[论文解读] Green Hydrogen Plant: Optimal control strategies for integrated hydrogen storage and power generation with wind energy

Arjen T. Veenstra, Albert H. Schrotenboer+2 more|arXiv (Cornell University)|Aug 1, 2021

Hybrid Renewable Energy Systems参考文献 36被引用 4

一句话总结

本文提出了一种基于马尔可夫决策过程的最优控制策略，用于集成风能、氢气储存和电力市场参与的新绿色氢气厂。研究结果表明，通过动态管理氢气储存与市场互动，可使年收入最高提升51%——相当于每台4.5兆瓦风力涡轮机年增收12.6万欧元，尤其在有战略性电力采购协议（PPA）和氢气采购协议支持时效果更显著。

ABSTRACT

The intermittent nature of renewable energy resources such as wind and solar causes the energy supply to be less predictable leading to possible mismatches in the power network. To this end, hydrogen production and storage can provide a solution by increasing flexibility within the system. Stored hydrogen can either be converted back to electricity or it can be used as feed-stock for industry, heating for built environment, and as fuel for vehicles. This research examines the optimal strategies for operating integrated energy systems consisting of renewable energy production and hydrogen storage. Using Markov decision process theory, we construct optimal policies for day-to-day decisions on how much energy to store as hydrogen, or buy from or sell to the electricity market, and on how much hydrogen to sell for use as gas. We pay special emphasis to practical settings, such as contractually binding power purchase agreements, varying electricity prices, different distribution channels, green hydrogen offtake agreements, and hydrogen market price uncertainties. Extensive experiments and analysis are performed in the context of Northern Netherlands where Europe's first Hydrogen Valley is being formed. Results show that substantial gains in operational revenues of up to 51\% are possible by introducing hydrogen storage units and competitive hydrogen market-prices. This amounts to a \euro 126,000 increase in revenues per turbine per year for a 4.5 MW wind turbine. Moreover, our results indicate that hydrogen offtake agreements will be crucial in keeping the energy transition on track.

研究动机与目标

• 开发集成风能、氢气储存和电力市场参与的新绿色氢气厂（GHP）的最优运行策略。
• 通过利用氢气储存实现长期灵活性并优化收益，应对风能间歇性带来的挑战。
• 分析实际约束条件（如电力采购协议（PPA）、氢气采购协议及市场电价不确定性）对GHP盈利能力的影响。
• 评估氢气分销渠道与季节性储存协议对运行决策与财务表现的影响。
• 为GHP运营商提供切实可行的建议，以优化PPA和氢气合同结构，实现长期盈利能力最大化。

提出的方法

• 将GHP运行建模为马尔可夫决策过程（MDP），以模拟在电力储存、市场交易和氢气销售方面的顺序性、随机性决策。
• 采用逆向动态规划求解MDP，以在不确定性下确定最大化利润的策略。
• 纳入现实约束条件：固定PPA义务、可变电价、氢气市场价格不确定性以及多种氢气分销渠道。
• 使用每月拟合的威布尔分布风速数据，模拟荷兰北部地区真实的风力发电曲线。
• 在不同市场与合同条件下进行系统仿真，包括不同PPA时间结构与氢气采购协议条款。
• 评估季节性储存与动态库存管理对成本降低与收益提升的影响。

实验结果

研究问题

• RQ1 将氢气储能与风力发电及电力市场参与相结合，如何影响绿色氢气厂的运营盈利能力？
• RQ2 在电力与氢气价格不确定、PPA义务及氢气采购协议约束下，GHP的最优控制策略是什么？
• RQ3 不同的PPA结构——特别是电力交付的时间与数量——如何影响工厂的长期盈利能力？
• RQ4 在转换效率较低的情况下，氢气采购协议在提升绿色氢气厂财务可行性方面发挥何种作用？
• RQ5 季节性氢气储存与动态库存管理能在多大程度上提升系统收益？

主要发现

• 引入氢气储存与主动市场参与可使GHP运营收入最高提升51%，相当于每台4.5兆瓦风力涡轮机年增收12.6万欧元。
• 即使氢气转换效率较低，只要氢气价格比电价高出11至13欧元/兆瓦时，仍可实现盈利。
• 将PPA电力交付分阶段进行而非集中于单一到期日，可带来更高利润，凸显灵活PPA设计的价值。
• 氢气采购协议对稳定收入流至关重要，尤其在价格波动环境下，有助于实现盈利运营。
• 季节性储存协议可降低储存成本并优化年收入分配，表明长期储存规划具有战略优势。
• 基于MDP的最优控制策略通过动态响应电力与氢气价格波动，优于静态策略，能最大化长期盈利能力。