CO_2减排、处理技术的量化讨论与分类评价

全球变暖的主要原因是由于大量温室气体排放导致了温室效应,而温室气体的主要组成部分就是CO2。Q1为人类对环境的最低要求值所对应的CO2总量,当大气中的CO2总量大于Q1时,表示环境已不适合人类居住和发展。大气中CO2总量随时间变化的峰值Q2必须远小于Q1,否则CO2排放对人类社会构成的危险性依然很大。在假设能源消耗全部用于GDP的增长,所有能量只分为碳能量和氢能量两部分,对CO2技术的资金投入由P1、P2、P3三部分组成的基础上,引入与CO2变化相关的量化关系式。根据关系式,可以通过提高能源利用效率、减少能源浪费、发展可再生能源和替代能源、改变能源结构来降低单位GDP的CO2排放量。发达国家应将技术资金投入的重点放在发展可再生能源与CO2捕集和储存技术方面,而发展中国家投资的重点应放在提高能源利用效率方面。CO2减排和净化处理技术可分为降低单位GDP的CO2排放量、CO2的暂时储存和CO2的永久固化3个方面。我国现阶段应加大提高能源利用效率和增加清洁能源比例的投入;从长远来看,应加大对CO2捕集和储存技术的投入,特别是实现永久性储存。     

可再生能源电力系统负荷平衡化分散调度方法研究

可再生能源电力系统负荷调度容易受到不确定性因素的影响,没有考虑备用调度因素,导致电力系统调度效果较差。针对该问题,提出可再生能源电力系统负荷平衡化分散调度方法研究。根据动态负荷平衡系统结构,建立单区域考虑多重不确定性负荷平衡化分散调度模型,并描述负荷在时间段内的变化值,以此确定调度目标函数。在相关约束条件下,使各个负荷预测误差相互独立,保证本区域负荷波动一致,完成多重不确定性负荷平衡化分散调度。在既定联络线功率下保持约束条件不变,通过引入协调优化乘子项,计算第二层下级优化目标函数,实现备用分散协调调度。仿真实验结果表明,该方法具有良好的抗干扰性,调度效果最高可达到99%。     

Intermittent renewable energy: The only future source of hydrogen?

In this paper we assess the feasibility of various future energy production pathways for hydrogen. We argue that neither nuclear energy, nor coal gasification with carbon collection and storage can provide sufficient climate-neutral energy to be probable routes to a hydrogen future. Their contributions are likely to be too little and too late to be of much help. Hydroelectricity, geothermal and biomass energy can all provide base-load power, but even combined have limited potential, and are not always climate-neutral in operation. On the other hand, the high-potential renewable energy (RE) sources, particularly wind and direct solar energy, are intermittent. Further, wind resources are poorly matched to the existing distribution of world population. Wind power's high potential compared with present electricity demand, high return on energy invested, intermittency, and mismatch with load centres all favour hydrogen conversion and transmission to load centres.     

Innovative energy technologies and climate policy in Germany

Due to the size and structure of its economy, Germany is one of the largest carbon emitters in the European Union. However, Germany is facing a major renewal and restructuring process in electricity generation. Within the next two decades, up to 50% of current electricity generation capacity may retire because of end-of-plant lifetime and the nuclear phase-out pact of 1998. Substantial opportunities, therefore, exist for deployment of advanced electricity generating technologies in both a projected baseline and in alternative carbon policy scenarios. We simulate the potential role of coal integrated gasification combined cycle (IGCC), natural gas combined cycle (NGCC), carbon dioxide capture and storage (CCS), and wind power within a computable general equilibrium model of Germany from the present through 2050. These advanced technologies and their role within a future German electricity system are the focus of this paper. We model the response of greenhouse gas emissions in Germany to various technology and carbon policy assumptions over the next few decades. In our baseline scenario, all of the advanced technologies except CCS provide substantial contributions to electricity generation. We also calculate the carbon price where each fossil technology, combined with CCS, becomes competitive. Constant carbon price experiments are used to characterize the model response to a carbon policy. This provides an estimate of the cost of meeting an emissions target, and the share of emissions reductions available from the electricity generation sector.     

