煤制油气和化工产品CO_2的不同减排方式成本分析

煤制油气和化工产品生产过程会排放大量高浓度CO2气体,成为制约煤转化技术发展的主要瓶颈之一。CO2捕集、封存与利用被认为是煤制油气和化工产品CO2减排的有效措施。采用排放因子法,分析了煤直接液化、煤间接液化、煤制天然气和煤制烯烃等典型项目CO2排放特征,并设定碳捕集后封存至咸水层、碳捕集后用来驱油和征收碳税三种碳减排方式,对比了三种方式下CO2的减排成本。结果表明:吨CO2排放征收碳税大于300元时,煤化工低温甲醇洗单元产生的CO2封存至咸水层技术具有竞争力;吨CO2排放征收碳税大于50元时,选择捕集后驱油会节约成本。     

碳的捕集与封存

全球能耗不断增长,尤其是发展中国家。随着对矿物燃料（原油、天然气和煤）需求的增加,以及对气候变化的不断关注,促使人们不断讨论如何限制CO2排放。矿物燃料的使用和生产尤其是这场讨论的重点。发展中国家必须采用更多能源来提高国民的生活标准。然而,这些努力将导致更多的CO2被排放。必须加以研究碳捕集和封存这样有可能成为二氧化碳减排的新技术,以便减少发展中国家和发达国家碳排放。     

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。     

煤化工产业与二氧化碳地质封存

CO2在地下深部封存可有效减少燃烧化石燃料产生的温室气体向大气层的排放。然而,现在碳捕集成本高、能耗大,在CO2捕集与封存(CCS)链条中碳捕集成本占60%,成为实施CCS的瓶颈。煤化工厂排放高浓度CO2可能为中国实现全链条的CCS提供早期的机会。目前经过国家发改委批准的煤化工企业排放的高浓度CO2总量已达亿吨规模,如果这些企业能够实现CO2封存,对于中国减少温室气体排放将具有重要意义。中国的沉积盆地拥有适合CO2地质封存的储盖层组合,其中有些油田适合利用CO2驱油来提高石油采收率(EOR),高浓度CO2排放源靠近封存场地将有效减少运输成本和工程操作的复杂性。高浓度CO2气源与EOR或深部咸水层封存的耦合将给中国提供在全球率先实现碳捕集、利用与封存(CCUS)的机会。     

我国煤制天然气发展的探讨

分析了煤制天然气相关产业政策情况、国内天然气市场状况和甲烷化技术。煤制天然气项目具有能量效率高、单位热值耗水量低和CO2排放量低等特点,是煤制能源产品最有效的利用方式之一。立足于国内能源结构,统筹考虑水资源及生态环境承载力,以城市燃气为目标市场,在某些富煤地区适度发展煤制天然气,可以缓解国内天然气供求矛盾,并且通过合理优化项目建设方案,还可作为城市燃气的重要调峰手段。     

燃煤电厂C02捕集技术与经济分析

随着全球CO2排放量的逐年递增,气候变化和CO2减排问题已经引起了世界性的关注。电厂CO2捕集技术研究也成了热点。主要对国内外燃煤电厂CO2捕集技术与经济分析作了综述,并对我国现运行的燃煤电厂碳捕集示范装置进行简要的技术与经济分析。     

碎煤加压气化工艺煤制天然气CO_2返炉可行性研究

从反应原理、经济型、运行三方面初步论述了基于煤制天然气工艺CO2返炉的可行性;以20亿m3/a煤制天然气工厂为例,按照不同CO2返炉量,对返炉的经济性进行了详细说明,并指出了返炉后需关注的问题。     

