以二氧化碳(CO2)为主的温室气体排放增加是全球变暖、极端天气频发的主要原因．世界各国陆续提出“碳中和”目标[1]，我国宣布将力争于2030年前达到CO2排放峰值，2060年前实现“碳中和”．根据国际能源署报告，化石燃料能效提升与终端用能电气化、可再生能源替代和CO2捕集、利用与封存(CCUS)技术是主要的碳减排路径[2]．众多学者研究我国能源消费特点、结构调整与发展需求后提出CCUS是解决我国以煤炭为主能源体系低碳化发展的重要战略性技术之一[3-4]．我国科技部与21世纪议程管理中心指出，CCUS是实现碳中和目标的托底技术保障[5]．燃煤电厂碳减排是实现我国碳中和目标的关键．文献[6]通过学习曲线模型研究发现：现阶段到2028年，燃煤电厂CCUS较可再生能源储能系统具有竞争优势．国家能源集团、华能集团、中石化、华电、浙能集团等大型燃煤发电企业已开展燃煤电厂CCUS工程示范研究，取得一定的成果[7-10]．但总体上呈现规模小、成本高、经济性差的特点，且未形成全流程的燃煤电厂碳捕集、利用与封存技术应用．本研究通过综述目前CO2捕集、利用与封存技术的原理、应用现状、难点等，综合考虑技术、燃煤电厂行业发展及碳中和目标路径，提出适于燃煤电厂碳捕集、利用与封存技术路线．1 CO2捕集技术按排放源，CO2捕集技术分为固定源捕集、移动源捕集和空气捕集[11]．燃煤电厂、钢铁厂、水泥厂及化工厂是大型固定排放源；卡车、轮船等是典型移动源；空气捕集是指直接从空气中捕捉CO2．目前CO2捕集技术主要指固定源CO2捕集技术．根据固定源捕集位置，CO2捕集技术分为燃烧后捕集、燃烧前捕集和燃烧中捕集：燃烧后捕集技术是从烟气中分离CO2；燃烧前捕集技术是指利用煤气化重整技术，将CO2从合成气中分离；燃烧中捕集技术是通过改变传统空气燃烧方式，采用纯氧(或氧载体)，直接获得高CO2浓度烟气．按照不同的工艺，CO2捕集技术分为溶液吸收、固体吸附、膜分离、富氧燃烧技术等．1.1 溶液吸收法溶液吸收法是利用溶液从混合气中分离CO2，按吸收原理可分为物理吸收和化学吸收．1.1.1 物理吸收物理吸收法是利用低温、高压下CO2在吸收剂中物理溶解度较高，在高温、低压下溶解度低来分离CO2，如低温甲醇洗、N-甲基吡咯烷酮、聚乙二醇二甲醚及碳酸丙烯酯等[12]，工艺如图1(a)所示，压力越高、温度越低，CO2吸收效果越好，因此物理吸收法适用于中高压(2~8 MPa)与低温条件，如天然气、整体煤气化联合循环发电系统(IGCC)和煤化工合成气等．10.13245/j.hust.220701.F001图1典型CO2捕集技术的工艺图物理吸收法的碳捕集能耗比化学吸收技术低，是燃烧前捕集常用的技术，但工艺系统较为复杂，中高压设备成本较高，低温甲醇洗工艺的制冷成本高，碳酸丙烯酯有腐蚀性．1.1.2 化学吸收化学吸收法是利用弱碱性吸收剂与CO2低温(约40 ℃)发生化学反应，在加热(约120 ℃)条件下，发生可逆反应，释放CO2[13]，工艺如图1(b)所示．常见吸收剂包括有机胺、氨水、碳酸盐等．有机胺如一乙醇胺(MEA)、2-氨基2-甲基1-丙醇(AMP)、哌嗪(PZ)等，是目前燃煤烟气等CO2捕集工业示范的主流吸收剂[14-15]，具有捕集效率高(90%)、纯度高(99%)的优势，但再生能耗高．新型混合胺、两相、少水等吸收剂[16]有望降低再生能耗，目前正开展技术研发和工业试验．实际烟气条件下胺降解、污染物排放与控制是有机胺吸收剂须解决的另一难题[17-18]．在化学吸收剂开发方面，以美国德克萨斯大学的PZ混合胺吸收剂、Shell Cansolv基于胺基的DC-201、DC-103、日本三菱的KS-1吸收剂、南化院MA吸收剂为代表的混合胺吸收剂已能将捕集能耗从4 GJ/t降低至2.8~3.3 GJ/t．为进一步降低再生能耗，国内外研究机构通过筛选实验，开发了相变有机胺、功能化离子液体和非水基胺等第三代少水吸收剂，能将再生能耗的理论值降低至2.5 GJ/t以下．目前，新型两相吸收剂和少水吸收剂研究处于实验室配方阶段，有关吸收剂稳定性和高黏度等问题还须进一步解决．此外，国内外研究机构也纷纷开展反应器强化传质、开发系统节能工艺等方面的技术研究．化学吸收法是燃烧前和燃烧后捕集常用的技术，其中，燃烧前化学吸收法多是结合IGCC[19]，即利用煤气化技术将煤炭在燃烧前转化为H2和CO为主的合成气，合成气经催化重整转化为CO2和H2，再采用化学吸收方法将CO2分离出、H2气体送入燃气轮机等．燃烧后化学吸收法则是应用于燃煤、燃气等锅炉烟气CO2捕集．