面向碳中和电力系统转型的电氢枢纽灵活性应用

2021-08-11杨馥源田雪沁徐彤王新雷滕越王缔

电力建设 2021年8期

杨馥源，田雪沁，徐彤，王新雷，滕越，王缔

(1.国网经济技术研究院有限公司，北京市102209；2.国网安徽省电力有限公司电力科学研究院，合肥市 230601；3.安徽新力电业科技咨询有限责任公司，合肥市 230601)

0 引言

风电、光伏等新能源的随机波动特性将给我国电力系统运行灵活性带来前所未有的挑战，大规模新能源并网将进一步增加电力系统对灵活性资源的需求，电力系统若要提高可再生能源消纳能力，关键的途径就是提高灵活性[1]。随着新能源装机容量不断提升，电力系统由以发电侧为主要灵活性来源的系统过渡到系统各环节都需要灵活的系统，即从“源随荷动”的互动模式逐渐过渡到“源荷”双波动乃至“源网荷储”协同互动的新型电力系统，彼时，对灵活性资源需求量、种类及相互之间的协同互动关系提出新的要求。大规模新能源接入电网需要的灵活性资源类型没有统一的、标准的解决方案，灵活性需求取决于不同时空下新能源电力出力变化、用电负荷变化及具体系统状态。不同类型的灵活性资源在方向性、时间尺度、空间流动、状态特性方面有各自的优势和不足。氢能是一种零碳、清洁、可与电双向转化的灵活性资源载体，能够在电力系统各环节发挥调节作用，在面向碳中和的电力系统转型中必不可少。电制氢负荷、氢储能以及氢燃料电池或氢燃气轮机发电作为一种全系统调节解决方案，对于提高系统灵活性的潜力巨大[2]，据估计，为实现碳中和目标，我国用作提供电网灵活性的氢气生产容量将至少有100 GW[3]。因此，研究氢能在碳中和目标下的高比例新能源电力系统中的灵活性价值，分析其与电力系统互动的具体应用场景和关键技术的调节能力，对新型电力系统规划和工程投资建设具有重要意义。但目前氢能与电网互动仍在发展初期，对电-氢互动的具体场景和电-氢枢纽参与电力系统灵活性调节的具体形态缺乏全面系统的梳理和研究。本研究将系统性分析面向碳中和电力系统转型中电-氢枢纽关键技术的调节特性及电-氢枢纽在电力系统源网荷储各环节灵活性调节的典型应用场景，为面向碳中和的新型电力系统灵活性资源规划提供参考。

1 面向碳中和电力系统的灵活性需求展望

1.1 我国电力系统低碳转型发展趋势

2020年9月，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，CO2排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和(以下简称“3060目标”)[4]。能源领域碳排放是我国碳排放的主要来源部门，约占排放总量的80%。在能源排放中，电力扮演愈来愈重要的角色，其清洁低碳转型是能源系统实现碳中和的关键。为此，我国电力系统低碳转型必将转变一次电力的来源，即由清洁、零碳的可再生能源替代高污染物排放、高碳的化石能源发电。

电力系统低碳转型的主要路径是提升风电、光伏等新能源发电量在一次电力中的占比。我国新能源装机增长迅速，截至2020年底，我国风电、太阳能累计装机容量分别为2.8亿、2.5亿kW[5]，合计占全国发电装机总容量的24.3%，占发电总量的9.5%，新能源装机未来还将迎来大幅快速增长。2020年12月，习近平书记在气候雄心峰会上发表重要讲话中强调到2030年风电、太阳能发电总装机容量将达12亿kW以上[6]。国际能源署(International Energy Agency, IEA)模拟测算中，低碳情景下2035年风能和太阳能发电总量占比达35%[7]。到2050年，在1.5 ℃和2.0 ℃目标情景下，我国可再生能源发电量占比分别为68.2%和69.1%[8]，风能、太阳能发电量占比接近60%。碳中和目标背景下我国新能源发展趋势见图 1。

图1 我国风能、太阳能发电量占比发展趋势Fig.1 Development trend of renewable energy power generation in China

