《Renewable Energy》：A Lumped-Parameters Dynamic Model for Metal Hydride Hydrogen Storage in Renewable Energy Systems
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经实验验证的零维（0-D）模型能够以低于5%的误差复现金属氢化物储罐的动态特性。燃料电池废热驱动氢化物床层中的氢解吸过程。光伏-氢系统实现了58.5%的一次能源节约率。该系统达到61.7%的光伏自消耗率和52.6%的负荷覆盖率。所提出的配置简单投资回收期为8.
经实验验证的零维（0-D）模型能够以低于5%的误差复现金属氢化物储罐的动态特性。燃料电池废热驱动氢化物床层中的氢解吸过程。光伏-氢系统实现了58.5%的一次能源节约率。该系统达到61.7%的光伏自消耗率和52.6%的负荷覆盖率。所提出的配置简单投资回收期为8.05年。
一、研究背景与问题
氢能因其广泛的应用场景和对低碳能源系统的潜在贡献，在过去二十年中受到越来越多的关注。其高能量密度以及与可再生电力的兼容性，使其成为大规模可再生能源利用的理想能源载体。绿氢可通过电解、光催化及生物质转化等途径由可再生能源制取。然而，氢能系统的发展仍受制于储运环节的技术挑战。传统的高压气态储氢和低温液态储氢方式存在能耗高、投资大、储氢密度低及安全性等问题。在此背景下，基于金属氢化物（Metal Hydride, MH）的固态储氢技术因其高体积储氢密度、运行稳定性和优于压缩氢及液化氢的安全性，成为一种颇具前景的替代方案。
现有研究虽已从不同维度对金属氢化物反应器的热化学耦合行为进行了建模，如二维模型、一维有限差分模型及三维模型等，但这些高维模型虽能更精确地描述空间现象，却显著增加了计算成本，难以支撑长期系统级动态仿真。同时，已有系统级研究多聚焦于系统容量配置与技术经济分析，缺乏对储氢单元瞬态运行特性及热管理的深入探讨。此外，将碱性电解槽、LaNi5基金属氢化物储氢及高温质子交换膜燃料电池（HT-PEMFC）进行直接热耦合，并在动态框架下进行全年仿真的研究尚属空白。为此，研究人员开展了本研究，旨在开发一种计算高效、可与实际系统运行条件耦合的金属氢化物储氢动态模型，并将其集成至完整的光伏-电解槽-储氢-燃料电池可再生能源系统中进行综合评估。
二、主要研究方法
研究人员基于集总参数（0-D）建模方法，在MATLAB?环境中开发了圆柱形LaNi5金属氢化物储罐的动态模型。模型假设反应器内温度与压力均匀、气相为理想气体、多孔介质均质且各向同性、辐射换热可忽略，从而将质量与能量平衡方程简化为常微分方程组，并采用适用于刚性系统的隐式Rosenbrock方法（ode23s求解器）进行求解。模型在反应动力学中引入了实际运行约束，即实际吸收/解吸的氢量取动力学速率与电解槽供氢/燃料电池需氢流量中的较小值。热交换过程采用对数平均温差（LMTD）方法进行精确建模，并通过迭代求解确保能量平衡。储罐的运行控制以罐内压力为唯一控制变量，充电上限为5 bar，放电下限为1.15 bar。模型通过MATLAB与TRNSYS的Type 155接口集成，在TRNSYS环境中构建了包含光伏场（Type 94）、碱性电解槽（Type 160）、多级压缩机（Type 167）、HT-PEMFC（Type 7004）及逆变器（Type 48）的完整系统仿真平台，以0.025 h的时间步长进行为期一年的动态仿真。案例研究针对意大利普利亚大区的一个小型工业用户，光伏装机95.0 kW，电解槽功率50.0 kW，金属氢化物储罐含800.0 kg LaNi5粉末，可储存12 kg氢气（约200.0 kWh电能），HT-PEMFC额定功率30.0 kW。此外，设置了采用同等容量（200.0 kWh）锂离子电池储能的对比方案（PS2）。
