氢能发电，氢能发电设备
氢能发电，氢能发电设备
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实现3060碳达峰、碳中和目标，电力行业的清洁化是重点，因此构建以新能源为主的新型电力系统取代燃煤发电成为大势所趋。
目前，我国主要想通过大力发展风电和光伏发电来替代煤电。不过风电和光伏发电并不理想，未来随着氢能技术的突破，氢能发电才是*。
储能和调峰的局限性
由于风电和光伏发电的不稳定性，因此迫切需要大容量、高效能、寿命长和安全性高的储能技术，来突破风电和光伏发电并网难的问题。
当前，最为流行的储能模式当属抽水蓄能和储能电站，抽水蓄能虽然成熟，但是我国水电站集中的地方，却与大规模风光地基地存在错位。
由于蓄能电池技术的局限性，配套风光电的储能电站容量非常有限，而且单位造价成本非常高，大大拉低了风电和光伏发电的经济性。
燃煤电厂是风电和光伏最理想的调峰电源，不过如果发展风电和光伏需要再度投建大机组燃煤电厂，这与我国实现双碳目标的初心相悖。
风光电+氢能最理想
氢能源作为一种清洁能源，能真正实现无污染，零排放。最为关键的是氢能的热值非常高，约为汽油的3倍，酒精的3.9倍，焦炭的4.5倍。
目前绿氢制备的主要手段是电解水制氢，需要耗费大量的电。如果把风电和光伏大规模不稳定的电，用来制备氢能是最为理想的。
根据相关数据显示，一个千万MW级的风电场，按照50%的发电效率计算，其所发的电量一天就可以制备2万吨高热值的氢能源。
风光+电解水制氢，不但可以制氢，还可以生产更多的氧气，可商业化利用。同时电解水制氢还能产生大量余热，也可以进行综合利用。
氢能发电未来的*
氢的热值在所有能源中仅次于核能，因此在风电和供热中完全可以替代当前的燃煤和天然气等化石能源，在电力行业中大有作为。
风光电+电解水制氢，不但可以实现风电和光伏向氢能的转换，实现风光电大容量存储，更可以通过氢能发电实现风能和太阳能发电的初心。
氢气可以完全替代燃煤和天然气，通过燃气轮机发电，可产生电网*换的安全可靠、可控可调的稳定电流，实现大规模的并网发电。
未来的氢能电站可实现热、电、氢三联产模式，热负荷和供电高峰时可高效供能，热电低谷时，可对外大量供应氢气，作为交通和工业生产原料。
由上可见，氢能发电不仅衍生了风电和光伏发电的产业链，更大大增加了风光电的经济性，同时还大大降低了碳排放总量。
（此处已添加圈子卡片，请到今日头条客户端查看）1.京运通
市场人气排名11 ，行业人气排名1
基本面：北京京运通科技股份有限公司主要有高端装备制造、新能源发电、新材料和节能环保四大产业。属于电力，新能源发电概念
竞争优势：是*的光伏设备制造企业
相关指标：动态市盈率622.3 ，每股收益0.004 ，每股净资产4.48，总收入19.37亿，较去年同比增长76.79%。截至2022-07-08，6个月以内共有 1 家机构对京运通的2022年度业绩作出预测；预测2022年每股收益 0.44 元，较去年同比增长 25.71%， 预测2022年净利润 10.72 亿元，较去年同比增长 29.44%。
技术面：该股20日压力价位10.29，支撑价位5.26 。我们来看图，该股在经历较长时间下跌后，在底部支撑位附近开始反弹，股价温和上升，当均线开始合拢的时候，短线均线上穿60日均线，股价开启急速上涨模式甚至出现涨停板，成交量放大量，强势突破前方高点。近期有回调趋势，成交量缩量，且今日大幅度回调未跌破短期支撑线（也是前方高点压力线），后市有望延续龙头股上升趋势。（投资有风险，入市需谨慎，内容仅供参考不构成投资建议）
相关研报：研报标题：京运通（601908）：点评报告：乐山一期顺利投产，硅片出货高增盈利可观
研报日期：2021年9月2日
