在半岛型系统中，对绿色氨生产系统在连续动态运行条件下的技术经济分析

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《Fuel》：Techno-economics analysis of green ammonia system under continuous and dynamic operations in semi-islanded system

【字体：大中小】 时间：2026年01月21日 来源：Fuel 7.5

编辑推荐：

　　本研究通过开发高时空分辨率的WSA模型，系统评估了爱尔兰科克、都柏林和利菲三地基于可再生能源的绿色氨生产成本。结果显示动态运行模式在2030年（791.07€/t）和2040年（731.45€/t）均优于连续运行模式，较传统化石基氨生产实现94.63%的碳减排。

里亚德·M·哈布尔（Riadh M. Habour）|詹姆斯·G·卡顿（James G. Carton）|卡莱德·Y·贝努尼斯（Khaled. Y. Benyounis）

都柏林城市大学机械与制造工程学院，爱尔兰都柏林

摘要

本研究对爱尔兰多个地区的绿色氨生产进行了技术和经济评估。该系统基于可再生能源，即光伏和海上风电。根据各地区的可再生能源潜力以及通往欧盟市场的出口港口的可用性，选择了三个地点。爱尔兰首次开发了高时间分辨率的绿色氨生产模型。WSA（风能-太阳能-氨）模型是专门为这项研究开发的，它使用MILP（混合整数线性规划）和优化技术来模拟最低成本的情景。基于Python的模型整合了所有相关的能源子系统，并使用了来自专业库的功能。WSA模型包括使用质子交换膜电解器的大规模氢生产、用于生产氮气的空气分离、哈伯-博施氨合成以及脱盐装置。对于绿色氢气、绿色氨气、纯化海水和氮气，都实现了储存缓冲。模拟了连续运行和动态运行两种情况：连续运行反映了工业可靠性、设备性能稳定性和使用寿命最大化，而动态运行则考虑了可再生能源的间歇性、削减量减少以及系统的灵活性。科克（Cork）被确定为成本最低的地点，其动态运行系统在2030年的平准化氨成本（LCOA）为791.07欧元/吨，在2040年为731.45欧元/吨，优于连续运行系统（2030年为834.27欧元/吨，2040年为741.62欧元/吨）。与基于化石燃料的氨生产相比，该系统可实现高达94.63%的碳减排。

引言

2015年的《巴黎协定》设定了到2050年实现净零碳排放能源系统的目标[1]。这需要在所有领域内进行广泛的能源转型，转向可再生能源系统。国际可再生能源机构（IRENA）确认，实现净零能源系统每年需要减少37吉吨二氧化碳（CO₂）的排放。转型的关键在于转向绿色电力，实现交通和供暖领域的电气化，将绿色气体和液体整合到多个行业中，并开发碳捕获和储存技术[2]。目前，氢气主要通过石油、天然气和煤炭生产用于氨的生产；这种技术在全球范围内很常见，但碳强度很高。相比之下，绿色氢气和紫色氢气是通过电解在电化学反应器中产生的：绿色氢气基于可再生能源，而紫色氢气则基于核反应器产生的电力[40]。氢气的单位质量能量含量非常高；高压氢气（加热值为约39.4 MWh/tH₂）的密度较低。然而，尽管氢气的质量能量含量高，但其密度低。氢气的运输和储存在高压力（100至300巴）或液化形式（温度低于-250°C）下可以是经济可行的[3]。然而，这两种方式的氢气转化往返效率都较低。一项关于多种能源载体形式的氢气和氨气的比较研究表明，使用液态氢气的能源密集度高于氨气[11]，[13]。氢气的能量大约只有氨气的一半，而且氢气的储存成本也远高于氨气[6]。可再生氨气具有许多优势，包括适合季节性储存、高能量密度以及低成本的运输和储存基础设施[8]。为了低成本储存氢气，推荐使用哈伯-博施工艺将其转化为液态氨[4]。哈伯-博施工艺在全球范围内用于将氢气转化为氨气，操作压力为100–250巴，温度在350–550°C之间[39]，[41]。氨气的体积能量密度很高，可以在常压和-33°C下储存。与气态或液态氢气和甲醇相比，氨气是成本最低的能源载体。氨气在室温下的体积能量密度为12.7 MJ/L，而液态氢气为8.49 MJ/L[45]。氨气的燃烧热约为11.2 MJ/L，高于液态氢气的8.58 MJ/L[46]。氨气可以储存在不锈钢罐中，广泛用于化肥生产，全球需求持续增长[5]。为了满足无碳能源系统的需求并保持经济竞争力，预计到2050年氨气的全球需求将增加到每年3.5亿吨[9]。氨气是一种无碳排放的清洁燃料；然而，它是一种有毒且危险的化学液体[12]。由于其较高的体积密度、成熟的技术和完善的全球供应链，氨气比氢气更容易进行国际运输[47]。此外，氨气还可以以0.82–1.66欧元/千克的成本重新裂解回氢气[48]。

