氢储能调峰站发展路径研究

《氢储能调峰站发展路径研究》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在工程资料-天天文库。

氢储能调峰站发展路径研究氢能是现代能源体系的重要组成部分，将深刻影响中国能源应用的前景。氢储能是解决可再生能源消纳和缓解峰谷电差的有效方式之一。通过电转氢技术可以实现规模化、长期、广域的储能。氢储能或将成为未来重大创新技术，可有效弥补电能存储性能差的短板，有力支撑高比例可再生能源发展，有助于优化能源结构，提升能源系统整体效率，促进能源革命。氢储能概述目前氢气制取主要有以下三种较为成熟的技术路线：一是化石燃料制氢；二是工业副产氢尾气提纯制氢；三是电解水制氢。化石能源和副产氢提纯制取的氢气本质来源都是含碳化石原料，无法摆脱碳排放问题；并且这两种技术路线都是从一种易储存的能量物质，转换成另一种可存储的能量物质，不适用于氢储能，也不利于降低排放。而通过可再生能源电解水制氢，可实现电-氢绿色转换，将不易储存的电能转换为氢能存储起来，实现能源转换和存储。储能发展的必要性国家能源局统计结果显示，2019年底，可再生能源发电装机达到7.94亿kW，占比39.5%；2019年可再生能源发电量达2.04万亿kWh，占比27.9%。可再生能源快速发展的同时也带来了大量的问题，水力发电的季节性、风光发电的波动性和不确定性，对电力系统资源配置、安全稳定运行提出了更高要求。2019年全年主要流域弃水电量300亿kWh、弃风电量169亿kWh，弃风率4%；弃光电量46亿kWh，弃光率2%。发展切实有效的大规模储能技术，对消纳弃电、保障电力系统稳定具有重要意义。储能的种类和特点下表给出了几种储能方式的综合比较：7

1注：*表示电站通常设计使用寿命；**碱性电解设备寿命15年，燃料电池发电受制于现阶段的技术成熟度，寿命约6年，综合取10年。目前较为成熟的储能方式主要有抽水蓄能和电化学储能两大类。抽水蓄能电站需要具有发达的水系和优良的地质条件，并且建设周期长；电化学储能近些年发展迅速，但由于成本较高，电池寿命只有五年左右，并且废旧电池处理面临诸多环保问题.目前在容量需求小的调频率储能应用较多，大规模调峰储能应用不具有经济可行性。其他方式的储能包括压缩空气储能、电磁储能（超级电容器、超导储能）和热储能等，受制于技术成熟度、成本、效率等方面因素影响，目前难以做到大规模商业化应用。氢储能优缺点氢储能技术是利用电力和氢能的互变性而发展起来的。利用电解制氢，将间歇波动、富余电能转化为氢能储存起来；在电力输出不足时，利用氢气通过燃料电池或其他发电装置发电回馈至电网系统。电解水制氢技术成熟，工艺简单，清洁环保，制取的氢气和氧气纯度高，而且设备单机容量大，市场成熟产品可做到5MW/台，制氢量1000Nm3/h，可大规模使用。7

2氢储能目前存在的问题是效率较低、造价高。电解水制氢效率达65%~75%，燃料电池发电效率为50%~60%，单过程转换效率相对较高，但电-氢-电过程存在两次能量转换，整体效率较低。制氢设备的单位造价约2000元/kW，储氢和辅助系统造价为2000元/kW，燃料电池发电系统造价约9000元/kW，燃料电池的投资占到氢储能系统总投资的接近70%；且现阶段规模化燃料电池发电系统应用较少，技术成熟度、系统寿命有待验证。广义氢储能传统意义的氢储能是电-氢-电的转换，前文已论述存在效率低、价格高的问题。效率主要问题是两次能量转换，整体效率低；价格主要问题是燃料电池投资占比高。相较于传统储能，广义氢储能强调电-氢单向转换，由于广义氢储能系统效率高和成本低，上游与可再生能源发电结合，下游瞄准高纯氢市场需求，具有广阔的应用场景，受到国内外学术界、产业界的广泛关注和研究。电解制氢将难以储存的电能转化为可存储的氢气，氢作为能源和原料，供氢燃料电池交通、燃料电池应急备用电源、天然气掺氢燃料、化工原料、工业还原保护气体等场景使用。氢储能调峰站中国三北地区风光资源丰富，西南部水资源丰富。但是由于我国的经济发展存在地域间的较大差异，西部地区的经济发展程度相对较为落后，可再生能源在中西部地区难以就地消纳.另外，可再生能源具有季节性、波动性特点，使其无法在市场中准确申报电量，造成了可再生能源一定程度上的弃电浪费。电网系统为应对大规模可再生能源上网，保障配套投资增加，火电、燃机深度调峰，无法高效最优运行，以至排放增加。在可再生资源丰富地区就近建设大规模电解水制氢站，消纳清洁能源，减缓风光发电间歇波动，对电网稳压性的影响是广义氢储能的一种应用方式。7

