现代化工

现代化工 ›› 2026, Vol. 46 ›› Issue (7) : 221-226. DOI: 10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2026.07.038

工业技术

深远海风光互补能源岛绿氢系统建模与多场景对比研究

葛昶 ¹ ,
余晓钟 ¹^,^* ,
辜穗 ² ,
罗霞 ³ ,
刘梦薇 ¹ ,
吕园园 ¹

作者信息 +

Modeling and multi-scenario comparative study of green hydrogen systems on deep-sea wind-solar complementary energy islands

GE Chang ¹ ,
YU Xiao-zhong ¹^,^* ,
GU Sui ² ,
LUO Xia ³ ,
LIU Mengwei ¹ ,
LV Yuan-yuan ¹

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文章历史 +

Received		Published
2025-09-11		2026-07-20
Issue Date	Revised Date
2026-07-10	2025-09-11

PDF (2730K)

摘要

以海南深远海漂浮式风电与陆上光伏互补系统为研究背景,构建了适用于多场景的能源岛绿氢生产系统建模框架,包括风电-光伏-海水淡化-电解制氢耦合架构,并引入运行约束(如最小负荷率、爬坡速率)。在系统综述深远海风光互补制氢的发展进展基础上,对比了“单一风电驱动”与“风光混合驱动”2类典型场景的氢气产出、效率和经济性。结果表明,风光互补模式能够显著提升氢气产量、改善电解槽运行稳定性,并降低单位制氢成本(LCOH);通过容量比例敏感性分析,进一步验证了风光配置比例对系统性能的影响。研究结论对于深远海能源岛的规划设计、容量配置与经济性优化具有参考价值,为我国沿海地区绿氢发展提供理论支持。

Abstract

Taking the floating offshore wind power and onshore photovoltaic complementary system in Hainan as the research background,this study develops a multi-scenario modeling framework for green hydrogen production on energy islands,incorporating a wind-PV-seawater desalination-electrolysis coupling architecture and introducing operational constraints such as minimum load rate and ramping rate.Based on a systematic review of the development progress of offshore wind-solar complementary hydrogen production,this study compares two representative scenarios:“wind-only” and “wind-solar hybrid.” The results indicate that the hybrid mode can significantly increase hydrogen production,improve the operational stability of electrolyzers,and reduce the levelized cost of hydrogen (LCOH).Through sensitivity analysis of the capacity ratios,the impact of the configuration ratio of wind and solar power on system performance was further verified.The findings provide valuable references for the planning,capacity allocation,and economic optimization of deep-sea energy islands,offering theoretical support for green hydrogen development in China’s coastal regions.

Graphical abstract

关键词

风光互补 / 能源岛 / 绿氢系统建模 / 多场景对比

Key words

wind-solar complementarity / energy island / green hydrogen system modeling / multi-scenario comparison

引用本文

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葛昶,余晓钟,辜穗,罗霞,刘梦薇,吕园园. 深远海风光互补能源岛绿氢系统建模与多场景对比研究[J]. 现代化工, 2026, 46(7): 221-226 DOI:10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2026.07.038

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2024年12月30日,自然资源部印发《关于进一步加强海上风电项目用海管理的通知》,提出加快深水远岸风电布局,推动海洋资源高效利用与绿色低碳发展^[1]。海南作为全国唯一的热带岛屿省份,正在构建500亿级海上风电产业链,为可再生能源发展奠定基础^[2]。然而,深远海风电在快速发展的同时,也面临电力消纳与输电成本高等瓶颈^[3]。

为提高新能源利用效率,风光互补与氢电耦合成为突破方向。在此背景下,“海上风电+绿氢”模式受到广泛关注,氢能因零碳排放、高能量密度与多样化应用场景,被视为推动工业与交通等领域脱碳的重要抓手^[4-6]。现有研究虽涉及海上制氢经济性^[7],但普遍忽略风光互补运行约束、容量配置优化及波动适应成本^[5]。

因此,本文中以海南深远海海域规划项目为对象,聚焦风光互补能源岛制氢,构建多场景对比模型,引入耦合约束与容量敏感性分析,以揭示风光波动下的系统运行特性与规划优化路径。

