《ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT》：Techno-economic assessment of heat recovery from a PEME stack to district heating systems
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本研究探讨了从PEME电堆（在六个温度下运行）中回收废热的技术性能和经济可行性。利用实际极化曲线数据，研究人员分析了关键性能指标，如PtH2效率、PtH和H2的综合效率、比能耗（SPC）、可回收热量以及经济指标，如年
本研究探讨了从PEME电堆（在六个温度下运行）中回收废热的技术性能和经济可行性。利用实际极化曲线数据，研究人员分析了关键性能指标，如PtH2效率、PtH和H2的综合效率、比能耗（SPC）、可回收热量以及经济指标，如年现金流（ACF）和平准化氢成本（LCOH2）。研究人员模拟了三种商业情景，考虑了动态区域供热（DH）需求曲线和两种热能输送配置：向DH回水侧供能（低价，通常无需热泵）和向DH供水侧供能（高价，需热泵）。结果表明，将运行温度从30°C提高到80°C会降低SPC，并将PtH2效率从49.3%提高到59.8%，但会降低可回收废热的比例，使PtH和H2的综合效率从89.7%略微下降至87.4%。LCOH2范围为5.76欧元/千克至8.43欧元/千克，仅在情景1中实现了正的ACF，即所有废热都出售给DH回水侧。电解厂最有利的运行温度为60°C，平衡了效率和电堆耐久性，以实现最低的LCOH2。涉及部分热能销售或供水侧输送的情景通常产生负现金流，即使废热价格较高也是如此。研究人员分析得出结论，当PEME电堆在60°C左右运行并将废热输送到DH回水侧时，将其与DH系统集成是最可行的。这种配置最大化技术性能，延长电堆寿命，提高盈利能力，为基于电解的氢气生产提供了一条提高能效和经济回报的实用途径。
**论文解读：从PEME电堆向区域供热系统回收热量的技术经济评估**
**研究背景与问题**
可再生能源氢能，即绿氢，通过水电解技术生产，是未来低碳能源体系的核心组成部分。质子交换膜电解槽（Proton Exchange Membrane Electrolyzer，PEME）作为一种成熟的电解技术，在运行过程中会产生大量废热，导致其比能耗（Specific Power Consumption，SPC）较高，且需要专门的冷却系统控制温度。将这部分废热回收并用于区域供热系统（District Heating System，DHS）可显著提升系统整体能效，并可能延长电堆寿命。现有研究多基于单一运行温度对集成系统进行建模评估，缺乏系统探讨运行温度变化如何影响可回收热量的数量、温度以及经济可行性。因此，本研究旨在填补这一空白，利用实际PEME电堆的极化曲线数据，在多个温度条件下评估其作为热源与DHS集成的技术经济性能。
**研究内容与结论**
研究人员利用制造商提供的实际PEME电堆极化曲线数据（在30°C、40°C、50°C、60°C、70°C和80°C六个温度下测量），结合法拉第定律计算氢气产率，根据热中性电压（1.481 V/cell）计算废热产生量。在此基础上，研究人员构建了三种商业情景（Scenario 1：DHS购买全部废热；Scenario 2：DHS按需购买废热；Scenario 3：DHS按需购买且废热价格提高50%），每种情景均考虑向DHS回水侧（通常无需热泵，价格较低）和供水侧（需热泵，价格较高）两种热能输送配置。通过EnergyPRO软件进行优化建模，并利用Oilon Selection Tool计算集成热泵的性能系数（Coefficient of Performance，COP），结合2023年芬兰南部小时电价、废热价格（基于Fortum公司价格表）以及电堆寿命随温度变化的数据，计算年现金流（Annual Cash Flow，ACF）和平准化氢成本（Levelized Cost of Hydrogen，LCOH
2）。研究得出结论：最有利的运行温度为60°C，此时集成到DHS回水侧可最大化技术性能、延长电堆寿命并提高盈利能力，实现最低的LCOH
2（5.76 �/kg H
2）。该研究发表在《ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT》。
