维多利亚小麦秸秆生产生物甲烷和生物氢的技术经济评估

《Carbon Energy》：Techno-Economic Assessment of Biomethane and Biohydrogen Production From Victorian Wheat Straw

　　

为了帮助减少人为气候变化的影响，研究人员对从小麦秸秆生物质中联产氢气和碳的研究显示出一定前景，该过程将碳含量转化为有价值的固体产品而非立即排放。为了研究这一点，研究人员进行了比较模拟，以确定通过联合工艺（包括生物质气化、生物合成气甲烷化和甲烷热解）联产氢气和碳的经济可行性，并与传统制氢技术进行比较。与传统生物质处理技术不同，本研究提出的联合工艺研究相对较少。本研究仔细分析了一系列因素，包括特定技术的成熟度、原料可用性和成本、能源需求、操作规模以及当地市场条件。研究人员提出了两种替代方案，目标是根据市场需求生产生物甲烷（biomethane）或生物氢（biohydrogen）。基于澳大利亚背景，应用了离网可再生光伏（photovoltaic, PV）能源，可将电价降低至0.95 ￠/kWh。两种方案均可获得正利润，效益成本比（benefit-to-cost ratio, BCA）分别为1.52和2.33。此外，所提出的方案利用现场发电实现零碳排放，相较于传统煤炭和生物质气化工艺，分别节省了26.59和5.68 kg-CO₂e/kg-H₂的碳足迹。平准化制氢成本（levelized cost of hydrogen, LCOH₂）可通过生产高附加值碳固体来补偿。本研究提出了一种结合离网电力和生物质可再生资源应用的方法。

**论文解读：维多利亚小麦秸秆生产生物甲烷和生物氢的技术经济评估**

**研究背景与问题**
全球变暖主要由人类活动导致的碳排放驱动，自工业革命以来，大气CO₂浓度从约275 ppm升至2021年的414.72 ppm，全球温度上升约1°C，极端天气事件（如澳大利亚2022年山火和洪水）频发。为应对碳减排，国际社会提出到2030年较2005年减排43%的目标。然而，澳大利亚2022-2023财年碳排放反增0.8%，背离承诺。氢能作为清洁能源载体备受关注，但面临储存和运输成本高的问题；生物质能因其碳中性特性成为替代化石燃料的重要选项。当前制氢技术（如蒸汽甲烷重整、电解水）存在碳排放高或成本高的问题，而生物质气化联产甲烷和氢气的技术经济可行性尚未充分研究。因此，开展这项研究旨在评估利用维多利亚小麦秸秆（wheat straw, WS）进行生物甲烷和生物氢生产的技术经济可行性，并探索离网光伏供电的零碳排放方案。该论文发表在《Carbon Energy》上。

**研究内容与结论**
研究人员通过Aspen Plus 14模拟了两种替代路径：路径1以生物甲烷（合成天然气）为目标产品，路径2以生物氢（通过甲烷热解）为目标产品，同时联产固体碳。两种路径均集成离网光伏电解水制氢，为生物质气化提供氧气，并为甲烷化提供氢气。模拟结果显示，路径1可年产6.49×10⁴ Nm³/h生物甲烷，路径2可年产1.11×10⁵ Nm³/h氢气和25.98 t/h高附加值碳固体。技术经济评估表明，两种路径的效益成本比（BCA）分别为1.52和2.33，均实现正利润；平准化制氢成本（LCOH₂）为13.36 A$/kg，但可通过高附加值碳固体销售补偿。碳足迹分析显示，该工艺为碳负排放（-3.71 kg-CO₂e/kg-H₂），较传统煤炭气化（26.59 kg-CO₂e/kg-H₂）和生物质气化（5.68 kg-CO₂e/kg-H₂）显著降低。敏感性分析表明，生物炭价格对路径2的BCA影响最大（±17.89%），而合成天然气价格对路径1影响最大（±22.53%）。该研究提出了一种结合离网光伏和生物质资源的零碳排放方案，为生物质能经济利用提供了新思路。

**主要技术方法**
研究采用的关键技术方法包括：（1）离网光伏电解水制氢，利用澳大利亚丰富的太阳能资源将电价降至0.95 ￠/kWh，同时为生物质气化提供氧气；（2）生物质气化，在900°C、1.1 bar下将干燥后的WS转化为生物合成气（bio-syngas），气化规模为56.06 MW_th（基于160 t/h湿基进料）；（3）合成气甲烷化，在350°C、25 bar下将CO/CO₂与绿氢反应生成生物甲烷；（4）甲烷热解，在735°C、1 bar下以镍基催化剂将甲烷分解为氢气和固体碳（生物炭）。样本数据来源：WS的工业和元素分析数据来自CSIRO能源数据库（见表1）。模拟使用Aspen Plus 14，热力学方法选用电解质非随机双液体Redlich-Kwong方程和Peng-Robinson状态方程。

