北极星智能电网在线讯:12月17日，从国网宁波供电公司、国网浙江电科院、北京四方继保三家单位联合举行的会议上传来消息，目前紧凑型可再生能源电热氢联产系统项目已完成五端口能量路由器等核心设备研制，下一步计划开展功能测试。
（文章来源 微信公众号：能源评论•首席能源观 作者：唐瑾瑾 柴颖）
“电—氢—电转换效率令人印象深刻，电—氢—电为近40%、电—氢—电/热接近80%，可以和压缩空气储能相比。”10月21日，在宁波慈溪电氢耦合直流微电网示范工程现场，中国工程院院士、华中科技大学教授、国家电网公司科技咨询委员会专家程时杰给出这样的评价。
最新公布的《中华人民共和国能源法》首次将氢能纳入国家能源管理体系。《氢能产业发展中长期规划（2021～2035）》提出，到2035年，我国将形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。
加快推进氢能产业发展，是保障国家能源安全的重要战略选择。近年来，国网浙江电力在杭州、丽水、台州等地开展了基于工业园区、产业基地、农村、海岛等的电氢耦合多场景示范与应用。
国网宁波供电公司注重找准科技创新赛道，在氢电耦合技术研发方面不断取得突破。如今，“氢”风正绿江南岸，宁波氢能产业的创新成果正在不断涌现。
电氢耦合绿色足，微网独立运行168小时
通过风电、光伏发电进行电解水制备绿氢，被视为未来发展方向。当前未能大规模推广应用的原因在于能源转化效率低、生产成本高。为破解这一难题，国网宁波供电公司进行了深入探索。
今年6月，宁波慈溪电氢耦合直流微电网示范工程通过国家自然科学基金委员会高技术研究发展中心组织验收。该项目实现氢产业全链条相关设备国产化，氢电转换效率达到世界领先水平。
据国网宁波供电公司氢能研究专家叶夏明介绍，该工程是国网浙江电力牵头的国家重点研发计划项目“可离网型风/光/氢燃料电池直流互联与稳定控制技术”项目的配套项目。其特点是源网荷储要素齐全：“源”主要包括3200千瓦光伏、230千瓦风电以及240千瓦燃料电池；“网”是一套直流系统，包括微电网三端口、中压三端口等交直流转换和直流变换设备，是“电—氢”耦合转换的关键枢纽；“荷”包括400千瓦制氢和总功率600千瓦的充电桩；“储”包括3000千瓦/6000千瓦时电化学储能和7000千瓦时氢储能。
该工程每年产氢超过60万标准立方米，消纳新能源电量超400万千瓦时，每日可满足10辆氢能大巴充氢需求和50辆电动汽车充电需求。同时，氢能在电网端可以作为储能起到调峰作用，在发电侧可以平抑风光电上网的波动，加强电网运行稳定性。
作为共性关键技术，其面临的最大挑战是，如何实现一个100%由风光波动性电源供给的微电网（微能源系统）长期独立运行。这也是在“双碳”目标背景下，未来电力系统需要的应用场景。2020年，该工程启动，国网浙江电力充分统筹各方资源和力量，成立省市县一体的工程联合指挥部，组建项目团队，统筹推进科技攻关和工程建设。
“我们历时4年，攻克了直流微电网发展中面临的能量平衡、电氢混合系统安全防护等难题，实现了电氢耦合直流微电网系统性突破。”国网浙江电力科学研究院高级专家章雷其说。项目团队自主研发了大功率多端口直流变换器和燃料电池热电联供系统，实现电氢耦合核心设备100%国产化，且两项指标实测分别超过97.5%、84.7%，高于国际同类系统标杆值，电氢转换效率达到世界领先水平。
章其雷介绍，该项目最大技术突破在于，通过电—氢—热灵活、高效转换、电氢长短周期混合储能，实现波动性能源长周期存储与调节，实现了100%由风光供给的电氢耦合微电网168小时独立运行，极大提升了配电网的运行韧性。另据了解，目前电制氢与燃料电池的成本相对较高，系统动态特性仍有提高空间，与电网的互动不足，这些因素限制了其在电力系统的大规模应用。章其雷建议，应聚焦氢能长时储能与深度脱碳的特性，加强电氢耦合系统与电网互动方面的研究，结合电网调控需求，在核心装备、系统控制、能量管理、安全保护方面开展攻关，实现低成本、长寿命、高灵活性的电氢互动，提升新型电力系统的韧性与长周期灵活性。
