现有炼油厂绿色氢能生产集成研究：技术经济与环境效益综合评估

本研究针对炼油厂对灰氢的依赖及其高碳排放问题，探讨了在埃及现有炼油厂集成太阳能驱动的绿色氢能生产的可行性。通过建立碱性电解槽模拟模型，研究人员评估了年产1260 kg/h绿氢的技术方案，结果表明该集成在技术上可行，并能显著减少CO2排放。经济预测显示，考虑到碳税和碳信用影响，到2028年绿氢成本（1.56 USD/kg H2）将低于灰氢（1.65 USD/kg H2），为炼油厂脱碳提供了经济可行的路径。

　　

随着全球能源需求的持续增长和应对气候变化的紧迫性，寻找可持续的化石燃料替代品已成为当务之急。氢能，尤其是绿色氢能，因其燃烧只产生水而被视为实现碳中和目标的关键能源载体。然而，全球目前近80%的氢能产量（约9000万吨/年）仍依赖于化石燃料，特别是通过蒸汽甲烷重整（SMR）工艺生产的灰氢，该过程会产生大量的二氧化碳（CO₂）排放。炼油工业是氢能的主要消费者，其氢需求预计将从2023年的4000万吨增长至2030年的5000万吨。因此，如何将高碳强度的灰氢替代为近零排放的绿氢，成为炼油行业乃至整个能源产业面临的重大挑战。

在此背景下，由Mohamed Atia、Mostafa. E. Awad、Mohamed. H.M. Hassanean和Shazly M. Salem组成的研究团队，来自苏伊士大学石油炼制与石油化工工程系，开展了一项开创性研究，旨在评估在埃及现有炼油厂中集成绿色氢能生产的技术可行性、经济性和环境效益。该研究聚焦于利用太阳能这一可再生电力驱动水电解过程，以替代部分传统的SMR制氢，从而降低炼油厂的碳足迹。这项研究为解决工业脱碳难题提供了一个具体且可量化的案例，其成果发表在《Sustainable Chemistry for Climate Action》上。

为了系统评估绿色氢能集成的可行性，研究人员主要采用了几个关键技术方法。首先，他们利用Aspen Hysys? V.14过程模拟软件，建立了工业规模的碱性电解槽稳态运行模型，该模型能够精确计算生产目标氢量所需的电能、去离子水消耗以及关键设备参数。其次，研究结合埃及丰富的太阳能资源数据（年日照时数3050小时，直接辐射量1970-3200 kWh/m²/年），设计了配套的60 MW太阳能光伏（PV）系统，并创新性地提出了利用厂区内管廊（Pipe Racks）架设太阳能板以节约土地的方案。最后，研究进行了全面的技术经济分析（TEA）和生命周期评估（LCA），对比了绿氢与灰氢的平准化成本（LCOH），并量化了碳税与碳信用机制对成本竞争力的影响。

3.1. 模拟案例结果

通过稳态模拟，研究人员详细分析了碱性电解槽的运行参数。模拟结果显示，在输入电功率为15,000 kW、操作温度约74.5°C、压力约676 kPa的条件下，单个电解槽模块可生产315.62 kg/h的氢气。为了达到总产能1260 kg/h的目标，需要安装4个这样的模块，总电功率需求为60 MW。模型预测的电压效率为82.44%，单位氢气的能耗约为47.4 kWh/kg，这些指标均落在工业基准范围内，验证了模型的可靠性。分析还表明，电解槽的性能受电解质总电阻和输入功率的影响，效率会随电阻增大而降低，而系统温度则随输入功率增加而升高。

3.2. 模拟模型总结

该模拟模型成功预测了工业规模碱性电解水工厂的性能，包括氢气产量、设备效率和电池电压。模型可作为评估与可再生能源（如太阳能）连接的电解水工厂的有用工具，为更复杂的模型开发提供了坚实的基础。

