利用水和CO2通过单步RWGS-FT工艺生产合成电子煤油：技术经济与全球评估

《ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT》：Synthetic e-kerosene production from water and CO 2 via a single-step RWGS-FT process: A techno-economic and global assessment

　　

本研究考察了在可持续航空燃料（SAF）背景下，通过直接CO₂加氢在单反应器平推流反应器（PFR）结构中生产电子煤油（e-kerosene）的工艺，其中CO₂和可再生氢在钾促进的铁基催化剂上共进料。氢气通过可再生能源驱动的质子交换膜（PEM）水电解产生，从而为可持续航空燃料生产实现了全可再生电转液（PtL）路径。在反应器内，逆水煤气变换（RWGS）和费托合成（FT）反应在300 °C和25 atm的操作条件下同时进行，将CO₂转化为富含煤油范围烃类的合成原油。过程模拟表明，合成煤油（Syn-Kerosene）馏分主要分布在C8–C15碳数范围内，并在C9–C10附近出现显著最大值。特别地，Syn-Kerosene主要分布在C9至C13之间，在C10处达到约0.21的峰值选择性。Syn-Kerosene是主要产品馏分，实现了33.0%的最高单一质量收率。为提高效率，实施过程优化以最小化能源和原料消耗，并最大化热回收和基于透平的电力集成。尽管进行了这些优化，PEM电解槽仍约占总资本投资的35%和总运营成本的49%。通过折现现金流分析和蒙特卡洛模拟进行了全面的技术经济评估，以评估在固定资本成本、原料成本和产品价格不同假设下的长期盈利能力和投资风险。针对0.472至100 kt/y的生产能力生成了净现值（NPV）、折现现金流收益率（DCFROR）和折现回收期（DPBP）的概率分布，突显了过程规模对经济可行性的强烈影响。最后，进行了全球适用性分析，以确定有利于该技术大规模部署的区域。在欧洲，挪威和瑞典等北欧国家因其相对于碳排放的可再生和低碳电力高可用性而表现出最高的适宜性得分。结果证明了直接FT-CO₂加氢作为航空领域e-kerosene生产可扩展路径的技术经济可行性和局限性。与以往基于个别案例研究的CO₂加氢制e-kerosene分析不同，本工作的新颖性在于对直接RWGS–FT过程进行综合评估，将反应器设计和操作条件优化与过程集成、技术经济分析、放大分析和可再生电力可用性区域评估相结合，从而弥补了因分别考虑这些方面而产生的文献空白。

论文解读：直接RWGS-FT工艺合成e-kerosene的技术经济与全球评估

航空业在满足持续增长的空中交通需求的同时，面临日益紧迫的脱碳压力。由于电池电动飞机和氢动力推进在长航程场景中尚不现实，可持续航空燃料（SAF）成为中近期内该领域脱碳的关键路径。其中，利用捕集的CO₂和由可再生电力电解水制得的绿氢合成的电子煤油（e-kerosene），因其与现有喷气发动机和燃料基础设施高度兼容而备受关注。然而，该技术的推广受制于资源可用性、技术创新、经济可行性和政策支持等多重相互关联的因素。现有研究多集中于催化剂性能、反应器模拟或技术经济评估的单一环节，缺乏将反应器设计与全过程整合、燃料品质、放大效应和地域条件纳入同一框架的系统性评估。为弥合这一文献空白，研究人员开展了本项研究。

本文由Leonardo Colelli等研究人员完成，发表于《ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT》。研究提出一种在单一平推流反应器（PFR）中同时进行逆水煤气变换（RWGS）和费托合成（FT）的直接CO₂加氢工艺，使用钾促进的铁基催化剂，在300 °C和25 atm下将CO₂和可再生氢转化为富含煤油烃的合成原油。氢气通过质子交换膜（PEM）电解水产生，形成全可再生的电转液（PtL）路径。研究人员综合运用过程模拟、能量集成、技术经济分析和全球适用性评估，系统考察了从反应器性能到工业化部署的全链条可行性。结果表明，合成煤油（Syn-Kerosene）为主要产品馏分，质量收率高达33.0%，主要分布在C9–C13碳数范围；直接RWGS-FT工艺在技术上可行，但经济性强烈依赖于生产规模和电力成本。

为开展研究，研究人员采用了以下关键技术方法：基于Aspen Plus的过程模拟，采用Langmuir–Hinshelwood–Hougen–Watson（LHHW）动力学模型和双α Anderson–Schulz–Flory（ASF）分布描述烃类链增长；过程集成与优化，包括H₂、CO₂和水循环、氧气燃烧热量回收、高压蒸汽（HPS）透平发电；技术经济分析采用模块成本法、折现现金流分析及蒙特卡洛模拟；规模放大分析覆盖0.472至100 kt/y的产能；全球适用性评估采用技术亲和力指数（TAI）方法。

