氢气和氨气的高安全性差压发电技术的设计与评估 宋国辉、 王翔、 顾海明、 王胜、 徐静欣、 梁才、 赵浩、 王立荣

《Hydrogen》：Design and Evaluation of High-Safety Differential Pressure Power Generation Technologies for Hydrogen and Ammonia Gas Guohui Song, Xiang Wang, Haiming Gu, Sheng Wang, Jingxin Xu, Cai Liang, Hao Zhao and Lirong Wang

　　摘要：利用压差能量生产绿色氢气和氨气存在显著的安全挑战。本文提出并设计了两种零排放技术方案：一种基于磁耦合传输，另一种基于双磁流体密封。首先使用DWSIM软件（版本8.6.6）对这两种方案在DN200管道上的能量性能进行了分析，随后评估并比较了平准化电力成本和动态回收期。结果表明，基于磁耦合传输的方案能量效率相对较低（54.9–61.7%），而基于双磁流体密封的方案虽然更复杂，但能量效率更高（65.8–67.1%）。在0.5 MPa的压差下，这两种方案的平准化电力成本估计低于中国燃煤电厂的上网电价，动态回收期预计少于5.5年。总体而言，这两种方案在节能和盈利能力方面都具有优势，值得进一步实验研究和试点测试。

1. 引言
节能是实现中国碳达峰和碳中和目标的关键途径。在天然气系统的多个阶段，包括井场、集气站、净化厂、调压站和终端设备中，都需要进行压力调节[1]。近年来，人们投入了大量精力研究将压差能量转化为机械能，再转化为电能的天然气压差发电技术[2]。中国石油天然气集团公司已经部署了数十个此类项目，其额定容量从150千瓦到3000千瓦不等，压差范围为0.4–3.5 MPa[1]，显示出显著的节能和减排效果。此外，其他流体和场景下的压差发电技术也引起了研究人员的关注，例如热水压差发电[3]和蒸汽压差发电[4]。压差能量回收是一种积极的节能和减排措施，并具有一定的技术成熟度。

在全球能源转型背景下，绿色氢气和氨气作为清洁、可持续的能源载体，具有广阔的发展前景。2021年，中国建设了数十个绿色氢气项目，2025年成为该领域的一个关键里程碑[5]。最近，绿色氨气作为无碳的氢气储存和运输载体受到了广泛关注。随着对氢气和氨气需求的增加，由于其安全性、高效率、可扩展性和经济优势，管道运输预计将成为长距离和大规模输送的主要方式[6,7]。管道运输过程中也会产生压力损失，使用节流阀或自力调节器来降低压力会导致大量压差能量的浪费。因此，应回收并利用这些步骤中的压差能量。

然而，现有的天然气压差能量利用技术不能直接应用于氢气或氨气。氢气在物理和化学性质上与天然气有很大差异，更容易从管道接头、法兰、阀门等连接处泄漏[8,9]。此外，氢气的易燃范围广且点火能量极低，存在火灾和爆炸等严重安全风险。氨气的安全性问题主要涉及火灾和健康危害[10]，在特定条件下与空气混合可能形成爆炸性混合物。高浓度吸入氨气会导致呼吸困难和肺部损伤。氢气和氨气的安全保障措施（如密封、防泄漏和阻燃剂）要求更为严格[11,12]，需要开发专门的高安全技术。

膨胀过程是压差发电的核心转换过程。以往关于氢气或氨气膨胀过程的研究大多与氢气液化[13]、氢气加注[14]或氨气制冷[15]相关，这些过程的工作条件与压差发电有很大不同。最近，一些研究人员研究了用于燃料电池氢气压力调节的压差能量回收[16]。Singer等人研究了不同的膨胀机和概念，以利用氢气压力能为质子交换膜燃料电池提供能量[16]。Rufer设计并评估了一种六缸两级活塞膨胀机，用于回收燃料电池车辆的氢气膨胀功[17]。在这些研究中主要使用了活塞膨胀机，但未重点关注或定量研究密封措施和泄漏率。理论上，各种类型的动力设备（如涡轮机、螺杆膨胀机和双转子膨胀机）都可以用于氢气和氨气的压力回收[18]。在天然气和氢气的流体机械中，通常使用干式气体密封，这些密封需要配备辅助设备和电气装置，占用相应空间[19,20]。另一种常见选择是机械密封，但可能采用易损坏的轴承，维护成本高且大修周期长[18]。根据相关规范，氢气压缩机的泄漏率通常不超过33.5 cum/h，具体取决于密封压力、旋转速度和平衡直径[21]。这种泄漏率会导致能量损失或潜在危险。理想的膨胀过程应实现零泄漏和低维护要求。然而，据我们所知，还需要开发专门针对氢气和氨气压力回收的技术解决方案。