3.3. 利用工业基准数据验证模型

为确保模拟结果的准确性，研究人员将模型输出参数与已验证的工业规模碱性电解槽系统性能数据进行了对比。结果表明，模型预测的氢气产率、比能耗（170.5 MJ/kg H₂）、电压效率（82.44%）、法拉第效率（>99.9%）以及单位氢气耗水量（8.92 L/kg H₂）等关键参数均与工业基准高度吻合，证明了该模拟框架在预测炼油厂规模绿氢生产方面的技术稳健性。

3.4. 太阳能满足电解槽电力需求

埃及拥有得天独厚的太阳能资源，这为绿氢生产提供了成本低廉的电力来源。研究计算表明，为60 MW电解槽供电需要安装表面积达660,000 m²的太阳能光伏板。为了最大化土地利用效率，研究提出了在炼油厂内现有管廊上安装部分太阳能板的创新方案，这可节省10-15%的土地占用，并相应降低安装成本。电力供应策略考虑了太阳光照强度的日变化，建议通过电网作为能量缓冲，以电解槽平均日耗电量为基准进行电力调度，确保运行的稳定性。

3.5. 用绿氢替代灰氢减少温室气体排放

环境影响评估是本研究的核心之一。通过量化灰氢生产的碳排放，研究人员清晰地展示了绿氢的环境优势。计算基于SMR过程的化学反应式，考虑了直接排放、上游间接排放、甲烷逃逸以及氮氧化物排放等因素。结果表明，在埃及的特定条件下，每生产1千克灰氢会产生约21.77千克的CO₂当量排放。而绿氢生产过程的碳排放近乎为零。因此，用年产1260 kg/h的绿氢替代等量的灰氢，每年可减少约21.9万吨的CO₂排放，对炼油厂大幅降低碳足迹具有重要意义。

4.1. 灰氢与绿氢的平准化成本

经济分析显示，在当前条件下，绿氢的平准化成本（LCOH）为2.66 USD/kg H₂，高于灰氢的1.65 USD/kg H₂。成本差异主要源于电解槽较高的资本支出（CAPEX）和可再生能源电力的成本。然而，分析也指出，利用炼油厂自产的去离子水可以降低运营成本。研究假设项目寿命为10年（保守 scenario），并对资本支出和运营成本进行了详细核算。

4.2. 能源成本变化对LCOH的影响

敏感性分析揭示了能源价格对氢能成本的显著影响。研究表明，在没有碳税和碳信用激励的情况下，只有当天然气价格高达5.6 USD/MMBTU且电价低至4 USD/MWh时，绿氢才具有成本竞争力，但这种组合在现实中较为少见。这凸显了当前绿氢在经济性上对政策支持的依赖。

4.3. 碳信用交易对LCOH的影响

碳定价机制是改变绿氢经济性的关键因素。研究引入欧盟碳排放交易体系（ETS）的碳信用价格进行分析。计算表明，通过碳信用交易，每生产1千克绿氢可获得相当于约0.79 USD的收益。这使得绿氢的校正后成本降至1.87 USD/kg H₂。研究预测，到2028年，当碳信用价格达到约78 USD/t CO₂e时，绿氢的成本（1.56 USD/kg H₂）将低于灰氢（1.65 USD/kg H₂），从而实现经济上的竞争力。即使在天然气价格为2 USD/MMBTU和电价为28 USD/MWh的条件下，绿氢也将变得可行。

本研究得出结论，在现有埃及炼油厂集成太阳能驱动的绿色氢能生产在技术上是可行的，并能带来显著的环境效益，每年可减少大量CO₂排放。尽管目前绿氢的直接生产成本高于灰氢，但碳税和碳信用等政策工具的引入将极大地改变其经济性。预测表明，在不久的将来（如2028年），绿氢的成本竞争力将超越灰氢。这项工作强调了绿色氢能在工业脱碳中的变革潜力，为炼油厂提供了一条切实可行的路径，以贡献于全球气候变化减缓努力。同时，研究也指出了未来的研究方向，包括开发动态模型以优化间歇性可再生能源下的电解槽运行、评估混合储能系统的整合，以及持续研究先进的电极和膜材料以进一步降低成本。这项研究为工业领域，特别是能源密集型行业，向低碳未来过渡提供了重要的数据支持和决策参考。