随着全球气温升高，飓风、洪水、干旱等极端气象事件出现的频率和强度不断增加，气候变暖已受到全世界广泛关注。据政府间气候变化专门委员会（IPCC）第四份气候变化评估报告[1]预测：全球气温在二十一世纪末可能升高1.1~6.4℃。如果温升达到1.5℃，则全球有20%~30%的动植物将面临灭绝。如果温升达3.5℃以上，那么将有40%~70%的物种面临灭绝。二氧化碳是一种主要的温室气体，它对全球气候变化的贡献率超过了60%[2]，减少二氧化碳排放已经成为全球最紧迫的环境问题。我国已经对世界作出庄严承诺：二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。煤基工业行业开展二氧化碳（CO2）减排是推动实现碳达峰碳中和的重要领域，而碳捕集、利用与封存技术（Carbon Dioxide Capture，Utilization andStorage，简称CCUS）是目前公认的唯一能够在该领域实现大规模减排的技术手段。世界各国早在二十多年前就开始对CCUS技术进行探索，整体而言目前CCUS技术取得了许多进步和成绩，但是仍处于试点示范阶段，运行成本高是该技术大规模推广面临的主要问题之一。CCUS主要包括捕集、运输、利用、封存等，不同行业开展碳捕集项目的成本因技术流程、烟气CO2浓度、捕集技术成熟等参数不同有所差异，而在CCUS产业链中，整体上碳捕集环节的成本占总成本的70%以上[3]。进一步降低碳捕集成本是CCUS技术大规模应用和实现“碳达峰碳中和”的关键。目前可工业化应用的碳捕集技术主要是胺化学吸收法和变压吸附法，而低压变压吸附法碳捕集技术具有能耗低、易于自动化控制、不产生二次污染等特点，在烟气碳捕集领域具有很大的优势。
2胺化学吸收法碳捕集技术及其面临的问题
2.1胺化学吸收法原理与工艺胺化学吸收法是利用CO2的酸性特点，采用碱性溶液进行酸碱化学反应吸收，然后借助逆反应实现吸收溶液的再生。碱性胺吸收溶液与烟气中的CO2在吸收塔中逆流接触并发生化学反应，生成不稳定的水溶性复合物，而不稳定复合物在加热再生的再生塔内会逆向分解释放出CO2，从而达到从烟气捕集CO2的目的。
图 2.1 胺吸收法 CO2捕集工艺流程简化图
烟气中的酸性气体除CO2外，还有NOX、SOX等。氨吸收溶液对低压烟气中的酸性气体不具有专一的选择性，从而导致了额外的药剂消耗，与此同时还会产生热稳定性盐，如氨基硫酸盐等。此外，SO2还会影响吸收剂的降解率。相关研究表明：对目前开发的吸收剂来说，烟气中SO2的浓度需要控制在10mg/m3[4]。作为二氧化碳排放占比最大的火力发电行业，虽然我国制定的火力发电厂排放标准在全球范围内最为严格，SO2的排放浓度在50~200mg/m3，但这一指标仍不满足胺化学吸收法碳捕集的要求。采用胺化学吸收法的各技术商对烟气进行了精脱硫、脱硝、脱汞等预处理，再进行二氧化碳的捕集，如壳牌康索夫公司2014年在加拿大SaskPower燃煤电厂示范项目，碳捕集流程为烟气经除尘、脱硫、脱硝处理后，再经脱硫吸收塔进一步降低SO2的浓度，最后再进脱碳塔进行碳捕集[5]。德国西门子碳捕集工艺也是先进行脱除SO2和NOX的预处理，再进行烟气二氧化碳的捕集。烟气预处理必然会增加碳捕集投资和运行费用，直接增加了碳捕集的成本。此外，富液需要在110℃左右完成再生，再生能耗高；烟气中SO2、O2、飞灰等的作用，不可避免会引起胺液的降解从而发生一系列设备腐蚀问题。
3四川鸿鹄低压变压吸附碳捕集技术及其特点
3.1四川鸿鹄低压变压吸附碳捕集工艺
变压吸附（Pressure Swing Adsorption，PSA）技术是基于气体组分在固体多孔材料上吸附特性的差异以及吸附量随压力的变化而变化的特性，通过加压吸附完成混合气体的分离，通过降压解吸完成吸附剂的再生，从而实现混合气体的分离或提纯。四川鸿鹄科技集团有限公司开发的低压变压吸附碳捕集工艺是指在较低的烟气压力下（50kPaG左右）进行烟气碳捕集的PSA技术。
图 3.1 低压变压吸附碳捕集工艺流程简图
