現(xiàn)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(tǒng)煤化工，現(xiàn)代煤化工具有裝置規(guī)模大、技術(shù)含量高、能耗低、環(huán)境友好、產(chǎn)品市場潛力大等特點，對于發(fā)揮我國主體能源優(yōu)勢，保障國家能源供應(yīng)安全，具有積極意義，未來具有較大的發(fā)展?jié)摿Α?/span>

“十三五”以來，我國現(xiàn)代煤化工無論是在產(chǎn)業(yè)發(fā)展、基地建設(shè)，還是在技術(shù)創(chuàng)新等方面均取得顯著成績，并繼續(xù)保持國際領(lǐng)先地位，為實施我國石化原料多元化戰(zhàn)略及提升國家能源戰(zhàn)略安全保障能力提供了重要支撐。由于近年煤制甲醇發(fā)展較快，產(chǎn)業(yè)規(guī)模大，先進技術(shù)和大型化裝置規(guī)模占比高，筆者將煤制甲醇也一并納入現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)進行研究。

1.1行業(yè)整體規(guī)模保持增長

截至“十三五”末，我國煤制油產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)能占全國乙烯總產(chǎn)能的20.1%，煤（甲醇）路線丙烯產(chǎn)能占全國丙烯總產(chǎn)能的21.5%，煤（合成氣）路線乙二醇產(chǎn)能占全國乙二醇總產(chǎn)能的38.1% ；煤制甲醇（其中含煤制烯烴配套的甲醇產(chǎn)能）產(chǎn)能約9230萬t，與2015年度相比增加了2730萬t，增幅為42%。見圖1。

圖1 “十三五”現(xiàn)代煤化工產(chǎn)能變化情況

1.2生產(chǎn)運行水平不斷提高

投產(chǎn)的現(xiàn)代煤化工項目不斷完善工藝系統(tǒng)，優(yōu)化工廠操作，加強工廠管理，提高運行穩(wěn)定性，多數(shù)項目已具備安穩(wěn)長高運行能力，成本得到有效控制。產(chǎn)能利用率穩(wěn)步提高。“十三五”期間，我國現(xiàn)代煤化工各子行業(yè)的產(chǎn)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年由于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(chǎn)量均同比下降。

資源利用水平不斷提高。煤制油、煤制天然氣、煤制烯烴項目的原料煤耗、綜合能耗、工業(yè)水耗持續(xù)下降，能效持續(xù)提升，滿足相關(guān)指標要求。典型煤制油、煤制天然氣工廠已通過72h標定。以煤制油為例，百萬噸級煤間接液化項目的單位產(chǎn)品綜合能耗約2t標煤/t產(chǎn)品，單位產(chǎn)品原料煤耗約3.5t標煤/t 產(chǎn)品，單位產(chǎn)品工業(yè)水耗約5~6.8t/t產(chǎn)品，能源轉(zhuǎn)化效率達到43%以上。

1.3綜合技術(shù)水平國際領(lǐng)先

通過十余年技術(shù)攻關(guān)，我國現(xiàn)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(guān)鍵工藝和工程體系，大型氣化爐等關(guān)鍵裝備能夠全部實現(xiàn)國產(chǎn)化，技術(shù)裝備水平總體達到國際領(lǐng)先。

大型煤氣化技術(shù)已實現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展。氣流床氣化技術(shù)單爐投煤量規(guī)模已達3000~4000t/d，固定床氣化技術(shù)單爐投煤量規(guī)模已達1000t/d。加氫液化技術(shù)實現(xiàn)長周期商業(yè)運行。神華鄂爾多斯直接液化項目已攻克了加熱爐結(jié)焦等多項關(guān)鍵技術(shù)難題，實現(xiàn)了高差壓減壓閥等核心裝備國產(chǎn)化，實現(xiàn)了直接液化裝置長周期、穩(wěn)定、商業(yè)化運行。

