有機胺CO2吸收技術研究現狀與發展方向

陸詩建，貢玉萍，劉 玲，康國俊，陳 曦，劉苗苗，張娟娟，王 風

(1.中國礦業大學 碳中和研究院，江蘇 徐州 221116；2.中國礦業大學 化工學院，江蘇 徐州 221116；3.中石化南京化工研究院有限公司，江蘇 南京 210048)

0 引 言

我國是碳排放大國，為了應對氣候變化帶來的緊迫威脅，2020年9月22日，國家主席習近平在第七十五屆聯合國大會上提出：“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，CO2排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”。我國已將碳達峰、碳中和納入國家生態文明建設的整體布局中[1-2]。

在碳中和背景下，CCUS(Carbon Capture, Utilization and Storage)作為碳中和的兜底技術[3]，迎來了快速發展的窗口期。胺液化學吸收法[4]作為目前唯一能大規模商業化應用的碳捕集技術，備受關注，但現階段胺液技術的高能耗、高成本、易降解、系統腐蝕嚴重等缺點已成為其大規模快速推廣的障礙。當前，國內僅有中國礦業大學、中石化南京化工研究院、華能清潔能源研究院具備工業示范并推廣成熟胺溶劑產品的能力，碳捕集胺溶劑的研發尚未形成規模。據統計，2060年前，碳中和目標下的中國將具有巨大的CCUS減排需求[5]。因此，適用性廣、能耗水平仍有巨大改善空間的胺液化學吸收技術具有廣闊的應用前景。

1 胺液技術發展概況

有機胺化學吸收法是目前較成熟的燃燒后CO2捕集法，實現了燃煤/燃氣電廠煙氣等大型固定排放源捕集CO2工業示范[6-7]，可直接用于燃煤/燃氣電廠、工業鍋爐等煙氣CO2大規模減排，是現階段實現大規模碳減排的重要技術路線，也是目前世界上唯一可實現大規模商業化應用的低濃度CO2捕集技術[8]。

以單乙醇胺(Monoethanolamine，MEA)為例，CO2可與其反應得到相應的水溶性鹽，對其加熱又可釋放CO2，實現CO2捕集與富集。胺溶液吸收流程[9]如圖1所示，典型胺吸收CO2流程為：燃燒尾氣經除塵、分離硫及NOx后，在吸收單元內與MEA在40～60 ℃反應，富含CO2的MEA經換熱器加熱后進入溶出單元，在100～140 ℃釋放CO2，熱MEA通過換熱器回流至吸收單元，實現MEA循環利用。

圖1 胺溶液吸收流程[9]Fig.1 Flow chart of amine solution absorption[9]

但胺液化學吸收法缺點明顯[10]。由于煙氣流量大、CO2分壓低，導致胺液化學吸收法前期投資成本和運行能耗較高。MEA等胺類溶劑的穩定性差，易與煙氣中O2反應發生降解[11]。必須將分離單元燃燒尾氣中的SOx、NOx體積分數控制在10×10-6以下，防止胺液與上述雜質反應而迅速變質。此類溶液腐蝕性較強，需投入昂貴的管道和設備。

目前應用于工業碳減排的胺液包括單乙醇胺(MEA)、N-甲基二乙醇胺(MDEA)、哌嗪(PZ)和空間位阻胺(AMP)等。

1.1 單乙醇胺(MEA)

1964年，第1項MEA專利申請通過[12]，隨溫室效應逐年加劇，2005年開始，MEA作為捕集CO2的吸收劑備受關注，相關技術快速發展。MEA是典型的一級胺吸收劑，工業應用最成熟，但MEA作為溶劑吸收CO2時解吸能耗大、負載能力低，易降解及發泡，會與CO2發生副反應導致脫碳效率下降，阻礙商業化應用。向溶劑中添加有機溶劑和活性劑可有效解決這類問題，也是未來MEA技術的發展方向[13]。

1.2 N-甲基二乙醇胺(MDEA)

MDEA溶劑最早于20世紀70年代被德國BASF公司開發[14]，1980年后廣泛用于氣體凈化。與MEA溶劑相比，MDEA溶劑化學穩定性好，吸收CO2過程中發生起泡與腐蝕傾向低，不易降解變質，但吸收速率低于MEA溶劑。因此開發MDEA溶劑時，需添加合適的活化劑或有機溶劑形成復合胺溶劑，這也是BASF開發的活化MDEA法[15]。

