综述：碳捕集与运输系统中的酸析出：成因、后果及对策

《Materials》：Acid Drop-Out in Carbon Capture and Transport Systems: Causes, Consequences, and Countermeasures

　　

碳捕集与封存（CCS）技术可在实现净零排放目标中发挥重要作用；然而，其成功部署依赖于CO₂的运输和储存基础设施，因为它们是碳管理行业的支柱。在密相和超临界CO₂管道的关键完整性威胁中，含有反应性杂质（SO_x、NO_x、H₂S、H₂O、O₂等）的富CO₂流中的酸析出或沉淀是最严重的问题之一。这些杂质可改变相行为，促进高酸性液相凝结物的形成，并引发严重的局部腐蚀和快速壁厚损失。本综述侧重于理解在真实流动和操作条件下，特定杂质组合对CO₂相包络线、酸形成及管道腐蚀机制的影响。研究进一步评估了缓解和设计策略，包括杂质规格与控制、深度脱水、操作包络管理、耐腐蚀合金、内衬和先进涂层，以及用于预测腐蚀性析出的新兴建模工具。强调了在多杂质条件、热-水力瞬态和耦合腐蚀损伤下长期性能方面的知识差距。此外，研究提出了未来的实验、建模和标准制定工作的重要性，以便为CCS技术部署提供安全、经济高效的材料解决方案。

1. 引言
在全球范围内，各国正积极实施碳捕集技术以减少碳排放并过渡至低碳经济。例如，由TotalEnergies、Equinor和Shell共同拥有的Northern Lights项目，是世界上首个允许工业企业通过船舶运输CO₂并封存其CO₂排放的项目，年处理能力高达150万吨CO₂ [1]。Northern Lights还制定了详细的液态CO₂质量规格，对水及致酸杂质（如SO_x、NO_x、O₂和H₂S）设定了严格限值，以保护材料的完整性和可操作性。
尽管势头增强，碳捕集与封存（CCS）技术的部署仍面临各种问题，限制了其广泛接受，包括高昂的基础设施成本、较低的CO₂捕集效率、捕集过程中的能量惩罚，以及不明确且低效的政策与监管框架。根据能源经济与金融分析研究所（IEEFA）最近的一项研究，13个领先的碳捕集项目中有10个失败或未达到设计能力 [2]。例如，全球唯一与燃煤电厂相关的碳捕集厂——加拿大的Boundary Dam，在2021年仅捕集了Boundary Dam约44%的排放量，而其年捕集能力为90%（100万吨）CO₂。原因是其一台压缩机电机故障，导致设施关闭数月 [3]。同样，Petra Nova CCS项目（2017年启动）设计年捕集约90%（140万公吨）的CO₂，来自240 MW烟气侧流。根据IEEFA的一份报告，该电厂遭受了长期的重大停机，在2017年启动至2020年关闭期间，超过367天未能运行 [4]。
为将CCS技术确立为CO₂减排战略的基础，必须投资研发、提高工艺效率，并实施支持性政策和监管框架。尽管CO₂已在提高石油采收率（EOR）系统中安全运输数十年，但这些管道通常处理相对纯净且深度脱水的CO₂。而在CCS中，来自燃烧和工业源的富CO₂流（含杂质的CO₂）含有更广泛的杂质（SO_x、NO_x、O₂、H₂S、溶剂残留等），浓度较低。这些杂质可彼此反应并与痕量H₂O反应形成强酸，导致酸析出和更具侵蚀性的管道材料腐蚀环境 [5]。理解富CO₂混合物中特定杂质组合如何影响酸形成、相行为和腐蚀机制，对于CCS技术部署的安全运行和经济高效的材料解决方案至关重要。
在此背景下，本文对CCS系统中的酸析出进行了批判性叙述回顾，涵盖其可能原因、对管道材料的影响以及缓解策略，包括杂质控制、脱水、涂层和材料选择。还简要概述了CO₂来源、捕集技术和当前CO₂质量规格。
为识别和评估关于碳捕集与封存中酸析出的已发表研究，研究人员在起草手稿前进行了结构化文献检索。科学文献检索使用Scopus、Web of Science和Google Scholar数据库进行。检索使用关键词组合，如“CO₂腐蚀”、“含杂质CO₂”、“密相CO₂”、“酸析出”、“管道腐蚀”、“硫酸形成”、“硝酸形成”、“CO₂运输”和“杂质相互作用”。文献检索主要限于2010年至2026年间发表的期刊文章，但当早期论文提供过程的基础理解和背景时也被纳入。然后，根据文献与杂质依赖性相行为或CO₂流中酸形成机制、热力学和动力学建模、含杂质密相CO₂中管道材料（钢或耐腐蚀合金）的腐蚀、以及CO₂管道杂质限值和腐蚀缓解指南的相关性进行筛选。在某些地方，也纳入了非同行评审文章，以呈现特定项目相关数据或推荐实践。随后，审查全文以确认资格，关注常规CO₂腐蚀（油气生产相关）且与密相CO₂运输或杂质相关酸形成无关的研究未纳入本综述。这种结构化但非系统性的方法帮助研究人员获得了对CCS系统中酸析出现状理解的全面而集中的评估。