3据国家能源局统计，2017年我国大部分特高压工程利用小时数不足5000h，部分工程投运后最大输电功率未达到预期；谷电时段电网通道负荷率更低，而此时段正是风资源发电量高峰时段。2020年8月，国家发展和改革委员会、国家能源局联合发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》，提出要提高输电通道利用效率、电力需求响应能力，挖掘新能源消纳能力。我国具有强大、完善、覆盖面广的电力输送系统，发挥我国电网基建优势，谷电时间段通过“西电东送”“北电南送”特高压通道，将三北地区的清洁能源输送到高纯氢市场需求端电解制氢储能，变氢能输送为电能输送，解决可再生能源消纳和氢储运面临的技术、成本、安全等难题。当前国家电投正依托乌兰察布风电基地项目，实施“蒙电进京、谷电制氢、用氢示范”，为京津冀地区氢能交通示范运用，提供可再生能源的氢气保障。氢储能调峰站典型设计方案东部经济发达地区用电负荷量大，峰谷电差也大。以某沿海城市为例，日均用电负荷功率13500MW，峰谷电差达4000MW，调峰问题日益突出。利用氢的储能特性和电-氢灵活转化关系，发挥氢储能在电网中“填谷”作用。7

4谷电时段，电网将可再生能源电能输送到高纯氢需求端，通过电解水制氢储能，供燃料电池交通和电子等行业使用，提高可再生能源消纳和输电通道利用率。电解制氢的副产氧纯度在98.5%以上，主要杂质为H2O和H2，提纯成本低，经济价值高。在峰电时段，由于氢燃料电池发电成本较高，可以采用天然气掺氢富氢燃机发电向电网送电。富氢燃机具有以下优点——造价约3000元/kW，远低于燃料电池；可利用城市天然气管网提供燃料；天然气掺氢20%，可提高燃烧效率，降低碳排放和污染物排放；掺氢比例可根据需求在0~20%之间调节；可热电联供，提高综合效率。日本川崎、三菱、西门子等公司在天然气掺氢、纯氢燃气轮机方面，都具有相应的成功应用示范。氢储能调峰站配套质子膜氢燃料电池（PEMFC）发电作为应急备用电源，替代传统的柴油发电机备电。PEMFC燃料电池利用储存的氢气发电，相比柴油发电具有运行安静、零排放、燃料成本低（PEMFC度电成本1元，柴油发电度电成本2元）等优点。氢储能调峰站潜在挑战用地性质制约虽然2020年3月修订的《能源法》将氢气作为能源一词列入诸种能源之一。但仍未改变其危化品管控属性，规模化制氢站须入在化工园区，这限制了氢储能调峰站的选址，尤其在电、氢负荷中心的东部经济发达城市选址更加困难。制氢设备技术成熟度电解水制氢技术根据电解质不同，主要可分为碱性（ALK）、质子交换膜（PEM）、固体氧化物（SOEC）电解三大类，SOEC电解可以利用外供热源效率最高，PEM和ALK次之。7

5其中碱性电解技术成熟、成本低，是国内商业化应用的主流产品；但是其动态响应速度慢，在需要频繁启停、变负荷运行的氢储能调峰站中应用有较大弊端。PEM制氢动态响应速度快、抗电源负荷波动性强，适合在氢储能调峰站使用；但目前国内PEM制氢设备技术成熟待工程化应用验证，其高昂的价格限制了大规模工程化推广。产业下游高纯氢市场消纳风险电解制取的高纯氢，理想的市场消纳方式是高纯电子氢和能源氢，高纯电子氢市场需求相对稳定，未来市场增长点集中于能源氢在氢燃料电池领域的应用。2018年至今，全国诸多省、市纷纷出台氢能和燃料电池发展规划和激励政策，中国氢能联盟2019年发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》预测；7

6到2025年我国加氢站将达200座，按照每座加氢站800kg/d的加氢量，交通领域年氢气需求5.84万t，可以消纳50个20MW氢储能调峰站氢气量。据目前技术和市场分析，氢能源交通的普及仍然有着巨大的困难：氢燃料电池汽车的技术成熟度和使用寿命有待应用验证；在政府补贴逐渐退去的情况下，燃料电池车成本能否低至与燃油车、电动车竞争，有待市场检验。能源氢终端应用市场的增长仍有一定的不确定性。结论和建议氢储能是支撑高比例可再生能源发展有效方式之一，传统电-氢-电的储能方式综合效率低、造价高，现阶段不具备经济适用性。借助我国跨区域特高压输电通道优势，将可再生资源丰富地区的电能输送到高纯氢负荷中心，建设氢储能调峰站，谷电时段制氢储能（P2H），峰电时段天然气掺氢富氢燃机发电回馈电网，可以实现可再生能源消纳，提高输电通道利用率，缓解东部城市峰谷电差大的问题，解决氢气远距离运输成本、安全等难题。针对氢储能调峰站发展面临的挑战，建议如下：1、开展用户端制氢试点探索河北省为发展氢能产业，支持可再生能源绿色制氢和风光可再生能源消纳，率先发布风力发电配套制氢项目可不进化工园区。建议在认真做好技术评估、满足安全要求的前提下，有序推进非化工园区制氢试点探索，开展用户端制氢的示范，参照天然气管理方式，在以能源方式利用时，将氢气纳入能源管理范畴。2、发挥电网企业的作用氢能和电能同属于清洁的二次能源，充分发挥电网企业在二次能源领域的调度经验，实现氢电之间深度耦合互补，提高能源综合利用效率。具体而言，建议电网企业在电网输送通道利用率低的谷电时段，降低清洁能源跨区域输送过网费；对以削峰填谷为目的的氢储能调峰站，建议减免容量费。3、试点探索多元化商业模式建议政府层面的氢能产业政策从燃料电池交通、加氢站向氢气清洁高效制取、氢能在能源体系中的耦合利用等“大氢能”产业扩展延伸。加快对新领域试点项目的论证和规范审批流程，促进示范落地；通过规划政策引领，消除能源行业间壁垒，促进能源产业融合，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。7