楊學萍

（中國石化上海石油化工研究院，上海 201208）

近年來，國際社會日益達成共識，減少溫室氣體排放是應對全球氣候變化的重要措施。聯(lián)合國政府間氣候變化專門委員會（IPCC）在日內瓦發(fā)布《氣候變化2021：自然科學基礎》報告，指出國際社會必須立即采取行動，大規(guī)模減少溫室氣體排放，否則將無法使全球升溫控制在1.5℃甚至是2℃以內。我國政府2020年9月作出鄭重承諾，宣布CO排放力爭于2030 年前達到峰值，努力爭取2060 年前實現(xiàn)碳中和。2021 年中央經濟工作會議上提出，要“創(chuàng)造條件盡早實現(xiàn)能耗‘雙控’向碳排放總量和強度‘雙控’轉變”，進一步強化了國民經濟各行業(yè)加強碳排放管理的要求。

我國現(xiàn)代煤化工產業(yè)發(fā)展迅速，以生產潔凈能源和可替代石油化工的化學品為目標，在示范項目取得重大進展的基礎上，建成多套大規(guī)模商業(yè)化裝置。截至“十三五”規(guī)劃末，國內年產能達到：煤制油923萬噸，煤制天然氣51.05億標準立方米，煤（甲醇）制烯烴1672 萬噸（其中煤制烯烴產能為1122萬噸），煤（合成氣）制乙二醇597萬噸。

與傳統(tǒng)煤化工相比，現(xiàn)代煤化工裝置規(guī)模大，技術含量高，單位能耗低，原料利用率高。但生產過程仍消耗大量燃料煤，且煤炭作為主要原料，其氫碳比一般為0.2～1.0，遠低于原油氫碳比（1.6～2.0），在生產油品和化學品時氫碳比變換過程中，不可避免產生大量CO，因此現(xiàn)代煤化工仍屬于典型的高碳排放行業(yè)。2021年7月全國碳排放權交易正式開市，若未來開征碳稅，煤化工企業(yè)將承受巨大的成本壓力，部分甚至會因失去競爭力而只能關停裝置。在“碳中和”背景下，現(xiàn)代煤化工亟需依靠科技創(chuàng)新，大幅降低碳排放，實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展?；诖?，根據(jù)現(xiàn)代煤化工特點，分析其碳排放特點和未來碳減排潛力；提出現(xiàn)代煤化工產業(yè)低碳發(fā)展的技術路徑，綜述研究現(xiàn)狀與應用前景。

1 現(xiàn)代煤化工產業(yè)碳排放特點與碳減排潛力

現(xiàn)代煤化工是以先進煤氣化技術為龍頭的清潔煤基能源化工產業(yè)體系，煤炭以原料和燃料兩種形式進行利用。作為原料時，煤炭參與化學反應，部分碳元素轉化為產品，部分碳元素轉化為CO循環(huán)利用或排放，少量碳元素以灰渣形式排出；作為燃料時，煤炭燃燒產生蒸汽并發(fā)電，為化學反應、產物分離及公用工程等提供動力和能量，碳元素大部分轉化為CO，少量轉化為灰渣?，F(xiàn)代煤化工生產過程碳源流示意圖如圖1所示。

圖1 現(xiàn)代煤化工生產過程碳源流示意圖

現(xiàn)代煤化工碳排放具有濃度高、排放集中的特點。工藝過程碳排放主要來自水煤氣變換（WGS）及酸性氣體脫除單元；能源系統(tǒng)碳排放主要來自工業(yè)鍋爐、電站鍋爐以及火炬等。據(jù)國內企業(yè)實際排放數(shù)據(jù)測算，現(xiàn)代煤化工主要產品的碳排放系數(shù)如圖2所示。

由圖2可見，除甲醇制烯烴外，各產品工藝過程CO排放因子均高于能源系統(tǒng)。甲醇制烯烴不涉及煤氣化反應，且原料中碳元素幾乎都進入烴類產品中，因此工藝系統(tǒng)CO排放系數(shù)要低得多，其能源系統(tǒng)的碳排放主要來自烯烴分離過程。

圖2 現(xiàn)代煤化工產品碳排放系數(shù)[4-5]

