氢综合能源电站应用前景＊

滕 越，王 缔，赵 骞，张 健，徐 晨

（1.国网安徽省电力有限公司电力科学研究院，安徽 合肥 230000；2.安徽新力电业科技咨询有限责任公司，安徽 合肥 230000）

2021年，中央财经委员会第九次会议提出，要构建以新能源为主体的新型电力系统，截至2020年底，全国可再生能源发电量占全部发电量的29.1%，全国可再生能源发电累计装机容量占全部电力装机的42.5%。可再生能源发电量迅速增加，同样会给电力系统带来运行压力。

在调峰方面，在可再生能源富集区域，具有调峰能力的新型储能电站占比过低，造成电网系统灵活性不足；在调度方面，风电、光伏的大规模接入，增加了短时间内调度计划调整的频率，不利于电网稳定运行；在发电侧，为大规模消纳风光电量，通常需要发电站提供大量调峰、调压、备用等辅助服务，增加了运行成本[1]。为消纳可再生能源发电量，满足电网调度需求，保障电力系统稳定运行，同时达到国家碳达峰、碳中和的双碳目标，近年来包括氢储能电站在内的一系列新型储能电站在电源、电网侧得到广泛运用。

根据国家电网国网能源研究院发布的《中国能源电力发展展望》，2060年，中国新型储能装机规模将达到4.2亿kW左右，氢储能电站市场前景广阔。

能源系统的转型需求、大量可再生能源并网需求、电力系统平滑运行需求都将成为氢储能电站快速发展的驱动力，本文简述了氢储能电站与其他储能电站在应用领域的区别及在电源侧、电网侧、负荷侧的分布式应用优势，分析了氢储能电站储能技术的发展前景及氢储能电站标准体系的建设需求。

1 氢储能电站简介

目前国内储能技术主要有机械储能方式、电化学储能方式和变相储能方式等。机械储能方式包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等，电化学储能方式主要指铅酸电池、镍铬电池、锂离子电池，变相储能主要指熔盐储能。

氢储能电站是一种制氢、储氢、发电模块化运行的储能电站。与其他储能电站相比，氢储能电站的储能介质为氢气，在依靠发达的氢气管网输送体系下，可实现持续性发电。氢气作为存储介质时，存储周期长，在特殊的存储方式下零逸散，依此能够完成电力系统的跨季度调峰。

在响应速度方面，目前国内在建的氢储能电站采用新型PEM电解槽，冷启动速度达到分钟级，响应速度达到秒级。飞轮储能和大部分的电化学储能电池均可以达到毫秒级响应，抽水蓄能和压缩空气储能达到分钟级响应。

在持续发电能力方面，氢储能电站的发电时间取决于电解制氢的时间和氢气储罐的容量，目前在建的氢储能电站，1 700 m3氢气可供兆瓦级发电2 h。其他储能电站发电时间均为2～24 h之间。

在应用场景方面，氢储能电站无场地要求，占地面积小。抽水蓄能电站需要建在水资源丰富的地区，受气候和地域影响较大。

在调峰周期上，氢储能电站将电解的氢气作为发电的能源，存储的氢气不会产生逸散，因此可参与日调峰、月调峰及跨季度调峰。例如将汛期的水电站发电量存储到旱季进行发电，或者将夏季的光伏电站发电量存储到冬季进行发电。

氢储能电站属于新型发展的储能电站，与其他储能电站相比，具有调节灵活性更高（最小载荷低至5%）、可参与跨季度调峰等优点。但其劣势也同样突出，由于膜的成本和贵金属催化剂的使用，PEM电解设备造价高昂，同时目前国内氢气的储运技术薄弱。

2 氢储电站应用领域

2.1 电源侧应用模式

目前电力系统中的灵活性主要由火电机组提供。随着可再生能源发电站大规模并网脚步的加快及国家政策的要求，在电力系统中，可再生能源电站占比越来越大。这将导致电力系统灵活性降低，同时改变了区域的潮流动态，导致电压、频率等电能参数变化，影响电能质量[2]。

由于风电、光伏等新能源出力具有季节性和间歇性，将氢储能电站用于可再生能源电站，发挥氢储能电站响应时间短、调节灵活性高、调峰周期长、存储逸散等优点。将可再生能源富裕季节发出的风电、光电电解制氢进行存储，在可再生能源匮乏季节进行发电，实现跨季度调峰。促进新能源平滑并网，缓解弃风、弃光现象，大大提高电网对新能源消纳的接纳能力。

