2022年第6期2022年6月目前，中国大力推动构建以新能源为主体的新型电力系统。氢能是环境友好、动态性能优良且易与新能源融合发展的清洁二次能源。中国高度重视氢能发展，《国家创新驱动发展战略纲要》《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》等国家级规划都强调氢能与燃料电池产业的战略地位，明确将工业、交通、建筑、能源列为中国氢能发展的主要应用场景[1-2]。氢能与电力系统融合发展场景包括制氢、输氢、储氢、用氢等全环节，可以通过电解水制氢实现大规模储能，通过供城镇燃气使用和氢燃料电池调节电网负荷，提升电力系统的灵活性；通过制氢-加氢-充（发）电综合能源服务站提升交通领域等城市能源供应效率，增加电力企业的经济效益。收稿日期：2022-02-07第一作者简介：王涵啸，1996年生，男，江苏淮安人，2021年毕业于华北电力大学动力工程专业，硕士，助理工程师。在新型电力系统下氢能的发展研究王涵啸1，厉富超2，王磊3，徐龙飞2，刘庆华2（1.江苏省国信集团江苏国信股份有限公司，江苏南京210000；2.江苏新海发电有限公司，江苏连云港222000；3.上海电力设计院有限公司，上海200025）摘要：目前，中国大力推动构建以新能源为主体的新型电力系统。新能源发电是最具前景的能源利用方式，传统能源承担能源保供和确保电网安全稳定运行的责任。氢能作为重要的清洁能源，电源侧和电网侧氢储能是有效消纳电力系统多余负荷和提高电力系统灵活性的重要手段。碱性电解水制氢是目前应用最广的电解水制氢技术，已实现工业化应用；质子交换膜电解水制氢目前处于商业化应用的初期。当前新能源在电网中的比例逐渐增大，电网对煤电机组调峰的需求也逐渐增大。随着新能源发电成本的降低，电源深度调峰需求的增大和制氢设备成本的下降，电解水制氢的比例将逐步上升并参与到电站调峰储能中来。提出氢电综合能源服务站的模式，采用变电站、电解水制氢站、加氢站等建设模式，既能保障电网负荷的稳定，满足电网对电站的深调需求，也能发展二次能源综合服务，将其作为汽车行业的燃料电池和城镇燃气使用，热能效高，环境友好，对能源的融合发展意义重大。关键词：新能源；电力系统；氢能；电解水制氢中图分类号：TK91文献标志码：A文章编号：2095-0802-(2022)06-0036-04DevelopmentofHydrogenEnergyinNewPowerSystemWANGHanxiao1,LIFuchao2,WANGLei3,XULongfei2,LIUQinghua2(1.JiangsuGuoxinCo.,Ltd.,JiangsuGuoxinInvestmentGroup,Nanjing210000,Jiangsu,China;2.JiangsuXinhaiPowerGenerationCo.,Ltd.,Lianyungang222000,Jiangsu,China;3.ShanghaiElectricPowerEngineeringCo.,Ltd.,200025,Shanghai,China)Abstract:Atpresent,itisvigorouslypromotingtheconstructionofanewpowersystemwithnewenergyasthemainbodyinChina.Newenergypowergenerationisthemostpromisingmethodofenergyutilization,whiletraditionalenergypowergenerationassumetheresponsibilityofensuringenergysupplyandthesafeandstableoperationofthepowergrid.Hydrogenenergyisasignificancecleanenergy,andthestorageofhydrogenenergyonpowersupplysideandpowergridsideisanimportantmeanstoeffectivelyeliminatetheexcessloadofpowersystemandimprovetheflexibilityofthepowersystem.Hydrogenproductionbyalkalineelectrolysisofwaterisoneofthemostwidelyusedtechnologyforhydrogenproductionbyelectrolysisofwaterandhasbeenindustrialized.Hydrogenproductionbyprotonexchangemembraneelectrolysisofwaterisintheearlystagesofcommercialapplication.Nowadaystheproportionofnewenergyinthepowergridisgraduallyexpanding,whichleadstotheincreasingdemandforpeakshavingofcoal-firedpowerunitsinpowergrid.Withthereductioninthecostofnewenergypowergeneration,theincreaseofdemandfordeeppeakshavingofpowersuppliesandthedecreaseinthecostofhydrogenproductionequipment,themarketshareofhydrogenproductionthroughwaterelectrolysiswouldgraduallyincreaseandparticipateinpeakshavingandstorageofthepowerplant.Theidealhydrogen-electricityintegratedenergyservicestationadoptedsubstations,electrolyzedwaterhydrogenproductionstations,hydrogenrefuelingstationsandotherconstructionmodes,whichcannotonlyensurethestabilityofthegridload,meetthegrid'sin-depthadjustmentneedsofthepowerstation,butalsodevelopcomprehensivesecondaryenergyservices.Itwasappliedtofuelcellinautomobileindustryandurbangaswithhighthermalefficiencyandenvironment-friendly,whichisofgreatsignificancetothedevelopmentofenergyintegration.Keywords:newenergy;powersystem;hydrogenenergy;hydrogenproductionthroughwaterelectrolysis（总第201期）能源产业36··DOI:10.16643/j.cnki.14-1360/td.2022.06.0112022年6月2022年第6期数据来源：中国船舶重工集团，国家能源集团，中国华能集团，康明斯（中国）投资有限公司。表1电解水制氢主要技术路线比较近年来，氢燃料电池是氢能商业化利用的主要途径之一。国家政策大力扶持氢燃料电池在交通领域的应用。《节能与新能源汽车技术路线图2.0》中提出，将发展氢燃料电池商用车作为整个氢能燃料电池行业的突破口，以客车和城市物流车为切入领域，在富氢区域推广中大型客车、物流车氢能燃料电池的应用[3]。这预示着在政策扶持和市场导向下，氢燃料电池汽车的发展将进入新阶段，也意味着氢能有效利用和发展的前景广阔。此外，H2掺混天然气作为燃气可以供应城市能源或者供燃气轮机燃烧发电，都是有效的氢能利用途径。鉴于可再生能源发电的规模化发展态势，欧洲多国将可再生能源电力制取的H2掺入天然气管网中，且掺杂比例高达20%。中国氢能利用潜在市场巨大，2019年中国天然气消费量为3.067×1011m3，若按照20%比例掺入H2，则每年H2消耗量将达6.0×1010m3，可减少CO2排放约0.12Gt，碳减排效果非常显著[4]，氢能的有效利用将推进城市能源供应高效化和清洁化进程。掺氢燃气可作为燃气电厂燃料，天然气掺混H2燃烧所产生的CO2排放量少，同时使得Hg、氮氧化物、硫化物、颗粒物等其他污染物的排放水平更低。氢燃气电厂的投入能有效调节电网负荷，实现电能、氢能的直接转化和闭环利用。1电解水制氢1.1技术路线电解水制氢是当前最主流的制氢技术之一，其特点是制得的H2纯度高，杂质较少，由于制备方式易与可再生能源结合，是目前最成熟、最具潜力的氢能供应方式之一。