桑树勋，刘世奇，陆诗建，朱前林，王 猛,3，韩思杰，刘 统，郑司建

（1.中国矿业大学江苏省煤基温室气体减排与资源化利用重点实验室，江苏徐州221008；2.中国矿业大学碳中和研究院，江苏徐州221008；3.中国矿业大学资源与地球科学学院，江苏徐州221116；4.中国矿业大学低碳能源与动力工程学院，江苏徐州221116）

CO2捕集、利用与封存（CO2Capture, Utilization and Storage，简称CCUS）是指将CO2从工业过程、能源利用或大气中分离出来，直接加以利用或注入地层以实现CO2永久减排的过程。CCUS是目前实现化石能源低碳化利用的唯一技术选择[1]，也是实现中国“双碳”目标必不可少的技术手段[2]，在发达国家被视为实现碳中和的兜底技术。全球主要能源研究机构、主要碳减排积极倡导组织和国家一致将CCUS 技术作为未来关键的碳减排技术[3]。国际能源署（International Energy Agency，简称IEA）可持续发展情景目标下，到2070年，CCUS 将实现累计15%碳减排量[4]。中国碳排放主要来自煤炭等化石能源消费，2019年中国能源活动CO2排放量约98×108t，占全国CO2排放总量的90 %以上[5]。中国以化石能源为主的能源结构变革和能源替代需要时间，煤炭等化石能源低碳化利用和CCUS 技术是中国的紧迫需求，CCUS 技术规模化应用部署有助于在避免能源结构过激调整、保障能源安全的前提下完成碳减排任务。

据《2021 全球碳捕集与封存现状报告》（Global Status of CCS 2021），截至2021年9月，全球在运行、在建和规划的CCUS 项目超过400 个，其中CO2捕集量40×104t/a 以上的大规模综合性项目43 个，主要集中在北美和欧洲地区[6]。目前，中国已投运或建设中的CCUS 示范项目约40 个，多以石油、煤化工、电力行业的CO2捕集和驱油示范为主，总体处于工程示范初级阶段，存在整体规模小、技术组合单一、运行成本高、环节风险不确定性高等诸多挑战。CCUS 技术涵盖了CO2捕集、压缩、输送、转化利用与地质封存等产业链条，包括CO2捕集、CO2输运、CO2地质利用与地质封存、化工/生物利用与矿化固碳等多个关键技术环节，具有跨地区、多行业、产业链长、运行周期长等特点。因此，作为一项系统性工程，CCUS 去碳产业集群化规模部署是其发展的必由之路，而发展工程化CCUS全流程技术则是实现中国CCUS去碳产业集群化规模部署的关键，对中国能源安全保障和碳中和目标实现意义重大。

该文旨在阐释工程化CCUS 全流程技术科学内涵，尝试探索工程化CCUS 关键技术环节与全流程技术形成机制，概要总结国内外代表性CCUS 全流程技术工程项目实例，讨论和前瞻工程化CCUS 全流程技术当前所面临的技术挑战及攻关方向，助力中国“双碳”目标下的CCUS去碳产业发展。

1 工程化CCUS全流程技术

1.1 概念

工程化CCUS全流程技术是指以实现CCUS全链条去碳产业集群部署和工程建设为目标，以高强度工业排放源中CO2的大规模低能耗捕集、高效输运、产业化利用和安全经济有效地质封存系列关键技术为基础和核心内涵，通过源汇匹配、技术集成匹配和系统优化机制将CCUS 关键技术环节之间科学衔接，发展和形成的CCUS 系统性一体化工程技术及其工程应用模式。工程化CCUS全流程技术是CCUS技术的未来重要发展方向和实现大规模产业化应用的关键，更是中国CCUS去碳产业集群化规模部署的紧迫需求。

1.2 模式

按照CCUS 技术环节的组合关系，CCUS 全流程技术基本模式包括：CO2捕集与封存（CO2Capture and Storage，简称CCS），CO2捕集与利用（CO2Capture and Utilization，简称CCU），CO2捕集、利用与封存（CO2Capture, Utilization and Storage，简称CCUS）。由于CO2运输管道是CCUS 工程/产业链条节点和关键技术环节间的物理连接，并构成源汇匹配和集群化部署的技术关键，在大规模集群化部署情景下，上述基本模式可扩展为CO2捕集、运输与封存（CO2Capture, Transportation and Storage，简称CCTS），CO2捕集、运输、封存与利用（CO2Capture, Transportation,Utilization and Storage，简称CCTUS）等[7]。

在集群化规模部署情景下，根据其应用场景和技术选择，衍生出多种技术应用模式：①实现主要碳排放工业源大幅减排与低碳转型的技术应用模式，如“燃煤电厂+CCUS”“钢 铁厂+CCUS”“水泥厂+CCUS”“能源化工+CCUS”等[1]；②服务化石能源低碳化开发利用的技术应用模式，如煤炭地下气化（Underground Coal Gasification，简称UCG）—煤制氢—CCS 一体化零碳排放技术[8-9]、整体煤气化联合循环发电系统（Integrated Gasification Combined Cycle，简称IGCC）—CCS 技术等[8-9]；③服务高排放行业和特定区域实现碳减排的技术应用模式，如“煤炭能源基地+CCUS”“油气能源基地+CCUS”“煤炭—油气多能源基地+CCUS”等[10]。