A comparison of electricity and hydrogen production systems with CO2 capture and storage—Part B: Chain analysis of promising CCS options

Promising electricity and hydrogen production chains with CO₂ capture, transport and storage (CCS) and energy carrier transmission, distribution and end-use are analysed to assess (avoided) CO₂ emissions, energy production costs and CO₂ mitigation costs. For electricity chains, the performance is dominated by the impact of CO₂ capture, increasing electricity production costs with 10–40% up to 4.5–6.5 €ct/kWh. CO₂ transport and storage in depleted gas fields or aquifers typically add another 0.1–1 €ct/kWh for transport distances between 0 and 200 km. The impact of CCS on hydrogen costs is small. Production and supply costs range from circa 8 €/GJ for the minimal infrastructure variant in which hydrogen is delivered to CHP units, up to 20 €/GJ for supply to households. Hydrogen costs for the transport sector are between 14 and 16 €/GJ for advanced large-scale coal gasification units and reformers, and over 20 €/GJ for decentralised membrane reformers. Although the CO₂ price required to induce CCS in hydrogen production is low in comparison to most electricity production options, electricity production with CCS generally deserves preference as CO₂ mitigation option. Replacing natural gas or gasoline for hydrogen produced with CCS results in mitigation costs over 100 €/t CO₂, whereas CO₂ in the power sector could be reduced for costs below 60 €/t CO₂ avoided.     

CO2的捕集和封存技术的现状、前景与挑战

本文对CO2捕集和封存技术的现状、前景和可能遇到的挑战进行了论述,指出CO2捕集是煤炭现代化利用的一个重要趋势。同时指出,成本、捕集效率和方式都是影响CO2捕集和封存发展的重要因素,目前一些问题仍需要得到进一步证实。     

德国新能源和可再生能源立法模式及其对我国的启示

在欧盟新能源和可再生能源立法的强力推动下,德国针对电力、交通和供热供冷等不同领域进行新能源和可再生能源立法,其中电力领域的立法进行得尤为深入;德国制定的2020年交通领域可再生能源利用目标为17%;2020年可再生能源在供热领域最终能源消费总额中的比例将达到14%。在出台各种法律的同时,德国还制定出新能源和可再生能源法规,典型例子是海上风电和生物质发电。德国新能源和可再生能源相关法律法规健全,其中电力和燃气产业、节能和能效以及气候变化三大领域的法律法规尤为重要。作为一个对化石能源有着巨大需求的国家,德国的二氧化碳减排进行得卓有成效,2007年较之于1990年,二氧化碳排放总量下降17.5%,人均二氧化碳排放量下降19%,一次能源供应和经济产出的碳排放强度分别下降10.9%和37.2%。同时还带动了欧盟的二氧化碳减排。相比于德国,我国新能源和可再生能源电力立法存在明显缺陷,一是缺乏深度,二是缺乏定力,三是缺乏耐心。德国新能源和可再生能源立法模式给予我国的启示是:能源立法应从小处做起,不应避重就轻,能源立法应一揽子化。     

储能技术在电力系统中的研究进展

储能技术在电力系统中具有削峰填谷、一次调频、提高电网稳定性、改善电能质量、提高电网利用率、提高可再生能源的利用率等重要作用。介绍了抽水储能、飞轮储能、压缩空气储能、钠硫电池储能、锂离子电池储能、液流电池储能等典型储能技术以及各自的国内外研究动态,比较了各种储能技术的优缺点,并对储能技术在电力系统中的不同应用进行了综述。     

考虑碳捕集利用与可再生能源的低碳综合能源系统配置优化研究

为实现传统工业部门的低碳转型,构建了集成可再生能源、电锅炉、储热以及碳捕集利用与封存(CCUS)装备的低碳综合能源系统,并提出了经济和低碳双重导向下的系统配置优化方法.应用粒子群优化算法求解获得各设备的最优配置容量及典型场景下的最优调度方案,并选取乙烯工业进行案例分析.结果表明:通过引入CCUS和可再生能源装备,系统碳排放减少了57.50%,年总成本增加15.92%;当碳价高于109.61 元/t时,低碳综合能源系统具有经济和低碳双重优势.     

