淺談氫儲能技術(shù)及其在可再生能源發(fā)電儲能中的應(yīng)用

中國電氣裝備集團有限公司 李曉龍

本廠為49.5MW 風(fēng)場，年均等效發(fā)電時長為2100h，年發(fā)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(yīng)號召開展風(fēng)－氫儲能示范項目，風(fēng)電裝機總?cè)萘繛?00MW，配套氫儲能系統(tǒng)容量為10MW，氫氣年生產(chǎn)量達400萬m3，按1kg 氫氣為11.1m3換算約360t，項目儲能系統(tǒng)投資為3900萬元。

1 氫儲能系統(tǒng)及其關(guān)鍵技術(shù)

1.1 氫儲能系統(tǒng)

本項目由風(fēng)電場、電解水制氫系統(tǒng)、儲氫系統(tǒng)、氫燃料電池系統(tǒng)4部分構(gòu)成，其中制氫系統(tǒng)、儲氫系統(tǒng)和氫發(fā)電系統(tǒng)為氫儲能系統(tǒng)的核心。制氫儲能系統(tǒng)的運行流程為：制氫系統(tǒng)對風(fēng)力、光伏和其他可再生能源電力進行開發(fā)完成電解水制氫；按氣態(tài)、液態(tài)、固態(tài)等不同形態(tài)通過高效儲氫系統(tǒng)實現(xiàn)氫氣封存；通過燃料電池發(fā)電回饋至電網(wǎng)，實現(xiàn)氫氣與電能的轉(zhuǎn)化，滿足用戶的用電需求。相較于其他儲能技術(shù)制氫儲能具有明顯優(yōu)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(huán)保，有效避免了對周邊環(huán)境形成污染。不同儲能技術(shù)的性能對比如表1所示。

表1 不同儲能技術(shù)的性能對比

隨著氫儲能技術(shù)的應(yīng)用，氫氣利用方式與應(yīng)用場景更為豐富，實現(xiàn)了不同能源來源和終端用戶的聯(lián)系，為電—熱—燃料之間的轉(zhuǎn)化提供技術(shù)支持。對于風(fēng)電領(lǐng)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(xié)調(diào)，推動“電—儲—電”投入型生產(chǎn)模式向“電—氫—利用”生產(chǎn)型模式轉(zhuǎn)變。

1.2 項目關(guān)鍵技術(shù)

本項目為風(fēng)－氫儲能示范項目，以氫氣為核心進行能量轉(zhuǎn)換和循環(huán)利用，按技術(shù)類型可劃分為制氫技術(shù)、儲氫技術(shù)以及氫發(fā)電等技術(shù)。

1.2.1 制氫技術(shù)

本項目采用電解水制氫技術(shù)，先對可再生電力進行變壓和整流處理，達到規(guī)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(shù)進行耦合制氫，確保可在風(fēng)機全轉(zhuǎn)速運行的基礎(chǔ)上實現(xiàn)電能轉(zhuǎn)換，為能量轉(zhuǎn)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(zhuǎn)換既可有效避免相位差和頻率差給能量轉(zhuǎn)換帶來的影響，又可省去交流變壓裝置和濾波裝置等并網(wǎng)設(shè)備。本項目通過簡化系統(tǒng)裝置，節(jié)省成本投入達到30%以上。

電解水制氫技術(shù)具有工藝簡便、氫氣純度高、清潔環(huán)保等優(yōu)勢，與本項目實際情況有著較強的適應(yīng)性。常見的電解水制氫技術(shù)包括堿性電解法（AEC）、固體高分子電解質(zhì)電解法（SPE）、固體氧化物電解水制氫技術(shù)（SOEC）以及質(zhì)子交換膜電解水制氫技術(shù)（PEMEC）。其中，SPE 技術(shù)所涉及到的關(guān)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(shù)來說，AEC 技術(shù)已經(jīng)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(zhì)，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(shù)的應(yīng)用也存在一定弊端：一是該技術(shù)總體效率較低，電解效率大多在50%～60%范圍內(nèi)、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(shù)對兩極壓力的平衡狀態(tài)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(shù)作為高溫固體氧化物電解技術(shù)實現(xiàn)了固體氧化物燃料電池技術(shù)（SOFC）的逆過程，通過固體電解質(zhì)在400～1000℃工作溫度下可實現(xiàn)高效的電氫轉(zhuǎn)換。特別是在800℃以上的極高溫度下，該技術(shù)的電解反應(yīng)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(shù)的深入應(yīng)用，本項目又進一步引進了SOEC 技術(shù)測試平臺（RSOC），根據(jù)其測試結(jié)果，該技術(shù)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(shù)需要面對的問題，電堆易衰減現(xiàn)象一定程度上限制了SOEC 規(guī)模化的發(fā)展，因此有必要進一步針對材料和電堆結(jié)構(gòu)設(shè)計方面展開深入研究[2]。

隨著PEMEC 技術(shù)的提出，有效拓展了負荷范圍，使得電解水功率變化響應(yīng)速率達到更高水平。PEMEC 技術(shù)下，其質(zhì)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(shù)，PEMEC 技術(shù)對風(fēng)電可再生能源的波動性體現(xiàn)出更強的適應(yīng)性，因此可以在風(fēng)—氫儲能示范項目中逐步擴大應(yīng)用規(guī)模。

