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滕越1，赵骞1，袁铁江2，陈国宏1
（1.国网安徽省电力有限公司电力科学研究院，安徽省合肥市230601；2.大连理工大学电气工程学院，辽宁省大连市116024）
摘要：氢能作为一种绿色、零碳的二次能源，是能源转型发展的重要载体之一，已成为能源互联的重要媒介。可再生能源电解水制氢是未来制氢的主要途径，将促进能源结构调整与转型。然而我国氢能技术研发和产业应用尚处于初始阶段，氢能制备、储运、转换和应用产业链的各环节存在大量问题有待解决。分析了绿电制氢技术、氢气储运技术、氢能应用技术的发展现状，研究了绿电−氢能−多域应用典型场景和网络耦合集成关键技术，可为氢能制、储、用技术的结合和多域应用网络发展提供参考思路。
0引言
氢能作为一种绿色零碳的二次能源，具有能量密度大、转化效率高和适用范围广的特点，正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一[1]。促进氢能产业高质量发展，有助于构建清洁低碳、安全高效的能源体系，实现碳达峰、碳中和的目标[2]。氢气具有的物质与能量属性，使其不仅可以作为重要的工业原料，还可以成为电力领域重要的储能介质，以及电、热、气等多种能源之间互联的媒介[3]。电解水制氢过程可完全摆脱对化石燃料的依赖，促进能源结构调整与转型[4]。凭借清洁高效、长时存储等特性，绿电制氢在电力、工业、交通等领域有着广泛的应用场景和极大的应用潜力。面向以新能源为主的新型电力系统对更大范围和更长周期的电力电量平衡的需求，氢能将在源、网、储、荷各环节发挥灵活调节作用[5]。面向炼油、冶金、合成氨和甲醇等工业过程的用氢需求，绿氢替代将重构工业氢网络，增加工业氢网络柔性[6]，到2060年氢能将成为绿色低碳工业原料，占全部工业氢需求的70%以上[7]。面向“水陆空”氢需求，氢动力汽车、氢动力船舶等技术逐渐成熟，市场需求旺盛，以客车、重卡为主的商用车成为主流市场，加氢站等配套设施的建设是燃料电池汽车发展的基础[8]。
由此可见，绿电−氢能−多领域应用网络不断发展，然而我国氢能的技术研发和产业应用尚处于初始阶段，氢能制备、储运、转换和应用产业链的各环节存在大量问题有待解决[9]，亟需面向多域应用场景开展制−储−用网络耦合集成技术的研究。因此，本文就绿电制氢技术、氢气储运技术、氢能应用技术的发展现状展开了分析，研究绿电−氢能−多域应用典型场景和网络耦合集成关键技术，为氢能制、储、用技术的结合和多域应用网络的集成发展提供参考思路。
1绿电−氢能−多域应用网络耦合集成关键技术现状
1.1绿电制氢关键技术
绿电的主要来源为地热能、生物质能、风能、太阳能等，而地热能、生物质能与火电类似，不存在波动性和间歇性，因此绿电制氢研究的重点在于风电/光伏制氢与制氢设备。
1.1.1电解水制氢设备关键技术
当前，电解水制氢设备主要有固体氧化物电解池（solid oxide electrolysis cell，SOEC）、碱性电解池（alkaline electrolysis cell，AEC）、质子交换膜电解池（proton exchange membran eelectrolysis cell，PEMEC），3种制氢设备的技术对比如表1所示。
研究[10]证明，水分解所需要的电能伴随着电解温度的升高而降低，因此SOEC的系统效率与电堆效率最高，但同时其电解条件最为苛刻，需要贵重金属作为反应的催化剂且电解反应须在700℃以上的高温环境下进行。此外，SOEC电堆衰减率高达1%/（1000h），距离商业应用还有较长技术攻关期。当前SOEC本体优化的研究热点在于制造更薄、更稳定的电解质层[11]和开发新型电极材料[12]，而SOEC性能衰减主要与构成材料、运行控制有关，其具体衰减机理仍需进一步研究[13]。