在常规PSA法碳捕集工艺中，需要将烟气压缩到0.5~0.6MpaG，在PSA碳捕集工艺中烟气增压能耗占的比例最大，其次才是真空泵能耗，故常规PSA法碳捕集工艺能耗高，不能在碳捕集领域得到广泛应用。低压PSA碳捕集技术需要的烟气压力低，可以大幅度降低碳捕集能耗。此外，可以节省烟气压缩机投资及其配套的公辅工程投资。在低压PSA碳捕集工艺中，烟气只需要进行简单的水洗除尘预处理，而烟气中SO2、NOX可以在吸附剂上很好地完成吸附和解吸，故不需要额外的脱硫脱硝预处理，又将对降低碳捕集整体投资和运行费用产生积极作用。低压变压吸附碳捕集技术具有工艺流程简单、投资低、能耗低的特点。但是因为SO2、NOX没有单独设置预处理脱除，水洗后残余的SO2、NOX会在再生过程中进入产品二氧化碳中，若捕集的二氧化碳用于封存则可以直接压缩、运输、封存；若用于工业，则需要根据后续利用行业对其杂质的需求进行处理。
4低压变压吸附碳捕集技术经济性分析
以年10万吨/年燃煤电厂烟气碳捕集项目为例，对低压变压吸附法碳捕集的技术经济性进行分析，并与目前胺化学法碳捕集成本进行对比。
4.1碳捕集参数设定
原料烟气以我国燃煤电厂烟气CO2普遍含量12%（湿基）为计算基础，从原电厂FGD脱硫装置出口引出烟气进行碳捕集，净化烟气返回原烟道系统排放，其中烟气粉尘、SO2、NOX含量按照国家现行标准分别取80mg/m3、80mg/m3、300mg/m3。采用两段法低压变压吸附碳捕集技术，产品气中二氧化碳含量达到95%以上，碳捕集率85%，取原烟道气量为66000Nm3/h。碳捕集装置年运行实际与发电厂年一致，按年运行时间8000h设计。
4.2二氧化碳捕集能耗
低压变压吸附碳捕集装置消耗的公用工程包括循环水、仪表空气、电，以年运行时间8000h为计算基础，对能耗进行统计计算。为方便比较，参照《综合能耗计算通则GB2589》对能耗进行折算。
表 4.1 10 万吨/年低压变压吸附碳捕集装置能耗
| 消耗项目 | 规格 | 数量/年 | 能耗折算值 | 能耗 | 备注 |
| 循环水 |
符合：
GB50746-2012
石油化工循环
水场设计规范
的水质要求
|
4X106吨 | 2.51MJ/吨 | 1.00 X107MJ | 500t/h |
| 仪表空气 |
压力
0.5~0.7MPa
|
1.6 X106Nm3 | 1.17MJ/Nm3 | 1.87X106MJ | 200Nm3 /h |
| 电 | 380V,6000V |
2.388 X107
kw·h
|
3.6MJ/ kw·h | 8.60 X107MJ | 2985kw/h |
通过上述数据，该装置年能耗总额为9.8×104GJ，折算单位二氧化碳能耗为0.98GJ/t CO2。低压变压吸附法碳捕集能耗远远低于《烟气二氧化碳捕集纯化工程设计标准GB/T51316-2018》规定的二氧化碳捕集装置能耗不高于4.2GJ/t CO2的要求。4.3碳捕集成本分析低压变压吸附法碳捕集装置主要利用吸附原理的物理分离原理，运行过程中仅水泵、真空泵、烟气增压风机、程控阀等消耗循环水、仪表空气、电，不需要消耗蒸汽。
表 4.2 10 万吨/年低压变压吸附碳捕集装置成本分析
| 序号 | 项目 | 单位 | 数值 | 备注 | |
| 一 | 装置投资、折旧及利息 | ||||
| 1 | 碳捕集规模 | 万吨/年 | 10 | 设计产量，折合为 100%纯 CO2 | |
| 2 | 二氧化碳纯度 |
%（
V）
|
95 | 保证的最低纯度 | |
| 3 | 碳捕集率 | % | 85 | ||
| 4 | 总投资 | 万元 | 4500 | 碳捕集部分总投资，不含 CO2压缩 | |
| 5 | 设备折旧年限 | 年 | 15 | ||
| 6 | 年折旧费 | 万元 | 300 | 直线折旧 | |
| 7 | 贷款年利率 | % | 5.5 | ||
| 8 | 平均年利息 | 万元 | 369.7 | 按总投资全额贷款，复利计算 | |
| 9 | 年管理费 | 万元 | 90.0 | 费率 2%，以总投资为基数 | |
| 10 | 年维修费 | 万元 | 45.0 | 费率 1%，以总投资为基数 | |
| 11 | 年固定成本 | 万元 | 804.7 | ||
| 二 | 碳捕集运行费 | ||||
| 1 | 循环水单价 | 元/吨 | 0.15 | ||
| 2 | 循环水量 | 吨/h | 500 | 含洗涤、烟气增压、碳捕集消耗 | |
