基于氢燃气轮机的“氢储燃”储能技术与应用方案

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摘要

随着我国风电、光伏等新能源迅速发展，新能源的间歇性、波动性特点对传统电力系统造成了较大冲击。在构建新型电力系统的过程中，电网呈现“峡谷曲线”净负荷特征，灵活性调节电源短缺，“三北”地区新能源弃电问题不断加剧。本文分析了氢燃气轮机在新型电力系统中的作用，研究了当前氢燃气轮机研发的关键技术，并提出了一种灵活可靠、清洁零碳、电网友好的氢燃气轮机储能技术应用方案。通过配置制氢、储氢和燃氢模块，设计了面向风电、光伏、煤电多元场景下“风、光、火氢储燃”一体化的氢燃气轮机储能技术的具体实施方案，并对氢燃气轮机储能技术性能进行评估分析，为氢燃气轮机这一新型长时储能技术的推广和应用提供借鉴。

关键词：氢燃气轮机；“氢储燃”储能技术；新型长时储能

——以下为正文——

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引言

在全球能源转型的大背景下，氢能对构建低碳安全高效的能源体系、实现“双碳”目标具有重要意义。近年来，全球氢能加速发展，欧、美、日等国纷纷加快氢能顶层设计，制定了氢能发展战略和路线图[1]，明确氢能在能源转型中的关键地位；我国从中央到地方全面加速各项氢能政策落地，多个政策文件大力鼓励氢能全产业链发展。2022年3月，我国《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》指出，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分[2]，为氢能的长远发展奠定了坚实基础。2024年2月，两会《政府工作报告》指出，加快前沿新兴氢能等产业发展，进一步强调氢能已成为国家构建新型能源体系的重点发展产业。2024年11月，氢能被纳入《能源法》，这意味着氢能作为能源得到了法律层面的认可，进一步明确了氢能的能源地位。各地方政府积极响应中央号召，出台多项政策，大力统筹推进氢能“制、储、运、加、用”全链条发展，加速氢能应用场景全面落地。

作为能源改革的重要载体，氢能在电力、工业、交通、建筑等诸多领域均有广阔的应用前景。根据国际能源署的报告，我国二氧化碳排放量主要来自电力行业（能源和工业生产过程），占比高达48%[3]。氢能作为零碳能源，将助力电力行业深度脱碳。氢电转换的储能技术主要有氢燃气轮机和氢燃料电池。目前氢燃料电池已在示范应用阶段：2022年7月，首个兆瓦级氢燃料电池热电联供示范项目在安徽六安投运；2024年6月，首个2MW级氢燃料电池热电联供示范项目在河南试运行成功。氢燃料电池热电联供系统宣称综合转化效率为90%，但实际氢电转化效率约为50%。此外，氢燃料电池的余热回收技术和设备成本高、功率小，使用场景受限，仅适合靠近用户的千瓦至兆瓦级分布式发电系统，难以实现大规模氢-电转换应用，大功率集中式发电将通过氢燃气轮机来实现。燃气轮机具有启停迅速、负荷响应速度快、调峰调频性能突出等特点，通过将燃气轮机的燃料扩展到氢能，既可以与风光新能源耦合，促进新能源消纳、提高电能质量、保证电网安全，还可协同煤电，提高调峰深度和灵活性，同时进一步促进新能源消纳。

由于氢燃气轮机尚处于技术研发阶段，当前关于氢燃气轮机储能技术的研究还处于起步阶段。王阳墚旭等[4]提出了将燃氢燃气轮机作为储能系统主要部分，通过低通滤波器结合模糊控制平抑风电功率的控制策略。鲁明芳等[5]通过两阶段随机规划策略，建立丰能季“制氢－储氢”系统容量优化模型和枯能季掺氢燃气轮机优化模型。林俐等[6]设计了基于氢燃气轮机的电－热－氢多能互补系统模型，并通过仿真验证了其可行性。黄呈帅等[7]搭建了以固体氧化物电解制氢、掺氢燃气轮机、压缩空气储能为核心的综合能源系统模型。上述文献主要探讨了掺氢燃气轮机储能技术系统模型，并论证了其可行性，尚无进一步针对氢燃气轮机储能系统的多元应用场景的综合研究。本文研究了当前制氢、储氢、燃氢技术，构建了氢燃气轮机储能系统核心模块，并提出了面向风电、光伏、煤电多元场景下氢燃气轮机储能技术的具体实施方案，并从技术性能角度对氢燃气轮机储能技术进行评估，为氢燃气轮机这一新型长时储能技术的推广和应用提供了借鉴。

