《Applied Sciences》：Integrated Multi-Energy Microgrids for Port Decarbonization: A Techno-Economic Assessment of CHP-Based Cold Ironing Under Grid Constraints
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随着环境保护法规的日益严格以及岸电解决方案的不断推广，港口作业的脱碳变得愈发重要。然而，传统岸电系统（OPS）的大规模部署往往受到电网容量有限、基础设施成本高昂以及电网电力环境绩效波动性的制约。在此背景下，本研究探讨了集成式港口微网能否为电网受限港口实现冷熨烫
随着环境保护法规的日益严格以及岸电解决方案的不断推广，港口作业的脱碳变得愈发重要。然而，传统岸电系统（OPS）的大规模部署往往受到电网容量有限、基础设施成本高昂以及电网电力环境绩效波动性的制约。在此背景下，本研究探讨了集成式港口微网能否为电网受限港口实现冷熨烫提供可行替代方案。研究以一座最大电网输入容量为3 MW、峰值岸电需求约为20 MW的商业港口为案例，评估了两种替代配置：传统船载辅助发电机发电，以及集成热电联产（CHP）机组、光伏发电、电池储能和通过热回收实现热力集成的微网方案。结果表明，在案例研究假设条件下，与船载发电相比，集成微网能够满足所需岸电需求，同时显著降低成本和排放。所提出的配置实现了0.157 �/kWh的平准化能源成本（LCOE），较传统船载辅助发电机发电降低约22%，年CO?排放量减少约36%。该系统在模拟的24小时电网中断期间（以小时级仿真分辨率计）仍能维持运行连续性，同时采用N+1准则对现场发电架构进行单独选型。除量化效益外，研究结果还凸显了热电联产作为港口基础设施内多种能源载体集成使能技术的作用。通过将发电、热回收、可再生能源和储能在协调的微网架构中耦合，所提出的解决方案将电网容量限制转化为能源系统优化的机遇。本研究丰富了关于港口作为多能源枢纽的文献，并提供证据表明，在所研究的条件下，基于热电联产的集成微网可代表一种技术上可行、经济上具有竞争力的路径，以支持电网增容受限、延迟或成本高昂港口的冷熨烫应用。
随着国际海事组织（IMO）碳强度目标趋严及欧盟FuelEU Maritime法规和替代燃料基础设施法规（AFIR）等区域性法规的强制要求，港口作为全球供应链关键节点，其脱碳进程日益紧迫。船舶靠港期间通常依赖船载辅助发动机供电，产生大量CO?及NOx、SOx、颗粒物等局部污染物。传统岸电（OPS）虽能实现“冷熨烫”并减少靠港排放，但其大规模部署受限于经济性不佳、电网环境绩效的区域依赖性、缺乏标准化以及“先有鸡还是先有蛋”的采用困境等多重障碍。尤其在许多港口，当地电网容量有限，满足大型船舶动辄数兆瓦的岸电需求需昂贵且耗时的电网增容改造。针对这一基础设施瓶颈，本研究将港口视为多能源枢纽，探讨在电网容量约束下，集成热电联产（CHP）、光伏（PV）、电池储能（BESS）和热回收的微网系统能否为冷熨烫提供可行替代方案。研究人员以最大电网输入容量为3 MW、峰值岸电需求约20 MW的商业港口为案例，构建了电力和热力年负荷曲线（8760小时），设计并优化了微网配置，通过小时级时域仿真评估其经济、环境与运行性能，并与传统的船载辅助发电机基线方案进行对比。研究得出以下核心结论：在案例假设条件下，集成微网能够完全满足岸电需求，平准化能源成本（LCOE）为0.157 �/kWh，较船载发电的0.202 �/kWh降低约22%；年CO?排放量从32,592 tCO?/年降至20,702 tCO?/年，降幅约36%。该系统在模拟的24小时电网中断期间（小时级分辨率）保持供电连续性，并按N+1冗余准则设计现场发电架构。敏感性和“碳优先情景”分析表明，电网电价和电网碳强度是影响经济和环境绩效的主要因素，而技术成本（CHP和BESS的CAPEX）波动影响相对有限。研究的意义在于首次提供了量化证据，表明基于热电联产的集成微网可以在电网增容受限的港口中，作为一种技术上可行、经济上有竞争力的冷熨烫供电路径，同时通过电-热耦合将港口从单纯电力消费者转变为多能源枢纽，为未来可再生燃料（如生物甲烷、氢气混合物）的逐步集成提供了基础设施平台。
为开展研究，研究人员主要采用了以下关键技术方法：首先，基于先前已发表工作[51]中的方法，构建了包含四类船型（集装箱船、邮轮、RoRo/渡轮、油轮）及港口基线负荷（150–300 kW）的全年逐时电力负荷曲线，并建立覆盖空间供暖、生活热水、空间冷却及工艺热的终端热力负荷模型（终端面积10,000 m2）。其次，定义两种候选能源供应架构：配置A（船载辅助发动机发电）作为基线，配置B（集成微网）包含六台4.5 MW CHP机组（满足N+1冗余）、2 MW光伏（受屋顶空间限制）、2 MW/4 MWh电池储能系统（BESS，20–80% SOC运行窗口）以及热回收与蓄热缓冲。再次，采用商业微网仿真优化软件，以总生命周期成本最小化为目标，将CHP台数、BESS功率与容量、PV容量作为设计变量，在3 MW电网输入上限及技术约束下进行确定性、时间序列仿真，优化并评估全年8760小时运行。经济评估采用平准化能源成本（LCOE）指标（资本成本摊销20年，折现率5%），热回收效益通过锅炉燃料节省量单独评估；环境评估在Scope 1+Scope 2边界内计算CO?排放。最后，通过单因子（OFAT）敏感性分析检验电网电价、CHP CAPEX、BESS CAPEX、天然气价格的影响，并采用“碳优先调度”情景评估电网碳强度（150–600 gCO?/kWh）的作用，同时利用确定性24小时电网中断仿真评估系统恢复力。
