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0 引言
电网氢储能是一种将可再生能源电力转化成氢气储存起来的技术,它是一种清洁无污染、能量密度高、运行维护成本低、存储时间长、氢利用形式多样的新型大规模储能技术,可有效解决风能、太阳能等新能源发电稳定并网和弃风弃光问题,并能大幅度降低碳排放[1-6]。近年来,氢储能技术已成为全球研究的热点,并将在电网储能领域得到重要的应用。欧[7-13]、美[14-16]、日[17-18]以及其他国家[13,19-22]都将氢储能作为电网新能源应用长期的重点发展方向进行战略规划,并加大了研发投入,且目前已经有相当规模的氢能示范应用,国际上已有多个配合新能源接入使用的氢储能系统的示范项目,我国也积极探索氢储能系统的应用[23-28]。
本文的主要目的是研究并提出电网氢储能场景下的固态储氢技术和储氢材料的技术指标和发展目标。首先分析了氢储能系统中电解水制氢和燃料电池发电的技术特性,借以得出氢储能系统对氢气存储的特性要求。在此基础上,结合现有固态储氢技术及储氢材料的技术发展水平,分析并提出了电网氢储能场景下固态储氢系统和储氢材料的技术指标和发展目标。
1 氢储能技术概述
氢储能系统一般用可再生能源(太阳能、风能等)电力电解水制取氢气,并将氢气储存起来,待需要时通过燃料电池进行发电,其基本结构包括：电解水制氢系统、储氢系统、燃料电池发电系统、能量管理和控制系统等[1],如图1所示。
图1 氢能利用系统示意图
氢储能系统中电解水产生的氢气除通过燃料电池发电并网外,还可以作为氢燃料电池汽车和燃料电池备用电源的氢源,也可以用于楼宇/园区/家用氢燃料电池热电联供系统,还可以运输至化工厂作为化工原料,甚至还能掺入天然气管道中。
氢气的储存是氢储能系统的关键技术之一[1,3]。按照氢气的存在状态,储氢方式包括压缩气态储氢、低温液态储氢和固态储氢。压缩气态储氢是目前最常用的储氢方式,即将氢气以高压氢气的形式压缩在储氢罐中。高压气态储氢罐的体积一般非常庞大,且储存压力越低,所需要的储罐体积越大,因而一般通过提高储存压力来提高高压气态储氢罐的储氢密度。目前商业化的纤维缠绕复合储氢罐的储存压力可达70 MPa,体积储氢密度可达 35 kg H m以上,但是成本较高。此外,高压气态储氢方式由于储存压力高导致安全性较低,并且消耗的压缩功也大。
基于储氢材料氢化/脱氢反应的固态储氢技术具有体积储氢密度大、工作压力低、安全性好等优点。表1对比了采用不同储氢罐储存480 Nm3氢气时的储氢特性。从储氢密度来看,固态储氢技术的体积储氢密度比压缩气态储氢大得多,是3 MPa大型储罐的10倍,是15 MPa标准钢瓶组的4倍,是35 MPa纤维缠绕罐的3倍。固态储氢具有比压缩气态储氢高得多的体积储氢密度,这可以大大节省安装空间,减少占地面积,特别适合对场所有严格限制的应用场合,如楼宇/园区/家用燃料电池热电联供系统、燃料电池备用电源、分布式氢储能系统等。
表1 几种储氢罐储存480 Nm3氢气时的储氢性能
固态储氢的工作压力低,安全性高,在电网系统中的应用潜力巨大。事实上,目前国际上已有部分氢能示范项目采用固态储氢技术。如表2所示,这些示范项目主要采用气态储氢和固态储氢2种方式,其中气态储氢有的采用低压气态储氢(如3 MPa),有的采用高压气态储氢(如20 MPa)[35],而固态储氢使用的储氢材料为镁基或者稀土系材料。
表2 部分氢能示范项目采用的储氢方式
近二三十年来,国际上针对固态储氢技术和储氢材料的基础研究和应用开发已经作了大量的工作[36-47],但是,这些研究大多以氢燃料电池汽车为应用导向,其研究目标大多是美国能源部提出的车载储氢系统的技术指标和发展目标[48]。然而,电网氢储能系统的运行环境与车载相差很大,电网氢储能用固态储氢技术及储氢材料有着不同于车载环境的技术要求,因此迫切需要开展以电网氢储能为应用导向的固态储氢技术及储氢材料的研究,而其关键在于电网氢储能场景下的固态储氢技术及储氢材料技术指标和发展目标的提出。
