电制氢合成氨方法及系统与流程

1.本发明涉及清洁能源冶炼技术领域，具体而言，涉及一种电制氢合成氨方法及系统。

背景技术：

2.传统的合成氨工艺主要以化石能源制氢和空分制氮的方式获取原料，在合成塔中催化剂的作用下合成氨。但以煤、天然气等化石能源为原料的化工装置在制氢过程中会排放大量的二氧化碳，加剧温室效应。为了减少二氧化碳的排放，缓解全球变暖及其他负面影响，可以利用风电、光伏等可再生能源进行电解水制氢，以减少化石能源的使用。

3.现有的风电、光伏耦合合成氨工艺的技术中，仅是在生产过程中机械性的引入风电或光伏，由于风电或光伏等提供的电力存在波动性，为了保证生产过程的稳定进行，还需电网提供电力进行平衡，或者配置大型的储能设备进行电力平衡，导致高生产成本。

技术实现要素：

4.为了克服现有技术的不足，本发明实施例提供了一种电制氢合成氨方法和系统，能够克服风电、光伏等新能源提供的波动的电力对生产过程稳定性的影响，减少电网电力的使用，降低生产成本。

5.本发明实施例的技术方案可以这样实现：

6.第一方面，本发明实施例提供一种电制氢合成氨方法，应用于电制氢合成氨系统，所述电制氢合成氨系统包括控制中心、电解水制氢站和合成氨站，所述控制中心分别与所述电解水制氢站和所述合成氨站通信，所述电解水制氢站生产的氢气通过管道传输至所述合成氨站，所述控制中心还与电网调度中心通信，所述方法包括：

7.所述控制中心接收所述电网调度中心发送的调度指令；

8.所述控制中心基于所述调度指令，确定所述电制氢合成氨系统的功率控制目标值及功率调节时间，其中，所述电制氢合成氨系统按照所述功率控制目标值运行时满足预设运行条件，所述功率调整时间表征所述电制氢合成氨系统从当前用电功率调节至所述功率控制目标值耗费的时间；

9.所述控制中心根据所述功率控制目标值，确定所述电解水制氢站的目标用电功率，并将所述目标用电功率发送至电解水制氢站，以使所述电解水制氢站基于所述目标用电功率生产氢气；

10.所述控制中心根据所述功率调节时间，确定所述合成氨站的工况的目标调节模式，并将所述目标调节模式发送至所述合成氨站，以使所述合成氨站基于目标调节模式合成液氨。

11.可选地，所述电制氢合成氨系统还包括风力发电站和光伏发电站，所述风力发电站和光伏发电站均通过输电线路向所述电解水制氢站和所述合成氨站提供电力，所述控制中心还分别与所述风力发电站和所述光伏发电站通信；

12.所述控制中心基于所述调度指令，确定所述电制氢合成氨系统的功率控制目标值及功率调节时间的步骤包括：

13.所述控制中心获取所述风力发电站所在区域的风速数据和所述光伏发电站所在区域的太阳辐照度数据；

14.所述控制中心将所述风速数据和所述太阳辐照度数据输入预先建立的系统仿真模型，根据模型输出结果确定所述功率控制目标值和所述功率调节时间。

15.可选地，所述电制氢合成氨系统还包括风力发电站和光伏发电站，所述风力发电站和光伏发电站均通过输电线路向所述电解水制氢站和所述合成氨站提供电力，所述控制中心与所述风力发电站和所述光伏发电站均通信；

16.所述控制中心根据所述功率控制目标值，确定所述电解水制氢站的目标用电功率的步骤包括：

17.所述控制中心获取所述风力发电站的当前发电功率、所述光伏发电站的当前发电功率、所述合成氨站的当前用电功率、所述风力发电站的当前弃电功率和所述光伏发电站的当前弃电功率；

18.所述控制中心根据所述风力发电站的当前发电功率、所述光伏发电站的当前发电功率、所述合成氨站的当前用电功率、所述风力发电站的当前弃电功率、所述光伏发电站的当前弃电功率以及所述功率控制目标值，确定所述电解水制氢站的目标用电功率。

19.可选地，所述电解水制氢站包括站内控制器和多个整流器，所述站内控制器控制所述多个整流器的运行，所述站内控制器与所述控制中心通信；

20.在所述控制中心将所述目标用电功率发送至电解水制氢站的步骤后，所述方法还包括：

21.所述站内控制器将所述目标用电功率与预设最大功率和预设最小功率进行比较；

22.若所述站内控制器判定所述目标用电功率大于所述预设最小功率、且所述目标用电功率小于所述预设最大功率，则根据所述目标用电功率确定每个所述整流器的运行功率；

23.若所述站内控制器判定所述目标用电功率不大于所述预设最小功率，则根据所述预设最小功率确定每个所述整流器的运行功率；

24.若所述站内控制器判定所述目标用电功率不小于所述预设最大功率，则根据所述预设最大功率确定每个所述整流器的运行功率。

25.可选地，所述电解水制氢站还包括气液分离器和多个电解槽，一个所述电解槽与一个所述整流器电连接，每个电解槽产生的气液混合物均通过管道传输至所述气液分离器，所述气液分离器中的冷却水装置对气液混合物中的碱液进行降温，所述方法还包括：

26.所述站内控制器获取所述多个电解槽的入口处和出口处的碱液温度；

27.若所述站内控制器判定所述多个电解槽的入口处的碱液温度和/或所述多个电解槽出口处的碱液温度偏离预设温度范围，则获取所述多个电解槽的运行参数和所述冷却水装置的入口处和出口处冷却水温度；

28.所述站内控制器根据所述多个电解槽的入口处和出口处的碱液温度、所述多个电解槽的运行参数和所述冷却水装置的入口处和出口处冷却水温度，确定所述冷却水装置的冷却水需求量；

29.所述站内控制器根据所述冷却水需求量，调节所述冷却水装置的入口处的阀门，以使所述多个电解槽的入口处的碱液温度和/或所述多个电解槽出口处的碱液温度处于预设温度范围内。

30.可选地，所述方法还包括：

31.所述站内控制器获取所述多个电解槽中碱液的浓度和所述气液分离器内碱液的液位；

32.若所述站内控制器判定碱液的浓度高于预设浓度，和/或所述碱液的液位低于预设液位，则根据所述电解水制氢站的目标用电功率确定所述电解水制氢站内原料水的需求量；

33.所述站内控制器根据所述原料水的需求量，调节所述多个电解槽的入口处的阀门，以降低所述碱液的浓度和/或提高碱液的液位。

34.可选地，所述合成氨站包括储气罐和合成塔，所述电解水制氢站生产的氢气通过管道传输至所述储气罐，所述储气罐中的氢气通过管道传输至所述合成塔，所述控制中心根据所述功率调节时间，确定所述合成氨站的工况的目标调节模式的步骤包括：

35.所述控制中心获取所述储气罐的氢气进入量、氢气释放量及氢气存储量；

36.所述控制中心根据所述氢气进入量、氢气释放量及氢气存储量，确定所述储气罐的缓冲时间，所述缓冲时间表征所述储气罐储满氢气需耗费的时间；

37.若所述控制中心判定所述功率调节时间不大于所述缓冲时间，则确定所述目标调节模式为第一调节模式，所述第一调节模式用于调节所述储气罐的运行；

38.若所述控制中心判定所述功率调节时间大于所述缓冲时间，则确定所述目标调节模式为第二调节模式，所述第二调节模式用于调节所述合成塔的运行。

39.可选地，所述目标调节模式包括第一调节模式和第二调节模式，所述合成氨站包括储气罐、合成塔和站内控制器，所述站内控制器与所述控制中心通信，所述站内控制器控制所述储气罐和所述合成塔的运行；

40.在所述控制中心将所述目标调节模式发送至所述合成氨站的步骤之后，所述方法还包括：

41.若所述站内控制器接收的目标调节模式为第一调节模式，则根据所述合成塔内的氢气消耗量和所述储气罐的氢气进入量，调节所述储气罐的入口管道上的压力控制阀，和/或所述储气罐的出口管道上的压力控制阀；