**3.1 基准情景下配置A与配置B的结果**
**3.1.1 配置A：船载辅助发动机发电**
在配置A中，船载辅机满足年电力需求46.21 GWh，另有8.31 GWh/年的港侧基础设施负荷由电网供应。采用单位燃料消耗和排放系数，年船用柴油（MDO）消耗量约10,166公吨，总年CO?排放量约32,592 tCO?/年。船侧年供电成本约932.6万欧元，加上港侧电网供电成本166.2万欧元/年，总年电费约1099万欧元，对应54.52 GWh总电力的平均成本约0.202 �/kWh。该配置为对比提供了基线参考。
**3.1.2 配置B：集成港口微网**
经优化，微网资产规模确定（CHP 6×4.5 MW、PV 2 MW、BESS 2 MW/4 MWh）。全年电力供应中，CHP占62%，电网输入（受3 MW上限约束）占33%，光伏占5%。微网实现LCOE为0.157 �/kWh，较船载基线降低约22%，年总能源采购成本（燃料+电力）为630万欧元；年CO?排放量约20,702 tCO?/年，较基线减少约36%。代表性周（168小时）运行结果显示：CHP和电网分别满足55%和37%的电力需求，光伏贡献7%，BESS贡献可忽略；光伏发电全部被消纳，无弃光。BESS在周内放电24小时、充电20小时，最大放电功率约0.94 MW，最大充电功率约1.053 MW，SOC保持在20–80%范围内。模拟6月3–4日24小时电网中断期间，微网在孤岛模式下运行，小时级分辨率下无负荷削减，满足N+1冗余设计标准。
**3.2 敏感性与“碳优先情景”分析结果**
电网电价±30%变化引起LCOE最大波动（从0.137 �/kWh到0.177 �/kWh，变化±13%），但CO?排放不变（20,702 tCO?/年）。CHP CAPEX变化（?10%/+20%）使LCOE在0.154–0.162 �/kWh之间变化。BESS CAPEX ±20%的影响极小（LCOE变化小于0.001 �/kWh）。天然气价格±20%使LCOE在0.147–0.156 �/kWh之间，CO?排放基本稳定。电网碳强度从基准降低至150 gCO?/kWh时，年排放降至约15,350 tCO?/年（?26%）；升高至600 gCO?/kWh时，排放升至约21,295 tCO?/年（+3%）。碳优先调度下，优化结果改变了能源组合，LCOE分别变为0.170 �/kWh（150 gCO?/kWh）和0.121 �/kWh（600 gCO?/kWh）。总体表明，电网电价和碳强度是经济和环境绩效的主导驱动因素，技术成本不确定性影响有限。
**4. 讨论**
研究结果支持集成微网在电网受限港口场景中优于船载辅机发电。经济优势主要源于CHP较高的电效率（42–45% vs. 辅机约32.5%），热回收进一步减少锅炉燃气消耗约10%（锅炉容量从55 MW_th降至50 MW_th），体现了热电联产耦合电-热流的系统价值。敏感性和碳优先分析揭示了经济与环境驱动因素的结构性分离：电价和碳强度分别主导经济和环境绩效，而技术成本影响有限。与文献相比，本研究填补了多数微网研究缺乏与船载基线显式技术经济对比的空白，并强调外部电力市场条件是投资风险的关键。政策启示包括：港口可采用现场集成发电应对电网增容困难；长期电价机制和监管稳定性比设备成本波动更重要；国家电网脱碳政策直接影响港口排放结果；“港口作为能源枢纽”战略可实现超越合规驱动的系统优化。
**5. 结论**
本研究评估了电网受限港口环境下集成港口微网用于冷熨烫的技术经济与环境性能。在案例假设条件下，集成微网能在3 MW电网约束下满足约20 MW峰值岸电需求，并将LCOE从船载辅机的0.202 �/kWh降至0.157 �/kWh（降低约22%），年CO?排放量从32,592 tCO?/年降至约20,702 tCO?/年（降低约36%，Scope 1+Scope 2边界）。系统在小时级仿真下可维持24小时电网中断期间的孤岛供电连续性。更重要的是，热电联产的作用不仅是提供清洁电力，更是多种能源载体集成的使能技术，将电网容量限制转化为优化机会。该微网架构可视为一个能够随燃料脱碳（如生物甲烷、合成甲烷、氢混合物）逐步演进的基础设施平台，支持港口从能源消费者向多能源枢纽转变。未来研究应扩展至替代燃料情景、全生命周期排放边界、多变量不确定性分析及不同港口类型，并探索微网与灵活性市场及区域能源基础设施的互动。
