工业领域的去化石化对实现全球碳中和至关重要。作为能源密集型产业之一，玻璃工业的CO2排放主要来自化石燃料燃烧和玻璃配合料(batch)分解，这些难减排的CO2可通过转化为合成燃料(Synthetic Fuels, Synfuels)加以资源化利用。研究人员以富CO2烟道气及电解H2为原料，模拟合成潜在燃料——合成天然气(Synthetic Natural Gas, SNG)与合成甲醇(Synthetic Methanol, Syn-MeOH)，旨在闭合玻璃工业燃烧相关的碳循环。为评估工艺性能，研究人员基于先进TREMPTM甲烷化工艺和LurgiTM甲醇工艺在Aspen Plus®中建模合成燃料工厂，并采用内部工具TEPET+(Techno-Economic and Ecological Process Evaluation Tool)进行技术经济评估，含电价对净生产成本及CO2减排成本(CO2Abatement Cost)的敏感性分析。依案例不同，合成燃料工厂的Power-to-Fuel效率可达45–54 %LHV。在电价60 €2022 MWhel−1条件下，使用合成燃料生产1吨玻璃将产生362–492 €2022的能源成本，为使用化石燃料天然气(不含CO2排放费)的2.1–2.9倍。据此预计CO2减排成本为738–996 €2022 tCO2−1。技术经济及敏感性分析结果表明，在所采用假设与基础条件下，使用SNG较Syn-MeOH具有经济优势。
论文解读：基于合成燃料(Synfuels)生产整合的玻璃工业去化石化(Defossilization)研究
一、研究背景与立项依据
玻璃工业是欧盟及全球重要的能源密集型产业，其温室气体(Greenhouse Gas, GHG)排放约21 MtCO2-eq. /年（仅欧盟），其中约70–85%来自化石燃料（通常为天然气）燃烧的Scope 1排放，15–30%来自玻璃配合料(batch)中碳酸盐热分解产生的过程排放（难减排排放，hard-to-abate CO2 emissions）。现有去化石化路径如全电加热（All-electric Heating）、纯氢燃烧（H2 Combustion）及混合炉（Hybrid Furnace）或无法适配大规模生产（>200 tglass /d），或因火焰辐射传热差异影响熔制，且均无法处理配合料分解产生的CO2 。碳捕集与封存(Carbon Capture and Storage, CCS)或碳捕集与利用(Carbon Capture and Utilization, CCU)是闭环方案，但多数CCU研究仅关注替代燃料或忽视完整循环工艺。鉴于玻璃熔窑寿命长达20年，需在2050年前寻求兼顾燃烧与过程排放的解决方案。本研究由Yoga Rahmat、Ferdinand Drünert、Bernhard Fleischmann及Ralph-Uwe Dietrich（德国宇航中心DLR）完成，发表于《Fuel》，提出将富CO2 烟道气（经净化）与电解水制氢(H2 )合成SNG或Syn-MeOH，再回用于氧燃玻璃熔窑(oxyfuel glass melting furnace)供热，多余由配合料CO2 生成的合成燃料作为副产品外售，实现碳循环闭合。
二、主要技术方法与评估体系
研究人员针对日产300 tglass （12.5 t/h）钠钙硅(Soda Lime Silica, SLS)琥珀色玻璃的氧燃熔窑系统展开研究，设定五类工况：(a) SNG/SNG（SNG作燃料+SNG为富余产品）、(b) H2 /SNG（H2 作燃料+SNG为富余产品）、(c) MeOH/MeOH（Syn-MeOH作燃料+Syn-MeOH为富余产品）、(d) H2 /MeOH（H2 作燃料+Syn-MeOH为富余产品）、基准(e) H2 /CO2 （无合成燃料段）及参照(ref) NG/CO2 （化石燃料基准）。
