科技创新规划解读丨积极推进氢能科技研发应用,
氢能储能流程,氢能的发展研究,辽宁能源有氢能 氢能是一种来源广泛、清洁低碳的能源载体，是打破现有能源领域行业板块壁垒、实现不同能源形式之间深度融合的关键媒介。在高比例可再生能源系统中，一方面，由可再生能源制得的氢是替代油气资源应用于交通和工业领域的重要燃料或原料；另一方面，电-氢双向转换的灵活性特征为氢能与电能在能源领域互补应用提供了重要基础。
《“十四五”能源领域科技创新规划》（以下简称《规划》）充分聚焦氢的能源属性，注重引导发挥氢能连接可再生能源及多元化终端用能需求的重要枢纽作用，充分体现氢能在构建清洁低碳、安全高效现代能源体系中的重要价值。《规划》基于我国能源转型发展对氢能的定位及需求，结合当前我国氢能全产业链技术发展现状，围绕氢气制备、氢气储运、氢气加注、燃料电池、氢安全及品质保障等方面进行重点任务的部署，确定了3项集中攻关和3项示范试验，并制定了技术路线图。
制氢技术方面，当前化石能源制氢仍然是全球氢气供应的主要来源，但是在全球能源转型加速的趋势下，提高可再生能源开发利用水平、降低化石能源消费总量是永恒的主题。电解水制氢及其他与可再生能源结合的制氢技术为可再生能源跨时间、跨空间输送和利用提供了重要途径，使可再生能源以不同能源形式应用于能源各行业成为可能。国际上，美国、欧洲、日本等氢能主要国家和地区已经建成投运的可再生能源电解水制氢项目均采用碱性电解水制氢技术或质子交换膜电解水制氢技术。其中，由于质子交换膜电解水制氢具有启停快、动态响应迅速的技术优势，更加适用于具有波动性、间歇性和随机性特征的新能源发电场景，国外大多采用质子交换膜电解水制氢技术作为可再生能源电解水制氢技术路线，已经投运的质子交换膜电解水制氢装置规模达到10MW级，正在开展100MW电解设备的研究工作。同时，依托已经开展的多个可再生能源电解水制氢项目，欧洲、美国主要地区和国家对可再生能源功率控制、氢储能、系统优化整合等可再生能源电解水制氢集成技术进行了广泛研究。高温固体氧化物电解水制氢尚处于研发阶段，美国、日本和韩国等国家正在进行电解池材料向电堆集成、系统集成研发的相关研究工作。
氢气储运方面，国际上，气态储运技术方面，运输用高压储氢工作压力已经提升至30～40MPa，英国、意大利、德国、法国和荷兰等欧洲多国已经开展了天然气管道掺氢技术研究及示范，掺氢比例范围2%～20%，掺氢量最大达到285Nm3/h，此外，国外氢气长输管道设计建设技术整体成熟，且已经建成多个纯氢输送管道，总里程超过4600公里；液态储运技术方面，国际上低温液态储运技术已实现氢液化能力超30吨/天，体积最高达3800m3的球形液氢储罐，并在大型储罐系统基础上将其应用于车载、船舶等；固态储运技术方面，国际上已开发出储氢容量1000m3、体积储氢密度约38kg/m3的稀土系合金低压储氢装置，在车载系统和固定式储氢领域均有突破。
燃料电池方面，国际上，质子交换膜燃料电池技术主要应用于备用电源和家用燃料电池热电联供系统，日本能源农场（ENE-FARM）项目生产的以天然气为燃料的0.7～2kW燃料电池系统，总效率达到90%以上；固体氧化物燃料电池技术方面，已经形成了以美国、日本为领先，欧洲、韩国紧随其后的格局，部分领先技术已经实现了初步的产业化。美国已经实现了商用分布式固体氧化燃料电池的推广应用，系统效率53%～65%，功率等级200kW～300kW，日本在能源农场（ENE-FARM）采用的是700W 固体氧化物燃料电池系统，发电效率达53.5%，综合效率为87%；熔融碳酸盐燃料电池技术方面，美国在开发和研究以天然气为燃料的燃料电池-燃气轮机发电系统，开发了300kW～2.8MW等级的熔融碳酸盐燃料电池商业化产品，发电效率大于47%；韩国已经在13个地区建造了18个熔融碳酸盐燃料电池电站，总装机容量达到140MW，其中最大的熔融碳酸盐燃料电池电站功率达到59MW。
氢气加注方面，国际上，美国、日本、欧洲90%以上加氢站具有70MPa加氢能力，已经建成液氢加氢站并实现商业化运行，美国45MPa压缩机单缸排量超750Nm3/h，90MPa压缩机两级压缩排量达560Nm3/h以上，全负荷、高可靠运行技术完备。
