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文/劉殿棟 王鈺，石油和化學工業規劃院，煤炭加工與綜合利用
1現代煤化工產業發展現狀
現代煤化工主要包括煤制烯烴、煤制乙二醇、煤制芳烴等煤制化學品和煤制油、煤制天然氣等新型煤基清潔能源。相對傳統煤化工，現代煤化工具有裝置規模大、技術含量高、能耗低、環境友好、產品市場潛力大等特點，對於發揮我國主體能源優勢，保障國家能源供應安全，具有積極意義，未來具有較大的發展潛力。
“十三五”以來，我國現代煤化工無論是在產業發展、基地建設，還是在技術創新等方面均取得顯著成績，並繼續保持國際領先地位，為實施我國石化原料多元化戰略及提升國家能源戰略安全保障能力提供了重要支撐。由於近年煤制甲醇發展較快，產業規模大，先進技術和大型化裝置規模佔比高，筆者將煤制甲醇也一併納入現代煤化工產業進行研究。
1.1行業整體規模保持增長
截至“十三五”末，我國煤制油產能達到823萬t/a，與2015年度相比增加了505萬t，增幅為158.8%;煤制天然氣產能達到51.05億m3/a，與2015年度相比增加了20億m3，增幅為64.4%;煤(甲醇)制烯烴產能達到1672萬t/a，與2015年度相比增加了844萬t，增幅為101.9%;煤(合成氣)制乙二醇產能達到597萬t/a，與2015年度相比增加了367萬t，增幅為159.6%。其中，煤(甲醇)路線乙烯產能佔全國乙烯總產能的20.1%，煤(甲醇)路線丙烯產能佔全國丙烯總產能的21.5%，煤(合成氣)路線乙二醇產能佔全國乙二醇總產能的38.1%;煤制甲醇(其中含煤制烯烴配套的甲醇產能)產能約9230萬t，與2015年度相比增加了2730萬t，增幅為42%。見圖1。
1.2生產執行水平不斷提高
投產的現代煤化工專案不斷完善工藝系統，優化工廠操作，加強工廠管理，提高執行穩定性，多數專案已具備安穩長高執行能力，成本得到有效控制。產能利用率穩步提高。“十三五”期間，我國現代煤化工各子行業的產能利用率逐漸提高，2019年分別達到煤制油71.9%、煤制天然氣84.6%、煤制烯烴85.9%、甲醇制烯烴74.1%、煤制乙二醇72.5%、煤制甲醇86.0%。2020年由於受新冠疫情和低油價的雙重影響，煤制油、煤制烯烴等開工率和產量均同比下降。
資源利用水平不斷提高。煤制油、煤制天然氣、煤制烯烴專案的原料煤耗、綜合能耗、工業水耗持續下降，能效持續提升，滿足相關指標要求。典型煤制油、煤制天然氣工廠已透過72h標定。以煤制油為例，百萬噸級煤間接液化專案的單位產品綜合能耗約2t標煤/t產品，單位產品原料煤耗約3.5t標煤/t產品，單位產品工業水耗約5～6.8t/t產品，能源轉化效率達到43%以上。
1.3綜合技術水平國際領先
透過十餘年技術攻關，我國現已形成較為完備的煤直接液化、煤間接液化、甲醇制烯烴、合成氣制乙二醇的關鍵工藝和工程體系，大型氣化爐等關鍵裝備能夠全部實現國產化，技術裝備水平總體達到國際領先。
大型煤氣化技術已實現規模化發展。氣流床氣化技術單爐投煤量規模已達3000～4000t/d，固定床氣化技術單爐投煤量規模已達1000t/d。
加氫液化技術實現長週期商業執行。神華鄂爾多斯直接液化專案已攻克了加熱爐結焦等多項關鍵技術難題，實現了高差壓減壓閥等核心裝備國產化，實現了直接液化裝置長週期、穩定、商業化執行。
低溫費託合成技術進一步最佳化完善。新型費託合成催化劑已完成實驗室定型，穩定執行時間、時空產率有較大提升，催化劑產油能力提升30%～50%。
自主甲烷化技術研究試驗取得階段成果。大唐化工技術研究院、中科院大連化物所、西南化工研究院均開發了甲烷化催化劑和甲烷化技術，進行了中試或工業側線試驗。中新能化自主甲烷化催化劑在大唐克旗專案上開展了國產化替代應用，連續穩定執行達300d以上，經歷了高負荷執行考察，各項技術指標均優於同工況進口催化劑水平。