三、研究结果
模型验证：模型首先与Talaga?is等人的数值结果进行对比，在不含热交换模型时，误差始终接近5.0%，瞬态阶段个别峰值超过10.0%；在引入LMTD热交换模型后，与文献数据吻合良好。随后与Laurencelle等人的实验及数值数据进行对比，将化学计量系数从3.00调整至2.76以考虑过程可逆性，模型对平均床层温度和储氢容量曲线的预测与文献趋势一致。最后与Muthukumar等人的不同压力下吸收相储氢容量实验数据对比，模型在20 bar工况下初期略高估、末期略低估储氢容量，但整体能准确复现吸氢过程的主要特征。偏差主要源于0-D模型无法描述床层内部的热传导温度梯度，但在长期运行中该效应可忽略。
系统动态运行特性：典型日内，金属氢化物储罐在白天由电解槽产生的氢气进行充电。充电时氢气被压缩至4.2 bar以超过3.5 bar的平衡吸收压力，从而启动吸收过程，吸收过程中罐内气态氢质量几乎恒定在0.03 kg，储罐在18:00达到最大550 kg的MH-H2储氢量。放电阶段自17:30开始，气态氢首先释放导致压力下降，当压力降至平衡压力以下时启动解吸过程，解吸氢量精确匹配HT-PEMFC需求，18:00至21:00期间罐内压力保持恒定。21:00时金属氢化物完全放空，压力骤降至1.15 bar下限，放电过程终止。热管理方面，吸收阶段冷却系统以恒定水流量运行，初期因供氢量有限导致罐温骤降至35.0°C，峰值散热功率7.0 kW；随着氢流量增加，12:00时罐温稳定在39.0°C，散热功率稳定在4.0 kW。解吸阶段初期供热功率超过解吸需热，罐温升至53.0°C，峰值供热功率12.0 kW；19:00后罐温稳定在45.0°C，供热功率约7.0 kW。HT-PEMFC运行温度保持在160–180°C范围，其废热持续供给解吸过程，实现了良好的热平衡。
系统综合性能评估：全年仿真结果显示，系统一次能源节约率（PES）为58.5%，光伏自消耗率（Eel,self/Eel,PV）为61.7%，负荷覆盖率（Eel,self/Eel,LOAD）为52.6%。系统运行成本较参考系统降低约49%，简单投资回收期（SPB）为8.11年。与锂离子电池储能方案（PS2）相比，PS2的PES达74.19%，SPB仅3.32年，往返效率75.28%远高于PS1的35.22%，经济性和能效均更优。PS1中金属氢化物储氢系统总投资266.36 k�，其中储氢单元成本占比不足20%。但研究人员指出，储能技术多样化对于降低供应链风险、减少对单一材料体系的依赖具有重要意义。
四、讨论与结论
参数敏感性分析表明，当金属氢化物储罐比价从3000 �/kg降至500 �/kg时，SPB仅从8.00年缩短至7.11年，改善幅度有限，原因在于储氢单元成本占系统总投资比重较低。综合而言，本研究所提出的集总参数金属氢化物储氢模型经多组独立数值与实验数据验证，误差控制在5%左右，具备与全年动态系统仿真兼容的计算效率。将模型集成至TRNSYS平台后，成功实现了光伏-碱性电解槽-金属氢化物储氢-HT-PEMFC系统的全年动态运行模拟。系统以罐内压力为唯一控制变量的运行策略符合实际工程可测性约束，燃料电池废热驱动解吸过程的热集成方案验证了系统自供热的可行性。尽管氢基储能在能效和经济性上尚不及锂离子电池，但该研究为固态储氢在可再生能源系统中的实际集成提供了重要的建模方法和系统级评估框架，对推动储氢技术多样化发展具有参考价值。