1.3 哌嗪(PZ)

PZ對CO2的吸收速率和吸收容量均優于MEA溶劑，但溶解度低，通常將PZ溶劑添加到MEA溶劑或MDEA溶劑中形成復配溶劑，PZ充當活化劑，既提高了吸收速率和吸收容量，又降低了再生能耗[16]。

1.4 空間位阻胺(AMP)

AMP對CO2的吸收速率與醇胺溶液相似，理論上講，單位物質的量空間位阻胺可吸收1 mol CO2，高于伯胺和仲胺的理論吸收量[17]，再生能耗低，其結構使AMP產生了空間位阻效應，生成的氨基甲酸鹽易分解為碳酸氫鹽或碳酸鹽，對設備腐蝕小，是有前景的新型有機胺吸收劑。但價格昂貴，揮發損耗量較大，商業化應用還需進一步研究。

從全球范圍看，胺液技術已普遍由第1代技術逐漸發展至第2代胺溶劑技術。第1代胺吸收體系以單乙醇胺(MEA)或二乙醇胺(DEA)為主，由于再生能耗高，溶劑再生時需消耗大量低溫蒸汽，導致電廠發電效率下降，亟需發展2代胺溶劑替代技術，相比于第1代溶劑技術，2代胺溶劑吸收體系能耗更低、效率更高、揮發性更低，抗氧化和腐蝕性能加強。混合胺、氨基兩相、非水或少水胺、離子液體逐漸成為第2代胺溶劑的代表。混合胺技術結合了不同有機胺的優點[18]，通過調整優化不同胺液比例，降低了再生能耗，在現階段燃燒后化學吸收法中被廣泛應用；氨基兩相溶劑技術是一種新型低能耗碳捕集技術，溶劑吸收CO2或進一步加熱后形成2個不混溶的液相，吸收CO2超過90%的富CO2相通過分相器分離進入解吸塔再生，而貧相則直接循環到吸收塔，從而減少再沸器的熱負荷，降低再生能耗；非水或少水溶劑技術則是利用溶劑不含水或含水量極低特點，減少因胺液再生用于克服水汽化潛熱的能量損耗，從而降低了再生能耗；離子液體技術是一種新型的綠色溶劑，具有不易揮發、不易降解的特點[19]，但離子液體黏度極高、制備成本高，目前尚處于實驗室研究階段。

2 國外主要研究機構研究現狀

日本三菱重工[20]、荷蘭殼牌康索夫[21]、美國陶氏化學[22]、西門子[23]、Powerspan[24]、阿爾斯通[25]的燃燒后碳捕集化學吸收溶劑及捕集工藝研發較早，已有工業示范級別的胺液技術和與之配套的碳捕集工藝。國外CO2化學吸收工藝見表1。

表1 國外CO2化學吸收工藝[26]Table 1 Foreign chemical absorption process of carbon dioxide[26]

2.1 三菱重工(MHI)

日本三菱重工具有豐富的大型CO2捕集工程經驗，美國Petro Nova項目的CO2捕集裝置采用日本三菱重工KM-CDR(Kansai Mitsubishi Carbon Dioxide Removal)工藝和相應的KS-1溶劑。2011—2014年，KM-CDR工藝也曾應用于阿拉巴馬Plant Barry燃煤電廠10萬～15萬t/a CCS項目，測試時間超12 000 h。三菱重工和關西電力聯合開發的KM-CDR?工藝流程如圖2所示。

圖2 三菱重工和關西電力聯合開發的KM-CDR?工藝流程[26]Fig.2 KM-CDR? process flow chart jointly developed by Mitsubishi Heavy Industries and Kansai Electric Power Co.,Inc.[26]

KM-CDR工藝和相應的KS-1溶劑較穩定成熟，與其他溶劑吸收法相同，煙氣進入主吸收塔前需要預處理降溫并進一步脫除SO2。KS-1溶劑可以脫除煙氣中90%以上的CO2，從解吸塔釋放出來的CO2純度達99%以上。KS-1溶劑目前已在全球13個商業CCS項目應用，包括美國Petro Nova項目。據Petro Nova項目公開的設計數據顯示，該溶劑對應的捕集工藝平均能耗水平約為2.6 GJ/t(以CO2計，下同)。