研报
京运通K线图
2. N中科环
市场人气排名13，行业人气排名1
基本面：北京中科润宇环保科技股份有限公司专注于为政府和社会提供废弃物处理处置综合服务。属于环保，固废治理概念，叠加新股与次新股概念。
竞争优势：中科院旗下的生活垃圾焚烧发电企业
相关指标：毛利率38.09 ，动态市盈率60.6，每股净资产2.07，每股收益0.033。今天主力资金净流入26416.6万元，两市排名10/4826。
技术面：该股今日上市，上市首日股价未破发，开盘价格7.05，收盘价格8.03，*价格9.07，*价格7.04，今日主力资金净流入26416.6万，换手率高达73.71%，说明资金继续看好该新股，后市有望继续上涨甚至走出连板。（投资有风险，入市需谨慎，内容仅供参考不构成投资建议）
N中科环k线图
“加氢几分钟，畅行数百公里。”这是上海车展期间，汽车零部件供应商博世氢燃料电池所打出的标语。
目前，大部分主机厂认为，未来汽车的能源方式并不会像如今的石油一样单一。氢燃料电池、三元锂电池等等，都可能依托于独有的优势，共生共存。
那么氢燃料电池到底是如何工作的呢？
首先要知道，氢燃料电池的电动车其驱动方式还是电机，氢只是用来反应发电的能源，最后与氧气反应产生电能，驱动车辆行驶。
一般氢燃料电池驱动总成主要包含五个子系统，分别是：“氢气子系统、热管理子系统、电机驱动子系统、空气子系统和电堆。”
其中氢气子系统的作用是负责车辆氢能源的储存与供给。氢气一般被压缩成液态氢储存在储氢罐，相当于燃油车的油箱，电动车的电池。
在使用过程中，氢气子系统需要向电堆供应适量的氢气。在供应氢气的管路上安装有高压传感器，检测压力，这方面和燃油车供油系统的上的压力传感器一样。
经过高压管道的氢气最终抵达氢气喷射阀（标识5），在ECU的控制下，氢气阀门通过背后的电磁阀开度，将需要量的氢气喷射到电堆。
在整个氢气子系统的末端还有一个叫阳极循环泵（标识7）的回收装置。阳极循环泵其实就是将多余的氢气压缩后回收，类似于缸内直喷燃油车上的低压回油阀。
最后经过储存，输送，压力检测，电磁阀喷射、阳极循环泵回收多个环节，组成了一个高效的氢气供给系统。
与氢气反应的是氧气，而氧气的主要来源是大气。
但大气气压太低，为了给电堆提供足量的氧气，在供氧系统上增加有电子机械增压器，和燃油车上常见的机械增压系统的原理大致相同。不同的是，燃油车机械增压器采用油浮式转子，转子轴承上的润滑油会受热蒸发，导致进气混有适量的机油气体。
电堆有大量的催化剂，蒸发机油气体可能会导致催化剂中毒。因此，供气系统必须保证吸入足量且纯洁的空气，所以氢燃料电池上的机械增压器转子也经过了特殊的设计，不再是传统的油浮式，还可以承受更高的转速。
经过过滤、压缩后的空气呈现高密度，高温状态，不能直接导入电堆，因此在增压器后的进气道上还设有一个中冷器，这个和燃油车上的中冷器是一致的。
同样，在这套进气系统上也设置有低压传感器（增压前）、高压传感器（增压后）、空气流量传感器（流量监测）、空气温度传感器（中冷器监测），电磁阀（将适量的空气喷射入电堆）等等，形成了一个高效的进气系统。
最后经过过滤，增压，降温的空气通过喷射电磁阀，被送到电堆阴极。
电堆：电堆是氢气和氧气进行化学反应的地方：2H2+O2=2H2O
其基本原理是电解水的逆反应，阳极是氢气，阴极是氧气。氢通过阳极向外扩散和电解质发生反应后，放出电子通过外部的负载到达阴极。
以上只是最简单的理论，要大规模普及氢燃料汽车仍有巨大的难度。
首先是催化剂中毒。氧气中带有的杂质可能会导致催化剂中毒，降低电堆效率。
第二是存氢难。储氢罐有很高的压力（上汽荣威950，采用了70兆帕储氢系统）、还有防止火烧爆炸，高密度等等都是储氢气存在的难题。因此、目前氢燃料电池主要适用于商用车。