AEC目前是成熟度最高的电制氢设备，其优势在于电解反应不需要使用贵重的金属催化剂，因此制氢成本低、设备使用寿命长、维护费用低、装机容量大，适用于大规模制氢系统，是目前工业应用最多的制氢设备。然而，AEC仍存在着电解效率低、电解液具有强腐蚀性等缺点[14]，AEC的催化剂、隔离膜、电极材料的研发对于其性能的提升至关重要，也是研究的重点。
相较于前2种制氢设备，PEMEC响应速度更快、调节范围广，更加适应可再生能源发电的间歇性与波动性[15]，但其投资和运行成本高，特别是催化剂、电极材料含有贵重金属，因此，研发低廉的催化剂材料以及电极贵金属含量是PEMEC的研究重点[16]。
1.1.2风电/光伏制氢关键技术
风电/光伏制氢系统结构如图1所示。由于风电与光伏出力具有强波动性，因此，为维持直流母线电压稳定，对变换器提出了较高要求。对于DC/DC变换器而言，需满足以下条件[17]：1）降压转换比高；2）输出电流纹波小；3）容错率高；4）效率高；5）电磁干扰小；6）成本低。对于AC/DC变换器而言，需满足：1）变换器输出电压可控；2）转换效率高；3）输出电流纹波小；4）电路可靠性高、稳定性强。目前，AC/DC与DC/DC在转换效率协同控制等方面仍需进一步研究。
此外，制氢系统的控制也是当前研究的重点问题之一。传统的电解槽启停控制策略制氢效率低、电解槽利用率低[18]，针对该问题，文献[19-20]通过更换电解槽材料，从而提高系统制氢效率，然而该方法会减少电解槽的使用寿命，降低系统总体效益。文献[21]提出了一种基于模糊控制的制氢系统控制方法，根据制氢功率动态调整电能的分配，使系统制氢效率最高，然而该方法需要电解槽频繁变换工作点，对于DC/DC变换器要求较高且同样会影响电解槽的使用寿命[22-23]，因此对于制氢系统的控制技术仍需进一步创新。
1.2氢气储运关键技术
1.2.1储氢技术
氢储能适用于大规模储能、长周期能量调节、新能源消纳、削峰填谷、热电联供、备用电源等诸多场景。储氢技术主要包括：高压气态储氢、低温液态储氢、固体吸附储氢、固体吸附及液态有机氢载体（liquid organic hydrogen carrier，LOHC）储氢等，4种储氢技术的对比[24-27]如表2所示。
高压气态储氢是目前技术最成熟、综合成本最低的储氢方式，得到了广泛的应用。随着技术的不断进步，能耗与材料问题的逐步解决，在未来场景下，低温液态、LOHC储氢方式综合成本会降低，逐步应用于日常生活中。固体吸附储氢需要克服可持续供应的金属原料的价格问题，以及高容量储氢材料高昂的制造成本问题，且很多储氢材料在生产、使用和再生的全周期还存在诸多环保问题，因此大规模应用任重道远[28]。氢化物固态储氢在高安全性加（储）氢站等方面表现出很好的应用前景和潜力，因此我国正致力于高性能固体储氢材料的研究[29]。目前低温液态储氢在美国、日本等发达国家已有商业化应用，我国对该技术要求严格，仅用于军事与航空航天领域。对于低温液化储氢的核心设备——氢透平膨胀机与低温阀门等，主要依赖于进口，液氢储罐制造技术与装备与国外也有一定的差距[30]。
1.2.2运氢技术
在氢气运输方面，同样根据氢气状态不同，可以分为气态氢气输送、液态氢气输送和固态氢气输送3种类型，主要的运输方式有长管拖车、液氢罐车、管道运输。表3是运氢方式的对比。目前燃料电池车发展规模较小，氢气需求较少，加氢站分散分布，氢气的运输以长管拖车为主。长管拖车运输方便、技术成熟，是当前国内外运输氢气到加氢站的主要方式[31]，所需的运输成本与基础设施投入相对较低，但运输规模与运输半径较为有限；液氢罐车将在液态储氢技术发展的基础之上逐渐成熟；氢气管道运输将是中长期氢气运输的重要组成部分。
1.3绿氢应用关键技术
