崔世庭，陳禹志，朱瑞金，高 遙

（1.西藏農(nóng)牧學(xué)院水利土木工程學(xué)院，林芝 860000；2.國網(wǎng)西藏電力有限公司調(diào)度控制中心，拉薩 850000；3.西藏農(nóng)牧學(xué)院電氣工程學(xué)院，林芝 860000）

因缺氧引起的高原反應(yīng)極大的影響了高原地區(qū)人民的生命健康和生活質(zhì)量。各級政府及科研工作者一直在探索解決高原供氧問題，從長遠(yuǎn)來看，高原供氧可以提升高原地區(qū)人民生活水平，是保障高原地區(qū)人民身體健康的民生工程。同時，西藏地區(qū)自身電力網(wǎng)架薄弱，隨著可再生能源RE（renewable energy）滲透率不斷提高，其時空尺度的差異性和西藏地區(qū)RE 消納率低等現(xiàn)狀，對高原地區(qū)新型電力系統(tǒng)的建設(shè)和能源間的耦合消納提出了新的挑戰(zhàn)。因此，解決西藏地區(qū)高原供氧需求和提升不同時空尺度的高滲透可再生能源消納問題有重要研究意義。

西藏“十四五”規(guī)劃提出了高原城區(qū)普及性供氧的發(fā)展目標(biāo)[1-3]，指明了高原供氧的必要性。很多學(xué)者對高原彌散供氧的模式和技術(shù)進(jìn)行了研究，文獻(xiàn)[4]對比了高原地區(qū)深冷分離空氣法制氧、變壓吸附分離空氣法VPSA（vacuum pressure swing adsorption）制氧、膜分離法制氧，驗(yàn)證了VPSA的可行性及經(jīng)濟(jì)效益；文獻(xiàn)[5]論述了高原環(huán)境下3種供氧技術(shù)的發(fā)展及應(yīng)用；文獻(xiàn)[6]對高原彌散供氧的方案設(shè)計進(jìn)行了簡要論述。上述文獻(xiàn)論證了高原供氧的必要性、可行性和簡要方案設(shè)計。

在研究新能源消納領(lǐng)域，多數(shù)學(xué)者更關(guān)注電-熱-氣互聯(lián)，文獻(xiàn)[7]提出運(yùn)用電轉(zhuǎn)氣P2G（power-togas）將富余電能轉(zhuǎn)化為天然氣，極大提高了可再生能源的消納；文獻(xiàn)[8]通過電轉(zhuǎn)氣參與調(diào)峰，驗(yàn)證了其對能源利用率的提升；文獻(xiàn)[9]提出了考慮電轉(zhuǎn)氣、需求側(cè)靈活響應(yīng)的虛擬電廠VPP（virtual power plant）電-氣調(diào)度策略，分析了其經(jīng)濟(jì)效益。現(xiàn)有研究主要集中在氫能利用，未有對P2G中電制氫P2H（power-to-hydrogen）過程中的氧氣利用展開研究。

在研究多主體能源共享領(lǐng)域，文獻(xiàn)[10]結(jié)合各主體的共享量及市場效益模型，提出了分層優(yōu)化的能源共享策略；文獻(xiàn)[11]對樓宇型集群的可再生能源系統(tǒng)配置進(jìn)行了設(shè)計，并提出了綜合效益評估方法；文獻(xiàn)[12]提出一種針對樓宇型集群的能源共享對等聚合機(jī)制，驗(yàn)證了其經(jīng)濟(jì)性和低碳性。目前，針對電、熱、氧三聯(lián)產(chǎn)型集群的能源共享對等聚合方面鮮有研究。

綜上所述，考慮到現(xiàn)有的高原彌散供氧和供熱都依賴單一的能源供給模式，能源利用效率較低，本文提出一種考慮P2G-VPSA聯(lián)合供氧和彈性共享電價的虛擬電廠調(diào)度策略。為進(jìn)一步提升可再生能源的消納和能源利用效率，本文首先結(jié)合高原地區(qū)供氧需求和西藏地區(qū)可再生能源發(fā)展現(xiàn)狀，考慮P2G 的氧氣利用，提出P2G-VPSA聯(lián)合供氧模式。其次，在階梯碳交易約束下，以最小經(jīng)濟(jì)成本為目標(biāo)，在多主體能源共享領(lǐng)域研究的基礎(chǔ)上，建立彈性共享電價引導(dǎo)的虛擬電廠集群能源對等聚合模型，利用Gurobi求解器進(jìn)行求解。最后通過算例的優(yōu)化結(jié)果和實(shí)時供氧、供熱價格分析驗(yàn)證了策略在經(jīng)濟(jì)性和低碳性等方面的綜合效果最優(yōu)。