甲醇制烯烴技術經商業驗證成熟可行。自主化甲醇制烯烴技術已經成熟且實現了商業化，正在向三代技術邁進。以大連化物所DMTO、DMTO－Ⅱ技術和中國石化SMTO等為代表的一批國內自主甲醇制烯烴科研成果，已成功在大型煤制烯烴專案中示範應用。為更進一步提升煤制烯烴資源能源利用效率，大連化物所繼續開發了DMTO－III技術催化劑和成套工藝，2018年底已完成中試，噸烯烴甲醇消耗降至2.65t，取得了預期效果。大連化物所、中科院上海高研院開發了高選擇性合成氣一步法制取低碳烯烴技術，分別正在陝西和山西建設中試裝置。
合成氣制乙二醇自主化技術得到更多應用。合成氣制乙二醇自主化技術路線已達10餘家。其中已經實現工業化的技術6家，單臺DMO(草酸酯)反應器產能由2015年5萬t/a增加到10萬t/a;單臺乙二醇合成反應器產能由5萬t/a擴大到10萬t/a。加氫催化劑壽命由平均2000h增加到5000h。能耗由3.0t標煤/t乙二醇下降到2.6t標煤/t乙二醇。
煤電化熱一體化初見成效。現代煤化工專案廣泛使用熱電聯供、能量梯度利用。煤電化熱一體化技術已在煤化工專案中推廣使用，如中國石化長城能源化工(寧夏)有限公司等煤化工專案配備了超臨界熱電機組、神華集團包頭二期烯烴專案空分壓縮機擬採用電機驅動等，有效提升了現代煤化工資能源利用效率，減少了汙染物排放。
智慧工廠建設逐步推進。2016年，中煤陝西榆林能源化工公司入選“煤化工智慧工廠試點示範”專案。神華寧夏煤業集團有限公司入選“百萬噸級烯烴(煤化工副產品深加工綜合利用)智慧製造專案”。無線智慧儀表、熱成像、原料與產品衡器計量智慧化、無人機巡檢、機泵群線上監測及大資料智慧故障診斷等一批智慧技術在上述企業得以應用。
1.4清潔生產和環保水平不斷提高
汙染物治理技術水平提高。高難度汙水處理技術、高效酚氨回收、含酚廢水、高鹽水處理技術逐步完善。經過建成示範工程的研究和試驗，國內酚氨回收工藝已經成熟，可以保障煤制天然氣專案穩定執行。粉煤氣化工藝專案汙水“近零排放”路線基本成熟。
專案執行最嚴格的汙染物排放標準。“十三五”期間建成的現代煤化工專案執行了最嚴格的大氣汙染物排放標準，部分專案已率先執行了超低排放。西部地區專案執行汙水“近零排放”，廢渣綜合利用率逐步提高。
儘管如此，現代煤化工產業仍存在經濟性受國際油價波動影響較大、“十三五”確定的示範專案進展緩慢、煤制乙二醇擴能提速、資源環境安全約束加強和配套條件落實難度大等問題。
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2現代煤化工產業碳排放現狀分析
2.1現代煤化工產業碳排放特點
參照《溫室氣體排放核算與報告要求第10部分:化工生產企業》(GB/T32151.10—2015)，化工生產企業的溫室氣體排放為各個核算單元的化石燃料燃燒產生的二氧化碳排放、生產過程中的二氧化碳排放和氧化亞氮等其他溫室氣體排放，以及購入電力、熱力產生的二氧化碳排放之和，同時扣除回收且外供的二氧化碳的量，以及輸出的電力、熱力所對應的二氧化碳量。化工企業按圖2所示識別碳源流，並分別核算。
煤化工利用煤炭可分為“原料”和“燃料”兩種用途。作為原料時，煤參與化學反應，部分碳元素進入產品轉化成清潔能源或化學品，部分碳元素轉化為CO2，少量碳元素隨灰渣流失;作為燃料時，煤炭透過燃燒提供熱量產生蒸汽再發電，為化工生產提供動力和能量，理論上煤充分燃燒後碳全部轉化為CO2，實際應用中煤燃燒後灰渣會帶出少量殘碳。由於部分碳進入產品，因而煤化工生產過程具有節碳能力。
目前我國現代煤化工典型的產業化路徑有煤制油(含直接液化和間接液化)、煤制天然氣、煤制甲醇、煤制烯烴、煤制乙二醇，基本均為以煤氣化為龍頭。以煤氣化為龍頭的煤化工生產過程中的碳流向如圖3所示。在實際核算時，還應考慮購入電力、熱力產生的二氧化碳排放。
