通过混合有机朗肯循环和氢气生产系统提升可持续性：一项热经济分析 Biagio Morrone, Andrea Unich, Domenico De Falco, Antonio Mariani, Saif Serag

《Energies》：Enhancing Sustainability Through a Hybrid Organic Rankine Cycle and Hydrogen Production Systems: A Thermo-Economic Analysis Biagio Morrone, Andrea Unich, Domenico De Falco, Antonio Mariani and Saif Serag

　　摘要：本研究探讨了将有机朗肯循环（ORC）系统与氢气生产和利用相结合，以提高废热回收应用中的能源效率和经济效益。通过全面的热力学、能量经济性和环境评估，研究了医院和酒店设施中多种ORC配置及六种工作流体的应用情况。分析量化了组件级别的能量成本、系统级别的经济效益以及运营过程中的二氧化碳减排量，重点关注在不对经济效益造成影响的前提下，氢气储存如何增强能源自主性的最佳规模策略和阈值条件。研究结果揭示了基本设计上的权衡：基本ORC由于操作简单性实现了最低的平准化成本（LCOE），为0.033美元/千瓦时；而复杂配置虽然能产生多出70%的电力，但成本却高出14-32%。正戊烷在并行双ORC配置中表现出优异的热力学-经济性能，热效率达到20%，能量效率达到40%。从安全角度来看，R1233zd是更优的选择，其在发电和效率指标上的表现相当，且副作用最小。系统级分析表明，适当规模的ORC-氢气集成可将医院1用户的LCOE从0.23美元/千瓦时降低到0.069美元/千瓦时，通过减少对电网的依赖实现了70%的减排。环境效益与电网的碳强度密切相关，运营过程中的二氧化碳减排量在西班牙为每年181吨，在波兰为每年752吨。

1. 引言
全球对清洁高效能源系统的兴趣日益增长，加速了先进发电和储能方法的研究。其中，有机朗肯循环（ORC）系统因能够将低温至中温的热源转化为可用功而受到重视[1]。与传统使用水作为工作流体的朗肯循环不同，ORC系统采用沸点较低的有机流体，从而能够高效地从各种可再生能源和废热源（包括地热能、工业废热和太阳能热系统）中提取能量[2]。ORC技术的适应性促进了多种配置的发展，以提高效率、输出功率和热利用率。这些配置包括基本ORC（BORC）、再热ORC、并行双ORC（PDORC）以及更复杂的ORC系统。每种配置根据热源特性和运行条件提供特定的优势，从而影响整个系统的性能和适用性[3]。
ORC性能的关键因素是工作流体的选择，因为它们的热物理性质显著影响循环效率、热稳定性、环境影响、安全性和经济可行性[4]。本文研究了包括R1233zd(E)、R1234yf、R245fa、R601（正戊烷）、R600a（异丁烷）和R152a在内的多种工作流体在不同ORC配置中的适用性。这些流体具有不同的沸点、热导率和环境足迹，直接影响传热特性和涡轮机效率，进而影响循环的热力学性能[1]。本研究对使用不同工作流体的多种ORC配置进行了全面的比较评估，以评估其热力学和经济性能，突出最佳组合，以利用工业过程中的废热（WH）来提高能源效率，并满足不同用户类型的能源需求。废热是指未被系统主要功能利用的潜热和显热，通常通过废气、冷却液或蒸汽释放[5]。作者在参考文献[5]中探讨了工业环境中废热回收的技术和经济潜力，用于通过热转换技术进行加热和冷却。他们区分了受物理定律限制的理论潜力、技术潜力、提取和再利用的可行性以及由回收盈利能力定义的经济可行性。工业部门是重要的能源消费者，其中食品、烟草、纸浆和造纸、基础金属、化工和非金属矿物行业的废热排放量最大。废热通常按温度分类：高温（>400°C）、中温（100–400°C）和低温（<100°C）[6]。高温废热通常最可回收，尽管工业废气的温度范围很广，从30°C到超过1200°C不等[6]。作者在2019年估计了未来全球废热的排放量及其对温室气体排放的环境影响。他们的模拟显示，到2030年，49%至53%的输入能量将以废热的形式损失。然而，只有部分废热可回收：大约11%至12%在热力学上可行，6%至9%在经济上可行。大部分废热（约64-65%）以低温形式排放，这限制了回收选项。尽管中温废热的数量较少，但由于其更有利的热力学性质，它占据了理论回收潜力的最大份额（约63%）。发电行业产生的废热最多（42-45%），但由于排气温度低和当前技术的热力学限制，其对回收潜力的贡献仅为8-10%。相比之下，工业行业占总废热的约27-29%，但由于其产生的中温和高温废热较多，因此具有最高的回收潜力（约44%）。因此，工业行业特别适合进行热回收。完全回收理论上的废热潜力可将年二氧化碳排放量减少10-19%，其中约85%的效益来自避免的二氧化碳排放。有趣的是，尽管碳捕获和储存（CCS）系统会产生额外的废热，但由于避免的二氧化碳排放带来的效益超过了增加的热排放，它们仍然具有净环境效益[7]。在比较研究[7]中，评估了ORC和Kalina循环在原油精炼厂中回收低温废热的效果。目标是从之前被空气冷却器拒绝的碳氢化合物流中回收12.1兆瓦的热量。使用正戊烷的ORC产生了高达862千瓦的电力，热效率为10.0%，每年减少二氧化碳排放2200吨，回收期为4.7-5.3年。另一项研究[8]对结合PEM燃料电池和ORC的混合能源系统进行了热力学和能量经济性分析。ORC回收了燃料电池产生的废热，使整体能量效率提高了约4%。该研究强调了水管理在燃料电池模型中的重要性，并指出了压缩机和冷凝器作为经济瓶颈。大多数成本与燃料电池中的能量损失有关，系统性能严重依赖于操作参数的调整[9]。另一项研究[9]开发了一种生成各行业废热分布的方法，能够在工厂层面进行时间和热分析，区分能源密集型和非能源密集型行业。他们的研究强调了时间分辨数据和明确定义的系统边界对于优化废热回收的重要性[10]。
在参考文献[10]中，通过多目标优化明确研究了ORC在发电厂中用于节能的能量经济性优化。研究发现，其中一个模型优于其他热力学模型，实现了更高的成本和能量效率。研究发现，R245fa/正戊烷混合物是最有效的工作流体。为了确保连续可靠的能源供应，将有效的能源储存解决方案集成到基于ORC的电力系统中至关重要[11]。在各种能源储存技术中，通过质子交换膜（PEM）电解生产氢气作为一种高效且可扩展的过剩能源储存方法受到了广泛关注[12]。PEM电解器利用电力将水分解为氢气和氧气，提供高纯度的氢气输出，响应时间快且转换效率高[12]。生成的氢气可以储存起来，用于长期能源储存，并随后在燃料电池或直接燃烧系统中使用。与其他能源储存方法相比，氢气具有多个优势，包括长期储存能力和零排放转换，使其成为平衡可再生能源集成系统中供需的合适解决方案[13]。Marocco等人[14]比较了氢气储存与电池储能系统（BESS），发现仅使用电池的离网系统需要11倍的电池容量和两倍的可再生能源系统装机功率，导致LCOE高出56%（0.64美元/千瓦时 vs 0.41欧元/千瓦时）。氢气通过提供长期储存和较低的资本强度，防止了这种昂贵的过度配置，特别是在ORC过剩电力随内燃机负载和季节性需求变化的情况下尤为重要。此外，Shahverdian等人[15]发现，由于项目生命周期内更换和维护成本的降低，氢气系统的LCOE降低了13.7%（0.51美元/千瓦时 vs 0.58美元/千瓦时）。此外，由于电池制造的高碳强度，生命周期二氧化碳排放量减少了一半以上（从150.3吨降至66.3吨），这对医院和酒店应用至关重要，因为环境性能直接影响可持续性目标和管理合规性。Yue等人[16]还表明，当包括废热回收时，氢气系统的往返效率可达到48.8%，大大缩小了与BESS的效率差距，同时保持了经济和环境优势。将ORC技术与氢气生产和储存相结合，提出了一种新型混合能源系统，旨在提高整体效率、灵活性和可持续性[17]。本研究将多种ORC配置与PEM电解结合，评估使用废热和过剩电力生产氢气的可行性。主要目标是通过将ORC系统的多余热能导向氢气生产，从而最大化能源利用，减少能源损失并提高系统效率。储存的氢气可以作为多功能能源载体，用于燃料电池直接发电或作为工业应用的清洁燃料。此外，本研究还探讨了多种优化策略，以提高集成ORC-氢系统的热力学和经济性能，重点关注工作流体选择、循环配置、热回收技术和氢气储存效率等因素[18]。Mariani等人[18]评估了使用新型制冷剂R1233zd(e)的ORC性能，该制冷剂具有低易燃性、健康危害和环境影响。将ORC系统的性能与标准工作流体进行了比较。此外，来自内燃机的实验数据（包括排气气体质量和温度）有助于确定发动机负载下的可用废热量。研究了三种工厂配置：单压、双压和再热。

最近关于集成ORC和氢气（H2）系统的研究主要集中在稳态热力学评估上，主要使用第一定律和第二定律效率分析来评估可行性和性能[19]。虽然一般的ORC综述讨论了组合热源和工作流体[3,20]，但很少有近期研究明确探讨ORC与H2生产系统的集成，而且这些研究往往主要关注技术经济可行性，而不是在实际负载变化下的全面系统性能[17,21]。ORC-H2文献中的技术经济评估通常过于简化，依赖于静态资本成本假设和固定的氢气价格，而包含生命周期成本和不确定性分析的全面评估仍然相对较少[17]。一些最近的混合系统案例研究，如基于生物质的ORC发电和氢气生产[21]以及太阳能-ORC集成H2系统[22]，开始探索更广泛的集成场景，但这些努力仍处于早期发展阶段。详细来说，虽然个别研究已经探讨了ORC-H2集成[8,17]，但尚无全面分析同时评估：(1)四种不同的ORC配置；(2)六种工作流体；(3)使用SPECO方法计算组件级别的能量成本；(4)在医院和酒店应用下的实际用户需求下的系统级别经济性；(5)氢气生产和使用在不影响经济效益的前提下增强能源自主性的量化阈值条件[17]。本研究的贡献在于其系统的集成以及通过多维度比较确定最佳规模策略。

本研究的目的是对四种ORC配置（BORC、Reheat、PDORC、Reheat–PDORC）与氢气生产和储存相结合，在医院和酒店应用中的废热回收进行全面的能量经济性和热力学比较。与之前仅关注循环级别性能或预先假设氢气可行性的ORC-H2研究不同，本研究通过组件级别的能量经济性分析推动了该领域的发展，揭示了货币成本如何通过连续设备传递，并确定了哪些组件提供最大的经济效益，指出了设计干预措施产生最大经济回报的地方。此外，ORC（有机朗肯循环）与需求比的系统变化确定了定量阈值，在这些阈值上，氢储存从经济上不划算转变为勉强可行，从而能够基于证据做出尺寸决策。主要研究结果表明，BORC（二元有机朗肯循环）在0.034美元/千瓦时的成本下实现了最低的平准化能源成本（LCOE），而复杂配置的功率可提高多达70%，但成本大约高出10-32%。正戊烷在热力学和经济性能上表现最佳，实现了1133千瓦的功率，热效率为20%，熵效率为40%。运营中的二氧化碳排放量每年减少181至752吨，具体取决于地区电网的碳强度。