电解水制氢技术包括固体氧化物（SO）电解水制氢、质子交换膜（PEM）电解水制氢、碱性（ALK）电解水制氢[5-6]。碱性电解水制氢设备成本低、寿命长、技术成熟，是当下应用最广的电解水制氢技术，已实现工业化应用；其缺点是电流密度小、设备体积大、运维成本高[7]。质子交换膜电解水制氢具有电流密度高、运行特性优良、体积小、运维成本低等优点；缺点是设备成本高，目前处于商业化应用的初期，国内较国际先进水平差距较大[8-10]。固体氧化物电解水制氢的优点是能源转换效率高、电流密度大、能耗低[11]；缺点是运行温度高，目前还处于实验室研发阶段[12]。电解水制氢的3种主要技术路线对比如表1所示。1.2氢电融合发展受电费成本的限制，现阶段电解水制氢的应用场景主要为电力成本相对较低的新能源电解水制氢和低谷电制氢。目前，中国新能源电力产业快速发展，新能源发电量急剧增多，但是为保证电网侧负荷稳定和用户侧供需平衡，要求电源侧自主消纳新能源电力，以防出现大面积的弃风弃光现象[14-15]。新能源电解水制氢主要是指，在新能源电站的基础上开展电解水制氢，在电力系统电源侧消纳多余负荷，以氢能的形式储存能源，其储能利用流程如图1所示。新能源电解水制氢的优势是生产过程中碳排放强度极低，是未来电解水制氢的主要形式。低谷电制氢主要是指在近负荷中心利用谷负荷时段电解水制氢，从而提升电力系统的调峰能力。谷电制氢的最大优点是氢能运输成本低，可以就地通过氢储能调峰电站发电或制氢-加氢能源服务站用能。值得注意的是，目前中国电力供应最主要的来源依然是火力发电。中国提出构建以新能源为主体的新型电力系统宏伟蓝图，但是鉴于新能源的反调峰特性，项目ALK电解水制氢PEM电解水制氢SO电解水制氢技术成熟度大规模应用小规模应用尚未商业化氢气纯度/%≥99.8≥99.999运行温度/℃70～9070～80600～1000电流密度/(A·cm-2)0.2～0.41.0～2.01.0～10.0单台装置制氢规模/(m3·h-1)0.5～1000.00.01～500.00电解槽能耗/(kW·h·m-3)4.5～5.53.8～5.02.6～3.6系统效率/%60～7570～9085～100系统寿命/a已达10～20已达10～20启停速度热启停：分钟级冷启停：＞60min热启停：秒级冷启停：5min启停慢动态响应能力较强强较弱电源需求稳定电源稳定或波动电源稳定电源调节范围15%～100%额定负荷0%～160%额定负荷系统运维有腐蚀液体，后期运维复杂，运维成本高无腐蚀性液体，运维简单，运维成本低占地面积较大较小电解槽价格/（元·kW-1）2000～3000（国产）；6000～8000（进口）7000～12000[13]适应范围适用于稳定电源、装机规模较大的电力系统适配波动性较大的可再生发电系统适用于产生高温高压蒸汽的光热发电系统图1新能源发电制氢储能示意图负荷电网可消纳负荷制氢储氢储能放电时间新能源并网发电王涵啸，等：在新型电力系统下氢能的发展研究O37··2022年第6期2022年6月火力发电作为中国目前能源结构中容量最大的机组，其调峰能力巨大，深度调峰可有效解决新能源电力资源并网运行问题，但是长时间处于较低负荷的状态下运行，不仅严重影响机组运行的可靠性和经济性，也会对环保设施的稳定运行及污染物的达标排放造成影响[16-18]，所以，进一步发展煤电企业制氢储氢有很大的经济效益和安全保障。为避免锅炉长期低负荷运行同时满足电网深度调峰要求，可以将燃煤电站部分多余负荷用于制氢储氢，其储能利用流程如图2所示，深度调峰制氢原理如图3所示。这样既有利于电网负荷稳定和煤电机组安全稳定运行，又能增加发电企业的经济效益，提升发电企业的价值创造能力，推动企业向二次能源综合服务商转型。图2氢储能利用示意图图3煤电系统深度调峰制氢示意图2氢电综合能源服务站氢电综合能源服务站包括制氢-加氢-充（发）电服务站，制得的氢可以储能发电，也可以二次销售，例如掺混燃气、服务燃料电池汽车。不论是电网保供电还是新能源消纳，电力系统都需要大规模、长周期、易调度的新型储能电站。根据制氢和发电技术路线的不同，氢储能调峰电站有4种模式，即碱性电解水制氢+富氢燃气发电，碱性电解水制氢+燃料电池发电，PEM电解水制氢+富氢燃气发电，PEM电解水制氢+燃料电池发电。这4种模式均采用高压气体储氢，其中，碱性电解水制氢要求电源稳定，适合在电网负荷端使用；PEM电解水制氢对波动性电源有很好的适应性，适合在波动性新能源电站和深度调峰时的燃煤电站使用[19]。