42.若所述站内控制器接收的目标调节模式为第二调节模式，则根据所述储气罐的氢气进入量的变化值，调节所述合成塔内的气体压力。

43.可选地，所述站内控制器根据所述储气罐的氢气进入量，调节所述合成塔内的气体压力的步骤包括：

44.若所述站内控制器判定所述氢气进入量的变化值为正，则提高所述合成塔内的气体压力；

45.若所述站内控制器判定所述氢气进入量的变化值为负，则降低所述合成塔内的气体压力；

46.第二方面，本发明实施例提供一种电制氢合成氨系统，包括控制中心、电解水制氢站和合成氨站，所述控制中心分别与所述电解水制氢站和所述合成氨站通信，所述电解水

制氢站生产的氢气通过管道传输至所述合成氨站，所述控制中心还与电网调度中心通信；

47.所述控制中心，用于：

48.接收所述电网调度中心发送的调度指令；

49.基于所述调度指令，确定所述电制氢合成氨系统的功率控制目标值及功率调节时间，其中，所述电制氢合成氨系统按照所述功率控制目标值运行时满足预设运行条件；

50.根据所述功率控制目标值，确定所述电解水制氢站的目标用电功率，并将所述目标用电功率发送至电解水制氢站；

51.根据所述功率调节时间，确定所述合成氨站的工况的目标调节模式，并将所述目标调节模式发送至所述合成氨站；

52.所述电解水制氢站，用于接收所述控制中心发送的所述目标用电功率并基于所述目标用电功率生产氢气；

53.所述合成氨站，用于接收所述控制中心发送的所述目标调节模式，并基于目标调节模式合成液氨。

54.相较于现有技术，本发明实施例提供的电制氢合成氨方法及系统，首先控制中心接收电网调度中心发送的调度指令；然后，控制中心基于调度指令，确定电制氢合成氨系统的功率控制目标值及功率调节时间，其中，电制氢合成氨系统按照功率控制目标值运行时满足预设运行条件，功率调整时间表征电制氢合成氨系统从当前用电功率调节至功率控制目标值耗费的时间；接着，控制中心根据功率控制目标值，确定电解水制氢站的目标用电功率，并将目标用电功率发送至电解水制氢站，以使电解水制氢站基于目标用电功率生产氢气；同时，控制中心根据功率调节时间，确定合成氨站的工况的目标调节模式，并将目标调节模式发送至合成氨站，以使合成氨站基于目标调节模式合成液氨。由于本发明实施例中，控制中心基于电网调度中心下发的调度指令确定电制氢合成氨系统的功率控制目标值及功率调节时间，根据功率控制目标值确定电解水制氢站的目标用电功率，根据功率调节时间确定合成氨站的工况的目标调节模式，从而调节电解水制氢站和合成氨站的运行，以克服风电、光伏等新能源提供的波动的电力对生产过程稳定性的影响，减少电网电力的使用，降低生产成本。

附图说明

55.为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。

56.图1为本发明实施例提供的一种电制氢合成氨系统的结构示意框图；

57.图2为本发明实施例提供的一种电制氢合成氨系统的工艺流程图；

58.图3为本发明实施例提供的一种电制氢合成氨方法的流程示意图一；

59.图4为本发明实施例提供的一种步骤s102的实现方式的流程示意图；

60.图5为本发明实施例提供的一种步骤s103的实现方式的流程示意图；

61.图6为本发明实施例提供的一种电制氢合成氨方法的流程示意图二；

62.图7为本发明实施例提供的一种步骤s104的实现方式的流程示意图；

63.图8为本发明实施例提供的一种电制氢合成氨方法的流程示意图三。

64.图标：100-电制氢合成氨系统；110-控制中心；120-风力发电站；130-光伏发电站；140-电解水制氢站；150-空气分离站；160-合成氨站；170-辅机设备；

具体实施方式

65.为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。

66.因此，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

67.应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步定义和解释。

68.此外，若出现术语“第一”、“第二”等仅用于区分描述，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

69.需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明的实施例中的特征可以相互结合。

70.传统合成氨工艺主要通过化石能源制氢和空分制氮获取原料，再在合成塔中催化剂的作用下合成氨。但以煤、天然气等石化介质为原料的化工装置，在生产操作中排放了大量的二氧化碳，加剧了温室效应。

71.为了减少生产过程中二氧化碳的排放量，缓解全球变暖及其他负面影响，可以将风能、太阳能、水能和地热能等可再生、清洁能源引入合成氨的工艺过程。

72.现有的风电、光伏耦合合成氨工艺的技术通常仅使用风电或光伏提供电力，供电时间有限，氢气生产成本高，并且仅在电制氢、合成氨过程中机械性地引入风电或光伏，风电或光伏供电存在波动，为了保障生产过程的安全性和稳定性，需要接入电网以提供电力，或配置大型锂电池储能、压缩空气储能及抽水储能等储能设备进行电力平衡，导致设备成本高；

73.有鉴于此，本发明实施例提供了一种电制氢合成氨方法，以克服风电、光伏等新能源提供的波动的电力对生产过程稳定性的影响，减少电网电力的使用，降低生产成本，下面将进行详细介绍。

74.本发明实施例首先介绍一种电制氢合成氨系统100，其为本发明实施例提供的电制氢合成氨方法的执行主体。

75.请参照图1，该电制氢合成氨系统100包括控制中心110、风力发电站120、光伏发电站130、电解水制氢站140、空气分离站150、合成氨站160及辅机设备170，其中，控制中心110与风力发电站120、光伏发电站130、电解水制氢站140、空气分离站150、合成氨站160及辅机设备170均能通信，可以监测系统运行状态和下发调控指令。另外，控制中心还可以与电网调度中心通信，接收电网中心下发的调度指令，参与电网的安全经济运行服务。

76.电制氢合成氨系统100还包括电源升压站、输电线路和用户侧变电站，其中，若风

力发电站120和光伏发电站130是共址建设的，则可以接入同一个电源升压站，若风力发电站120和光伏发电站130不是共址建设的，则各自接入一个电源升压站，电源升压站通过输电线路连接用户侧变电站，用户侧变电站减压后，接入电解水制氢站140、空气分离站150、合成氨站160和辅机设备170，用户侧变电站还可以接入电网。

77.如图2所示，风力发电站120包括风电机组、风电变流器(ac/dc/ac)和汇流箱等设备。

78.光伏发电站130包括光伏阵列、汇流箱和光伏逆变器(dc/ac)等设备。

79.电解水制氢站140包括整流器(ac/dc)、电解槽、气液分离装置、气体纯化设备和气体储罐，其中，气液分离装置包括氢气/碱液分离器和氧气/碱液分离器，气体纯化设备包括氢气纯化装置和氧气纯化装置，气体储罐包括氢气储罐和氧气储罐。

80.空气分离站包括空气分离装置和储气罐等设备。

81.合成氨站160包括氢氮气压缩机、氢氮气储罐、循环气压缩机、进出塔换热器、合成塔、余热回收装置、水冷器、冷交换器、氨冷压缩机、氨冷装置、氨分离器、液氨排放槽和液氨储罐等设备。

82.电制氢合成氨系统100的工艺流程如下：

83.风力发电站120和光伏发电站130发电，通过输电线路传输到工业园区的用户侧变电站，用户侧变电站再为电解水制氢站140、空气分离站150、合成氨站160和辅机设备170供电。

84.当风力发电站120、光伏发电站130的发电功率之和大于生产过程的总用电负荷时，多余的发电量将通过用户侧变电站接入电网，通过电网进行消纳；当风力发电站120、光伏发电站130的发电功率之和小于生产过程的总用电负荷时，从电网中购电以满足风力发电站120、光伏发电站130的发电量与生产过程的总用电负荷之间的缺口，保证生产过程用电的可靠性；当风力发电站120、光伏发电站130的发电功率之和等于生产过程的总用电负荷时，电制氢合成氨系统100与电网之间没有进行电量交换。

