徐 鋼， 張 鐘， 吳志聰， 薛小軍， 陳 衡

(華北電力大學(xué) 熱電生產(chǎn)過程污染物監(jiān)測與控制北京市重點實驗室，北京 102206)

2020年，我國宣布將在2030年實現(xiàn)碳達(dá)峰，爭取在2060年達(dá)到碳中和。長期以來，我國能源結(jié)構(gòu)均以煤炭為主，煤炭的大量使用導(dǎo)致碳排放量巨大[1-2]。我國從碳達(dá)峰到碳中和的時間很短，只有30 a。想要快速有效地減少二氧化碳排放面臨著巨大的困難，亟待探索新的能源技術(shù)路線。

要實現(xiàn)碳中和的遠(yuǎn)景目標(biāo)，關(guān)鍵在于減少化石能源的利用。在我國能源領(lǐng)域中需要逐步增加可再生能源的比例，大力發(fā)展清潔能源。我國已經(jīng)明確指出，到2030年，在能源消費結(jié)構(gòu)中可再生能源的比例將達(dá)到25%，預(yù)計在2060年實現(xiàn)碳中和時可再生能源比例達(dá)到85%以上[3]。

在大力發(fā)展可再生能源的過程中，以風(fēng)電、光伏和氫能為代表的清潔能源將逐步取代傳統(tǒng)的化石能源。其中光伏、風(fēng)電在我國的發(fā)展起步較早，技術(shù)已經(jīng)趨于成熟，目前已經(jīng)基本上實現(xiàn)了平價上網(wǎng)[4]。然而，風(fēng)電和光伏的不連續(xù)性將對電網(wǎng)安全性帶來巨大的挑戰(zhàn)。

氫能是一種優(yōu)質(zhì)的清潔能源，氫氣能量密度大、燃燒清潔[5]。氫能研究在我國起步較晚，在2020年5月發(fā)布的《2020年政府工作報告》中鼓勵能源企業(yè)建立穩(wěn)定、便捷、較低成本的氫能供應(yīng)體系[6]。

目前，氫氣主要由煤或天然氣等化石燃料制取，綠氫或工業(yè)副產(chǎn)品制氫僅占全球產(chǎn)氫量的4%[7]。傳統(tǒng)方式制氫能效低、碳排放量高、經(jīng)濟性差且對環(huán)境造成較大的污染，因此尋求清潔的制氫方式是氫能產(chǎn)業(yè)鏈中首要的環(huán)節(jié)。

如果能夠?qū)⑺茪錃饩偷乩?，則可以省去儲氫、運氫產(chǎn)生的成本。Shih等[8]提出了“液體陽光”的概念，即利用太陽能、二氧化碳和水合成綠色液體燃料。Martin等[9]提出了可再生能源整合的概念，并通過太陽能、風(fēng)能和生物質(zhì)能的耦合，建立了生產(chǎn)乙醇、甲醇、液體燃料和熱能的結(jié)構(gòu)框架?；谝陨涎芯?，筆者提出一種零碳甲醇合成系統(tǒng)，并對此系統(tǒng)進行了分析。

1 現(xiàn)有氫能產(chǎn)業(yè)鏈

現(xiàn)有氫能產(chǎn)業(yè)鏈如圖1所示。

圖1 氫能產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)疽鈭D

我國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展取得了長足的進步，已經(jīng)初步具備了產(chǎn)業(yè)化的條件，但仍存在一些關(guān)鍵的問題亟待解決。

氫氣制造、利用和運輸都需要降低成本。綠氫的制取成本遠(yuǎn)高于灰氫和藍(lán)氫，目前，綠氫成本為20～30元/kg。制約綠氫成本的主要因素是可再生能源電價。

氫氣在常溫常壓下極易發(fā)生燃燒與爆炸，儲運過程中需要特別注意安全性。目前，主要的儲氫方式有低溫儲氫和高壓氣態(tài)儲氫[10]，主要的氫氣運輸方式有氫氣長管拖車、液氫罐車和氣氫管道[11]。由于氫氣的特殊性質(zhì)，通?，F(xiàn)有的天然氣或其他氣體燃料的運輸方式不能直接應(yīng)用于氫氣運輸。例如，在利用現(xiàn)有的管道輸送氫氣時，氫氣會使管材出現(xiàn)“氫脆”現(xiàn)象，不利于氫氣的安全運輸[12]。

