“煤电”大省转向 氢储能系统及其在山西发展前景探讨
氢储能的电-氢-电的综合效率约为45%左右，相比于锂电池等其他储能技术能源转换效率较低，故在火电厂配备氢储能从经济性和实用性角度来说，没有投资必要。
另一方面在负荷低谷时段或者新能源波动较强的时段，配置于网侧和荷侧的氢储能可以在保证供电条件下避免火电机组频繁启停。
若回收损失的热能进行热电联产，综合效率可达到80%以上。因此，氢能应充分结合各产业，丰富其来源去向。
1 氢储能系统关键技术：氢能利用的三大关键技术
氢能具有储量丰富、来源广泛、能源利用高效环保可持续等优点，氢气作为燃料的最终产物只有水，对环境无污染；氢能可以以固、液、气三态形式长时间存储，适合长距离运输；氢气的能量密度高，为142MJ/kg，燃烧热值大。
氢能利用的三大关键技术包括电解水制氢技术、储氢技术、燃料电池发电技术。
电解水制氢技术包括碱性电解水技术、聚合物膜电解水技术、固体氧化物电解水技术。其中，碱性电解水技术发展成熟，成本较低，但效率相对较低；聚合物膜电解水技术处于商业化的起步阶段，效率较高，但成本也较高；固体氧化物电解水技术仍处于实验室研究阶段。
现有储氢技术包括高压气态储氢、低温液态储氢、固态储氢和有机物液态储氢。目前最为常用的技术是高压气态储氢，其成本低、技术成熟、充放氢快、能耗低、工作条件较宽，但体积储氢密度低、安全性相对较差；
低温液态氢的优点是体积储氢密度高、纯度高，然而液化过程能耗大、易挥发、成本高，主要应用于航空航天和超大功率商用车辆；
固态氢的优点是体积储氢密度高、不需要高压容器、氢纯度高，缺陷是质量储氢密度高、成本高、有工作温度要求、抗杂质能力差，是未来重要的发展方向。
有机物液态氢的优点是成本相对较低、储氢密度高、氢纯度高、常温常压储存安全性好，缺陷是纯度较低、成本较高、催化剂易结焦失活，可利用石油设施进行运输和加注。
2 氢储能系统关键技术
目前主流的燃料电池技术有质子交换膜燃料电池、固体氧化物燃料电池、磷酸燃料电池、熔融碳酸盐燃料电池、碱性燃料电池五种。
质子交换膜燃料电池工作温度在80℃以下，启动快，比功率高，结构简单，处于商业化的最前沿，应用前景广阔。固体氧化物燃料电池热电联供效率很高，但运行温度过高，启动速度较慢，系统长期性能较差，离商业化应用还有一定距离。
一方面，氢储能的电-氢-电的综合效率约为45%左右，相比于锂电池等其他储能技术能源转换效率较低，故在火电厂配备氢储能从经济性和实用性角度来说，没有投资必要。
另一方面在负荷低谷时段或者新能源波动较强的时段，配置于网侧和荷侧的氢储能可以在保证供电条件下避免火电机组频繁启停。若回收损失的热能进行热电联产，综合效率可达到80%以上。因此，氢能应充分结合各产业，丰富其来源去向。
3 氢能与能源互联网
氢能产业链包括“源-储-运-荷”四大环节。其中上游制氢的主要技术方式有化石燃料制氢、可再生能源制氢；中游储运包括固、液、气三态储氢技术，及加氢站、输氢管道等氢网基础设施，在下游，氢气可以作为化工原料、工业能源以及分布式发电、飞机、汽车、轮船等的能源来源。
若利用可再生能源的富余电力或低质量电力电解水制氢，利用燃料电池将氢气转化为电能，可实现氢网与电网的能源互联。“电-氢”互联网络可以提高能源调度灵活性，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。
4 国内外氢储能系统典型案例
德国普伦茨劳市的风电-氢气混合发电站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。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地输入电网，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。