1 绿色制氢中的电解工艺与可再生能源协同机制

氢气在化肥、炼油和冶金等行业中应用广泛,但目前制氢仍以化石能源为主,电解水制氢占比不足5%,碳排放较高。绿色氢,即利用可再生能源电解水生产的氢气,被视为实现能源脱碳的关键路径。其中,水电解是核心环节,通过向水中施加电流将其分解为氢气和氧气,是零碳氢气供应的重要技术。本研究采用质子交换膜(PEM)电解工艺,基本反应如式(1)所示。考虑到风光出力的波动性,需通过优化算法实现电解效率与输入电能的匹配,以提升系统整体性能。

(1)$\begin{array}{c} \mathrm{H}_{2} \mathrm{O}+\text { Electric } \longrightarrow \mathrm{H}^{+}+\mathrm{OH}^{-} \\ 4 \mathrm{OH}^{-} \longrightarrow 2 \mathrm{H}_{2} \mathrm{O}+\mathrm{O}_{2}+4 \mathrm{e}^{-} \\ \mathrm{H}^{+}+\mathrm{e}^{-} \longrightarrow \mathrm{H} \\ \mathrm{H}+\mathrm{H} \longrightarrow \mathrm{H}_{2} \end{array}$

电解制氢主要包括碱性电解、质子交换膜电解、聚合物电解和固体氧化物电解等技术路径^[8]。随着海水淡化与净化技术进步,利用海水电解被认为是未来可持续制氢的重要方向。能源供给方面,海上风电因资源稳定、规模可观,被视为绿色制氢的理想基础。将其与光伏等可再生能源系统协同运行,可在降低初期投资压力的同时,增强系统可靠性与经济性,进一步推动绿色氢的大规模应用。

2 风光协同绿氢系统模型设计

2.1 案例选择

在确定适合海上风能与太阳能开发的区域时,海南因广阔的大陆架、充足日照和有利的海岸地形,具备混合式海上风电与光伏开发的显著优势。然而,海上风电与陆上风电在部署方式上存在差异,前者对选址条件要求更高,且初始建设成本较大,因此科学选址对降低投资和提升效益至关重要。基于此,本文中选取海南省“十四五”海上风电规划中的漂浮式风电示范项目PFS-1(表1)作为案例,以探索区域绿色氢能发展的可行性与路径。

2.2 海上风电场设计

根据已选定的案例区域,首先对该地的海上风电潜力进行评估。风力资源的数据来自靠近目标区域的沿海风速测量站。随着海上风电技术的不断进步,风电机组可安装于更深水域。但从成本控制与运营可行性角度出发,风电场选址应避开军事禁区、海底天然气管道等敏感区域。同时,应尽量减少对鸟类和海洋生态的影响,远离住宅区和高密度旅游区,以确保项目的可持续性和社会接受度。当前海上风电机组平均高度已达100 m,必须将案例地区风力站测量的风力数据(通常在10~12 m测量)转换为100 m高度的数据。使用如下风速换算公式(2)进行计算:

(2)$V={V}_{r}(h/{h}_{r}{)}^{\alpha }$

式中,V_r为100 m高度的风速;h=100 m;h_r=10 m;α为粗糙度指数,取值0.12。根据文献[9],案例区域海域的年平均风速为6.02 m/s。同时,随着海水深度的增加,风电基础结构安装的复杂度也随之上升,从而增加建设成本^[10]。因此,在海上风电场设计中,需合理选择风机和基础形式。本研究使用公式(3)估算风电机组功率输出:

(3)$P\left(MW\right)=k\times p\times A\times {v}^{3}$

式中,k为功率系数,取值0.25;ρ为空气密度;A为风电涡轮机掠面积;D为叶轮直径;V为平均风速。

考虑案例采用漂浮式风机,结合国内主流产品性能,本文中选用MySE-16.0-242型号风机,额定功率为16 MW,叶轮直径为242 m,代表当前全球最大漂浮式风电设备。假设在目标区域布设32台该型风机,形成总装机容量为51.2万kW的风电场,考虑系统损耗后,可满足50万kW的设计容量需求。

2.3 太阳能发电厂设计

海南全年日照充足,具备优越的太阳能开发条件(图1、图2)。根据太阳辐射分布图,海南全岛普遍拥有较高的直接法向辐射(DNI),为太阳能发电创造了良好环境。结合沿海区位优势,利用太阳能驱动电解装置进行海水制氢,可有效实现可再生能源与氢能系统的耦合,契合国家“双碳”战略。