氫能是一種極具前景的綠色能源。但是氫能與現(xiàn)有的能源產(chǎn)業(yè)鏈不匹配，需要重新為其匹配儲存和運輸系統(tǒng)。因此，成本和技術(shù)瓶頸阻礙了氫能的大規(guī)模應(yīng)用。

2 新系統(tǒng)的提出

我國西北地區(qū)風(fēng)能、光能資源較為豐富，但也存在較高的棄風(fēng)棄光率，隨著可再生能源裝機量的迅速增長，未來西北地區(qū)的新能源消納形勢將會更加嚴(yán)峻。生物質(zhì)能是一種碳排放為零的可再生能源，我國生物質(zhì)資源豐富，但實際的利用量卻不足總量的10%；二氧化碳加氫制取甲醇技術(shù)已經(jīng)獲得了重大的突破，是一種成熟的碳回收技術(shù)?，F(xiàn)階段，我國已有多個二氧化碳加氫制甲醇示范項目通過評估。

基于以上現(xiàn)狀，筆者提出了零碳甲醇合成系統(tǒng)，其基本組成如圖2所示，該系統(tǒng)主要由清潔電力系統(tǒng)、電解水系統(tǒng)、生物質(zhì)富氧燃燒電廠和甲醇合成工廠組成。清潔電力的來源是風(fēng)力和光伏產(chǎn)生的可再生能源電力。電解槽選用目前技術(shù)最成熟的堿性電解槽。電解水產(chǎn)生的氧氣是生物質(zhì)富氧燃燒電廠的氧氣來源，產(chǎn)生的氫氣是甲醇合成工廠的氫氣來源。生物質(zhì)富氧燃燒電廠通過燃燒生物質(zhì)燃料既可以產(chǎn)生電力也可以為甲醇合成工廠提供二氧化碳。甲醇合成工廠利用二氧化碳和氫氣合成甲醇。

圖2 零碳甲醇合成系統(tǒng)的基本組成

在新系統(tǒng)中，通過電解水系統(tǒng)、生物質(zhì)富氧燃燒電廠和甲醇合成工廠的相互耦合實現(xiàn)了可再生能源電力和生物質(zhì)燃料的消納、二氧化碳減排和零碳甲醇合成的設(shè)計目標(biāo)。電解水制氫可以有效解決棄電無法消納的問題，減少可再生能源的浪費。當(dāng)利用谷電制氫時既可以利用價格較低的電力也可使電網(wǎng)負(fù)荷基本維持穩(wěn)定，起到削峰填谷的作用。生物質(zhì)富氧燃燒電廠不僅利用了生物質(zhì)燃料，而且為甲醇合成提供了原料。甲醇合成過程中幾乎不釋放二氧化碳，實現(xiàn)了甲醇合成的零碳排放。

對新系統(tǒng)的能量和經(jīng)濟性關(guān)鍵參數(shù)(如系統(tǒng)綜合能量效率和動態(tài)回收周期等)進行分析，以驗證其可行性。

3 新系統(tǒng)的主要參數(shù)

3.1 堿性電解槽制氫

電解槽的主要功能是通過電解水將電能轉(zhuǎn)化為氫氣和氧氣。堿性電解槽的相關(guān)參數(shù)如表1[5]所示。

表1 堿性電解槽的基本參數(shù)

由表1可知，生產(chǎn)1 kg氫氣需要55 kW·h電量。當(dāng)光伏等可再生能源電力供給55 000 kW·h電量時，即可產(chǎn)生氫氣1 000 kg/h和氧氣8 000 kg/h。氫氣可以作為合成甲醇的原料，氧氣為生物質(zhì)富氧燃燒電廠提供氧源。同時，電解水設(shè)備可以消納多余的電力，實現(xiàn)調(diào)峰的功能。