1 P2G-VPSA聯(lián)合高原供氧和彈性共享電價驅(qū)動的VPP 集群框架

1.1 含P2G-VPSA聯(lián)合高原供氧的VPP 框架

作為能穩(wěn)定有效聚合可再生新能源的一種管理形式，VPP作為整合“源-荷-儲”多環(huán)節(jié)智能技術(shù)，將不同空間的可調(diào)負(fù)荷、儲能、微電網(wǎng)、分布式能源等一種或多種資源聚合，在內(nèi)部開展協(xié)同調(diào)度，實(shí)現(xiàn)自主優(yōu)化控制，參與電力系統(tǒng)運(yùn)行和電力市場交易，VPP 內(nèi)部耦合了多種能源機(jī)組，通過供需側(cè)靈活響應(yīng)滿足VPP內(nèi)部多元負(fù)荷需求。

基于上述思想，本文建立了一種考慮電、氧、熱三聯(lián)產(chǎn)和需求側(cè)靈活響應(yīng)的VPP內(nèi)部結(jié)構(gòu)，如圖1（a）所示。

圖1 VPP 內(nèi)部結(jié)構(gòu)和P2G 子系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.1 Internal structure of VPP and structure of P2G subsystem

VPP框架內(nèi)，輸入端包括風(fēng)電和光伏在內(nèi)不可調(diào)度的可再生能源電站、可以調(diào)度的水電HP（hydraulic power）、電網(wǎng)購售電PSE（purchase and sale of electricity）和上級天然氣NG（natural gas）；轉(zhuǎn)換端包括P2G、熱電聯(lián)產(chǎn)CHP（combined heat and power）、VPSA、各類儲能；多元負(fù)荷由電、氧、熱3種可靈活響應(yīng)的負(fù)荷組成；下屬電站供電需要VPP購買。

其中P2G 由P2H、甲烷化反應(yīng)器MR（methanation reactor）、制氫燃料電池HFC（hydrogen fuel cell）和氫儲HS（hydrogen storage）組成，P2G 細(xì)化的結(jié)構(gòu)如圖1（b）所示，CHP由燃?xì)廨啓C(jī)和余熱鍋爐組成。

氧負(fù)荷由P2G、VPSA、氧儲OS（oxygen storage）供應(yīng)；電負(fù)荷由外電網(wǎng)、可再生能源電站、CHP、氫燃料電池供應(yīng)；熱負(fù)荷由CHP、HFC、NG供應(yīng)。

需求側(cè)響應(yīng)DR（demand response）由電、熱、氧負(fù)荷參與，負(fù)荷分為基礎(chǔ)負(fù)荷、可平移負(fù)荷、可削減負(fù)荷3 部分。通過調(diào)整共享電價引導(dǎo)各VPP 的需求側(cè)平移或削減負(fù)荷，供給側(cè)靈活響應(yīng)由可調(diào)度的輸入和轉(zhuǎn)換端參與，兩者共同構(gòu)成供需側(cè)靈活響應(yīng)機(jī)制。

1.2 VPP 集群框架模型

工程實(shí)踐中，各VPP 分別隸屬于不同的公司，其內(nèi)部信息難以共享，且各VPP在實(shí)際運(yùn)行時只考慮利益最大化，不能有效發(fā)揮多能互補(bǔ)的優(yōu)勢，這直接影響集群協(xié)同調(diào)控策略的實(shí)施[12]。因此，本文為了實(shí)現(xiàn)對VPP 集群的引導(dǎo)，引入了能源聚合商EA（energy aggregator）引導(dǎo)機(jī)制，如圖2所示。各VPP 將數(shù)據(jù)統(tǒng)一上傳至EA，EA 根據(jù)各VPP 的供需量，在電網(wǎng)電價的基礎(chǔ)上，對各VPP 發(fā)布共享電價[13]，引導(dǎo)VPP集群通過EA共享電能，通過不斷迭代，實(shí)現(xiàn)集群能源互動共享。集群整體電量盈余或缺額時，通過EA按照電網(wǎng)購售電價向電網(wǎng)購售電，這種方式可以大幅調(diào)整群里共享電價，且不影響電網(wǎng)正常收益。