图2为本文内容的概览图。
2 氢储能系统对氢气存储释放的特性要求
表3 氢储能系统对储氢系统氢气存储释放的特性要求
为获得氢储能系统对氢气存储的特性要求,分析了电解水制氢技术的技术特性。按照电解槽的不同,电解水制氢技术可以分为碱性电解(AE)、固体聚合物电解质电解(SPE)和高温固体氧化物电解(SOEC)。碱性电解制氢通常采用浓度为20~40%的KOH溶液作为电解质,电解槽的工作温度约为80°C,产氢压力为0.1~3 MPa,实际电耗约为4.5~ 5.5 kW•h Nm H,系统制氢效率最高仅为30%。如果按照5 kW•h电量可电解产生1 Nm氢气计算,则碱性电解的产氢速率为0.2 Nm h (kW)。固体聚合物电解质电解制氢以固体高分子膜作为电解质,电解槽的工作温度约为80°C,电耗约为3.6~ 3.8 kW•h Nm H,系统制氢效率约为35%。高温固体氧化物电解制氢采用氧化钇掺杂的氧化锆陶瓷作为固体电解质,氧离子穿过固体电解质从阴极到达阳极,其工作温度高达800~1000°C,因此其效率也较高,系统制氢效率可达52%~59%。
碱性电解制氢是目前最成熟和应用最广泛的电解制氢技术,尤其在大规模制氢方面,已有较为广泛的应用。而固体聚合物电解制氢和高温固体氧化物电解制氢技术由于尚存在成本、技术等问题,目前还不适合大规模应用。因此,本文在分析电网氢储能系统对氢气存储的特性需求时,将主要考虑碱性电解制氢的技术参数作为参考标准。
为了获得氢储能系统对储氢系统氢气释放的特性要求,调研了燃料电池的技术特性。燃料电池可以将氢的化学能直接转化成电能,按电解质种类分类,燃料电池分为碱性燃料电池(AFC)、磷酸燃料电池(PAFC)、质子交换膜燃料电池(PEMFC)、熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)和固体氧化物燃料电池(SOFC)。在电网氢储能应用领域中,应重点关注质子交换膜燃料电池,质子交换膜燃料电池也是目前较为常用的燃料电池,具有功率密度高、能量转换效率高、能低温启动、环保等优点[1]。
燃料电池的工作参数直接决定了储氢系统的供氢要求。1 kW的质子交换膜燃料电池的供氢速率约为0.84 Nm3 h-1,而燃料电池的供氢速率与功率呈正相关,因此质子交换膜燃料电池的供氢速率为0.84 Nm3 h-1(kW)-1。此外,质子交换膜燃料电池的工作温度约为80°C,供氢压力约为0.03~ 0.06 MPa。本文将采用质子交换膜燃料电池的工作参数作为分析储氢系统释氢特性要求的参考 标准。
同的环境温度(-40~60°C),所以储氢系统的工作温度范围为-40~85°C。对于吸氢压力、供氢压力、吸氢速率、供氢速率,主要取决于电解水制氢和燃料电池环节。对于循环寿命,主要考虑氢储能系统的使用寿命,假设一天平均循环吸放氢1次,1年使用300天,保证10年的使用年限,则循环寿命至少应为3000次。
3 电网氢储能场景下的固态储氢系统的技术指标
在参考车载储氢系统技术指标的基础上,全面考虑电解水制氢的产氢特性以及燃料电池的供氢特性要求,结合目前固态储氢技术的发展水平,分析并提出了电网氢储能用固态储氢系统的关键技术指标,包括近期目标(2015—2025)和远期目标(2025—2035)。
3.1 储氢密度
氢燃料电池汽车的储氢系统是移动式的,因此对储氢系统的储氢密度有着严格的要求,这种要求包括质量储氢密度和体积储氢密度。而电网氢储能设施一般是固定式的,对储氢系统的重量储氢密度要求不如车载储氢高。对于电网氢储能发电系统,往往受制于建造场所的空间,因此体积储氢密度是电网氢储能用固态储氢系统的一个关键技术指标。