CCUS全流程技术中CO2地质利用与地质封存的海陆场所分为陆上封存、离岸封存；CO2地质利用与地质封存方式可分为CO2驱油封存（CO2Enhanced Oil Recovery，简称CO2-EOR）、CO2驱替煤层气封存（CO2Enhanced Coalbed Methane，简称CO2-ECBM）、CO2驱天然气封存（CO2Enhanced Natural Gas Recovery，简称CO2-ENGR）、CO2驱替页岩气封存（CO2Enhanced Shale Gas Recovery，简称CO2-ESGR）、CO2咸水层封存与采水（CO2Enhanced Saline Water Recovery，简称CO2-ESWR）、CO2枯竭油气藏封存（CO2Storage in Depleted Reservoir，简称CO2-SDR）、CO2封存与增强型地热发电（CO2-Based Enhanced Geothermal Power，简称CO2-EGP）、CO2封存与铀矿地浸开采（CO2-Based In-situ Leaching of Uranium，简称CO2-ILU）等[8]；CO2捕集方式，主要分为工业源捕集、生物质能源转化捕集（BECCS）和大气直接捕集（DACCS）；工业源捕集按CO2体积分数分为高体积分数（小于30%）、中体积分数（30%～70%）和低体积分数（大于70%），主要捕集方法有吸收法、吸附法、膜分离法和低温蒸馏法。CO2利用方式除了地质利用以外，主要分为化工利用、生物利用和矿化利用，具体利用方式非常多样。CCUS 全流程技术有更多CO2捕集、利用、封存的关键组合模式。

1.3 技术科学流程

工程化CCUS 全流程技术（科学）可视为一个工程技术科学系统，除包含CO2捕集、运输、利用、封存等CCUS 关键技术环节和系统要素外，还涉及CCUS源汇匹配、CCUS 关键环节技术集成配置、CCUS 系统优化等要素间关系，以及系统运行的风险监测评估与预警等相关技术内容。

“双碳”目标下，工程化CCUS 全流程技术的关键流程（图1）如下：①碳排放源调查与CO2地质封存潜力评价，查明碳排放源的特征，科学评价地质封存的地质潜力、封存量和适宜性，明确CCUS 的碳源和碳汇，研究选择CO2捕集、封存、利用等环节关键技术，该流程阶段的调查评价工作可按盆地级、区域级、目标区级、场址级、灌注级的序次，根据空间尺度和工作程度要求依次进行；②CCUS 源汇匹配，考虑区域资源分布、能源结构和CCUS 技术实施的环境条件差异，以及区域能源环境外部系统约束和生物质能源、水资源、清洁能源等协同，基于上述阶段调查评价结果和CO2排放源、利用/封存汇、利用/封存过程、连接源汇运输管网模型及相应的参数数据[11]，实现CO2源汇之间目标量、连续性、经济效益性等方面的动态最优化匹配，为CCUS 集群部署选址和CO2运输管网设计提供直接依据；③关键环节技术集成匹配，基于CCUS源汇匹配与集群部署工程选址成果，考虑碳排放源特征（流量、温度、压力、CO2体积分数等）、捕集工艺、利用目标、封存地质体、实施成本和安全风险等因素，分析CO2捕集、输送、利用、封存等关键环节技术的衔接可行性、组合方式与技术匹配性，开展并明确工程化CCUS 全流程技术模式的选择，并在此基础上开展CCUS 全流程产业集群规划；④CCUS 系统优化，在进一步开展区域能源环境大系统优化研究、实现CCUS集群部署最优化的前提下，以实现捕集、利用、封存量最大化，减少系统成本，降低CO2运输风险，保障CCUS工程项目高效实施为目标，形成工程化CCUS 全流程技术优化方案，确定最优技术模式和最优关键技术参数体系；⑤风险评价，对优化后的工程化CCUS 全流程技术方案，还要进行技术风险、经济风险和安全风险评估，特别是安全风险评估尤为重要，开展基于所采用关键技术工艺特征与封存场所地质条件的CCUS 安全风险评估，明确CO2泄漏监测预警方案[12]，确保CCUS工程项目实施全流程的安全性与可靠性。

图1 工程化CCUS全流程技术流程Fig.1 Technology flow of engineered full flowsheet technology of CCUS

上述技术科学流程涵盖了工程化CCUS全流程技术研发的主要阶段。对于CCUS 工程项目而言，接下来是工程设计、工程施工、工程调试运行等工程环节。

2 关键技术环节与全流程形成机制

2.1 节能高效CO2捕集

CO2捕集是工程化CCUS全流程技术的首个技术环节，当前主要是将化石燃料发电厂、钢铁厂、水泥厂、能源化工厂、合成氨厂等工业生产过程中产生的CO2进行捕集分离[13]。根据CO2捕集系统的技术科学基础、适用性，CO2捕集技术可分为燃烧前捕集、燃烧后捕集、燃烧中捕集（富氧燃烧）等，燃烧后捕集技术当前工程化程度最高，需求也最为急迫。

