集成海水淡化-可再生能源-氢能系统用于零排放淡水与电力生产的技术经济分析

《Energy Conversion and Management》：Techno-economic analysis of an integrated desalination-renewable-hydrogen system for zero-emission freshwater and electricity production

　　

开发旨在为偏远岛屿社区提供可靠清洁电力的大规模可再生氢能系统，受限于系统自身淡水供应不足：即通过电解制氢需要高纯度水。因此，本研究对集成了可再生氢能系统的双级反渗透（double-pass reverse osmosis, DP-RO）装置进行了详细的技术经济分析，重点评估淡水生产成本对制氢成本的影响。该装置旨在为澳大利亚东南部的一个偏远岛屿提供可持续的淡水和电力供应。所提出的系统包括光伏板（photovoltaic panels, PV）（3964 kW）、风力涡轮机（wind turbines, WT）（3000 kW）、质子交换膜电解槽（proton exchange membrane electrolyser, PEMEL）（1200 kW）和燃料电池堆（fuel cell stacks, FC）（1900 kW）、储氢罐（hydrogen storage tanks, HT）（8000 kg）、锂离子电池（lithium-ion batteries, BAT）（4725 kWh）以及一个DP-RO系统。DP-RO系统在MATLAB中建模，测得DP-RO系统第一级和第二级所用泵的比能耗（specific energy consumption, SEC）分别为5.96 kWh/m³和1.69 kWh/m³。平准化电力成本（levelised cost of electricity, LCOE）和平准化制氢成本（levelised cost of hydrogen, LCOH）分别为0.165 $/kWh和40.5 $/kg。电解槽每年使用4,148.9 MWh的过剩电力，年产氢63,110 kg，需淡水1,073 m³。敏感性分析表明，DP-RO系统第一级进料压力和每压力容器元件数的变化会显著影响系统经济性。值得注意的是，水生产成本（water production cost, WPC）在4.34 $/m³至6.90 $/m³之间变化，具体取决于定义系统的关键参数，而这对LCOH影响甚微。研究结果证明了将DP-RO系统与可再生氢能系统集成的可行性，为偏远和资源受限地区同时生产淡水和电力提供了可扩展的解决方案。

集成双级反渗透与可再生氢能系统的技术经济分析——以澳大利亚金岛为例

**一、研究背景与现存问题**

淡水与清洁电力是可持续社会的两项基本需求。全球淡水展望显示，预计到2050年，87个国家的年可再生水资源（ARWR）人均量将低于1700 m³的水资源压力阈值，其中45个国家将面临严重缺水。化石燃料发电系统在2021年消耗了300亿立方米淡水，而可再生能源系统仅消耗约1亿立方米。尽管可再生能源系统大幅降低了能源生产的水耗，但可再生氢能系统（RHS）自身存在淡水瓶颈：电解制氢需要高纯度水，大规模部署时淡水供应挑战尤为突出。现有文献中，多数研究聚焦于RHS的电力生产，缺乏对产水系统关键参数经济影响的系统性评估，特别是水生产成本（WPC）对平准化制氢成本（LCOH）的影响尚不明确。这一研究缺口制约了集成淡水生产与可再生氢能系统的规模化部署可行性。

**二、研究内容与意义**

本研究提出并评估了一种独立双级反渗透（DP-RO）集成可再生氢能系统，以澳大利亚金岛为案例地点，同时向社区和系统自身供应淡水和电力。该系统的创新之处在于：将DP-RO淡化系统与可再生能源-电解制氢-燃料电池储能链条深度耦合，利用过剩可再生电力驱动海水淡化，产出的高纯水既满足电解槽进料需求，又兼顾社区淡水供应。研究确定了满足可靠性约束的最优系统配置，定量评估了DP-RO关键运行参数对系统经济性的影响，并揭示了WPC对LCOH的边际效应。研究结果验证了在偏远和资源受限地区同时生产淡水和电力的技术经济可行性，为大尺度部署提供了理论依据。