85.电解水制氢站140利用电解槽分解水来生产氢气和氧气，其中，氢气/碱液混合物通过氢气/碱液分离器，分离出的氢气进入氢气纯化装置，纯化后的氢气进入氢气储罐；氧气/碱液混合物通过氧气/碱液分离器，分离出的氧气进入氧气纯化装置，纯化后的氧气进入氧气储罐。

86.氢气/碱液分离器和氧气/碱液分离器中分离出来的碱液，再重新汇流进电解槽。原料水接入到电解槽碱液入口前的管道。氢气/碱液分离器和氧气/碱液分离器中均有冷热交换器，冷却水通过冷热交换器为碱液降温。

87.空气分离站150通过控制分离装置制取液氮和液氧，液氧经过气化后进入氧气管道，液氮经过气化后进入氮气储罐。

88.电解水制氢站140生产的氢气与空气分离站150生产的氮气在氢氮气储罐中混合，得到的新鲜氢氮气(又名补充气)进入氢氮气压缩机，将气压压缩至13.1mpa(a)后，再进入过滤器，以过滤掉可能在压缩机中带的油；接着，与来循环气混合后进入循环气联合压缩机，将气压压缩至13.827mpa(a)后，送往进出塔换热器中进行预热；预热后的气体经气体主线进入合成塔，经合成塔上、中段触媒层间的换热器，将气体加热至约330℃，并在合成塔顶部的上段触媒层入口处混合，然后进入上段径向触媒层，在催化剂作用下，激烈反应生成

氨，并放出大量反应热。

89.为了使气体中各组分很快趋于平衡，合成反应放出的反应热，由反应气带出。反应气出上段径向层，进入上段换热器与管内的冷交换器，被冷却至约355℃时进入中段径向触媒层进行反应；反应气出中段径向触媒层后，再进入层间换热器与管内的冷交换器，被冷却至约355℃后进入下段径向触媒层，得到的反应气体，氨浓度约19.4％。

90.反应气于约400℃时出合成塔，成为合成气，并进入余热回收装置中的蒸汽过热器、合成废热锅炉，在被冷却至210℃时，进入进塔气换热器加热入塔冷气。

91.合成气于约80℃进入水冷器，在水冷器内，空气及蒸发的脱盐水带来的冷量将合成气冷却至38℃。冷却后的合成气，进入冷交换器，与由液氨分离器来的冷循环气进行换热，回收冷量。

92.合成气被冷到28℃后进入1#氨冷器，通过管外液氨蒸发，将合成气冷到8℃后，气体再进入2#氨冷器，通过管外液氨蒸发，将合成气冷到0℃。在这些冷却过程中，合成气中的气氨，大量冷凝为液氨。含有大量液氨的合成气，进入液氨分离器，分离出液氨。

93.冷交换器冷侧出来的气体进入循环气压缩机进行循环使用。由液氨分离器分离出来的液氨，减压后送至液氨排放槽，排放出溶解在液氨中的气体，排放槽出口的液氨与来自冷冻工序的液氨换热至30℃后送至液氨储罐。排放槽排除的气体被送至氢氮气压缩机入口进行综合利用。

94.请参照图3，本发明实施例提供的一种电制氢合成氨方法包括步骤s101～s104。

95.s101，控制中心110接收电网调度中心发送的调度指令。

96.其中，电网不仅在风力发电站120、光伏发电站130的发电功率之和小于生产过程的总用电负荷时，提供额外电力，还可在风力发电站120、光伏发电站130的发电功率之和大于生产过程的总用电负荷时，消纳多余的发电量。电网调度中心向控制中心110发送调度指令，使控制中心110判断是否需要电网消纳多余的发电量。

97.s102，控制中心110基于调度指令，确定电制氢合成氨系统100的功率控制目标值及功率调节时间。

98.其中，电制氢合成氨系统100按照功率控制目标值运行时满足预设运行条件，功率调整时间表征电制氢合成氨系统100从当前用电功率调节至功率控制目标值耗费的时间。

99.预设运行条件是指电制氢合成氨系统100的经济性最优，可以理解地，功率控制目标值是控制中心110以电制氢合成氨系统100的经济性最优为目标进行仿真模拟实验，得到的当前时刻电制氢合成氨系统100的最佳用电功率的值。

100.s103，控制中心根据功率控制目标值，确定电解水制氢站的目标用电功率，并将目标用电功率发送至电解水制氢站，以使电解水制氢站基于目标用电功率生产氢气。

101.其中，由于电制氢合成氨系统100中，电解水制氢站140的用电功率可以快速调节，而合成氨站160则受到化工过程的安全与经济性地约束，不具备快速调节用电功率的能力。因此，电制氢合成氨系统100的用电功率调节主要是通过调节电解水制氢站140的用电功率来实现。

102.控制中心110根据功率控制目标值以及系统中其他设备的用电功率，确定出电解水制氢站140的目标用电功率，电解水制氢站140按照目标用电功率运行，生产氢气时，整个电制氢合成氨系统100的经济性达到最优。

103.s104，控制中心根据功率调节时间，确定合成氨站的工况的目标调节模式，并将目标调节模式发送至合成氨站，以使合成氨站基于目标调节模式合成液氨。

104.其中，由于电解水制氢站140从当前用电功率调节至目标用电功率的过程中，氢气产量发生变化，合成氨站160为了适应氢气产量变化，需改变自身的工况。而合成氨站160的化工过程受到了压力、温度、流量、制冷等过程的安全与经济性约束，所以其工况的改变需一系列设备同步进行操作。

105.目标调节模式可以指示合成氨站160中的运行状况需调节的设备以及调节方式。控制中心110根据功率调节时间，可以确定出合成氨站的工况的目标调节模式。

106.下面对步骤s102进行详细介绍。

107.请参照图4，步骤s102包括子步骤s102-1和s102-2。

108.s102-1，控制中心110获取风力发电站120所在区域的风速数据和光伏发电站130所在区域的太阳辐照度数据。

109.s102-2，控制中心110将风速数据和太阳辐照度数据输入预先建立的系统仿真模型，根据模型输出结果确定功率控制目标值和功率调节时间。

110.其中，系统仿真模型包括系统设备模型和系统经济性分析模型，系统设备模型是根据如图2所示工艺流程建立的，包括：风力发电站和光伏发电站模型、电制氢合成氨系统与电网的电力交换模型、电解水制氢站模型、原料气储气罐模型、空气分离站和合成氨站模型。

111.(1)风力发电站和光伏发电站模型

112.针对已经投运的风力发电站120和光伏发电站130，采用其历史小时级发电数据作为发电功率数据，其中，为一年8760小时的风力发电站的发电功率，单位为kw；为一年8760小时的光伏发电站的发电功率，单位为kw；为持续一年的时间段。

113.针对规划建设的风力发电站120和光伏发电站130，则利用风力发电站120所在区域的风速数据计算风力发电站120的发电功率，利用光伏发电站130所在区域的太阳辐照度数据计算光伏发电站130的发电功率。

114.基于风速数据计算风力发电站120的发电功率的公式如下：

[0115][0116][0117][0118]

其中，ηw为考虑如尾流效应、风机损耗等的效率；nw为风电机组的数量；pw(v)为单

台风电机组的发电功率，单位为kw；v、v

ci

、vr、v

co

分别为区域风速、风电机组切入风速、风电机组的额定设计风速、风电机组切除风速，单位均为m/s；p

wr

为风电机组的额定功率，单位为kw；ρ为空气密度，单位kg/m3；aw为扫风面积,单位m2；c

p

为风能转化率值。

[0119]

基于太阳辐照度数据计算光伏发电站130的发电功率的公式如下：

[0120][0121]

其中，t0为t时刻的光伏电池板的温度，单位为℃；i

t0

为光伏阵列所在区域的太阳辐照强度，单位为w/m2；ηs(t0,i

to

)为光伏阵列在t0温度和i

t0

太阳辐照强度条件下的发电效率；as为光伏阵列的面积，单位为m2。

[0122]

