耦合系统优化调度中，利用电能-甲醇多渠道协同实现能源跨区转移，能够有效减少系统运行成本，新能源消纳量得到显著提升。与Case 3相比，Case 4弃能率降幅较小，这是因为Case 3考虑了电、氢两类能源传输渠道，在设备容量相差不大的情况下，Case 3和Case 4的新能源消纳量相近。但Case 4的经济性明显优于Case 3。
在新能源出力最大的第33周，Case 1、Case 2、Case 4的可再生能源消纳情况如图4所示。可知，在新能源出力较大时，Case 1只能利用容量有限的电解槽消纳送端富余的新能源，因此，导致大量弃风光。Case 2利用区域联络线将送端富余的新能源输送至受端区域，有效提高了新能源消纳水平，但受联络线输送容量限制，仍会出现弃风光。相比之下，在新能源大发阶段，除了利用联络线输出功率，Case 4还可利用电解槽制氢和甲醇合成反应，将富余的新能源转换为甲醇，通过交通系统输送至受端区域，“变废为宝”，新能源弃能量减少439 GW·h，弃能率由2.51%进一步降低至2.36%。
图4 第33周送端电力供需平衡
Fig.4 The energy balance of the sending area in the 33th week
4.2.2 甲醇储运情况分析
Case 4中氢和甲醇的储运情况如图5所示。由图5可知，在新能源大发而电力负荷较小的春（3月—5月）、秋（9月—10月）季节，送端甲醇库存和受端区域的氢库存均处于较高水平，送、受端甲醇运输量较大；在新能源出力匮乏的季节，甲醇运输量较小，甲醇储运跟随新能源出力变化，有助于减小新能源的季节性波动，促进新能源绿色经济消纳。与氢气相比，甲醇储运经济性更优，因此，送端区域的氢库存季节性变化较小，通过低廉、便利的甲醇储存及运输通道实现送端区域富余能源的跨时空转移，进一步提高系统能源储运的经济性。
图5 Case 4中系统的能源储运量
Fig.5 The energy storage and energy transmitted under Case 4
4.2.3 氢供应成本分析
由表2可知，Case 3和Case 4均存在两个能量转移渠道，具有相近的新能源消纳水平。但与Case 3相比，Case 4的氢供应成本减少了455.45 亿元，降低了30.25%，说明利用甲醇进行能源跨区转移具有更好的经济性。Case 3、Case 4下的受端区域氢供需平衡和氢供应成本分布情况如图6、图7所示。
图6 Case 3和Case 4中的受端区域氢供需平衡
Fig.6 The hydrogen balance of the receving area under Case 3 and Case 4
由图6可知，与Case 3相比，Case 4的购氢量大幅降低，这是因为Case 4中考虑了甲醇重整制氢，利用外送甲醇和外购甲醇重整制氢，减少对外购氢的依赖，而在Case 3中，当电解槽制氢量和外送氢量无法满足系统的氢需求时，只能通过购氢的方式达到氢的供需平衡。由图7可知，受端区域利用甲醇的供氢成本为5.65元/kg，外购甲醇的供氢成本为15.67元/kg。受甲醇运输设备容量限制，Case 4中受端区域还需利用外购甲醇重整制氢，但与高达100元/kg的购氢成本和Case 3中92元/kg的氢气供应成本相比，仍具备较大的经济优势。
图7 Case 3和Case 4中的受端区域氢供应成本
Fig.7 The hydrogen supply cost of the receving area under Case 3 and Case 4
另外，Case 4中共运输了584 kt甲醇，可折算为110.96 kt氢，若采用Case 3的长管拖车方式运氢，需花费102.1亿元，而Case 4的甲醇运输成本仅为4.7亿元，降低了95.40%。可知，甲醇在远距离能源转移方面具有显著的经济优势。
综上可知，在跨区电-氢耦合系统中，与单一能源传输渠道和现有电能-氢长管拖车相比，电能-甲醇双渠道跨区协同输运方法灵活性更高、储运更经济，在促进新能源消纳和提高系统运行经济性方面具有显著优势，有望在我国现有氢能技术经济水平下实现新能源跨区规模化经济消纳，促进区域供需均衡。
为分析氢负荷增长对系统运行的影响，本节分析了不同氢负荷渗透率（即氢负荷转换为电负荷除以系统的总电负荷[36]）下Case 1～Case 4的系统运行成本及供氢成本，如图8所示。
图8 不同氢负荷渗透率下系统运行成本
Fig.8 The economic indices of a coupled system under different proportions of renewable energy
由图8a可知，随着氢负荷渗透率的增长，Case 1～Case 4的系统运行成本和购氢成本逐渐增加，但Case 4的调度方案始终呈现最好的经济性。由图8b可知，Case 2和Case 4对外部购氢的依赖最小，但当氢负荷渗透率超过40%时，系统的购氢费用占比将超过50%，并且Case 1～Case 4的购氢费用占比逐渐趋于一致。这是因为随着氢负荷的增长，系统中的电解水制氢、甲醇重整制氢量达到上限，只能通过购氢满足系统用能，当购氢量足够多时，购氢成本将成为系统运行成本的主要部分。可见，当氢负荷增长到一定程度时，需要扩建系统中的制氢设施，以保障系统运行的经济性。
针对我国电氢供需时空分布不均导致新能源利用率低、运行成本过高等难题，本文提出一种电能-甲醇跨区协同输运下的电-氢耦合系统调度方法，并通过算例分析得到如下结论：
1）本文提出的电-氢耦合系统运行机制与调度方法，能够充分利用送、受端区域电、氢、甲醇易相互转换等特点，通过电能、甲醇双能源渠道，在我国现有技术经济水平下实现新能源的跨区转移和规模化消纳，促进跨区电-氢耦合系统的经济高效运行。
2）甲醇在远距离能源转移方面具有显著的经济优势。利用甲醇输运不仅能够大幅降低系统运行成本和弃能率，还可实现新能源富余发电量的跨时空转移和优化利用，大幅提高系统能源储运的经济性。
3）随着氢负荷渗透率的增加，系统氢能供应对外购氢的依赖性逐步增强，氢能供应成本不断提高，因此，需要根据氢负荷增长情况，适时提高甲醇输运容量以及制、储、用氢等设备容量。
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A Dispatching for the Electricity-Hydrogen Coupling Systems Considering the Coordinated Inter-Region Transportation of Electricity and Methanol
Abstract The electricity-hydrogen coupling system is an important way to promote the low-carbon transformation of energy structure. However, the supply and demand of electricity and hydrogen are the inverse distribution of time and space, which seriously restricts the low-carbon economic development of electricity-hydrogen coupling systems. The existing dispatching methods of cross-region electricity-hydrogen coupling systems have some problems, such as low utilization rate of new energy and high operating cost. Therefore, an electricity-hydrogen coupled system dispatching method considering the coordinated inter-region transportation of electricity and methanol is proposed in this paper. The supply and demand balance of regional electricity and hydrogen can be better through the coordinated inter-region transportation of electricity and methanol, so as to improve the inter-regional economic consumption level of new energy and the system operation economy.
