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氫儲能調峰站發展路徑研究

2022-03-14 來源:Hydrogen Trend Analysis 瀏覽數:367

氫能是現代能源體系的重要組成部分,將深刻影響中國能源應用的前景。氫儲能是解決可再生能源消納和緩解峰谷電差的有效方式之一。

 氫能是現代能源體系的重要組成部分,將深刻影響中國能源應用的前景。氫儲能是解決可再生能源消納和緩解峰谷電差的有效方式之一。
 
通過電轉氫技術可以實現規模化、長期、廣域的儲能。氫儲能或將成為未來重大創新技術,可有效彌補電能存儲性能差的短板,有力支撐高比例可再生能源發展,有助于優化能源結構,提升能源系統整體效率,促進能源革命。
 
氫儲能概述
 
目前氫氣制取主要有以下三種較為成熟的技術路線:一是化石燃料制氫;二是工業副產氫尾氣提純制氫;三是電解水制氫。
 
化石能源和副產氫提純制取的氫氣本質來源都是含碳化石原料,無法擺脫碳排放問題;并且這兩種技術路線都是從一種易儲存的能量物質,轉換成另一種可存儲的能量物質,不適用于氫儲能,也不利于降低排放。
 
而通過可再生能源電解水制氫,可實現電-氫綠色轉換,將不易儲存的電能轉換為氫能存儲起來,實現能源轉換和存儲。
 
儲能發展的必要性
 
國家能源局統計結果顯示,2019 年底,可再生能源發電裝機達到 7.94 億 kW,占比 39.5%;2019 年可再生能源發電量達 2.04 萬億 kWh,占比 27.9%。
 
可再生能源快速發展的同時也帶來了大量的問題,水力發電的季節性、風光發電的波動性和不確定性,對電力系統資源配置、安全穩定運行提出了更高要求。
 
2019 年全年主要流域棄水電量 300 億 kWh、棄風電量 169 億 kWh,棄風率 4%;棄光電量 46 億 kWh,棄光率 2%。
 
發展切實有效的大規模儲能技術,對消納棄電、保障電力系統穩定具有重要意義。
 
儲能的種類和特點
 
下表給出了幾種儲能方式的綜合比較:
 
 
注:* 表示電站通常設計使用壽命;** 堿性電解設備壽命15 年,燃料電池發電受制于現階段的技術成熟度,壽命約 6年,綜合取 10 年。
 
目前較為成熟的儲能方式主要有抽水蓄能和電化學儲能兩大類。抽水蓄能電站需要具有發達的水系和優良的地質條件,并且建設周期長;電化學儲能近些年發展迅速,但由于成本較高,電池壽命只有五年左右,并且廢舊電池處理面臨諸多環保問題。
 
目前在容量需求小的調頻率儲能應用較多,大規模調峰儲能應用不具有經濟可行性。其他方式的儲能包括壓縮空氣儲能、電磁儲能(超級電容器、超導儲能)和熱儲能等,受制于技術成熟度、成本、效率等方面因素影響,目前難以做到大規模商業化應用。
 
氫儲能優缺點
 
氫儲能技術是利用電力和氫能的互變性而發展起來的。
 
利用電解制氫,將間歇波動、富余電能轉化為氫能儲存起來;在電力輸出不足時,利用氫氣通過燃料電池或其他發電裝置發電回饋至電網系統。
 
電解水制氫技術成熟,工藝簡單,清潔環保,制取的氫氣和氧氣純度高,而且設備單機容量大,市場成熟產品可做到 5 MW/ 臺,制氫量 1000 Nm3/h,可大規模使用。
 
氫儲能目前存在的問題是效率較低、造價高。電解水制氫效率達 65%——75%,燃料電池發電效率為 50%——60%,單過程轉換效率相對較高,但電 - 氫 -電過程存在兩次能量轉換,整體效率較低。
 
制氫設備的單位造價約 2000 元 /kW,儲氫和輔助系統造價為 2000 元 /kW,燃料電池發電系統造價約9000 元 /kW,燃料電池的投資占到氫儲能系統總投資的接近 70%;且現階段規模化燃料電池發電系統應用較少,技術成熟度、系統壽命有待驗證。
 