燃烧前捕集技术主要运用于IGCC 发电系统。IGCC 系统将煤气化技术和联合循环发电技术相结合，首先将煤炭气化并净化为煤气，然后进行燃气—蒸汽联合循环发电，综合二者的优势以实现发电的高效率与污染物的低排放，是实现燃煤发电和其他用途洁净煤技术的最佳选择之一。IGCC 技术的捕集系统小、能耗低，产出高附加值氢气，同时在效率提升以及对污染物控制方面有很大潜力。然而，IGCC 技术仍面临着整体投资成本高、可靠性有待改善等问题。

燃烧后捕集即在排放烟气中捕集CO2。目前常用的CO2燃烧后捕集分离技术包括溶剂吸收技术、固体吸附技术、膜分离技术、深冷分离技术、低温冷冻氨技术等。其中溶剂吸收技术是当前国际上采用的主要CO2分离捕集方法之一，是指采用液相溶液通过化学反应选择性地从自气相中脱除易溶于吸收液成分的方法，化学吸收法（碳酸碱法、醇胺法、相变吸收法等）、物理吸收法（碳酸丙烯酯法、Selexol 法、低温甲醇法等）、物理化学吸收法和离子液体吸收法等均属于其技术范畴[14-17]，其中相变吸收法CO2捕集分离技术是目前研究的热点方向。溶剂吸收技术设备投入成本较低、分离效果好、运行稳定，并且技术相对成熟，此前已在化工、食品等行业得到广泛应用。固体吸附技术包括固定床吸附技术、循环流化床吸附技术，基于气体或液体与固体吸附剂面上活性点之间的分子间引力实现目标组分的捕集分离。膜分离技术主要利用不同气体组分与膜材料之间的差异性物理或化学作用进行选择性吸收与分离的技术。基于气体分离机理的不同，膜的类型可分为分离膜和吸收膜两类。膜分离技术的实施过程中通常需要吸收膜和分离膜共同完成。膜分离技术尚处于发展阶段，理论上具有能耗低、设备尺寸小、操作和维护简单、兼容性强等优势。

富氧燃料技术主要指用氧代替空气作为一次燃料进行燃烧，产生以水蒸气和CO2为主的烟道气（CO2体积分数一般达80%以上）的技术。富氧燃料技术可分为常压富氧燃烧技术、增压富氧燃烧技术与化学链燃烧技术等，其主要优点是回收CO2成本低、NOx排放低、脱硫效率高。富氧燃烧捕集技术在欧美国家中应用相对较多，正在实施100×104t 级的工业示范，中国正在实施10×104t级的工业级示范项目。

2.2 高效安全CO2地质利用与地质封存

高效安全CO2地质利用与地质封存是工程化CCUS 全流程技术的重要技术环节。适宜强化开发的油气藏、枯竭油气藏、深部咸水层、深部不可采煤层、页岩储层等被视为主要或潜在的地质封存场所，除了油气藏、深部咸水层的CO2封存潜力已被大规模示范工程所证实，煤层和页岩因储层本身具备较大的CO2吸附封存潜力，也被越来越多的学者所关注[8,18-20]。高效、经济、安全的CO2地质利用与地质封存技术是目前关注的重点，也是当前大规模商业化CO2地质利用与地质封存所面临的主要瓶颈。技术的先进性主要表现为：①有效性，包括CO2可注入性，一般用单井CO2注入速率、累计注入量等表征；CO2封存地质潜力、封存量，即目标封存区域或单元目的储层所具有的CO2封存理论容量、有效容量；稳定性，CO2注入过程或注入后CO2赋存状态和储层流体的流动状态变化强度，对于驱油封存，CO2动态封存率是其重要表征指标；地质利用效果，一般用CO2驱后油气井增产幅度、采收率提高幅度表征。②经济性，即CO2注入和封存的投入产出比，目标是最小的资金投入获得最大的CO2实际封存量，一般来讲，地质利用较纯粹地质封存的经济性要好，例如驱油封存经济性显著优于咸水层封存，CO2地质利用与地质封存规模对经济性也有一定影响，总体而言，CO2注入和封存量越大工程成本越低。③安全性，即注入和封存的CO2在地质体中能够长期稳定和永久封存，无CO2泄露、无诱发地震、无显著地表变形等次生地质灾害发生，取决于封存地质条件、选址技术和注入工艺，也受控于安全风险监测评价和预警技术水平。