3.2 生物質(zhì)富氧燃燒鍋爐

電解槽提供的氧氣和煙氣循環(huán)為富氧燃燒提供了O2/CO2燃燒氛圍。富氧燃燒方式具有效率高、污染物少的優(yōu)勢[13]。生物質(zhì)富氧燃燒電廠基本結(jié)構(gòu)如圖3所示。所采用的生物質(zhì)燃料的工業(yè)分析和元素分析如表2[14]所示。

圖3 生物質(zhì)富氧燃燒電廠基本結(jié)構(gòu)

表2 生物質(zhì)燃料的工業(yè)分析和元素分析

生物質(zhì)燃料在富氧條件下可以充分燃燒，碳等元素可以完全轉(zhuǎn)化。生物質(zhì)富氧燃燒電廠的相關(guān)參數(shù)如表3所示。

表3 生物質(zhì)富氧燃燒電廠基本參數(shù)

3.3 甲醇合成

甲醇合成的基本流程如圖4所示,主要涉及3個反應(yīng)[15]：

(1)

(2)

(3)

式中：ΔH為化學(xué)反應(yīng)熱，kJ/mol。

圖4 甲醇合成流程圖

通常情況下，在甲醇合成過程中，反應(yīng)溫度為200～230 ℃，反應(yīng)壓力為7.9 MPa，氫氣與二氧化碳的物質(zhì)的量比為2～3。二氧化碳與氫氣的反應(yīng)為放熱反應(yīng)，高溫有利于甲醇的合成。因為二氧化碳與氫氣合成甲醇的單程轉(zhuǎn)化率較低，所以需要加入尾氣進行循環(huán)。添加尾氣循環(huán)系統(tǒng)后，二氧化碳的轉(zhuǎn)化率將提高至94%[16]。

電解槽提供的氫氣量為1 000 kg/h(500 000 mol/h)，生物質(zhì)富氧燃燒電廠提供的CO2量為8 288 kg/h(188 364 mol/h)，可知參與反應(yīng)的原料氣的氫碳物質(zhì)的量比為2.65。通過估算可以得知合成甲醇的量為5 048 kg/h。

4 系統(tǒng)分析指標(biāo)

4.1 能量評價指標(biāo)

采用電解水制氫效率、生物質(zhì)富氧燃燒電廠的發(fā)電效率、電到甲醇的轉(zhuǎn)化效率、氫到甲醇的轉(zhuǎn)化效率和系統(tǒng)綜合能量效率來衡量整個系統(tǒng)的綜合性能。

電解水制氫的效率ηe為：

(4)

式中：mh為氫氣質(zhì)量，kg；Lh為氫氣低位發(fā)熱量，MJ/kg；E為電解水所需的電能，MJ。

生物質(zhì)富氧燃燒電廠的發(fā)電效率ηbp[17]為：

(5)

式中：mb為生物質(zhì)燃料的質(zhì)量，kg；Pe為生物質(zhì)富氧燃燒電廠的發(fā)電功率，MW；Lb為生物質(zhì)燃料的低位發(fā)熱量，MJ/kg。

電到甲醇的轉(zhuǎn)化效率ηe-m為：

(6)

式中：mm為生產(chǎn)的甲醇的質(zhì)量，kg；Lm為甲醇的低位發(fā)熱量，MJ/kg；

氫到甲醇的轉(zhuǎn)化效率ηh-m為：

(7)

系統(tǒng)綜合能量效率η為：

(8)

已知條件如下：甲醇的低位發(fā)熱量為19.93 MJ/kg，生產(chǎn)的甲醇量為5 048 kg/h，電解水所需電量為55 000 kW·h，氫氣低位發(fā)熱量為140 MJ/kg，生產(chǎn)的氫氣量為1 000 kg/h，生物質(zhì)燃料低位發(fā)熱量為16.60 MJ/kg，所需生物質(zhì)燃料量為5 800 kg/h。由式(4)～式(8)可得出各個流程的轉(zhuǎn)化效率，計算結(jié)果如表4所示。

