面向新型电力系统的氢能及其系统集成控制关键技术

一、专栏概况

在“碳达峰、碳中和”背景目标下，氢能已经成为我国未来能源低碳绿色发展的重要拼图。发展新能源发电制氢的绿氢及其系统，实现“绿电-绿氢-电网”多系统深度耦合集成，是拓展电能利用、促进能源互联互通的重要路径，对构建新型电力系统具有重要的理论和实践意义。因此，面向新型电力系统的氢能及其系统集成控制关键技术研究成为当前热点。

在上述背景下，《中国电力》编辑部特邀大连理工大学袁铁江教授、西南交通大学张雪霞教授、同济大学沈小军教授以及国网上海电力公司窦真兰高工作为特约主编，组织策划了“面向新型电力系统的氢能及其系统集成控制关键技术”专栏，于2023年7期刊出，责任编辑蒋东方。本期刊出6篇文章，全部获得基金资助，其中国家级基金项目3项，省部级项目3项。专栏论文有5篇来自特约主编约稿，1篇自然来稿，来稿单位主要为大连理工大学、华北电力大学以及省电力公司等高校和科研单位。

二、主要内容

专栏的6篇文章聚焦氢能在综合能源系统中的规划、控制及应用等关键技术研究。

1.含氢微电网规划、优化配置方面

在氢综合能源系统规划、容量配置优化等研究方面，本专栏刊出华北电力大学、国网甘肃省电力公司经济技术研究院彭生江等发表的《基于氢负荷需求的氢能系统容量规划》、大连理工大学袁铁江教授等发表的《考虑源荷不确定性的氢能微网容量优化配置》以及国网湖北省电力有限公司卢子敬等《基于多目标人工蜂鸟算法的电-氢混合储能系统最优配置》3篇文章，主要内容如下。

1）目前，风电/光伏作为大电网电源，其出力的波动性、反调峰特性导致弃风弃光现象严重。针对这一问题，相关研究通过增加储能容量去平抑其出力波动，但多数储能技术的能量转化效率不高，尤其是在长期储存和释放能量时，会产生能量损失。氢能是一种清洁能源，具有大规模、灵活性转化-存储特性，是未来的主要能源之一，而通过风电/光伏电解水得到的绿氢是氢能的重要来源，相比于传统的电化学储能，绿氢是清洁能源，且具有更大的储能容量，能够消纳更多的风光出力，进一步提高可再生资源利用率。《基于氢负荷需求的氢能系统容量规划》提出了一种基于不同氢负荷水平的新能源制-储氢系统容量规划方法，以合理推动风、光等可再生能源在电网中的应用与发展。该方法能够在满足区域氢负荷需求的同时，获得最大程度的经济收益，并确定了不同运行模式下的最佳制氢规模。此外，该方法还考虑了氢能短缺及弃风、弃光的惩罚成本和系统环境效益。结果表明，与采用风光联网不购电制氢模式相比，采用风光联网购电制氢模式更为合理和经济，避免了大容量制-储氢设备的冗余配置。

2）风光大规模并网后会对电力系统造成冲击，构建多能耦合互补、低碳高效的微网成为当前研究的热点。实现不同类型能源之间的优势互补，促进风电的大规模就近消纳，提高系统的综合效率是微网规划的关键。《考虑源荷不确定性的氢能微网容量优化配置》建立了包含电锅炉和有机朗肯循环（organicRankinecycle，ORC）系统的氢能微网结构，提出了一种基于有序聚类和模糊C均值（fuzzyC-means，FCM）聚类的电负荷-风电出力典型日选取方法，构建包含投资成本、运维成本、购气成本、惩罚成本以及碳排放成本的年化总成本最小为目标的容量优化配置模型，得到了系统中各设备的配置容量以及成本大小，并对微网进行了灵敏度分析。结果显示：氢能微网系统考虑了电锅炉和ORC等设备的电热转换功能、电氢转化过程中的余热回收以及天然气管道掺氢，实现了各能源系统之间的优势互补。电锅炉和ORC设备的使用，增加了电热转换途径，提高了微网消纳风电的能力，减少了购气需求，使总成本降低了24.84%；氢储能系统的使用，提供了电热气耦合途径，减少了能量损耗，使总成本进一步降低了13.37%。基于有序聚类和FCM聚类的电负荷-风电出力典型日选取方法保留了电负荷和风电出力的时序匹配性，并且在一定程度上可以代表全年的负荷和风光出力数据的变化规律。利用该方法选取的电负荷-风电出力典型日可以为容量优化配置模型提供数据支撑，提升优化配置模型的计算速度。在氢能微网中，容量配置结果会随着碳排放价格和氢储能投资成本的变化而改变。随着碳排放价格的增加，微网倾向于减少天然气的使用，利用风能和氢储能以满足负荷需求，使系统的总成本增加；随着氢储能成本的减少，系统的各项成本均有所减小，微网的经济效益和环境效益均更好。