同时,太阳能发电与海上风电互补,可提高系统整体稳定性与可靠性。基于案例项目规划,本文中设定风电系统总装机容量为51.2万kW,其中25.6万kW由太阳能提供,因此在研究区域建设一座25.6万kW规模的太阳能发电厂(场景2)。光伏配置基于海南风光互补性(风速夜间高、光照白天强),优化目标为最小化氢气平准化成本(LCOH)。图1展示了海南地区逐月DNI变化趋势,表明全年光照分布均衡,有利于光伏稳定输出。结合图示数据和式(4),光伏转换效率取20%(基于ESMAP数据),年等效利用率为83.33%。

(4)${u}_{2}=({H}_{f}/{H}_{s})\times 100\%$

2.4 海水淡化装置选取

目前反渗透海水淡化系统(RODS)是效率较高的海水净化技术^[11],其小孔径可有效去除高浓度无机与有机污染物,保证水的纯净度和系统效率。结合案例区域海水中含有较高浓度的有机物、氮化合物、硝酸盐及钙、镁、钠、硫酸盐等复杂成分,采用反渗透技术具有合理性。本项目拟选用一台“斯威斯特”海水反渗透淡化装置(产地青岛),处理能力为 2~30 m³/h,能够提供满足电解制氢所需纯度的水源,并具备供水与储水功能。系统能耗按照文献标准估算,每生产1 m³淡水约需6.25 kW电能。

2.5 电解装置选取

目前,电解制氢技术主要包括4种类型:固体氧化物电解(solid oxide electrolyzer cell,SOEC)、质子交换膜电解(proton exchange membrane,PEM)、碱性电解(alkaline electrolyzer,AE)以及阴离子交换膜电解(anion exchange membrane,AEM)。在电解过程中,催化剂能够提高反应电流密度,加快反应速率,从而提升整体性能。但多数电解装置对水质纯净度要求较高,因此需先进行反渗透脱盐处理。

本研究从能效、成本、适应水质和运行稳定性等维度对上述4类电解技术进行了比较(表2)^[12-15]。目前AEM和SOEC仍处于产业化初期,稳定应用尚需突破。AE技术因成熟度较高而被广泛采用,但能效仅约70%,且装置体积较大、响应速度较慢,难以匹配间歇性可再生能源。

因此,综合效率、可持续性与系统集成能力等因素,PEM电解技术因能效更高、体积功率密度大、动态响应快、运行稳定且维护需求低,最适合应用于太阳能与海上风电混合供能的制氢场景。本研究最终选用PEM作为绿色制氢系统的核心电解技术(表3)。

2.6 系统耦合机制与运行约束

在本模型中,风电与光伏出力首先进入能量调度模块,该模块对实时功率进行分配:优先满足海水淡化负荷,剩余电力进入PEM电解槽^[16]。若风光出力不足,则电解槽降载运行;若出力超过额定功率,则部分电能弃用。其核心耦合关系可由式(5)描述:

(5)$\begin{array}{c}{P}_{in}\left(t\right)={P}_{wind}\left(t\right)+{P}_{solar}\left(t\right)-{P}_{RO}\left(t\right)\end{array}$

式中,P_in(t)为电解槽输入功率(时间t下的功率,kW或MW);P_wind(t)为风电实时出力;P_solar(t)为光伏实时出力;P_RO(t)为海水淡化装置的实时负荷。受限于最大负荷率与爬坡速率约束,电解槽输入功率P_in(t)需满足最大负荷率约束,如式(6)所示。

(6)$0.3{P}_{rated}\le {P}_{in}\left(t\right)\le {P}_{rated}$

式中,P_rated为电解槽的额定功率;0.3P_rated为电解槽的最小运行功率(30%的额定功率);P_rated为电解槽的最大运行功率。电解槽输入功率P_in(t)变化率受限于最大爬坡速率r_max,如式(7)所示。

