【专家PPT】秦晓辉：支撑新型电力系统平衡与减碳的新能源制氢及综合利用.pdf-solarbe文库

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支撑新型电力系统平衡与减碳的新能源制氢及综合利用一、新型电力系统面临的平衡挑战二、新型电力系统的减碳路径三、新能源制氢及综合利用汇报内容 1 随着电源主体发生根本变化，新型电力系统将主要面临电力电量平衡、安全稳定分析控制、能源电力深度脱碳三个方面的巨大挑战。一、新型电力系统面临的平衡挑战源荷双侧随机波动影响电力电量平衡电力系统中发电和用电瞬间完成，发电功率和用电负荷实时平衡。随机性的电源波动、负荷冲击形成的问题将对电力电量平衡产生极大影响。能源电力系统深度脱碳路径不明晰能源电力系统转型中煤电、核电、天然气发电演进路径不明晰； CCUS、储能、电制氢等前瞻技术快速发展，但单一技术实现电力零碳排放的经济挑战巨大。充裕性、灵活性技术经济性适应新型电力系统的安全稳定支撑机理还需明确新能源接入电压支撑较弱、短路比不足的交流系统，无法实现锁相同步；电力电子装置的快速响应特性，带来宽频振荡等与电力电子相关的新稳定形态。安全性 2 3 新型电力系统需要同时面对供需两端的巨大变化，风光出力的强随机性波动性和用电负荷的日益尖峰化都给电力电量平衡带来了巨大的挑战，传统的源、荷实时平衡模式难以为继。如何在更大的时间尺度和空间范围内，重新构建源、荷、储三者参与的非完全实时电力电量平衡模式，确保可靠的电力供应和灵活高效的高比例新能源消纳，是必须解决的核心问题之一。负荷尖峰双侧随机波动新能源出力随机波动新型负荷尖峰化供需的物理逻辑不匹配强对立矛盾性年份指标数值（亿千瓦） 2025 装机容量 10 日最大波动 3.6 2030 装机容量 12 日最大波动 5 2060 装机容量 50 日最大波动 1015 2020 2025 2030 2060 用电量（万亿千万时） 7.4 9.2 10.3 16 最大负荷（亿千瓦） 12.4 15.7 17.7 / 平均负荷（亿千瓦） 8.45 10.50 11.76 / 最大负荷 / 平均负荷 1.47 1.49 1.51 1.5 最大负荷与平均负荷之比持续提升，最大负荷持续时间极短新能源出力随机波动，且幅度持续增大发用电解耦一、新型电力系统面临的平衡挑战 1. 新能源最小出力处于较低水平，而且可能出现连续数日的小出力，对系统电力电量平衡和供电保障支撑能力不足 2019年各省、各区域、公司经营区新能源最小日平均出力水平分别为 3.6、 8.0和 10.7，新能源最小瞬时出力水平分别为 0.2、 1.1和 5.0，区域间互补效果不明显。今年 7月 28日，东北全网风力发电创历史新低，不足风电装机容量的 0.1。而且即使从省级范围内来看，仍会出现连续数日的小出力时段。随着新能源装机占比的不断提升，新能源虽然对全年电量平衡有一定贡献，但对周（月）级电量平衡和电力平衡的支撑能力仍较弱，不足以保障高比例新能源电力系统的供电可靠性。公司不同范围内新能源最小瞬时出力 3 .6 8 .0 10.7 5 .9 9 .1 11.6 0 2 4 6 8 10 12 14 各省平均区域平均国网新能源 1 天最小日平均出力新能源 3 天最小日平均出力 1.8 2.9 4.1 0.2 1.0 5.0 0 1 2 3 4 5 6 各省平均区域平均国网 30 年新能源最小瞬时出力新能源最小瞬时出力公司不同范围内新能源最小日平均出力一、新型电力系统面临的平衡挑战 4 某省风电连续数日小出力曲线（某周， 15分钟采样间隔） 2. 