氫綜合能源電站應用前景＊

滕 越，王 締，趙 騫，張 健，徐 晨

（1.國網安徽省電力有限公司電力科學研究院，安徽 合肥 230000；2.安徽新力電業科技咨詢有限責任公司，安徽 合肥 230000）

2021年，中央財經委員會第九次會議提出，要構建以新能源為主體的新型電力系統，截至2020年底，全國可再生能源發電量占全部發電量的29.1%，全國可再生能源發電累計裝機容量占全部電力裝機的42.5%。可再生能源發電量迅速增加，同樣會給電力系統帶來運行壓力。

在調峰方面，在可再生能源富集區域，具有調峰能力的新型儲能電站占比過低，造成電網系統靈活性不足；在調度方面，風電、光伏的大規模接入，增加了短時間內調度計劃調整的頻率，不利于電網穩定運行；在發電側，為大規模消納風光電量，通常需要發電站提供大量調峰、調壓、備用等輔助服務，增加了運行成本[1]。為消納可再生能源發電量，滿足電網調度需求，保障電力系統穩定運行，同時達到國家碳達峰、碳中和的雙碳目標，近年來包括氫儲能電站在內的一系列新型儲能電站在電源、電網側得到廣泛運用。

根據國家電網國網能源研究院發布的《中國能源電力發展展望》，2060年，中國新型儲能裝機規模將達到4.2億kW左右，氫儲能電站市場前景廣闊。

能源系統的轉型需求、大量可再生能源并網需求、電力系統平滑運行需求都將成為氫儲能電站快速發展的驅動力，本文簡述了氫儲能電站與其他儲能電站在應用領域的區別及在電源側、電網側、負荷側的分布式應用優勢，分析了氫儲能電站儲能技術的發展前景及氫儲能電站標準體系的建設需求。

1 氫儲能電站簡介

目前國內儲能技術主要有機械儲能方式、電化學儲能方式和變相儲能方式等。機械儲能方式包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等，電化學儲能方式主要指鉛酸電池、鎳鉻電池、鋰離子電池，變相儲能主要指熔鹽儲能。

氫儲能電站是一種制氫、儲氫、發電模塊化運行的儲能電站。與其他儲能電站相比，氫儲能電站的儲能介質為氫氣，在依靠發達的氫氣管網輸送體系下，可實現持續性發電。氫氣作為存儲介質時，存儲周期長，在特殊的存儲方式下零逸散，依此能夠完成電力系統的跨季度調峰。

在響應速度方面，目前國內在建的氫儲能電站采用新型PEM電解槽，冷啟動速度達到分鐘級，響應速度達到秒級。飛輪儲能和大部分的電化學儲能電池均可以達到毫秒級響應，抽水蓄能和壓縮空氣儲能達到分鐘級響應。

在持續發電能力方面，氫儲能電站的發電時間取決于電解制氫的時間和氫氣儲罐的容量，目前在建的氫儲能電站，1 700 m3氫氣可供兆瓦級發電2 h。其他儲能電站發電時間均為2～24 h之間。

在應用場景方面，氫儲能電站無場地要求，占地面積小。抽水蓄能電站需要建在水資源豐富的地區，受氣候和地域影響較大。

在調峰周期上，氫儲能電站將電解的氫氣作為發電的能源，存儲的氫氣不會產生逸散，因此可參與日調峰、月調峰及跨季度調峰。例如將汛期的水電站發電量存儲到旱季進行發電，或者將夏季的光伏電站發電量存儲到冬季進行發電。

氫儲能電站屬于新型發展的儲能電站，與其他儲能電站相比，具有調節靈活性更高（最小載荷低至5%）、可參與跨季度調峰等優點。但其劣勢也同樣突出，由于膜的成本和貴金屬催化劑的使用，PEM電解設備造價高昂，同時目前國內氫氣的儲運技術薄弱。

2 氫儲電站應用領域

2.1 電源側應用模式

目前電力系統中的靈活性主要由火電機組提供。隨著可再生能源發電站大規模并網腳步的加快及國家政策的要求，在電力系統中，可再生能源電站占比越來越大。這將導致電力系統靈活性降低，同時改變了區域的潮流動態，導致電壓、頻率等電能參數變化，影響電能質量[2]。

由于風電、光伏等新能源出力具有季節性和間歇性，將氫儲能電站用于可再生能源電站，發揮氫儲能電站響應時間短、調節靈活性高、調峰周期長、存儲逸散等優點。將可再生能源富裕季節發出的風電、光電電解制氫進行存儲，在可再生能源匱乏季節進行發電，實現跨季度調峰。促進新能源平滑并網，緩解棄風、棄光現象，大大提高電網對新能源消納的接納能力。

