CESAR 1 用于CO2捕集的工艺强化配置的技术经济评估

《Fuel》：Techno-economic assessment of process intensification configurations for CO 2 capture using CESAR 1

　　

CO₂捕集（CO₂ capture）是通过减少工业和发电源温室气体排放来缓解气候变化的关键技术。本研究对使用CESAR 1溶剂（27 wt% AMP和13 wt% PZ）的CO₂吸收-解吸过程进行了全面的技术经济评估。分析在Aspen Plus v14中进行，以标准工艺配置（Case A）作为基准情景。研究人员研究了多种工艺配置以改善性能，包括在吸收塔中添加中间冷却段（Case B）、分流贫溶剂流股（Case C）以及分流富溶剂流股（Case D）。系统评估了这些配置对碳捕集水平（CCL）、能量需求和经济性能的影响。结果表明，在稀薄气体条件下，由于塔高限制，简单的溶剂切换（Case A）性能较差（6.22 MJ/kg CO₂）；然而，先进的配置完全释放了混合胺系统的节能优势。Case B实现了最高的CO₂脱除效率98.48%，再沸器热负荷为5.37 MJ/kg CO₂。Case C展示了最低的能量需求，再沸器热负荷为4.94 MJ/kg CO₂，捕集效率为95.20%。Case D进一步提高了系统性能，脱除效率为97.22%，再沸器热负荷为5.38 MJ/kg CO₂。经济性和敏感性分析估计，包括压缩至30 bar在内的CO₂捕集成本范围为77.33至85.07 USD/tCO₂。总体而言，结果表明，工艺中间冷却和溶剂分流可以显著提高NGCC系统中CO₂捕集的效率和经济可行性。

**论文解读：CESAR 1 溶剂用于NGCC烟气的CO₂捕集工艺强化配置技术经济评估**

**研究背景与问题**

天然气联合循环（NGCC）电厂作为高效低碳的发电方式，在全球能源结构中占比日益增加，但其排放的CO₂仍是主要的温室气体来源。与燃煤电厂相比，NGCC烟气具有CO₂浓度低（典型3–5 mol%）和O₂含量高（常超过10–12 mol%）的特点，这导致吸收塔内传质驱动力不足，且高氧环境加剧了溶剂的氧化降解和设备的腐蚀。因此，开发适用于这种稀薄、氧化性条件的先进溶剂和工艺强化配置至关重要。传统溶剂如单乙醇胺（MEA）虽然成熟，但再生能耗高、易降解。CESAR 1溶剂（27 wt% 2-氨基-2-甲基-1-丙醇（AMP）和13 wt% 哌嗪（PZ）的混合胺）因具有高CO₂容量、快反应动力学和低再生能耗而成为有前景的替代方案。然而，既往研究多聚焦于实验性能映射或高保真建模，缺乏针对NGCC烟气条件下，在不同工艺强化配置间进行系统技术经济比较的研究。为此，本研究旨在通过统一的技术经济框架，系统评估CESAR 1溶剂在多种工艺强化配置下的性能，为其在NGCC碳捕集中的工业部署提供量化指导。

**主要技术与方法**

研究人员采用基于速率的Aspen Plus v14模型，首先以文献中30 wt% MEA的填料塔实验数据（来自Notz等[28]）进行验证，确保了模型可靠性。随后，将验证后的模型切换至CESAR 1溶剂，保持相同的塔几何尺寸（吸收塔填料高度4.62 m，直径0.125 m；解吸塔填料高度2.92 m，直径0.125 m）和操作条件，建立基准Case A（直接溶剂切换）。在此基础上，研究了三类工艺强化配置：Case B（吸收塔中间冷却）、Case C（贫溶剂分流）和Case D（富溶剂分流）。所有模拟均基于固定的NGCC烟气条件（CO₂ 3–5 mol%），并采用一致的扩容和成本假设（基准为500 MW NGCC电厂，成本年2024年美元，CEPCI=798.3），进行技术经济评估，包括关键绩效指标（KPI）和敏感性分析。

**研究结果**

**3.1 验证**
通过与文献中MEA实验数据对比CO₂和H₂O分压沿塔高的分布，模型验证的相对误差（REP）分别为6.29%和6.71%，表明模型具有高可靠性，可作为后续研究基础。

**3.2 切换至CESAR 1（Case A）**
在相同塔几何条件下，直接溶剂切换的Case A性能较差：CO₂脱除效率仅为66.72%，再沸器热负荷为6.22 MJ/kg CO₂。这归因于稀薄CO₂条件下，CESAR 1中空间位阻胺AMP的慢速碳酸氢盐路径在短接触时间内无法充分利用其高容量，需通过工艺强化才能释放其优势。

**3.3 工艺改性**

**3.3.1 Case B（中间冷却段）**
通过在吸收塔第10级（温度峰值约68℃处）引入中间冷却，将温度降至58℃，抑制了温度凸起，增强了传质驱动力。结果表明，CO₂脱除效率显著提升至98.48%，再沸器热负荷降至5.37 MJ/kg CO₂，相比Case A降低了约13.5%，验证了中间冷却在提高捕集效率和降低能耗方面的有效性。