目前，美国、日本和欧洲等发达国家和地区在大规模碳捕集工业示范上走在前列，全球首个燃煤电站百万吨级CO2捕集项目——加拿大边界大坝电站烟气化学吸收CO2捕集工程于2014年10月2日正式投入运营．我国也建成了一批规模为1×104~15×104 t/a的碳捕集全流程示范项目，为下一步大规模捕集技术开发提供指导．1.2 固体吸附法固体吸附法是固体吸附剂通过范德华力或化学键的吸附作用从混合气中分离CO2．固体吸附法是燃烧前和燃烧后捕集常用的技术，按吸附原理可分为物理吸附和化学吸附．1.2.1 物理吸附变压吸附(PSA)是典型的物理吸附工艺，即高压下CO2在吸附剂表面发生吸附，经降压或真空，使CO2脱附[20]．常用物理吸附剂有碳基(活性炭、分子筛等)、沸石、类水滑石、金属有机骨架(MOFs)等[21]．吸附剂是技术核心，筛选吸附容量大、选择性高的吸附剂，可提高CO2分离效率、减小反应器尺寸．物理吸附法具有能耗低、稳定性好、流程简单、腐蚀性小、污染小的优点．碳基、沸石等常规物理吸附剂的CO2吸附容量小、吸附速率慢．MOFs等新型吸附剂的CO2捕集性能较优，但合成过程复杂，成本较高．1.2.2 化学吸附常用化学吸附剂有固体胺和碱金属碳酸盐等．化学吸附依托变温吸附(TSA)工艺，即低温吸附CO2，高温时发生脱附，工艺如图1(c)所示．化学吸附法具有能耗较低、水耗小、污染小的优点．针对吸附剂的吸附容量小、烟气耐受性差及规模化制备困难等难题，国内外研究机构开展了碱金属、固体胺基和钙基吸收剂及其规模化制备[22-24]．常规输运床和移动床用于化学吸附工艺，传热传质性能较差，放大困难．为此，国内外正进行流化床化学吸附反应器及工艺开发，重点解决反应器放大和工艺优化．美国ADA公司等已经完成双流化床反应器的工业试验，国内正开展双流化床吸附工艺验证[25]，但流化床工艺吸附剂磨损率较高，影响其经济性．1.3 膜分离法膜分离法是利用CO2与其他气体在膜内溶解、扩散速率不同，在膜两侧分压差的作用下，实现CO2分离，工艺如图1(d)所示．膜分离法是燃烧前和燃烧后捕集常用的技术，研究重点是膜材料改性和分离工艺优化设计．1.3.1 膜材料膜材料有聚合物膜、固定载体膜、无机膜、复合膜等．常见聚合物膜材料有聚酰亚胺、聚砜、聚碳酸酯、聚苯基氧化物、聚环氧乙烷等，其原理是溶解-扩散[26]，即CO2先吸附溶解在膜表面，在浓度差的作用下向透过侧扩散并发生脱附．聚合物膜的渗透性和选择性相互制约，分离性普遍不高．固定载体膜上的载体可与CO2发生可逆反应，增加了膜材料的渗透性和选择性．常见的载体是乙二胺、乙醇胺及乙烯二胺等．无机膜如碳、氧化铝、沸石类和硅酸盐等，具有极好的渗透性，且耐高温、高压，通过膜材料改性可大幅提高选择性，但制备极为困难[27]．复合膜是利用有机相的高渗透性和选择性及无机相的热稳定性，如碳纳米管、MOFs、沸石咪唑框架等．目前复合膜材料尚处于实验室研究阶段，制备成本极高．1.3.2 膜分离工艺膜分离工艺常采用多级膜分离[28]：当原料气的CO2体积分数低于20%时，为达到90%的CO2捕集率和纯度，宜采用两级或三级膜分离，高于三级的设备投资成本过高．膜分离工艺中，最常用的产生驱动力的方式是原料侧压缩，但能耗较高；渗透侧抽真空能耗较小，但所需膜面积较大，不适于大规模操作．原料气压缩结合未渗透侧能量回收，是较优的方式[29]．1.3.3 膜吸收工艺膜吸收法是将膜和化学吸收法相结合的新型工艺，采用微孔膜、烟气与吸收剂分别在膜两侧流动，膜材料对气体无选择性，以吸收液对CO2的化学反应为选择性，实现CO2分离．膜吸收工艺具有气液接触面积大、占地面积小等优势．文献[30]提出气液接触膜吸收法，中空纤维膜的壳侧进气，孔侧进MEA吸收剂，通过膜微孔实现CO2分离，解吸过程与化学吸收工艺相同．膜润湿导致传质效率下降是该技术的主要难点．1.4 富氧燃烧与化学链燃烧技术富氧燃烧和化学链燃烧技术是燃烧中捕集技术．1.4.1 富氧燃烧富氧燃烧是在锅炉系统中采用纯氧气代替常规空气，结合烟气(~70%)循环调节燃烧，烟气CO2浓度较高(80%)，经冷却、压缩，可直接分离．该技术具有燃烧速率高、锅炉排烟损失低、硫氮污染物低、全生命周期CO2减排成本低、便于大型化等优点[31]．富氧燃烧气氛为CO2/O2，与常规空气燃烧有很大差异[32]．高浓度CO2导致气相体积比热容增大、O2扩散速率降低、煤粉着火温度提高、着火时间延长、脱挥发分燃尽延迟．高浓度CO2使生成的焦颗粒物尺寸更小，细灰颗粒增多，灰沉积加剧．烟气中高浓度CO2、水蒸气、SO2和SO3等气氛下，锅炉结渣、烟气管道及设备腐蚀等问题更加严重等．