氢储能关键技术路线及思考-储能资料

支撑新型电力系统建设的氢储能关键技术路线及思考报告提纲新型电力系统是以确保能源电力安全为前提，以新能源为供给主体，以智能电网为枢纽平台，以源网荷储一体化与多能互补为支撑，以清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动为基本特征的电力系统源随荷动仅为电力消费者机械电磁系统源随荷动仅为电力消费者机械电磁系统蓝风电、光伏发电为主，集中式与分布式并存大电网与微电网并存，微电网有并网/离网模式用户既是电力消费者，又是电力生产者“源网荷储”互动，源侧、网侧与荷侧均可灵活调节以同步机和电力电子设备共同主导的混合系统积极发展“新能源+多元储能”超缓电容器分钟小时天周季节特定地理条件光热发电领域氢能其它领域关键作用·液态氢能量密度约为汽油、柴油、天然气的2.7倍时间尺度巡行特点类型分钟级以下辅助一次调蚓赛供系统阻尼电能质量超导磁储笔飞轮储能分钟至小时级里踪计划出力二次调躬高安全性一定的规模(MWMWh;高糖环寿命(万次):想离子电池帆液流电池削峰填谷小时级以上负荷调节大规腕旅量吞吐安全性高，成本低大规模(100MW100MM):深充深放(据环寿命5000次);资源和环境友好压煌空气(短时间尺度)(中长时间尺度)(氢气与天然气的密切联系)·氢能作为电、热、气网一体化的重要纽带，实现能源网络互联互通随着碳中和进程的推进，氢能有望成为新型电力系统清洁低碳的能源载体·氢能运输不受输配电网络的限制，可实现跨区域调峰·工业原料，替代化石燃料作为冶金、水泥和化工等还原剂1.新型电力系统关键技术含氢储能微电网系统一H个如体能系墟含氢储能微电网系统一H个如体能系墟问题解决方案区域弃风、弃光现象严重利用新能源出力富余(未能利用)的电能进行制氢，将电能转化为氢能储存起来或供下游产业使用当电力输出不足时，利用储存起来的氢能通过燃料电池进行发电回馈电网整个运行过程清洁高效，无任何污染气体产生“电一氢—电”转化过程只有水的消耗和生成，总效率为40%~50%与电化学储能(70%～90%)相比不具优势燃料电池热电联供“电一氢—电”转化过程只有水的消耗和生成，总效率为40%~50%与电化学储能(70%～90%)相比不具优势燃料电池热电联供(CHP),转化效率可提高至60%～80%家庭就地利用，不存在长距离电网、热管网运输损失，效率进一步提升-日本燃料电池系统(ENE-FARM)--用电+供热0%损耗未利用排热(3~15%)85～97%氢储能关键技术包含制氢、储运氢和燃料电池技术三个方面水氧气阳极聚合物膜阴楼水氧气阳橙氧化购资朗极初提：H.0+2→H,1+0阳吸睾庭副棚刚较：40+4→2H₂1+00H质子交换膜电解槽(PEMEC)固态氧化物电解槽·运行温度70~90℃·电解效率60～75%KOH电解液高度腐蚀，存在安全问题·运行温度70~80℃··电解效率70～90%·性新能源匹配性高需贵金属催化剂，成本高高运行温度600~1000℃电解效率85～100%高转换效率，工作压强低技术不成熟，需同时提供电能与热能，材料高温降解氢储能=电解槽+储氢罐+燃料电池定输入容量存储能力定输出容量氢转电·燃料电池的实质是电解水的逆过程燃科电池类型固体氧化物燃料电池工作温度电化学效率室温-90室温-80新能源汽车新能源汽车小型家用电器电站、应急电源热电联产系统交通运输便携电池发电建筑供能燃料电池报告提纲2氢储能系统中长周期运行特性3源-网-荷-氢优化调度模型4双碳目标下氢储能系统碳排放潜力2.氢储能系统中长周期运行特性单一电储能向多元储能转变(电储能、储氢、蓄热、蓄冷等),中长周期运行的时间范围定义在周、月、跨季节自损耗率X能源跨季节利用◆提高可再生能源利用率储氢：接近0,且便于转为其它能源X能源跨季节利用◆提高可再生能源利用率能源多方面利用统储氯罐燃料电池电网甲烷反应器天然气管道气负荷储氢方式储氢密度优点缺点应用高压气态技术成熟设备结构简单成本低储氢密度低存在泄露和爆炸的安全隐患普通钢瓶高压储氢罐低温液态储氢密度大运输方便容器绝热要求高易挥发、耗能大大量远距离储运、火箭低温推进剂固态材料储氢密度大安全性高可逆循环成本较高技术不成熟处于实验阶段国内外产业化均较少储存量多1月2月3月4月5月6月7月毒月9月10月11月12月使用量应用场景1:分布式光伏PV+气电混合P2G应用场景2:电热气联储联供低碳园区IES本地系统电负例复储能世料电地单元→氧气流本地系统电负例复储能世料电地单元→氧气流光伏1部网电外电购春秋季电气网①电能利用②热能利用上级燃气网9燃料电地5号分布式7电转烈气装置氮估能—配电网：一燃气网：一能景流向1号分作式2号分布式上级电网64燃料电池和电铎槽放电负荷季节风电光优发电动率二构电功馨 供电负荷反送配电网分布式光伏天然气网避免弃光2.