氢储能调峰电站旨在充分利用电网未消纳的新能源和传统能源负荷，通过电解水制氢实现大规模储能，然后输出至加氢站或者储能发电，实现能源综合利用，有效提高能源消纳水平和电力系统灵活性。2.1工程应用2021年8月23日，兆瓦级质子交换膜水电解制氢系统在国网安徽公司氢综合利用站成功投入使用，该系统是由大连化物所燃料电池系统科学与工程研究中心研制。该系统产氢量220m3/h，峰值产氢量达到275m3/h[20]。该示范项目建成投运后，将为实现可再生能源最大程度储存利用，推进电制氢技术应用和多能互补自愈式微电网应用，助力碳达峰、碳中和提供重要支撑，具有典型的示范价值。2021年11月26日，华能清洁能源技术研究院和华能四川公司主导研制出目前世界单槽产能最大的碱性制氢水电解槽，每小时可制氢1300m3，最多达1500m3，这也是世界上首套实现这一规模及6000A/m2电流密度性能的商业化碱性制氢水电解槽。该设备的成功研制标志着中国已成功掌握高性能大型电解制氢设备的关键技术，向大规模“绿氢”制备迈出了坚实的一步。2.2建设方案通过变电站、电解水制氢站、加氢站、充（发）电站等“多站合一”的建设模式，选择在靠近用能中心的变电站内电解水制氢，就地储存并通过加氢站就地消纳，最大程度地降低能源输送成本，并提高国土空间资源利用效率。为了提高氢能供给系统的整体效率，可以在当地电站建设氢电综合能源站，进行碱性或质子交换膜电解水制氢，在电网低谷段消纳电站的多余负荷，适当提高制氢产能，在电网高峰段适当按需制氢，使其在满足自身用氢的情况下向周边加氢站提供氢源，形成氢电综合能源服务站，降低能源供给系统的整体成本，提高能源供给效率。2.3政策支持《广州市氢能产业发展规划（2019—2030年）》明确表示，“支持开展电解水制氢、储氢、加氢一体站示范”“开展热电制氢加氢站示范”“示范建设谷期电制氢、储存、加注一体加氢站”。《江苏省氢燃料电池汽车产业发展行动规划》也明确鼓励“探索加氢/加气、加氢/加油、加氢/充电、现场制氢等合建方式和多种经营模式”，集充（换）电、电解水制氢、加氢功能于一体的综合能源服务站将是未来能源服务的重要形式。2.4制约因素目前，PEM电解水制氢、SO电解水制氢、大规模燃料电池发电等关键技术的成熟度有待工程应用验证。负荷深调电网要求负荷制氢储氢煤机并网发电新能源电解装置H2储能电网电解装置加氢站燃料电池车电厂燃料电池时间O38··2022年6月2022年第6期（上接第25页）■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■■参考文献：［1］林海飞，李树刚，赵鹏翔，等.我国煤矿覆岩采动裂隙带卸压瓦斯抽采技术研究进展［J］.煤炭科学技术，2018，46(1)：28-35.［2］赵耀江，谢生荣，温百根，等.高瓦斯煤层群顶板大直径千米钻孔抽采技术［J］.煤炭学报，2009，34(6)：797-801.［3］袁亮，林柏泉，杨威，等.我国煤矿水力化技术瓦斯治理研究进展及发展方向［J］.煤炭科学技术，2015，43(1)：45-49.［4］李守国.高压空气爆破煤层增透关键技术与装备研发［J］.煤炭科学技术，2015，43(2)：92-95.［5］申宝宏，刘见中，雷毅.我国煤矿区煤层气开发利用技术现状及展望［J］.煤炭科学技术，2015，43(2)：1-4.［6］王兆丰，王林，陈向军.深孔预裂爆破在高瓦斯特厚煤层回采中的应用［J］.煤炭科学技术，2008，36(8)：31-33.［7］刘小磊，吴财芳，秦勇，等.我国煤层气开发技术适应性及趋势分析［J］.煤炭科学技术，2016，44(10)：58-64.［8］李守国，贾宝山，聂荣山，等.裂纹闭合对高压空气爆破冲击煤体瓦斯抽采效果影响［J］.煤炭学报，2017，42(8)：2026-2030.［9］吕进国，李守国，赵洪瑞，等.高地应力条件下高压空气爆破卸压增透技术实验研究［J］.煤炭学报，2019，44(4)：1115-1128.（责任编辑：高志凤）虽然很多地方政府都出台了氢能发展规划和相关鼓励政策，初步建立了安全规范和技术保障体系，但是依然没有改变氢能的危化品管控属性，这大大限制了氢能的推广应用场景。在氢能的生产、储运、使用、检测过程中，特别是在电站调峰制氢储能、氢电综合能源站等应用场景中，支撑标准体系有待建立完善。终端氢能应用场景尚需发展壮大，氢能需求潜力未充分释放，市场对氢能的规模化需求不迫切，氢能作为低碳清洁能源的环境友好属性价值尚未彰显，都在一定程度上制约了氢能的发展。