廣義氫儲能
 
傳統意義的氫儲能是電 -氫 -電的轉換,前文已論述存在效率低、價格高的問題。效率主要問題是兩次能量轉換,整體效率低;價格主要問題是燃料電池投資占比高。
 
相較于傳統儲能,廣義氫儲能強調電-氫單向轉換,由于廣義氫儲能系統效率高和成本低,上游與可再生能源發電結合,下游瞄準高純氫市場需求,具有廣闊的應用場景,受到國內外學術界、產業界的廣泛關注和研究。
 
電解制氫將難以儲存的電能轉化為可存儲的氫氣,氫作為能源和原料,供氫燃料電池交通、燃料電池應急備用電源、天然氣摻氫燃料、化工原料、工業還原保護氣體等場景使用。
 
氫儲能調峰站
 
中國三北地區風光資源豐富,西南部水資源豐富。但是由于我國的經濟發展存在地域間的較大差異,西部地區的經濟發展程度相對較為落后,可再生能源在中西部地區難以就地消納。
 
另外,可再生能源具有季節性、波動性特點,使其無法在市場中準確申報電量,造成了可再生能源一定程度上的棄電浪費。電網系統為應對大規模可再生能源上網,保障配套投資增加,火電、燃機深度調峰,無法高效最優運行,以至排放增加。
 
在可再生資源豐富地區就近建設大規模電解水制氫站,消納清潔能源,減緩風光發電間歇波動,對電網穩壓性的影響是廣義氫儲能的一種應用方式。
 
 
據國家能源局統計,2017 年我國大部分特高壓工程利用小時數不足 5000 h,部分工程投運后最大輸電功率未達到預期;谷電時段電網通道負荷率更低,而此時段正是風資源發電量高峰時段。
 
2020 年 8 月,國家發展和改革委員會、國家能源局聯合發布《關于開展“風光水火儲一體化”“源網荷儲一體化”的指導意見(征求意見稿)》,提出要提高輸電通道利用效率、電力需求響應能力,挖掘新能源消納能力。
 
我國具有強大、完善、覆蓋面廣的電力輸送系統,發揮我國電網基建優勢,谷電時間段通過“西電東送”“北電南送”特高壓通道,將三北地區的清潔能源輸送到高純氫市場需求端電解制氫儲能,變氫能輸送為電能輸送,解決可再生能源消納和氫儲運面臨的技術、成本、安全等難題。
 
當前國家電投正依托烏蘭察布風電基地項目,實施“蒙電進京、谷電制氫、用氫示范”,為京津冀地區氫能交通示范運用,提供可再生能源的氫氣保障。
 
氫儲能調峰站典型設計方案
 
東部經濟發達地區用電負荷量大,峰谷電差也大。以某沿海城市為例,日均用電負荷功率13500 MW,峰谷電差達 4000 MW,調峰問題日益突出。利用氫的儲能特性和電 -氫靈活轉化關系,發揮氫儲能在電網中“填谷”作用。
 
谷電時段,電網將可再生能源電能輸送到高純氫需求端,通過電解水制氫儲能,供燃料電池交通和電子等行業使用,提高可再生能源消納和輸電通道利用率。電解制氫的副產氧純度在 98.5% 以上,主要雜質為 H2O 和 H2,提純成本低,經濟價值高。
 
在峰電時段,由于氫燃料電池發電成本較高,可以采用天然氣摻氫富氫燃機發電向電網送電。富氫燃機具有以下優點——
 
造價約 3000 元 /kW,遠低于燃料電池;
 
可利用城市天然氣管網提供燃料;
 
天然氣摻氫 20%,可提高燃燒效率,降低碳排放和污染物排放;
 
摻氫比例可根據需求在 0——20% 之間調節;
 