2.2 電網側應用模式

氫儲能電站應用于電網側可實現電網削峰填谷，氫儲能電站制氫系統可在電力系統負荷低谷時消納富余電力，起到削峰填谷的作用，從而提高電網整體運行水平，促進電力系統的經濟穩定運行[3]。同時由于氫氣應用的靈活性，同樣可以在電網側配備加氫站，給氫燃料電池車加氫。另一方面，氫儲能電站用于電網側可實現調頻、黑啟動以及作為備用電源提高供電可靠性等作用。

2.3 用戶側應用模式

氫儲能電站在用戶側的場景可以降低用戶用電成本及提高用戶側電能可靠性。改善電網負荷特性，增加負荷側調峰能力[2]。

氫儲能電站應用在負荷側主要用于燃料電池熱電聯供與燃料電池車加氫。氫儲能電站制取的氫氣，可用于燃料電池車加氫，擴展氫儲能電站的盈利范圍。燃料電池發電時產生的熱量輸送到暖氣片，同時滿足用戶電能、熱能需求，促進電網與熱/冷網互聯。

3 氫能儲運技術

與普通的儲能電站不同，氫儲能電站作為包含制、儲、發一體化的儲能電站，其發電時間受到氫氣儲罐容量的影響。其次氫氣作為能量存儲介質，在能量調動靈活性上是其他所有儲能電站所不具備的，氫儲能電站既能通過給氫燃料電池車提供燃料的方式豐富研究經濟運行模式，也可以通過補充氫氣儲罐的方法持續發電，增強其發電性能。而其他儲能電站不具備補充儲能介質進行持續發電的能力。氫儲能電站的發展和應用極為依賴氫氣的儲運技術。

目前國內主要的應用的氫氣儲運方式為20 MPa的長管拖運輸和35 MPa的氫氣儲罐。隨著氫氣儲運技術的發展，預計在2025年，75 MPa的氫氣儲罐、45 MPa的長管拖車、氫氣管道等儲運技術會陸續在實際工程中得到應用。預計2026—2035年，隨著氫氣儲運技術的進一步提升，低溫液態、固態儲氫、液態氫罐、氫氣管道等儲氫技術將更加成熟，儲氫質量分數將達到5.5%。

3.1 高壓氫氣儲罐

目前國內最為常用的氫氣儲運技術為高壓氫氣儲罐，高壓氣態儲氫的優點是成本低廉、應用廣泛、充放氫氣速度快、對存儲環境要求較低。同樣缺點也很明顯，需要配備氫氣壓縮機，且存儲過程中需消耗大量電能。另外氫氣儲罐屬于特種設備，在存儲氫氣時容易發生氫脆，大容量存儲時危險系數高。

目前國內工程應用領域大部分氫氣儲罐為20～35 MPa，中材科技的大容積鋼制無縫儲氫容器的運行壓力達到45 MPa。浙江大學設計了全多層鋼制高壓儲氫容器，設計壓力最高能達到90 MPa，具有壓力高、體積大、抑爆抗爆功能，達到了國際水平[4]。

3.2 低溫液態儲氫

低溫液態儲氫的設計、結構及工藝都比較復雜，運行過程需要嚴格的絕熱措施[5]。低溫液態儲氫的最大優勢是質量儲氫密度相對較高，按照目前的設備水平氫氣儲運中質量分數能夠超過5%。

液態氫氣容易揮發損失并且儲運過程中需要配套低溫設備，成本較高。當在大容量儲存應用時，會出現熱分層，產生大量氣態氫，使儲罐壓力增加，存在爆破風險。液氫存儲同樣需要冷卻設備配合，成本較高，主要用于軍事領域和航天領域。

2011年由中國中集集團旗下的圣達因低溫裝備有限公司成功開發出300 m3的液氫儲罐，該貯罐的成功研制填補了國內大型液氫貯罐領域的空白，達到了國際先進水平[6]。

3.3 固態儲氫

固態儲氫是以金屬氫化物、化學氫化物和納米材料等作為儲氫載體，通過化學吸附和物理吸附的方式，將氫儲存其中。固態儲氫方式的儲氫體積密度大、操作容易、運輸方便、成本低、安全性好，即使遇劇烈撞擊也不會發生爆炸[7]。同時，固態儲氫目前在實際應用中存在著放氫溫度高、速度慢等缺點。