氢能的应用领域和场景具有很强的多样性，除了用作燃料，还可作为原料应用于多个领域进行深度脱碳，主要包括工业原料、工业供热、交通运输、住宅取暖、发电等。其中，氢能是实现交通运输、电力、工业和建筑等领域大规模深度脱碳的最佳选择。当氢气作为原料直接用于炼油、炼钢等工业时，不涉及氢能转化问题，在交通和电力领域应用时涉及氢燃料电池、燃氢轮机等设备。
氢气用于发电主要有2种模式：一是燃氢轮机发电；二是通过大型燃料电池技术进行储能再发电。2种方式各有优势与局限性。燃氢轮机燃烧含氢燃料发电已有20多年的历史，在副产品含氢量丰富的炼油厂和炼钢厂很常见。转用氢气作为燃料的优点在于低碳，但其劣势在于氢气燃烧温度极高，现有燃氢轮机燃烧氢气的产物中氮氧化物含量超标，虽然可以通过洗涤器等限制氮氧化物的排放，但其成本比现有燃气轮机高30%，还会降低燃烧效率。由于氢气和天然气2种燃料特性存在差异，混合燃烧时需要对现有燃气轮机进行升级改造，适应燃料的变化。先进的燃烧器是未来技术发展方向，在改造设计时，还需要考虑到燃气透平与压气机工质流量匹配问题[32]。
氢燃料电池作为比较成熟的发电技术，理论上可承担大规模储能电源、灵活电源、备用电源等多重角色。根据电解质的不同，将燃料电池分为不同的类型，由于不同电解质的性质不同，电池的运行温度也不同，如图2所示。大型分布式燃料电池发电系统目前基本是作为主力电源24h不间断运行，在供电的同时实现热/冷联供，综合效率较高。主要的燃料电池包括质子交换膜燃料电池（proton exchange membrane fuel cell，PEMFC）、磷酸燃料电池（phosphoric acid fuel cell，PAFC）、熔融碳酸盐燃料电池（molten carbonate fuel cell，MCFC）和固体氧化物燃料电池（solid oxide fuel cell，SOFC），如表4所示。
PEMFC低温运行，目前应用较为广泛，其存在的主要问题是发电效率低以及电池成本较高，主要是在催化剂中类铂金属的成本较高[33]。PAFC是公认的商业化程度较高的燃料电池之一[34-35]，但由于功率密度低、寿命短、制造成本高等缺点，限制了其商业化发展。为解决这些问题，PAFC的试验工作主要集中在反应条件[36]、减少电解质流失[37-38]、代替催化剂[39]等研究上。
相较于前2类燃料电池，MCFC运行温度更高，且无需贵金属作催化剂，因此具有排放污染少、发电效率高等特点[40]，但是熔融碳酸盐对氧化镍阴极及钢板具有强腐蚀性。因此在确保高电导率和高张力、低黏度和低挥发的前提下，改变电解质促成成分或增加含氧量十分重要。
SOFC采用固体陶瓷（如氧化锆−氧化钇）作为电解质[41]。SOFC拥有4类燃料电池中最高的运行温度，它对铂催化剂依赖较小，燃料选择广泛，不仅可以使用氢气，还可以使用多种碳氢化合物，发电效率可达到55%[42-44]。但其中双极板材料铬化物在高温下容易挥发，产生“阴极毒化”现象[45]，进而降低电池性能，因此需要足够的化学、结构稳定性能、更先进的制造工艺。
2绿电−氢能−多域应用网络典型场景
2.1电力领域
新型电力系统背景下，随着电源侧新能源占比爆发式增长及负荷侧负荷多样化发展，传统电力系统面临诸多问题和挑战[46]。氢能作为零碳二次能源，可作为电力系统的灵活性资源、长周期储能及外送新载体，缓解新型电力系统可再生能源消纳的压力，成为新型电力系统的重要组成部分[47-51]。提出包含源侧制氢[52]、网侧氢储能[53]和负荷侧用氢等3种模式下的多种面向新型电力系统的氢能应用典型场景[54]，具体如表5所示。