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氢燃气轮机储能技术背景

在大比例光伏项目的出力特性和负荷需求特性的综合影响下，美国加州电网某热电厂一天的净负荷曲线因形似鸭子而被称为“鸭子曲线”，见图1。“鸭子曲线”出现的主要原因是在中午时，光伏发电量达到最大，净需求减少，形成“鸭腹”；在日落后，电力需求急剧上升，而此时光伏发电无法满足需求，从而形成“鸭颈”。理论上，当光伏发电量在电网中的占比超过20%，电网就会面临“鸭子曲线”的困扰。如今这一趋势愈演愈烈，已经加剧为“峡谷曲线”。随着风电、光伏的大规模部署，电力系统净负荷短时大幅变化，为维持系统功率平衡，常规电源需要在太阳升起时快速降负荷，在太阳落山时快速升负荷；此外，净负荷的急剧变化也给系统调控造成了困难。如果功率不平衡，将会引起系统频率、电压等指标的波动，威胁电网安全稳定运行；一些容量不足区域的供电可靠性也将受到影响。目前，“鸭子曲线”并非加州独有，在全球可再生能源占比高的地区，“鸭子曲线”都在逐步向“峡谷曲线”转变。

图1 美国加州电力系统净负荷曲线（美国电力研究院）

截至2024年10月底，我国累计电力总装机31.9亿千瓦，其中风电装机4.9亿千瓦、光伏装机7.9亿千瓦，风光总装机近13亿千瓦，装机占比高达40%。伴随着新型电力系统中新能源发电量占比逐年提升，用电量峰谷与发电量峰谷形成错位，电网不稳定性也随之加强，意味着电力系统需要更灵活的调节能力，尤其是能快速启停的灵活性电源。与此同时，2023年，我国风光新能源发电量1.1万亿度，仅占全国总发电量的12.3%。新能源装机量与发电量之间的巨大差异，主要是由于风光新能源的间歇性、波动性导致供需不匹配，加之缺乏调节手段面临送出难、消纳难等困境，从而造成大量弃电。我国北部和西部部分地区，风光年度弃电率高达30%，全国风光新能源年实际弃电量超600亿度，呈逐年快速增长趋势。

除了严峻的风光新能源弃电难题，新能源富集的“三北”地区还面临煤电机组的“弃电”问题。当前，新能源发电渗透率的提高和大规模并网，很大程度上挤压了煤电发电量和利用小时数，一些国家如澳大利亚，甚至还出现负电价情况。这主要是因为煤电机组启停流程复杂、耗时较长，且成本极高。以某600兆瓦超临界燃煤机组为例，从开始操作机组启动至机组交电网调度的总时间长达26小时，停运过程总时长约6.5小时[8]。从成本上看，燃煤机组一次启停的直接成本约十多万澳元。此外，频繁启停还会加速机组老化，降低机组性能。因此，燃煤机组为避免启停损失，不得不在新能源大发时段以零电价，甚至负电价维持最低负荷运行，形成了另一种层面的“弃电”问题。以内蒙古某燃煤电厂330兆瓦机组为例，其以30%最低负荷运行的时间通常从9：00持续至17：00，相当于每天产生弃电79万度，每年产生弃电2.89亿度。

针对以上灵活性电源短缺、“三北”地区“弃电”问题，氢燃气轮机储能技术给出了较为理想的解决方案。燃气轮机具有启停灵活、爬坡速度快、调节范围广等特点，可有效提高电力系统的灵活性，通过利用氢气作为燃气轮机发电的燃料，将进一步推动“双碳”目标下，向安全可靠、灵活高效、清洁零碳方向的能源转型。作为一种新型长时储能技术，氢燃气轮机储能系统通过“电—氢—电”模式，利用风电、光伏、煤电的弃电制取氢气，在用电负荷高峰期，通过氢燃气轮机再发电，将成为解决新型电力系统中新能源消纳和煤电效益的有效途径，实现削峰填谷、平抑电网负荷波动的目标，破解“鸭子曲线”难题。在新能源消纳场景中，氢能作为储能介质，通过氢电转化，弥补新能源的随机性、间歇性、波动性，缓解功率和能量在时间和空间维度上的不平衡；在煤电调峰场景中，电解水制取的氢气和氧气可分别用于氢燃气轮机发电和煤机富氧燃烧，提升煤电调峰的安全性、经济性和热效率。应用于多元场景下的氢燃气轮机储能技术，将有助于构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。据前瞻研究院预测，到2050年，我国氢燃气轮机装机量将达到1亿千瓦，占我国电力总装机的1.3%；到2060年，氢燃气轮机装机量和占比将分别达到2亿千瓦和2.5%[9]。

