英国枯竭气藏中氢地质储存的技术经济优化

《ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT》：Techno–economic optimisation of hydrogen geological storage in UK depleted gas reservoirs

　　

长期储能正成为英国管理可再生能源间歇性、长时间低发电期以及能源弃电问题的关键手段。枯竭天然气藏因其可观的容量、已证实的封闭性以及充分表征的地质特征，为大规模地下储氢提供了有前景的选项。然而，目前仍缺乏将储层尺度行为与成本最优的英国储能组合相连接的系统性评估。在此，研究人员构建了一个成本感知的组合优化框架，该框架结合了成组分储层模拟、代理建模以及涵盖代表性英国储层性质与运行条件的技术经济优化。模拟结果识别出渗透率、孔隙度、储层压力以及氢气（H₂）与缓冲气之间的密度差是采收率的主导控制因素，而注入速率和循环时长的影响相对较小。这些结果支撑了一个高精度代理模型的建立，该模型能够针对5至200太瓦时（TWh）的交付需求快速评估可行的储氢配置。通过将储层依赖性采收率与氢气损失、纯化及储氢系统成本相关联，该框架确定了枯竭气藏与运行策略的成本最优组合。优化后的组合产生的长期平准化储能成本约为30–60美元·兆瓦时^?1（$ MWh^?1）。较高的交付需求通常会增加成本，因为可用于分摊基础设施和库存成本的年度循环次数更少。当纯化成本接近氢气生产成本时，5 TWh案例倾向于选择2–4的缓冲气比率，而对于100 TWh及以上的需求，该比率降至0–1；低成本的纯化则使优选比率趋近于零。在所有情景中，所选储层始终表现出10–30毫达西（mD）的渗透率、0.10–0.15的孔隙度以及250–300巴（bar）的压力，这些条件能够在维持实际可交付性的同时减少浮力混合。

**论文解读：英国枯竭气藏氢地质储存的技术经济优化**

**1. 研究背景与问题提出**

随着全球对减少碳排放的重视以及可再生能源占比的迅速提升，能源供需之间的时空错配问题日益严峻。英国作为一个可再生能源占比较高的国家，其电力系统面临着显著的间歇性挑战。根据英国皇家学会的研究预测，到2050年，英国年电力需求预计将达到570–670太瓦时（TWh），而依赖风能和太阳能将导致每年数十至超过100 TWh的能源缺口。传统的短时储能技术，如电池和抽水蓄能，难以在经济和技术上满足季节性乃至跨年度的TWh级储能需求。因此，开发大规模、长时储能解决方案成为构建可再生能源主导能源系统的关键。

地下储氢（UHS）因其能够提供大规模、长时储能而备受关注。在众多地质构造中，枯竭油气藏因其经过验证的完整性、已有的基础设施和详尽的地质表征而具有独特优势。然而，尽管英国拥有巨大的理论储氢潜力，现有研究大多停留在对静态容量的评估或单一储层的详细模拟层面，未能将储层尺度的复杂物理过程（如气体混合、浮力驱动分离）与系统级的投资决策（如储层选择、运行策略优化）有效结合。具体而言，缺乏一个能够回答“为满足特定氢气交付目标，应选择哪些储层以及如何运行它们以实现最低成本”这一核心问题的系统性框架。此外，储层性能（如回收因子RF）受多种因素耦合影响，且缓冲气策略与表面纯化成本之间存在关键的经济权衡，这些都需要在一个统一的优化框架内加以解决。

**2. 研究内容与核心方法**

针对上述研究空白，本研究开发了一个基于物理信息的技术经济框架，用于评估英国枯竭气藏UHS组合的性能。研究人员首先构建了一个包含96个英国枯竭气藏的数据集，并利用拉丁超立方采样（LHS）方法生成更广泛的、地质上一致的合成样本，以覆盖更全面的参数空间。随后，研究人员采用DuMu^x开源模拟器的单相多组分（1pnc）模块，在二维径向坐标系下进行了超过2400次成组分储层模拟，量化了十个储存循环周期内的气体混合与采收行为。模拟考虑了渗透率、孔隙度、压力、温度、注入/采出（I/W）速率、循环时长、缓冲气类型及氢气缓冲气比率等多种变量。基于模拟生成的数据集，研究团队训练并验证了一个人工神经网络（ANN）代理模型，用于快速预测不同设计方案下的回收因子（RF）。最后，该代理模型被集成到一个混合整数线性规划（MILP）优化框架中，该框架以总系统成本最小化为目标，能够从包含20万个可行运行情景的库中，为5至200 TWh的年度交付需求选择成本最优的储层组合与运行策略。研究还通过设置不同的氢气生产成本（3–5 $ kg^?1）和变压吸附（PSA）纯化成本情景，探讨了经济不确定性对最优缓冲气策略的影响。