寒潮等极端气候下电力供应需求显著增加，电力供应保障难度进一步加大我国中东部非供暖区域过去 35年共发生寒潮 43次，单次最大影响面积为 110万平方公里，气温最大下降 14°，负荷最大增长可达 2亿千瓦。 2021年 1月 7日寒潮导致用电负荷创历史新高，国网经营区最大负荷达 9.6亿千瓦，同比增长 25。 2021年 7月 28日，东北地区天气连续多日高温，东北全网用电负荷最高达到 7058万千瓦，同比增长 8.2；而风力发电却创历史新低。亟待配置足够的保障电源，加强极端气中长期预测与需求侧响应，以保证常规电力平衡和应对极端气候下的新增电力供应需求。一次寒潮影响面积分布情况国网经营区 1月 7日用电负荷曲线一、新型电力系统面临的平衡挑战 5 3. 新能源发电与用电季节性不匹配，存在季节性电量平衡难题从负荷需求特性来看，我国负荷表现为夏、冬高峰，而电源侧风电为春、秋高峰，光伏发电为夏、秋高峰。虽然风电、光伏发电月度电量分布具有一定的互补性，按电量平衡分析，风光互补可在一定程度上减少新能源季节性的影响。但新能源月度电量分布与负荷需求不匹配，夏季负荷电量高，而新能源发电量低，存在季节性电量平衡难题。一、新型电力系统面临的平衡挑战 6 6 7 8 9 10 11 12 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月占比月份负荷光伏 6 7 8 9 10 11 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月占比月份负荷风电风电发电量月度分布与负荷需求电量月度分布之间的对比关系光伏发电量月度分布与负荷需求电量月度分布之间的对比关系 7 4. 高比例新能源的消纳问题发展早期追求保障新能源的高利用率主要是由于当时新能源发电设备的成本较高，为了充分利用新能源发电设备，避免短期内投资过热和设备浪费，促进行业的健康可持续发展，才确立了高利用率保障目标。新能源电量占比与利用率变化趋势示意图发展中后期新能源发电设备成本不断加速下降的趋势下，单纯追求新能源的高利用率已经没有必要，而应转向 “ 由保到促 ” ，即由保利用率向促消纳转变，主要致力于促进电力系统中新能源发电量占比的提升。 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 0 0 . 1 0 . 2 0 . 3 0 . 4 0 . 5 0 . 6 0 . 7 0 . 8 0 . 9 1 风电全年小时级出力从大到小排序时间（小时）出力（ p .u ., 相对于总的装机容量）风电场全年小时级出力排序曲线一、新型电力系统面临的平衡挑战电力电量平衡示意图 8 双碳目标下，我国能源系统低碳转型路径复杂，技术依赖度较高；且须主要依靠自身完成深度脱碳。以新能源为主体的新型电力系统高度依赖电网灵活性资源，但现有技术条件下可利用灵活性资源规模有限，还有保障系统供电的压力，因此未来亟需突破火电 CCUS、储能、需求侧响应等关键技术，进一步提升新能源接入规模，促进能源电力系统深度脱碳。此外，高比例新能源接入下电网弃风、弃光率将会显著上升，有必要应用新能源电制氢技术开辟新的新能源非电消纳途径，进一步提高一次能源消费中的非化石能源消费占比，降低电网消纳途径的压力，提升能源系统整体效率。电氢综合利用示意图长管拖车管道运输液氢槽车热电联供 CCUS发展前景预估一、新型电力系统面临的平衡挑战 5. 能源电力深度脱碳二、新型电力系统的减碳路径 9 1. 能源电力系统演化的关键要素及相互关系研究根据社会技术系统转型理论，电力系统的演化关键要素分为三层宏观层的政策环境，中观层的行业结构，微观层的技术创新。