1.1. 碳捕集过程
所有碳捕集路线包括三个步骤：捕集（包括部分干燥和杂质去除）、压缩和运输。这些捕集方法中使用的技术（胺吸收、物理溶剂、膜等）和上游工艺条件决定了与CO₂一起捕集的杂质的类型和水平，包括H₂O、SO_x、NO_x、O₂、H₂S、CO、碳氢化合物和痕量有机物，导致酸形成和析出。
本节总结了碳捕集过程的基本原理以及影响捕集CO₂流中杂质的因素。

1.1.1. 燃烧后碳捕集过程
燃烧后碳捕集是一种广泛使用的方法，顾名思义，从燃烧后的烟气中捕集CO₂。尽管CO₂浓度低（3-20%）、CO₂分压低（0.03-0.2 bar）[6,7]，燃烧后碳捕集方法因其可改造至现有工厂和可扩展性而被认为是更可行的选择。用于从燃烧后烟气中分离CO₂的常用技术是化学吸收、吸附和膜分离。其中，使用单乙醇胺（MEA）等胺溶液进行化学吸收，可捕集约85-90%的CO₂，是一种技术更成熟的电厂CO₂分离技术。三菱重工（东京，日本）、Fluor公司（欧文，德克萨斯州，美国）、HTC Purenergy公司（里贾纳，萨斯喀彻温省，加拿大）、Aker Carbon Capture（利萨克，挪威）和Kerr-McGee/ABB Lummus（休斯顿，德克萨斯州，美国）等公司是使用这种燃烧后碳捕集方法的行业示例 [8]。其他几种技术方法，包括吸附剂和膜，也有潜力改进燃烧后捕集，并可能随时间超越溶剂；然而，需要进一步研发以克服每种方法的缺点。
从燃烧后过程中捕集的CO₂流中常见的杂质包括NO_x、SO₂、H₂S、微量元素和颗粒物。CO₂流中的杂质水平取决于多种因素，如燃料类型及其性质（包括微量元素水平、灰分性质（灰分中的硫含量）和挥发分）、锅炉中过量空气的插入、空气进入或空气中惰性组分、炉膛温度范围、烟气处理（烟气脱硫（FGD）、SO_x去除效率、SO₂/SO₃转化）以及燃烧后NO_x控制（如选择性催化还原（SCR）和静电除尘器（ESP）去除效率）[9,10]。因此，更好地理解影响燃烧后碳捕集过程中杂质的因素，对于优化燃烧后碳捕集系统的性能和定义下游CO₂流质量规格至关重要 [9]。