关键技术方法包括：① 采用Aspen Plus® V14对全流程建模——烟道气净化（急冷、CaCO3 湿法脱硫脱卤+三级膜分离除N2 +加氢精制(Hydrogenation, HG)+ZnO/活性氧化铝保护床除毒）、碱性电解槽(Alkaline Electrolyzer, AEL, η=53.3 %LHV )制H2 、TREMPTM 四段绝热固定床甲烷化（RPlug+Klose/Baerns动力学）合成SNG、LurgiTM 列管式沸水管反应器(Boiling Water Reactor, BWR)+RadFrac精馏合成Syn-MeOH（Vanden Busche/Froment动力学）；② 采用DLR内部工具TEPET+进行夹点分析(Pinch Analysis, ΔTpinch =10 K)实施热集成(Heat Integration, HI)，回收高温废热发电（蒸汽循环Steam Cycle, SC, η=43 %）及低温废热作区域供热(District Heating, DH)；③ 技术经济评估(Techno-Economic Assessment, TEA)：计算固定资本投资(Fixed Capital Investment, FCI)、年化资本成本(Annualized Capital Cost, ACC)、运营成本(Operating Expenditure, OPEX)及单位玻璃质量特定燃料成本(Specific Fuel Cost, SFC, €2022 tglass −1 )，电价基准值60 €2022 MWhel −1 ，开展电价(50–250 €/MWh)及合成燃料市场价比敏感性分析；④ 定义Power-to-Fuel效率(ηPtF )、H2 -to-Fuel效率(ηHtF )、热力学效率(ηthermo. )及基于德国2035年可再生能源电力组合(31.4 kgCO2-eq. MWhel −1 )的全球变暖潜势(Global Warming Potential, GWP)，按公式(7)计算CO2 减排成本(CO2 Abatement Cost, €2022 tCO2 −1 )。
三、研究结果
4.1. 工艺分析(Process analysis)
模拟显示SNG/SNG与H2 /SNG工况因SNG热值高(LHV 50.27 MJ/kg)需供入1.15 tSNG /h，而MeOH/MeOH因Syn-MeOH热值低(LHV 19.63 MJ/kg)需供入3.01 tSyn-MeOH /h。配合料衍生CO2 (0.28 kg/s)可产出约0.42 tSNG /h或0.83 tSyn-MeOH /h富余产品。SNG工况因甲烷化反应温位高可回收更多高温废热驱动蒸汽循环发电(SC: SNG/SNG达2.63 MWel vs MeOH/MeOH仅0.80 MWel )。各工况Scope 1排放极低(≈0.01–0.03 kgCO2-eq. /tglass )，远低于基准NG/CO2 工况(321 kgCO2-eq. /tglass 中约91.5来自未处理配合料CO2 )。ηPtF,LHV 为45.3 %(SNG/SNG)–53.6 %(H2 /CO2 )；ηHtF,LHV 为82.9 %(SNG/SNG)–100 %(H2 /CO2 )；热力学效率ηthermo.,LHV 均>99 %，表明侧反应可忽略。
4.2. 经济指标(Economic metrics)
FCI中AEL占比55–74 %，湿法洗涤器约占12 %。SNG/SNG与MeOH/MeOH的FCI约155 M€2022 ，H2 燃烧工况低30–40 M€2022 ，H2 /CO2 最低(≈107 M€2022 )。电价60 €/MWh时，SFC为362 €(H2 /SNG)–492 €(MeOH/MeOH)/tglass ，是NG/CO2 基准(172 €/tglass )的2.1–2.9倍；其中电费占SFC的36–49 %。SNG富余产品年销售收入约6.4 M€2022 (抵扣SFC约58 €/tglass )，Syn-MeOH约3.2 M€2022 (抵扣约29 €/tglass )。SNG/SNG因更高热值产品售价及更低压缩能耗，SFC低于MeOH/MeOH。
4.3. 全球变暖潜势与CO2 减排成本(Global warming potential and CO2 abatement cost)
合成燃料工况GWP约100–115 kgCO2-eq. /tglass （主要源自Scope 2可再生电力碳足迹），较基准NG/CO2 (≈351 kgCO2-eq. /tglass )大幅降低。CO2 减排成本：H2 燃烧工况最低(738–740 €/tCO2 )，SNG/SNG居中(≈885 €/tCO2 )，MeOH/MeOH最高(≈996 €/tCO2 )，H2 /CO2 为825 €/tCO2 。