圖2 虛擬電廠集群結(jié)構(gòu)Fig.2 Structure of VPP cluster

2 考慮P2G-VPSA聯(lián)合高原供氧和彈性共享電價驅(qū)動的低碳VPP 集群模型

2.1 P2G-VPSA聯(lián)合供氧模型

考慮到P2G 整體產(chǎn)物利用效率較低以及未有文獻(xiàn)考慮到P2H過程中氧氣的利用。因此，本文將P2G 細(xì)化為P2H、MR、HFC 和HS 4 個過程。P2H 產(chǎn)生的氫氣供MR、HFC、HS 使用，產(chǎn)生的氧氣聯(lián)合VPSA、氧儲供氧負(fù)荷使用，MR 還能吸收一部分二氧化碳，實(shí)現(xiàn)高效產(chǎn)物利用、減少碳排放以及滿足部分供氧需求。

1）P2H模型

2）MR模型

3）HFC模型

HFC的熱電比例可調(diào)，增加了P2G的靈活性。

4）VPSA模型

2.2 氧負(fù)荷模型

氧負(fù)荷以海拔3 000 m 修正到1 000 m 所需氧氣投放單位體積為標(biāo)準(zhǔn)，供氧場所的建筑體積耦合了電、熱負(fù)荷作為修正量。同時參照《高原地區(qū)室內(nèi)空間彌散供氧（氧調(diào)）要求》GB/T 35414—2017，確保氧負(fù)荷靈活響應(yīng)后符合供氧要求。

為簡化計算，以電、熱負(fù)荷為基準(zhǔn)，將供氧模式分為兩種情況，當(dāng)電、熱負(fù)荷上升時，認(rèn)為有新增的供氧需求，電熱負(fù)荷增量設(shè)置為氧氣投放模式，不變量設(shè)置為維持模式。當(dāng)電、熱負(fù)荷下降時，認(rèn)為無新增的供氧需求，設(shè)置為氧氣維持模式，維持模式的氧氣投放量為氧氣的逃逸量。

2.3 彈性共享電價

本文考慮供需指標(biāo)制定VPP集群共享價格，基于價格與供需比成反比的經(jīng)濟(jì)學(xué)原理[16]，具體推導(dǎo)見附錄A，修正后VPP內(nèi)部共享購售電價如下：

集群內(nèi)供需比：

式中：CCO2為考慮碳排量的供需指標(biāo)；γPin為能耗等量輸入系數(shù)；γPout為能耗等量輸出系數(shù)。能耗等量系數(shù)與各VPP購售電的比值相關(guān)。

當(dāng)VPP 的供需比大于1 時，售電量為清潔能源，碳交易中購買這部分電能的碳排指標(biāo)降低，則能耗等量系數(shù)取值小；當(dāng)VPP 的供需比小于1 時，購電量中含部分清潔能源，碳交易中購買這部分電能的碳排指標(biāo)高，則能耗等量系數(shù)取值大。

如果所有時間段內(nèi)各VPP的內(nèi)部供需比一樣、電網(wǎng)的購售電價格相同，那么不同時段對應(yīng)的共享電價就相同，此缺陷使上述共享電價不能充分反映不同時段的差異，所以采用修正后的中間電價：

2.4 階梯碳交易

1）考慮到碳排量配額與實(shí)際碳排量之間存在差異，實(shí)際碳排量總量為碳排量總額度與碳排量配額之差[17-18]，具體模型如下：

2）相較于傳統(tǒng)碳交易定價機(jī)制，為進(jìn)一步限制碳排放，本文采用階梯式定價機(jī)制。通過ΔCO2計算碳排量區(qū)間倍數(shù)，使交易價格階梯增長。