可熱電聯供,提高綜合效率。日本川崎、三菱、西門子等公司在天然氣摻氫、純氫燃氣輪機方面,都具有相應的成功應用示范。
 
氫儲能調峰站配套質子膜氫燃料電池(PEMFC)發電作為應急備用電源,替代傳統的柴油發電機備電。
 
PEMFC 燃料電池利用儲存的氫氣發電,相比柴油發電具有運行安靜、零排放、燃料成本低(PEMFC 度電成本 1 元,柴油發電度電成本 2 元)等優點。

氫儲能調峰站潛在挑戰

用地性質制約
 
雖然 2020 年 3 月修訂的《能源法》將氫氣作為能源一詞列入諸種能源之一。
 
但仍未改變其危化品管控屬性,規模化制氫站須入在化工園區,這限制了氫儲能調峰站的選址,尤其在電、氫負荷中心的東部經濟發達城市選址更加困難。
 
制氫設備技術成熟度
 
電解水制氫技術根據電解質不同,主要可分為堿性(ALK)、質子交換膜(PEM)、固體氧化物(SOEC)電解三大類,SOEC 電解可以利用外供熱源效率最高,PEM 和 ALK 次之。
 
 
其中堿性電解技術成熟、成本低,是國內商業化應用的主流產品;但是其動態響應速度慢,在需要頻繁啟停、變負荷運行的氫儲能調峰站中應用有較大弊端。
 
PEM 制氫動態響應速度快、抗電源負荷波動性強,適合在氫儲能調峰站使用;但目前國內 PEM 制氫設備技術成熟待工程化應用驗證,其高昂的價格限制了大規模工程化推廣。
 
產業下游高純氫市場消納風險
 
電解制取的高純氫,理想的市場消納方式是高純電子氫和能源氫,高純電子氫市場需求相對穩定,未來市場增長點集中于能源氫在氫燃料電池領域的應用。
 
2018 年至今,全國諸多省、市紛紛出臺氫能和燃料電池發展規劃和激勵政策,中國氫能聯盟 2019 年發布的《中國氫能源及燃料電池產業白皮書》預測;
 
到 2025 年我國加氫站將達 200 座,按照每座加氫站 800 kg/d 的加氫量,交通領域年氫氣需求 5.84 萬 t,可以消納 50 個20 MW 氫儲能調峰站氫氣量。
 
據目前技術和市場分析,氫能源交通的普及仍然有著巨大的困難:氫燃料電池汽車的技術成熟度和使用壽命有待應用驗證;在政府補貼逐漸退去的情況下,燃料電池車成本能否低至與燃油車、電動車競爭,有待市場檢驗。能源氫終端應用市場的增長仍有一定的不確定性。
 
結論和建議
 
氫儲能是支撐高比例可再生能源發展有效方式之一,傳統電 -氫 -電的儲能方式綜合效率低、造價高,現階段不具備經濟適用性。
 
借助我國跨區域特高壓輸電通道優勢,將可再生資源豐富地區的電能輸送到高純氫負荷中心,建設氫儲能調峰站,谷電時段制氫儲能(P2H),峰電時段天然氣摻氫富氫燃機發電回饋電網,可以實現可再生能源消納,提高輸電通道利用率,緩解東部城市峰谷電差大的問題,解決氫氣遠距離運輸成本、安全等難題。
 
針對氫儲能調峰站發展面臨的挑戰,建議如下:

1、開展用戶端制氫試點探索
 
河北省為發展氫能產業,支持可再生能源綠色制氫和風光可再生能源消納,率先發布風力發電配套制氫項目可不進化工園區。
 
建議在認真做好技術評估、滿足安全要求的前提下,有序推進非化工園區制氫試點探索,開展用戶端制氫的示范,參照天然氣管理方式,在以能源方式利用時,將氫氣納入能源管理范疇。
 
2、發揮電網企業的作用
 
氫能和電能同屬于清潔的二次能源,充分發揮電網企業在二次能源領域的調度經驗,實現氫電之間深度耦合互補,提高能源綜合利用效率。
 
具體而言,建議電網企業在電網輸送通道利用率低的谷電時段,降低清潔能源跨區域輸送過網費;對以削峰填谷為目的的氫儲能調峰站,建議減免容量費。
 
3、試點探索多元化商業模式
 
建議政府層面的氫能產業政策從燃料電池交通、加氫站向氫氣清潔高效制取、氫能在能源體系中的耦合利用等“大氫能”產業擴展延伸。
 
加快對新領域試點項目的論證和規范審批流程,促進示范落地;通過規劃政策引領,消除能源行業間壁壘,促進能源產業融合,構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系。
閱讀上文 >> 電解水制氫技術研究進展與發展建議
閱讀下文 >> 氫氣輸運的經濟性分析

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