中观结构层的转型路径将取决于宏观环境、微观技术上下两层的节奏匹配与协调力度，在不同的政策导向与技术驱动下，中观结构层将会呈现出不同的转型演化路径。重点研究中观层路径演化及其与技术的关系，并探索微观具体技术发展路径。路径 1 低碳演进路径路径 N 零碳演进路径 2 0 6 0 年推荐目标场景当前状态（电源结构、电量结构、电网形态等） 2030 年 2060 年2045 年路径选择宏观环境层微观技术层路径 2 低碳演进路径宏观环境层中观结构层微观技术层环境变化对现有中观结构产生压力，为技术创新带来机会新的社会技术体制结构形成，并影响宏观环境包括多个维度的现有体制形成稳定关联结构技术开始与现有中观结构抗衡，稳定结构被打破，与技术融合或者坍塌，导致中观结构重构技术逐步发展，资源配置能力和制度影响力不断提升多个技术出现，通过学习过程成长，发展方向逐步明晰市场、用户偏好标准政策技术文化典型的社会技术系统转型过程及技术推动作用电力系统转型演化过程二、新型电力系统的减碳路径 10 2. 新型电力系统演进路径及关键影响技术  新型电力系统的双轮驱动演进模式传统的规模驱动发展模式从世界范围来看，电力系统从无到有，单机容量从低到高，系统装机规模从小到大，系统电压等级从低到高，系统互联范围从小到大的发展历程，都体现了传统工业化思维指导下的发展特点，即遵循规模经济的发展范式主要通过规模驱动发展，以规模效益与相应的技术改进来实现系统能效（经济性）与安全稳定性（安全性）的提升。电力系统主要技术指标的发展演变电源的集约化电网规模扩大电压升级安全经济环境矛盾三角形二、新型电力系统的减碳路径 11 2. 新型电力系统演进路径及关键影响技术  新型电力系统的双轮驱动演进模式新能源系统规模效益逐渐陷入瓶颈风电、光伏等能量密度低、能源供应不可靠的新能源发电大量并网后，系统规模效益将逐渐陷入瓶颈。规模效益瓶颈源端技术特性土地资源占用原材料供应发输电设备利用率备用容量和调节资源供电保障能力  电源的技术特性从 “ 硬、集、大、稳 ” 向 “ 软、散、小、晃 ” 变化，不具备自主支撑能力，无法通过规模增大而自然实现互助增强，系统安全性下降；  一次能源供应不可靠，出力大幅波动，系统可靠性下降；  设备利用率低，系统附加投资和备用调节资源多，系统经济性下降；  能量密度低，占地多，原材料供应充裕度问题，系统发展规模远期受限二、新型电力系统的减碳路径 12 2. 新型电力系统演进路径及关键影响技术  新型电力系统的双轮驱动演进模式技术驱动与技术创新体系在 “ 技术驱动 ” 方面，技术创新将在新型电力系统的发展和路径选择中发挥越来越关键的作用。总体上看技术创新可分为三层  （系统内）基础支撑技术对电力系统内部各要素具有重要支撑作用  （跨行业）关键影响技术对能源电力系统减碳路径具有重大影响力  （跨领域）颠覆性技术对电力系统结构形态具有重大颠覆性影响小型核电站可控核聚变直接 CO 2 捕集存储高性能材料及器件典型颠覆性技术（跨领域）关键影响技术（跨行业）基础支撑技术（系统内）新能源主动支撑极端天气预报预警先进输电技术需求侧响应大规模长时储能CCUS 大规模长时储能电氢综合利用二、新型电力系统的减碳路径 13 2. 新型电力系统演进路径及关键影响技术  新型电力系统演进路径总体来看，新型电力系统存在两条大的演进路径，即低碳演进路径和零碳演进路径。低碳演进路径无法靠系统自身完成碳中和，所以项目重点针对零碳演进路径展开分析研究。根据前述直接降碳（ CCUS）、替代降碳（新能源大容量长时储能）、结构降碳（电氢综合利用）三种降碳模式及其关键影响技术的发展，零碳演进路径主要存在三种可能演进方向。二、新型电力系统的减碳路径 14 2. 