**研究结果**

**2.1 维多利亚农业小麦秸秆**
通过对WS的成分分析（表1），研究人员发现其收到基水分含量高达56.8 wt%，需干燥至约10 wt%方可进行后续热化学处理。干基挥发物含量为80.1%，表明气化过程中气体生成潜力大。碳含量为46.6%，具有较高的热化学转化价值。该结论基于CSIRO数据库的工业分析和元素分析数据。

**2.2 维多利亚WS处理方案**

**2.2.1 工艺描述**
研究人员设计了两种零碳排放路径：路径1（生物甲烷）将合成甲烷直接注入天然气基础设施；路径2（生物氢）通过甲烷热解产生氢气和固体碳。两种路径均利用离网光伏电解水产生的氢气和氧气，并与生物质气化、甲烷化过程热集成，实现能源自给。该结论基于Aspen Plus模拟流程（图5）。

**2.2.2 电解**
模拟采用碱性电解槽（25 wt% KOH，85°C，7 bar），利用离网光伏电力制氢。澳大利亚仅需3%土地面积的太阳能即可满足10倍德国非电力能源需求。该部分成本占CAPEX最大比例（约1801.08×10⁶ A$），但通过离网方式有效降低电价。

**2.2.3 生物质干燥**
WS的高水分（56.8 wt%）需干燥至约10 wt%，但干燥过程能耗占30%-40%。研究人员利用甲烷化反应的放热进行热集成，避免了外部能源需求，降低了运营成本。

**2.2.4 生物质气化**
气化在900°C、1.1 bar下进行，以氧气为气化剂，转化率>80%。该过程为放热反应，产生的热可集成至甲烷热解（路径2）或发电。模拟得出生物合成气主要成分为H₂、CO、CO₂和CH₄，并通过水煤气变换反应（WGS）调节H₂/CO比例。

**2.2.5 CO/CO₂甲烷化**
甲烷化（Sabatier反应）在350°C、25 bar下以镍基催化剂进行，将CO和CO₂完全转化为CH₄。该反应放热，产生的热量用于生物质干燥，实现了能源的高效利用。

**2.2.6 甲烷热解**
甲烷热解在735°C、1 bar下以镍基催化剂进行，甲烷转化率>90%。产物为氢气和固体碳（生物炭），后者可作为土壤改良剂。模拟采用流化床反应器以避免催化剂失活。该步骤为路径2的关键，使碳以固体形式固定，而非排放为CO₂。

**3.2 成本估算**

**3.2.3 经济评估结果**
研究人员计算了净现值（NPV）和平准化成本。路径1的LCOCH₄为2.45 A$/kg，路径2的LCOH₂为13.36 A$/kg。BCA分别为1.52和2.33，表明两种路径均盈利。路径2的高附加值碳固体（生物炭）销售收入显著补偿了制氢成本。该结论基于CAPEX（路径1：4962.26×10⁶ A$；路径2：5434.32×10⁶ A$）和OPEX（路径1：360.93×10⁶ A$/a；路径2：407.00×10⁶ A$/a）的详细计算。

**3.3 敏感性分析**
敏感性分析显示，生物炭价格对路径2的BCA影响最大（±17.89%），而合成天然气价格对路径1影响最大（±22.53%）。直接CAPEX对两种路径均有显著影响（变化范围-16.67至25.02和-16.57至24.79），表明工业规模对经济利润至关重要。该结论基于主要商品价格±30%波动的情景分析。

**3.4 碳足迹**
碳足迹分析表明，本工艺的碳足迹为-3.71 kg-CO₂e/kg-H₂，远低于传统煤炭气化（26.59 kg-CO₂e/kg-H₂）和生物质气化（5.68 kg-CO₂e/kg-H₂）。由于全部能源来自可再生离网光伏，且生物质碳被固定为固体碳或甲烷，工艺实现了碳负排放。该结论基于与文献数据的对比分析（图7）。

**总结与讨论**
讨论部分指出，尽管两种路径均具有经济可行性，但存在局限性：研究仅针对维多利亚WS，未考虑其他生物质原料；WS的收集、运输、储存及季节性供应成本需进一步评估。通过敏感性分析，研究人员强调政策、市场、原料供应和技术进步将共同影响未来生物质制氢的经济性。研究结论翻译如下：本研究发现，当天然气市场价格高于2.45 A$/kg（当前价格为2.81 A$/kg）时，选择生物甲烷（路径1）在经济上可行；而通过甲烷热解生产生物氢（路径2）可生成高附加值固体碳，将BCA从1.52提升至2.33。优化后的甲烷热解温度为736°C，适合生产碳纳米管（CNT）或生物炭。离网光伏系统可将电价降至0.95 ￠/kWh，使工艺实现零碳排放，并因碳固定而成为碳负排放过程。该研究为结合离网可再生能源和生物质资源的零碳能源系统提供了可行方案。