2.2 电网侧应用模式

氢储能电站应用于电网侧可实现电网削峰填谷，氢储能电站制氢系统可在电力系统负荷低谷时消纳富余电力，起到削峰填谷的作用，从而提高电网整体运行水平，促进电力系统的经济稳定运行[3]。同时由于氢气应用的灵活性，同样可以在电网侧配备加氢站，给氢燃料电池车加氢。另一方面，氢储能电站用于电网侧可实现调频、黑启动以及作为备用电源提高供电可靠性等作用。

2.3 用户侧应用模式

氢储能电站在用户侧的场景可以降低用户用电成本及提高用户侧电能可靠性。改善电网负荷特性，增加负荷侧调峰能力[2]。

氢储能电站应用在负荷侧主要用于燃料电池热电联供与燃料电池车加氢。氢储能电站制取的氢气，可用于燃料电池车加氢，扩展氢储能电站的盈利范围。燃料电池发电时产生的热量输送到暖气片，同时满足用户电能、热能需求，促进电网与热/冷网互联。

3 氢能储运技术

与普通的储能电站不同，氢储能电站作为包含制、储、发一体化的储能电站，其发电时间受到氢气储罐容量的影响。其次氢气作为能量存储介质，在能量调动灵活性上是其他所有储能电站所不具备的，氢储能电站既能通过给氢燃料电池车提供燃料的方式丰富研究经济运行模式，也可以通过补充氢气储罐的方法持续发电，增强其发电性能。而其他储能电站不具备补充储能介质进行持续发电的能力。氢储能电站的发展和应用极为依赖氢气的储运技术。

目前国内主要的应用的氢气储运方式为20 MPa的长管拖运输和35 MPa的氢气储罐。随着氢气储运技术的发展，预计在2025年，75 MPa的氢气储罐、45 MPa的长管拖车、氢气管道等储运技术会陆续在实际工程中得到应用。预计2026—2035年，随着氢气储运技术的进一步提升，低温液态、固态储氢、液态氢罐、氢气管道等储氢技术将更加成熟，储氢质量分数将达到5.5%。

3.1 高压氢气储罐

目前国内最为常用的氢气储运技术为高压氢气储罐，高压气态储氢的优点是成本低廉、应用广泛、充放氢气速度快、对存储环境要求较低。同样缺点也很明显，需要配备氢气压缩机，且存储过程中需消耗大量电能。另外氢气储罐属于特种设备，在存储氢气时容易发生氢脆，大容量存储时危险系数高。

目前国内工程应用领域大部分氢气储罐为20～35 MPa，中材科技的大容积钢制无缝储氢容器的运行压力达到45 MPa。浙江大学设计了全多层钢制高压储氢容器，设计压力最高能达到90 MPa，具有压力高、体积大、抑爆抗爆功能，达到了国际水平[4]。

3.2 低温液态储氢

低温液态储氢的设计、结构及工艺都比较复杂，运行过程需要严格的绝热措施[5]。低温液态储氢的最大优势是质量储氢密度相对较高，按照目前的设备水平氢气储运中质量分数能够超过5%。

液态氢气容易挥发损失并且储运过程中需要配套低温设备，成本较高。当在大容量储存应用时，会出现热分层，产生大量气态氢，使储罐压力增加，存在爆破风险。液氢存储同样需要冷却设备配合，成本较高，主要用于军事领域和航天领域。

2011年由中国中集集团旗下的圣达因低温装备有限公司成功开发出300 m3的液氢储罐，该贮罐的成功研制填补了国内大型液氢贮罐领域的空白，达到了国际先进水平[6]。

3.3 固态储氢

固态储氢是以金属氢化物、化学氢化物和纳米材料等作为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附的方式，将氢储存其中。固态储氢方式的储氢体积密度大、操作容易、运输方便、成本低、安全性好，即使遇剧烈撞击也不会发生爆炸[7]。同时，固态储氢目前在实际应用中存在着放氢温度高、速度慢等缺点。

