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World File Search System电转氢
高压下二元富氢超导体的实验研究进展
lah 10（T C = 250 K），Drozdov和Al。（2019）LAH 10（T C = 260 K），Somayazalu和Al。（2019）YH 9（T C = 243 K），Kong和Al。（2019）YH 6（T C = 224 K），Troyan和Al。（2019）CAH 6（T C = 215 K），但等。（2021）CAH 6（T C = 210 K），Li和Al。（2022）SH 3（T C = 203 K），Drozdov和Al。（2015）THH 10（T C = 161 K），Semenoch和Al。（2019）CEH 10（T C = 115 K），Chen和Al。（2021）CEH 9（T C = 100K），Chen和Al。（2021）YH 4（T C = 88 K），Shao和Al。（2021）BAH 12（T C = 20 K），Chhen和Al。（2021）SNH X（T C = 70K），Hong和Al。（2022）
基于KECA-GRNN的风电机组齿轮箱状态监测与健康评估
收稿日期 ： 2020-01-03 基金项目 ：国家自然科学基金（ 61763037 ）；内蒙古自然科学基金（ 2019LH06007 ）；内蒙古自治区科技计划（ 2019 ， 2020GG0283 ） 通信作者 ：齐咏生（ 1975 —），男，博士、教授，主要从事风电机组状态监测与故障诊断方面的研究。 qys@imut.edu.cn
电转气用于长期储能
成本下降带来了希望，即电池很快就能管理数小时甚至数天的风能和太阳能间歇性问题。 1 随着可再生能源份额的增长，更大的挑战将是如何平滑数周和数月时间尺度上的可再生能源产出变化。如图 1 中加利福尼亚州的情况所示，风能和太阳能的季节性变化将需要比电池更具成本效益的技术来进行长期储能。迫切的需求似乎来自加利福尼亚州等富裕地区，该州的目标是在 2026 年实现 50% 的可再生能源发电量，在 2030 年实现 60% 的可再生能源发电量。然而，由于发展中国家的电网建设基础较低，可再生能源的高份额会更快到来。一些快速增长的非洲和亚洲国家已经不得不推迟一些可再生能源的发展，因为它们的电网无法处理产出的变化。
电转气储能 - Treurat 和合作伙伴
Electrochaea 是电网规模碳和储能技术的领先开发商。我们的生物电转气 (P2G) 技术的核心是一种选择性进化的微生物，它凭借前所未有的催化能力、可扩展性和工业稳健性而出类拔萃。我们的 BioCat 工艺利用低成本或闲置电力将二氧化碳和氢气转化为可再生甲烷，满足天然气电网注入的规格。
EtoGas 电转气技术将电能转化为可再生气体
| 稳定的能源供应 PtG 是确保可靠能源供应努力的重要组成部分。它通过利用现有天然气基础设施的理想长期存储容量来促进能源转型。使用 PtG 技术，可再生能源产生的电力首先通过电解转化为氢气。这可以在专有催化反应器中与二氧化碳结合产生甲烷，然后可以不受任何限制地输送到现有的天然气基础设施中。
中国可再生氢能前景及其在……中的作用
中国和德国同为制造业大国，都设置了在本世纪中叶实现净零排放的气候目标，因此在清洁能源转 型领域面临着诸多共同挑战。尽管俄乌冲突全面爆发导致了全球范围的能源安全焦虑，德国仍在为实现 2045 年气候中性目标而加速布局可再生氢能政策和产业，以有效支撑本国的清洁能源转型进程。作为极 具气候雄心的发达经济体，德国在氢能经济领域的经验和教训可以帮助中国培育本国处于起步阶段的可再 生氢产业链。本文从氢能治理结构、提高氢能经济可行性措施和促进氢能应用等方面剖析了德国 2020 年 6 月发布的《国家氢能战略》。