3 P2G-VPSA聯(lián)合高原供氧和彈性共享電價驅(qū)動的VPP 集群優(yōu)化調(diào)度模型

目標(biāo)函數(shù)為運(yùn)營成本，包括購電、氣、水成本、DR成本和碳排成本最低：

式中：F為總成本；Fe為購售電成本；Fg為購氣成本；FP2G為P2G購水成本；FDR為DR成本。

1）購售電成本為

2）購氣成本為

3）P2G過程中的電成本體現(xiàn)在電平衡中，P2H的水默認(rèn)來自購水和MR產(chǎn)的水，因此，P2G成本為

式中：ηH2O為水氫質(zhì)量轉(zhuǎn)換系數(shù)；Pri.H2O為水的單位質(zhì)量價格。

4）DR成本為

為符合供氧標(biāo)準(zhǔn)和簡化系統(tǒng)，系統(tǒng)不主動平移氧負(fù)荷，只在氧氣供應(yīng)標(biāo)準(zhǔn)的區(qū)間內(nèi)調(diào)整供應(yīng)量，默認(rèn)平移的電熱負(fù)荷不考慮新增供氧需求。

DR模型見附錄A，其他約束條件見附錄B。

4 算例分析

為了驗(yàn)證策略的有效性，設(shè)置了4 種情景（都有階梯碳交易約束），分別如下：情景1 為只考慮VPSA 供氧和電網(wǎng)購售電價，為基礎(chǔ)配置；情景2為考慮P2G-VPSA聯(lián)合供氧和電網(wǎng)購售電價；情景3 為考慮P2G-VPSA聯(lián)合供氧和彈性共享電價驅(qū)動；情景4 為只考慮VPSA 供氧和彈性共享電價驅(qū)動。

算例為接入不同容量的可再生新能源的VPP進(jìn)行仿真分析，各VPP 負(fù)荷地域上臨近，且同一時間段負(fù)荷特性差異明顯[19]。其中VPP1為拉薩某區(qū)域的醫(yī)療中心冬季典型日負(fù)荷，其CHP機(jī)組用于在極端情況下保障醫(yī)療中心的關(guān)鍵負(fù)荷（手術(shù)室、急救室、ICU 病房等），其他VPP 中無CHP 機(jī)組；VPP2為拉薩某區(qū)域的商業(yè)中心冬季典型日負(fù)荷；VPP3為拉薩某區(qū)域的辦公區(qū)冬季典型日負(fù)荷。只考慮VPP集群電、熱、氧網(wǎng)的母線平衡，忽略電、熱、氧網(wǎng)的損耗；默認(rèn)光伏、風(fēng)電預(yù)測量為并網(wǎng)量；系統(tǒng)可控制部分負(fù)荷進(jìn)行靈活響應(yīng)。通過Gurobi 求解器進(jìn)行求解。

圖3 集群優(yōu)化Fig.3 Cluster optimization

4.1 模型參數(shù)

電熱負(fù)荷可平移量與可削減量各為10%，氧負(fù)荷可削減量為10%，系統(tǒng)內(nèi)部電熱氧負(fù)荷、典型日可再生能源預(yù)測數(shù)據(jù)和各機(jī)組參數(shù)見附錄C。

不同時段電網(wǎng)購售電價如表1所示。

表1 電網(wǎng)購售電價格Tab.1 Purchase and sale electricity price for power grid

4.2 仿真結(jié)果

4.2.1 彈性共享電價與優(yōu)化結(jié)果分析

圖4 為彈性共享電價，中間電價為電網(wǎng)購售的電價的均值，圖5為電網(wǎng)購售電量，正值為購電量，負(fù)值為售電量。由式（7）可知，售電越多供需比越高，供需電價越高。對比圖4、5，可以看出除VPP2部分時段，在23：00-09：00、13：00、20：00-22：00，整體售電量大于購電量，其余時段整體售電量小于購電量，通過共享電價的合理調(diào)整引導(dǎo)集群內(nèi)部優(yōu)化。

圖4 集群內(nèi)共享電價Fig.4 Shared electricity prices within the cluster

圖5 電網(wǎng)購售電量Fig.5 Quantity of electricity purchased and sold by power grid

表2 為4 種情景的優(yōu)化結(jié)果對比，情景1 和情景4 為VPSA 單獨(dú)供氧時，集群需要額外建造3 座500 N·m3的VPSA供氧系統(tǒng)，設(shè)備運(yùn)行年限為20 a，設(shè)備綜合成本（見附錄C）均攤到20×365天，下屬電站供電的價格為拉薩可再生能源電站上網(wǎng)價格。

