清华大学（林今）：2024绿氢电力系统的形态演进报告-23页_2mb

绿氢电力系统总结

核心内容概述

绿氢电力系统是将可再生能源（如风能、太阳能）与制氢技术结合，实现清洁氢能生产与电力系统协同运行的系统。随着技术进步和政策支持，绿氢电力系统经历了从小规模应用到大规模集成，再到未来离网型与氢储能系统的演进过程。绿氢在电力系统中的集成不仅提高了系统效率，还为解决可再生能源波动性、数据中心绿色化及电网降碳等挑战提供了新思路。

主要观点

• 绿氢电力系统的发展经历了小规模、中规模和大规模三个阶段，分别对应不同的应用场景和技术路径。
• 电制氢技术在不同规模下采用不同的供电和整流方式，如小规模应用多采用380V晶闸管整流系统，而大规模应用则更注重电能质量与系统效率。
• 绿氢电力系统对电能质量要求较高，尤其在低负载运行时，需优化机组启停计划以降低力调费用。
• 风光制氢一体化项目已成为绿氢发展的重要方向，其政策支持和示范建设推动了技术进步与产业整合。
• 未来绿氢电力系统将更广泛地引入氢储能和氨储能技术，以应对不同场景下的电力需求波动与碳减排目标。

关键信息

01 绿氢过去式

• 小标方时代：电制氢主要用于大型发电机冷却，氢气消耗量小，系统效率较低。
• 大标方时代：电制氢规模扩大，采用晶闸管多脉波整流系统，系统效率有所提升，但仍需滤波设备。

02 绿氢现在式

• 一次系统：基于风光发电的制氢系统，如内蒙古风光制氢一体化示范项目。
• 二次系统：采用电化学储能（如锂电池）与燃料电池结合，实现电力系统的灵活调节。
• 电能质量与效率：不同整流方式对电能质量与效率有显著影响，如晶闸管多脉波整流器在低负载时效率较低，而基于IGBT的整流器在低负载时纹波更小，有利于提升制氢效率和气体纯度。
• 系统结构：风光制氢系统多采用“一拖二”或“一拖四”结构，实现多电解槽并列运行，提高系统稳定性与效率。

03 绿氢未来式

• 离网型绿氢电力系统：适用于无电网接入的地区，需配置燃料电池和锂电池储能系统。
• 氢储能电力系统：氢作为储能介质，适用于长时储能场景，成本较低。
• 耦合绿氢供应链的电力系统：将绿氢生产与下游应用（如合成氨、甲醇）相结合，实现全系统绿电使用。
• 四次电（氨储能）：随着减碳要求的深入，氨储能成为未来绿氢电力系统的重要组成部分，其存储成本极低，有助于降低电网减碳成本。

技术与经济分析

电制氢系统效率与电能质量

电力系统结构优化

• 数据中心场景：电力系统结构需从交流向交直流混合甚至纯直流调整，以提高系统效率和降低成本。

• 储能成本对比：

  储能类型	存储造价（元/Wh）	发电/充电造价（元/W）
  氨储能	~0.001	4-15
  氢储能	0.15-0.2	4-15
  电化学储能（BESS）	1.0-1.5	0.1-0.3

• 绿氨供应链成本：

  成本项	内链供应（元/吨）	外链供应（元/吨）
  风电	1544	2384
  制氢环节	562	492
  氢氨转换	581	577
  航运	275	50
  港口存储、吊装	460	230
  总成本	3422	3733

政策与发展趋势

• 风光制氢一体化政策：风光外线与电网双线接入，双主变互为备用，绿氢下游用电可一体化报批，实现全系统绿电使用。
• 煤电低碳化改造：煤电机组需具备10%以上的绿氢能力，以实现低碳化改造，替代部分燃煤。
• 绿氨掺烧：绿氨作为可再生能源的延伸，可在东部沿海终端供应成本达到4000元/吨时实现现货市场盈利。
• 政策支持：内蒙古自治区已出台风光制氢一体化示范项目实施细则，推动绿氢电力系统发展。

结论

绿氢电力系统正从单一应用向多场景集成发展，其技术路径包括从传统晶闸管整流向IGBT等高效整流方式演进。未来，随着氢储能与氨储能技术的成熟，绿氢电力系统将在离网制氢、数据中心绿色化、电网降碳等方面发挥更大作用，成为实现“双碳”目标的重要支撑。