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从百分之九十到百分之十二：低浓度烟气碳捕集的工艺切换与能耗闸门

中国能源产业发展网发布时间：

2026-11-10 15:33

【中国能源产业发展网原创】【作者：林墨】

判断一条碳捕集技术路线先不先进，最容易被误导的就是拿捕集率说事。公开信息里动辄“捕集率超百分之九十”“纯度超百分之九十九”的指标，看起来都很漂亮，但真正决定一条路线能不能规模化的，是另一个更硬的数字：捕集每吨二氧化碳要烧掉多少热。这件事在2026年之前更多停留在高浓度气源的舒适区，而2026年10月之后，它第一次被低浓度烟气推到了工程前台，也第一次让“浓度”而不是“捕集率”成为技术讨论的主轴。2026年10月16日，我国首个百万吨级低浓度碳捕集利用与封存全链条示范工程在胜利油田开工，处理的是燃煤电厂烟气，二氧化碳浓度只有百分之十二至十五；此前齐鲁石化—胜利油田项目处理的是煤制氢装置排放的高浓度尾气，二氧化碳含量约百分之九十。同一个油田、同一套驱油封存链条，进气浓度从百分之九十掉到百分之十二，捕集难度不是线性上升，而是换了一个技术体系。

浓度决定了整个工艺的骨架

二氧化碳捕集的第一分岔是气源浓度。高浓度气源，比如煤制氢尾气、天然气处理、发酵尾气，可以用变压吸附、低温分离甚至简单的压缩提纯，能耗低、流程短。低浓度气源，比如燃烧后烟气，必须走化学吸收，用胺液在吸收塔里选择性吸收二氧化碳，再在解吸塔里加热释放。前者像“从浓汤里捞料”，后者像“从稀汤里熬料”，单位能耗的天花板从一开始就不同。公开资料显示，胜利油田低浓度项目采用自主研发的新型吸收剂和节能再生工艺，捕集率超过百分之九十、产品纯度达百分之九十九点五以上、每吨二氧化碳捕集热耗降至二点零吉焦以下，达到国际领先水平。这个“二点零吉焦”才是低浓度路线真正的身份证。

把高低浓度两条路线对照，工艺骨架的差异一目了然。高浓度路线的设备以吸附塔、压缩机、提纯塔为主，系统简单、投资回收期短；低浓度路线的核心是吸收塔、解吸塔、再沸器、贫富液换热器与溶剂循环系统，系统复杂、能耗集中在再生环节。正因如此，早期碳捕集示范项目都挑高浓度气源——不是技术偏好，而是经济理性。同样一套胺法装置，进气浓度百分之九十时单位能耗产出的二氧化碳，是浓度百分之十二时的数倍，投资回收期差着量级。从高浓度走向低浓度，意味着从“容易捕的碳”转向“排放量最大、最难捕的那部分碳”，这一步的技术含义远大于规模含义。

再生热耗：碳捕集经济性的总闸门

化学吸收的能耗结构分三块：反应热，即胺与二氧化碳结合放出的热，解吸时要还回去；显热，把富液从吸收温度加热到解吸温度；潜热，解吸塔底再沸器产生蒸汽带走的汽化热。三块加起来，传统单乙醇胺工艺的再生热耗在三点五至四点五吉焦每吨二氧化碳。这个数字是碳捕集经济性的总闸门。按燃煤电厂每千瓦时约零点六三千克二氧化碳折算，捕集一吨二氧化碳对应约一千五百九十千瓦时发电量；三点五至四点五吉焦的热耗，相当于把这约一千五百九十千瓦时电的燃料能量的百分之二十九至三十八拿走，发电效率会从约百分之五十掉到百分之三十一至三十五的区间。所以讨论碳捕集，第一竞争维度从来不是捕集率，而是每吨热耗。

把胜利油田的二点零吉焦和传统的三点五至四点五吉焦放在一起，差距就是低浓度路线能否站住脚的分水岭。热耗从四点五降到二点零，意味着同样的捕集量，再生环节烧掉的燃料减半还多，对应的额外煤耗、额外排放与额外成本同步下降。这也是为什么低浓度项目把“新型吸收剂”和“节能再生工艺”并列作为核心突破——吸收剂决定了反应热与解吸温度，再生工艺决定了显热与潜热的回收效率，两者叠加才把总闸门往下拧。单纯换吸收剂而不改再生流程，热耗下不来；单纯优化再生而不换溶剂，反应热这第一块也省不掉。

低浓度烟气的杂质：含硫与氮氧化物带来的额外约束

低浓度烟气比高浓度尾气更难的另一面，是杂质。燃煤电厂烟气二氧化碳浓度只有百分之十二至十五，还含硫、氮氧化物等杂质，这些杂质会腐蚀设备、毒化吸收剂、增加预处理负担。高浓度尾气相对“干净”，而烟气必须经过脱硫、除尘、可能的脱硝后处理才能进吸收塔，预处理链路的可靠性直接决定吸收剂的寿命。公开报道未披露胜利油田项目吸收剂的年损耗与补充速率，这一点属于公开信息未披露，但工程上这是低浓度路线必须面对的隐性成本——溶剂降解与补充往往比设备折旧更影响长期经济性。