高效、安全地利用氢气或氨气的压差能量代表了一个有前景的节能机会。关键挑战在于实现高度可靠的密封和防泄漏。针对低压和中压场景以及低至中等流量情况，我们提出并分析了两种零排放的氢气和氨气压差发电方案，探讨了它们的技术可行性和竞争力（如技术经济性能和减排效果），以明确其未来发展潜力。这项工作有助于安全、可持续的压差能量利用技术的发展。

2. 技术设计与评估方法
2.1. 技术设计
2.1.1. 设计目标
目前关于大规模和多样化氢气或氨气运输管道设施的信息有限，因此本研究参考了天然气管道网络中的压力调节参数。Yang等人总结了十几个天然气压差发电项目的重要参数[1]：压差（Δp）范围为0.4至2 MPa，大多数值约为1 MPa；膨胀比范围为1.1至2.6，大多数值约为1.2；流量范围为38–7百万立方米/天；额定功率容量为150–3000千瓦，相应 nominal 管道直径范围约为DN500至DN1200。

本研究关注中小容量和中等压差场景，如燃气轮机、燃料电池、燃气炉、综合能源站及其附近的上游管道设施等。采用模块化和组合的概念来提高系统的灵活性和可靠性。图1展示了本研究提出的压差发电系统总体方案。根据总膨胀比，气体压力可以通过单级膨胀直接从高压降至低压；或者通过多级膨胀先从高压降至中等压力，再降至低压。根据气体流量，一个膨胀阶段可以使用两个或多个单元。为了提高系统可用性，至少需要两个单元同时运行和备用。基于上述系统设计和我们的制造经验，为单个单元设置了以下参数：nominal 直径≤DN300，入口压力≤6.3 MPa，膨胀比≤2，膨胀机排气温度≥0°C。

图1. 压差发电系统总体方案。氢气泄漏是导致接头故障的主要风险，占60%[9]，因此提高密封性能和降低泄漏风险是本研究的主要目标。常见的密封方式包括机械密封、液压密封、气动密封、迷宫密封和磁流体密封。如何以极低或零泄漏的方式将高压管道或容器内部的旋转轴功高效传递到外部是核心难点。因此，我们首先排除了机械密封方案（因其泄漏风险），然后排除了罐式发电机方案（因其效率低）。接下来，基于磁耦合传输和磁流体密封设计了该方案。

2.1.2. 基于磁耦合传输的技术方案
首先，提出了一种基于磁耦合传输（MCT）的高安全压差发电方案，以实现零泄漏。MCT是一种非接触式耦合方式，通常由两个磁铁组成，中间有隔离罩分隔。一个磁铁连接到驱动部件，另一个磁铁连接到电机，通过N极和S极的磁场耦合传递扭矩[22]。这种方式消除了运动部件之间的物理连接需求，因此在恶劣或难以到达的环境中具有优势。一个单元的示意图如图2所示。磁耦合传输系统在容器内外都安装了带有强永磁体的转子，并配有能够有效传导磁场的压力承受隔离套。这是一种静态密封方式，确保零泄漏，因为密封元件不接触驱动轴。MCT方案的关键硬件包括紧急关闭阀（ESV）、超压节流阀（OTV（可选）预热器（可选）、膨胀机、磁耦合传输轴和用于冷能利用的热交换器。

图2. 基于磁耦合传输的压差发电方案示意图。各组件的主要功能如下：紧急关闭阀控制上游燃料气体流向膨胀机；对于压力波动较大的场景，建议安装超压节流阀以保护下游设施。如果上游压力波动在设计范围内，则不需要此阀。如果膨胀机两侧的压降和温差较小，并且排气温度高于露点，则不需要预热器；否则，应根据压降和环境温度安装预热器来加热上游燃料气体。预热器的热源可以是附近的废热、太阳能或热泵提供的热量。