1.2 电力系统低碳转型的灵活性需求

高比例新能源电力系统面临着新能源消纳困难和系统灵活不足的难题。2019年弃风电量为168.6亿kW·h，弃光电量46亿kW·h。随着新能源装机占比提升，其间歇性、波动性特征给电力系统安全稳定运行和电力电量平衡带来极大挑战；另一方面，新能源大量接入导致系统转动惯量降低，频率问题逐渐凸显，扣除可再生能源出力后的电力系统“净负荷”短时波动明显，系统对灵活性需求剧增。

提高电力系统灵活性是保障电力系统安全稳定运行的前提。电力系统灵活性即一定时间尺度下，通过优化调配各类可用资源，以一定的成本适应发电、电网及负荷随机变化的能力[9]。随着源侧风、光新能源发电装机容量增长，电力系统特征不断演变，灵活性资源的需求将持续增长，对不同阶段电力系统特征及灵活性需求展望见图 2。当电力系统中新能源发电量占比至10%～20%，通过已有设施和改进运行方式难以满足灵活性需求，需要新增灵活性资源，我国“十四五”期间将步入该阶段[10]。中期来看，新能源发电量占比在20%～50%之间，灵活性在系统中的重要性进一步提升，需要从监管和运行角度进行灵活性资源配置。此时，氢能作为一种区域灵活性调节资源，在我国三北地区等新能源富集区域和海上风电资源丰富地区具有应用前景。远期来看，发电系统中新能源发电量占比将超过50%，氢是实现长周期跨季节储能、双向灵活调节的主要灵活性资源。

图2 不同阶段电力系统的特征及灵活性需求Fig.2 Characteristics and flexibility requirements of power systems at different stages

1.3 电-氢枢纽在电力系统中的灵活性

电-氢协同是应对电力系统低碳转型中新能源消纳问题和系统灵活性不足的路径之一[11]。电-氢枢纽是满足电力系统灵活性需求的电-氢协同方式。电-氢枢纽是以提高可再生能源电力可调度能力、降低系统碳排放为目的组成的调节系统，主要包括可再生能源制氢系统、氢储存系统、氢燃气轮机或氢燃料电池等氢发电系统，并与电网和下游氢能应用连接，示意图如图 3所示。电制氢系统在源侧能够平缓风光出力，氢储存系统在长时间尺度下储能较电储能有明显优势，氢发电系统有较好的调节特性，电-氢枢纽各子系统在源-网-荷空间维度可灵活组合，以实现长周期灵活性调节、促进新能源消纳和维护系统稳定低碳运行。

图3 绿色电-氢枢纽项目示意图Fig.3 Structure diagram of green electro- -hydrogen hub

目前，丹麦、美国等国家已经开展绿色氢枢纽项目，见表1。丹麦绿色氢枢纽(green hydrogen hub Denmark，GHH)主要目的是确保可再生能源供应，而不受外界天气影响。该项目将季节储氢和日常储氢结合在压缩空气储能(compressed air energy storage, CAES)中，为用户提供100%绿色电力。美国犹他州可再生能源-氢发电枢纽项目计划用可再生能源制氢发电替代燃煤发电厂，该发电厂将在2025年使用30%的绿色氢气，并在2045年之前使用100%的绿色氢气，实现可再生能源电力并网稳定运行。

