新型儲能——氫儲能

　　氫儲能具有大容量長周期存儲、質量能量密度高、存儲方式靈活多樣等優(yōu)勢。目前，我國氫儲能應用場景向多個領域拓展，從試點試驗朝著適應規(guī)?；瘧玫姆较虬l(fā)展。

　　氫能是一種來源豐富、綠色低碳、應用廣泛的二次能源。氫能可分為綠氫、灰氫、藍氫等。其中，綠氫是指利用可再生能源發(fā)電，通過電解方式制取的氫。綠氫在制取過程中基本不產生溫室氣體，是目前氫能發(fā)展的主要趨勢。

　　氫儲能是以氫能為核心能源載體，基于電解水制氫、氫儲運及氫能多元應用技術發(fā)展起來的一種新型儲能技術。從概念上講，氫儲能有廣義和狹義之分。狹義的氫儲能基于“電—氫—電”的轉換過程，利用富余的新能源發(fā)電進行電解水制氫并存儲，在用電高峰期時，儲存起來的氫能可利用燃料電池或氫燃機進行發(fā)電以及熱電聯供。廣義的氫儲能強調“電—氫”單向轉換，將電能轉化為氫進行存儲，靈活應用于多個領域。

　　在氫儲能的全鏈條能量轉化過程中，關鍵技術包括電解水制氫、氫儲運和氫發(fā)電技術等。電解水制氫是一種清潔的制氫方式，技術工藝過程簡單，產品純度高。根據技術路線的不同，可將電解水制氫技術分為堿性電解水制氫、質子交換膜電解水制氫、陰離子交換膜電解水制氫和固體氧化物電解水制氫四類。當前在運電解水制氫項目以堿性電解水制氫為主，質子交換膜電解水制氫為輔，陰離子交換膜電解水制氫等技術還處于基礎研發(fā)或試點示范階段。

　　氫儲運是連接氫的生產和利用的關鍵環(huán)節(jié)。開發(fā)安全、大容量、低成本、靈活方便的氫儲運技術是氫儲能高效應用的關鍵。目前，氫儲運技術可以分為高壓氣態(tài)儲運氫、低溫液態(tài)儲運氫、固態(tài)儲運氫和有機液體及氨儲運氫等，另外還有一些新興的儲氫方式，如地下存儲。

　　氫能發(fā)電主要通過氫燃料電池、氫燃機發(fā)電兩種技術路線實現。氫燃料電池通過電化學反應，直接將氫燃料中的化學能轉變?yōu)殡娔埽哂泄r平穩(wěn)、體積小、零排放的優(yōu)點。但單體容量小，主要用于靠近用戶的分布式熱電聯供系統(tǒng)或中小型分布式電站。相對于燃料電池發(fā)電，氫燃機發(fā)電具有單機功率大的優(yōu)點，且可依托現有成熟的燃氣輪機工業(yè)體系，發(fā)揮氫氣擴散系數大，混合氣均勻程度高，燃燒充分的優(yōu)勢，實現穩(wěn)定高效的燃燒。

　　氫儲能可通過“電—氫”轉換模式，建立電力與其他領域的耦合協同，應用場景豐富。

　　在新能源裝機占比高、系統(tǒng)調峰運行壓力大的地區(qū)，氫儲能通過“電—氫—電”雙向發(fā)揮作用，滿足用電負荷需求，起到日內調節(jié)作用。應對電源—負荷季節(jié)性差異、極端天氣帶來的保供壓力，氫儲能可以跨季節(jié)、長周期儲能，較電化學儲能更具有經濟性。

　　在海島等配電基礎設施建設滯后地區(qū)，可采用“新能源+氫儲能+燃料電池”發(fā)電方式，通過氫燃料電池提供電源，解決供電問題，并可以熱電聯產聯供的方式滿足多種用能需求。

　　此外，不同區(qū)域的資源稟賦不同。例如，青海白天光伏發(fā)電量大，晚上全時段電源不足，可通過氫儲能技術實現“電—氫—電”大規(guī)模轉化利用。湖南白天依托特高壓送電和本地光伏自發(fā)，晚高峰供電不足，可通過氫儲能實現“氫—電”轉化，保障晚高峰用電。目前，“沙戈荒”地區(qū)是我國超前布局氫儲能的主要場景。

