煤化工行业二氧化碳利用技术的分析研究

蔡 涛 刘宏卫 包 兴

(1.河南水利与环境职业学院，河南省郑州市，450000； 2.中煤平朔能源化工有限公司，山西省朔州市，036000； 3.煤炭科学研究总院煤炭战略规划研究院，北京市朝阳区，100013)

近年来随着煤化工技术的逐步成熟和装备的日趋完善，行业发展非常迅速,然而发展煤化工产业面临着CO2排放的问题。从煤炭和石油的元素组成来看，煤的H/C原子比在0.2～1.0之间，而石油的H/C原子比达1.6～2.0，以煤化工产品替代传统的石油化工产品的过程一般都伴随着H/C原子比的调整，这一过程必然伴随大量CO2的排放。理论及实践经验表明，大部分煤化工转化过程中，煤炭中的一半以上的碳都会以CO2的形式排放出来，如以原料煤中的碳为100%计算，煤制甲醇、烯烃、合成天然气、直接液化以及间接液化等过程排入大气的碳比例分别为65.10%、77.80%、67.30%、70.10%和71.90%，到2020年煤化工行业对应的CO2排放量将远远超过排放容量。

1 我国煤化工发展现状

1.1 煤化工行业生产现状

目前我国化学工业要耗煤产品大致可分为两类，一类是包括生产合成氨、电石、烧碱和甲醇等传统煤化工，另一类是包括煤制醇醚、煤制烯烃和煤制油等现代煤化工。

传统煤化工产品结构性过剩较为严重。我国传统煤化工产品产量多年来位居世界第一，2016年，合成氨、甲醇、电石产量分别占全球产量的32%、28%和93%，但产业结构较为落后，竞争力较差。目前，传统煤化工产品均处于阶段性供大于求状态，不同程度地存在结构性过剩，其中电石、烧碱、聚氯乙烯、磷肥、氮肥等重点行业产能过剩尤为明显。截止到2016年底，电石产能达到4500万t/a，产量为2588万t/a，产能利用率仅为57.5%；甲醇产能达到7500万t/a左右，产量为4300万t/a，装置开工率仅为57.3%。

与之对应的是现代煤化工发展步伐加快，但还处于示范发展阶段。“十二五”时期，在石油需求快速攀升和国家油价高企的背景下，我国以石油替代产品为主要方向的现代煤化工，随着一批示范工程的建成投产，快速步入产业化轨道，产业规模快速增长；技术创新步伐加快，煤制油、煤制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇等领域关键核心技术获得重大突破，掌握了一批具有世界先进水平的关键核心技术，开发了一大批大型装备；园区化、基地化格局初步形成。但大多示范投产项目仍属于示范运营，没有形成规模效应，“十三五”期间将在优化布局、严控规模的前提下，继续推进现代煤化工升级示范。2016年，我国煤制油产能达到750万t/a，产量为200万t/a；煤(甲醇)制烯烃产能达到700万t/a，产量为600万t/a；煤制乙二醇产能达到300万t/a，产量为160万t/a；煤制天然气产能达到31×108m3，产量为15×108m3。

1.2 煤化工行业煤炭消费现状

近几年随着现代煤化工技术的突破以及一批示范项目的建设运行，我国煤化工产业规模增长较快，化工用煤整体呈增长态势，占比不断提高。2016年化工行业用煤量达2.7亿t，较2010年增长了1.3亿t，年均增长11.4%。

合成氨是化学工业的主要耗煤产品，产量70%以上以煤为原料，其中无烟块煤约占96%。2016年，合成氨产量为5380万t，共消费煤炭约为7748万t。

我国是世界上最大的电石生产国和消费国，电石产量近年来基本保持稳定增长，但产量增速低于产能增速，电石产业整体处于产能过剩局面，在化工行业中电石产业所消耗煤炭总量占比较少。2016年电石产量为2588万t，消耗煤炭为1200万t。

甲醇主要作为中间化学产品，直接消费不超过30%。国外通过多种原料生产甲醇，我国煤制甲醇占90%以上，是化工行业耗煤量较大的产品。“十二五”期间，我国甲醇产量增长较快，由2010年的1574万t增加到2015年的3930万t。2016年煤制甲醇产量4300万t，共消费煤炭8815万t。

2016年受到低油价和环保法规日趋严格的影响，煤化工拟建、规划项目放缓，部分新增产能推迟投运，产品产量较上年有所增长，但幅度不大。煤制油产量为1400万t，煤制天然气产量为19×108m3，煤制烯烃产量为650万t，分别消费煤炭为700万t、627万t和4225万t。

