面向新型电力系统的氢能发展研究2021年8月6日汇报人：袁铁江教授单位：大连理工大学“氢能与储能技术”研究团队—概况袁铁江，博导，大连理工大学“氢能与储能技术”科研育人先锋团队领军教授，长期研究氢能与电力、化石能源系统的集成控制，大规模储能与新能源发电并网控制技术。冯新星，博导，教授级高工，重点关注氢能系统的新材料技术。张红，博士生，研究氢能系统规划与评估技术谭捷，博士生，研究氢能并网系统运行控制技术毛雅玲，博士生，研究氢能及其系统的负荷特性张文达，博士生，研究氢能及其系统建模科研平台理论与方法阶段性成果面向国家能源领域重大战略需求里程碑2总体思路3面临挑战4发展路径5氢能需求6价值评估7发展建议目录/CONTENTS1背景意义一、背景意义NG煤炭电力热能交通工业电力工业化石能源其它能源可再生能源（风能、太阳能……）大规模新能源系统本质清洁能源系统可再生能源（风能、太阳能……）石油热能交通（一）能源系统演进路径人类社会能源系统演变的总体目标与方向是“脱碳”。2015年巴黎气候变化大会上通过的《巴黎协定》长期目标是将全球平均气温较前工业化时期上升幅度控制在2℃以内，并努力将温度上升幅度限制在1.5℃以内。当前，正从煤、石油为主的重碳化石能源系统向新能源为主的新型能源（电力）系统转变。化石能源为主新能源为主一、背景意义随机性间歇性波动性新能源利用电源出力可控可调（二）新、旧能源的发展问题新能源为主的新型能源（电力）系统，供给侧随机间歇波动的新能源占比高，中长时间尺度上，需要考虑电/热/气等能源供给的可靠性问题。长期看，煤、石油是人类社会不可替代的生产原料，其利用本质是氢的富集过程，高污染高能耗是传统利用方式的主要特征。燃料原料截至2021年6月底，全国可再生能源发电装机达到9.71亿kW。其中，水电装机3.78亿kW、风电装机2.92亿kW、光伏发电装机2.68亿kW、生物质发电装机3319万kW。化石能源利用H以氢为桥梁，构建“高效、可靠氢能与电力、化石能源耦合的新型能源电力系统”化石能源加氢原料化清洁利用能源清洁持续供给新能源制氢储能并网消纳二、总体思路—创新策略国家战略需求：2030年前碳达峰、2060年前碳中和[1]袁铁江,彭生江,胡克林,杨南.面向煤基低碳能源战略的大规模风/光-氢储能-煤多能耦合系统[J].电气应用,2019,38(01):10-15.[2]TiejiangYuan,QingxiDuan,ChenXiangping,etal.Coordinatedcontrolofawind-methanol-fuelcellsystemwithhydrogenstorage[J].Energies,2017,10(12):2053.氢能系统高效、可靠集成与运行控制技术制氢高适应性、高效电解水设备储氢输氢用氢低损耗、高密度、易释放储氢低成本、长距离、高效输氢技术多形态、高效可靠用氢技术建立“氢能与电力、化石能源深度耦合的新型电力能源系统”——面向国家能源领域重大战略需求二、总体思路—关键技术氢能及其系统建模与仿真技术新型电力能源系统形态演变动力学机制新型电力能源系统规划与控制技术重大工程安全与过程控制参数AEMPEMSOE技术成熟度商业化商业化研发阶段槽温℃60-8050-80900-1000电流密度A/cm2<0.451.0-2.00.3-1.0电压效率%62-8267-8281-86最小负载%10-400-10-堆寿命kh55-12060-1008-20系统寿命year20-3010-20-冷启动时间min15<15>60投资成本$/kW800-15001400-2100>2000二、总体思路—关键技术目前，制氢主要设备有：碱性电解槽（Alkalineelectrolyticcell,AEC）、质子交换膜电解槽(Protonexchangemembraneelectrolyticcell）、高温固体氧化物电解槽(Hightemperaturesolidoxideelectrolyticcell,SOEC)，其中，AEC应用最广泛，PEMEC电解槽已经商业化，SOEC还处于研发阶段。