结合中国 2021 年 3 月发布的《氢能产业发展中长期规划（ 2021-2035 年）》 以及电动汽车在中国的发展历程，作者基于中国具体国情提出了以下有针对性的政策建议： ● 为更好更快建立工业化规模的低碳氢供应链，中国应在充分利用本国现有化石燃料制氢产能的同时激 励可再生氢产能的持续增长。基于中国在电动车发展助力交通行业减排过程中所取得的经验，在氢能 产业链规模化之前，扩大氢能的下游需求与上游的低碳生产应该区分对待。扩大可再生氢产能应与鼓 励氢能大规模应用同时推进，从而在氢能产业链的上、下游之间产生正向激励效应。另一方面，本世 纪初以来全国燃煤发电装机的快速扩张已提前锁定了巨量煤炭需求，中国应以此为鉴，尽量避免进一 步扩大现有化石燃料制氢产能规模。 ● 氢能管制应更多侧重其能源属性。目前，中国仍将氢气作为危险化学品进行标识和监管，对其能源属 性没有予以充分考量和反映。对氢能的危化品定位在生产选址、道路运输、市场准入、终端应用以及 标准化等方面带来了一系列重大挑战。中国未来是否能够更加合理地对氢能进行定位是实现氢能规模 经济性的重要先决条件。 ● 可再生氢在工业深度脱碳中的作用应被优先考虑，并重点聚焦钢铁、石油化工和煤化工产业。鉴于可 再生氢在重工业应用中的巨大潜力，工业脱碳应成为中国实现可再生氢供应链规模经济性的重点领域。 除了尽快将排放密集型的工业行业纳入全国碳排放交易体系，还应考虑将德国乃至欧洲的创新政策和 金融政策工具针对中国国情进行定制和试点，尤其是绿钢的政府采购、碳差价合约和气候友好型原材 料的需求配额。 ● 为更好促进可再生氢在中国的发展，应建立氢能部际协调机制，并最好由国务院直接领导。否则，氢 能治理的职责如果长期分散在在不同部委之间，将会阻碍氢能的长足发展，并使中国错失先机。建议 由该高层协调机制主导对建设跨省氢能管道这一无悔基础设施的必要性和规划展开调查研究，以积极 应对中国氢气生产、消费地理错配的挑战。 ● 中央和地方政府补贴氢能发展时，应在制度设计层面防范“骗补”乱象并促进公平竞争。根据以往补 贴政策实施过程的经验教训——尤其是电动汽车领域——中国氢能监管框架应重视制约与平衡，并纳 入多重监督机制。 ● 为了缩小与发达经济体在氢能核心技术领域的差距，中国应考虑为包括跨国公司与本土企业在内的市 场主体营造更加公平的竞争环境。如果能够大幅加强知识产权保护、积极消除市场准入壁垒，中国将 能更好地深化与发达经济体在可再生氢领域的国际合作，并吸引欧盟特别是德国公司来华展开互利双 赢的技术合作和商业投资。
政策简报 - 铁转化为氢
德国在电力系统脱碳方面取得了巨大进展；2024 年上半年，可再生能源在总电力消耗中的比例为 57%。到 2030 年，可再生能源的比例将至少上升到 80%，到 2035 年将上升到 100%。气候中性电力系统主要基于风能和太阳能等低成本但依赖天气的能源，需要灵活的备用容量，能够使用可储存的无二氧化碳能源发电。计划中的《发电厂安全法》解决了这个问题，该法规定建造或改造 7 吉瓦的 H2 就绪燃气发电厂，这些发电厂将长期使用绿色氢能运行，以及 500 兆瓦的所谓的短跑发电厂，这些发电厂仅使用绿色氢能。氢气供应有几种技术选择。讨论最多的选择是在德国本地利用海上风能发电生产氢气。但是，这种方案不足以满足德国的全部氢气需求（尤其是工业和备用发电厂）。因此，德国政府的氢气战略预计到 2030 年进口份额将达到 50-70%。另一种选择是从世界其他地区进口绿色氨，然后在德国的裂解装置中分解。在这两种情况下，氢气都将通过 H2 核心网络输送到发电厂。供应 H2 的第三种选择是直接进口还原铁 (DRI)，并通过轮船/火车将其运送到发电厂。DRI 可以储存大量能量，并且只需要很少的额外能量即可释放储存的能量。当在化学过程中与水、热和催化剂结合时，DRI 会发生反应形成氧化铁（铁锈）并释放氢气。然后可用于在发电厂发电。气候中和基金会已委托知名咨询和认证公司 DNV 从成本和技术成熟度方面研究德国发电厂使用的三种氢气生产途径。