2.2 殼牌康索夫

荷蘭殼牌康索夫前期主要專注于脫硫溶劑和工藝研究，隨CO2捕集需求和技術應用潛力增大，殼牌康索夫基于脫硫工藝進行技術及胺溶劑改良，逐漸形成碳捕集領域成熟工藝及胺液技術[27]，如圖3所示。加拿大邊界大壩CCS項目采用殼牌康索夫的主流技術——高濃度復合胺溶液吸收CO2工藝技術。其特別之處在于前端SO2也采用類似的吸收工藝，因此被稱為SO2-CO2聯合捕集工藝。該溶劑技術現已推出DC103溶劑，有效降低了能耗。

圖3 康索夫系統流程[27]Fig.3 Flow chart of Cansolv system[27]

2.3 陶氏化學

陶氏化學公司制定了關于2015年可持續性發展的目標，致力于減少因人類活動而引起的環境破壞。其自主研發的Ucarsol溶劑實現了低壓尾氣或煙氣中酸性氣體的深度脫除，可有效降低電力工業的碳排放[28]。韓國一煉廠使用Ucarsol溶劑后，SOx排放量減少了75%，CO2排放量減少2 500 t/a。目前陶氏化學公司已與阿爾斯通電力公司簽署協議，共同開發的先進胺技術可以吸收90%的CO2，捕集1 t CO2所需能耗2.6 GJ，相較MEA溶液，Ucarsol降低了30%以上的能量需求，工藝流程如圖4所示。

圖4 阿爾斯通與陶氏化學的先進胺工藝流程[22]Fig.4 Flow chart of the Alstom-Dow Advanced Amine Process[22]

2.4 西門子

氨基酸鹽溶液作為溶劑在吸收CO2方面與醇胺溶液有相似的性能和容量，同時有較好的抗氧化降解性能[29]，穩定性高，對環境影響小。在POSTCAP工廠試點中試，每年氨基酸鹽溶液損失量僅為循環量的1%，且測試的不銹鋼在該溶液中未明顯腐蝕，捕集系統能耗為2.7 GJ/t(以CO2計)。

考慮到煙氣中SOx和NOx會影響溶劑pH，且在吸收過程中會生成亞硫酸鹽、硫酸鹽、亞硝酸鹽和硝酸鹽，對CO2吸收產生不利影響，西門子提出了兩步互補回收概念。在第1步回收中先去除硫化合物，減少活性溶劑損失，在第2步回收中，將活性溶劑和降解產物分離，并將回收的溶劑投入裝置循環使用。

2.5 Powerspan

Powerspan公司從2004年開始與美國能源部國家能源技術實驗室(NETL)合作開發ECO2技術，并于2007年申請專利。ECO2是用氨基溶液洗滌煙氣，從而達到吸收CO2的目的，用碳酸銨水溶液對煙氣中CO2進行洗滌，生成NH4HCO3，NH4HCO3通過加熱可重新得到(NH4)2CO3和CO2，釋放的CO2通過壓縮進行分離回收，而碳酸銨水溶液則返回裝置循環洗滌煙氣，工藝流程[30]如圖5所示。

圖5 ECO2吸收CO2的工藝流程[30]Fig.5 ECO2 process for CO2 absorption[30]

傳統醇胺溶液負載能力低、設備腐蝕率高、再生能耗高，ECO2技術使用的溶劑負載能力更高，在煙氣環境中不會發生降解反應和腐蝕設備，再生能耗低，對電廠凈產量影響比MEA低，研究表明，ECO2捕集技術可吸收煙氣中90%的CO2。ECO2技術的缺點是碳酸銨揮發性強，為減少損失，吸收CO2反應溫度要求較低，進吸收塔前氣源及吸收液需降溫。

2.6 阿爾斯通

阿爾斯通是全球最大的集成電力供應商，也是最早涉及碳捕集的企業之一，除研究燃燒后CO2捕集技術，還與陶氏化學公司共同開發了先進胺技術，同時開發了富氧燃燒捕集技術[31]。阿爾斯通在2008年已進行試點試驗，對現有電廠及新建電廠進行改造，提供在傳熱、燃燒效率、排放、動態特性、電廠設計、性能、成本和經濟效益等方面的重要數據，分離的CO2純度達99.7%以上。