1.1.2. 燃烧前碳捕集过程
在此方法中，CO₂在燃烧前通过将燃料原料（煤或天然气）转化为合成气（syngas；CO、H₂、CO₂和H₂O的混合物）进行捕集，涉及气化、蒸汽重整、自热重整或部分氧化。它主要用于整体煤气化联合循环（IGCC）工业过程。该过程包括水煤气变换（WGS）反应，将CO转化为CO₂并从水中产生更多氢气，然后在燃烧前通过物理或化学吸收从富氢合成气中去除CO₂。由于气体混合物中的CO₂浓度相对较高（总压2-7 MPa下，干基约15-60%），物理溶剂如聚乙二醇二甲醚混合物（通常以Selexol销售）和低温甲醇基系统（如Rectisol）比化学溶剂更受青睐用于碳捕集 [11,12]。一旦CO₂被捕获，富氢燃料气直接用于发电和供热，例如燃气轮机。尽管与燃烧后和富氧燃烧过程相比，燃烧前过程可将碳捕集成本分别降低38-45%和21-24%，但升级现有设施所需的基础资本成本使其商业化复杂化 [13]。一个很好的例子是密西西比电力的“Kemper项目”，该项目本应气化褐煤并捕集合成气燃烧前的CO₂排放。但由于项目延误和成本增加，最终被放弃 [14]。另一方面，Dakota Gas的Great Plains合成燃料厂（美国北达科他州）每天气化约18,000吨褐煤，产生1.7亿立方英尺合成气，并每年捕集约300万吨CO₂。捕集的CO₂通过管道压缩运输至加拿大萨斯喀彻温省，用于提高石油采收率操作 [15]。
燃烧前过程中产生的CO₂流中的杂质通常很少，主要受将合成气加工成富H₂流所涉及步骤的影响。供氧纯度影响CO₂产品流中的N₂和Ar水平。在气化炉的还原气氛中，大部分燃料硫转化为气相硫物种，如H₂S（以及少量COS），如果在酸气处理步骤中未去除，这些可被携带至富CO₂产品流。此外，气化炉温度、压力、当量比和水或蒸汽输入控制合成气性质以及CO₂纯度 [9]。

1.1.3. 富氧燃烧碳捕集过程
富氧燃烧是燃烧后碳捕集过程的一种变体，涉及在纯氧而非空气中燃烧燃料，导致CO₂浓度高得多（产率>95%）。为限制过程中的最高温度，一部分烟气被重新注入燃烧过程。与燃烧后相比，富氧燃烧需要三个主要附加单元：用于高纯度氧气的低温空分装置（ASU）、用于去除水、颗粒物和其他污染气体的CO₂压缩和净化单元，以及烟气再循环系统。通常，需要低温ASU大规模供应纯氧（90-95% v/v），这使得该过程昂贵并减缓了其在燃煤电厂中的实施。然而，富氧燃烧被认为是一种高能效且有前景的碳捕集过程，因为烟气中的CO₂（主要是CO₂和H₂O）可通过冷却和压缩轻松捕获。与燃烧后过程相比，富氧过程可显著降低能量惩罚和捕集系统尺寸，因为烟气富含CO₂，因此降低了溶剂再生和压缩负荷，特别是在高捕集率下 [16]。许多技术经济研究表明，对于新建和选定的改造方案，富氧装置可与燃烧后捕集竞争，或在某些情况下更便宜，具体取决于供氧技术和特定场地限制 [17,18]。
一个著名的试点例子是Vattenfall的30 MW_th Schwarze Pumpe。该过程的一些例子包括德国Schwarze Pumpe的富氧CO₂净化和封存厂，该厂展示了完整的富氧燃烧、CO₂压缩和净化链，并为Ketzin储存点提供了约1500吨捕集的CO₂用于注入 [19]。Vattenfall于2014年因成本和能量惩罚问题停止了其CCS研究计划。最近，位于德克萨斯州拉波特的NET Power的50 MW_th Allam循环示范厂展示了一种富氧、CO₂工质动力循环，实现净零大气排放，并正在扩展至首个与CO₂封存集成的公用事业规模电厂 [20,21]。
从富氧厂捕集的CO₂流中的杂质水平随电厂配置、煤燃烧、操作模式以及所用CO₂压缩和净化单元而变化，这些杂质可作为燃烧副产物、过量氧气、空气进入或ASU空气中惰性组分引入 [9]。例如，在烟气再循环期间，引入烟气脱硫（FGD），有助于减少排放中的NO_x和SO₂浓度。类似地，通过ASU获得的氧气纯度通常在90-95% v/v之间，这影响原始CO₂气流中的N₂和Ar水平。使用更纯的氧气（约99% v/v）进一步增加了操作成本。此外，CO₂流中的杂质含量和水平受煤性质影响，包括硫含量、灰分性质和微量元素水平。高硫煤导致CO₂流中高SO_x水平；然而，这些水平可通过不同的富氧燃烧配置和FGD单元的布置来控制。例如，对于硫含量高达0.5%的煤产生的烟气，在再循环回路外使用FGD和烟气冷却器处理就足够了。如果硫含量为0.5-1.0%（即中等水平），则在再循环回路内设置FGD是有用的，在烟气返回锅炉前去除SO₂。对于高硫含量（超过2%）的煤，应考虑在再循环回路内设置高效湿法FGD，并配备在织物过滤器颗粒去除前的附加喷雾干燥吸收系统或在烟气冷却器后的湿式ESP [22]。类似地，灰分性质影响CO₂流中的颗粒物含量，除非灰分具有高钙含量，可作为硫的吸附剂，减少气相SO_x。锅炉中的过量氧气和空气泄漏到锅炉及其他部分将影响CO₂流中的N₂、O₂和Ar浓度。炉膛温度也影响NO_x形成，燃烧后NO_x控制（如选择性催化还原（SCR））可控制CO₂流中的NO_x水平；然而，过程中使用氨可能会向CO₂产品流中引入更多杂质 [9]。

