通过吸附增强型固体废物气化结合原位二氧化碳捕集实现废物制氢和电力联产：一项综合的技术经济与环境影响评估

《International Journal of Hydrogen Energy》：Waste-to-hydrogen and power co-production by sorption-enhanced solid waste gasification with in-situ CO2 capture: An integrated techno-economic and environmental impact evaluation

【字体：大中小】 时间：2026年05月05日 来源：International Journal of Hydrogen Energy 8.3

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　　阿娜-玛丽亚·科尔莫斯|米鲁纳·普罗丹|莱蒂西亚·佩特雷斯库|卡林-克里斯蒂安·科尔莫斯罗马尼亚克卢日-纳波卡巴贝斯-博利亚伊大学化学与化学工程学院，阿兰尼·雅诺什11号，400028 **摘要** 对于循环经济而言，部署创新的固体废物增值解决方案具有重要意义。本

　　阿娜-玛丽亚·科尔莫斯|米鲁纳·普罗丹|莱蒂西亚·佩特雷斯库|卡林-克里斯蒂安·科尔莫斯
罗马尼亚克卢日-纳波卡巴贝斯-博利亚伊大学化学与化学工程学院，阿兰尼·雅诺什11号，400028

**摘要**
对于循环经济而言，部署创新的固体废物增值解决方案具有重要意义。本研究探讨了脱碳吸附增强型废物气化技术在共生产氢气和电力方面的技术经济和环境影响。所分析的过程采用循环循环配置，并使用基于钙的固体吸附剂，从而对二氧化碳捕获和能量转换产生积极影响。该过程以100兆瓦的废弃燃料（RDF）作为能源输入，用于共生产能源载体（氢气和电力），并具备至少95%的碳捕获率。作为基准，还研究了一种不进行碳捕获的传统废物气化过程，以评估脱碳的能量和经济影响。关键性能指标的结果表明，脱碳吸附增强型RDF气化提高了整体能源效率（约50%），同时有助于降低与脱碳过程相关的能源需求和成本（降低了约8-9个百分点的净效率）。此外，所研究的系统还表现出系统层面的特定碳排放减少（约5-6千克/兆瓦时），并且在整个价值链上实现了负碳排放（-353.68千克二氧化碳当量/兆瓦时）。要将当前的废物转化为能源（WtE）能力扩大到工业规模，还需要在反应器设计、提高转化效率以及改善吸附剂稳定性方面取得进一步进展。

**1. 引言**
在现代文明中，实施循环经济战略至关重要，这不仅可以缓解对原始材料的限制，还可以应对环境影响[1]。现有的线性生产系统主要依赖从自然界提取的原材料，必须根据循环经济的理念进行调整，以便利用其他过程产生的副产品，从而减少对不可再生材料的需求[2]。此外，减少人为二氧化碳排放以及切断日益增长的社会能源需求与温室气体排放之间的联系，是实现可持续发展和气候中和的全球战略的关键要素[3]。到本世纪中叶（2050-2060年）实现气候中和的一个关键组成部分，是在工业规模上实施低碳创新解决方案[4]。在这些创新系统中，碳捕获、利用和储存（CCUS）解决方案预计将在实现全球气候中和方面发挥重要作用[4]。
能源行业严重依赖石油、天然气或煤炭等化石资源，是温室气体排放的主要来源[5]。关键在于找到技术上、经济上和环境上合适的解决方案，用可再生能源替代化石能源。将可再生能源（RES）与CCUS技术相结合，将为全球社会的可持续发展提供负碳足迹的能源解决方案[6]。根据这种方法，低碳能源载体（如氢气和电力）将在大规模应用中得到广泛使用。图1展示了在脱碳能源载体（例如氢气和电力）和其他高价值化学品的情况下，可持续生产系统的概念设计。二氧化碳捕获和利用能力与各种可再生资源（例如生物质、沼气和残余废物）的热化学转化以及基于可再生的水电解相结合，发展出绿色、可持续的工业低碳工艺[7]。

