Tổng quan luận án

Biến đổi khí hậu toàn cầu và sự gia tăng nồng độ khí nhà kính (GHG), đặc biệt là cacbon dioxit ($\text{CO}_2$), đang đặt ra những thách thức lớn đối với môi trường và hệ thống năng lượng toàn cầu. Tại Đức, mục tiêu khí hậu quốc gia đặt ra yêu cầu cắt giảm 40% lượng phát thải GHG vào năm 2020 và tiến tới giảm 95% vào năm 2050 so với mức năm 1990. Mặc dù tỷ trọng năng lượng tái tạo ngày càng gia tăng, việc giảm thiểu $\text{CO}_2$ từ các nguồn phát thải tĩnh quy mô lớn vẫn là điều kiện bắt buộc để đạt được các chỉ tiêu này.

Khoảng trống nghiên cứu chính được tác giả chỉ ra là: phần lớn các công trình trước đây chỉ xem xét riêng rẽ giải pháp thu hồi và lưu trữ cacbon (CCS) hoặc thu hồi và sử dụng cacbon (CCU). Các nghiên cứu CCS độc lập thường chỉ tập trung vào nhà máy nhiệt điện với thành phần khí thải cố định, trong khi chi phí thu gom và lưu trữ địa chất còn cao (dao động từ 40 đến 100 USD/tấn $\text{CO}_2$). Ngược lại, các công trình CCU độc lập chưa đánh giá đầy đủ quy mô thị trường, cân bằng năng lượng và hiệu quả kinh tế khi triển khai trên diện rộng. Hơn nữa, sự đa dạng về lưu lượng và nồng độ $\text{CO}_2$ từ nhiều ngành công nghiệp khác nhau (xi măng, luyện kim, lọc dầu, hóa chất) chưa được tích hợp vào một khung tối ưu hóa mạng lưới chuỗi cung ứng CCUS (Carbon Capture, Utilization, and Sequestration) hoàn chỉnh ở quy mô quốc gia.

Mục tiêu nghiên cứu tổng quát của luận án là phát triển một khung phương pháp luận toàn diện nhằm thiết kế và tối ưu hóa mạng lưới chuỗi cung ứng CCUS quy mô lớn, hỗ trợ ra quyết định để đáp ứng các mục tiêu giảm phát thải $\text{CO}_2$ ở cấp vùng, quốc gia (cụ thể là nước Đức) hoặc toàn cầu, kết hợp các tiêu chí kỹ thuật, kinh tế và môi trường. Các nhiệm vụ nghiên cứu cụ thể bao gồm:

  1. Thiết lập các chiến lược công nghệ và vật liệu tối ưu để thu hồi $\text{CO}_2$ từ các nguồn phát thải đa dạng về nồng độ và lưu lượng.
  2. Xây dựng các lộ trình kỹ thuật hiệu quả để chuyển hóa $\text{CO}_2$ đã thu hồi thành các hóa chất có giá trị kinh tế (cụ thể là quy trình sản xuất metanol).
  3. Thiết lập mô hình toán học tối ưu hóa chuỗi cung ứng CCUS toàn diện (kết hợp đồng thời CCS và CCU) ở cấp độ khu vực và quốc gia.

Đối tượng nghiên cứu của luận án là toàn bộ chuỗi hệ thống kỹ thuật CCUS, bao gồm các nguồn phát thải tĩnh $\text{CO}_2$, các quá trình công nghệ thu hồi bằng dung môi hóa học và dung môi vật lý, các công nghệ chuyển hóa $\text{CO}_2$ thành metanol, hệ thống vận chuyển, các địa điểm lưu trữ địa chất và các cơ sở sản xuất hóa chất hạ nguồn. Về phạm vi không gian, nghiên cứu tập trung vào mạng lưới công nghiệp trên toàn lãnh thổ nước Đức, đồng thời mở rộng khả năng áp dụng cho các khu vực khác. Về phạm vi thời gian, các phân tích kinh tế - kỹ thuật được thiết lập trên vòng đời vận hành dự án 30 năm (với thời gian hoạt động 8000 giờ/năm), hướng tới các mốc giảm phát thải năm 2020 và 2050. Luận án giới hạn khảo sát đối với các nguồn phát thải tĩnh có công suất xả thải từ 1000 tấn $\text{CO}_2$/năm trở lên.