封存机制是CO2地质利用与地质封存的基础。在封存地质体中，CO2存在地层构造圈闭封存、吸附封存、溶解封存、矿化封存和残留封存等多种封存机制（图2）。不同封存机制对CO2整体封存效果的贡献在时间序列上存在明显差异，以咸水层封存为例，地层构造圈闭封存的贡献主要体现在注入阶段和封存早期，而矿化封存的贡献在封存时间100年后逐渐增加[21]。吸附封存在煤层和富有机质页岩储层的CO2封存中至关重要。煤层的吸附封存已有大量实验研究和工程实践探索[22-23]。模拟研究结果表明，页岩储层中，注入CO2的30%～55%可作为吸附相被固定，同时页岩气采收率可增加8%～16%，而枯竭页岩气储层中每吨页岩的CO2封存能力可达5～10 kg[24]。CO2可注入性和封存容量决定了CCUS技术的应用规模与发展潜力，当前只有大规模的地质利用与地质封存才有必要开展大规模的CO2捕集，也会有大规模的CCUS工程和产业。目前主要存在2种CO2注入基础方案：①注入超临界CO2（SC-CO2）[25-26]，注入的SC-CO2可造成储层孔隙中水相减少，促进CO2—水—岩石相互作用，加之超临界流体的特性，具有提高储层封存能力的正效应，同时易导致形成盐类结晶沉淀和储层渗透性受损，也存在影响储层封存能力的负效应，一般情况正效应大于负效应。例如CO2注入油藏过程中，CO2引起的储层中碳酸盐矿物溶解及沉淀对岩石力学性质、岩石孔隙结构、孔隙度和渗透率产生一定影响。一方面，碳酸盐溶解可增大孔径孔喉，从而提高CO2可注性；另一方面，新的碳酸盐沉淀则可导致孔隙堵塞，进而降低产油量和CO2注入效率[27-28]。②注入液态CO2[29-30]，对于咸水层或常规油气储层，由于液态CO2温度低于地层温度，可引起注入井附近岩石的热收缩，降低地层有效应力，可能导致含水层中预先存在的裂缝发生剪切滑移，从而提高CO2注入能力，同时盖层的机械稳定性在最大主应力为垂直方向的应力状态下得到保持或改善。注入液态CO2产生的相变和水岩作用也同样存在负效应的问题。诸多CO2地质利用与地质封存方式中，CO2-EOR 技术因其CO2封存有效性好并具有提高原油采收率的良好经济性，当前受到更多关注[27,31]。

图2 不同时间尺度各封存机制对深部咸水层CO2封存量的贡献（根据参考文献[29]修改）Fig.2 Contribution of storage ways to CO2 storage capacity at different time scales（Modified from reference[29]）

2.3 化工生物与矿化固碳利用

从资源化利用的角度看，CO2是一种丰富且可重复利用的一碳化工的碳源，可通过化学反应形成C—O（碳—氧），C—N（碳—氮）、C—C（碳—碳）和C—H（碳—氢）键[32]。化学利用固碳技术即指通过催化转化将CO2转化成为有价值的化学品和燃料，化学品主要有碳酸盐和聚碳酸酯（C—O 键），恶唑烷酮、氨基甲酸酯和脲衍生物（C—O 键），羧酸及其衍生物（C—C 键），以及甲酸衍生物和甲醇（C—H 键）等。目前，化学利用固碳技术重要研究方向为CH4-CO2催化重整制合成气，CO2加氢制低碳烃、合成气、二甲醚、甲醇、甲酸等小分子化合物[33-36]。其中，CO2加氢合成甲酸是目前耗氢最少的碳原子经济反应[37]。另外，化学利用固碳技术还可将CO2插入到元素化学键中制备各种有机物，如插入硅元素化学键中制备有机硅，插入磷元素化学键中以制备有机磷化合物，或者将CO2和环氧化物共聚合成新型CO2树脂材料[38]。由于CO2分子活性低，开发低成本、低能耗、规模化、切实可行的化学利用固碳技术仍面临较大挑战。

生物利用固碳本质上是光合作用固碳，即自养生物通过光合作用吸收CO2转化为有机物的过程。生物固碳技术可分为微生物固碳技术和植物固碳技术。微生物固碳技术是利用微生物的新陈代谢作用实现固碳，目前常采用的高效固碳微生物有微藻、蓝细菌和厌氧光合细菌等，其中微藻对太阳光的单位面积利用率是普通高等植物的10 倍以上[39-42]；植物固碳技术则是利用植物的光合作用进行碳吸收与固定[43]。天然生物固碳是地球碳循环过程的重要组成部分，人工生物固碳具有路线短、耗能少、经济性高、环境友好和可持续发展等优点，是目前重要和有效的固碳方式之一[44]，固碳效率较天然生物固碳有望得到进一步大幅提高。

矿化利用固碳即通过CO2与矿物质之间的碳酸化反应形成稳定的碳酸盐，从而实现对CO2的长期固定或永久封存[45-46]。基于废弃混凝土等建筑固废和粉煤灰、钢渣和电石渣等工业固废，实现CO2矿化固定是近年的研究热点[47-48]。研究表明，预处理后的废弃混凝土可与CO2反应生成稳定碳酸盐，既实现了CO2固定，又促进了废弃混凝土的再生[49]。常压、温度为55 ℃条件下，从粉煤灰中提取出来的硅钙渣的固碳率可达9.25 %[50]；而钢渣和粉煤灰在一定的掺比下，CO2养护压力从0.2 MPa增加到2.0 MPa的过程中，其复合凝胶材料的固碳率可提高45%[51]。