除此之外，现场博世的工作人员向《高工车评》介绍，喷射阀门的噪音抑制也是一大难题。由于电磁阀是高压喷射，所以NVH的噪音很大。目前博世采用的喷射阀还有低压回流阀体积不到日系车型的三分之一，而且NVH的抑制也非常好，这是传统零部件厂商的优势。
从行业角度看，氢燃料电池占据有独特的优势：
在过去的十年，由于锂电池技术和产业的突飞猛进，氢燃料电池被过度轻视。而最近一两年锂电池行业遇到了一些瓶颈，氢燃料电池又重新引了主机厂的关注。
第一，锂电池技术突破难。虽然目前大多数电动车的续航都能达到600KM左右，但电池能量密度还是处于170KWH/KG的行业水平，长续航只是增加了了更多的电池，这会导致车辆交通浪费在运送电池本身上，既不经济也不合理。
而且锂电池在过去十年能量密度已经提高了2.5倍，已经达到物理化学极限，再提高就是安全极限的突破。因此，想要再提高能量密度是很困难的。如果一辆纯电动车想要NEDC突破800KM，势必需要依赖下一代电池技术的突破。
第二，充电慢。充电技术突破需要整个国家供电体系的优化。目前纯电动汽车充电时间远大于燃油车加油时间。
在这样一个背景之下，氢燃料电池依托于独有的优势，再次出现在大众的视野。而且在很多个方面，氢燃料电池都能避免纯电动汽车的短板。具有长期投资的优势。
第一、氢气的能量密度可以比电池更大。氢气释放电能其实就是一个氧化还原反应。如果储氢系统的压力足够大，小体积的液态氢可以达到很高的续航。
第二、加氢快。加注一罐氢气只需要三到五分钟，比充电更快，而且不用到处找充电桩。
除此之外，氢气也是最洁净的能源，氢燃料电池的反应产物只有水。
但是，氢燃料电池也存在很多困难。
第一、车载储氢技术。同样的质量，氢气的能量密度不低，但汽油，柴油在自然环境下就是液态，氢气需要压缩才能变成液态，还要保证安全。
目前70兆帕的储气系统每一升氢气的能量密度只有800WH，如果储氢系统想要达到80KW的能量，就需要100L的储气系统，体积相当庞大了。
第二、燃料电池技术。主要是电堆的膜电极和空气压缩技术，虽然都有所突破，但寿命还是太短了，国内只能做到几千小时的耐用，但丰田已经可以达到上万小时。
第三、供应链不成熟。氢燃料电池的大多数技术还不够成熟，目前推动氢燃料电池需要大量的进口元器件，价格高昂，很难控制整车成本，更无法普及。
第四、基础建设投资大。目前加氢站太少，而且加氢气站建设费用巨高（一个上500万左右）。纯电动汽车面临着充电不便的问题，氢燃料车也再所难免。氢燃料汽车需要加氢站，而且还不能像电动车在家里慢慢充，在某些条件下，还不如纯电动汽车方便。
总体上看，氢燃料电池汽车在理论上全面优于石油和锂电池，被誉为车用能源的“*形式”。实际上，氢燃料电池的产业进化一直很慢。所以普遍认为氢燃料电池车应该先应用在商用车上，因为商用车的路线比较规律，对加氢站数量的需求就比较小。
未来，氢燃料电池汽车和纯电动汽车也应该会有各自的应用市场，共生共存。
视频、图文：李创权
6月16日，有这样一个消息：世界上*的氢燃料混合项目竣工。三菱电力公司、乔治亚电力公司以及电力研究所(EPRI)已经在位于士麦那乔治亚电力公司麦克唐纳-阿特金森(McDonough-Atkinson)工厂的M501G天然气涡轮机上验证氢气和天然气的燃料混合的可行性，并在部分负载及满载状况下进行相关验证。
该示范项目是北美首个在先进级别的燃气轮机上验证氢燃料占20%的混合项目，在迄今为止同类试验中也是规模*。
这座电厂是在2012年实现完全转型，利用天然气供电，并扩大为170万家庭供电。这次氢燃料调合项目，是有三菱电力提供包括技术和设备，氢气则由Certarus公司提供。
那么问题来了，氢可以直接作为燃料吗？和天然气掺和的氢气有比例上限吗？
可以完全用氢做燃料用于发电吗？
