现代煤化工碳排放形势和碳利用技术进展分析

文章来源:《煤炭加工与综合利用》 发布时间:2017-02-27
对我国现代煤化工行业的碳排放形势进行了分析,详细介绍了提高能源利用效率进而减少二氧化碳排放的节能措施,同时详细论述了现代煤化工二氧化碳的综合利用途径和碳交易策略。

对我国现代煤化工行业的碳排放形势进行了分析,详细介绍了提高能源利用效率进而减少二氧化碳排放的节能措施,同时详细论述了现代煤化工二氧化碳的综合利用途径和碳交易策略。

现代煤化工是实现煤炭资源高效清洁利用的重要途径,肩负着促进我国煤炭消费结构升级、创新驱动节能减排的重要使命。但与石油化工和天然气化工相比,现代煤化工的生产技术和路径决定了仍然要付出更大的投入和资源、能源代价,也将产生相对更大的碳排放。面对现实,现代煤化工的发展要从自身入手,通过优化工艺、优化设备、优化系统配置、优化管理等措施,尽可能提高能源利用效率,减少二氧化碳排放,并做好对集中的二氧化碳排放源进行充分利用的准备。

1 我国现代煤化工行业碳排放形势

根据《BP世界能源统计2015》,2014年我国能源消费总量达到29.72亿t油当量,同比增长2.6%,占世界能源消费总量的23%;二氧化碳排放量达到97.6亿t,同比增长0.9%,占世界二氧化碳排放总量的27.5%。可以看出,尽管我国二氧化碳排放水平仍相对偏高,但二氧化碳排放增长率已大大低于能源消费增长率,呈现积极转变。

从终端能源消费结构看,我国工业消费能源占比达70%以上,交通运输类占比约8%,生活消费类约10%以上。工业中,化学工业的能源消费占比约23%。

根据有关单位对我国化学工业能源消费和二氧化碳排放状况的研究,2011—2012年我国化学工业二氧化碳排放量约10.7亿t和11.1亿t,其中煤化工行业二氧化碳排放量约2.2亿t和2.7亿t,约占化学工业的21%和24%,约占全国的2.7%和3.2%。

今后,随着现代煤化工产业的发展,现代煤化工生产过程的碳排放绝对数值仍将增加。但要看到,现代煤化工产出的是大量清洁能源,这些清洁能源进入消费领域,可以大幅减少消费领域的污染物排放,并从全生命周期角度衡量,具有相对优势的较高能效。可以说,现代煤化工是以自身付出集中碳排放的代价,实现煤炭全生命周期清洁高效利用的目标。

2 现代煤化工主要节能措施

提高能源利用效率是从源头减少二氧化碳排放的重要途径。现代煤化工行业经过“十一五”和“十二五”期间示范项目运行和不断总结工程经验,对关键工艺技术、系统优化、公用工程配置等重要方面都进行了比较系统的总结,对提高生产过程的能源利用效率具有积极作用。

现代煤化工项目的节能,应从设计阶段开始,全面采用各项节能措施。工艺设计节能应主要遵循以下原则:

(1)采用节能型工艺技术、节能型设备、先进的控制系统;

(2)正确匹配各种流程关系和关键参数,正确选用各类设备,防止“大马拉小车”现象;

(3)优化工艺流程,按能量品位高低梯级使用,做到一能多用、充分利用;

(4)采取有效措施,减少能量损失;

(5)根据“热—电联产”和工厂一体化集中设置供热中心,使能量合理利用。

2.1 工艺技术节能

现代煤化工项目的工艺设计要充分考虑原料煤的特点和最终产品的特点,选择国内外先进、成熟、可靠的适用技术和工艺。先进可靠工艺技术的优化组合是实现现代煤化工本质节能的根本保证。

2.1.1 煤气化节能

煤气化技术选择首先要适应煤种要求,其次贴近产品对合成气组分的要求。从提高能效角度,煤制天然气项目应尽可能选择气化过程直接产生较多甲烷的煤气化技术,降低后序系统生产负荷;煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇等项目,尽可能选择气化效率高、污水排放少、气体成分与后序合成单元要求的碳氢比相接近的煤气化技术;尽可能提高煤气化的气化压力,相应地提高后序净化装置操作压力,从而一方面提高净化装置的溶剂吸收能力,减少溶液循环量,降低电耗,另一方面与后序合成装置的合成压力衔接,减少合成气压缩功耗。