煤制烯烴的CO排放系數(shù)最高，達10.5t/t 產品，主要原因是原料煤在氣化、WGS 以及低溫甲醇洗過程中一半以上的碳以CO形式排出，燃料煤在燃燒過程中也大部分轉化為CO。與直接液化相比，間接液化的CO排放系數(shù)更高，主要原因是有煤氣化過程，工藝系統(tǒng)碳排量較高；但直接液化同樣需要來自化石能源（包括煤氣化）的氫氣為原料，且在高溫高壓下將煤炭催化加氫合成液體烴燃料，因此生產過程總碳排放系數(shù)達到約5.56t/t產品。

在碳中和目標要求下，現(xiàn)代煤化工已成為碳減排重點領域。一方面國家將嚴控產能擴張，2021年9月《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》中明確，將出臺煤化工產能控制政策，未納入國家有關領域產業(yè)規(guī)劃的，一律不得新建擴建煤制烯烴項目；合理控制煤制油氣產能規(guī)模。另一方面，技術創(chuàng)新將發(fā)揮決定性作用，利用新型節(jié)能降耗、清潔低碳技術，降低產品碳排放強度。未來，現(xiàn)代煤化工將探索系列技術途徑，推動創(chuàng)新成果產業(yè)化，2030 年之前達到碳達峰，逐漸完成產業(yè)綠色低碳轉型，全面支撐實現(xiàn)碳中和目標。主要產品碳排放量預測如表1所示（計算數(shù)據(jù)基于參考文獻[4]）。

表1 現(xiàn)代煤化工產品碳排放量預測 單位：萬噸

2 現(xiàn)代煤化工產業(yè)碳減排技術

現(xiàn)代煤化工產業(yè)積極開展技術創(chuàng)新，從源頭減碳、過程控碳、末端碳捕集封存、碳資源高附加值利用等四個方面，開發(fā)碳減排技術，既可用于存量煤化工項目升級改造，也為增量項目提供高效碳循環(huán)的技術方案，同時為推動煤炭資源與新能源耦合奠定了良好基礎。

2.1 源頭減碳技術路徑

源頭減碳技術路徑主要包括原料結構調整和能源結構調整兩個方面。

2.1.1 原料結構調整

氫氣是現(xiàn)代煤化工的重要原料。煤直接液化制油消耗大量氫氣；間接制油、煤制烯烴、煤制天然氣等要求原料中氫碳比在2以上，通常煤氣化后經WGS 調節(jié)氫碳比，但同時也使得相當一部分碳元素生成CO，產生大量碳排放。針對氫氣制備過程的碳減排，主要探索了兩類技術路徑：一類以富氫資源與煤炭進行聯(lián)供，實現(xiàn)碳氫元素充分匹配；另一類將煤化工與新能源進行耦合，利用可再生能源電解水、光解水等制氫技術耦合煤氣化工藝生產燃料和化學品。目的都是希望優(yōu)化氫元素的來源，實現(xiàn)碳氫平衡，減少甚至避免WGS 反應，提高碳利用效率和能源效率。該技術路徑目前總體處于技術方案研究設計階段。

引入富氫資源（天然氣、焦爐氣、頁巖氣等）與富碳合成氣進行碳氫匹配，是實現(xiàn)源頭碳減排的有效途徑。謝克昌等2005 年就提出將煤氣化與煤熱解焦化進行耦合，無需WGS，即可得到氫碳比約為2 的合成氣，用于制備甲醇。Chen 等提出CGCTM 工藝，將煤氣化/煤焦化耦合與甲烷/CO干重整相結合（圖3）。模擬計算表明，與單一煤制甲醇（CTM）工藝碳利用率37.3%相比，CGCTM工藝碳利用率高達51.6%，相應CO排放量從2.6t/t甲醇降低至1.7t/t 甲醇，減少了34.6%?？傮w上看，CGCTM 工藝能源利用效率為62%，比CTM 工藝高約21.6%。

圖3 CGCTM工藝流程框圖[8]

