典型煤化工項目低碳發(fā)展路徑的技術經濟評價

柯 彥，陶 怡，易學睿，步學朋，王 強

(國家能源集團技術經濟研究院，北京 102211)

0 引 言

“十二五”以來，我國現代煤化工在工藝技術升級示范、產業(yè)化推廣等方面取得積極進展，產業(yè)規(guī)模穩(wěn)步增長，有力促進了煤炭的清潔高效轉化利用，為國家能源安全發(fā)揮了積極作用。當前，煤化工面臨綠色低碳發(fā)展和能耗雙控制約，國家及多地對高能耗項目進行限制，煤化工產業(yè)要高質量發(fā)展，就需要在減碳、降低能耗等方面積極作為，向產品高端化、差異化、綠色化發(fā)展。國內相關企業(yè)、研究結構和高校紛紛開展現代煤化工低碳發(fā)展路徑的研究，劉殿棟等[1]通過分析現代煤化工產業(yè)的碳排放特點，提出了通過綠氫、低碳原料、提高電驅比例、發(fā)展CO2下游產品和森林碳匯等減碳措施；謝克昌[2]提出了清潔、低碳、安全的發(fā)展理念；徐振剛[3]通過分析近20 a來現代煤化工的發(fā)展經驗，提出中國現代煤化工總體技術水平還需進一步升級；門卓武等[4]主要從現代煤化工技術開發(fā)的機遇與方向分析了低碳化路徑；吳潛等[5]分析了環(huán)保稅對現代煤化工產業(yè)的影響，并提出了低碳化路徑；李曉巖[6]提出現代煤化工進入轉型重要時期，“十四五”要分類施策適度發(fā)展。目前現代煤化工低碳化路徑主要包括節(jié)能減排、綠氫替代、綠電替代、原料低碳化、產品方案優(yōu)化、CO2末端利用等，但這些路徑的可行性最終取決于其技術成熟度及經濟性，鮮見研究機構對這些路徑的技術經濟性進行全面分析，筆者在考慮目前我國已開展的碳交易背景下，按不同碳價情景，分析了不同路徑的技術經濟性，為產業(yè)低碳發(fā)展路徑提供支撐。

1 評價的邊界條件

1.1 基準情景

以某70萬t/a煤制烯烴為測算基礎，項目總投資約225億元，項目消耗原料煤約325萬t/a，燃料煤160萬t/a，外購電約3億kWh。項目年排放CO2約735.4萬t，具體見表1。

表1 典型煤制烯烴項目CO2排放Table 1 CO2 emissions of typical coal to olefin projects

項目主產品為聚乙烯和聚丙烯，副產丙烷、C5汽油等產品。項目單位主產品成本構成見表2。

表2 典型煤制烯烴項目單位聚烯烴產品成本構成Table 2 Composition of unit polyolefin product cost of typical coal to olefin projects

1.2 碳交易價格的選取

隨著全國碳交易市場正式啟動，火電行業(yè)已正式納入碳市場，據了解，化工行業(yè)也將在“十四五”期間納入。鑒于當前火電行業(yè)碳排放交易權基本采取配額制，本文擬采用基準碳價，研究不同征收比例對典型煤制烯烴項目成本的影響。基準碳價取100元/t(2013年，歐盟執(zhí)行削減配額政策以來，碳價格呈快速增長趨勢，年均增幅約22%，考慮到國內情況與歐盟有所不同，本文取年均增幅15%，當前全國碳價50～70元/t，到“十四五”末約為100元/t)，交易外購比例取5%、20%、50%，計取情景選取及成本變化見表3。

表3 煤制烯烴項目在不同交易權外購比例條件下增加成本情況Table 3 Costs of coal to olefin project under the conditions of different purchase proportion of transaction rights

1.3 綠電價格的選取

考慮未來產業(yè)電氣化水平的提高，電價對產業(yè)生產成本及節(jié)能減排將產生較大程度影響，本研究考慮了未來新能源發(fā)電度電成本的下降，不同情景下電價計取見表4。