低溫費托合成技術(shù)進一步優(yōu)化完善。新型費托合成催化劑已完成實驗室定型，穩(wěn)定運行時間、時空產(chǎn)率有較大提升，催化劑產(chǎn)油能力提升30%~50%。

自主甲烷化技術(shù)研究試驗取得階段成果。大唐化工技術(shù)研究院、中科院大連化物所、西南化工研究院均開發(fā)了甲烷化催化劑和甲烷化技術(shù)，進行了中試或工業(yè)側(cè)線試驗。中新能化自主甲烷化催化劑在大唐克旗項目上開展了國產(chǎn)化替代應(yīng)用，連續(xù)穩(wěn)定運行達300d以上，經(jīng)歷了高負荷運行考察，各項技術(shù)指標均優(yōu)于同工況進口催化劑水平。

甲醇制烯烴技術(shù)經(jīng)商業(yè)驗證成熟可行。自主化甲醇制烯烴技術(shù)已經(jīng)成熟且實現(xiàn)了商業(yè)化，正在向三代技術(shù)邁進。以大連化物所DMTO、DMTO-Ⅱ技術(shù)和中國石化SMTO 等為代表的一批國內(nèi)自主甲醇制烯烴科研成果，已成功在大型煤制烯烴項目中示范應(yīng)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(xù)開發(fā)了DMTO-III 技術(shù)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(fā)了高選擇性合成氣一步法制取低碳烯烴技術(shù)，分別正在陜西和山西建設(shè)中試裝置。

合成氣制乙二醇自主化技術(shù)得到更多應(yīng)用。合成氣制乙二醇自主化技術(shù)路線已達10余家。其中已經(jīng)實現(xiàn)工業(yè)化的技術(shù)6家，單臺DMO（草酸酯）反應(yīng)器產(chǎn)能由2015年5萬t/a 增加到10萬t/a；單臺乙二醇合成反應(yīng)器產(chǎn)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(xiàn)代煤化工項目廣泛使用熱電聯(lián)供、能量梯度利用。煤電化熱一體化技術(shù)已在煤化工項目中推廣使用，如中國石化長城能源化工（寧夏）有限公司等煤化工項目配備了超臨界熱電機組、神華集團包頭二期烯烴項目空分壓縮機擬采用電機驅(qū)動等，有效提升了現(xiàn)代煤化工資能源利用效率，減少了污染物排放。智能工廠建設(shè)逐步推進。2016年，中煤陜西榆林能源化工公司入選“煤化工智能工廠試點示范” 項目。神華寧夏煤業(yè)集團有限公司入選“百萬噸級烯烴（煤化工副產(chǎn)品深加工綜合利用）智能制造項目”。無線智能儀表、熱成像、原料與產(chǎn)品衡器計量智能化、無人機巡檢、機泵群在線監(jiān)測及大數(shù)據(jù)智能故障診斷等一批智能技術(shù)在上述企業(yè)得以應(yīng)用。

1.4清潔生產(chǎn)和環(huán)保水平不斷提高

污染物治理技術(shù)水平提高。高難度污水處理技術(shù)、高效酚氨回收、含酚廢水、高鹽水處理技術(shù)逐步完善。經(jīng)過建成示范工程的研究和試驗，國內(nèi)酚氨回收工藝已經(jīng)成熟，可以保障煤制天然氣項目穩(wěn)定運行。粉煤氣化工藝項目污水“近零排放” 路線基本成熟。項目執(zhí)行最嚴格的污染物排放標準。“十三五”期間建成的現(xiàn)代煤化工項目執(zhí)行了最嚴格的大氣污染物排放標準，部分項目已率先執(zhí)行了超低排放。西部地區(qū)項目執(zhí)行污水“近零排放”，廢渣綜合利用率逐步提高。盡管如此，現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)仍存在經(jīng)濟性受國際油價波動影響較大、“十三五” 確定的示范項目進展緩慢、煤制乙二醇擴能提速、資源環(huán)境安全約束加強和配套條件落實難度大等問題。