新型电力系统演进路径及关键影响技术  零碳路径下演进方向 1大规模新能源煤电 CCUS 现有发展模式下延续性最好的演进方向，在新能源大规模发展的同时，煤电仍得以较多保留，但需要依靠 CCUS技术实现煤电碳排放的移除。煤电减碳不减容，预计到 2030年，煤电总装机仍需保持约 13.514亿千瓦， 2060年煤电总装机需保留约 8.210.7亿千瓦，但煤电总体利用小时数将低于 1000，到中和目标年需要 CCUS移除的碳排放量将达 10亿吨 /年。 2030 年高峰负荷日电力平衡 2060 年高峰负荷日电力平衡  零碳路径下演进方向 2超大规模新能源储能需求侧响应在方向 1的基础上，如考虑到 CCUS技术的成熟度和经济性没能及时突破，以及高调节性能、低利用小时数煤电的技术经济性和生存机制等问题，导致煤电无法有效保留，新能源装机发展规模需进一步增加，同时需要配置更多的抽蓄和储能以部分解决日内调峰和电力平衡问题，但在日电量不足时则无法应对，需要依靠需求侧响应技术以有限解决电力平衡缺额问题。二、新型电力系统的减碳路径 15 2. 新型电力系统演进路径及关键影响技术二、新型电力系统的减碳路径 16 2. 新型电力系统演进路径及关键影响技术  零碳路径下演进方向 3更大规模新能源储能电氢与方向 2相比，该方向的主要特色是依靠电氢综合利用技术来应对日电量不足的情况，可从电能需求、保供手段和制氢来源三方面进行分析  降低电力保供压力在终端，电能与氢能存在一定竞争关系，未来如果氢能和用氢 /氢基负荷得以较好发展，将会减少电能消费的需求。  新增保供电源氢燃料电站和氢燃机发电技术发展成熟后，具有快速启动调节特性，新增电力支撑手段。  增加新能源非电消纳途径该方向下新能源装机规模将进一步增加，新增部分主要用于在源端以非并网形式（至少为非功率交互形式）进行独立绿电制氢。 2022年 9月全球最大煤制氢变压吸附装置项目在陕西榆林正式投运综合能源生产单元典型结构示意图二、新型电力系统的减碳路径 17 2. 新型电力系统演进路径及关键影响技术  新型电力系统演进方向以上两条路径以及零碳路径的三个演进方向的特征对比如下表所示。路径 /方向路径 /方向选择关键影响技术化石能源发电保留规模新能源开发规模新能源并网规模保供能力系统总电量低碳传统技术最大较大较大强大零碳 /方向一 CCUS 大大大强大零碳 /方向二大规模长时储能小超大超大弱大零碳 /方向三电氢小 ,但中间过程中可较大最大大或超大强相对较小二、新型电力系统的减碳路径 18 2.新型电力系统演进路径及关键影响技术  新型电力系统演进方向前述零碳路径三个演进方向的描述是三种降碳模式各自单一驱动下的极限发展场景，可以看作是电力系统降碳演化路径集合曲线簇的边缘包络线。目前影响零碳路径演进方向选择的三类关键影响技术都在加快研发和示范，从以往历史发展经验来看，各种技术都是边实践边进步，既竞争又合作。因此，可按照包含多种关键影响技术的综合方案来推荐未来最可能的目标场景和具体演进路径。火电当前 2030 2060 新能源电 -氢 CCUS 大规模长时储能抽蓄负荷侧响应二、新型电力系统的减碳路径 19 3.能源电力协同演进场景及减碳成本敏感性分析  推荐演进路径下的场景通过重点对 CCUS、大容量长时储能、电氢综合利用三大关键影响技术的远期发展规模进行分析研判，并综合考虑 “ 1N” 政策体系要求、能源消费总量上限、非化石能源消费占比、自然碳汇能力、电力碳预算等重大边界条件，经统筹优化分析，提出我国能源电力推荐演进路径，包括一次能源消费、终端能源消费、用电需求、电源装机规模、电源发电量及结构等变量的路径轨迹。