表4 不同計取情景綠電價格Table 4 Price of green power under different scenarios

1.4 綠氫價格的選取

考慮未來新能源大力發(fā)展，煤化工與新能源深度耦合助力產業(yè)深度脫碳將成為可能。選取不同綠氫價格，分析綠氫價格對項目產品成本的影響。綠氫成本以新能源電解水制氫工藝測算，綠氫價格及計取情景選取見表5。

表5 不同計取情景下綠氫價格Table 5 Price of green hydrogen under different scenarios

1.5 其他低碳原料的選取

目前除綠氫外，其他低碳原料主要是CH4，來源包括天然氣、液化石油氣、油田氣等。一般天然氣一段蒸氣轉化制得的合成氣中氫碳比大于3.7，煤氣化制得的合成氣中氫碳比為0.4～0.8，生產甲醇要求的氫碳比約2.05，因此單獨以天然氣為原料生產甲醇時一般需采取補碳工藝，而單獨以煤為原料的甲醇裝置需將煤氣化粗煤氣中的CO變換后轉化為H2。因此，可將煤炭和CH4耦合，減少水煤氣變換的量，降低碳排放。

2 不同減碳路徑的技術經濟評價

2.1 節(jié)能降耗

通過節(jié)能降耗，在一定程度上可提高項目整體能源利用水平，減少CO2排放，但節(jié)能降耗一般需增加投資，整體運營成本不一定增加。

我國石化領域科技工作者在節(jié)能減排方面做了大量工作，徐茂[7]分析了傳統化工行業(yè)的能耗情況，提出了動力節(jié)能、設備節(jié)能和催化劑節(jié)能等措施； 謝艷麗等[8-9]提出了整體網絡優(yōu)化和設備單元優(yōu)化的節(jié)能思路；竇守花等[10]綜述了石油化工企業(yè)節(jié)能減排的現狀，并提出了對策。鄭志云[11]具體分析了某化工企業(yè)技術的節(jié)能經濟性；在煤化工領域，馬銳等[12-13]分析了煤化工項目的能耗水平，提出了節(jié)能減排措施。

通過分析某煤制油項目實際節(jié)能方案，評價節(jié)能優(yōu)化的技術經濟性，該項目產能為400萬t/a，主體工藝為費托合成，產品以柴油、石腦油、液化氣為主。主要節(jié)能措施包括：① 項目煤氣化裝置采用加壓粉煤氣化技術替代水煤漿煤氣化技術，全廠投資增加約10億元，節(jié)約標準煤約130萬t/a，減排CO2約245萬t/a，單位減排CO2投資為308元/t，折算為成本約增加20.5元/t；② 項目采用全變換氣、部分變換氣先不混合，進入酸性氣體脫除裝置分別吸收后再混合的方案。與混合吸收方案相比，此方案投資約增加6 000萬元，減排CO2約30萬t/a，單位減排CO2投資200元/t，折算為成本約增加13元/t；③ 項目大規(guī)模選用空冷器，空冷器總負荷約550萬kW。與采用水冷器相比，增加投資約8億元，但用電負荷減少約5.5萬kW，減少電耗約4.5億kWh/a，節(jié)省運行費用約1.8億元/a，減排CO221萬t，單位減排CO2投資為3 809元/t，折算為成本約減少603元/t。

綜上，通過節(jié)能減排降低碳排放需增加投資，但不一定會增加成本，特別是對于新建項目，利用熱夾點、水夾點等理論優(yōu)化整體網絡，可提高整體運營效率，減少碳排放。初步分析，通過節(jié)能減排，煤制烯烴項目的CO2減排潛能為10%。

2.2 與綠氫耦合

現代煤化工與綠氫耦合的工藝流程如圖1所示，假設為理想情況，考慮由綠氫全部替代煤制氫。

圖1 煤化工與新能源制氫耦合工藝流程示意Fig.1 Schematic diagram of coupling process flow of coal chemical industry and new energy hydrogen production