2.4 全流程技术形成机制

2.4.1 源汇匹配

CCUS 源汇匹配的本质是CCUS 集群系统的总体规划和运输管网布局，是工程化CCUS 全流程技术形成的关键机制之一。CCUS 源汇匹配的内涵：针对一个地区的CO2排放源地理位置分散、排放量各异，CO2利用和地质封存汇的碳去除潜力、方式不同，源汇之间CO2运输方式和运输成本受区域地理条件、土地利用类型、河流、交通、人群密度等因素影响[52]，通过科学构建CCUS 源汇匹配关系，降低CO2运输成本并实现CO2利用与地质封存效果最大化。

目前，欧美国家针对CCUS 集群运输管网数学模型开展了深入研究[53]，开发出一批各具特色的源汇匹配决策支持系统并实现了工程应用，具有代表性的模型和系统包括GESTCO、GeoCapacity、SimCCS、InfraCCSARKAL-NL-UU 等。其中，GESTCO 项目开发了欧洲首个CCUS 源汇匹配方法[54]，其后续项目GeoCapacity 的决策支持系统实现了多源多汇之间的匹配[55]；SimCCS[56]模型采用了预优化思想规划CCS基础设施建设，并允许CO2运输管道合并与分支；欧盟委员会联合研究中心（European commission's Joint Research Centre）开发了InfraCCS 工具[57]，已用于欧洲CCS 基础设施建设；BROER 等[58]开发了MARKAL-NL-UU 模型，用于规划荷兰CCS基础设施建设蓝图。此外，还有用于美国西海岸地区碳封存项目的DSS模型、用于分析美国管网建设的NEMS模型、用于分析德国与英国CO2管网建设的CCTSMOD模型等。国内CCUS 集群源汇匹配与运输管网规划的研究相对较少。郑重[59]开展了京津冀地区CCS 源汇匹配研究，但所建立的模型仅允许源汇直接连接，没有严格意义上的管网设计。黄灵燕、CHEN 等[60-61]将源汇匹配问题简化成多背包问题，开发了ChinaCCS 决策支持系统（DSS）模型，但采用的源汇匹配原则过于严格，导致地质封存量较小的CO2地质碳汇弃之不用。WEI 等[62]提出了基于碳簇的全球源汇优化匹配方案。FAN 等[63]在不考虑CCUS 成本约束情况下，从源汇匹配的角度建立了中国现有燃煤电厂CCUS 碳减排潜力优化模型，认为CO2地质封存量主要受运输距离的影响。

2.4.2 技术集成匹配

工程化CCUS 全流程技术受限于碳源（CO2体积分数、压力、温度等）、捕集工艺、利用目标、封存地质体等因素，捕集、输运、利用和封存等各技术环节的科学衔接和集成匹配十分重要。对于具有不同CO2体积分数的工业碳源，通过捕集工艺和去除技术（利用或封存）的科学匹配选择，形成一体化的捕集—利用—封存协同减排技术模式，是实现CO2捕集、利用、封存效果最大化、保障CCUS 高效实施的必然要求；同时也有利于减少CCUS 系统成本，降低CCUS 实施风险（图3）。目前，已形成的CO2捕集技术覆盖了主要的碳排放源类型，CO2利用与封存技术在工业领域的电力、化工、石油天然气开采、氢气制备等行业均有工程示范和实践探索[64-65]。

图3 CCUS技术匹配流程（根据参考文献[66]修改）Fig.3 CCUS technology matching flow chart（Modified from reference[66]）

针对不同体积分数CO2的碳排放源类型，选择不同的捕集技术，可形成多种CCUS 的技术匹配模式。目前，低CO2体积分数烟气排放的燃煤电厂、天然气开采以及钢铁、水泥等工业领域多采用化学吸收法（燃烧后捕集）捕集CO2，多以醇胺溶液吸收法为主，如中国石化胜利油田的4×104t/a 燃煤电厂CO2“化学吸收法+EOR”项目等；高CO2体积分数烟气/尾气排放的化工领域多采取物理吸收法或吸附法捕集CO2，以低温甲醇法和变压吸附法为主，如延长石油陕北煤化工（煤制气）的5×104t/a“CERI（低温甲醇洗捕集）+CO2-EOR”示范项目[7]。此外，随着IGCC 电厂燃烧前捕集、富氧燃烧、BECCS 和DACCS 等捕集技术的发展，CCUS技术匹配模式更加丰富。

不同行业、地域和封存场所地质特征往往决定了CCUS 源汇匹配关系和关键技术环节组合，可形成特有的CCUS 技术匹配模式。陆上大型能源基地CCUS 源汇匹配程度高、技术匹配复杂多样，可在CO2-EOR、CO2-ECBM、CO2-ESWR、咸水层以及煤矿采空区CO2封存等CO2地质利用与地质封存多方式的基础上，形成特有的“能源基地+CCUS”全流程技术模式[8]，实现大规模、相对低成本的CCUS 工程应用。对于陆上地质封存潜力有限、毗邻海域沉积盆地的地区[67]，可建立和应用以CO2离岸地质封存为核心的CCUS技术匹配模式，如英国北海北方耐力合作伙伴（Northern Endurance Partnership，简称NET）ZERO Teesside项目。中国在南海珠江口盆地也开展了有益的探索。