在电源侧，通过电源转换器将新能源电力汇聚到交流母线，交流母线上的功率通过变压器送到大电网满足电力负荷。同时大规模部署电制氢、储氢、燃料电池等设备，追踪新能源出力波动，将富余电力通过AC/DC转换器转换为直流电输送至电制氢设备，电解槽制得的氢气通过压缩机压缩至储氢罐中，既可以供本地用户使用，又可在新能源出力无法满足电网需求时，通过燃料电池再次发电，将燃料电池发出的直流电通过DC/AC转换器转化为交流电输送到电网[55]。在电网侧，利用变电站站址资源及电力资源，发挥氢储能作用，采用变电站、氢储能站、数据中心站融合建设的模式，参与电网调峰调频辅助服务，提高电力系统安全性、可靠性、灵活性，实现能源跨地域和跨季节的优化配置。负荷侧，通过氢燃料电池热电联供、区域电网调峰调频及建筑、交通等多领域深度脱碳减排的应用，可扩展氢能在终端用能领域的应用范围和综合能源业务发展，推动冷−热−电−气多能融合互补，提升终端能源效率和低碳化水平。
目前，国内已经建立了多个氢储能示范工程，2021年11月，河北张家口建成200MW/800MW⋅h氢储能发电工程，是世界上最大的氢储能发电项目。2022年7月，安徽六安建设国内兆瓦级氢储能项目，首次实现兆瓦级氢储能在电网领域的应用。
2.2工业领域
氢能是工业领域深度脱碳的最佳选择，作为重要的工业原料，氢在传统的化工行业中主要用于炼油、生产氨以及乙醇，合成氨与甲醇是目前中国氢气消纳的重要方式[56]。氢能化是钢铁生产环节唯一的脱碳方式，氢气主要用作还原气还原金属氧化物，还可以在高温锻压一些金属器材时，作为保护气使金属不被氧化[57]。此外，绿电制氢还可以替代现有制造、生产过程中的“灰氢”，实现低碳生产。可再生能源制氢与高碳工业的耦合是工业深度脱碳的重要方式。2020年9月，旭阳中燃300万t/a焦化及制氢综合利用项目开工建设。2021年1月1日，鹏飞集团一期2万t/a焦炉煤气制氢项目正式开工。2021年，中国石化计划投产鄂尔多斯1万t/a绿电制氢项目，该项目总投资约26亿元，规划年制氢产能2万t。
随着社会的高速发展与城镇化建设的迅速崛起，石油消耗越来越多，而清洁原油的储量越来越少。由于高含硫量原油进口不断增加，大部分炼厂普遍存在氢气不足现象，部分炼厂还需要从外部购置或设置制氢装置以提供加氢装置所需要的氢气环境[58]。随着绿电制氢技术的发展，采用绿氢对炼油厂氢网络进行优化成为一种降低碳排放的重要方式。针对炼油厂氢网络优化，需要提出新的优化方法，以提高氢气利用率。同时，通过电制氢设备，氢网络与电网耦合程度增加，可再生能源电力将给氢源带来不确定性，氢网络的稳定性有待进一步研究[59]。典型绿电−氢气−炼油工业网络结构如图3所示。
2.3交通领域
面向“水陆空”氢需求，氢动力汽车、氢动力船舶等技术逐渐成熟，市场需求旺盛。相比于电动汽车，氢燃料电池汽车具有环保无污染、充能时间短、能量密度高等优势，是实现交通零排放的重要途径。北京水木通达运输有限公司作为京津冀地区最大的氢燃料电池车运营服务商，在2022年冬奥会期间，投运氢燃料团体客车120辆，车辆累计行驶超27万km。
随着氢燃料电池汽车的占比不断提高，氢能系统与交通系统的耦合程度逐渐加深[60]。加氢站是氢能−交通耦合系统的枢纽，连接着制氢环节、用氢环节与交通系统。据国际能源署数据显示，截至2019年年底，我国已建成加氢站61座，位居全球第4。由于制氢地点不同，加氢站分为站内制氢加氢站和外供氢加氢站，站内制氢加氢站是指在加氢站内设置制氢设备，氢气制备完成后经过纯化系统纯化，然后将氢气通入压缩机，储存加注到加氢车辆的制氢加氢一体的建设方式，要求制氢过程能源清洁、化学反应安全[61]。站外制氢多采用化石原料，成本低且技术成熟，但碳排放量高且需额外考虑氢气储运问题[62]。交通领域的研究多集中在加氢站的选址定容，电力−氢能系统耦合研究很少结合交通网络。图4为绿电−氢能−交通典型应用场景，包括配电网、氢能系统和交通网络[60]，交通网络和电−氢网络通过加氢站进行耦合。
