《Energies》：Techno-Economic and Environmental Analysis of an Optimized Hydrogen Refueling Station Integration in a Renewable Energy Microgrid
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燃料电池电动汽车代表了减少重型运输温室气体排放的一个有前景的选择。在此背景下，将加氢站(HRS)集成到可再生能源微电网中，是确保可持续氢气生产的关键策略。研究人员调查了将HRS集成到一个为21辆城市公交车车队供电的光伏微电网中。研究人员开发了光伏系统、电池储能
燃料电池电动汽车代表了减少重型运输温室气体排放的一个有前景的选择。在此背景下，将加氢站(HRS)集成到可再生能源微电网中，是确保可持续氢气生产的关键策略。研究人员调查了将HRS集成到一个为21辆城市公交车车队供电的光伏微电网中。研究人员开发了光伏系统、电池储能、氢气发生器、氢气储存、压缩和加注过程的详细小时模型。进行了多目标优化，以最小化平准化氢成本(LCOH)同时最大化自给率(SSR)。比较了三种能源管理策略(EMS)：仅使用可再生能源电力生产氢气、混合可再生能源与电网电力以及仅使用电网电力。结果揭示了实现完全自给自足伴随显著的经济惩罚。在仅可再生能源EMS下，LCOH从最小LCOH解决方案下SSR约80%时的16.8 �/kg增加到SSR为100%时的24.3 �/kg。在混合EMS下，从SSR约47%时的12.3 �/kg增加到SSR为100%时的22.7 �/kg。当包括剩余电力出口的收入时，无论采用哪种EMS，100% SSR下的相应LCOH值均降至约15 �/kg。与柴油公交车队的排放相比，氢能公交车使用基于电网的氢气生产可减少约12%的排放，使用可再生氢气可减少高达99%的排放。
在全球温室气体（GHG）排放持续增加的背景下，交通领域亟需替代方案以达成减排目标。燃料电池电动汽车（FCEV）被视为重型运输脱碳的关键技术，但其环境效益依赖于绿色氢气的生产。将加氢站（HRS）集成至可再生能源微电网，成为保障可持续氢气供应的战略路径。然而，现有研究多侧重技术经济分析，缺乏对HRS实际运营约束（如安全标准、加注协议及需求驱动的加注行为）的详细建模，且较少系统比较不同能源管理策略（EMS）下平准化氢成本（LCOH）与自给率（SSR）之间的权衡。为此，本研究旨在通过集成优化框架，填补这一空白，为规划绿色氢能基础设施提供量化依据。本研究基于意大利卡利亚里（Cagliari）的21辆城市公交车队，构建了光伏（PV）系统、电池储能（BS）、氢气发生器（HG）、低压储罐（LPT）、氢气压缩机（HC）、预冷机组（PC）及高压级联储罐（HPT）的详细小时模型，并采用多目标优化（NSGA-II算法）以最小化LCOH并最大化SSR。研究人员比较了三种EMS：仅可再生能源（GREEN-EMS）、混合可再生能源与电网（MIXED-EMS）以及仅电网（GRID-EMS）。结果表明，实现完全自给自足需付出显著经济代价，但考虑剩余电力销售及未来HG成本下降后，可再生氢成本可降至与电网氢相当或更低。此外，绿氢排放可较柴油车队减少高达98.7%。该研究发表于《Energies》。
研究人员为开展研究主要采用了以下关键技术方法：基于MATLAB构建了各组件的小时级数学模型，包括PV系统（使用Meteonorm气象数据，考虑NOCT及效率修正）、BS（简化的能量平衡模型，恒定的充放电效率）、氢气部分（PEM电解槽HG的模块化缩放，HG在20%–100%额定功率间运行，LPT容量基于氢气水平（LOH）计算）。设计并比较了三种EMS：GREEN-EMS（仅PV和BS供电）、MIXED-EMS（当预计可再生氢不足时，提前5小时通过电网补足）及GRID-EMS（完全依赖电网）。多目标优化采用NSGA-II，设计变量为PV功率（2000–10000 kW）、BS容量（100–5000 kWh）、HG功率（1000–3000 kW）及LPT体积（50–500 m3），目标函数为最大化SSR和最小化LCOH。样本队列来源为意大利卡利亚里公交线路，公交车氢耗基于制造商规格（每车35 kg H?，35 MPa，续航500 km，路线往返24.3 km，氢耗1.7 kg/车次）。
**3.1 Results of the GREEN-EMS**
通过多目标优化获得Pareto前沿，揭示LCOH与SSR呈反比关系：最低LCOH（16.8 �/kg）对应SSR为80.44%，而最高SSR（100%）使LCOH升至24.3 �/kg。组件尺寸随SSR增加而增大，其中PV功率和LPT体积增幅显著（PV从3978 kW增至8398 kW，LPT从128 m3增至462 m3），BS容量保持较小且增长缓慢。考虑剩余电力销售收入（0.05–0.15 �/kWh）后，LCOH可降低至14.92–17.98 �/kg（SSR=100%时）。PV系统是总资本投资（TCI）的主导成本（最小LCOH时占49.3%，最高SSR时占57.7%）。
