中国火电行业燃煤烟气CO2捕集技术路径探究

汪黎东，荆润秋，王茹洁，李蔷薇

（华北电力大学 环境科学与工程学院 教育部资源与环境系统优化重点实验室，北京 102206）

温室气体大量人为排放导致全球变暖情况逐渐加剧，引发了冰川融化、海平面持续上升等一系列环境问题，极端气候事件的强度和频率明显增加[1]，CO2作为最主要的温室气体受到了世界各方的广泛关注。中国于2020年9月正式提出“双碳”目标，承诺CO2排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和[2]。由于中国的能源结构以煤炭为主，近年来伴随燃煤发电和工业生产水平空前增长，中国已跃升为碳排放第一大国，并且在未来较长时间内，以煤炭为主体的能源结构仍难以改变。为保证“双碳”目标下电力系统的安全稳定运行，对火电行业进行碳捕集、利用和封存技术（Carbon Capture,Utilization and Storage，CCUS）改造是实现电力行业净零排放目标的关键。同时，考虑到行业的技术成熟度和发展特点，电力行业未来有望成为中国最早实现烟气脱碳的部门，其碳捕集技术也将成为其他碳排放行业的重要参考。然而，现有的烟气碳捕集技术仍存在诸多问题，极大地限制了其工业化的推广应用，因此迫切需要探索一条适合中国火电行业的碳减排之路。

目前，电力行业CO2排放量占全球排放总量的1/3，对电力行业开展烟气碳捕集是实现全球CO2净零排放的关键。煤炭作为全球第二大能源来源[3]，2021年燃煤烟气排放的CO2占全球总排放量的40%以上，达到153亿吨的历史新高[4]。在中国，煤电作为主导能源提供了2/3以上的一次能源和70%的电力[5]，同时电力行业的CO2贡献占全国排放总量的40%以上。2020年，中国发电行业排放的CO2约为54亿吨，约占全国能源体系总排放量的一半[6]，位居各行业首位，因此推进电力行业低碳化转型迫在眉睫。

然而，中国约85%的火力发电装机容量是在过去20年内建成的，平均剩余经济寿命长达数十年[7]，直接淘汰现有发电厂将导致搁置成本过高、浪费过大。同时中国燃煤电厂技术成熟，调峰调频性能优异，是电力系统重要的灵活性资源[8]。尽管未来可再生能源发电量会持续增加，但煤炭仍会在中国经济体系中占据重要地位，燃煤发电也将继续在中国电力系统发挥重要调节和安全保障作用，因此开展CCUS改造是实现化石燃料清洁低碳利用的重要途径。

同时，若短期内迅速提升新能源发电占比，势将给电力系统的平衡、调节和支撑能力带来巨大压力。考虑到中国以煤为主的能源结构实情和电力系统实现清洁低碳、安全可靠、经济高效的多重需求，CCUS作为化石能源低碳利用的“战略储备技术”，是碳中和背景下保持电力系统灵活性的重要技术手段，也是未来火电厂得以生存的关键技术路线。通过“煤电+CCUS”“气电+CCUS”组合，不仅能够保留电力系统安全稳定运行不可缺少的顶峰发电能力和灵活调节能力，还可以实现电力领域的低碳、零碳排放，对中国中长期应对气候变化、推进低碳发展、保障能源电力安全具有重要意义。

总体来看，中国CCUS项目的捕集技术已相对成熟，地质利用和封存部分的核心技术取得突破，CO2−EOR技术进入了商业化应用初期阶段。在“双碳”目标和新的经济政策激励下，新建CCUS项目一直在增加，技术成本呈现下降趋势。但受制于现有技术的经济性不佳，许多计划中的项目并未取得明显进展，如果这些投资计划得以实现，将有望推动现有技术成本进一步降低，从而实现快速推广应用[9]。

（一）CCUS概述

CCUS是指将CO2从工业过程、能源利用等排放源或大气中分离出来，经过捕集和压缩，运输到特定地点加以利用或注入储层封存，以实现将CO2与大气长期分离的技术。它不仅实现了化石能源低碳利用，促进钢铁、水泥等难减排行业的污染物深度减排，还可在满足碳约束条件下保持燃煤发电系统的灵活性，保障电力安全稳定供应，是中国实现碳达峰、碳中和目标不可或缺的重要技术，按流程可分为CO2捕集、输送、利用和封存四大环节，如图1所示[10-11]。