11.919.4105.8218445.9895.1062025031053801002003004005006007008009001000201820192020202120222023电解槽装机MW时间/年份其他大规模全球每年投入使用的电解槽装机容量/MW（一）电制氢技术与应用0掺氢比例%100中国澳大利亚50荷兰欧盟英国法国德国参数高压气态低温液态固态有机液态运输方式与成本/元/kg/km管道：0.006~0.02长管拖车：0.035(100km)0.020(500km)液氢槽车：0.079(100km)0.016(500km)槽车：0.015~0.02存在技术难题成本高存在技术难题成本高一、总体思路—关键技术目前主流的大规模氢储能方式有高压储氢罐、盐穴中储存气态氢、管道储氢、液态有机载体储氢。其中，地面高压储氢受储氢罐材料特性与成本的制约，存储压力一般不超过10MPa，大规模储氢占地空间大投资成本高；地下的盐穴储氢已在工业领域规模化应用，但该方法受地质条件制约不能适用于所有地区，且不具备空间运输性。管道储存包括天然气与氢气管道存储两类。（二）储氢技术与应用世界各国管道掺氢示范项目二、总体思路—关键技术根据电解质的不同，氢燃料电池大致可分为：质子交换膜燃料电池（PEMFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC），熔融碳酸盐燃料电池（MCFC），碱性燃料电池（AFC）。与2015年相比，2020年燃料电池电堆性能大幅提升，其中，电堆功率提升37%，石墨板及金属板电堆功率的密度分别提升47%、50%，寿命分别增长300%、67%，系统集成能力大幅增强。（三）燃料电池技术与应用2016—2021年3月氢燃料电池汽车产销情况年份氢燃料电池车产销数电池类型实物优缺点及应用领域PEMFC（质子交换膜燃料电池）优点：启动快，寿命长，功率范围宽；缺点：金属铂催化剂稀少昂贵，成本高。应用于小型家用分布式发电、应急电源SOFC（固体氧化物燃料电池）优点：对燃料要求低，发电效率高，无须催化剂；缺点：启动慢，工作温度高。应用于大型商用分布式发电PAFC（磷酸燃料电池）优点：启动快，技术成熟；缺点：发电效率低，酸性电解质具有腐蚀性，需要贵金属铂催化剂。应用于大型商用分布式发电应用于分布式发电领域的燃料电池对比二、总体思路—关键技术根据氢源的不同，又可分为外供氢加氢站（长管拖车、液氢槽车或者管道运输）和内供氢加氢站（站内配备制氢系统）。根据建站方式不同，加氢站可分为加氢单站和加氢合建站。加氢单站需要重新选址，成本高，建成后具有不可逆性；加氢合建站是集油、气、电、氢“多位一体”的能源综合站，不占用新的土地资源，节约成本，加氢合建站是未来发展趋势。（四）加氢技术与应用地区合建站建设规模佛山加氢、充电、光伏发电综合站日供加氢能力为1000kg东北“五位一体”综合能源站日供氢能力可达500kg潍坊氢电油气综合能源站日供氢能力高达2000kg贵州油氢合建站日供氢能力达500kg南京油氢合建站日供氢能力达500kg关键设备：压缩机、储氢罐、加注机35%30%10%氢燃料电池汽车2021年上半年加氢合建站建设情况二、总体思路—关键技术目前，电制氢系统、氢燃料电池发电及其热电联产系统、高压储氢系统已被独立或组合集成应用于多种场景。其中，电制氢系统最广泛应用于消纳风电、光伏等可再生能源，氢燃料电池则被集成于航天飞机、船舶、车辆等运输系统提供动力，大规模高压储氢系统建设用于支撑高比例可再生电力系统中长期供能可靠性。（五）系统集成应用项目Hydrogenoffice示范工程Enertray示范工程风氢柴示范工程京畿道绿色能源”燃料电池园项目河北沽源风电制氢项目INGRID氢储能项目基于氢燃料电池的综合能源系统示范工程光储氢热产业化示范项目时间20102011201120142015201720162021国家英国德国加拿大韩国中国意大利中国中国规模风电：750kW电解槽：30.5kW氢产能：5.3m3/h风电：6MW电解槽：500kW氢产能：120m3/h风电：700kW氢产能：90m3/h机总量为59兆瓦，由21个2.8兆瓦的氢燃料电池组成，不仅为当地提供电力，还负责区域供暖风电：200MW电解槽：30.5kW氢产能：800m3/h储氢量：1000kg对应储能：39MW2MW的质子交换膜燃料电池发电系统，热电联供总效率为75%电解水制氢、光伏电站，配套