富氫天然氣（H/C＞3）和非常規(guī)天然氣與煤炭利用一體化可以將H/C 比調整到下游加工所需的值。Chen等對天然氣與煤炭利用一體化過程進行估算（圖4），在同等反應條件和規(guī)模下，甲醇合成碳效率和能源效率分別為60%和51.56%，比傳統(tǒng)路線提高100%和15%。對于Co 基費托合成反應，碳效率和能量效率為59.45%和54.75%，比傳統(tǒng)煤制液（CTL）分別高86.9%和18.4%；CO排放量為1.23t/t油，比傳統(tǒng)CTL系統(tǒng)低81%。

圖4 天然氣與煤炭一體化制油與化學品流程框圖[9]

近年來人們關注現(xiàn)代煤化工與新能源的耦合發(fā)展，認為這是未來低碳轉型的首選方向。通過構建耦合低碳復合系統(tǒng)（圖5），由可再生能源為高溫/低溫水解（HTE/LTE）提供熱電生產氫氣，然后將氫氣與煤氣化合成氣混合，調節(jié)H/C 比，無需WGS裝置，可顯著降低CO排放。

圖5 可再生氫與煤氣化過程的耦合系統(tǒng)[10]

王明華對60萬噸/年煤制烯烴裝置進行測算，當原料替代比例（即少消耗的原料煤量與傳統(tǒng)工藝的原料煤量比值）達到49%時，綠氫占總合成氣用氫比例達到71.3%，可完全省去WGS 裝置，依靠綠氫調節(jié)氫碳比，每年節(jié)省原料煤和燃料煤191.7萬噸/年（約占煤炭消費量的一半），系統(tǒng)CO總減排量464.5 萬噸/年，其中作為原料煤的高純CO減排比例達80.6%。Yang 等提出集成固體氧化物蒸汽電解制綠氫的煤制乙二醇工藝SOEC-CtEG（圖6）。模擬研究結果表明，與傳統(tǒng)煤制乙二醇相比，該工藝碳利用效率從22.48%提高至48.61%，裝置能效從30.68%提高至45.50%。若將來自酸性氣體脫除單元的CO循環(huán)進行蒸汽-CO共電解（CoSOEC-CtEG），裝置能效可進一步提高到48.02%。

圖6 集成固體氧化物蒸汽電解制氫的煤制乙二醇工藝流程示意圖[12]

綠氫除了用于調節(jié)氫碳比之外，還可以與副產CO利用相結合。Wang 等提出綠氫與CTM 副產CO利用相結合的GH-CTM工藝：電解水產生純度為99.999%（體積分數(shù)）的氫氣，與來自CTM工藝的CO混合，轉化為甲醇；電解水陽極產生的氧氣提供給煤氣化裝置，可省去儲氧和空分設備。該工藝流程如圖7所示。

圖7 綠氫與CTM副產CO2利用耦合工藝流程圖[13]

以CTM規(guī)模180萬噸/年計，CO加氫條件為溫度250℃、壓力5MPa、GHSV 5.9m/(kg·h)、氫碳比2.10。與傳統(tǒng)CTM工藝相比，GH-CTM甲醇產量達517.01t/h（折合405 萬噸/年），提高124.67%；能效提高10.52%，CO排放量降低85.64%。GH-CTM 工藝的計算生產成本也比CTM 工藝低23.95%，為綠氫在煤制化學品及CO高值利用方式上開辟了新思路。

2.1.2 能源結構調整

現(xiàn)代煤化工耗能相關的燃燒爐、加熱爐等能源系統(tǒng)碳排放占整個生產過程的20%～40%。燃料用能是國家能耗“雙控”的重點，推進能源結構清潔低碳化是實現(xiàn)“雙碳”目標的趨勢之一?，F(xiàn)代煤化工能源結構調整方向包括氣代煤、電代煤等。