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氢燃气轮机关键技术

燃气轮机使用含氢燃料最早可追溯到1972年，世界上第一座IGCC（Integrated Gasification Combined Cycle，整体煤气化联合循环发电系统）电站在德国北莱茵-威斯特法伦州建成。IGCC发电系统所使用的燃料为煤经气化后的中低热值煤气，主要为一氧化碳和氢气，各占比20%~30%。欧美日及我国若干电站都已进行IGCC电站示范探索及商业运行。2012年11月6日，我国首座、世界第六座大型整体煤气化联合循环（IGCC）电站——天津IGCC示范电站投产发电，使用西门子E级燃气轮机，燃料为煤制合成气，氢气体积含量约为25%。虽然IGCC燃气轮机拥有数十年使用含氢燃料的经验，但由于氢气燃料的燃烧和排放特性异于传统天然气燃料，氢燃气轮机燃烧室的设计成为研制氢燃气轮机的关键。

2.1 氢燃烧的特性及挑战

与天然气相比，氢气具有特殊的热物理性质和化学性质，带来其完全不同的燃烧特性。氢气和甲烷的物理特性与化学属性对比如表1所示。

表1 氢气和甲烷特性对比表

数据来源：根据公开资料整理

氢气主要特点包括：1）更小的质量和能量密度：氢气的体积热值约为天然气的1/3，为达到同样的热负荷，燃料系统需要供应更大的氢气体积流量；2）更高的火焰温度；3）更快的火焰速度；4）更大的扩散系数。这使得氢燃气轮机更易回火、产生更高的氮氧化物排放和热声不稳定性[10]。因此，氢燃气轮机燃烧技术主要针对回火、NOx排放和热声振荡这三大关键问题进行研究。

2.1.1 回火

当燃料中氢气含量较高时，燃气轮机将面临诸多技术难题和安全风险，其中最突出的问题是回火，即局部湍流火焰速度超过了射流速度，火焰前锋面从燃烧区向上游传播进入燃烧室的预混部分，从而导致预混通道中的局部火焰滞留，引起局部过热和部件损坏[11]。掺混氢气的燃料与天然气相比，燃料组分发生了变化，引起火焰特性的改变，尤其是富氢燃料的湍流火焰速度比天然气更高，更有可能引发燃烧室中的回火问题[12]。当前普遍认为存在以下四种回火机制：由于燃烧不稳定性引起的火焰传播、火焰在湍流中心区域的传播、火焰在边界层的传播及燃烧诱导的涡破碎[13]。

2.1.2 NOx排放

较高的氮氧化物排放是燃烧氢气的另一大挑战。NOx的生成机理有三类：1）热力型NOx，由于在高温下氮气和氧气发生化学反应产生；2）燃料型NOx，主要由燃料中带有氮元素产生；3）快速型NOx，通常是在燃烧初始阶段，低温条件下，由氧气、氮气和碳氢化合物之间复杂交互的化学反应而产生。

氢燃烧的NOx主要生成机理是热力型。燃烧温度是影响热力型NOx最重要的因素。当火焰温度低于1800k时，NOx的生成速率极低，而当火焰温度超过1800k，每升高100k，NOx的生成速率将以6～7倍指数级增长[14]。

我国燃气轮机组的氮氧化物排放限值按不同燃料类型设定，除天然气外的其他气体燃料的燃机氮氧化物排放限值为120mg/m³，重点地区的氮氧化物排放限值为50mg/m³或30mg/m³[15]。为了控制NOx排放所采用的三大主流技术包括：改变燃烧器燃料喷射区的设计、火焰稀释策略、催化或非催化还原（SCR或SNCR）[16]。