布局建设油、电、气、氢一体化加注站，并逐步引进制氢、用氢相关产业，建成制氢全产业链项目能源利用“九龙治水”堵塞氢为原料的消纳路径三、面临挑战体制机制集成应用本体设备集成效率低，高效、清洁、可靠的新型电力系统集成理论有待完善；高效可靠集成与运行控制技术标准规范不成熟本体设备效率低，氢能设备在复杂运行环境下全寿命经济性有待提高受制于规模化储运技术与经济约束，氢能外送难管道电网四、氢能发展路径高压储氢电解制氢燃料电池新能源电网氢能用户电解制氢新能源碳一化工其他工业生产石油炼化绿氨生产电解制氢新能源加氢站公共交通货运卡车物料叉车其他大型商用车电解制氢新能源天然气管道热负荷直接燃烧热电联产为石油炼化、金属冶炼等生产提供原料将氢气掺入天然气管道，替代天然气燃烧供热，降低碳排放；氢燃料电池应用于海、陆、空等领域氢储能可实现跨季储能的技术；可为电力系统提供调峰调频辅助服务；电力领域交通领域市政热力工业领域从应用场景上看，氢的使用主要集中在工业、电力、市政（热）、交通四大领域。化工冶炼航空航天江河湖海陆地交通其他煤化工[1]彭生江,杨淑霞,袁铁江,胡克林.广义风—氢—煤能源系统的挑战与展望[J].电力系统自动化,2019,43(24):6-12.[2]TiejiangYuan,XiaoshunDong,Xiangping,etal.Energeticmacroscopicrepresentationcontrolmethodforahybrid-sourceenergysystemincludingwind,hydrogen,andfuelcell[J].JRSE,10,043308(2018).五、氢能需求预测创新策略：结合氢能制-输运-加/用过程能量转化规律建立等效负荷函数[2]Hong.Zhang,Tiejiang.Yuan,Jie.Tan.Businessmodelandplanningapproachforhydrogenenergysystemsatthreeapplicationscenarios[J].JournalofRenewableandSustainableEnergy,2021,13,044101.[1]张红,袁铁江,谭捷.统一能源系统氢负荷中长期预测[J].中国电机工程学报,2021,41(10):3364-3372+3662.科学问题：多尺度氢负荷精准预测技术难点：新型电力能源系统背景下电热气互动对氢负荷及其分布的影响机制等效负荷函数：12(,,,)=∑IniEfxxx010002000300040005000600070008000时间（h）1520154015601580160016201640电负荷（MW）020406080100120140160时间（h）0123电负荷（MW）(a)氢燃料电池汽车等效用电周负荷曲线010002000300040005000600070008000时间（h）0123电负荷（MW）(b)氢燃料电池汽车等效用电年负荷曲线0510152025时间（h）16182022电负荷（MW）(a)电采暖日负荷曲线0100020003000400050006000700080009000时间（h）0102030电负荷（MW）(b)电采暖年负荷曲线24681012141618202224时间（h）440450460470电负荷（MW）(a)其他用电日负荷曲线010002000300040005000600070008000时间（h）400450500550电负荷（MW）(b)其他用电年负荷曲线五、氢能需求预测以某地区交通领域氢能替代为例不同增速下交通用氢等效增长的电负荷预测如图所示，预测结果显示：1.若按4%的发展增速，2025年、2030年与2060年的电负荷分别为175万千瓦、213万千瓦与568万千瓦；2.若按6%的发展增速，2025年、2030年与2060年的电负荷分别为192万千瓦、257万千瓦与1106万千瓦；3.若按8%的发展增速，2025年、2030年与2060年的电负荷分别为211万千瓦、310万千瓦与2129万千瓦。20252030203520402045205020552060年份05001000150020002500交通领域电负荷增长（万千瓦）增速4%增速6%增速8%以“西气东输”天然气管道掺氢为例天然气管道掺氢（热）等效的电负荷预测结果如下：1.