表1 国外绿色电-氢枢纽项目Table 1 Green electro-hydrogen hub projects in other countries

2 电-氢枢纽关键技术及灵活性特征

电-氢枢纽的调节性能取决于各项关键技术的调节特性和研发阶段。电-氢枢纽参与电力系统灵活性调节主要涉及电解制氢技术、氢气储存技术、氢发电技术。

2.1 电制氢技术的调节特性

目前，主流的电解制氢技术有碱性电解、质子交换膜电解和高温固体氧化物电解，见表2。碱性电解水制氢技术是目前最成熟的技术，具有最低的制氢成本，单槽最大产氢量可达1 000 m3/h，安全可靠，使用寿命可达15年。目前，国产的碱性电解槽价格约2 000～3 000元/kW，成本在3种技术中最低，但运行过程有腐蚀液体，后期运维复杂，运维成本高。质子交换膜(proton exchange membrane，PEM)电解水制氢技术具有响应速度快、电流密度高、耐功率波动范围大等特性，相较于碱性电解槽有更高的产气压力、氢气纯度，以及具有更高的功率密度，较为适合可再生能源电解制氢的应用场景[12-13]。我国PEM电解制氢技术研究起步较晚，目前处于示范初级阶段，最大的电解系统可达到MW级，PEM电解槽价格在7 000～12 000元/kW，成本较高。但运行过程无腐蚀液体，运维简单，运维成本低。固体氧化物(solid oxide electrolyzer，SOE)电解水制氢技术因在高温下工作，在3种技术中具有最高的制氢效率，但受限于启动时间及响应速度，适用于具有高温启动热源的稳定制氢应用场景(如核能制氢)。高温下提高陶瓷材料的耐久性是大规模应用仍需解决的主要问题。目前高温SOE电解技术国内外差距较大，国外的电解槽已进入示范阶段，系统单体规模达到百千瓦级水平，国内尚处于实验室研究阶段。

表2 3种典型制氢技术对比Table 2 Comparison of three typical hydrogen production technologies

碱性电解、质子交换膜电解、固体氧化物电解这3种电解水技术在灵活性调节上各有优劣，必要时可进行组合选型，以实现减缓可再生能源出力的波动性。碱性电解制氢技术存在工作电流密度小、耐功率波动性范围窄以及响应时间慢等问题，导致碱性电解水技术在电-氢枢纽中设计复杂，工作负载范围狭小、响应速度不高，较适用于集中型稳定制氢场景。质子交换膜电解水技术在负载范围、响应速度等方面，较碱性电解水技术均有明显提升，但设备成本较碱性电解槽略高。质子交换膜电解技术作为新一代电解技术，具有电流密度大、启动时间快、气体纯度高、功率负载范围大、产品体积小、耐高压、安全可靠等技术特点，其启动时间快和功率负载范围大的特点使质子交换膜电解系统具有处理电力波动或间歇负载的特点，同时质子交换膜电解技术不存在气体混合的安全问题，因此适用于电-氢枢纽建设中[14]。高温固体氧化物电解技术在成本与响应速度方面落后于质子交换膜电解技术。

2.2 氢储运技术特征

高效储氢技术是电-氢枢纽在实践应用中的关键环节。储氢方式分为物理储氢和化学储氢两大类。物理储氢主要有液氢储存、高压氢气储存、活性碳吸附储存、碳纤维和碳纳米管储存等。化学储氢法主要有金属氢化物储氢、有机液氢化物储氢、无机物储氢等[15]。目前较为成熟的氢储存技术主要有高压储氢、液态储氢和金属氢化物储氢技术[16]。高压气态储氢是目前应用最为广泛的储氢技术，通常采用气罐作为容器，储存量与压力成正比，常用的压力有35 MPa和70 MPa。低温液态储氢将纯氢冷却到20 K使之液化，再装到“低温储罐”储存，目前该技术主要应用在航空航天领域。金属氢化物储氢即利用金属氢化物储氢材料来储存和释放氢气，技术原理是利用某些金属或合金与氢反应后以金属氢化物形式吸氢，生成的金属氢化物加热后释放氢。

氢的运输方式有气氢拖车、铁路、轮船和管道运输4种，其中气氢拖车目前应用最为广泛，国内长管拖车储氢罐压力均在20 MPa，国外储氢压力已达到50 MPa。铁路运输应用较少，且一般与液氨储氢技术结合。轮船运输与液氨储氢和液氢储运技术结合已得到实践应用。管道输氢在美国和欧洲已分别有超过2 600 km和1 500 km，目前国内氢气管道较少。