化学和生物利用技术的多样性和快速发展进一步丰富了CCUS 技术匹配模式，特别对缺乏地质封存体、CCUS 源汇匹配条件较差的区域，可充分利用周边CO2利用产业和条件形成特有的CCU 技术匹配模式。目前较成熟的CO2工业利用方式包括合成尿素、碳酸盐、聚碳酸酯、水杨酸及其衍生物、醇、食品加工和制冷行业等，其中重整甲烷制备合成气、加氢制甲醇等燃料合成技术已开始进行商业化推广，如德国尼德豪森的Power-to-DME 全链CCU 项目[68]。同时，发展固碳农业、微藻生物等生物固碳利用技术，如以代谢工程和合成生物学为特征的新型CO2生物利用技术[69]、油田微生物CO2的原位转化技术等。此外，CO2光电催化固定、矿化固定等技术的发展将进一步增强CCUS技术匹配的选择性。

2.4.3 系统优化

工程化CCUS 全流程技术及其工程项目是一个系统，各子系统在技术和经济上具有高度关联性和交互性，有必要通过系统优化方法和组合规划手段实现系统最优化部署，这一多技术和技术参数组合优化过程即CCUS 系统优化。CCUS 系统优化的目的是在充分考虑区域资源分布、能源结构以及环境容量基础上，尽可能减小CO2排放量的同时，在工程化CCUS 全流程技术实施过程中实现效果最优化（能耗、成本、规模、风险等），从而为设计和实施工程化CCUS 全流程工程项目和部署全链条产业提供技术支持[70-71]。

目前主要通过复杂的优化算法实现CCUS 全流程技术网络拓扑结构优化，常用的优化方法分为两类：①基于图像技术的夹点分析法[72]；②数学规划方法，包括混合整数线性规划模型（Mixed Integer Linear Programming Model，简称MILP）和混合整数非线性规划模型（Mixed Integer Non-linear Programming Model，简称MINLP）。此外，SimCCS、地理信息系统（Geographic Information System，简称GIS）-综合能源系统优化模型（MARKAL）、ChinaCCS DSS 等数据系统为CCUS 系统优化提供了高效的数据处理平台[73-74]。结合工程化CCUS 全流程技术和工程项目的经济、环境、社会、能源等多重约束条件，已将上述CCUS 系统优化方法广泛应用于降低CCUS 成本与能耗需求，提高能源效率与CO2减排效果，优化CO2源汇管网布置等方面，为决策者和投资者在工程化CCUS 全流程技术和项目实施上提供了有效工具[75-78]。近年在CCUS 系统结构优化基础上，CO2资源化利用创造的经济价值以及CO2地质利用封存带来的成本抵扣等也为降低CCUS 工程集群部署成本提供了技术路径。如HASAN 等[64]基于CO2提高油气采收率，提出了多尺度框架优化CCUS 供应链网络，以最小化成本为目标，优化得到CCUS 工程每吨CO2可获利9.23美元；ZHANG 等[78]基于MILP模型优化了中国东北地区CCUS 集群部署，优化后的CCUS 系统可使年净成本降低5.6%，捕集、封存每吨CO2仅需花费23.53 美元；NGUYEN 等[79]基于德 国CCUS 供应链网络终端的CO2化工利用工艺（CO2制甲醇），通过优化CCUS 系统模型，得到优化后的CCUS 系统捕集和利用每吨CO2可获利999.62～1 568.17 欧元。此外，碳税、经济刺激、税收收入减免等经济政策也会显著影响CCUS总成本与全流程网络拓扑结构[71]。

3 工程实例

3.1 国外实例

1）欧洲ALIGN-CCUS项目

ALIGN-CCUS 项目是全球首个CO2捕集、运输、利用、封存全流程技术和CCUS集群部署项目（图4）。该项目2017年开始建设，由荷兰、英国、德国、罗马尼亚、挪威等国家共同参与实施。该项目重点在优化与降低CO2捕集成本、大规模CO2运输、安全与大规模离岸CO2封存、CO2储能与转化、CCUS 的公众认知等方面开展联合攻关和研究。CO2捕集方面，研究了不同捕集液的捕集效果、溶剂管理、过程动力学与控制，并在实验室与示范工程尺度进行了评估[80]。CO2运输方面，结合北海海洋地质条件，规划了船运及管道输运。CO2封存方面，主要对北海地区地质碳汇资源进行了研究，进而为西北欧提供封存场所。转化利用方面，在德国尼德豪森（Niederaussem）电厂开展了CO2与电解水制氢生产二甲醚（Dimethyl Ether，DME）的全流程CCU 示范项目，成功利用DME 作为峰期及备用燃料发电。

