现代煤化工产业碳减排分析

现代煤化工产业碳减排分析

张辉 付新

山东润银生物化工股份有限公司 山东 泰安 271509

摘要：直到2021年，我国政府不断发布关于围绕“双碳”目标相关政策。2021年5月，生态环境部发布了《关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意见》，明确煤化工为双高项目，属于被管控行业;2021年7月27日，生态环境部发布《关于开展重点行业建设项目碳排放环境影响评价试点的通知》，煤化工行业试点的一些重要省份，新申报的煤化工项目的碳排放指标将被纳入环评。从国家政策导向来看，现代煤化工产业碳减排需求十分迫切，需要尽快研究和探索碳减排乃至碳中和的途径。

关键词：现代煤化工产业碳减排分析

引言

我国发展煤化工有充足的资源保障，2018年我国煤炭查明资源储量为1.7万亿t。近20年来，我国现代煤化工产业取得长足进步，在全球处于领先地位。在煤制油化工核心技术、专用催化剂、关键设备等方面科技创新实现重大突破，先后掌握了大型先进煤气化、煤直接液化、煤间接液化、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制天然气等一批煤转化与后续加工的核心技术，开发了多种填补国内空白的煤基化工新产品，技术水平和产业化规模均已位居世界前列，基本实现现代煤化工高端制造业产业链、供应链的自主可控。

1现代煤化工产业发展现状

现代煤化工自2004年列入国家能源中长期发展规划，经过3个“五年计划”和十余年的项目示范，我国现代煤化工产业规模稳步增长。截至2019年底，我国已建成现代煤化工示范及产业化推广项目53个，其中煤制油9个、煤制天然气4个、煤制烯烃17个和煤制乙二醇23个。考虑现代煤化工行业发展规模，设置两个情景预测煤化工产品产量，采用项目法分类预测试运行、在建和核准项目的产能和产量。基准情景：假设试运行、在建和核准项目均正常投产。强化控制情景：假设试运行和在建项目正常投产。核准项目中，煤制油、气项目不再建设，其他子行业核准项目少量建设.到2035年，基准情景下，煤直接液化、煤间接液化、煤制气、煤制烯烃、煤制乙二醇产能将分别达到225×10⁴t、1360×10⁴t、364×10⁸m³、1360×10⁴t和945×10⁴t；强化控制情景下，预测上述5个子行业产能分别为100×10⁴t、946×10⁴t、184×10⁸m³、1236×10⁴t和840×10⁴t。

2现代煤化工产业碳减排发展策略

2.1煤化工与绿电绿氢技术耦合

煤化工工艺中使用绿电代替煤电，可使煤化工生产过程CO₂排放间接减少约5%。煤是一种缺氢的高碳原料，现有煤化工过程中氢气是通过水煤气变换（WGS）反应产生CO₂为代价生产的，在煤化工生产过程中补充绿氢而不是通过过度消耗CO来调节合成气的H₂/CO比，将可能使煤化工工艺流程实现变革，煤化工流程将会转变为：绿电电解水+煤气化+配绿氢+净化+合成+精制。使用绿电电解水生产绿氢的同时也会生产绿氧，绿氧用于煤气化可减少或不用空分，煤气化装置规模和投资将会大幅缩减，绿氢用于合成气补氢和下游产品加氢精制，可减少或不用CO变换制氢工序，合成气中CO₂量减少，净化和脱碳规模也会明显减小。将置于现场的绿氢生产融入煤化工工艺中，可减少氢气的运输风险和投资。绿电绿氢绿氧在煤化工中的应用至少可以减少60%以上的CO₂排放，耦合绿氢的煤化工新工艺是否可行取决于绿电、绿氢和绿氧的技术成本和可持续的规模化供给以及新工艺投资成本的综合考量。随着绿电与电解水技术的进步，预计2030年绿氢成本将会降低到1m3H20.81~1.33CNY，煤化工绿氢流程在经济上具有可行性，有专家建议应尽快建一个煤化工绿氢流程的中型示范厂，一旦试验示范成功，将会为彻底改变煤化工的困局，闯出一条新路。