2.1.2 变换节能

变换技术和变换流程要适应前端煤气化来的高温水煤气,要满足后端合成单元对气体组分的要求;要避免传统流程的“冷热病”,提高热回收效率高。变换副产的中压蒸汽、低压蒸汽要充分利用,最大限度地利用热能,并最大限度地减小循环水用量。

2.1.3 净化节能

目前现代煤化工项目酸性气脱除工艺普遍采用最先进的低温甲醇洗净化工艺,净化度高,蒸汽消耗和电耗低,是一种高效节能型净化技术。

2.1.4 合成节能

现代煤化工涉及的合成技术主要包括甲烷合成、费托合成、甲醇合成等。合成技术要选择成熟、可靠、大型化的先进技术,尽可能提高合成过程副产蒸汽的品质并充分利用。

2.1.5 空分节能

现代煤化工项目氧气需求量大,在与主体工艺系列相匹配的前提下,宜选择大型化空分技术和先进流程,配套先进的控制系统和高效、节能、运行安全、稳定、可靠的三大机组(空压机、汽轮机、增压机)。

2.1.6 大型机组驱动节能

大型压缩机,如空分空压机及增压机、合成气压缩机等,采用蒸汽透平直接驱动,以提高压缩效率,避免能量转换损失。有条件的项目可考虑与大电厂协议直供电,采用电驱动。

2.1.7 工艺余热优化利用

充分利用煤气化、变换、合成等工艺余热,副产蒸汽,并将低位热能综合利用。

2.2 设备节能

(1)板式塔选用新型高效塔盘,改善气液接触状态,避免死角盲区,提高塔盘效率,节能降耗。

(2)换热器根据适用场合选用各种新型、高效、低压降换热器,提高换热效率,减少能耗。

(3)机泵选用高效机泵和高效节能电机,提高设备效率。

(4)中间储罐根据适用场合,合理采用不同储罐型式;大型厚壁设备宜采用复合板结构,降低能耗。

(5)设备和管道保温采用性能好的隔热、保冷材料。

2.3 自动控制节能

(1)合理配置能量计量器具。配置完善且满足精度要求的能源消耗、产品计量等检测仪表来满足定量分析,实现生产和能量精细化管理。

(2)采用先进自动化生产管理系统。采用先进的全厂综合系统(ICSS)和制造执行系统(MES)组成生产计划、生产运行管理、生产执行和生产统计,实现优化操作、优化调度、优化企业资源和经营管理。

(3)优化过程控制。采用全厂综合系统(ICSS)优化过程控制,使生产操作更加精确、安全、稳定、高效,实现设备的精确控制。

2.4 全厂热能综合利用

(1)热功联产。选用汽轮机直接驱动透平,减少电能二次转换中的能量损耗。

(2)优化全厂热能管网设计。综合分析、研究生产全过程的热能转换和热能可利用状况,合理安排全厂蒸汽平衡和蒸汽管网等级。

(3)工艺装置余热分级回收。根据工艺余热品位的不同,在满足工艺装置要求的前提下,分别用于副产蒸汽、加热锅炉给水或预热脱盐水和补充水,使能量供需和品位相匹配,将单个设备、单个装置的能量利用优化与全厂能量利用总体优化相结合。

2.5 工厂总图布置节能

(1)优化生产装置布置。根据工艺生产装置特点进行功能分区,将生产联系密切的相关装置靠近布置,工艺流程顺畅,工艺管线短捷,避免工艺管线迂回反复,减少管道沿程能量消耗。

