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“双碳”目标下煤化工低碳转型发展方向研究

2025-05-07 54 上传者：管理员

摘要：煤化工具有高碳排放的特点，在保证国家能源安全和应对气候变化的双重约束下，煤化工行业节能降碳任务艰巨。按照“源头减碳、过程降碳、末端固碳”的总体思路，煤化工低碳转型发展方向主要分为现有装置节能降碳、动力侧电力替代、低碳或零碳原料补充及末端固碳利用四个阶段，因技术及经济成本等问题，煤化工目前基本处于低碳转型初期阶段。积极开展相关示范应用研究，可有效降低碳排放量，为未来低碳转型发展提供一定依据。

关键词：
“双碳”
低碳转型
煤化工
碳排放量
绿色发展
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“双碳”是中国在应对气候变化方面提出的两个重要目标｡实现“双碳”目标是中国应对气候变化､推动绿色发展的重要举措,也是实现可持续发展的必然选择｡煤化工企业作为碳排放大户,需贯彻“先立后破”的总方针,提前探索绿色低碳发展模式,为未来低碳转型发展指明方向､赢得先机｡

1、政策现状

为实现“双碳”目标,国家发布了“1+N”政策体系和《2030年前碳达峰行动方案》,共同构成贯穿碳达峰､碳中和两个阶段的顶层设计｡2022年7月国家工业和信息化部等三部门联合印发《工业领域碳达峰实施方案》,方案聚焦重点行业,制定了钢铁､建材､石化化工､有色金属等行业碳达峰实施方案,为下一步煤化工实现“双碳”目标指明方向｡

2、煤化工碳排放情况分析

2.1煤化工生产过程及碳排放特点

煤化工主要流程是原料煤进入汽化炉加压气化,产生粗煤气,粗煤气经过变换装置,在变换催化剂的作用下CO与H2O蒸汽反应,转化为CO2和H2｡变换气经过低温甲醇洗进行脱硫､脱碳,然后根据需求合成不同的化工产品｡同时,配套建设锅炉､空分､水处理等辅助设施,为主装置提供动力､O(2N2)､循环水等公用介质｡

煤化工CO2主要产生于原料煤向化工产品转化过程中的排放量､燃料煤生产蒸汽和电力过程中的化石燃料排放量及外购电力､热力(如有)｡排放特点是工艺生产过程中排放的CO2浓度较高,化石燃料燃烧过程中的CO2浓度较低[1]｡煤化工生产示意图如图1｡

图1煤化工生产示意图

2.2煤化工生产过程中的碳氢利用特点

煤化工生产过程中的碳氢利用特点主要是原料煤的氢碳比低,下游合成产品要求的氢碳比高,中间变换反应使大量有效CO转化为无效CO2形成工艺生产过程碳排放,产品含碳,作为材料使用时具有固碳作用｡燃料煤燃烧提供蒸汽,供空气压缩机透平/冰机透平/合成气压缩机透平等驱动,同时煤中的碳全部转化为CO2,形成化石燃料燃烧过程排放｡煤化工碳排放情况分析为下一步低碳转型提供了方向｡

3、“双碳”背景下煤化工发展方向

根据煤化工碳排放特点,按照“源头减碳､过程降碳､末端固碳”的发展思路,发展方向主要有以下四个阶段:

3.1挖掘现有装置节能潜力,系统推进节能降碳工作

深入挖掘现有装置节能潜力,全面推进节能降碳工作｡

1)保障系统“安稳长满优”运行

煤化工行业属于连续运行生产企业,所有设备和装置在最佳工况下稳定运行最为“节能”,推动智能化工厂建设,通过降低人员操作强度､加强设备在线运行监测､系统精准控制等措施,可避免由于生产装置非正常波动和开停车造成的能源浪费｡

2)提升装置能效水平

主要包括应用大型先进煤气化､半/全废锅流程气化､等温变换等先进煤化工技术｡采用大型高效压缩机､变压器､电机､机泵､风机等用能设备升级为一级能效设备｡

3)优化能量系统

2022年2月11日,国家发展改革委､工业和信息化部､生态环境部､国家能源局发布《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南(2022年版)》的通知中指出:“优化气化炉设计,增设高温煤气余热废锅副产系统;优化CO2汽提尿素设计,增设中压系统｡”加强工艺余热､余压回收,在满足工艺装置的前提下,分别用于副产蒸汽､加热锅炉给水或预热脱盐水､有机朗肯循环发电,实现能量梯级利用｡