**3. 研究结果**

**3.1 物理控制因素与敏感性分析**

研究发现，氢气采收率（RF）与修正的Péclet数（Pe）和浮力数（N_g）呈现出系统性的关联。RF随Pe的增加而增加，表明更强的平流输送相对于扩散-弥散作用有助于减少混合并提高采收纯度；RF则随N_g的增加而降低，反映出更强的浮力驱动垂直分异会加剧气体混合。距离广义敏感性分析（DGSA）进一步量化了各参数的影响，结果表明渗透率是控制RF的最主要因素，其次是控制密度差的参数（如缓冲气类型、压力、温度）和孔隙度。相比之下，注入速率和循环时长等运行参数的影响相对较小，这表明储层选择和地质条件对氢气采收率的控制作用远大于运行条件。

**3.2 代理模型性能**

训练后的ANN代理模型在测试集上表现出优异的预测精度，决定系数R2达到0.9980，均方误差（MSE）为10^?5。针对优化所选15个情景的物理重模拟验证显示，模型预测的第十周期RF值与全物理模拟结果之间的均方根误差（RMSE）仅为0.017，证实了代理模型在优化框架中使用的可靠性。

**3.3 不同交付需求下的成本与性能**

优化结果显示，在30年项目周期内，满足不同年度交付需求（5至200 TWh）的最优组合产生的平准化储能成本（LCOS）约为30–58 $ MWh^?1。LCOS随交付需求的增加而上升，但并非线性关系，高需求情景下因循环频率受限，成本增加趋于平缓。成本分解表明，氢气补充成本是LCOS的最大贡献者（约41%–47%），其次是压缩系统（约25%–40%）。

**3.4 缓冲气与纯化的经济权衡**

研究通过纯度成本指数（PCI = C_H2/C_PSA）分析了缓冲气与净化策略的经济权衡。结果表明，对于5 TWh等低交付需求，较高的氢气缓冲气比率（2至4）在经济上具有优势，因其能显著提高采收率。然而，对于100 TWh及以上的大规模交付需求，最优缓冲气比率接近零，因为保留大量有价值的氢气作为缓冲气成本过高，转而依赖储层筛选和表面纯化更为经济。

**3.5 最优储层特征**

在所有优化情景中，被选中的储层表现出高度一致的物理特性：渗透率集中在10–30 mD，孔隙度在0.10–0.15之间，储层压力在250–300 bar范围。这识别出一个物理稳健的“最佳点”，这些条件在抑制浮力混合的同时维持了实际的可交付性。核心里程碑式的储层包括Ravenspurn、Clipper North、Saltfleetby、Indefatigable及Viking群（V-fields），它们大多位于英国东海岸和南部北海，靠近现有天然气终端和管网基础设施。

**4. 总结与结论**

本研究通过集成成组分模拟、代理建模与技术经济优化，成功构建了一个适用于英国枯竭气藏规模储氢组合评估的框架。研究得出以下核心结论：储层筛选（尤其是渗透率、孔隙度、压力和密度差）对采收率的主导作用远超运行参数调节；不同缓冲气类型的影响可通过统一的Pe-N_g关系进行表征，其本质是密度差效应；LCOS最终收敛于30–60 $ MWh^?1的区间，主要由年度循环频率和纯度管理策略决定；缓冲气的经济合理性取决于氢气生产成本与纯化成本之间的平衡；英国最优储层选择集中在低渗透率、中等孔隙度和高压力的狭窄地质窗口内，这为实际部署提供了稳健的物质基础。该框架具备向其他地区推广的潜力，但具体结果需根据当地数据进行重新校准。