(7)$|\Delta {P}_{in}/\Delta \left.t\right|\le {r}_{max}$

式中,ΔP_in为电解槽输入功率的变化量;Δt为时间间隔;r_max为最大爬坡速率,kW/s或MW/min。

该模型的运行逻辑是优先满足海水淡化负荷,P_RO(t)优先从P_wind(t)+P_solar(t)中扣除,剩余功率分配给电解槽。当出力不足时,若P_wind(t)+P_solar(t)<P_RO(t)+0.3P_rated,电解槽降载运行,保持在最小负荷率0.3P_rated或停机;当出力过剩时,若P_wind(t)>P_rated,多余电能被弃用[即P_in(t)被限制为P_rated],此时爬坡约束功率变化速率ΔP_in/Δt不得超过r_max,以确保系统稳定运行。

3 场景分析

3.1 场景1:单一海上风电驱动

本场景计算基于南海CCMP再分析风场数据(平均风速6.02 m/s)和IRENA报告PEM能耗(51.2 kWh/kg),结合海南PFS-1项目实际参数。在第一种情况下,考虑的情况是,所产生的用于绿色制氢设备的所有电力都由海上风电发电厂提供。海上风电生产的所有电力都用于绿色制氢工厂。因此,其目的是了解绿色制氢工厂的发展如何随着时间的推移而在生产和经济方面发生变化。使用式(8)计算绿色制氢设施的估计小时制氢量。另外,取PEM电解槽每生产1 kg氢气所消耗的能量为51.2 kW/h^[17],此数据为根据IRENA在2021年发布的报告中的数据选择^[18]。

(8)$[OTP/(n\times RTP+PTP\left)\right]\times \mu \times {\mu }_{1}=THP$

式中,OTP为PEM电解槽每小时耗电量,全部由OWP厂提供;RTP为RODS装置净化1 L水所消耗的电量,kWh/kg,该数据约为0.006 25 kWh;PTP为PEM单元产生1 kg氢气所消耗的电能,kWh/kg。变量n为电解装置生产1 kg氢气所需的水量,设定为22。变量μ为PEM组件的总效率,取值为0.7^[19]。变量μ₁为OWP的效率,根据式(9)计算;THP为每小产氢量,kg。

3.2 场景2:风光互补驱动

在第二种情况下,考虑的情况是,所产生的用于绿色制氢设备的所有电力,25.6万kW海上风力发电厂和25.6万kW太阳能发电厂的组合。在场景2计算时,式(2)~式(8)的参数不变。

(9)${\mu }_{1}=P\left(MW\right)/P\left(OWP\right)$

式中,μ₁为海上风电的效率,是反映工作模拟真实情况的重要参数;P(MW)为风电机组功率,见式(3);P(OWP)为海上风电机组规模台数,取值16。

(10)$\left\{\right[OTP1/(n\times RTP+PTP\left)\right]\times {\mu }_{1}+[OTP2/(n\times RTP+PTP)]\times {\mu }_{2}\times {\mu }_{3}\}\times \mu =THP$

式中,OTP1为海上风力发电电站提供的每小时发电量;OTP2为太阳能设施提供的每小时发电量。其中μ₂为太阳能电站的转换效率系数83.33%,μ₃为表示太阳能电站白天日照时数的变量(介于0~1之间)。而μ₃一般取值为0.5。这里,μ₂在第一步计算为0.63(参见3.1节)。由式(10)可知,该混合制氢装置的每小时绿色制氢能力估计为2 117.65 kg。

敏感性分析:为考虑季节性和天气变化的影响,进一步分析不同季节光照时长对混合制氢量的影响。假设夏季日均日照时间为8 h,冬季为4 h,其他参数不变。原假设日照时间折算系数μ₃取值0.5,对应日均等效6 h光照,使用式(11)则推算出冬季μ₃取值0.6,夏季μ₃取值0.3。

(11)$\begin{array}{c}{\mu }_{3}=实际日均日照时长/12 h\end{array}$

将调整后的μ₃代入式(10),分季节计算THP冬小时制氢量为1 892.5 kg,较场景1提升42.7%;THP夏小时制氢量为2 256.8 kg,较场景1提升70.1%。结果表明混合模式在光照资源丰富季节优势更加显著,但仍需结合储氢技术以缓解季节性波动。风速季节性:夏季平均7 m/s(THP升15%),冬季5 m/s(THP降10%)。结合光照,夏季协同优势大(增70%),冬季需储能辅助。

