《许继电气拟设氢能公司!布局制氢电源、氢电耦合等领域!》

  • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者: guokm
  • 发布时间:2023-12-14
  • 近日,许继电气股份有限公司(以下简称“许继电气”)发布公告称,许继电气董事会审议通过公司《关于设立氢源技术分公司的议案》,为把握新型能源领域的战略机遇,培育孵化公司新兴产业,公司拟设立许继电气氢源技术分公司。

    许继电气在投资者互动平台表示,公司拟设立的许继电气氢源技术分公司将面向制氢电源、氢电耦合等领域,培育孵化产品和技术。

    许继电气是中国电力装备行业的领先企业,公司聚焦特高压、智能电网、新能源、电动汽车充换电、轨道交通及工业智能化五大核心业务,综合能源服务、先进储能、智能运维、电力物联网等新兴业务,产品广泛应用于电力系统各环节。

    今年7月25日,许继电气中标大连洁净能源集团海水制氢产业一体化示范项目,是许继继湖北广水县域级100%新能源新型电力系统源网荷储协同控制科技示范工程后,实现的离网型源网荷储制氢项目的又一重大突破。

    据了解,该项目为国内首例集滩涂光伏、储能、海水淡化、电解制氢为一体,尝试风光耦合及大规模不受上网指标限制的孤网运行模式的氢能源产业一体化示范项目。项目采用许继研发的ECC-8000源网荷储协调控制系统,针对区域内源、网、荷、储多类型资源进行统筹协调,实现网架多层次运行全过程监视及控制,解决高比例新能源接入的稳定控制问题。

    霍尼韦尔特性材料和技术集团研究并开发工艺技术、自动化解决方案、特性材料和工业软件,引领世界工业的数字转型与可持续发展。该集团下属霍尼韦尔UOP是石油和天然气领域领先的供应商,其工艺技术奠定了全球大多数炼油企业的发展基石,助力企业高效地生产汽油、柴油、航空燃料、石化产品和可再生燃料,并不断推出促进清洁能源和资源循环再生的可持续工艺技术。

  • 原文来源:https://h2.in-en.com/html/h2-2431753.shtml
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    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2021-04-11
    • “电和氢相结合,可基本满足社会各行业不同形式的能源需求。”近日,中国产业发展促进会氢能分会会长魏锁在第六届中国能源发展与创新论坛上指出,发电和制氢相结合能够打破电网平衡对新能源发电承载能力的局限,使风光资源得到充分的开发利用。 过去十多年,我国风能、太阳能等新能源技术和产业快速发展,但魏锁指出,我国储能、氢能等领域的材料、部件、技术等环节仍难以满足全产业链自主可控的要求,从技术到产品都有很大的创新提升空间。 为进一步推动可再生能源开发,多位专家表示,加快能源转型进程,发展氢能并构建“电氢体系”将成为一条重要路径。 可再生能源为制氢提供推动力 “未来,可再生能源将持续快速发展,光伏和风电是能源转型的主力,可再生能源将成为能源消费增量主体,并逐步走向存量替代。”水电水利规划设计总院副总工程师谢宏文在论坛上表示,未来5年,可再生能源将成为部分地区能源消费增量主体;2035年,可再生能源基本满足能源消费增量;2050年,可再生能源将成为能源消费总量主体。 谢宏文进一步指出,未来,风电成本将持续下降,“三北”陆上和东部沿海是风电发展重点。技术进步也将推动光伏转换效率和工艺制造水平持续提升,光伏发电成本有望快速下降,届时光伏将成为我国上网电价最低、规模最大的电源。 不过,可再生能源具有明显的不稳定生产特征,而氢能与电能的深度耦合恰恰能支撑更高份额可再生能源电力的发展。 “氢能与电能同属二次能源,更容易耦合电能、热能、燃料等多种能源并与电能一起建立互联互通的现代能源网络。”谢宏文指出,可再生能源制氢与氢储运、氢应用技术的不断进步,有望使部分优势地区的可再生能源摆脱电网设施及消纳条件的限制。 据谢宏文介绍,开展可再生能源制氢利用,可将丰水期富余水电、负荷低谷时段富余风电、午间富余光伏发电等可再生能源电力转化为氢能并存储,促进可再生能源主动参与电网调峰,提升新能源利用效率。 “随着电力现货市场的试点及铺开,可再生能源富余时段电力直接反映为系统电价降低,电制氢经济性提升。同时,制氢具有较好的扩展性和运行灵活性,能够适应新能源的随机波动。”谢宏文进一步指出,可再生能源的发展将为制氢提供推动力。 “可再生能源将助推电解制氢降低成本。”谢宏文指出,过去10年间,风电、光伏发电度电成本分别下降了69%和88%,2019年的风电、光伏规模化利用已实现平价上网。随着可再生发电成本快速下降,电解水制氢经济性将逐步提升。可再生能源将助推电解水制氢走向主流。2050年,预计氢能在中国能源体系中的占比约为10%,氢气需求量接近6000万吨,年经济产值超过10万亿元。 不仅如此,氢能还将促进可再生能源电力在终端应用的整合。谢宏文表示,可再生能源制氢可提供灵活性,以适应电力系统中不断增加的可再生能源电力份额,氢气有助于实现电力系统与工业、建筑和交通运输部门之间的“产业互连”,提高灵活性,同时促进可再生能源与电力系统整合。 核心技术要实现自主可控 当前,我国氢能发展尚处于起步阶段,但研发创新能力和技术进步很快,随着中国石化、国家电投等诸多央企的入局,以及一批有实力的跨国公司向我国氢能市场聚集,极大加速了我国氢能产业的发展进程。 据中国石化销售股份有限公司发展规划首席专家江宁介绍,中国石化将在现有的炼化、煤化工制氢基础上,进一步扩大氢气生产利用规模,大力发展可再生电力制氢,并积极利用边际核电、可再生能源弃电、电网谷电等制氢,持续优化氢气来源结构,利用“绿氢”实现炼油化工领域碳减排。 除了各大央企积极布局,一些知名新能源企业也在着力进行氢能应用模式的探索,浙江正泰新能源开发有限公司对氢能分布式应用的创新实践就成为典型代表。该公司总裁助理戴骏介绍,氢能分布式发电是跨领域、跨行业的应用结合,包含输配电、电源、储能、氢能等产业,他强调,“氢电体系是未来能源结构重要组成部分。” 对于未来氢能的发展路径,国家电投集团氢能科技发展有限公司首席技术官柴茂荣建议,为了推动成本下降,首先要在核心技术上实现自主可控,同时以一家大型企业牵头,带领一批零部件企业联合攻关,形成规模效应。 恩泽基金总经理周雨萱则表示,氢能发展必须具备三大要素,缺一不可。首先是建立氢气制、储、运、加供应链;其次是与应用场景相结合;最后是资金和资源。只有三大要素协调发展,才能形成健康的良性循环,打破鸡生蛋和蛋生鸡的逻辑困局。 而从多能互补的角度来说,谢宏文建议,中国应大力开展可再生能源与氢能融合发展建设,实现“两中心、三基地”的建设布局。同时,通过风光氢高比例耦合技术研究、氢能制储加一体化示范项目、交通领域“风光+绿氢”体系项目孵化、化工领域 “绿氢”对“灰氢”部分替代的解决方案等专项研究和示范项目,提高可再生能源与氢储能耦合比例,助力提升新能源消纳,带动氢能产业发展。 “氢能产业供应链的发展需依靠上游产业链制氢、储运、加氢各环节的整合,采用更高效的氢气制取方式和更安全的氢气运输渠道。”中集安瑞科控股有限公司氢能技术总监李怀恩表示,从长远看,随着用氢需求的扩大,结合可再生能源的分布式制氢加氢一体站、经济高效的集中式制氢、液氢等多种储运路径并行的方案将是主要发展方向。 根据中国产业发展促进会氢能分会研究预测,到“十四五”末,氢能产业链各环节的关键技术、材料、部件的研发和制造将基本实现自主可控,生产经营成本大幅度下降。同时,随着新能源技术的发展,绿氢成本也将大幅下降,国内基础设施建设、法规政策的进一步健全,也将使氢能产业具备规模化发展条件。
