期刊介绍
期刊导读
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现代煤化工碳中和路径和方案(3)
我国高度重视森林碳汇在应对气候变化中的作用。早在2009年,我国就提出,到2020年森林蓄积量比2005年增加13亿m3;2015年提出,到2030年森林蓄积量比2005年增加45亿m3左右。目前我国的森林植被总碳储量已达92亿t,平均每年增加的森林碳储量都在2亿t以上,折合碳汇7亿~8亿t。
CCUS技术作为CO2减排重要措施之一,其发展潜力可期。从驱油封存角度考虑,我国约有100亿t石油地质储存量适宜于CO2驱油,预期可增采7亿~14亿t;全国的枯竭油气田、无商业价值的煤层和深部咸水层的CO2封存潜力较大。综合考虑我国“富煤、贫油、乏气”的资源存储状况及全球能源低碳转型的不可逆趋势,加快CCUS产业发展是支撑国家能源安全的必然选择。我国当前需要进一步积累经验,逐步提高CCUS技术水平,促进其成本下降,为实现CCUS的长期商业化应用做好准备。
加氢液化技术实现长周期商业运行。神华鄂尔多斯直接液化项目已攻克了加热炉结焦等多项关键技术难题,实现了高差压减压阀等核心装备国产化,实现了直接液化装置长周期、稳定、商业化运行。
自主甲烷化技术研究试验取得阶段成果。大唐化工技术研究院、中科院大连化物所、西南化工研究院均开发了甲烷化催化剂和甲烷化技术,进行了中试或工业侧线试验。中新能化自主甲烷化催化剂在大唐克旗项目上开展了国产化替代应用,连续稳定运行达300d以上,经历了高负荷运行考察,各项技术指标均优于同工况进口催化剂水平。
2现代煤化工产业碳排放现状分析
3.5碳捕集和再利用
低温费托合成技术进一步优化完善。新型费托合成催化剂已完成实验室定型,稳定运行时间、时空产率有较大提升,催化剂产油能力提升30%~50%。
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3.4提高电力驱动的比例
我国现代煤化工多数工厂已具备安、稳、长、高生产能力,“十四五”期间,应继续推动已建成的现代煤化工工厂优化完善,实现满负荷条件下的连续、稳定、安全、清洁生产运行,降低生产成本,提高生产运行管理水平,积极改善生产经济性。运用智能化、工业物联网技术和高级分析工具,深入分析、加大力度管控现代煤化工生产过程,进一步提高工厂运行效率,提升核心技术指标,提高目标产品收率,降低能耗、水耗和污染物排放。
(2)绿H2用作补氢原料。现代煤化工与可再生能源制氢的深度结合,将来可能是化工行业生产化工品的重要理想路径。如果不发生变换反应,煤气化后进入合成气中的C只有少量CO2(煤气化过程中产生)在后续工序排放,大部分都通过合成反应进入产品。后续合成反应所需要的H2大部分由可再生能源制氢补充,这样可以做到工艺过程基本不排放CO2。
文/刘殿栋 王钰,石油和化学工业规划院,煤炭加工与综合利用
合成气制乙二醇自主化技术得到更多应用。合成气制乙二醇自主化技术路线已达10余家。其中已经实现工业化的技术6家,单台DMO(草酸酯)反应器产能由2015年5万t/a增加到10万t/a;单台乙二醇合成反应器产能由5万t/a扩大到10万t/a。加氢催化剂寿命由平均2000h增加到5000h。能耗由3.0t标煤/t乙二醇下降到2.6t标煤/t乙二醇。
按此方法并选取典型工艺,分别测得典型现代煤化工产品的碳排放系数如图4所示。现代煤化工产品中,煤制甲醇的单位产品CO2排放量最低,这主要是由于其工艺流程较短,公用设施也较少;煤制烯烃的单位产品CO2排放量最高,主要是由于其工艺流程较长,公用设施也较多。
(1)与低碳原料制备的富H2气互补。单纯以天然气为原料生产甲醇合成气很容易得到较多的氢气,而碳源需从烟道气回收或通过二段转化来实现。而以煤为原料生产甲醇合成气的氢气较少,需要进行CO变换,同时需脱除CO2并直接放空。采用煤和天然气联合造气工艺,充分考虑两种原料的特点,结合两种原料生产合成气的优势,实现碳氢互补。通过降低粗煤气中CO变换深度,甚至取消CO变换工序,从而节省粗煤气CO变换和脱除CO2过程中消耗的额外能量,降低单位产品能耗,减少温室气体CO2的排放。
2.2现代煤化工碳排放现状
3.1深入推动产业结构调整
3.7森林碳汇
未来,在碳中和的大背景下,我国的电力结构将发生深刻变革,据全球能源互联网发展合作组织发布的《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》预测,2025年我国煤电达峰,2050年清洁能源发电占比超过80%,2060年煤电装机有望全部退出。因此,现代煤化工产业进一步提高电力驱动的比例,实际上是增加了应用绿电的比例,可大大降低燃料煤的消耗,进而实现燃料端的大幅碳减排。
文章来源:《现代盐化工》 网址: http://www.xdyhg.cn/zonghexinwen/2022/0708/967.html
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