(2)合理布置全厂热电中心。在满足总图布局要求前提下,使燃料运入尽可能短,又尽量靠近主要的蒸汽负荷中心,降低能量损失。

(3)合理布置变电所。在满足安全的前提下,尽量靠近负荷中心,降低能量损失。

(4)在满足防火、生产、检修和施工要求的前提下,合理确定工厂通道宽度,节约用地,减少管线长度,节省能耗。

(5)合理选择厂内灰渣装运区和厂外灰渣场的位置,缩短运距。厂内灰渣装运区宜靠近厂外运渣公路和厂外渣场,尽可能缩短灰渣运输距离,减少灰渣运输能耗。

2.6 其它工程性节能措施

(1)电气节能。根据用电负荷容量、供电距离及分布、用电设备特点及负荷等级,合理设计供配电系统和选择电压等级,使供配电系统在最佳状态下运行,将运行损耗降至最低。选用节能型电气产品,如低损耗电力变压器、高效率电动机、交流变频调速装置、节电型低压电器等。

(2)采暖节能。采用卫生条件和节能效果好的闭式热水采暖系统。采用凝结水回收装置回收换热后的凝结水。集中采暖系统供水或回水管分支管路设置水力平衡装置。散热器选用耐腐蚀、承压高、传热系数高的新型散热器。

(3)通风节能。库房通风根据实际情况,选择无动力自然通风器或者机械通风,尽可能降低机械通风能耗。对可能散出少量有害气体的通风柜、排气罩等设置局部排风,避免全面通风的大风量能耗。

(4)空调节能。仪表控制室单独设计集中温度和湿度控制的全空气调节系统。其他有温湿度控制的房间设独立的空调系统,便于独立控制,节约能源。集中全空气调节的新风系统按过渡季节全新风运行设计。设有机械排风时,对可采用循环风的空气调节系统设置热回收装置。选择空调设备冬季不采用电加热作为室温加热器,而使用热水加热空气。选择高效的保温材料,对风管、水管、及设备进行保温、防潮处理。

(5)照明节能。在保证不降低作业面视觉要求和照明质量的前提下,减少照明系统中光能损失,从而最大限度地利用光能。充分利用自然光。选择高效光源,采用高效节能的照明灯具和照明电器附件,合理设计灯具控制方式。

(6)管道布置节能。在保证安全和满足设计规范的前提下,尽可能节约管道,降低流体因阻力引力的能量损失。根据适用场合,合理选用各种管道保温材料和保冷材料。

3 现代煤化工CO2利用途径分析

现代煤化工生产过程中,净化装置是集中的CO2排放源,需要结合项目所在地自然条件和地形条件,加强环境影响分析,重视CO2排放可能对周围人群和生态环境产生的影响。在有条件的地区,应积极研究CO2利用途径,发挥现代煤化工项目所产CO2浓度高、易于利用的优势,探索气驱采油、地质封存、微藻制油以及其它CO2综合利用技术。

目前,我国CO2的综合利用途径主要有四条,即用于化学品制造、CO2驱油、CO2生产藻类、森林碳汇,此外还可考虑捕集与封存。化学品制造主要指氮肥、纯碱生产过程消耗CO2,但受生产规模和消耗水平所限,CO2减排效果有限。CO2驱油潜力约3.7亿t/a,能够实现减排CO2的同时带来经济效益,在国外已经发展较为成熟,国内也已开展工业试验,现阶段是建设示范项目和逐步推广的关键阶段。生物微藻目前仍处于试验阶段,技术仍有待于开发。森林碳汇是我国目前固定CO2的最有效途径,应鼓励加快发展。根据我国地理条件分析,CO2捕集后再封存,封存潜力约620亿t/a,但与区域地理条件有很大关系,总体上封存成本高,适宜局部试点。

3.1 二氧化碳驱油

CO2驱油主要是指将高纯度CO2压注到一次采油(衰竭式开采)和二次采油(注水助采)后的油井,对残留地下的石油进行第三次开采。CO2驱油技术的应用一般可提高原油采收率8%~15%(地质储量),近年来随着技术进步,最高可达30%以上,延长油田生产寿命15~20年,并能有效实现CO2大幅度减排。据美国《油气杂志》所做的年度调查统计数据表明,在当今全世界各类驱油技术中,CO2驱油是仅次于水驱的主要驱油技术之一(另外还有蒸汽热驱、烃混相驱、化学驱)。由于CO2驱油需要大量的高浓度CO2,对于煤化工副产的CO2利用提供了非常有效的利用途径,大大提高了煤化工技术的经济效益和社会效益。