Tổng quan tài liệu và vị trí của luận án

Trong phần tổng quan, tác giả đã hệ thống hóa các nghiên cứu tiêu biểu về công nghệ thu hồi, sử dụng và tối ưu hóa chuỗi cung ứng $\text{CO}_2$:

  • Về công nghệ thu hồi $\text{CO}_2$: Abu-Zahra và cộng sự (2007) đã phân tích chi phí tránh phát thải $\text{CO}_2$ dao động từ 41,7 đến 75 USD/tấn $\text{CO}_2$ đối với các nhà máy điện đốt than hoặc khí tự nhiên sử dụng monoethanolamine (MEA). Leeson và cộng sự (2015) thực hiện tổng quan hệ thống về chi phí giảm phát thải trong các ngành công nghiệp, ghi nhận mức chi phí 24–116 USD/tấn cho ngành thép, 41–123 USD/tấn cho lọc dầu - hóa chất, 15–35 USD/tấn cho bột giấy và 17–170 USD/tấn cho xi măng. Agbonghae và cộng sự (2014), Karimi và cộng sự (2011), Schach và cộng sự (2010), Zhang và cộng sự (2009) đã phát triển các mô hình mô phỏng cột hấp thụ và tháp tách sử dụng dung môi MEA dựa trên mô hình truyền khối theo tốc độ (rate-based) và mô hình cân bằng. Đối với chất lỏng ion (IL), Shiflett và cộng sự (2010, 2014) khảo sát dung môi 1-butyl-3-methylimidazolium acetate ([bmim][Ac]) và chỉ ra khả năng giảm 16% nhiệt phụ tải nồi đun lại so với MEA. Basha và cộng sự (2014) thiết kế hệ thống tách $\text{CO}_2$ bằng [hmim][$\text{Tf}_2\text{N}$]; Liu và cộng sự (2016) sử dụng COSMO-RS khảo sát tách $\text{CO}_2$ từ khí đá phiến; Ma và cộng sự (2014), Marquez và cộng sự (2014), Riva và cộng sự (2014), Valencia-Marquez và cộng sự (2016) nghiên cứu các khía cạnh nhiệt động học, động học và tối ưu hóa quy trình sử dụng IL.
  • Về chuyển hóa $\text{CO}_2$ thành metanol: Olah và cộng sự (2009) đề xuất khái niệm nền kinh tế metanol. Van-Dal và Bouallou (2013) khảo sát sản xuất metanol từ $\text{CO}_2$ và hydro điện phân, ghi nhận mức giảm phát thải 1,2–1,6 tấn $\text{CO}_2$/tấn metanol. Machado và cộng sự (2014) so sánh hiệu suất năng lượng giữa khí tổng hợp truyền thống và hydro hóa $\text{CO}_2$. Zhang và cộng sự (2013, 2015) mô phỏng các cấu hình bi-reforming sản xuất metanol trên Aspen Plus. Song và Pan (2004), Zhang và cộng sự (2017) phát triển quy trình tri-reforming kết hợp reforming hơi nước, reforming khô và oxy hóa một phần nhằm tạo tỷ lệ $\text{H}_2/\text{CO}$ phù hợp và ức chế tạo muội cacbon trên xúc tác.
  • Về mô hình hóa chuỗi cung ứng: Hasan, First, Boukouvala và Floudas (2014, 2015) đã công bố khung mô hình tối ưu hóa mạng lưới CCUS cấp quốc gia và bang tại Hoa Kỳ. Các nghiên cứu cơ sở hạ tầng CCS tại châu Âu được thực hiện bởi van den Broek và cộng sự (2008, 2010), Kjärstad và Johnsson (2007), Middleton và Bielicki (2009).

Khoảng trống mà luận án tập trung giải quyết là: (1) Thiếu một nghiên cứu so sánh chi tiết, định lượng giữa dung môi truyền thống MEA và chất lỏng ion [bmim][Ac] trên dải nồng độ rộng (1–60% $\text{CO}_2$) và nhiều cấp lưu lượng khói thải; (2) Thiếu mô hình hàm chi phí đóng gói (input-output cost model) biểu diễn vốn đầu tư và chi phí vận hành thu hồi $\text{CO}_2$ phục vụ cho bài toán cấp mạng lưới; (3) Thiếu sự đánh giá đồng thời cả ba tuyến công nghệ sản xuất metanol từ $\text{CO}_2$ (hydro hóa, bi-reforming, tri-reforming) trên cả phương diện kỹ thuật, kinh tế và môi trường; (4) Thiếu mô hình toán học tích hợp đầy đủ mạng lưới CCUS quy mô lớn cho nước Đức có xét đến danh mục đa hóa chất giá trị cao (metanol, DME, axit fomic, axit axetic, urê, polypropylene cacbonat).