因此，须开发专用的富氧燃烧器及污染物控制技术．国内外研究机构从实验室到工业规模进行了富氧燃烧技术研究．美国、日本、瑞典等在富氧燃烧技术上领先，相继完成中试和商业运行[31]．华中科技大学、浙江大学等在中小规模试验台上研究富氧燃烧特性、污染物排放、灰沉积等，并开展热力计算、动态仿真及经济性评价[31]．富氧燃烧技术的捕集成本较高，主要来自深冷空分制氧的电耗．增压富氧燃烧技术通过提高燃烧压力，能充分回收烟气中水的焓热，提高效率[33]，但目前该技术仍处于基础研究阶段．1.4.2 化学链燃烧化学链燃烧是利用载氧体将空气中氧传递给燃料，产生高CO2浓度烟气，可直接分离CO2；具有捕集能耗低、系统效率高、不需要空分制氧的优点．化学链燃烧分为原位气化和氧解耦两种[34]．原位气化燃烧是利用H2O或CO2将燃料转化为H2和CO等挥发分，挥发分与载氧体(铁矿石等)发生气固氧化反应，生成CO2和H2O．氧解耦燃烧是利用CO2与金属氧化物(如CuO)反应释放O2，O2与燃料发生气固氧化反应，生成CO2和H2O．与原位气化燃烧相比，氧解耦燃烧的碳转化率更高，有利于半焦燃烧，但载氧体成本较高．化学链燃烧技术仍处于基础研究和试验阶段，美国阿尔斯通电力、瑞典查尔莫斯大学、德国达姆施特大学及国内的东南大学、华中科技大学等在实验室和小规模平台进行研究，重点突破固体载氧体、新型反应器、系统耦合优化等技术．1.5 燃煤电厂碳捕集技术应用现状近年来，碳捕集技术发展迅速，取得一定的成果，部分工程项目见表1(燃烧前和燃烧后)和表2(燃烧中)．10.13245/j.hust.220701.T002表1燃煤电厂燃烧前和燃烧后碳捕集工程项目捕集技术项目名称规模/(104 t∙a-1)国家年份燃烧前物理吸收肯铂IGCC300.0美国2010德州IGCC240.0美国2015神华集团包头煤制甲醇650.0中国2010燃烧前化学吸收华能天津IGCC电厂10.0中国2015燃烧后化学吸收南方能源Barry电厂燃煤烟气15.0美国2012边界大坝燃煤电厂烟气100.0加拿大2014Petra Nova燃煤电厂烟气140.0美国2017华能石洞口第二燃煤电厂烟气12.0中国2009胜利油田燃煤电厂烟气4.0中国2010国电天津北塘热电厂燃煤烟气2.0中国2012华润电力海丰电厂燃煤烟气2.0中国2019华电句容电厂燃煤烟气1.0中国2019国能锦界电厂燃煤烟气15.0中国2021燃烧后化学吸附韩国南方电力燃煤烟气3.0韩国2012川崎重工燃煤烟气0.1日本2017伯明翰电厂燃煤烟气0.3美国2019国能锦界电厂燃煤烟气0.1中国2021燃烧后膜分离阿拉巴马电厂燃气烟气0.6美国2015华润海风电厂燃煤烟气0.6中国201910.13245/j.hust.220701.T001表2燃煤电厂燃烧中碳捕集工程项目捕集技术项目名称规模/MW国家年份常压富氧燃烧瀑布电力10.0瑞典2008Callide30.0澳大利亚2010Janschwalde500.0德国2015Fortum-Meri-Pori565.0芬兰2015B&W-Campbell100.0美国2016Younddong125.0韩国2016Endosa-Compostilla500.0西班牙2015浙江大学-法液空2.5中国2010华中科技大学35.0中国2014美国阿尔斯通电力3.0美国2011查尔莫斯大学4.0瑞典2016化学链-原位气化阿尔斯通电力3.0美国2011达姆施塔特大学1.0德国2012查尔莫斯大学4.0瑞典20162 CO2利用与封存技术CO2利用与封存技术包括CO2制备化学品、矿化利用、生物利用、地质利用与封存等．2.1 CO2制备化学品根据化学品种类，可分为CO2制CO(合成气)、制液体燃料、烯烃、碳酸酯/聚合物等技术．2.1.1 CO2制COCO2制CO技术包括甲烷重整、高温裂解、电催化转化等．甲烷重整技术是在催化剂和高温(600～900 ℃)下，CO2与CH4反应生成CO和H2的合成气．该技术已完成中试，CH4来源限制其工业应用．以煤气化为CH4来源的合成气技术已成熟，但碳效低、水耗大、能耗高[19]．随着煤层气、页岩气、可燃冰等开采技术成熟，CH4重整技术有望推广应用．CO2高温裂解技术是利用氧载体(Fe3O4，CeO2等)在高温下转化为还原态，释放O2，还原态的氧载体(FeO等)再与CO2发生氧化反应转化为氧化态，生成CO[35]．其高温条件可耦合太阳能集热技术，具有能耗低、碳减排效益高、污染小的优点．目前该技术处于基础研究阶段，高热稳定性氧载体、太阳能集热等是突破的关键．