**3.3.2 Case C（贫溶剂分流）**
将贫溶剂在吸收塔的第3、8、13级多点进料，优化了塔内溶剂负荷分布，增大了传质驱动力。结果显示，该配置实现了最低的再沸器热负荷4.94 MJ/kg CO₂和95.20%的CO₂脱除效率，同时降低了溶剂循环速率和泵送能耗，证实了贫溶剂分流在能量效率和分离性能上的双重优势。

**3.3.3 Case D（富溶剂分流）**
将富溶剂在解吸塔的第3、8、13级多点进料，利用内部气-液热回收，直接降低解吸能耗。该配置实现了再沸器热负荷5.38 MJ/kg CO₂和97.22%的脱除效率。值得注意的是，Case D与Case B的再沸器热负荷几乎相同（5.38 vs 5.37 MJ/kg CO₂），但捕集效率略低，表明两者通过不同的热力学机制（Case B优化吸收，Case D优化解吸）达到近似的能耗，为实际部署提供了不同路径选择。

**4. 扩容与成本分析**

**总计CO₂捕集成本**
扩容至500 MW NGCC电厂后，四种配置的CO₂捕集（含压缩至30 bar）成本范围为77.33至85.07 USD/tCO₂。Case A成本最高（85.07 USD/tCO₂），Case C成本最低（77.33 USD/tCO₂），Case B和Case D分别为80.09和80.08 USD/tCO₂。成本降低直接对应模拟中能耗和捕集效率的改善。

**成本结构与主要贡献者**
成本结构显示，年化资本支出（CAPEX）约占总成本的48%，可变运营支出（OPEX）占33%，固定运维占19%。蒸汽成本是可变OPEX的最大组成部分（15.27–19.22 USD/tCO₂），反映了再生能耗的主导作用。

**配置间比较**
Case C（贫溶剂分流）在技术经济上最具优势，因其最低的再沸器热负荷和较高的捕集效率，实现了最低的单位捕集成本。Case B虽捕集效率最高（98.48%），但更高的热交换要求和再生能耗使其成本略高于Case C。研究还指出，在考虑实际工业运行中PZ的亚硝化降解和排放控制成本时，经过工艺强化的配置（如Case B和C）因能降低溶剂温度或循环速率，从而减少降解速率，其经济优势将进一步扩大。

**敏感性与经济稳健性**
对Case C的敏感性分析表明，捕集成本对天然气价格（蒸汽成本）和折现率（资本回收）最敏感，其次为电价和电耗强度。溶剂损耗率影响较小。在所有参数变化范围内，配置的优劣排序保持不变，表明Case C的经济优势在现实市场条件下具有稳健性。

**讨论与结论**

**总结讨论**
研究通过系统比较，证实了工艺强化配置与先进溶剂联动对于释放NGCC CO₂捕集潜力的关键作用。直接溶剂替换（Case A）在稀薄烟气条件下受限于塔高，性能不佳；而中间冷却（Case B）和溶剂分流（Case C、D）均能显著提升捕集效率并降低能耗，其中Case C以最低的能耗（4.94 MJ/kg CO₂）和成本（77.33 USD/tCO₂）脱颖而出。敏感性分析确认了能耗和融资条件对成本的主导作用，且配置的排序具有稳健性。研究同时指出，稳态模型未考虑溶剂老化、热稳定盐积累等长期动态效应，未来需结合动态仿真和实际工况测试进行验证。

**研究结论**
本研究证明，将先进工艺配置与新一代溶剂相匹配对于释放NGCC系统后燃烧CO₂捕集效率至关重要。虽然直接使用CESAR 1溶剂（Case A）在稀薄烟气条件下受塔高瓶颈限制（6.22 MJ/kg CO₂），但整合工艺强化策略能充分利用混合胺的热力学优势。最可靠的定量发现表明：
• 吸收塔中间冷却（Case B）成功缓解了塔内温度凸起，最大化传质驱动力，实现了98.48%的峰值CO₂脱除效率，同时比未强化基准降低了13.5%的比能耗。
• 贫溶剂分流配置（Case C）优化了塔内负荷分布，最小化了交叉换热器的显热损失，实现了极低的再沸器热负荷4.94 MJ/kg CO₂。
• 对500 MW NGCC电厂的技术经济扩容证实，这些热力学节省直接转化为财务可行性，在捕集和压缩界区内产生77.33至85.07 USD/tCO₂的平准化捕集成本。敏感性分析验证了虽然天然气价格和折现率是最具影响力的宏观经济杠杆，但Case C的优越成本排名在面对市场波动时仍极为稳健。
尽管有这些有前景的见解，本研究依赖于稳态基于速率的建模假设，排除了长期溶剂老化动力学和热稳定盐的积累。为弥合向商业部署的差距，未来的研究必须优先进行动态、跟随电网的运行模拟，评估多污染物痕量排放控制阵列，并开展中试规模的侧线试验，以完全验证这些强化配置在实际循环应力下的表现。