**2. 过程布局、设计假设和热集成分析**
图3展示了采用脱碳吸附增强型固体废物气化概念的氢气和电力共生产系统的布局。该系统使用100兆瓦的RDF作为能源输入，几乎不产生二氧化碳排放（捕获率>98-99%），从而共生产高纯度（>99.95%体积）的氢气和电力。为了评估脱碳对过程能源和成本需求的影响，模拟了使用无碳捕获壳牌气化器的传统固体废物气化过程[14]。过程流建模使用了ChemCAD软件，并进行了全面的热量和电力集成分析，以优化整个装置的能量。模拟结果用于评估所研究系统的质量和能量平衡，以及量化重要的技术经济和环境性能指标。
提出了一种具有高能源效率和现场二氧化碳捕获的创新吸附增强型RDF气化概念；开发了一种综合的能量、经济和环境（3E）评估方法（包括详细的能源分析、灵活的工厂运营、质量和能量集成分析以及详细的生命周期评估-LCA），并评估了这种创新的热化学转化系统以高效的方式提供可持续能源，这些是当前工作的关键创新点。

**3. 结论**
总体而言，本研究提出了一种创新的吸附增强型固体废物气化系统，用于灵活地共生产氢气和电力，并实现现场二氧化碳捕获，这在现有文献中是新颖的。该系统在能耗和成本方面表现出显著优势。通过进一步发展反应器设计、提高转化效率以及改善吸附剂稳定性，可以将当前的废物转化为能源能力扩大到工业规模。图4展示了用于生产和产生氢气及电力的脱碳吸附增强型固体废物气化厂的复合曲线（图4a）和总体复合曲线（图4b），该气化厂实现了二氧化碳的原位封存。观察结果表明，有相当数量的高温能量（约18.5兆瓦热能）以高压和低压蒸汽的形式被回收，从而有助于减少辅助能源消耗，并进而对整体能源效率产生积极影响（如结果和讨论部分所示）。下载：下载高分辨率图像（372KB）下载：下载全尺寸图像。图4. 吸附增强型固体废物气化厂的热集成分析。然后使用实验/工业数据[26]、[27]、[28]对吸附增强型固体废物气化模型进行了验证。为此目的，采用了相关工厂单元的绩效指标（例如，固体废物气化器和煅烧反应器、捕集的二氧化碳处理、热量回收和电力生产等）。例如，燃料（RDF）和固体吸附剂的转化率、合成气和捕集的二氧化碳流组成、反应器温度和压力、碳捕获产量、吸附剂失活率等被用于深入表征气化和煅烧反应器。模拟结果与类似过程的实验和工业数据进行了基准比较，没有观察到显著差异。为了更好地说明这一点，表2包含了所研究的吸附增强型RDF气化系统的相关关键绩效指标的模拟结果与实验数据对比。总之，开发的吸附增强型固体废物气化模型被认为是有效的，可以用于整体技术经济和环境评估。表2. 吸附增强型固体废物气化模型的验证。关键绩效指标实验模拟值燃料（RDF）转化率（%）98 - 99.5 [26,27] 99.50 二氧化碳捕获率（%）95 - 99.5 [17,27] 99.01 冷气效率（%）60 - 90 [14,27] 65.10 氢气产量率（克/千克无灰燃料）48 - 83 [27-28] 76.56 吸附剂再生所需热负荷（吉焦/吨二氧化碳）2 - 3.5 [17,22] 2.92 吸附剂补充率（%）4 - 10 [17] 53. 能源、经济和环境（3E）评估方法基于稳态过程模拟获得的质量和能量平衡进行了能源、经济和环境（3E）评估。随后进行了模型验证和详细的能源集成分析。接着，采用了与能源转换[21,29]中建立的程序一致的关鍵过程绩效指标。3.1. 能源绩效指标-氢气热效率（ηHydrogen）被定义为输出氢气与输入固体废物（两种燃料的热值均较低）的比例：(3)ηHydrogen=氢气热输出/固体废物（RDF）热输入*100-净功率效率（ηPower）被定义为净电力输出与固体废物（RDF）热输入的比率：(4)ηPower=净电力输出/固体废物（RDF）热输入*100-累计能源转化效率（ηCumulative）考虑了热氢气和净电力转化效率进行评估：(5)ηCumulative=ηHydrogen+ηPower3.2. 经济绩效指标-成本相关方法[30]根据方程（6）用于确定特定过程单元的资本支出（CE），以指定容量大小（Q）作为关键缩放参数，利用基础成本（CB）和基础规模（QB）之间的关系。