表2 不同情景下各虛擬電廠優(yōu)化結(jié)果Tab.2 Optimization results of each VPP under different scenarios

情景2 相較于情景1，VPP 集群的成本都出現(xiàn)了下降，總運(yùn)營成本降低2.6%，整體碳排量降低了18.8%，這是由于情景2 加入了P2G 制氧。P2G 制氧、氧儲和VPSA能夠更加靈活的供應(yīng)氧氣，P2G制氧是電解水制氫的附加產(chǎn)物，承擔(dān)了部分氧負(fù)荷供應(yīng)，降低了VPSA的耗電量，多余產(chǎn)出的氧氣由氧儲儲存，提升了調(diào)度的靈活性，通過減少VPSA電能消耗使VPP架構(gòu)內(nèi)可調(diào)度的能源更多。同時，減少了購電量和CHP機(jī)組的使用，降低了碳排放和運(yùn)營成本中的碳交易成本。

情景3 相較于情景2，VPP 集群的總運(yùn)營成本由17.227 95 萬元下降到16.355 36 萬元，集群總運(yùn)營成本下降了5.1%。同時，VPP集群在彈性共享電價引導(dǎo)下，各VPP 的運(yùn)營成本得到進(jìn)一步下降，但碳排量提升了0.2%，這是由于碳交易成本在運(yùn)營成本中的占比相較與情景1大幅減少，導(dǎo)致碳交易成本的影響權(quán)重下降，出現(xiàn)碳排量小幅度上升。

情景3 相較于情景4，VPP 集群的運(yùn)營成本由17.059 96 萬元降低到16.355 36 元，碳排量降低了1.7%。對比情景1、2，表明單一的P2G-VPSA聯(lián)合供氧或彈性共享電價引導(dǎo)都有提升經(jīng)濟(jì)效益和降低碳排放的效果。

情景3相較于情景1，VPP集群在P2G-VPSA聯(lián)合供氧和彈性共享電價的引導(dǎo)下，集群總運(yùn)營成本由17.701.52 萬元下降到16.355 36 萬元，集群總運(yùn)營成本下降了7.6%，碳排量降低了18.7%。相較于情景1 的基礎(chǔ)配置，在P2G-VPSA 和彈性共享電價協(xié)同引導(dǎo)下，能量利用效率更加合理、高效，VPP集群的經(jīng)濟(jì)效益得到大幅度提升，碳排放在階梯碳價約束的基礎(chǔ)上進(jìn)一步下降。

通過式（17）和對比表3 不同情景下的VPP1 運(yùn)營成本構(gòu)成可知，運(yùn)營成本包括向EA 售電的收益。情景3和4中彈性共享電價的變動，使VPP1對EA售電收益大幅增加，從而使VPP1的運(yùn)營成本出現(xiàn)負(fù)值。

表3 不同情景下VPP1 的運(yùn)營成本Tab.3 Operating costs of VPP1 under different scenarios元

圖6為能源價格對比。由于采用P2G-VPSA聯(lián)合供氧的方式時，P2G 產(chǎn)生的氧氣可以分?jǐn)俈PSA和P2G 的成本，HFC 可以分?jǐn)偣岢杀?，相較于現(xiàn)有的市場價格供應(yīng)模式，采用P2G-VPSA聯(lián)合模式能夠使供氧、供熱和氫氣生產(chǎn)價格下降，對于彌散供氧和供熱的需求側(cè)，成本更低，響應(yīng)的積極性更高。同時HFC代替部分天然氣對部分熱負(fù)荷供應(yīng)，雖然供應(yīng)收益減少，但碳排放降低。供電使用中間電價，情景1 和情景4 由于無P2G 供氧，其供熱、供氧價格按照市場價。在圖6（a）中，由于VPP1/2/3的氫氣供應(yīng)價格相同，因此，只用一條線表示。

圖6 氫氣價格、供氧價格和供熱價格對比Fig.6 Comparison of hydrogen price,oxygen supply price and heat supply price