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Luận án kết hợp đồng thời phương pháp định lượng và mô hình hóa hệ thống quá trình kỹ thuật hóa học (Process Systems Engineering - PSE):

  • Khung lý thuyết và mô hình nhiệt động:
    • Đối với hệ hấp thụ MEA: Sử dụng mô hình nhiệt động chất điện ly không đối xứng ENRTL-RK cho pha lỏng kết hợp phương trình trạng thái PC-SAFT cho pha hơi (dựa trên nghiên cứu của Ying và Chen, 2012). Động học phản ứng hữu hạn giữa $\text{CO}_2$, $\text{OH}^-$, $\text{H}_2\text{O}$ và MEA được mô tả qua các phương trình định luật tác dụng khối lượng (power law) với các thông số năng lượng hoạt hóa và hệ số tiền lũy thừa xác định từ thực nghiệm. Các đặc tính vận chuyển (mật độ Clarke, độ nhớt Jones-Dole, sức căng bề mặt Onsager-Samaras, độ dẫn nhiệt Riedel, hệ số khuếch tán Nernst-Hartley) được tích hợp trong mô hình mô phỏng theo tốc độ (rate-based) với đệm cấu trúc FLEXIPAC 250Y.
    • Đối với hệ hấp thụ chất lỏng ion [bmim][Ac]: Sử dụng mô hình NRTL để tính toán hệ số hoạt độ pha lỏng của hỗn hợp chất lỏng ion - nước kết hợp định luật Henry phụ thuộc nhiệt độ cho độ hòa tan của các cấu tử khí trong chất lỏng ion. Mô hình cân bằng pha (RADFRAC) được áp dụng để tính toán kích thước tháp đệm FLEXIPAC 250Y ở mức 70% vận tốc ngập lụt.
    • Đối với quy trình tổng hợp metanol: Áp dụng phương trình trạng thái RKSMHV2 cho các dòng công nghệ áp suất cao (> 10 bar) và NRTL-RK cho các phân đoạn tách áp suất thấp.
  • Phương pháp tối ưu hóa mạng lưới trao đổi nhiệt (HEN):
    • Sử dụng phần mềm Aspen Energy Analyzer v8.4 với thuật toán ARD (Automatic Recommend Designs) qua quy trình ba bước: (1) Loại bỏ các cặp ghép trao đổi nhiệt kém hiệu quả bằng mô hình Quy hoạch tuyến tính (LP); (2) Ước tính phân bố phụ tải nhiệt tối ưu bằng mô hình Quy hoạch nguyên hỗn hợp tuyến tính (MILP); (3) Tối ưu hóa cấu trúc mạng nhiệt thỏa mãn phân bố phụ tải nhiệt bằng mô hình MILP.
  • Phương pháp đánh giá kinh tế - kỹ thuật:
    • Tổng chi phí quy năm (Annualized Total Cost) được xác định bằng tổng của chi phí vận hành hàng năm (OPEX) và chi phí đầu tư quy năm (Annualized CAPEX) với suất chiết khấu $i = 10%$ và thời gian hoàn vốn/vòng đời $N = 30$ năm theo công thức: $$\text{Annualized CAPEX} = \text{CAPEX} \cdot \left[ \frac{i(1+i)^N}{(1+i)^N - 1} \right]$$
    • Định cỡ thiết bị và chi phí đầu tư được xác định thông qua phần mềm Aspen Economic Analyzer với bảng chi phí cập nhật theo chỉ số giá nhà máy hóa chất (CEPCI tháng 2 năm 2017). Đơn giá nguyên liệu: hơi nước 9,83 USD/GJ, nước làm mát 0,3161 USD/kg, dung môi [bmim][Ac] 20 USD/kg.
  • Phương pháp tối ưu hóa chuỗi cung ứng:
    • Mô hình hóa toán học chuỗi cung ứng CCUS toàn diện được xây dựng và giải bằng phần mềm AIMMS (Advanced Interactive Multidimensional Modelling). Mô hình kết nối các biến số quyết định về địa điểm nguồn phát thải, lưu lượng thu hồi, phương thức vận chuyển (đường ống), địa điểm chuyển hóa sản xuất 6 loại hóa chất và vị trí lưu trữ địa chất.
  • Nguồn dữ liệu thực tế: Dữ liệu phát thải công nghiệp thu thập từ Cơ quan Môi trường Liên bang Đức (Umweltbundesamt, 2015), số liệu phát thải khí nhà kính toàn cầu từ IPCC (2013), IEA, cơ sở dữ liệu tính chất vật lý NIST và dữ liệu hóa chất từ ICIS, Eurostat.