(6)CE=CB*(Q/BQ)主要单元操作（如化学反应器、压缩机、涡轮机、热交换器、泵、空气分离单元）的参考成本数据（CB,QBandM）可以在专业文献[13,20]中找到。化学工程工厂成本指数（CEPCI）[31]被用来将旧的投资数据转换为分析当前年份（2026年）的数据，使用以下公式：(7)设备成本年份1/设备成本年份2=CEPCI年份1/CEPCI年份2现场资本支出的25%用于计算公用设施和场外单元的资本支出。在计算所提出的固体废物气化厂的总资本成本时，考虑了每个现场子系统的采购和安装成本。总投资成本的另外20%被用于考虑业主成本和应急费用，以及根据能源转换系统中验证的框架（如IEAGHG和NETL报告[21,29,32]中所述）的土地购买、许可和勘测费用。-吸附增强型固体废物气化厂的总资本支出，包括购买和安装所有工厂设备（现场单元）的成本，以及公用设施和场外费用，然后除以联合的氢气和电力生产能力，以确定特定资本支出（SCI）成本：(8)SCI=总资本成本/氢气热输出+净电力输出-包括固定成本（如劳动力、维护、行政和间接费用）和可变成本（如燃料、催化剂、吸附剂、公用设施等）在内的计算，以得出整个工厂的运营和维护（O&M）成本。-氢气的平准化成本（LCOH）表示为联合年化资本支出和运营维护成本（OPEX）的一部分，考虑了氢气生产的成本分配因素（氢气热输出占工厂总能量输出的百分比），以及研究过程的年氢气热输出：(9)LCOH=年化资本支出+运营维护成本/年度氢气热输出使用类似的公式来计算电力的平准化成本（LCOE），考虑了电力生产的成本分配因素[33]。二氧化碳避免的成本是根据LCOH和二氧化碳特定排放因子确定的，同时考虑了基准（非CCS）和CCS概念：(10)CO2避免成本=LCOH-CO2捕获-CO2未捕获-SECO2未捕获-SECO2CO2捕获表3显示了分析中使用的重要经济假设[29,33]。表3. 经济假设。固体废物（RDF）成本2.11 €/GJ（40 €/t）基于钙的固体吸附剂成本20 €/t锅炉给水处理水（BFW）成本0.10 €/t冷却水（CW）成本0.025 €/t冷却水处理成本0.0025 €/m3锅炉给水处理成本45 k€/月直接工人数量60生产人员工资（年基）50 k€/人行政成本（报告给直接人员成本）32%维护成本（报告给年化资本成本）2.75%年运行时间7884小时/年利率8%二氧化碳处理成本（管道运输和地质储存）15 €/t碳排放税（考虑到RDF输入中50%的化石燃料份额）40 €/t工厂建设时间3年年度资本支出40%，40%，20%整体工厂运营25年3.3. 环境绩效指标-二氧化碳捕获率（ηCaptureCO2）被计算为捕获的二氧化碳摩尔流量除以总输入固体废物的碳摩尔流量：(11)ηCaptureCO2=捕获的二氧化碳摩尔流量/输入固体废物（RDF）的碳摩尔流量*100-特定二氧化碳排放（SECO2）被计算为释放的二氧化碳质量流量与工厂累计能源产量的比值：(12)SECO2=排放的二氧化碳质量流量/氢气热输出+净电力输出-特定初级能源消耗用于二氧化碳避免的（SPECCA）使用方程（13）[34]进行评估，考虑了基准（非CCS）以及CCS概念的累计能源转化效率和特定排放因子（SECO2）：(13)SPECCA=3600*(1能源效率CO2捕获-1能源效率非捕获)SECO2未捕获-SECO2CO2捕获除了上述环境指标外，还根据ISO 14040:2006和ISO 14044:2006标准以及经过验证的方法论，进行了详细的生命周期评估（LCA），以更深入地了解所研究技术的环境负担。LCA评估使用了Sphera? LCA for Experts软件和影响评估方法论（ReCiPe 2016）[35]。分析考虑了从摇篮到大门的视角，以及由所研究的固体废物气化技术共同生产的1兆瓦小时的氢气和电力的功能单位。