然而，这项研究存在某些局限性，例如稳态分析未能捕捉到具有不同响应时间尺度的组件之间的动态耦合，其中ORC系统的响应时间为10至30分钟，而电解器和燃料电池的响应时间则在几秒到几分钟内。此外，环境评估仅量化了运营排放，未包括设备制造、工作流体生产和寿命终结处置的整个生命周期影响。

2. 方法论
2.1. 热力学分析
2.1.1. ORC配置和设计
ORC是一种闭环热力学系统，旨在将热能转换为机械功，已经开发出多种配置以提高效率和功率输出[23]。ORC系统利用有机工作流体的相变特性，使其适用于从低温到中温热源的发电[24]。图1展示了ORC系统的示意图以及相应的T-s图（温度-熵图）。图1. ORC系统的示意图和ORC配置的T-s图：(a) BORC；(b) 重新加热ORC；(c) PDORC；(d) 重新加热PDORC。重新加热ORC在两个压力级别之间引入了一个重新加热阶段。在这种设置中，工作流体在第一个涡轮机（高压，HP）中部分膨胀到中间压力，然后在热交换器中重新加热，接着在第二个涡轮机（低压，LP）中进一步膨胀。这种分阶段膨胀通过允许工作流体在重新加热过程中吸收额外的热量来减少熵损失。保持较高的平均加热温度可以改善热源和工作流体之间的热匹配，从而实现更有效的能量转换和更高的热效率[25]。

当有多个温度级别的热源时，PDORC配置可能更具优势。它采用两个独立的循环，每个循环都有自己的蒸发器和涡轮机。工作流体被分成两股流，分别在适合不同温度级别的热力学过程中流动，然后在冷凝器前的混合器中合并。这种配置通过适应不同的热输入剖面来增强热回收。重新加热-并行双ORC（Reheat–PDORC）通过结合涡轮机阶段之间的重新加热进一步改进了这种方法，从而最大化来自复杂或分阶段热源的功率输出[26]。

每种ORC配置都使用能量和熵平衡方程对系统组件进行了建模。附带的T-s图展示了工作流体在整个循环中的热力学演变。特定配置的变化直接影响熵生成、热回收和系统不可逆性，从而根据工作流体和热源温度更有效地将低级和中级热能转换为功。

工作流体在泵、蒸发器、涡轮机和冷凝器中通过闭环电路循环。热力学建模假设系统处于稳态条件，并且整个系统中的流动是一维的。热交换器内的压力损失被认为是可以忽略的。由于潜在能量和动能的变化相对于热能和机械能传递来说相对较小，且除非另有说明，否则假设对环境的散热也可以忽略[27]。假设混合工厂的所有组件的运行状态都是稳定的。ORC工作流体状态的性质是使用CoolProp[28]计算的。所研究的ORC配置的数学关系，就净输出功、热量和熵输入量而言，记录在附录A.1的表A1中。

在这项研究中，ORC系统在明确定义的热力学条件下运行。在蒸发器出口，工作流体达到干饱和蒸汽状态（蒸汽的质量为1）。冷凝器入口接收过热蒸汽，并作为饱和液体（质量=0）排出，假设使用水作为冷却剂，入口温度为15°C。膨胀和压缩被假设为等熵的，以便在不同配置之间进行性能比较。蒸发器和冷凝器中的压力值会有所不同，并受到每种工作流体热物理性质的限制。这些压力必须保持在确保每种特定流体安全运行和最佳相变行为的范围内。

ORC的热效率衡量了循环将热输入???????转换为有用功输出??????????的有效性。它计算为循环的净输出功与提供给蒸发器的工作流体的热输入之比[2,29]。

熵分析有助于识别工厂内的不可逆性，并根据热力学第二定律确定循环的效率。为了进行详细的热经济分析，需要计算每个流体的熵，并量化所有系统组件中的熵损失。对于稳态情况，一般的熵平衡方程可以写为：
˙??????????=˙?????????????+˙???????????????????
其中in指的是所有进入项（扩散或对流）；out指的是输出项；destr指的是熵损失，代表过程的不可逆性。

表1显示了每个ORC组件平衡方程中涉及的熵项。表1. ORC系统中主要组件的熵平衡方程和熵损失项。ORC的熵效率定义如下[30]，熵输入定义如方程（2）所示：
???????=??????????????????????????????????????????
流体的总熵由物理和化学组分之和给出（忽略动能和势能项）：
?????????????=?????????+???????????????
工作流体的物理熵评估为：
˙?????????=˙???[(????????????????)???0?(??????????????????)]
其中˙??是质量流量，h是焓，s是在适当端口处评估的熵，T0是环境温度，设为298 K。

采用稳态假设、热交换器中的压力损失可以忽略以及涡轮机械的等熵行为，以确保不同ORC配置和工作流体之间的内部一致性和可比性。这些假设通常用于比较ORC研究，并允许隔离配置复杂性和流体选择的影响，而不是提供详细的非设计或瞬态分析。然而，稳态分析方法未能捕捉到具有不同响应时间尺度的组件之间的动态耦合。但是，由于所研究的日常和季节性负荷转移策略涉及数小时内的转换，这些动态效应仍然是次要的。

2.1.2. 工作流体
表2展示了所选流体的关键热物理性质，包括临界温度和压力、沸点、热稳定性以及环境影响指标，如全球变暖潜能值（GWP100）、臭氧消耗潜能值（ODP）和安全性分类（根据ASHRAE标准）。表2. 工作流体的主要热物理性质和安全性分类[31]。R1233zd(E)和R245fa由于其高热稳定性和不可燃性，现在常用于工业热回收和地热应用。R1234yf的沸点较低，适用于低温回收，特别是在汽车应用中。R601（正戊烷）和R600a（异丁烷）具有较高的临界温度，更适用于地热和微型ORC系统，尽管它们的可燃性需要小心处理。R152a以其高临界压力和中等热稳定性而成为低温ORC应用的有希望的选择，但由于其轻微的可燃性需要采取预防措施[31,32]。

这些流体被选用来评估在不同热源条件下的ORC性能，从而确保效率、安全性和环境可持续性之间的最佳平衡。关于安全性和流体类型的进一步方面在附录A.2中讨论。

2.1.3. 质子交换膜电解槽PEMEC和燃料电池PEMFCE
电解槽（ECs）通过提供外部能量将水（H2O）分解为氢（H2）和氧（O2），因为该反应是吸热的[33]：
??2???+?????????????????→??2+1/2???2
在电解槽中，水分解所需的总能量等于焓变（ΔH），由所需的最小电能（ΔG）和热能（T·ΔS）之和给出，根据关系ΔH = ΔG + T ΔS。因此，理论上，生产一公斤氢所需的最小电能等于32.7千瓦时/公斤H2。实际的最小能量需求更高，因为反应不是等温的，需要额外的热能来补偿熵变化。这就是所谓的“热中性”情况，需要39.4千瓦时/公斤H2[34]。

在实际应用中，驱动电解所需的实际电压高于理论最小值，因为存在各种内在损失。这些包括活化损失（??????????），这是由于电极处的能量障碍造成的，受温度、电流密度和电化学动力学等因素的影响，以及欧姆损失（?????????），这是由于膜的电阻和其他电池组件的电阻造成的，取决于膜厚度、离子导电性和水合程度等参数[35]。此外，在高电流密度下，浓度损失（?????????????）尤为明显，其中质量传输的限制阻碍了反应物向反应部位的有效传递[36]。必须施加到电解槽上的总电压（???????）是热力学损失和损失组分的总和：
???????=??+??????????+?????????+?????????????
然后，单个电解槽的效率可以表示为“热中性”情况下的最小电压（ΔH/n = 1.48 V）与操作电压VEC的比率：
?????????????=1.48???????
而对于整个EC，效率的定义可以基于氢的低位热值（LHV）：
???????=˙???????????˙???????
其中˙???????是电解过程所需的电功率输入。

燃料电池（FCs）是电解槽的反过程，通过氧化还原反应将氢的化学能直接转换为电能。在各种类型的燃料电池中，PEMFCs以其高效率、紧凑的设计和适用于低温操作（70–100°C）而著称。这些特性使它们非常适合需要快速启动和关闭的应用，包括运输和便携式发电[37]。

PEMFC中释放的能量来源于水的形成焓（ΔH），这是由氢（??2）和空气中的氧（??2）反应产生的[38]，假设典型组成为79%的N2和21%的O2：
??2+1/2?(??2+3.76???2)→??2???+1/2?3.76???2+?????????????????
水电解的总焓变ΔH = ?285.84千焦/摩尔，对应于氢的较高位热值（HHV）。因此，FC的效率可以如下计算[39]：
???????=˙???????˙?????2??????
所需的电压取决于温度和气体分压，因为温度越高，热成分越大，所需的电压也越高。然而，实际系统由于三个主要损失而需要更高的电压：活化损失（电极动力学）、欧姆损失（膜/电极电阻）和浓度损失（高电流密度下的质量传输限制）。电解过程所需的电压受温度和分压等因素的影响[40]。

单个电池的输出电压可以由以下表达式定义[41]：
???????=?????????????????????????????????????
实际输出电压VFC与理论上的能斯特电位E有所不同，因为存在不可逆损失，如活化损失Vact、欧姆损失Vohm和浓度损失Vconc。当发生电化学反应时，如电解槽（EC）和燃料电池（FC）中，化学熵组分应包括在计算中。由于氢和氧从电解槽的两个不同电极释放，它们在出口处不会混合。因此，每个流出流的总熵由方程（4）给出。表3报告了EC和FC中涉及的熵项。每种物质的化学组分是从参考文献[42]的表格中提取的。对于EC和FC，假设与组件吸收或释放的热量相关的熵为零，因为热库被认为是298 K的环境。

2.2. ORC发电和氢系统的集成
图2展示了本研究中研究的能源系统。该配置将内燃机（ICE）与ORC单元集成在一起，内燃机主要用于满足工业应用的电能需求，而ORC单元则回收废热（WH）并将其转化为额外的电能。ORC装置产生的电能被输送到医院等关键基础设施，以确保可靠的电力供应，从而提高能源效率和系统韧性。在非高峰时段，由于能源需求较低且电价通常较低，部分产生的电能会被用于通过PEMFC生产氢气。这种策略性方法通过将多余的、低成本的电能转化为氢气来实现高效储能，氢气随后被储存在集成储能系统中以供后续使用。多余能量的计算方法是比较每小时的用户能源需求与ORC产生的电能，ORC作为独立于内燃机电负荷管理策略的废热回收循环。图2展示了集成的ORC和基于氢气的储能系统。尽管基于氢气的储能系统的往返效率（通常为30-40%）显著低于电池储能系统（通常超过85%），但在本研究中，氢气并不被视为一种优化效率的短期储能解决方案。相反，它被研究为一种系统级灵活性选项，适用于那些电能作为废热回收副产品产生且无法在源头直接调节的情况。在这种情况下，氢气储能被视为一种边际能源载体，可以增加能源自主性并减少对电网的依赖，而不是作为针对日常负荷转移优化的电化学储能技术的竞争者。

