《ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT》：System-level techno-economic analysis of hydrogen-fuelled genset internal combustion engines with exhaust-driven power recovery
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摘要
氢燃料内燃机（H2-ICE）正日益被视为过渡性低碳发电技术，但其在开式循环运行下受效率降低和电力成本高企的制约，部署受限。本研究基于ASPEN流程模拟框架，对汽油发电机组、开式循环氢燃料发电机组以及集成余热回收的氢燃料内燃机发电系统开展了统一的热力学与技
摘要
氢燃料内燃机（H2-ICE）正日益被视为过渡性低碳发电技术，但其在开式循环运行下受效率降低和电力成本高企的制约，部署受限。本研究基于ASPEN流程模拟框架，对汽油发电机组、开式循环氢燃料发电机组以及集成余热回收的氢燃料内燃机发电系统开展了统一的热力学与技术经济比较。在所考察的最高稳定燃空当量比条件下（汽油φ = 1.045，氢气φ = 0.857），开式循环氢燃料内燃机的制动热效率为33.4%，较汽油机的40.5%低17.5%。为缓解该效率损失，研究集成了一台排气端安装的电动涡轮发电机（ETG）与质子交换膜（PEM）电解槽，用以回收排气能量并实现原位氢气再生。当以发动机制动输出与回收电力输出的组合来评估系统性能时，集成余热回收的氢燃料内燃机在ASPEN模拟中达到54.4%的表观扩展系统级能量利用系数，理论分析结果为52.3%。在每天运行5小时、每年运行365天的规定工况下开展的技术经济分析表明，相对于汽油，开式循环氢燃料使平准化电力成本（LCOE）上升约34%（灰氢）和超过400%（绿氢）；而余热回收使灰氢LCOE降至0.727 MYR kWh?1，较开式循环氢燃料降低39.4%，较汽油降低18.6%。总体结果表明，氢燃料内燃机的可行性取决于系统级能量回收与集成而非独立发动机效率，凸显了在有利的集成与部件成本假设下，集成余热回收的氢燃料内燃机作为过渡性低碳固定式发电概念的热力学潜力。
论文解读
**一、研究背景与问题**
全球能源需求在过去一个世纪持续快速扩张，人口增长与工业化进程是主要驱动力。尽管可再生能源部署取得显著进展，化石燃料仍主导全球能源结构，约占一次能源供应的76%。石油消费量从2008年的39.28亿吨增至2021年的53亿吨，化石燃料依赖与日俱增，环境压力持续加剧。在此背景下，开发可靠且经济可行的零碳发电技术成为迫切需求。
氢气凭借其高质量能量密度和终端利用零碳排放的特性，成为全球脱碳战略的核心能源载体。在氢能转换技术中，质子交换膜燃料电池（PEMFC）与氢燃料内燃机（H2-ICE）是最为成熟的两种路径。PEMFC系统效率可达56%–62%，但依赖高纯度氢气、昂贵催化剂和易退化膜，导致高资本成本和耐久性受限。相比之下，H2-ICE依托成熟的发动机架构与供应链，具有较低资本成本、更简单的系统集成和快速瞬态响应优势，制动热效率可超过40%，优化配置接近50%。然而，传统汽油和柴油发电机组仍凭借低初始成本和成熟的可靠性主导固定式与分布式发电市场，但其环境足迹显著：柴油发电机组每千瓦时排放0.5–0.9 kg CO?和4–12 g NOx，汽油机组每千瓦时排放约0.8 kg CO?和3–5 g NOx。
现有研究存在的关键问题包括：第一，氢内燃机燃烧优化、燃料喷射策略和NOx抑制等研究多局限于发动机层面，与系统级排气能量回收和氢气再生脱节；第二，多数研究采用零维或一维循环模型、经验关联式或台架测试，难以与系统级热力学、火用和经济分析耦合；第三，余热回收（WHR）技术（如有机朗肯循环、热电发电机、涡轮复合等）几乎仅针对传统烃类燃料发动机研究，在氢内燃机系统中基本未被探索；第四，现有氢基发电系统（混合架构、底部循环余热回收、富氧/全氧发动机概念）均未将排气能量回收与原位氢气再生直接耦合。因此，亟需一个统一的系统级框架来评估废气驱动能量回收与氢气再生集成的热力学与技术经济可行性。
**二、研究目标与意义**
本研究针对上述空白，提出了一种新型氢内燃机构型——将排气端安装的电动涡轮发电机（ETG）与质子交换膜电解槽耦合，利用排气能量驱动水电解，实现部分原位氢气再生，形成一个部分闭合的氢循环。研究通过统一的基于ASPEN Plus的过程模拟框架，对汽油发电机组、开式循环氢内燃机发电机组和集成余热回收的氢内燃机发电系统进行全面的热力学、火用和技术经济比较分析，旨在回答氢内燃机系统可行性的根本问题：系统级能量集成是否比独立发动机效率更能决定其技术经济竞争力。该研究发表于《ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT》。