传统的ReCiPe程序考虑了以下环境指标：全球变暖潜力（GWP）、化石耗尽潜力（FDP）、淡水富营养化潜力（FEP）、臭氧消耗潜力（ODP）、金属耗尽潜力（MDP）、淡水生态毒性潜力（FETP）、非癌症人体毒性潜力（HTPnon-cancer）、癌症人体毒性潜力（HTPcancer）、光化学臭氧形成潜力生态系统（PCOFecosystem）、光化学臭氧形成潜力人类健康（PCOFhuman-health）、陆地生态毒性潜力（TETP）。图5展示了所进行的LCA分析的边界。观察结果表明，除了创新的吸附增强型固体废物气化过程外，还包括了上游和下游元素（例如，固体废物、新鲜石灰石补充和废弃吸附剂、干燥溶剂供应链以及二氧化碳运输和地质储存）。以下元素未在所呈现的LCA分析中考虑（在边界条件之外）：气化厂建设（作为建筑材料）、维护及相关基础设施、生成的氢气和电力的最终利用、相关人类活动和意外排放等。下载：下载高分辨率图像（473KB）下载：下载全尺寸图像。图5. 生命周期评估（LCA）的边界。表4显示了在考虑欧洲典型工厂位置、运输和地质储存条件的环境分析中使用的LCA假设。表4. LCA分析中考虑的假设。子系统假设固体废物（RDF）供应 [35]欧洲平均条件（Sphera?）运输距离：200公里（35-40吨卡车-拖车EURO组合）柴油消耗：0.0025公斤/公斤×公里货物吸附剂供应 [33]吸附剂替换比率：0.12吨/兆瓦时氢气和电力运输距离：100公里（35-40吨卡车-拖车EURO组合）柴油消耗：0.0025公斤/公斤×公里货物三乙醇胺供应 [33]溶剂替换比率：0.25公斤/兆瓦时氢气和电力运输距离：1000公里（火车）运输方式：电力和热力（柴油）电力生产 [33,35]氢气与电力联合生成率：0.03兆瓦时/兆瓦时 H2二氧化碳排放：欧洲平均条件（Sphera?）二氧化碳运输（通过管道）和地质储存 [36]从气化厂到注入点的距离：1000公里注入点压力：140巴管道压力损失：0.05巴/公里注入点功率负荷：10千瓦时/吨增压站功率消耗：4.5千瓦时/吨管道损失：0.025%/1000公里增压站损失：0.08%二氧化碳注入点损失：0.12%废弃吸附剂和灰分的处理 [35,36]填埋运输距离：100公里（35-40吨卡车-拖车EURO组合）柴油消耗：0.0025公斤/公斤×公里货物4. 结果和讨论技术经济和性能指标的确定基于ChemCAD模拟的结果，该模拟用于开发具有原位二氧化碳捕获的吸附增强型固体废物气化过程，以生成能源载体（氢气和电力）。作为比较（基准）案例，使用了一种不采用二氧化碳捕获的常规气化厂（采用Shell技术）。非CCS基准案例的最重要指标如下：45兆瓦氢气热输出；52.50%的累计能源效率；580.10公斤/兆瓦时的特定二氧化碳排放；2107欧元/千瓦的特定投资成本；15.10欧元/兆瓦时的运营和维护成本；以及64.20欧元/兆瓦时的氢气生产成本。表5描述了评估具有原位二氧化碳捕获能力的吸附增强型固体废物气化的主要技术性能指标。表5. 关键质量和能源性能指标。工厂技术参数单位值废弃衍生燃料（RDF）质量输入 t/h 18.99废弃衍生燃料（RDF）低位热值（LHV） MJ/kg 18.95废弃衍生燃料（RDF）热输入 MW 100.00氢气输出（99.96%体积纯度） t/h 1.46氢气低位热值（LHV） MJ/kg 119.96氢气热输出 MW 48.67蒸汽涡轮机发电功率 MW 13.25总辅助功率消耗 MW 11.82净功率输出 MW 1.43累计能源效率 % 50.10二氧化碳捕获率 % 99.01特定二氧化碳排放（工厂层面）千克二氧化碳/兆瓦时 5.21SPECCA MJ/kg 0.57表5的结果表明，利用具有原位二氧化碳捕获功能的新型增强型固体废物气化过程对关键性能指标产生了积极影响，例如累计能源效率提高了约50%，几乎实现了二氧化碳的完全捕获率（99%），并且特定二氧化碳排放量几乎可以忽略不计（约5公斤/兆瓦时）。就工厂的总体碳平衡而言，输入的RDF碳流量约为740.74千克/小时，加上来自PSA尾气的约57.51千克/小时和吸附剂（补充和废弃流量），总碳输入约为798.25千克/小时，其中99%在过程中被捕获。