WTW车用煤基燃料的经济性与环保性研究

为了研究WTW车用燃料的经济性与环保性,利用GREET模型对煤间接液化合成油、煤直接液化合成油、煤制天然气和整体煤气化联合循环发电IGCC 4种煤基燃料进行WTW计算,并对比分析了4种燃料在WTW各个阶段的能耗和CO2排放量。结果表明：4种煤基燃料的能耗由大到小为煤制天然气〉煤间接液化合成油〉煤直接液化合成油〉IGCC,其中煤间接液化合成油、煤直接液化合成油及煤制天然气的能耗都约为传统柴油或汽油的2倍,IGCC的总能耗是传统汽油的3/5左右;CO2排放排序为：煤间接液化合成油〉煤制天然气〉煤直接液化合成油〉IGCC,其中煤间接液化合成油、煤直接液化合成油和煤制天然气的CO2排放量都为传统柴油或汽油的1.6～3.1倍,IGCC的CO2排放量是传统汽油的7/10左右;煤间接、直接液化合成油和煤制天然气都有一定的市场竞争力,IGCC成本较高,且高于传统发电成本。     

二氧化碳捕集技术及应用分析

分析了CO2捕集技术及现状。CO2捕集是CCS的关键技术单元之一,针对不同的CO2气源,国内外研究开发了多种技术。许多CO2捕集技术已经工业化,其中燃烧后烟气中CO2的捕集技术主要是以一乙醇胺(MEA)为基础的胺法;燃烧前的CO2捕集技术主要应用于IGCC电厂,一般需要对煤气中CO进行部分变换,变换后脱碳可采用成熟技术,如Selexol(NHD)等。富氧燃烧则是在中试成功的基础上,进行更大规模的工业示范。国内外大型煤制油化工项目主要采用低温甲醇洗脱除CO2,如果设置CO2产品塔,则可以获得体积分数98%以上的CO2。天然气脱碳主要采用MDEA技术。另外还有低温法、PSA、膜分离等CO2捕集技术及化学链燃烧等一些正在研发的技术。     

生物质制甲醇系统CO2捕集过程的设计模拟及技术经济性分析

通过ASPEN PLUS过程系统建模模拟，设计了生物质制甲醇系统中CO2的捕集工艺流程，并分析了其技术经济性能，研究了不同CO2捕集率的成本及其对生物质制甲醇能耗、水耗的影响。结果表明，捕集率为85%时生物质制甲醇系统CO2捕集封存较佳，单位捕集量的成本最低，有效能耗为453 MJ/t、水耗为193 kg/t、成本为135元/t，远低于直接从大气中捕集CO2。虽然这将使生物质制甲醇的生产成本增加154元/t，但当CO2减排补贴价格为40~50元/t时，则可抵消该部分成本增量。     

低分压CO_2回收新技术捕集燃煤电厂烟气CO_2

基于分子模拟和设计,开发了以一乙醇胺(MEA)为主溶剂,优选添加了活性胺、抗氧化剂和缓蚀剂组成了适用于回收低分压CO2的优良复合吸收剂,在华能北京热电厂建立了我国第1套燃煤电站烟气CO2捕集示范装置,并完成了运行测试。结果表明:CO2回收装置出来的CO2纯度为99.5%(体积分数),每tCO2蒸汽消耗为3.5GJ,每tCO2溶液消耗小于1.5kg。该套装置的建成和各项指标试验的进行将为我国大规模推广电站CO2捕集奠定基础。     

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。     

油田燃煤电厂CO_2捕集纯化工程实践

CO2是一种温室气体,通过CO2收集、驱油技术,能将造成温室效应的气体用于提高原油采收率,同时减少工业生产中温室气体的排放。为了实现CO2的捕集纯化,胜利油田采用一乙醇胺溶液(MEA)化学吸收工艺捕集CO2。介绍了"低渗透油藏CO2驱油"重大先导试验,在胜利发电厂建设CO2捕集纯化装置,通过此装置收集稳定、廉价的CO2气体用于驱油生产实践。通过分析系统运行状况,对装置进行了一系列的试验、研究,总结了大量CO2捕集系统的工程应用经验。胜利油田CO2捕集项目,通过将大型燃煤电厂烟道气中CO2捕集纯化、安全输送等系列技术攻关,形成低能耗捕集纯化、运输的集成配套技术。     