固态储氢系统的体积储氢密度与储氢容量有关,若采用同样的结构和同样的储氢材料,则储氢容量越大,装置的体积储氢密度越高。以北京有色金属研究总院研制的500 Nm3固态储氢装置为例,其直径为560 mm,长度3500 mm,安装空间储氢密度为19 kg H2 m-3,罐体体积储氢密度约为 50 kg H m,重量储氢密度约为1.4 wt%。这里的安装空间储氢密度是按照实际占用空间算得的储氢密度,即：储氢容量/能容纳储氢系统的最小长方体的体积。
由于固态储氢装置的体积储氢密度与储氢容量有关,容量越大,体积储氢密度越能做大。因此,在设定电网氢储能场景下的固态储氢系统的技术指标时,以储氢容量100 Nm3为基准,分别设定了安装空间储氢密度和罐体体积储氢密度。
目前,固态储氢技术的罐体体积储氢密度可达50 kg H2 m-3,安装空间储氢密度接近20 kg H2 m-3。因此,基于目前固态储氢技术的发展水平,储氢容量为100 Nm3的固态储氢系统的安装空间储氢密度,近期内应≥20 kg H2 m-3(即265 kW•h m-3,按照氢气常温常压下的密度0.089 9 kg m-3以及燃料电池0.84 Nm3转化成1 kW•h电量计算,下同),远期应≥30 kg H2 m-3(即397 kW•h m-3),罐体体积储氢密度,近期内应≥50 kg H2m-3(即662 kW•h m-3),远期应≥60 kg H2 m-3(即795 kW•h m-3)。
3.2 储氢成本
对于一项技术,成本直接影响了其能否大规模商业化。成本一方面是储氢材料本身的价格,另一方面来源于材料加工、系统设备构建、环境控温(保证储氢材料正常工作)等实际使用情况所需的成本等。目前,固态储氢技术还未得到大规模商业化应用,也没有标准化的产品,一般根据实际使用需求进行定制。北京有色金属研究总院和浙江大学是国内较早从事固态储氢技术研究和应用的单位,根据测算,目前的固态储氢成本大概为1000~2000元/ Nm3 H2,折合约为11 000~22 000元/kg H2。因此,基于目前的成本水平,固态储氢系统的成本近期内应≤12 000元/kg H2,远期应≤8000元/kg H2。
3.3 工作环境温度
氢能储能设施需要适应不同的环境温度,即无论寒冷还是炎热,系统都要能正常运行。环境温度最低可至-40°C,最高可达60°C,因此,不管是近期还是远期,固态储氢系统的工作环境温度应为-40~60°C。
3.4 工作温度
储氢系统释放出的氢气温度不应超过燃料电池的工作温度。目前质子交换膜燃料电池一般在约80°C温度下工作,如果氢气的温度高于这个温度,就会加重本就严峻的水管理和热排放问题,因此氢气的温度是有上限要求的[48]。
美国能源部US DRIVE设定的车载储氢系统的工作温度上限为85°C,这一指标是基于现有质子交换膜燃料电池(PEMFC)技术的发展水平。未来随着质子交换膜燃料电池技术的发展,工作温度可以提高至95~105°C,峰值温度可达120°C[48]。当然,当固体氧化物燃料电池(SOFC)技术能够大规模应用以后,工作温度就能提高至300°C以上,届时固态储氢系统的工作温度也可以得到提高,这将大大拓宽储氢材料的选择范围,高温下才能使用的低成本镁基储氢材料也将得以实用。
固态储氢依靠储氢材料的氢化和脱氢反应实现储氢释氢功能,而储氢材料的放氢一般需要对其进行加热,因此,释放出来的氢气就会有一定的温度,氢气的温度是不能超过燃料电池的工作温度的。按照质子交换膜燃料电池的发展水平,目前氢气温度上限为80°C,则固态储氢系统的工作温度上限为85°C。另一方面,从能效角度来说,固态储氢装置如果能够在常温下释放氢气,那么能效就可以提高。此外,固态储氢的热源来源于燃料电池,而当启动初期,燃料电池还无法提供足量的热源,因此固态储氢系统还应具备低温冷启动的性能,即对工作温度下限也有要求。按照目前固态储氢技术的发展水平,近期内,固态储氢系统的工作温度下限为10°C,远期应降至0°C。
综上所述,固态储氢系统的工作温度,近期内应在10~85°C,远期应在0~300°C。
3.5 充氢压力