图4 欧洲ALIGN-CCUS项目技术流程（根据参考文献[80]修改）Fig.4 Technology flow of ALIGN-CCUS project（Modified from reference[80]）

2）加拿大边界坝CCS综合项目

加拿大边界坝（Boundary Dam Power Station）CCS全流程技术项目位于加拿大萨斯喀彻温省埃斯特万附近，该项目2014年启动150 MW 褐煤发电机组改造，实现了CO2捕集系统建设并投产，具备100×104t/a以上的CO2捕集能力和90 %的捕集率。CO2捕集系统采用溶剂吸收法，吸收工艺为SO2-CO2联合捕集工艺。捕集的CO2经脱水、提纯后，压缩至17 MPa 的超临界状态，通过管道输送至地质利用封存场地进行地质利用封存（图5）。地质利用封存场地有：①Whitecap 资源公司的Weyburn 油田，将CO2注入1 700 m 深的油井用于强化采油，目前该项目仍在继续；②将CO2注 入Aquistore 附 近 埋 深3 400 m 的Deadwood组深部咸水层中进行永久地质封存[81]。

图5 边界坝CCS综合项目SO2-CO2联合捕集工艺技术流程图（根据参考文献[81]修改）Fig.5 Technology flow of SO2 and CO2 combined capture of Integrated CCS Project at SaskPower’s Boundary Dam Power Station（Modified from reference[81]）

3.2 国内实例

1）胜利油田4×104t/a 燃煤CO2捕集与驱油封存全流程技术示范工程项目

2007年起，胜利油田开展了燃煤电厂烟气CO2捕集、输送与资源化利用技术研究，并于2010年应用自主开发的技术在胜利油田建成投产了集“CO2捕集—管道输送—驱油封存—采出气CO2再回收”一体化的4×104t/a 燃煤电厂烟气CO2捕集与驱油封存全流程技术示范工程，是国内首个燃煤电厂烟气CCUS全流程技术示范工程项目，获得了广泛关注[15]。

该示范工程采用化学吸收工艺将燃煤电厂烟气中低分压的CO2捕集纯化出来，并进行压缩、干燥等处理后，通过管道或罐车等方式输送至CO2驱油封存区块，将CO2注入至地下用于强化采油。同时，通过采出气CO2捕集系统将返回至地面的CO2回收，并再次注入至地下，实现较高的CO2封存率（图6）。其中，捕集纯化系统采用了新开发的低分压有机胺复合吸收剂、“吸收式热泵+MVR热泵”双热泵耦合低能耗工艺和“碱洗+微旋流”烟气预处理技术，实现了低分压烟气CO2高效、经济、安全捕集，设计CO2捕集纯化产量为4×104t/a，烟气CO2捕集率大于80 %，产品纯度99.5%。

图6 胜利油田4×104 t/a燃煤CO2捕集与驱油封存示范工程全流程示意图Fig.6 Flow chart of demonstration engineering of 40 000 tons per year coal-fired CO2 capture and oil displacement storage in Shengli Oilfield

2）国华锦界电厂15×104t/a 的CO2捕集与咸水层封存示范工程项目

国家能源投资集团有限责任公司国华锦界电厂15×104t/a 燃烧后CO2捕集和地质封存全流程技术示范工程是国内首个燃煤电厂燃烧后CO2捕集—咸水层封存全流程示范项目。该项目依托国华锦界电厂600 MW 亚临界燃煤机组，采用化学吸收法CO2捕集工艺，以复合胺吸收剂工艺为主工艺进行设计，同时考虑兼容有机相变吸收剂、离子液体捕集工艺，设计CO2捕集能力15×104t/a（图7）；捕集的CO2利用神华煤制油公司建成的CO2封存装置进行咸水层封存，设计CO2封存能力10×104t/a。该项目的成功实施有助于优化燃烧后CO2捕集—咸水层封存全流程技术系统，掌握各项关键技术参数，实现燃煤电厂“近零排放”。

图7 国华锦界电厂15×104 t/a的CO2捕集工艺流程Fig.7 Process of CO2 capture by 150 000 tons per year in Guohua Jinjie Power Plant

4 技术挑战与前瞻

4.1 技术挑战

国内外已实施的CCUS 全流程技术示范工程证实了其减排潜力，同时也突显了CCUS 大规模产业化实施取决于技术成熟度、经济可承受性、自然条件承载力及其与产业发展结合的可行性[1]。低成本、低能耗、大规模、安全可靠的工程化CCUS 全流程技术体系和产业集群部署建设是CCUS 的主要发展方向，中国也计划于2025年建成多个CCUS 工业示范项目并具备工程化能力，加快工程化CCUS 全流程技术的关键理论创新与技术研发是CCUS 集群化规模部署的紧迫需求。目前，中国CCUS 技术发展阶段距离大规模商用仍有较大差距，工程化CCUS 全流程技术仍面临诸多挑战。

1）中国工程化CCUS 全流程技术整体处于工业示范阶段，且示范工程规模相对较小，CCUS 全流程技术项目规模化、工程化技术积累不足。目前，国内大规模（规模不小于100×104t/a）示范工程工业运行案例少，中国石化建成的齐鲁石化—胜利油田100×104t/a 的CCUS 示范工程是中国目前已建成中交的唯一一项百万吨级全流程CCUS项目[82]。

