《储能科学与技术》推荐|王运 等：氨分解制氢储能系统容量对电力系统性能的影响

《储能科学与技术》推荐|王运 等：氨分解制氢储能系统容量对电力系统性能的影响

作者：王云1孟飞1张超1李涛1田波1李江鹏1陈海东1张志华2

单位：1.国网宁夏电力有限公司，宁夏银川；2.国网陕西电力有限公司电力科学研究院，陕西西安

引用本文：王云, 孟飞, 张超, 等. 氨分解制氢储能系统容量对电力系统性能的影响[J]. 储能科学与技术, 2024, 13(2): 589-597。

DOI: 10.19799/ki.2095-4239.2023.0362

本文亮点：利用电加热分解氨实现储能、制氢及新能源消纳；建立包含氨分解系统，考虑源与负荷不确定性，包括风电、太阳能、热电和储能的电力系统模型。

摘要氨制氢储能系统因其在储能和制氢方面的显著优势，可在推进“双碳”目标和未来能源体系建设中发挥重要作用。本文模拟了电加热条件下氨分解管式填料床反应器的工作特性，将其纳入考虑源荷双方不确定性以及风光热储的电力系统，分析了三种不同电力系统安装配置下氨分解系统装机容量的提升对电力系统度电成本、度电碳排放、新能源发电占比、新能源利用率、日产氢量等性能指标的影响。结果表明，氨分解系统可有效提高新能源发电与消纳水平，不同安装配置下，氨分解系统最大容量可提高新能源利用率5.5%~62.4%，新能源发电占比提高14.2%~160.8%； 由此产生的每千瓦时碳排放量减少0.9%~22.8%，而每千瓦时成本增加7.6%~34.5%；氢气日产量分别达到3.9万吨、10.4万吨和17.1万吨。本文研究成果可为电力系统中配置氨分解制氢及储氢系统提供参考，促进碳减排和氢能技术发展。

关键词：氨分解；制氢；储能系统；碳排放；发电成本；电力系统

随着双碳目标的推进，我国正大力推进可再生能源、储能和氢能研发、布局和建设。氨凭借其能量密度高、储运方便、工业技术成熟等特点，成为极佳的氢气载体。利用电加热驱动氨分解产氢，可在制氢过程中参与电力系统储能调节，提高新能源发电利用率。

在氨储能制氢研究中，澳大利亚国立大学太阳能组于20世纪90年代开始研究氨储能系统，并从理论上论证了利用氨储存太阳能的可行性。1999年，太阳能组建成闭环氨基热化学储能系统。该系统利用蝶形聚光器为氨分解反应提供热能，利用氨分解过程储存太阳能。Xie等采用槽式太阳能集热器驱动氨分解，分析了几何形状和操作参数对管式反应器和膜反应器性能的影响。

在储能系统对电力系统性能影响的研究中，陈海东等应用蒙特卡罗方法，分析了在包含源侧和负荷侧不确定性的电力系统中，锂电池储能系统容量配置对性能的影响。支静等采用节点系统验证了具有电加热和储热功能的光热电站在改善新能源消纳方面的可行性和有效性。郭晨亮等以提高风电消纳为目标，提出了一种包含氢能和锂电池储能的综合储能系统，通过满意度比较和多目标决策模糊优化，得到了综合储能系统的容量配置。冯飞波等针对搭载电化学储能和氢能储能系统的电力系统，建立了混合储能系统双层优化模型，证明了电化学-氢能储能系统可以改善电网的经济性，提高电网的稳定性。杨文强等综合考虑锂电池储能和飞轮储能的输出特性、系统寿命和经济成本，研究混合储能系统在新能源站一次调频中的作用及特点，得到最优储能系统容量配置方案。

综上所述，首先，缺乏对电力系统同时实现氨分解储能制氢的研究。而且学者们在氨储能制氢研究中较多注重对反应过程的分析，缺少对其对电力系统影响的分析。同时，在化学储能系统对电力系统性能影响的研究中，学者们普遍忽视对储能系统工作原理和过程的建模与分析。因此，本工作将模拟氨分解产氢过程，建立兼顾源侧和负荷侧不确定性，包含风电、太阳能、热电和储热，利用氨分解过程实现储能的电力系统模型，并分析氨分解制氢储能系统容量对电力系统性能的影响。