研究结果分为四个部分。

5.1 过程模拟与合成燃料产品分布。通过对比文献实验数据和动力学模型预测，验证了所实施的直接FT-CO₂动力学模型在CO和烃类（HC）选择性随CO₂转化率变化趋势上的准确性。沿反应器长度的组分演变证实RWGS和FT反应同时发生：CO浓度先升至峰值后下降，表明其作为中间产物先由RWGS生成再被FT消耗。蒸馏产物中Syn-Kerosene的质量分数最高（33.0%），而Syn-Light Naphtha仅占3.8%。与常规Jet A/A-1燃料的对比表明，Syn-Kerosene完全不含芳烃和硫，净热值（43.57 MJ/kg）和氢含量（15.2 wt%）更高，但冰点（?37.8 °C）和润滑性（950 μm）未达标，需通过加氢异构化或掺混改进。

5.2 能量与公用工程分析。热负荷最高的换热器E-202为21.5 kWh/kg Syn-Kerosene，总功耗173.5 kWh/kg，其中PEM电解槽占169.5 kWh/kg（97.7%），透平发电回收25.1 kWh/kg，净电耗为148.4 kWh/kg。冷却水需求集中于E-202（1230 kg/kg），高压蒸汽需求集中于E-207（40.7 kg/kg）。原料消耗为CO₂ 10.2 kg/kg、水5.3 kg/kg，基于低热值（LHV）的过程效率为27.3%。

5.3 经济分析与放大。PEM电解槽是最主要的经济驱动因素，分别占总资本投资（CapEx）的34.68%和总运营成本（OpEx）的49%。其次为PSA（9.93%）、蒸馏塔（8.93%）和吸收单元（6.95%）。规模放大分析显示，在0.472至100 kt/y产能范围内，小规模（Cases 0–5）成本高于收入，不具经济性；盈亏平衡点出现在Case 6（60 kt/y）。蒙特卡洛模拟表明，随产能增加，净现值（NPV）为正的概率从较低水平升至85–95%，折现现金流收益率（DCFROR）分布右移，折现回收期（DPBP）缩短，表明大型装置在不确定性下具有更好的经济稳健性。

5.4 e-kerosene技术的全球适用性。基于TAI指数的全球评估显示，北欧国家（挪威、瑞典）得分最高（>0.85），因其可再生和低碳电力相对于碳排放极为充足；美国、加拿大和中国约0.25；中东地区（沙特、阿联酋）低于0.15；南美国家（智利、阿根廷、巴西）为0.30–0.35。结果与现有政策趋势及独立评估一致，表明北欧是近期商业化部署的首选区域，其他地区需要结合当地资源条件进行针对性选址。

讨论部分指出，本研究的CapEx和OpEx结构与已有PtL研究一致，即氢生产（包括电解槽和PSA）是成本主导因素，规模放大可通过摊薄资本密集型单元从而降低单位成本。TAI结果与欧洲推广PtX的政策方向及已有项目分布相符，验证了指数作为市场筛选工具的可靠性。

研究结论可翻译为：本研究对在单一平推流反应器（PFR）中通过直接CO₂加氢生产合成电子煤油进行了综合评估，该过程在钾促进铁催化剂上集成逆水煤气变换（RWGS）和费托合成（FT）反应，并由质子交换膜（PEM）电解产生的可再生氢驱动，构成全可再生的电转液（PtL）路径。过程模拟证实该配置能有效生产富含煤油范围烃类的合成原油，其中Syn-Kerosene为主要馏分，最高质量收率33.0%。过程强化措施包括CO₂、H₂和水的内部循环，以及利用电解产生的O₂进行尾气氧燃烧，显著提高了整体效率并降低了净资源消耗。尽管热集成和透平电力回收降低了PEM电解槽的电力需求，但后者仍是最主要的经济驱动因素，占资本投资的34.68%和运营成本的49%。技术经济分析表明过程经济性对规模和市场价格高度敏感；折现现金流分析和蒙特卡洛模拟显示，资本投资、原料价格和产品价值的波动显著影响NPV、DCFROR和DPBP等财务指标。0.472至100 kt/y的放大分析证实较大产能可大幅改善经济可行性。全球适用性评估揭示了部署潜力的显著区域差异，北欧国家因高比例可再生和低碳电力系统而最具优势。结果表明，直接RWGS-FT单反应器CO₂加氢是e-kerosene生产的技术可行且可扩展路径，其经济可行性仍强烈依赖电力成本、电解槽投资和规模化部署。