(2)电制氢合成氨系统与电网的电力交换模型

[0123]

当电制氢合成氨系统100中风力发电站120、光伏发电站130的发电功率之和大于生产过程的总用电负荷时，多余的发电量将通过用户侧变电站接入电网，通过电网进行消纳，此状态可称为上网；当电制氢合成氨系统100中风力发电站120、光伏发电站130的发电功率之和小于生产过程的总用电负荷时，从电网中购电以满足风力发电站120、光伏发电站130的发电量与生产过程的总用电负荷之间的缺口，此状态可称为下网。上述两种状态在同一时间是不能共存的。

[0124][0125][0126]

其中，为上网电量，为下网电量，为二进制变量，其值为0时候代表电力从电网到电制氢合成氨系统100，其值为1时候代表电力从电制氢合成氨系统100到电网。m1为足够大的正数。

[0127]

电制氢合成氨系统100与电网的电力交换，分为两种形式，一种为风力发电站120、光伏发电站130的电力上网销售，一种为电制氢合成氨系统100从电网购电。考虑电网对制氢合成氨系统100的发电量的消纳能力的有限，提出净上网电量来进行约束。

[0128]

净上网电量表征电制氢合成氨系统100在一定时间段内的上网电量与去下网电量的差值。根据电网消纳能力确定电制氢合成氨系统100的上网电量占年发电量的比例限值，电制氢合成氨系统100从电网购电占年总发电量的比例限值，电制氢合成氨系统100净上网电量占年发电量的比例限值。

[0129][0130][0131]

[0132][0133]

其中，r1、r2、r3分别为电制氢合成氨系统100的上网电量占年发电量的比例限值，电制氢合成氨系统100从电网购电占年总发电量的比例限值，电制氢合成氨系统100净上网电量占年发电量的比例限值；e

rg

为电制氢合成氨系统100中风力发电站120和光伏发电站130的年总发电量之和，单位为kwh。

[0134]

(3)电解水制氢站模型

[0135]

电解水制氢站140用于将电力转化为氢气和氧气。电解水制氢站140采用多孔隔膜使得电解槽内氢气侧电极和氧气侧电极的气体会发生扩散。电解水制氢站140在正常运行状态下碱液流速较快，气体透过隔膜的量占比小，但是电解水制氢站140在低负载运行时气体透过隔膜的量占比提高，导致氢气中氧气杂质的含量和氧气中氢气杂质的含量较高，影响电解水制氢站140的运行安全和气体纯度。

[0136]

因此，电解水制氢站140正常运行时存在最低运行功率和最高运行功率。电解水制氢站140在运行状态下其功率速度较快，其功率变换率大于20％额定负荷/s。

[0137]

电解水制氢站140通过调整用电功率，以适应风力发电站120和光伏发电站130的发电功率变化，优化电制氢合成氨系统100与电网的电力交换。

[0138][0139][0140][0141][0142]

其中，为电解水制氢站140的功率，单位为kw；κ

h2

为电解水制氢站140的能量效率常数，其取决于能量转换效率η

h2

和氢气的低品位热值lhv

h2

，能量转换效率η

h2

通常为5kwh/nm3；c

ae

为电制氢设备的容量，单位为kw；η

ae,min

、η

ae,max

为电制氢设备的最低运行功率比值和最高运行功率比值；n

ae

为电解槽数量；为单个电解槽的容量，单位为kw。

[0143]

(4)原料气储气罐模型

[0144]

电制氢合成氨系统100中氢气和氮气通过储气罐进行缓冲，在风力发电站120和光伏发电站130d的发电功率较大，且电网的电力消纳受限的情况下，提高电解水制氢站140的运行功率，提高氢气生产负荷，将多余氢气存储在储气罐中，同时提高空气分离站150的运行功率，按氮气：氢气为3：1的条件生产氮气，并将多余氮气存储在储气罐中。在合成氨站160中也配置储气罐用于存储合成气。由于空气分离站150的规模较大，通过配置气化装置可以快速调节氮气的产量，因此本发明实施例中主要考虑电解水制氢站140中的储气罐对合成气缓冲作用。

[0145]

[0146][0147][0148]

其中，c

hs

为储气罐中的氢气储存容量，单位为nm3；为t时刻储气罐中氢气的储量，单位为nm3；分别为储气罐中氧气、氮气的储量，单位为nm3；为电解水制氢站140生产的氢气进入储气罐的量，单位为nm3；为储气罐中释放出来进入合成氨站160的氢气的量，单位为nm3；η

hs,min

、η

hs,max

为储气罐中氢气存储的最低比值和最高比值。

[0149]

需要注意地是，电制氢合成氨系统100中氢气、氮气、氧气等产品需全部被消纳。

[0150]

(5)空气分离站和合成氨站模型

[0151]

合成氨站160主要利用氢气和氮气合成生产液氨，技术采用哈伯博世合成技术。氢气来自电解水制氢站140，氮气来自空气分离站150。合成氨站160的工艺流程中主要耗电设备为压缩机、泵等动力设备。合成氨站160的运行工况受到化工安全和经济性的约束。合成氨站160通过调整运行工况以适应电解水制氢站140生产的氢气和空气分离站150生产的氧气的波动。

[0152][0153][0154][0155]

其中，κ

n2

、κ

nh3

为生产单位体积的氮气和液氨的耗电功率，单位kw/nm3；分别为t时刻的氮气消耗量、液氨产量，单位nm3；；分别为t时刻的生产氮气的耗电功率、生产液氨的耗电功率。

[0156][0157]

其中，为t时刻空气分离站150和合成氨站160的总用电功率，单位为kw；κ

as,nh3

为消耗单位体积的氢气的耗电功率，单位kw/nm3；为t时刻氢气消耗量，单位为nm3。

[0158]

在额定功率下，将氢气的额定生产率定义为合成氨站160的液氨的额定生产率

[0159]

合成氨站160的工况调节模式如下：

[0160][0161][0162]

[0163]

其中，为第k次合成氨站160的运行工况；δt

as

为工况调整周期，单位h；合成氨站160的运行工况受到催化剂性能的影响(压力和温度范围)，存在最小安全运行工况和最大安全运行工况。η

as,min

、η

as,max

为合成氨站160的最小安全运行工况比值和最大安全运行工况比值。合成氨站的工况切换速率受限于工艺流程，最大调整速率与额定生产率的比值r为20％/h。

[0164]

合成氨站160的工况的调整的关系式如下：

[0165][0166]

其中，t

tran

为合成氨站的工况的切换周期，数值为4h。

[0167]

系统设备模型的约束条件如下：

[0168][0169][0170]

其中，c

h2ma

为氢气到合成氨的转化率，其值为5.060*10-4

ton/nm3。

[0171]

在上述系统设备模型的基础上，以系统经济性最大化为目标建立系统经济性分析模型。

[0172]

电制氢合成氨系统100的收益率分为两种，一种是向电网售电，另一种销售合成氨。系统中氢气全部转化为合成氨，没有对外出售。

[0173]

可以理解地，电制氢合成氨系统100收入分为售电收益和售合成氨收益。以系统经济性最大化为目标建立系统经济性分析模型如下：

[0174]jpta

＝j

pta,profit-j

pta,invest

[0175][0176][0177][0178][0179][0180][0181]

其中，j

pta

为电制氢合成氨系统100的利润，单位元；j

pta,profit

为电制氢合成氨系统100的收入，单位元；j

pta,invest

为电制氢合成氨系统100的成本，单位元；为上网电价，单位元/kwh；为液氨售价，单位为元/吨；crf(r,y)为资本回收系数，r为贷款利率，y为设施运营周期；施运营周期；分别为电制氢合成氨系统100的初始投资、运维检修费用、人员工资及福利费用、耗材费用、土地租金，单位为元；

分别为风力发电站120、光伏发电站130、输电线路、电解水制氢站140、原料气储气罐、空气分离站150与合成氨站160的初始投资，单位为元；分别为风力发电站120、光伏发电站130、输电线路、电解水制氢站140、原料气储气罐、空气分离站150与合成氨站160的运维检修费用，单位为元；单位为元；分别为电网购电费用、工业水外购费用、化工催化剂外购费用、设备零部件外购费用，单位为元。

