《Digital Chemical Engineering》：A dual-route ammonia process: Combining renewable and low-carbon pathways
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本文介绍了一种创新的混合型氨生产方案，该方案结合了配备高效碳捕集系统（CCS）的传统甲烷基合成路线与可再生电力驱动的平行合成路线，旨在通过深度的过程集成，解决单纯蓝氨或绿氨路线在规模化、成本或深度脱碳方面的局限性。该研究通过Aspen HYSYS模拟表明，该混合工厂在日处理1660公吨天然气的条件下，实现了高达98.5%的总CO2捕集效率，并将捕集的CO2压缩至60巴用于下游利用。这项工作为支持大规模脱碳战略、增强能源安全以及弥合蓝氢与可再生氢生产之间的技术差距，提供了一条技术可行、可扩展且运行灵活的过渡路径。
在全球能源结构向低碳转型的宏大叙事中，氢能（Hydrogen）被寄予厚望。然而，氢气本身难以储存和远距离运输，限制了其作为全球能源载体的潜力。此时，一个看似平凡的工业化学品——氨（NH3），凭借其高氢密度、相对温和的液化条件以及与现有基础设施的兼容性，脱颖而出，被视为极具前景的氢载体和清洁能源媒介。目前，氨的生产主要有两条路径：基于天然气并整合碳捕集与封存（CCS）技术的“蓝氨”，以及完全由可再生电力驱动水电解制氢再合成的“绿氨”。然而，这两条路都面临挑战：蓝氨虽然技术成熟、成本较低，但仍依赖化石燃料；绿氨虽然零碳，但其大规模应用受到电解槽高成本、可再生能源间歇性以及高昂电价的制约。有没有一种方案，能够取二者之长，补二者之短，既能实现深度脱碳，又能保证稳定生产和经济性，从而加速能源转型呢？这正是研究人员Amin Soleimani Mehr、Günter Scheffknecht、Reihaneh Zohourian、J?rg Maier和Markus Reinmoeller在《Digital Chemical Engineering》上发表的研究旨在探索的核心问题。
为回答这个问题，研究团队并未简单地将一个电解槽连接到现有的氨厂，而是从头设计并模拟评估了一个全新的“混合蓝绿氨生产方案”。该方案的核心在于深度的过程级集成：它将一个配备了高效CO2捕集系统的传统甲烷基合成回路，与一个平行的可再生电力驱动的合成回路耦合在同一个灵活的框架内。两个路线共享蒸汽、冷凝水网络、统一的CO2压缩出口系统和公共电气设施，从而实现了化石燃料与可再生原料之间的动态操作。
研究人员主要采用了过程系统工程中广泛使用的Aspen HYSYS v11软件进行详细的稳态流程模拟。该模型整合了包括蒸汽甲烷重整（SMR）、自热重整（ATR）、空气分离、氨合成和CO2捕集在内的所有关键子系统，确保了质量和能量平衡的收敛。研究侧重于混合蓝氨单元的过程集成与性能，将电解槽和可再生能源供电视为系统边界外部的输入（氢气流和电力），其经济性通过独立的工具（如基于Power BI的平准化成本计算器）单独评估。
3. 结果
3.1. 合成气制备单元
该单元运行稳定，为下游氨合成提供了所需的合成气。自热重整（ATR）采用四级空气压缩机驱动，蒸汽甲烷重整（SMR）出口温度为800°C，ATR出口温度为867°C。高低温变换反应器分别在418°C和250°C下运行，最终合成气的H2/N2比达到3.21，满足氨合成要求。锅炉给水泵消耗564 kW功率，蒸汽系统回收效率高。
3.2. 合成气CO2脱除（工艺气CO2回收）