3 國內主要研究機構研究現狀

相比國外企業或機構，碳捕集技術在我國發展較晚，時間較短，但在“雙碳”政策背景下，近幾年CCUS研究已成為熱點[32]，教育部在2021年印發了《高等學校碳中和科技創新行動計劃》，以碳中和為目標，最終要建成一批引領世界碳中和基礎研究的頂尖學科，其中浙江大學、華北電力大學、北京化工大學和中國礦業大學先后建立了碳中和研究中心，中石化南京化工研究院等企業對碳捕集技術進行探索并取得了一系列成果。

3.1 浙江大學

浙江大學針對CO2排放控制和捕集技術開展了系列研究，煙氣中捕集CO2包括富氧燃燒、燃燒后捕集中的化學法吸收分離以及膜分離等。基于863計劃，浙江大學采用中空纖維膜接觸器開展了燃煤煙氣CO2分離研究，并順利通過國家驗收[33]。

3.2 華北電力大學

在碳達峰、碳中和背景下，華北電力大學將推廣低碳技術、研究CO2捕集與封存技術作為目前的戰略決策。汪黎東教授課題組在燃煤煙氣脫除方面，開發了濕法脫硫副產物亞硫酸鹽多相催化氧化及硫資源回收工藝[34]，發明了基于無機硼鹽催化劑的SO2吸收增效技術，創建了低溫、寬溫SCR脫硝技術，為增強傳統燃煤煙氣脫硫脫硝系統的適應性和穩定性提供了理論指導和技術參考。在相變吸收劑吸收CO2方面指出未來應將傳質反應動力學、CO2在相變吸收劑中的傳質機理和不同類型相變吸收劑的揮發性及降解特性作為研究重點[35]。

3.3 北京化工大學

北京化工大學張衛東教授課題組提出了基于鹽析效應開發相變吸收劑的思想[36]，同時考慮到MEA在CO2吸收方面的優良性能，設計了“MEA+有機溶劑+水”的三元體系吸收劑。在MEA吸收CO2的過程中不斷產生氨基酸鹽，通過改變有機溶劑配比使體系在鹽析作用下發生分相。采用叔丁醇為有機溶劑驗證了鹽析效應在指導相變吸收劑開發方面的可行性，MEA質量分數為30%時，叔丁醇質量分數在20%～60%，吸收劑在吸收CO2后形成液-液兩相，但隨叔丁醇質量分數增至50%，CO2在吸收劑中的溶解度降幅增大，同時吸收劑的黏度增大，導致再生能耗增加。相比于30%的MEA水溶液，相變吸收劑表現出更好的吸收和解吸性能，但目前此類相變吸收劑種類及相關數據較少，還需進一步完善機理模型。

3.4 中國礦業大學

中國礦業大學陸詩建研究員CCUS團隊先后開發了多氨基、高碳容復合胺吸收體系、嫁接型固載離子液體-有機胺復合水基體系、大分層比例相變吸收體系、再生分層相變吸收體系以及配套節能工藝技術，胺溶劑技術平均再生能耗為2.3～2.5 GJ/t，耦合節能工藝后可降至2.0～2.2 GJ/t。團隊開發了兩類相變吸收體系，分別為吸收后相變分層體系與解吸后相變分層體系。

第1類為吸收后相變分層體系，親脂性胺與CO2反應后由一相轉變為兩相，再生后又由兩相轉變為一相，如圖6所示。與常規工藝相比，反應后的兩相只有下層(濃相，富含CO2的相)進行再生，則工藝進入再生塔的液體量減少，可降低再生總能耗。

圖6 吸收后相變分層體系Fig.6 Phase transition layered system after absorption

第2類為新型再生后分層相變吸收體系，即吸收時由兩相轉變為均相，再生過程有機胺在溶液上方匯集，增強再生反應速率，實現有機相和水相的分離。通過再生過程中的相變可降低再生能耗，提高再生速率，不需額外添加萃取劑。對于再生時出現分相的系統，從工藝上看，該過程與典型的化學吸收法工藝過程基本一致，依據再生胺的自萃取特性實現再生過程中的快速分層，如圖7所示。

圖7 解吸后相變分層體系Fig.7 Phase transition layered system after desorption

該團隊開發的復合胺吸收體系已在煙氣CO2捕集工程中實現了規模化應用，目前正在積極推進新型相變吸收體系中試以及復合胺吸收體系工程化應用工作，研制高通量、低壓損反應器，開發捕集系統熱能梯級利用技術，以期實現有機胺CO2吸收技術大規模產業化推廣。