膨胀机将压差能量转化为机械能，驱动磁耦合传输轴的内转子旋转。减压后，燃料气体通过两个或多个排气口排出膨胀机，然后收集并输送给下游用户。膨胀机可以是螺杆式或涡轮式。螺杆膨胀机成本低、结构简单、稳定可靠，输出特性良好，广泛应用于废热和压差能量回收，其等熵效率在65%至80%之间[1,23]。该设计的目标等熵效率为70%。螺杆膨胀机采用免维护陶瓷轴承，具有耐磨、耐腐蚀、热膨胀系数低、润滑性能优异和抗电解腐蚀等优点。膨胀机壳体由耐氢钢制成，表面涂层处理可进一步提高抗氢脆性[24]。磁耦合传输轴由内外转子组成，采用高性能稀土永磁材料制成。压力承受隔离套安装在膨胀机末端和内外转子之间。图1仅为示意图，并非通用结构图，同轴布置更适合大直径管道[25]。这些组件的排列也可以采用套筒式结构。隔离套筒确保了无泄漏的密封，并将内转子的轴动力传递给外转子。外转子驱动发电机发电，完成从压力能到电能的转换。根据气流变化的特点，可以在发电机前设置一个齿轮箱。轴的传动效率对整个方案至关重要，其效率在80%到90%之间[26]。考虑到高压应用场景和隔离套筒的厚度，这一效率的目标值设定为85%。此外，厚度与磁耦合传动的涡流损耗成正比，涡流损耗随后转化为热能。如果散热不高效且不当，会导致磁体迅速升温并不可逆地退磁。因此，安排了一个热交换器来回收废气的冷能以进行散热。这种具有防泄漏磁耦合传动轴的方案非常可靠；然而，从压力能到电能的整体转换效率可能并不令人满意。

2.1.3 基于双磁流体密封的技术方案
为了提高能量转换效率，提出了另一种基于双磁流体密封（DMFSs）的高安全性差压发电方案。磁流体密封是一种非接触式的自调节密封，利用磁场将磁流体固定在适当位置，为旋转或静止的轴创建一个高度可靠的屏障。它通过将磁场与含有微米或纳米级磁性颗粒的磁液体结合来工作。当暴露在磁场中时，颗粒会沿着磁场线排列，形成一个动态的、自我修复的密封圈。磁流体密封技术已被广泛使用，因为它具有许多优点，如零泄漏、长使用寿命、可靠性和稳定性[27]。如图3所示，DMFS方案的关键硬件包括紧急关闭阀、过压节流阀（可选）、预热器、带有双磁流体密封的旋转轴、氮气压力室、带有齿轮箱的发电机、热交换器（可选）、氮气罐和氮气调节阀（NRV）。在压力室内安装了氮气压力检测器和氢气或氨气检测器，以及相应的控制装置。图3. 基于双磁流体密封的差压发电方案示意图。该DMFS方案在传动轴、膨胀机的低压侧、密封和氮气子单元方面与MCT方案有所不同。DMFS方案中其他组件的结构和功能与MCT方案一致。膨胀机和发电机共享同一根轴，但在材料或表面处理上可能有所不同。MCT方案中的膨胀机在低压侧端面是固体密封的，而DMFS方案中的传动轴则穿过膨胀机的低压侧端面。该方案的核心在于磁流体密封，其特点是初始投资低、维护成本低、密封可靠且传动效率极高（98-99%）。然而，磁流体密封也存在一些问题，例如可能存在非常微小的泄漏。针对放射性物质的磁流体密封的设计和测试表明，泄漏率小于10^-6 mbar?L/s[27]。此外，酸性气体（如H2S）或冷凝物可能会影响磁流体的化学稳定性。氢气可能会溶解在磁流体的基础流体中并渗透出来。氢气在长时间暴露下可能会影响磁流体中纳米颗粒的化学稳定性。最后，这种密封不适合非常大的压力差。因此，为了确保密封的可靠性并防止气体泄漏到外部，在膨胀机后设置了一个氮气压力室；传动轴穿过这个室。在膨胀机和压力室之间的连接处安装了一个磁流体密封，以隔离膨胀机内的燃料气体与室内的氮气。在压力室的另一端安装了另一个磁流体密封，以隔离室内的氮气与周围空气，并保持室内压力。通过氮气调节阀，室内的压力始终高于膨胀机的排气压力，压力差至少为25%。配备双磁流体密封的压力室有三个作用：(a) 减少膨胀机排气端磁流体密封前后的压力差，从而保护密封部件；(b) 在密封失效或故障时，氮气流入膨胀机，防止气体泄漏到周围环境；(c) 通过监测压力室内的氮气压力和氢气浓度的变化，可以在密封失效时提前发出警告。为此，该方案包含了一个专用的低功耗监控和控制模块。