為了產生相同熱值，天然氣燃燒碳排放僅為煤炭燃燒的59%，若進一步考慮鍋爐燃燒效率因素，天然氣相對煤炭的碳減排可達約50%。未來將加速發(fā)展低碳天然氣產業(yè)，加快以頁巖氣為代表的非常規(guī)低碳能源的勘探和開發(fā)步伐，實現(xiàn)以氣代煤，為現(xiàn)代煤化工裝置提供清潔能源。電代煤則離不開煤炭與新能源的協(xié)同耦合。我國太陽能光熱與燃煤耦合發(fā)電在系統(tǒng)集成、耦合技術等方面均有較大進展，逐漸實現(xiàn)應用示范。2014 年大唐新能源建成了我國首個10MW光煤互補發(fā)電示范工程，已實現(xiàn)平穩(wěn)發(fā)電。華北電力大學等從互補發(fā)電系統(tǒng)的能量遷移和能耗規(guī)律、系統(tǒng)集成優(yōu)化設計及性能評價等方面開展了研究，理論結果表明，600MW 燃煤機組吸納最大容量太陽能熱量時，耦合系統(tǒng)的最大節(jié)煤量為8～14g/(kW·h)，節(jié)能潛力巨大。此外，燃煤與生物質耦合發(fā)電技術也是未來經濟高效、易于實施的發(fā)電機組減碳的方向之一。2019 年，大唐長山熱電廠660MW 超臨界燃煤機組耦合20MW 生物質發(fā)電示范項目開始運行，燃煤機組度電CO排放量降低約6%。

目前煤制甲醇、烯烴、乙二醇、SNG和石油等大型裝置，其電網(wǎng)發(fā)電成本遠高于燃煤自備電廠，因此企業(yè)多通過燃煤熱電聯(lián)供自備機組為全廠提供動力（電和蒸汽）。相宏偉等認為，未來煤化工工藝中使用綠電代替煤電，將可使煤化工生產過程CO排放間接減少約5%。張巍等認為，隨著儲能儲熱技術的日臻成熟，新能源可提供穩(wěn)定的綠能、綠電，替代燃料煤的使用，不僅可實現(xiàn)煤化工動力系統(tǒng)的近零碳排放，還可提高系統(tǒng)的整體經濟性。初步測算，當綠電成本價下降至0.1CNY/(kW·h)，國內碳價100CNY/t 時，采用煤化工與新能源耦合系統(tǒng)，典型煤制烯烴、煤制甲醇、煤間接液化裝置1t 產品成本將分別比現(xiàn)有煤化工系統(tǒng)降低1000CNY/t、350CNY/t 和650CNY/t。寶豐能源開展氫能耦合現(xiàn)代煤化工產業(yè)示范，2021年4月建成并投產太陽能電解水制氫項目，年產2.4 億標準立方米氫氣和1.2 億標準立方米氧氣；用“綠氫”替代原料煤，“綠氧”替代燃料煤，項目每年可減少煤炭資源消耗約38萬噸，年減少CO排放約66萬噸。未來，現(xiàn)代煤化工主要流程將會轉變?yōu)椋壕G電（用于全廠供電和電解水制氫）+煤氣化（結合綠氫）+合成氣凈化+合成氣轉化（制化學品+清潔燃料）。

由表2可見，源頭減碳路徑通過引入富氫和綠氫資源與煤炭原料進行碳氫互補，提高煤炭利用效率，大幅降低WGS 過程碳排放；此外，調整能源結構，在綠電綠氫以及儲能儲熱技術成熟、成本降低的前提下，通過氣代煤、電代煤，降低能源能耗，尤其利用棄風、棄電，可顯著降低現(xiàn)代煤化工生產成本，提高產業(yè)競爭力。需要說明的是，表2數(shù)據(jù)大多來自技術方案的可行性分析與模擬計算結果，實際減碳與降成本效果還有待工業(yè)應用驗證。

表2 源頭減碳技術方案實施效果

2.2 過程控碳技術路徑

現(xiàn)代煤化工生產過程中的碳排放降低主要通過過程節(jié)能提效和開發(fā)革新技術兩種途徑來實現(xiàn)。該技術路徑是當前企業(yè)易于實施的節(jié)能減排方式，大多已經或即將實現(xiàn)工業(yè)應用。

龐樸先生指出，大概到春秋時期，“五行”已經逐步由具體的物質抽象為具有統(tǒng)攝性的物質“屬性”［14］，例如在《左傳·昭公二十九年》蔡墨對魏獻子的答辭中，蔡墨提出：“有五行之官，是謂五官?！菊痪涿?，火正曰祝融，金正曰蓐收，水正曰玄冥，土正曰后土。龍，水物也。水官棄矣，故龍不生得?！保?5］2323無論是五行的神格化，還是以“龍”為“水物”，均顯示此時“五行”已經具有類型化的屬性。不過，當蔡墨進而論及“五官”之神的形成過程時，他以五官先后出自少皞、顓頊、共工三氏，且為六人所分守，這種結構上的粗疏顯示出此時的“五行說”尚未達到充分系統(tǒng)化的水平，其與“陰陽”似乎也未發(fā)生關聯(lián)。