　　現階段，受技術、成本、標準等因素制約，氫儲能仍面臨制氫成本高，大規(guī)模儲運技術不成熟，項目落地周期長等諸多挑戰(zhàn)。目前，氫儲能在我國處于商業(yè)化初期階段，還將從試點試驗朝著適應規(guī)模化應用的方向發(fā)展。

　　2022年7月，國內首個海島綠氫綜合能源示范工程——國家電網浙江臺州大陳島氫能綜合利用示范工程投運，工程在全國海島氫能的綜合利用和商業(yè)模式探索中發(fā)揮示范作用。同月，國內首座兆瓦級氫能綜合利用示范站——安徽六安兆瓦級氫能綜合利用示范站投運，實現了首次氫電協同參與調度側并網聯調，標志著大容量儲氫發(fā)電從實驗室走向了實證階段。

　　浙江臺州大陳島氫能綜合利用示范工程

　　2022年7月8日，國家電網浙江臺州大陳島氫能綜合利用示范工程投運。這是全國首個基于可再生能源電解水制氫的海島綠氫能源示范項目。

　　位于東海的大陳島風能資源豐富，年平均風速6.8米/秒，年有效風能時數達7000小時。目前大陳島有風力發(fā)電機34臺，平均每年可發(fā)電6000多萬千瓦時。

　　大陳島氫能綜合利用示范工程充分利用夜間富余風電制氫儲能，有效促進清潔能源就地消納，實現削峰填谷，提高供電可靠性。工程采用新型固體聚合物電解水制氫技術，制氫功率達100千瓦，配套200立方米儲氫系統(tǒng)和100千瓦氫燃料電池發(fā)電系統(tǒng)，構建了“制氫—儲氫—燃料電池”熱電聯供系統(tǒng)，實現了大陳島清潔能源百分百消納和全過程“零碳”供能。

　　該工程應用了制氫/發(fā)電一體化變換裝置等首臺首套裝備，實現了國內首套氫綜合利用能量管理系統(tǒng)和安全控制技術突破，系統(tǒng)綜合能效超過72%，達到國際領先水平。工程投運后，每年消納島上富余風電36.5萬千瓦時，產出氫氣73000立方米(標準狀態(tài)下)，可發(fā)電約10萬千瓦時，能夠在用電高峰和緊急檢修階段作為應急電源，持續(xù)供電約2.5小時。

　　安徽六安兆瓦級 氫能綜合利用示范站

　　國家電網安徽六安兆瓦級氫能綜合利用示范站是國家電網公司科技項目“兆瓦級制氫綜合利用關鍵技術研究與示范”的配套工程。自2019年起，國網安徽電力完成可研評審、項目開工和集成測試，于2022年7月在安徽六安投運國內首座兆瓦級氫能綜合利用示范站，實現了首次氫電協同參與調度側并網聯調。

　　安徽六安兆瓦級氫能綜合利用示范站是集新能源消納、制氫、儲氫、發(fā)電、供熱于一體的新型綜合能源工程，是國內首次對具有全自主知識產權“制、儲、發(fā)”氫能技術的全面驗證和工程應用，工程投運標志著我國首次實現兆瓦級“制氫—儲氫—氫能發(fā)電”全鏈條技術貫通。

　　安徽六安兆瓦級氫能綜合利用示范站位于六安市金安區(qū)經濟技術開發(fā)區(qū)，額定裝機容量1萬千瓦。國網安徽電力聯合中國科學院大連化學物理研究所、清華大學、國網智能電網研究院有限公司、中國能源建設股份有限公司等單位開展技術攻關，歷經近3年時間，先后突破膜電極兆瓦級放大產生的傳質電壓損失等20余項技術瓶頸，成功實現整站從綠電到綠氫再到綠電的零碳循環(huán)。

　　截至目前，該站已累計運行3900余小時，制氫約66萬立方米(標準狀態(tài)下)，發(fā)電約100萬千瓦時，2024年完成調峰30余次，2025年1月至8月已完成調峰16次。

　　來源：國家能源局官網、《人民日報》《科技日報》《新型儲能百問百答》、國網安徽電力、國網浙江電力等