海上风电制氢技术现状与发展趋势

氢能应用广泛,具有能源与脱碳“双载体”属性,被认为能源转型、工业及交通领域深度脱碳的关键路径。海上风电制氢靠近氢气消费中心,是支撑海上风电走向深远海的重要技术,也是重要的绿氢来源。本文围绕海上风电制氢各环节的技术、方式、产品方案以及成本,对比了碱性、质子交换膜、固体氧化物和固体聚合物阴离子交换膜4种电解水制氢技术,认为质子交换膜电解水技术更适合海上风电制氢;对比分析了海上风电制氢模式,认为海上风电并网陆上制氢是主流的电解槽布置方式,而离网海上中心平台制氢具有较大发展潜力;天然气管道掺氢是更具可行性的海上氢气储运方式但也存在挑战;电耗和电解槽投资是海上风电制氢的主要成本构成,预测海上风电发电成本、电解槽制造成本以及碳价格将共同推动海上风电制氢成本的逐步下降。本文研究成果可为海上风电制氢技术开发与示范应用提供思路和参考。     

溶剂对油砂沥青改质溶剂脱沥青影响研究

为优化某油砂沥青改质厂溶剂脱沥青单元操作水平,分析了溶剂脱沥青装置运行状况及存在问题,通过研究溶剂组成和工艺条件对溶剂脱沥青单元效率和能耗的影响规律,结合理论计算和工业对标,提出该单元操作优化建议。该溶剂脱沥青装置使用纯度高于99.9%的n-C5H12,对溶剂质量要求苛刻,造成溶剂成本高;溶剂/渣油(质量比)高达7,造成装置能耗高。分析研究表明:采用n-C4H10质量分数不超过10%的n-C5H12与n-C4H10混合溶剂替换高纯度n-C5H12溶剂,调整溶剂/渣油(质量比)为4,脱沥青油收率仅降低0.8%,但对溶剂品质的要求大幅降低,并且溶剂脱沥青装置能耗降低约33.4%。     

煤化工含盐废水处理与综合利用探讨

含有难降解有机物以及高浓度无机盐离子是煤化工含盐废水的主要特点。膜处理是煤化工含盐废水处理回用的主体工艺。膜前预处理对去除含盐废水硬度、有机物起到关键作用。针对浓盐水综合利用及结晶盐处置,分析了烟气脱硫、洗煤、养殖微藻,以及固化/稳定化等技术途径,指出各技术的特点、适用性及存在问题,并对煤化工含盐废水处理与综合利用技术开发提出了建议。     

高浓含酚煤气化有机污水处理研究进展

从酚氨回收、生化处理和深度处理三方面梳理了国内外高浓含酚煤气化有机污水处理技术的研究现状、工程应用情况、存在问题等,提出相应的技术发展建议,总结指出酚氨回收工艺的改进、高效厌氧反应器技术的引入等技术创新的重要意义,以及上下游工艺协同、技术集成与强化是未来高浓含酚煤气化有机污水处理技术发展的重要趋势。     

科技引领中国海油碳中和应用之路

在国家“双碳”目标背景下,中国海油顺应能源绿色低碳转型之大势,在确保国家油气能源供应安全的前提下,结合自身特点和优势,从构建低碳能源供给体系、全程低碳管控及末端治理以及海洋新能源产业发展3个环节,积极探寻中国海油的碳中和应用之路。通过地质认识创新和工程技术突破,推进了南海深水区天然气、渤海深层天然气和陆上致密气的增储上产,率先发展了国内LNG产业,助力中国海油低碳能源供给体系的建设。通过源头管控、过程减排和末端治理,梳理了中国海油在全过程降碳管控中的主要举措,加速中国海油绿色低碳转型。应对能源行业变革带来的挑战,聚焦海上风电、海上氢能、储能及海洋能等新能源产业发展,明确科技引领对中国海油碳中和的重大意义。研究成果为中国海油碳中和路径的制定提供了参考,也可为能源企业绿色低碳转型提供借鉴。     

利用生化+臭氧催化氧化+MBR工艺处理煤制气酚氨回收后废水

介绍了某煤制气企业碎煤加压气化酚氨回收后废水零排放处理中试试验情况。采用水解酸化+两级A/O+臭氧催化氧化+MBR组合作为生化-深度处理的主工艺,介绍了该工艺的流程、各工艺单元的功能、主要运行控制参数及运行调试情况。运行结果表明:经生化-深度处理后,废水中COD_(Cr)、总酚、氨氮、总氮总去除率分别达97.1%、98.7%、96.5%、89.1%,出水COD_(Cr)质量浓度60 mg/L、总酚质量浓度10 mg/L、氨氮质量浓度5 mg/L、总氮质量浓度15 mg/L,达到设计出水水质指标,满足后续中水回用段进水水质要求。     

EGSB-接触氧化法处理碎煤加压气化废水试验研究

采用膨胀颗粒污泥床(EGSB)-接触氧化工艺处理碎煤加压气化废水,考察了污染物的去除效果及关键工艺参数。结果表明:当EGSB水力停留时间为48 h时,其出水COD、总酚、挥发酚分别可达500~800、150~200、20~40 mg/L,去除效果较好。当接触氧化停留时间为64 h时,COD去除率达70%以上,总酚去除率为80%左右,挥发酚全部去除。接触氧化出水经臭氧氧化-好氧流化床处理后,出水主要指标可达到GB 8978—1996的一级标准要求。     

水解酸化+生化A/O工艺处理碎煤加压气化废水的试验研究

针对碎煤加压气化所产生的废水具有含酚高、氨氮高、可生化性差等特点,采用水解酸化+生化A/O组合工艺进行处理,考察了停留时间和回流比对处理效果的影响。结果表明:水解酸化池较合适的水力停留时间在22.7 h^35.7 h;生化A/O池的水力停留时间超过100 h时,COD的质量浓度可降到300 mg/L左右;生化A/O池的混合液回流比对总氮的去除率影响较大,且维持3倍左右的回流比时,可获得较好的总氮去除率。     

油砂沥青改质工艺流程优化探讨

分析了某油砂沥青改质厂合成原油产品收率的设计值与实际运行值,结合现有单元装置,探讨了提高合成原油产品收率的工艺流程优化方案.研究表明,先溶剂脱沥青后热裂化的工艺组合,以及对脱油沥青黏度的认识不充分,造成合成原油实际运行收率偏低.探讨了减压渣油先热裂化再溶剂脱沥青的工艺流程方案.与原设计方案相比,优化的工艺方案馏分油收率...     

煤制天然气废水的水解酸化法处理工艺

采用厌氧间歇式反应器,以煤制天然气（SNG）废水为处理对象,研究了在中温条件下水解酸化处理SNG废水后有机污染物的降解情况。以某柠檬酸生产厂废水厌氧反应器中的颗粒污泥为接种污泥进行4个月的驯化,形成处理SNG废水的稳定体系。试验结果表明运行温度为（35±1）℃,水解酸化时间为48h,进水CODcr总酚和挥发酚分别为1100、220和110mg／L的条件下,COD、总酚和挥发酚的去除率分别为45％、50％和99％左右,三者的降解均符合一级动力学特征。该体系主要停留在水解酸化阶段,甲烷产率为0．0025kgCHe／kgCODremoval,去除的TOC中有77％左右的有机碳用于污泥增殖,污泥增长率为0．3kgSS／kgCODremoval。