图1 CCUS 技术环节[11]

碳捕集技术指从工业生产、能源利用或大气中分离、收集CO2的过程，根据碳捕集与燃烧过程的先后顺序，划分为燃烧前捕集、富氧燃烧和燃烧后捕集[12]。其中，燃烧后捕集技术因其对现有电厂继承性良好，是目前应用范围最广，技术最成熟的碳捕集技术[13]。

CO2输送指将捕集的CO2运送到利用或封存地的过程，是排放源与碳汇间的桥梁。根据运输方式可分为罐车运输、船舶运输和管道运输。当前主要通过罐车进行短距离运输，但是在海运便利的地方，液态CO2也可以通过船舶输送，大规模的管道运输线路也已在规划中。

CO2利用指通过工程技术手段将捕集的CO2实现资源化利用的过程，在减少CO2排放的同时实现能源增产增效、矿产资源增采、化学品转化合成、生物农产品增产利用和消费品生产利用等[14]，具有一定的经济效益，有助于降低CCUS技术的总体成本，被广泛视为实现更大规模商业化CCUS项目建设的起点。

CO2封存是指通过工程技术手段将捕集的CO2注入深部地质储层，实现CO2与大气长期隔绝的过程。地质封存是目前应用最广泛的碳封存技术，适宜CO2地质封存的结构一般包括海底盐沼池、衰竭油气藏、煤层和盐水层等地质体[15]。此外，还可以通过化学反应将CO2转化成无机矿物和碳酸盐，从而达到几乎永久性的储存，但这项技术的长期安全性和可靠性目前仍有待进一步探索。

在碳捕集与封存的整个成本中，捕集阶段通常占75%左右[16]，以单乙醇胺（MEA）为主要吸收剂的化学吸收法为例，由于吸收剂再生能耗较高，约占整体工艺系统能耗的70%，若按此法进行大规模推广，配备MEA工艺将使亚临界电厂和超临界电厂的电力成本分别增加85%和81%[17]。因此，进一步缩减技术成本带来的电价提升成为CCUS能否大规模利用的关键。

（二）碳捕集技术发展现状

电力行业燃煤烟气CO2排放特点表现为烟气量大、CO2分压低、排放总量高，燃烧后捕集技术对现有电厂继承性良好，是技术攻关的重点方向之一。该类技术中，以MEA法为代表的化学吸收法因适用于大风量、操作简单等优点而被认为最具工业应用前景，该工艺主要包含两个重要过程（图2）：吸收塔内完成CO2化学吸收、解吸塔内实现吸收剂热再生。

图2 CO2 捕集典型吸收/解吸过程[18]

从反应能耗的角度来说，热量消耗一般由显热、潜热及反应热三部分组成，其中显热和潜热主要来源于吸收剂从吸收塔到解析塔溶剂的相变温升过程，反应热则来自解吸反应过程。以MEA法为例，乙醇胺作为伯胺，反应焓高，吸收容量低，解吸压力小，碱性高，质子转移难度大，需要在110℃～130℃再生，导致由反应热、显热和蒸发热组成的再生能耗过高，且胺溶剂易降解，极大地限制了醇胺类吸收剂在CO2捕集上的进一步推广。因此，如何实现CO2高效、低耗减排是目前化学吸收法的技术应用瓶颈。

围绕上述思路，有学者针对燃烧后捕集的化学吸收法，开发出了混合胺类溶剂、非水胺类溶剂、相变溶剂、催化剂辅助再生及离子液体等五类吸收技术。

1.混合胺类溶剂

胺的吸收特性和胺的种类紧密相关。一级胺的吸收速率快，吸收容量小（0.5摩尔CO2/摩尔胺），解吸反应热高；
三级胺的吸收速率慢，吸收容量大（1 摩尔CO2/摩尔胺），解吸所需反应热低。混合胺类溶剂是将几种胺溶剂进行混合，可融合一级胺的高吸收速率和三级胺的高吸收容量的特点，以此突破单一胺捕获CO2的技术局限性。如在甲基二乙醇胺（MDEA）水溶液中掺入少量MEA，可将MDEA吸收速度提升的同时，降低单一MEA的再生热。Muchan等[19]对多种不同摩尔比下胺水溶液共混物的吸收性能进行了测定，发现所有溶剂组合在初始解吸速率和能效等方面的表现均优于传统MEA溶剂。除吸收性能优异外，Chen等[20]通过对比MEA-MDEA-AMP(2-氨基-2-甲基-1-丙醇)混合三元胺体系和MEA在吸收过程中的性能，发现该混合胺体系的解吸率是后者的5倍，再生的相对热负荷也出现明显下降，有效降低了捕集过程中的操作成本。