虽然现在氢能源的应用场景多是将其作为二次能源，但作为一次能源直接燃烧，是完全可行的，它本身就是一种性能极其优良的燃料。没有什么根本障碍使氢不能在燃气轮机、加热器、锅炉或发电等其他能源应用中燃烧、氢与天然气的混合燃烧，或作为纯氢燃烧。
之所以和天然气掺和燃烧，好处是，不仅能增加天然气的燃烧值；还可以利用天然气管道等基础设施，对现阶段氢气运输、氢能的广泛及规模运用开拓更多的可能性。氢的陆地储运成本是出了名的高，天然气管网具有区域广、输送量高、传输距离长及费用低等优势，利用现役天然气输配管网与基础设施掺氢输送，可实现低成本、规模化的氢能供应。
天然气掺氢输送系统组成示意图 环球零碳
最重要的是，能够大大降低二氧化碳的排放。三菱电机在北美的项目表明，与天然气相比，20%的混合气可以减少约7%的碳排放。
截至今年5月，英国、美国、比利时、德国等国家均已启动了天然气掺氢规划。
英国：2020年1月英国示范项目HyDeploy正式投入运营。该项目是英国首个向燃气中注入氢气以供家庭和企业使用的试点项目，用于向基尔大学现有的天然气网络注入高达20%的氢气，为100户家庭和30座教学楼供气。该项目于2018年成功获得HSE许可，在基尔大学开展20%比例的掺氢实验，该项目的掺氢比例目前为欧洲*。
意大利：2019年4月意大利公司Snam在南意大利启动了一项天然气掺氢项目，并向该地区的两家工业公司输送了含量为5%的掺氢混合气。2019年底，Snam将该项目的掺氢量翻了1倍达到10%。这意味着Snam每年将向该管道注入70亿立方米氢气。
德国：2019年8月德国公用事业公司意昂(E.ON)的子公司Avacon计划将其天然气管道网的氢气混合率提高到20%。此外德国天然气网络运营商协会(FNB Gas)曾指出，鉴于德国的天然气基础设施较为完善，氢气适合在德发展，并将敦促政府逐年递增天然气管网纳入氢气的比例，如从2021年的1%升至2030年的10%。
西班牙：2022年5月22日，西班牙第二大天然气分销商Nortegas推出H2SAREA项目，这是西班牙第一个向现有天然气网络注入绿色氢气的*示范项目。该公司将向其现有的8000余公里管道基础设施注入氢气，目的是为巩固以氢作为西班牙住宅、工业和移动市场的经济脱碳杠杆的地位。
中国：目前国内首个电解制氢掺入天然气项目——由辽宁省朝阳燕山湖发电有限公司承接的国家电投天燃气管道掺氢示范项目已进入试验阶段，试验成功后将建设每小时生产1000立方的氢气生产线。目前已建成每小时生产10立方氢气的生产线，采取水电解制氢方法，通过把氢气经压缩、加储、掺混等环节进入天然气管道，试验结束后将出台一个天然气掺氢的标准，弥补国内空白，把天然气掺氢项目推到市场化去；2021年12月15日，内蒙古科技重大专项 “掺氢天然气内燃机关键技术研发及示范应用” 项目正式启动。该项目实施后，将为我国掺氢天然气（HCHG）内燃机关键技术突破、核心零部件开发、样机研制及工程应用提供技术支撑。
日本：三菱电机在北美的项目之所以能取得成功，还在于三菱电力的氢燃烧经验，以及正在进行的氢燃烧开发，该公司在日本兵库县高崎工厂的氢DLN燃烧达到***。
困难和挑战
不过“天然气掺氢”也面临着一些挑战。
首先是输送环节的挑战。由于钢材在氢气环境下会产生氢损伤，包括氢脆、氢致裂纹、氢鼓泡等，此外在较高的温度压力下还会发生脱碳和氢蚀。其中氢脆（氢原子进入金属晶格内部，使金属材料内部产生裂纹的现象）是发展掺氢天然气管道输送技术的主要安全问题。
其次是发电环节的挑战。虽然氢燃烧提供了一个很有前途的储能和转换途径，但对于当今的天然气能源转换装置来说，这并不是一种“随时可用”燃料。燃料处理系统、阀门和管道以及燃烧室硬件需要进行更改，以解决污染物排放、可操作性和成本等问题。