表4 系統(tǒng)各流程能量轉(zhuǎn)化效率

為了更直接地展示生物質(zhì)富氧燃燒電廠和甲醇合成系統(tǒng)的物料與能量流動過程，繪制了2個系統(tǒng)的物料和能量流動圖，如圖5和圖6所示。

(a) 物料流動圖

(a) 物料流動圖

4.2 經(jīng)濟性分析

使用動態(tài)回收周期(t，a)和凈現(xiàn)值(NPV，元)作為經(jīng)濟性評價指標(biāo)[18]。

(9)

(10)

式中：n為項目的生命周期，a；y為機組生命周期中的年份；Cin和Cout為在第y年的現(xiàn)金流入和現(xiàn)金流出，元；idis為貼現(xiàn)率。

由于生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)及甲醇合成工藝已經(jīng)較為成熟，故可對生物質(zhì)富氧燃燒電廠和甲醇合成工廠關(guān)鍵設(shè)備進行適當(dāng)改造。當(dāng)需要估算不同規(guī)模的甲醇生產(chǎn)裝置成本時需要參考基準(zhǔn)機組。每個設(shè)備的成本根據(jù)公式(11)[19]進行換算：

(11)

式中：c1為換算后新設(shè)備成本，元；c2為基準(zhǔn)設(shè)備的成本，元；s1為現(xiàn)有設(shè)備的參數(shù)；s0為基準(zhǔn)設(shè)備的參數(shù)；f為不同設(shè)備的比例系數(shù)。

甲醇合成工廠現(xiàn)有設(shè)備的參數(shù)如表5所示。

表5 甲醇合成工廠設(shè)備的成本構(gòu)成

零碳甲醇合成系統(tǒng)的投資主要包括投資成本和運行維護成本(以下簡稱運維成本)，收入主要來源于甲醇和可再生能源電力的售賣。經(jīng)濟性分析的基本數(shù)據(jù)如表6[20-21]所示。

表6 經(jīng)濟性分析基本參數(shù)

在施工期間，項目的現(xiàn)金流入Cin為零。在運行年限內(nèi)時，每年的現(xiàn)金流入Cin[22]為：

Cin=Pe×N×Ce+Mm×N×Cm

(12)

式中：N為系統(tǒng)的年運行時間，h；Ce為生物質(zhì)發(fā)電的上網(wǎng)電價，元/(kW·h)；Mm為每小時生產(chǎn)的甲醇量，t；Cm為甲醇的售賣價格，元/t。

在建設(shè)期間，項目現(xiàn)金流出等于建設(shè)期的投資，在運行年限內(nèi)年度的現(xiàn)金流出Cout[22]為：

Cout=Cy+Clr+Cit

(13)

式中：Cy為運維成本，元；Clr為一年內(nèi)的貸款償還，元；Cit為所得稅，元。

Clr和Cit分別為：

(14)

Cit={Cin-Clr×[1-(1+i)-(1+z-n)]-Cy}×r

(15)

式中：Ctic為項目總投資，元；k為貸款比例，%；i為年利率，%；z為貸款期限，a；r為運行年限內(nèi)的所得稅率，%。

根據(jù)式(9)～式(15)計算所得的經(jīng)濟性分析結(jié)果如表7所示。由表7可知，當(dāng)電價為0.2元/(kW·h)時，動態(tài)回收周期為4.24 a，凈現(xiàn)值為9 685.39萬元。

表7 經(jīng)濟性分析結(jié)果

4.3 敏感性分析

4.3.1 電價對系統(tǒng)盈利能力的影響

表8給出了電價對零碳甲醇合成系統(tǒng)凈現(xiàn)值和動態(tài)回收周期的影響。由表8可知，電價越低，該系統(tǒng)的盈利能力越強。當(dāng)電價為0.1元/(kW·h)時，動態(tài)回收周期為1.87 a，凈現(xiàn)值為31 216.36萬元；當(dāng)電價為0.3元/(kW·h)時則無法盈利。