2.1.3 热声振荡

热声振荡是指非定常燃烧过程与燃烧室中传播的声波之间相互耦合作用引起的破坏性压力振荡[17]，主要是由于热释放脉动和压力脉动相互耦合产生。图2展示了热释放脉动、声学脉动、流场混合扰动之间的反馈循环[18]。YingHuang[19]等人将热声振荡产生的机理总结为：能量传递机理、火焰筒内的声波动、火焰面的变化、当量比脉动以及水力学不稳定导致的涡脱落等。

图2 热声不稳定性反馈循环图

当燃烧室气缸上热负荷极高时，会引起燃烧压力波动，并产生非常刺耳的噪声和啸叫。巨大声音的振荡和燃烧火焰的振荡叠加，就会产生共振。氢气燃烧时的燃烧时间较短，火焰和振荡可能更匹配，更易引发燃烧压力脉动。当氢燃料比例较高时，Figura[20]等人的研究表明火焰位置对热声不稳定的影响十分显著。值得注意的是，Taamallah[21-22]等人发现燃烧氢气时，更低的当量比和火焰温度下，热声不稳定现象更为剧烈。而通常为了降低NOx排放，在设计燃烧室时，通常会通过降低当量比来降低火焰温度，也就是说降低NOx排放和减弱热声不稳定性之间存在着“不可兼得”的可能性。

2.2 氢燃烧技术进展

目前，氢燃气轮机燃烧室设计大致可分为掺氢（氢气体积比小于30%）、富氢（氢气体积比30%~70%）和纯氢（氢气体积比为100%）这三种类型。如图3所示，当前掺氢比例小于30%的技术较为成熟，而针对富氢燃料的燃烧技术仍在研发中[23]。

图3 燃气轮机燃氢技术能力成熟度图[23]

2.2.1 掺氢

针对回火、NOx排放和热声振荡这三大关键问题，1998年Morris等[24]在GE的9E燃气轮机的DLN贫预混燃烧室进行了10%的掺氢测试，测试结果表明：掺烧10%的氢气对NOx并无影响，均低于15ppmvd(@15%O₂)。此外，氢气的引入并末对燃烧稳定性产生明显的影响。崔耀欣等人[25]针对F级重型燃气轮机燃烧室在全温、全压、全流量试验条件下开展评估，研究发现，燃料氢体积分数在10%~20%时，不回火，可实现安全、稳定燃烧，并满足排放的要求。已有多项研究表明：当前最先进的低排放贫预混燃烧室可实现直接掺氢燃烧，但一般要控制燃料中氢气体积分数不高于30%。

2.2.2 富氢

根据Dmitry[26]等人的研究，在掺氢比例小于30%的情况下，对二氧化碳排放的影响较弱，且氢气体积比的增加与二氧化碳减排的效果呈非线性关系。如图4所示，当氢燃料体积比为20%，二氧化碳排放仅减少7.2%；50%的氢气体积可减少23.5%的二氧化碳；若要减少51.1%的二氧化碳，需要达到75%的氢气体积比。这也说明掺氢燃气轮机在未来能源转型中所发挥的作用有限。因此,当前趋势下，氢燃机的研发以不断提高氢气体积比，直至纯氢为目标。

图4 氢气体积比与二氧化碳减排的关系图

贫预混燃烧是实现富氢燃料燃气轮机低NOx燃烧的有效途径之一。李祥晟等人[27]针对干式低排放贫预混燃烧室的研究发现，在掺氢比达40%时，回火导致的燃烧器喷口高温区域明显，在更高的掺氢比下存在烧毁的可能，且高氢条件下，发生回火，且向上游传播，给机组运行带来巨大的安全问题。刘晓佩等人[28]研究了氢含量60%～80%的情况下，贫预混燃烧室的热声振荡特性，发现氢含量越高，越容易发生热声振荡，当氢含量达到一定值之后再提高氢含量，对热声振荡特性的影响变得不明显。刘志刚等人[29]通过试验和数值模拟相结合的方式，研究了喷嘴射流速度对富氢燃料燃烧特性的影响，结果表明，随着喷嘴射流速度的增加，NOx排放略有下降。于宗明[30]等设计了燃气轮机富氢燃料燃烧室的阵列驻涡预混喷嘴，利用模型燃烧室试验研究了该喷嘴在燃烧多种富氢燃料工况下，燃烧含氢量60%的高氢燃料，燃烧室的NOx排放不高于60mg/m³(@15％0₂)；燃烧含氢量高于50％的燃料，燃烧室的压力脉动峰值不大于进气总压的4.5%。总之，富氢燃烧条件下，主要面临的挑战是氢燃烧的回火与振荡问题，需要对燃烧室进行一定的适配性改造，但依然较难在宽工况范围下解决回火、振荡和低排放三者目标兼容的问题[31]。