**三、主要技术方法**
研究采用基于ASPEN Plus的过程模拟框架开展系统级建模与分析。具体包括：采用RSTOIC反应器以全局集总反应机理对汽油（以异辛烷C?H??为代表）和氢气燃烧进行建模，通过固定进气质量流量并调节燃料流量实现燃空当量比（φ）控制；将理想奥托循环分解为等熵压缩、定容燃烧、等熵膨胀等序列化单元操作模块，在ASPEN Plus中构建发动机等效稳态过程模型；基于扩展Zeldovich机理建立温度依赖的半经验归一化NOx生成倾向指数（NFPI）方法，用于比较不同工况下热力NOx生成倾向；基于理想气体火用公式开展火用分析，评估不可逆性与火用效率；采用平准化电力成本（LCOE）模型评价经济性能，并开展资本成本与运行时间敏感性分析。研究以本田EB10000级发电机组为基准平台，额定电输出约9–10 kW，样本来源于商用发电机组规格参数。
**四、研究结果**
**4.1 能量性能**
能量分析结果表明，汽油发电机组在所考察的φ = 0.636–1.068范围内，制动热效率（BTE）为38%–45%，制动力率为6.4–12.8 kW，制动比油耗（BSFC）为0.18–0.22 kg/kWh。开式循环氢内燃机在φ = 0.475–0.857范围内，BTE为28%–38%，明显低于汽油；BSFC为0.08–0.11 kg/kWh，质量基燃料经济性优于汽油。在最高稳定当量比下（汽油φ = 1.045，氢气φ = 0.857），开式循环氢内燃机BTE为33.4%，较汽油的40.5%低17.5%。集成余热回收后，系统级效率显著提升：在最高当量比下，系统级效率较开式循环基线提高61.4%（理论计算）和约84.0%（ASPEN模拟），BSFC分别降低38.5%和40.3%。在最高当量比下，ASPEN模拟的峰值氢气再生速率为0.0531 kg h?1，理论值为0.0367 kg h?1，可抵消约8.8%（ASPEN）和6.1%（理论）的外部氢气需求。负荷敏感性分析表明，部分负荷工况下排气能量可用性下降，氢气再生潜力相应降低，但集成配置相对开式循环的优势仍然保持。
**4.2 火用性能**
火用分析显示，氢气运行的排气火用高于汽油：在φ = 0.857时氢气排气火用约19.7 kW，而汽油在φ = 0.886时约10.8 kW，氢燃料高约82.4%。火用效率方面，氢燃料为37.5%–37.9%，汽油为40.1%–41.1%，氢燃料略低。氢燃料的火用破坏显著低于汽油：在可比条件下，汽油火用破坏约5.0 kW，氢燃料仅约2.3 kW，汽油高约117.4%。可持续性指数（SI）方面，汽油平均约1.7，氢燃料约1.6。这些结果为氢燃料内燃机排气能量回收提供了热力学依据。
**4.3 排放特性**
汽油机排放分析结果与文献吻合：CO?体积浓度预测为11%–16%，制动比CO排放为0.02–0.08 kg/kWh，随当量比升高CO?降低而CO增加。开式循环氢内燃机以水蒸气为唯一主要燃烧产物，制动比H?O排放为0.71–0.91 kg/kWh。基于NFPI方法估算的热力NOx排放随当量比升高而快速增加：在φ = 0.857时最大约4.01 g/kWh，超稀燃条件下低于0.05 g/kWh，与文献报告范围一致。部分闭合循环配置中，由于氧气再循环引起的富氧效应，NOx排放较开式循环基线仅增加约0.6%–1.75%，增幅有限。
**4.4 经济可行性**
LCOE分析结果表明，开式循环氢燃料显著增加发电成本：灰氢LCOE为1.199 MYR/kWh（ASPEN）和1.084 MYR/kWh（理论），较汽油的0.893和0.816 MYR/kWh上升约34%；绿氢LCOE高达4.506和4.071 MYR/kWh，较汽油增加超过400%。集成余热回收后，灰氢LCOE降至0.727 MYR/kWh（ASPEN）和0.787 MYR/kWh（理论），较开式循环氢燃料分别降低39.4%和27.4%，较汽油分别降低18.6%和3.6%；绿氢LCOE降至2.576和2.799 MYR/kWh，较开式循环分别降低42.8%和31.2%。资本成本敏感性分析显示，PEM电解槽成本变化对LCOE的影响大于ETG成本变化；运行小时数方面，从5 h day?1降至2 h day?1时灰氢WHR系统LCOE上升34.0%，增至8 h day?1时降低8.5%，系统利用率是经济竞争力的关键决定因素。
**五、讨论与结论**
讨论部分指出，本研究所提出的ETG-电解槽集成方案与现有余热回收技术相比，其创新性不在于最大化瞬时能量回收效率，而在于实现部分闭合循环的燃料再生利用，扩展了余热回收的功能边界——从单纯的能量效率提升延伸至集成燃料利用策略。火用分析结果强调，热力学比较必须在统一的发动机匹配框架下进行，本研究为实现汽油与氢燃料发动机的同等平台比较提供了方法论基础。稳态模型的局限性（包括瞬态行为、部分负荷性能、排气背压效应和长期耐久性）已被明确界定。
研究结论指出，氢内燃机常被报道的效率偏低和高运行成本问题，很大程度上与传统的开式循环运行相关，而非氢燃料本身的固有局限。研究证明：开式循环氢内燃机在效率方面较汽油存在约17.5%的相对劣势，但集成ETG与电解槽后系统效率可提升至54.4%（ASPEN）和52.3%（理论），超过汽油基准；灰氢LCOE可降至0.727 MYR/kWh，较开式循环氢燃料降低39.4%，较汽油降低18.6%；集成配置在富氧条件下仅引起0.6%–1.75%的NOx小幅增加。总体而言，余热集成氢内燃机系统在系统级效率上可超过传统汽油发电机组，同时保持相对较低的NOx排放，在有利的集成、利用率和氢气供应条件下，可作为低碳固定式与离网发电的技术可信过渡方案。未来研究应聚焦动态模拟、详细燃烧与排放建模、化学平衡与反应动力学机理的引入，以及集成ETG–PEM电解槽系统的实验验证。