3）储能凭借功率调节和能量时移能力，为促进新能源的规模化应用、提高电网的韧性和经济性提供有效途径。在电网侧配置储能对提高新能源消纳率、平抑新能源波动、优化电网潮流等方面有重要作用。《考虑源荷不确定性的氢能微网容量优化配置》建立基于最小化电-氢混合储能系统全生命周期成本、电压波动与净负荷波动的混合整数非线性规划模型，采用多目标人工蜂鸟算法对电池储能系统及氢气储能系统的额定功率、额定容量、接入位置进行求解。结果表明：电-氢混合储能系统多目标优化模型得出的规划方案可在兼具经济性的同时提高电压质量与净负荷波动，实现双方共赢；基于人工蜂鸟算法所得储能系统的全生命周期成本较原子轨道搜索算法与粒子群优化算法分别减小了63.27%与48.71%、净负荷波动下降了27.20%与43.56%。同时电压波动较原子轨道搜索算法减小了13.79%，对系统稳定性的改善较为明显；电-氢混合储能系统相较于仅接入电池储能系统可更大幅度地改善系统的电压质量与运行稳定性。

2.氢储能微电网协调控制策略研究

在含氢储能微电网协调控制策略方面，本专栏刊出国网浙江省电力有限公司宁波供电公司王激华等发表的《基于指数型下垂控制的氢电混合储能微网协调控制策略研究》1篇文章，主要内容如下。

随着多能源混合储能技术的快速发展，氢电混合储能系统将成为解决可再生能源并网发电间歇性、波动性问题的重要途径。然而，当前的研究大多侧重于对微网各组成单元的参数分析，对于多种异质能源耦合系统运行模式考量不足，对于氢电混合储能系统功率分配与协调控制有待深入研究。在此背景下，《基于指数型下垂控制的氢电混合储能微网协调控制策略研究》提出了一种考虑储能系统蓄电池组运行状态和供电均衡问题的指数型下垂控制策略。在建立质子交换膜电解水制氢外特性模型的基础上，考虑蓄电池荷电状态与电池充放电状态，对传统下垂控制策略进行改进。同时引入光伏最大功率追踪和制氢模块自适应控制技术，实现系统运行稳定控制。结果表明考虑蓄电池荷电状态的指数型下垂控制策略，结合光伏最大功率追踪控制与基于母线电压信号的制氢储能控制，实现了自适应调节和运行模式的平滑过渡，提高了微网可再生能源消纳能力。同时蓄电池荷电状态与下垂控制系数在运行过程中逐渐趋近，避免了蓄电池过充与过放，延长了储能使用寿命，提升了系统安全性。

3.氢能应用场景研究

本专栏刊出国网上海市电力公司窦真兰等发表的《含氢能汽车负荷的住宅光-氢耦合能源系统容量优化配置》、国网甘肃省电力公司经济技术研究院杨国山等发表的《基于伊藤过程的电制氢合成氨负荷随机最优控制》2篇文章，主要内容如下。

