基于宁夏现代煤化工行业特点的降碳路径

2023-12-25蔡亚萍宁夏回族自治区生态环境工程评估中心

节能与环保 2023年10期

蔡亚萍宁夏回族自治区生态环境工程评估中心

1 宁夏现代煤化工发展现状

“十三五”以来，宁夏现代煤化工行业得到快速发展，产业规模不断扩大，关键技术取得突破进展，先后建成投产了全球单体装置规模最大的400 万t/a 煤炭间接液化、220 万t/a 煤制甲醇等一批大型现代煤化工项目，逐步形成煤制油、煤制烯烃和煤制乙二醇等细分产业链，成为全国最大的煤制油和煤制烯烃生产基地，其产能分别占全国40%和20%。

2 宁夏现代煤化工行业碳排放水平

宁夏产业结构倚重倚能特征明显，可利用资源较少、生态环境脆弱，作为全国碳排放权配额最小的省区，整体呈现二氧化碳排放量低、排放强度高、配额低的特点，碳排放权理论配额不足碳排放量的50%，面临较大的碳减排压力。宁东作为全国4 个现代煤化工基地之一，是国家能源安全部署的重要组成部分，但其CO2排放总量占宁夏总量的比例已接近50%，且呈现不断增长的态势，人均碳排放量和单位产值碳排放强度更是远高于宁夏平均水平。

2.1 宁夏现代煤化工碳排放强度高原因

主要是由于现代煤化工工艺路线所致，从富碳缺氢的原料煤制成少碳多氢的现代煤化工产品，需要补充氢元素。现行工艺路线是通过煤气化得到氢气，在此过程中，产生了大量的二氧化碳。同时，也由于现代煤化工行业能耗强度普遍偏高，碳利用率整体偏低所致。

2.2 宁夏现代煤化工碳排放水平

2.2.1 纵向对比

根据调查，2021 年，宁东能源化工基地的宁煤、宝丰、鲲鹏、宁夏能化等几家现代煤化工企业单位产品二氧化碳排放量为4.5t（全区为2.6t），单位工业总产值二氧化碳排放量强度为17.05t/万元。

2.2.2 横向对比

经与《现代煤化工行业排放基准》对比，宁夏现代煤化工行业整体碳排放水平高于全国平均水平，能够满足准入要求，基本可以达到先进值要求，但距离标杆值还有一定的差距。

3 宁夏现代煤化工降碳措施的适用性

3.1 结构降碳

2022 年9 月，国家能源集团宁东可再生氢碳减排示范区62 万kM 光伏项目开工建设，项目将新建装机容量620MW、年均发电量9.83 亿kWh 光伏场站，2 座制氢规模达2万Nm³/h 的制氢站，2 座加氢站及配套输氢管线等设施，预计年产4509t 高纯氢，每年可减少二氧化碳排放74.6 万t。预计到2025年，宁夏可再生能源发电装机约占总电源装机的55%，折合近2200 万tce，相当于减少CO2排放量约6000 万t，减少SO2排放量约1.35 万t，减少NOX排放约1.4 万t，减少烟尘排放量2700t。

3.2 节能降碳

节能和提高能效，将是宁夏现阶段实现CO2大规模减排的最主要途径。我国单位GDP 能耗是世界平均水平的1.4～1.5 倍，宁夏则更高。如果能够推动节能改造，促使我国达到世界平均能耗水平，则每年可减少13 亿tce、减排CO234 亿t，约占2020 年碳排放总量的1/3。根据相关研究，2050 年前节能和提高能效对全球CO2减排的贡献为37%，发展可再生能源贡献为32%，燃料替代贡献为8%，发展核电贡献为3%，CCUS技术贡献为9%，还有12%贡献由其他技术满足。但由于宁夏现代煤化工项目大都于“十三五”后建成投产，设备较新，短期内企业节能改造的意愿较低。

3.3 循环降碳

在现行工艺路线下，将不可避免地产生工艺过程CO2。粉煤加压气化，单位甲醇CO2排放量为1.54t；水煤浆加压气化，单位甲醇CO2排放量为1.84t，经对比采用粉煤加压气化工艺更有利于减少CO2排放及煤耗。同时，现代煤化工工艺过程二氧化碳具有纯度高、易于捕集利用等特点，如果能将其作为可再生碳资源回收利用，则将形成环境友好的可持续发展模式。目前CO2制甲醇的技术路线已基本成熟，可以实现CO2和绿氢结合制甲醇，每生产1t 甲醇至少减排CO21.375t，若不考虑加工过程的能源消耗，则比传统煤制甲醇减少CO2排放3.44t。在不考虑碳税的情况下，该技术路线成本较高，但若开始征收碳税，从长期来看二氧化碳和绿氢结合制甲醇的优势将越来越明显。

3.4 技术降碳

CO2捕集利用与封存(CCUS) 技术是CO2终端治理的主要方式之一。近年来，我国CCUS 各环节技术均取得了显著进展。但宁夏适合CO2安全、永久性封存的构造条件区域不多，大规模CO2封存还存在成本高和泄漏风险，可重点考虑回收利用途径。

