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大规模风电消纳的氢混燃气轮机电-氢-电系统：过程建模、优化调度与经济可行性分析
【字体： 大 中 小 】 时间：2025年06月10日 来源：International Journal of Hydrogen Energy 8.1
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为解决可再生能源高比例并网带来的波动性和间歇性挑战，研究人员提出了一种集成氢混燃气轮机(HMGT)的新型电-氢-电(PtH2tP)系统，通过经济-碳排放协同评估与优化调度模型，验证了该系统在中国某区域实现0.0537�/kWh平准化度电成本和0.29kg CO2 eq/kWh碳排放的可行性，为风光消纳与氢能自给提供了创新解决方案。
随着全球能源结构转型加速，风电、光伏等可再生能源的高比例并网带来了显著的波动性与间歇性挑战。国际能源署预测，2025年可再生能源将超越煤炭成为最大电力来源，但如何实现大规模风光电力的高效消纳仍是世界性难题。传统解决方案如电池储能受限于容量和成本，而氢能因其能量密度高、存储周期长、零碳排放等优势，成为学术界和工业界关注的焦点。
在此背景下，来自陕西的研究团队在《International Journal of Hydrogen Energy》发表了一项创新研究，提出将氢混燃气轮机(Hydrogen Mixed Gas Turbine, HMGT)与盐穴储氢技术结合，构建大规模电-氢-电(Power-to-H2
-to-Power, PtH2tP)系统。该研究首次建立了包含HMGT非设计工况特性和绿氢政策补偿的经济-碳排放协同优化模型，以中国榆林为案例验证了该系统的技术经济可行性。
研究团队采用多学科交叉方法，主要运用了：1）基于Aspen Plus的HMGT过程建模技术；2）考虑碳交易和政策补偿的多目标优化算法；3）中国西北地区实际风电出力与负荷数据驱动的场景分析；4）全生命周期碳排放核算体系。这些方法有效整合了工程技术、经济分析和环境评估三个维度。
模型与方法论
通过图1所示的系统架构，研究将风电、电池与HMGT协同运行。核心创新在于建立了HMGT的变负荷效率模型，并引入政府补贴因子λsub
量化政策支持对绿氢成本的影响。优化目标函数同时最小化系统总成本（含投资、运维、燃料和碳交易成本）和碳排放量，约束条件涵盖设备物理极限、能量平衡及电网交互规则。
结果与讨论
案例研究表明，PtH2tP系统可实现31%的氢替代率阈值，此时度电成本0.0537�（约人民币0.4元），较传统燃气轮机降低17.3%。碳排放强度0.29kg CO2
eq/kWh，主要来源于HMGT燃料燃烧（占62%）和外购电网电力（占28%）。敏感性分析揭示：当氢价低于2.6�/kg时，系统经济性优于纯化石燃料方案；管道输氢在200km范围内成本最优；政策补贴需覆盖电解槽投资的30%才能实现盈亏平衡。
结论与展望
该研究证实HMGT基PtH2tP系统在大规模风电消纳场景中具有显著优势：技术上，31%氢混燃比例可实现能效-环保最优平衡；经济上，政策驱动下LCOE已接近煤电水平；环境方面，全生命周期碳减排潜力达366.1g CO2
eq/kWh。研究为全球类似区域提供了可复制的技术路径，特别是对拥有盐穴地质条件的地区。未来工作需进一步验证HMGT在50%以上高氢比例下的长期运行稳定性，以及动态碳价机制对系统调度的影响。
这项由中国学者主导的研究，不仅填补了HMGT在百兆瓦级PtH2tP系统中应用的研究空白，更为实现《巴黎协定》温控目标提供了重要的工程实践参考。其建立的"技术-政策-市场"协同分析框架，对全球氢能产业发展具有普适性指导价值。
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