**三、关键技术方法**

研究人员采用两阶段建模框架。第一阶段使用MATLAB建立DP-RO系统的过程模型，基于金岛海水盐度（35,000 ppm）、操作压力、膜元件配置等参数，计算比能耗和系统年耗电量，并与已发表文献数据进行交叉验证。第二阶段将DP-RO的电力需求作为延迟负荷输入HOMER Pro，结合Hydro Tasmania提供的社区电力负荷数据，对包含光伏（PV）、风力涡轮机（WT）、锂电池（BAT）、质子交换膜电解槽（PEMEL）、储氢罐（HT）和燃料电池（FC）的集成系统进行小时级时序仿真和技术经济优化。案例地点的气象数据（太阳辐照、风速、温度）取自NASA全球能源预测数据库和Hydro Tasmania实时监测平台。敏感性分析考察了进料压力、每压力容器元件数、贴现率、通涨率、资本成本、资源可用性和组件寿命等参数对系统经济性的影响。

**四、研究结果**

**6.1 技术经济分析**

基于最小平准化电力成本（LCOE）和最小储氢储备双重准则，研究人员确定了最优配置：3,964 kW光伏系统、3,000 kW风电、4,725 kWh锂电池、1,200 kW电解槽、8,000 kg储氢罐和1,900 kW燃料电池。该系统LCOE为0.165 $/kWh，LCOH为40.5 $/kg。DP-RO系统第一级和第二级泵的比能耗分别为5.96 kWh/m³和1.69 kWh/m³，年耗电1,941,331 kWh。电解槽年利用4,148.9 MWh过剩电力，年产氢63,110 kg，需淡水1,073 m³。WPC为4.74 $/m³。DP-RO系统的资本成本仅占RHS资本投资的2.57%，但其年化运维成本占RHS的27.1%。

**6.2 敏感性分析**

**6.2.2 第一级和第二级进料压力**：第一级进料压力从50 bar增至80 bar时，WPC从4.34 $/m³升至6.90 $/m³；第二级进料压力在25 bar以下时WPC略有下降，超过25 bar后持续上升。进料压力升高还减少了所需压力容器数量，但显著增加了泵的比能耗。

**6.2.3 每压力容器元件数**：每压力容器元件数从4增至8时，所需压力容器数量减少约40%，比能耗降低，年化运维成本随之下降。

**6.2.4 WPC对LCOH的影响**：WPC在4.34-6.90 $/m³范围内的变化仅使LCOH从40.57变化至40.61 $/kg，影响百分比仅为0.17%-0.27%，表明水生产成本对制氢成本的影响极为有限。

**6.2.5 通涨率与贴现率**：通涨率从0%升至6%时LCOE下降而净现值成本（NPC）上升；贴现率从6%升至10%时NPC下降而LCOE上升。

**6.2.6 PV和WT资本成本**：资本成本乘数从0.25增至1.0时，LCOE从0.121增至0.165 $/kWh。

**6.2.7 可再生资源可用性**：太阳辐照和风速增加对LCOE无影响，但未利用过剩电力比例从24.2%增至28.8%。

**6.2.8 电解槽效率**：效率从55%升至80%时，最大小时产氢率从16.7增至24.3 kg/h，未利用电力从22.7%升至28.5%。

**6.2.9 组件寿命**：电解槽寿命从8年延长至25年时LCOE降低约6%；WT寿命从15年延长至25年时LCOE降低约4.7%。

**7 单一与双重储能转换技术比较**：BAT+（EL+FC）双重储能配置的NPC为33.03 M$、LCOE为0.165 $/kWh，显著优于单一电池储能配置（LCOE为0.256-0.995 $/kWh），表明氢能储能在长时间尺度上具有明显经济优势。

**8 氢储备约束的影响**：强制保持最小氢储备导致系统增加电池容量而非PV容量，资本成本和LCOE分别增加3.25%和3.13%，即该约束以较小成本换取了更高的系统可靠性。

**五、讨论与结论**

研究证实，DP-RO与RHS的集成在技术经济上是可行的：水生产成本对LCOH的影响可忽略不计，而RHS的LCOE（0.165 $/kWh）远低于纯电池方案的0.256-0.995 $/kWh。研究还识别出电解槽和风力涡轮机的寿命对LCOE影响最为显著。结论部分指出，该集成系统可生产淡水139,878.56 m³/年，电力13,503,073 kWh/年，并维持958 kg最小氢储备以保证极端气候条件下的供电可靠性。未来的研究方向包括：实验验证频繁启停对燃料电池和电解槽寿命及维护成本的影响、利用剩余6,400 kg氢气支持交通领域（预计可满足全岛2,756辆注册车辆约59天的燃料需求）、以及开展生命周期评估和结合机器学习方法的系统优化研究。该研究为偏远岛屿社区实现零排放淡水和电力自主供应提供了具有工程参考价值的设计范式。

论文发表于《Energy Conversion and Management》。