在高峰需求时段，当电力消耗和价格最高时，储存的氢气被输入PEMFC以发电。这种方法在优化低需求时段产生的多余电能的同时，提供了连续稳定的能源供应。整个过程依次包括基于ORC的发电、通过变压器传输、在非高峰时段进行氢气生产和储存，最后在高峰时段再次通过PEMFC发电。通过这种集成的氢气储能系统对电力生产、储存和利用进行战略性管理，该方法提高了能源效率并降低了发电成本。此外，这种集成还提供了一种可持续的解决方案，以缓解能源波动并增强电网稳定性，同时满足关键基础设施的需求。

2.3 热经济评估
经济分析基于折现现金流。现金流考虑了初始资本投资（CAPEX）和运营成本（OPEX）产生的年度现金流，包括可变成本和固定成本[43]。平准化成本（LCOE）是评估发电技术成本效益和财务可持续性的关键经济指标[44]。LCOE以美元/千瓦时表示，是整个工厂生命周期内的平均总发电成本，涵盖了所有资本（CAPEX）和运营支出（OPEX），并调整了经济因素如折现率和通货膨胀。

CAPEX包括建设、设备采购（例如涡轮机、泵、热交换器）、安装和电网互联的前期成本。根据系统的规模和复杂性，这项初始投资显著影响LCOE。OPEX包括维护、劳动力、备件和工作流体补充等持续费用，这些都会影响工厂的长期财务表现。

为了确定LCOE，根据安装容量、运行小时数和容量因子估算工厂的年发电量。总年度成本是通过将年度化的CAPEX和OPEX相加，然后除以年发电量来得出的。数学上，LCOE表示为[45]：
\[ \text{LCOE} = \frac{C_0 + \sum_{t=1}^{N} (C_{mt} + F_t(1 + i)^t}{N \sum_{t=1}^{N} (E_{lt}(1 + i)^t)} \]
其中 \(C_0\) 是投资支出，\(C_{mt}\) 是年度运营和维护成本，\(F_t\) 是每年的燃料支出，\(E_{lt}\) 是年度预计发电量，\(i\) 是年折现率，\(N\) 是项目的运行寿命。

类似地，氢气的平准化成本（LCOH）以美元/千克氢气表示，反映了氢气生产的平均成本。它可以使用类似的方法计算[45]：
\[ \text{LCOH} = \frac{C_0 + \sum_{t=1}^{N} (C_{mt} + C_{et}(1 + i)^t}{N \sum_{t=1}^{N} (H_y^t(1 + i)^t)} \]
其中 \(C_{et}\) 是生产氢气的年度成本支出，\(H_y^t\) 是年度氢气产量（以千克计）。

热经济分析结合了热力学原理和经济评估，通过评估不可逆性的成本来提高系统效率。在本研究中，应用了特定能量成本法（SPECO），利用能量平衡和每个系统组件的单位成本计算，辅以辅助成本关系，系统地评估整个系统的经济性能[46]。

本分析中使用的ORC的成本平衡方程如表4所示，其中 \(Z_k\) 是由资本投资（\(C_0\) 和运营维护（OM）成本率之和给出的成本率：
\[ \dot{Z_k} = \dot{Z_{C_0} + \dot{Z_{mt}} \]
每个成本率 \(C_0\) 是通过将年度贡献除以时间（以每年小时数表示，用 \(\tau\) 表示）来计算的[16]：
\[ \dot{Z_{C_0} = C_0 \cdot \frac{R}{T} \]
资本回收因子（CRF）定义为：
\[ \text{CRF} = \frac{1}{(1 + i)^N} \]
其中 \(i\) 是有效年折现率，\(N\) 是项目的运行寿命，\(T\) 是每年的运行小时数，除非另有说明，否则假设为7000小时/年。经济评估假设折现率为8.0%，项目寿命为15年。\(\dot{Z_{mt}\) 是通过将年度OPEX除以 \(T\) 得出的。EC和FC的成本平衡方程见表5。

表4. ORC组件的成本平衡方程。
表5. EC和FC设备的成本平衡方程。
ORC组件的CAPEX成本来自[43,47]，其中：
\[ \text{CAPEX} = 6940 \cdot A \cdot \rho_0 \cdot e^{0.412} \]
考虑到每个热交换器的面积，即冷凝器和蒸发器，以及壳管U型管配置[47]。

涡轮机和泵的特定CAPEX分别为：
\[ \text{CAPEX}_T = 6000 \cdot P \cdot e^{0.7} \]
\[ \text{CAPEX}_P = 3540 \cdot P \cdot e^{0.71} \]
设计、调试、管道、阀门、发电机和其他辅助设备的成本按总CAPEX的150%计算，这取决于工厂的复杂性。

电解器的CAPEX使用参考文献[48]中的方程估算：
\[ \text{CAPEX}_E = k_0 \cdot (Q \cdot e^{0.5}) \]
其中 \(k_0\)、\(k\)、\(\alpha\) 和 \(\beta\) 是拟合参数。\(Q\) 表示电解器的设计功率吸收（以千瓦计）。\(V\) 和 \(V_0\) 分别表示工厂安装年份和参考年份（2020年）。对于PEMFC，也使用了类似的相关性来估算CAPEX。

3. 结果
利用浪费的能量，无论是来自非高峰时段的电力还是工业过程中未使用的热量，对于提高整体能源效率至关重要。回收这些原本会损失的能量不仅提供了额外的电源，还有助于减少环境影响，如温室气体排放和全球变暖[6]。通过战略性地利用这些未充分利用的资源，可以在广泛的设施和工业领域回收宝贵的能源。

3.1 热力学结果
对不同工作流体在各种ORC配置中的比较分析显示，热效率和能量效率、功率输出以及质量流量存在显著差异，这些都是关键的性能指标。ORC系统使用来自内燃机系统的实际工业废热源，这是最可行和最容易获取的热回收设施之一。考虑了两种废热流：第一种是发动机冷却系统中的流体——夹套水，温度为90°C，质量流量为150,000千克/小时；第二种是废气，温度为560°C，质量流量为170,000千克/小时。这两种流体都被用作两个独立热交换器中的ORC流体的热源。这些数据基于W?rtsil?和Caterpillar等公司的发动机系统的实际运行条件，记录在工业报告和技术文献中[49,50]。冷凝阶段使用冷却水，冷凝器入口温度设定为15°C。

图3展示了在BORC和Reheat BORC配置中研究的六种制冷剂的净输出功率和质量流量特性。图3a显示了净输出功率（Wnet）与减压比（\(p/p_{\text{max}}\) 之间的关系，其中 \(p\) 是加热阶段的压力，\(p_{\text{max}}\) 是每种流体在BORC配置中可达到的最大压力，受最低热源温度的限制。所有流体的曲线显示，随着 \(p/p_{\text{max}}\) 的增加，净输出功率从不到100千瓦增加到775千瓦。R245fa表现出优异的性能，在 \(p = p_{\text{max}}\)（即 \(p_{\text{max}} = 33\) 巴）时达到约775千瓦，而R1234yf在其最大压力（\(p_{\text{max}} = 30\) 巴）时输出最低，为677千瓦。R245fa和R1234yf之间的性能差异最为显著，降低了12.5%。Reheat配置（图3c）在所有制冷剂中都表现出更高的性能，R152a达到870千瓦，R245fa和R1234yf达到820千瓦，R600a和R1233zd表现出中等性能（800至810千瓦）。值得注意的是，Reheat系统在较高的压力比（\(p/p_{\text{max}} \geq 0.5\)）下运行，且梯度更陡，表明热力学效率更高。然而，正戊烷在Reheat模式下的操作性有限，只有在 \(p/p_{\text{max}} > 0.9\) 时才可能，因为中间压力已经很高，仅产生约783千瓦。图3b显示了BORC系统的质量流量与压力比的关系。它们显示出不同的质量流量趋势：R1234yf显示出最大流量，为37至40千克/秒，而非单调趋势；而正戊烷和R600a显示出最小流量（12.6至15千克/秒）。R152a大约需要20千克/秒；R245fa和R1233zd大约需要26千克/秒。所有流体都显示出随着 \(p/p_{\text{max}}\) 的增加而减少的趋势，除了R1234yf。相比之下，Reheat配置（图3d）几乎保持恒定的质量流量，不受压力比的影响：R1234yf（37千克/秒），R245fa/R1233zd（26千克/秒），R152a（20千克/秒），R600a（15千克/秒），以及正戊烷（13千克/秒）。这种不变性大大简化了涡轮机械的设计。

图3. 不同工作流体和循环的ORC配置的净输出功率和质量流量与 \(p/p_{\text{max}}\) 比的关系：(a,b) BORC；(c,d) 带有Reheat的BORC。
图4展示了PDORC和带有Reheat的PDORC配置的净输出功率和质量流量特性。图4a,c显示了净输出功率（Wnet）与高压比（\(p_{HP}/p_{\text{max}}\) 之间的关系，其中 \(p_{HP}\) 表示循环的高压分支压力。在PDORC配置中，所有工作流体的曲线都显示出功率输出范围大约在820至1140千瓦，当 \(p_{HP}/p_{\text{max}} \approx 1.0\) 时。正戊烷表现出最高的性能，达到约1140千瓦，其次是R1233zd，约为1050千瓦。R245fa大约输出1000千瓦，而R600a大约输出913千瓦。R152a的性能显著较低，约为826千瓦，而R1234yf的性能最受限，其操作范围受限（\(p_{HP}/p_{\text{max}} \approx 0.95\)），最大功率输出约为680千瓦。曲线在整个压力范围内显示出平滑的增加，在低至中等压力范围内梯度较陡（\(p_{HP}/p_{\text{max}} = 0.2–0.6），而在较高压力比下逐渐饱和。Reheat + PDORC配置在所有流体中都表现出显著提高的性能。正戊烷达到最高的输出，约为1293千瓦，其次是R1233zd，约为1270千瓦，R600a约为1170千瓦，R245fa约为1146千瓦。R152a达到大约1122千瓦，而R1234yf在其受限的操作范围内（\(p_{HP}/p_{\text{max}} \approx 1.0\)）输出约为835千瓦。Reheat系统在较高的压力比（\(p_{HP}/p_{\text{max}} \geq 0.4\)）下运行，梯度更陡，表明热力学效率更高。

