煤炭分质利用制芳烃过程的碳利用分析

结合当前成熟的工艺技术,对千万吨级煤炭分质利用制芳烃的产品路线进行了初步规划,分析了该生产路线的碳流向和碳利用情况。通过分析计算可知,煤炭分质利用制芳烃过程中,原煤中有超过1/3的碳元素进入了产品,碳利用率接近36%,相较于主要现代煤化工生产过程,具有更高的碳利用率;碳排放强度为1.8 t CO2/tce,单位产品CO2排放量为3.7 t CO2/t。煤炭分质利用制芳烃过程流失碳基本上全部是以高浓度CO2气和工业烟气形式排放,而其中1/3以上的碳排放是由于氢气需求而产生,绿色能源及绿氢的推广应用有助于进一步提高煤炭分质利用制芳烃生产过程的碳利用水平。     

典型现代煤化工过程的二氧化碳排放比较

基于低碳经济发展的要求,对几种典型煤化工过程中的CO₂排放情况进行了分析,提出科学比较现代煤化工过程的CO₂排放量。对于煤制烯烃、煤制乙二醇等煤基化学品而言,使用单位热值CO₂排放量作为评价指标并不合适。基于煤基燃料产品和化学品的不同特点,结合我国碳排放强度的控制目标,本文探索采用单位产值CO₂排放量和单位工业增加值CO₂排放量作为补充指标,用以比较研究不同现代煤化工过程的低碳水平和碳排放强度。研究结果表明,用不同的指标来衡量比较现代煤化工过程的CO₂排放量,得到的结果不同。煤制甲醇、煤制二甲醚的吨产品CO₂排放量虽然较低,分别为3.85t和5.0t,但单位热值CO₂排放量较高,分别为0.159t/GJ和0.160t/GJ。在80美元/bbl和40美元/bbl的原油价格体系下,煤制天然气和煤制甲醇的单位产值和单位工业增加值CO₂排放量均高于其他现代煤化工产品。     

煤化工发展历程及现代煤化工展望

介绍了煤化工的起源及不同时期传统煤化工和现代煤化工的发展历程;分析了现代煤化工在我国快速发展的原因及煤制油、煤制气、煤制化学品的发展趋势;提出将煤作为化工原料置换石油、天然气,将石油、天然气作为能源置换燃煤,以减轻大气污染和碳排放问题;建议发展以煤制化学品为主的现代煤化工,结合CO2捕集和地质封存技术,将置换出的石油、天然气作为清洁能源使用,助力能源的绿色可持续发展。     

黑龙江宝泰隆拟建30万t/a甲醇制芳烃项目

黑龙江七台河宝泰隆煤化工股份有限公司拟在七台河市建设30万t/a甲醇制芳烃项目,拟利用现有焦化装置转产化工焦,并采用化工焦造气生产甲醇合成芳烃的路线转产煤化工产品。目前宝泰隆在建的煤化工项目有投资27亿元的天泰煤化工10万t/a煤制芳烃项目和投资165亿元的龙泰煤化工60万t/a煤制烯烃项目。若新上30万t/a甲醇制芳烃项目,则须配     

独立焦化生产碳排放因子探讨

独立焦化企业产量约占我国焦炭总产量的2/3。采用实地调研获取基础数据结合样品分析测试结果,对我国独立焦化生产原料和产品的碳含量与IPCC默认值进行了比较和分析。结合物料平衡和碳平衡,分析了3种类型焦炉生产碳排放因子的差别及其原因。计算得到碳排放因子0.259,碳排放强度为0.244 t(CO2)/t(焦),碳排放主要来源于燃料煤及自用焦炉煤气燃烧产生的烟气。     

