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氢储能调峰站发展路径研究
发布时间2020-01-17 10:45:41| 浏览次数:

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,提升能源系统整体效率,有力支撑高比例可再生能源发展,可有效弥补电能存储性能差的短板,有助于优化能源结构,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,也不利于降低排放,不适用于氢储能,转换成另一种可存储的能量物质。而通过可再生能源电解水制氢。实现能源转换和存储,将不易储存的电能转换为氢能存储起来,可实现电-氢绿色转换。

储能发展的必要性

国家能源局统计结果显示、占比 27.9%,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。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、弃光率 2%,弃风率 4%;弃光电量 46 亿 kWh。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:

(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,但由于成本较高,电池寿命只有五年左右,目前在容量需求小的调频率储能应用较多,并且建设周期长;电化学储能近些年发展迅速,并且废旧电池处理面临诸多环保问题,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,目前难以做到大规模商业化应用,受制于技术成熟度、成本、效率等方面因素影响。

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 5 MW/ 台,制氢量 1000 Nm3/h,可大规模使用。

 

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,整体效率较低,但电 - 氢 -电过程存在两次能量转换。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、具有广阔的应用场景,下游瞄准高纯氢市场需求,受到国内外学术界、产业界的广泛关注和研究,上游与可再生能源发电结合,由于广义氢储能系统效率高和成本低,广义氢储能强调电-氢单向转换。电解制氢将难以储存的电能转化为可存储的氢气。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,氢作为能源和原料。


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,造成了可再生能源一定程度上的弃电浪费,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,使其无法在市场中准确申报电量,可再生能源具有季节性、波动性特点。电网系统为应对大规模可再生能源上网,无法高效最优运行,以至排放增加,保障配套投资增加,火电、燃机深度调峰。

 

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,对电网稳压性的影响是广义氢储能的一种应用方式,减缓风光发电间歇波动。

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 5000 h,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,挖掘新能源消纳能力,提出要提高输电通道利用效率、电力需求响应能力,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)》。

我国具有强大、完善、覆盖面广的电力输送系统、谷电时间段通过“西电东送”“北电南送”特高压通道,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,变氢能输送为电能输送,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,发挥我国电网基建优势。当前国家电投正依托乌兰察布风电基地项目。提供可再生能源的氢气保障,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。

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13500 MW,峰谷电差达 4000 MW,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。谷电时段。电网将可再生能源电能输送到高纯氢需求端,提高可再生能源消纳和输电通道利用率,通过电解水制氢储能,供燃料电池交通和电子等行业使用。电解制氢的副产氧纯度在 98.5% 以上、主要杂质为 H2O 和 H2,经济价值高,提纯成本低。

 

在峰电时段。可以采用天然气掺氢富氢燃机发电向电网送电,由于氢燃料电池发电成本较高。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、柴油发电度电成本 2 元)等优点,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。

 

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,尤其在电、氢负荷中心的东部经济发达城市选址更加困难,这限制了氢储能调峰站的选址,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。

 

制氢设备技术成熟度

 

电解水制氢技术根据电解质不同、PEM 和 ALK 次之,SOEC 电解可以利用外供热源效率最高,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。

 

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,未来市场增长点集中于能源氢在氢燃料电池领域的应用,高纯电子氢市场需求相对稳定。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,到 2025 年我国加氢站将达 200 座,按照每座加氢站 800 kg/d 的加氢量。交通领域年氢气需求 5.84 万 t,可以消纳 50 个20 MW 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,解决氢气远距离运输成本、安全等难题,峰电时段天然气掺氢富氢燃机发电回馈电网,将可再生资源丰富地区的电能输送到高纯氢负荷中心,谷电时段制氢储能(P2H),建设氢储能调峰站,缓解东部城市峰谷电差大的问题,可以实现可再生能源消纳,提高输电通道利用率。

 

针对氢储能调峰站发展面临的挑战,建议如下:

 

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。开展用户端制氢的示范,在以能源方式利用时,将氢气纳入能源管理范畴,有序推进非化工园区制氢试点探索,参照天然气管理方式。

 

发挥电网企业的作用

 

氢能和电能同属于清洁的二次能源。提高能源综合利用效率,实现氢电之间深度耦合互补,充分发挥电网企业在二次能源领域的调度经验。具体而言,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,建议电网企业在电网输送通道利用率低的谷电时段。

 

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,构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系,促进能源产业融合,促进示范落地;通过规划政策引领,消除能源行业间壁垒。

 










 



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