2026年初，中国石油辽河石化公司交出一份碳捕集成绩单：截至1月19日，其10万吨/年二氧化碳回收装置已平稳运行一个月，累计生产纯度超99.5%的液态二氧化碳3056吨。这一数据标志着CCUS（碳捕集、利用与封存）技术在炼化与油田协同领域取得实质性进展。在“双碳”目标推动下，该项目通过捕集制氢装置产生的二氧化碳，用于驱动原油开采，构建了“炼化减碳+油田增油”的闭环模式，为传统能源企业绿色转型提供了新路径。
01 技术路线：VPSA工艺成熟度与成本优势
该装置采用抽真空变压吸附（VPSA）结合中压液化工艺，针对2号制氢装置排放的二氧化碳进行捕集提纯。VPSA技术因其吸附剂再生效率高、能耗低的特点，已成为工业领域碳捕集的主流选择之一。相比传统化学吸收法，该路线在设备维护复杂度与运行成本方面具有明显优势，尤其适合处理大规模、中低浓度的工业废气。
装置设计年回收能力达8.52万吨，产品纯度稳定在99.5%以上，可直接满足油田驱油对二氧化碳品质的严苛要求。高纯度液化不仅降低了运输成本，还通过标准化储运流程提升了操作安全性。这一技术组合的成熟应用，为同类炼化企业的碳捕集改造提供了可复用的经验。
02 工程挑战：复杂接口与协同管控机制
项目建设面临多重挑战：工艺流程涉及大型设备集成，系统接口繁多，调试难度显著高于常规项目。例如，吸附塔、压缩机与液化单元之间的协同控制需精确匹配压力与温度参数。施工团队在桩基工程中还遭遇特殊土质问题，通过引孔技术调整打桩方案，确保了地基承载力。
为保障进度与质量，项目团队建立“日沟通、周调度、月复盘”的协同机制，联合设计、施工、监理单位全程管控关键节点。这种动态优化模式在2025年11月30日如期完成中间交接的过程中发挥了重要作用，实现了安全零事故、质量零返工的目标。
03 产业链协同：地理优势驱动CCUS全链条构建
项目成功得益于辽河石化与辽河油田的区位协同。两家企业同处盘锦地区，缩短了二氧化碳从捕集到利用的运输距离。捕集的液态二氧化碳通过专用管道输送至冷家油田、兴隆台油田等区块，用于驱动原油开采。这种“捕-输-注”一体化模式，既提高了原油采收率，又实现了二氧化碳的地质封存。
全产业链布局避免了单一环节的孤立运营，通过管网规划与区块联动，降低了整体碳减排成本。未来，该模式可扩展至更多潜力油田，形成规模化CCUS产业集群，为区域碳中和目标提供支撑。
04 行业价值：减排与增油的双重效益逻辑
项目核心价值在于同时解决炼化企业碳排放与油田开发效率的难题。每年8.52万吨的二氧化碳回收量，相当于减少数万吨标煤燃烧产生的排放。而用于驱油后，预计可提升原油采收率10%-15%，创造直接经济效益。
此外，CCUS技术为能源行业探索化石能源清洁化利用提供了过渡路径。尤其是在当前新能源技术尚未完全替代传统能源的阶段，此类项目既能保障能源供应安全，又能加速低碳转型。其经验有望推广至煤电、化工等高排放行业，形成跨行业碳循环网络。
辽河石化碳捕集装置的首月运行数据，印证了CCUS技术从示范走向商业化应用的可能性。其成功不仅依赖于工艺创新，更源于产业链协同与工程管理的系统化支撑。尽管未来仍需应对成本优化与规模化挑战，但这一实践已为能源行业绿色转型提供了具象化的参考样本。