未來煤制烯烴項目與“綠氫”的耦合對現有工藝單元變化影響主要體現在2方面。一方面通過新能源綠電制氫，同時產生O2，經測算可完全省去空分及變換等工藝裝置，提高煤炭轉化效率。以水煤漿氣化為例，備煤、磨煤、氣化、甲醇洗、硫回收等裝置規(guī)模將減小38.5%，循環(huán)水裝置規(guī)模將下降35.2%。工藝過程碳排放強度將下降95%以上。另一方面由于取消空分無需高壓蒸氣，通過優(yōu)化蒸氣平衡，實現蒸氣梯級利用，可大幅縮減動力中心規(guī)模，大幅降低燃燒過程碳排放總量，該情景下需外購部分電能。若外購電來源于火電，則原動力中心的直接燃燒排放將轉變?yōu)橥赓忞姷拈g接排放，碳減排幅度不大。不同綠氫價格下煤制烯烴產品成本變化見表6。

表6 不同綠氫價格下煤制烯烴產品成本變化Table 6 Cost changes of coal to olefin products under different green hydrogen prices 元/t

與新能源綠氫耦合工藝情景下，考慮不同外購碳交易權比例，引入綠氫后，總體碳排放下降約60%，則各種情景下，可認為富余的碳指標可在碳市場進行交易，如5%情景下，認為有55%的碳指標可以出售，各種情景成本變化見表7。在考慮碳交易情景下，綠氫價格在0.88～1.88元/m3時，烯烴產品成本增加350～2 726元/t。因此，在當前綠氫價格下，煤制烯烴與新能源耦合工藝經濟性不高，但減碳效果較明顯，總體可減排60%以上，未來如果綠氫價格降至1元/m3以下，綠氫的經濟性可接受。

依據美國國內法庭做出的判決，美國商務部沒有法律依據對非市場經濟國家采取反補貼措施。然而，法庭同樣也沒有明確表示美國國內法禁止當局對非市場經濟國家征收反補貼稅。因此，法庭模糊的判決依然賦予了商務部極大的自由裁量權，這無疑增加了這一問題的解決難度。

表7 不同外購碳交易權比例下不同綠氫價格下單位聚烯烴成本Table 7 Unit polyolefin cost under different green hydrogen prices and different proportion of purchased carbon trading rights

2.3 與CH4耦合

原料低碳化方案主要是與甲烷耦合發(fā)展。生產70萬t/a當量的聚烯烴產品，約需38萬m3/h H2和17萬m3/h CO，后續(xù)通過反應方程式，分析所需天然氣量和煤氣化規(guī)模。

天然氣轉化的方程式可簡寫為式(1)，實際生產中氫碳比約3.7。

(1)

煤炭氣化的方程式比較復雜，主要反應方程式如式(2)～(6)所示，煤氣化制得的合成氣中氫碳比為0.4～0.8。

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

以此測算，在整體規(guī)模上，天然氣轉化生產的合成氣規(guī)模約為煤氣化的2倍時，合成氣中的氫碳比可達2(合成甲醇的要求)。以此測算，則需要約8萬m3/h的天然氣(折合64 000萬m3/a)，氣化規(guī)模則減小至原工藝路線的1/3，耗煤量減少至約100萬t/a。

從經濟性角度分析，需增加天然氣轉化裝置，根據其他天然氣轉化項目的實際情況，新增投資約10億元，空分、氣化等裝置減少投資約16億元，取消變換裝置減少投資約2.5億元，新增外購天然氣64 000萬m3，按照2元/m3計算，新增成本12.8億元/a，減少煤炭消耗250萬t/a，減少碳排放約400萬t/a，減少成本7.5億元/a。

綜合測算，投資減少約8.5億元，單位產品的折舊成本和利息降低約100元/t，原材料成本增加5.3億元/a，單位產品的成本增加約791元/t，合計單位產品的成本增加691元/t，減少碳排放約400萬t/a，減碳比例約54%。