| 3 | 年循环水费 | 万元 | 60 | ||
| 4 | 仪表空气单价 | 元/Nm3 | 0.1 | ||
| 5 | 仪表空气用量 | Nm3/h | 200 | ||
| 6 | 年仪表空气费 | 万元 | 16 | ||
| 7 | 电价 | 元/kw·h | 0.4 | 以燃煤电厂发电成本价计算 | |
| 8 | 碳捕集电耗 | Kw/h | 2985 |
含烟气洗涤、增压、碳捕集，折合
为 100%纯二氧化碳
|
|
| 9 | 年碳捕集电费 | 万元 | 955.2 | ||
| 10 | 年可变成本 | 万元 | 1031.2 | ||
| 三 | 总成本及单位成本 | ||||
| 1 | 年总成本 | 万元 | 1835.9 | 固定成本+可变成本 | |
| 2 | CO2单位成本 | 元/吨 | 183.59 | 折合为 100%纯二氧化碳捕集成本 |
随着“碳达峰、碳中和”计划的实施，CCUS项目在融资政策、商业模式、碳税政策和碳价提高等多方面将获得有利支撑，届时碳捕集成本将进一步降低。根据文献[6]的研究成果，以450元/t作为碳捕集成本的情况下，二氧化碳驱油（CO2-EOR）项目在当前较低的原油价格和碳市场交易价格下仍能实现盈利。低压变压吸附碳捕集成本仅184元/t，该技术应用于CO2-EOR项目将具有显著的成本优势。
表 4.3 10 万吨/年燃煤电厂烟气碳捕集技术经济性对比分析
| 比较项目 |
胺化学吸收
法碳捕集
|
常规变压吸
附碳捕集
|
低压变压吸附
碳捕集
|
备注 |
| 一次性投资 | 6000 万元 | 7000 万元 | 4500 万元 | 节省投资 25~35% |
| 单位能耗 | 2.8~3.8GJ/t | 2.2~2.7GJ/t | 0.9~1.2GJ/t | 节省能耗约 50~60% |
| 单位成本 | 300① | 332 | 183 | 节省约 40~45% |
注：①根据文献[7]，当前胺化学吸收法碳捕集成本低值约为300元/吨。通过上述碳捕集成本的分析可以看出，四川鸿鹄科技集团有限公司的低压变压吸附法与胺化学吸收法或常规变压吸附法相比，无论在一次性投资，还是运行能耗、运行费用、单位成本都具有显著优势。
5结论及建议
根据我国“富煤、贫油、少气”的能源结构特点，CCUS技术路线将在很长一段时间内是“碳中和、碳达标”的重要手段。四川鸿鹄科技集团有限公司的低压变压吸附法碳捕集能耗和成本远低于目前广泛使用的胺化学吸收法，可以有效提高CCUS项目的经济性和生存能力。展望未来，随着吸附剂和吸附工艺的进一步发展，以及碳交易价格的提高，站在CCUS技术发展的关键时间节点，低压变压吸附碳捕集技术将助力我国“碳中和、碳达标”目标的实现。
参考文献
[1]Climate Change 2007：Synthesis Report,An assessment of the Intergovernmental Panel on Climate Change.IPCC.2007.
[2]Halman,M.m.;Stenberg,M.，Greenhouse gas carbon dioxide mitigation.CRC PressLLC:Florida，1999 p 9-15.
[3]Dolf G.IEA/EET Working Paper,Paris,2003.
[4][2]Puxty G.et al.A novel process concept for the capture of CO2 and SO2 using a single solvent and column.Energy Procedia,2014(63):703-714.
[5]张启阳.浅谈燃煤电厂烟气二氧化碳捕集工艺的近零排放.山东工业技术，2015.
[6]刘牧心，梁希，林千果.碳中和背景下中国碳捕集、利用与封存项目经济效益和风险评估研究，热力发电，2021.
[7]蔡博峰，李琦，林千果，马劲风等.中国二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）报告（2019）
[R].生态环境部环境规划院气候变化与环境政策研究中心.2020.
