基于绿氢生产消纳风光电力及多类型电解槽耦合提高制氢效益需要，构建风光互补复合制氢系统，包括风力发电单元、光伏发电单元、电解水制氢单元。其中，发电单元借助风力发电机组与光伏阵列实现风能与太阳能高效互补发电及电能输出；电解水制氢单元使用AEL与PEMEL，并通过协同耦合，强化在波动风光电能驱动下的绿氢高效稳定制备。制备的氢气可通过高压储存等技术输送至用户端，同时燃料电池等用氢技术可完成氢能的高效转化和利用，从而实现可再生能源的跨区域传输与利用。

太阳辐射能与风能作为系统发电设备的主要能量来源，均具有随机性与不稳定性，导致互补发电出力频繁波动。但风光出力作为制氢模块的驱动力，其波动特性是影响制氢系统负载及设备启停的关键因素，不同时间尺度S下的波动率W定义^[26]如下：

式中：P（t）、P_avg分别为t时刻的输出功率、S时段内的平均功率，kW。

由于采用多类型电解槽的耦合利用方式，风光发电出力将重新分配至不同类型电解槽，对应的电解槽输入电流波动性直接影响制氢设备的启停特性、负载相应特性。采用平均稳定性μ描述风光发电出力的功率分配至电解槽的平稳程度：

式中：minP_el、maxP_el分别为S时段内输入到电解槽的最小功率、最大功率，kW。

此外，采用电解槽制氢平均负载率与制氢效率分别评价电解槽与风光出力匹配特性，电解槽制氢性能分别由下式计算：

式中：η_load为电解槽的负荷率；P_h、P_sca分别为电解槽制氢消耗功率和电解槽额定运行功率，kW；η_el为电解槽的能量利用率；ΔH为电解水的焓变，kJ/mol。

风光互补发电制氢系统的制氢成本是影响市场竞争力的关键因素，采用单位制氢成本Q_unit-H2评价系统的产出氢的经济性：

式中：Q_inv为投资系数；Q_pur为光伏与风力发电设备的总投资成本，元；Q_res为设备回收成本，元；Q（r i）为第i年光伏与风力发电机的总运维成本，元；M_H（i）为系2统第i年总制氢量，kg；L为系统全生命运行周期（一般取20年）。

由此，可得到AEL和PEMEL设备的总购置成本和运维费用^[27（] 表1）。

表1 风光互补制氢系统设备及运维成本统计表Table 1 Equipment of wind-solar hybrid hydrogen production system and its operation and maintenance cost

基于AEL具有成本低和技术成熟的优势，而PEMEL具有快速波动响应特性，将两种类型电解槽相耦合进行协同制氢。在动态运行调控过程中，以保证制氢效果为基础，综合考虑AEL和PEMEL的启停问题，为减少AEL和PEMEL空载现象与启停次数，采用以下功率分配策略（图2，其中E_all为AEL与PEMEL设计容量之和）：分别以E_AEL和E_PEMEL表征AEL容量和PEMEL容量，当AEL容量配置高于PEMEL容量配置时，判断输入功率P_in与AEL容量的关系，若P_in>E_AEL，将等额AEL容量的功率分配给AEL，剩余电力分配给PEMEL用于制氢；若E_PEMEL<P_in<E_AEL，将等额PEMEL容量的功率分配给AEL，剩余电力分配给PEMEL ；若P_in<E_PEMEL，按照电解槽容量占比将功率分别分配给AEL和PEMEL（图2）。与之类似，对PEMEL容量高于AEL的制氢系统进行功率分配。

图2 基于AEL与PEMEL容量配置的风光发电功率分配策略流程图Fig. 2 Power allocation strategy of wind-solar power generation based on AEL and PEME capacity allocation

PEMEL由于波动适应性较好，其容量比例提高有利于系统制氢量的提升，但也会带来较高的设备投资成本，对系统经济性产生不利影响。因此，优化容量配置应多角度综合考虑，在提升氢能市场竞争力的同时，考虑减小波动负荷对电解槽运行的影响。以提高系统经济性和设备运行稳定性为目标，采用NSGA-II优化AEL和PEMEL的容量配置，分为以下4个步骤：