1 数值模拟

1.1 氨分解储氢数学模型

1.1.1 氨分解反应器模型

图1为氨分解管式填料床反应器，由电热丝加热提供能量。氨从左端流入反应器，向右流动，在流动过程中不断吸热升温，发生分解反应。最后氨分解产生的氢气、氮气以及分解不完全的氨从反应器右端流出。表1为单个反应器的基本参数。

图1 氨分解管式填料床反应器示意图

表1 单个反应器基本参数

1.1.2 氨分解反应动力学模型

氨分解反应的速率方程遵循-机理：

（1）

式中，RA为氨分解反应速率；pi为反应体系中各组分的分压，单位为bar(1 bar=0.1 kPa)，下标i代表不同组分(A=、N=、H=)；Kapp为氨分解反应速率常数；Keq为氨分解反应平衡常数；β是由催化剂的表面状态决定的一个常数，本文取为0.27。

其中，Kapp按公式（2）计算：

（2）

式中，k0为催化剂作用下氨分解反应的指前因子，Eapp为活化能。采用该催化剂，k0=6×108/s，Eapp=117 kJ/mol。Rg为普适气体常数；T为反应温度，单位为K。

1.1.3 守恒方程

氨分解反应器受质量守恒和能量守恒约束，反应器内质量守恒方程通过氢气流量的变化来体现，如式（3）所示：

（3）

其中，FH为反应区氢气的流速，单位为mol/s；SRA为反应区面积。

能量守恒定律是通过反应堆和气体局部温度的变化来体现的，如式（4）所示：

（4）

式中，Ptube为反应器外壁吸收的功率密度，W/m；HR为氨分解反应的热吸收速率；HE为反应器外壁热辐射引起的热损失速率；Fk为组分k的摩尔流量；Cp,k为组分k的恒压比热容。

反应堆外壁辐射热损失按公式（5）计算：

（5）

计算可知，氨在流动过程中的雷诺数在3000~16000之间，因此采用Hick方程来描述氨分解反应器内的压降，即动量守恒方程：

（6）

式中，Re为流动过程局部雷诺数，ρm为反应器局部密度，cm为反应器局部流速，dp为催化剂直径，εp为反应器床层孔隙率，取0.5。

1.2 电力系统数学模型

图2为电力系统示意图。从供需结构来看，电力供应主要由火电、风电和光伏发电三部分组成，电力消费主要由用户和氨氢储能两部分组成。从可控性来看，火电和氨氢储能负荷完全可控，而电力用户、风电和光伏发电机组的负荷具有一定的不确定性。图3是同时考虑源侧和负荷侧不确定性的电力系统调度模型。

图2 电力系统示意图

图3 不确定电力系统调度模型

2.1 信息差模型

典型日负荷曲线是某一区域电力系统一天内各时刻电力负荷的典型值，可以表征该区域电网的用电水平和规律性。但典型值并不等同于日电力系统负荷，实际日电力负荷是在典型值的基础上在一定范围内波动的。以国家发改委、能源局公布的某省电力系统典型日负荷曲线为基础，利用信息差模型可得到该省电力系统实际负荷，如公式（7）所示：

（7）

式中，PtU为实际负荷，P0,tU为典型日负荷曲线对应的典型负荷值。

丁志勇在风电场短期功率预测方法研究中，分析了某风电场的风速预测方法及典型风速分布特征；刘浩等研究了基于风速的风电机组发电特性。结合二者可得到该省风电机组的典型出力曲线，再利用信息差模型得到该省风电实际出力曲线，如公式（8）所示：

（8）

《民用建筑热工设计规范》（JGJ24-86）给出了我国北方重点城市一天内光照强度的变化情况，由于在常规范围内，光伏电池的功率基本与光照强度成正比，因此可据此得到光伏发电机组的典型输出曲线，再应用信息差模型可得到光伏的实际输出曲线，如公式（9）所示：

（9）

1.2.2 火力发电模型

火电机组在电力系统中占比最大，可根据电力系统调度要求调节出力，主要承担用电基本负荷和调峰负荷，应对电力系统波动。火电机组的容量分为发电容量和备用容量，如公式（10）所示：

（10）

式中，PGF、PBF分别为火电机组的发电容量和备用容量。

同时，火电机组承担调峰、调频任务，需快速调整出力，火电机组出力爬坡率如公式（11）所示：

（11）

1.3 绩效指标

由于发电机组所发电量统一分配给制氢和用电，难以分别计量单位氢气或每千瓦时电量的成本和碳排放量。因此，将氢气生产和消费捆绑在一起，以总发电量为基础计算每千瓦时成本和每千瓦时碳排放量是一个可行的思路。因此，本工作以每千瓦时成本、每千瓦时碳排放量、日产氢量、新能源发电占比和新能源消纳率为绩效指标，衡量电力系统的性能。