该单元采用胺基吸收法，在31.5巴压力下，将进料中15.2%的CO2脱除至约300 ppm（摩尔基准）。富胺液通过水力透平泵回收能量，降低了辅助泵送需求。再生后的CO2被冷却至40°C并压缩至59.9巴，每小时可回收超过90吨CO2。溶剂循环量高达2500 MTPH，蒸汽消耗是主要能源成本。
3.3. 合成气处理（甲烷化）单元
甲烷化反应器用于去除合成气中微量的CO和CO2（约0.97 mol%），保护下游氨合成铁基催化剂。处理后，H2/N2比从3.20略降至3.08，但仍处于可接受范围。系统集成了高压冷凝液泵，将40巴、250°C的冷凝蒸汽回收至SMR，有效回收能量，仅消耗0.32 MW功率。
3.4. 合成回路单元
合成回路采用三床层固定床反应器，进料温度为385°C，出口温度因强放热的哈伯-博世（Haber-Bosch）反应升至535°C。主进料压缩机（两段带中间冷却）和循环气压缩机分别消耗25.6 MW和1.57 MW功率。产品通过采用氨作为制冷剂的封闭式制冷系统回收，系统年产能约88.3万吨氨，证明了混合工厂具备工业规模部署的可行性。
3.5. 烟气CO2回收单元
该后燃烧捕集系统处理含约9.5% CO2的烟气，将其压缩至1.9巴，并使用40 wt%的胺溶液吸收，最终处理气体中CO2浓度约8000 ppm。捕获的CO2经三级压缩至60.8巴以备出口。该单元每小时可捕获约66吨CO2，但能耗较高，蒸汽消耗达89 MTPH，冷却水消耗超过11,230 MTPH，总电耗接近25 MW。
3.6. 公用工程区
现场电厂总电力需求约73.2 MW，其中烟气CO2回收单元（占40%）和合成回路单元（占37%）是主要的耗电环节。天然气消耗则主要用于工艺原料（51%）、SMR燃料（36%）和电厂燃料（13%）。电厂本身产生CO2排放（336 kg/MWh），突显了将碳捕集技术直接与电厂集成的必要性。
3.7. 市场与能源条件下的运行模式选择
混合系统具备根据外部市场因素（如天然气价格、电价、可再生能源可用性和碳价）在蓝氨和绿氨生产之间灵活切换的能力。当电价低或可再生能源渗透率高时，工厂倾向于增加绿氨份额；反之，则转向蓝氨路线。在多数情况下，两种路线通过共享的蒸汽、冷凝水和CO2回收网络同时运行，维持动态热能和能量平衡。
4. 结果总结与5. 结论
该混合蓝氨（集成绿氨能力）工厂展示了近零排放的可行性。全面的CO2核算显示，总CO2捕集效率高达98.5%（工艺气捕集单元回收97,054 kg/h，烟气捕集单元回收73,720 kg/h），仅有少量（2,568 kg/h）CO2排放。这远超传统配备CCS的氨厂性能。能量分析表明，CO2捕集和氨合成压缩是两大主要耗能环节，合计占总电力消耗的近80%。然而，通过蒸汽网络优化、冷凝液回收以及关键压缩机部分电气化等集成设计，工厂的能源效率得到了显著提升。
初步经济分析估算，一个年产42万吨氨的此类设施，其资本支出（CAPEX）约为1.41亿欧元。在可再生能源供电、绿氢平准化成本为3.9欧元/千克、电价为30欧元/兆瓦时的假设下，氨的平准化成本（LCONH3）可低至740欧元/公吨。混合运行模式进一步提高了竞争力，无需大规模电池或氢存储即可降低生产成本。
总而言之，这项研究证明，所提出的混合蓝绿氨工厂设计，通过将成熟的天然气重整技术与先进的碳捕集及可再生能源集成相结合，成功构建了一条技术可行、可扩展且运行灵活的双路线生产框架。它不仅实现了接近完全的碳捕集，还通过深度过程集成和基于市场条件的动态运行策略，为短期脱碳目标和长期可持续性愿景之间搭建了一座桥梁。未来的研究应聚焦于改进溶剂再生策略、提升压缩机效率以及加强与波动性可再生能源的耦合，以进一步降低能耗、提升经济性，推动氨作为无碳能源载体在全球能源转型中发挥关键作用。