从工业应用方面来看，混合胺突破了单一胺溶剂的技术缺陷，尤其在吸收性能和能效利用方面优势显著，且可以继承单一胺吸收过程的工艺设备，不需要进一步改造，发展潜力巨大。但溶剂价格较单组分胺更加昂贵，胺损失、设备腐蚀的现象依然存在，综合性能仍需进一步提升。

2.相变溶剂

相变溶剂是指在通常条件下处于均相状态，受极性、亲水性、离子强度或氢键强度等变化触发后可形成富集相和贫相分离的一种新型溶剂。一方面，由于目标物的富集，在实际应用中只需对富液进行再生，再生溶剂体积显著减少，有效降低了解吸能耗和相关设备的投资成本；
另一方面，依据相平衡原理，富相中CO2分压与CO2负载成正相关关系，较高的CO2/水蒸气分压比可在减少与水汽化相关热消耗（汽提热）的同时，使CO2压力明显升高，从而有效降低CO2后序液化的机械压缩功。

基于上述特点，相变体系能够很好地解决混合胺溶剂在高负荷下体系吸收能力差、再生能耗高的问题，如Raynal等[21]提出的DMXTM相变溶剂具有吸收负载量大、分相快，不易降解、腐蚀等优点，相较于传统MEA法，在相同条件下DMXTM再生能耗仅为2.3吉焦/吨CO2，甚至可降至2.1吉焦/吨CO2。然而，目前大多数相变溶剂在高负荷下的相分离性能不佳，富相中目标气体的负载量有限，导致其节能再生潜力受到抑制。为此，Wang等[22-23]通过以环丁砜为物理溶剂和分相剂，开发了一系列醇胺-环丁砜分相体系（图3a），通过弱化胺与水分子氢键作用，促进产物向水相迁移，提高了吸收体系的传质速率，实现了分相调控，解吸能耗降低19%～40%，充分证明了环丁砜作为分相剂在相分离方面的巨大潜力。但在能耗降低的同时，相变行为可能会降低CO2在吸收器中通过液—液界面的传质，影响CO2的吸收性能。Lü等[24]利用环丁砜与仲胺溶液在相变时CO2负荷较高的优势，开发了一种新型的环丁砜/2-甲基氨基乙醇(MAE)相变体系，在最优条件下，该体系的解吸能耗较传统5摩尔/升MEA降低了60%。

图3 相变体系碳捕集典型过程

然而随着CO2的富集不断进行，由于自浓缩效应，富相吸收剂的黏度将会出现显著上升，不利于后序向解吸塔的输送和再生。为解决相变体系黏度高的问题，Zhou等[25]利用AMP作为黏度调节剂，克服了二亚乙基三胺和五亚甲基二亚乙基三胺（DETA-PMDETA）体系黏度高、可再生性差的缺点。通过调配，CO2饱和相变溶剂黏度可从541.0下降至152.0 毫帕·秒，CO2循环容量也有显著增加。

此外，为了明晰基于水分子氢键作用的产物迁移规律，Wang等[26-27]进一步开发了醇胺-正丙醇分相体系，借助分子动力学模拟，发现正丙醇引入后，胺基甲酸酯和质子化胺的分子间会产生强大的氢键相互作用（图3b），进而触发相分离现象的发生，产物富相体积可进一步降低40%，且体系粘度远低于其他相变体系（如MEA-正丙醇体系吸收CO2后体系黏度仅为16.20 厘泊）。