不同储运技术性能在储氢体积密度、充放氢的可逆性、充放氢速率、储存容量、可循环使用寿命及安全性等方面存在差异，详见表 3，影响电-氢枢纽在电力系统中的调节性能。未来适应大规模可再生能源电力系统波动性的储氢技术需要具备安全、大容量、储存效率高、低成本等特点[17-18]。低温液态储氢适用于大规模高密度的氢储存，但需进一步降低液化过程中的能耗，提高液化效率。利用盐穴、管道储氢因其容量大、储存周期长适应于跨季节存储，但受地理位置和地质条件限制。

表3 氢储存技术对比Table 3 Comparison of hydrogen storage technology

2.3 氢发电技术的调节特性

将氢转化为电能的主要技术有氢燃料电池发电和氢燃料内燃机发电技术。氢燃料电池发电效率高、过程绿色清洁，在面向碳中和的电力转型中有实用性和发展前景[16]。氢燃料电池有碱性燃料电池(alkaline fuel cell，AFC)、质子交换膜燃料电池(proton exchange membrane fuel cell，PEMFC)和磷酸型燃料电池(phosphoric acid fuel cell，PAFC)、熔融碳酸盐型燃料电池(molten carbonate fuel cell，MCFC)和固体氧化型燃料电池(solid oxidation fuel cell，SOFC)，其中，AFC技术成熟度高，已商业化应用。PEMFC和PAFC处于商业化前期阶段，MCFC和SOFC技术仍处于示范阶段。从调节性能上看，PEMFC因具备启动及动态响应快、高能量转换效率、低温启动等特性，因此参与系统调节时具有优势。成本方面，当前氢燃料电池发展尚未规模化，没有相对固定的生产成本和统一的市场定价。据美国能源部对2020年固定式燃料电池发电系统的设备成本预测，1～25 kW民用热电联产分布式燃料电池发电系统设备成本为1 500美元/kW，0.1～3.0 MW热电联产分布式燃料电池发电系统中，燃烧天然气的设备成本为1 000美元/kW，燃烧沼气的设备成本为1 500美元/kW[19]。

氢气转换为电能的另一种重要技术是氢燃料燃气轮机，氢单独或氢与天然气形成混合气体作为燃料燃烧发电。燃气轮机具有快速启停特性和快速负荷调节特性，可与风电机组组成风气互补系统，补偿风电厂出力波动，使得整个电力系统出力较为稳定[20]。目前，氢燃料燃气轮机技术在处于试验和初期应用阶段。2018年，日本三菱公司成功测试700 MW输出功率的J系列重型燃气轮机可使用含氢30%的混合燃料[21]。

3 电-氢枢纽在系统中的应用场景

氢参与电力系统灵活性调节是指通过电制氢或氢发电实现向下调节或向上调节，维持电网实时功率平衡，其原理如图 4所示。氢作为一种灵活性资源载体参与电网调节时，一方面，通过电制氢平衡功率，并将产生的氢气结合不同领域的下游应用，如工业原料、氢燃料电池汽车、建筑供热等，提高能源系统的减碳效率；另一方面，电-氢枢纽调节系统具有时空平移特性，电制氢和氢发电两环节能够异地运行，满足系统在空间上的调节资源灵活调动，实现系统性调节。按照电-氢互动方式，其应用场景主要有电-氢枢纽作为储能系统参与电网长周期调节、在新能源并网发电场景中电-氢枢纽参与灵活性调节、电氢枢纽在离网系统中的灵活性调节。

图4 氢参与灵活性调节原理示意图Fig.4 Principle diagram of hydrogen participating in flexibility adjustment