**3.2 Results of the MIXED-EMS**
MIXED-EMS的Pareto前沿显示更宽的SSR范围（47.34%–100%），最低LCOH（12.29 �/kg）对应SSR仅为47.34%，而最高SSR（100%）时LCOH为22.68 �/kg。与GREEN-EMS相比，组件尺寸整体较小（PV从2088 kW增至7408 kW，LPT从103 m3增至431 m3），因为电网连接提供了灵活性。考虑电力销售后，LCOH降至11.81–17.93 �/kg（SSR=100%时）。TCI分析表明，PV仍是主导成本（最小LCOH时占40.3%，最高SSR时占54.8%），但MIXED-EMS的总投资低于GREEN-EMS（最小LCOH时6.64 M� vs. 10.32 M�）。
**3.3 Parametric Analysis by Varying the HG Cost Coefficient**
通过降低HG成本系数（参考2030和2050年预测），进行多目标优化。在GREEN-EMS下，SSR=100%时LCOH从24.3 �/kg降至19.06 �/kg（无电力销售）；考虑0.15 �/kWh电力销售后，可进一步降至9.97 �/kg（2050年）。在MIXED-EMS下，SSR=100%时LCOH从22.68 �/kg降至17.41 �/kg，电力销售后降至10.53 �/kg。组件尺寸随HG成本降低而调整：最小LCOH配置中，HG功率增大，PV功率减小，表明经济性驱动更多使用电解槽而非光伏。
**3.4 Comparison with the Results Obtained for the GRID-EMS**
GRID-EMS下LCOH为12.13 �/kg（HG 1605 kW，LPT 106.5 m3），无PV和BS。与GREEN-EMS和MIXED-EMS对比：在相同SSR（80.44%）下，MIXED-EMS的LCOH更低（14.98 �/kg vs. 16.8 �/kg），但CO?排放更高。在SSR=100%时，GREEN-EMS与MIXED-EMS的LCOH和组件尺寸相近，但GREEN-EMS排放更低（98.7%减排 vs. 97.5%）。GRID-EMS减排仅12%。敏感性分析显示，增加氢气年需求量（从100.25 t/年增至300.75 t/年）可降低GREEN-EMS的最小LCOH至14.90 �/kg，但SSR下降。
讨论部分总结：研究揭示了不同EMS下成本与自给率之间的显著权衡，并指出PV系统是总资本投资的主导因素。通过电力销售收入可有效降低LCOH，但绝对成本仍较高（15–17 �/kg）。未来HG成本下降（至2050年）可使可再生氢成本低于电网氢（9.97 �/kg vs. 12.13 �/kg），但依赖于电力市场价格稳定。CO?排放分析表明，完全自给自足的可再生氢可接近零排放，而电网氢仅减少12%相对于柴油。
研究结论翻译：本文研究了将优化加氢站集成到可再生能源微电网中的问题。研究人员在MATLAB中开发了一个数学模型，以评估不同能源管理策略（EMS）下的微电网性能，每种策略的特征在于绿氢生产份额的增加。研究人员研究了三种EMS：GREEN-EMS，其特征为仅从可再生能源生产氢气；MIXED-EMS，结合了可再生和基于电网的生产；以及GRID-EMS，仅使用电网电力生产氢气。每种EMS都经过优化，以确定相对于两个目标函数的最佳组件尺寸：最大化自给率（SSR）和最小化平准化氢成本（LCOH）。初始结果显示，在SSR为100%时，GREEN-EMS的LCOH较高，为24.3 �/kg，而MIXED-EMS为22.68 �/kg。当考虑向电网销售剩余电力时，这些成本显著降低：在最高电力销售价格（0.15 �/kWh）下，LCOH降至GREEN-EMS的14.92 �/kg和MIXED-EMS的15.56 �/kg。对于GREEN-和MIXED-EMS，研究人员通过改变HG成本系数进行了参数分析，并采用了2030年和2050年的预测。结果显示，假设当前电力销售价格在高售价（0.15 �/kWh）下保持稳定，到2050年成本降至GREEN-EMS的9.97 �/kg和MIXED-EMS的10.53 �/kg。光伏系统是总资本投资（TCI）的主导组件，在GREEN-和MIXED-EMS的最小LCOH配置中分别占49.3%和40.3%。在SSR为100%时，这些贡献增至57.7%和54.8%，因为总投入分别增加了80.5%（GREEN-EMS）和160.69%（MIXED-EMS），这是由于实现完全自给自足需要超大规模的可再生能源容量。GRID-EMS的LCOH约为12.13 �/kg。这表明，到2050年，基于可再生能源的氢气生产可能比基于电网的生产更具成本竞争力，前提是达到预期的HG成本降低且电力销售价格保持相对稳定。然而，在当前成本假设下，即使考虑最高电力销售价格，与基于电网的生产相比，可再生氢气生产仍需额外考虑约2.8 �/kg的成本。关于CO?排放，目前21辆柴油公交车队每年排放约1.50 kt CO?。GRID-EMS的年排放量约为1.32 kt CO?，相当于减少11.7%。随着可再生能源贡献的增加，排放量大幅下降，MIXED-EMS减少高达97.5%，GREEN-EMS减少98.7%。值得注意的是，这些定量结果特定于所研究的案例，取决于假设的氢气需求曲线、电力购买和销售价格、剩余电力收入以及未来设备成本预测。这些假设的变化可能导致LCOH值更高或更低，特别是在2030年和2050年情景下。因此，报告的值应被视为情景依赖的估计，而非普遍适用的结果，尽管本研究的一般趋势和结论仍然有效。