3.非水类胺溶剂

非水类胺溶剂打破了传统以水作为物理溶剂的模式，用乙二醇和二甘醇等有机稀释剂替代水，与典型水性胺类吸收剂相比，具有热容低、蒸发焓和汽提温度低的特点，可显著降低解吸能耗，同时较低的解吸温度也有效减少了胺损失、热降解、氧化降解和设备腐蚀等问题的发生。为明晰典型水性胺、非水类胺吸收剂与CO2的反应差异，Barzagli等[28]利用13C NMR进行对比分析，发现水的参与会使反应产物以胺基甲酸盐和碳酸氢盐的形式存在，而在非水溶剂中只会形成胺基甲酸酯，大部分的再生热耗将用于分解CO2吸收产物。Tan等[29]设计了由MEA和三甘醇构成的非水类胺吸收剂，由于没有水的参与，质子化MEA不会解离和形成胺基甲酸酯，反应速度显著提升，吸收和解吸温度也降至80℃以下。

4.离子液体

离子液体由带正电和带负电的特定阴、阳离子构成，常温下呈液态，具有可调控、蒸汽压低、性质稳定、无毒等特点，但较高的成本及黏度问题影响了该法的进一步推广。对传统离子液体而言，其吸收能力与其阳离子烷基链长、烷基支链化程度有关，一般链长越长，分子体积越大，CO2吸收量越大，但随着分子体积的增加，反应时吸收剂黏度也将随之升高，进而影响反应的传质效率，故可通过引入化学官能团来改善离子液体的吸收性能，形成功能化离子液体。如将胺基引入离子液体，作用机理与利用胺基溶剂吸收类似，CO2最终以氨基甲酸盐的形式被捕集[30]。Lü等[31]对[TETAH][Lys]-乙醇-水体系捕获CO2的性能进行了研究，其再生热负荷分别比[TETAH][Lys]-水和单乙醇胺溶液降低了35.5%和62.39%，展现出了优异的吸收性能。

对功能化离子液体吸收CO2过程进行分子动力学模拟，可以发现除特殊的几类功能性离子液体（如非质子杂环阴离子离子液体[32]）外，大部分离子液体随着吸收反应的进行，内部离子旋转的弛豫时间明显增长，平移动力学径向分布函数也预示着反应内部凝胶网络的形成（图4），离子液体黏度明显增大，不利于气体分子在离子液体中扩散传质，严重影响了气体的吸收速率[33]。为进一步减少黏度变化对离子液体在实际应用方面的不良影响，近年来学者们又利用复配、负载和嫁接等手段，设计出了吸收容量更大、吸收速率更快、黏度更小的负载型离子液体和复合型离子液体。

图4 胺基功能化离子液体吸收 CO2 黏度变化机理[33]

5.催化解吸

除上述吸收技术外，吸收剂的再生过程也在一定程度上影响着反应能耗。对比传统解吸体系，固体酸催化解吸体系可通过调控催化剂表面的酸性位（Lewis酸和Brønsted酸），加速胺基甲酸酯分解过程中质子转移速率，调控反应路径，降低反应能垒和解吸温度[34-35]，从而快速诱导吸收相再生。Akachuku等[36]对负载CO2的MEA和MEA-MDEA体系解吸过程进行了模拟，结果发现相较于没有催化剂辅助的解吸过程，加入HZSM-5和γ-Al2O3催化剂可以显著提高CO2转化率，有效降低CO2解吸能耗。但由于CO2吸收产物种类和再生路径复杂，催化再生机制尚不清晰，且传统金属氧化物固体酸催化剂的介孔率和表面积低，在高温碱性环境中活性位点易浸出、稳定性差[37]，距离大规模工业化还需继续改进。

针对催化剂稳定性差及MEA吸收剂再生效率低的问题，Sun等[38]提出了一种MCM-41-SO3H-0.6催化剂，较无催化剂MEA相比，相对热负荷降低了1/3，瞬时解吸率提高了195%，且性质稳定、易于再生。Bairq等[39]通过向负载CO2的MEA中加入多相催化剂，发现投入CMK-3-SiO2后，CO2解吸率提高了195%，能耗降低了37.41%，且催化剂始终保持着良好的稳定性。但在实际应用中，电厂烟气具有温度高、杂质多、CO2分压低的特点，催化剂易出现失活现象，为增强催化剂在高温酸碱环境中的耐受性，Xing等[40]进一步利用金属有机框架（MOFs）材料的强分子内亲和力和壳包覆对催化剂活性组分的保护作用，设计了MEA-SO42-/ZIF-67@TiO2体系催化剂，有效防止了催化剂表面活性成分的脱落，延长了催化剂的使用寿命，CO2的解吸速率提升了3倍，能耗降幅约36%。此外，在高效解吸方面，Alivand等[41]通过利用功能化纳米团簇（Fe3O4-COOH）诱导和引入超酸位点的方式，合成了水分散核壳纳米催化剂。结果表明，仅重量含量百分数为0.1%的纳米催化剂即可降低44.7%的捕集能耗，为未来CO2低成本、高效解吸提供了有力参考。

