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文/刘殿东王宇石油和化学工业规划院煤炭加工与综合利用
1现代煤化工发展现状
现代煤化工主要包括烯烃、乙二醇、芳烃等煤基化学品和石油、天然气等新型煤基清洁能源。与传统煤化工相比，现代煤化工具有设备大型化、科技含量高、能耗低、环境友好、产品市场潜力大等特点，对发挥我国主体能源优势、保障国家能源供应安全具有积极意义，未来发展潜力巨大。
“十三五”以来，我国现代煤化工产业在产业发展、基地建设、技术创新等方面取得显著成就，继续保持世界领先地位，为实施我国石化原料多元化战略、提高国家能源战略安全保障能力提供了重要支撑。由于煤制甲醇近年来发展迅速，产业规模大，先进技术和大型设备比例高，作者也将煤制甲醇纳入现代煤化工产业进行研究。
1.1行业整体规模保持增长。
到“十三五”末，我国煤制油产能达到823万t/a，比2015年增加505万t，增长158.8%。煤制天然气产能达到51.05亿m3/a，较2015年增加20亿m3，增幅为64.4%；煤制烯烃(甲醇)产能达到1672万t/a，较2015年增加844万t，增长101.9%；煤制乙二醇(合成气)产能达到597万t/a，较2015年增加367万t，增长159.6%。其中，煤(甲醇)路线的乙烯产能占中国乙烯总产能的20.1%，煤(甲醇)路线的丙烯产能占中国丙烯总产能的21.5%，煤(合成气)路线的乙烯产能占中国乙烯总产能的38.1%。煤制甲醇产能(含煤制烯烃甲醇产能)约9230万吨，较2015年增加2730万吨，增长42%。参见图1。
1.2生产经营水平不断提高。
投产的现代煤化工项目不断完善工艺系统，优化工厂操作，加强工厂管理，提高运行稳定性。大部分项目具备稳定长期运营的能力，成本得到了有效控制。产能利用率稳步提升。“十三五”期间，我国现代煤化工各子行业产能利用率逐步提高，2019年煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、甲醇制烯烃、煤制乙二醇和煤制甲醇产能利用率分别达到71.9%、84.6%、85.9%、74.1%和86.0%。2020年，受新冠肺炎疫情和低油价双重影响，煤制油和煤制烯烃开工率和产量同比下降。
资源利用水平不断提高。煤制油项目、煤制天然气项目、煤制烯烃项目的原煤单耗、综合能耗、工业用水量持续下降，能源效率持续提高，符合相关指标要求。典型的煤制油和煤制天然气工厂已通过72h校准。以煤制油为例，百万吨煤间接液化项目单位产品综合能耗约为2t标准煤/t产品，单位产品原煤消耗量约为3.5t标准煤/t产品，单位产品工业用水量约为5 ~ 6.8t/t产品，能量转化效率超过43%。
1.3综合技术水平国际先进。
经过十多年的技术攻关，我国现已形成了较为完整的煤直接液化、煤间接液化、甲醇制烯烃、合成气制乙二醇等关键工艺和工程体系。大型气化炉等关键设备全部实现国产化，技术装备水平达到国际领先水平。
大型煤气化技术实现了规模化发展。气流床气化技术的每炉煤量达到3000～4000t/d，固定床气化技术达到1000 t/d
加氢液化技术实现长期商业化运行。神华鄂尔多斯直接液化项目攻克了加热炉结焦等多项关键技术难题，实现了高压差安全阀等核心设备的国产化，实现了直接液化装置的长周期、稳定、商业化运行。
低温费托合成技术得到进一步优化和改进。新型费托合成催化剂已在实验室定型，稳定运行时间、小时空收率大幅提高，催化剂产油能力提高30% ~ 50%。
自主甲烷化技术的研究和试验取得了阶段性成果。大唐化工研究院、中科院大连化工研究所、西南化工研究院等都开发了甲烷化催化剂和甲烷化技术，并进行了中试或工业侧线试验。中国石化甲烷化催化剂在大唐克旗项目进行了国产化替代应用，连续稳定运行达300d以上，经高负荷运行检验，各项技术指标均优于同等工况下进口催化剂。
