绿色氢用于发电的技术经济评估及燃气轮机集成（加拿大）

《International Journal of Hydrogen Energy》：Techno-economic assessment and gas turbine integration of green hydrogen for power generation in Canada

　　

氢（hydrogen）正日益被认可为向脱碳能源部门转型过程中的关键能量载体（energy carrier）。在各种生产路径中，由太阳能和风能等可再生资源衍生的绿色氢（green hydrogen）提供了一种可扩展且可持续的解决方案。本研究调查了加拿大绿色氢生产及其与燃气轮机（gas turbine, GT）系统集成的技术经济可行性。对平准化氢成本（levelized cost of hydrogen, LCOH）的敏感性分析显示，其强烈依赖于折现率（discount rate）、项目寿命（project lifetime）和生产规模（production scale）。优化结果表明，在折现率为4.5%、项目寿命为25年、年产氢5000 kg的条件下，可将LCOH降至$9.123/kg。热力学分析（thermodynamic analysis）证实了氢作为燃气轮机燃料的可行性，分析计算与Aspen HYSYS模拟之间的偏差小于5%。氢燃烧不产生直接运行排放，而天然气（natural gas）在9小时运行期间会产生超过31,000 kg CO₂-eq的排放，这凸显了氢的环境优势。

**论文解读文章**

**研究背景与问题**

全球能源消耗持续增长，在经济发展与二氧化碳（CO₂）排放之间寻求平衡日益紧迫。化石燃料目前供应全球82%的能源需求，预计到2050年全球化石燃料能源消费将从2018年的11,744 Mtoe增至约14,172 Mtoe，增幅约21%。对非可再生能源的过度依赖已导致显著的环境损害，尤其是通过增加CO₂排放加剧生态问题。可再生能源技术（如太阳能光伏、风能）的平准化电力成本（levelized cost of electricity, LCOE）在过去十年大幅下降，为绿色氢的发展创造了有利条件。氢作为一种能量载体，预计将在难以电气化的部门脱碳中发挥关键作用，尤其当通过可再生能源电解生产绿色氢时，可替代化石燃料并充当电力部门与其他能源系统之间的桥梁。然而，现有关于氢燃料燃气轮机的研究多侧重于燃烧动力学、氮氧化物（NO_x）排放和热效率提升，缺乏将氢作为电力到电力（power-to-power, P2P）解决方案集成到更广泛能源系统中的综合分析。具体而言，文献中缺少在现实运行条件下关联空燃比（air-to-fuel ratio, AF）变化与效率、排放和功率输出等性能指标的综合分析，并且对上游因素（如绿色氢生产路径、储存技术和LCOH）的探索有限。因此，研究人员开展这项研究，旨在桥接以燃烧为中心的研究与系统级建模和成本分析，为加拿大氢基P2P应用的未来部署提供可行见解。

**研究开展与结论**

研究人员选取加拿大安大略省怡陶碧谷（Etobicoke, Ontario, Canada）作为案例地点，收集一年太阳能全球水平辐照度（global horizontal irradiance, GHI）和风速数据，建立Excel模型生成直流（DC）电力生产剖面，用于驱动质子交换膜（proton exchange membrane, PEM）电解槽生产氢气。氢气经压缩后储存于IV型复合材料压力容器中，随后用于燃气轮机发电。利用MATLAB计算LCOH并进行敏感性分析和优化，使用Aspen HYSYS对燃气轮机热力学循环进行模拟并与解析计算验证。研究人员评估了四种商用燃气轮机（MGT6100、Noval LT5-1、TAURUS 60、SGTA05）的性能，并进行了排放分析。结论表明：优化后的LCOH可在折现率4.5%、项目寿命25年、年产氢5000 kg条件下达到$9.123/kg；氢作为燃气轮机燃料在热力学上可行，与模拟偏差小于5%，但轴流压缩机功因效率定义差异（等熵效率vs.多变效率）导致偏差超过5%；氢燃烧不产生直接运行排放，而天然气在9小时运行中产生超过31,000 kg CO₂-eq，凸显环境优势。该研究发表在《International Journal of Hydrogen Energy》。

