CO2回收和捕集技术及应用新进展

主要介绍几种CO2回收利用方法：溶剂吸收法,变压吸附法,有机膜分离法和催化燃烧法。评述了CO2捕集技术及应用：脱除CO2新溶剂、基于氨的新工艺、CO2吸附技术、易于CO2捕集的纯氧燃烧、分离CO2的膜法技术以及CO2制取碳酸氢钠技术。     

碳捕集、利用与封存技术的现状及前景

碳捕集、利用与封存(CCUS)是一种有效的碳处理技术。在碳中和背景下,中国CCUS技术将迎来万亿级产业风口。目前,CCUS技术各环节均取得了显著进展,但大规模应用仍面临诸多挑战。通过调研国内外CCUS技术文献以及全球正在运行和计划建设的CCUS项目,总结了国内外CCUS技术的发展现状和研究进展,进一步明确CCUS面临的挑战及未来发展前景。研究表明：目前碳捕集效率不足90%,碳捕集成本占CCUS项目总成本的60%～85%,碳捕集技术的研发重点应以燃烧前捕集(如乙醇、合成氨和天然气加工等行业)以及燃烧后捕集等以提高碳捕集效率、降低碳捕集成本为主;CO₂利用技术目前处于工业示范阶段,突破高温、高压环境瓶颈,寻找合适的催化剂提高碳利用效率是CO₂利用技术下一阶段的重点研究方向;CO₂在油气田和咸水层封存应围绕CO₂驱提高油气采收率和增加CO₂封存潜力开展进一步研究;CCUS项目需要克服实现经济盈利、技术创新、降本增效、政策补贴激励等挑战;CCUS耦合氢能、油气田地热能等新能源将成为未来...     

二氧化碳捕集、驱油与封存项目碳减排量核算方法

针对CO₂捕集、驱油与封存(CCUS-EOR)项目全流程温室气体减排量化和核证的难点,在温室气体自愿减排项目方法学框架下,通过研究项目各工艺环节核算边界、基准线排放和项目排放量核算方法、散逸和泄漏量化与预测模型,建立CCUS-EOR项目碳减排量核算方法,为CCUS-EOR项目温室气体减排量化提供核证依据。结合吉林油田CCUS-EOR工业示范项目全流程能耗、散逸和泄漏排放监测的实际数据进行核算,项目在现有80%埋存率下的净减排效率约为91.1%。不同浓度和规模的CCUS-EOR项目碳减排量核算和预测表明,在项目核算边界内,燃煤电厂为代表的低浓度气源CCUS-EOR项目年核证净减排效率约为37.1%,天然气制氢为代表的高浓度气源CCUS-EOR项目年核证净减排效率约为88.9%。该方法适用于核证计入期内多种基准线情景下CCUS-EOR项目的碳减排量核算,可为企业CCUS-EOR项目布局与产业规划提供决策依据。     

火电厂CO2捕集与纯化工艺的工程—经济模型

文章基于Fluor Daniel Econamine FG技术,在介绍了其CO2捕集、纯化工艺流程的基础上,使用ProTreat软件对CO2捕集、纯化过程进行了模拟,经过对模拟数据回归分析,建立工程—经济模型.此模型可为大型火电厂、油田等企业投资CO2捕集、纯化技术提供一定的参考依据,可作为相关工程投资回报预算的重要手段.     

我国碳捕集与封存技术应用前景分析

综述了国内外碳捕集与封存(CCS)产业现状,对目前CCS商业化存在的问题进行了分析,指出我国CCS产业目前仍处在工业示范阶段,技术上尚未成熟,在政策法律和相应的商业运行机制上仍有不足。我国的CCS商业化进程应遵循成本效益原则,优先尝试高浓度二氧化碳源的处理,再应用到广大的煤、电、石化企业中。并结合未来CCS发展趋势提出了相关的建议。     

CO2捕集、利用和封存在能源行业的应用：全球案例分析和启示

为了实现中国21世纪中叶达到碳中和,大规模应用CO₂捕获、利用和封存(CCUS)技术可以减少能源行业的温室气体排放。通过对国内外CCUS技术、项目的调研,得出了关于未来CCUS部署的3个见解,这些见解有助于能源行业实现转型。首先,碳源浓度较低导致碳捕集效率低,从而导致碳捕集的经济成本较高的问题是目前CCUS项目无法商业化的主要因素,在发展当前的碳捕集技术,提高捕集效率和降低捕集成本的同时也应大力研究空气捕集技术,尤其是在工艺设计和新型吸附材料研发方面,争取实现弯道超车;其次,CO₂在油气藏和咸水层的封存与利用应当作为CCUS技术研究的重点,逐步实现大规模推广,并在技术升级和体系完善的基础上推广CO₂增强地热、煤层气等其他耦合技术;最后,应当在当前国际上较成熟的碳政策的基础上研究适合中国的激励政策,建立有效的法律法规。论文总结了当前CCUS的关键挑战,并为未来的CCUS研究方向提供了指导方向。     