目前国外CO2驱油已成为一项比较成熟的技术,特别是美国,已成为该领域的领跑者。美国有天然CO2气源丰富,通过管道将CO2直接输送到油田、用于驱油开采,每年用量约2000~3000万t,约占美国CO2总消费量的11%,,其中大部分来自天然气的采集。美国大平原气化厂煤制天然气项目的CO2驱油应用是最成功的案例之一。该项目从2000年开始向加拿大Weyburn油田输送CO2用以提高原油采收率。到2005年,用于驱油的CO2总共达到770万t,油田增产原油约1 800万t。

我国在20世纪60年代后期开始探索CO2驱油技术,曾经在大庆、胜利、任丘、江苏等油田先后开展了CO2驱油实验。由于我国天然的CO2资源比较缺乏至今尚未发现较为大型的CO2气藏,技术起步较晚。我国现有的CO2驱油项目包括中石油吉林油田的CO2工业分离与驱油项目、中石化胜利油田的燃烧后CO2捕集与驱油项目、大庆油田CO2驱油项目。2014年,中石油和神华集团计划合作实施10万t/a先导性CCUS试验项目和100万t/a规模化示范项目,并完成商业模式和相关政策研究,力争通过20年的努力,将CCUS一体化技术做大、做强,并加以商业化推广,使之形成重要的战略新兴产业。该方案在鄂尔多斯盆地开展CCUS试验示范,将煤化工产生的高浓度CO2捕集利用,通过注入低渗透难开采的油藏实现驱油增产。

现代煤化工项目可以根据项目周边地质条件,适度参与开展CO2驱油工程试验和示范。

3.2 碳汇林

森林碳汇是有效的碳汇活动。森林碳汇是指利用森林的储碳功能,通过植树造林、加强森林经营管理、减少毁林、保护和恢复森林植被等活动,吸收和固定大气中的CO2,并按照相关规则与碳汇交易相结合的过程、活动或机制。我国2010年政府工作报告中首次提出“增加森林碳汇”,为应对气候变化指明了更确切的方向和道路。

据估算,2001—2011年,我国通过持续不断地开展植树造林和森林管理活动,累计净吸收CO2超过90亿t,再加上通过控制毁林减少的CO2排放,两项合计约100亿t。

我国政府也已将发展碳汇林业作为一项基本国策,自2007年以来颁布实施了一系列对其融资产生重大影响的政策文件,如《林业产业振兴规划(2010—2012年)》《应对气候变化林业行动计划》和《2010年中央一号文件》等,明确提出要增加林业建设资金,扩大林业信贷扶持政策,提高中央财政对属集体林的国家级公益林森林生态效益补偿标准等。

国内首家以增汇减排、应对气候变化为目的的全国性公募基金会——中国绿色碳汇基金会,从2010年7月成立到2012年底,累计募集来自企业、社会团体和个人志愿资金约3亿元,完成了8000 ha的碳汇造林建设任务。

森林碳汇要占用大量土地,也会耗用一定量的水资源,而我国人地矛盾突出,煤炭资源与水资源逆向分布,因此碳汇产业也有可能受到环境和生态条件的约束。

如果需要承担碳利用任务,现代煤化工项目可以考虑在项目周边直接建设碳汇林,或者到更适合林木生长、水资源和土地资源更加适宜的地区建设碳汇林。

4 现代煤化工响应碳交易的策略分析

为推进生态文明建设,加快经济发展方式转变,促进体制机制创新,充分发挥市场在温室气体排放资源配置中的决定性作用,加强对温室气体排放的控制和管理,规范碳排放权交易市场的建设和运行,国家发展改革委组织起草了《碳排放权交易管理暂行办法》,并以发改委令的形式于2014年12月10日予以发布。