碳中和背景下直接空气捕碳(DAC)的技术发展和经济性评估

 旨在探讨面向碳中和背景下直接空气捕碳（Direct Air Capture,DAC）技术的发展现状、应用案例及其经济性评估,以期为我国实现碳减排目标提供参考。  文章综述了DAC技术的工作原理、类型、运用案例,并分析了其在国内外的发展情况。通过比较不同研究中的成本数据,评估了DAC技术的经济性,并讨论了当前面临的挑战与可能的解决措施。  研究发现,DAC技术能有效从空气中捕集CO₂,具有布置灵活、可与可再生能源结合等优点。但其商业化应用仍受到高成本、高能耗和大规模部署的技术挑战的限制。国内外的案例分析揭示DAC技术在实际应用中的效率和成本问题亟待解决,同时也显示了通过技术改进和政策支持可能实现的优化潜力。  尽管存在挑战,DAC技术仍是实现碳中和目标的潜在储备技术,尤其对中国等面临严峻碳减排压力的国家具有重要意义。需要集中研究力量开发更高效、低成本的吸收/吸附剂,改进系统设计,降低能源消耗,并积极探索与可再生能源的结合使用。政府的政策支持和社会的广泛认可也是实现DAC技术商业化的关键因素。通过这些措施可以推动DAC技术的发展和应用,助力实现碳减排和环境保护的双重目标。     

浙江省碳捕集利用与封存技术研究进展

 能源安全前提下的绿色低碳转型与工业结构调整是浙江省“碳达峰碳中和”工作面临的严峻挑战。由于浙江省煤电发电量占比较高,碳捕集利用与封存技术（CCUS）有望在浙江省能源与工业等领域的双碳技术体系中扮演重要角色,是实现化石能源大规模低碳利用的重要技术选择。  从CO₂捕集、输送、利用与封存方面综述了浙江省CCUS技术的研究进展,介绍了浙江省CCUS工程示范项目的开展情况;总结了CCUS全链条各环节主要技术的特点,简要分析了当前CCUS技术发展的问题;展望了CCUS技术在浙江省的发展前景,并提出了发展建议。  浙江省在CCUS各环节,特别是CO₂捕集方面拥有良好的技术储备。省内全流程示范项目工艺路线多样,捕集侧包括燃烧前和燃烧后捕集,利用与封存侧涵盖生物、矿化、化工利用及地质封存,各环节技术成熟度差异化较明显。项目规模较小,初投资和运行成本普遍较高,空间分布分散,不利于形成产业集群。  需准确把握浙江省重点领域CCUS潜力和源汇条件,因地制宜推广CCUS集成项目,持续开展技术研发,并在激励机制、政策法规、商业模式等方面予以保障。     

地下含水层储能技术的应用条件及其关键科学问题

地下含水层储能已成为一项应用日益广泛的实用储能技术,可以很好的应用于大型空调项目。含水层储能系统能够跨季节利用夏季的热和冬季的冷,有效减少化石燃料的使用量进而减少对大气的污染。论述了含水层储能的基本概念、工作原理,分析了地下含水层储能技术的应用条件-水文地质条件、回灌水水质条件,进一步提出了利用地下含水层储能技术需要解决的关键问题,包括储能流体及热前沿的形状和位置、储能位置和含水层的选择、储能过程与环境的作用、储能系统的安全性、可靠性和经济性等。地下含水层储能技术具有节能和环保的重要意义,因而它具有广阔的应用前景。     

捕集二氧化碳的整体煤气化联合循环(IGCC)电厂示范案例研究

本文探讨了一种较快捷准确的选择带CO2捕集的IGCC电厂最优建设地址的评价方法,即采用层次分析法(AHP)来综合评定选址问题中的多方面因素,通过赋予各因素权重并进行矩阵计算得到各备选地址相对优劣程度.该方法将所研究的问题即选择最优建厂地址分解为多个评价层次,建立递阶评价系统.在此基础上,利用专家讨论确定评价指标的权重,...     

基于斜坡和山体的重力储能技术研究进展

大力发展可再生能源并实现清洁能源变革,是实现碳达峰碳中和的重要途径,电网对各种储能技术的需求日益增长,而规模化储能技术是有效解决可再生能源并网问题的重要技术途径。抽水储能是标杆性的物理储能技术,技术成熟、应用广泛且装机容量最大,是规模化物理（重力）储能技术的典范;重力储能是最近引发广泛关注的新型物理储能技术,按照应用场景的不同分为多种技术类型。本文首先介绍了依托山体、倾斜矿井的斜坡重力储能的原理和结构,并根据应用场景和技术特点进行了分类阐述,包括依托山体斜坡的抽水储能、轨道式重力储能和缆索式重力储能等技术类型;然后回顾了不同类别依托斜坡重力储能技术的研究进展和应用情况,并阐述了每种技术类型的优势和不足;据此提出一种更为优化的斜坡重力储能技术——斜坡缆-轨式重力储能技术,不仅融合了斜坡轨道式重力储能与斜坡悬架缆车式重力储能的优点,且避免了两者的缺点;最后概述了当前斜坡重力储能技术存在的关键问题,并就其发展与推广应用进行了展望。