[0182]

可选地，电网购电费用的计算公式如下：

[0183][0184]

其中，为电网购电电价，单位元/kwh。

[0185]

电制氢合成氨系统100以工程利润j

pta

最大化为目标，优化风力发电站120、光伏发电站130、输电线路、电解水制氢站140、原料气储气罐、空气分离站150与合成氨站160的运行，提高电制氢合成氨系统100的整体经济性和系统运行灵活性。

[0186]

下面对步骤s103进行详细介绍。

[0187]

请参照图5，步骤s103包括子步骤s103-1和s103-2。

[0188]

s103-1，控制中心110获取风力发电站120的当前发电功率、光伏发电站130的当前发电功率、合成氨站160的当前用电功率、风力发电站120的当前弃电功率和光伏发电站130的当前弃电功率。

[0189]

s103-2，控制中心110根据风力发电站120的当前发电功率、光伏发电站130的当前发电功率、合成氨站160的当前用电功率、风力发电站120的当前弃电功率、光伏发电站130的当前弃电功率以及功率控制目标值，确定电解水制氢站140的目标用电功率。

[0190]

其中，风力发电站120的当前发电功率、光伏发电站130的当前发电功率、合成氨站160的当前用电功率、风力发电站120的当前弃电功率、光伏发电站130的当前弃电功率以及电解水制氢站140的目标用电功率，与功率控制目标值满足下述公式：

[0191][0192]

其中，cw、cs分别为风力发电站120和光伏发电站130的整机容量，单位为kw；为t时刻风电发电站120和光伏发电站130的发电功率；为t时刻电解水制氢站140的目标用电功率，单位为kw；为t时刻合成氨站160的用电功率，单位为kw；为风电发电站120和光伏发电站130的弃电功率之和，单位为kw。

[0193]

下面将对电解水制氢站140基于功率控制目标值调节其用电功率的过程进行介绍。

[0194]

在图3的基础上，请参照图6，在控制中心将目标用电功率发送至电解水制氢站的步骤之后，本发明实施例提供的电制氢合成氨方法还包括步骤s201～s204。

[0195]

s201，站内控制器将目标用电功率与预设最大功率和预设最小功率进行比较。

[0196]

其中，电解水制氢站140还包括未在显示在图2中的站内控制器，可以理解地，电解水制氢站140与控制中心110的通信实质上是站内控制器与控制中心110进行通信。站内控制器可以控制、调节电解水制氢站140内其他设备的运行。

[0197]

由于电解水制氢站140的用电功率只能在[η

ae，min

*c

ae

，η

ae，max

*c

ae

]的功率范围内进行调节(η

ae，min

*c

ae

为预设最大功率，η

ae，max

*c

ae

为预设最小功率)。因此，站内控制器需将目标用电功率与预设最大功率和预设最小功率进行比较。

[0198]

s202，若站内控制器判定目标用电功率大于预设最小功率、且目标用电功率小于预设最大功率，则根据目标用电功率确定每个整流器的运行功率。

[0199]

其中，当t时刻的数值处于[η

ae，min

*c

ae

，η

ae，max

*c

ae

]范围的时候，站内控制器将的数值平均分给n个ac/dc整流器，每个整流器的功率值为

[0200]

s203，若站内控制器判定目标用电功率不大于预设最小功率，则根据预设最小功率确定每个整流器的运行功率。

[0201]

其中，当t时刻的数值小于或等于η

ae，min

*c

ae

的时候，站内控制器将η

ae，min

*c

ae

平均分给n个ac/dc整流器，每个整流器的功率值为

[0202]

s204，若站内控制器判定目标用电功率不小于预设最大功率，则根据预设最大功率确定每个整流器的运行功率。

[0203]

其中，当t时刻的数值大于等于η

ae，max

*c

ae

的时候，站内控制器将η

ae，max

*c

ae

的数值平均分给n个ac/dc整流器，每个整流器的功率值为

[0204]

由于每个ac/dc整流器连接一个电解槽，当每个ac/dc整流器的运行功率变化时，每个电解槽的运行情况也发生改变，站内控制器需监测所有电解槽的运行情况。

[0205]

因此，请再次参照图6，在步骤s202、s203或s204之后，本发明实施例提供的电制氢合成氨方法还包括步骤s205～s208。

[0206]

s205，站内控制器获取多个电解槽的入口处和出口处的碱液温度。

[0207]

s206，若站内控制器判定多个电解槽的入口处的碱液温度和/或多个电解槽出口处的碱液温度偏离预设温度范围，则获取多个电解槽的运行参数和冷却水装置的入口处和出口处冷却水温度。

[0208]

s207，站内控制器根据多个电解槽的入口处和出口处的碱液温度、多个电解槽的运行参数和冷却水装置的入口处和出口处冷却水温度，确定冷却水装置的冷却水需求量。

[0209]

s208，站内控制器根据冷却水需求量，调节冷却水装置的入口处的阀门，以使多个电解槽的入口处的碱液温度和/或多个电解槽出口处的碱液温度处于预设温度范围内。

[0210]

其中，多个电解槽的入口处的碱液温度对应的预设温度范围可以为60℃～70℃，多个电解槽出口处的碱液温度对应的预设温度范围可以为80℃～90℃，多个电解槽的运行参数包括电解槽电压、电解槽电流以及碱液浓度等。

[0211]

站内控制器采用下述公式计算冷却水装置的冷却水需求量。

[0212][0213][0214][0215]

δt

lye

＝t

lye，out-t

lye，in

[0216]

δt

water，cool

＝t

water，cool out-t

water，cool in

[0217]

其中，p

water，cool

为冷却水需求量，单位为m3/s；qg为电解槽的产热量，单位为kj；q

s，loss

为电解槽和管路的散热量，单位为kj；c

lye

、c

water

分别为碱液热容和冷却水热容，单位为j/k；p

flow

为碱液的质量流量，单位为kg/s；u

stack(t)

、i

stack(t)

分别为电解槽在t时刻的直流电压和通过电解槽的电流，单位分别为v和a；u

th

为电解槽在温度为t

stack

时候的热中性电压，单位v；t

stac，k

、t

amb

为电解槽与管路的温度和环境温度，单位为k；r

stack

为电解槽和管路到空气的热阻，单位为k/w；t

lye，out

、t

lye，in

、t

water，cool out

、t

water，cool in

分别为电解槽出口处的碱液温度、电解槽入口处的碱液温度、气液分离器中冷却水装置的出口处冷却水温度和入口处的冷却水温度，单位为k。

[0218]

由于电解水制氢站140中碱液的浓度以及碱液的液量变化会影响电解水制氢站140的正常运行，因此，站内控制器还需对碱液的浓度以及碱液的液量进行监测。

[0219]

因此，请再次参照图6，在步骤s208之后，本发明实施例提供的电制氢合成氨方法还包括步骤s209～s211。

[0220]

s209，站内控制器获取多个电解槽中碱液的浓度和气液分离器内碱液的液位。

[0221]

s210，若站内控制器判定碱液的浓度高于预设浓度，和/或碱液的液位低于预设液位，则根据电解水制氢站的目标用电功率确定电解水制氢站内原料水的需求量。

[0222]

s211，站内控制器根据原料水的需求量，调节多个电解槽的入口处的阀门，以降低碱液的浓度和/或提高碱液的液位。

[0223]

其中，站内控制器采用下述公式计算电解水制氢站140内原料水的需求量。

[0224][0225][0226]

其中，

qwater,raw

为电解水制氢站140中原料水消耗量，单位为kg；q

water,loss

为气液分离器中氢气带出的损耗量,单位为kg；θ

water

为每标方氢气中的含水量，单位为kg/nm3。

[0227]

需要注意地是，站内控制器还需对气液分离器出口的气体杂质含量和气体纯化设备出口气体杂质含量进行监测，以使电解水制氢站140生产的氢气满足要求。

[0228]