現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)碳排放現(xiàn)狀分析

2.1現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)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(chǎn)企業(yè)》（GB/T32151.10—2015），化工生產(chǎn)企業(yè)的溫室氣體排放為各個核算單元的化石燃料燃燒產(chǎn)生的二氧化碳排放、生產(chǎn)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(chǎn)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(yīng)的二氧化碳量。化工企業(yè)按圖2所示識別碳源流，并分別核算。

圖2 化工生產(chǎn)企業(yè)分核算單元的碳源流識別示意

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(yīng)，部分碳元素進入產(chǎn)品轉(zhuǎn)化成清潔能源或化學品，部分碳元素轉(zhuǎn)化為CO2，少量碳元素隨灰渣流失；作為燃料時，煤炭通過燃燒提供熱量產(chǎn)生蒸汽再發(fā)電，為化工生產(chǎn)提供動力和能量，理論上煤充分燃燒后碳全部轉(zhuǎn)化為CO2，實際應(yīng)用中煤燃燒后灰渣會帶出少量殘?zhí)肌Ｓ捎诓糠痔歼M入產(chǎn)品，因而煤化工生產(chǎn)過程具有節(jié)碳能力。

目前我國現(xiàn)代煤化工典型的產(chǎn)業(yè)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(chǎn)過程中的碳流向如圖3所示。在實際核算時，還應(yīng)考慮購入電力、熱力產(chǎn)生的二氧化碳排放。

圖3 以煤氣化為龍頭的煤化工生產(chǎn)過程的碳流向示意

2.2現(xiàn)代煤化工碳排放現(xiàn)狀

以鄂爾多斯盆地煤制烯烴項目為例，估算煤制烯烴企業(yè)碳排放系數(shù)。裝置規(guī)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(nèi)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(lián)產(chǎn)等公輔工程。煤制烯烴產(chǎn)品溫室氣體排放系數(shù)核算如表1 所示。

表1 典型工藝煤制烯烴產(chǎn)品溫室氣體排放系數(shù)核算表

源類別			CO2排放量/（t·t-1）	備注
化石燃料燃燒碳排放			4.883	煙煤
工業(yè)生產(chǎn)過程碳排放	碳輸入		9.504
	碳輸出	產(chǎn)品（主產(chǎn)品、副產(chǎn)品）	3.726
		三廢固定（渣、塵、污泥）	0.648	綜合利用
	輸入-輸出		5.13
CO2回收利用量			0	無
企業(yè)凈購入電力的碳排放			0.49
企業(yè)凈購入熱力的碳排放			0	熱電自給
單位產(chǎn)品溫室氣體排放總量			10.51

注: 1、CO2當量包含化工過程多種溫室氣體類型，如CH4、N2O 等；2、不同工藝選擇以及熱電方案配套，噸產(chǎn)品排放系數(shù)會有差異。

按此方法并選取典型工藝，分別測得典型現(xiàn)代煤化工產(chǎn)品的碳排放系數(shù)如圖4所示。現(xiàn)代煤化工產(chǎn)品中，煤制甲醇的單位產(chǎn)品CO2排放量最低，這主要是由于其工藝流程較短，公用設(shè)施也較少；煤制烯烴的單位產(chǎn)品CO2排放量最高，主要是由于其工藝流程較長，公用設(shè)施也較多。

圖4 現(xiàn)代煤化工產(chǎn)品碳排放系數(shù)

結(jié)合2020年現(xiàn)代煤化工產(chǎn)品的產(chǎn)量，可核算得到行業(yè)的碳排放情況。測算可知，2020年現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)CO2排放總量約3.2億t，約占石化化工行業(yè)排碳量的22.5%。在現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)中，煤制烯烴碳排放約占23.3%、煤制油碳排放約占10.9%、煤制天然氣碳排放約占6.8%、煤制乙二醇碳排放約占6.2%、煤制甲醇（不含煤制烯烴中甲醇）碳排放占比最大，約52.8%。2020年各產(chǎn)品路線排碳占比如圖5所示。