（1）根据决策变量的约束条件对种群个体进行初始化。

（2）基于目标函数平均稳定性μ和单位制氢成本Q_unit-H2最小化，以AEL和PEMEL的容量配置为决策变量，对风光互补复合制氢系统在吉林省某地区全年运行情况的目标函数值进行对比。

（3）采用二元锦标赛和精英保留策略筛选出新父代，利用父代数据交叉变异，产生新子代，并基于快速支配序列生成新种群。

（4）迭代到目标代数，输出一系列解集，从中确定最优结果。

在上述步骤中，风光互补复合制氢系统的约束条件主要包括电解槽容量约束和能量平衡约束两部分。AEL与PEMEL的容量之和设为3 500 kW，则电解槽容量约束与系统运行过程中的功率分配能量平衡约束的表达式分别为：

为对风光互补制氢容量配置进行优化，选取吉林省某地区（图3）构建风光互补复合制氢系统，拟安装风光发电装机规模10 MW。为达到风光互补出力最优，通过平均互补率确定风力与光伏各自容量分别为6 MW、4 MW（二者占比3:2），其中风力发电机与光伏阵列单机容量分别为1 MW、250 kW。

结合当地全年风光资源动态特征，以1 h为单位时间尺度，分析风光单独出力和互补发电的波动特性，结果表明：风电和光伏出力平均波动率分别为26.60％、10.91％，而风光互补出力平均波动率为7.82％，有效平抑了风光资源的剧烈波动。进一步统计全年风光单独发电与互补发电波动情况（图4）：光伏出力情况受季节特征影响较明显，春、冬季节的波动性更强。风电出力与之不同，其日波动率呈随机大幅变化，但无明显季节性差异。

为研究不同类型电解槽动态响应特性，对以单一风力发电机组10 MW、单一光伏机组10 MW、风力机组6 MW与光伏机组4 MW互补3种方案的AEL、PEMEL制氢及动态运行特性进行分析（表2），为匹配风光发电出力并保障制氢设备利用率，选择额定运行功率3.5 MW的电解槽用于制氢。结果表明：PEMEL的制氢效率、平均负载率比AEL更优，风光互补联合制氢方案的平均电解制氢效率更高。

图3 吉林省某地区全年风光资源动态图Fig. 3 Annual wind and solar resource variation in a certain area of Jilin Province

图4 24 h尺度下全年每天风光单独发电与互补发电波动情况对比图Fig. 4 Comparison of 24 h variations of independent wind, solar and wind-solar power generation throughout the year

表2 不同方案下AEL、PEMEL制氢全年运行结果表Table 2 Annual operation results of hydrogen production by AEL and PEMEL under different schemes

针对风光资源季节性波动特性，进一步对比分析全年4个典型时段不同类型AEL的运行情况（图5）。光伏出力集中在白天，单一光伏AEL可以在白天光伏较低波动率下实现制氢过程，在夜间停机；单一风电出力的强波动性使AEL启停频繁，极大影响AEL的制氢效果，因此AEL更适用于单一光伏场景。在风光互补出力下，降低机组波动性的同时提高了其在夜间的制氢能力，进一步降低了AEL的启停频率，使制氢更加连续稳定，因此风光互补AEL系统的综合性能比单一出力更优。PEMEL具有较强的负荷响应特性，在风力快速波动情况下仍能负载运行，具有更强的波动适应性，同时风光互补PEMEL系统可以充分发挥风光发电互补特性，更好地将白天与夜间的风光发电进行消纳（图6）。对比两种电解槽制氢特征，AEL负荷弹性更小、功率调节速率更低，强烈的风力波动下将损失更多电量，更适合低功率波动场景，而PEMEL适应性更强，在快速功率波动场景运行更优。

对3种方案4个典型时段AEL、PEMEL的制氢速率（图7）进行分析，结果表明：风电快速波动导致单一风力下，电解槽频繁启停，而AEL过长的启动时间导致大量风电无法转化为氢气，制氢速率将快速下降；单一光伏下，两种电解槽制氢差异不明显，但因AEL启动时间更长，在夜间转向白天时，AEL开始制氢时刻更晚；风光互补发电削减了波动给电解槽带来的影响，在额定运行工况下AEL比PEMEL制氢速率更高，但波动强的部分仍会对AEL制氢造成较大影响。

