CO2捕集技术之固体吸附剂技术

由于溶剂吸收技术的缺点，促使了固体吸附剂CO2捕集技术的开发。相较于传统胺基捕集工艺，使用固体可再生吸附剂从烟气中捕集CO2的工艺技术具有显著优势，例如可再生能耗低、吸附容量大、选择度、易于处理等优势。

目前捕集CO2的固体吸附剂包括沸石13X、金属有机骨架（MOF）、活性炭、负载型碱金属碳酸盐等。其中，负载型碱金属碳酸盐作为变温吸附工艺稀释气流中CO2的捕集介质，被广泛研究。碱金属碳酸盐能在50~100℃捕集CO2，在120~200℃再生，可用于燃煤发电厂湿法脱硫烟气（FGD）中的CO2捕集。碱金属碳酸盐吸附剂主要缺点是需要较高再生温度和固相处理。

负载型碱金属碳酸盐吸附剂可与水形成水合物，水合物在70~90℃条件下捕集CO2形成碳酸氢盐。温度达到120~130℃时，碳酸氢盐分解并释放出CO2和水的混合物，混合物可通过蒸汽冷凝转化为可封存CO2。与胺基吸附不同，该工艺的水分蒸发无需热量。水合吸附剂能在70~90℃较高温度下吸附，并在120~130℃再生。因此，吸附和再生温差仅为40~50℃，可使用热泵进一步降低热量需求。吸附和再生低温差有助于吸附剂加热和冷却。

水合吸附剂CO2捕集（HSC）工艺，可满足商业化装置所需基本特性。水合吸附剂具有高吸附容量、快速吸附和解吸动力学以及多循环稳定性等优势。该工艺利用固体载体上负载碳酸钾作为吸附剂。尽管固体吸附剂活性物质负载量较高，但仍具有更高表面积（35 m2/g）和孔体积（0.15 cm3/g）。同时固体吸附剂具有更高吸附容量（3.2 mmol/g）、多周期稳定性、较低再生温度（120~130℃）和对烟气杂质（SOx、NOx、O2等）的稳定性等优点。

水合吸附剂工艺可用于天然气发电厂产生的烟气（0.5 kg/t CO2），以及湿法FGD燃煤发电厂烟气（SOx＜20 μg/g）。由于水合吸附剂对NOx的惰性，预计其NOx耐受性优于胺基工艺。与传统胺基工艺不同，水合吸附剂无需担心烟气中存在氧气。

吸附剂和工艺优化目标是降低HSC工艺运营成本。通过水和反应实现吸附剂可再生，降低了HSC工艺总热量需求，从非水合的141 kJ/mol CO2显著降低至70 kJ/mol CO2。由于固体吸附剂没有水分蒸发导致的热蒸发，与应用传统胺基工艺的燃煤发电厂或催化裂化（FCC）烟气和天然气发电站相比，捕集每吨CO2的总能源需求降低了60%~70%。

此外，水合吸附剂吸附反应和解吸反应温差较小，可使用热泵系统有效利用炼厂或发电厂120~ 180℃的低温流，同时能耗可降低至传统胺类吸收（CAAP工艺）的80%~90%。近期，一套中试装置使用高容量HSC吸附剂循环流化床，该工艺在稳定状态下达到93%的CO2去除率。高容量HSC吸附剂具有3.2 mmol/g的CO2捕集能力，是目前已发表的胺基和固体吸附剂研究中的最高值之一。

HSC工艺中循环流化床传热率良好。吸附剂在使用状态下具有热稳定性、耐磨性、无腐蚀性、非粘性或自由流动等优点，同时具有Geldart-A类颗粒良好传热和流化性能。水合吸附剂工艺在CO2捕集方面明显优于商业化溶剂工艺。水合吸附剂工艺中每摩尔CO2捕集所需净能量仅为传统胺基工艺的40%，同样也低于受阻胺工艺。同时，水合吸附剂工艺拥有更低CO2捕集成本。

受阻胺溶剂吸收工艺在CO2捕集和降低资本支出与运营成本方面显现出发展潜力。然而，水合固体吸附剂的最新研究进展显示出其可替代溶剂型工艺。胺基溶剂与烟气接触，需要一定高度和体积的吸收器满足质传递要求，而水合固体吸附剂使用循环床系统则没有高度要求。同时与胺基溶剂相比，水合固体吸附剂可在单个容器中实现更高吸附量。

由于容器尺寸无需特殊冶金工艺，水合固体吸附剂总体运营成本比传统胺基工艺低70%，资本支出比传统胺基工艺低40%。水合固体吸附剂具有良好持续吸附循环能力和大于90%的CO2去除效率，同时可获得纯度99%的CO2。