圖5 2020年現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)碳排放分布情況

統(tǒng)計各子行業(yè)的排碳結(jié)構(gòu)可知，現(xiàn)代煤化工全行業(yè)二氧化碳中，約33%來源于化石燃料燃燒排碳，約3.5%來源于外購電、熱間接排碳，約63.5%來源于工藝過程排碳，工藝過程排碳主要是變換工序產(chǎn)生的CO2，在低溫甲醇洗脫碳工序排放。

3、現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)碳減排、碳中和方案探討

3.1深入推動產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整

我國甲醇生產(chǎn)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(chǎn)的主要途徑。近年來，隨著大型煤氣化技術(shù)和大型甲醇合成技術(shù)的成熟，煤制甲醇原料煤種得到擴大，裝置規(guī)模不斷提升，工藝技術(shù)逐漸完善，能耗和污染物排放大幅下降，以煤為原料的甲醇產(chǎn)能快速增加，在原料結(jié)構(gòu)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項目的建設(shè)，使我國煤制甲醇規(guī)模和技術(shù)達到世界先進水平。但產(chǎn)能在30萬t/a 以下和采用非大型氣流床氣化工藝的仍有約30%的產(chǎn)能。大型化裝置的能耗水平顯著降低，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整帶來的能耗和排碳系數(shù)降低仍有較大的潛力。

煤制乙二醇2000年以來發(fā)展迅速，技術(shù)也從一代技術(shù)發(fā)展到了三代技術(shù)。經(jīng)過多年的發(fā)展，一些能耗高、裝置規(guī)模小的產(chǎn)能已成為落后產(chǎn)能，未來隨著技術(shù)的進步，有必要進行優(yōu)化升級，降低能耗和排碳水平。

3.2存量企業(yè)持續(xù)推進系統(tǒng)優(yōu)化，實現(xiàn)節(jié)能減排

我國現(xiàn)代煤化工多數(shù)工廠已具備安、穩(wěn)、長、高生產(chǎn)能力，“十四五” 期間，應(yīng)繼續(xù)推動已建成的現(xiàn)代煤化工工廠優(yōu)化完善，實現(xiàn)滿負荷條件下的連續(xù)、穩(wěn)定、安全、清潔生產(chǎn)運行，降低生產(chǎn)成本，提高生產(chǎn)運行管理水平，積極改善生產(chǎn)經(jīng)濟性。運用智能化、工業(yè)物聯(lián)網(wǎng)技術(shù)和高級分析工具，深入分析、加大力度管控現(xiàn)代煤化工生產(chǎn)過程，進一步提高工廠運行效率，提升核心技術(shù)指標，提高目標產(chǎn)品收率，降低能耗、水耗和污染物排放。

3.3探索工藝過程降碳新途徑

現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)碳排放中約60%以上來自于工藝排放，主要是通過變換凈化工序排放。變換是為了將合成氣中的CO變換為H2，以調(diào)節(jié)后續(xù)合成反應(yīng)的H2/ CO 比。從煤氣化中獲得合成氣中的C元素，有相當一部分通過后續(xù)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）與低碳原料制備的富H2氣互補。單純以天然氣為原料生產(chǎn)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通過二段轉(zhuǎn)化來實現(xiàn)。而以煤為原料生產(chǎn)甲醇合成氣的氫氣較少，需要進行CO變換，同時需脫除CO2并直接放空。采用煤和天然氣聯(lián)合造氣工藝，充分考慮兩種原料的特點，結(jié)合兩種原料生產(chǎn)合成氣的優(yōu)勢，實現(xiàn)碳氫互補。通過降低粗煤氣中CO變換深度，甚至取消CO變換工序，從而節(jié)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(chǎn)品能耗，減少溫室氣體CO2的排放。

