淺談氫儲能技術及其在可再生能源發電儲能中的應用

中國電氣裝備集團有限公司 李曉龍

本廠為49.5MW 風場，年均等效發電時長為2100h，年發電量可達10395萬kWh，在20%限電比例條件下年限電量為2079萬kWh。本廠積極響應號召開展風－氫儲能示范項目，風電裝機總容量為100MW，配套氫儲能系統容量為10MW，氫氣年生產量達400萬m3，按1kg 氫氣為11.1m3換算約360t，項目儲能系統投資為3900萬元。

1 氫儲能系統及其關鍵技術

1.1 氫儲能系統

本項目由風電場、電解水制氫系統、儲氫系統、氫燃料電池系統4部分構成，其中制氫系統、儲氫系統和氫發電系統為氫儲能系統的核心。制氫儲能系統的運行流程為：制氫系統對風力、光伏和其他可再生能源電力進行開發完成電解水制氫；按氣態、液態、固態等不同形態通過高效儲氫系統實現氫氣封存；通過燃料電池發電回饋至電網，實現氫氣與電能的轉化，滿足用戶的用電需求。相較于其他儲能技術制氫儲能具有明顯優勢：與抽水蓄能相比既不需要豐富的水力資源，對地勢地形的要求也較低；與蓄電池相比成本投入更低且使用壽命更長；與金屬儲能相比更環保，有效避免了對周邊環境形成污染。不同儲能技術的性能對比如表1所示。

表1 不同儲能技術的性能對比

隨著氫儲能技術的應用，氫氣利用方式與應用場景更為豐富，實現了不同能源來源和終端用戶的聯系，為電—熱—燃料之間的轉化提供技術支持。對于風電領域來說，可再生能源制取的氫能可以與已有能源體系進行協調，推動“電—儲—電”投入型生產模式向“電—氫—利用”生產型模式轉變。

1.2 項目關鍵技術

本項目為風－氫儲能示范項目，以氫氣為核心進行能量轉換和循環利用，按技術類型可劃分為制氫技術、儲氫技術以及氫發電等技術。

1.2.1 制氫技術

本項目采用電解水制氫技術，先對可再生電力進行變壓和整流處理，達到規定電壓標準后將交流電整流為直流電，后可通過電解水制氫技術進行耦合制氫，確保可在風機全轉速運行的基礎上實現電能轉換，為能量轉換和儲存提供有利條件[1]。值得注意的是，交流電向直流電的轉換既可有效避免相位差和頻率差給能量轉換帶來的影響，又可省去交流變壓裝置和濾波裝置等并網設備。本項目通過簡化系統裝置，節省成本投入達到30%以上。

電解水制氫技術具有工藝簡便、氫氣純度高、清潔環保等優勢，與本項目實際情況有著較強的適應性。常見的電解水制氫技術包括堿性電解法（AEC）、固體高分子電解質電解法（SPE）、固體氧化物電解水制氫技術（SOEC）以及質子交換膜電解水制氫技術（PEMEC）。其中，SPE 技術所涉及到的關鍵組件為離子聚合物膜，雖然其電解效率（75%）與總制氫效率（35%）處于較高水平，但由于整體成本較高，因此本項目不予考慮。

對于其他三種技術來說，AEC 技術已經相對成熟且整體成本較低，以25%～30%氫氧化鉀水溶液作為電解質，在70～80℃工作溫度下，通過堿性金屬材料電極完成制氫過程。但該技術的應用也存在一定弊端：一是該技術總體效率較低，電解效率大多在50%～60%范圍內、總效率在30%以下，且成本投入的80%以上在電能消耗上；二是該技術對兩極壓力的平衡狀態要求較高，一定程度上增加了制氫難度，同時還存在電流密度低、裝置體積大等問題，從而逐漸退出本項目。

SOEC 技術作為高溫固體氧化物電解技術實現了固體氧化物燃料電池技術（SOFC）的逆過程，通過固體電解質在400～1000℃工作溫度下可實現高效的電氫轉換。特別是在800℃以上的極高溫度下，該技術的電解反應動力可進一步增大，從而保證電解效率可達到95%以上，總體效率可達到50%以上，在保證電解速率的同時減少不必要的能源消耗。隨著該技術的深入應用，本項目又進一步引進了SOEC 技術測試平臺（RSOC），根據其測試結果，該技術的平均電解效率可保證在90%以上。然而，投資成本與材料損耗較高也是該技術需要面對的問題，電堆易衰減現象一定程度上限制了SOEC 規模化的發展，因此有必要進一步針對材料和電堆結構設計方面展開深入研究[2]。

隨著PEMEC 技術的提出，有效拓展了負荷范圍，使得電解水功率變化響應速率達到更高水平。PEMEC 技術下，其質子交換膜燃料電池單電池的輸出電壓表示為：Vcell=Enernst-ηact-ηohm-ηcon，其中：Enernst表示的是電動勢；ηact、ηohm、ηcon分別表示活化過電壓、歐姆過電壓以及濃差過電壓。相較于上述技術，PEMEC 技術對風電可再生能源的波動性體現出更強的適應性，因此可以在風—氫儲能示范項目中逐步擴大應用規模。