CO2电催化转化技术是指常温常压下，通过催化剂，CO2在电解质溶液中被还原为CO，释放O2[36]．该技术可与风电、光电等可再生能源结合，具有能耗低、污染小、设备占地小等优点，目前正处于技术验证阶段．美国、日本、中国等的研究机构正对光电催化材料、新型反应器、与可再生能源耦合等方面进行基础研究和应用研发．2.1.2 CO2制液体燃料甲醇是一种重要的化工原料和液体燃料．CO2加氢制甲醇技术是以CO2和H2为反应物，在铜基等催化剂作用下，生成甲醇和水[37]．该技术产出具有经济价值的甲醇，同时具备显著的碳减排效益．国内外进行了二十多年的研究工作，技术成熟度较高，已完成千吨级中试，下一步可进行工业示范推广．该技术对H2消耗量较大，传统煤气化制氢成本高、碳排放强度高．通过结合可再生能源制氢技术，可推动CO2加氢制甲醇技术应用．2.1.3 CO2制乙烯烯烃(如乙烯、丙烯等)是重要的化工原料，通常由石油裂解制得．CO2经多步还原可转化为低碳烯烃，其微观尺度机理有两种[38]：一是CO2与H2转化为CO，CO合成烯烃；二是CO2加H2转化为甲醇，甲醇合成烯烃．CO2加氢直接制烯烃技术是通过催化过程，实现CO2多步转化同时完成．低碳烯烃具有极大的市场需求量，碳减排潜力大．目前，美国、意大利、沙特阿拉伯及中国的科研机构在多功能催化剂、微观机理、提高产物选择性等方面进行基础研究．另外，该技术对H2消耗量更高，未来可结合可再生能源制氢技术．2.1.4 CO2制碳酸酯/聚合物碳酸酯广泛用于有机合成、药物合成、绿色添加剂、清洁剂等领域．CO2制碳酸二甲酯技术包括直接合成和间接合成．直接合成是以CO2和甲醇为原料，经催化剂作用，反应生成碳酸二甲酯；间接合成是CO2先于环氧化合物合成环状碳酸酯，再与甲醇反应生成碳酸二甲酯[39]．与传统光气法相比，CO2制碳酸酯技术的毒性和腐蚀性较低．直接合成技术处于基础研究阶段，高性能催化剂及反应过程控制仍存在不足．间接合成技术成熟度相对较高，国内外已完成了万吨级工业示范，但纯度低、催化剂损耗严重、工艺复杂．聚碳酸酯、聚氨酯等在通信、医疗器械、电子器件、服装、汽车等行业应用广泛．CO2制聚合物技术原理不尽相同．CO2与环氧丙烷在一定温度和压力下，发生共聚反应，生成脂肪族聚碳酸酯；CO2与苯胺、甲醛反应，经脱水反应获得异氰酸酯，进一步转化为聚氨酯[39]．CO2制某些聚合物技术已进入中试示范和工业应用阶段．如CO2制可降解聚合物技术已进入产业化示范阶段，但价格高于传统塑料生产工艺，CO2合成乙烯基聚酯处于基础研究阶段．2.2 CO2矿化利用CO2矿化利用技术是指CO2与天然矿物、工业材料和工业固废中的钙、镁等发生碳酸化反应，生成稳定的碳酸盐．2.2.1 工业固废矿化工业固废矿化利用CO2技术可分为钢渣矿化、磷石膏矿化和粉煤灰矿化．钢渣中含有钙镁氧化物，直接与CO2发生碳酸化反应，生产碳酸盐，实现钢渣稳定化处理，同时回收钙镁资源，产物可作为建筑材料，实现长周期碳减排．中国、美国、澳大利亚等通过对工艺集成、专用装备的研究，已进入万吨级示范工程研究．下一步须解决不同体系钢渣固碳组分高效提取、工艺优化及大规模示范等问题．磷石膏是磷化工的固体废弃物，主要成分是硫酸钙．磷石膏矿化是利用CO2与硫酸钙在氨水体系中反应，生成碳酸钙和硫酸铵[40]，固体加工成高附加值轻质碳酸钙，硫酸铵母液转化为硫酸钾和氯化铵钾化肥，降低固废堆填，同时实现碳减排．该技术成熟，已完成万吨级工程示范，后续通过工艺优化、反应器放大研究，可工业化应用．粉煤灰中含有大量氧化硅、氧化铝等，主要用作水泥和混凝土的掺合料．粉煤灰矿化是利用CO2加速水化产物氢氧化钙和C-S-H凝胶等，来替代传统水化养护或蒸汽养护，提升混凝土力学强度．目前粉煤灰矿化利用CO2仍处于技术研发阶段，研究学者考察粉煤灰掺比、组分、温度、压力等对矿化反应及混凝土性能的影响[41]，下一步将进行工业示范．2.2.2 工业材料矿化CO2矿化养护混凝土是利用CO2加速混凝土中的钙镁组分(硅酸二钙、硅酸三钙、氢氧化钙等)的碳酸化反应，代替传统蒸汽养护过程，实现混凝土产品力学强度等性能提升[42]．该技术避免了传统加热蒸汽，降低能耗，缩短养护周期，可与其他工业固废结合，转化为高价值产品．美国、加拿大等正积极开展矿化混凝土技术研发，国内浙江大学等率先完成万吨级工业试验，具备工业应用条件．目前还须解决固废结合矿化养护混凝土产品的稳定性及产品标准等问题．2.3 CO2生物利用CO2生物利用是通过植物、微生物等的光合作用固定CO2，具有环境友好、能耗低等优点，包括微藻固碳、CO2气肥利用等．