2.2 过程模拟
开源过程模拟器DWSIM（版本8.6.6）被用来对这两个方案进行建模，计算热力学参数和输出功率，以进行定量研究。MCT方案的DWSIM模型如图4所示；DMFS方案的模型类似，本文未展示。采用了Soave–Redlich–Kwong（SRK）状态方程[18]。以15°C的入口温度为基准，当压力差为0.5 MPa时，不需要预热入口气体；当压力差为1 MPa时，需要将入口气体预热到17.7°C，以确保排气温度不低于5°C。DWSIM中的“Heater”用于模拟预热器，假设能量效率为99%，压力降为1 kPa。然后，预热后的气体进入螺杆膨胀机进行膨胀并产生功。“Expander”用于模拟这台机器，给定出口压力和特定的等熵效率（以70%为基准）。由于与传动和发电机相关的能量损失，膨胀机的输出功（Wt1）无法完全转化为功率。传动效率ηmct和ηmfs分别在80-90%和98-99%的范围内。在此模拟中，使用了一个“规格块”（逻辑块）来模拟与传动相关的能量效率。同样，另一个“规格块”用于模拟发电机的机械效率。回收废气冷能的热交换器通过“cooler”进行模拟，能量效率为99%，压力降为1 kPa。该交换器的出口温度与系统的入口气体温度相同。输入数据和假设的详细信息列在表A1中，以1.0 MPa的氢气差压为例。图4. 基于磁耦合传动方案的DWSIM模型。Singer等人报告了单级膨胀机的特定膨胀功（约643 kJ/kg），其等熵效率为60%，压力差在35到15巴之间[16]。通过我们的模拟计算得出的值为639.8 kJ/kg，两者之间的相对差异仅为-0.5%。验证表明我们的模拟是合理的。

2.3 节能评估
能量效率通常定义为有用能量输出与总能量输入的比率。根据工作原理，单元的有用能量包括净输出功率（Wnet）和出口气体的冷能（Qcold）。总能量输入包括与差压相关的能量（Edp）和预热入口气体的能量（Qpreheat）。因此，该单元的整体能量效率（ηO）计算如下：
(1)
其中Wnet是单元的净输出功率（kW），Edp是入口气体的压力能量（kW）。在需要预热但附近热源不足的情况下，一种解决方案是使用热泵或电加热器提供热量，部分发电机的输出功率用于驱动这些设备进行预热。当差压较小且入口气体温度相对较高时，不需要预热，Qpreheat为零。此外，当使用废热进行预热时，也可以忽略Qpreheat。当出口气体温度接近环境温度或安装地点远离冷能用户时，产生的冷能无法利用。当Qpreheat和Qcold为零或可以忽略不计且输出功率是唯一的有用产品时，单元的能量效率（ηp）定义为净输出功率与与差压相关的能量的比率：
(2)
另外，当Qpreheat和Qcold可以忽略不计时，可以通过考虑所有转换步骤的效率来评估能量效率：膨胀机效率（ηexp，%）、MCT的传动效率（ηmct）和DMFS的传动效率（ηdmfs）、发电机效率（ηgen，%）以及自耗率（ηs，%）。ηmct和ηmfs定义为输出轴功与输入轴功的比率。ηs定义为监控和控制模块及其他设备消耗的功率与发电机输出功率的比率。假设两个磁流体密封的效率相等，MCT和DMFS方案的能量效率（ηp,MCT和ηp,DMFS，%）可以如下计算：
(3)
(4)