2）工程化CCUS 全流程技术的应用基础研究尚未达到CCUS 集群化规模部署的水平。CCUS 源汇匹配、CCUS 技术集成与匹配、CCUS 系统优化、CCUS 安全风险监测评估与预警等集群化规模部署的技术科学基础亟待创新发展。

3）工程化CCUS 全流程技术的关键性技术环节和瓶颈尚未取得实质性突破，阻碍了CCUS 技术推广和产业化应用。当前，工程化CCUS 全流程技术面临CO2捕集效率低、能耗高、系统庞大[83]，不同应用场景下CO2经济输送模式选择和风险控制不清晰[7]，CO2转化利用规模小、效率低、能耗高、条件苛刻[84]，CO2地质封存与地质利用有效性、安全性、经济性仍待提升等技术瓶颈[22]。

4.2 技术展望

基于工程化CCUS 全流程技术所面临的挑战，结合中国CCUS 技术发展与产业化实施需求，提出对中国工程化CCUS全流程技术展望。

1）加快大规模CCUS 全流程技术与集群部署的工程示范。在强化CCUS 全流程技术单元之间兼容性与集成优化基础上，配套CO2捕集、输送与封存等基础设施建设，推进中国百万吨级以上规模CCUS 全流程技术与全链条产业示范项目，并前瞻部署区域性CCUS 产业化集群，形成大规模CCUS 全流程技术与集群部署的工程技术积累。

2）强化CCUS 集群化规模部署技术科学基础研究。科学揭示区域能源资源环境影响下的CCUS 源汇匹配、技术集成匹配与系统优化机制，形成CO2输运管网规划方法，CCUS安全风险监测评估与预警理论方法，探索创建体现中国方案的CCUS 技术模式，为工程化CCUS全流程技术创研和CCUS集群化部署奠定坚实的技术科学基础。

3）重点突破工程化CCUS 全流程技术关键环节瓶颈。CO2捕集方面，重点突破固体吸收法、吸附法、膜分离法和低温分离法等新一代捕集技术，攻克成本高、稳定性差、难以大型化等技术瓶颈；CO2转化利用方面，探索形成温和条件下，高转化率、低能耗、适用于工业化的CO2资源化利用技术方案；CO2输运方面，研发大输量、长距离的CO2陆地/海底管道输送技术；地质封存与地质利用方面，针对中国地质条件的复杂性和封存地质体的多样性，开发地质适配性的高效、安全、产业化的地质利用与地质封存关键技术，重点突破油气藏和深部咸水层封存的安全性技术问题，深部煤层封存的有效性（可注性等）技术问题和关闭矿井（煤炭）和盐腔等地下空间封存技术。自主研发与国际合作相结合，形成自主知识产权的、关键环节实现重大创新的工程化CCUS全流程技术。

5 结论

集群化规模部署是CCUS 去碳产业发展的必由之路，创新发展工程化CCUS 全流程技术是实现中国CCUS 去碳产业集群化规模部署的关键和紧迫需求，对中国能源安全保障和碳中和目标实现意义重大。工程化CCUS 全流程技术体系框架已经建立，研发和应用取得诸多进展。基于调研和研究工作积累，尝试对工程化CCUS全流程技术进展进行总结和评述。

1）阐释了工程化CCUS 全流程技术的科学内涵。提出了工程化CCUS 全流程技术的概念，归纳了该技术体系的基本模式、应用模式和技术关键组合模式，梳理了其技术科学流程。

2）概述了工程化CCUS 全流程技术的关键技术环节，探索揭示了CCUS 全流程技术的形成机制。节能高效CO2捕集、高效安全CO2地质利用与地质封存、化工生物与矿化固碳利用等关键技术环节均取得长足进展，CCUS 源汇匹配、技术集成匹配和系统优化是全流程技术形成的关键机制。

3）概括总结了国内外代表性CCUS 全流程技术工程项目实例。以欧洲ALIGN-CCUS 项目、加拿大边界坝CCS 综合项目2 个国外代表性项目和胜利油田4×104t/a 燃煤CO2捕集与驱油封存全流程技术示范工程项目、国华锦界电厂15×104t/a 的CO2捕集与咸水层封存示范工程项目2 个国内代表性项目为实例，展示了工程化CCUS 全流程技术的应用概况，中国与欧美发达国家在该领域仍有差距。

4）讨论和前瞻了工程化CCUS 全流程技术当前所面临的技术挑战及攻关方向。示范工程规模小、工程化技术积累不足，应用基础研究尚未达到CCUS集群化规模部署的水平，关键性技术环节瓶颈尚未取得实质性突破是主要挑战；加快CCUS 集群化规模部署的工程示范、强化全流程形成机制等CCUS 集群化规模部署技术科学基础研究，重点突破CO2捕集、地质封存等工程化CCUS 全流程技术关键环节成为主要攻关方向。