微藻生长速度快，固碳效率比一般陆生植物高几十倍，生长环境范围广．微藻利用CO2可转化为生物燃料、化学品、饲料添加剂等．该技术工艺已打通，藻种选育是关键[43]．小球藻、螺旋藻等利用CO2转化为饲料添加剂技术，现已商业化．微藻固碳转化为生物燃料、化学品、生物肥料技术在国内外处于中试阶段．微藻选育与培养工艺、光合反应器结构优化与放大、工艺优化等是技术突破关键．大气中CO2体积分数约3.50×10-4，大部分蔬菜等植物CO2饱和点在1.0×10-3～1.6×10-3．CO2气肥利用技术是通过提高温室中CO2浓度，提高蔬菜等植物产量，该技术已商业化．2.4 CO2地质利用与封存CO2地质利用与封存技术是将CO2注入适宜地质条件，通过驱替、置换或反应等生产高价值产品，同时使CO2与大气长期隔绝．可分为CO2强化采油、采气(CH4等)、采矿、采咸水等．2.4.1 CO2强化采油CO2强化石油开采(EOR)技术将CO2注入油藏，利用其与石油的物理化学作用，提高石油采收率，并对CO2进行封存[44]．CO2驱油技术成熟，已商业化．目前全球19个运行的大型CCUS项目，14个是采用了EOR技术．美国EOR技术全球领先，国内中石油、中石化油田等已开展技术攻关和工业试验，在原油增产、高压大排量CO2注入及监测等技术上仍不成熟[45]．CO2输运技术是另一限制因素，罐车、船舶、管道是主流的CO2输运途径．目前我国用于EOR技术的CO2输运多是采用罐车运输，单次运输量小，远距离安全性差，成本高．对于EOR技术百万吨级/年大规模CO2运输，管道运输是最优选择[46]．美国已建成约8 000 km的CO2输送管网，占全球CO2管道总里程的85%[47]．2.4.2 CO2强化采气CO2强化采气技术是指将CO2注入到天然气藏、页岩层、煤层中，开采、置换或驱替CH4．CO2强化开采天然气(EGR)技术是利用超临界CO2和天然气的密度差异、超临界CO2与天然气不完全互溶、对流扩散弱，使较轻的天然气被驱赶出，较重的CO2沉降气藏被封存[48]．CO2强化开采页岩气(ESGR)技术是通过超临界CO2或液态CO2代替水压裂页岩，利用CO2吸附性比CH4强的特点，提高页岩气开采置换CH4，并封存CO2[49]．CO2驱替煤层气(ECBM)技术是利用煤对CO2比CH4具有更强的吸附性的原理，置换CH4，同时注入的CO2维持煤层压力[50]．目前CO2强化采气技术尚处于小规模试验阶段，技术的可行性、安全性有待研究．2.4.3 CO2强化采矿铀是我国核能核电发展的重要保障．CO2强化铀矿开采(EUL)技术是将CO2与溶浸液注入铀矿层，使铀矿物选择性溶解，同时封存CO2[51]．该技术成熟度较高，美国采用CO2作为溶浸剂已运行多个强化采铀工程，我国近年来通过技术研发和工程试验，已成为继美国之后第一个掌握CO2地浸采铀技术的国家．2.4.4 CO2强化采咸水CO2强化开采深部咸水(EWR)技术是将CO2注入深部咸水层，强化高附加值矿物质(钾、锂、溴素等)开采，同时封存CO2[52]．可分为陆地咸水层封存和海上封存．海上封存是将CO2注入深海(深度大于1 km)，CO2在深海溶解固定．美国、挪威、澳大利亚等EWR技术完全成熟，已完成百万吨级工程[53]．国内EWR技术尚处于研发与示范阶段，目前完成十万吨级工程示范．基于当前技术，考虑20年监测费用，陆上咸水层封存成本约为120元/t CO2，海底咸水层封存成本约为300元/t CO2．2.5 CO2利用与封存技术应用现状近年来，CO2利用与封存技术发展迅速，工业应用见表3．10.13245/j.hust.220701.T003表3国内外CO2利用与封存技术工业应用CO2利用与封存技术项目名称规模/(104 t∙a-1)国家年份政策支持制化学品煤气化甲烷重整制合成气(CO)0.1中国2016加氢合成甲醇0.1冰岛2014高性能/太阳能合成甲醇0.1中国2019经碳酸乙烯酯合成碳酸二甲酯(DMC)3.0中国2018生物可降解塑料5.0中国2020非光气法CO2合成MDI1.0中国2020矿化利用养护低钙水泥1.0美国2013矿化混凝土1.0加拿大2016萨福克轻质骨料0.5英国2016河南焦作矿化养护建材1.0中国2020四川钢渣矿化5.0中国2017重庆磷石膏矿化0.3中国2017生物利用鄂尔多斯螺旋藻固碳1.0中国2020强化采油肯伯碳捕集(IGCC)300.0美国201045Q抵税Century Plant CCS840.0美国201045Q抵税Coffeyville化肥厂CCS100.0美国201345Q抵税LOST