CO2分离捕集技术研究进展

为降低传统工业企业生产中的碳排放,需要对生产装置进行碳捕集技术改造。文中介绍了膜分离捕集CO₂、吸附反应分离捕集CO₂、空气吸附捕集CO₂及以有机胺溶剂、离子液体溶剂、低共熔溶剂为代表的溶剂吸收捕集CO₂等主流CO₂分离捕集技术研究及工业化应用现状。研究表明,通过功能化改性提高CO₂捕集膜和吸附剂性能成为未来研发方向;降低复配溶剂能耗、控制离子液体制备成本成为当前CO₂分离捕集技术工业应用的发展方向。     

通过捕集CO2促使微藻生长并用于生产生物燃料技术

UOP公司于2010年3月宣布,获美国能源部150万美元的资助,开展通过捕集CO2促使微藻生长及用于生产生物燃料和能源的技术验证。     

采用新型溶剂捕集以减少CO2排放

实验室试验已表明,采用新型溶剂从发电厂排放物中脱除CO2,具有耐用和耗用很少能量的优点。这种溶剂由巴斯夫公司与欧盟“捕集CO2并贮存”开发项目组其他成员共同开发。2006年3月将在位于丹麦Esbjerg的世界最大的中型煤发电装置上试用。首次试验将采用单乙醇胺（MEA）作为参比溶剂,捕集CO2所用溶剂的重要之点在于减少脱除CO2所需的能量,如果需要能量太高。会减少电厂的电力产量。例如,燃煤电站使用常规的MEA溶剂捕集CO2,会使发电量减少45％-30％。     

挪威Mongstad炼油厂将实施碳捕集与封存

挪威最主要的污染工业基地Mongstad炼油厂于2009年6月22日宣布将采取行动应对气候变化。位于挪威西海岸的Mongstad炼油厂每年排放出1．7Mt二氧化碳。该厂将试验采用被称为碳捕集与封存（CCS）的新技术,先建设小规模中型项目,到2011年捕集0．1Mt／a二氧化碳,几年之后将建设大规模装置,以解决该炼油厂和建设中的天然气发电厂排放的绝大部分二氧化碳。     

酶基方法可望使CO2捕集经济可行

酶基方法可望使CO2捕集经济可行。总部在美国加利福尼亚州Redwood市的Codexis公司和加拿大魁北克市的CO2解决方案（CO2 Solution）公司于2010年9月22日宣布,联合开发低成本的方法,从燃煤电厂捕集二氧化碳（CO2）。     

示范项目成本逐年降低国内碳捕集商业化望提速

在近日举行的“碳收集领导人论坛第四届部长级会议”上,国家发改委副主任解振华表示,“十二五”期间,中国将从国情和实际出发,继续稳步推进和发展碳捕集、利用和封存技术（CCUS）。将重点引导电力、煤化工等高排放行业在行业规划中充分考虑二氧化碳捕集、利用和封存的需要,推动CCUS示范项目建设。     

中国炼化行业CO2减排技术研究现状

文章分析了炼化行业CO2的主要排放源以及影响CO2排放的因素,探讨了炼化行业亟需发展的减排技术.提高炼油过程的能效是减少炼油生产过程碳排放的根本办法;开展CO2分离及资源化利用、发展碳捕集与封存技术是具有发展潜力的主要下游碳处理技术;发展生物炼制并探寻生物炼制与石油炼制的适宜发展模式,尚面临诸多困难,但却是促进我国能源结构调整、发展生物质能源的有效措施.     