图4. 不同工作流体和循环的ORC配置的净输出功率和质量流量与 \(p_{HP}/p_{\text{max}}\) 比的关系：(a,b) PDORC；(c,d) 带有Reheat的PDORC。图4b,d显示了质量流量与压力比的关系。PDORC系统在压力范围内表现出相对稳定的质量流量趋势，在较高压力比时略有下降。R1234yf在其有限的运行范围内需要最高的质量流量，大约为39千克/秒。R1233zd、R245fa和R152a的质量流量集中在大约21至25千克/秒之间。R600a的质量流量保持在14-15千克/秒左右，而正戊烷在整个运行范围内的质量流量要求最低，大约为11-12千克/秒。在再热+PDORC配置中，质量流量在运行压力范围内基本保持恒定，但存在明显的分层：R1234yf的质量流量最高，约为39千克/秒；R245fa和R1233zd的质量流量集中在24-25千克/秒；R152a的质量流量从大约20千克/秒增加到23千克/秒；R600a的质量流量保持在大约14千克/秒；正戊烷的质量流量最低，约为10-12千克/秒。这是因为在BORC中，蒸发器压力的变化直接影响流体的比焓升高和密度。由于热输入由可用的热能（WH）决定，质量流量必须相应调整，从而产生观察到的变化。在再热和PDORC配置中，双热添加阶段（两个蒸发器或蒸发器和再热器）提供的额外自由度允许在高压（HP）和低压（LP）阶段之间重新分配能量，而不改变总的质量流量，因为总的热输入保持不变。这导致图3d和图4d中观察到的质量流量几乎恒定。这种相对恒定的行为简化了涡轮机械的设计，并反映了控制PDORC运行的热物理特性。

性能变化反映了流体在临界点附近的热物理特性。R1234yf的低温临界点（低于95°C）限制了其在基本配置中的运行范围。随着压力比的变化，性能从以蒸发器为主（低p/pmax，热匹配差）转变为以冷凝器为主（高p/pmax），最佳性能出现在中等压力比下，平衡了这些相互竞争的不可逆性。

图5显示了每种ORC配置和流体的最佳性能的全球比较，突出了之前研究（图3和图4）的结果。在基本ORC（BORC）中，如图5a所示，流体表现出一致的性能聚集。R245fa实现了最高的热效率（14%）和熵效率（27%），并产生了最高的功率输出（774千瓦）。正戊烷和R1233zd的热效率和熵效率相当（分别为13%和27%），功率输出也相似（分别为761千瓦和769千瓦）。由于正戊烷的质量流量仅为13千克/秒，而R245fa和R1233zd需要25千克/秒，因此正戊烷更受欢迎。相反，R1234yf在所有指标上的表现最差，热效率为11%，熵效率为24%，功率输出最低，为677千瓦。它还需要最高的质量流量，为36千克/秒。这些发现突出了效率与流体流量之间的权衡，因为需要较低流量的流体更受欢迎，因为它们对操作的要求较低。

图5. 不同工作流体和循环的ORC配置的性能指标比较：(a) BORC；(b) 带有再热的BORC；(c) PDORC；(d) 带有再热的PDORC。带有再热的ORC（图5b）通过增加一个加热阶段，在所有流体中提高了功率输出，同时保持了相似的热效率（大约13%，R1234yf为12%除外）。R152a实现了最高的功率输出，为867千瓦，尽管其热效率为13%，熵效率为22%。正戊烷保持了高效率（热效率13%，熵效率25%），并以最低的质量流量12千克/秒产生了783千瓦的功率输出。R1234yf需要最高的质量流量，为37.7千克/秒，产生了821千瓦的功率输出。尽管再热带来的功率增益不大，但功率输出的增加突显了引入再热的优势。BORC和带有再热的BORC之间的功率输出增加范围从正戊烷的3%到R1234yf的21.3%不等。

图5c中的并行双ORC（PDORC）在两个蒸发压力下运行，以优化从两级热源中提取的能量，表现出不同的性能趋势。正戊烷实现了最高的热效率（20%）和熵效率（40%），以最低的质量流量10.9千克/秒产生了1133千瓦的功率输出。R245fa紧随其后，热效率为18%，熵效率为35%，在23.8千克/秒的质量流量下产生了1003千瓦的功率输出。R1233zd实现了18%的熵效率，并产生了1047千瓦的功率输出。R1234yf再次在效率和功率输出方面表现最差（热效率12%，熵效率20%，功率输出为677.6千瓦），同时使用了最多的流体（39千克/秒），使其成为最不可行的选项。

带有再热的PDORC结合了再热和双压力特性（图5d）。正戊烷实现了最高的功率输出，为1293千瓦，熵效率为34%，同时保持了最低的质量流量10.9千克/秒。R1233zd产生了1269千瓦的功率输出，热效率为18%，熵效率为31%。R245fa和R152a的表现也相当不错，分别产生了1146千瓦和1125千瓦的功率输出。R1234yf的表现最差，热效率（12%）和熵效率（20%）最低，功率输出为834.7千瓦，同时需要最高的质量流量39.3千克/秒。这些结果证实了再热PDORC配置优化了功率输出，正戊烷由于其高效率和最小的流体消耗，在所有增强循环中始终被证明是最热力学有效的选择。从简单PDORC到相应的带有再热的BORC，功率输出增加了14%（对于正戊烷）到38.6%（对于R152a）。原因在于每种流体在T-s图上的饱和曲线形状。正戊烷是一种干流体，其饱和蒸汽线斜率平缓；单级等熵膨胀已经使流体进入过热区域，因此再热带来的热力学效益很小。相比之下，R1234yf的饱和曲线陡峭，临界温度低。在单级膨胀中，流体迅速接近或进入两相区域，降低了涡轮机的效率和功率输出。再热将流体恢复到过热状态，然后在低压膨胀之前恢复了大量潜在损失的工作。R152a作为湿流体的表现类似，显示出较大的再热增益（+17.8%）。

3.2 经济结果

任何系统的成本结构都取决于组件选择和运行要求。对涡轮机、热交换器和控制系统等关键组件的高初始投资可以提高效率和可靠性。同时，必须考虑维护和更换成本，以确保长期的经济可持续性。平衡资本支出（CAPEX）和运营及维护支出（OPEX）对于优化ORC实施的经济性能和可行性至关重要[51]。后续分析中使用的经济参数在第2.3节中报告，折现率选择为5%、8%和12%，以便进行敏感性分析。8%的折现率被用作参考值。

熵单位成本是通过组件传递的每单位熵的成本，以美元/千瓦时表示。它是识别系统中熵最昂贵部分的关键热经济指标。相关方程式在表4和表5中报告。

图6和图7展示了四种研究的ORC配置（BORC、再热、简单PDORC和带有再热的PDORC）在六种工作流体下的热经济分析，假设折现率i = 8%。熵成本图直接将货币成本与熵联系起来，量化了每个组件中消耗的熵。实际上，熵成本还表明，热力学历史和累积成本，而不仅仅是组件的资本成本本身，决定了输出流的熵成本。图6显示了BORC（a）和带有再热的ORC（c）的熵成本，以及BORC（b）和带有再热的ORC（d）的总成本率˙??。图7显示了PDORC（a）和带有再热的PDORC（c）的熵成本，以及PDORC（b）和带有再热的PDORC（d）的总成本率˙??。具体来说，图6a展示了所有六种工作流体下每个BORC组件的熵单位成本（美元/千瓦时）。在BORC中一个一致的观察结果是，对于大多数工作流体，冷凝器和涡轮机组件产生的每单位能量的熵成本最高，大约为0.05美元/千瓦时，其中R1234yf是最昂贵的流体。这是一个关键的熵方面，因为高熵成本表明了显著的不可逆性，主要由热交换器内的有限温差引起的热量传递造成。虽然涡轮机的绝对成本率（美元/小时）最高，但由于其非常高的初始资本成本，它们的每千瓦时熵成本通常低于热交换器。图表显示，某些流体的熵成本特别高，例如R1234yf、R152a和R600a，在冷凝器部分的熵成本范围为0.049至0.055美元/千瓦时，表明冷凝器中的熵破坏和传递损失对整体经济负担有显著影响。涡轮机的熵单位成本也很高，特别是对于R1234yf、R152a和R600a，因为涡轮机设备的资本密集型特性。实际上，通过探索图6b可以观察到，它们的总成本率˙??比其他组件高一个数量级。所有流体的涡轮机成本率约为11美元/小时，而冷凝器的成本率范围为1.0至1.2美元/小时。相比之下，两个蒸发器（LT和HT）的单位成本最低，范围为0.033至0.040美元/千瓦时，接近泵的成本，反映了由于低CAPEX和从热源到工作流体的高效熵传递而导致的总成本较低。LT和HT蒸发器之间的差异不显著。在工作流体中，R1234yf和R600a的大多数组件的单位成本略高，而正戊烷、R245fa和R1233zd的单位成本较低。

图6c显示了带有再热的ORC中所有六种工作流体的每个组件的熵单位成本。冷凝器的熵单位成本最高，范围约为0.082至0.086美元/千瓦时，高于BORC，因为两个涡轮机在低压涡轮机之后以更高的温度排放热量。一个主要观察结果是，冷凝器和低压涡轮机组件在几乎所有工作流体中始终表现出最高的熵成本，范围约为0.084至0.088美元/千瓦时，例如R245fa和R600a。这表明这些部分是能量损失最严重的地方，或者相对于产生的熵，流动流的累积成本最高。两个涡轮机（LP和HP）也表现出相对较高的单位成本（图6c），约为0.068–0.088美元/千瓦时，反映了双级膨胀设备所需的资本投资。HP涡轮机的熵成本比LP涡轮机低20%。LP涡轮机本质上是已经经过HP涡轮机和再热器处理的流动的一部分。进入LP涡轮机的熵成本包括所有上游组件（蒸发器、HP涡轮机、再热器）的累积成本。虽然LP涡轮机产生了额外的工作，但由于这些累积的上游成本，进入它的能量流的质量和经济价值已经很高。热经济学的原则表明，这些成本在整个系统中分摊。因此，LP涡轮机产生的每单位产品熵的成本看起来更高，因为它是高熵破坏冷凝器之前的最后一个主要工作阶段。如图6c所示，LP涡轮机的熵成本范围为0.084至0.088美元/千瓦时，取决于流体，而HP涡轮机的熵成本范围为0.065至0.07美元/千瓦时。这意味着，尽管LP涡轮机是等熵运行的，但其对整体系统成本效益的贡献被流体流的成本历史所加权。实际上，HP涡轮机是一个更昂贵的组件，但由于复杂的再热BORC系统的热力学历史和上游资本成本，它处理的流体流更为“昂贵”。进入再热器的流体的熵成本已经包含了来自蒸发器和高压涡轮机的累积成本。随着热量被添加到再热器中，流体的熵增加，其总累积货币成本也随之增加。图中显示的值（大约为0.084–0.089美元/千瓦时）反映了累积值。虽然再热器由于热源和工作流体之间的温差确实会导致内部分散能量的损失——这意味着存在不可逆性——但图6c中能量成本数值较大的主要原因是在经过多个昂贵的上游过程后流经该流体的流体流量较大。这表明，输出流体的能量成本是由其热力学历史和累积成本决定的，而不仅仅是组件的资本成本本身。泵在所有流体中的能量成本处于中间水平，范围从0.041到0.044美元/千瓦时。在工作流体中，正戊烷、R245fa和R1233zd在大多数组件中的单位成本相对一致且较低，而R600a和R1234yf的成本则略高，尤其是在涡轮机和冷凝器中。

