绿氢与煤化工项目耦合进行节能降碳改造

现代煤化工是推动煤炭清洁高效利用的有效途径，对拓展化工原料来源具有积极作用，已成为石油化工行业的重要补充。国家发展改革委等四部门联合发布《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南(2022年版)》(以下简称《指南》)提出，现代煤化工行业先进与落后产能并存，企业能效差异显著。用能主要存在余热利用不足、过程热集成水平偏低、耗汽／耗电设备能效偏低等问题，节能降碳改造升级潜力较大。那么，现代煤化工节能降碳改造怎么做？本刊对石油和化学工业规划院能源化工处处长兼副总工程师韩红梅进行了独家专访。

一、煤制乙二醇改造压力较大

中国石油和化工：现代煤化工产业目前的碳排放量大概是什么情况？

韩红梅：《指南》中现代煤化工产业范围包括煤制甲醇、煤制烯烃和煤制乙二醇。产业特征是煤气化为龙头、化学品为目标、产业化成熟度高、产业规模大。2020年，上述三者二氧化碳排放量合计约2.4亿吨，占石化化工行业约17%，占煤化工行业约35%。

中国石油和化工：目前，煤制甲醇行业能效低于基准水平的产能约占25%；煤制乙二醇行业能效低于基准水平的产能约占40%。《指南》提出到2025年，煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇行业达到能效标杆水平以上产能比例分别达到30%、50%、30%，基准水平以下产能基本清零。您如何看待这个目标？

韩红梅：我国煤制甲醇自2000年以来加速发展，目前行业内企业生产规模和技术水平存在较大差距，能效低于基准水平的产能仍占约25%。煤制烯烃自2010年第一套示范装置建成投产后快速发展，项目整体建设标准高，工程质量水平高，目前煤制烯烃全部产能的能效均达到基准水平以上。煤制乙二醇建设进程与煤制烯烃基本同步，但煤制乙二醇技术路线多，项目建设时以打通关键技术为主要目标，部分项目建设中对整体能量优化利用的设计不足，装置能耗高，部分技术路线的工业化过程也不够顺利，目前煤制乙二醇能效低于基准水平的产能约占40%。

今后，建成时间早、装置能耗高的煤制甲醇产能，以及建设时技术尚不够成熟、装置效率低的煤制乙二醇产能，是节能改造和淘汰退出的重点。对煤制甲醇和煤制乙二醇行业来说，实现能效基准水平以下产能基本清零还是有比较大的压力的。

二、颠覆性前沿技术亟待突破

中国石油和化工：《指南》提出的工作方向包括加强前沿技术开发应用。目前现代煤化工的技术水平如何？有哪些前沿技术亟待开发和应用？

韩红梅：我们国家的现代煤化工产业，尤其是纳入到《指南》里的煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇产业，整体技术水平是比较高的。我个人认为现在的前沿技术开发最主要的还是侧重于合成技术。合成有几个关键的环节，一个是核心的催化剂，再一个就是跟它配套的关键设备即合成反应器，还有整套工艺，这一块如果能够大幅提高技术水平，是非常有益的。比如合成气直接法制烯烃(一步法），这个技术如果成熟，就能够大幅缩短生产工艺流程长度，也能够降低产业化复杂程度，大幅节能降碳。

中国石油和化工：《指南》在前沿技术中，提到了绿氢与煤化工项目耦合，对此，您如何解读？

韩红梅：绿氢和煤化工的耦合，实际上是一种产业模式的创新和再升级，它的要点就是用可再生能源产生的绿电来电解水制氢，然后氢气进一步作为化工的生产原料。煤化工的特点是煤里面碳多氢少，产品里面氢多碳少，所以中间需要一个变换反应过程。这个过程是一氧化碳加上水蒸气生成氢气和二氧化碳，在这个过程中是牺牲了一氧化碳，又产生了二氧化碳，这也是煤化工之所以产生大量二氧化碳的核心原因之一。如果绿氢加入进来，就可以适当降低变换的负荷。在这种情况下，煤化工的碳排放就可以降低，这是非常值得期待和探索的。

但是目前在绿氢用于煤化工的产业化实施方面存在不小的挑战。比如光电、风电利用小时数低，如何与煤化工连续性生产相匹配；光电、风电波动性大，如何与煤化工稳定用电用氢的要求相适应；煤化工用电、用氢需求量大，光电与风电配套规模要求非常高；光电、风电经济性与煤化工生产成本控制要求，目前绿氢成本大概是煤制氢的两倍或更高，这些问题都需要在产业化推进的过程中逐步解决。从实施难易程度看，绿电用于煤化工宜先于绿氢用于煤化工。

中国石油和化工：煤化工企业在这方面可以做哪些工作？您有什么建议？

韩红梅：现在有不少的企业在做这方面的探索，既有煤化工企业，比如宝丰能源投资建设太阳能电解水制氢储能及综合应用示范项目；也有国家能源集团这类既有煤化工项目、也要做可再生能源开发的企业，也在做这方面的一些前期工作。