二氧化碳的回收利用与捕集储存

随着“京都议定书”于2005年2月正式生效,二氧化碳的回收与利用,以及其捕集与储存现已成为全球关注的“热点”课题。本文从大型油气生产企业的角度,对涉及的有关问题作扼要评述。     

CryoCell低温CO_2捕集技术在高含CO_2天然气处理中的应用

当天然气中CO2含量较高时,需要对CO2采取地下封存措施。传统的CO2脱除技术是在低压下脱除气态的CO2,CO2封存过程能耗较高,CryoCell低温CO2捕集技术则是在低温下以液体的形式把CO2从天然气中脱除出来,然后将液态CO2用泵加压到地下封存所需要的压力储存起来,大大降低了CO2封存过程所需的能耗。文中分析了传统技术在处理高含CO2天然气时的局限性及CryoCell技术存在的优势,重点描述了CryoCell技术的工艺流程。CryoCell技术避开了传统酸性气体处理过程中的缺点,避免了水的消耗、化学药剂的使用和与腐蚀相关的一些问题,能耗和减排成本大大降低,可用于高含CO2气田。     

CO2封存技术为提高油气产量开辟了新的领域

对于石油和天然气的开采者来说,注CO2能够增加石油、天然气的产量.对CO2进行封存,既为他们提供了机会,同时也为这些开采者增加了潜在的费用.     

捕集CO_2是圈套?

<正>2013年11月底,应英国皇家工程院邀请,中国工程院前往英国进行访问。按两院原先达成的协议,英国皇家工程院与中国工程院合作主题为"低碳能源创新技术"交流研讨会。双方工程院院士和专家对低碳能源创新技术与开发(石油、天然气、煤炭、电力、风能、太阳能、核能等)及环境保护、节能、二氧化碳减排、非常规天然气,特别是页岩气开发、CCS、CCUS、智能电网、低碳技术等问题进行了广泛深刻而富有成效的交流。     

中国二氧化碳捕集利用和封存技术经济性与规模预测

针对双碳目标背景下中国二氧化碳捕集、利用和封存(CCUS)产业发展潜力和规模预测的全局性量化研究相对缺乏的问题,预测和梳理了CCUS技术不同环节的未来技术经济成本,以及在化石能源延续场景下不同行业碳捕集需求。基于中国CO₂利用、封存潜力及其空间分布构建2060年中国不同地区成本-规模计算模型,预测CCUS技术的全流程经济成本及其对应规模潜力。研究结果表明,中国宜采用就地和异地相结合的封存调度方式,以及就地利用的方式,满足化石能源延续场景下27×10⁸ t/a的CO₂减排需求。其中,采用利用方式减排CO₂约5×10⁸ t,全流程成本约为-1 400～200元/t;采用地质封存方式减排CO₂约22×10⁸ t,全流程成本约为200～450元/t。基于模型计算结果,提出了重点发展基于电制原材料(P2X)技术的化工利用产业、构建CCUS产业集群、探索多方共赢合作模式的建议,形成连接减排需求密集地区和封存靶区的全国主干输送管道推荐方案,计算得到...     

CO2驱油与封存的地面注入工艺技术

延长油田靖边乔家洼油区开展了CO2驱油与封存先导试验,初步建成单井CO2注入能力为10~20 t/d的地面注入系统。该系统主要由低温储罐、屏蔽泵、注入泵、水浴式汽化器及阀门仪表组成,储罐为系统连续供液,屏蔽泵为注入泵预增压,水浴式汽化器为储罐增压。运行初期发现储罐充液速度慢,注入泵进口压力低、预冷周期长、易气阻。通过工艺改造和操作优化,该系统逐步实现了正常注入,为低渗油藏中小规模CO2注入工艺积累了经验。     

吉林油田二氧化碳捕集、驱油与埋存技术及工程实践

系统总结吉林油田在CO₂捕集、驱油与埋存技术研究和工程实践方面形成的成型技术和矿场应用经验,阐述形成的全产业链配套技术系列。采用“模拟计算+中试试验+矿场应用”方法,研究证实了不同CO₂浓度捕集工艺在油田的适应性,研发了以新型活化剂为主的低耗能活化N-甲基二乙醇胺脱碳工艺技术,建立了主干网CO₂气相输送、井口超临界注入、采出流体气液分输的运行模式。根据不同气源条件,应用液相、超临界相、高压密相增压技术和设施,形成了气密封管、连续油管等井下注入工艺及配套防腐防堵技术。驱油实践中研发了锥形水气交替驱、CO₂泡沫驱、高气油比CO₂驱等采油技术与采出流体处理技术。通过数值模拟和现场试验探索,形成了直接回注、分离提纯后回注、混合回注3种产出气循环注入CO₂驱技术,并完建10×10⁴ m³/d循环注入站,实现了伴生气“零排放”。形成了碳通量、流体组分、碳同位素等监测一体分析的CO₂埋存安全监测技术,并确...