考虑到所使用的固体废物含有约50%的生物碳[37]，所研究的概念的二氧化碳排放量为约-457.86公斤/兆瓦时。这个数值仅考虑了气化过程（作为研究系统的边界），而没有考虑废弃衍生燃料（RDF）以及固体吸附剂（石灰石）的整个供应链。为了全面了解整个价值链的碳排放（以及其他关键环境指标），进行了从摇篮到大门的生命周期评估（LCA），并在本节后面进一步描述。将来自气化反应器的富含氢气的流体的纯度从88.23%体积提升到99.96%体积是在压力摆动吸附（PSA）中完成的。根据行业性能[38]，PSA的氢气纯化产量大约为90%。然后，PSA尾气（体积组成为43.41%氢气、21.61%甲烷、20.58%一氧化碳、10.13%二氧化碳、2.22%氮气、1.81%水和0.24%氩气，流量为2.87吨/小时）被引导至电力模块，用于蒸汽和电力的生产（以满足工厂需求以及出口）。捕获和处理的二氧化碳流体的体积组成为97.14%二氧化碳、1.52%氩气、1.32%氮气、175 ppm水和25 ppm氧气，流量为35.79吨/小时，压力为120巴。这种捕获的二氧化碳流体（符合几乎所有CCUS项目的质量规格[39]）可以进一步用于化学转化成各种有用的化学品/能源载体（例如，甲醇、替代天然气、合成燃料等）或进行地质储存（例如，增强型石油回收、咸水层等）。表5中呈现的技术性能指标旨在最大化氢气产量。仅利用气化厂内可用的高等热能（例如，用于两种固体循环反应器的热气体流）来生产蒸汽，并进一步用于发电。此外，分析的布局可以在灵活的场景中运行，其中一部分富含氢气的气体可以用于为电网生产额外的电力[40]。图6显示了氢气、电力和累计能源效率与工厂净功率输出灵活变化的依赖性。可以观察到，基于吸附增强型固体废物气化技术的能源向量的灵活共生产在有效应对将可再生能源整合到电网所需的时间调整方面具有很大的潜力。下载：下载高分辨率图像（288KB）下载：下载全尺寸图像图6. 氢气、电力和累计效率与净电力生产的变化。采用了一种经过验证的经济评估方法，该方法符合相关文献参考（如NETL和IEAGHG的分析[21,29,32]）。第一个相关的经济指标是资本投资成本（CAPEX），这与脱碳固体废物气化厂的建设有关。图7显示了各个工厂子系统的具体资本投资成本分布，以更好地说明资本成本贡献较大的组成部分（例如，固体处理设施、吸附增强型气化器、空气分离单元、CO2调节厂、发电模块、场外公用设施等）。下载：下载高分辨率图像（315KB）下载：下载全尺寸图像图7. 具体资本投资成本的细分。具体投资成本可以用来与其他竞争性气化技术进行比较[14,41,42]。与各种用于氢气和电力联合生产的气化系统相比，所研究的概念显示出相当（甚至略低）的具体投资成本，这再次强调了其关键优势，如更高的能源效率、更好的质量和热能转换整合以及现场CO2捕获能力。值得注意的是，所提出的吸附增强型气化技术相对于传统气流循环系统（例如Shell、Siemens、GE Texaco等）的关键技术优势对过程经济学有重要影响（如下进一步阐述）。表6概述了与创新CO2捕获能力相结合的评估吸附增强型固体废物气化厂相关的最重要经济指标，包括CAPEX（总成本和特定指数）和OPEX成本，以及氢气和电力的平准化成本（LCOE和LCOH）和避免的CO2成本。表6. 关键经济指标。经济指标单位价值总投资成本（CAPEX）128.06亿欧元特定资本投资（SCI）成本2556.08欧元/千瓦操作和维护成本（OPEX）17.25欧元/兆瓦时氢气的平准化成本（LCOH）81.61欧元/千克80.01欧元/兆瓦时电力的平准化成本（LCOE）80.01欧元/吨避免的CO2成本30.19欧元/吨如图所示，与不进行CO2捕获的Shell气化过程相比，所研究的吸附增强型废物气化系统的氢气生产在经济性能方面表现出色。特定投资成本（SCI）增加了约21%，OPEX上升了约14%，氢气的平准化成本增加了约27%。