  • 《涉及制氢、储氢、氢电耦合!国家发改委发布第二批绿色低碳先进技术示范项目的通知!》

    • 来源专题:能源情报网监测服务平台
    • 编译者:郭楷模
    • 发布时间:2024-09-23
    • 9月20日,《国家发展改革委办公厅关于组织申报第二批绿色低碳先进技术示范项目的通知》(以下简称“通知”)发布。 通知明确:启动第二批绿色低碳先进技术示范项目申报工作。各地区报送数量原则上不超过10个,中央企业申报项目由国资委负责汇总报送。 关于氢能领域,通知围绕低成本(离网、可中断负荷)可再生能源制氢示范项目;先进安全低成本氢储存、运输装备研发制造与示范应用项目;氢电耦合示范项目、固体氧化物燃料电池示范项目提出要求。 低成本(离网、可中断负荷)可再生能源制氢示范项目要求:风光等可再生能源并网或离网场景大规模制氢,电解水制氢规模不低于10万千瓦,并适应可再生能源动态特性,下游一体化耦合化工、炼化、冶金、发电等场景,产量调节范围50%—100%,每小时负荷调整率不低于30%。 先进安全低成本氢储存、运输装备研发制造与示范应用项目要求:重点支持“制储输用”氢能一体化示范项目所配套建设的氢能输送管道项目,且氢能应用场景明确并符合国家有关产业政策。支持绿色氢能装备技术实证基地示范项目,涵盖规模化碱性和质子交换膜(PEM)电解槽测试、储氢系统及工艺检测、移动式加注系统评价、氢气品质分析测试等功能。 氢电耦合示范项目要求:发挥氢在可再生能源消纳、电力系统调节等方面作用,氢电耦合系统装机规模超过清洁能源装机的50%,氢能发电、交通等本地消纳率不低于95%。 固体氧化物燃料电池示范项目要求:先进固体氧化物燃料电池示范项目,重点支持具有分布式调峰能力的项目。纳入先进电网和储能示范项目方向。 此外要求,在建项目开工时间应不早于2023年10月,拟建项目预计开工时间应不晚于2025年6月。项目建设周期一般不超过3年。 原文如下: 绿色低碳先进技术示范项目的通知发改办环资〔2024〕759号 国资委办公厅,各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委: 为贯彻落实《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》有关部署,按照《绿色低碳先进技术示范工程实施方案》(发改环资〔2023〕1093号)工作要求,现启动第二批绿色低碳先进技术示范项目申报工作。 一、为指导地方和企业做好申报工作,我委会同有关部门制定了《绿色低碳先进技术示范项目申报要求》(附件1)。申报项目须满足相关申报要求,并规范填写项目申报表(附件2)。 二、请各地区发展改革委会同本地区有关部门组织开展第二批示范项目申报工作,报送数量原则上不超过10个。中央企业申报项目由国资委负责汇总报送。 三、请各地区发展改革委、国资委于2024年10月11日前将推荐项目汇总表(附件3)及各项目申报表报送至国家发展改革委(环资司)。 附件:1.绿色低碳先进技术示范项目申报要求 2.绿色低碳先进技术示范项目申报表 3.推荐项目汇总表 国家发展改革委办公厅 2024年9月11日 附件1 绿色低碳先进技术示范项目申报要求 一、技术要求 为进一步指导地方和企业做好绿色低碳先进技术示范项目申报,对《绿色低碳先进技术示范工程实施方案》(以下简称《实施方案》)中包括的30个具体技术方向提出如下细化要求: 1.大容量、低成本太阳能热发电示范项目:单机规模不低于20万千瓦,储热时长不低于6小时,镜场面积不低于8平米/千瓦。重点支持单机规模30万千瓦及以上项目。 2.高效大容量风电示范项目:陆上单机容量10兆瓦左右,海上单机容量18兆瓦左右。 