表8 電價對經(jīng)濟性指標(biāo)的影響

4.3.2 電價對甲醇汽油成本的影響

影響甲醇合成成本最大的因素為可再生能源電價。由表9可知，甲醇的成本組成中電價始終占據(jù)著重要的一部分。電價下降有利于降低甲醇合成成本。

甲醇的重要應(yīng)用方式是與汽油混合生成甲醇汽油。通過與國際汽油價格進行對比可以獲得最佳的電價區(qū)間。已知2020年和2021年國際汽油平均價格區(qū)間在0.81～1.23美元/L，汽油的平均低位發(fā)熱量為41.87 MJ/kg，汽油平均密度為0.7 kg/L，美元對人民幣匯率為6.41。由圖7可知，當(dāng)電價為0.1～0.25元/(kW·h)時甲醇合成成本始終低于汽油售價，在此區(qū)間內(nèi)售賣甲醇可以獲得較高的利潤，電價為0.25～0.42元/(kW·h)時甲醇合成成本與汽油售價相當(dāng)，電價在0.42元/(kW·h)以上時甲醇合成成本高于汽油售價。

表9 不同電價下甲醇合成成本組成

圖7 不同電價下甲醇合成成本與國際汽油平均價格的對比

4.3.3 電價對可再生能源制氫成本的影響

影響可再生能源制氫成本最大的因素為可再生能源電價。通常情況下，電價越高可再生能源制氫成本就越高?？稍偕茉粗茪涑杀静捎檬?16)[23]進行估算。

(16)

式中：C1、C2和C3分別為電解水設(shè)備的投資成本、替換成本和運維成本，萬元；CE為可再生能源電價，元/(kW·h)；H為電解水裝置的生命周期，a；M為氫氣年產(chǎn)量，kg；B為生產(chǎn)1 kg氫氣所需電量，(kW·h)/kg。

已知零碳甲醇合成系統(tǒng)氫氣產(chǎn)量為1 000 kg/h；年運行時間為5 500 h；生產(chǎn)1 kg氫氣所需電量為55 (kW·h)/kg；電解水設(shè)備投資成本為1 410萬元；電解水設(shè)備替換成本為投資成本的40%，即564萬元；電解水設(shè)備的運維成本為投資成本的3%，即42.3萬元。經(jīng)估算，不同電價下可再生能源制氫成本如表10所示。由表10可知，當(dāng)電價為0.1～0.3元/(kW·h)時，可再生能源制氫成本與化石能源制氫成本相當(dāng)。

表10 不同電價下可再生能源制氫成本

5 結(jié) 論

(1) 所提出的零碳甲醇合成系統(tǒng)通過耦合光伏、電解水系統(tǒng)、生物質(zhì)富氧燃燒電廠和甲醇合成工廠組成了一套完整的系統(tǒng)。從源頭上可以平抑光伏發(fā)電產(chǎn)生的較大峰谷差，從終端上生物質(zhì)富氧燃燒電廠可以產(chǎn)生綠色電力，甲醇合成工廠可以生產(chǎn)零碳甲醇，降低了二氧化碳的排放量。該系統(tǒng)實現(xiàn)了綠色清潔的目標(biāo)。

(2) 通過系統(tǒng)分析可知，零碳甲醇合成系統(tǒng)中生物質(zhì)富氧燃燒電廠的發(fā)電功率為10.7 MW，每年生產(chǎn)的甲醇量為27 764 t。生物質(zhì)富氧燃燒電廠的發(fā)電效率為40.0%；電到甲醇的轉(zhuǎn)化效率為50.8%；系統(tǒng)綜合能量效率為47.3%。

(3) 通過經(jīng)濟性分析可知，當(dāng)電價為0.2元/(kW·h)時，零碳甲醇合成系統(tǒng)的動態(tài)回收周期為4.24 a，凈現(xiàn)值為9 685.39萬元。

(4) 通過敏感性分析可知，電價為0.3元/(kW·h)時，零碳甲醇合成系統(tǒng)無法盈利；電價為0.1～0.25元/(kW·h)時，甲醇合成成本低于汽油的售價，甲醇作為替代燃料有盈利的空間；電價為0.1～0.3元/(kW·h)時，可再生能源制氫成本與化石能源制氫成本相當(dāng)。