2.2.1 過程節(jié)能提效

一方面采用先進清潔的生產技術和設備，加強全過程工藝優(yōu)化和能量耦合利用，提高反應效率；另一方面注重尾氣回收及循環(huán)利用，可減少原料煤、燃料煤消耗，實現(xiàn)節(jié)能減排。

清華大學聯(lián)合北京盈德清大科技公司開發(fā)了清華爐煤氣化技術，包括新型氣化爐和氣化全流程優(yōu)化，通過技術創(chuàng)新改善煤種適應性，提高系統(tǒng)穩(wěn)定性和可靠性，降低氣化島能耗。第三代清華爐的核心是在氣化爐內設置輻射式蒸汽發(fā)生器，可以吸收高溫合成氣的熱量副產水蒸氣；該蒸汽發(fā)生器還借鑒液態(tài)排渣旋風鍋爐的設計理念，有效避免堵渣和積灰問題。2016 年第三代清華爐應用于山西陽煤豐喜肥業(yè)公司，投煤量從500t/d 提高到750t/d，增加了50%；燃燒室操作溫度由1400℃提高至1600℃以上，解決了高灰、高硫、高灰熔點煤的氣化難題；生產合成氣的同時，每小時聯(lián)產約40t 5.4MPa 高溫蒸汽，用于熱電聯(lián)產發(fā)電，能量利用率高，年可實現(xiàn)經濟效益3200萬元以上。

神華包頭煤制烯烴示范項目針對熱電單元發(fā)電系統(tǒng)規(guī)模與輔機規(guī)模不匹配問題，用鍋爐直供蒸汽驅動的透平發(fā)電機組作為輔機系統(tǒng)，“以熱代電”，采用背壓機組的形式，使自發(fā)電的外供電從70MW 提高到100MW，熱電單元的供電煤耗也從400g/(kW·h)降低到360～370g/(kW·h)，降低了工廠用電率和供電煤耗。

孫成和提出對甲醇制備過程中氣化冷激及WGS反應產生的200℃以下低溫余熱進行回收用于循環(huán)發(fā)電。將CTM主工藝與低溫發(fā)電系統(tǒng)相結合，采用有機朗肯發(fā)電系統(tǒng)將收集到的熱量經加熱、蒸發(fā)、氣化等轉變?yōu)楦邷馗邏赫羝斔椭涟l(fā)電系統(tǒng)，產生高品質電能，并對伴生的低溫低壓氣態(tài)有機工質進行回收循環(huán)。以50 萬噸/年CTM 裝置為例，余熱發(fā)電功率可達約3.27MW，凈輸出電能約2.97MW，約占CTM 總耗電量的8%。應用低溫熱量回收技術可有效減少生產過程的煤炭用量，減少碳排放，同時降低甲醇生產成本。

在尾氣回收方面，副產的CO、馳放氣等均可進行循環(huán)利用。如來自低溫甲醇洗的高濃度CO可壓縮后送入煤氣化，替代N作為煤粉輸送氣源，不僅可與煤炭反應轉化為CO 有效氣體，而且可降低空分裝置的N供應負荷。在煤制天然氣裝置中，利用CO返爐替代部分水蒸氣作為氣化劑，可減少水蒸氣用量和碳排放，實現(xiàn)碳資源循環(huán)利用。新疆慶華能源將來自低溫甲醇洗的CO與水蒸氣混合并返爐用于伊寧碎煤加壓氣化，2017年8月進行工業(yè)試驗。當CO返爐量為2000m/h時，可節(jié)約蒸汽量5000kg/h；另外，CO返爐后氧負荷增大，可增大單爐投煤效率，提高粗煤氣產量，CO 含量提高了1.28%。劉陽等對基于CO返爐的煤制天然氣聯(lián)產甲醇和乙二醇工藝方案進行全流程模擬，研究表明，氣化爐CO返爐量為2600m/h時，僅氣化裝置就可減少高壓蒸汽消耗91.7萬噸/年；由于CO產量增加，提高了氫氣利用效率，甲醇產量提高7.92t/a。陜煤集團對180 萬噸/年乙二醇裝置草酸酯加氫系統(tǒng)馳放氣進行回收，經PSA 吸附提純后回收氫氣19685m/h（回收率達88%），按乙二醇有效工藝單耗計，每年多生產乙二醇5.3萬噸。