2.2.3 纯氢

扩散燃烧作为燃气轮机最成熟的燃烧技术，可以燃烧100%的氢气，但NOx排放量极高，通常需要注水/蒸汽稀释以降低氮氧化物的排放量。为了迈向零碳道路，研发干式低排放纯氢燃气轮机势在必行，欧、美、日等国均提出截止到2030年研发出低排放的100%纯氢燃机。目前，纯氢燃烧技术暂不成熟，需要对燃烧室开展全新的设计，尚处于研发阶段。值得注意的是，国外主流燃机厂商无一例外地选择了基于不同结构设计的纯氢微混燃烧技术，旨在解决纯氢燃气轮机中遇到的火焰稳定性、热声振荡和NOx排放等问题，这使得微混燃烧技术成为近年氢气燃气轮机燃烧室设计领域的研究热点。

微混技术最早由德国亚琛应用科技大学（AcUAS）提出，于1990年开始针对干式低氮微混燃烧器进行研发。这种设计的主要特点是将氢气与空气在毫米级尺度进行有效混合，形成滞留时间短的微小火焰，可有效降低NOx排放和避免回火。从燃烧组织形式上看，微混技术可以分为以日本川崎公司和德国亚琛应用科技大学（AcUAS）为代表的微扩散技术，以及以美国GE公司、日本三菱公司为代表的微预混两大技术路线。微扩散技术燃烧稳定，不存在回火问题，但NOx排放较高。微预混技术NOx排放可控，但面临火焰动态稳定性、热声振荡等技术难题。无论是哪种技术路线，纯氢微混燃烧技术都是未来零碳低排放燃烧技术的发展方向。

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氢燃气轮机储能实施方案

根据能源系统是否并网，氢储能系统可分为离网型系统和并网型系统。离网型系统多应用于孤岛能源系统，发电不直接并入当地电网。并网型系统中电力优先上网，当电力超过电网消纳能力时，富余电力则用于氢储能，通过制氢、储氢、燃氢装置实现氢电转换。基于当前新型电力系统建设中亟待解决风电、光伏消纳、煤电调峰等关键问题，应以构建并网型氢燃气轮机储能系统为主。

本文所述“氢储燃”储能技术与应用方案采用无锡明阳氢燃动力科技有限公司自主研发的30MW级纯氢燃气轮机机组，包括一台纯氢燃气轮机及发电机组、一台余热锅炉、一台蒸汽轮机及发电机组（图5）。纯氢燃气轮机在ISO工况下，每小时耗氢量约为3.5万标准立方米。若按照日均调峰8小时运行，年用氢量约1万吨，年发电量超1亿度。

图5 “氢储燃”储能技术与应用方案示意图

并网型氢燃气轮机储能系统整体上可分为电源供给模块（风电场、光伏电站、燃煤电厂）、制氢模块、储氢模块和燃氢模块，核心设备包括风电、光伏、煤电机组、电解槽、储氢罐及氢燃气轮机。此外还配有辅机装置，如氢气压缩机、输氢管道及控制系统等。其中，电源供给模块通过发电机组输出电力，制氢模块通过电解槽制氢将电能转为氢能，并通过储氢罐进行氢能的大规模、长周期存储。燃氢模块主要为氢燃气轮机，储氢模块的氢气作为燃料输送至氢燃气轮机发电。氢燃气轮机储能系统可在风电、光伏、煤电电力过剩时，将富余电力通过电解水制氢设备制取氢气，利用储氢罐实现跨天、跨月、跨季节的长时储能；在风力、光照较少的用电负荷高峰期，将储存的氢气用于氢燃气轮机发电、供热或协同煤电顶峰发电，从而实现灵活性调节、削峰填谷、平抑新能源并网波动，提升电网调节能力，实现安全稳定、深度调峰的目标。

3.1 制氢模块

电解水制氢技术主要包括碱性电解水制氢（ALK）、质子交换膜（PEM）、固体氧化物（SOEC）和阴离子交换膜（AEM）电解水制氢技术。其中，碱性电解系统已经存在100多年，质子交换膜技术也已得到应用，固体氧化物（SOEC）和阴离子交换膜（AEM）电解水制氢技术目前还处于试验研发阶段。