氢气安全防控及氢气品质保障方面，国际上，在氢气安全方面，国外对高压氢气泄漏、燃爆风险评估及防控方面研究较早，以大尺度氢气燃烧喷射火焰及爆炸相关实验为基础开发了评估软件，构建了氢安全事故数据库；采用相同的分立传感器组成检测阵列进行氢气泄漏检测，实现极端环境使用和快速检测；开发了氢脆测试装置；发布了固态储氢系统安全检测标准；形成了制氢设备、燃料电池检测技术和认证体系。在氢气品质保障方面，开展了氢气中微量杂质分析检测和加氢站内杂质迁移规律等研究，提出了燃料电车用氢气全周期品质保障的理念。
氢气制备方面，“十三五”期间，我国电解水制氢技术已经由试验示范进入商业化示范的初步阶段。在碱性电解水制氢方面，已经建成多个可再生能源与碱性电解水制氢系统结合的示范装置，单机最大容量达到1000Nm3/h，氢生产能力1752×104Nm3/年；质子交换膜电解水制氢方面，单机制氢能力已经达到0.5～50Nm3/h；高温固体氧化物电解水制氢方面，已经实现了千瓦级高温电解水蒸气制氢系统集成；太阳能光催化制氢技术、热化学循环分解水制氢技术等先进可再生能源制氢技术已经开展实验室级别或中试级别的试验研究工作。
氢气储运方面，我国氢资源中心和氢负荷中心呈现逆向分布，规模化、大容量氢储运技术是提高氢能在终端能源消费占比的重要前提。同时，由于氢能是一种灵活多元且具有物质形态的二次能源，适合因地制宜作为长周期、跨季节储能形式进行布局，因此，大规模储氢对保障新型电力系统安全稳定运行具有重要意义。“十三五”期间，气态储运技术方面，我国已经研制出87.5Mpa钢质碳纤维缠绕高压大容积加氢站用固定式储氢瓶，运输用高压储氢工作压力在20Mpa等级，已建成电解水制氢～掺氢量10%的天然气掺氢管道示范工程；液态储运技术方面，我国航天及军事领域已经具备液氢贮罐的自行研制能力，具备1.5～5吨/天氢液化系统设计制造能力，已经完成针对引进国外5吨/天以上的氢液化工艺包进行国产适应性优化，正在开展有机液体规模化加氢与运氢示范；固态储运技术方面，开展了kW级风电制氢、15kg固态车载储氢系统示范应用。
燃料电池方面，在国家和地方产业政策的支持和鼓励下，燃料电池技术尤其是质子交换膜燃料电池在交通领域的应用得到快速推广，蓬勃发展。随着我国能源结构调整步伐加快，燃料电池清洁低碳、无污染、综合能源利用效率高的特点使其适合成为多元化供能的主体，从而在提高能源效率、推动终端用能清洁化、低碳化方面发挥不可替代的作用。“十三五”期间，质子交换膜燃料电池技术方面，我国已经突破了10kW级质子交换膜燃料电池分布式发电、热电联供关键技术并实现示范应用，电堆实测寿命达到9500小时，实现了5kW燃料电池备用电源系统商业化生产，燃料效率≥50%；固体氧化物燃料电池技术方面，实现了10kW级的分布式发电系统及5kW级热电联供系统示范，热电联产综合效率达到80%以上，自主设计并建设了10kW级（2个5kW模块）整体煤气化燃料电池（IGFC）发电系统及CO?近零排放工程示范，实现燃料利用率84.5%，发电效率53.3%；熔融碳酸盐燃料电池技术中，完成了10kW～20kW以纯氢为燃料的发电系统的试验运行，初步具备了由实验室走向中试规模的条件。
氢气加注方面，我国建成加氢站数量已经跃居世界第二，但加氢站关键装备如加氢机、压缩机等核心技术仍然面临受制于人的局面。提高加氢关键技术装备国产化水平的重要意义在于：一是提高能源产业链安全稳定水平，二是夯实我国氢能规模化发展的关键基础，三是为氢能关键装备“走出去”提供重要技术保障。“十三五”期间，我国已经建成的加氢站以35MPa气态加氢站为主流，我国已经具备35MPa和70MPa等级气态加氢站的集成设计能力。在35MPa加氢站技术方面，开发了基于国产III型储氢瓶的快速加氢控制技术，国产压缩机在加氢站实现应用；在70MPa加氢站技术方面，我国正在开展70Mpa加氢站关键技术和压缩机、加氢机关键装备的技术攻关工作。
氢安全防控及品质保障是氢能健康、有序、快速发展的重要保证。氢具有分子量小、点火能低、燃爆范围宽、火焰传播速度快容易发生爆轰、高压高纯氢与材料相容性等特性，使得氢能各环节应用的安全问题都不容忽视，氢能安全利用是氢能大规模推广应用的重要前提。氢气品质保障是保证氢能利用各环节关键技术装备的寿命、能效、避免设备故障的重要方面，随着我国氢能步入商业化应用阶段，氢气全周期品质保障技术方面的研究和技术储备的重要性逐渐凸显。“十三五”期间，我国在氢气安全和品质保障方面进行了大量基础科学研究。在安全防控方面，已经进行了不同应用场景的氢气扩散、液氢的泄漏、燃烧及爆炸的理论研究，建立了高压临氢部件及储氢瓶测试试验平台，初步具备临氢部件及储氢瓶测试能力，进行了制氢设备安全监测体系研究和氢气泄漏爆炸及其防控技术的研究。在品质保障方面，我国尚处于技术跟踪阶段，正在建立快速检测、品质管控技术储备。
