Se construyó un modelo de regulación profunda de almacenamiento de hidrógeno (menos del 30 % de la capacidad nominal) que acopla una unidad de ciclo combinado de turbina de gas (GTCC) con una celda de electrólisis de óxido sólido (SOEC), demostrando la factibilidad de un alto ajuste eficiente de los recursos eléctricotérmicos dentro del sistema para integrar energías renovables mediante almacenamiento de hidrógeno. Mediante aprendizaje automático se predice la potencia generada variable del GTCC, se calculan los parámetros de vapor usando un modelo de caldera de recuperación de calor y se combinan con un modelo termoquímico de SOEC para calcular el consumo eléctrico y térmico para la producción de hidrógeno. Los resultados indican que el voltaje de electrólisis de SOEC y la cantidad de hidrógeno pueden responder rápidamente a los cambios en la energía de entrada, y que la inercia térmica en la generación de hidrógeno se estabiliza entre 25 y 27 °C; al aumentar la profundidad de regulación (proporción de energía renovable consumida respecto a la capacidad nominal) de 50% a 100%, la eficiencia global del sistema de almacenamiento y regulación alcanza un incremento del 47,8% al 55,3%; la integración de renovables GTCC-SOEC reduce el consumo energético total para producción de hidrógeno de 6,7 kJ/m³ a 5,8 kJ/m³, con una disminución del 13,4%; el consumo térmico de SOEC representa cerca del 80% del consumo eléctrico para la producción de hidrógeno, y la eficiencia del sistema de electrólisis acoplado es solo entre 3,15% y 3,34% menor que la eficiencia de generación autónoma GTCC para regulación; aumentando la profundidad de regulación en un 1%, la producción de hidrógeno puede incrementarse aproximadamente en 0,1 t/h y las emisiones de CO₂ de la combustión de gas natural pueden reducirse en 0,64 t/h. Considerando el costo de almacenamiento y efectos climáticos, con una operación diaria de 8 h, cuando el periodo pico de viento y solar pasa de 0 a 1,5 h, la proporción de mezcla de hidrógeno aumenta al 30% y la eficiencia media del ciclo almacenamiento-liberación de hidrógeno se incrementa del 56,7% al 62,5%; cuando la duración diaria de energías renovables inyectadas a la red alcanza 2,5 h, la eficiencia media del ciclo almacenamiento-liberación puede alcanzar el 67,1%; cuando la proporción de subsidio a regulación sobre precio de electricidad es inferior a 0,2, la tasa de retorno de costos presenta una tendencia descendente seguida de ascendente con el aumento de la proporción de energía almacenada sobre la red, y cuando esta proporción es mayor que 0,2, la tasa de retorno aumenta continuamente.

generación de ciclo combinado; caldera de recuperación de calor; regulación profunda; electrolizador de óxido sólido; modelado dinámico