在图7所示的更先进的PDORC和Reheat PDORC配置中，能量分析显示能量成本在热排放侧的集中度更高。具体来说，这些多压力系统中的高压冷凝器产生的能量成本异常高，有时甚至超过0.3美元/千瓦时。这些数据表明，工作流体的选择对特定循环设计中哪个组件承担最大的能量成本负担有关键影响。图7a（PDORC）和图7c（Reheat PDORC）之间的能量成本比较突显了增加再热阶段如何从根本上改变整个循环中的热力学效率低下或经济负担的分布。这两种配置都代表了复杂且高效的系统，但它们管理能量损失累积成本的方式不同。在标准PDORC（图7a）中，能量成本曲线在最后一个阶段（冷凝器）出现一个明显的峰值。对于所有六种工作流体，冷凝器的能量成本始终最高，R1234yf和R152a的能量成本超过0.3美元/千瓦时，其中R1234yf的能量成本始终较高，为0.35美元/千瓦时，而正戊烷的能量成本较低，为0.20美元/千瓦时。上游泵、蒸发器和涡轮机的全部成本都集中在这里，使得最终的热排放过程成为最“昂贵”的热力学瓶颈。相比之下，Reheat PDORC（图7c）的能量成本分布更为分散。尽管冷凝器仍然是一个重要的成本点，但由于再热过程在循环早期更有效地控制了温度，其成本有时略低于标准PDORC。这意味着不可逆性分布在多个加热和热排放阶段。

比较四种循环配置（图6和图7）中的能量成本，可以发现随着循环复杂性的增加，热力学效率低下的程度和分布存在显著差异。最明显的差异是能量成本的总体规模。基本ORC和Reheat ORC配置（图6）的能量成本范围大约在0.01美元/千瓦时到0.09美元/千瓦时之间，主要成本集中在冷凝器和涡轮器上。相比之下，先进的PDORC和Reheat PDORC配置（图7）的能量成本峰值显著更高，某些组件的能量成本甚至超过0.30美元/千瓦时。这表明，与简单循环相比，先进循环在某些组件上承担了更大的能量成本负担。图7a（PDORC）和图7c（Reheat PDORC）之间的能量成本比较表明，增加再热阶段会从根本上改变整个循环中的热力学效率低下或经济负担的分布。这两种配置都代表了复杂且高效的系统，但它们管理能量损失累积成本的方式不同。在标准PDORC（图7a）中，能量成本曲线在最后一个阶段（冷凝器）出现一个明显的峰值。对于所有六种工作流体，冷凝器的能量成本始终最高，R1234yf和R152a的能量成本超过0.3美元/千瓦时，其中R1234yf的能量成本始终较高，为0.35美元/千瓦时，而正戊烷的能量成本较低，为0.20美元/千瓦时。上游泵、蒸发器和涡轮机的全部成本都集中在这里，使得最终的热排放过程成为最“昂贵”的热力学瓶颈。相比之下，Reheat PDORC（图7c）的能量成本分布更为分散。虽然冷凝器仍然是一个重要的成本点，但由于再热过程在循环早期更有效地控制了温度，其成本有时略低于标准PDORC。因此，多个高能量成本组件出现：高压涡轮机、再热换热器和冷凝器。这意味着不可逆性分布在多个加热和热排放阶段。再热循环的额外复杂性减轻了简单PDORC冷凝器中观察到的部分能量损失峰值，但它在循环中引入了新的高累积成本区域。

比较四种循环配置（图6和图7）中的能量成本，可以发现随着循环复杂性的增加，热力学效率低下的程度和分布存在显著差异。最显著的差异是能量成本的总体规模。基本ORC和Reheat ORC配置（图6）的能量成本范围大约在0.01美元/千瓦时到0.09美元/千瓦时之间，主要成本集中在冷凝器和涡轮器上。相比之下，先进的PDORC和Reheat PDORC配置（图7）的能量成本峰值显著更高，某些组件的能量成本甚至超过0.30美元/千瓦时。这表明，与简单循环相比，先进循环的成本增加了三到五倍。就分布而言，图6中的简单循环在大多数组件中的成本分布较为均匀。而图7中的复杂循环将极高的能量成本集中在特定组件上，主要是两种PDORC配置中的冷凝器。这表明，尽管先进循环通过优化某些过程可能提供更好的整体系统效率，但它们引入了特定的、效率极低的热力学瓶颈，使得能量损失的货币价值集中在特定点。这些数据清楚地表明，从单压系统转变为双压系统会极大地改变经济-热力学状况，增加了热排放阶段有用的能量损失“成本”。

图8展示了四种ORC配置在不同工作流体下的平准化生命周期成本（LCOE，单位：美元/千瓦时），作为之前讨论的热力学和资本成本的最终经济总结，假设年运行时间为7000小时，并使用了三种不同的折现率。这些数据显示，最简单的循环设计始终提供了最具经济可行性的发电方案。BORC配置（图8b，左侧条形图）在所有分析的工作流体中实现了最低的LCOE，范围大约在0.033美元/千瓦时到0.040美元/千瓦时之间。这一结果表明，在这些运行条件下，简单系统的较低资本投资超过了更复杂设计的潜在效率收益。工作流体的选择也起着主要的经济作用。几种流体（正戊烷、R245fa、R1233zd）的LCOE值几乎相同，约为0.035美元/千瓦时。相比之下，R1234yf在这项分析中明显是最不具经济吸引力的流体，其LCOE最高，为0.040美元/千瓦时。相反，更复杂的配置——Reheat ORC、PDORC和Reheat PDORC——产生了更高的LCOE。Reheat BORC（橙色虚线条形图）的LCOE通常最高，增加了15%到32%；R1234yf的增加幅度最小，而R1233zd的增加幅度最大，为32%。PDORC配置的成本始终高于BORC配置，正戊烷和R245fa的增加幅度分别为9%和18%，而对于R152a和R1234yf，增加幅度超过29%。Reheat PDORC的成本可能与BORC相当（例如，对于正戊烷和R1233zd，增加幅度约为14%到16%），或者相当昂贵（例如，对于R1234yf），在所有流体中表现出的成本效益最低。这些数据最终表明，尽管复杂系统可能在某些热力学方面进行了优化，但在假设的约束条件下，简单的BORC配置提供了最具成本效益的发电解决方案。无论如何，任何研究的ORC的LCOE总是比电网电价更为经济。正戊烷在所有循环配置中表现出最佳的经济性能，其次是R1233zd，而R1234yf的表现最差。在循环类型中，BORC和PDORC配置为两种表现最好的工作流体提供了最低的LCOE值，因此将在后续分析中使用。BORC配置通过简化架构显著提升了技术经济优势，仅需四个组件，而更复杂的配置需要七个或八个组件。这种更简单的设计将资本支出减少了40%到50%，同时保持了与先进架构相当的80%到85%的功率输出，从而实现了更好的LCOE性能。

图8展示了四种ORC配置在不同工作流体下的LCOE，作为之前讨论的热力学和资本成本的最终经济总结，假设年运行时间为7000小时，并使用了三种不同的折现率。这些数据显示，最简单的循环设计始终提供了最具经济可行性的发电方案。BORC配置（图8b，参考折现率为8%）在所有分析的工作流体中实现了最低的LCOE，范围大约在0.033美元/千瓦时到0.040美元/千瓦时之间。这一结果表明，在这些运行条件下，简单系统的较低资本投资超过了更复杂设计的潜在效率收益。工作流体的选择也起着主要的经济作用。几种流体（正戊烷、R245fa、R1233zd）的LCOE值几乎相同，约为0.035美元/千瓦时。相比之下，R1234yf在这项分析中明显是最不具经济吸引力的流体，其LCOE最高，为0.040美元/千瓦时。相反，更复杂的配置——Reheat ORC、PDORC和Reheat PDORC——产生了更高的LCOE。Reheat BORC（橙色虚线条形图）的LCOE通常最高，增加了15%到32%；R1234yf的增加幅度最小，而R1233zd的增加幅度最大，为32%。PDORC配置的成本始终高于BORC配置，正戊烷和R245fa的增加幅度分别为9%和18%，而对于R152a和R1234yf，增加幅度超过29%。Reheat PDORC的成本可能与BORC相当（例如，对于正戊烷和R1233zd，增加幅度约为14%到16%），或者相当昂贵（例如，对于R1234yf），在所有流体中表现出的成本效益最低。这些数据最终表明，尽管复杂系统可能在某些热力学方面进行了优化，但在假设的约束条件下，简单的BORC配置提供了最具成本效益的发电解决方案。无论如何，任何研究的ORC的LCOE总是比电网电价更为经济。正戊烷在所有循环配置中表现出最佳的经济性能，其次是R1233zd，而R1234yf的表现最差。在循环类型中，BORC和PDORC配置为两种表现最好的工作流体提供了最低的LCOE值，因此将在后续分析中使用。BORC配置通过简化架构展示了显著的技术经济优势，仅需四个组件，而更复杂的配置需要七个或八个组件。这种更简单的设计将资本支出减少了40%到50%，同时保持了与先进架构相当的80%到85%的功率输出，从而实现了更好的LCOE性能。

图8. 不同工作流体和三种折现率下的各种ORC配置的LCOE：(a) i = 5%；(b) i = 8%；(c) i = 12%。考虑到所有使用的折现率，当使用最低折现率i = 5%时（图8a），与参考折现率i = 8%相比，PDORC配置的降低幅度最大，所有流体的降低幅度约为18%。BORC的LCOE比参考折现率（i = 8%）低约19%。Reheat ORC配置的LCOE降低幅度最大，约为-23%。图8c考虑了折现率i = 12%的情况。在这种情况下，LCOE增加，BORC配置的增幅最大，约为28%，几乎在所有流体中都相同。Reheat BORC配置的增幅最小，介于17.1%到21.3%之间。PDORC和Reheat PDORC配置在所有流体中的LCOE分别增加了26%和27%。