当气液分离器出口的气体杂质含量高于设定值，则优化气液分离器的运行工况，提高气液分离的能力，同时降低电解槽入口处的碱液流量，避免碱液中尚未彻底分离的气体被带入电解槽中，导致电制氢效率下降和气液分离器出口杂质含量升高。

[0229]

可选地，对于旋流式气液分离器，可以提高设备内部旋转部件的转速，进而提高其气液分离能力，对于重力式沉降气液分离器，则降低电解槽入口的碱液流速，以提高碱液在气液分离器内滞留时间，降低碱液中存在气体。

[0230]

同时，当站内控制器监测到气体纯化设备出口的气体杂质含量超过设定值，则提高气体纯化设备的运行功率，以保证纯化后气体满足下游化工生产的纯度要求。

[0231]

电解水制氢站140的站内控制器还需实时监测气液分离器氢气侧出口压力和氧气侧出口压力，控制两侧的出口阀门或者阀门组，以避免氢侧和氧侧出现压力差，保证气液分离器内压力平衡。

[0232][0233]

其中，分别为电解水制氢站140中气液分离器的氢气侧出口压力和氧气侧出口压力，单位为pa。

[0234]

下面对步骤s104进行详细介绍。

[0235]

请参照图7，步骤s104包括步骤s104-1～s104-4。

[0236]

s104-1，控制中心110获取储气罐的氢气进入量、氢气释放量及氢气存储量。

[0237]

其中，合成氨站150还包括未在显示在图2中的站内控制器，可以理解地，合成氨站150与控制中心110的通信实质上是站内控制器与控制中心110进行通信。站内控制器可以控制、调节合成氨站150内其他设备的运行。

[0238]

控制中心110通过与合成氨站150的站内控制器进行通信，获取合成氨站150内储气罐的氢气进入量、氢气释放量及氢气存储量。

[0239]

s104-2控制中心110根据氢气进入量、氢气释放量及氢气存储量，确定储气罐的缓冲时间。

[0240]

其中，缓冲时间表征储气罐储满氢气需耗费的时间。控制中心110采用下述公式确定缓冲时间。

[0241][0242][0243]

其中，t

buffer

为缓冲时间；c

hs

为储气罐中的氢气储存容量，单位为nm3；为t时刻储气罐中的氢气存储量，单位为nm3；为电解水制氢站140生产的氢气进入储气罐的量，即氢气进入量，单位为nm3；为储气罐中释放出来进入合成氨站160的氢气的量，即氢气释放量，单位为nm3；η

hs,min

、η

hs,max

为储气罐中氢气存储的最低比值和最高比值。

[0244]

s104-3，若控制中心判定功率调节时间不大于缓冲时间，则确定目标调节模式为第一调节模式。

[0245]

其中，第一调节模式用于调节储气罐的运行。当功率调节时间小于或等于t

buffer

时，意味着可以利用储气罐的存储和释放来缓冲电解水制氢站140的氢气产量的波动。此时，合成氨站160中合成塔内化工反应的速率保持不变。

[0246]

s104-4，若控制中心判定功率调节时间大于缓冲时间，则确定目标调节模式为第二调节模式。

[0247]

其中，第二调节模式用于调节合成塔的运行。当功率调节时间大于t

buffer

时，意味着利用储气罐的存储和释放不足以缓冲电解水制氢站140的氢气产量的波动。此时，需改变合成氨站160中合成塔内化工反应的速率。

[0248]

下面将对合成氨站160基于目标调节模式调节其工况的过程进行介绍。

[0249]

在图3的基础上，请参照图8，在控制中心将目标调节模式发送至合成氨站的步骤之后，本发明实施例提供的电制氢合成氨方法还包括步骤s301～s302。

[0250]

s301，若站内控制器接收的目标调节模式为第一调节模式，则根据合成塔内的氢气消耗量和储气罐的氢气进入量，调节储气罐的入口管道上的压力控制阀，和/或储气罐的出口管道上的压力控制阀。

[0251]

其中，当储气罐的氢气进入量大于合成塔内的氢气消耗量时，意味着电解水制氢站140的氢气产量增大，可以得出电解水制氢站140的当前用电功率是小于目标用电功率的。此时，打开储气罐的入口管道上的压力控制阀，将多余的氢气和氮气按3：1的组分要求，经过压力控制阀存入到储气罐中。

[0252]

当储气罐的氢气进入量小于合成塔内的氢气消耗量时，意味着电解水制氢站140的氢气产量减小，可以得出电解水制氢站140的当前用电功率是大于目标用电功率的。此时，打开储气罐的出口管道上的压力控制阀，将储气罐中氢氮气补充到合成塔中进行化工反应，保持合成塔中化工反应的速率不变。

[0253]

可以理解地，上述两种情况出现时，风力发电站120和光伏发电站130的总发电功率可能大于电制氢合成氨系统的功率控制目标值，也可能小于电制氢合成氨系统的功率控制目标值。

[0254]

s302，若站内控制器接收的目标调节模式为第二调节模式，则根据储气罐的氢气进入量的变化值，调节合成塔内的气体压力。

[0255]

其中，对于利用储气罐的存储和释放不足以缓冲电解水制氢站140的氢气产量的波动的情形，本发明实施例还引入了表征合成氨站160可以在最小安全运行工况和最大安全运行工况下的持续运行的时长的安全时间。安全时间的大小受到合成塔中催化剂类型、合成氨压力控制精度和合成温度控制精度等因素的影响。

[0256]

当功率调节时间大于缓冲时间且小于安全时间时，则可以通过调节合成塔内的反应速率来应对电解水制氢站140的氢气产量的波动。

[0257]

可选地，步骤s302的实现过程如下：

[0258]

情况一，若站内控制器判定氢气进入量的变化值为正，则提高合成塔内的气体压力。

[0259]

其中，由于合成塔内催化剂的性能受合成塔内的气体压力的影响，气体压力越大则催化剂越活跃，进而使化工反应的速率增大。

[0260]

当氢气进入量的变化值为正时，意味着电解水制氢站140的氢气产量是不断增大的，由于储气罐的存储和释放不足以缓冲电解水制氢站140的氢气产量的波动，此时，，站内控制器可以通过控制循环压缩机来提高进入合成塔内的氢氮气的气体压力，来加快合成塔内化工反应的速率。

[0261]

情况二，若站内控制器判定氢气进入量的变化值为负，则降低合成塔内的气体压力。

[0262]

其中，当氢气进入量的变化值为负时，意味着电解水制氢站140的氢气产量是不断减小的，由于储气罐的存储和释放不足以缓冲电解水制氢站140的氢气产量的波动，此时，站内控制器可以通过控制循环压缩机来降低进入合成塔内的氢氮气的气体压力，来减缓合成塔内化工反应的速率。

[0263]

需要注意的是，合成塔内催化剂的性能还受合成塔内的气体温度的影响，气体温度越高则催化剂越活跃，进而使化工反应的速率增大。

[0264]

站内控制器可以通过监测合成塔内气体压力和温度，依据下述公式，调整余热回收装置和进出塔换热器的运行工况，来避免合成塔内气体压力和温度出现剧烈变化。

[0265][0266]

其中，k

θ

合成塔中反应为t

as

时候的反应平衡常数，其为与反应温度t

as

相关函数；分别为t时刻合成塔中氨气压力、氮气压力和氢气压力，单位为pa。

[0267][0268]

根据合成氨反应过程的氨合成反应的本征反应动力学方程式如下：

[0269][0270]

其中，r

nh3

为氨的生产速率；k1、k2分别为正逆反应的反应速率常数；α、β分别为实验室测得的常数。

[0271]

当功率调节时间大于安全时间时，意味着控制中心110分析的功率控制目标值已经超出了电制氢合成氨系统100的调节范围。在电网正常安全经济运行情况下，该情况出现概率较小，对于这种小概率事件，本发明实施例给出的解决方式如下：

[0272]

