可再生能源发电就地消纳是一个老大难题，而电氢耦合是未来重要方向。近日，全国首个海岛“绿氢”综合能源示范工程在浙江台州大陈岛投入运营，工程利用海岛丰富的风电电解水制取氢气，将为我国可再生能源制氢储能、氢能多元耦合与高效利用提供重要示范。


据了解，该工程投运后，预计每年可消纳岛上富余风电36.5万千瓦时，产出氢气73000标方，这些氢气可发电约10万千瓦时，减少二氧化碳排放73吨。

作为一种二次能源， 氢能虽然是清洁的可再生能源，在释放能量的过程中没有碳排放，但目前生产氢能的过程却并不是百分之百“零碳”。根据氢能生产来源和生产过程中的碳排放情况，氢能被分为灰氢、蓝氢、绿氢。

其中，使用再生能源制造的氢气，例如通过风电来电解水制氢，称为“绿氢”，其在生产过程中，零碳排放，是氢能利用的理想形态。

“大陈岛绿氢工程利用海岛的风电，通过质子交换膜技术电解水制氢，构建了‘制氢—储氢—燃料电池’热电联供系统。”浙江电科院氢电耦合技术专职李志浩介绍说。

据了解，该工程应用了制氢/发电一体化变换装置等装备，实现了国内氢综合利用能量管理和安全控制技术的突破，提高了新型电力系统对新能源的适应性，是新型电力系统的一次有力探索和实践。

绿氢工程的投运，也将化解大陈岛长期以来“风能过剩”的问题。位于东海的大陈岛，有着得天独厚的风能资源。岛上年平均风速6.8米/秒，年有效风能时数达7000小时。目前岛上有风力发电装机34台，总装机容量约27兆伏安，平均每年可发电6000多万千瓦时。

然而，大陈岛上的风力资源与用电负荷长期不相匹配。夜晚（23:00—次日07:00）富余的风电无法储存，白天用电高峰期，电经常不够用。

绿氢工程的投运，能够将晚上的富余风电制氢储能，留到白天用电高负荷时使用。不仅如此，绿氢工程的制氢、储氢、发电系统，可在常规电力系统检修、故障导致停电期间，作为附近用户的应急电源使用。据了解，200Nm3（标准立方米）储氢系统储氢量，可满足氢燃料电池发电系统持续发电时长约2.5小时，增强了电网安全负荷保障和持续供电能力。

不仅如此，大陈岛的绿氢工程，或将成为我国未来风电制氢储能的重要示范。近年来，我国已成为全球风电增长最快的国家。国家能源局数据显示，截至2022年一季度末，我国风能发电设备的装机容量为3.4亿千瓦（其中，陆上风电和海上风电分别为30987和2665万千瓦）。风能发电设备的装机容量在全国全口径发电设备的装机总容量的占比为14.17%。根据国家中长期发展规划，到2050年底，风电总装机容量将超过1000GW。

而另一方面，我国风电制氢技术研发起步较晚，进展较为缓慢。同济大学的一份研究报告指出，受制于国内风电制氢的审批政策以及经济性，目前我国尚无成熟商业运行的风电制氢储能和燃料电池发电系统。此外，大规模风电制氢储能的示范工程设计经验不足，在系统的关键性技术、效率提升和经济性方面未能取得实质性的进展。

报告指出，从技术角度来看，风电具有不稳定、随机性强，波动性较大的特点，而水电解制氢设备对电能的稳定性要求较高，频繁的电力波动会对设备的运行寿命及氢气的纯度质量造成影响。如何进行有效的电能匹配，提高制氢设备的可利用率需要深入研究探讨。此外，当前氢气的储存和运输成本较高，包括氢气储运的安全性等都是制约氢能行业发展的瓶颈。

原标题：风电+氢能综合利用，台州大陈岛奏响“绿岛小夜曲”