4 场景模拟结果分析

4.1 产能与产量差异

单一海上风电驱动模式下,所有电力依赖海上风电场输出,按PEM电解能耗与系统效率计算,每小时制氢量约1 326.43 kg。由于风能本质的波动性,低风速时段会直接影响制氢产能峰值;同时,风电场在极大风速(超设计机制)或停机维护时也可能出现弃风。相比之下,风光互补模式引入25.6万kW光伏装机,在日照高峰期实现与风电的能量叠加,使得系统每小时制氢量提升至2 117.65 kg,增长59.67%。该增幅既源于新增光伏电力的直接贡献,也得益于光伏补偿风电低谷、延长平均可用小时数的协同效果,见表4。

4.2 系统稳定性与调度弹性

海上风电场在夜间与低风季节可能出现功率急剧下降,导致制氢系统需快速调节电解槽负载以维持产氢稳定,增加设备启动/停机次数,对电解槽寿命与响应性能提出更高要求。而在风光互补模式下,日照时段光伏发电可以填补白天风电低谷,夜间依赖风电保持产氢,全天候可用小时数等效提高至约30 h,显著平抑了可再生能源出力的短期波动,使系统响应频率降低、电解槽运行更平稳,从而延长设备寿命并减少维护成本。

单一风电模式下,风电场在风速过高或电网消纳受限情况下往往产生弃风,直接损失可用电能;同时,制氢工厂也只能在风能充足时段运行,整体能量利用率偏低。混合模式通过风电与光伏的互补,光照良好时段能够最大限度地消纳电站出力,减少弃能;夜间和阴雨天则由风电支撑制氢,避免光伏零输出导致的停工。实质上,风光协同能够提升可再生电力消纳率,优化电-氢转换链条的电能利用效率,并减少能源浪费。

4.3 经济性与成本分摊

为评估2种场景的经济性,采用平准化制氢成本(LCOH)作为指标,计算公式如下:

(12)$LCOH=({C}_{cap}+{C}_{OM})/{Q}_{H}$

式中,LCOH为平准化制氢成本,元/kg;C_cap为系统全生命周期的资本支出,包括海上风电1.2万元/kW、光伏0.8万元/kW、PEM电解槽0.5万元/kW;C_O&M为系统全生命周期的运行与维护成本,取初始投资的5%;Q_H为系统全生命周期内生产的氢气总量,kg^[20]。

虽然风光互补模式在前期需增加25.6万kW光伏装机投资,但因小时制氢量提升59.67%,设备利用率更高,单位氢气成本降幅约40%以上,见式(12)。此外,系统调度简化、电解槽运行波动减少,有助于降低维护及运维成本。计算得出场景1成本为28.6元/kg,场景2为16.9元/kg,降幅达40.9%,与IRENA报告中风光互补可降低绿氢成本30%~50%的结论一致。在中长期运营中,能源投资回收期缩短,综合经济效益显著优于单一风电模式。

综合来看,场景2(风光互补驱动)在小时制氢产能、系统运行稳定性、能源利用效率和经济性等方面均优于场景1。对于追求大规模、持续可靠的海上绿氢生产,采用风光协同供能方案能够充分发挥海南区域风能与太阳能资源优势,实现更高效、更经济的绿色氢气供应(表5)。

5 结论

针对海南深远海风光协同能源岛,构建了风电、光伏、海水淡化与PEM电解槽耦合的多环节模型,引入运行约束与容量敏感性分析,通过“单一风电驱动”与“风光协同驱动”多场景对比,验证了系统性能。结果表明,风光协同模式显著提升产氢效率59.67%(小时产氢量从1 326.43 kg增至2 117.65 kg),降低LCOH 40.9%,并通过能量利用率EUE(达85%,较单一风电提升70%)和产氢波动率HRV(降低30%)验证了动态稳定性。相较现有研究,本文中的创新在于约束下的动态仿真与容量优化路径,为沿海绿氢产业提供可操作性参考。未来可通过引入海上储能与氢能下游衍生物一体化方案,进一步提升系统调度弹性与经济效益,探索能源岛群集协同调度机制与产业链一体化路径,推动我国海上清洁能源与氢能产业的协同发展。

参考文献

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