新型能源代替传统化石燃料也是航空领域的主要减排手段[63]。氢能能量密度高且无污染，世界各国都在加紧研发氢燃料电池飞机，实现航空领域的低碳减排。2021年，英国克兰菲尔德的ZeroAvia实验室完成了世界上第一架由氢燃料电池驱动的商用飞机。同年10月份，我国氢航科技实现了氢动力无人机为高压线路照明。在航海船舶运输方面，为实现“双碳”减排目标，海事运输必须寻找更为清洁环保的燃料，与液化天然气相比，氢能在温室气体排放、燃烧热值等方面具有显著优势[64]。2019年中船集团在展台举行了全国首台500kW级船用氢燃料电池系统的首发仪式。2020年12月，日本球首艘液氢运输船在日本神户港的船厂下水，将从澳洲运输液氢到日本。
2.4建筑领域
随着国家城市化水平不断提高，建筑用户的用电需求快速增长。预计到2030年建筑用户需求将达到7.9亿t标准煤[65]。建筑能耗约占全国总能耗的30%，提高氢能在建筑能耗中的占比，能有效降低碳排放、提高能源利用率。在住宅建筑领域，3/4的化石能源用于住宅用户供暖、热水、烹饪、空调等消耗[66]。建筑领域主要使用的能源种类有电力、天然气、液化石油气等。可再生能源应用包括太阳能光热、光伏、风能、生物质能及各种形式热泵。为实现建筑低碳排放，提出氢能建筑的概念，以氢能完全或部分代替电网、天然气等传统能源，满足建筑用户的冷、热、电等各种能源需求，提高建筑用电经济性且减少温室气体排放[67]。
早在2019年，坐落于意大利的第一座基于氢能的住宅向大众开放，这是世界上首个完全离网并实现自供应能量的建筑。2022年冬奥会期间，世界上首个氢能源社区在日本东京建成，该社区内的商业设施、汽车、照明设施等也以氢能为能源。瑞典哥德堡的离网太阳能氢能别墅采用太阳能光伏发电制氢，将产生的氢气通过燃料电池向建筑用户提供取暖、热水、新风、烹饪和照明等[68]。新能源的利用技术是实现零能耗建筑的根本手段[69-70]，也是未来建筑行业发展的必然趋势。氢能在居住建筑供能场景里能作为长期、稳定、清洁的储能方式，是零能耗建筑供能系统可靠运行的有力支撑，如图5所示。
3绿电−氢能−多域应用网络耦合集成技术发展路线及挑战
尽管氢能在多个领域已有较大程度的应用，但目前仍以“灰氢”为主，煤制氢成本要低于天然气制氢，因而国内煤制氢占比最大，达62%，其次为天然气制氢，占比达19%，电解水制氢占比仅为1%。可见，我国氢源结构过于依赖化石原料。随着能源系统低碳转型的不断深入和可再生能源电解水制氢技术的发展，未来将形成以可再生能源为主体，煤制氢+碳捕集与封存技术（carbon capture，utilization and storage，CCS）与生物制氢等其他制氢方式为辅的多元供氢格局。基于此，绿电−氢能−多域应用网络将逐步形成，然而集成技术研究方面还存在较多空白。
3.1发展路线
3.1.1绿电−氢能−多域应用网络耦合集成
如图6所示，新能源制氢网络可与多域应用网络、热回收和交换网络深度耦合，通过光伏、风电等新能源为电解槽提供电能，进行氢气与氧气的提取。制取的氧气存储在储氧罐中，直接送往火电机组，使燃料富氧燃烧。由锅炉产生的过热蒸汽进入汽轮机内膨胀做功，带动发电机发电，提供给用电负荷。电解槽制取的氢气压缩存储于储氢罐中，输送到电力网络、交通网络、工业网络、市政建筑网络，以及热回收、交换网络。其中，氢能通过氢燃料电池和燃氢轮机发电参与电力系统电网侧的调峰，协同火电机组、新能源发电机组以及SOFC一起供电；氢能作为清洁能源参与到交通网络中，以加氢站为纽带为新能源汽车提供燃料；氢能作为反应原料作用于工业耦合网络中，替代“灰氢”“蓝氢”参与合成氨和甲醇、石油炼化、冶金等工业过程；此外，氢能作为原料参与到市政建筑供热网络，利用天然气管网进行输送并燃烧供热。
3.1.2多域网络耦合集成关键技术