在低速发展情景下，2025年(2%)、2030年(10%)与2060年(50%)的因掺氢量增加的电负荷分别为65万千瓦、325万千瓦与1628万千瓦；2.在中速发展情景下，2025年(5%)、2030年(15%)与2060年(60%)的因掺氢量增加的电负荷分别为163万千瓦、488万千瓦与1954万千瓦；3.在高速发展情景下，2025年(10%)、2030年(20%)与2060年(70%)的因掺氢量增加的电负荷分别为325万千瓦、651万千瓦与2279万千瓦。20252030203520402045205020552060年份05001000150020002500管道掺氢增加的电负荷（万千瓦）低速增长中速增长高速增长五、氢能需求预测运行效率衰减模型PEM电解槽生命周期0PEM制氢系统全寿命周期第1次替换堆栈PEM电解槽生命周期0第n次替换堆栈...全寿命经济评估模型六、氢能价值评估max=/ηη∆⋅∆vpsamplesampleTt,,,,ηηηη=−+tendtstrattdtc121(()()()())==+∑sysTopewtCctktctkt2211()()===⋅∑∑syssysTTsalehhttSctHt[2]TiejiangYuan,JinjunWang,YuhangGuan,etal.VirtualInertiaAdaptiveControlofaDoublyFedInductionGenerator(DFIG)WindPowerSystemwithHydrogenEnergyStorage[J].Energies,2018,11(4):904.[1]张红,袁铁江,谭捷.统一能源系统氢能规划框架[J].中国电机工程学报,2021,41(10):3364-3372+3662.创新策略：数据与模型混合驱动建立衰减模型关键技术：随机变工况运行氢能系统效率与寿命建模技术难点：性能衰减实验设计算例六、氢能价值评估制氢方式制氢成本碳排放耗水量煤制氢10元/kg10kgCO2/kgH2>15kg/kgH2天然气制氢14元/kg5kgCO2/kgH2>10kg/kgH2工业电制氢20~25元/kg-9kg/kgH2弃电制氢10~15元/kg-9kg/kgH2氢能系统经济性评估参数制氢成本对比经计算，运行方式“富余可再生电-电解槽制氢-储氢”，若按照质量分数分摊天然气管道建造成本，系统内部收益率为11.5%；运行方式为“富余可再生电-电解槽制氢-储氢燃料电池发电-电负荷”的氢能系统内部收益率均小于0.05%，即不具有投资可行性。组件参数参数值电解槽投资成本3500¥/kW制氢电成本0.45¥/Nm3其他运行成本0.03¥/Nm3寿命10年储氢质量分数0.136%体积占比1.36%运行成本0.02¥(kgkm)-1燃料电池氢气成本0¥/kWh其他运行成本0.03¥/kWh投资成本7000¥/kW寿命10年-售电价格0.5¥/kWh-售氢价格20¥/kg六、氢能价值评估参数名参数取值规划周期20yearsPEM制氢投资单价8000¥/kW辅机系统寿命20yearsPEM电解槽投资成本4800¥/kW氢气售价40¥/kg工业制氢电价0.58¥/kWh新能源电价0.25¥/kWh水价格10¥/t初始制氢效率4.2kWh/Nm3热中性电势1.48V初始工作电压1.7V最大工作电压2.2V最大冷启停次数5000次恒功率电压增长率[5,10]μV·h-1变功率电压增长率[11,80]μV·h-1间歇恢复率>=60%PEM制氢系统经济性评估参数0510152025电解槽运行时间(hour)260028003000320034003600购电量（kWh）01234567891011Electrolyzeroperatingtime/104h2600270028002900300031003200330034003500Electricityconsumption/kWhDisregardingefficiencydegradationDisregardingefficiencydegradationDegradation=5μV·h-1Degradation=10μV·h-101020