近年来，在气候目标不断强化和减排政策持续激励下，中国计划建设的CCUS项目不断增加，技术成本呈现不断下降趋势，目前已投运或建设中的CCUS示范工程约40个。作为新兴技术项目，虽然CCUS投资主体更加多元化，但成熟度不高，各示范项目主要表现为投资主体应对未来自身企业的碳中和转型而开展的技术探索，距离实际商业化应用仍有较长距离。

受行业规模和排放现状约束，目前中国的大型CCUS项目主要集中在电力行业，并以对现有火电机组进行碳捕集改造为主，技术类型主要为燃烧后捕集。2008年，华能北京热电厂燃煤电厂碳捕集系统正式投运，并于次年在上海市石洞口第二电厂启动了年捕集量12万吨的CO2燃烧后捕集示范项目[42]；
2019年国华电力在陕西锦界开工建设国内最大的15万吨级CCUS全流程示范工程，CO2捕集率可达到90%以上，吸收剂再生热耗低于2.4吉焦/吨 CO2[43]；
2020年9月由中国华能集团清洁能源技术研究院研发的国内首套1 000吨/年的相变型CO2捕集中试装置在长春热电厂实现稳定运行[44]；
2022年6月，国家能源集团江苏泰州电厂年捕集量50万吨的CO2捕集项目桩基工作全面完工[45]；
近日，华能陇东能源基地150万吨/年的碳捕集项目进入勘察设计阶段，预计2023年12月投产。

虽然电力行业CCUS示范项目已初具规模，相关部署项目预计到2030年捕获能力将达到6 000万吨CO2，但距离2050年净零排放情景中电力行业年捕集量4.3亿吨CO2的目标仍有较大差距[46]。降低CCUS的运行成本，尤其开发高效、低能耗的烟气CO2捕集技术，仍将是迫切需要解决的关键难题。

为更好地完成“双碳”目标，实现能耗“双控”向碳排“双控”转变[47]，必须充分发挥CCUS在电力行业低碳化转型中的核心作用。目前，碳捕集技术发展已较为成熟，许多技术、工艺也都进入了后期示范阶段，较初期在材料、效率、成本、环保等方面进展明显，但仍未能得到大范围应用，主要归因于CCUS改建及后期运维费用高昂以及相关配套政策的缺位。因此在早期部署阶段可将发展重点拆分为以下三方面：

（一）管理现有基础设施和资产碳排放，逐步淘汰“小、老、旧”电厂

明确碳排放标准，建立科学完善的碳排放标准体系，对国内电厂的基础设施和现有资产进行摸底评估，分批次对“小、老、旧”设备进行淘汰；
对未建或拟改造电厂进行评估，提前谋划，打通用能预算与碳排放预算管理，确保电厂位置靠近预期储存区域且拥有足够的改造空间。

（二）制定相应刺激政策，明确责任归属

引入财政激励措施，通过建立碳市场，给予电价补贴、减免税负等方式确定并鼓励在关键地区发展CO2封存和早期CCUS项目建设；
尽快完成相关政策法规和行业标准规范的制定工作，对CCUS项目技术及后期运行和封存情况进行监管，增强其安全性、可靠性。

（三）开发高效低成本的碳捕集技术，扩大示范项目范围

尽管传统的胺基吸收法得到了广泛的工业应用，但其能耗高、腐蚀性强等缺点严重阻碍了其商业化应用，开发低能耗、低腐蚀性、高吸收效率、高容量、高稳定性的新型吸收剂仍将是重大需求。未来，应以校企合作共建为突破口，进一步推动技术创新，扩大示范项目范围，逐渐降低技术成本，确保关键新兴技术顺利完成商业化转型。