电网氢储能场景下的固态储氢系统的氢气来源于电解水制氢,而一般电解水制氢的产氢压力范围为0.1~3 MPa[49],因此,合适的储氢系统必须在电解水的产氢压力下能够快速进行吸氢。在借助压缩机条件下,储氢系统的吸氢压力还可以继续提高,而压缩机的耗能可由可再生能源发电产生的多余电力提供。据估算,压缩1 Nm3氢气至35 MPa所需电量为0.3~0.5 kW•h,而电解得到1 Nm3氢气所需电量为4~5 kW•h,由此可知,压缩能耗占据产氢能耗的比例不大。尽管如此,为了尽可能地提高氢储能的效率,储氢系统在常温下的吸氢压力最好能够处于0.1~3 MPa之间。
固态储氢装置主要依靠储氢材料的吸氢和放氢反应实现储氢释氢功能。储氢材料的典型特征是其氢气平衡压力(p)与组分(c)、温度(T)有特定的关系,即pcT曲线[50]。储氢材料的pcT特性决定了其在吸氢平台压力下吸完氢气后,如果要使储氢材料继续吸氢至饱和,需要进一步提高氢压,如低成本、高性能的Ti-Mn系储氢合金的吸氢压力应在4 MPa以上。目前,大部分AB2、AB型储氢材料要在压力高于3 MPa时才能充分吸饱。
因此,近期内固态储氢的充氢压力≤5 MPa,远期应≤3 MPa。
3.6 供氢压力
燃料电池氢气侧的工作压力通常在0.03~0.06 MPa。储氢系统的放氢压力必须高于燃料电池氢气侧的工作压力。为了保证足够的流量,从储氢系统到燃料电池保持足够的压力差是必要的,供氢压力应大于0.3 MPa。
上述介绍到,固态储氢系统需要通过加热释放氢气,因此,固态储氢系统的供氢压力,近期内,在10~85°C温度下,应≥0.3 MPa,远期,在0~300°C温度下,应≥0.3 MPa。
3.7 吸氢速率
电网氢储能用储氢系统的吸氢速率应与电解水制氢系统的制氢速率相互匹配,与电解系统的功率大小息息相关。碱性电解水制氢技术的产氢速率为0.2 Nm3/(h(kW)AE)(表3)。而当固体聚合物膜电解水制氢技术成熟以后,能耗可进一步降低,
3.8 kW•h电量可制取1 Nm氢气,则产氢速率为
1 Nm/3.8 kW•h=0.26 Nm/(h(kW))。而固态储氢系统的吸氢速率要快,以保证电解制氢得到的氢气尽快得到储存,保障电解制氢能安全有效地工作,因此,固态储氢系统的吸氢速率,近期内,应 ≥0.2 Nm3 h-1(kW)-1,远期应≥0.3 Nm3 h-1(kW) -1,这里kW为电解制氢功率的单位。
3.8 供氢速率
电网氢储能系统中的储氢单元的供氢速率应满足燃料电池的用氢需求,一般燃料电池不同功率所需的供氢速率不同,两者基本成倍数关系,3 kW供电功率所需的供氢速率为42 L/min,也就是
0.84 Nm/(h(kW))(见表3)。
电网氢储能要求固态储氢系统的供氢速率要大于燃料电池的用氢需求,以保证燃料电池的稳定工作。因此,固态储氢系统的供氢速率,近期内应≥0.9 Nm3h-1(kW) -1,远期应≥1.2 Nm3h-1(kW) -1,这里kW为燃料电池功率的单位。
3.9 循环寿命
假设平均1天吸放氢循环1次,1年使用300天,保证10年使用年限,则循环寿命要到达3000次
以上。
因此,固态储氢系统的循环寿命,近期内应≥3000次,远期应≥4000次。
3.10 燃料质量
固态储氢系统提供的氢气质量应满足SAE J2719和ISO/PDTS 14687-2标准(99.97% dry)的要求[48]。
综上所述,电网氢储能场景下的固态储氢系统的关键技术指标和发展目标如表4所示。
4 电网氢储能场景下的储氢材料的技术指标
表4 电网氢储能场景下的固态储氢系统的技术指标
储氢材料是固态储氢技术的关键,其性能很大程度上决定了固态储氢装置的工作条件和性能特点。因此,研究储氢材料的关键技术指标,对于指导用于电网氢储能的储氢材料的研发和应用具有重要意义。
