简述如何实现碳中和，碳中和文件

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文/刘殿东王宇，石油化工规划研究院，煤炭加工与综合利用。

1现代煤化工产业发展现状

现代煤化工主要包括煤制烯烃、乙二醇、芳烃等煤基化学品，以及煤制石油、天然气等新型煤基清洁能源。与传统煤化工相比，现代煤化工具有装置规模大、技术含量高、能耗低、环境友好、产品市场潜力大等特点，对发挥我国主要能源优势、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，持续保持国际领先地位，为实施我国石化原料多元化战略、增强国家能源战略安全保障能力提供了重要支撑。近年来，由于煤基甲醇发展迅速，工业规模大，先进技术比例高，装置规模大，笔者将煤基甲醇带入现代煤化工进行研究。

1.1行业整体规模保持增长

“十三五”末，我国煤制油产能达到823万t/a，较2015年增加505万t，同比增长158.8%；煤制天然气产能达到51.05亿立方米/年，较2015年增加20亿立方米，增长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)路线乙烯产能占我国乙烯总产能的20.1%，煤(甲醇)路线丙烯产能占我国丙烯总产能的21.5%，煤(合成气)路线乙二醇产能占我国乙二醇总产能的38.1%。煤制甲醇产能(含煤制烯烃配套的甲醇产能)约9230万吨，较2015年增加2730万吨，增幅42%。参见图1。

1.2生产运行水平不断提高

现代煤化工项目投产后，不断完善工艺系统，优化装置运行，加强装置管理，提高运行稳定性。大部分项目具有稳定、长周期、高运营的能力，成本得到有效控制。生产率利用率稳步提高。“十三五”期间，我国现代煤化工各子行业产能利用率逐步提升，2019年分别达到煤制油71.9%、煤制天然气84.6%、煤制烯烃85.9%、甲醇制烯烃74.1%、煤制乙二醇72.5%、煤制甲醇86.0%。2020年，受新冠肺炎疫情和低油价双重影响，煤制油、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、煤制烯烃项目原料煤耗、综合能耗、工业用水量持续下降，能效持续提升，满足相关指标要求。典型的煤制石油和煤制天然气工厂已经通过了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，单位产品原料煤耗约为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，能源转化效率在43%以上。

1.3综合技术水平国际领先

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均可国产化，技术装备水平达到国际领先水平。

大规模煤气化技术取得了很大进展

自主甲烷化技术研究和试验取得阶段性成果。大唐化工研究院、中国科学院大连化工研究院、西南化工研究院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。大唐科奇项目中，新能化自主甲烷化催化剂已由国产化替代，连续稳定运行300多天。经过高负荷运行考察，在相同工况下，各项技术指标均优于进口催化剂。

经商业验证，甲醇制烯烃技术成熟可行。自主甲醇制烯烃技术已经成熟并实现商业化，正在向第三代技术迈进。以DMTO、大连化工学院DMTO-技术、中国石化SMTO为代表的一批国内自主甲醇制烯烃科研成果已在大型煤制烯烃项目中成功示范应用。为进一步提高煤制烯烃资源的能源利用效率，大连化工学院持续研发DMTO-III技术催化剂及成套工艺，并于2018年底完成中试，吨烯烃甲醇消耗降至2.65t，达到了预期效果。中国科学院大连化工研究院和上海高等研究院开发了一种由合成气高选择性制备低碳烯烃的一步法工艺，并分别在陕西和山西建设中试装置。

合成气制乙二醇自主技术应用较多。合成气生产乙二醇有10多条自主技术路线。其中，6项技术已实现产业化，单台DMO(草酸盐)反应器产能从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产能从5万吨/年扩大到10万吨/年，加氢催化剂的平均寿命从2000小时提高到5000小时。能耗由3.0t标准煤/t乙二醇降至2.6t标准煤/t乙二醇。

醇。

煤电化热一体化初见成效。现代煤化工项目广泛使用热电联供、能量梯度利用。煤电化热一体化技术已在煤化工项目中推广使用，如中国石化长城能源化工(宁夏)有限公司等煤化工项目配备了超临界热电机组、神华集团包头二期烯烃项目空分压缩机拟采用电机驱动等，有效提升了现代煤化工资能源利用效率，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“百万吨级烯烃(煤化工副产品深加工综合利用)智能制造项目”。无线智能仪表、热成像、原料与产品衡器计量智能化、无人机巡检、机泵群在线监测及大数据智能故障诊断等一批智能技术在上述企业得以应用。

1.4清洁生产和环保水平不断提高

污染物治理技术水平提高。高难度污水处理技术、高效酚氨回收、含酚废水、高盐水处理技术逐步完善。经过建成示范工程的研究和试验，国内酚氨回收工艺已经成熟，可以保障煤制天然气项目稳定运行。粉煤气化工艺项目污水“近零排放”路线基本成熟。