1.1.4. 直接空气碳捕集
与其它方法不同，直接空气捕集（DAC）涉及直接从大气中分离CO₂，而非针对特定点源或位置的CO₂排放。直接碳捕集可分为基于固体吸附剂或基于液体溶剂。由于大气中的CO₂比点源稀薄得多（空气中约400 ppm(v)），使用DAC捕集CO₂更昂贵且能耗更高，但通过DAC捕集的CO₂不需要昂贵的净化，因为其杂质主要是来自大气中的N₂、O₂和水蒸气，其水平随空气质量、湿度、温度和捕集材料或技术的性能而变化。
根据IEA的报告，正在进行的九个直接碳捕集设施（表1），预计到2030年将具备约3 MtCO₂的捕集能力，是当前捕集率的380倍以上 [23]。

1.2. CO₂流中的杂质
众多人为和自然源贡献CO₂排放，根据碳捕集方法和排放源，捕集的CO₂流表现出不同的杂质组成。表2总结了不同CO₂捕集路线的典型杂质谱以及影响杂质组成的因素。

除了这些定性谱，已发表的研究提供了来自不同捕集路线的CO₂产品流中致酸杂质和非可凝杂质的不同范围。主要碳捕集技术捕集的CO₂纯度顺序为：富氧燃烧（双闪；~96%）< 燃烧前（~98%）< 燃烧后（~99.6%）[9]。对于燃烧后捕集，主要杂质为N₂、H₂O和O₂。经过FGD/SCR和溶剂再生后，燃烧后CO₂产品流可达到>99%的纯CO₂，N₂、O₂和Ar总量范围在-0.1-4 vol%。水通过脱水控制（100-640 ppm(v)），SO₂和NO_x通常范围从<10 ppm到几百ppm，具体取决于所用燃料和净化效率。燃烧后流，如果未严格脱硫和脱水，可能带来相对较高的酸化风险。
从燃烧前捕集获得的CO₂通常纯度为95-99%，且通常不含O₂。燃烧前的主要杂质问题是残留的H₂S/COS（高达34,000 ppm(v)），以及H₂（20-30,000 ppm(v)）、CO（高达2000 ppm(v)）和CH₄（高达112 ppm(v)）。由于这些流是强还原性，且含有很少或没有NO₂/O₂，NO₂驱动的H₂SO₄/HNO₃形成的可能性较低。当燃烧前CO₂在CCS中心与更具氧化性的流混合时，酸化风险变高。来自富氧系统压缩和净化后的捕集CO₂可达到>95-99 vol%的纯度，非可凝杂质（N₂、O₂和Ar）可存在于0.1-3 vol%范围。残留的SO₂和NO_x水平可从<10 ppm到几百不等，取决于煤中硫含量、ASU纯度和FGD布置。通过DAC捕集的CO₂主要含有N₂、O₂和水，硫和氮物种水平非常低。杂质水平随空气质量、湿度和吸附剂/溶剂性质而变化。因此，DAC捕集CO₂中的酸化风险要低得多，除非随后在CCS中心与氧化性流混合。
总体而言，如果燃烧后和富氧燃烧的CO₂流未适当净化，它们可达到或超过酸化阈值，而燃烧前和DAC的CO₂流通常低于酸化阈值，除非在CCS中心与其他源混合。
除捕集路线外，了解CO₂源及其相关杂质对于设计高效碳捕集系统至关重要。