3结语氢能是环境友好、动态性能优良的清洁二次能源。在以新能源为发展主体，传统能源更多地承担起电网负荷稳定作用的新型电力系统中，氢能与电力系统协同互补融合发展，共同保障未来低碳社会的用能需求，在制、储、用各环节都有广阔的应用前景和实用价值。结合政策和行业发展现状，提出以下建议：a)在电网侧，需要容量电价来支持电网侧氢储能提升电力系统供电充裕度，建立类似抽水蓄能的两部制（电量电价+容量电价）电价，以容量电价为主，对氢储能的容量投资进行直接激励，同时通过纳入省级电网输配电价回收，由社会用户进行分摊。b)在电源侧，以自配备氢储能的方式保障电网的灵活性和稳定性，根据用户侧需求，合理配置传统能源和新能源电站能源利用。电力企业可积极开展电解水制氢、氢电一体智慧能源服务发展需求研究，加快开展氢能电力应用关键技术研究，在条件合适的区域开展电解水制氢、电站调峰氢储能、氢电综合能源服务项目试点，进一步提升能源消纳水平、电力系统整体运行效率和灵活性，在中国能源革命变局中开新局，助力电力系统早日实现“碳达峰、碳中和”目标。参考文献：［1］新华社.中共中央国务院印发《国家创新驱动发展战略纲要》［J］.中华人民共和国国务院公报，2016(15)：5-14.［2］工信部网站.工信部启动编制《新能源汽车产业发展规划（2021—2035年）》［J］.信息技术与标准化，2019(3)：1.［3］于杰.节能与新能源汽车技术路线图正式发布［J］.汽车纵横，2016(11)：4.［4］罗佐县，曹勇.氢能产业发展前景及其在中国的发展路径研究［J］.中外能源，2020，25(2)：9-15.［5］刘振泰，曾壎，沈建跃.可再生能源储能储氢综合发电系统：CN200910026009.9［P］.2010-09-22.［6］霍现旭，王靖，蒋菱，等.氢储能系统关键技术及应用综述［J］.储能科学与技术，2016，5(2)：197-203.［7］荆锴，孙鹤旭，梅春晓，等.电解水制氢装置、电解水制氢装置的控制方法、电子设备：CN113445062A［P］.2021-09-28.［8］宋小云，白子为，张高群，等.适于PEM燃料电池的工业副产氢气纯化技术及其在电网中的应用前景［J］.全球能源互联网，2021，4(5)：447-53.［9］LINZY，ZHOUYN，FUJY，etal.Ultrahighactivityofmolybde-num/vanadium-dopedNi-Cophosphidesnanoneedlesbasedonion-exchangeforhydrogenevolutionatlargecurrentdensity［J］.Journalofcolloidandinterfacescience，2021，604：141-149.［10］苏倩倩，米万良，张聪，等.核-壳型PEM电解水制氢阳极铱基催化剂的研究进展［J］.石油学报（石油加工），2021，37(6)：1479-1490.［11］张晨佳，蔡军，张玉魁，等.基于热力学平衡的高温固体氧化物电解水制氢模拟［J］.太阳能学报，2021，42(9)：210-217.［12］邵乐，王绍荣.管式固体氧化物电解池制氢性能研究［J］.陶瓷学报，2018，39(2)：159-164.［13］张轩，王凯，樊昕晔，等.电解水制氢成本分析［J］.现代化工，2021，41(12)：7-11.［14］廖怀庆，刘东，黄玉辉，等.考虑新能源发电与储能装置接入的智能电网转供能力分析［J］.中国电机工程学报，2012，32(16)：9-16.［15］李秋月，张喜荣.新能源发电风险分析［J］.中国市场，2014(15)：100-102.［16］林俐，田欣雨.基于火电机组分级深度调峰的电力系统经济调度及效益分析［J］.电网技术，2017，41(7)：2255-2263.［17］林俐，邹兰青，周鹏，等.规模风电并网条件下火电机组深度调峰的多角度经济性分析［J］.电力系统自动化，2017，41(7)：21-27.［18］沈利，徐书德，关键，等.超临界大容量火电机组深度调峰对燃煤锅炉的影响［J］.发电设备，2016，30(1)：21-23.［19］李建林，李光辉，梁丹曦，等.“双碳目标”下可再生能源制氢技术综述及前景展望［J］.分布式能源，2021，6(5)：1-9.［20］仲蕊.国产大型水电解制氢装置取得重大突破［N］.中国能源报，2021-10-18(9).（责任编辑：白洁）王涵啸，等：在新型电力系统下氢能的发展研究39··