1）近年来，氢能汽车技术飞速进步，其以氢气为燃料，充能速度快、续航里程高、全程零排放，相较于电动汽车有望成为更加绿色便捷的出行方式。因此，有必要建立家庭住宅与氢能汽车耦合的新型供能系统框架并设计合理的容量优化配置方案。然而，对于这一特殊建筑对象而言，现有研究仍暂时停留在设计与建模方面，氢能汽车负荷接入为系统带来的效益未能通过实例体现。《含氢能汽车负荷的住宅光-氢耦合能源系统容量优化配置》针对家用氢能汽车对住宅能源系统的影响，构建电、热、氢多元储能耦合光伏/光热设备的住宅氢能综合能源系统，提出基于混合整数线性规划理论的系统容量配置优化数学模型。此外，设置年总投资节约率和可再生能源利用率作为评价指标，进行了案例分析。结果表明，优化后系统年总投资节约42.21%，可再生能源利用率提升33.32%。同时设置电动汽车和氢能汽车2种不同移动负荷场景，针对氢能设备价格进行灵敏度分析，结果表明当价格下调超过60%后含氢能汽车负荷的住宅供能系统将更具经济性优势。

2）风电制氢进而合成氨（power to ammonia，P2A）是规模化消纳可再生发电资源，实现电力与化工行业碳减排的潜在技术路线之一。利用电制氢作为媒介，P2A可作为大型工业负荷参与电网能量平衡调节。然而，P2A负荷受化学工艺及过程控制的限制，负载调控惯性较大，当风电出力偏离预测轨迹时P2A负荷难以快速响应。《基于伊藤过程的电制氢合成氨负荷随机最优控制》提出计及风电出力时序不确定性的P2A负荷随机最优控制方法。首先，建立P2A系统柔性调控的状态空间模型。其次，考虑合成氨工段的调节惯性与风电出力时序相关性的耦合影响，基于伊藤过程建模风电出力的不确定性，构造随机动力学约束的P2A系统优化控制模型。然后，基于动态轨迹灵敏度分解将随机动力学优化问题变换为确定性二阶锥规划，并采用随机模型预测控制滚动求解。最终，算例分析表明，所提随机优化控制与确定性控制相比，当风电出力偏离预测轨迹时，P2A负荷能够快速响应跟踪风电出力波动，在多种场景下均保持90%以上的风电消纳水平，并维持较大的盈利空间；研发具有快速爬坡能力的柔性电制氢合成氨工艺，将有助于提升P2A系统风电消纳能力和收益水平。

三、相关研究延伸

1.含氢系统的容量优化配置研究

氢是一种具有高能量密度、便于储存与运输等优势的绿色低碳二次能源，在交通、工业、建筑和电力等多个领域均具有广阔的应用空间，其作为一种理想的终极能源形式引起了全球各国的大力发展，美国、日本、韩国等多国均已制定国家氢能发展规划，推动氢能产业的高质量发展是各国实施能源转型的战略选择[1-2]。而通过风电/光伏电解水得到的绿氢是氢能的重要来源，相比于传统的电化学储能，绿氢是清洁能源，且具有更大的储能容量，能够消纳更多的风光出力，进一步提高可再生资源利用率[3]。此外，高比例风光的直接并网对电力系统冲击较大，基于氢储能的快速响应能力对可再生能源波动输出进行平抑，可实现其友好并网[4-5]。可再生能源制-储氢系统根据耦合系统所含元素的不同可分为风氢系统、光氢系统以及风光氢系统[6-7]，目前国内外学者主要围绕系统优化配置等方面开展研究工作。华南理工大学的左冠林[8]对制氢过程进行了建模，考虑微电网配置运行成本、售电/售氢收益以及低碳制氢所带来的节碳收益，建立了综合优化配置模型。西南交通大学的韩莹[9]提出一种计及阶梯式碳交易方式的风-光-氢储微电网低碳经济的配置方法，引入了阶梯式碳交易机制，并增加了系统的经济效益。兰州交通大学的李彦哲[10]提出了一种风/光/储能并网的微网结构，考虑了微电网系统运行的经济和环境效益，以总净现成本最小化为目标，以可再生能源利用率和负荷损失率为评价指标，建立了微电网的容量配置模型。黑龙江科技大学的朱显辉[11]基于风氢微网，采用粒子群算法和分段线性隶属度函数进行容量配置。东南大学的潘光胜[12]基于电氢微网，以系统经济性和氢气成本建立双层混合整数规划模型，突出氢在可再生能源渗透和季节互补性中的作用。大连理工大学的袁铁江团队[13]基于风电-氢储能与煤化工耦合系统，以设备一次性投资成本最小为目标，采用遗传算法对容量配置进行求解。由于风/光发电成本的持续下降，加之电网对其接纳能力有限，离网型风/光制氢将成为未来重要的绿氢生产场景，离网型风/光制氢在容量优化配置（包括电池储能配置）和经济运行等技术正在持续发展。