1.2.1. 燃料和捕集相关杂质
根据来源，杂质可分为燃料氧化产生的、过量氧化剂/空气进入产生的以及工艺流体产生的。通常，煤和生物质燃烧过程比天然气燃烧产生更多杂质，包括H₂O、SO_x、NO_x和卤素（来自完全氧化）、CO、H₂S、COS、NH₃、HCN（来自富燃料情况下的部分氧化）、碳氢化合物和氢（来自加热时燃料脱挥发分）、氯化物、硫酸盐以及钾和钠氢氧化物（来自生物质燃料）、痕量金属（包含在燃料中）、带有稠环芳烃（PAH）前体的灰分和烟尘颗粒物，以及来自过量氧化剂/空气渗入的O₂、N₂和Ar [9]。有时，工艺流体如单乙醇胺（MEA）、乙二醇和基于聚乙二醇二甲醚的溶剂可能在燃烧前或燃烧后捕集过程中将溶剂特定的降解产物或夹带溶剂引入CO₂流。
随着燃料类型和燃烧条件的变化，烟气排放组成和捕集CO₂中杂质的存在也发生变化。来自燃煤电厂的烟气通常含有杂质，包括CO₂、N₂、O₂、H₂O、SO₂、NO_x、颗粒物和微量元素，这些杂质的量随燃料组成变化。在天然气燃烧的情况下，来自天然气联合循环（NGCC）电厂的烟气含有较低水平的杂质，包括约N₂（~74.4%）、O₂（~12.4%）、H₂O（~8.4%）、CO₂（~3.9%）和Ar（~0.9%），显示出更高的空气燃料比以及天然气中较低的碳和硫含量 [24]。然而，NGCC烟气中显著较低的CO₂分压（约40 mbar）与煤烟气（约150 mbar）相比，使得从NGCC进行燃烧后CO₂捕集在技术上更具挑战性。

1.2.2. 生物质混烧和灰分相关杂质
生物质作为化石燃料的替代品（有时与之混烧），结合碳捕集技术，可贡献净负排放，因为通过光合作用储存在生物质中的CO₂被捕获而非排放到环境中。由于生物质含有较少的硫、固定碳和燃料结合氮，但含更多氧，捕集的CO₂流规格随燃料化学组成变化，取决于生物质是单独使用还是与煤结合使用 [25]。许多研究表明，使用煤和生物质的组合作为燃料比燃煤电厂排放更少的污染物。例如，Kommalapati等人发现，当15%的煤被森林残留物替代时，CO₂、CO、SO₂、PM_2.5、NO_x和VOC排放可分别减少13.5%、6.4%、9.5%、9.2%、11.6%和7.7% [26]。除此之外，生物质燃料与煤混烧有助于将烟气中的氧含量降低至纯煤燃烧的两倍 [27]。尽管如此，问题是生物质中富含碱性矿物，包括K、Na、Mg和Ca，这些可通过在飞灰上冷凝并形成粘性层，导致工厂组件腐蚀、结渣和结垢。根据燃料组成和环境条件，释放的碱金属的化学形式有所不同。例如，燃料中Cl和S的存在可促进燃烧过程中碱金属氯化物和碱金属硫酸盐的形成。类似地，在不同的反应温度和压力下，碱金属转化路径和速率不同 [28]。生物质燃烧产生的飞灰包含与燃煤产生的灰分不同的化合物，前者含有较少量的铝、硅、铁和硫，而钙、氯、钾、镁、钠、氧和磷含量增加 [29,30]。这些灰分颗粒和碱金属可能威胁碳捕集基础设施的完整性；因此，需要进一步研发以解决杂质相关挑战。
碳捕集装置应用于任何工业装置取决于技术可行性，这由工厂布局决定。表3总结了来自各种源的烟气中典型的CO₂浓度。