柯克沃尔小镇风能、潮汐能年发电量46GWh，其中30%受到电网容量限制而未能完全利用。该项目将利用艾迪岛和沙坪森岛上可再生能源产生的过剩电能电解水产生氢气存储并运输，之后转化为柯克沃尔港内建筑物和3艘船舶的热量和动力，以及柯克沃尔及其周围5辆氢燃料汽车的燃料。该项目预计每年产生50吨氢气。
日本北海道钏路市的氢供应链示范项目利用来自水电站的电力电解水和分离氢气，氢气生产设施每小时生产35NM的氢气，这些氢气经过存储和运输，供应给钏路市的乳制品农场、室内游泳池、福利和保健中心进行热电联供，并用作丰田燃料电池车辆试验场的燃料。
2015年，日本丰田的氢燃料电池汽车“未来”（Mirai）正式进入初期的商业化运作。氢燃料电池汽车除具有现在新能源汽车的种种优点之外，还有传统汽油车的续驶里程长、加注时间快，若完善加氢站和其他相关基建，其前景广阔。
据统计，截至2019年3月，国内有超过22个氢能小镇、氢谷、氢能产业园、氢能示范城市成立，其中大部分主体园区处于规划、建设中。
5 山西省氢储能多视角发展前景探讨
从2010年至2018年全国的弃风情况来看，2016年的弃风情况最为严重。根据数据显示，仅2016上半年弃风总量已超过2015全年总量的32.3TWh，甘肃和新疆弃风率甚至超过45%，2016年全国弃风电量造成直接经济损失就超180亿元，几乎抵消当年全年风电新增装机的社会经济效益。近两年随相关技术的提高，弃风情况有所好转，今后电网当中的新能源占比会越来越多。
目前山西省清洁能源装机容量占比超五分之一，2017年山西省新能源发电电量164.5亿千瓦时，弃风电量仅为10.97亿千瓦时。
大同电网全年最大风光时刻用电负荷占比分别为145.63%、122.98%，风光均难以在区内实时完全消纳；忻朔电网今年部分时刻风电/负荷比达到280%以上，风资源富集，但高风电出力时刻难以消纳；中部电网、南部电网新能源场站相对较少，负荷较密集，可支持北部新能源消纳，但随新能源发电比例增加，对线路容量提出考验。储能和能源互联是解决现今新能源问题的合理方式。
若利用可再生能源发电来电解水制氢存储，电力不足时作为氢能燃料电池的燃料，既可解决新能源发电的源荷平衡问题，又可制得纯度较高的氢能；或在电网无法消纳新能源时，用弃置电能制氢与天然气网络或氢网络互动，实现能量平衡。
例如，江苏盐城周边有1000多家风电厂，目前所产生的电能无法并网，使用这些风电所产生的电能，结合海水电解技术，所产生的氢气成本可以达到2元/NM（约24元/kg），相对而言已经具备了和汽油能源可竞争的能力。
2017年，国务院42号文件指出，山西要建设“资源型经济转型发展示范区”、打造“能源革命排头兵”，而氢能对于山西大规模新能源接入电网、能源互联网构建、能源结构优化等方面具有重要意义。
从2018年起，大同市委、市政府积极抢抓氢能产业黄金发展期，布局氢能产业和市场，致力把“煤都”变“氢都”。2018年4月16日雄韬氢能大同产业园项目正式奠基建设；
6月1日，全省首台10.5米氢燃料公交车运抵大同；9月18日，山西省首条燃料电池发动机生产线投产仪式在大同市举行；
9月30日，山西省首个氢燃料电池公交示范运营项目暨山西省首个加氢站建设在大同启动；10月20日，华熵氢能大同产业园项目落户大同；
10月28日，“氢都”大同新能源产业城项目开工。与此同时，山西大同集中签约燃料电池生产及有轨电车示范线项目、北达新能源甲醇（天然气）发动机及醇电混合增程器生产制造项目、大同燃料电池研究院项目三个燃料电池相关项目，全面推进氢能产业链发展。
然而氢能发展仍面临诸多局限。市场方面，现有的储能参与市场的机制尚不完善，不利于氢储能加入市场体系中，如何设计合理的储能服务计量方法，按实际贡献补偿，激发氢能资源的市场积极性，成为推动我国氢能产业规模化和商业化的前提；
