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氢能利用:电氢耦合及其应用场景

 发布时间:2022-03-24    点击量:492
文章来源:全球氢能

 

世界各国政府和公司都在增加对氢研究和开发的投资,这表明人们越来越认识到氢在实现能源系统脱碳目标的方面可以发挥重要作用。由于氢重量轻、能量密集、可储存,并且在使用时不会直接产生二氧化碳排放,这种多功能的能源载体有潜力在未来的清洁能源系统中以各种方式加以利用。

在电网储能的背景下,氢重新引起了人们的兴趣。随着碳达峰碳中和工作的推进,氢能作为清洁能源的载体,将在工业、交通等领域得到广泛应用。

氢及衍生气体可以在保证经济性的条件下实现大规模长周期储能,存储规模从百千瓦到吉瓦,存储时间从小时到季节,存储特性与电化学储能互补。通过构建电-抽蓄-氢耦合的混合储能系统,可以实现全社会负荷从秒级到季节的输出特性平移与优化,氢能与电力系统的耦合发展,将进一步推动新型电力系统建设。

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图 储能示意图,图源浙电e家

 

氢能在新型电力系统中的定位

氢电耦合就是利用电网谷电、清洁能源制氢存储,在用电高峰时再通过氢燃料电池发电,实现电网削峰填谷。

随着可再生能源装机快速增长以及用户侧负荷的多样性变化,电网面临诸多问题与挑战。在碳中和目标下,氢能作为新兴零碳二次能源得到快速发展,为电力系统发展带来了难得的机遇。

1、利用可再生能源电制氢,促进可再生能源消纳。

我国可再生能源发展先全球,水、风、光装机量均为世界一,随着大规模可再生能源的快速发展,其运行消纳问题会进一步显现,利用可再生能源制氢可有效提升我国可再生能源消纳水平。

2、利用氢储能特性,实现电能跨季节长周期大规模存储。

电化学储能时间短,容量规模等级小,目前主要用于电网调频调峰、平滑新能源出力波动性,实现小时级别的短周期响应与调节,而氢储能具有储能容量大、储存时间长、清洁无污染等优点,在大容量长周期调节的场景中,氢储能在经济性上更具有竞争力。

3、利用氢能电站快速响应能力,为新型电力系统提供灵活调节手段。

基于PEM(质子交换膜)的电解水制氢装备具有较宽的功率波动适应性,可实现输入功率秒级、毫秒级响应,同时可适应 10%—150%的宽功率输入,为电网提供调峰调频服务,提高电力系统安全性、可靠性、灵活性,是构建零碳电网和新型电力系统的重要手段。

4、推动跨领域多类型能源网络互联互通,拓展电能综合利用途径。

氢能作为灵活高效的二次能源,在能源消费端可以利用电解槽和燃料电池,通过电氢转换,实现电力、供热、燃料等多种能源网络的互联互补和协同优化,推动分布式能源发展,提升终端能源利用效率。

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图 电氢耦合示意图。图源《中国能源报》

 

 电氢耦合的应用场景与分析

氢能在能源、交通、工业、建筑等领域具有广泛的应用前景,可作为能源互联转化的重要媒介,推动能源清洁高效利用,实现大规模深度脱碳。氢能发展的初衷是解决低碳和生态环保等问题,可再生能源电制氢是未来氢能发展的主要方向,将应用于新型电力系统“源、网、荷”各环节,呈现电氢耦合发展态势。

1、应用于电源侧

利用可再生能源绿色制氢技术,将风能、太阳能等可再生能源电力清洁高效地转换为氢能,推动氢能在电源侧与可再生能源耦合,促进大规模可再生能源消纳,提高可再生能源利用率。

2、应用于电网侧

利用氢能具有跨季节、长时间的储能特性,发挥氢储能作用,可积极参与电网调峰调频辅助服务,提高电力系统安全性、可靠性、灵活性,实现能源跨地域和跨季节的能源优化配置。

3、应用于用户侧

通过氢燃料电池热电联供、区域电网调峰调频及建筑深度脱碳减排的应用,可扩展氢能在终端用能领域的应用范围和综合能源业务发展,推动冷-热-电-气多能融合互补, 提升终端能源效率和低碳化水平。