Nội dung chính theo từng chương

Chương 1: Giới thiệu (Introduction)

Chương 1 cung cấp bối cảnh biến đổi khí hậu toàn cầu, sự gia tăng của 4 loại khí nhà kính chính ($\text{CO}_2, \text{CH}_4, \text{N}_2\text{O}$, F-gases) và cấu trúc phát thải của nước Đức giai đoạn 1990–2014. Tổng phát thải GHG của Đức năm 2013 là 953 Mt (giảm 23,8% so với mức 1250 Mt năm 1990). Trong đó, ngành năng lượng chiếm 39% tổng phát thải năm 2014 (giảm 24% so với 1990), công nghiệp chiếm khoảng 21%, giao thông vận tải chiếm gần 20% (95% do giao thông đường bộ). Khí $\text{CO}_2$ chiếm hơn 87% tổng lượng phát thải của Đức năm 2014 (khoảng 800 Mt).

Chương này trình bày chi tiết các tính chất vật lý, hóa học của $\text{CO}2$ (khối lượng phân tử 44,01 g/mol; $\Delta H^\circ{\text{gas}} = -393,5\text{ kJ/mol}$; $\Delta G^\circ_{\text{gas}} = -394,3\text{ kJ/mol}$; độ nhớt 0,015 cP; khối lượng riêng chất khí 1,976 g/L ở 0 °C, 1 atm). Đồng thời, chương 1 phân tích các khái niệm CCS, CCU, CCUS, làm rõ vai trò của việc kết hợp CCU và CCS nhằm khắc phục rào cản chi phí cao của CCS đơn lẻ và giới hạn dung lượng thị trường của CCU đơn lẻ, thiết lập mục tiêu và cấu trúc toàn bộ luận án.

Chương 2: Thu hồi $\text{CO}_2$ từ các nguồn khác nhau sử dụng IL và MEA (CO2 Capture from Different Sources using IL and MEA)

Chương 2 tập trung thiết kế, mô phỏng và tối ưu hóa hệ thống thu hồi $\text{CO}_2$ đạt độ thu hồi tối thiểu $\ge 90%$ và độ tinh khiết $\ge 90%$, sau đó nén tới 150 bar để vận chuyển hoặc lưu trữ. Các kịch bản được khảo sát trên dải nồng độ $\text{CO}_2$ từ 1% đến 60% (với 5,5% $\text{O}_2$, còn lại là $\text{N}_2$) ở 4 mức lưu lượng khói thải: 0,1; 1; 5 và 10 kmol/s (nhiệt độ đầu vào 55 °C, áp suất 1 atm).

  • Hệ thống MEA 30 wt% gồm thiết bị làm mát tiếp xúc trực tiếp (DCC, hạ nhiệt độ xuống 35 °C, 1,5 bar), tháp hấp thụ đệm FLEXIPAC 250Y, tháp giải hấp (stripper) có nồi đun lại, bình ngưng tụ và chuỗi máy nén - bơm cao áp.
  • Hệ thống [bmim][Ac] gồm DCC, máy nén khí thải nhiều cấp lên 7,9 bar, tháp hấp thụ đệm, van giãn nở và bình tách nhanh (flash drum) hoạt động ở áp suất thấp và nhiệt độ cao để tái sinh dung môi mà không cần tháp tách hoàn chỉnh, dòng dung môi nghèo được làm lạnh về 0 °C trước khi hồi lưu.