CABIN天然气CCCS90.0美国201345Q抵税边界大坝CCS100.0加拿大2014碳价加州氢能源(IGCC)360.0美国201545Q抵税德州清洁能源(IGCC)240.0美国201545Q抵税Uthmaniyah CCS80.0沙特2015阿布扎比钢铁尾气CCS80.0阿联酋2016中石化胜利油田4.0中国2010延长石油榆林煤化工捕集5.0中国2012中石化中原油田10.0中国2015中石油吉林油田天然气厂捕集35.0中国2019咸水层封存(海上)Sleipner封存100.0挪威1996Snohvit封存70.0挪威2008碳价咸水层封存(陆上)Quest沥青提质尾气CCS110.0加拿大2015碳价伊利诺伊州CCS100.0美国201945Q抵税Gorgon天然气CCS400.0澳大利亚20193 碳捕集、利用与封存技术路线选择燃煤电厂碳捕集、利用与封存技术路线选择的主要依据为：在现阶段到2060年我国的煤电发展趋势下，适应煤电大规模CCUS技术，考虑技术成熟度、CO2捕集成本、CO2利用规模、CO2减排效应及地域等因素．3.1 碳中和目标下煤电发展为实现我国2060年碳中和目标，研究者一致认为[54-55]，应大力发展可再生能源发电技术，煤电装机容量在短期内缓慢上升达峰后，逐渐退出．近期，我国新增燃煤机组减缓，装机容量处于减缓上升和稳定阶段．截至2021年7月，我国煤电装机容量达1 090 GW，新增装机容量同比减少，预计我国煤电装机容量在2025年达到峰值[56]．2025—2030年，我国燃煤机组容量趋于稳定[55]．中期，我国新增燃煤机组较少，装机总量逐渐下降．目前，我国半数以上的现役燃煤机组建于2010年左右，按照煤电机组设计运行寿命30～40 a计算，现有大多数燃煤电厂将于2050年前逐渐退役；同时，生物质发电结合CCS技术能实现负排放，煤电加装CCS技术、煤与生物质掺烧发电加装CCS技术，是2030—2050年我国中期存量煤电机组深度减排的主要技术选择．远期，我国燃煤机组除满足保障电力供应稳定安全容量外基本退出．2050—2060年，存量的少量燃煤机组与生物质发电耦合CCS达到一定规模，到2060年，可再生能源占主导，发电量占总发电量超过80%，煤电(加装CCS或与生物质掺烧加装CCS)、气电等在总发电量中占比小于20%，用以应对可再生能源波动、调峰负荷等[57]．3.2 碳捕集技术路线选择燃煤电厂碳捕集技术路线选择受技术成熟度、安全性、可靠性及成本等因素制约，各捕集技术的优缺点及捕集成本[5,7,16,58-62]见表4．10.13245/j.hust.220701.T004表4燃煤电厂碳捕集技术优缺点及捕集成本比较碳捕集技术优点缺点捕集成本/(元·t-1)2021年2030年2050年燃烧后-化学吸收无须改造电厂；烟气适应性好；成熟度高，大型化再生能耗高，成本高；设备投资高；污染物排放300~450200~250140~190燃烧后-固体吸附无须改造电厂；能耗低，水耗低；无设备腐蚀吸附容量小，稳定性差；工艺、设备大型化困难220~350180~220120~180燃烧后-膜分离无须改造电厂；设备体积小膜材料性能差、成本高；燃煤烟气适应性差200~400150~250100~150燃烧前-物理吸收能耗低；IGCC和多联产系统，发电效率高燃气轮机、高压设备等成本高；系统复杂；适于新建或改造电厂180~240100~18060~110燃烧前-化学吸收选择性好，电耗低；IGCC和多联产系统，效率高燃气轮机、高压设备等成本高；系统复杂；适于新建或改造电厂200~350150~21080~130燃烧前-固体吸附能耗低，水耗低；腐蚀性小，污染少；工艺简单吸附容量小、稳定性差、成本高；设备占地大；适于新建或改造电厂70~13060~8040~60燃烧前-膜分离设备体积小；无污染；操作简单膜材料成本高；渗透、选择性不稳定；适于新建或改造电厂富氧燃烧捕集成本低；系统热效率高；可大型化制氧成本高；设备、材料要求高；适于新建或改造电厂300~420200~300120~160化学链技术无须空分制氧，捕集成本低缺乏高性能氧载体和新型反应器；适于新建或改造电厂80~10070~9050~803.2.1 现有和2030年前燃煤电厂我国现有和2030年前燃煤电厂碳捕集技术应主要考虑技术成熟度和规模化．燃烧后碳捕集技术可直接应用于现有燃煤电厂，无须大改电厂结构和设备．相比于目前IGCC和富氧燃烧技术改造成本较高，燃烧后捕集技术将是我国现有和2030年前燃煤电厂碳捕集的主要方向．