氢储能系统关键技术是什么 氢储能系统应用前景如何?_全球球精选

摘要：随着国内以风电、太阳能为主的可再生能源快速增长，可再生能源消纳能力不足和并网困难等问题愈发突出，大规模储能系统被证实是解决该问题的有效方法。本文回顾了现有成熟储能系统的不足与限制，分析氢储能的优势特点，构建了电能链和氢产业链融合的氢储能系统，为可再生能源的进一步发展提供良策。随后对氢储能系统三个环节（制氢、储运氢、氢发电）关键技术进行了梳理，对电解槽技术、燃料电池技术和储氢材料中的关键性能进行了比较和评估。在氢储能领域，部分发达国家已经初步形成了从基础研究、应用研究到示范演示的全方位格局，本文对德国和法国的重点示范工程进行了调研，为我国未来发展氢储能的提供参考。

0 引言

我国风电以大规模集中开发为主要形态，主要集中在“三北”地区，占全国风电总容量的83.4%。同时我国风电资源和负荷逆向发布的整体特点，导致风电的消纳需要大规模特高压输电线路外输，中国已成为风电并网接入电压等级最高、电力输送距离最远的国家。随着风电的快速增长，风电的波动性、间歇性和不可准确预测性也给电力系统稳定运行带来了巨大挑战。远距离输送电时为了调控和抑制这种大幅波动，还需建造大型常规能源电站，投入快速调节电源以平衡风电出力不稳定的问题，经济成本极高。受调峰能力和网架约束的影响，“三北”地区开始出现弃风现象。

(相关资料图)

可再生能源的消纳能力不足以及并网对电网稳定性的威胁，已经成为制约可再生能源发电产业发展的主要原因。有效解决该问题的办法是将可再生能源所发电力转化为其它能量介质进行大规模储存，在适当时机再重新发电并入电网，以此完成电能的时空转换，解决电能瞬时性的弊端，提高其并网的稳定性、可控性及电网的安全性。

目前，大规模储能技术只有抽水蓄能和压缩空气储能可实现商业化。但抽水蓄能电站的建设受到地理条件的严格限制，尤其我国可再生能源集中地水资源有限，难以满足建造抽水蓄能电站的需求。压缩空气储能容量大、寿命长、经济性能好、充放电循环多，但目前还存在传统压缩空气储能系统需要燃烧化石能源、小型系统的效率不高和大型系统需要特定的地理条件建造储气室等缺点。

氢储能能量密度高、运行维护成本低、可长时间存储且可实现过程无污染，是少有的能够储存百GW·h以上，且可同时适用于极短或极长时间供电的能量储备技术方式，被认为是极具潜力的新型大规模储能技术。国内外围绕氢能的研究开展已久，但关于氢储能在电力系统中的应用，尤其是在可再生能源发电中的应用还鲜有研究，这三种储能技术的比较见表1。

表1 储能技术特性比较

1 电力与氢能

作为一种重要的石油化工原料，早已广泛应用于生产合成氨、甲醇以及石油炼制。同时在电子工业、食品工业、冶金工业、精细有机合成、航空航天工业等领域也是极其重要的工业原料。

随着氢燃料和燃料电池的兴起和应用，氢能的优越性逐渐体现。氢能代表了与电力系统相结合的新途径，它们可以共同组成一个具有两种主要能源载体（电力与氢能）的未来能量系统。因为电力与氢能是互补的两个脱碳能源载体，它们可以从同一个主能源资源中产生，且能相互转化，如图1所示。

图1 电力与氢能的并行特性

氢储能技术就是利用了电力和氢能的互变性而发展起来的。在可再生能源发电系统中，电力间歇产生和传输被限的现象常有发生，利用富余的、非高峰的或低质量的电力大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来；在电力输出不足时利用氢气通过燃料电池或其它反应补充发电。这可以有效解决当前模式下的可再生能源发电并网问题，同时也可以将此过程中生产的氢气分配到交通、冶金等其它工业领域中直接利用，提高经济性。

2 氢储能系统中的关键技术

利用清洁能源电力电解技术得到氢气，将氢气存储于高效储氢装置中，再利用燃料电池技术，将存储的能量回馈到电网，或者将存储的高纯度氢气送入氢产业链直接利用。为了实现这一完整的能量转换链，就要从氢气的制取、储存、发电等方面整体规划，在关键技术上进一步突破。

2.1 制氢技术

电解水制氢是一种完全清洁的制氢方式，技术工艺过程简单、产品纯度高。根据电解槽生产技术的不同，电解水制氢方法可以分为碱性电解、固体高分子电解质电解和高温固体氧化物电解3种。

2.1.1 碱性电解法

在碱性电解领域，工业上广泛采用在工作温度（70～80°C）下具有高传导率的高浓度氢氧化钾溶液（25%～30%水溶液）作为电解质。使用铁、镍和镍合金等在电极反应中过电压小的耐碱性材料作为电极。在标准状态下，水的理论分解电压为1.23V，相应电耗为2.95kW·h/m3。但碱性电解中实际电耗达4.5～5.5kW·h/m3，电解效率为53.6%～62%，总制氢系统效率最高仅达30%。碱性电解虽然对设备投资的要求不高，但是80%的运行成本都集中于用电上。