碳中和背景下现代煤化工技术路径探索

从源头减碳、过程控碳、末端碳捕集封存和碳资源高附加值利用四个方面,分析了现代煤化工产业低碳发展的技术路径、对降低碳排放的效果以及未来应用前景。文中指出：源头减碳技术路径包括原料结构调整和能源结构调整,引入富氢和绿氢资源与煤炭进行碳氢互补,提高煤炭利用效率,并通过气代煤、电代煤,尤其利用弃风、弃电,可显著降低碳排放和工艺生产成本;过程控碳技术路径包括节能提效和开发革新技术,依靠现代煤化工技术进步,突破传统工艺瓶颈,是当前企业易于实施、应用较多的节能减排方式;末端碳捕集封存技术路径包括地质深层掩埋、驱油、强化深部咸水开采等,将工艺过程产生的高浓度CO₂通过低成本捕集,有效提高油气采收率,并为水资源匮乏地区提供额外供水;碳资源高附加值利用技术路径主要包括CO₂化学转化制高附加值及大宗化学品,国内正加快CO₂制低碳烯烃、芳烃、甲醇、碳酸酯的技术研发与示范应用,努力将CO₂从化石能源利用的终结排放者转化为碳循环利用的参与者,发展碳循环经济,减少碳排放。最后提出：未来将现代煤化工融入能源系统的大格局统筹考虑,推动其与新能源的优势“合并”,突破碳减排关键核心技术,是碳中和背景下现代煤化工低碳清洁发展的必由之路。     

煤化工企业新产品开发的方向和对策探讨

总结了煤化工企业新产品开发的经验,指出新产品开发需研究该产品在世界范围内的市场容量、产业规模和原料路线,弄清其政策因素,并考虑环保成本及是否符合国家的产业发展方向。论述了新产品开发的方向与机遇,提出煤制烯烃、煤制二甲醚和煤制油为煤化工几个热点领域,开发有机胺、硫精细化学品及碳一精细化学品将具有好的市场机遇。     

天然气/煤制乙二醇路线碳排放与经济分析

从生命周期角度出发,对煤制乙二醇(coal to ethylene glycol, CTEG)路线和天然气制乙二醇(natural gas to ethylene glycol, NGTEG)路线进行全面的技术、碳排放与经济对比分析。结果表明,CTEG路线单位产品能耗是NGTEG路线的1.5倍,单位产品碳排放是NGTEG路线的1.6倍。然而,CTEG路线具有较好的经济效益,利润与投资回报率分别比NGTEG路线高1 499元/t和3.4%。通过分析原料、燃料和产品价格波动对2条路线经济竞争力的影响,发现CTEG路线受3种价格波动影响较小。CTEG路线具有良好的发展前景,但必须通过技术进步解决高能耗和高碳排放问题。     

煤制天然气经济与技术分析

介绍了煤制天然气的技术路线,分析了市场需求、生产成本。煤制天然气与进口SNG、进口增量LNG和进口LPG相比,具有价格优势。按照全生命周期评价方法,分析煤制天然气项目的碳排放和能耗,燃煤发电路线优于常规煤制天然气,应加快研发一步法煤制天然气工艺,提高综合能效。     

低碳理念指导的煤化工产业发展探讨

煤是含碳量最高的化石能源。煤炭利用导致大量CO₂排放的问题已引起高度重视。为此,本文提出了以低碳理念指导的我国煤化工产业的发展思路。基于我国的实际情况,高能效的多联产路线以及煤化工和石化、冶金等产业的共生路线是实现煤的分级和高效利用的必然选择;在高附加值煤化工产品方面,应该大力发展三烯、三苯、天然气、乙炔等产品替代石油化工,尽可能减少对石油进口的依赖,并降低单位GDP煤化工的碳排放强度;为此必须加强相关关键工艺技术以及煤炭组分定向剪裁和转化等新技术的研发。     