3.浅层/中深层地热能供暖/制冷及综合利用示范项目:单体规模不低于100万平米。 4.大容量高效地热能发电示范项目:单机规模不低于2万千瓦,年有效利用小时数不低于6000小时。 5.波浪能发电示范项目:单机规模不低于100千瓦,年有效利用小时数不低于1000小时。 6.潮流能发电示范项目:单机规模不低于1000千瓦,年有效利用小时数不低于2000小时。 7.先进核能发电与核能综合利用示范项目:采用新堆型技术的商业项目,核能综合利用示范项目应为用于供热、供汽、海水淡化、核能制氢等综合利用用途(包括与石化等行业耦合发展)的商业核电(能)项目。 8.大型煤电机组耦合生物质和低碳燃料掺烧发电示范项目:重点支持生物质掺烧和绿氨掺烧项目,其中生物质掺烧以农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质燃料为重点,绿氨掺烧主要利用可再生能源富余电力通过电解水制绿氢并合成绿氨,项目煤电机组应具备掺烧10%以上生物质燃料或绿氨能力。 9.新型储能示范项目:重点支持纳入国家新型储能试点示范的项目,支持采用共享模式参与系统运行,在建项目应建设进展良好,建成项目应可为电力系统提供调峰调频等服务。 10.抽水蓄能示范项目:重点支持变速抽水蓄能机组项目。 11.源网荷储一体化和多能互补示范项目:按照《国家发展改革委 国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》相关要求,支持由各省(区、市)组织实施的“一体化”项目。项目需满足不占用存量公网负荷资源,不降低存量电源参与系统调节能力等技术要求。 12.虚拟电厂示范项目:结合电力保供、新能源发展等需求,运用先进智能化控制技术,通过虚拟电厂对分布式新能源、可控负荷、新型储能等调节资源进行聚合,增强系统调节能力,项目聚合资源规模超过10万千瓦。 13.新能源汽车车网互动示范项目:项目应纳入国家发展改革委、国家能源局等四部门组织的车网互动规模化应用试点,包含车网互动规模化应用城市和车网互动规模化应用双向充放电(V2G)项目,具体技术指标符合相关要求。 14.柔性直流输电示范项目:含特高压直流工程、“背靠背”联网工程、海上风电送出工程等,设计输电容量不低于100万千瓦,接入交流电力系统电压等级500千伏及以上。 15.低成本(离网、可中断负荷)可再生能源制氢示范项目:风光等可再生能源并网或离网场景大规模制氢,电解水制氢规模不低于10万千瓦,并适应可再生能源动态特性,下游一体化耦合化工、炼化、冶金、发电等场景,产量调节范围50%—100%,每小时负荷调整率不低于30%。 16.先进安全低成本氢储存、运输装备研发制造与示范应用项目:重点支持“制储输用”氢能一体化示范项目所配套建设的氢能输送管道项目,且氢能应用场景明确并符合国家有关产业政策。支持绿色氢能装备技术实证基地示范项目,涵盖规模化碱性和质子交换膜(PEM)电解槽测试、储氢系统及工艺检测、移动式加注系统评价、氢气品质分析测试等功能。 17.氢电耦合示范项目:发挥氢在可再生能源消纳、电力系统调节等方面作用,氢电耦合系统装机规模超过清洁能源装机的50%,氢能发电、交通等本地消纳率不低于95%。 18.绿色(低碳、近零碳)数据中心示范项目:重点支持国家算力枢纽节点,统筹数据中心发展需求和新能源资源禀赋,科学整合源荷储资源,通过就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”等模式,提升算力与电力协同运行水平,降低电网保障容量需求,通过绿证交易等方式推动数据中心绿电占比超过80%,可调节能力超过10%。 19.