氢储能系统中长周期运行特性子交熟腴电经济性依赖度电成本+设备成本子交熟腴电经济性依赖度电成本+设备成本高会0性本也利空写确驾%上网电价陆上风电风电光伏水电度电成本力②我国目前各氢平准化成本②我国目前各氢平准化成本年，氢成本将低至11.63元/kg55图需从技术、商业模式创新等多方面协同发力光积术哇光积术哇电网深制氯+CCS■固定成本维成本■深制氯+CCS2.氢储能系统中长周期运行特性·合理利用氢储能长周期、季节性储能优势，将一年内多风及晴朗天气的富余电力作为极·合理利用氢储能长周期、季节性储能优势，将一年内多风及晴朗天气的富余电力作为极端天气下的负荷供应·氢能可实现跨区域输送，加强各电网交流互联，互为备用·构建P2G弹性负荷，通过氢能实现电网与气网融合，保证天然气的可靠供应(燃气机组)·2021年2月美国得州应对极寒天气，削减负荷最高达到2000万千瓦·2021年9月我国东北冷空气来袭，用电超负荷·今年8月四川省应对高温的限电措施气象因素品化工厂盖2050年里就网一建天然气其道德国2050年·德国2050年·极端天气下，利用煤炭、燃气等稳定的化石能源进行供电补充·负荷分类保供必保负荷：化石能源保供经济负荷：可再生能源+化石能源协同保供柔性负荷：源网荷储互动(需求响应)报告提纲2氢储能系统中长周期运行特性3源-网-荷-氢优化调度模型4双碳目标下氢储能系统碳排放潜力新型电力系统：“源-网-荷-储”一体化循环过程电源端设备参数、风光预测系统、高精度天气预报、环境数据、监控数据及历史统计数据电网侧有功和无功调节能力、负载率、可靠性负荷端负荷特性、历史负荷数据、气象因素储能侧调峰、调频、调压、备用3.源-网-荷-氢优化调度模型·新型储能系统容量配置直接关系到系统整体供电的可靠性及运行的经济性·氢储能的储能方式灵活，其输入功率、存储能力、输出功率可分别由电解槽、储氢罐和燃料电池容量决定可靠性可靠性①电解槽制氢效率②燃料电池耗氢效率数为4%~95%,且系统监测范围一般设定为爆炸下限的50%,即HTO不超过2%1一1一经济性·储能系统优化配置，尤其是规模尺寸设计，对于新型电力系统的建设投资与长期运营具有重要的影响经济性·合理的储能尺寸设计也能够有效改善微电网及系统的运营成本约束条件：功率平衡，投建容量，氢储荷电状态，最大弃风、弃光率一负向电解情氯储能■虑科电站一负向电解情氯储能■虑科电站eE50a方案风电1√2×33√光伏×√√等年值成本·风能和太阳能的互补特性，即白天光强，夜间风多，夏秋季光照强，风小而春冬季风大，日照弱·风光互补发电系统是一种具有较高性价比的新能·通过氢储能实现能量的跨季节利用，提高可再生能源利用率和运行可靠性·系统等年值成本大幅降低，实现系统最优经济性氢储能自我调节能力：随可再生能源出力变化自行调控到最佳运行状态氢储能自我调节能力：随可再生能源出力变化自行调控到最佳运行状态·间接耦合系统·直接耦合系统·源储双阵列系统常常规最大功率跟踪+电压匹配分段线分段线变换器接入存在问题：·结构复杂，增加系统成本·存在电能传递损失，降低系统效率·电磁干扰，输出电流纹波地9地9加5ii00505774141第回第电解单元电解单元光伏阵列耦合失配损耗一PEM电解槽阵列复杂场景复杂场景李区确量00aa55报告提纲2氢储能系统中长周期运行特性3源-网-荷-氢优化调度模型4双碳目标下氢储能系统碳排放潜力4.双碳目标下氢储能系统碳排放潜力“双碳”目标力争于2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和氢储能在“零·“零碳排放”模式：风电、太阳能(主要无碳能源)+氢储能(转换器)为氢能顺利承担“零碳”任务，制氢效率和燃料电池发电效率需大幅提升，运输损耗应接近零损耗为氢能顺利承担“零碳”任务，制氢效率和燃料电池发电效率需大幅提升，运输损耗应接近零损耗典型氢储能示范项目项目名称制氧电池发电系统示蘸工程风电气态中国国网智能电网研究称氯储能示范项目光伏6固态中国河北源风电制篮示范示蘸项目风电气态中国宁夏宁东能源化工太阳能制氢示范项目光伏气态“零碳排放”模式储能/运输终烟应用H0光/风清洁水电解装置H制氢电力来源我国三北地区弃风、光(未利用能量)主要依靠氢储能“电-氢-电”的转换特