甲醇制烯烃技术已被工业证明是成熟可行的。甲醇制烯烃技术已经成熟并商业化，正在向第三代技术迈进。大连化工所DMTO、DMTO-ⅱ技术、中国石化TO等一批甲醇制烯烃国内自主科研成果已在大型煤制烯烃项目中成功示范应用。为了进一步提高煤制烯烃资源的能源利用效率，大连化工学院继续开发DMTO-III技术催化剂和成套工艺。到2018年底，中试装置建成，吨烯烃甲醇消耗降至2.65t，达到了预期效果。中国科学院大连化学研究所和上海高等研究院开发了由高选择性合成气生产低碳烯烃的一步法工艺，中试装置分别在陕西和山西建设。
由合成气生产乙二醇的自主技术得到了更广泛的应用。由合成气生产乙二醇有10多条独立的技术路线。其中6项技术实现产业化，单台DMO(草酸盐)反应器产能由2015年的5万t/a提升至10万t/a；单个乙二醇合成反应器的生产能力从5万t/a扩大到10万t/a，加氢催化剂的平均使用寿命从2000h提高到5000h。能耗从3.0t标准煤/t乙二醇下降到2.6t标准煤/t乙二醇。
煤电热一体化初见成效。热电联产和能量梯度利用在现代煤化工项目中得到广泛应用。煤、电、热一体化技术已广泛应用于煤化工项目，如中国石化长城能源化工(宁夏)有限公司等装备超临界火电机组的煤化工项目，神华集团包头二期烯烃项目空子压缩机拟采用电机驱动，有效提高了现代煤化工的能源利用效率，减少了污染物排放。
智能工厂建设逐步推进。2016年，中煤陕西榆林能源化工公司入选“煤化工智能工厂试点示范”项目。神华宁夏煤业集团有限公司入选“百万吨烯烃(煤化工副产品综合利用)智能制造项目”。无线智能仪表、热成像、原材料及产品智能称重仪表、无人机巡检、泵组在线监测、大数据智能故障诊断等一批智能技术在上述企业得到应用。
1.4清洁生产和环境保护水平不断提高。
污染物处理技术水平有所提高。困难污水处理技术、高效酚氨回收、含酚废水和高盐水处理技术逐步完善。经过示范工程的研究和试验，国内酚氨回收工艺成熟，可以保证煤制天然气项目的稳定运行。粉煤气化工艺项目污水“近零排放”路线基本成熟。
该项目执行最严格的污染物排放标准。“十三五”期间建成的现代煤化工项目实施了最严格的大气污染物排放标准，部分项目率先实施超低排放。西部地区项目实行污水“近零排放”，废渣综合利用率逐步提高。
尽管如此，现代煤化工产业仍存在经济受国际油价波动影响较大、“十三五”规划确定的示范项目进展缓慢、煤制乙二醇产能扩张加快、资源环境安全约束强化、配套条件难以落实等问题。
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2现代煤化工碳排放现状分析
2.1现代煤化工的碳排放特征
根据《温室气体排放核算与报告第10部分:化工生产企业》(GB/T32151.10—2015)的要求，化工生产企业的温室气体排放量为化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放量、生产过程中的二氧化碳排放量和氧化亚氮等其他温室气体排放量、购买电力和热力产生的二氧化碳排放量之和，同时扣除回收和外部供应的二氧化碳量，以及产出的电力和热力。化工企业识别碳源如图2所示，单独核算。
煤在煤化工中的利用可分为“原料”和“燃料”。作为原料时，煤参与化学反应，一部分碳进入产品并转化为清洁能源或化学品，一部分碳转化为CO2，少量碳随灰分流失；煤作为一种燃料，通过燃烧提供热量产生蒸汽用于发电，为化工生产提供动力和能源。理论上，煤完全燃烧后，所有的碳都转化为二氧化碳。在实际应用中，煤燃烧后的灰中会带出少量的残碳。因为有一部分碳进入产品，煤化工生产过程有节碳的能力。
目前，我国现代煤化工的典型工业化路径是煤制油(包括直接液化和间接液化)、煤制天然气、煤制甲醇、煤制烯烃和煤制乙二醇，基本都是以煤气化为基础的。以煤气化为主导的煤化工生产过程中碳的流向如图3所示。在实际核算中，还要考虑购买电和热产生的二氧化碳排放。