1.3.1 每千瓦时成本

发电成本的构成主要体现在初期固定投资、日常运行维护费用、资本及折旧费用、退役费用等。火电与可再生能源发电的成本结构有明显不同。表2给出了考虑机组生产、运行维护、退役等因素的每千瓦时全生命周期成本。

表2 不同发电机组的全寿命电力成本

将总成本除以总发电量即可得到每千瓦时成本，结合表2所示的每千瓦时成本，电力系统总成本的数学表达式如公式（12）所示：

（12）

式中，Csum为总运行成本；Cij为各部分成本，上标代表不同设备，i=W、P、F分别代表风电、光伏、火电和储能系统；下标代表不同函数，j=G、B、P、W分别代表发电成本、备用成本、调峰成本和弃风罚款。其中，氨分解储氢系统运行成本为制氢耗氨量与液氨价格（取4000元/t）的乘积：

（13）

式中，PH为日氢气产量，单位为t。

1.3.2 每千瓦时电力碳排放量

与每千瓦时成本类似，不同类型的发电机组在其全生命周期内的碳排放分布特征也不同。风电、光伏等新能源机组的碳排放主要集中在设备生产、运输和建设过程中，投运后发电过程的碳排放量很低；而燃煤机组的碳排放主要集中在发电过程。表3给出了不同类型发电机组在其全生命周期内的每千瓦时碳排放量。将各发电机组的发电量合并即可得到总碳排放量和每千瓦时碳排放量。

表3 不同发电机组生命周期内每千瓦时电力碳排放量

注：数据来源为联合国欧洲经济委员会发布的《生命周期发电选择》报告。

2 数值模拟及结果讨论

首先对电加热式氨分解反应器进行仿真分析，在此基础上分析了不同发电安装结构下氨分解制氢储系统装机容量对发电系统性能的影响。

2.1 氨分解反应器数值模拟

根据表1所示的氨分解反应器的参数，利用进行建模，得到不同电加热功率下氨转化率的变化如图4所示。

图4 不同加热功率下氨转化率曲线

从图中可以看出，当电加热功率为8kW时，氨分解率为66.0%；当电加热功率为10kW时，氨分解率为84.2%；当电加热功率为12kW时，氨分解率为96.7%。根据计算结果，单管氨分解储氢反应器额定功率设定为10kW，可在额定功率20%范围内调节负荷，参与电力系统调峰调频，提高新能源消纳水平。

当氨分解反应器额定功率为10kW时，沿反应器轴向长度方向的温度分布及组分流量分布如图5所示。

图5 沿反应器长度方向的温度分布和组分流速分布

氨分解反应为吸热反应，且温度越高，反应速率越快。从图4可以看出，在反应器入口前0.5米内，由于反应温度低于500K，氨分解速率相对较慢。随着反应温度的升高，反应速率逐渐增大。当反应温度达到550K时，由于氨分解反应速率已快，其吸热作用抵消了电加热器的加热，因此反应器壁面和反应物温度的增长速度明显减慢并趋于稳定。在额定工况下，单个氨分解反应器的氨分解率为84.2%，氢气产率为0./s。

2.2 氨分解储氢能力对电力系统的影响

本工作旨在研究增加氨分解制氢储能系统容量对电力系统在新能源消纳、成本及碳排放等方面性能的影响。储能系统的容量必须根据电力系统中可再生能源的容量和比例进行设计。因此，在现有电力系统装机容量的基础上，设置低、中、高三类可再生能源发电比例，得到表4所示的三种电力系统组成结构。

表4 三种条件下的电力系统组成

电力系统三大组成部分，即用户、风电发电、光伏发电，都具有不确定性。蒙特卡洛方法非常适合描述运行过程中的各种随机现象，是评估随机系统性能的重要仿真方法。将蒙特卡洛方法与信息差模型相结合，设定电力负荷波动率为5%，新能源发电机组出力波动率为10%进行计算。

2.2.1案例1

通过1000次蒙特卡洛实验的平均结果可以得到特定装机容量的氨分解制氢储能系统下发电系统的性能指标。图6给出了案例1中随着储能系统容量的增加，发电系统度电成本、度电碳排放量、新能源占比、新能源利用率四项指标的变化情况。