石化行业碳中和技术路径探索

2019年,中国石油和天然气消费所排放的CO₂为21.1亿吨,占全国总排放量的21%。在我国2060年碳中和目标下,石化行业亟需碳中和技术创新。本文介绍了国内外石化行业碳中和政策措施,从碳减排、碳零排和碳负排三方面分析了石化行业碳中和技术路径。碳减排方面包括石油/天然气绿色开发、过程低碳利用、减污降碳协同技术;碳零排方面包括可再生能源与核能发电、绿氢以及零碳原料/燃料替代,如生物质制汽柴油、芳烃等大宗能源化学品技术;碳负排方面包括生物能源与碳捕获和存储（BECCS）及CO₂转化燃料化学品技术。此外,还介绍了石化行业碳中和信息技术,包括人工智能、大数据和物联网三方面。本文将为我国石化行业碳中和路径探索提供技术参考。     

煤化工工艺过程CO_2排放分析及其减排技术

分析了煤化工产业中煤制甲醇、煤直接液化和间接液化、煤制烯烃等工艺过程中CO_2的排放,并介绍了3种CO_2减排技术:CO_2收集和储存技术、CO_2循环利用技术和CO_2化学转化技术。应高度重视CO_2化学转化技术的开发,把CO_2化学转化为附加值高的化学品。     

我国石化产业碳达峰、碳中和实现路径研究

石化产业节能降碳,既是行业自身转型的现实需要,也是服务全社会碳达峰、碳中和目标实现的重要一环.石化产业能耗总量大、化石能源消耗占比高且替代难度大、碳排放总量较高,2019年我国石化产业能耗总量约1.7亿吨标煤,碳排放总量约4.7亿吨.未来我国油品消费将较快达峰,但化工产品的消费量仍有一定时期的较大增长需求,在统筹经济社...     

节能减排与综合利用并重是化学石膏产业发展方向

水泥是我国制造业中CO_2最大的排放源,而在许多方面可代替水泥的化学石膏高强胶凝材料生产中,碳排放量仅为水泥的1/5;如果能充分利用化学石膏代替水泥的部分用途,CO_2的年减排总量可达近亿吨。另外,纸面石膏板也是高排碳产品,需要用创新技术来革新。以改变经济增长方式为核心目标,在低碳经济与循环经济有机结合、节能减排和综合利用并重的条件下,论述了化学石膏产业的发展方向及其节能减排效果。     

高硫煤制甲醇净化废气回收利用制取食品级液体CO2

高硫煤制甲醇净化废气回收利用装置,采用国内先进技术高效回收净化废气中二氧化碳,制取食品级液体CO2,对装置开车过程中发现的问题及时分析优化整改。该装置建设运行,实现了CO2节能减排,符合煤化工产业绿色、低碳可持续发展思路。     

基于碳捕集的燃煤机组热力系统优化及技术经济分析

碳捕集和封存是实现电力低碳化发展的关键所在,以600 MW机组为例,研究了碳捕集系统的能量流和质量流。提出了碳捕集系统与燃煤机组的耦合方式,计算了参考电站和碳捕集电站的热经济性。建立了碳捕集电站优化模型,以粒子群算法作为优化模型的求解算法,获得了系统的最优解。基于各设备投资成本,建立了碳捕集电站发电成本和CO2减排成本模型,研究了碳捕集电站的技术经济性。利用系统灵敏度分析方法,研究了碳税收和碳售价对发电成本和CO2减排成本的影响。结果表明：优化后碳捕集电站的热效率比优化前提高了1.1%;当CO2税收额高于0.33元/(kgCO2)时,碳捕集电站的经济性优于参考电站。     

化工园区煤油气资源综合利用及能耗状况分析

论述了陕西延长石油(集团)有限责任公司依托自身在陕北地区同时拥有的油、气、煤、盐资源优势,实施油气煤盐综合发展、构建具有延长石油集团特色的现代产业体系。建设中的延安富县化工园区通过煤、油田伴生气联合制180万吨/年甲醇,碳氢互补后增产甲醇21万吨/年、CO2减排266万吨/年,减排幅度63%;煤油气三种资源综合转化率高达54.36%。