氢气制备方面，现阶段，我国碱性电解水制氢技术已经实现国产化，掌握了大型化单槽制造技术，处于国际领先水平。质子交换膜电解水制氢技术中，隔膜、电极及催化剂等关键技术装备尚未实现国产化，与国际先进水平存在一定的差距。高温固体氧化物电解制氢、太阳能光解水制氢等其他可再生能源制氢技术大体与国际研究阶段同步。“十四五”期间，应对质子交换膜电解水制氢技术、高温固体氧化物电解制氢技术、太阳能光解水等新型制氢技术的关键材料、技术装备进行集中攻关，提供绿色低碳氢源的重要保障基础。可再生能源电解水制氢集成技术方面，我国尚未有兆瓦级可再生能源电解槽长时间运行经验，缺乏功率控制、动态响应、控制策略等方面的研究及实际运行。“十四五”期间，应结合不同制氢技术适用场景，鼓励开展可再生能源制氢综合能源系统关键技术应用、集成设计优化、协同耦合调控的示范试验，力争到2025年实现可再生能源-氢能综合系统工程应用。
氢气储运方面，我国在固定式高压储氢技术方面处于国际先进水平，需要进一步提高输运用高压气态储氢的储氢密度和单车运氢量；在天然气管道掺氢、纯氢管道输运技术和工程示范等方面与国外主要国家存在差距；低温液态储运技术在核心设备和部件大型化、集成应用规模化等方面存在差距，有机液氢技术、固态储氢技术处于小规模示范试验阶段，总体与国际保持同步水平。针对我国在氢储运技术方面存在的差距与不足，“十四五”期间，应鼓励突破自主化氢气储运关键技术，在50MPa气态运输用储氢技术、低温液氢储运技术、固态氢储运技术及有机液体氢储运技术等方面部署了关键技术装备集中攻关重点任务；针对适用于规模化氢储运的纯氢/掺氢天然气管道输送及氢液化技术开展示范试验，力争到2025年建成掺氢比例3%～20%，最大掺氢量200Nm3/h的掺氢天然气管道示范项目。
燃料电池方面，我国的燃料电池技术在能源领域的技术储备和工程应用相对薄弱。部分电堆材料、核心部件研发应用已经取得了显著进展，但尚未经过长时间工程验证。此外，在热交换器、预重整器等辅机装备，电堆集成设计优化，系统长期运行性能保证及可靠性等三方面仍然有待进一步开展攻关和示范研究。“十四五”期间，应针对能源领域应用场景，以进一步提高燃料电池技术成熟度、优化设计结构、积累运行经验、推广先进工程应用为目的，开展不同燃料电池本体技术的集中攻关和集成设计优化，推动燃料电池向大规模、高效率方向发展并实现固定式发电、分布式功能等应用，力争到2025年实现固定式燃料电池发电系统示范。
氢气加注方面，我国在加氢站关键技术方面与国际存在一定差距。虽然在35MPa等级加氢关键装备方面已经取得了一定的突破，但可靠性及耐久性需要进一步验证和提高，且国际上主流建设的70MPa等级加氢站关键技术装备方面，我国处于研发阶段，尚未实现工程应用。“十四五”期间，应针对我国在35MPa和70MPa等级加氢站关键装备尚存在短板的问题，部署70MPa加氢机、满足35MPa/70Mpa等级加氢站的压缩机、涉及性能评价和控制技术、加氢装备核心零部件的示范试验，旨在以示范工程推动国产化技术水平的提高，力争到2025年实现加氢站关键部件国产化。
氢安全防控及氢气品质保障方面，我国在氢气泄漏检测、安全测试评价、检测试验能力等方面均与国外存在较大差距。针对这一问题，“十四五”期间，应开展临氢环境下临氢材料和零部件氢泄漏检测及危险性试验研究，氢气燃烧事故防控与应急处置技术装备研究；在氢气品质保障方面，考虑到未来一段时期内，副产氢仍然是我国主要的氢源，“十四五”期间，应鼓励开展工业副产氢纯化关键技术研究。
氢能技术是近年来被广泛关注的战略性新兴能源技术，氢能产业链涵盖制、储、运、用四个环节。积极推动氢能技术研发应用，一是符合我国能源转型的必然要求，二是对协同带动能源全产业链发展、强链延链具有重要意义。未来应持续推动氢能制、储、运、用全产业链技术创新，协同推动上下游产业链共同发展：一是聚焦氢气制备关键技术，突破适用于可再生能源电解水制氢的各类电解水制氢关键技术，推动多能互补可再生能源制氢集成关键技术研发应用，开展多应用场景可再生能源-氢能的综合能源系统示范；二是聚焦氢气储运技术，开展气态、液态、固态氢储运关键技术研究，开展掺氢/纯氢天然气管道及输送关键设备安全可靠性研究，研发规模化氢存储示范装置；三是聚焦燃料电池设备及系统集成关键技术，开展高性能、长寿命不同技术路线的燃料电池技术研究，开展多场景下燃料电池固定式及分布式功能示范应用。