2.4 電驅+綠電

現代煤化工項目的燃燒排放主要來自自備電廠鍋爐排放。自備電廠鍋爐主要提供全廠的蒸氣和電力，為降低碳排放強度，可考慮采用電驅替代汽驅，即電替代蒸氣，而電可從新能源發(fā)電采購，間接減少碳排放量。通過分析某典型煤制烯烴項目的蒸氣平衡，其9.8 MPa高壓蒸氣主要供應發(fā)電機組和空分透平(表8)，4.1 MPa中壓蒸氣主要供應甲醇循環(huán)機透平、MTO透平、烯烴分離透平、給水透平等(表8)，分析可知部分工藝蒸氣(如氣化用蒸氣)和防爆區(qū)的透平裝置(如甲醇循環(huán)透平、烯烴分離透平)無法用電替代，其他大部分透平均可用電驅替代，蒸氣用量下降90%，且煤化工項目的變換、甲醇合成等工藝裝置本身副產大量蒸氣，基本可滿足以上無法用電驅替代的部分，大幅降低燃燒排放的CO2量。

表8 不同壓力等級蒸氣的用途Table 8 Usage of steam with different pressure grades

采用電驅后項目成本變換分析見表9，取消動力中心減少投資21.5億元，汽驅改電驅的投資和成本無明顯變化，外購電增加24億kWh，折舊成本減少約213.9元/t，利息支出減少約33.6元/t，外購電成本分別增加1 074元/t(0.3元/kWh)、537元/t(0.15元/kWh)、358元/t(0.1元/kWh)。

表9 不同綠氫價格下煤制烯烴產品成本變化Table 9 Cost changes of coal to olefin products under different green hydrogen prices 元/t

續(xù)表

假設外購電均為綠電，則碳排放總量下降約46.8%，主要來自于動力中心減排量。單位產品成本變化見表10。由表10可知，全部情景下，購買綠電后，成本均小于基準情景，一方面是新建項目如果采用電驅，與汽驅相比成本并無明顯變化；另一方面，如果采用綠電，則可大幅減少動力中心的碳排放，減排量可作為碳資產出售，獲得部分收益，降低了單位產品的成本。本研究所取的綠電價格較低，是基于未來綠電成本進一步下降趨勢的判斷，目前綠電價格還較高，經濟性要弱于測算結果。

表10 電驅+綠電情景下單位聚烯烴成本變化Table 10 Cost change of unit polyolefin under the scenario of electric drive+green power

2.5 產品方案優(yōu)化

現代煤化工以煤為原料，大多數經氣化生成CO和H2，從元素組成角度考慮，原料中包含了碳、氧和氫3種元素，因此，現代煤化工更適合生產含氧化合物，提高元素的利用效率，減少碳排放，而可降解塑料是較好的發(fā)展方向之一。以聚乙醇酸(PGA)為例，其碳排放強度僅為3.5 t/t，約為生產聚烯烴產品的1/3。目前，由于煤基可降解塑料尚處于工藝示范階段，工藝成本較高，示范項目的規(guī)模也尚未達到經濟規(guī)模，單位可降解塑料的成本約在1萬元/t以上，未來隨著技術發(fā)展和項目規(guī)模擴大，產品成本有望進一步降低，逐漸接近傳統聚烯烴成本。

現代煤化工的另一條路徑是煤直接液化，該路徑的能源轉化效率高達58%，本身就是現代煤化工中低碳利用的較理想工藝，但生產油品的同時，副產大量液化油渣，因此，副產品的利用至關重要。經研究，煤液化油渣中瀝青類物質約占50%，可作為針狀焦、碳纖維端炭材料的原料[14]，通過研發(fā)新工藝、新技術，能改善煤液化瀝青品質、提高附加值、降低單位增加值碳排放強度。直接液化油渣經過萃取工藝生產高端瀝青產品，相關報告顯示，每噸產品收益可增加1 000元以上，百萬噸項目每萬元增加碳排放強度降低8%～10%。

