《ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT》：Techno-economic and environmental assessment of coal co-gasification with alternative carbon sources and CO
2 capture and co-utilization for sustainable syngas production
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煤炭与替代碳源共气化结合CO?捕集与共利用的可持续合成气生产，在技术经济与环境影响方面得到了系统评估。通过全因子设计，量化了共进料与捕集CO?利用的综合效应。研究表明，甲烷辅助气化与CO?利用显著提升了合成气的成本竞争力，而氢气价格与碳税政策对经济竞争力具有关
煤炭与替代碳源共气化结合CO?捕集与共利用的可持续合成气生产，在技术经济与环境影响方面得到了系统评估。通过全因子设计，量化了共进料与捕集CO?利用的综合效应。研究表明，甲烷辅助气化与CO?利用显著提升了合成气的成本竞争力，而氢气价格与碳税政策对经济竞争力具有关键影响。至2050年，具有成本竞争力的路径可实现40%至53%的温室气体减排。研究采用Aspen Plus? V14建立了八个稳态过程模型，以燃煤基准气化设施为参照，综合运用技术经济评估与从摇篮到 gate 的生命周期评估方法。在七种替代情景中，SC3与SC7展现了最优的经济与环境绩效，其合成气最低售价分别为$0.148·Nm?3与$0.147·Nm?3，温室气体排放较基准降低44.4%与49.5%。敏感性分析表明，在2050年预测的碳税与绿氢价格条件下，碳税成为影响路径竞争力的主导因素，而煤-天然气共气化结合CO?利用被确定为最具前景的脱碳路径。
**一、研究背景与意义**
煤炭气化目前占全球合成气产量的44%，其中约69%用于生产氨、甲醇、氢气及燃料等化学品。然而，煤炭作为全球能源领域最大的单一CO?排放源，其排放占全球能源相关CO?排放的40%。随着全球碳税政策趋严，传统煤基气化设施面临日益沉重的经济与环境压力。因此，在保持合成气生产效率的同时显著降低温室气体（GHG）排放，成为能源与化工领域亟待解决的重大挑战。
**二、研究目的与拟解决问题**
以往研究多将煤气化、甲烷共重整、CO?捕集利用及绿氢集成等脱碳策略孤立评估，且在静态碳税条件下进行分析。然而，综合考虑动态碳税率与绿氢价格演变、系统层面评估集成路径的技术-经济-环境协同性能的研究仍显不足。为此，本研究将全因子设计（FFD）与技术经济评估、从摇篮到 gate 的生命周期评估相结合，系统探索不同原料掺混比例与CO?利用方式对合成气最低售价（MSP）与GHG排放的影响，旨在识别最具脱碳潜力与经济可行性的工艺路径。
**三、主要技术方法**
研究人员在Aspen Plus? V14中建立了八个稳态过程模型（基准情景SC0及替代情景SC1–SC7），以商业规模Lurgi-FBDB气化炉运行数据为基准完成模型校准与验证。技术经济评估采用 gate-to-gate 系统边界，生命周期评估采用从摇篮到 gate 边界，并利用RSB GHG计算工具结合元素碳平衡法分配化石与生物源碳排放。经济分析采用贴现现金流法计算合成气最低售价（MSP），并通过三水平全因子设计考察蒸汽/煤比或甲烷/煤比与CO?循环份额对MSP与GHG排放的交互影响。此外，基于南非碳税法案与IRENA绿氢成本预测，设置2024–2050年四个时期的价格情景进行敏感性分析。
**四、主要研究结果**
**4.1 气化过程模型验证**
未校准模型在843°C下高估H?约10%、低估CH?约56%，偏差源于平衡模型的动力学限制。经调整操作温度为900℃并修正甲烷化反应程度后，预测气体组分与Sasol–Lurgi工业数据吻合良好，绝对偏差介于0.32至0.93 mol.%，证明校准模型可可靠用于后续技术经济与环境分析。