图9和图10展示了在不同资本支出（CAPEX）值下的LCOEFC以及在相同资本支出条件下的LCOH。假设运行时间相同，即氢系统的年运行时间为3000小时，ORC的年运行时间为7000小时，并假设了三种折现率值，以进行敏感性分析。假设电解池（EC）的效率为70%，燃料电池（FC）的效率为50%。图9. 燃料电池系统的LCOEFC：(a–c) CAPEXFC = 1000美元/千瓦，CAPEXEC = 500美元/千瓦；(d–f) CAPEXFC = 1200美元/千瓦和CAPEXEC = 1000美元/千瓦，折现率不同。图10. 电解槽的LCOH：(a–c) CAPEXFC = 1000美元/千瓦，CAPEXEC = 500美元/千瓦；(d–f) CAPEXFC = 1200美元/千瓦和CAPEXEC = 1000美元/千瓦，折现率不同。在图9a–c中，氢系统的低投资成本（PEM EC为500美元/千瓦，PEM FC为1000美元/千瓦）导致所有工作流体和ORC配置的FC LCOE值始终较低。由于燃料电池的年运行时间仅为3000小时，其相对较低的利用率放大了资本支出对平准化成本的影响。因此，尽管BORC、Reheat ORC、PDORC和Reheat PDORC之间的热力学差异仍然存在，但它们对LCOEFC的影响被资本成本的巨大权重所掩盖。具体来说，对于正戊烷，将Reheat ORC与BORC进行比较时，最大增幅约为14%。对于相同的流体，PDORC的LCOE降低了约5.3%。相比之下，比较R1234yf的LCOE成本时，PDORC的增幅最大（+19.5%），而Reheat BORC的增幅最小为6.6%。考虑到最低折现率（图9a），LCOEFC值较小，所有配置和流体之间的差异趋势相似。在这种情况下，最昂贵的配置是使用R1234yf的PDORC，其LCOEFC为0.166美元/千瓦时；最便宜的是使用正戊烷、R245fa和R1233zd的BORC，其LCOEFC为0.112美元/千瓦时。当分析最高折现率（图9c）时，观察到类似的行为：使用R1234yf作为工作流体的PDORC配置获得了最高的LCOEFC，为0.226美元/千瓦时；使用相同流体的BORC的LCOEFC最低，为0.170美元/千瓦时。当比较两种折现率下的经济结果与参考率（i = 8%）时，可以看出，在所有流体中，最低折现率下的LCOE降低幅度从-6%到-17.3%不等，具体取决于PDORC配置。当考虑最高折现率时，增幅约为25%，这在所有配置和流体中几乎相同。

在图9d–f中，当EC的资本支出假设增加到1000美元/千瓦，FC的资本支出增加到1200美元/千瓦时，所有LCOEFC曲线都增加了。这表明投资成本的增加几乎均匀地影响了所有配置，但没有显著改变它们的相对排名。因此，图9a–f之间的比较表明，在固定运行时间、运行参数和折现率值（i = 5、8和12%）的情况下，LCOEFC的绝对值对氢系统的资本支出非常敏感，而不同ORC布局的相对性能主要由效率而非经济性决定。在比较每种工作流体的不同ORC配置时，也有类似的考虑。实际上，正戊烷的变化最小，最低资本支出下的变化也最小，最低和最高配置之间的LCOEFC变化约为8%；将PDORC与BORC进行比较时，变化约为10%。R1234yf的表现最差，因为在折现率为5%时，BORC的LCOEFC最低，为0.142美元/千瓦时；而在最高折现率下，PDORC的LCOE最高，为0.247美元/千瓦时。当比较两种折现率下的经济结果与参考率（i = 8%）时，可以看出，在所有流体中，最低折现率下的LCOE降低幅度从-6%到-17.3%不等。当考虑最高折现率时，增幅约为25%，这在所有配置和流体中几乎相同。

在图9d–f中，当EC的资本支出假设增加到1000美元/千瓦，FC的资本支出增加到1200美元/千瓦时，所有LCOEFC曲线都增加了。这表明投资成本的增加几乎均匀地影响了所有配置，但没有显著改变它们的相对排名。因此，图9a–f之间的比较表明，在固定运行时间、运行参数和折现率值（i = 5、8和12%）的情况下，LCOEFC的绝对值对氢系统的资本支出非常敏感，而不同ORC布局的相对性能主要由效率而非经济性决定。在比较每种工作流体的不同ORC配置时，也有类似的考虑。实际上，正戊烷的变化最小，最低资本支出下的变化也最小，最低和最高配置之间的LCOEFC变化约为8%；将PDORC与BORC进行比较时，变化约为10%。R1234yf的表现最差，因为在折现率为5%时，BORC的LCOEFC最低，为0.142美元/千瓦时；而在最高折现率下，PDORC的LCOE最高，为0.247美元/千瓦时。当比较两种折现率下的经济结果与参考率（i = 8%）时，可以看出，在所有流体中，最低折现率下的LCOE降低幅度从-6%到-17.3%不等。当考虑最高折现率时，增幅约为25%，这在所有配置和流体中几乎相同。

图9d–f中，当EC的资本支出假设增加到1000美元/千瓦，FC的资本支出增加到1200美元/千瓦时，所有LCOEFC曲线都增加了。这表明投资成本的增加几乎均匀地影响了所有配置，但没有显著改变它们的相对排名。因此，图9a–f之间的比较表明，在固定运行时间、运行参数和折现率值（i = 5、8和12%）的情况下，LCOEFC的绝对值对氢系统的资本支出非常敏感，而不同ORC布局的相对性能主要由效率而非经济性决定。在比较每种工作流体的不同ORC配置时也有类似的考虑。实际上，正戊烷的变化最小，最低资本支出下的变化也最小，最低和最高配置之间的LCOEFC变化约为8%；将PDORC与BORC进行比较时，变化约为10%。R1234yf的表现最差，因为在折现率为5%时，BORC的LCOEFC最低，为0.142美元/千瓦时；而在最高折现率下，PDORC的LCOE最高，为0.247美元/千瓦时。当比较两种折现率下的经济结果与参考率（i = 8%）时，可以看出，在所有流体中，最低折现率下的LCOE降低幅度从-6%到-17.3%不等。当考虑最高折现率时，增幅约为25%，这在所有配置和流体中几乎相同。

图9和图10展示了在不同资本支出（CAPEX）值下的LCOEFC以及在相同资本支出条件下的LCOH。假设运行时间相同，即氢系统的年运行时间为3000小时，ORC的年运行时间为7000小时，并假设了三种折现率值，以进行敏感性分析。假设EC的效率为70%，FC的效率为50%。图9. 燃料电池系统的LCOEFC：(a–c) CAPEXFC = 1000美元/千瓦，CAPEXEC = 500美元/千瓦；(d–f) CAPEXFC = 1200美元/千瓦和CAPEXEC = 1000美元/千瓦，折现率不同。图10. 电解槽的LCOH：(a–c) CAPEXFC = 1000美元/千瓦，CAPEXEC = 500美元/千瓦；(d–f) CAPEXFC = 1200美元/千瓦和CAPEXEC = 1000美元/千瓦，折现率不同。在图9a–c中，氢系统的低投资成本（PEM EC为500美元/千瓦，PEM FC为1000美元/千瓦）导致所有工作流体和ORC配置的FC LCOE值始终较低。由于燃料电池的年运行时间仅为3000小时，其相对较低的利用率放大了资本支出对平准化成本的影响。因此，尽管BORC、Reheat ORC、PDORC和Reheat PDORC之间的热力学差异仍然存在，但它们对LCOEFC的影响部分被资本成本的巨大权重所掩盖。具体来说，对于正戊烷，将Reheat ORC与BORC进行比较时，最大增幅约为14%。对于相同的流体，PDORC的LCOE降低了约5.3%。相反，比较R1234yf的LCOE成本时，PDORC的增幅最大（+19.5%），而Reheat BORC的增幅最小为6.6%。考虑到最低折现率（图9a），LCOEFC值较小，所有配置和流体之间的差异趋势相似。在这种情况下，最昂贵的配置是使用R1234yf的PDORC，其LCOEFC为0.166美元/千瓦时；最便宜的是使用正戊烷、R245fa和R1233zd的BORC，其LCOEFC为0.112美元/千瓦时。当分析最高折现率（图9c）时，观察到类似的行为：使用R1234yf作为工作流体的PDORC配置获得了最高的LCOEFC，为0.226美元/千瓦时；使用相同流体的BORC的LCOE最低，为0.170美元/千瓦时。当比较两种折现率下的经济结果与参考率（i = 8%）时，可以看出，在所有流体中，最低折现率下的LCOE降低幅度从-6%到-17.3%不等。当考虑最高折现率时，增幅约为25%，这在所有配置和流体中几乎相同。

在图9d–f中，当EC的资本支出假设增加到1000美元/千瓦，FC的资本支出增加到1200美元/千瓦时，所有LCOEFC曲线都增加了。这表明投资成本的增加几乎均匀地影响了所有配置，但没有显著改变它们的相对排名。因此，图9a–f之间的比较表明，在固定运行时间、运行参数和折现率值（i = 5、8和12%）的情况下，LCOEFC的绝对值对氢系统的资本支出非常敏感，而不同ORC布局的相对性能主要由效率而非经济性决定。在比较每种工作流体的不同ORC配置时也有类似的考虑。实际上，正戊烷的变化最小，最低资本支出下的变化也最小，最低和最高配置之间的LCOEFC变化约为8%；将PDORC与BORC进行比较时，变化约为10%。R1234yf的表现最差，因为在折现率为5%时，BORC的LCOEFC最低，为0.142美元/千瓦时；而在最高折现率下，PDORC的LCOE最高，为0.247美元/千瓦时。当比较两种折现率下的经济结果与参考率（i = 8%）时，可以看出，在所有流体中，最低折现率下的LCOE降低幅度从-6%到-17.3%不等。当考虑最高折现率时，增幅约为25%，这在所有配置和流体中几乎相同。具有较高资本支出（CAPEX）的配置（图9b）在折现率为8%的情况下，最低成本为0.154美元/千瓦时，最高成本为0.200美元/千瓦时，这表明其平准化能源成本（LCOE）与电网电力相当，甚至更便宜。在这些条件下，将电力转换为氢气再转换回电力的经济成本变得更加明显，考虑到往返效率大约为35%。即使有机朗肯循环（ORC）在热力学上表现良好，将电力转换为氢气再转换回电力的过程也会增加资本成本负担。因此，不同ORC布局或工作流体之间的差异相对于电化学（EC）和燃料电池（FC）的资本支出而言是次要的。当比较图10a–f时，可以得出类似但互补的结论，这些图表展示了在相同两种资本支出情景和不同折现率下的LCOH。在这种情况下，LCOH代表了该工厂的中间成本，因为氢气被用来发电。图10a–c对应于较低的EC和FC资本支出，显示所有工作流体和ORC配置的氢气生产成本都较低。尽管假设ORC每年运行7000小时，但EC的资本强度仍然是LCOH的主要决定因素。更热力学高效的配置，如再热ORC和再热PDORC，其LCOH通常较高，但由于资本支出的主导作用，与简单布局相比，差距仍然有限。在图10d–f中，较高的EC资本支出显著增加了LCOH，导致曲线整体上升，同时保持了它们的相对顺序。具体来说，在8%的折现率下，R245fa流体的LCOH为1.51美元/千克，接近BORC配置中的正戊烷（1.50美元/千克），而R1234yf在PDORC配置中的LCOH为2.21美元/千克。在最不利的情景下，资本支出更高时，这些值分别为1.68美元/千克和1.67美元/千克。在不同折现率下，使用最高资本支出和最低折现率时，BORC配置的最低成本为1.41美元/千克（与R245fa相似），略低于R1233zd的1.42美元/千克。对于最高折现率，排名相同，但绝对值有所增加：正戊烷BORC为2.05美元/千克，R1233zd为2.07美元/千克，PDORC配置中的最高成本为R1234yf的2.94美元/千克。