Kết quả tính toán kinh tế cho thấy:

  • Về chi phí đầu tư (CAPEX): Hệ thống sử dụng IL luôn có CAPEX cao hơn MEA ở mọi lưu lượng. Ở lưu lượng thấp (0,1 và 1 kmol/s), CAPEX của IL cao hơn MEA khoảng 1,3 lần; ở lưu lượng cao (5 và 10 kmol/s), CAPEX của IL cao hơn trung bình 2,4 lần do yêu cầu hệ thống máy nén công suất lớn trước tháp hấp thụ.
  • Về chi phí vận hành (OPEX): Ở lưu lượng thấp, OPEX của IL lớn hơn MEA nhưng chênh lệch giảm dần khi nồng độ $\text{CO}_2$ đạt 50%. Ở lưu lượng lớn (5 và 10 kmol/s), tồn tại điểm giao cắt: khi nồng độ $\text{CO}_2 > 35%$ (đối với 5 kmol/s) và $> 25%$ (đối với 10 kmol/s), OPEX của IL thấp hơn MEA nhờ tiết kiệm nhiệt năng tái sinh tại bình flash.
  • Về tổng chi phí quy năm: Quy trình MEA chiếm ưu thế tuyệt đối ở các nguồn phát thải lưu lượng nhỏ (0,1 và 1 kmol/s). Đối với lưu lượng lớn (5 và 10 kmol/s), quy trình IL trở nên cạnh tranh và có tổng chi phí thấp hơn MEA khi nồng độ $\text{CO}_2$ trong khí thải vượt ngưỡng 30–38%.

Dữ liệu kinh tế - kỹ thuật được hồi quy thành mô hình chi phí dạng đa thức: $$\text{Cost} = (\alpha f + \beta) y_{\text{CO}2} + \gamma f^m$$ Trong đó $f$ là lưu lượng dòng khí (kmol/s), $y{\text{CO}_2}$ là phần mol $\text{CO}_2$.

Loại chi phí Công nghệ $\alpha$ $\beta$ $\gamma$ $m$ $R^2$
CAPEX ($/năm) MEA 14316,4 2966,8 11728,9 0,528 0,999
CAPEX ($/năm) IL 17546,9 27727,8 27364,5 0,569 0,994
OPEX ($/năm) MEA 63305,7 13837,2 10185,3 0,781 0,995
OPEX ($/năm) IL 44439,4 30043,9 25081,7 0,697 0,994

Chương 3: Chuyển hóa $\text{CO}_2$ thành Metanol sử dụng công nghệ Hydro hóa và Reforming (CO2 to Methanol using Hydrogenation and Reforming Technologies)

Chương 3 phát triển mô hình mô phỏng, tích hợp nhiệt và đánh giá kinh tế - môi trường cho 3 quy trình công nghệ chuyển hóa $\text{CO}_2$ thành metanol có độ tinh khiết 99,85% khối lượng ở 3 quy mô công suất: 300, 1500 và 3500 tấn metanol/ngày.

  1. Quy trình hydro hóa (Hydrogenation): Sử dụng $\text{CO}_2$ từ đường ống (90 bar, 25 °C, giảm áp về 50 bar) và $\text{H}_2$ tinh khiết 99,99% (30 bar nén lên 50 bar), hòa trộn với dòng tuần hoàn, gia nhiệt lên 240 °C và đưa vào thiết bị phản ứng tầng cố định. Dòng sản phẩm được làm lạnh về 35 °C, tách lỏng - khí, xả 1 mol% khí trơ và đưa metanol thô vào tháp chưng cất tách nước ở 1,5 bar.
  2. Quy trình Bi-reforming: Kết hợp reforming hơi nước và reforming khô khí tự nhiên (88,7% $\text{CH}_4$, 42 bar) với $\text{CO}_2$ (90 bar) và hơi nước (20 bar) để tạo khí tổng hợp có tỷ lệ $\text{H}_2/\text{CO} \approx 2$, sau đó tổng hợp metanol.
  3. Quy trình Tri-reforming: Tích hợp reforming hơi nước, reforming khô và phản ứng oxy hóa một phần với $\text{O}_2$ tinh khiết 99,5% (30 bar), giúp cân bằng nhiệt tại chỗ, loại bỏ hiện tượng tạo muội than trên chất xúc tác và tạo tỷ lệ khí tổng hợp tối ưu.