3.2调整动力能源消费结构,降低燃烧过程碳排放量

煤化工企业为保障动力和热力需求,通常都配置了燃煤动力锅炉,自备燃煤锅炉普遍较小,整体效率不高,全生命周期核算,“蒸汽驱效率”低于电驱(火电)效率｡随着全国区域电网不同程度地融入绿电,度电碳排放系数明显低于独立的燃煤发电｡例如,中煤鄂能化公司空分氮压机组,现采用蒸汽透平驱动压缩机,汽轮机设计正常功率11116kW,消耗高压蒸汽42.84t/h,折合热力145.33GJ/h,2021年锅炉热力排放因子0.0695tCO2/GJ,电力排放因子0.5810tCO2/MWh,同等功率下每小时碳排放量计算如表1｡

表1碳排放量计算表

由表1可见,相同功率压缩机组,采用电动机驱动比自备燃煤锅炉蒸汽驱动可降低CO2排放量36%｡随着绿电的不断融入,度电碳排放系数将持续降低,而自备燃煤锅炉下降空间有限｡全国能源利用大趋势是“提高电力在终端能源消费中的比重”,煤化工动力设备是工业用电终端之一,国家相关政策文件,鼓励推动工业用能电气化,探索推动蒸汽驱动向电力驱动转变,采用热泵技术更高效促进电对煤的供热替代｡

现代煤化工燃料煤约占耗煤总量的30%,在有条件的情况下积极发展新能源源网荷储项目,促进绿电更大比例地进入煤化工,实现动力侧“双碳”目标,煤化工碳排放总量大幅下降

3.3调整原料能源消费结构,降低工业过程碳排放量

目前,煤化工原料主要以煤炭为主,煤炭的氢原子与碳原子比为0.2~1.0､石油的氢原子与碳原子比为1.6~2.0､典型天然气的氢原子与碳原子比为4左右,因此与石油和天然气相较,煤炭本身就具有高碳属性[2]｡在现代煤化工中,大量的碳将以CO2的形式产生｡对比石油化工,煤化工以煤炭为原材料,“双碳”压力较大｡

采用低碳或零碳原料可有效降低工业过程碳排放量｡低碳原料方面主要发展方向是原料由单一煤炭逐步向煤炭+低碳原料转变,在有条件的地方可通过煤炭与天然气重组制氢､石油化工尾气或者炼焦尾气等低碳富氢原料相结合,降低原料总体含碳量｡

零碳原料方面是积极布局绿氢零碳产业,主要包括生物质制氢和电解水制氢｡生物质作为国际公认的零碳可再生资源,采用生物质作为气化原料,可大幅度降低煤化工生产过程中的碳排放｡德国黑水泵厂采用BGL气化技术,以25%的褐煤和75%的生物质为原料进行了7年的工业化运行,产品为甲醇联产发电[3]｡国内赛鼎公司在鲁南建成了万吨级采用垃圾熔渣技术的万吨中试装置,2022年4月份进行了第一次试烧实验,下一步将进行产业化推广｡目前,国内龙头企业正在积极布局生物质气化相关产业｡绿电电解水制氢取得的绿氢和绿氧与现有煤化工工艺进行耦合,可从源头降低原料煤消耗｡绿氢耦合主要是为逐步降低煤化工变换深度,减少CO2产生量,例如合成氨行业采用全变换,CO并不参与反应,理论上可实现原料煤全部代替[4]｡甲醇合成主要参与反应工艺气为H2+CO,随着绿氢补入,通过控制H/C比,可降低变换深度,最终实现取消变换工序,从源头减少CO2气体排放｡目前,电解水技术比较成熟,随着光电和风电成本不断下降,绿氢初显经济性,结合煤化工节能降碳任务重的现状,在有条件的情况下,可逐步开展绿氢与现有煤化工装置耦合发展示范项目｡

3.4开展CCS和CCUS项目,实现末端固碳

对比火电厂发电行业等其他高碳排放行业,煤化工生产过程中的CO2浓度高达80%以上[5],可大幅降低捕集成本,通过对煤化工生产过程中产生的CO2捕集､封存及利用,有助于实现最终碳中和目标｡2022年6月30日,陕西延长石油集团榆林煤化公司30万t/aCO2捕集装置正式投产,依托现有煤制甲醇装置,捕集生产99.6%的液体CO2产品｡捕集的CO2全部用于延长石油下属油田的CO2驱油和地质封存,实现了制造业与采掘业协同耦合发展,每年可减少CO2排放30万t,对我国促进煤化工行业CCUS技术规模化､商业化应用具有重大意义｡