在另一项独立研究中分析了北欧地区使用氨气作为Power-to-X技术进行可再生能源电力和供暖以及季节性储存的情况，其中风能、水能和太阳能被用作能源来源。研究结果表明，如果天然气价格超过68.81欧元/MWh，或者碳税超过196.61欧元/吨二氧化碳（tCO₂），所提出的系统将是经济可行的[14]。在北爱尔兰群岛的研究中考虑了2030年的情景，评估了多个地区的哈伯-博施工艺、电力分配网络和管道设施。结果证实，如果配有绿色证书，绿色氨气可以与化石燃料基氨气竞争[15]。在丹麦的一项关于绿色氨气生产的研究表明，2030年和2045年蓝色氨气的生产成本较高，预计额外成本分别为11.4%和40%[22]。在北欧进行的一项研究确定，生产1吨氨气（NH₃）平均需要9.5 MWh的能量，总效率为61%[16]。多项研究还显示，空气分离单元（ASU）系统会排放1.4吨氧气（O₂/吨氨气（NH₃）；氧气在医疗、生物和钢铁行业有许多工业应用，出售氧气可以提高项目的整体投资回报[17]，[18]。

关于绿色氨气生产的技术经济研究提供了多种估计。目前欧盟国家蓝色氨气的平准化成本（LCOA）为298.52欧元/吨氨气（NH₃）。同一研究预测，到2050年，基于可变可再生能源的氨气平准化成本在德国为694.15欧元/吨氨气（NH₃），在西班牙为511.62欧元/吨氨气（NH₃），在沙特阿拉伯为436.09欧元/吨氨气（NH₃[21]。英国最近关于利用海上风电生产绿色氨气的研究使用了多年天气数据，发现当前的LCOA在802至1456欧元/吨氨气（NH₃之间[43]。在伊朗，基于风能和太阳能生产的氨气当前最低成本为594.19欧元/吨氨气（NH₃），而将多余的电力出售给国家电网可以将LCOA降低到537.64欧元/吨氨气（NH₃[29]。澳大利亚的一项研究基于太阳能和风能资源开发了一个绿色氨气系统，并考虑了供需之间的协同作用。优化减少了削减量，并降低了所需的储存容量，同时考虑了电池和氢气储存。2025年和2030年的LCOA分别为649欧元/吨氨气（NH₃和566欧元/吨氨气（NH₃）。研究证实，如果碳成本从105.6欧元/吨二氧化碳（tCO₂开始，绿色氨气将与灰色氨气具有竞争力[42]。在南美洲，研究了在不同地点结合电网和不含电网的混合光伏（PV）和陆上风电系统。模拟表明，半岛型系统是成本最低的选择，与完全离网系统相比可降低成本高达23%。智利使用碱性电解器的离网系统最低成本为842欧元/吨氨气（NH₃[10]。另一项在智利的研究探讨了集中太阳能、风能和太阳能光伏在离网绿色氨系统中的作用。该系统包括多种类型的储存方式：热能储存、电能储存和氢气储存。结果表明，热能储存有助于确保夜间电力供应。LCOA为646欧元/吨氨气（NH₃ [38]。在阿根廷，由风能/PV、电池和电网电力组成的系统的LCOA在482至598欧元/吨氨气（NH₃之间[44]。