碳排放权交易是我国深化改革的选择。党中央、国务院的一系列文件中都明确要求建立我国的碳排放权交易体系。2015年6月《中共中央国务院关于加快推进生态文明建设的意见》:建立碳排放权交易制度,深化交易试点,推动建立全国碳排放权交易市场;2015年9月25日发布的《中美元首气候变化联合声明》提出,中国计划于2017年启动全国碳排放交易全系,将覆盖钢铁、电力、化工、建材、造纸和有色金属等重点工业行业。2015年10月29日《中共十八届五中全会公报》指出,要建立碳排放权初始分配制度。2016年以来,国家发展改革委牵头,各省、自治区、直辖市发展改革会组织有关部门和单位开展碳交易建设基础工作。根据有关规定,石油加工、化学原料和化学制品制造业是履行碳交易的主要行业之一。在当前我国的现实条件下,现代煤化工应对碳交易、制定合适的碳交易策略更加重要。

4.1 碳交易基本规则

按照《碳排放权交易管理暂行办法》规定,我国碳交易实施配额管理,由国家确定基本规则,再由地方碳交易主管部门来执行。国家确定的基本规则包括如下几条。

(1)国务院碳交易主管部门公布碳排放权交易纳入的温室气体种类、行业范围和重点排放单位确定标准。

(2)国务院碳交易主管部门确定国家以及各省、自治区和直辖市的排放配额总量、免费分配的排放配额数量、国家预留的排放配额数量。

(3)国务院碳交易主管部门负责建立和管理碳排放权交易注册登记系统,用于记录排放配额的持有、转移、清缴、注销等相关信息,注册登记系统中的信息是判断排放配额归属的最终依据。

(4)排放监测与报告需依据国家标准或国务院碳交易主管部门公布的企业温室气体排放核算与报告指南。

(5)重点排放单位可使用国家核证自愿减排量抵消其部分经确认的碳排放量。

(6)国务院碳交易主管部门负责确定碳排放权交易机构并对其业务实施监督。

(7)国务院碳交易主管部门负责建立碳排放权交易市场调节机制、维护市场稳定。

关于碳排放配额的认定和分配,国家的相关规定是:给予地方适当的灵活性,即经国务院主管部门批准,省级碳交易主管部分可适当扩大碳排放权交易的行业覆盖范围;各省、自治区、直辖市结合本地实际,可制定并执行比全国统一的配额免费分配方法和标准更加严格的分配方法和标准;各省、自治区、直辖市的排放配额总量中,扣除的本行政区域内重点排放单位免费分配的配额量后剩余的配额,向省级碳交易主管部门用于有偿分配。

关于碳排放初始额度的认定,预计按照“基准法”的可能性较大,即根据行业统一的强度值进行免费配额分配。

4.2 现代煤化工对碳交易的应对策略

现代煤化工应对碳交易,应分为两部分考虑。

一是在碳交易实施前、已投产的现代煤化工项目如何获得合理的初始配额。

有两种可能,一种是国家根据行业水平,直接给出现代煤化工不同类型项目的初始配额;另一种是鉴于现代煤化工项目建设仍处于起步摸索阶段,尤其是先建设的项目主要目标是完成关键技术工业化运行,系统配置可能并不完善,能效和碳排放水平暂时达不到国家有关标准要求,国家适度给予一定的宽限期,过渡阶段根据企业实际生产运行情况、计量能源进出、衡算碳排放量,并向有关部门进行碳排放初始审报,获得碳排放初始额度;过渡期间,企业应开展技术改造,提高能效,降低碳排放;过渡期结束后,企业能效和碳排放水平应达到国家规定的行业水平标准,在碳排放额度中酌减碳排放量。

二是在碳交易实施后投产、或者开展前期工作的现代煤化工项目如何获得合理的初始配额。

这种情况预计将参照国家有关产业政策标准(例如煤炭深加工示范项目规划等),或者由国家有关部门委托专业机构,给出现代煤化工不同类型项目的行业水平和初始配额。初始配额是无偿获得还是有价获得、按什么价格标准获得,尚存在不确定性。如果是有价获得,需要考虑将碳交易初始配额价款纳入工程投资。现代煤化工项目业主需要密切关注国家碳交易动态,及时调整项目对碳交易的应对策略。

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