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  • 弃风弃光现象近年来虽有好转电液推杆
  • 2021-01-09    发布者:扬州嘉丰
  •   伴随光伏发电成本逐年降低,光伏电解氢的成本有望下降到5元/千克,如果利用燃料电池并网发电,其发电成本可降至约0.5元/千瓦时。加之没有污染和排放,氢能发电站在特定场景下将比天然气发电、燃煤发电更具竞争力。

      日前,美国BloomEnergy与韩国SK工程建设(SKE&C)联合宣布,已在韩国京畿道利用燃料电池技术启动了两个新的氢能发电站项目。据数据,目前韩国六家发电已部署了约300兆瓦的燃料电池发电项目。

      所谓氢能发电站,就是将燃料电池发电系统用于固定的大规模发电站进行发电。目前除了韩国外,日本、英国等国均在氢能发电站领域相继开展研究建设。

      数据显示,光伏、风力发电电解水产生氢气,效率约为70%,再利用氢燃料电池发电,效率约为50%,这意味着从电到氢、氢再到电的转换效率仅为35%。那么,氢能发电站究竟是否具有可行性与经济性?

      “氢能发电,应选择适合的应用场景及使用条件。事实上,比较适合用来进行电解水制氢的是光伏发的直流电,可以减少并网产生的损耗;风力发电作为交流电可以直接并网,而从电网上取电进行电解水制氢需将交流电重新转换成直流电,效率将大打折扣。”张家港氢云新能源研究院院长魏蔚表示。

      她认为,光伏发电从直流电转换成交流电并网过程中会有一定损耗,由于太阳能本身具有波动性,光伏不能保证百分百持续性发电上网,因此用无法即时并网的光伏电制氢更具经济效益和可行性。

      在阳光电源股份有限董事长曹仁贤看来,伴随光伏发电成本逐年降低,可以利用中午时段便宜的光伏发电制氢,届时电解氢的成本将下降到5元/千克,如果利用燃料电池并网发电,其发电成本可降至约0.5元/千瓦时。加之没有任何污染和排放,氢能发电站将比天然气发电、燃煤发电更具经济竞争力和生态友好性。

      “光伏发电制氢,有利于推动光伏产业实现更大规模的装机量,而绿氢的产量上升能有效替代依赖进口的石油和天然气,降低我国石油天然气对外依存度,进一步保障国家的能源安全。”魏蔚表示。

      此外,氢能发电站除了提供电力以外,还可以向工业及居民用户供热。“燃料电池发电温度较低,与居民生活热水的温度接近,方便利用。天然气燃烧温度高,会导致热能利用效率较低。数据显示,即使是天然气冷热电三联供,其能源总利用效率也不超过85%,而天然气重整燃料电池热电联供的总利用效率可超过90%。”魏蔚进一步补充称。

      业内认为,将氢能发电站建在用电需求量大的地区,通过可再生能源制绿氢并储存运输至氢能电站发电,是解决电能无法存储的行之有效措施。

      “利用燃料电池发电可以使不能转移及上网的电通过氢的形式自由调配和跨季节使用,既解决了可再生能源消纳问题,又使得化石燃料得以充分利用。”魏蔚表示。

      我国风电、光伏等可再生能源丰富,主要存在于“三北”地区,与华东、华南等电力负荷中心呈逆向分布,因此,长期以来,采用大规模、长距离输电方式进行能源调配。与此同时,“三北”地区本地消纳能力不足,“弃风”“弃光”现象近年来虽有好转,但未完全消除。业内人士表示,基于这一现状,用新能源“弃电”制取绿氢再用燃料电池发电,既解决了新能源消纳问题,又解决了电力储存和转运的问题。

      记者查阅资料发现,德国同样面临可再生能源聚焦区和负荷中心区分离的问题。为缓解新能源消纳难题,除常规输电外,德国将风电转变为氢气储存,并探索氢能的多场景应用,包括供应周边加氢站、直接燃烧发电、使用燃料电池技术发电等。在业内看来,德国新能源和氢能协同发展的经验值得我国借鉴。

      一位专家表示,用“弃光”“弃风”发电制氢,将低效能源转化为高效能源的氢气储存并发电,或通过燃料电池转化为汽车动力,电液推杆代替汽柴油,实现电的时空转移,是氢能的独特价值所在。

      值得关注的是,氢能作为典型的二次能源,无论是通过煤制氢、工业副产氢等传统方式获得,还是通过新能源电解水制取,其高效储存运输始终是绕不开的话题,这也是推广氢能电站的前提。

      业内认为,要打通氢气储运瓶颈降低氢气成本,首先应在技术上有所突破,例如,积极布局合金材料储氢、液氢运输等新技术路线。

      目前,我国的纯氢管道、液氢罐车、液氢船、液氢海上接收站等基础设施建设仍不完善,有些甚至尚属空白。相比之下,我国的天然气储运基础设施相对完善。

      基于这一现状,魏蔚认为,氢的特点、运送途径以及未来发展趋势与天然气非常相似,因此,可充分利用原有的天然气基础设施,例如,天然气管道掺氢、加油加气加氢合建站等,解决氢气基础设施缺乏的问题,拉动氢能终端消费潜力。