图5 不同发电方式下全年4个典型时段AEL的制氢负载动态图Fig. 5 Dynamic diagram of AEL hydrogen production load in four typical periods throughout the year under different power generation methods

图6 不同发电方式下全年4个典型时段PEMEL的制氢负载动态图Fig. 6 Dynamic diagram of PEMEL hydrogen production load in four typical periods throughout the year under different power generation methods

图7 不同发电方式下全年4个典型时段AEL与PEMEL的制氢速率对比图Fig. 7 Comparison of hydrogen production capacity of AEL and PEMEL in four typical periods throughout the year under different power generation methods

对3种方案4个典型时段AEL、PEMEL的制氢效率（图8）进一步分析，结果表明：AEL、PEMEL的电解制氢效率与制氢速率的变化趋势不同，随着负载功率与电流密度的提高，电解槽电压增大，制氢速率提升，但制氢效率降低。同时，AEL的电解效率基本保持在50％左右，额定工况下AEL比PEMEL的制氢效率更高，但波动运行工况下，PEMEL的制氢效率更高，最高可达到75％。因此，PEMEL比AEL更加适合波动电量供应下的制氢场景。

图8 不同发电方式下全年4个典型时段AEL与PEMEL的制氢效率对比图Fig. 8 Comparison of hydrogen production efficiency of AEL and PEMEL in four typical periods throughout the year under different power generation methods

为缓解风光电力波动对设备稳定运行的冲击，提高风光资源的利用效率，提出基于容量配置的功率分配策略。通过与传统AEL优先的功率分类策略进行对比，分析不同AEL和PEMEL容量配置下风光互补复合制氢系统的制氢量和电解槽启停次数（图9），结果表明：基于容量配置的功率分配策略优于AEL优先的功率分配策略，可以有效减少PEMEL启停次数，提高系统的安全稳定性，同时增强风光利用效果，提高制氢量。

图9 基于容量分配策略与AEL优先策略在不同容量配置下的制氢效果和启停次数表现图Fig. 9 Performance of hydrogen production effect and start-up/shutdown times under different capacity allocations based on capacity allocation strategy and AEL priority strategy

对不同容量配置下风光互补复合制氢系统的制氢量进行对比，结果表明：容量配置是影响风光资源利用效果的重要因素。虽然PEMEL相较AEL有更好的波动适应性，有利于系统制氢量的提升，但过高的PEMEL占比会对系统的经济性产生不利影响，阻碍绿电制氢的推广。因此，需要寻求合理的AEL和PEMEL的容量配置，以提升氢能市场竞争力并减小波动的风光资源对设备的影响。

优化后的复合制氢系统与单一的AEL、PEMEL制氢系统相比，在经济性和制氢效果方面更具优势（表3），复合制氢系统的总容量为3 500 kW，优化后的AEL和PEMEL容量分别为2 327 kW和1 173 kW，平均稳定性μ和单位制氢成本Q_unit-H2分别为11.27％和42.28元/kg，单位制氢成本与单PEMEL相比降低6.7元/kg，AEL与PEMEL的启停次数分别减少37％和26.7％。

表3 复合制氢系统与单一AEL、PEMEL制氢成本及波动率对比表Table 3 Comparison of cost and volatility of hydrogen production by individual AEL, PEMEL and the hybrid hydrogen production system

图 10 不同制氢系统在全年4个典型时段的制氢表现图Fig. 10 Hydrogen production performance of different hydrogen production systems on four typical periods throughout the year

对3种制氢系统4个典型时段的制氢效果（图 10）进行进一步分析，结果表明：相较传统的单一AEL或单一PEMEL制氢系统，AEL与PEMEL复合制氢系统实现了在波动风光条件下更为稳定的制氢，在4个典型时段中，除资源较差的情况，制氢速率基本在0.42～5.67 mol/s内。通过电解槽复合，降低了单类型电解槽容量、启动功率，改善了电解槽频繁启停情况，同时通过功率分配调控和容量配置优化，将AEL低成本与PEMEL快速波动响应优势相结合，更加适用于波动的风光电力，有效兼顾了制氢效率与单位制氢成本。