供氧、供熱和氫氣價格計算采用實(shí)時能源成本占比的方式定價；供氧受P2G和VPSA占比的影響；供熱受天然氣和HFC占比的影響，但價格的實(shí)時變動基本隨電價變化。價格計算公式見附錄D。

各情景下集群24 h 供電、供熱和供氧收益見表4。情景1 和情景4 的供熱、供氧價格按照市場價格，收益高于情景2 和情景3；但情景3 和情景2的動態(tài)價格低于市場價，其中用戶會更傾向于動態(tài)價格。

表4 集群供能收益Tab.4 Cluster energy supply income 元

4.2.2 P2G-VPSA聯(lián)合供氧分析

為了體現(xiàn)P2G-VPSA聯(lián)合供氧的靈活性，對情景3 和情景1 各VPP 集群的氧出力平衡進(jìn)行分析，情景1中P2G的氧出力為0。

表5 為24 h 的P2G 供應(yīng)總量占P2G 與VPSA 供應(yīng)總量和的比值。

表5 P2G 出力占比Tab.5 P2G output ratio

圖7為情景3的VPP集群氧平衡。由圖7和表5可知：VPP1中，相較于情景1，情景3的氧負(fù)荷一部分由P2G 供應(yīng)，代替VPSA 中28.3%的供氧供應(yīng)，24 h共節(jié)余2 627.5 kW電量；VPP2中，在P2G-VPSA聯(lián)合供氧下，P2G的出力基本保持穩(wěn)定，代替VPSA中24.5%的供氧供應(yīng)，24 h 共節(jié)余2 653.4 kW 電量；VPP3 中，在P2G-VPSA聯(lián)合供氧下，P2G 的出力基本保持穩(wěn)定，代替VPSA 中19.3%的供氧供應(yīng)，24 h共節(jié)余1 966.8 kW電量。

圖7 情景3 的氧平衡Fig.7 Oxygen balance under Scenario 3

集群電熱功率平衡詳見附錄D。

5 結(jié)論

本文提出一種考慮P2G-VPSA聯(lián)合高原供氧和彈性共享電價的VPP集群優(yōu)化策略，主要結(jié)論如下。

1）考慮西藏地區(qū)高原供氧需求，構(gòu)建電、氧、熱三聯(lián)產(chǎn)供需側(cè)靈活響應(yīng)機(jī)制，對氧負(fù)荷進(jìn)行建模，在單一的電供氧模式的基礎(chǔ)上耦合了P2G，構(gòu)建P2G-VPSA聯(lián)合供氧模式。相較于情景1 的單獨(dú)VPSA供氧，情景2的P2G-VPSA聯(lián)合供氧模式具有提高經(jīng)濟(jì)效益和降低碳排放的作用。

2）通過改進(jìn)共享電價，在對等聚合模式下引導(dǎo)VPP集群，建立彈性共享電價引導(dǎo)的虛擬電廠集群能源對等聚合模型。情景1 和情景4 表明，對等聚合模型可以實(shí)現(xiàn)群間能源的共享協(xié)調(diào)，提升能源利用效率。

3）情景3和情景1表明，在P2G-VPSA供氧模式和虛擬電廠集群對等聚合模型的協(xié)同作用下，可進(jìn)一步提升VPP 集群整體經(jīng)濟(jì)效益、降低碳排放量。以經(jīng)濟(jì)性、低碳性驗(yàn)證了本文所提策略對于提升可再生能源消納，實(shí)現(xiàn)多異質(zhì)能源耦合、能源間互濟(jì)互補(bǔ)、高效利用的效果。

附錄A

1.假定當(dāng)供需比小于等于1時共享售電價格與供需比成反向關(guān)系；當(dāng)供需比等于1 時，令共享售電價格等于中間電價；當(dāng)供需比大于等于1 時，共享售電價格與供需比的倒數(shù)成反向關(guān)系。

供需比小于等于1 時，共享售電價格的推導(dǎo)如下為

而共享購電成本與供需比正向關(guān)系，當(dāng)供需比等于1 時，令共享購電價格最大，不超過共享售電價格，a和b為系數(shù)。

同理，可推導(dǎo)出

2.氧負(fù)荷相關(guān)參數(shù)如表A1所示

附表A1 氧負(fù)荷相關(guān)參數(shù)Tab.A1 Related parameters of oxygen load

3.需求側(cè)靈活響應(yīng)