1）电−热−氢耦合系统结构设计。利用氢能提高火电机组深度调峰极限，挖掘其提升新能源消纳能力的潜力，涉及风−火−氢耦合能源系统结构设计和优化技术[71]，其关键在于明晰氢能通过高温燃料电池与火电机组之间的电、热能流耦合关系，在此基础上进行热力学分析，计算系统换热流股的相关参数，设计物流匹配网络，最终得到耦合系统热集成图，实现制氢网络与热回收网络的耦合。
2）工业氢网络优化设计。石油炼化过程中包括加氢裂化、加氢精制、加氢处理等多个耗氢环节，绿电制氢替代化石燃料重整制氢将改变原有氢网络，优化氢气网络，合理利用氢气资源，对工业网络的节能降耗、降低生产成本具有重要意义。因此，基于绿电制氢的工业氢网络设计与运行控制技术是关键。炼油厂氢气系统的优化研究方法主要有夹点分析法和数学规划方法。
3）加氢站规划设计。由于新能源出力具有随机性，电动汽车并网冲击对电−氢−交通耦合网络产生影响，可通过发挥氢能灵活性作用，实现对电力−交通的双向调节。加氢站是氢能−交通耦合系统的枢纽，连接着制氢环节、用氢环节与交通系统。因此，加氢站的选址定容技术是关键。氢燃料汽车在加氢站进行加氢实现电−氢耦合互动，通过对加氢站进行选址规划，可改善交通网络存在的拥堵与高碳排放问题。
3.2面临的挑战
3.2.1耦合电力能源网络
氢能系统凭借跨季存储、多途径灵活消纳等优势，成为提升火电灵活性的有效手段。制氢系统为消纳新能源频繁启停，致使其加快了不可逆衰减[23]，而通过购电的方式维持制氢系统运行又不满足经济性，因此，研发高效、稳定的制氢设备是关键。电−氢−电过程余热温度低，不可逆热损耗大，如何稳定地维持联合发电系统整体高能量利用效率是当前亟待解决的问题。
3.2.2耦合交通能源网络
目前，我国氢能的基础设施不够完善[25]，供氢保供问题制约氢动力运输装备产业发展，电能、氢能网络架构及其与可再生能源不稳定生产和车辆终端不稳定消费之间的兼容性存在问题，提出精准的氢负荷预测方法是解决该问题的关键。
3.2.3耦合工业能源网络
利用新能源电解水制氢耦合工业网络，本质是为了低碳、经济。然而，绿氢的加入使得耦合网络物质−能量耦合机制复杂，且新能源出力的随机性使耦合网络运行控制困难，因此建立随机性绿电−氢能−工业耦合网络动力学机制，研究绿电−氢能−工业耦合网络稳定运行调控方法是构建耦合工业能源网络的关键。
3.2.4耦合市政建筑能源网络
建筑终端用能清洁化替代是未来发展的必然趋势，一方面，户用氢能对建筑的全寿命周期成本理论尚未形成，耦合网络所需建设面积与现实条件的匹配问题是系统规划的重要课题；另一方面，考虑耦合网络经济性的建筑终端柔性负荷控制技术亟待解决。
4结论
1）SOEC、AEC、PEMEC三种制氢设备中，PEMEC由于响应速度更快、调节范围广，更加适应可再生能源发电的间接性与波动性，但催化剂、电极材料等部件的成本有待降低；高压气态储氢是目前最成熟的储氢技术，但随着低温液态、LOHC储氢方式综合成本的降低，它们也将逐步受到推广应用。
2）在氢气运输方面，主要的运输方式有长管拖车、液氢罐车、管道运输，其中氢气管道运输将是中长期氢气运输的重要组成部分；在氢能应用方面，以氢燃料电池和氢燃气轮机为主，氢燃料电池技术已较为成熟。总体而言，在氢能的制、储、输、用4个方面，成本问题是制约各个产业发展的关键。
3）在耦合电力网络中，如何稳定地维持联合发电系统整体高能量利用效率是当前亟待解决的问题；在耦合交通网络方面，电能、氢能网络架构及其与可再生能源不稳定生产和车辆终端不稳定消费之间的兼容性存在问题；在耦合工业网络方面，绿电−氢能−工业耦合网络稳定运行调控是关键问题；在耦合建筑能源网络方面，考虑耦合网络经济性的建筑终端柔性负荷控制技术亟待突破。
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