使用天然气发电系统烧氢来发电，还有一个可操作性问题，即设备在不停机、不损坏或性能不合格的情况下可靠运行的能力。氢从几个方面影响可操作性，其中回火是将氢气用于天然气的系统中最严重问题，氢的火焰速度比天然气高一个数量级，因为火焰会向上游传播并严重损坏硬件。
最后，它还有一个污染物排放问题。你没看错，清洁能源氢居然也有污染物。它当然不会排放任何微粒或一氧化碳，因为氢燃气不含碳原子。然而，氢燃烧会产生氮氧化物，也就是NOx。本质上，当空气加热到高温时，空气中的氮和氧开始相互反应时，就会产生NOx。因此，与使用氢气有关的挑战是如何实现低NOx燃烧系统。
目前，国际上尚未出台掺氢天然气管道输送系统专用的标准规范，各国天然气气体质量规范中可允许的*掺氢比例也各不相同
部分国家和地区对天然气中掺氢比例上限的要求 环球零碳
我国目前缺乏专门针对氢气管道的标准，我国天然气管道输送相关的标准规范《煤制合成天然气》（GB/T33445—2017)《进入天然气长输管道的气体质量要求》（GB/T 37124—2018)中，分别规定了混合气体中氢气比例上限不超过5%和3%；两标准分别针对煤制合成天然气和天然气管网，考虑到天然气/煤制天然气生产过程中有氢气，诸如焦炉煤气中氢体积分数约50%、甲烷约30%，且氢气含量作为一项重要技术指标，需严格控制，达到控制和保证天然气/合成天然管网输运安全。可以看出，各国对天然气中氢气含量要求较为严格，即便是开展了掺氢天然气管道输送相关示范和研发工作的国家，对天然气中可掺氢比例依然相当谨慎，相关标准中规定的掺氢比例上限都未超过10%。
前景依旧诱人
由于成本过高，天然气掺氢还面临着来自其他降碳方式的竞争，比如，使用碳捕捉与封存（CCS）装置降碳，按照其市场发展速度，成本将很快降至200美元/吨以下，这将对天然气掺氢降碳产生很大压力。
但直接用作燃料，像天然气一样燃烧，依旧具有诱惑力，因为氢能发电厂将在能源转型中扮演重要角色。
如果有可再生能源，将其转化为氢气并重新通电，能源效率不到40%。但是，当我们将氢气用作长期储存和对各种可再生能源的补偿时，这才有意义。如果需要季节性储能——冬天夏天使用太阳能，秋天到夏天使用风能——氢气就可以完成这一过程。
大规模储氢也将有助于减少大风/晴天期间风力和太阳能发电的减少。绿氢可以增加我们可再生能源的吸纳，因为可以利用原本要被放弃的可再生能源制氢。因此，通过电解（利用电力将水分子分解成氢气和氧气），并将多余的能量储存为氢气，可以真正让电力系统大量扩展可再生能源。一旦能利用过剩的可再生能源电力，那么就可以将可再生能源实际利用率翻一番甚至更高。
挪威石油巨头Equinor和苏格兰公用事业公司SSE最近宣布了一项计划，计划在2030年前在英格兰东北部的凯德比建造一座全新的1.8吉瓦氢气发电站。该项目将可以由低碳的蓝色氢气提供动力，也可用于支持各种可再生能源，特别是是海上风电。
然而，在目前的条件下，使用清洁的氢气发电在经济上还是亏损的。目前绿色氢气的成本估计在2.50-6美元/千克之间，蓝色氢气的成本在1.50-4美元/千克之间。如果清洁的氢气在每千克2.35美元，以使其具有与化石气竞争的成本，需要对应二氧化碳价格为每吨200-250美元。我们距离这一碳价水平仍然很遥远，目前欧盟的碳价格约为每吨50欧元。
虽然，清洁氢气在2035年之前不会用于大规模电力生产，但会在运输和重工业等其他部门发挥效益。预计，在2035-2040年之间各国必须对电力部门进行深度脱碳，届时以氢能为基础的电气化将大规模发生。(流程工业、环球零碳、国际能源小数据)
国际能源网/氢能汇
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