当电网发生故障，难以并网或者并网电力严重受限，且风力发电站120和光伏发电站130的发电功率大于电制氢合成氨系统100的最大安全运行负荷，电制氢合成氨系统100则以允许的最大负荷运行，同时根据风力发电站120、光伏发电站130、电解水制氢站140和合成氨站160的负荷，以及电网并网点的功率约束，确定风力发电站120和光伏发电站130的运行功率，以弃掉多余发电电力。

[0273]

当电网发生故障，难以并网或者并网电力严重受限，且风力发电站120和光伏发电站130的发电功率小于电制氢合成氨系统100的最小安全运行负荷，电制氢合成氨系统100进入安全停机操作流程。相应地，风力发电站120和光伏发电站130根据并网点约束确定发电功率和弃电功率，极端情况下可以完全停止发电。

[0274]

当电网恢复正常运行且风力发电站120和光伏发电站130的恢复正常运行，以及电制氢合成氨系统100的控制中心110分析相关数据确定电制氢合成氨系统100满足启动要求时，电制氢合成氨系统100根据控制中心110的指令开始启动，并进入冷启动模式。

[0275]

进一步地，电制氢合成氨系统100在执行本发明实施例提供的上述方法时，控制中心110用于接收电网调度中心发送的调度指令；基于调度指令，确定电制氢合成氨系统的功率控制目标值及功率调节时间，其中，电制氢合成氨系统按照功率控制目标值运行时满足预设运行条件；根据功率控制目标值，确定电解水制氢站的目标用电功率，并将目标用电功率发送至电解水制氢站；根据功率调节时间，确定合成氨站的工况的目标调节模式，并将目标调节模式发送至合成氨站。

[0276]

电解水制氢站140用于接收控制中心发送的目标用电功率并基于目标用电功率生产氢气。

[0277]

合成氨站140用于接收控制中心发送的目标调节模式，并基于目标调节模式合成液氨。

[0278]

在一种可能的实现方式中，控制中心110可以用于获取风力发电站所在区域的风速数据和光伏发电站所在区域的太阳辐照度数据；将风速数据和太阳辐照度数据输入预先建立的系统仿真模型，根据模型输出结果确定功率控制目标值和功率调节时间。

[0279]

在一种可能的实现方式中，控制中心110还可以用于获取风力发电站的当前发电功率、光伏发电站的当前发电功率、合成氨站的当前用电功率、风力发电站的当前弃电功率和光伏发电站的当前弃电功率；根据风力发电站的当前发电功率、光伏发电站的当前发电功率、合成氨站的当前用电功率、风力发电站的当前弃电功率、光伏发电站的当前弃电功率以及功率控制目标值，确定电解水制氢站的目标用电功率。

[0280]

在一种可能的实现方式中，电解水制氢站140中的站内控制器用于将目标用电功率与预设最大功率和预设最小功率进行比较；若判定目标用电功率大于预设最小功率、且目标用电功率小于预设最大功率，则根据目标用电功率确定每个整流器的运行功率；若判定目标用电功率不大于预设最小功率，则根据预设最小功率确定每个整流器的运行功率；若判定目标用电功率不小于预设最大功率，则根据预设最大功率确定每个整流器的运行功率。

[0281]

在一种可能的实现方式中，电解水制氢站140中的站内控制器还用于获取多个电解槽的入口处和出口处的碱液温度；若判定多个电解槽的入口处的碱液温度和/或多个电解槽出口处的碱液温度偏离预设温度范围，则获取多个电解槽的运行参数和冷却水装置的入口处和出口处冷却水温度；根据多个电解槽的入口处和出口处的碱液温度、多个电解槽的运行参数和冷却水装置的入口处和出口处冷却水温度，确定冷却水装置的冷却水需求量；根据冷却水需求量，调节冷却水装置的入口处的阀门，以使多个电解槽的入口处的碱液温度和/或多个电解槽出口处的碱液温度处于预设温度范围内。

[0282]

在一种可能的实现方式中，电解水制氢站140中的站内控制器还用于获取多个电解槽中碱液的浓度和气液分离器内碱液的液位；若判定碱液的浓度高于预设浓度，和/或碱液的液位低于预设液位，则根据电解水制氢站的目标用电功率确定电解水制氢站内原料水的需求量；根据原料水的需求量，调节多个电解槽的入口处的阀门，以降低碱液的浓度和/或提高碱液的液位。

[0283]

在一种可能的实现方式中，控制中心110还可以用于获取储气罐的氢气进入量、氢气释放量及氢气存储量；根据氢气进入量、氢气释放量及氢气存储量，确定储气罐的缓冲时间，缓冲时间表征储气罐储满氢气需耗费的时间；若判定功率调节时间不大于缓冲时间，则确定目标调节模式为第一调节模式，第一调节模式用于调节储气罐的运行；若判定功率调节时间大于缓冲时间，则确定目标调节模式为第二调节模式，第二调节模式用于调节合成塔的运行。

[0284]

在一种可能的实现方式中，合成氨站160中的站内控制器还用于若接收的目标调节模式为第一调节模式，则根据合成塔内的氢气消耗量和储气罐的氢气进入量，调节储气罐的入口管道上的压力控制阀，和/或储气罐的出口管道上的压力控制阀。若接收的目标调节模式为第二调节模式，则根据储气罐的氢气进入量的变化值，调节合成塔内的气体压力。

[0285]

在一种可能的实现方式中，合成氨站160中的站内控制器在用于若接收的目标调节模式为第二调节模式，则根据储气罐的氢气进入量的变化值，调节合成塔内的气体压力时，还具体用于若判定氢气进入量的变化值为正，则提高合成塔内的气体压力；若判定氢气进入量的变化值为负，则降低合成塔内的气体压力。

[0286]

综上，本发明实施例提供的电制氢合成氨方法及系统，首先控制中心接收电网调度中心发送的调度指令；然后，控制中心基于调度指令，确定电制氢合成氨系统的功率控制目标值及功率调节时间，其中，电制氢合成氨系统按照功率控制目标值运行时满足预设运行条件，功率调整时间表征电制氢合成氨系统从当前用电功率调节至功率控制目标值耗费的时间；接着，控制中心根据功率控制目标值，确定电解水制氢站的目标用电功率，并将目标用电功率发送至电解水制氢站，以使电解水制氢站基于目标用电功率生产氢气；同时，控制中心根据功率调节时间，确定合成氨站的工况的目标调节模式，并将目标调节模式发送至合成氨站，以使合成氨站基于目标调节模式合成液氨。由于本发明实施例中，控制中心基于电网调度中心下发的调度指令确定电制氢合成氨系统的功率控制目标值及功率调节时间，根据功率控制目标值确定电解水制氢站的目标用电功率，根据功率调节时间确定合成氨站的工况的目标调节模式，从而调节电解水制氢站和合成氨站的运行，以克服风电、光伏等新能源提供的波动的电力对生产过程稳定性的影响，减少电网电力的使用，降低生产成本。

[0287]