通过分析源侧弃电制氢、网侧氢储能、负荷侧利用特高压通道直接制氢三大场景,可以看出:

  • 在源端利用富余风、光、水等可再生能源制氢,就地销售到市场上可获得较好收益,但是输氢成本较高,长距离输送到需求端不具备经济性;

  • 在网侧,氢储能站通过参与电网辅助服务和售氢氧收入,具备一定的经济性;

从当前风电和光伏的整体建设上来看,西北地区具有丰富的风力和光伏资源,经济发达的东南地区是重要的用氢需求地,绿氢的输送通道和特高压输送通道基本重合,合理利用特高通道长途输电,在负荷侧通过特高压通道直接制氢,在成熟的电力市场价格机制下, 相比“源侧电制氢+管道输氢”应用场景,“特高压输电+负荷侧制氢”在经济上更具有竞争力。

 

电氢耦合技术的相关项目

根据全球能源互联网组织的估计,到2050年中国电制氢的规模将达到5000万吨,折合电能约为30000亿千瓦时,约为2019年全国用电量的40%,发展空间巨大。

在“力争2030年前碳达峰、努力争取在2060年前碳中和”的背景与目标下,电氢系统将在未来能源系统中扮演重要的角色。当前,已有部分电氢耦合项目开始落地规划。

1、慈溪氢电耦合直流微网示范工程:氢电耦合国家重点项目

2021年3月30日,国家重点研发计划项目“可离网型风/光/氢燃料电池直流互联与稳定控制技术”项目实施方案论证暨启动会在杭州召开,这是国家电网公司牵头承担的氢能相关的国家重点项目。该项目将在宁波建成“氢电耦合直流微网示范工程”,完全实现关键设备国产化,计划在2022年6月前建设成为拥有先进水平的氢能直流微网示范基地,提供氢能关键设备国产化的技术验证。

据悉,该工程每日制氢规模可超100千克、供热能力超120千瓦,满足10辆氢能燃料电池汽车加氢、50辆纯电动汽车直流快充对电网的冲击需求,在制氢、储氢、用氢等环节的规模均位于省内氢能示范工程,装备性能达到先进水平。

未来,慈溪氢电耦合直流微网示范工程将与宁波氢能上下游产业布局高度契合,形成集科研、制取、储运、交易、应用一体化的“零碳”氢能产业体系。

2、浙江杭州低碳氢电耦合应用示范项目

2021年10月18日,杭州亚运低碳氢电耦合应用示范项目在浙江杭州钱塘区正式启动建设。这是浙江省融合柔性直流、氢电耦合、多能互补的低碳园区。

杭州亚运低碳氢电耦合应用示范项目投运后,格力电器杭州生产基地可利用清洁能源与电网谷电制备氢气,最大供氢量每天可达200千克。这些氢气将供给基地的氢燃料大巴车和物流车使用。制氢时产生的氧气将用于空调生产焊接助燃,系统运行产生的余热可供高温注塑使用。

该项目预计每年可减少基地用能成本约256万元,减少碳排放860吨。基地的单位产值能耗可下降约22%,每天需要的大电网负荷从6400千瓦减至5010千瓦以下。

3、缙云城水氢生物质近零碳示范工程

该工程位于浙江省丽水市景云上湖,将建成基于乡村场景的水-光-氢-生物质综合利用示范工程,该工程将构建以电为核心的多能转换系统,实现水电制氢、生物质制气,促进富余水电就地消纳,农村废弃物循环利用,形成电氢生物质协同的乡村碳中和样本,工期计划2022年8月底投产。

4、深圳市光明区公明氢电耦合综合能源示范站

45MPa氢电气耦合站隶属深圳市深燃燃气技术研究院,占地面积约3000m2,加氢能力1000kg/天,并同时具备充电桩和制氢功能,可解决深圳地区加氢站从无到有的问题。2021年3月17日公开相关信息。

 

参考文献

 

[1]《中国能源报》2021年8月16日,作者中国电力科学研究院技术战略研究中心闫华光、韩笑、康建东

 

 

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