同时,利用煤化工生产过程中的CO2浓度高的优势和可再生能源制氢的发展现状,可积极探索布局CO2+绿氢制取化学品(或燃料)项目｡“液态阳光”项目——绿氢+CO2生产甲醇是由中国科学院大连化学物理研究所李灿院士团队主导的研究成果｡2020年10月8日,全球首套千吨级太阳燃料甲醇合成示范工程项目装置顺利通过72h现场考核[6]｡中煤鄂能化公司10万t/a“液态阳光”(CO2加绿氢合成绿色甲醇)项目已经获得内蒙古自治区能源局实施批复｡该项目通过绿氢+CO2(碳捕集)生产甲醇,实现可再生能源绿电制取绿氢的就地消纳,年直接减排CO213.75万t,间接减排CO2约49万t｡“液态阳光”项目核心的CO2加氢反应是低碳化学中的重要反应,一方面可以直接吸收现有煤化工装置排放CO2,实现碳中和目标,另一方面可以合成燃料和化学品,缓解化石能源的短缺,实现人工碳循环｡

4、“双碳”背景下煤化工发展的机遇和挑战

“双碳”目标实质就是低碳转型,以低碳创新推动可持续发展,实现社会文明形态逐步由工业文明步入生态文明,倒逼产业结构调整,构建以非化石能源为主体的新型能源体系[7]｡煤化工作为“两高”产业,必须提前谋划“双碳”背景下行业发展方向｡

4.1“双碳”背景下煤化工发展的主要机遇

1)现在的煤化工行业还基本处于核心竞争力培育第一阶段和第二阶段,深入挖掘现有装置潜能潜力,推动电气终端化,探索推动蒸汽驱动向电力驱动转变,减少动力侧煤炭消耗,可有效降低生产成本,实现节能降碳｡

2)随着光电和风电等新能源的不断发展,绿电外输压力较大,就地消纳任务重,同时光电和风电成本不断下降,积极布局第三阶段和第四阶段示范项目,实现绿电或绿氢与现有煤化工耦合发展,可有效降低煤化工产品CO2排放强度,为即将纳入的全国碳排放市场取得先机｡

3)开展“绿醇”等“零碳”化工产品认证,为未来产业发展赢得先机｡未来,围绕碳概念的新兴国际贸易规则和贸易壁垒必将频现,欧盟最近在研究建立碳交易调节机制,其本质上即对出口于欧盟的产品实施的一项碳关税,尽管最初仅涉及钢铁､水泥､化肥､铝和电力等领域,但未来预计也将对工业制成品施行类似措施[8]｡随着碳概念相关贸易规则和贸易壁垒的出现,新的产品价值体系将形成,“绿醇”等“零碳”化工产品的价值在未来将有进一步的体现｡

4.2“双碳”背景下煤化工发展的主要挑战

1)节能降碳技术改造项目投资大,增加企业运行成本,部分技术处于研究实验阶段,未成熟推广应用｡

2)新能源光电和风电利用小时低､波动大､储能难,大规模电气终端化可能引发整体电网波动,造成用电紧张｡

3)光电和风电利用小时低､波动大､储能难的问题与煤化工连续生产,稳定用电､用氢的要求匹配难度较大,需解决储能和储氢的技术瓶颈问题｡

4)煤化工用电､用氢需求量较大,光电和风电配套规模要求较高｡

5)对比传统煤制氢,现阶段绿氢经济性还难以凸显,增加煤化工企业运行成本｡

5、结论

“双碳”背景下煤化工发展方向和核心竞争力培育总体目标是实现低碳转型,降低煤炭消耗,减少CO2排放｡但是,“双碳”目标也是一个循序渐进的过程,煤化工企业要结合自身实际情况,跟踪行业技术发展,推动节能低碳技术改造｡同时,积极布局新能源示范项目,推动绿氢与现有煤化工耦合发展,开展CCUS项目及再利用制化学品项目,为实现“双碳”目标提供技术支撑｡

参考文献:

[1]王宝玉.煤化工工艺中CO2排放特点及减排技术分析[J].市场周刊·理论版,2020(33):196.

[2]李民,吕丰,孙保全,等.双碳目标约束下现代煤化工企业绿色低碳发展路径浅析[J].中外能源,2024,29(1):17-21.

[3]汪家铭.BGL碎煤熔渣气化技术及其工业应用[J].化学工业,2011,29(7):34-39.

[4]王明华.绿氢耦合现代煤化工发展路径研究[J].中国煤炭,2023,49(5):102-107.

[5]田涛,王之茵,刘兆鑫.煤化工生产过程CO2排放及减排研究[J].石油石化绿色低碳,2019,4(3):6.

[6]佚名.首套千吨级太阳能发电､电解水制氢､二氧化碳与氢气合成甲醇示范项目试车成功[J].煤化工,2020,48(1):60-60.

[7]任东明.构建新型能源体系背景下我国生物质能产业发展路径研究[J].中国能源,2023,45(5):5-15.

[8]高萍,林菲.欧盟碳关税影响分析及应对建议[J].税务研究,2022(7):92-98.

文章来源:刘耀权.“双碳”目标下煤化工低碳转型发展方向研究[J].上海节能,2025,(04):586-590.