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执行了最严格的大气污染物排放标准，部分项目已率先执行了超低排放。西部地区项目执行污水“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性受国际油价波动影响较大、“十三五”确定的示范项目进展缓慢、煤制乙二醇扩能提速、资源环境安全约束加强和配套条件落实难度大等问题。

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2现代煤化工产业碳排放现状分析

2.1现代煤化工产业碳排放特点

参照《温室气体排放核算与报告要求第10部分:化工生产企业》(GB/T32151.10—2015)，化工生产企业的温室气体排放为各个核算单元的化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放、生产过程中的二氧化碳排放和氧化亚氮等其他温室气体排放，以及购入电力、热力产生的二氧化碳排放之和，同时扣除回收且外供的二氧化碳的量，以及输出的电力、热力所对应的二氧化碳量。化工企业按图2所示识别碳源流，并分别核算。

煤化工利用煤炭可分为“原料”和“燃料”两种用途。作为原料时，煤参与化学反应，部分碳元素进入产品转化成清洁能源或化学品，部分碳元素转化为CO2，少量碳元素随灰渣流失;作为燃料时，煤炭通过燃烧提供热量产生蒸汽再发电，为化工生产提供动力和能量，理论上煤充分燃烧后碳全部转化为CO2，实际应用中煤燃烧后灰渣会带出少量残碳。由于部分碳进入产品，因而煤化工生产过程具有节碳能力。

目前我国现代煤化工典型的产业化路径有煤制油(含直接液化和间接液化)、煤制天然气、煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇，基本均为以煤气化为龙头。以煤气化为龙头的煤化工生产过程中的碳流向如图3所示。在实际核算时，还应考虑购入电力、热力产生的二氧化碳排放。

2.2现代煤化工碳排放现状

以鄂尔多斯盆地煤制烯烃项目为例，估算煤制烯烃企业碳排放系数。装置规模为180万t/a煤制甲醇、70万t/a甲醇制烯烃，选取的典型工艺主要包括:水煤浆气化、内压缩大型空分、耐硫变换、低温甲醇洗、甲醇合成、甲醇精馏、DMTO、聚乙烯、聚丙烯以及配套锅炉、热电联产等公辅工程。煤制烯烃产品温室气体排放系数核算如表1所示。

按此方法并选取典型工艺，分别测得典型现代煤化工产品的碳排放系数如图4所示。现代煤化工产品中，煤制甲醇的单位产品CO2排放量最低，这主要是由于其工艺流程较短，公用设施也较少;煤制烯烃的单位产品CO2排放量最高，主要是由于其工艺流程较长，公用设施也较多。

结合2020年现代煤化工产品的产量，可核算得到行业的碳排放情况。测算可知，2020年现代煤化工产业CO2排放总量约3.2亿t，约占石化化工行业排碳量的22.5%。在现代煤化工产业中，煤制烯烃碳排放约占23.3%、煤制油碳排放约占10.9%、煤制天然气碳排放约占6.8%、煤制乙二醇碳排放约占6.2%、煤制甲醇(不含煤制烯烃中甲醇)碳排放占比最大，约52.8%。2020年各产品路线排碳占比如图5所示。

统计各子行业的排碳结构可知，现代煤化工全行业二氧化碳中，约33%来源于化石燃料燃烧排碳，约3.5%来源于外购电、热间接排碳，约63.5%来源于工艺过程排碳，工艺过程排碳主要是变换工序产生的CO2，在低温甲醇洗脱碳工序排放。

3现代煤化工产业碳减排、碳中和方案探讨

3.1深入推动产业结构调整

我国甲醇生产原料路线包括三类:煤炭、天然气和焦炉气，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，煤制甲醇原料煤种得到扩大，装置规模不断提升，工艺技术逐渐完善，能耗和污染物排放大幅下降，以煤为原料的甲醇产能快速增加，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，使我国煤制甲醇规模和技术达到世界先进水平。但产能在30万t/a以下和采用非大型气流床气化工艺的仍有约30%的产能。大型化装置的能耗水平显著降低，产业结构调整带来的能耗和排碳系数降低仍有较大的潜力。

煤制乙二醇2000年以来发展迅速，技术也从一代技术发展到了三代技术。经过多年的发展，一些能耗高、装置规模小的产能已成为落后产能，未来随着技术的进步，有必要进行优化升级，降低能耗和排碳水平。

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3.2存量企业持续推进系统优化，实现节能减排

我国现代煤化工多数工厂已具备安、稳、长、高生产能力，“十四五”期间，应继续推动已建成的现代煤化工工厂优化完善，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，积极改善生产经济性。运用智能化、工业物联网技术和高级分析工具，深入分析、加大力度管控现代煤化工生产过程，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探索工艺过程降碳新途径