碱性电解水制氢工艺流程简单，较为成熟，成本也在持续下降，我国碱性电解水技术无论在制氢规模，还是制氢能耗，均处于国际先进水平：最大制氢容量已达到4000Nm³/h，制氢能耗≦3.8kWh/Nm³。在成本方面，若按制氢系统电耗5kW·h/Nm3，电价0.3元/kW·h、年工作小时数3000h计算，碱性电解水制氢成本约20元/kg。在示范应用方面，宁夏宁东太阳能电解水制氢项目、新疆库车绿氢示范项目等大规模制氢工程均采用了碱性电解槽制氢。

质子交换膜电解水技术在中国已进入商业化初期，优势在于设备结构紧凑、制氢效率高、启停速率快、功率范围宽，可以较好地弥补碱性电解槽电解效率低、碱液易腐蚀、启停速度慢、功率运行范围窄等不足，但质子交换膜和贵金属催化剂等核心部件目前还依赖进口，由于生产设备成本较高，影响其应用规模和扩张速度。固体氧化物和阴离子交换膜电解水技术尚处于研发阶段，技术成熟度较低，投资成本却较高，离大规模工业化应用尚有距离[32]。

基于碱性和质子交换膜电解槽的运行特性，将两者组合替代单类型电解槽的制氢系统是当前的主流趋势。据统计，目前国内已有多个大型绿氢项目采用“碱性+质子交换膜”组合电解槽，这些项目以碱性电解槽为主，质子交换膜电解槽占比相对较少。从质子交换膜电解槽占比来看，国电投大安风光制氢项目占比为22%，内蒙古华电达茂旗200MW绿氢示范项目和中能建松原氢能产业园项目则低于10%，分别为8%和3%，如表2。

表2 “碱性+质子交换膜”电解槽典型应用示范项目表

考虑到碱性电解在设备成熟度、单机容量与成本的优势以及质子交换膜电解水技术在系统响应性能方面的优势，氢燃机储能方案选用碱性电解水和质子交换膜制氢技术两种路线组合的方式，制氢站用电采用与电网对冲方案，制氢站的用电稳定性有保障，设置储氢设施来保证供氢的稳定性。电解水制氢系统采用模块式设计，各个子系统和设备采用单元组装式结构，主要包括碱性电解水电解槽、质子交换膜电解水电解槽、组装式的气液处理器、加水泵、碱水箱、制氢控制柜、整流柜、整流变压器、阻火器等部分。由于氢燃气轮机对于氢燃料的纯度没有高要求，因此制氢模块无需配置纯化装置，同时还可减少约10%的投资成本。

在煤电调峰的场景下，电解槽制取的氧气可通入炉膛富氧燃烧，有助于减少一次风量，从而降低烟气量，提高燃尽率，改善锅炉效率、供电煤耗及碳排放。王林等人[33]针对氢储能耦合火电富氧燃烧的研究表明，助燃系统可减少锅炉排烟量最高达23.7%，降低机组供电煤耗2.83g/kW·h。此外，针对电解水水源，该方案可耦合火电厂的工业冷却水及除盐水系统，无需单独建设冷却塔和除盐水制备系统，可进一步降低建设成本。在氢燃气轮机耦合新能源的场景中，氧气放空处理；水资源需结合当地条件和风光项目进行建设或采购。电解槽的配置数量按照弃电量、电解槽制氢能耗及制氢功率进行相应设计。

3.2 储氢模块

由于氢气特殊的物理性质，其储运存在安全性、技术成熟度、经济性等难点。氢气储运技术难以兼顾成本、效率和安全性，一定程度上制约了氢能的大规模应用。

目前，储氢技术路线主要有高压气态储氢、低温液态储氢、固态储氢等。高压储氢通过压缩机将氢气压缩到储氢容器中，以提高单位体积的氢气密度，具有充放氢速度快、装备结构简单、温度适应范围广等优点，是目前占主导地位的储氢方式，主要应用于加氢站、应急电源、备用电源和氢储能等场景。低温液态储氢，压力在1MPa左右，液氢温度-253℃,在标准沸点下的密度为70.78kg/m³，具有能量密度高等优势，适用于大规模、远距离储运场景，但面临高投资、高能耗、运输安全等挑战，目前主要应用于航天领域。固态储氢技术储氢压力在3MPa左右，具有储氢压力低、体积储存密度高和氢气纯度高等特点，实验室正针对储氢效率、温度控制、吸放氢能耗、技术成本等问题进行攻关。相较于地面储氢，地下储氢技术由于其储氢规模大、综合成本低、使用寿命长、节约地面土地资源等优点，近年来也逐渐受到广泛关注[34]。此外，盐穴储氢还可借鉴盐穴天然气地下储气库的大量成熟经验，是目前大规模地下储氢最有前景的选择[35]。在示范应用方面，我国首个地下岩穴储氢项目——湖北大冶深地储氢科研中试基地项目已于2024年1月开工。