First, based on the energy supply and demand characteristics of the sending and receiving areas, the operating characteristics of the electricity/hydrogen subsystems and the transport characteristics of methanol, the cross-regional cooperative operation mechanism and the dispatching framework of the electricity-hydrogen coupled systems are designed. Secondly, the supply and demand balance model is developed considering the coordinated inter-region transportation of electricity and methanol, so as to ensure regional energy demand under multi-time scales. Finally, a bi-level dispatching model of electricity-hydrogen coupling system is established under the electricity-methanol inter-region cooperative transport. The upper-level model determines the daily methanol transportation plan and unit commitment plan. The lower-level model is developed to determine the annual time series operation plan of the transmission and receiving zone. The characteristics of energy production and demand in the sending and receiving areas and the flexible transfer of time and space are fully considered in the bi-level dispatching model. In this way, the safe and economical operation of the cross-region electricity-hydrogen coupling systems can be realized under multi-energy coordination and multi-channel coordination.
The improved HRP 38 is used to test the proposed method. The simulation results indicate that compared with the existing operation dispatching methods of the cross-region electricity-hydrogen coupling systems under single energy transmission channel and electricity-hydrogen long-tube trailer transport, the operation dispatching method of the electricity-hydrogen coupling system using electricity-methanol inter-region collaborative transport can significantly improve the operation economy and new energy consumption of the system. Compared with a single energy transmission channel, electricity-methanol inter-regional collaborative transport expands the consumption channel of new energy. Through the reaction of hydrogen production and methanol synthesis in electrolytic cells, the surplus new energy can be converted into methanol, which can be transported to the receiving region through the transportation system, thus realizing the multi-channel inter-regional consumption of new energy. Compared with the energy transport only using methanol or electricity energy, this synergistic transport has increased energy consumption by 33 883 GW·h and 3 264 GW·h, respectively. Compared with electricity and long-tube trailer inter-region transport, electricity-methanol inter-regional collaborative transport takes advantage of methanol economic storage and transportation, reducing the system energy inter-region transport cost and system operation cost by 10.69%. At the same time, the simulation results of different hydrogen load permeability show that when the hydrogen load increases to a certain extent, in order to reduce the dependence on high purchased hydrogen, hydrogen production facilities in the system need to be expanded to ensure the economic operation of the system.
The following conclusions can be drawn from the simulation analyses in the paper.
(1) Considering the supply and demand characteristics of the sending and receiving regions, the utilization of electricity-methanol collaborative transport to optimize the scheduling of the cross-region electricity-hydrogen coupling system can promote the cross-region consumption of new energy and improve the level of low-carbon economic operation of the system.
(2) Methanol has significant economic advantages in long-distance energy storage and transportation, which can realize the transfer and optimal utilization of new energy across time and space.
(3) With the increase of hydrogen load permeability, the dependence of the hydrogen energy supply of the system on externally purchased hydrogen is gradually enhanced. It is necessary to timely increase the methanol transport capacity and the capacity of hydrogen production, storage and use equipment in accordance with the increase of hydrogen load.
keywords：Electricity-hydrogen coupling systems, Methanol, dispatching method, supply and demand balance, renewable energy
中图分类号：TM73
DOI:10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.221965
国家自然科学基金资助项目（52277080）。
收稿日期 2022-10-14
改稿日期 2022-12-23
程 欢 女，1997年生，研究生，研究方向为新能源发电系统、氢能系统运行等。E-mail：1442215864@qq.com
任洲洋 男，1986年生，副教授，博士生导师，研究方向为电力能源系统低碳运行及规划、人工智能等。E-mail：rzhouyang1108@163.com（通信作者）
（编辑 赫 蕾）