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甲烷热解耦合远程CO2捕集与封存技术：分布式制氢与碳管理新路径
【字体： 大 中 小 】 时间：2025年06月22日 来源：International Journal of Hydrogen Energy 8.1
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本研究针对传统甲烷热解制氢（MP）技术中碳产物利用难题，创新性提出MPCCS系统，通过分布式小规模制氢与集中式碳催化氧化燃烧结合CO2封存（CCS），实现57.7%冷气效率（CGE）和95.6%碳回收率，氢成本低至3.1�/kg，为低碳氢能发展提供新范式。
在全球能源转型背景下，氢能作为清洁能源载体备受关注，但当前主流蒸汽甲烷重整（SMR）制氢过程伴随大量CO2排放。甲烷热解（MP）技术虽能直接产生固体碳副产物，却面临碳产物市场容量有限、催化剂失活等瓶颈。如何实现高效低碳制氢，同时解决碳管理难题，成为制约氢能规模化应用的关键科学问题。
针对这一挑战，研究人员创新性提出"蓝绿色氢"（blueish hydrogen）生产系统——甲烷热解耦合远程碳捕集与封存（MPCCS）。该系统通过分布式布局30 MWLHV规模的热解制氢装置，将生成的碳负载催化剂运输至集中式再生工厂进行氧燃烧，并就近实施CO2封存。这种设计既保留了甲烷热解低碳特性，又通过碳能转化实现工业供热，形成氢-热-碳协同管理的新模式。
研究采用Aspen Plus流程模拟与经济技术评价相结合的方法，建立包含10个分布式热解工厂和1个集中再生厂的系统模型。关键技术创新点包括：1）基于铁/镍催化剂的移动床反应器设计，实现800°C下95.8%碳捕获率（CCR）；2）两段式催化剂再生工艺，先CO2气化后氧燃烧，避免催化剂氧化；3）建立包含碳运输、氧燃烧、CO2压缩（至110 bar）的全链条能量-经济评价体系。
研究结果揭示：
能源效率突破：MPCCS系统冷气效率达57.7%，通过热回收使整体能效（CGE*）提升至83.5%，显著高于传统MP技术。每100 MJ天然气输入可产出57.7 MJ氢和48.8 MJ固态碳，后者转化为223 MWth工业热能。
碳管理优势：相比液态CO2运输，固体碳运输成本降低60%（200 km距离仅0.09�/kgH2）。系统级碳捕获率达92.1%，对应氢生产碳排放仅0.94 kgCO2/kgH2，满足欧盟碳排放标准（<3 kgCO2/kgH2）。
经济性对比：在6�/GJ天然气价格下，30 MW规模MPCCS的氢平准成本（LCOH）为3.07�/kg，优于传统MP（3.39�/kg）。敏感性分析显示，当碳运输距离>700 km时，MPCCS较SMR-CCS技术成本优势扩大1.2倍。
技术适用场景：小规模分布式应用（10-30 MWH2）中，MPCCS最具竞争力；大规模集中式（300 MWH2）则SMR-CCS更优。铁基催化剂（5 gC/gcat负载量）配合95%再生率，可使催化剂成本影响降至0.02�/kgH2。
该研究为低碳氢能生产提供了创新解决方案，其科学价值体现在：1）首创"制氢-运碳-封存"的时空解耦模式，破解分布式氢源的碳管理难题；2）证实中低温（800°C）催化热解与高温（1050°C）氧燃烧的工艺兼容性；3）建立小规模氢能设施与CCS基础设施的协同范式。未来研究可进一步优化催化剂循环稳定性，探索碳产物分级利用路径，推动该技术向商业化应用迈进。
论文发表于《International Journal of Hydrogen Energy》，为氢能领域技术经济评价提供了重要参考，对实现工业领域深度脱碳具有指导意义。通过将能源载体生产与碳管理有机结合，该研究为构建可持续氢经济开辟了新思路。
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