燃煤电厂CO2捕集与咸水层封存全过程经济性模型

碳捕集与封存技术（即CCS技术）通过对CO₂进行捕集、压缩、运输与封存,可实现CO₂大规模减排,近年来受到广泛关注。CCS技术的经济成本是其商业化的关键因素,但目前多数研究都集中在捕集过程,CCS全过程的经济成本分析鲜见报道。针对CO₂捕集与咸水层封存系统,给出了捕集封存全过程投资运行总成本和捕集封存整体系统CO₂减排成本的计算公式,建立了CO₂捕集、压缩、管道运输与咸水层封存全过程的成本估算模型,并对典型的600 MW超临界燃煤电厂捕集封存CO₂的投资运行成本和减排成本进行了案例研究。     

燃煤电厂烟气脱碳技术研究

对目前国内外各种脱碳技术进行了介绍和分析,并根据烟气特点提出了燃煤电厂烟气脱碳技术的选择条件,推荐了目前适合于燃煤电厂烟气脱碳的醇胺法脱碳技术。在此基础上,对醇胺法吸收剂的选择及工艺配置给出了具体的建议。     

多孔碳结构调控及其在二氧化碳吸附领域的应用

CO_2大量排放引发的温室效应已成为当今世界面临的重要环境问题。燃煤发电厂是CO_2的集中排放源,其排放量约占总排放量的42%,因此,燃煤发电厂烟道气中CO_2的高效捕集迫在眉睫。吸附技术操作简便、能耗低,易于实际应用,被认为是最具前景的烟道气CO_2捕集技术。近年来,多孔碳吸附剂因原料来源广、理化特性可控性强以及目标吸附质适应性高等优点,成为当前CO_2捕集技术的研究热点。综述了近年来多孔碳的制备方法,物理活化法、化学活化法、炭气凝胶法和模板法等,以及制备方法对孔径结构、杂元素掺杂缺陷和多孔碳表面性能的调控;并阐述了孔径结构、元素掺杂和表面官能团改性对CO_2吸附量、循环稳定性、烟道气中CO_2吸附选择性的影响,归纳了多孔碳吸附在实际应用中亟需解决的问题和关键技术。可进一步深入研究机理,协同制备出更高效且适用于CO_2吸附的多孔碳。     

为强化石油回采捕集CO2的全周期评估

The development and deployment of Carbon dioxide Capture and Storage （CCS） technology is a cornerstone of the Norwegian government＇s climate strategy. A number of projects are currently evaluated/planned along the Norwegian West Coast, one at Tjeldbergodden. COe from this project will be utilized in part for enhanced oil recovery in the Halten oil field, in the Norwegian Sea. We study a potential design of such a system. A combined cycle power plant with a gross power output of 832 MW is combined with CO2 capture plant based on a post-combustion capture using amines as a solvent. The captured CO2 is used for enhanced oil recovery （EOR）. We employ a hybrid life-cycle assessment （LCA） method to assess the environmental impacts of the system. The study focuses on the modifications and operations of the platform during EOR. We allocate the impacts connected to the capture of CO2 to electricity production, and the impacts connected to the transport and storage of CO2 to the oil produced. Our study shows a substantial reduction of the greenhouse gas emissions from power production by 80% to 75 g·（kW·h）^-1. It also indicates a reduction of the emissions associated with oil production per unit oil produced, mostly due to the increased oil production. Reductions are especially significant if the additional power demand due to EOR leads to power supply from the land.     

电厂CO2捕集工艺夹点分析与过程集成节能

电厂一乙醇胺（MEA）法烟气CO2捕集（CCS）工艺换热网络能量流密集,固有能耗高,对该工艺进行过程集成节能研究,具有重要意义。对CO2捕集工艺换热网络的夹点分析说明该换热网络存在跨越夹点的热量传递。冷热物流的总复合曲线特征说明了CO2捕集工艺固有能耗高的特性。对换热网络进行调优并提出了节能技术方案：（1）在夹点之上利用MEA贫液的部分高温位热量加热预吸附塔再生气;(2)采用MEA再生塔产生的湿CO2混合物作为驱动热源,跨越夹点设置一台氨吸收式制冷机以替代CO2液化所需部分制冷量。基于过程集成节能提出的换热集成节能措施可有效降低CO2捕集工艺固有能耗,使蒸汽耗量降低21%,冷却水耗量降低17.2%,CO2液化所需低温冷却公用工程降低43.4%。