2 煤化工领域CO2排放

煤的H/C比低决定了以煤为原料的化工生产过程要排放大量CO2，发展煤化工产业面临CO2的排放问题。

2.1 煤化工领域温室气体排放特征

2.1.1 单个排放源排放强度大

尽管不同的产品方案和生产工艺生产单位产品所排放的CO2数量不尽相同，但是煤化工项目存在着单个排放源排放强度大的显著特征，并且单个排放源排放规模较大。单个煤化工项目的排放量都超过百万吨级，属大型排放源, 部分煤化工产品生产过程中排入大气的碳比例如下：直接液化碳排放量为70.10%、间接液化碳排放量为71.90%、煤制甲醇碳排放量为65.10%、煤制烯烃碳排放量为77.80%、煤制天然气碳排放量为67.30%。典型煤化工项目CO2排放规模见表1。

表1 典型煤化工项目CO2排放规模

2.1.2 生产工艺过程中CO2排放浓度较高

与其他工业生产过程类似，煤化工生产过程的CO2排放也主要包括两大类，即直接排放和间接排放。直接排放主要包括供热或自备电厂燃料(主要是煤炭)燃烧后的燃烧排放、生产工艺过程中产生的工艺排放以及各种设备部件泄露导致的逃逸排放；间接排放主要是指外购的由化石能源转换的电、蒸汽所产生的排放。煤化工行业CO2排放源主要主要集中在合成反应器、净化、加热炉、自备热电厂等环节和设备。典型煤化工工厂CO2排放构成如图1所示。

图1 典型煤化工工厂CO2排放构成

从CO2排放浓度特征来看，煤化工项目中包括高浓度CO2排放和低浓度CO2排放，其中高浓度排放部分主要来自粗气净化部分的酸性气体脱除环节，在一些大型新型煤化工项目中多为低温甲醇洗单元；而低浓度CO2排放则主要来自加热炉、自备电厂等场所或设备燃料气、燃煤燃烧排放以及一些尾气排放等。典型煤化工项目CO2排放环节及特征如图2所示。

图2 典型煤化工项目CO2排放环节及特征

典型煤化工项目CO2排放浓度特征如图3所示。

从排放环节来来看，新型煤化工项目中的CO2排放主要来自于粗气净化单元(多为低温甲醇洗单元)和锅炉。典型煤化工项目CO2排放构成如图4所示。

图3 典型煤化工项目CO2排放浓度特征

通过计算煤化工生产的各种煤炭转化过程中，CO2排放量多少的顺序依次为：煤制化学品或烯烃>间接液化>煤制甲醇>直接液化。不同行业排放CO2浓度比较见表2。

表2 不同行业排放CO2浓度比较

图4 典型煤化工项目CO2排放构成

相比于其他行业，煤化工技术酸气脱除工序排放的CO2气体具有数量大、浓度高的特点，浓度一般能达到85%～95%。由于这部分CO2气体在生产工艺过程中已得到富集，不需要额外的投入和操作费用，仅需视需要进行压缩、提纯、液化等处理，耗费代价相对较小，可为今后实施地下储存打下基础、创造有利条件。

2.2 煤化工领域CO2排放整体状况

2.2.1 排放现状

(1)排放总量。基于产品产能/产量和排放因子等数据，经测算在2016年包括煤制合成氨、甲醇、合成天然气、烯烃、乙二醇和煤制油等在内的新型煤化工产业，按照产能的CO2排放量大约为4.37亿t，而基于这些产品实际产量的CO2排放总量约为2.61亿t。煤化工行业温室气体排放整体情况如图5所示, 化工行业分产品温室气体排放情况如图6所示。

图5 煤化工行业温室气体排放整体情况

图6 煤化工行业分产品温室气体排放情况

(2)排放构成。2016年煤化工行业的实际CO2排放主要来自于传统煤化工中的合成氨工业，CO2排放量约为1.9亿t，占总比例的72.83%；甲醇行业排放量也较大，CO2排放量约为0.52亿t，占总比例的20.10%；其次为煤制烯烃项目的排放，约为0.11亿t，占总排放量的4.21%。

2.2.2 未来发展趋势

(1)排放总量发展趋势。经测算包括煤制合成氨、甲醇、天然气、烯烃、二甲醚、乙二醇和煤制油等产品在内的煤化工行业2020年的温室气体排放潜能约为13.90亿t，未来煤化工行业CO2排放趋势如图7所示，煤化工行业分产品温室气体排放潜能发展趋势如图8所示。