现代煤化工产业碳排放中约60%以上来自于工艺排放，主要是通过变换净化工序排放。变换是为了将合成气中的CO变换为H2，以调节后续合成反应的H2/CO比。从煤气化中获得合成气中的C元素，有相当一部分通过后续变换生成CO2排放到了大气中。所以，工艺过程中降低变换比或者不变换，将大大降低工艺过程的CO2排放。

(1)与低碳原料制备的富H2气互补。单纯以天然气为原料生产甲醇合成气很容易得到较多的氢气，而碳源需从烟道气回收或通过二段转化来实现。而以煤为原料生产甲醇合成气的氢气较少，需要进行CO变换，同时需脱除CO2并直接放空。采用煤和天然气联合造气工艺，充分考虑两种原料的特点，结合两种原料生产合成气的优势，实现碳氢互补。通过降低粗煤气中CO变换深度，甚至取消CO变换工序，从而节省粗煤气CO变换和脱除CO2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)绿H2用作补氢原料。现代煤化工与可再生能源制氢的深度结合，将来可能是化工行业生产化工品的重要理想路径。如果不发生变换反应，煤气化后进入合成气中的C只有少量CO2(煤气化过程中产生)在后续工序排放，大部分都通过合成反应进入产品。后续合成反应所需要的H2大部分由可再生能源制氢补充，这样可以做到工艺过程基本不排放CO2。

目前，由于可再生能源制氢的成本问题，还不能大规模应用于这一过程，但随着技术的进步，碳中和的形势驱动，未来这一过程有望得到规模化应用，从而实现现代煤化工的大幅降碳。

3.4提高电力驱动的比例

化石燃料燃烧排放的CO2约占现代煤化工产业排碳量的30%，主要排放源来自为煤化工工艺装置提供动力蒸汽、热源和自发电而配套建设的锅炉装置。目前，大多数企业从经济性的角度选择蒸汽驱动工艺装置的大型压缩机，从而增大了燃煤消耗。实际上，工艺装置中此类压缩机可以选择电力驱动。

未来，在碳中和的大背景下，我国的电力结构将发生深刻变革，据全球能源互联网发展合作组织发布的《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》预测，2025年我国煤电达峰，2050年清洁能源发电占比超过80%，2060年煤电装机有望全部退出。因此，现代煤化工产业进一步提高电力驱动的比例，实际上是增加了应用绿电的比例，可大大降低燃料煤的消耗，进而实现燃料端的大幅碳减排。

3.5碳捕集和再利用

CCUS技术作为CO2减排重要措施之一，其发展潜力可期。从驱油封存角度考虑，我国约有100亿t石油地质储存量适宜于CO2驱油，预期可增采7亿～14亿t;全国的枯竭油气田、无商业价值的煤层和深部咸水层的CO2封存潜力较大。综合考虑我国“富煤、贫油、乏气”的资源存储状况及全球能源低碳转型的不可逆趋势，加快CCUS产业发展是支撑国家能源安全的必然选择。我国当前需要进一步积累经验，逐步提高CCUS技术水平，促进其成本下降，为实现CCUS的长期商业化应用做好准备。

现代煤化工CO2的主要排放工序是净化(低温甲醇洗)排放尾气和锅炉烟气，其中净化尾气CO2含量很高，基本均在70%以上，有的甚至超过99%，锅炉烟气CO2含量为10%～20%。可见，现代煤化工工艺排放的高浓度CO2更易捕集利用，成本具有相对优势。

3.6发展CO2加工利用产品

利用捕集的高浓度CO2，可以进一步利用加工生产化学品，实现固碳中和的目的。利用二氧化碳和氢气可合成甲醇，而甲醇又是重要的基本有机原料，下游可加工生产烯烃、甲醛、醋酸等多种化学品，目前该技术已经获得突破，多家研究机构和企业正在推进工业示范装置，未来可再生能源制氢与捕集的CO2生产甲醇将是现代煤化工碳中和的重要手段，如果经验证技术经济可行，规模化发展会颠覆当前C1化工的技术路线。

此外，利用CO2可加工生产碳酸二甲酯、可降解材料、芳烃、尿素、碳铵、纯碱、绿藻、无机盐等产品，从而实现固碳。此类技术未来将在碳中和过程中发挥重要作用。

3.7森林碳汇

森林碳汇是最有效的二氧化碳固定途径之一，是指利用森林的储碳功能，通过植树造林、加强森林经营管理、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二氧化碳20～40t，而每公顷丰产速生林可以固定56tCO2。

我国高度重视森林碳汇在应对气候变化中的作用。早在2009年，我国就提出，到2020年森林蓄积量比2005年增加13亿m3;2015年提出，到2030年森林蓄积量比2005年增加45亿m3左右。目前我国的森林植被总碳储量已达92亿t，平均每年增加的森林碳储量都在2亿t以上，折合碳汇7亿～8亿t。

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