技术方面，氢转电所用燃料电池的催化剂、质子交换膜和极板等部分造价高昂，储氢罐使用的碳纤维等材料价格同样昂贵，但成本的局限性在规模化生产情况下会有所下降，同时国内外学者正积极研究氢能产业链所需的廉价高性能材料。
从制氢环节上看，现有制氢技术大多依赖煤炭、天然气等一次能源，经济、环保性问题依然突出。利用核能、生物质气化制氢尚不成熟，利用太阳能或风能等可再生能源则存在效率低、综合成本高等问题。目前正在突破的技术是光解水制氢，研发高效太阳能聚光系统和高效光催化反应器，从而能提高光解制氢系统的能量效率。
从储氢环节上看，虽然各储氢技术均取得了较大进步，但储氢密度、储氢安全性和储氢成本之间的平衡关系尚未解决，离大规模商业化应用还有一定差距。
目前正在突破的技术为液体有机物常温常压储氢技术，该技术在储氢密度和储运便利性上兼具优势，但存在加、脱氢温度较高、催化剂成本和效率难以兼容、装置复杂等问题，未来能否成为主流氢气储运方式，取决于其技术完善程度和市场推广速度。
从用氢环节上看，氢燃料电池汽车规模不足，导致加氢站建造成本难以回收，加氢站数量不足反过来又制约了用户选用氢燃料电池汽车。
总体来看，用氢环节的便利性和成本控制难以兼顾。正在突破的技术是氢燃料电池技术，氢燃料电池推广的难点在于技术困难和成本高昂的难题，需要研发高转换效率、长循环寿命、低制造成本的新一代燃料电池堆技术；此外，建设低成本、高覆盖密度的新一代加氢站，以及高效率、高密度、高输出的新一代车载储氢装置，同样十分重要。
推动氢能发展要解决的最核心问题是大规模存储和高覆盖率传输。
在含氢能的分布式能源系统方面，系统能够脱离电网自主运行，满足小区、工业园区等区域的多能源需求，真正实现分布式能源系统；易实现能源市场化，市场活力将大大加速能源革命。但需要解决多能源规划、协调运行及市场机制等方面问题。
在能源互联网层面，氢网可与其他主流能源网络实现转换和互联，是能源互联网中除电网外另一个双向互联媒介，有望成为能源互联网中最重要环节之一，但广泛互联的能源互联网中的能源协调运行与控制是一大挑战。
总的来讲，山西省新能源装机不断增加，新能源消纳问题日益严峻，氢能可能成为解决这一问题的重要方法；氢能的制备与储运技术是亟待解决的核心问题，是氢能规模化应用的前提；氢储能具备作为大规模储能的技术和性能优势，有望成为主要储能技术之一；基于氢能和电能的全自治独立的分布式能源系统可能成为未来能源网络的主要形式之一。
PSOC实验室示范工程与相关研究
太原理工大学电力系统运行与控制山西省重点实验室搭建了交直流混合微电网示范工程。该示范工程分两期建成。
一期工程主要为交流微电网，该交流微电网通过由双向可控硅组成的静态开关与大电网相连，设有两级380V交流母线；
二期示范工程主要为直流微电网，在一期工程的交流母线处通过交直流双向功率变换器引出400V直流母线，并装设了相应的直流配电柜及监控系统。为了控制灵活整个系统，实验室自主研制了10kW双向交直流功率变换器、10kW三相光伏并网逆变器、10kW锂电池控制器、20kW直流微电网控制器。
光伏发电部分进行了两部分建设。第一部分装设的光伏板额定容量为4230W；第二部分建设的光伏板额定容量为70kW，采用自发自用，余电上网模式。此外还配有超级电容-锂电池混合储能系统。
实验室研发了基于交直流混合微电网分层能量管理系统平台。微电网能量管理系统包括人机交流模块、数据分析模块、预测模块、决策优化模块。外部信息通过数据接口传递给交直流混合微电网能量管理系统，同时能量管理系统也通过数据接口与网内各分布式单元实现信息交互。
演讲人介绍：韩肖清，太原理工大学电气与动力工程学院院长、山西省教育厅联系高级专家、山西省电工技术学会理事长、山西省电机工程学会副理事长、“电力系统运行与控制”山西省重点实验室主任、“智能电网”山西省高等学校重点实验室主任、“风光发电控制与智能电网”山西省科技创新重点团队负责人，研究方向为电力系统运行与控制、新能源与微电网运行。