1）可削減氧負(fù)荷的上、下限約束為

2）可平移電負(fù)荷的上下限約束以及轉(zhuǎn)移總量為0約束如下：

可削減電負(fù)荷的上、下限約束如下：

3）可平移熱負(fù)荷的上下限約束以及轉(zhuǎn)移總量為0約束如下：

可削減熱負(fù)荷的上、下限約束如下：

附錄B

約束條件

1）氫儲和氧儲的充放約束，本文參照文獻(xiàn)[18]，采用統(tǒng)一建模，不再詳細(xì)敘述。CHP約束如下：

2）為了保證VPP內(nèi)部供需平衡，電熱氣功率及氧氫體積母線平衡約束如下：

3）其他機(jī)組約束如下：

附錄C

水電站、可再生電站、購售電線路使用西藏地區(qū)現(xiàn)有的設(shè)備，天然氣供應(yīng)在拉薩地區(qū)已有相應(yīng)的配套設(shè)施，不需要考慮設(shè)備綜合成本。圖C1、C2的Y軸（右）表示氧負(fù)荷，Y軸（左）表示電、熱負(fù)荷和可再生能源預(yù)測。

附圖C1 VPP 集群的負(fù)荷，可再生能源預(yù)測Fig.C1 Load of VPP cluster and prediction of renewable energy

水電（單機(jī)容量）、購售電、可再生能源容量為冬季并網(wǎng)發(fā)電量，VPP1的風(fēng)電WT（wind turbine）預(yù)測選取山南地區(qū)風(fēng)電站冬季典型日的預(yù)測數(shù)據(jù)，VPP2的光伏PV（photovoltaic）預(yù)測選取日喀則地區(qū)光伏電站冬季典型日的預(yù)測數(shù)據(jù)，VPP3 的風(fēng)電預(yù)測選取那曲地區(qū)風(fēng)電站冬季典型日的預(yù)測數(shù)據(jù)；CHP機(jī)組建在拉薩地區(qū)。

購電時考慮電網(wǎng)清潔能源比例；VPSA 市面上有多種容量等級，為避免管道長距離鋪設(shè)，本文選取3×500 N·m3的容量；（PEM）P2H容量＜400 N·m3/h即可，最大等效容量約為2～2.5 MW；MR 考慮到效率較低，容量一般為P2H的20%～40%；天然氣的供熱功率大于最大熱負(fù)荷，單位綜合成本包括設(shè)備成本、安裝、維護(hù)等，具體見表C1。

附表C1 機(jī)組參數(shù)Tab.C1 Unit parameters

附錄D

1.售價公式

通過公式D1、D2 和D3，將P2G 成本分?jǐn)倿镠FC 和P2G 供氧中，HFC 分為供電和供熱，默認(rèn)各占50%，群內(nèi)電價為購售電價平均值。由于氫氣只在群內(nèi)部使用，氫氣價格僅與不考慮分?jǐn)偝杀镜臍錃鈨r格對比，驗(yàn)證分?jǐn)侾2G產(chǎn)氫成本的效果。

1）供熱價格Pri.hot（HFC已分?jǐn)?0%的P2G耗電成本，MR中的天然氣為0成本供應(yīng)，利潤10%）

式中：wh為分?jǐn)侾2H 成本權(quán)重，取0.5；EP2H.H2為P2H 的制氫耗電成本；wh.e為HFC 熱電比例權(quán)重，熱電比例可調(diào)整，為簡化計算，取50%；ηH為HFC與P2H的氫氣比值。

附圖D1 電功率平衡Fig.D1 Electric power balance

2）供氧價格Pri.O（10%利潤）

式中：wo為供氧分?jǐn)侾2H 成本權(quán)重，取0.5；EP2H.O為P2H的制氧耗電成本，與EP2H.H2大小一致。

3）氫氣價格Pri.H2（30%利潤）

2.VPP3 電功率平衡如附圖D1所示，集群熱功率平衡如附圖D2所示。

附圖D2 熱功率平衡Fig.D2 Heat power balance