1.2.3. 工业源相关杂质
一些工业过程，包括氨生产、天然气加工和合成燃料生产，已经将CO₂去除或捕集步骤作为过程的组成部分，排放相对未受污染的CO₂。CO₂排放的主要工业来源在以下部分讨论，但由于来自各种工业过程的CO₂捕集中杂质的范围和水平数据不完全可用，在可能的情况下讨论排放的CO₂流组成。
钢铁生产
该行业是CO₂排放的主要来源，是一个能源密集型部门，每年排放2.6 Gt CO₂（占全球人为CO₂排放的7%）[35]。钢铁生产中大部分CO₂排放来自高炉烟道，占操作总能量的>70%，其次是焦化厂。来自高炉和碱性氧气转炉（BF-BOF）工艺的CO₂排放（每吨粗钢2.2吨CO₂）高于直接还原铁和电弧炉（DRI-EAF）工艺（每吨粗钢1.4吨CO₂），归因于后者使用电力 [36]。通常，高炉煤气由N₂（55.19%）、CO₂（21.27%）、CO（20.78%）和H₂（2.76%）组成 [37]。除高炉外，烧结、焦炉、球团和其他窑炉也排放CO₂以及其他污染物，包括SO_x、NO_x、H₂S、HCN、NH₃、颗粒物、重金属等 [38]。当在此烟气上使用碳捕集过程时，捕集的CO₂可能含有类似的杂质。
建筑行业
水泥行业对温室气体排放有巨大贡献，归因于煅烧过程（约50%）、燃料燃烧供能（约40%），其余10%来自制造操作 [39]。然而，自2018年以来，水泥行业的CO₂排放保持相对恒定，略低于每吨水泥0.6 t CO₂ [40]。水泥生产主要排放NO_x、SO₂、CO和CO₂，但也可能观察到少量VOCs、NH₃、氯和HCl。水泥行业烟气中的CO₂浓度约为15-30%体积。
氢和氨生产
在全球范围内，Haber-Bosch工艺是生产氨的主要工业过程，涉及空气氮与来自天然气、煤或其他碳氢化合物的氢之间的反应。通常，氢通过蒸汽重整、自热重整、部分氧化和气化生产，具体取决于经济性、原料来源和工厂灵活性，产生CO₂作为副产物。每吨氨生产产生2.4吨CO₂，几乎是将近粗钢生产CO₂排放的2倍，水泥的4倍（按直接CO₂排放计）[41]。上述制氢方法包括使用固体燃料气化或天然气重整技术，产生合成气，通过气体净化步骤净化以生成重整合成气H₂混合物。水煤气变换反应将合成气转化为CO₂和氢的混合物，随后去除CO₂，产生纯净的H₂流。通过蒸汽-甲烷重整方法在制氢中捕集80-85%的CO₂，使生产成本增加约25-30% [42,43]。
天然气加工
为满足管道规格和环境法规，原始天然气（含有甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和更重碳氢化合物以及其他成分，包括CO₂、H₂S、H₂O、N₂和痕量组分）需进行处理 [44]。在处理过程中，去除H₂S，调整气流的露点以去除气流中的水和碳氢化合物以避免管道中液体析出，并分离CO₂。为从高CO₂含量的天然气中捕集CO₂，可采用各种技术，包括变压吸附（PSA）、低温蒸馏、膜渗透、物理和化学吸收以及气-液膜接触器 [45]。捕集的CO₂通常通过管道压缩运输至注入点进行地质储存，或运输至工业装置用于提高石油采收率（EOR）或其他应用。世界上第一个和运行时间最长的商业CO₂储存项目是Sleipner，该项目涉及从天然气生产中捕集CO₂并将其注入深层盐水含水层进行永久地质储存。截至2016年，自1996年以来，该项目已向Utsira砂岩层注入约1600万吨CO₂ [46]。长期监测显示，超过二十年的操作中，羽流演化稳定且储存安全 [47]。
石灰生产
石灰生产通过石灰石、白云石或其他矿物材料在900°C至1200°C温度下的煅烧进行，发生在由气体、油、煤、焦炭或某些类型的二次燃料（如油、塑料、纸张）点燃的立窑和回转窑中。石灰窑中常见释放的污染物是CO₂、SO_x、NO_x、CO、挥发性有机化合物和颗粒物，具体取决于所用燃料性质、所用矿物进料性质、窑炉类型、污染控制设备以及生产石灰的质量 [48]。除此之外，石灰窑排放的气体中也发现了有毒物种，包括镍、砷、铬、镉和HCl [49]。
混合工业源和CCS中心
来自多个过程和源的二氧化碳排放对碳捕集、运输和储存技术构成挑战，因为涉及一系列杂质。这些杂质可根据不同的碳捕集方法和工业源进行区分。最近，一种中心方法出现。中心方法提议从多个工业源捕集CO₂排放；因此，来自不同源且具有不同CO₂杂质范围的每个CO₂流将在共同管道或储存项目中合并，从而在混合CO₂流中产生复杂的杂质谱。根据来源和处理，CO₂流可分为单源流或多源流。对于单一、明确界定的源，杂质如H₂O、SO₂、NO_x和O₂对腐蚀和操作性能的影响通常是已知的，可相应设定规格；然而，如果未适当控制，反应性杂质可导致酸形成和腐蚀。而多源流（来自多个工业）含有与气体源相关的杂质，如H₂O、NO_x、SO_x、O₂、CO和H₂，捕集和净化过程特定的杂质如胺和乙二醇，以及项目特定的杂质如NH₃、甲醇和乙二醇。这些具有不同反应性质的混合流可在其氧化性和还原性组分之间诱导反应。例如，含有高水平H₂S类杂质的流可能具有还原性，而含有O₂或NO₂类杂质的流可能具有氧化性。为理解不同可能反应的潜在风险并避免杂质之间不需要的反应，在设计CCS中心基础设施时，充分了解CO₂源至关重要。