燃烧后捕集技术中，化学吸收法对燃煤烟气适应性好．针对燃煤电厂的烟气流量大、压力低、CO2浓度低、成分复杂(含O2，SOx，NOx等)，化学吸收法CO2捕集率90%，纯度99%，要高于现有固体吸附法(CO2捕集率80%，CO2纯度95%)和膜分离法．在燃煤烟气少量NOx和SOx下，固体吸附剂和膜材料稳定性急剧下降．此外，相比于固体吸附剂大规模制备困难、膜材料成本高，化学吸收法工艺成熟，塔器设备(填料塔、塔内件、换热器等)已具备大型化条件；相比固体吸附和膜分离技术，化学吸收技术较为成熟(工业规模见表1)，是现阶段唯一可大规模应用于燃煤电厂烟气CO2捕集的技术选择．因此，现阶段和2030年前，我国燃煤电厂碳捕集技术应以燃烧后化学吸收法为主要技术路线．3.2.2 2030—2050年燃煤电厂2030年以后，我国燃煤电厂碳捕集技术应主要考虑碳捕集成本．燃烧前捕集和富氧燃烧技术的碳捕集成本比燃烧后捕集低(见表4)，因此，2030年后，我国燃煤电厂碳捕集应以燃烧前捕集和富氧燃烧技术为主．相比于富氧燃烧技术，燃烧前捕集技术的成熟度更高，更接近工业化．随着新型吸收剂/吸附材料、制氧设备、燃气轮机、IGCC系统集成等关键技术和低成本设备研发获得重大突破，燃烧前捕集技术将是2030—2050年我国燃煤电厂改造与实施碳捕集技术的主要选择．燃烧前捕集技术中，IGCC结合物理吸收法的技术成熟度较高(工业规模见表1)，最易工业化应用．与物理吸收法相比，化学吸收法具有CO2选择性好、CO2捕集率高、电耗低、工艺简单的优势．目前，IGCC结合化学吸收法在国内已完成了十万吨级的工业示范．随着IGCC技术和低能耗化学吸收技术的发展，IGCC结合化学吸收法将是2030—2050年我国燃煤电厂改造与实施碳捕集的主要技术路线．与溶液吸收法相比，固体吸附法的能耗较低、水耗低(见表4)，尤其适用于燃烧前气体压力高(通常为1～8 MPa)、CO2浓度高(体积分数范围为20%～50%)、杂质少的条件．随着高性能吸附剂研发与规模化制备、流化床等反应器优化技术革新，燃烧前固体吸附法可适用于2030—2050年我国燃煤电厂进行小、中规模工业验证．膜分离法具有设备体积小的优势，在解决现有膜材料选择性差、成本高、稳定性差等难题后，可作为预处理单元，与化学吸收或固体吸附结合，进行中试示范．3.2.3 2050年后燃煤电厂富氧燃烧技术由于采用纯氧代替空气进行煤粉燃烧，因此烟气流量小、CO2浓度非常高，碳捕集成本极低，且能提高锅炉燃烧效率、降低污染物排放．现阶段，与燃烧后捕集技术和IGCC捕集技术相比，富氧燃烧技术的成熟度低(见表1)．国内外都完成了常压富氧燃烧技术的工业示范，验证了技术的可行性．对于化学链燃烧技术，国外正进行1×104 t/a中试试验，国内仍处于实验室阶段．随着新型载氧体、制氧设备、富氧燃烧器等技术发展，预计富氧燃烧技术将在2030—2050年间进行工程示范，并在2050年后成为我国燃煤电厂改造与实施碳捕集技术的选择之一．与富氧燃烧技术相比，化学链燃烧无需空分制氧设备，克服了由于空分制氧能耗高导致电厂自用电耗比重过大的难题，极大降低了碳捕集成本．考虑到载氧体的稳定性和反应器的放大效应，化学链燃烧技术用于碳捕集技术规模要比富氧燃烧技术小．因此，以富氧燃烧为主、化学链燃烧为辅的技术路线，将是2050年后我国燃煤电厂改造与实施碳捕集技术选择．3.3 CO2利用与封存技术路线选择CO2利用与封存应用受技术成熟度、成本、地域特点、市场消纳量、政策支持、碳减排效益等因素影响．3.3.1 现阶段与2030年前据科技部社会发展科技司报告，现阶段我国的CO2利用与封存量约1.5×106 t/a，到“十四五”末(2025年)，我国CO2利用与封存量预计达到2×107 t/a．现阶段和2030年前，我国CO2利用与封存技术选择主要考虑技术成熟度和市场消纳量．根据表4，在现阶段及短期内，我国CO2利用与封存技术将以CO2强化采油(EOR)、矿化利用技术为主，CO2化工合成、微藻与食品利用等多技术并存．EOR技术成熟度高、CO2利用规模大、具有较好的经济效益，国外已实现百万吨级商业运行，国内也完成十万吨级工程示范．CO2强化地浸采铀(EUL)技术也具有较好经济效益，在我国已进入商业化应用．CO2强化采气(EGR，ESGR，ECBM)技术成熟度较低，短期内工业应用困难．EOR，EUL等技术应用受地域限制．EOR技术用于油田，主要分布在我国的中西部及东北地区，如松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地等，EUL技术用于铀矿，如伊犁盆地、吐哈盆地、鄂尔多斯盆地和松辽盆地等．