2.2現代煤化工碳排放現狀
以鄂爾多斯盆地煤制烯烴專案為例，估算煤制烯烴企業碳排放係數。裝置規模為180萬t/a煤制甲醇、70萬t/a甲醇制烯烴，選取的典型工藝主要包括:水煤漿氣化、內壓縮大型空分、耐硫變換、低溫甲醇洗、甲醇合成、甲醇精餾、DMTO、聚乙烯、聚丙烯以及配套鍋爐、熱電聯產等公輔工程。煤制烯烴產品溫室氣體排放係數核算如表1所示。
按此方法並選取典型工藝，分別測得典型現代煤化工產品的碳排放係數如圖4所示。現代煤化工產品中，煤制甲醇的單位產品CO2排放量最低，這主要是由於其工藝流程較短，公用設施也較少;煤制烯烴的單位產品CO2排放量最高，主要是由於其工藝流程較長，公用設施也較多。
結合2020年現代煤化工產品的產量，可核算得到行業的碳排放情況。測算可知，2020年現代煤化工產業CO2排放總量約3.2億t，約佔石化化工行業排碳量的22.5%。在現代煤化工產業中，煤制烯烴碳排放約佔23.3%、煤制油碳排放約佔10.9%、煤制天然氣碳排放約佔6.8%、煤制乙二醇碳排放約佔6.2%、煤制甲醇(不含煤制烯烴中甲醇)碳排放佔比最大，約52.8%。2020年各產品路線排碳佔比如圖5所示。
統計各子行業的排碳結構可知，現代煤化工全行業二氧化碳中，約33%來源於化石燃料燃燒排碳，約3.5%來源於外購電、熱間接排碳，約63.5%來源於工藝過程排碳，工藝過程排碳主要是變換工序產生的CO2，在低溫甲醇洗脫碳工序排放。
3現代煤化工產業碳減排、碳中和方案探討
3.1深入推動產業結構調整
我國甲醇生產原料路線包括三類:煤炭、天然氣和焦爐氣，煤制甲醇是我國甲醇生產的主要途徑。近年來，隨著大型煤氣化技術和大型甲醇合成技術的成熟，煤制甲醇原料煤種得到擴大，裝置規模不斷提升，工藝技術逐漸完善，能耗和汙染物排放大幅下降，以煤為原料的甲醇產能快速增加，在原料結構中的比重不斷上升。特別是以煤制烯烴為代表的大型上下游一體化專案的建設，使我國煤制甲醇規模和技術達到世界先進水平。但產能在30萬t/a以下和採用非大型氣流床氣化工藝的仍有約30%的產能。大型化裝置的能耗水平顯著降低，產業結構調整帶來的能耗和排碳係數降低仍有較大的潛力。
煤制乙二醇2000年以來發展迅速，技術也從一代技術發展到了三代技術。經過多年的發展，一些能耗高、裝置規模小的產能已成為落後產能，未來隨著技術的進步，有必要進行最佳化升級，降低能耗和排碳水平。
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3.2存量企業持續推進系統最佳化，實現節能減排
我國現代煤化工多數工廠已具備安、穩、長、高生產能力，“十四五”期間，應繼續推動已建成的現代煤化工工廠最佳化完善，實現滿負荷條件下的連續、穩定、安全、清潔生產執行，降低生產成本，提高生產執行管理水平，積極改善生產經濟性。運用智慧化、工業物聯網技術和高階分析工具，深入分析、加大力度管控現代煤化工生產過程，進一步提高工廠執行效率，提升核心技術指標，提高目標產品收率，降低能耗、水耗和汙染物排放。
3.3探索工藝過程降碳新途徑
現代煤化工產業碳排放中約60%以上來自於工藝排放，主要是透過變換淨化工序排放。變換是為了將合成氣中的CO變換為H2，以調節後續合成反應的H2/CO比。從煤氣化中獲得合成氣中的C元素，有相當一部分通過後續變換生成CO2排放到了大氣中。所以，工藝過程中降低變換比或者不變換，將大大降低工藝過程的CO2排放。
(1)與低碳原料製備的富H2氣互補。單純以天然氣為原料生產甲醇合成氣很容易得到較多的氫氣，而碳源需從煙道氣回收或透過二段轉化來實現。而以煤為原料生產甲醇合成氣的氫氣較少，需要進行CO變換，同時需脫除CO2並直接放空。採用煤和天然氣聯合造氣工藝，充分考慮兩種原料的特點，結合兩種原料生產合成氣的優勢，實現碳氫互補。透過降低粗煤氣中CO變換深度，甚至取消CO變換工序，從而節省粗煤氣CO變換和脫除CO2過程中消耗的額外能量，降低單位產品能耗，減少溫室氣體CO2的排放。