1.2.2 儲氫技術

相較于其他燃料，氫氣的質量能量密度較大而體積能量密度較低，因此本項目運行期間，氫儲能系統的建設需要在體積質量密度有關技術的基礎上進行，保證儲氫技術具有較高的安全性，同時減少成本投入。本項目根據氫儲能系統運行原理，按氣態、液態、固態不同形態進行儲氫，采取的儲氫技術主要包括以下類型。

高壓氣態技術。該技術的主要形式是將氫氣以氣態方式儲存，隨著壓力的升高，氫氣儲存量也會逐漸增加，是目前風－氫儲能示范項目中最常見、最直接的儲氫技術之一。考慮到高壓氣態儲氫技術對容器的高要求，本項目引進壓力25～35MPa 的碳纖維復合鋼瓶，隨著技術升級容器壓力最高可以達到70MPa。值得注意的是，該技術在氫氣壓縮階段的能量損耗量較大，造成成本投入的增加。

低溫液化技術。當處于-253℃以下的極低工作溫度下氫氣可以實現液化，相較于氣態氫，液態氫體積僅為其1/800，因此低溫液化技術的體積能量密度可實現顯著升高。然而該技術在能量消耗上存在一定弊端，總體能耗遠遠超過高壓氣態技術，不僅占氫氣能量釋放的1/3，還存在較高的汽化逃逸損失率，最高可達到1%以上。因此本項目對低溫液化技術的應用存在一定局限，避免在間歇使用場景下使用該技術，主要將其引入大型氫儲能系統中，呈現出更強的隔熱效果。

金屬固體技術。固體儲氫主要是通過金屬以實現氫氣的儲存。在低溫加壓工作條件下，氫氣可以同鈉、鋰、鎂等金屬發生反應，后在提高溫度、降低壓力的過程中氫氣可進一步實現可逆釋放。相較于高壓氣態技術和低溫液化技術，金屬固體技術在體積能量密度上更具優勢，且其能耗僅占液化儲氫的1/5，因此在本項目中具有良好的發展前景，但其材料及成本投入方面的問題仍需要進一步研究[3]。

1.2.3 氫發電技術

在進行氫氣與電能的轉化過程中，雖然可以直接通過燃燒氫氣進行發電，但為盡可能減少中間損失、提高發電效率，可通過引入燃料電池實現化學能向電能的轉化，在風－氫儲能示范項目中也具有更強的實用性。燃料電池按工作溫度劃分可分為低溫燃料電池與高溫燃料電池，其中前者以固體高分子質子交換膜燃料電池（PEMFC）為代表，PEMFC 以純氫為燃料，在能量轉換效率以及功率密度上具有明顯優勢，因此在本項目中也得到了廣泛應用。

在應用PEMFC 技術進行發電的過程中，本項目主要需關注以下幾方面內容：首先是質子交換膜、膜電極、電催化劑等關鍵材料對PEMFC 性能的影響；其次是為滿足大規模發電、并網要求，本項目需逐漸完成聯合循環發電系統的構建，支撐燃料電池運行；再次是針對電池動態響應輔助技術需深入研究；最后是交流電與直流電轉換過程中存在的故障問題有待解決[4]。

2 風—氫儲能示范項目經濟效益分析

結合本項目的實際情況來看，隨著制氫儲能系統建設的推進，為實現對可再生能源的高效利用，需要在現有風電站基礎上對制氫設備、存儲設備、灌裝設備等加以完善，目前1MW 制氫儲能系統安裝費用約為390萬元，每年花費的維護費用約為12.7萬元[5]。

對于氫發電技術來說，其電能耗為4.5～5kWh/Nm3，加上壓縮機能耗為0.24.5～5kWh/Nm3，因此得到每m3氫氣生產壓縮的能耗約為5.2kWh。每1kg 氫氣完全燃燒釋放的熱量為14.3×l07J/kg,轉換為電能約為40kWh，按75%的中間損耗計算即為30kWh，因此本項目每年生產的360t 氫氣發電量約為1080萬kWh。在此基礎上，按1.2的系數對生產氫氣的耗水量進行計算，每年生產360t 氫氣的耗水量為3840t，按10元/t 的單價計算即為3.84萬元。結合上述數據，可進一步對本項目的經濟指標進行計算。

首先，需對本項目中的電解水制氫氣所消耗的成本進行計算，其公式表示為：H2cost1=Pelc×Celc+PW×CW+（Pdep+POM）/V，其中：H2cost1表示的是單位體積制氫成本，Pelc和Celc分別表示的是電價和電耗，PW和CW分別表示的是水價和水耗，Pdep表示的是年設備折舊成本，POM表示的是設備年運維成本，V表示的是年制氫體積；其次，需要對氫氣壓縮成本進行計算，其公式表示為：H2cost2=Pelc×Celc+（Pdep+POM）/V，其中：H2cost2表示的是氫氣壓縮成本，Pelc和Celc分別表示的是壓縮機電價和電耗；最后，需對氫氣發電所需成本進行計算，根據項目實際情況，49.5MW 風場年等效發電時長為2100h，按20%限電比例計算年轉換電能為1080萬kWh，電價按0.5元/kWh 計算本項目的年氫氣發電收入約為540萬元[6]。

綜上所述，氫儲能技術在風電、光伏等可再生能源發電項目中發揮出十分關鍵的作用，在經濟效益與社會效益上也具有明顯優勢。在具體的項目實踐中，電廠應加強對制氫、儲氫、氫發電等關鍵技術的應用，為提高電能轉換效率滿足用戶電能需求提供技術支持。