Kết quả đánh giá kinh tế và môi trường chỉ ra rằng:

  • Các tuyến công nghệ reforming (bi-reforming và tri-reforming) đạt hiệu quả kinh tế cao hơn đáng kể so với tuyến hydro hóa trực tiếp: chi phí tổng quy năm để sản xuất metanol của bi-reforming và tri-reforming thấp hơn tuyến hydro hóa lần lượt là 37% và 39% trên mức trung bình.
  • Về chiến lược chuyển dịch công nghệ: Tuyến bi-reforming và tri-reforming phù hợp nhất trong giai đoạn chuyển tiếp từ hệ thống dựa trên nhiên liệu hóa thạch sang hệ thống phi cacbon. Ngược lại, tuyến hydro hóa trực tiếp (khi sử dụng nguồn hydro sản xuất từ năng lượng tái tạo) là giải pháp dài hạn hướng tới mức phát thải ròng bằng không (near-zero emissions).

Chương 4: Mạng lưới chuỗi cung ứng $\text{CO}_2$ tại Đức (CO2 Supply Chain Network in Germany)

Chương 4 thiết lập cấu trúc liên kết mạng lưới chuỗi cung ứng CCUS trên toàn lãnh thổ nước Đức. Cấu trúc mô hình tích hợp:

  • Các nguồn phát thải tĩnh quy mô lớn ($\ge 1000$ tấn $\text{CO}_2$/năm) từ các nhà máy điện, luyện kim, xi măng, lọc dầu và hóa chất.
  • Các công nghệ thu hồi tại nguồn (dựa trên mô hình chi phí MEA và IL từ Chương 2).
  • Mạng lưới vận chuyển bằng đường ống liên kết các nút mạng.
  • Địa điểm lưu trữ địa chất (geological storage) và các trung tâm chuyển hóa $\text{CO}_2$ thành 6 nhóm hóa chất giá trị cao: metanol, dimethyl ether (DME), axit fomic, axit axetic, urê và polypropylene cacbonat (PPC).

Mô hình tối ưu hóa được triển khai trên môi trường phần mềm AIMMS. Kết quả tối ưu hóa chứng minh rằng việc vận hành một chuỗi cung ứng cacbon tích hợp tại Đức hoàn toàn có khả năng sinh lời, mang lại mức lợi nhuận kinh tế ước tính đạt 162,21 tỷ euro/năm tại mức cắt giảm 40% tổng lượng phát thải $\text{CO}_2$.

Chương 5: Kết luận và Khuyến nghị (Conclusions and Recommendations)

Chương 5 tổng kết toàn bộ các phát hiện kỹ thuật, giải đáp câu hỏi nghiên cứu cốt lõi: Nước Đức có tiềm năng đáp ứng các mục tiêu cắt giảm phát thải $\text{CO}_2$ thông qua giải pháp CCUS hay không. Kết quả phân tích xác nhận tính khả thi cao cả về kỹ thuật và kinh tế khi tích hợp toàn diện chuỗi cung ứng, đồng thời chỉ rõ các cải tiến cần thiết về chính sách, thị trường tiêu thụ sản phẩm hóa chất tái chế và hạ tầng vận chuyển khí $\text{CO}_2$.

Kết quả và những đóng góp mới

Luận án đã đạt được các kết quả và đóng góp mới về mặt khoa học và ứng dụng thực tiễn:

  • Đóng góp về lý luận và phương pháp:
    1. Xây dựng hoàn chỉnh khung mô hình hóa và tối ưu hóa hệ thống quá trình (PSE) tích hợp từ cấp độ đơn vị thiết bị thu hồi (MEA, IL), cấp độ quá trình chuyển hóa hóa học (hydro hóa, bi-reforming, tri-reforming) đến cấp độ mạng lưới chuỗi cung ứng CCUS diện rộng.
    2. Thiết lập bộ phương trình hồi quy chi phí (hàm đa thức biểu diễn CAPEX và OPEX theo lưu lượng và nồng độ $\text{CO}_2$) với độ chính xác thống kê cao ($R^2 \ge 0,994$), cung cấp công cụ tính toán quy đổi cho bài toán tối ưu hóa mạng lưới mà không cần giải đồng thời các phương trình vi phân phi tuyến phức tạp của từng thiết bị.
    3. Định lượng rõ ràng ranh giới chuyển giao kinh tế giữa dung môi hóa học MEA và chất lỏng ion [bmim][Ac], xác định vùng ưu thế của IL tại nồng độ $\text{CO}_2 > 30–38%$ ở các mức lưu lượng lớn (5–10 kmol/s).
  • Đóng góp về thực tiễn và giải pháp đề xuất:
    1. Cung cấp dữ liệu định lượng so sánh 3 công nghệ sản xuất metanol từ $\text{CO}_2$, chứng minh lợi thế giảm 37% và 39% chi phí quy năm của bi-reforming và tri-reforming so với hydro hóa.
    2. Đề xuất lộ trình công nghệ chuyển tiếp cho ngành công nghiệp hóa chất: áp dụng bi-/tri-reforming trong ngắn và trung hạn, từng bước chuyển sang hydro hóa khi nguồn hydro tái tạo dồi dào và có giá thành cạnh tranh.
    3. Chứng minh tính khả thi kinh tế của mạng lưới CCUS tại Đức với lợi nhuận tiềm năng 162,21 tỷ euro/năm tại mức giảm phát thải 40%, cung cấp cơ sở dữ liệu định lượng hỗ trợ các nhà hoạch định chính sách và doanh nghiệp triển khai hạ tầng thu gom, chuyển hóa và lưu trữ $\text{CO}_2$.

Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp

Dựa trên các giả định và phạm vi kỹ thuật được nêu trong văn bản luận án:

  • Hạn chế của nghiên cứu:
    • Thành phần khí thải đầu vào trong mô hình mô phỏng chỉ xem xét 4 cấu tử chính ($\text{CO}_2, \text{N}_2, \text{O}_2, \text{H}_2\text{O}$), chưa xét đến các hợp chất vết như $\text{SO}_x, \text{NO}_x$ có thể gây ngộ độc hoặc thoái hóa dung môi trong điều kiện vận hành thực tế.
    • Mô hình chất lỏng ion giả định độ nhớt là hằng số ở điều kiện vận hành và giả định không có sự thất thoát dung môi [bmim][Ac] (không cần dòng cấp bổ sung make-up).
    • Nguồn hydro trong quy trình hydro hóa và oxy trong tri-reforming được giả định mua ngoài từ các nhà cung cấp với độ tinh khiết cố định, chưa tích hợp mô hình mô phỏng quá trình điện phân nước tại chỗ.
    • Phân tích chuỗi cung ứng chỉ giới hạn đối với các nguồn tĩnh xả thải trên 1000 tấn $\text{CO}_2$/năm.
  • Hướng nghiên cứu tiếp:
    • Mở rộng phân tích động học và hiện tượng phi tuyến của tháp hấp thụ chất lỏng ion dưới sự hiện diện của tạp chất công nghiệp.
    • Tích hợp mô hình hóa quá trình sản xuất hydro xanh tại chỗ từ nguồn điện năng lượng tái tạo biến động.
    • Đánh giá độ bất định của thị trường hóa chất và giá phát thải cacbon đối với độ nhạy kinh tế của mạng lưới chuỗi cung ứng.

Giá trị tham khảo

Nội dung luận án có giá trị tham khảo cụ thể cho các đối tượng chuyên môn:

  • Nghiên cứu sinh và giảng viên ngành Kỹ thuật Hóa học, Kỹ thuật Hệ thống Quá trình (PSE): Cung cấp tài liệu tham khảo chi tiết về phương pháp mô phỏng rate-based, mô hình nhiệt động chất điện ly ENRTL-RK, mô hình nhiệt động chất lỏng ion, kỹ thuật tích hợp mạng nhiệt HEN bằng thuật toán ARD (LP/MILP) trong Aspen Plus và Aspen Energy Analyzer.
  • Kỹ sư thiết kế quá trình công nghệ: Tham khảo các thông số vận hành tối ưu của tháp hấp thụ MEA, tháp hấp thụ [bmim][Ac], bình flash tái sinh dung môi và các cấu hình lò phản ứng bi-reforming, tri-reforming sản xuất metanol.
  • Nhà hoạch định chính sách năng lượng và môi trường: Tham khảo cấu trúc mô hình tối ưu hóa chuỗi cung ứng CCUS trên phần mềm AIMMS, các hàm chi phí quy năm thu hồi $\text{CO}_2$ và bài toán đánh giá hiệu quả kinh tế - giảm phát thải ở quy mô toàn quốc.