超低能耗、近零能耗民用建筑先进示范项目:重点支持以太阳能地热能等可再生能源利用、供暖供冷高效节约技术示范为建设内容的项目(无供暖供冷地区不列入),项目规模不少于2万平米,其中超低能耗、近零能耗建筑应达到《近零能耗建筑技术标准》(GB51350-2019)等相关行业标准和技术规范,超低能耗、近零能耗建筑面积占比不低于70%。 20.现代公路养护工程绿色化示范项目:重点支持集约节约用材、清洁高效能源及绿色低碳的现代公路养护工程技术,实现旧路面材料零废弃,旧料再生利用率40%以上,施工碳排放减少30%以上,施工能耗降低20%以上。 21.低碳(近零碳)机场建设示范项目:重点支持机场区域微电网建设,采用先进光伏、储能等建设机场区域智能微电网,提高电力柔性负荷,项目建设与实施不得影响飞行安全与航空通信,装机规模不低于100千瓦。 22.低碳(近零碳)港口码头、港区建设示范项目:重点支持达到《绿色港口等级评价指南》五星级绿色港口水平的港口、港区。 23.高速公路服务区超快充充电基础设施建设示范项目:符合国家相关技术标准的高速公路服务区超快充充电站,重点支持国家高速公路网“71118”主通道中重大节假日充电繁忙服务区(包括充电设施时间利用率超过40%的服务区)超快充充电基础设施建设项目。单站充电总功率不低于1000千瓦,超充终端(单枪)最大充电功率不低于360千瓦,支持充电电压不低于800伏特。重点支持光储充一体化项目,光储充一体化项目中电动汽车充电绿电占比不低于50%。采取集成打包方式上报,重点支持覆盖服务区不少于20个、总投资规模不低于2000万元的项目。 24.港口(港区)、物流园区集疏运示范项目:重点支持采取铁路专用线、封闭式皮带廊道、新能源集卡等措施,实现绿色集疏运(通过铁路、水路、新能源汽车和封闭式皮带廊道疏运煤炭、铁矿石等大宗散货)比例大幅提升的项目。 25.绿色智能船舶示范项目:重点支持应用液化天然气(LNG)、甲醇、氢燃料等新能源清洁能源或纯电池动力船舶;或采取空气润滑、风帆、节能附体等能效技术,且节能效率达10%以上;或满足《船舶节能产品使用技术条件及评定方法》(GB/T 27874-2023)确定的技术条件及评定方法的绿色船舶。智能船舶为应用智能航行、智能辅助等智能技术,符合《船舶自主航行试验技术与检验暂行规则》等技术规范有关要求,经船舶检验机构检验合格并取得相应证书的智能船舶。 26.空管新技术和程序研发应用示范项目:在确保民航运行安全的前提下,积极稳妥推进连续爬升/下降、点融合、尾流重分类、MDRS重要天气预报产品等空管新技术,提升空管运行效率和天气预报准确率,支持具有自主知识产权、效率或减排成效可量化的项目。 27.先进液体燃料研发生产应用示范项目:以纤维素、木薯、清洁低碳氢与二氧化碳合成等生产绿色柴油、可持续航空燃料、绿色甲醇、绿氨等绿色清洁液体燃料,建设规模为万吨及以上。 28.可持续航空燃料生产应用示范项目:生产方面,重点支持以废弃油脂为原料、通过自主知识产权的油脂加氢(HEFA)工艺生产炼制可持续航空燃料的项目,工艺出油率应超过40%。掺混加注方面,重点支持以管道装置或管内自循环装置完成可持续航空燃料与传统航油掺混为建设内容的项目,最大程度利用现有设施设备完成可持续航空燃料供应保障,掺混后的航油应符合适航要求,且不同点位取样密度差不得超过3%。应用方面,重点支持在商业航班上使用掺混可持续航空燃料航油的项目,且已连续运营半年以上。 29.低碳(近零碳)产业园区示范项目:一是支持零碳产业园区建设,在具备条件的地区探索绿电直供模式,实现新能源装备和产品“以绿制绿”;二是支持既有产业园区绿色低碳改造,通过建设智能微电网,实现源网荷储协同运行,推动可再生能源就地开发利用,开展用户侧负荷管理,显著降低园区碳排放和电力尖峰负荷,提升园区综合能效。 30.碳捕集利用与封存示范项目:重点支持煤电、石化、化工、钢铁、建材等行业碳捕集利用与封存项目,煤电机组项目年捕集量不低于100万吨,石化、化工、钢铁项目年捕集量不低于30万吨,建材(水泥)行业项目年捕集量不低于30万吨。