此外，現代煤化工項目還要利用工藝本身特點，向烯烴專用料[15]、α-烯烴[16]、高端軍用油品、高端碳纖維、高端蠟[17-18]、全系列可降解塑料[19]、特種氣體等領域發(fā)展，提高整體項目的附加值。

2.6 CO2封存和利用

煤炭的碳氫原子比為1.0∶0.2，遠高于石油的2.0∶1.6和天然氣的4.0∶1.0，因此現代煤化工項目生產會排放大量CO2。為實現減排需將CO2進行資源化利用，從而實現現代煤化工低碳發(fā)展。現代煤化工CO2排放源較集中、排放濃度較高，易富集，CO2捕集、利用與封存(CCUS)成本相對較低。根據全球碳捕集與封存研究院數據，截至2020年底，全世界有65個商業(yè)CCS設施，利用CCS技術捕集的CO2總量每年約4 000萬t。中國共18個捕集項目在運行，CO2捕集量約170萬t。如某項目結合低溫甲醇洗裝置工藝特點，直接從無硫中壓甲醇富液中分離得到純度為99.6%的CO2，CO2捕集成本約120元/t[20]。以此成本為基準進行測算，生產烯烴時CO2捕集成本約為696元/t。在對低溫甲醇洗尾氣CO2完全捕集情景下，考慮不同外購碳交易權比例，總體碳排放下降約53.2%，可認為富余的碳指標可以到碳市場進行交易，如5%情景下，認為有48.2%的碳指標可出售，各種情景成本變化見表11。

表11 對低溫甲醇洗尾氣CO2完全捕集情景下單位聚烯烴成本Table 11 Unit polyolefin cost under the scenario of complete CO2 capture of low-temperature methanol washing tail gas

利用捕集的高濃度CO2為原料，可進一步加工生產化學品，實現固碳。如利用CO2和H2可合成甲醇，而甲醇又是重要的基本有機原料，下游可加工生產烯烴、甲醛、醋酸等多種化學品。

3 結論和建議

1)當前綠電加電驅方案、節(jié)能減排方案對項目經濟性的影響較小。推薦新建現代煤化工項目采用綠電加電驅的方案，除防爆區(qū)設備仍采用汽驅外，其他驅動設備全部改為電驅，并進一步論證縮小動力中心的可行性。提前鎖定綠電資源，確保購買綠電指標，以0.3元/kWh進行測算，綠電加電驅方案單位聚烯烴成本增加121.2元/t，如考慮碳交易情景，則成本將有所下降，是較經濟合理的低碳方案。此外，在新建項目前期論證中，建議充分借鑒石油化工等行業(yè)的節(jié)能減排經驗，優(yōu)化工藝換熱網絡和裝置間熱聯合等，降低項目能耗水平，減少工藝碳排放量。

2)未來與綠氫耦合、低碳原料和末端治理等方案經濟可行性將逐漸提升。分析認為，與綠氫耦合可大幅降低現代煤化工碳排放，但由于綠氫價格取決于綠電價格，目前綠電價格仍在0.3元/kWh以上，以此測算綠氫成本是煤制氫的3倍以上，在經濟上尚不具備可行性，大規(guī)模應用的技術尚不成熟，但可作為示范項目對工藝、2種路線的耦合等進行先期示范，為未來更低綠電價格下的發(fā)展創(chuàng)造條件。煤制烯烴項目與CH4耦合，可從原料端降低碳強度，通過測算，單位產品的成本增幅不大，主要取決于天然氣價格，但是由于我國天然氣資源短缺，在當前情況下大規(guī)模采用天然氣為原料還需要突破原料制約、獲得政策支持，未來隨著頁巖氣等產業(yè)的發(fā)展，天然氣供需改善后，該技術可作為低碳發(fā)展的備選方案。CO2末端治理中，主要是CCS和CCUS、制甲醇等路徑，其中CCS路線的CO2捕集成本約為120元/t，則生產烯烴時CO2捕集成本約為696元/t，考慮碳交易情況則可適當降低成本，未來建議探索CCUS等利用方案，提高經濟性。