2.含氢系统的协调控制策略研究

风/光等可再生能源出力具有典型季节特性，将导致电力系统长时间尺度电量供需失衡，同时我国风/光等可再生资源空间分布不均，电量的大规模远距离输送将成为又一挑战，采用就地电解水制氢并结合氢气储输技术可实现能量的跨季节和跨区域转移，同时依靠氢气发电技术可完成电量的异地馈送，从而提升新能源电量的外送能力。含氢系统控制旨在对系统正常运行工况下进行功率调节，根据控制优化目标的不同可将其分为4类，其一是以功率平衡为目标，常采用状态流程图进行决策，具有简单稳定的特点。东北电力大学的蔡国威针对风电/制氢/燃料电池/超级电容器混合系统10种运行模式，提出了一种能量管理策略，确保在各个控制单元的作用下，能量协调流动于混合系统各子单元之间。此能量管理策略不仅使混合系统出力可控，而且提高了风能利用率，平抑了直流母线电压波动，平滑了上网功率。其二，在控制中考虑系统技术指标，主要目标为电解槽/燃料电池等设备的降解与性能退化，为此通常会在系统结构中加入辅助电储能或电解水制氢动态特性互补的方案，并在系统控制中将设备退化作为系统约束或设计原则。华中科技大学的张哲原建立了电氢储能协助下的风电场并网状态空间模型，并求解可实现风电场柔性并网最小化能量转换损耗的混合储能系统最优充放电功率决策，根据决策执行结果分析混合储能系统的能量转换特点。其三，为系统经济优化控制，此类策略因考虑了系统运维、启停等经济成本，可实现系统的最优控制。同济大学的聂聪颖建立了电解槽、超级电容工作特性约束和系统总初始投资成本最低约束，提出了一种基于低通滤波的碱性电解槽-超级电容混合储能配置方法及流程，制定了基于超级电容SOC状态的氢-超混合储能系统控制策略。德黑兰理工大学的ARDEHALI M.M.等利用优化的模糊逻辑控制器，研究时变电价对并网电氢混合可再生能源系统中储能性能的影响。最后是综合考虑技术性与经济性指标的系统控制方案，塞维利亚大学的VALVERDE L等研究了以氢为中间储能介质的混合可再生能源系统的运行模式。根据拓扑结构以及电解槽和燃料电池在稳定功率或部分负荷下运行的可能性，定义了六种运行控制模式，但其优化问题的复杂求解进一步增加了工程应用的难度。

目前对于耦合系统的研究大多侧重于对各组成单元的参数分析，对于多种异质能源耦合系统运行模式考量不足，对于氢电混合储能系统功率分配与协调控制有待深入研究。而仿真技术是了解掌握耦合系统运行特性以完成系统控制方案的主要技术途经，也是开展工程建设前的验证与风险防御的关键举措。因此构建高精、面向不同应用场景的多时空尺度电-氢耦合系统仿真模型是今后应当关注的重点技术。

3.面向电力平衡调控的绿氢化工技术

可再生能源电解水制取“绿氢”并进一步合成氨、醇等化工产品，是氢能应用的主要场景，也是促进新能源消纳，实现电力、化工行业深度脱碳的重要技术方向。针对电制氢合成化工产品作为电力负荷调控的研究，目前尚处于起步阶段。甘肃省电力公司经济技术研究院的彭生江提出了工业领域氢负荷的预测方法。袁铁江团队对含大型氢负荷的新型电力系统规划做了初步探索，指出氢负荷的加入能够显著降低弃风弃光水平，提高可再生能源的利用率。