1.2.2 儲氫技術(shù)

相較于其他燃料，氫氣的質(zhì)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(tǒng)的建設(shè)需要在體積質(zhì)量密度有關(guān)技術(shù)的基礎(chǔ)上進行，保證儲氫技術(shù)具有較高的安全性，同時減少成本投入。本項目根據(jù)氫儲能系統(tǒng)運行原理，按氣態(tài)、液態(tài)、固態(tài)不同形態(tài)進行儲氫，采取的儲氫技術(shù)主要包括以下類型。

高壓氣態(tài)技術(shù)。該技術(shù)的主要形式是將氫氣以氣態(tài)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(fēng)－氫儲能示范項目中最常見、最直接的儲氫技術(shù)之一。考慮到高壓氣態(tài)儲氫技術(shù)對容器的高要求，本項目引進壓力25～35MPa 的碳纖維復(fù)合鋼瓶，隨著技術(shù)升級容器壓力最高可以達到70MPa。值得注意的是，該技術(shù)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(shù)。當處于-253℃以下的極低工作溫度下氫氣可以實現(xiàn)液化，相較于氣態(tài)氫，液態(tài)氫體積僅為其1/800，因此低溫液化技術(shù)的體積能量密度可實現(xiàn)顯著升高。然而該技術(shù)在能量消耗上存在一定弊端，總體能耗遠遠超過高壓氣態(tài)技術(shù)，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(shù)的應(yīng)用存在一定局限，避免在間歇使用場景下使用該技術(shù)，主要將其引入大型氫儲能系統(tǒng)中，呈現(xiàn)出更強的隔熱效果。

金屬固體技術(shù)。固體儲氫主要是通過金屬以實現(xiàn)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(fā)生反應(yīng)，后在提高溫度、降低壓力的過程中氫氣可進一步實現(xiàn)可逆釋放。相較于高壓氣態(tài)技術(shù)和低溫液化技術(shù)，金屬固體技術(shù)在體積能量密度上更具優(yōu)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(fā)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(fā)電技術(shù)

在進行氫氣與電能的轉(zhuǎn)化過程中，雖然可以直接通過燃燒氫氣進行發(fā)電，但為盡可能減少中間損失、提高發(fā)電效率，可通過引入燃料電池實現(xiàn)化學(xué)能向電能的轉(zhuǎn)化，在風(fēng)－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(zhì)子交換膜燃料電池（PEMFC）為代表，PEMFC 以純氫為燃料，在能量轉(zhuǎn)換效率以及功率密度上具有明顯優(yōu)勢，因此在本項目中也得到了廣泛應(yīng)用。

在應(yīng)用PEMFC 技術(shù)進行發(fā)電的過程中，本項目主要需關(guān)注以下幾方面內(nèi)容：首先是質(zhì)子交換膜、膜電極、電催化劑等關(guān)鍵材料對PEMFC 性能的影響；其次是為滿足大規(guī)模發(fā)電、并網(wǎng)要求，本項目需逐漸完成聯(lián)合循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)的構(gòu)建，支撐燃料電池運行；再次是針對電池動態(tài)響應(yīng)輔助技術(shù)需深入研究；最后是交流電與直流電轉(zhuǎn)換過程中存在的故障問題有待解決[4]。

2 風(fēng)—氫儲能示范項目經(jīng)濟效益分析

結(jié)合本項目的實際情況來看，隨著制氫儲能系統(tǒng)建設(shè)的推進，為實現(xiàn)對可再生能源的高效利用，需要在現(xiàn)有風(fēng)電站基礎(chǔ)上對制氫設(shè)備、存儲設(shè)備、灌裝設(shè)備等加以完善，目前1MW 制氫儲能系統(tǒng)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(fā)電技術(shù)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(chǎn)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(zhuǎn)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(chǎn)的360t 氫氣發(fā)電量約為1080萬kWh。在此基礎(chǔ)上，按1.2的系數(shù)對生產(chǎn)氫氣的耗水量進行計算，每年生產(chǎn)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(jié)合上述數(shù)據(jù)，可進一步對本項目的經(jīng)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(shè)備折舊成本，POM表示的是設(shè)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(fā)電所需成本進行計算，根據(jù)項目實際情況，49.5MW 風(fēng)場年等效發(fā)電時長為2100h，按20%限電比例計算年轉(zhuǎn)換電能為1080萬kWh，電價按0.5元/kWh 計算本項目的年氫氣發(fā)電收入約為540萬元[6]。

綜上所述，氫儲能技術(shù)在風(fēng)電、光伏等可再生能源發(fā)電項目中發(fā)揮出十分關(guān)鍵的作用，在經(jīng)濟效益與社會效益上也具有明顯優(yōu)勢。在具體的項目實踐中，電廠應(yīng)加強對制氫、儲氫、氫發(fā)電等關(guān)鍵技術(shù)的應(yīng)用，為提高電能轉(zhuǎn)換效率滿足用戶電能需求提供技術(shù)支持。