3.1 电-氢枢纽参与系统性灵活性调节

电-氢枢纽参与电力系统全环节调节时，可实现在用电低谷时段制氢储存，在用电高峰时段利用氢燃料电池或氢燃料燃气轮机发电提高新能源出力，并实现不同子系统异地运行[22]，此时电-氢枢纽调节系统包括电制氢、氢储存、氢燃料电池/氢燃气轮机发电设备，如图 5所示。从时间维度上，日内调节中，电制氢负荷在负荷低谷时电解水制氢向下调节，将多余的可再生能源电力储存来增加供应侧的灵活性；在用电高峰也可采取氢燃料电池/氢燃气轮机发电进行向上调节，满足突发性高峰用电需求。年内调节中，我国可再生能源随季节波动特性与用电负荷需求存在错峰现象，例如我国东北地区新能源出力呈现“风电春冬高发，光伏秋季多发”，电-氢枢纽因其储能效率高，在长周期跨季节储存中相较于电储能具有明显优势，能够适应可再生能源季节波动性调节。从空间维度上，新能源富集区域的可再生能源电能可以通过特高压等电网互联的形式传输到氢能需求高的地区，在需求侧电制氢可实现电网灵活性调节目标并满足当地氢能需求，如需求侧电制氢结合下游氢燃料电池汽车的应用等场景。欧盟INGRID项目，由3.5 GW的太阳能、风能和生物能资源组成的发电系统，储氢容量超过1 t的固态储氢系统和一套1.2 MW的氢发电机组成，通过电-氢枢纽不仅提升了可再生能源系统的利用效率，同时优化了间歇性可再生能源电力的发电品质，保证了电网的安全性和稳定性[23]。目前电-氢枢纽中风电耦合制氢结合燃料电池发电技术的应用经济性主要受风电预测准确性、制氢和储氢成本的制约。

图5 电-氢枢纽并网调节系统示意图Fig.5 Schematic diagram of grid-connected electro-hydrogen adjustment system

电-氢枢纽参与电力系统调节时与其他调节系统在调节能力、系统效率、系统寿命、技术成本存在差异，对比结果如图6所示，对比发现，电-氢枢纽在储能效率、储能容量方面具有优势，在技术成熟度和系统效率方面存在不足。在响应能力方面，电-氢枢纽与抽水蓄能、电化学储能、电磁储能、超导储能相当，优于压缩空气储能和熔盐储能，储能效率方面，电-氢枢纽在长周期储能方面具有优势，且在高寒地区储氢效率较储电效率高[24-25]。

图6 电-氢枢纽与其他储能特性对比Fig.6 Comparison of characteristics of electro-hydrogen hub and other energy storage

3.2 电-氢枢纽参与新能源并网调节

电-氢枢纽与新能源发电耦合并网时，电-氢枢纽中电制氢系统参与向下调节，此时，将富余的可再生能源电解制氢，调节风光出力特性，改善电能质量，制取的氢气进行储存，再次发电参与调峰、调频或用于下游产业或居民生活，如图 7所示。文献[26-27]发现风电耦合制氢结合燃料电池发电系统可以明显提高并网友好性。但整套电-氢气-电系统的转换效率低于40%，且投资成本较高，导致燃料电池发电的成本电价达到13.7元/(kW·h)[28]。目前，采用氢发电调节电力平衡，存在投资回收期长、发电成本高等问题[29]。

图7 电-氢枢纽参与并网新能源发电调节示意图Fig.7 Structure diagram of electro-hydrogen hub participating grid-connected wind power system

3.3 电-氢枢纽参与离网系统中的调节

离网系统中电-氢枢纽的调节主要是指风电场或光伏发电场，不经过电网直接供给电解槽设备制氢，制取的氢气通过储氢系统储存应用于下游用氢负荷，或通过燃料电池再发电供能，如图 8所示。非并网风电、光伏耦合电解槽制氢，多应用于分布式制氢、园区或厂区制氢自用，以提升微网运行稳定性，制取的氢气还能在下游应用产生经济效益[29,23]。江苏大丰市建成日产120 m3非并网风电电解水制氢系统示范工程，利用1台30 kW和1台10 kW风机共同给电制氢装置供电，该系统表明电解水制氢系统对非并网风电系统的波动特性有较好的耦合关系，消除了风电对电网的冲击，实现了风电100%高效、低成本利用[30-31]。国外学者研究表明，非并网风/光耦合制氢项目，在技术上具有可行性，即电解制氢装置在不稳定电源下能够运行，且具有更高的环境友好性，但经济性欠缺，需要技术升级和降低成本造价来实现[32-33]。