《Energy Reports》：Techno-economic analysis of optimal control scenarios for green hydrogen production from real onshore wind farm, case study: Portugal-terceira Island
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电转氢（PtH）和氢转X（HtX）能量引起了研究人员的广泛兴趣，特别是用于可再生能源（RES）的长期储能。氢气对于孤岛系统和海上风电场尤其有吸引力，因为它比传统燃料更有效地储存和运输能量。然而，其运行性能强烈依赖于调度策略和电解槽运行约束，特别是启动/停止周期
电转氢（PtH）和氢转X（HtX）能量引起了研究人员的广泛兴趣，特别是用于可再生能源（RES）的长期储能。氢气对于孤岛系统和海上风电场尤其有吸引力，因为它比传统燃料更有效地储存和运输能量。然而，其运行性能强烈依赖于调度策略和电解槽运行约束，特别是启动/停止周期（Start/Stop cycling）。本文研究了控制情景，以确定电网、电解槽、电池和损耗之间的合适功率分配，从而根据电解槽启动/停止周期的技术约束调整氢气生产。测试了三种情景，具有不同的电解槽配置和电池荷电状态（SOC），以估计最优功率分配和氢气产量。使用了特塞拉岛三个电解槽的数据来识别能量调度的最优控制情景。三种情景为：1）仅使用剩余能量；2）结合剩余能量与最小功率以保持电解槽运行，优先考虑电网；3）优先考虑电解槽，同时将剩余能量注入电网。开发了一个MATLAB/StateFlow模型来模拟这些情景，衡量技术可行性和经济盈利能力之间的权衡。结果表明，仅剩余能量策略导致频繁的启动/停止周期，使其在技术上不可行。电网优先策略提高了运行稳定性，但由于电解槽利用率低而经济性有限。而电解槽优先策略实现了最佳的技术经济性能，提供了更高的氢气产量和更好的盈利能力，尽管其有效性取决于电网吸收多余能量的能力。本研究解决了以下研究问题：在真实运行条件下，孤岛电网中氢气生产的最佳调度策略和电解槽规模如何提供技术可行性、减少启动/停止周期和经济性能之间的最佳权衡？研究结果为这类系统中可再生能源集成的最优控制策略提供了实际见解。
**论文解读：真实陆上风电场绿色氢气生产最优控制情景的技术经济分析——以葡萄牙特塞拉岛为例**
**研究背景与问题**
当前全球能源转型面临化石资源枯竭和全球变暖的挑战，亟需大规模集成可再生能源（RES）以实现可持续发展。然而，风能、太阳能等可再生能源具有变异性和间歇性，需要长期储能解决方案来保障连续供应。绿色氢气被视为一种可持续的能源载体，可通过质子交换膜电解槽（PEMEL）储存多余可再生能源。为优化集成，能量管理系统（EMS）至关重要，它能根据组件规模和情景最优分配能量。然而，现有研究多基于模拟的可再生发电剖面、通用系统假设或电网环境，未充分解决孤岛电力系统的特定挑战。在孤岛电网中，可再生能源渗透率高且系统脆弱，氢气生产需作为能量调度问题，涉及电网注入、电池支撑和电解槽运行之间的复杂权衡。因此，研究人员开展本研究，旨在基于真实运行条件和电解槽调度策略，分析孤岛电网中氢气生产的最优控制情景。
**研究内容与结论**
本研究基于葡萄牙特塞拉岛（Tercyra Island）的真实陆上风电场，使用MATLAB/StateFlow开发能量管理模型，模拟三种控制情景：仅使用剩余能量（情景1）、结合剩余能量与最小功率以保持电解槽运行并优先电网（情景2）、优先电解槽并将剩余能量注入电网（情景3）。使用2023年来自Serra Do Cumes风电场（10台ENERCON E-44风机，单机900kW，总容量9000kW）的SCADA数据，测试不同电解槽容量（500–9000kW）和电池配置。结果表明，情景1因频繁启动/停止周期（Start/Stop cycles）在技术上不可行；情景2虽提高运行稳定性但经济性差；情景3实现最佳技术经济性能，在2000kW电解槽容量时获得最优平准化氢气成本（LCOH）为3.97�/kg，净现值（NPV）为2344,792�，内部收益率（IRR）为17.8%。该研究为孤岛电网中绿色氢气生产提供了实际见解，指出集成适当调度策略和电池支持是实现技术可靠且经济可行的关键。