绿氢化工作为电力负荷，按照《电力负荷管理系统技术规范》精神，有望凭借柔性调控能力，作为需求侧响应资源参与电力平衡调控。首先，绿氢化工作为电力负荷，可将自身作为独立主体或与当地风光发电、储能等共同构成虚拟电厂参与中长期、日前及现货市场交易，并在价格信号激励下通过生产负载、发电、储能联动参与电力需求侧响应以获取额外的经济收益。堪萨斯州立大学的EDMonDS L[41]将电制氨与农村微电网结合，根据节点电价调整生产计划，降低制氨成本近三分之一，同时减少电压越限和线路拥塞。丹麦技术大学的ZHENG Y将电转甲醇加入日前电力市场，通过鲁棒优化处理电价不确定性，降低运营成本4.5%。清华大学的WU S将风光发电与电制氨打捆作为虚拟电厂参与年度、月度、日前、现货电力与氢、氨市场竞价，通过负荷灵活性和氢氨多级缓冲，降低吨氨平准化成本7%。其次，绿氢有提供调频辅助服务的潜力。清华大学的CHENG X[44]提出风-氢打捆系统响应AGC信号的下调/上调功率分配策略，以兼顾调频容量与设备利用率。根特大学的SAMANI A E[45]通过调整电解槽和压缩机负载，在维持合成反应器工作压力条件下研究碳捕集制甲酸参与调频的控制方法。

综上所示，绿氢化工作为氢能在荷侧的应用，具备大规模接入电力系统、作为新型灵活性资源参与新能源消纳、电力平衡调控的潜力。若能降低成本、提升灵活性，并在并网接入时提供辅助服务，则绿氢制氨/醇的技术经济性将有望超过传统化工。但现有绿氢化工相关研究主要集中于技术经济分析及规划方面，需进一步明晰其作为电力灵活性资源参与电力需求侧调控的策略与控制方法，提出绿氢化工与风光电源、储能、外部电网相互协调的安全稳定控制与能量管理技术，以满足并、离网条件下的平衡调节需求，促进新能源规模消纳。除此之外，在可再生能源强波动性和化工生产平稳性的共同要求下，还需明晰各工段调控特性，以克服电力-绿氢-化工耦合系统所面临的多时间尺度能量不平衡问题。

4.氢能应用场景

氢可以直接以纯净形式使用，或作为合成液态或气态氢基燃料（合成甲烷或合成柴油）以及其他能源载体（氨）的基础。目前大多数氢气用于工业领域，直接为炼化、钢铁、冶金等行业提供高效原料、还原剂和高品质热源，有效减少碳排放，其中炼油厂、氨生产、甲醇生产消耗氢能比例分别为33%、27%、11%，另外3%的氢气用于钢铁生产[46]。长远来看，氢能可以广泛用于能源企业、交通运输、工业用户、商业建筑等领域[47-49]，如图4所示。既可以通过燃料电池技术应用于汽车、轨道交通、船舶等领域，降低长距离高负荷交通对石油和天然气的依赖；还可以利用燃气轮机技术、燃料电池技术应用于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供暖供电。

氢用于工业用户中的途径有：

（1）炼油，加氢处理和加氢裂化去除杂质，提高中间馏分油的精收效率；

（2）化工，用于合成氨、甲醇，合成甲烷等工业原料和燃料；

（3）钢铁，代替传统高炉及碱性氧气转炉系统中常用的焦炭和天然气。基于氢的合成燃料储存更容易，可利用现有的基础设施输送，为海事、铁路、航空提供可靠的清洁燃料。2019年11月，德国蒂森克虏伯钢铁集团正式注入杜伊斯堡9号高炉；奥地利林茨奥钢联钢厂6MW电解制氢装置投产，开启了氢能冶金时代。中国宝武钢铁、鞍钢、酒钢等均开始可再生能源制氢-氢能冶金立项，探寻循环经济的可行性。

氢作为潜在的交通燃料，被视为石油和天然气的清洁替代品。氢动力系统因其零碳排放和广泛的适应性有望成为交通运输部门实现快速减排的少数选择之一，综合考虑工作温度、催化剂稳定性、电效率、比功率/功率密度等指标，最常用于交通运输行业的是质子交换膜电池。目前氢能燃料电池用于交通运输领域主要包括：