4.4. 敏感性分析(Sensitivity analysis)
电价在50–250 €/MWh范围，SFC随电价线性增长且与基准NG/CO2 无交点（交点在负电价区）。H2 /SNG在电价<50 €/MWh时SFC低于H2 /MeOH，反之H2 /MeOH更优。若甲醇市场价相对SNG升高(SNG:MeOH价格比<1.02)，MeOH/MeOH可在SFC上优于SNG/SNG。CO2 减排成本敏感性显示H2 燃烧工况始终低于合成燃料直接燃烧工况，且在常见电价区间具优势。
四、讨论与结论(Conclusion and outlook)
研究人员指出，甲醇(Syn-MeOH)合成因H2 :CO2 化学计量比低(3:1 vs 4:1)获更高ηHtF,LHV (87.9–96.8 % vs 82.9–94.7 %)，但SNG工况因甲烷化反应热可更好通过热集成回收发电以抵消厂用电，使Power-to-Fuel效率(ηPtF,LHV )与甲醇工况相当(45.3–51.4 % vs 45.6–49.8 %)。经济层面，基准假设下SNG/SNG因SNG物性与天然气接近无需大幅改造熔窑、且富余SNG市场价值更高，具最低SFC与CO2 减排成本，是短期最优选型；H2 /SNG虽具更优技术指标但受限于H2 燃烧熔窑技术成熟度（火焰辐射传热、尺寸等），宜作长期目标；若未来甲醇市价显著高于天然气，MeOH/MeOH工况可具竞争力，但需中试验证。所有CCU方案当前SFC与CO2 减排成本远高于化石燃料基准，需高额CO2 证书费(>500–1000 €/tCO2 )或电价大幅下降方具商业可行性。H2 /CO2 （只电解H2 燃烧+配合料CO2 直排）可作过渡方案。未来可引入蜂窝甲烷化反应器(TURN2X)或三代甲醇反应器及生命周期评价(Life Cycle Assessment, LCA)深化研究，该CCU概念亦可拓展至水泥等难减排高温工业过程。
结论原文翻译：
通过实施烟道气捕集与净化工艺，玻璃制造过程CO2 排放可转化为合成燃料。用合成燃料替代天然气作玻璃熔窑一次能源可闭合CO2 循环，配合料分解产生的过量CO2 将形成富余合成燃料对外销售。本研究评估了三种天然气替代方案——合成天然气(SNG)、合成甲醇(Syn-MeOH)及直接H2 燃烧——在五种工况下的技术经济性（产能12.5 tglass /h）。主要结论如下：甲醇产线因H2 :CO2 比较低获更高H2 -to-Fuel效率(ηHtF,LHV ：MeOH/MeOH 87.9 %，H2 /MeOH 96.8 %；SNG/SNG 82.9 %，H2 /SNG 94.7 %；H2 /CO2 100 %)；得益于热集成，SNG工况Power-to-Fuel效率(ηPtF,LHV ：SNG/SNG 45.3 %，H2 /SNG 51.4 %)接近甲醇工况(MeOH/MeOH 45.6 %，H2 /MeOH 49.8 %)，H2 /CO2 达53.6 %。合成燃料燃烧工况FCI约155 M€2022 ，H2 燃烧工况低30–40 M€2022 ，AEL占FCI 55–74 %。电价60 €/MWh时每吨玻璃能源成本362–492 €2022 ，为化石燃料基准的2.1–2.9倍；SNG与Syn-MeOH富余产品年销售额分别约6.4与3.2 M€2022 ，可降低SFC约58与29 €/tglass 。在给定假设与基础条件下，SNG/SNG因较Syn-MeOH具更低SFC、全球变暖潜势(GWP)及CO2 减排成本，且SNG物性近似天然气无需大幅改动熔窑，是玻璃工业短期最可行去化石化选项；H2 /SNG若解决H2 燃烧熔窑技术成熟度和火焰特性问题可作长期方案；若甲醇市价≥天然气市价，甲醇产线可具经济优势，但需实验验证。本研究表明基于合成燃料生产整合的玻璃工业去化石化在技术上可行，但当前高SFC与CO2 减排成本限制其经济性，建议开展中试规模实验验证。未来研究可纳入新型甲烷化/甲醇反应器，并将CCU概念推广至其他具难减排CO2 排放的高温工业过程。
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