**主要关键技术与方法**

研究人员主要采用了以下关键技术方法：（1）基于MATLAB的LCOH计算与多参数优化（敏感性分析涉及折现率、项目寿命和年产量），使用“fmincon”函数进行约束非线性规划；（2）基于Aspen HYSYS的燃气轮机燃烧室和全循环模拟，选用转换反应器（conversion reactor）和Peng-Robinson状态方程，耦合压缩机、燃烧室和膨胀机单元；（3）热力学解析计算，基于等熵效率公式验证模拟结果；（4）排放量化，基于同行评议文献中的系统组件制造阶段排放基准值（如燃气轮机安装0.308 kg CO₂ eq./MWh，太阳能光伏64 gm CO₂ eq./kW等），并与天然气系统对比。案例地点为加拿大安大略省怡陶碧谷，太阳能数据源自美国国家可再生能源实验室（NREL），风速数据源自加拿大环境部气候门户网站。

**研究结果**

**4.1 氢作为燃气轮机燃料**
通过Aspen HYSYS模拟，研究人员确定了四种燃气轮机的空燃比（AF ratio）：MGT6100为341，Noval LT5-1为380，TAURUS 60为350，SGTA05为332，均在额定功率下实现。热力学参数（如轴流压缩机真实出口温度、燃气轮机入口温度、真实出口温度、净功、热效率、热耗率）的解析计算与模拟结果偏差在5%以内，仅轴流压缩机功偏差超过5%（6.14%和5.89%），归因于Aspen HYSYS使用多变效率而解析计算假设等熵效率。进一步的火用分析（exergy analysis）表明，燃烧室贡献了系统总火用破坏的最大份额（MGT6100中达74.5%），其次为涡轮和压缩机，熵产生分布类似。

**4.2 平准化氢成本（LCOH）分析**
基于混合可再生能源（30 kW太阳能光伏和30 kW风能）驱动的60 kW电解槽，年累计氢产量为1105.732 kg，系统有2391小时无发电。敏感性分析显示：折现率从4%升至10%使LCOH从$40.007增至$64.278/kg（增加>60%）；项目寿命从20年延至40年使LCOH从$46.871降至$34.970/kg（降低>25%）；年产量从500 kg增至5000 kg使LCOH从$92.459降至$9.246/kg（降低约90%）。在折现率4.5%、寿命25年、年产5000 kg的优化条件下，LCOH为$9.123/kg。包含储存等附件成本是LCOH高于文献中纯生产成本的原因。

**4.3 排放分析**
基于优化后5000 kg氢气消费量，各燃气轮机消耗完所需时间：MGT6100为8.075小时，Noval LT5-1为9.137小时，TAURUS 60为9.259小时，SGTA05为9.969小时。氢燃料燃气轮机运行阶段无直接排放，仅考虑设备制造阶段排放约312 kg CO₂ eq.；而天然气运行9小时排放近31,000 kg CO₂ eq.，表明氢可在9小时内抵消同等排放。

**总结讨论与结论翻译**

讨论部分指出，本研究的年氢产量和涡轮运行小时有限，直接源于60 kW电解槽容量，结果应视为小规模案例而非工业部署。实际应用中，氢燃料燃气轮机将依赖兆瓦至吉瓦级电解槽系统和地质储存。所建模型框架完全可扩展，关于AF比、涡轮行为和系统集成的见解对大尺度氢电力系统依然直接相关。

研究结论（Conclusion部分）翻译如下：敏感性分析表明，LCOH受折现率、项目经济寿命和年氢产量显著影响。折现率上升导致LCOH升高，而延长经济寿命降低LCOH，但可能延迟利益相关者的投资回报。相反，增加氢产量显著降低LCOH。优化结果表明，在25年项目寿命和4.05%折现率下可实现LCOH为$9.123/kg。通过热力学参数分析验证了氢作为燃气轮机燃料的可行性，解析计算与Aspen HYSYS模拟之间偏差小于5%，属于可接受范围。然而，轴流压缩机功偏差超过5%，归因于效率假设差异：解析模型中使用等熵效率，而Aspen HYSYS模拟中使用多变效率。确定了各种涡轮的最优空燃比：MGT6100（341）、Noval LT5-1（380）、TAURUS 60（350）和SGTA05（332），证实氢可提供相当的额定功率输出。排放分析进一步确认氢利用可大幅减少CO₂排放。本研究提供了一个综合框架，涵盖绿色氢生产、LCOH敏感性和优化、氢作为燃料与燃气轮机的集成、通过Aspen HYSYS进行热力学验证以及环境影响评估。