（1）道路运输，如小型汽车、公共汽车、卡车和其他货车；

（2）海事行业，如船舶、港口；

（3）铁路和航空；

（4）其他特殊领域，如救援车辆、深海装备等。相比于纯电动汽车，氢燃料电池汽车、卡车及叉车的燃料加注时间短、续航里程长，但氢燃料汽车的综合能量利用效率仅为25%左右，虽然高于传统合成燃料内燃机汽车的15%，但远低于纯电动汽车约70%的综合能量利用效率，研究表明当燃料电池成本为75~100美元/kW时，氢燃料电池汽车可以在续航里程为400~500km内与纯电动汽车竞争，氢燃料电池汽车对于有更高里程要求的消费者更有吸引力。目前氢在海事、铁路和航空领域的应用处于示范阶段，主要用于辅助动力单元，而欧洲碳排放交易体系的不断扩大为氢能在这些领域的应用提供了潜在的空间。2019年11月，中国首列氢燃料电池有轨电车在佛山投运。2020年1月，美国国防部联合能源部启动氢燃料电池应急救援车H2Rescue项目，基于氢燃料电池/锂电池混合系统，开启微电网搭建、供热和供水一体化研究。

目前，全球氢能发电比例很小，约占总发电量的0.2%。随着对能源行业深度脱碳要求的进一步提高，氢能应用于能源企业路径主要有：

（1）氢为燃气轮机或燃料电池提供燃料，作为备用电源或离网供电，为易停电和偏远地区的关键设施（如医院，通信基础设施等）提供备用电源，成为电力系统的一个灵活性电源；

（2）氢转化成氨，与煤粉共燃，降低传统燃煤电厂的碳排放强度；

（3）氢以压缩气体、氨或合成甲烷的方式储存，平衡电力需求和可再生能源的间歇性波动。日本和韩国均明确了在能源企业中使用氢或氢基燃料的目标，日本希望在2030年氢发电能力达到1GW，韩国氢路线图设定目标是2022年电力行业中燃料电池装机容量为1.5GW，2040年达到15GW。2020年2月，北美拟投资可再生能源—氢发电枢纽项目替代1800MW的Intermountain 燃煤电站，为南加州提供可靠的清洁能源，从2025年开始，每年春、秋两季将有538MW可再生能源用来制氢，可再生能源制氢成本可能低至1.5~2.9美元/kg，氢气将储存在地下盐洞，通过100%氢燃料的燃气轮机进行发电。

在住宅建筑领域，75%的传统能源用于空间供暖、热水和烹饪。氢可与天然气混合（氢气掺混比例为0~20%），通过基于燃气轮机或燃料电池的CHP技术，利用现有建筑和能源网络基础设施提供灵活性和连续性的热能、电力供应，从而取代化石燃料CHP。基于燃气轮机的CHP可通过布雷顿-朗肯循环来实现热、电联供，氢气通过高温燃气轮机进行燃烧，推动燃气轮机发电，燃烧形成的高温蒸汽通过余热锅炉吸收产生蒸汽，推动小汽轮机发电，汽轮机排汽作为热源提供热量，整体循环效率可达55%。日本某微型氢燃气轮机向社区供应2.8W热能和1.1MW电力[54]。基于燃料电池的CHP最常用的是PEMFC和SOFC技术。CHP中的2种类型的电池都可以由热或功率驱动，并且由于其紧凑的尺寸可以部署为微型CHP。它们既可以直接用氢气作为燃料，也可以用天然气或沼气作为燃料，而在装置内部转化为氢气。如果产生的热量具有足够高的温度，则该系统还可以通过吸附（三联产）提供冷却，整体运行效率可达60%。“Ene-Farm”项目从2009年开始，已相继投入30多万套微型CHP单元，单元成本已从3.5万美元降至0.9万美元。此外，100%的纯氢可通过氢锅炉用于建筑供热，但氢气价格需低至1.5~3.0美元/kg时，才能与天然气锅炉和电动热泵竞争。2019年6月，由BDRThermea 研制的世界第1台纯氢家用锅炉在荷兰罗森堡投入使用，初始供暖量将满足总热量需求的8%，该项目与荷兰北部海上风电制氢、盐洞储氢及格罗宁根氢燃料电池列车构成了荷兰氢能利用蓝图的雏形。

虽然氢能已经在未来能源系统中的许多领域得到应用，但氢能产业链中基础设施较为薄弱，氢能供应链中制氢技术的成本问题，长距离、大容量储运经济安全问题及终端加氢设施成本等问题仍是目前亟需解决的。