优先支持配套建设二氧化碳输送管道、进行咸水层地质封存或二氧化碳驱油的全流程项目。 对于《实施方案》中包含、但未列出具体要求的技术方向,项目具备技术先进性和示范性的,亦可申报。 二、新增支持方向及技术要求 近年来,绿色低碳技术创新步伐加快。为更好适应新形势新要求,新增如下技术方向纳入绿色低碳先进技术示范工程支持范围: 1.热电联产解耦改造示范项目:对煤电热电联产机组实施热电解耦改造,提高灵活运行水平,最小技术出力达到30%以下。纳入化石能源清洁高效开发利用示范项目方向。 2.煤电机组耦合新能源“灵活性+低碳化”示范项目:重点支持为风电光伏基地提供调峰的煤电机组,采用“新能源+热泵+熔盐储热”等技术路线,实现机组深度调峰和碳减排。纳入化石能源清洁高效开发利用示范项目方向。 3.超低浓度瓦斯利用示范项目:重点支持对浓度8%以下瓦斯(含风排瓦斯)通过无焰氧化方式发电供热的项目,减少甲烷直接排放,年利用瓦斯量(折纯)100万立方米以上。纳入化石能源清洁高效开发利用示范项目方向。 4.固体氧化物燃料电池示范项目:先进固体氧化物燃料电池示范项目,重点支持具有分布式调峰能力的项目。纳入先进电网和储能示范项目方向。 5.系统友好型新能源电站示范项目:整合源储资源,优化调度机制,应用先进控制技术,升级功率预测系统,实现新能源与配建储能一体化运行、按曲线调控,在负荷高峰时段新能源电站的置信容量不低于装机规模的10%,具有电网主动支撑能力和自我调节能力。纳入先进电网和储能示范项目方向。 6.构网型技术应用示范项目:针对风电、光伏大基地等新能源集中送出需求,以及新能源占比较高的边境、电网末端地区电力保供需求,应用构网型控制技术,提升新能源稳定送出和消纳能力,以及电力保供能力。纳入先进电网和储能示范项目方向。 7.高载能工业负荷灵活用电改造示范项目:具备灵活响应能力的负荷不低于工业用户报装最高用电负荷的20%。纳入工业领域示范项目方向。 8.交通能源融合示范项目:重点支持在公路水路基础设施开发利用光伏、风电等新能源,建设“分布式光伏+储能+微电网”交通能源系统、综合能源补给站等。纳入交通领域示范项目方向。 9.多式联运快速转运换装设备研发与示范应用项目:纳入交通领域示范项目方向。 除上述新增支持方向外,其他项目如符合绿色低碳要求,满足技术水平领先、减排效果突出、示范效果明显等条件,亦可申报。 三、开工时间及建设周期 (一)在建项目开工时间应不早于2023年10月,拟建项目预计开工时间应不晚于2025年6月。 (二)项目建设周期一般不超过3年。 (三)已完工项目不得参与申报。 四、合规性要求 (一)申报项目应符合环境容量、土地规划等准入条件,以及产业政策、产业规划要求。 (二)已开工项目须履行立项程序(核准、备案),以及城乡规划、用地审批、节能审查、环评批复等手续。 (三)未开工项目如未完成相关审批程序,须由当地主管部门出具能够在开工前完成相关手续办理的书面承诺。 五、填写要求 (一)项目申报表(附件2)正文及附件内容请控制在50页以内。 (二)项目申报表“是否为新增支持方向”一栏,若申报项目属于本要求明确列出的9个新增支持方向,应勾选“申报要求列出的新增方向”;若不属于,则应该勾选“其他新增方向”。 (三)若申报项目满足多个细分项目类型,应在项目申报表“是否多种技术融合应用”一栏勾选“是”,并在“具体类型”一栏依次列出,用顿号隔开。 (四)示范工程项目汇总表(附件3)“主要建设内容”参照《绿色低碳先进技术示范项目清单(第一批)》填写,包括:项目类别(如“非化石能源先进示范项目”)+技术路线(项目采用××技术,破解××难题)+建设内容(主要建设××)+建设成效(项目投产后,可××,每年可减少碳排放约××万吨)。