图2 电力系统性能指标随储能系统容量变化

如图6所示，随着储能系统容量的增加，新能源利用率和占比逐渐提升，使得千瓦时碳排放量逐渐下降，而千瓦时成本也随之上升。氨分解制氢储能系统装机容量从0增加到10GW时，千瓦时成本上升7.6%，千瓦时碳排放量下降0.9%，新能源占比提升14.2%，新能源利用率提升5.5%。储能装机容量为10GW时，氢气日产量为3.88万吨。由于新能源发电占比较低，在不投资储能系统的情况下，单纯依靠火电调峰能力，依然可以实现近95%的新能源利用率。因此，在这种情况下，储能系统容量提升给电力系统带来的性能提升有限。

2.2.2案例2

图7示出了方案二中随着储能系统容量增加，电力系统千瓦时成本、千瓦时碳排放量、新能源占比、新能源利用率四项指标的变化情况。

图2. 储能系统容量变化时电力系统性能指标

从图中可以看出，随着氨分解储能系统容量从0增加到30GW，度电成本增加25.8%，度电碳排放量减少8.9%。新能源占比从13.5%提高到23.1%，增幅74.3%；新能源利用率从73.2%提高到96.9%，增幅32.4%。储能装机容量为30GW时，氢气日产量为10.44万吨。对于新能源发电水平中等的电力系统，储能系统容量的提升对电力系统性能影响显著，度电成本、碳排放量、新能源发电占比随着储能系统装机容量的增加几乎呈线性变化。此外，储能系统容量的提升大大提高了新能源消纳水平。

2.2.3案例3

图8示出了方案三中随着储能系统容量增加，电力系统千瓦时成本、千瓦时碳排放量、新能源占比、新能源利用率四项指标的变化情况。

图2. 储能系统容量变化时电力系统性能指标

随着氨分解储能系统装机容量从0增加到50GW，度电成本由0.40元/kWh增加到0.53元/kWh，增幅34.5%，度电碳排放量减少22.8%。新能源占比由13.8%增加到36.0%，增幅160.8%；新能源利用率由56.3%增加到91.5%，增幅62.4%。储能系统装机容量为50GW时，氢气日产量为17.07万吨。在新能源发电占比较高的电力系统中，增加储能系统容量，提高新能源消纳水平，可以更有效地降低度电碳排放量，同时使成本增幅低于方案一和方案二。

2.2.4 日产氢量

3种情景下，随氨分解制氢储能系统装机容量增加，日产氢量变化如图8所示。

如图9所示，日产氢量与氨分解系统装机容量成正比，三种情况下，当氨分解系统装机容量分别达到10GW、30GW、50GW时，日产氢量分别达到3.9万吨、10.4万吨、17.1万吨。由于新能源装机容量越小，电力系统越稳定，氨分解制氢系统可以更接近额定工况运行；而新能源装机占比越高，会带来更严重的电网波动，制氢系统参与调峰、调频的程度就越大。因此，当氨分解储能系统装机容量相同时，新能源装机占比越小，日产氢量越高。

图 9：日产氢量随氨分解系统容量变化

3 结论

本工作利用氨分解氢储能技术同时满足消纳新能源的储能需求和未来氢能发展的制氢需求，建立了考虑源侧和负荷侧不确定性，包含风电、光伏、火电、储氢五大要素的电力系统调度模型，主要结论如下：

（1）采用氨分解制氢及储能系统可有效提高电力系统新能源消纳水平。在三种电力系统安装结构下，配备尽可能高的氨-氢储能系统可分别提高新能源利用率5.5%、32.4%和62.4%，新能源发电占比分别提高14.2%、71.3%和160.8%。

（2）可再生能源发电比重的提高，可有效降低单位能源碳排放量，但也会增加成本。三种发电结构下，可再生能源消纳水平的提高可分别降低每千瓦时电能碳排放量0.9%、8.9%和22.8%，而每千瓦时电能成本将分别增加7.6%、25.8%和34.5%，但每千瓦时电能成本仍在相对合理范围内。

（3）氨分解制氢储系统可在提高新能源消纳水平的同时生产氢气，从而推动氢能发展。三个案例中，当分别配备10GW、30GW、50GW氨分解制氢储系统时，氢气日产量分别可达3.9万吨、10.4万吨、17.1万吨。

第一作者：王云(1986-)，男，硕士，高级工程师，研究方向为大电网智能控制，E-mail:；

通讯作者：陈海东，高级工程师，研究方向为大电网智能控制与新能源高效消纳，E-mail：。

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