Câu hỏi thường gặp

1. Chất lỏng ion [bmim][Ac] có ưu và nhược điểm kinh tế gì so với dung môi truyền thống MEA 30 wt% khi thu hồi $\text{CO}_2$? Về ưu điểm, [bmim][Ac] có áp suất hơi rất thấp nên tái sinh đơn giản qua bình flash ở áp suất thấp và nhiệt độ cao mà không cần tháp stripper phức tạp, giúp giảm chi phí vận hành (OPEX) khi xử lý khí thải có nồng độ $\text{CO}_2$ cao ($> 25–35%$) ở lưu lượng lớn (5–10 kmol/s). Về nhược điểm, [bmim][Ac] đòi hỏi áp suất vận hành hấp thụ cao (cần nén khí thải lên 7,9 bar), khiến chi phí đầu tư thiết bị máy nén (CAPEX) cao hơn MEA từ 1,3 lần (ở lưu lượng 0,1–1 kmol/s) đến 2,4 lần (ở lưu lượng 5–10 kmol/s).

2. Điểm giao cắt chi phí (cost crossover) giữa hai công nghệ MEA và [bmim][Ac] xuất hiện ở điều kiện nào? Điểm giao cắt tổng chi phí quy năm xuất hiện ở các mức lưu lượng khói thải lớn (5 và 10 kmol/s) khi nồng độ $\text{CO}_2$ đầu vào nằm trong khoảng 30% đến 38%. Dưới ngưỡng nồng độ này hoặc ở các mức lưu lượng nhỏ (0,1 và 1 kmol/s), công nghệ MEA luôn có chi phí thấp hơn; trên ngưỡng này với lưu lượng lớn, công nghệ [bmim][Ac] đạt hiệu quả kinh tế cao hơn.

3. Tại sao các quy trình bi-reforming và tri-reforming lại có chi phí sản xuất metanol thấp hơn quy trình hydro hóa trực tiếp $\text{CO}_2$? Kết quả tính toán cho thấy bi-reforming và tri-reforming có tổng chi phí quy năm sản xuất metanol thấp hơn tuyến hydro hóa trung bình lần lượt là 37% và 39%. Nguyên nhân là do tuyến hydro hóa tiêu thụ lượng lớn hydro tinh khiết mua ngoài (chi phí cao), trong khi bi-reforming và tri-reforming tận dụng trực tiếp nguồn khí tự nhiên để tạo khí tổng hợp có tỷ lệ $\text{H}_2/\text{CO} \approx 2$ tối ưu cho tổng hợp metanol, đồng thời tri-reforming tích hợp phản ứng oxy hóa một phần giúp sinh nhiệt tại chỗ và hạn chế tạo muội than.

4. Mô hình chuỗi cung ứng CCUS tại Đức khảo sát những nhóm sản phẩm hóa chất và phương thức vận chuyển nào? Mô hình tích hợp mạng lưới vận chuyển $\text{CO}_2$ bằng đường ống dẫn tới các điểm lưu trữ địa chất và các cơ sở chuyển hóa sản xuất 6 nhóm hóa chất giá trị cao gồm: metanol, dimethyl ether (DME), axit fomic, axit axetic, urê và polypropylene cacbonat (PPC).

5. Lợi nhuận hàng năm tối đa mà mạng lưới CCUS tại Đức có thể đạt được theo tính toán của luận án là bao nhiêu? Theo kết quả tối ưu hóa trên phần mềm AIMMS ở Chương 4, mạng lưới chuỗi cung ứng cacbon tích hợp trên toàn nước Đức có thể mang lại mức lợi nhuận 162,21 tỷ euro/năm tại mục tiêu cắt giảm 40% lượng phát thải $\text{CO}_2$.

Kết luận

Luận án đã phát triển một khung phương pháp luận hoàn chỉnh và có hệ thống để mô hình hóa, tối ưu hóa và đánh giá kinh tế - kỹ thuật chuỗi cung ứng CCUS từ cấp độ phân tách đơn vị đến quy mô quốc gia. Nghiên cứu đã làm rõ phạm vi áp dụng kinh tế của chất lỏng ion [bmim][Ac] so với MEA, xác định hiệu quả chi phí vượt trội của các tuyến bi- và tri-reforming trong sản xuất metanol, đồng thời xây dựng thành công mô hình toán học trên AIMMS cho mạng lưới CCUS tại Đức. Các kết quả định lượng khẳng định tính khả thi của việc tích hợp đồng thời thu hồi, lưu trữ và chuyển hóa $\text{CO}_2$ nhằm đạt được các mục tiêu cắt giảm khí nhà kính song song với việc duy trì hiệu quả kinh tế.