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World File Search System比氢
中西部的氢
不完全。Centerpoint飞行员称其ELF为“绿色”，一直在使用通过Xcel购买的风能可再生信用额的混合网格和Offsett中的电力，而没有明确的添加性。枢纽在我们地区公开反对加法性，要求美国国税局放松拟议的45V规则。他们的推动力是从我们地区，行业，DOE官员和立法者之外的枢纽中进行更大努力的一部分。许多人希望尽管EPA支持了大型氢生产商的规则和支持，但他们认为他们将能够满足拟议的45V要求，这将在某种程度上取得成功。Champaign-urbana Transit建造了一个新的太阳能电池阵列，以便为其燃料电池公交车制造绿色氢，这是我们地区加入的一个成功例子。拟议的指导，美国国税局（IRS）包括一个要求基于特定电力设施计算其排放的氢项目，必须证明他们从3岁以下的电力中汲取的电力。
打造氢能社会的“高砂氢能公园”
放眼全球碳中和趋势，三菱重工 (MHI) 的主打产品 GTCC 发电厂和蒸汽发电厂也迫切需要实现碳中和。在这样的环境下，高砂氢能园区正在我们开发和制造氢气涡轮机的高砂机械厂建设，这是世界上第一个从氢气生产到发电技术的综合验证设施。本报告介绍了其建设现状和即将介绍的氢气生产技术。此外，高砂氢能园区计划陆续扩建相关设施，目标是到 2025 年实现 30% 混燃大型燃气轮机产品和 100% 氢燃中小型燃气轮机产品的商业化。
废物到氢：可再生氢生产的第三个途径
•可预测的，连续和创造性地解决另一个主要的环境问题•小尺寸分布式系统改善废物物流并提供清晰的废物转换为能源。•更清洁的焚化范围更清洁，解决垃圾填埋场转移授权
地下储氢与天然氢的前景与展望
在地质构造中地下储存氢气可能是一种廉价且环保的中长期储存方式。氢气可以储存在地下的不同层中，例如含水层、多孔岩石和盐洞。22 需要指出的是，盐洞并不是自然存在的。相反，它们是地下盐层中的人工空腔，是在溶液开采过程中通过注水控制岩盐溶解而形成的。23 虽然地下氢储存类似于天然气储存，并且已在美国和英国的盐洞中得到证实，但地质结构的选择、工艺危害和经济性、法律和社会影响等挑战可能会阻碍其商业应用。Tarkowski 和 Uliasz-Misiak 之前的研究中已经充分记录了这些挑战。24 在另一项研究中，同一作者回顾了阻碍大规模利用地下氢储存的障碍。 25 二氧化碳排放许可成本增加和“绿色氢”成本下降等因素是大规模实施地下氢储存的关键考虑因素。天然氢已在世界各地发现，包括阿曼、新西兰、俄罗斯、菲律宾、日本、中国以及意大利和法国西阿尔卑斯山 10,26 – 28
氢和燃料电池技术办公室多年计划：氢基础设施
目标和目标氢基础设施子程序的目标是加速研发中的创新，以实现商业化和大规模采用高效耐用的清洁氢技术，重点侧重于存储，传输，分配，分配，交付和分配氢，以用于各种交付途径和最终用途。氢基础设施子程序与氢生产子程序紧密合作，以推动部署清洁氢技术所需的研发。氢基础设施是指用于传输，分布，存储和分配氢的技术，从生产点到最终用途应用。氢基础设施子计划的RD＆D主要集中于降低成本并提高当今最终用途的当前氢基础设施选项的可靠性。
氢能储能与风氢混合系统协同调度热氢平衡特性建模
氢能储能系统间歇运行时的热氢平衡成为影响风氢混合系统（W-HHS）性能的关键因素。本文设计了一种包含余热利用的氢能储能系统（HESS），并建立了考虑氢气和热储的双荷电状态（SOC）模型。此外，基于分布稳健方法，提出了一种W-HHS的优化调度方法，以降低电网中常规机组的运行成本，增加W-HHS的收益。将前文提出的热氢平衡双SOC模型作为本次协同调度的约束。利用实际风电场数据集在IEEE 30节点系统上验证了双SOC模型的有效性和效率。结果表明，氢-热双SOC模型能够充分反映热氢平衡对W-HHS运行的影响。协同调度方法在保证热氢平衡的前提下提高了W-HHS运行的可靠性。当同时满足氢平衡SOC和热平衡SOC约束时，风电场可用功率比理想情况低6~8%。参数分析表明，降低散热系数可以减小热平衡SOC约束对调度策略的影响，提高风电场出力。当散热系数小于1/1200时，热平衡SOC约束失效。
固体空气氢液化——氢经济的缺失环节
世界正在进行能源转型，以减少二氧化碳排放和减缓气候变化 [1]。正在进行的最重要的行动是加强可再生能源的作用、提高能源效率、实现运输和供暖部门的电气化以及能源储存 [2、3]。氢经济是一种重要的可持续替代方案，将有助于实现运输、供暖部门和能源储存的脱碳 [4]。新冠疫情和乌克兰战争进一步增加了欧洲和西方国家投资氢经济作为化石燃料替代品的兴趣 [5]。氢气显著降低了地缘政治风险，因为它极大地增加了未来能源供应商的多样性 [6]。氢气是一种特别有趣的天然气替代品，因为它也是一种灵活的电力来源，并且可以使用现有的天然气基础设施 [7]。氢气的体积能量密度低，液化后可实现长距离运输。氢气液化会消耗大量能源。现有的氢气液化厂每生产一千克氢气约需 13 千瓦时电力，这约占氢气储存能量的 30% [8]。氢气液化的理论最小能耗（1 bar 时 298 K e 20 K）为每千克氢气 3.7 千瓦时电力，相当于氢气储存能量的 9.3% [8]。正在开发的新工艺可以通过磁制冷将能耗降低到每千克氢气 6 千瓦时电力，效率达到卡诺循环的 50% [9]。用于氢气液化的磁制冷系统的一种可能配置是主动磁再生器 (AMR) 系统。在该系统中，磁性材料通常是一层填充的颗粒床，它们通过一系列磁场循环以提供冷却效果。 AMR 系统已被证明具有很高的冷却能力和效率，使其成为一种很有前途的 H 2 液化技术[10]。显著提高液化效率的另一个方面是规模效应。例如，氢气液化量从每天 100 吨增加到 1000 吨，可将液化成本从 2 美元/千克 H 2 降低到 1 美元/千克 H 2 [8]。液态空气已被提议用于不同目的的冷能回收[11]。例如，使用液态空气储能 (LAES) 来储存电能，即将热能储存在液态空气中，然后用于发电[12]。液态空气已被提议用于液化天然气 (LNG) 工艺的冷能回收，类似于本文提出的方案[13]。使用