一般储氢材料应具备以下条件：1)容易活化。2)单位质量、单位体积吸氢量大。3)吸收和释放氢的速度快,氢扩散速度大,可逆性好。4)有较平坦和较宽的平衡平台压区,平衡分解压适中,室温附近的分解压应为0.2~0.3 MPa。5)吸收、分解过程中的平衡氢压差即滞后要小。6)氢化物生成焓应该小。7)寿命长,反复吸放氢后,合金粉粹量要小,而且衰减要小,性能保持稳定。8)有效导热率大。9)在空气中稳定,安全性能好,不易受N2、O2、H2O气、H2S等杂质气体毒害。10)价格低廉、不污染环境、容易制备[50]。
以下将从活化性能、储氢密度、吸放氢温度、吸放氢速率、循环寿命、氢化物生成焓、吸氢压力、材料成本等方面分析电网氢储能场景下的储氢材料的技术指标要求。
4.1 活化性能
活化是指正常吸收和释放氢的前处理。由于合金表面有氧化膜、吸附气体和水分等,阻碍了氢气的分解与扩散,对于大部分储氢合金,需经活化处理才能保证合金完全被氢化并快速吸放氢,其活化条件也是判断合金实用性能的重要指标。常用的储氢合金活化条件通常是经一定温度减压排气和加压导入氢气,如此循环进行活化处理。合金吸放氢性能即使再好,如果难以活化,也不能应用于实际。
一般地,储氢材料制备好以后装入储氢罐中,在使用前要进行活化。活化需要在特定的温度和压力下进行,而温度和压力不能高于储氢系统的耐受范围,但可以适当高于储氢材料的工作温度。因此,活性性能,近期内,脱气温度≤100°C,吸氢压力≤ 5 MPa,次数≤3次;远期,脱气温度≤80°C,吸氢压力≤3 MPa,次数≤1次。
4.2 储氢密度
对于应用来说,储氢密度越大越好,但考虑到现有技术发展水平,传统储氢合金是目前得以实用化的储氢材料。传统的储氢合金的质量储氢密度不高(一般低于2 wt%),但体积储氢密度较高(大多数高于75 kg H2 m-3),这非常符合电网氢储能的使用场合[50]。
根据电网氢储能的应用场景,结合现有储氢材料的技术发展水平,近期内,储氢材料的重量储氢密度应≥1.5 wt%,体积储氢密度应≥80 kg H2 m-3。这个储氢密度的提出主要基于现有储氢材料的技术发展水平,同时结合氢储能对重量密度要求不高、对体积密度有一定要求的特性提出的。设定的储氢材料密度比较低,主要考虑到能让更多的成熟的传统储氢合金材料成为候选。从远期来看,随着技术的发展,高温固体氧化物燃料电池技术得以大规模应用,燃料电池的工作温度得到大大提高,可应用的储氢材料体系得以拓宽,因此,远期储氢材料的重量储氢密度应≥5 wt%,体积储氢密度应≥100 kg H2 m-3。
4.3 放氢温度
储氢系统的温度可利用质子交换膜燃料电池产生的废热维持在70~80°C,如果高温固体氧化物燃料电池技术成熟,放氢温度可以拓宽至300°C以上[1]。如果材料放氢温度超过这个温度范围,势必需要额外的能量来促使材料放氢。另一方面,如果储氢材料的放氢温度过高,也会加重热管理和水管理问题。这样,整个系统的能量效率也会相应降低。
虽然,燃料电池的工作温度可以提高,但是对于储氢材料来说,放氢温度越接近室温越能节省能耗。因此,储氢材料的放氢温度,近期内应≤85°C,远期应≤65°C。
4.4 吸放氢速率
储氢材料吸放氢速率,即储氢材料的动力学性能,是衡量储氢材料实用性的重要指标之一。储氢材料实际使用时,储氢系统单位时间所输出的氢气量应该满足氢气需求端的使用量。作为车载储氢系统使用时,更大的挑战则来自于充氢速率。美国DOE的2017年目标要求系统能在3.3min内充入5 kg的H2,也就是说,每分钟系统需要充入1.5 kg的H2,充氢速率为30%/min[48]。对于固定式储氢设施来说,吸放氢速率的要求可适当降低,但是,吸放氢速率越快越好,这样有利于提高效率,节约能耗。
吸放氢速率是指储氢材料在一定温度一定时间内吸放氢量的多少,这是衡量储氢材料动力学性能的一个重要指标。为了让不同储氢材料体系可以横向对比,为统一标准,在这里,以工作温度下单位时间释放的相对氢量(即放氢量相对于总的储氢量)为评价基准。
电网氢储能场景下的储氢材料在工作温度下的平均吸放氢速率,近期内应≥10%/min,远期应≥15%/min。