(2)排放构成发展趋势。从排放构成来看2020年，煤制合成氨和甲醇工业二氧化碳排放比例呈下降趋势；煤制油、合成天然气和烯烃工业的排放比例呈上升趋势，其中煤制油工业排放增长趋势最为明显，煤化工行业未来温室气体排放构成如图9所示。

图7 未来煤化工行业CO2排放趋势

图8 煤化工行业分产品温室气体排放潜能发展趋势

图9 煤化工行业未来温室气体排放构成

3 煤化工行业CO2利用技术

3.1 煤化工行业CO2利用技术选择

在CO2的回收利用方面，目前主要用于食品行业。美国CO2消费量的46.8%用于食品的保鲜冷却、冷藏和惰化，19.5%用于饮料碳酸化；在西欧，68%的CO2用于饮料碳酸化和食品加工；国内对CO2的需求增长也非常迅速。但是这些用途中，用于饮料、致冷剂、灭火剂的CO2用量较小，相比于年全国年近百亿t的排放量，对CO2减排起不到实质性的作用。

一些新型煤化工项目中也会循环利用CO2，如一些采用粉煤气化技术的新型煤化工项目中采用回收的CO2替代氮气作为煤粉输送介质等；在化肥生产过程中，通常可将煤基合成氨过程回收的CO2用作生产尿素的原料之一；CO2的矿化利用也是一个新的技术方向；利用天然矿物或工业废料中蕴含着的丰富的镁、钾、钙等矿化二氧化碳，并生产出高附加值的化工产品。

3.2 我国开展CO2利用技术概况

总体而言，我国二氧化碳的利用技术仍处在研发和示范阶段。近年来，政府对CCUS技术给予了积极的关注，在研发与示范方面的投入力度不断加大，在相关技术政策、研发示范、能力建设、国际合作等方面开展了一系列工作，推动该技术的发展。在利用方面，围绕CO2驱油、驱煤层气、CO2生物转化和化工合成等不同利用途径开展了理论和关键技术研究，已开展CO2驱油工业试验，建成微藻制生物柴油中试和小规模的CO2制可降解塑料生产线，当前各种CO2利用技术在我国发展应用的综合比较见表3。

表3 当前各种CO2利用技术在我国发展应用的综合比较

综合来看，近期内我国开展的CO2-EOR油田封存的条件特别是技术条件非常成熟。首先，EOR是国家重点支持的方向，并提供了大量资金支持；同时，中石油和中石化等大型国企的积极性相对较高，并且在油气工业发展过程中，积累了大量的勘探、储层描述、模拟、容量评估、钻采与注水、地层监测以及管道设备等方面的技术和运行管理经验以及关于储层-盖层系统的知识，这些都可以直接应用于EOR工程选址和项目运行及管理，我国部分油田开展CO2-EOR试验项目概览见表4。

表4 我国部分油田开展CO2-EOR试验项目概览

4 我国CCUS技术跨领域合作模式探索

4.1 CCUS上下游产业链概述

目前国内CCUS项目还未形成产业化规模，大多项目还处于试验或者示范阶段。产业链中项目的主要参与方，按照参与主体的关切点分为政府、企业和贷款、融资机构，按照参与机构的不同职能分类，主要可以分为政府机构、研究机构和企业等。目前产业链各个环节中的参与机构存在职责分工不够明确的现象，这些部门对于CCUS的认识上有着较大的区别，特别是项目的投资方可能需要承担整个产业链中的全部工作。在收益与分配上也存在范围界定不明确，利益分配不合理的现象，形成有效衔接的产业链，不同部门之间高效合作，成为未来发展CCUS的重大挑战，在CCUS不断发展的未来，跨行业合作面临的困境将更加突出, CCUS产业链以及受益分配图如图10所示。

图10 CCUS产业链以及受益分配图

4.2 国内CCUS跨领域合作现状

4.2.1 国内主要的CCUS试验及示范项目

目前国内开展的CCUS项目，其中包括中石化胜利油田以及延长石油等全流程项目和示范项目。示范项目整体呈计划多、实施少；化工多、电力少；利用多、封存少的整体特点。其中延长石油CCUS一体化项目和高校以及研究机构合作，这种产学研一体化项目在国内的示范作用是巨大的，而且项目每年实现的利润总额达500万元以上，这对之后的CCUS商业化的成功与否起到至关重要的指导和示范作用，国内CUCS试验和示范项目一览表见表5。