值得注意的是，这些经济惩罚伴随着特定CO2排放的显著减少，基于门到门分析，在工厂层面约为575千克/兆瓦时。这一关键的环境效益再次强调了这项创新气化技术在技术和经济方面的潜力，以及其减少CO2排放的特性。估计的氢气生产成本约为81.61欧元/兆瓦时（相当于2.72欧元/千克），与许多基于可再生能源的氢气生产方法（例如水电解、太阳能氢气和生物质热化学或生物转化系统[43]）具有竞争力。此外，避免的CO2成本也显示出有吸引力的价值，显著低于作为基准的类似气化技术（气流循环干进料干熄火Shell气化过程），以及与当前欧盟-排放交易系统（EU-ETS）的CO2排放税[44]相比。为了评估各种成本要素（如CAPEX、RDF价格、OPEX、内部收益率和工厂可用性）对氢气的平准化成本（LCOH）和避免的CO2成本的影响，进行了敏感性分析，如图8和图9所示。这些敏感性分析表明，CAPEX成本、利率和工厂可用性对氢气生产成本的影响最大。特别是CAPEX对氢气和避免的CO2成本的影响最大，主要是由于气化器、煅烧炉和空气分离单元等反应器的资本密集型性质。这些成本还受到工厂可用性因素和内部收益率的强烈影响。相反，与燃料（废物衍生燃料）和OPEX相关的成本影响较小。在敏感性分析中评估的技术经济参数的假定不确定性范围与相关文献来源和行业标准一致[18,29,32]。图8. 氢气平准化成本（LCOH）的敏感性分析。图9. 避免的CO2成本的敏感性分析。在CCUS项目中，一个重要的经济考虑因素是与CO2运输和储存相关的费用，这些费用根据项目特定因素（如位置、储存选项和地质条件）而有很大差异[45,46]。图10展示了CO2储存成本与LCOH之间的关系，显示出随着RDF脱碳气化概念中CO2储存费用的增加，氢气生产成本也线性增加。相比之下，没有CCS的基准Shell气化过程不受储存成本的影响，因为它缺乏碳捕获单元。此外，与当前EU-ETS价格（75 - 80欧元/吨）相比，避免的CO2成本较低（约30.2欧元/吨）。表7显示了所研究的脱碳固体废物（废物衍生燃料）气化厂的生命周期评估（LCA）的最相关指标。所有环境影响指标都是根据固体废物气化厂的氢气和电力输出计算的（如表5所示的关键质量和能量指标）。表7. LCA性能环境指标。环境指标单位值GWP千克CO2当量/兆瓦时?353.68FDP千克油当量/兆瓦时177.01ODP千克CFC-11当量/兆瓦时6.16 × 10?5FEP千克P当量/兆瓦时1.88 × 10?3MDP千克Cu当量/兆瓦时0.67HTP非癌症千克1,4-DB当量/兆瓦时53.10HTP癌症千克1,4-DB当量/兆瓦时0.16FETP千克1,4-DB当量/兆瓦时0.11TETP千克1,4-DB当量/兆瓦时46.11PCOF人类健康千克NOx当量/兆瓦时0.14POCF生态系统千克NOx当量/兆瓦时0.15可以看出，GWP呈现出显著的负值（约?353千克CO2当量/兆瓦时），突出了所提出的脱碳系统的明显优势，即实现负CO2排放。大多数环境指标的值都很小，因此不会带来任何重大的环境问题。唯一有问题的环境指标是FDP、HTP非癌症和TETP。这一结果可以通过用于原材料运输的燃料以及在CO2传输管道中的电网电力来解释。考虑到可再生能源在现代能源系统中的持续整合将进一步减少碳足迹，预计这些指标将会降低。例如，如果使用可再生能源电力而不是平均电网电力为CO2增压站供电，GWP将进一步减少约7.21千克CO2当量/兆瓦时。此外，如果使用可持续生物燃料/可再生能源电力而不是柴油来运输原材料，GWP将进一步减少约52.5千克CO2当量/兆瓦时。此外，寻找 spent 吸附剂的替代用途作为各种能量转换系统（例如燃烧和气化）中的流动材料（例如燃料脱硫剂），并提高整体能量转换效率（例如，在气化厂中的流动材料），以及在水泥厂用于熟料生产[47,48]。此外，结合低环境影响和灵活的氢气和电力联合生产能力为所研究的概念在绿色氢气和电力生产领域的实际应用提供了额外的好处。