2.4 经济评估
尽管这两种方案都能安全地回收压力能，但存在成本：MCT方案的传动能量损失较大，而使用两个密封部件并配备氮气系统的DMFS方案的成本可能较高。本研究使用了两个指标，即平准化电力成本（LCOE）和动态投资回收期（PBP），来评估方案的经济性能。在本节中，仅分析了0.5 MPa的差压情况作为保守条件。考虑到排气温度和冷却能力水平以及可能的应用场景，冷却能量相关的收入未包含在以下评估中。然后，LCOE的计算如下：
(5)
其中I0表示初始支出；Ai表示第i年的总年度成本，包括融资、公用事业、维修、维护、劳动力和行政成本。Eele、r和n分别表示年度发电量（kWh）、折现率（%）和设备寿命（20年）。经济模型包括直接和间接资本投资、运营和更换成本、劳动力成本等[28,29]。设备成本是一个重要的基本参数。天然气差压发电系统的单位设备成本通常在10,000 ￥/kW到17,800 ￥/kW之间[30,31]。考虑到市场中的工作压力和材料相关的综合成本调整，MCT和DMFS方案在0.5 MPa压力差下的单位设备成本分别估计约为14,000 ￥/kW和13,000 ￥/kW。年度运营成本估计约为总资本投资的1%[28,29]。年度劳动力成本估计为105 ￥。单位设备成本通常是影响此类技术和经济竞争力的关键指标。鉴于这些数据的高不确定性，本文分析了这一参数的不确定性。从运营成本的角度来看，等效运营小时数（EOHs）可能会随着应用场景的不同而有很大差异，这将导致固定投资成本的平均分配。当不考虑冷能时，电价是决定收入的唯一参数。因此，本研究重点关注了上述参数对经济指标的影响。

2.5避免的碳排放评估
碳排放通常通过温室气体排放量来评估。在该装置中，燃料气体仅作为机械能的载体，既不燃烧，也不发生化学变化或被消耗；因此，装置的运行没有直接产生碳排放。从生命周期评估的角度来看，制造、安装和拆卸过程间接导致了一些碳排放。Giardinella和Gopalakrishnan对三种废物压力回收系统进行了从“起点到终点”的生命周期评估[32]。假设所产生的电力替代了来自区域电网的等量电力，而没有考虑与设备或设施相关的间接碳排放。本研究采用了相同的假设，并进行了从“起点到终点”的评估，但排除了与设施制造和拆卸相关的碳排放。需要注意的是，这可能会低估实际的碳排放量。

避免的碳排放（ACE）是发电量与当地电力碳排放因子的乘积。本研究进一步考虑了中国能源转型期间碳排放因子的变化。因此，产品整个生命周期内避免的碳排放量计算如下：
\[公式（6）\]
其中 \(f_i\) 是第 \(i\) 年的碳排放因子。本研究的时间跨度为2026年至2045年。各年的碳排放因子详见表1[33]。

3. 结果与讨论
3.1 典型运行条件
以两种典型的氢气管道运行条件为例。两种运行条件下的参数如下：进气管道的公称直径均为DN200；体积流量为2500 m3/h；燃料气体的入口温度为15 °C（无需预热）；排气压力为3.6 MPa。不同参数如下：入口压力分别为4.1 MPa和4.6 MPa；压力差（\(\Delta p\) 分别为0.5 MPa和1 MPa；膨胀比分别为1.14和1.28。

3.2 节能效益
表2显示了当 \(\eta_mct\) 和 \(\eta_mfs\) 分别为80%和98%时两种方案的关键结果。在相同的压力差下，DMFS方案的 \(W_p\) 和 \(Q_c\) 显著高于MCT方案（MCT方案中扣除了隔热套的冷却能量）。这主要是因为DMFS方案的传输效率远高于MCT方案。对于同一方案，随着 \(\Delta p\) 的增加，\(W_{net}\) 和 \(Q_c\) 增加，而 \(T_{exhaust}\) 显著降低。设计者应检查在高差压条件下排气温度是否过低。当 \(\Delta p\) 为0.5 MPa时，MCT方案和DMFS方案的 \(W_{net}\) 分别为167.0 kW和200.1 kW，这与一辆乘用车中2.0升涡轮增压发动机的功率相当。当 \(\Delta p\) 为1 MPa时，两种方案的 \(W_{net}\) 分别为386.9 kW和463.5 kW，足以同时为多辆电动汽车充电。在这种情况下，MCT方案和DMFS方案的 \(\eta_p\) 分别为54.9%和65.8%，表明两种方案都具有显著的节能效益，其中DMFS方案表现出更高的能源效率。