储氢模块作为承接上游制氢和衔接下游燃氢模块的中间纽带，还需要与上游制氢方式、下游氢燃料使用场景进行配套研究，充分考虑与制氢技术和燃氢技术的匹配。比如：电解槽制氢功率、制氢速率、功率波动范围、启动及响应时间（尤其是在温差较大的地区，若大气温度范围-30℃~35℃,启动性能将受到一定影响[36]）、出口压力、储氢容量及出口压力、氢燃气轮机进口压力等技术参数。值得注意的是，氢燃气轮机储能系统采用就地消纳氢气的方式，且对于氢气的进口压力没有高压需求，一定程度上规避了氢气储存、运输环节中的技术和成本痛点。

本方案中氢气储存技术选用气态储存，为了提高系统整体的效率以及安全性，选用低等级压力1.6MPa、水容积2000立方米、单罐最大储氢容量30000m3的球罐进行缓冲储存。储氢罐的数量按照电解槽的制氢容量和工作小时数进行设计。

3.3 燃氢模块

全球制氢、储氢已实现不同程度的示范和商业化(见表3)，步入快速发展期，而氢燃气轮机作为用氢终端，近年来才受到重视，也是本方案储能技术中最为关键的一环。当前国外主流燃气轮机OEM厂商和企业均在积极研发氢燃气轮机。全球已建示范项目多以掺氢燃气轮机为主（见表4），纯氢燃气轮机应用示范仅有日本神户项目，采用川崎2MW机组和德国Hyflexpower项目，采用西门子SGT-400机组，功率15MW。且均仅适用于分布式能源场景，不适用于集中式大规模氢能发电。未来，通用电气和川崎均计划建设更高功率的纯氢燃气轮机示范项目，分别为83MW和30MW。

表3 全球已建成的氢燃气轮机示范项目表

表4 全球在建、规划氢燃气轮机示范项目表

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氢燃气轮机储能技术性能分析

4.1 氢燃气轮机性能分析

Webb[37]等人的研究表明，传统天然气燃气轮机改造为氢燃料燃气轮机后，会导致排气组分发生变化。燃料中氢气体积的增加，使得排气中二氧化碳减少，氧气和水的占比增多。这将增加流体的比热容，对燃气轮机的性能和效率产生积极影响，导致相同温度下更高的出力或更高的燃气轮机效率。

马勤勇等人[38]用模块化的建模方法建立燃气轮机的变工况特性预估模型，评估了氢燃气轮机运行参数和性能，发现燃气轮机功率与发电效率均随氢气体积分数的升高而提升，且这种趋势在氢气体积分数较高时更加明显，10%、20%、40%、100%氢气掺混比下满负荷发电效率比天然气燃料分别提高0.03%、0.06%、0.14%和0.86%。吴昊男[39]通过燃气轮机稳态热力模型，分析了氢燃气轮机的热力性能，发现在燃料含氢量分别为40%、70%、100%的情况下，燃气轮机的输出功率分别变化了0.39%、-0.23%、-1.56%；效率分别变化了0.02%、-0.41%、-1.4%。

可以看出，使用氢燃料对燃机的效率和功率影响并不显著，可参考传统燃气轮机运行效率。当前，最先进的燃气轮机简单循环效率为41%～44%，联合循环效率为62%～64%。

4.2 氢燃气轮机储能系统性能分析

循环效率（RTE，Round-Trip Efficiency）是评估储能系统运行的关键性能指标。由于氢燃气轮机储能技术包含“电－氢”、“氢－电”的转换，因此“电-氢-电”的综合效率尤为关键。以一台400MW、热效率43%的纯氢燃气轮机为例（见图6），热功率为930MW。不考虑燃料从天然气转化为氢气时效率的微小变化，在使用100%纯氢的情况下，氢气流量为7.75kg/s，折合27.9t/h。