开发热电联供系统，促整体效率升至80%
尽管氢能因其零排放特性被称为未来能源，但其利用效率一直面临较大提升空间。据中国科学院院士、厦门大学教授、嘉庚创新实验室主任郑南峰介绍，目前电解水制氢的效率一般为60%～80%，氢燃料电池的效率一般为40%～60%，综合电—氢—电的转化效率为30%～50%。他认为，需要开发稳固的场景把余热利用起来，比如日本推广的基于固体氧化物燃料电池（SOFC）的热电联供系统，其能量利用效率已超过80%。
高品质热能同样是宁波慈溪电氢耦合直流微电网示范工程的特色产品。工程构建了统一的余热回收系统，充分利用燃料电池发电、质子交换膜制氢、高频电力电子设备运行过程中的热能。工程产生的热能每小时可加热7000升水，同时还能满足所在园区内一栋3层、总面积约3000平方米建筑的采暖需求，实现区域电能、热能的联合供应。实际上，电力电子设备运行过程产生的热量也是比较可观的，以1兆瓦变换器为例，运行效率为98%时，发热功率就能达到20千瓦。
为此，项目团队设计了可支撑电氢耦合直流微电网并/离网高效可靠运行的能量管理系统，内嵌“电-氢-热”全景监控、功率预测、优化调度等模块，通过分析氢能利用全环节的经济性、环保贡献指数等关键技术指标，精准辨识能效薄弱环节，实现对电、氢、热等不同能量形式的实时调度和最优转化，充分利用燃料电池发电、质子交换膜制氢、高频电力电子设备运行过程中产生的热能。
比如，光伏发电出力大于园区供电负荷时，能量管理系统可以根据对未来负荷的预测，将富余的光伏发电、风电功率分配给电解槽和电池储能，将电能以氢能或者化学能的形式存储起来，后续用于电网削峰、燃料电池汽车加氢。
从各个环节的效率来看，电制氢的转换效率为80%左右，回收热量后综合效率可以达到90%。燃料电池热电联供效率接近85%，通过统一回收制氢和燃料电池的热能，整体系统效率（电—氢—电/热）达到70%～80%。
目前已经商业化的热电联供产品中，燃料电池类型包括质子交换膜燃料电池（PEMFC）和固体氧化物燃料电池（SOFC）。该项目采用的是PEMFC技术路线，主要考虑到PEMFC调节性能更好、目前的热电效率与SOFC相当、国内的技术成熟度更高等因素。
布局紧凑型技术，助力多元化应用
氢能应用场景正在向多元化发展，除了交通、工业领域，建筑领域尤其是分布式热电联供，同样是氢能未来的重要应用领域。
科技部启动的“氢进万家”科技示范工程，聚焦打造多元化应用场景——以“一条氢能高速、二个氢能港口、三个科普基地、四个氢能园区、五个氢能社区”为建设目标，开展副产氢纯化、可再生能源制氢、管道输氢、氢能交通、热电联供、氢能产业链数据监控等氢能生产和利用技术的工程化示范。
为进一步深化氢能装置研制技术探索，国网浙江电力依托现有基础与平台优势，联合清华大学、同济大学、中船重工718所等科研及产业单位，成功牵头国家重点研发计划项目“紧凑型可再生能源电热氢联产系统模块关键技术”。项目研制了模块化电热氢联产系统模块成套首台套装置，并在典型场景中进行应用验证与工程示范，形成了可复制、可推广的系统产品，力争全面提升我国氢能技术与装备研制水平，填补我国分布式可再生能源电热氢联产技术空白。
据介绍，该系统包括可再生能源（光伏）容量超过1兆瓦，电解水制氢规模500千瓦，固态储氢容量50千克，燃料电池发电规模100千瓦和余热回收供热水65摄氏度左右，可实现电、氢、氧、热的综合供给。根据研究计划，2024年底将完成样机开发，2025年上半年完成示范落地。
据介绍，相比于当前项目需要占地1000多平方米，在制氢效率基本不变的前提下，“紧凑型可再生能源电热氢联产系统模块关键技术”项目将所有核心设备集成在1个标准集装箱大小的空间内，占地面积仅约30平方米，实现关键模块紧凑化、可拓展、即插即用，且制氢能耗更低，更适应现代农业园区、零碳社区等多场景需求，有利于带动“制氢—储氢—燃料电池—能量管控系统”全产业链的发展。
对于未来方向，中国工程院院士、国家电网公司顾问黄其励建议，采用海水直接制氢，并将电氢耦合进一步推广至化工等行业。