4.5 循环寿命
为能反复地吸放氢,材料寿命是储氢材料的重要性质之一。储氢材料在吸放氢循环过程中的容量衰退主要有两种原因。一是材料本身在循环过程中发生歧化反应、生成稳定化合物、析出惰性合金相或形成缺陷等,造成储氢量下降。二是由循环过程中所用氢气中的杂质引起,杂质的存在会与储氢材料发生反应,生成氧化物或不参与吸放氢的稳定产物,并有可能阻碍储氢材料的吸放氢。储氢材料在吸放氢循环过程中越稳定越好。循环寿命提高,不仅能增加系统使用时间,提高使用效率,还能节约成本。
储氢材料的循环稳定性是指材料在重复吸放氢循环过程中保持其可逆储氢容量的能力,这是一个衡量储氢材料实用性的重要指标。通常,采用特定循环次数前后的储氢容量损失、最大可逆储氢量的百分比以及吸放氢动力学曲线的稳定性来说明储氢材料的循环稳定性。在这里,以储氢容量保持初始容量80%的循环实验次数为评价标准。
储氢材料的循环寿命应大于固态储氢系统的循环寿命(表4),这样才能保证储氢材料装填进储氢罐中仍可以保持要求的循环寿命。因此储氢材料的循环寿命,近期内应≥4000次,远期应≥5000次。
4.6 氢化物生成焓
储氢材料吸收和释放氢的过程中要放热和吸热。储氢材料做储氢用时,从能源效率角度看,其生成热应该尽量小。材料在吸氢时要放出热量,放氢时又必须从外界获得热量,如果氢化物生成热太大,吸放氢时需要进行大量的热量传输,这对材料、系统的传热特性要求就高。若热量传输不及时,便会限制吸放氢反应的进行。
以HD/HC值作为评价基准,这里,HD是指氢化物生成焓,HC是指氢的燃烧热(为285.8 kJ mol-1 H2)。一般认为氢化反应焓变ΔH落在-29~ 46 kJ mol H(对应于分解压力0.01~1 MPa)范围内的储氢材料是比较适合用作储氢材料的,其对应的/值为0.1~0.16。
因此,储氢材料的氢化物生成焓与氢燃烧热的比值,即HD/HC值,近期内应≤0.16,远期应≤0.12。
4.7 吸氢压力
储氢系统的安全性主要与材料的吸氢压力有关,若材料吸氢压力高,组装成储氢容器时,势必需要容器具有较高的耐压性能,这不仅隐藏安全隐患,还会增加容器加工、制造成本。
储氢材料的吸氢压力应该与固态储氢系统的充氢压力保持一致(表4),所以,储氢材料的吸氢压力,近期内应≤5 MPa,远期应≤3 MPa。
4.8 材料成本
对于电网氢能储能发电系统,成本直接影响了能否商业化。固态储氢系统的一大部分成本来自于储氢材料的成本,目前储氢材料的成本约占固态储氢装置总成本的60%~80%。前面提出了电网氢储能场景下的固态储氢系统的造价目标为：近期内应≤12 000元/kg H2;远期应≤8000元/kg H2。因此,电网氢储能用储氢材料成品的成本,近期内应≤10 000元/kg H2。远期应≤6000元/kg H2。
综上分析,电网氢储能场景下的储氢材料的技术指标总结如表5所示。
5 结论
本文首先分析了电网氢储能系统中电解水制氢和燃料电池两个关键环节的技术参数,从而得出了电网氢储能系统对氢气存储和释放的特性要求,即：工作温度在-40~85°C之间;吸氢压力最好能够处于0.1~3 MPa之间,放氢压力必须自始至终维持高于0.3 MPa;吸氢速率应大于0.2 Nm3 h-1 (kW)-1,放氢速率应大于0.84 Nm3 h-1 (kW)-1;循环寿命要到达3000次以上。
然后,本文根据电网氢储能系统对氢气存储释放的特性要求以及固态储氢技术的发展现状,分析并提出了电网氢储能场景下的固态储氢系统及储氢材料的关键技术指标以及未来的发展目标。电网氢储能场景下的固态储氢系统及储氢材料的技术指标的提出对于未来指导电网氢储能用固态储氢技术及储氢材料的研究和开发具有重要意义。随着技术的发展和进步,电网氢储能场景下的固态储氢系统和储氢材料的技术指标将进行滚动修订。
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