国内在研应用领域的固态储氢技术主要为浙江大学研究的金属氮基氢化物固态储氢和氨硼烷固态储氢技术。其中金属氮基氢化物固态储氢目前存在的主要技术问题是放氢温度较高（放氢温度在90℃左右，放氢压力在0.1 MPa左右）且放氢过程伴随少量氨气释放[8]。氨硼烷固态储氢理论储氢质量分数高达19.6%，而且热稳定性好、放氢的条件温和，是当下被认为最具有研究性的储氢材料之一[9]。但是氨硼烷的放氢效率较低，放氢过程中同样伴随着杂质且再生成本较高等问题，限制了其进一步发展。

3.4 氢气管道

随着氢能产业的规模化发展，氢气管网必然成为氢气运输的重要手段，截至目前，美国和欧洲是世界上最早发展氢气管网的地区[10]。据统计，全球范围内氢气输送管道总里程已超过4 600 km[11]。

与油气管道不同，氢气管道的建设成本要远高于油气管道，由于氢气的特殊物理性质，运输管道极易遭受氢脆腐蚀，对管道材料和工艺的要求极高。

目前中国由于技术限制，氢气管道建设应用较为滞后，分别于2014年和2015年建立2条氢气管道。其中，“巴陵—长岭”氢气输送管线设计压力为5 MPa，目前每小时可输送8 000 m3氢气；“济源—吉利”输氢管道全长25 km，设计压力为4.0 MPa，年输送量为10.04万t。

4 氢储能标准体系建立

氢储能电站属于中国正在研究且未应用的储能电站，不同于抽水蓄能电站、电化学电池储能电站等成熟电站，在现存的标准体系中，氢储能电站的设计、建造、实验、验收、运行和安全等一系列标准尚属空白。如何研究建立氢储能电站，健全氢储能电站的标准体系，促进技术进步与氢能产业发展，是目前亟待解决的问题。在当前中国氢能产业呈爆发式发展背景下，如何发挥氢能的储能作用并保证其安全性，针对氢储能电站标准建设过程中可能遇到的技术问题，提出以下建议供参考。

氢气属于危险化学品，在氢气的使用和存储方面需要遵循化工领域标准中对危险化学品的要求。

氢储能电站内运行的涉氢能设备较多，而且缺失现存的设计标准体系。在氢储能电站的设计过程中，需要参考大量的有类似设备的建筑物设计标准和危险环境下的电气设备设计要求，如GB 50177—2005《氢气站设计规范》和GB 50058—2014《爆炸危险环境电力装置设计规范》。

氢储能电站中把电能转换为氢的设备为电解槽，而电解槽的种类不同，应用的标准也不同。符合储能电站技术要求的主要是PEM电解槽，而国内广泛用于大规模风光制氢的电解槽为碱性电解槽，两者的性能和参数并不一致。目前标准体系中关于PEM电解槽的内容较少，用于储能电站的情况下，对于PEM电解槽的运行要求和安全要求主要参考GB/T 37563—2019《压力型水电解制氢系统安全要求》。

氢储能电站发电设备主要为氢燃料电池，标准体系中对于氢燃料电池的安全性能和实验都有详细的要求，但是作为储能电站发电部分，氢燃料电池在启停性能、供电能力、实验要求方面的要求需要符合GB/T 36544—2018《变电站用质子交换膜燃料电池供电系统》的要求。

5 结论

在氢能的大规模储运方面，中国与国际发达国家相比还有较大差距。氢气的储运技术涉及到材料和工艺等一系列基础学科，中国在基础学科的研究尚属薄弱；氢储能电站使用的电解槽和燃料电池设备成本过高，发电成本超过8 000元/kW，与其他储能电站相比，不具备成本优势。国家需加快完善氢储能标准体系建设，填补氢储能电站在设计、实验、验收及安全运行标准领域的空白，完善和推广大容量氢储能电站建设。

随着国家政策的推进、氢能技术的发展、电力系统运行的需要，以及氢能在能源领域不可取代的重要性，在未来氢储能电站的应用规模必将逐步扩大。目前，氢储能电站作为电力系统中的储能环节，尚有很多技术难点尚未突破。氢储能电站在未来依靠氢的灵活调配，实现持续性发电、跨季度调峰、通过售氢扩展盈利模式等优势是其他储能电站不具备的。氢储能电站作为清洁能源系统的支柱环节，需要在政策引导和技术领域进一步加大支持力度。