3.5 中石化南京化工研究院

中石化南京化工研究院長期從事CO2捕集、天然氣凈化、煉廠氣凈化等氣體凈化領域的工程研究。在碳捕集技術領域，中石化南京化工研究院與中國礦業大學聯合研發了新型高效低能耗CO2捕集溶劑及配套工藝技術。主要的胺溶劑技術為復合胺、氨基兩相溶劑技術[37]，如圖8所示。

圖8 試驗裝置流程[37]Fig.8 Flow chart of experimental device[37]

3.6 大連理工大學

大連理工大學團隊在第1代胺液的基礎上，成功開發了AEEA復合胺類溶劑，該溶劑遇氧氣不易降解；另外，大連理工大學團隊亦開展了非水溶劑與原始合成的胺液技術。目前，AEEA技術在化工馳放氣碳捕集中實現應用，非水溶劑仍處于實驗室研發階段。

3.7 華能清潔能源研究院

華能清潔能源研究院的胺液技術類型與中石化類似，為復合胺、氨基兩相溶劑技術。華能清潔能源研究院研發的1 000 t/a相變型CO2裝置在華能長春燃氣熱電廠實現72 h連續運行，工藝流程[38]如圖9所示，對我國相變型捕集技術的后續開發具有參考意義[39]。

4 CO2吸收技術示范工程

在國家政策支持下，目前國內已建成多個碳捕集示范工程。截至2021年7月1日，CCUS工程已在江蘇、陜西等19個省市試點，運行或建設中的示范項目約40個[40]。由于燃燒后捕集技術較成熟，純捕集試點項目已有13個，涉及電力、水泥、煤化工、石油化工和鋼鐵等領域[41]。部分示范工程見表2。

表2 國內CCUS示范工程Table 2 Domestic CCUS demonstration project

4.1 華電句容電廠1萬t/a CO2捕集

華電句容電廠是華電江蘇公司的標志性工程，投運不久，2014年其發電量達123.9億kWh，產值50億元，隨著2期工程的建成，華電句容電廠裝機容量從200萬kW提高至400萬kW。2期同步擴建煙氣碳捕集工程，新建了一套煙氣CO2捕集及精制裝置，以醇胺溶劑為吸收劑進行燃燒后CO2捕集，并加工成食品級CO2，工程規模為1萬t/a(圖10)。鍋爐煙道氣在排放前依次經過脫硝、電除塵、脫硫、除濕，NOx、SO2和粉塵質量濃度分別降至50、35和5 mg/m3(標態、干基、6% O2)后，在含有飽和水的狀態下進入碳捕集裝置界區，碳捕集效率達90%以上。

圖10 華電句容電廠1萬t/a CO2捕集與示范項目Fig.10 10 000 t/a CO2 capture and demonstration project of Huadian Jurong Power Plant

4.2 國華錦界電廠15萬t/a CO2捕集

國華錦界電廠示范工程如圖11所示，是我國首個燃煤電廠燃燒后CO2捕集—咸水層封存全流程示范項目，也是目前國內最大的燃煤電廠燃燒后捕集與封存示范項目[42]，采用筆者主導、中石化江漢石油工程設計有限公司實施的技術工藝包，于2021年6月一次性成功投運。其成功運行為國內燃煤碳排放企業落實雙碳目標起到了標桿的示范作用。

圖11 國華錦界電廠15萬t/a CO2捕集與咸水層封存項目Fig.11 150 000 t/a CO2 capture and salt water layer storage project of Guohua Jinjie Power Plant

國華錦界電廠15萬t/a CO2捕集工藝流程如圖12所示，項目采用筆者團隊提出的“級間冷卻+MVR熱泵+分級流解吸”新技術集成工藝，以復合胺吸收劑工藝為主進行設計，同時兼容有機相變吸收劑、離子液體捕集工藝，并對捕集工藝進行優化，實現碳捕集率大于90%，CO2純度大于99%，再生能耗小于2.4 GJ/t，整體技術達到國際領先水平。

圖12 國華錦界電廠15萬t/a CO2捕集工藝流程Fig.12 150 000 t/a CO2 capture process of Guohua Jinjie Power Plant