根据CO2源汇匹配研究[59]，以这些地区为核心，距离250 km范围内，火电厂等排放源CO2捕集技术结合EOR，EUL等利用与封存技术具有较好的经济性和可行性．文献[59]给出了我国火电厂企业CO2排放与适宜EOR等地质利用与封存区域的分布情况，2030年前我国通过CO2捕集与EOR等利用，形成CCUS集群．CO2矿化技术成熟度较高，对地域要求较低，可结合粉煤灰、石膏、钢渣等，实现固废与资源化利用，具有较好的经济效益．CO2矿化养护建材技术与燃煤电厂CO2捕集技术的源汇匹配和技术匹配度较好．从工艺原料匹配上来看，建材生产工艺需要的炉底渣、石膏等原材料，可直接取自于燃煤电厂的粉煤灰、脱硫石膏等产品；燃煤电厂化学吸收法捕集的CO2纯度高(99%)，满足建材养护工艺中CO2养护气氛要求．CO2用于混凝土、加气砌块等建材养护工艺，与现有蒸汽养护工艺一致，无须改造，建材强度等性能满足国家标准．因此，CO2矿化利用养护建材技术将是现阶段和2030年前我国燃煤电厂CCUS技术路线的重要选择．CO2化工合成化学品与生物利用技术，在现阶段和短期内将呈现规模小、试点多、分布广的特点．一方面，化工合成燃料、化工合成高附加值化学品等技术尚处于基础研究和部分中试阶段，利用CO2化工合成甲醇、乙烯(合成气)等技术，还须结合可再生能源的电催化转化技术进行．预计“十四五”期间，化工利用合成燃料技术可进行工业试验和中试示范运行．另一方面，化工合成聚合物、碳酸脂等化学品、生物合成饲料、气肥等及CO2直接用于食品加工，受市场因素影响极大．如我国东部和南部地区的化工、建材行业可根据市场消纳量结合火电厂开产CCUS全流程产业链，部分农业地区可根据生产需求，利用CO2生产饲料、气肥等，东南沿海地区对干冰用于冷链运输、食品加工与保存等具有更大的市场需求．3.3.2 2030年后据科技部社会发展科技司报告[5]，到2035年，我国CO2利用与封存量预计达到9.7×107 t/a，而到2050年预计将达到8.5×108 t/a．2030年后，在碳中和目标下，我国CO2利用与封存技术应用应重点考虑CO2利用规模、辅助能源结构调整、碳中和效应及政策等因素．2030年后，随着技术突破与成熟，我国CO2利用与封存技术将以CO2合成燃料、CO2强化采气(EGR，ESGR，ECBM)和咸水层封存(EWR)等技术为主．CO2化工合成制备甲醇、低碳烯烃等化学品技术对可再生能源、氢能等依赖性较强．随着我国可再生能源占比增加、氢能等技术突破，预计到2030年，CO2化工合成燃料技术具备工程示范能力；到2035年，大规模示范项目建成，具备产业化能力，通过区域内长输管道形成CCUS集群，助力我国能源结构调整与储能等．CO2强化采气(EGR、ESGR、ECBM)技术强化CH4产出，有较好的经济效益，CO2利用规模极大，具备较高的碳中和效应(见图2)．预计2030年后，页岩气开采等技术成熟，将投入运行多个百万吨级枯竭油气田、页岩气层等封存工业示范项目，带动陆上管道输送技术的发展，突破大型CO2增压(装备)技术，建成具有百万吨级输送能力的陆上长输管道，在全国或者区域内逐步实现商业化运行．CO2强化采气技术将是2030年后我国CO2利用与封存技术的主力．10.13245/j.hust.220701.F002图2CO2利用技术的潜力与其相对碳中和效应CO2深部咸水层地质封存技术的CO2利用规模极大，具有较高的碳中和效应，但技术产出经济效益差、长周期监测成本高．目前，国外CO2深部咸水层地质封存技术成熟度较高，已完成百万吨级装置长期运行，国内在鄂尔多斯完成1×105 t/a的中试示范，结合国家政策进行工业示范，突破CO2封存的安全保障技术，实现陆上咸水层封存技术商业应用．预计2030年后，该技术是实现我国碳中和目标的保底技术．4 结论a．我国现有和短期(2030年前)新建的燃煤电厂碳捕集应以燃烧后化学吸收法为主要技术路线．b．2030—2050年间，我国新建燃煤电厂碳捕集技术以燃烧前IGCC-化学吸收技术为主、固体吸附与膜分离为辅．c．2050年后，我国新建燃煤电厂碳捕集技术以富氧燃烧为主、化学链燃烧为辅．d．现阶段和2030年前，我国CO2利用与封存技术将以CO2强化采油、矿化技术为主，化工合成、微藻与食品利用等多技术并存．e．2030年后，我国CO2利用与封存技术将以CO2合成燃料、强化采气和咸水层封存等技术为主．
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