图5进一步说明了净输出功率随传输效率和压力差的变化情况。当 \(\eta_mct\) 和 \(\eta_mfs\) 分别为80%和98%时，两种方案之间的 \(W_{net}\) 差异为16.5%。当 \(\eta_mct\) 和 \(\eta_mfs\) 分别增加到80%和99%时，\(W_{net}\) 的差异减小到8.0%。同时，MCT方案的 \(\eta_p\) 从54.9%增加到61.7%，而DMFS方案的 \(\eta_p\) 从65.8%增加到67.1%。MCT方案在密封和维护方面具有优势，但其设计和制造难度更大，能源转换效率较低。相比之下，DMFS方案在能源性能上始终保持一定的优势。

上述评估基于入口气体温度为15 °C且无需预热的情况。本节进一步评估了在不利条件下的能源转换性能。假设入口气体温度为0 °C，附近没有可用的废热，并使用空气源热泵对入口气体进行预热。预热温度（\(T_{preheat}\) 的设定是为了确保排气温度不低于0 °C。假设热泵的性能系数为2.32[34]，其功耗（\(W_{preheat}\) 由该装置的发电机提供。图6显示，在\(\Delta p\)为0.5 MPa的情况下，最低预热温度为9 °C。随着\(T_{preheat}\)从9 °C升至15 °C，\(W_{preheat}\)从138.6 kW增加到231.2 kW。与表1中的\(W_{net}\)相比，与预热相关的能量效率（\(\eta_s\)达到或超过69.3%，即热泵使用了69.3%或更多的输出功率。当\(T_{preheat}\)超过13 °C时，发电机的输出功率小于热泵的功耗。在\(\Delta p\)为1.0 MPa的情况下，最低预热温度为13 °C，随着\(T_{preheat}\)从13 °C升至15 °C，\(W_{preheat}\)从224.4 kW增加到258.9 kW。与预热相关的能量效率达到或超过49.5%。尽管发电机的输出功率仍大于热泵的功耗，但自耗比例仍然很高。显然，在需要预热且没有可用的废热的情况下，整个能源转换性能显著下降。因此，当需要预热且没有可用的废热时，应采用最低的预热温度。此外，上述结果还表明，应优先使用附近的废热进行预热，而不是该装置产生的电力。或者，可以考虑使用太阳能热能或低碳可再生燃料作为热源。

3.3 成本效益
图7显示，随着年等效运行小时数（EOHs）的增加，两种方案的平准化电力成本（LCOE）最初迅速下降，随后缓慢下降。在相同的EOH下，MCT方案的LCOE始终高于DMFS方案。当MCT方案和DMFS方案的EOH分别超过3500小时和2800小时时，它们的LCOE低于中国工业用户的当前电价（\(Pele\)，通常在0.5至0.9 ￥/kWh之间）。当MCT方案和DMFS方案的EOH分别超过5000小时和4600小时时，它们的LCOE低于中国燃煤电厂的上网电价（大约0.4 ￥/kWh，如图7中的点划线所示）。结果表明，在适当的EOH条件下，两种差压发电方案在经济上是可行的。

图8展示了动态内部收益率（PBP）与年EOH之间的关系，其中\(Pele\)表示差压发电单元的售电价格。对于固定的\(Pele\)，PBP最初迅速下降，随后随着EOH的增加而逐渐降低。DMFS方案的PBP始终低于MCT方案。随着\(Pele\)的增加，两种方案的PBP也显著降低。图8中的绿色虚线表示8年的PBP，这是中国能源项目的常见目标值。当\(Pele\)分别为0.5、0.7和0.9 ￥/kWh时，MCT方案对应的8年PBP分别为约6500小时、4700小时和3600小时；DMFS方案分别为约5700小时、4100小时和3200小时。在相同条件下，DMFS方案的经济性能优于MCT方案；然而，随着EOH的增加，两者之间的差距逐渐减小。一般来说，对于EOH低于3000小时的情景，不建议使用这两种方案。对于EOH为6000小时或更高的情况，MCT方案和DMFS方案的PBP值分别在基线\(Pele\)（0.7 ￥/kWh）下不超过5.5年和4.6年，表明它们具有很强的经济竞争力，与天然气差压发电相当[4]。上述结果表明，两种方案都能盈利；然而，在相同条件下，DMFS方案的经济性能优于MCT方案。根据技术和成本模型，MCT方案和DMFS方案的EOH不应低于6500小时和6000小时。

