北方微电网设计中再生氢能存储模型的创新构建与应用研究

为解决加拿大北部偏远社区依赖柴油发电的能源困境，研究人员开发了PRIMED Grid Modelling Hydrogen (PGM-H2)模型，整合电解槽、燃料电池及热力学分析，实现了10%氢能利用率提升和0.4%可再生能源渗透率(REP)优化，为极寒地区微电网脱碳提供了关键工具。

　　

加拿大北部偏远社区长期面临柴油依赖、能源成本高昂及环境污染等问题，86%的原住民社区甚至缺乏全年公路通行条件。为实现2030年减排目标，亟需开发适用于极寒环境的长期储能技术。太平洋区域海洋能源探索研究所(PRIMED, University of Victoria)的研究团队创新构建了PRIMED Grid Modelling Hydrogen (PGM-H2)模型，通过整合电解槽、燃料电池、热力学平衡与降解预测等模块，首次在微电网模型中实现了氢能系统的全周期动态模拟。该研究发表于《Renewable Energy》，为北极社区能源转型提供了重要技术支撑。

研究采用C++/Python混合编程架构，建立包含电-热-质平衡的氢能存储模型，关键方法包括：1) 基于稳态热力学方程的热能管理算法；2) 参考工业标准的2%/1000小时降解率预测；3) 电解槽(68 kWh/kg)与燃料电池(0.055 kg/kWh)的恒定效率模拟；4) 加拿大努纳武特地区Sanirajak社区的案例验证。

模型架构
通过对象导向编程将氢能系统集成至微电网框架，电解槽与燃料电池分别建模为独立类，默认参数采用质子交换膜(PEM)技术，支持模块化扩展。

电能核算
采用恒定比能耗算法，电解槽产氢量(EL_output)=充电功率(P_charging)/68×dt，燃料电池发电量(FC_output)=放电功率(P_discharging)×dt，实现与HOMER Pro软件的基准对比。

热力学特征
创新性引入房间温度瞬时跃迁假设：设备运行时室温升至40°C，停运时降至15°C。热损失(Q_loss)=A×(T_room-T_env)/R，年废热达232,359 kWh，相当于11户极地住宅供暖需求。

降解模型
基于动态运行数据预测组件寿命：电解器年运行2350小时相当于2.13年使用寿命(10%电压损失阈值)，燃料电池1431小时对应3.49年，显著短于传统微电网设备。

案例重构
在Sanirajak社区模拟中，3000 kW风电+2000 kg储氢系统实现97.6% REP，而纯太阳能方案需15 MW光伏+90吨储氢，揭示风电更适合北极地区。季节性储氢方案因设备规模过大被证明经济性不足。

该研究突破性地将实际工程参数融入微电网模型，首次量化了极地环境下氢能系统的热力学约束与降解成本。相比商业软件HOMER Pro，PGM-H2的开放式架构允许自定义调度策略，为社区主导的能源规划提供可能。未来需进一步优化动态效率算法，并整合真实系统运行数据验证热管理模型的准确性。这项工作为全球5000余个离网社区的能源转型树立了技术标杆，其开源特性更将加速氢能在极端环境的应用探索。