國內在研應用領域的固態儲氫技術主要為浙江大學研究的金屬氮基氫化物固態儲氫和氨硼烷固態儲氫技術。其中金屬氮基氫化物固態儲氫目前存在的主要技術問題是放氫溫度較高（放氫溫度在90℃左右，放氫壓力在0.1 MPa左右）且放氫過程伴隨少量氨氣釋放[8]。氨硼烷固態儲氫理論儲氫質量分數高達19.6%，而且熱穩定性好、放氫的條件溫和，是當下被認為最具有研究性的儲氫材料之一[9]。但是氨硼烷的放氫效率較低，放氫過程中同樣伴隨著雜質且再生成本較高等問題，限制了其進一步發展。

3.4 氫氣管道

隨著氫能產業的規模化發展，氫氣管網必然成為氫氣運輸的重要手段，截至目前，美國和歐洲是世界上最早發展氫氣管網的地區[10]。據統計，全球范圍內氫氣輸送管道總里程已超過4 600 km[11]。

與油氣管道不同，氫氣管道的建設成本要遠高于油氣管道，由于氫氣的特殊物理性質，運輸管道極易遭受氫脆腐蝕，對管道材料和工藝的要求極高。

目前中國由于技術限制，氫氣管道建設應用較為滯后，分別于2014年和2015年建立2條氫氣管道。其中，“巴陵—長嶺”氫氣輸送管線設計壓力為5 MPa，目前每小時可輸送8 000 m3氫氣；“濟源—吉利”輸氫管道全長25 km，設計壓力為4.0 MPa，年輸送量為10.04萬t。

4 氫儲能標準體系建立

氫儲能電站屬于中國正在研究且未應用的儲能電站，不同于抽水蓄能電站、電化學電池儲能電站等成熟電站，在現存的標準體系中，氫儲能電站的設計、建造、實驗、驗收、運行和安全等一系列標準尚屬空白。如何研究建立氫儲能電站，健全氫儲能電站的標準體系，促進技術進步與氫能產業發展，是目前亟待解決的問題。在當前中國氫能產業呈爆發式發展背景下，如何發揮氫能的儲能作用并保證其安全性，針對氫儲能電站標準建設過程中可能遇到的技術問題，提出以下建議供參考。

氫氣屬于危險化學品，在氫氣的使用和存儲方面需要遵循化工領域標準中對危險化學品的要求。

氫儲能電站內運行的涉氫能設備較多，而且缺失現存的設計標準體系。在氫儲能電站的設計過程中，需要參考大量的有類似設備的建筑物設計標準和危險環境下的電氣設備設計要求，如GB 50177—2005《氫氣站設計規范》和GB 50058—2014《爆炸危險環境電力裝置設計規范》。

氫儲能電站中把電能轉換為氫的設備為電解槽，而電解槽的種類不同，應用的標準也不同。符合儲能電站技術要求的主要是PEM電解槽，而國內廣泛用于大規模風光制氫的電解槽為堿性電解槽，兩者的性能和參數并不一致。目前標準體系中關于PEM電解槽的內容較少，用于儲能電站的情況下，對于PEM電解槽的運行要求和安全要求主要參考GB/T 37563—2019《壓力型水電解制氫系統安全要求》。

氫儲能電站發電設備主要為氫燃料電池，標準體系中對于氫燃料電池的安全性能和實驗都有詳細的要求，但是作為儲能電站發電部分，氫燃料電池在啟停性能、供電能力、實驗要求方面的要求需要符合GB/T 36544—2018《變電站用質子交換膜燃料電池供電系統》的要求。

5 結論

在氫能的大規模儲運方面，中國與國際發達國家相比還有較大差距。氫氣的儲運技術涉及到材料和工藝等一系列基礎學科，中國在基礎學科的研究尚屬薄弱；氫儲能電站使用的電解槽和燃料電池設備成本過高，發電成本超過8 000元/kW，與其他儲能電站相比，不具備成本優勢。國家需加快完善氫儲能標準體系建設，填補氫儲能電站在設計、實驗、驗收及安全運行標準領域的空白，完善和推廣大容量氫儲能電站建設。

隨著國家政策的推進、氫能技術的發展、電力系統運行的需要，以及氫能在能源領域不可取代的重要性，在未來氫儲能電站的應用規模必將逐步擴大。目前，氫儲能電站作為電力系統中的儲能環節，尚有很多技術難點尚未突破。氫儲能電站在未來依靠氫的靈活調配，實現持續性發電、跨季度調峰、通過售氫擴展盈利模式等優勢是其他儲能電站不具備的。氫儲能電站作為清潔能源系統的支柱環節，需要在政策引導和技術領域進一步加大支持力度。