尽管这些研究提供了宝贵的见解，但现有的分析依赖于粗略的时间分辨率、简化的运营假设或静态的系统配置。因此，它们往往忽略了可变可再生能源发电、氢气子系统、氨气子系统、储存需求和可再生能源电力购买之间的动态相互作用。特别是，在每小时可再生能源变化的情况下，连续和灵活的氨气合成之间的运营权衡尚未得到充分探索。这一限制制约了现有模型准确评估系统可行性、储存规模、削减量和可再生能源主导能源系统中的成本优化的能力。

为了解决这些不足，本研究开发了一个高度细化的、按小时分辨率的技术经济优化框架，以评估大规模绿色氨生产。该研究评估了海上风电和太阳能光伏能在半岛型能源系统中的整合。核心研究问题是：在高时间分辨率下，绿色氨生产的最低平准化成本是多少？在可变可再生能源供应下，连续和动态运行策略的表现如何？

本研究的具体目标是量化多个代表性地区的绿色氨生产最低成本配置。比较连续运行与动态运行氨合成系统的技术经济性能。并评估可再生能源电力购买在降低系统成本、储存需求和现场可再生能源发电机方面的作用。

这项工作的新颖贡献有五方面。该研究通过引入一个按小时划分的MILP优化框架，明确捕捉了所有季节的运营动态，从而在方法论上取得了进步。它还通过对实际可再生能源发电情况的系统比较，提供了分析洞察。在应用创新性方面，这是首次针对爱尔兰能源系统进行的大规模、高分辨率绿色氨生产技术经济评估。此外，它在文献中首次实现了完全动态的运营策略优化，所有子系统（包括可再生能源发电、电解、氨合成、可再生能源电力购买、氮气生产、纯净水生产以及相关的氢气和氨气储存缓冲、氮气和纯净水缓冲）都在统一的优化框架内同时进行优化，实现了系统层面的成本和性能优化。最后，该研究通过开发一种可扩展的建模方法，为其他国家和地区的绿色氨分析提供了通用框架。通过解决方法论和应用层面的问题，本研究为政策制定者、系统规划者和希望将绿色氨作为未来净零能源系统基石的投资者提供了及时且可行的见解。

部分摘录

绿色氨生产系统的架构

图1展示了绿色氨系统的架构，包括所有子系统和情景。在都柏林的S1情景中，绿色氨系统的所有主要组件都位于都柏林港内陆45公里处。脱盐装置靠近港口，以便方便获取海水，纯化后的水通过专用管道输送到主要工厂所在地，而海上风电场位于爱尔兰海。

结果与讨论

本研究中的数值结果是通过一个综合的技术经济模型获得的，该模型模拟了绿色氨生产系统。该模型可以确定关键性能指标，如电力的平准化成本和氨气的平准化成本，详细评估了爱尔兰不同地点在连续运行和动态运行下的经济和运营可行性。虽然模型提供的结果保留了两位小数精度

结论

本研究对绿色氨生产系统的动态和连续运行进行了技术经济分析。分析包括计算最低成本的平准化能源成本（LCOE）和二氧化碳减排量。选择这些地点时考虑了太阳能和海上风能的高可再生能源潜力。这些地点尽可能靠近出口港口，以便向欧盟国家出口。

CRediT作者贡献声明

里亚德·M·哈布尔（Riadh M. Habour）：撰写——原始草稿，撰写——审阅与编辑，软件开发，可视化，验证，方法论研究，数据分析。詹姆斯·G·卡顿（James G. Carton）：撰写——审阅与编辑，监督，软件开发，资金获取。卡莱德·Y·贝努尼斯（Khaled. Y. Benyounis）：撰写——审阅与编辑，数据管理。

利益冲突声明

作者声明他们没有已知的可能会影响本文所述工作的财务利益或个人关系。

致谢

这项研究与合作工作部分由爱尔兰研究机构（Research Ireland）通过MaREI（能源、气候和海洋研究中心）资助[项目编号：12/RC/2302_P2（HyLIGHT）]，并获得来自项目26个行业合作伙伴和NexSys - 下一代能源系统（Next Generation Energy Systems）的支持性资金[项目编号：21/SPP/3756]。

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引言

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绿色氨生产系统的架构

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结论

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