2.1.2 固体高分子电解质电解（SPE）

SPE中的固体高分子膜承担固体电解质的作用，被用于隔离电极并将质子从阳极运送到阴极，因此在SPE中只需供给纯水即可。对于实际SPE电解水制氢系统，工作温度约为80°C，电解电压为1.5～1.6V，相应的电耗为3.6～3.8kW·h，电解效率为77.6%～82%，总制氢系统效率约为35%。SPE所使用的固体高分子膜多为全氟磺酸型膜，被水浸润时酸性较强，为兼顾耐酸性和催化活性，电极中通常加入铂系贵金属，而且膜本身价格昂贵，因此降低SPE的成本是当前的重要课题。SPE可实现高电流密度电解，功耗低，系统小巧，生成的气体纯度高，容易实现高压化，较适于电能来源丰富、价格低廉，尤其是水力、风力、太阳能等可再生能源丰富的场合。

2.1.3 高温固体氧化物电解（SOEC）

SOEC采用氧化钇掺杂的氧化锆陶瓷作为固体电解质，高温水蒸气通过阴极板时被离解成氢气和氧离子，氧离子穿过阴极板、电解质后到达阳极，在阳极上失去电子生成氧气。SOEC在800～950°C下工作，能够极大增加反应动力并降低电能消耗，电解效率高达90%以上，总制氢系统效率可达52%～59%。此法具有优良的性能，但由于在高温下（1000°C）工作时材料损耗大，且需要持续供给高质量的水蒸气，在目前技术条件下难以规模化。

目前电解水制氢的主要问题是能耗高、效率低。关键技术的突破应集中在减少设备成本、提高电解槽的能源效率以及如何搭建集中式大规模生产系统等方面。

2.2 储氢技术

与其它燃料相比，氢的质量能量密度大，但体积能量密度低（汽油的1/3000），因此构建氢储能系统的一大前提条件就是在较高体积能量密度下储运氢气。尤其当氢气应用到交通领域时，还要求有较高的质量密度。此外，以氢的燃烧值为基准，将氢的储存运输所消耗的能量控制在氢燃烧热的10%内设为理想状态。目前氢气的储存可分为高压气态储氢、低温液态储氢和金属固态储氢。对储氢技术的要求是安全、大容量、低成本和取用方便。

2.2.1 高压存储气态氢

高压存储气态氢是最普通直接的储氢方式，高压容器内氢以气态储存，储存量与压力成正比。目前国内外采用压力为25～35MPa的碳纤维复合钢瓶储运。氢气在35MPa时密度约为23kg/m3，70MPa时约为38kg/m3，储氢瓶的质量储氢密度仅有5%（35MPa）。而且压缩氢气是耗能过程，若使用更高压力的储罐，如70MPa，则压缩过程需要大量的能量，增加了整体成本（压缩的能量消耗相当于液化的1/3）。未来除了要继续研究如何平衡存储压力和压缩能耗的关系外，还可进行储罐材料方面的研究以平衡储罐的重量和价格。

2.2.2 低温存储液态氢

液态氢的体积可减少到气态氢的1/800左右，大大提高体积能量密度。但氢气沸点是-253°C，氢气液化需要消耗相当于氢气燃烧热1/3的能量，每千克氢需要120MJ。而且储存温度和室温相差达200°C，氢气的蒸发潜热低，液氢会汽化散逸，损失率可达每天1%～2%。所以液氢储存不太适用于间歇使用的场合，如汽车。但适用于大规模高密度的氢储存，如可再生能源氢储能系统，越大的储存罐，使用极好的绝热装置隔热，气体蒸发比例越小，但未来需要进一步降低液化过程中的能耗，提高液化效率。

2.2.3 金属固态储氢

氢还可以和许多金属或合金化合形成金属氢化物。在一定温度下加压，金属可以大量吸收氢生成固态金属氢化物，如LaNi5H6、MgH2和NaAlH4。且该反应具有很好的可逆性，适当升高温度或减小压力即可释放氢气。金属固态储氢花费的能量约是压缩方式（70MPa）的一半，液化方式的1/5，体积能量密度约比压缩和液化储存高3倍。但质量能量密度较低，金属氢化物储存罐的重量是汽油罐的4倍左右，使其在运输方面受限，镧和锂等材料可改善重量问题，但价格昂贵。而且金属氢化物容易发生材料中毒导致储氢能力下降。

2.3 氢发电技术

与传统化石燃料一样，氢气也可以用于氢内燃机（ICE）发电。但由于燃料电池能将氢的化学能直接转化为电能，没有像普通火力发电机那样通过锅炉、汽轮机、发电机的能量形态变化，可以避免中间转换的损失，达到很高的发电效率，而且更高效环保，所以更具实用性。

燃料电池按其工作温度不同，把碱性燃料电池（AFC，100°C）、固体高分子型质子交换膜燃料电池（PEMFC，100°C以内）和磷酸型燃料电池（PAFC，200°C）称为低温燃料电池；把熔融碳酸盐型燃料电池（MCFC，650°C）和固体氧化型燃料电池（SOFC，1000°C）称为高温燃料电池。

