LNG冷能利用与碳捕集集成工艺的技术经济比较分析：推动低碳转型的创新路径

本研究针对天然气发电主导背景下碳捕集技术部署缓慢及LNG冷能未充分利用问题，开展了结合LNG冷能利用与碳捕集（CCUS）的集成工艺设计比较分析。通过稳态建模评估了基于预燃烧、后燃烧和富氧燃烧策略的多种集成方案，并结合新加坡LNG进口背景进行技术经济评价。结果表明：胺化学吸收法（MEA/MDEA混合溶剂）可实现0.135 kg/kWhe的CO2强度，在LCO2市场化条件下净收益提升30.1%；低温碳捕集系统在CO2浓度提升至30 %molCO2时净收益缺口仅0.44%。研究为加速低碳转型提供了工艺优化与政策制定依据。

　　

随着可再生能源部署进程缓慢，天然气仍在全球发电结构中占据主导地位。尽管能源需求持续增长，大量低温冷能资源尚未被有效利用，尤其是液化天然气（LNG）在再气化过程中释放的高品位冷能。与此同时，碳捕集、利用与封存（CCUS）技术被视为实现低碳过渡的关键路径，但其高能耗和经济成本仍是广泛应用的瓶颈。在此背景下，如何整合LNG冷能与碳捕集过程，以降低系统能耗并提升经济可行性，成为能源领域亟待解决的问题。

为此，研究人员Fadhel Ayachi、Li Chin Law、Epaminondas Mastorakos和Alessandro Romagnoli在《Journal of Cleaner Production》发表了一项研究，系统比较了多种结合LNG冷能利用与碳捕集的集成工艺设计。研究以新加坡的LNG进口和本地分销条件为背景，通过稳态建模和技术经济评估，分析了不同碳捕集策略的性能和经济效益。

研究采用了多种关键技术方法，主要包括：基于Aspen Plus? V10的稳态过程建模，用于模拟LNG再气化与CO₂处理流程；技术经济评价模型，量化电力净收益并考虑碳税、捕集成本和液化CO₂（LCO₂）销售收入；以及不同碳捕集策略的集成设计，包括后燃烧（化学吸收与低温脱硫）、富氧燃烧（Allam循环）和预燃烧（蒸汽甲烷重整，SMR）结合压力摆动吸附（PSA）。

研究结果显示：

在“低温脱硫CO₂捕集系统中的冷能利用”部分，研究表明，在无氮选择性膜时，CO₂去除率仅为15.7%，强度为0.325 kg/kWh_e；而通过膜处理将CO₂浓度提升至14 %mol_CO2和30 %mol_CO2时，捕集率分别达到38.7%和42.5%，CO₂强度降至0.227 kg/kWh_e和0.202 kg/kWh_e。在LCO₂无法上市时，高浓度条件（30 %mol_CO2）下净收益缺口仅0.43%。

在“CO₂液化过程中的冷能利用”部分，集成胺化学吸收系统（使用MEA/MDEA混合溶剂）实现了61.8%的CO₂减排率，强度低至0.135 kg/kWh_e。该系统在LCO₂市场化时净收益提高30.1%，无市场时仅下降0.44%。富氧燃烧系统（Allam循环）虽减排率达66.5%，但净收益下降5.4%。混合系统（SMR与富氧燃烧）虽减排率高达88.5%，但电力产量下降30%，净收益缺口达26.1%。

在“CO₂预分离与液化中的冷能利用”部分，研究还探讨了LNG冷能用于空气分离（ASU）生产液氧（LO₂）和液氮（LN₂）以支持富氧燃烧和CO₂液化。该方案减排率仅8.3%，CO₂强度为0.317 kg/kWh_e，经济性较差。

研究结论表明，胺化学吸收法与LNG冷能集成在减排效果和经济性方面表现最优，特别是在LCO₂可市场化时；低温脱硫系统在适当条件下也可实现较低成本减排，但需依赖气体浓缩技术；富氧燃烧和预燃烧策略虽减排率高，但经济代价较大。讨论部分强调，集成设计需根据具体地理和政策环境选择策略，LNG冷能的充分利用可显著降低CCUS能耗成本，加速天然气发电低碳转型。该研究为政策制定和工业投资提供了科学依据，并可扩展至其他LNG进口地区和技术场景。