2.2现代煤化工行业碳排放现状
以鄂尔多斯盆地煤制烯烃项目为例，对煤制烯烃企业的碳排放系数进行了估算。煤制甲醇180万吨/年，甲醇制烯烃70万吨/年。入选的典型工艺主要有:水煤浆气化、大型内压缩空分离、耐硫变换、低温甲醇洗、甲醇合成、甲醇精馏、DMTO、聚乙烯、聚丙烯、配套锅炉、热电联产等公辅工程。煤制烯烃产品温室气体排放系数的核算见表1。
根据该方法，选取典型工艺，测算出典型现代煤化工产品的碳排放系数，如图4所示。在现代煤化工产品中，煤制甲醇的单位产品CO2排放量最低，这主要是因为其工艺流程短，公共设施少。煤制烯烃单位产品的CO2排放量最高，主要是因为其工艺流程长，公共设施多。
结合2020年现代煤化工产品的产量，可以计算出行业的碳排放量。预计2020年现代煤化工CO2排放总量约为3.2亿t，占石化行业碳排放的22.5%。现代煤化工中，煤制烯烃碳排放约占23.3%，煤制石油约占10.9%，煤制天然气约占6.8%，煤制乙二醇约占6.2%，煤制甲醇(煤制烯烃中不含甲醇)占比最大，约为52.8%。2020年，各产品路线的碳排放比例如图5所示。
根据对各子行业碳排放结构的统计，现代煤化工的二氧化碳约33%来自化石燃料的燃烧，约3.5%来自外购电、热的间接碳排放，约63.5%来自过程中的碳排放。工艺过程中的碳排放主要是变换过程中产生的CO2，在低温甲醇洗脱碳过程中排放。
现代煤化工的碳减排和碳中和方案探讨
3.1进一步推进产业结构调整
我国甲醇生产的原料路线包括煤、天然气和焦炉气三大类，煤制甲醇是我国甲醇生产的主要途径。近年来，随着大型煤气化技术和大型甲醇合成技术的成熟，煤制甲醇原料煤规模不断扩大，装置规模不断提高，工艺技术逐步完善，能耗和污染物排放大幅降低，以煤为原料的甲醇产能快速增长，在原料结构中的比重不断上升。特别是以煤制烯烃为代表的大型上下游一体化项目的建设，使我国煤制甲醇的规模和技术达到世界先进水平。然而，生产能力低于30万吨/年，仍有30%左右的生产能力采用非大型气流床气化工艺。大型装置能耗水平明显降低，产业结构调整带来的降低能耗和碳排放系数仍有较大潜力。
煤制乙二醇自2000年以来发展迅速，技术也从第一代技术发展到第三代技术。经过多年的发展，一些能耗高、工厂规模小的产能已经成为落后产能。未来随着技术的进步，有必要进行优化升级，降低能耗和碳排放水平。
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3.2存量企业持续推进系统优化，实现节能减排。
中国现代煤化工的大部分工厂已经具备了安全、稳定、长周期、高产量的生产能力。“十五”期间，要继续推进已建现代化煤化工工厂的优化完善，实现满负荷条件下的连续、稳定、安全、清洁生产运行，降低生产成本，提高生产运行管理水平，积极提高生产经济性。利用智能化、工业物联网技术和先进的分析工具，对现代煤化工生产过程进行深度分析和强化控制，进一步提高工厂运行效率，提升核心技术指标，提高目标产品收率，降低能耗、水耗和污染物排放。
3.3探索在流程中减少碳排放的新途径。
现代煤化工60%以上的碳排放来自工艺排放，主要通过转化净化工艺。变换的目的是将合成气中的CO转变成H2，从而调节后续合成反应的H2/CO比。从煤气化获得的合成气中的相当一部分C元素被转化成CO2并排放到大气中。所以在过程中降低换挡比或者不换挡，会大大减少过程中的CO2排放。
(1)补充低碳原料制取的富H2气。天然气制甲醇合成气容易，碳源需要从烟气中回收或通过两段转化实现。而煤制甲醇合成气氢气少，需要进行CO变换、CO2脱除和直排空。采用煤和天然气联合气化工艺，充分考虑两种原料的特性，结合两种原料生产合成气的优势，实现碳氢化合物互补。通过降低粗煤气中CO变换的深度甚至取消CO变换过程，可以节省粗煤气中CO变换和CO2脱除过程中消耗的额外能量，降低单位产品能耗，减少温室气体CO2的排放。