若使用制氢电耗55kWh/kg的电解槽制取氢气，则需要电耗1535MW。若氢燃气轮机采用简单循环，则其综合效率为26%。若采用燃气-蒸汽联合循环，则其综合效率为38%。

若使用当前效率最高的电解槽，制氢电耗为43kW·h/kg，则需要电耗1199.7MW。若氢燃气轮机采用简单循环，则其综合效率为33%；若采用燃气-蒸汽联合循环，则其综合效率为49.6%。

图6 典型纯氢燃气轮机联合循环示意图

总之，目前氢燃气轮机简单循环储能系统“电-氢-电”的综合效率为26%～33%，联合循环储能系统的“电-氢- 电”的综合效率为38%～50%。未来，随着电解槽制氢效率 和氢燃气轮机发电效率的提高，氢燃气轮机储能系统的循 环效率将进一步提升。

4.3 与同类型储能技术对比

尽管氢燃气轮机储能系统循环效率相较于其他储能技术不具优势，但在新能源装机比例不断提升，在弃风、弃光、电量持续增加的新形势下，氢燃气轮机仍具有较多优势。相比燃煤发电，氢燃气轮机冷启动时间（半小时）仅为燃煤电厂（8～10小时）的几分之一，甚至几十分之一；燃气-蒸汽联合循环电厂热态启动时间约为70～90min。负荷调节范围宽、响应快速、变负荷能力强，使得氢燃气轮机成为电网调峰、启停调度的理想选择。相比抽水蓄能和压缩空气储能，氢燃气轮机发电不受区位和地质条件限制、建设周期更短。相比电化学储能，电化学储能的优势在于为系统提供短时快速调节能力，但多以2小时储能为主，鲜有4～6小时应用，而氢燃气轮机可满足日内及长周期调节。此外，氢燃气轮机还可提供转动惯量。当前风电、光伏等不提供惯性的电源大幅增加削弱了电网抗干扰能力，氢燃气轮机提供的转动惯量可以使系统具有抵挡一定扰动并重新回归稳定的能力，而电化学储能并不具备提供惯量的能力。

因此，氢燃气轮机具备零碳排放、快速启停及响应、调节时间尺度广、调节功率范围宽、提供转动惯量、不受区位限制、建设年限短等优势，可在解决我国新能源弃电、构建新型电力系统中发挥重要作用。

5

结论

本文针对当前新型电力系统的电网净负荷特性、灵活性调节电源短缺、“三北”地区弃电等关键问题，分析了氢燃气轮机关键技术，提出了一种灵活可靠、清洁零碳、电网友好的氢燃气轮机储能技术应用方案。主要结论如下：

1）分析了氢燃气轮机储能系统的特点。氢燃气轮机具有启停灵活、爬坡速度快、调节范围广等特点，可有效提高电力系统灵活性。通过利用氢气作为燃气轮机发电的燃料，可进一步推动“双碳”目标下安全可靠、灵活高效、清洁零碳的能源转型。

2）研究了氢燃气轮机的关键技术。当前掺氢技术较为成熟，富氢、纯氢燃烧技术还需进一步研发。其中，微预混燃烧技术是当前最具前景的燃烧技术，可较好地解决氢燃烧“回火、NOx排放、热声振荡”关键难题。

3）提出了氢燃气轮机储能技术应用方案。通过分析当前的制氢、储氢、燃氢技术，构建了氢燃气轮机储能系统的制氢、储氢、燃氢模块，提出了面向风电、光伏、煤电多元场景下“风、光、火氢储燃”一体化氢燃气轮机储能技术的具体实施方案。

4）对氢燃气轮机储能系统进行了评估分析。研究表明：使用氢燃料对传统燃机的效率和功率影响可以忽略不计。氢燃气轮机简单循环储能系统“电-氢-电”综合效率为26%～33%，燃气-蒸汽联合循环储能系统“电-氢-电”综合效率为38%～50%。随着电解槽制氢效率和氢燃气轮机发电效率的提高，系统的循环效率将进一步提升，氢燃气轮机可在解决我国新能源弃电、构建新型电力系统中发挥重要作用。

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基于氢燃气轮机的“氢储燃”储能技术与应用方案.pdf

来源：风机技术，作者王永志、沈阳、祝和铁、吴卫民、刘潇