经济发展目标 2060年国民生产总值较 2020年翻两番， 2020-2030年期间 GDP年均增速约 5.1， 20302060年期间 GDP年均增速约 2.9。能源消费总量一次能源消费 2030年前后达峰，峰值控制在 60亿吨标煤以内。能源结构非化石能源消费占一次能源消费比重 2030年达到 25以上， 2060年达到 80以上。碳汇预计 2020-2060年间碳汇能力稳步提升，本课题取 2060年碳汇能力为 15亿吨作为研究基础。碳减排目标 2030年前碳排放达峰， 2060年碳中和， 2030年单位 GDP二氧化碳排放比 2005年下降 65以上。非化石能源开发潜力及目标常规水电、核电技术可开发量约 6亿和 4亿 5亿千瓦； 2030年新能源装机规模 12亿千瓦以上。电力碳预算 20202060年我国电力碳排放预算约 780亿 1300亿吨。二、新型电力系统的减碳路径  推荐演进路径下的场景能源消费总量及结构 20  一次能源以风电、光伏发电为代表的清洁能源逐步成为一次能源供应的主体，非化石能源占一次能源消费比重 2030年超过 25， 2060年超过 80。  终端能源电力作为清洁能源配置的主要载体，在终端能源消费中的角色愈发重要，终端电气化水平 2030年超过 39， 2060年超过 70，氢能远期应用加速，在工业和交通领域替代逐步加强， 2060年有望达到 7200亿立方米，占终端能源消费的比重有望达到 15左右。零碳情景下 2020-2060年一次能源结构演进路径零碳情景下 2020-2060年终端能源结构演进路径 3.能源电力协同演进场景及减碳成本敏感性分析二、新型电力系统的减碳路径  （ 1）推荐演进路径下的场景电力需求及电源结构 21 2020-2060年全社会用电量增长趋势 2020-2060年电源装机规模及结构演进路径  电力需求预计 2030年全社会用电量为 11.8万亿千瓦时， 2060年达 15.7万亿千瓦时。  电源装机 2030、 2060年电力系统总装机达 40亿、 68亿千瓦，风光新能源装机占比， 2030年达到 38， 2060年达到 62；  发电量结构风光新能源发电量占比， 2030年达到 21， 2060年达到 54。 3.能源电力协同演进场景及减碳成本敏感性分析 2020-2060年发电量及结构演进路径二、新型电力系统的减碳路径  推荐演进路径下的场景电力需求及电源结构 22 2020-2060年全社会用电量增长趋势 2020-2060年电源装机规模及结构演进路径  电力需求预计 2030年全社会用电量为 11.8万亿千瓦时， 2060年达 15.7万亿千瓦时。  电源装机 2030、 2060年电力系统总装机达 40亿、 68亿千瓦，风光新能源装机占比， 2030年达到 38， 2060年达到 62；  发电量结构风光新能源发电量占比， 2030年达到 21， 2060年达到 54。 3.能源电力协同演进场景及减碳成本敏感性分析 2020-2060年发电量及结构演进路径氢能未来可在新能源电制氢、调峰调频等场景灵活应用，是能源电力深度脱碳的关键技术。 IEA认为电制氢是未来全球最大的电力需求增长因素，预计到 2050年全球商业化电制氢将达到 12万亿千瓦时，占全球电力需求的 20。未来重点突破规模化可再生能源直接电制氢、储氢、电网融合互动核心技术，以氢电融合发展为核心，因地制宜布局电氢融合基础设施，扩展绿氢在终端用能领域的应用场景，助力能源系统整体实现深度脱碳。