（2）綠H2用作補氫原料。現(xiàn)代煤化工與可再生能源制氫的深度結(jié)合，將來可能是化工行業(yè)生產(chǎn)化工品的重要理想路徑。如果不發(fā)生變換反應(yīng)，煤氣化后進入合成氣中的C只有少量CO2（煤氣化過程中產(chǎn)生）在后續(xù)工序排放，大部分都通過合成反應(yīng)進入產(chǎn)品。后續(xù)合成反應(yīng)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，由于可再生能源制氫的成本問題，還不能大規(guī)模應(yīng)用于這一過程，但隨著技術(shù)的進步，碳中和的形勢驅(qū)動，未來這一過程有望得到規(guī)模化應(yīng)用，從而實現(xiàn)現(xiàn)代煤化工的大幅降碳。

3.4提高電力驅(qū)動的比例

化石燃料燃燒排放的CO2約占現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)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(fā)電而配套建設(shè)的鍋爐裝置。目前，大多數(shù)企業(yè)從經(jīng)濟性的角度選擇蒸汽驅(qū)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(qū)動。

未來，在碳中和的大背景下，我國的電力結(jié)構(gòu)將發(fā)生深刻變革，據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織發(fā)布的《中國2030年能源電力發(fā)展規(guī)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(fā)電占比超過80%，2060年煤電裝機有望全部退出。因此，現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)進一步提高電力驅(qū)動的比例，實際上是增加了應(yīng)用綠電的比例，可大大降低燃料煤的消耗，進而實現(xiàn)燃料端的大幅碳減排。

3.5碳捕集和再利用

CCUS技術(shù)作為CO2減排重要措施之一，其發(fā)展?jié)摿善凇尿?qū)油封存角度考慮，我國約有100億t石油地質(zhì)儲存量適宜于CO2驅(qū)油，預期可增采7億~14億t；全國的枯竭油氣田、無商業(yè)價值的煤層和深部咸水層的CO2封存潛力較大。綜合考慮我國“富煤、貧油、乏氣””的資源存儲狀況及全球能源低碳轉(zhuǎn)型的不可逆趨勢，加快CCUS產(chǎn)業(yè)發(fā)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(jīng)驗，逐步提高CCUS技術(shù)水平，促進其成本下降，為實現(xiàn)CCUS的長期商業(yè)化應(yīng)用做好準備。現(xiàn)代煤化工CO2的主要排放工序是凈化（低溫甲醇洗）排放尾氣和鍋爐煙氣，其中凈化尾氣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(xiàn)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(yōu)勢。

3.6發(fā)展CO2加工利用產(chǎn)品

利用捕集的高濃度CO2，可以進一步利用加工生產(chǎn)化學品，實現(xiàn)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(chǎn)烯烴、甲醛、醋酸等多種化學品，目前該技術(shù)已經(jīng)獲得突破，多家研究機構(gòu)和企業(yè)正在推進工業(yè)示范裝置，未來可再生能源制氫與捕集的CO2生產(chǎn)甲醇將是現(xiàn)代煤化工碳中和的重要手段，如果經(jīng)驗證技術(shù)經(jīng)濟可行，規(guī)模化發(fā)展會顛覆當前C1化工的技術(shù)路線。此外，利用CO2可加工生產(chǎn)碳酸二甲酯、可降解材料、芳烴、尿素、碳銨、純堿、綠藻、無機鹽等產(chǎn)品，從而實現(xiàn)固碳。此類技術(shù)未來將在碳中和過程中發(fā)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，通過植樹造林、加強森林經(jīng)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(tài)系統(tǒng)每年每公頃可固定二氧化碳20~40t，而每公頃豐產(chǎn)速生林可以固定56t CO2。我國高度重視森林碳匯在應(yīng)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，折合碳匯7億~8億t。