4 基于宁夏特点的现代煤化工碳减排路径

现代煤化工碳排放可分为直接排放和间接排放，其中直接排放主要来自工艺排放和燃烧排放。基于现代煤化工碳排放产生的途径，可从源头、过程、末端3 个方面降低碳排放。

4.1 源头降碳

源头降碳主要有两个途径，一是与富氢气互补，富氢气目前来源于传统煤化工的副产品焦炉煤气和开采的天然气；二是将绿氢绿氧用作原料。

焦炉煤气主要成分为氢气（55%～60%）和甲烷（23%～27%），另含有少量的CO（5%～8%）、C2以上不饱和烃（2%～4%）、CO2（1.5%～3%)、O2(0.3%～0.8%))、氮气(3%～7%)。其中，氢气和甲烷均可用作现代煤化工的补氢来源。单纯以天然气为原料生产甲醇合成气很容易得到多余的氢气，而以煤为原料生产甲醇则缺少氢气，如果能够实现天然气和煤联合制氢气，则可以重发发挥2 种原料各自的特点，实现互补，降低CO2排放。宁夏已在盐池发现大规模天然气田，天然气又适合管道运输，可进一步探索联合利用途径。

绿氢绿氧用作原料可实现过程减碳。通过新能源电解水制绿氢可以替代CO 与水反应生成的灰氢，避免了工艺过程CO2的产生，而得到的绿氧作为气化用氧可以帮助减少燃料煤的使用量，通过绿氢和绿氧的替代，可以使碳减排幅度达到60%以上，且在同等用煤量的条件下，原有系统还可以产出更多化工产品。以典型煤制烯烃、煤制甲醇、煤间接液化项目测算（气化工艺采用粉煤气化），同等耗煤量下，烯烃、甲醇、油品等主产品产量接近原来的2.5 倍，吨产品煤耗将分别下降至 1.5、0.5、1.2。根据宁夏发布的《宁夏回族自治区氢能产业发展规划》，预计到2025 年，可再生能源制氢能力达到8 万t 以上，实现CO2减排100～200 万t；到2030 年，可再生能源制氢能力达到30 万t以上。以某260 万t/a 煤制烯烃耦合绿氢项目为例，通过逐年补充绿氢和绿氧，至补氢第5 年自产甲醇产量可满足下游甲醇制烯烃的需求，在实现CO2的逐年减排的同时，增加自产甲醇量。在产品产量不变的前提下，生产过程中减少CO2排放量162.26 万t。同时，由于绿氧减少燃料用煤，从而实现燃料燃烧减排CO244.11 万t。

4.2 过程减碳

对于工艺过程中的碳排放，可以通过改善产品结构、采用高压煤气化废锅技术(回收高位显热)、第三代甲醇制烯烃技术 (降低单位烯烃甲醇消耗)、蒸汽驱动机组改为电驱机组，以及优化的系统集成(能源、水、物质、信息)手段，从工艺过程减少能源消耗，降低CO2排放。截至 2020 年底，我国煤制甲醇行业能效优于标杆水平的产能约占15%，能效低于基准水平的产能约占25%。煤制烯烃行业能效优于标杆水平的产能约占48%，且全部产能高于基准水平。煤制乙二醇行业能效优于标杆水平的产能约占20%，能效低于基准水平的产能约占40%。根据对全国4个现代煤化工基地企业的现场调研了解，目前我国煤制油、煤制气、煤制烯烃等项目都存在装备能耗水平低、余热利用率低等问题，通过节能改造降碳潜力较大。根据现场调研了解到某企业仅通过改造锅炉燃烧器，每年可节约0.9 万tce、同步减排CO22.4 万t。

现代煤化工项目一般规模较大，都配有自备电厂，以保障用项目用电用汽，这部分因煤炭燃烧带来的CO2排放量可以占到30%。由于宁夏现代煤化工企业均集中在宁东能源化工基地，园区可通过筹划区域集中供热替代，企业也可用电驱替代汽驱,同时园区也可引导企业加大对绿电的外购比例。以上改造若均能实现，可将因煤炭燃烧带来的CO2排放量降低90%以上。

4.3 末端集碳

末端减碳包含生物固碳、CCUS 等技术，CCUS 即碳捕获、利用与封存。首先是碳捕集和封存，无商业利用价值的煤层、枯竭油气田均可用于CO2的封存，利用时还用对地层的稳定性进行评价。其次是捕集利用，包括利用捕集的CO2驱油和生产化工产品。现代煤化工排放的CO2纯度基本都在70%以上，有的甚至超过99%，高浓度的CO2给企业捕集利用提供了成本优势。宁夏政府已牵头国家能源集团宁夏煤业有限公司和中国石油天然气股份有限公司长庆油田展开合作，建设宁夏300 万t/a CCUS 示范项目，可实现CO2减排300 万t/a。宁夏已有企业正在利用煤制甲醇过程中排放的CO2制食品级液体CO2和干冰。再次是生物固碳，农业农村部已经把CO2肥写入设施农业实施方案，CO2在蔬菜大棚中的合理使用，可以减少农药60%～70%的使用、延长蔬菜的生长周期、提高蔬菜40%～68%的产量，宁夏作为培育冷凉蔬菜的上佳之地，应用前景非常可观。最后，可以通过提高减污协同降碳，如生化污泥及气化细渣返回气化炉，固体得到减量化且回收一部分碳。