Electrolyzeroperatingtime/h260028003000320034003600Electricityconsumption/kWhEarlylifeEndoflife100000h50000h0500100015002000250030003500400045005000Electrolyzeroperatingtime/day4.74.84.95.05.15.25.35.45.55.6Electricityconsumption/104kWhDisregardingefficiencydegradationDegradation=5μV·h-1Degradation=10μV·h-10510152025Time/h024602Electricityconsumption/103kWhEarlylifeEndoflifeEndoflife010002000300040005000Electrolyzeroperatingtime/day4.24.44.64.85P2Hrate/kWh·Nm3EarlylifeEndoflifeEndoflife24681012141618202224Time/h02004006008001000Hydrogenproduction/kg(a)Strategy1EarlylifeEndoflife--life=5000dayEndoflife--life<5000day24681012141618202224Time/h020040060080010001200Hydrogenproduction/kg(b)Strategy2EarlylifeEndoflife--life=5000dayEndoflife--life<5000day24681012141618202224Time/h020406080Power/MW(a)Strategy1WindFirstleveloptimizationresultsSecondleveloptimizationresults24681012141618202224Time/h020406080Power/MW(a)Strategy2WindUpperleveloptimizationresultsLowerleveloptimizationresults不同场景的经济性评估结果若考虑电解槽运行效率与寿命衰减，优化运行，电解槽生命末期的效率约下降25%，小于10μV·h-1情境下，在工业、加氢站、光伏、风电场等场景制氢，PEM制氢系统内部收益率大于8%，经济可行。算例时间（年）制氢成本（元/kg）售氢价格（元/kg）202512.222.9203011.421.320609.6317.0时间（年）建议碳税（元/吨）2025200203010020600六、氢能价值评估20252030203520402045205020552060年份0510设备单价（千元/kW）(a)制氢设备的单价20252030203520402045204020552060年份0.150.20.25电价（元/kWh）(b)光伏电价20252030203520402045205020552060年份102030收益率（%）(c)制氢系统收益率新能源电价随着制氢设备的投资成本、制氢电价下降，制氢系统的内部收益率将持续增加，预计2030年突破15%。保证内部收益率为8%的售氢价格与碳税算例P22七、总结与发展建议因工业、交通、天然气管道掺氢等多途径消纳氢能，提升电负荷，推动新能源开发潜力巨大；且“双碳”背景下氢能发展初步具备经济可行性，发展氢能利于新型电力系统构建。目前学术界与工程界关于超大规模氢能发展的规划范式还未形成，推动氢能发展还有以下建议：1.尽快启动准备工作，开展前期规划和政策的研究工作。2.推动氢能纳入国家能源产业发展战略，化石能源与新能源多产业协同，加快突破新能源消纳主要由电网承担的局限。3.贯彻落实国网公司发展战略，将氢能发展新能源纳入新型电力系统发展规划，创新推进能源电力工业可持续、跨越式发展。4.选准突破点，打造“吉瓦级新能源电-氢联产送端新型电力系统”、“吉瓦级电-气/氢-热/冷联供的大型受端城市新型电力系统”，创新利用氢能推进新型电力系统发展的示范。