煤化工企业可以自己投资，也可以和专门做绿电、绿氢的企业合作，最重要的还是降成本。如果加入的绿电、绿氢量比较大，成本足够低，这样生产出来的产品才能具备成本竞争力。毕竟煤化工产品大多是大宗产品，还要去跟别的技术路线竞争。不过，将来如果采用了绿氢，有可能通过绿色标签认证来把它变成绿色环保产品，相应地可能会有一定的溢价空间，企业要做好溢价空间和成本之间的核算。

三、余压余热利用有待提升

中国石油和化工：《指南》中提出加快成熟工艺普及推广，您能为我们的读者做一下解读吗？

韩红梅：成熟的绿色技术工艺，比如大型先进煤气化技术、高效催化剂、高效甲醇合成等工艺技术，跟传统的技术相比有更好的节能降碳效果。对于那些建厂比较早的，现在到了改造升级期的企业，如果是采用新技术来替代的话，应该是更现实的。而且这类技术实施起来成功的把握性也会更大一些。这种改造会对企业生产运营带来一定的影响，可能涉及到短期停产。总体来讲，这一类的技术升级，资金投入还是比较大的。

中国石油和化工：在不改变核心工艺流程的前提下，企业节能改造要做哪些工作？

韩红梅：在不改变核心主体流程的情况下，其他的重点节能改造空间。一是关键动设备的节能，尽量采用能效高的设备。二是全厂能量系统整体优化。煤化工一个很大的特点就是副产余压余热量比较大，有一些工厂对余压余热利用不是特别的充分，这是一个改造的重点。这方面可以向优秀的煤制氮肥企业学习，他们在能量利用方面做得非常细致深入。

如果上面说的这些工作都已经做到了，企业就要在运行管理方面加强，这里面包括操作工人的节能意识，还有各种节能的管理措施要做到位。对煤化工来说，工厂良好的运行管理也是非常重要，煤化工企业都特别注重“安稳长满优”的生产，就是让所有的设备处在最好的运行状态下，让整个工厂都能够发挥出它最好的效能。在这种情况下，能量利用应该是最合理、最优化的。

四、二氧化碳生产新材料意义较大

中国石油和化工：《实施指南》在废物综合利用部分提出，因地制宜开展变换等重点工艺环节二氧化碳捕集、利用及封存试点，对此您有何解读？

韩红梅：煤化工生产过程产生的二氧化碳浓度高达95%以上，可大幅降低捕集成本，有利于开展二氧化碳捕集、输送与封存示范。如果要做CCS项目，煤化工产生的二氧化碳是一个最直接的、最低成本的可以利用的碳源，因为它可以减少捕集的成本。从封存这个角度讲，封存需要一定的地质条件，需要周边有废弃油井气井、盐穴或岩穴等适宜储存的场所，并不是在所有地方都能够做封存。但是现在这个阶段，我个人感觉煤化工企业还不具备大规模开展的条件。

中国石油和化工：《指南》提出推动二氧化碳生产甲醇、可降解材料、碳酸二甲酯等产品，您如何看待二氧化碳综合利用？

韩红梅：我认为加快开展二氧化碳制生物可降解塑料、碳酸二甲酯等产品技术开发与示范是比较有意义的。举例来说，二氧化碳与环氧丙烷共聚，生成二氧化碳和环氧丙烷共聚物（PPC）为代表的脂肪族聚碳酸酯，可作为生物可降解塑料，在食品和医用包装领域具有应用价值。再比如二氧化碳与环氧丙烷生成碳酸丙烯酯，再与甲醇反应，生成碳酸二甲酯。这些作为材料利用的产品，具有更好的碳利用价值。

对于二氧化碳加氢制甲醇技术，我认为，目前其发展要点是打通技术瓶颈，摸索工程经验，为未来低浓度二氧化碳加工利用提供技术基础。因为我国有大量煤制甲醇，其生产过程中是需要采取变换反应的，如果是煤化工排放出来的二氧化碳，再去加氢制甲醇，则不如把氢放到生产过程里替代变换，那么可以直接减少二氧化碳的排放，这是用氢来减碳最直接的途径，其效果远远好于末端治理二氧化碳。对煤化工来讲，二氧化碳利用的切入点可能放在中间过程更合适。

如果放在更广阔的领域看，我们还有大量的火电厂、钢厂，也排放大量的二氧化碳，将来这些来源的二氧化碳需要治理的时候，二氧化碳制甲醇技术就能派上用场。我认为，我国的二氧化碳治理与利用应根据我国产业国情实际，排排顺序；二氧化碳制甲醇技术在大规模应用方面，应该把目光放长远，现阶段做好技术开发，把它作为技术储备是很有意义的。