总的来说，通过吸附增强型固体废物气化实现的低碳氢气和电力联合生产在技术和经济指标方面显示出与文献中提交的类似分析相比具有很大的潜力[49,50]。例如，关键性能指标包括大约50%的整体能源效率和近99%的完全脱碳率，导致几乎为零的工厂级排放和整个循环的净负碳排放。氢气的平准化生产成本为81.6欧元/兆瓦时（或2.72欧元/千克），与传统的化石燃料技术（如天然气重整和煤气化）相比具有竞争力，后者的成本通常在60到75欧元/兆瓦时之间[51,52]。与新兴的绿色氢气技术（如基于可再生能源的电解）相比，基于RDF的气化方法也具有成本效益（81.6欧元/兆瓦时对比110 - 200欧元/兆瓦时），突出了其新颖性和前景优势（见表8，显示了关键技术和经济指标以及当前的技术准备水平 - TRL [33]）。表8. 各种替代绿色氢气生产路线。绿色氢气生产技术效率（%）TRL H2成本（欧元/千克）环境影响吸附增强型沼气重整[33]62 - 683 - 42 - 4低生物气重整结合CO2捕获[53]52 - 6562 - 3.5低/中等吸附增强型生物质气化[13]50 - 583 - 42.5 - 5中等吸附增强型废物气化（当前研究）50.1032.72中等生物质气化结合CO2捕获[13]54 - 584 - 52.5 - 4.5中等基于可再生资源的水电解[33,51]50 - 8093 - 13低/中等热化学水分解[33,52]40 - 552 - 32 - 7中等尽管如此，为了将这项技术从实验室或试点规模（最大1兆瓦）发展到工业应用（如本研究中考虑的100兆瓦RDF热输入），还需要进一步的发展。重点领域包括反应器设计、吸附剂运输、燃料转换效率和吸附剂再生，最近在循环流化床（CFB）技术方面的进展已经可以达到300兆瓦[54,55]，提供了潜在的解决方案。此外，还应努力利用石灰石和白云石等天然矿石作为吸附剂，这可以降低成本并通过减少吸附剂失活和吸附剂补充需求来提高循环运行性能[56]。5. 结论本研究评估了创新的脱碳吸附增强型固体废物气化技术，用于灵活地生成氢气和电力。所提出的概念对于当前需要开发具有负碳排放的低碳应用的能源系统非常相关，有助于实现气候中和。为了评估相关的能源、经济和环境（3E分析）性能指标，使用整体过程建模和仿真（ChemCAD软件）、实验验证以及整体热和功率优化（通过传统的夹点设计方法）详细评估了所研究概念的质量和能量平衡。根据最相关的研究成果，所建议的系统在较高的累计能源效率（约50%）、几乎完全的碳捕获率（99%）、减少的燃料脱碳能量惩罚（SPECCA 0.57 MJ/千克）、几乎零的过程CO2排放（5.21千克/兆瓦时）以及整个固体废物价值链的全球负碳排放（?353千克/兆瓦时）方面表现良好。大多数LCA环境影响指标显示出降低的值。所研究的废物转化为能源技术的氢气生产成本约为81.61欧元/兆瓦时（相当于2.72欧元/千克），与大多数基于化石和可再生资源的氢气生产技术（例如催化重整、气化、水电解、太阳能氢气和生物转化系统等）具有竞争力。此外，氢气和电力联合生产的广泛操作灵活性为所研究的技术在现代以可再生能源为导向的能量转换和储存系统中提供了显著的最大负荷跟随优势，并具有明显的经济效益。仍然需要相关的技术发展（如进一步的过程扩大规模、减少吸附剂补充率、改进反应器设计、特别是在更广泛的氢气到电力灵活性操作场景中的质量和能量整合问题等），以将这一有前景的脱碳废物转化为能源概念推进到工业相关规模。RediT作者贡献声明Ana-Maria Cormos：撰写 - 原始草稿、可视化、验证、方法论、形式分析、概念化。Miruna Prodan：撰写 - 原始草稿、方法论、调查、形式分析、数据管理。Letitia Petrescu：撰写 - 原始草稿、可视化、验证、方法论、调查、形式分析、概念化。Calin-Cristian Cormos：撰写 - 审阅与编辑、可视化、监督、资源管理、项目管理、资金获取、概念化。

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