(2)綠H2用作補氫原料。現代煤化工與可再生能源制氫的深度結合，將來可能是化工行業生產化工品的重要理想路徑。如果不發生變換反應，煤氣化後進入合成氣中的C只有少量CO2(煤氣化過程中產生)在後續工序排放，大部分都透過合成反應進入產品。後續合成反應所需要的H2大部分由可再生能源制氫補充，這樣可以做到工藝過程基本不排放CO2。
目前，由於可再生能源制氫的成本問題，還不能大規模應用於這一過程，但隨著技術的進步，碳中和的形勢驅動，未來這一過程有望得到規模化應用，從而實現現代煤化工的大幅降碳。
3.4提高電力驅動的比例
化石燃料燃燒排放的CO2約佔現代煤化工產業排碳量的30%，主要排放源來自為煤化工工藝裝置提供動力蒸汽、熱源和自發電而配套建設的鍋爐裝置。目前，大多數企業從經濟性的角度選擇蒸汽驅動工藝裝置的大型壓縮機，從而增大了燃煤消耗。實際上，工藝裝置中此類壓縮機可以選擇電力驅動。
未來，在碳中和的大背景下，我國的電力結構將發生深刻變革，據全球能源網際網路發展合作組織釋出的《中國2030年能源電力發展規劃研究及2060年展望》預測，2025年我國煤電達峰，2050年清潔能源發電佔比超過80%，2060年煤電裝機有望全部退出。因此，現代煤化工產業進一步提高電力驅動的比例，實際上是增加了應用綠電的比例，可大大降低燃料煤的消耗，進而實現燃料端的大幅碳減排。
3.5碳捕集和再利用
CCUS技術作為CO2減排重要措施之一，其發展潛力可期。從驅油封存角度考慮，我國約有100億t石油地質儲存量適宜於CO2驅油，預期可增採7億～14億t;全國的枯竭油氣田、無商業價值的煤層和深部鹹水層的CO2封存潛力較大。綜合考慮我國“富煤、貧油、乏氣”的資源儲存狀況及全球能源低碳轉型的不可逆趨勢，加快CCUS產業發展是支撐國家能源安全的必然選擇。我國當前需要進一步積累經驗，逐步提高CCUS技術水平，促進其成本下降，為實現CCUS的長期商業化應用做好準備。
現代煤化工CO2的主要排放工序是淨化(低溫甲醇洗)排放尾氣和鍋爐煙氣，其中淨化尾氣CO2含量很高，基本均在70%以上，有的甚至超過99%，鍋爐煙氣CO2含量為10%～20%。可見，現代煤化工工藝排放的高濃度CO2更易捕集利用，成本具有相對優勢。
3.6發展CO2加工利用產品
利用捕集的高濃度CO2，可以進一步利用加工生產化學品，實現固碳中和的目的。利用二氧化碳和氫氣可合成甲醇，而甲醇又是重要的基本有機原料，下游可加工生產烯烴、甲醛、醋酸等多種化學品，目前該技術已經獲得突破，多家研究機構和企業正在推進工業示範裝置，未來可再生能源制氫與捕集的CO2生產甲醇將是現代煤化工碳中和的重要手段，如果經驗證技術經濟可行，規模化發展會顛覆當前C1化工的技術路線。
此外，利用CO2可加工生產碳酸二甲酯、可降解材料、芳烴、尿素、碳銨、純鹼、綠藻、無機鹽等產品，從而實現固碳。此類技術未來將在碳中和過程中發揮重要作用。
3.7森林碳匯
森林碳匯是最有效的二氧化碳固定途徑之一，是指利用森林的儲碳功能，透過植樹造林、加強森林經營管理、減少毀林、保護和恢復森林植被等活動，吸收和固定大氣中的二氧化碳。森林生態系統每年每公頃可固定二氧化碳20～40t，而每公頃豐產速生林可以固定56tCO2。
我國高度重視森林碳匯在應對氣候變化中的作用。早在2009年，我國就提出，到2020年森林蓄積量比2005年增加13億m3;2015年提出，到2030年森林蓄積量比2005年增加45億m3左右。目前我國的森林植被總碳儲量已達92億t，平均每年增加的森林碳儲量都在2億t以上，摺合碳匯7億～8億t。
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