以上，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求的保护范围为准。技术特征：

1.一种电制氢合成氨方法，其特征在于，应用于电制氢合成氨系统，所述电制氢合成氨系统包括控制中心、电解水制氢站和合成氨站，所述控制中心分别与所述电解水制氢站和所述合成氨站通信，所述电解水制氢站生产的氢气通过管道传输至所述合成氨站，所述控制中心还与电网调度中心通信，所述方法包括：所述控制中心接收所述电网调度中心发送的调度指令；所述控制中心基于所述调度指令，确定所述电制氢合成氨系统的功率控制目标值及功率调节时间，其中，所述电制氢合成氨系统按照所述功率控制目标值运行时满足预设运行条件，所述功率调整时间表征所述电制氢合成氨系统从当前用电功率调节至所述功率控制目标值耗费的时间；所述控制中心根据所述功率控制目标值，确定所述电解水制氢站的目标用电功率，并将所述目标用电功率发送至电解水制氢站，以使所述电解水制氢站基于所述目标用电功率生产氢气；所述控制中心根据所述功率调节时间，确定所述合成氨站的工况的目标调节模式，并将所述目标调节模式发送至所述合成氨站，以使所述合成氨站基于目标调节模式合成液氨。2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述电制氢合成氨系统还包括风力发电站和光伏发电站，所述风力发电站和光伏发电站均通过输电线路向所述电解水制氢站和所述合成氨站提供电力，所述控制中心还分别与所述风力发电站和所述光伏发电站通信；所述控制中心基于所述调度指令，确定所述电制氢合成氨系统的功率控制目标值及功率调节时间的步骤包括：所述控制中心获取所述风力发电站所在区域的风速数据和所述光伏发电站所在区域的太阳辐照度数据；所述控制中心将所述风速数据和所述太阳辐照度数据输入预先建立的系统仿真模型，根据模型输出结果确定所述功率控制目标值和所述功率调节时间。3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述电制氢合成氨系统还包括风力发电站和光伏发电站，所述风力发电站和光伏发电站均通过输电线路向所述电解水制氢站和所述合成氨站提供电力，所述控制中心与所述风力发电站合所述光伏发电站均通信；所述控制中心根据所述功率控制目标值，确定所述电解水制氢站的目标用电功率的步骤包括：所述控制中心获取所述风力发电站的当前发电功率、所述光伏发电站的当前发电功率、所述合成氨站的当前用电功率、所述风力发电站的当前弃电功率和所述光伏发电站的当前弃电功率；所述控制中心根据所述风力发电站的当前发电功率、所述光伏发电站的当前发电功率、所述合成氨站的当前用电功率、所述风力发电站的当前弃电功率、所述光伏发电站的当前弃电功率以及所述功率控制目标值，确定所述电解水制氢站的目标用电功率。4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述电解水制氢站包括站内控制器和多个整流器，所述站内控制器控制所述多个整流器的运行，所述站内控制器与所述控制中心通信；在所述控制中心将所述目标用电功率发送至电解水制氢站的步骤后，所述方法还包括：

所述站内控制器将所述目标用电功率与预设最大功率和预设最小功率进行比较；若所述站内控制器判定所述目标用电功率大于所述预设最小功率、且所述目标用电功率小于所述预设最大功率，则根据所述目标用电功率确定每个所述整流器的运行功率；若所述站内控制器判定所述目标用电功率不大于所述预设最小功率，则根据所述预设最小功率确定每个所述整流器的运行功率；若所述站内控制器判定所述目标用电功率不小于所述预设最大功率，则根据所述预设最大功率确定每个所述整流器的运行功率。5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述电解水制氢站还包括气液分离器和多个电解槽，一个所述电解槽与一个所述整流器电连接，每个电解槽产生的气液混合物均通过管道传输至所述气液分离器，所述气液分离器中的冷却水装置对气液混合物中的碱液进行降温，所述方法还包括：所述站内控制器获取所述多个电解槽的入口处和出口处的碱液温度；若所述站内控制器判定所述多个电解槽的入口处的碱液温度和/或所述多个电解槽出口处的碱液温度偏离预设温度范围，则获取所述多个电解槽的运行参数和所述冷却水装置的入口处和出口处冷却水温度；所述站内控制器根据所述多个电解槽的入口处和出口处的碱液温度、所述多个电解槽的运行参数和所述冷却水装置的入口处和出口处冷却水温度，确定所述冷却水装置的冷却水需求量；所述站内控制器根据所述冷却水需求量，调节所述冷却水装置的入口处的阀门，以使所述多个电解槽的入口处的碱液温度和/或所述多个电解槽出口处的碱液温度处于预设温度范围内。6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：所述站内控制器获取所述多个电解槽中碱液的浓度和所述气液分离器内碱液的液位；若所述站内控制器判定碱液的浓度高于预设浓度，和/或所述碱液的液位低于预设液位，则根据所述电解水制氢站的目标用电功率确定所述电解水制氢站内原料水的需求量；所述站内控制器根据所述原料水的需求量，调节所述多个电解槽的入口处的阀门，以降低所述碱液的浓度和/或提高碱液的液位。7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述合成氨站包括储气罐和合成塔，所述电解水制氢站生产的氢气通过管道传输至所述储气罐，所述储气罐中的氢气通过管道传输至所述合成塔，所述控制中心根据所述功率调节时间，确定所述合成氨站的工况的目标调节模式的步骤包括：所述控制中心获取所述储气罐的氢气进入量、氢气释放量及氢气存储量；所述控制中心根据所述氢气进入量、氢气释放量及氢气存储量，确定所述储气罐的缓冲时间，所述缓冲时间表征所述储气罐储满氢气需耗费的时间；若所述控制中心判定所述功率调节时间不大于所述缓冲时间，则确定所述目标调节模式为第一调节模式，所述第一调节模式用于调节所述储气罐的运行；若所述控制中心判定所述功率调节时间大于所述缓冲时间，则确定所述目标调节模式为第二调节模式，所述第二调节模式用于调节所述合成塔的运行。8.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目标调节模式包括第一调节模式和第二

调节模式，所述合成氨站包括储气罐、合成塔和站内控制器，所述站内控制器与所述控制中心通信，所述站内控制器控制所述储气罐和所述合成塔的运行；在所述控制中心将所述目标调节模式发送至所述合成氨站的步骤之后，所述方法还包括：若所述站内控制器接收的目标调节模式为第一调节模式，则根据所述合成塔内的氢气消耗量和所述储气罐的氢气进入量，调节所述储气罐的入口管道上的压力控制阀，和/或所述储气罐的出口管道上的压力控制阀；若所述站内控制器接收的目标调节模式为第二调节模式，则根据所述储气罐的氢气进入量的变化值，调节所述合成塔内的气体压力。9.如权利要求8所述的方法，其特征在于，所述站内控制器根据所述储气罐的氢气进入量，调节所述合成塔内的气体压力的步骤包括：若所述站内控制器判定所述氢气进入量的变化值为正，则提高所述合成塔内的气体压力；若所述站内控制器判定所述氢气进入量的变化值为负，则降低所述合成塔内的气体压力。10.一种电制氢合成氨系统，其特征在于，包括控制中心、电解水制氢站和合成氨站，所述控制中心分别与所述电解水制氢站和所述合成氨站通信，所述电解水制氢站生产的氢气通过管道传输至所述合成氨站，所述控制中心还与电网调度中心通信；所述控制中心，用于：接收所述电网调度中心发送的调度指令；基于所述调度指令，确定所述电制氢合成氨系统的功率控制目标值及功率调节时间，其中，所述电制氢合成氨系统按照所述功率控制目标值运行时满足预设运行条件；根据所述功率控制目标值，确定所述电解水制氢站的目标用电功率，并将所述目标用电功率发送至电解水制氢站；根据所述功率调节时间，确定所述合成氨站的工况的目标调节模式，并将所述目标调节模式发送至所述合成氨站；所述电解水制氢站，用于接收所述控制中心发送的所述目标用电功率并基于所述目标用电功率生产氢气；所述合成氨站，用于接收所述控制中心发送的所述目标调节模式，并基于目标调节模式合成液氨。

技术总结

本发明实施例提供的电制氢合成氨方法及系统，涉及清洁能源冶炼技术领域。首先控制中心接收电网调度中心发送的调度指令；然后，控制中心基于调度指令，确定电制氢合成氨系统的功率控制目标值及功率调节时间；接着，控制中心根据功率控制目标值，确定电解水制氢站的目标用电功率，并将目标用电功率发送至电解水制氢站，以使电解水制氢站基于目标用电功率生产氢气；同时，控制中心根据功率调节时间，确定合成氨站的工况的目标调节模式，并将目标调节模式发送至合成氨站，以使合成氨站基于目标调节模式合成液氨，以克服风电、光伏等新能源提供的波动的电力对生产过程稳定性的影响，减少电网电力的使用，降低生产成本。降低生产成本。降低生产成本。

技术研发人员：林今 余志鹏 张信真

受保护的技术使用者：清华四川能源互联网研究院

技术研发日：2022.07.28

技术公布日：2022/9/26