综上所述，图9和图10的比较清楚地表明，电力再转换和氢气生产的经济性能强烈依赖于假设的PEM EC和FC的资本支出，同时也依赖于ORC配置，因为其资本支出嵌入在LCOEFC和LCOH的评估中。较低的资本支出情景主要影响绝对成本水平，而不同ORC配置和工作流体之间的比较优势则由其热力学性能决定，并在所有图表中基本保持不变。无论如何，使用氢能（WH）能够降低氢气生产成本。因此，当前分析得出的LCOH范围为1.5–3.0美元/千克，具体取决于ORC配置和折现率，接近于传统的蒸汽甲烷重整工艺的成本，同时相比电网电解具有显著的经济优势（后者通常成本为4–6美元/千克）。在两种情景下，关于ORC设计本身有一个一致的趋势：基本ORC（BORC）（图中最左边的蓝色条形）无论EC和FC的具体资本支出假设如何，始终提供最低的LCOE。这突显了最简单氢能回收系统的固有成本效益。复杂的再热PDORC配置在两种情况下始终是最昂贵的选择，这表明其复杂性增加了特定应用系统的成本。

3.3. 情景分析
在对不同工作流体和系统配置的性能进行静态评估之后，本节提出了一个更注重运营的分析，考虑了三种不同的能源消耗用户。经济评估采用的关键假设如下：工厂寿命为15年；折现率在5%到12%之间；ORC的运行时间限制在每天最多18小时，由电网电价决定；以及采用R1233zd(E)作为工作流体的BORC和PDORC配置。实际上，对于医院等风险厌恶型应用，推荐使用R1233zd(E)作为工作流体。它被归类为A1级（不可燃、低毒性），GWP接近零（GWP100 = 1），并且与正戊烷相比只有轻微的性能损失：热效率降低不到1%，功率输出减少约4%，LCOE增加约2%。这些小的损失完全被消除火灾风险和完全符合医院安全法规所抵消。对于可以通过标准工程控制管理可燃性的工业或孤立安装，正戊烷仍然是最佳选择。此外，假设氢气生产和利用每天不超过15小时，并且仅在ORC系统发电量超过现场需求时进行。

3.3.1. 酒店和医院的电力消费模式分析
图11展示了酒店和医院设施的代表性电力消费概况[52,53]。这些示例概况来自文献中报告的典型模式。例如，酒店通常有两个每日高峰期：上午08:00到12:00和晚上17:00到22:00之间的高峰期[53]。相比之下，非高峰期通常发生在夜间（00:00到06:00），此时需求不到高峰期的一半。这些概括性模式用于支持分析，并不是基于本研究中的直接测量结果。酒店的日电力消耗为3755千瓦时，平均功率消耗为157千瓦，年能源消耗为1371兆瓦时。图11显示了(a)医院1、(b)医院2和(c)酒店设施的代表性日电力消费概况[52,53]。对于医院[52]，电力消费模式有所不同。这些设施保持一个从09:00到18:00的单一延长高峰期，需求相对稳定。非高峰期主要在夜间00:00到06:00之间，此时需求显著下降。此外，在20:00之后观察到电力消耗逐渐减少。用户医院1的日总能源需求为13,080千瓦时，平均功率吸收为545千瓦。医院1的年能源消耗为4774兆瓦时，而医院2具有相同的时间模式，日总电力需求为19,620千瓦时，年能源消耗为7160兆瓦时，日平均功率吸收为818千瓦。根据[54]，这两个用户分别拥有220张和大约295张床位，属于中小型设施。在所审查的情景中，假设这两种用户的电力消费模式全年（即365天）都适用。

这些消费模式揭示了实施基于氢能的储能系统的战略机会。在非高峰期，可以利用多余的电网容量来生产氢气。这一过程允许将多余的电能转换为可储存的化学能（氢气）。然后可以在高峰需求期间通过燃料电池使用储存的氢气来补充电力供应，缓解电网过载。

3.3.2. 与发电相关的电力市场动态
图12展示了2025年三个代表性日子（1月、3月和6月）意大利24小时内的发电来源及总市场价格。该图说明了可再生能源输出与日前市场（MGP）电价之间的动态关系，日前市场占意大利市场总交易电量的大约80%。图12显示了三个示例日子的24小时发电量和同一天的总电价变化：(a) 2025年1月6日；(b) 2025年3月5日；(c) 2025年6月2日。双轴图表使用堆叠面积图表示发电量（GW）。红线代表每小时电价（欧元/兆瓦时）。这种格式清晰地展示了供应如何影响市场动态。实际上，根据系统的边际价格原则[55]（大多数欧洲电力市场也是如此），当光伏电源对发电系统有显著贡献时，电价会下降。例如，在2025年1月6日，光伏系统对电网的最大贡献约为16%，而热电厂在同一时间的贡献超过41%（图12a）。全国电价（用意大利语表示为PUN）约为138欧元/兆瓦时。在同一天，当电网要求最大发电量为29吉瓦时，由于光伏系统没有贡献，电价上升至155欧元/兆瓦时。最高价格跨度为44.6欧元/兆瓦时。图12b显示了2025年3月5日的相同数据。光伏贡献更为稳定，白天达到约38%的最大贡献，PUN的动态反映了这一行为。实际上，尽管最高价格与1月6日相似（当时光伏贡献最大），但价格降至约100欧元/兆瓦时，减少了37.5%。6月2日的情况不同。当天，图12c显示光伏的贡献约为50%，全天发电量约为22%。PUN在15:00时达到最低点，约为10欧元/兆瓦时，而在22:00时达到最高点，约为144欧元/兆瓦时，此时最大的电力来自热电厂（主要是联合循环燃气轮机（CCGT）电厂）。考虑到最终用户不仅支付能源本身的费用，还支付与分配、税收和其他附加费用相关的费用，最终电价估计约为批发市场价格的2.15倍，这是合理的。图12中显示的日子被选中是因为它们代表了不同季节日电价分布的平均值。

表6展示了后续分析中用于评估混合系统的主要数据。在本节中，研究了一种流体——正戊烷，以及两种ORC配置：BORC和PDORC。EC的规模在0到200千瓦之间，FC的规模在0到100千瓦之间。表6列出了每个季节的天数和小时数、每个季节的最大ORC运行时间以及平均电力市场价格。根据每个最终用户（医院1、医院2或酒店）的日能源需求以及选定的ORC配置和工作流体，能源不平衡如下管理：负不平衡（需求超过ORC生产）通过以当前市场价格购买电网电力来抵消。正不平衡（ORC生产超过需求）通过电解生成氢气，储存的氢气在供应短缺或电网价格不利期间作为燃料电池系统的燃料。

总LCOE（LCOEtot）涵盖了整个发电系统，包括ORC单元、氢储存路径（电解器和燃料电池）以及在能源负平衡期间的电网电力采购。计算整合了所有组件的资本支出（CAPEX）和运营支出（OPEX），并按各自的年运行时间进行加权。这种方法提供了一个与现行电力市场价格相当的经济指标。

图13a–d展示了为两家医院设施（医院1和医院2）服务的混合氢能回收系统的平准化能源成本（LCOE）分解，这些设施具有不同的能源消耗和不同的ORC功率。在图的x轴上，ORC的功率用数字表示，电解器的功率带有前缀EC，燃料电池系统的功率带有前缀FC。第一个配置（图13a,c中最左边的条形），即500千瓦的BORC且没有混合系统，两家医院用户的成本结构相似，尽管数值有所不同。实际上，医院1的BORC系统显示出较高的LCOEtot（约0.23美元/千瓦时），因为大部分电力来自电网（约34%），其成本远高于ORC的生产成本。