4.3 勝利油田4萬t/a 燃煤CO2捕集與驅油示范工程

2007年，勝利油田對燃煤電廠煙氣CO2捕集、輸入與資源化利用開展研究，2010年4萬t/a燃煤CO2捕集與驅油封存工程正式投運[43]。該項目采用有機胺復合吸收劑純化燃煤電廠中低分壓CO2，對其進行壓縮干燥，通過管道運輸或罐車運輸等方式輸送至CO2驅油封存區塊進行驅油或地下封存。在捕集方面，有機胺復合吸收劑可吸收煙氣中80%以上的CO2，產品純度達99.5%，且吸收劑降解率下降90%以上，CO2吸收負載提高了30%。該項目采用筆者團隊開發的“吸收式熱泵+MVR熱泵”雙熱泵耦合的低能耗CO2捕集工藝，相比傳統的MEA工藝再生能耗降低了45%，操作費用降低了35%，實現了低分壓煙道氣CO2高效、經濟、安全捕集。

從規模上看，我國碳捕集工程規模較小[44]，但規劃的項目規模正逐漸擴大。我國碳排放量居世界首位，但目前國內試點工程捕集量遠低于每年碳排放量，大型捕集工程數量少，大部分在10萬t/a以下，與國外CCUS項目規模還有很大差距，發展及商業化運行面臨巨大挑戰[45]。目前中石化已建成齊魯石化-勝利油田百萬噸級CCUS項目(氣源內齊魯石化第一化肥廠尾氣)，是我國首個百萬噸級的試點項目，這對我國碳捕集行業的發展具有建設意義。

5 結語與展望

系統梳理了國內外低濃度煙氣吸收法研究現狀，介紹了國內碳捕集示范工程項目。相較國外技術，國內在碳捕集領域起步較晚，發展不夠成熟，在示范工程方面，目前國內捕集規模較小、項目數量較少，尚不滿足年碳排放量的需求。應用于工業捕集的溶劑以傳統醇胺溶液為主，面臨能耗和降解率高等問題，新型溶劑的開發和應用還需時間驗證。未來可從以下方面開展工作，研發低能耗、低損耗、低成本的吸收劑及配套技術：

1)降低胺吸收劑能耗水平。目前第1代吸收劑的平均再生能耗為3.5～4.0 GJ/t，用于碳捕集的第2代胺溶劑技術能耗水平雖有所下降，但平均綜合再生能耗仍高達2.7～3.0 GJ/t，如何在此基礎上研發能耗較低的吸收體系，并配合節能優化工藝形成進一步降低能耗的先進技術，是未來研發重點。

2)提高胺溶劑抗降解特性。胺溶劑運行中易與煙氣中O2發生降解反應，從而減少胺溶劑本身能有效捕集CO2的成分，降低胺溶劑捕集效率。如何提高胺溶劑抗降解性是胺液技術重點突破方向之一。

3)研發節能工藝包。結合胺溶劑的整體表現性能，研發節能工藝包，包括但不限于開發級間換熱、吸收式熱泵、壓縮式熱泵、煙氣換熱、CO2壓縮余熱回收、蒸汽凝結水熱量回收、解吸塔出口耦合有機朗肯循環發電系統、系統智能化數字化控制等，進行全方位能量回收與節能控制，降低系統能耗，加強胺液運行管理、降低胺液損耗等。

4)研發大規模CO2分離設備。針對大規模CO2捕集分離反應吸收塔、解吸塔進行不同塔型適用性研究與流場分析、超大型氣液分布器開發、不同內構件組合下流場分析、內構件支撐受力分析與結構優化設計，實現高效率、高通量、低成本CO2分離；針對捕集系統內部貧富液熱交換、貧液冷卻與洗滌液冷卻，開發高流速、大傳熱系數、低壓降換熱設備，提高換熱強度和應用范圍。

5)研發吸收劑逃逸控制技術。針對吸收塔塔頂煙氣中溶液夾帶與氣溶膠形態逃逸，分析夾帶形態與塔內逃逸路徑，基于源頭減少、過程調控與末端治理的思路開發吸收劑二次污染物控制技術與吸收劑回收技術，研制配套設備并進行耦合優化，實現吸收塔頂污染物的有效控制，減少溶劑損耗。

6)研發胺吸收與固體吸附或胺吸收與膜分離技術。以胺溶液為吸收劑的化學吸收法是目前最成熟、應用最廣泛的技術，但其一般適用于處理低濃度氣體，因此，與胺法結合的技術也是研究熱點，有機胺吸收與吸附技術結合或有機胺吸收與膜分離技術結合，既能滿足氣體濃度的需求，還能降低胺液循環量和生產成本，值得進一步研究。