**4.2 关键过程参数运行极限确定**
CO?替代蒸汽比例从0增加至30%时，Boudouard反应增强导致H?/CO从1.83降至1.03，但通过后续二级重整器补充蒸汽可恢复目标比值。甲烷/煤质量比在0.55时达到最优平衡，CH?转化率达81.4%，H?/CO为1.81，高于该值则因可用焦炭不足导致热失衡。沼气共气化时内在CO?提高了热需求，最大沼气/煤比为0.76，H?/CO为1.14。
**4.3 基准煤气化性能**
基准情景以3048 t·h?1投煤量获得3439 kNm3·h?1合成气（H?+CO），纯度87.0%，MSP为$0.118·Nm?3，为各情景中最低，但GHG排放最高达2.296 kg CO?-eq·kg?1(H?+CO)，凸显煤基路线的环境代价。
**4.4 蒸汽/煤比与CO?循环份额的影响**
对以煤为主的情景SC1与SC2，提高蒸汽/煤比均增加MSP。提高CO?循环份额时，SC2因绿氢需求激增使MSP从$0.184升至$0.414·Nm?3，但GHG排放因rWGS反应有效利用CO?而下降；SC1的GHG排放则因气化炉出口H?/CO过低而略有上升。
**4.5 甲烷/煤比与CO?循环份额的影响**
SC3、SC4、SC6与SC7中，提高甲烷/煤比因降低煤进料量及下游设备规模而降低CAPEX与MSP。SC5（煤-沼气共气化）因沼气内在CO?抑制氢生成、增加下游补氢需求，MSP随掺混比升高而上升。所有情景中，提高CO?循环份额均升高MSP，主要因rWGS处理量增加及绿氢消耗增大。
**4.6 最优情景综合性能对比**
替代情景实现14.2%–64.8%的煤炭替代，整体能量效率从基准的49.5%提升至73.4%–79.8%，合成气纯度提升至94.3%–97.1%。SC3与SC7经济环境综合性能最优，GHG降幅为44.4%与49.5%，MSP分别为$0.148与$0.147·Nm?3。SC4实现最高64.8%煤替代及0.926 kg CO?-eq·kg?1的最低GHG排放，但高绿氢消耗使MSP升至$0.182·Nm?3。SC6与SC5绩效居中，其中SC5因沼气成本与绿氢需求双重压力，MSP为最高的$0.205·Nm?3。
**4.7 绿氢价格与碳税对MSP的影响**
2024年当前价格下，碳税对MSP影响甚微，绿氢价格起主导作用。随着碳税优惠逐步取消，至2040–2050年碳税升至$120 tCO??1时，基准情景MSP升至$0.277·Nm?3，SC3以$0.220·Nm?3成为最具经济性的路径。敏感性分析表明，碳税从$40升至$250 tCO??1使ΔMSP降低29.9–32.5个百分点，而氢价变动仅影响6.6–9.2个百分点，证明碳税是决定路径竞争力的主导因素。
**4.8 2050年成本最优路径决策**
在低碳税区间（$40–$93 tCO??1），SC3为多数氢价下的最优路径。当碳税升高且氢价低于$1.77·kg?1时，SC4凭借最大脱碳幅度（53% GHG减排）成为最优选择；氢价高于该阈值时，SC7因绿氢需求较低而胜出。路径选择取决于碳税强度与绿氢价格的交互作用。
**五、结论**
常规煤气化在当前市场条件下具有最低的合成气MSP，比甲烷共处理方案低25.4%，但其GHG排放比最低排放情景（SC4）高59.7%。甲烷共进料与CO?利用集成可将能量效率从49.5%提升至79%以上，减少煤炭消耗36.1%以上，表明集成工艺具有显著协同效应。全因子分析揭示甲烷替代与CO?循环之间存在明确权衡，最优经济区位于中等偏高甲烷替代率（0.33–0.55）与低至中等CO?循环份额（5–25%）的中间区域。煤-甲烷共气化路径在2050年碳税与氢价条件下兼具显著GHG减排潜力与经济可行性，其中煤-天然气共气化结合CO?利用在技术-经济-环境综合平衡中表现最优，被确定为2040–2050年最具部署前景的脱碳合成气生产路径。