LCOE对设备成本和EOH的敏感性系数分别在0.82–0.84和?0.75–1.5的范围内。PBP对设备成本、EOH和Pele的敏感性系数分别在1.15–1.34、?0.93–?2.5和?0.98–?2.23的范围内。这些结果表明，设备成本、EOH和Pele是方案经济竞争力的关键参数。由于设备成本是根据天然气差压发电设施的成本估算的，因此对设备成本进行了不确定性分析，以进一步探讨两种方案的经济可行性。图9显示，在基准条件（6000小时和0.7 ￥/kWh）下，LCOE和PBP几乎与设备成本的相对变化成线性关系。即使设备成本增加了30%，如图9a所示，MCT方案的LCOE和PBP分别不超过0.42 ￥/kWh和7.7年；而DMFS方案的LCOE和PBP分别不超过0.39 ￥/kWh和6.4年。结果表明，当设备成本适度增加时，两种方案都是盈利的。

3.4 减排碳排放效益
图10显示，当EOH从4000小时增加到8000小时时，MCT方案的ACE从5112 tCO?e增加到10,224 tCO?e，DMFS方案的ACE从6125 tCO?e增加到12,250 tCO?e，两者之间的差异逐渐扩大。减排效益可以通过参考森林的碳汇能力来衡量。中国森林的平均碳汇密度约为40 t/hm2[35]。当EOH分别为4000小时、6000小时和8000小时时，MCT方案的ACE相当于128 hm2、192 hm2和256 hm2森林的碳汇；DMFS方案的ACE相当于153 hm2、230 hm2和306 hm2森林的碳汇。结果表明，使用DN200管道和0.5 MPa压力差的差压发电在其整个生命周期内可以显著减少碳排放。

4. 结论
提出了两种零排放差压发电方案，一种基于磁耦合传输，另一种基于双磁流体密封，旨在解决从高风险气体中回收压力能量的挑战。针对低压和中等压力情景，这两种方案均基于DWSIM建模进行了分析，并在能源效率、经济性能和避免的碳排放方面进行了比较。主要结论如下：这两种方案适用于公称直径为DN300或更小、入口压力不超过6.3 MPa、膨胀比不超过2的情景。建议同时使用两个或更多单元。MCT方案采用静态密封，具有无移动磨损、结构简单且无泄漏风险等优点，但其能源效率相对较低（54.9–61.7%）。DMFS方案使用双磁流体密封，提供了更高的传输效率。由于该方案采用了氮气压力室以及用于监测和控制氮气压力和氢气浓度的模块，因此在能源效率（65.8–67.1%）、密封可靠性、早期预警能力和可维护性方面实现了更好的平衡。在合适的EOH（电解水）条件下，这两种方案的LCOE（平准化成本）均低于中国燃煤电厂的上网电价，其PBP（项目回收期）预计小于5.5年。这两种方案通过无温室气体间接排放的方式发电，对减少碳排放做出了积极贡献。当EOH为8000小时/年时，MCT（螺杆膨胀机）和DMFS（直接甲醇燃料电池）方案的ACE（碳吸收当量）分别相当于256公顷和306公顷森林的碳汇效应。在相同条件下，DMFS方案在能源和经济性能以及碳排放减少方面优于MCT方案。随着绿色氢气和氨基础设施的加速发展，这些方案预计将在管道运输、氢相关化工厂和钢铁厂、燃气轮机发电厂等领域具有应用前景。然而，这些结果和结论基于模拟分析，需要通过实验进行验证。此外，本研究存在以下局限性：首先，膨胀机的效率是系统能源效率的关键指标，但在本研究中保持不变；未来的研究应致力于提高螺杆膨胀机的效率，或者考虑开发高效微型涡轮机作为替代方案。其次，这两种方案的可靠性和使用寿命需要针对目标气体进行严格和全面的测试。第三，设备成本的估算参考了天然气设施的数据，但由于缺乏实际制造数据，应基于实际制造活动进行更准确的成本分析。最后，碳排放评估应从“门到门”方法扩展到“从摇篮到坟墓”的全生命周期方法，并开展更多的实验研究和试点测试。