在可再生能源的氢储能应用中，重点关注使用纯氢作为燃料的固体高分子型质子交换膜燃料电池（PEMFC）。它具有高功率密度、高能量转换效率、低温启动、环保等优点。

影响质子交换膜燃料电池性能的三大关键是质子交换膜、电催化剂和膜电极。高性能的质子交换膜技术被国外厂家垄断，价格昂贵；电催化剂一般采用铂，价格高昂，近年的研究已使膜电极上铂载量明显减少；膜电极是影响PEMFC性能、能量密度分布及其工作寿命的关键因素，对其制备工艺和结构优化的研究最为关键。

燃料电池需组成电堆才可大规模发电，因此要发展高均一性的电堆技术，组成大容量联合循环发电系统。同时，燃料电池发电系统通常还需配置一个辅助储能环节，弥补燃料电池动态响应上的不足。燃料电池产生的直流经换流器转为交流及电池与系统连接运行时，需对交流波形、高次谐波、故障分析和保护等问题进一步研究，采取专门的措施稳定并网。

3 可再生能源与氢储能系统

基于氢储能的可再生能源发电系统中的电能链和氢气链如图2所示。

电能链：利用可再生能源的富余电力或低质量电力电解水。燃料电池发电的加入可以稳定可再生能源的间歇性输出，提高可再生能源的并网性能和利用率，满足用户对电能质量的要求。

氢产业链：水电解制氢（不同的规模）、压缩氢储存以及通过燃料电池电站再次转化为电能。高纯度的富余氢气还可出售以增加氢气的附加值。

两条能量链得以对接的基础是风能或太阳能等可再生能源融合电解槽单元一同输出电力。经过实验研究，电解水制氢装置可以极好适应可再生能源的波动性和间歇性功率输出，调整到不同的生产速率，从而实现更高的利用率。而且电解槽呈模块化，设备容量与设备数量成正比，可以并列分布或平行分布，从而形成确切的电压频率，以满足电力输入能力和输入方式的变化。目前可用的商业电解系统产氢量为485N·m3/h，输入的能量是2.5MW，综合运作效率可达85%，工作寿命预估可达20年。针对可再生能源发电现场来说，生成的氢气一般选择高压气态存储或低温液态存储。通过燃料电池发电再次转化为电力，与可再生能源发电电站一起投入电网。

4 国内外氢储能示范工程

在氢储能领域，欧、美、日等国起步较早，走在世界前列，根据既定的氢能发展战略有序推进，已经取得了较大成果。

德国在普伦茨劳市推进PTG（power to gas）项目，采用电解水制氢方式，将富裕的风电转化为氢气存储。图3是位于该市的风电-氢气混合发电站，这是世界上第一座此类电站，于2011年11月投入运行。

该电厂利用风能、氢能和生物质能（沼气）混合发电，发电量6MW。ENERTRAG综合发电厂的工作原理（图4）是：3台2MW风机正常发电，所产生的大部分电力直接并入电网，一部分电力用于电解水制氢，所产生的氢气就地加压储存。同时利用附近啤酒厂的生产肥料制造沼气（生物质能），将沼气与氢气作为燃料混合发电，热电联产，产生的电力配合风力发电平稳的输入电网，产生的热能给电厂附近区域供暖。电解水制氢储存起来的氢气在富余时还可以输送到当地的加氢站，用来给燃料电池汽车加氢。下一阶段将会继续建设3座电站，投入更多的示范设备并将制备的氢气并网到天然气输送管道中去。

法国在科西嘉岛启动完成了MYRTE项目（图5），将光伏发电与氢储能结合起来，使光伏电站的电力输出平均化，更易于并入电网。MYRTE项目建设了560kW的光伏发电设备，将超出预测出力的电力（图6中①区）用50kW的电解水装置生产氢气和氧气，分别储存在储气罐中。MYRTE与15kV的电网联动，在光伏出力不足时，由100kW的PEMFC（固体高分子型）燃料电池利用氢氧发电（图6中②区）。电解和燃料电池发电时的废热用作温水回收，储藏在温水罐中。综合效率达到70%～80%。图6为相邻两天的光伏实际出力和电站实际出力对比图，实际并网供电量如图中的红线所示。

5 结语

氢能作为理想的新型能源载体，将其与电能复合形成的氢储能系统具有明显的优越性，尤其是在可再生能源发电领域。目前因为技术和材料限制，还存在低效率和高成本问题。今后氢储能的研究重点应集中在电解槽技术、燃料电池技术和储氢材料研发及性能综合评估方面。在氢储能领域，各国都已经初步形成了从基础研究、应用研究到示范演示的全方位格局。中国也已启动了沽源风电制氢综合利用示范项目。相信随着技术和材料的不断发展，在全球能源互联网的时代需求下，氢储能不久就可以进入商业应用。

文章来源：霍现旭,王靖,蒋菱,徐青山.氢储能系统关键技术及应用综述[J].储能科学与技术,2016,5(02):197-203.