2.2碳源头减排

现代煤化工企业生产过程的碳排放约占其碳排放总量的40%～55%，生产过程碳减排，首先应考虑从碳源头减排。众所周知，现代煤化工从原料煤到化工产品的生产过程，原料煤中碳元素占主导，适用于现代煤化工的主流气化炉如粉煤加压气化炉、水煤浆气化炉产出的粗合成气氢碳比范围一般在0.3～0.8，而化工产品要求氢多碳少，一般要求氢碳比在1.5～2.5左右，故煤化工生产过程须实现氢碳原子比的转化;在一般的煤化工项目中，变换反应(CO+H₂=CO₂+H₂)是氢碳原子比转化的主要方式，每变换出1个单位体积的H₂就要排放出等体积的CO₂，这也正是生产过程中CO₂排放的主要来源。

(1)实现碳源头减排的第一种方式是在现代煤化工企业周边建设风/光储电厂制取绿电，再通过电解水装置获得绿氢，将制得的氢气直接加压补入气化炉，从源头上调整粗合成气的氢碳原子比，减少甚至消除变换反应带来的CO₂排放，此为从生产过程源头减排的一种根本途径;且电解水过程中副产的氧气同样可以加压送入气化炉中，相应地可减小空分装置的制氧规模，减少空分装置的热力或电力消耗。另外，现代煤化工企业配套风/光储电厂生产的绿电通过电解水装置制取绿氢、绿氧后，直供煤化工用户，一方面可减少输送过程中的能量消耗，另一方面可通过建设高压储槽储氢来平滑风/光储电厂的负荷波动，与电厂储能模块共同实现对风/光发电的调节，大幅提高风/光储电厂运行的稳定性，增加风/光储电厂的应用时长，避免大规模弃风弃光，且大体量、波动大的风/光发电不入网，还可大大提高电网的稳定性，有利于创造多方共赢的局面。此碳源头减排方式实施的关键点在于建设风/光储电厂需要大规模的闲置土地(及适宜的区位条件)，而现代煤化工产业布局的大部分区域恰恰在戈壁、盐碱地、沙漠多布的西部荒漠化地区，大多具备建设条件，且大规模的光伏发电可以降低地面蒸发量，还可以通过与现代农业技术、现代灌溉技术耦合逐步实现对荒漠化地区的生态改造，创造更大的价值。

(2)实现碳源头减排的第二种方式是将现代煤化工项目与一些能够副产氢气的石油化工、天然气化工项目耦合，实现氢碳互补。不过，此碳源头减排方式受制于地域，仅适用于石油化工、天然气化工和煤化工可以共存的区域。

2.3厂区排放CO₂再利用

森林碳汇是排放CO₂的生物回收方式之一。森林碳汇不仅是回收再利用CO₂的有效方式，而且可实现对生态环境的改善，尤其适用于现代煤化工产业集中的西部荒滩化地区。但森林碳汇需要大量的土地、水利设施和人力，短期内难以起效，且回收CO₂的效率较低，据测算每年每公顷森林生态系统仅可固定20～40t的CO₂。总体来看，森林碳汇短期成本较高、回收效率偏低，但生态价值高，在长期规划中应占有一席之地，建议作为一种辅助的CO₂回收方式考虑。另有一种“CO₂+微藻制油”技术，也是一种有效地利用生物手段回收CO₂的方式，但目前尚处于试验阶段，还存在一些瓶颈问题，未达到可工业化的阶段和水平。

结语

为促进我国煤化工行业在2025年左右提前达峰，建议尽快实施控制现代煤化工发展规模、从源头减少传统煤化工产品需求、优化甲醇行业原料结构、优化煤化工用能结构、提高行业能效水平和促进产品固碳化发展等政策措施。

参考文献

［1］国务院发展研究中心资源与环境政策研究所．中国能源革命进展报告(2020)［R］．北京:石油工业出版社，2020．

［2］方琦，钱立华，鲁政委．我国实现碳达峰与碳中和的碳排放量测算［J］．环境保护，2021，49(16):49－54．

［3］刘殿栋，王钰．现代煤化工产业碳减排、碳中和方案探讨［J］．煤炭加工与综合利用，2021(5):67－72．