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“从单纯低碳讲的话,目前比较针对性的还是咸水层封存。”朱前林向记者介绍说,技术方面,我国也进行了初步探索,如:中石油吉林油田的CO2工业分离与驱油项目、神华的鄂尔多斯煤制油CO2工业分离与陆上咸水层封存项目、中石化胜利油田的燃烧后CO2捕集与驱油项目,这些项目给我国CCUS技术发展提供了非常宝贵的技术积累。
朱前林还表示,CCUS虽然是新问题,但其涉及的很多关键技术来源于石油、地质、化学、生物等领域,基础的薄弱一定程度上制约新技术的发展。《规划》中明确的优先发展方向很多也正是我国目前CCUS面临的问题,当然很多也是世界面临的问题。
另外,CCUS技术在石油开采、煤层气开采、化工和生物利用等工程技术领域的运用与国外相比,还存在不同差距。“目前都还处于初步阶段,面临一系列技术问题,很多问题需要解决后才能实现规模化。”朱前林表示。
“以利用CO2开采石油方面为例,国外已有60年以上的研究与商业应用经验,技术接近成熟。我国利用CO2开采石油技术处于工业扩大试验阶段。与国外相比,主要技术差距在油藏工程设计、技术配套、关键装备等方面。”知情人士向本报记者透露,在利用CO2开采煤层气方面,国外已开展多个现场试验,我国正在进行先导试验。
CCUS面临捕集能耗和成本过高问题
CO2捕集主要分为燃烧后捕集、燃烧前捕集以及富氧燃烧捕集三大类。
燃烧后捕集技术相对成熟,广泛应用的是化学吸收法。“我国与发达国家技术差距不大,已在燃煤电厂开展了10万吨级的工业示范。当前,制约该技术商业化应用的主要因素是能耗和成本较高。”科技部相关人士向本报记者介绍。
与燃烧后捕集技术相比,燃烧前捕集在降低能耗方面具有较大潜力,国外5万吨级中试装置已经运行,国内6-10万吨级中试系统试验已启动。“当前,该技术主要瓶颈是系统复杂,富氢燃气发电等关键技术还未成熟。”知情人士表示。
富氧燃烧技术国外已完成主要设备的开发,建成了20万吨级工业示范项目,正在实施100万吨级的工业示范;我国已建成万吨级的中试系统,正在实施10万吨级的工业级示范项目建设。新型规模制氧技术和系统集成技术是降低能耗的关键,也是现阶段该技术发展的瓶颈。
上述的三种CO2捕集都面临着捕集能耗和成本过高问题。
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