**主要关键技术方法**
研究人员使用的主要方法包括：1）基于MATLAB/StateFlow构建能量管理模型，通过逻辑开关和关系运算符实现每10分钟一次的决策；2）使用真实SCADA数据（来源于特塞拉岛Serra Do Cumes风电场，2023年，10分钟间隔，包含理论最大功率、注入电网功率和电网请求功率）；3）测试三种调度情景，考虑电解槽启动/停止周期约束和电池荷电状态（SOC）限制（20%–80%）；4）经济分析采用LCOH、NPV和IRR指标，项目寿命15年，电池10年更换一次，并考虑电解槽、电池、压缩、存储和海水淡化的投资及运营成本。
**研究结果**
**3.1 模拟情景结果**
通过模拟三种情景，得出情景1仅使用剩余能量，导致87%风能注入电网，13%用于氢气生产，但电解槽频繁启停。情景2在无剩余时从注入电网中分出最小功率维持电解槽运行，显著减少启停次数。情景3优先电解槽，仅将多余能量注入电网，需考虑电网吸收能力（基于10年数据取30%渗透因子）。
**3.2 技术分析：有/无电池**
无电池时，所有情景均因风能波动和技术不可行。情景1即使有电池，启停次数仍高达1000–4000次/年，且电解槽利用率仅41.9%。情景2有电池后，启停次数减少34%（如1000kW电解槽配600kWh电池，从2526次降至493次），但利用率仍仅51.4%，且电池对氢气产量影响可忽略。
**3.3 技术分析：有电池**
通过电池容量影响分析，情景2需超大电池（如1000kW电解槽需>5000kWh）才能达到330次/年的技术上限，不实用。情景3所需电池尺寸比情景2减少93%（如1000kW电解槽仅需40kWh），且电解槽高功率运行时间从12%提升至67%，大幅提高氢气产量。
**3.4 经济研究**
**3.4.1 平准化氢气成本（LCOH）**
情景2的LCOH为10.62–16.76�/kg，随容量增加而升高；情景3的LCOH为3.61–6.28�/kg，容量越大成本越低，500kW时最低3.61�/kg。
**3.4.2 成本效益分析（CBA）**
情景2所有容量下NPV为负、IRR不可计算，不经济。情景3在2000kW时NPV最高（2344,792�）、IRR为17.8%，为最优权衡；4000kW仍可行，但6000kW以上边际效益下降。
**3.4.3 成本分配**
电解槽的资本支出（CAPEX）占主导，压缩和存储成本在情景3中占34%，电池成本因优化而降低。高CAPEX是主要障碍。
**3.4.4 敏感性分析**
情景2即使在乐观条件下LCOH仍约6�/kg；情景3乐观条件下LCOH可降至2.5�/kg，但需依赖电解槽、压缩和存储成本大幅下降。氢气销售价格不影响LCOH但影响NPV/IRR。
**总结讨论与结论**
**讨论部分**：研究指出，孤岛电网中氢气生产不能仅依赖剩余能量，而需作为能量调度问题处理。情景2虽技术上可行但经济不可行，情景3在2000kW时达到最佳技术经济平衡。敏感性分析显示，电解槽高CAPEX是主要瓶颈，未来需降低投资成本并多样化可再生能源。研究还强调，在孤岛背景下，氢气价格可包含物流和能源安全溢价，但整体LCOH排名不变。
**研究结论**：本研究展示了在非互联孤岛电网中，绿色氢气生产不应仅被视为利用多余可再生能源的手段，而应作为涉及电网注入、电池支撑和电解槽运行之间权衡的能量调度问题。通过比较三种情景，电解槽优先策略（情景3）在技术经济上最优，2000kW电解槽提供最佳平衡。未来工作将开发基于预测的能量管理系统，以减少启动/停止周期并提高系统寿命和效率。所提出的方法可推广至其他孤岛系统，但需调整当地资源、负荷和电网约束。总之，集成适当调度策略和电池支持对于在孤岛电网中实现技术可靠且经济可行的绿色氢气生产至关重要。