氢能技术发展趋势来源中国氢能源及燃料电池产业白皮书氢能应用场景 H 2 发电 ≤需求发电＞需求电解水制氢储氢加氢站燃料电池发电充电站工商业负荷热综合利用可再生能源电池储能 H 2 能量管理系统 DC- DC DC- DC H 2 天燃气管道成本不高于 20元 /公斤成本不高于 20元 /公斤技术指标技术热点制氢燃料电池寿命 5000h 成本 8000元 /KW 当前 2025年 2035年成本不高于 15元 /公斤寿命 20000h（固定式发电）成本 4000元 /KW 寿命 100000h（固定式发电）成本 800元 /KW 制氢碱性提高电流密度质子交换膜低贵金属担载催化剂、大面积膜电极、差压式电解槽质子交换膜低 Pt或非 Pt催化剂、高温质子交换膜、金属双极板固体氧化物燃料电池可逆固体氧化物电池储运 35MPa气态； 20MPa长拖车 70MPa气态， 45MPa长拖车，储氢密度 4.0wt 低温液态，固态储氢，管道运输储氢密度 5.5wt 储运气态储氢提高储氢密度， 70MPa的 Ⅳ 型储氢瓶液化储氢减少气化损失、降低保温能耗燃料电池 23 23 三、新能源制氢及综合利用三、新能源制氢及综合利用 24 1 .全球氢能战略截至 2023年初，全球约有 40个国家制定了国家氢能战略，其中大部分以绿氢为主要发展方向。国际氢能委员会预测 2050年全球氢能将占全球能源消耗总量的 18， 5.2亿吨的氢能需求将达到 2019年的 7倍、 2020年的 6倍。全球范围内氢能产业链已经初步实现商业化，预计未来 5 年内将迎来产业爆发期。三、新能源制氢及综合利用 25 2 . 氢能现状 4 18 30 48 全球范围工业用氢来源电解水煤炭石油天然气目前从全球范围来看，天然气制氢、石油制氢是氢能的最主要的来源，占比接近 80，化石能源制氢（灰氢）占比接近 96。我国氢气生产消费现状三、新能源制氢及综合利用氢气可以采用多种工艺和能源制取，为表述方便，经常以颜色进行区分，诸如绿氢、蓝氢、灰氢等。但是上述分类方法难以对所有制氢工艺进行明确量化区分，即使针对同一制氢工艺（如电解水制氢）也很难体现为一种颜色。因此，基于生命周期温室气体排放方法客观量化定义不同制氢方式逐步被业界认可。  可再生氢、清洁氢与绿氢大体相当，低碳氢与蓝氢大体相当 3 .绿氢、蓝氢、灰氢与低碳氢、清洁氢、可再生氢之间的关系项目名称指标低碳氢清洁氢可再生氢单位氢气碳排放量（ kgCO2eq/kgH2） ≤ 14.51 4.9 4.9 制氢所消耗的能源必须为可再生能源否否是中国低碳氢、清洁氢与可再生氢标准 26 三、新能源制氢及综合利用 2.电解水制氢技术  技术路线根据电解质种类不同电解水制氢技术可以分为碱性、质子交换膜、固体氧化物和阴离子交换膜电解水制氢技术，质子交换膜电解制氢技术是未来的大中型可再生能源制氢技术的主要发展方向，固体氧化物电解水制氢技术适用于具有高温启动热源的稳定制氢应用场景。我国电解水制氢宜采用碱性电解水（ AWE）和质子交换膜电解水（ PEM）技术并举路线。 27 氢的物理参数在标况（ 0℃ ， 1 个大气压 , ）下，氢气的密度约为 0.0899g/l, 折合 89.9g/nm3，只有空气密度的 1/14。氢气的质量能量密度很大，约为 142351kJ/kg，约为汽油的 2.8倍；但氢气的体积能量密度较低。制取一标方氢 89.9g需要 4.2度电，能量转换效率约为 85；如按转换效率 70算，则制取一标方氢需要约 5度电。 28 三、新能源制氢及综合利用 3 .电氢综合利用 氢燃料电池发电技术路线氢燃料电池发电技术是将氢气和氧气通过电化学反应直接将化学能转化为电能的发电技术，其过程不涉及燃烧，不受卡诺循环的限制，能量转化率高，产物为电、热和水，是氢能应用的重要形式。目前，质子交换膜和固体氧化物燃料电池技术较为成熟。 4. 氢能发电技术 PEMFC 工作原理图氢燃料电池 29 三、新能源制氢及综合利用