表5 国内CUCS试验和示范项目一览表

4.2.2 当前CCUS跨领域合作存在的问题

跨领域合作由于相关利益主体的关注点和侧重点不同，合作需要均衡各方利益，存在很多障碍。

(1)政策方面，虽然已建CCUS示范项目中的多数已经投入运行，但对于CCUS技术的监管却呈现无法可依的状况，针对CCUS的法律和法规没有相应的政策指导，导致其权利配置、职能工具、立法均不清晰。

(2)市场需求方面，目前我国的CO2需求量较小，主要的应用市场包括碳酸型饮料、碳酸二甲酯与降解塑料加工等方面。以生产碳酸饮料为例，供需关系主要依靠市场调节，需求增长速度放缓，总需求量整体增长的趋势下波动巨大。

(3)融资渠道方面，目前的融资渠道比较单一，基本上以企业投资为主，国家从政策上提出鼓励CCUS。而CCUS项目还未产业化，大多数项目处于试验和试运行阶段，国家的支持主要体现在鼓励技术开发以及科学研究等方面。

(4)利益分配方面，目前的利用方式和规模很难实现其经济性，投入的成本较大，而且大多由企业自主投资。CO2的交易体制还不健全，由市场主导CO2的售价是由碳酸饮料生产企业、化工企业、石油生产企业、煤层气生产企业等等下游行业的需求来定价，而且CCUS还未形成产业化规模，导致市场价格波动较大，对产业链的稳定产生不利影响。

(5)就目前的CO2+EOR合作现状来说，煤化工企业面临的重大问题主要是水资源和高污染问题，如何能将产生的大量高浓度CO2封存和利用起来，而油企主要关注的是如何提高石油的采收率方面，CO2+EOR在解决二者问题上是一条很有优势的技术路线。但在碳减排方面，两者有着共同的减排意愿，尤其是油企，如果采用注入CO2提高采收率，则必然存在着安全和CO2逸放的问题，而CO2的成本也增加了石油开采的成本，也是摆在油企面前的重要问题。

5 我国未来CCUS技术跨领域合作模式探索

总体来说，CCUS跨行业合作是一项巨大的工程，参与方涉及不同的行业，侧重点各不相同，真正实现合作还需要相关方共同努力。目前，我国CCUS跨领域合作正处于从起步阶段跨入进一步发展阶段的前期，行业间差距较大，在相互的协作过程中可能存在一定的不确定因素，需要形成稳定的合作机制来引导。结合相关经验，未来的合作机制会以发达国家经验为鉴，可能的合作机制包括如下几种。

5.1 政府主导机制

短期看来，世界碳交易价格仍将处于较低的水平，要想实现CCUS项目的进一步开发以及为工业化、商业化做准备，就需要从政策角度规范合作的体系和权责，并整体把握各方合作的效率和未来的发现方向，并搞好宣传和普及工作，提高人们对CCUS的认知水平。

5.2 企业自主参与机制

企业自主性得以更好地发挥，在已有项目及经验的带动下，起到排头兵的作用。重点行业和部门在经验推广和技术知识普及方面起好带头作用，尤其是在政策和标准制定方面，在不断汲取国内外经验的基础上，通过技术合作与转让，把我国的CCUS水平提高到更高的层次上去。企业间合作模式分为2种，分别是采购模式和合资公司模式两种：

(1)采购模式。由政府或者行业管理机构牵头，排放企业和利用企业之间签订采购合同，双方在合同约定下开展合作，约定双方的收益方式和义务，以及相关违约条款。

(2)合资公司模式。由相关大型企业，如煤化工企业、油气生产企业共同出资，出资形式可以是技术，也可以是资金或者人员，成立合资公司，由合资公司对项目进行管理。

5.3 市场导向机制

在政策的指导下，利益相关方在成熟的市场机制中发挥主观能动性，根据各自的投入分配受益。跨领域合作更多地存在于市场领域，市场将决定分配机制。更多的情况将是既有合作，又有竞争，未来的发展趋势是通过有效的竞争机制，各方在竞争中生存，在竞争中发展，在协作中互惠互利。

5.4 碳交易体制

当碳税已经全面实施、碳交易体制已经建立的时代来临，更多的企业会主动进入碳减排行列，示范项目以及工业试验项目将增加推进速度。碳交易成为市场上的主导因素，产业链的各行业和部门都是交易体制下的参与者，并由实际交易确定参与的份额和收益。另外，在碳税以及CCUS知识产权制度的影响下，更多的企业进入以及技术的不断进步将会使原有的合作模式优化组合。

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