      ■本报实习记者 仲蕊《 中国能源报 》( 2020年09月28日 0 版)

      伴随光伏发电成本逐年降低,光伏电解氢的成本有望下降到5元/千克,如果利用燃料电池并网发电,其发电成本可降至约0.5元/千瓦时。加之没有污染和排放,氢能发电站在特定场景下将比天然气发电、燃煤发电更具竞争力。

      日前,美国BloomEnergy与韩国SK工程建设(SKE&C)联合宣布,已在韩国京畿道利用燃料电池技术启动了两个新的氢能发电站项目。据数据,目前韩国六家发电已部署了约300兆瓦的燃料电池发电项目。

      所谓氢能发电站,就是将燃料电池发电系统用于固定的大规模发电站进行发电。目前除了韩国外,日本、英国等国均在氢能发电站领域相继开展研究建设。

      数据显示,光伏、风力发电电解水产生氢气,效率约为70%,再利用氢燃料电池发电,效率约为50%,这意味着从电到氢、氢再到电的转换效率仅为35%。那么,氢能发电站究竟是否具有可行性与经济性?

      “氢能发电,应选择适合的应用场景及使用条件。事实上,比较适合用来进行电解水制氢的是光伏发的直流电,可以减少并网产生的损耗;风力发电作为交流电可以直接并网,而从电网上取电进行电解水制氢需将交流电重新转换成直流电,效率将大打折扣。”张家港氢云新能源研究院院长魏蔚表示。

      她认为,光伏发电从直流电转换成交流电并网过程中会有一定损耗,由于太阳能本身具有波动性,光伏不能保证百分百持续性发电上网,因此用无法即时并网的光伏电制氢更具经济效益和可行性。

      在阳光电源股份有限董事长曹仁贤看来,伴随光伏发电成本逐年降低,可以利用中午时段便宜的光伏发电制氢,届时电解氢的成本将下降到5元/千克,如果利用燃料电池并网发电,其发电成本可降至约0.5元/千瓦时。加之没有任何污染和排放,氢能发电站将比天然气发电、燃煤发电更具经济竞争力和生态友好性。

      “光伏发电制氢,有利于推动光伏产业实现更大规模的装机量,而绿氢的产量上升能有效替代依赖进口的石油和天然气,降低我国石油天然气对外依存度,进一步保障国家的能源安全。”魏蔚表示。

      此外,氢能发电站除了提供电力以外,还可以向工业及居民用户供热。“燃料电池发电温度较低,与居民生活热水的温度接近,方便利用。天然气燃烧温度高,会导致热能利用效率较低。数据显示,即使是天然气冷热电三联供,其能源总利用效率也不超过85%,而天然气重整燃料电池热电联供的总利用效率可超过90%。”魏蔚进一步补充称。

      业内认为,将氢能发电站建在用电需求量大的地区,通过可再生能源制绿氢并储存运输至氢能电站发电,是解决电能无法存储的行之有效措施。

      “利用燃料电池发电可以使不能转移及上网的电通过氢的形式自由调配和跨季节使用,既解决了可再生能源消纳问题,又使得化石燃料得以充分利用。”魏蔚表示。

      我国风电、光伏等可再生能源丰富,主要存在于“三北”地区,与华东、华南等电力负荷中心呈逆向分布,因此,长期以来,采用大规模、长距离输电方式进行能源调配。与此同时,“三北”地区本地消纳能力不足,“弃风”“弃光”现象近年来虽有好转,但未完全消除。业内人士表示,基于这一现状,用新能源“弃电”制取绿氢再用燃料电池发电,既解决了新能源消纳问题,又解决了电力储存和转运的问题。

      记者查阅资料发现,德国同样面临可再生能源聚焦区和负荷中心区分离的问题。为缓解新能源消纳难题,除常规输电外,德国将风电转变为氢气储存,并探索氢能的多场景应用,包括供应周边加氢站、直接燃烧发电、使用燃料电池技术发电等。在业内看来,德国新能源和氢能协同发展的经验值得我国借鉴。

      一位专家表示,用“弃光”“弃风”发电制氢,将低效能源转化为高效能源的氢气储存并发电,或通过燃料电池转化为汽车动力,代替汽柴油,实现电的时空转移,电液推杆是氢能的独特价值所在。

      值得关注的是,电液推杆氢能作为典型的二次能源,无论是通过煤制氢、工业副产氢等传统方式获得,还是通过新能源电解水制取,其高效储存运输始终是绕不开的话题,这也是推广氢能电站的前提。

      业内认为,要打通氢气储运瓶颈降低氢气成本,首先应在技术上有所突破,例如,积极布局合金材料储氢、液氢运输等新技术路线。

      目前,我国的纯氢管道、液氢罐车、液氢船、液氢海上接收站等基础设施建设仍不完善,有些甚至尚属空白。相比之下,我国的天然气储运基础设施相对完善。

      基于这一现状,魏蔚认为,氢的特点、运送途径以及未来发展趋势与天然气非常相似,因此,可充分利用原有的天然气基础设施,例如,天然气管道掺氢、加油加气加氢合建站等,解决氢气基础设施缺乏的问题,拉动氢能终端消费潜力。
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