1.3. 碳捕集和运输系统中的CO₂规格与杂质
碳捕集项目的有效性在很大程度上取决于捕集CO₂的质量，可通过纯度、组成和杂质水平来表征。CO₂的质量要求随其预期用途而变化，取决于与储存环境的兼容性、运输基础设施和利用方法。例如，提高石油采收率（EOR）、化学合成和食品饮料行业需要高纯度CO₂，以防止矿化、腐蚀或不需要的反应，并确保工艺效率和产品质量 [50,51]。
遵守CO₂规格有助于优化CCS项目的潜力并降低环境污染风险。对于每个项目，特别是当使用多个碳源捕集CO₂时，需要确定CO₂规格，根据基础设施定义杂质耐受上限。西澳大利亚的South West Hub项目是一个CO₂中心示例，从Kwinana和Collie工业区的不同源收集CO₂，储存于南珀斯盆地的Lesueur地层 [52]。通常，为每个项目建立一个CO₂规格，适用于所有CO₂供应商，每个供应商需提供项目控制信息以及证明所配送的CO₂流符合项目规格的证据。主要CCS项目CO₂规格的对比（表4）显示杂质限值的显著变异性，特别是对于非可凝气体和反应性物种。一些项目，如挪威的Northern Lights，采用高度保守的限值，而其他项目允许更大的灵活性（例如Aramis、Porthos）。应注意，这些规格是为运输系统定义的，并不保证无酸析出或腐蚀风险，因为酸析出是一个系统依赖现象，受操作条件、瞬态、相态、钢等级等影响。有意义的酸化风险基准应将此类规格与热力学/形态计算以及从受控密相CO₂（含定义的杂质混合物）获得的实验室测试结果相结合。这种等效条件下的实验基准总结在第2.1.2节，其中比较了压力、温度、CO₂相、杂质浓度（H₂O、O₂、SO₂、NO₂和H₂S）、腐蚀速率和观察到的损伤。这种差异突显了对情境特定、基于风险的杂质管理策略的需求，而非过于保守的“一刀切”规格 [53]。
碳捕集后，最昂贵的过程是将压缩的CO₂（约占CCS项目总成本的25%）从处理厂运输至储存或利用地点 [54]。通常，根据项目规模、距离、体积、基础设施可用性、成本考虑和法规要求，使用模块化运输（卡车、火车或船舶承载的罐体）或管道运输。管道是CO₂运输的常见且高效方式，提供许多优势，包括长距离和大容量CO