图13显示了两种用户（医院1和医院2）使用R1233zd流体的LCOEtot分解：(a) BORC，(b) PDORC；以及(c) BORC，(d) PDORC，折现率为8%。分析显示，尽管ORC的电力成本较低（约为0.066美元/千瓦时），但电网价格约为0.16美元/千瓦时。对于医院2来说，由于大量电力来自电网，LCOEtot甚至更高，达到0.43美元/千瓦时。随着ORC系统功率的增加，两种情况下的LCOEtot都会降低。对于医院1（图13a），690千瓦的ORC将LCOEtot降低到大约一半，即0.113美元/千瓦时，而798千瓦的ORC则进一步降低到低于0.100美元/千瓦时。考虑到最大的BORC发电厂（798千瓦），其LCOE降至0.089美元/千瓦时。医院2（图13c）中较大的BORC系统（746千瓦和823千瓦）也观察到了类似的趋势，LCOEtot分别降低了47%和56.6%。较大的ORC发电厂由于并联的氢系统，使得LCOEtot的降低幅度更大，最高可达0.09美元/千瓦时。显然，在这种情况下，医院2的ORC系统不足以自给自足能源需求，因此需要从电网吸收少量电能。图14清楚地说明了这一行为，其中LCOEtot作为电力不平衡的函数显示（负值表示需要从电网获取的赤字）。不平衡越大，混合系统（ORC + 电网 + 电解槽 + 燃料电池）的LCOEtot越高。当系统接近自给自足时，所有调查用户的LCOEtot都降至0.10美元/千瓦时以下。当混合系统完全运行时，即ORC产生的电力用于生产氢气，然后通过燃料电池系统转换回电能时，LCOEtot可降至低至0.070美元/千瓦时，这代表了最佳的经济性能。这种情况发生在798千瓦的BORC、100千瓦的电解槽和50千瓦的燃料电池组合中。图13a中的最后两个条形图突出了这一点。对于医院而言，由WH驱动的BORC功率输出较低，无法生产氢气，因此必须从电网获取大量电能。考虑到为医院1服务的PDORC发电厂（图13b），显然ORC发电厂可以自给自足，并利用多余的电能生产氢气，从而使LCOEtot在图中报告的所有配置中都约为0.070美元/千瓦时。增加ORC功率以及相应的电解槽和燃料电池功率并不一定带来经济优势。实际上，比较图13b和d可以发现，总是存在一个“最优”配置。例如，对于医院1的情况，995千瓦的PDORC加上50千瓦的电解槽和10千瓦的燃料电池组合，LCOEtot为0.069美元/千瓦时；假设使用100千瓦的电解槽和50千瓦的燃料电池，这一数值还会略有增加。从医院2的分析中也可以得出类似的结论。在这种情况下，1137千瓦的PDORC不足以自给自足用户需求，因此需要从电网吸收部分电能，LCOEtot约为0.10美元/千瓦时。对于这种流体R1233zd，最大的ORC发电厂输出功率为1137千瓦，但这不足以产生所需的全部电能；因此，最经济的配置是简单的PDORC，其LCOEtot为0.096美元/千瓦时。在这种情况下，对于氢气设备，LCOE增加到0.10美元/千瓦时。图14支持了这些发现。由于电网电价较高，当使用混合系统时，LCOEtot较高。相反，当混合系统接近自给自足时，即年度能源不平衡接近零时，产生的电能的经济价值趋向于ORC系统的LCOE，如图14a和b所示，可低至0.070美元/千瓦时。图14显示了LCOEtot作为年度能源不平衡的函数：(a) 医院1；(b) 使用R1233zd流体的医院2，折现率为8%。绿线表示零不平衡。对于酒店的情况则完全不同。在这种情况下，所有ORC配置在相同等效运行时间内都无法满足能源需求，因此需要采取不同的方法。每个季节的运行时间已经确定，以确保ORC发电厂能够完美匹配需求。由于BORC可以满足能源需求，因此不需要混合系统。图15显示了四种BORC发电系统的LCOEtot作为运行时间的函数，以及三种调查的折现率。显然，当折现率为8%时，最低的LCOE（0.126美元/千瓦时）出现在最小功率为501千瓦的发电厂，对应于每年约3000小时的运行时间；而最高的LCOE（0.153美元/千瓦时）出现在746千瓦的发电厂。无论如何，这四种BORC发电厂的能源成本都低于电网电价，约为0.23美元/千瓦时。当假设最低折现率时，趋势类似，但数值更低：501千瓦的发电厂运行成本为0.109美元/千瓦时，746千瓦的发电厂为0.131美元/千瓦时。即使在最高折现率下，LCOE值也远低于0.20美元/千瓦时。从经济角度来看，投资支出应带来成本节约，从而实现较短的回收期。使用之前定义的经济参数，BORC发电厂的结果如表7所示，其中列出了简单回收期（SPB）和折现回收期（DPB）、净现值（NPW）以及每种功率等级和三种折现率的盈利能力指数（PI）。对于501千瓦的功率等级，DPB代表了这一经济时间指标的理想值，为5.5年。当考虑690千瓦和746千瓦的功率等级时，这一指标有所增加。基于收入指标，这些结果非常出色；实际上，由于发电厂的寿命，NPW始终为正，且PI在发电厂寿命结束时显示出较高的收益，范围从98%到26%不等。当假设最低折现率时，经济结果有所改善，501千瓦ORC发电厂的DPB为5.0年，NPW为157万美元，PI为139%。表7显示了使用R1233ze流体的酒店案例的经济指标。环境影响基于温室气体减排量，取决于发电厂的位置。下一步，根据2025年的数据，计算了每个调查国家的减排量[56,57]。当前分析仅量化了运营中的二氧化碳排放减少量，比较了提出的ORC-氢系统与传统的燃料混合发电供应。表8显示了七个欧洲地区酒店使用混合ORC-氢系统的年二氧化碳减排量。波兰的减排量最高（752.4吨二氧化碳/年），是欧盟27国平均水平的2.3倍（328.9吨二氧化碳/年），这归因于其高煤依赖的电力生产（662克二氧化碳/千瓦时）。从波兰电网中每转移一千瓦时的电能都能带来最大的环境效益。地中海国家的表现差异显著：意大利每年减排413.9吨二氧化碳，南北差异较小（387.9吨对比409.8吨二氧化碳/年），而西班牙的减排量最低，为180.9吨二氧化碳/年，反映了其更清洁的电力结构和高比例的可再生能源使用。德国（309.7吨二氧化碳/年）与欧盟27国的平均水平相当，尽管其电网碳强度较高（371克二氧化碳/千瓦时对比242克二氧化碳/千瓦时）。二氧化碳减排量与电网碳强度成正比。波兰和西班牙之间4.2:1的减排比例表明，氢系统的价值并非普遍适用，因为它直接取决于电网碳强度。富含可再生资源的电网减少了废热回收系统的经济和环境效益。表8显示了欧洲各国酒店案例的温室气体减排量。4. 讨论集成ORC + 电解槽 + 燃料电池系统的经济行为突显了组件级成本与系统级性能之间的关键区别，这在混合能源评估中经常被忽视。虽然燃料电池子系统的平准化电力成本相对较高（图8和图9），但系统级结果表明，这并不会导致整体电力成本成比例增加。相反，LCOEtot主要由ORC的性能和电网电力的替代程度决定（图14）。这一发现强化了这样一个观点：在混合系统中，最昂贵的组件并不一定决定系统成本，前提是其对年度电力供应的贡献有限。在基于燃料电池系统的可持续性评估中也有类似的结论，这些系统主要通过灵活性、韧性和自主性增加价值，而不是通过低成本电力生产[17]。在本研究中，燃料电池始终作为边际发电机运行，仅在需要平衡电力供应时激活，而ORC仍然是主要的电力来源。第二个重要结果是关于氢生产和储存的整合。结果清楚地表明，氢技术并不会以连续或线性的方式改善系统经济性。相反，只有当ORC接近满足需求并产生足够的剩余电力进行利用时，其经济相关性才会显现。低于这一阈值，扩大电解槽和燃料电池的容量只会带来递减的回报，因为剩余电力的可用性而非氢气转换效率成为限制因素（图13）。这种行为与之前关于基于ORC的氢生产系统的技术经济分析一致，这些分析指出，只有在高利用率和充足剩余电力生成的情况下，氢气的整合才有经济意义[17]。氢生产和使用的约35%的往返效率代表了显著的能量损失。然而，在废热驱动的应用中，这一限制需要放在具体背景下考虑：输入能量原本会被排放到环境中，而经济价值来自于通过时间负荷转移替代昂贵的电网电力购买（0.20–0.29美元/千瓦时）。结果表明，当氢系统作为边际平衡组件适当规模时，LCOEtot接近独立ORC的成本（0.07美元/千瓦时）（图13b,d）。LCOH与LCOEFC之间的解耦进一步支持了这一解释。尽管随着电解槽规模的增加，氢的平准化成本大幅降低，但通过燃料电池重新转换的电力成本仍然很高，并且与氢成本的相关性较弱（图9和图10）。这反映了燃料电池资本成本、有限运行时间和工厂平衡要求的主导作用，这在燃料电池文献中有广泛记录[58,59]。因此，仅改善氢生产的经济性不足以降低重新转换电力的成本；系统级的效益来自于减少外部电力进口。从更广泛的角度来看，这些结果证实了氢应被视为一种系统支持向量，而不是ORC基混合配置中的低成本电力途径。氢的经济价值在于其吸收过剩电力的能力，将生产与需求分离，并稳定电力供应组合，特别是在低温废热回收系统中。在多联产和废热驱动的混合系统中，氢和燃料电池的角色类似，主要目标是提高整个系统的鲁棒性，而不是最小化组件级成本[60,61]。最后，结果表明，最佳系统设计不能仅基于孤立的成本指标（如LCOH或LCOEFC）来确定。相反，必须综合考虑ORC和氢子系统的规模，以满足需求覆盖和剩余电力的可用性。在没有足够ORC剩余的情况下过度扩大氢部分会导致更高的资本成本，而不会带来可测量的系统级效益；而适当规模的氢整合可以实现接近自主运行，并且LCOEtot的惩罚可以忽略不计。这进一步强调了在评估混合式有机朗肯循环（ORC）- 氢能配置时，需要系统层面的技术经济框架，尤其是在那些关注能源自主性、电网支持或系统韧性而非单纯成本最小化的应用中。5. 结论 本研究对医院和酒店中用于废热回收的集成有机朗肯循环系统进行了全面的技术经济评估，这些系统结合了氢气的生产和储存，并考察了六种不同工作流体的各种系统配置。研究结果揭示了ORC系统设计中的一个基本权衡：最简单的配置（BORC）在8%的折现率下，始终实现了最低的平准化电力成本（0.033美元/千瓦时），这得益于较低的资本投资和简单的操作流程。相比之下，复杂的配置（如Reheat–PDORC）虽然成本高出14%至32%，但能够多提取23%至70%的电力。这种经济效率与热力学性能之间的反比关系表明，配置选择必须根据具体应用需求来决定：对于预算有限的应用，应选择更简单的配置；而对于需要最大化电力提取的应用，则应选择更复杂的配置。工作流体的选择同样至关重要。正戊烷在PDORC配置下表现出最佳的整体性能，其热效率为20%，熵效率为40%，能够产生1133千瓦的电力。然而，对于存在易燃性风险的医院应用，推荐使用R1233zd(E)这种不可燃替代品（符合ASHRAE A1分类标准），其性能损失很小：热效率仅下降不到1%，LCOE（平准化成本）仅上升约2%，这完全符合法规要求并消除了安全隐患。使用实际需求剖面的系统级分析表明，经济性能主要取决于ORC的容量匹配程度及其对电网电力的依赖性，而氢能则起到补充平衡作用。以医院1（平均需求545千瓦）为例，配备100千瓦电解器和50千瓦燃料电池的798千瓦BORC系统将总LCOE从0.23美元/千瓦时降至0.069美元/千瓦时，降低了70%；医院2（平均需求818千瓦）通过使用1137千瓦的PDORC系统并结合氢储存技术，LCOE降低了58%至0.096美元/千瓦时。酒店应用（平均需求157千瓦）采用501千瓦的BORC系统后，LCOE降至0.127美元/千瓦时，实现了45%的成本节省，年运行时间少于3000小时，折现回收期在5.0至6.5年之间，盈利能力指数在139%至57%之间（取决于假设的折现率）。环境效益与区域电网的碳强度密切相关：酒店应用的年二氧化碳减排量从西班牙的181吨到波兰的752吨不等，这一比例直接反映了电网碳强度的差异。这些数据仅反映了运行阶段的减排情况；如果包括设备制造和组件更换在内的全生命周期评估，净节省幅度预计还会减少15%至30%。总之，通过适当规模的混合式ORC + 氢能系统回收废热所产生的电力成本为0.07–0.11美元/千瓦时，远低于欧洲典型的电网电价（0.09–0.16美元/千瓦时）。氢能储存通过提升能源自主性和电网独立性具有战略价值，而不仅仅是转换效率。系统优化需要根据需求剖面、废热可用性和剩余发电能力来协调ORC和氢能组件的规模。研究的局限性在于采用了稳态分析方法，未能捕捉具有不同响应时间组件之间的动态耦合效应。对于每天和季节性的负荷转移策略（这些变化发生在数小时内），这些动态效应的影响相对较小。未来研究应纳入动态建模，以优化控制策略并评估电网服务。此外，环境分析仅涵盖了运行阶段的排放，未考虑制造、工作流体合成和处置过程中的全生命周期影响。