**关键技术方法**
本研究的关键技术方法包括：①基于实际PEME电堆极化曲线数据（由制造商提供，覆盖六个温度点）计算产氢速率和废热量；②利用EnergyPRO软件进行系统建模与运行优化，结合动态区域供热需求曲线（基于芬兰南部数据）和热泵集成方案；③通过Oilon Selection Tool确定热泵性能系数（COP），并整合到能量平衡中；④经济分析采用年现金流（ACF）和平准化氢成本（LCOH
2）指标，考虑投资成本、运维成本、电价（基于2023年南方芬兰小时电价）以及电堆寿命随温度变化的数据。
**研究结果**
**3.1 比能耗（SPC）**
通过极化曲线数据计算得到，提高PEME电堆运行温度可显著降低SPC，尤其在满载运行时。例如，在2.3 A/cm
2电流密度下，温度从30°C升至80°C，SPC从约59 kWh/kg H
2降至约49 kWh/kg H
2。这是因为较高温度使水电解反应在热力学上更有利，降低了吉布斯自由能，从而减少了所需输入能量。
**3.2 废热产生量**
较低温度下电堆产生的废热更多，尤其是在高电流密度时。在满载条件下，约29%~41%的输入功率转化为热量，具体比例取决于温度。随着温度升高，输入功率中转化为氢气的比例增加，废热比例相应降低：30°C时41.3%的输入功率以热形式释放，49.3%转化为氢气（基于低位热值，LHV）；80°C时则变为28.8%热和59.8%氢气。
**3.3 与热泵集成**
向DHS供水侧供热时所有温度均需热泵；向回水侧供热时仅30°C和40°C需要热泵（因回水平均温度43°C）。通过OST计算，各配置下的COP见原文表8。例如，30°C下向回水侧供热（需热泵）COP为4.20，而向供水侧（需热泵）COP仅为2.18。对于50°C及以上温度，由于蒸发器入口温度上限为45°C，COP均为2.96。
**3.4 电力转化为热和氢的效率（PtH
2及综合效率）**
PtH
2效率（基于LHV的氢气输出功率与PEME输入电功率之比）随温度升高而增大，从30°C的49.3%升至80°C的59.8%。而综合效率（PtH和H
2，即氢气输出与热泵冷凝器输出热之和，除以PEME和热泵总输入电功率）则随温度升高略有下降，从30°C的89.7%降至80°C的87.4%。这是因为较低温度下尽管PtH
2效率低，但废热产量更大，因此综合效率差距较小。与不集成DHS相比，集成可使系统能效提高25.9%至40.4%。
**3.5 年现金流（ACF）和平准化氢成本（LCOH
2）**
在情景1（DHS购买全部废热）中，仅在50~70°C且向回水侧供热时ACF为正，其中60°C时ACF最高。情景2和3（部分废热销售）中，即使价格提高，ACF仍为负值。供水侧配置在所有情景下均导致更低ACF。LCOH
2范围从5.76 �/kg H
2（情景1、回水侧、60°C）到8.43 �/kg H
2（情景2、供水侧、80°C）。高温加速膜降解导致电堆寿命缩短，从而推高LCOH
2。因此，60°C是平衡效率与寿命的最优温度。
**3.6 废热在区域供热中的利用：挑战与效益**
DHS是适合废热的接收方，但低品位热需热泵提升温度，增加成本。回水侧注入可预热回水，减少主供热单元的再热负荷。废热源的可用性取决于其运行小时数，PEME电堆通常运行小时数高，且温度适中（60~80°C），与DHS接近时可有效集成。挑战包括选址距离（电解厂需靠近DHS，但可能远离工业氢用户）以及长距离传输导致的高成本和高能量损失。
**讨论与结论**
本研究全面评估了PEME电堆在不同运行温度下与DHS集成的技术经济可行性。研究结论指出：将PEME电堆与DHS集成的最可行方案是在约60°C下运行，并将废热输送到DHS回水侧。该配置可最大化技术性能、延长电堆寿命并提高盈利能力。低于60°C会增加SPC并降低盈利，高于60°C则加速膜降解，缩短电堆寿命。在所有分析中，LCOH
2范围为5.76 �/kg H
2至8.43 �/kg H
2，正ACF仅在情景1（全部废热销售至回水侧）下实现。涉及部分废热销售或供水侧输送的情景即使废热价格较高也通常产生负现金流。本研究基于实际极化曲线数据，为电解制氢与区域供热集成提供了定量参考，但存在局限性：仅基于单一案例位置和DH需求曲线，PEME性能来自一台商业机组，且经济分析假设静态能源价格。总体而言，该研究提出了一种提高电解制氢系统能效和经济回报的实用途径。