(2)使用绿色H2作为氢气补充的原料。现代煤化工与可再生能源制氢的深度结合，可能是未来化学工业生产化学品的重要理想路径。如果不发生变换反应，后续工序中只有少量CO2(煤气化过程中产生)排出，大部分C通过合成反应进入产品。后续合成反应所需的大部分H2由可再生能源制氢补充，因此在该过程中基本不排放CO2。
目前，由于可再生能源制氢的成本，它不能大规模应用于这一过程。但随着技术的进步和碳中和的形势，该工艺有望在未来大规模应用，从而实现现代煤化工的大幅度减碳。
3.4增加电力驱动的比重
化石燃料燃烧排放的CO2约占现代煤化工碳排放的30%，主要排放源来自为煤化工工艺装置提供动力蒸汽、热源和自发电的锅炉装置。目前，大多数企业从经济角度出发，选择蒸汽驱动的大型压缩机，从而增加了煤炭的消耗。实际上，工艺装置中的这种压缩机可以用电驱动。
未来，在碳中和的背景下，中国的电力结构将发生深刻的变化。全球能源互联网发展合作组织发布的《2030年中国能源电力发展规划研究及2060年展望》预测，2025年中国煤电将达到峰值，2050年清洁能源发电占比将超过80%。预计2060年煤电装机全部退出。所以现代煤化工进一步增加电驱动的比例，实际上是增加了应用绿色电的比例，可以大幅度降低燃料煤的消耗，进而实现燃料端的大幅度碳减排。
3.5碳捕获和再利用
作为减少CO2排放的重要措施之一，CCUS技术具有广阔的发展前景。从驱油和储油角度看，我国约有100亿吨石油地质储量适合CO2驱油，预计可产油7亿~ 14亿吨。我国枯竭油气田、无商业价值煤层和深层咸水层的CO2封存潜力巨大。考虑到我国“富煤、贫油、贫气”的资源储量形势和全球能源低碳转型的不可逆转趋势，加快发展CCUS产业是支撑国家能源安全的必然选择。目前，中国需要进一步积累经验，逐步提高CCUS的技术水平，促进其降低成本，并为CCUS的长期商业应用做好准备。
现代煤化工的主要CO2排放过程是净化(低温甲醇洗)排放尾气和锅炉烟气，其中净化尾气的CO2含量很高，基本在70%以上，有的甚至超过99%，锅炉烟气的CO2含量为10% ~ 20%。可见，现代煤化工技术排放的高浓度CO2更容易捕集利用，成本具有比较优势。
3.6二氧化碳加工利用产品开发
利用捕获的高浓度CO2，可以进一步加工化学品，达到固碳和中和的目的。甲醇可由二氧化碳和氢气合成，甲醇是重要的基础有机原料，烯烃、甲醛、醋酸等多种化学品可进行下游加工。目前这项技术已经取得突破，很多研究机构和企业都在推广工业演示装置。未来，可再生能源制氢和CO2捕集制甲醇将是现代煤化工碳中和的重要手段。如果该技术被验证为经济可行，大规模开发将颠覆C1化学工业目前的技术路线。
此外，碳酸二甲酯、可降解材料、芳烃、尿素、碳酸氢铵、纯碱、绿藻、无机盐等产品都可以被CO2处理，从而实现固碳。这种技术将在未来的碳中和过程中发挥重要作用。
3.7森林碳汇
森林碳汇是固定二氧化碳最有效的方式之一，是指通过植树造林、加强森林管理、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二氧化碳。森林生态系统每年每公顷可固定20 ~ 40t CO2，而高产速生林每公顷可固定56tCO2。
中国高度重视森林碳汇在应对气候变化中的作用。早在2009年，中国就提出到2020年森林蓄积量比2005年增加13亿立方米。2015年提出，到2030年，森林蓄积量比2005年增加约45亿立方米。目前，我国森林植被总碳储量已达92亿t，森林碳储量年均增量在2亿t以上，相当于7亿~ 8亿t碳汇。
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