杂质管理的另一个含义是排放口。燃烧后捕集因无需改变原有燃烧系统、仅需增设捕集装置，成为当前应用最广泛的成熟技术，但其前提是烟气预处理到位。若预处理不彻底，硫与氮氧化物进入吸收塔，不仅加速溶剂降解，还可能产生二次污染。因此低浓度路线的工程完整性，取决于“脱硫脱硝除尘加吸收再生加压缩管输加封存监测”的全链条协同，而不是单看捕集塔一项。这也解释了为什么示范工程往往配套完整的监测和调度体系，而非孤立建一座吸收塔。

绿电直连：把捕集过程的碳足迹从账上抹掉

低浓度路线还有一个被低估的变量：捕集装置自身的能耗来源。碳捕集装置本身能耗较高，如果用煤电供能，减排效果会打折扣。胜利油田此次配套“风电加储能加直连线路加碳捕集装置”源网荷储一体化系统，年发绿电二点一七亿度，直供碳捕集装置，既降低了捕集过程的碳足迹，也为新能源就地消纳提供了新场景。这意味着，低浓度碳捕集的经济性不再只由再生热耗决定，还由“用什么电驱动再生”决定。

绿电直连改变的是碳捕集的边界条件。在传统核算里，捕集一吨二氧化碳的热耗折算成煤耗，这部分煤耗的排放要算进系统的净减排；若用绿电替代，再沸器与压缩机的电力碳排放趋近于零，净减排量显著抬升。公开信息显示，该项目把绿电、储能、碳捕集和油气生产串成一条协同链，未来能源系统不会只是“新能源发电、化石能源退出”的单向替代，而是更多呈现“源网荷储一体化、碳电协同、产业耦合”的形态。这条路径的难点在于，风电光伏的波动性与捕集装置相对刚性的负荷之间需要储能与调度来填谷，直连线路的容量与可靠性决定了绿电直供比例的上限。

国产化的工程样本：正宁与胜利的技术坐标

把视线从胜利油田拉到华能正宁电厂，可以看到另一条低能耗路线的工程样本。正宁电厂两套百万千瓦调峰煤电项目，同步配套全球规模最大的年产一百五十万吨级碳捕集科技示范工程，采用复合式吸收塔二塔合一设计，结合低能耗吸收溶剂技术，捕集率超百分之九十；管输环节运用国内首台八级整体齿轮式二氧化碳压缩机，将气态二氧化碳压缩至超临界态；封存环节建成国内封存层位最深、单井规模最大的咸水层封存工程，通过卫星遥感、地面监测、地下井网三重监测保障安全。该项目依托正宁电厂建设全球单体规模最大的煤电燃烧后碳捕集产业化工程，实现整套工艺与核心装备百分之百国产化，烟气捕集率超百分之九十、产品气纯度超百分之九十九。

正宁的技术坐标与胜利形成互补：胜利攻的是“低浓度烟气”这个最难进气口，正宁攻的是“超大规模与全链条国产化”这个最难工程量。2026年6月，庆阳市科学技术局公示拟提名“新一代低能耗燃烧后一百五十万吨每年碳捕集关键技术及工程应用”参评2026年度甘肃省科技进步奖，项目由华能陇东能源正宁电厂牵头，联合华能清洁能源技术研究院、兰州兰石重型装备等单位，突破低能耗吸收溶剂、超大型塔器装备、节能超临界压缩、深部咸水层封存等关键技术。两条路线共同指向一个结论：低能耗化学吸收的两大突破口是溶剂与装备，二者哪一环掉队，热耗闸门都拧不下来。

研判：低浓度路线的胜负手在热耗与绿电两条曲线

给一个明确的技术判断。低浓度烟气碳捕集从示范走向规模化，胜负手不在捕集率，而在再生热耗与绿电直供比例两条曲线的交汇点。支撑这一判断的依据有三层。其一，三点五至四点五吉焦的传统热耗是经济性的天花板，二点零吉焦是低浓度路线能否存活的及格线，溶剂与再生工艺必须双线突破。其二，烟气杂质带来的溶剂降解与预处理成本，是实验室数据不会体现、工程期却必然兑现的隐性账，预处理可靠性决定吸收剂寿命。其三，绿电直连把捕集过程的碳足迹从账上抹掉，直连容量与储能调度决定净减排量的上限。

落到具体环节，接下来最值得盯的三个技术节点是：新型吸收剂的年降解率与补充成本，它决定低浓度路线长期的真实经济性；八级整体齿轮式压缩机在超临界工况下的连续运行可靠性，它决定百万吨级工程的装备底气；以及绿电直连容量与捕集负荷的匹配度，它决定净减排量能否兑现。这三件事都不属于单点参数的比拼，而属于溶剂化学、压缩装备与源网荷储三条线的并行攻关。

-本文参考资料来源于中石化石油工程建设有限公司、华能集团、华能正宁电厂、兰州兰石重型装备等企业的公开技术进展；庆阳市科学技术局公开发布的科学技术奖提名公示；中国能源新闻网、腾讯新闻、央视等公开报道。

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林墨