國內自主研發(fā)的現(xiàn)代煤化工技術處于世界領先水平，近年來積極通過迭代升級，開發(fā)新型高效催化劑和新技術，使節(jié)能減排提升到新的水平。

中國清潔和低碳能源研究所與荷蘭Eindhoven大學合作開發(fā)了煤間接制油用新型鐵基催化劑，以穩(wěn)定純相“ε-碳化鐵”為活性相，其純度為100%，在典型費托合成條件下（250℃、2.3MPa），催化劑本征CO選擇性為零，穩(wěn)定反應400h 以上，不僅實現(xiàn)碳減排，而且大幅降低現(xiàn)有煤間接液化運行成本。甲醇制烯烴方面，中國科學院大連化學物理研究所DMTO和中國石化集團公司SMTO等科研成果成功應用于大型裝置。其中DMTO已發(fā)展到三代技術，新型催化劑不僅使甲醇單耗降低至2.65t，還提高了烯烴單體收率，避免C循環(huán)裂解，直接降低了CO排放。合成氣制乙二醇技術也得到快速發(fā)展，能耗由3.0t標煤/t乙二醇下降到2.6t標煤/t乙二醇。未來單原子催化、納米限域催化、耦合催化等催化技術也將在現(xiàn)代煤化工生產過程節(jié)能降耗減排方面發(fā)揮重要作用。

Lu等開發(fā)了新型兩步法煤制合成氣技術，其特點是采用復合鈉鐵催化劑。第一步600℃下煤炭熱解，催化劑加速煤焦與CO轉化成生合成氣，并使煤炭顆粒釋放的HO 發(fā)生WGS 反應，提高氫碳比；然后將第一步產生的CO用作氣化劑，進行CO或CO-HO 與焦炭的氣化反應，催化劑顯著降低氣化時間（減少約75%），合成氣氫碳比約為2∶1，CH生成量接近為零（CO與焦炭氣化時）或大幅降低61.29%（CO-HO-焦炭氣化時）。該鈉鐵催化劑不僅提高了碳元素利用率，與煤炭直接燃燒相比，碳足跡降低96.77%；而且可提高合成氣產量與質量，最大限度利用煤炭中的碳氫資源作為原料合成高附加值產品。該技術主要工藝過程如圖8所示。

圖8 兩步法煤制合成氣反應機理示意圖[26]

合成氣直接制低碳烯烴可以避免經甲醇的多步反應過程。合成氣在雙功能催化劑上直接轉化為低碳烯烴已實現(xiàn)工業(yè)示范，但反應條件較為苛刻，且由于WGS反應及烯烴過度加氫，產生大量CO，烯烴/烷烴比例較低。Wang 等開發(fā)了含有鋅-鈰-鋯固溶體（ZnCeZrO）和SAPO-34的復合催化劑，使合成氣在溫和條件下高活性轉化為低碳烯烴。在300℃和0.1MPa 下，CO轉化率為7%時，烴類化合物中C～C烯烴選擇性高達83%，烯烴/烷烴比為23。尤其CH和CO選擇性分別低于5%和6%。分析表明，在ZnZrO中摻雜Ce顯著增加WGS的自由能壘，從而抑制該反應，并提高催化劑的表面氧空位濃度，增加HCO*中間物種和固溶體之間的電子相互作用，提升溫和條件下的反應活性。此外，采用復合多功能催化劑，還可使合成氣在溫和條件下直接高選擇性轉化為芳烴、高碳醇等化學品，降低甲烷與CO產量，大幅降低碳排放，滿足社會生產對高附加值產品的需求。此類研究處于中試階段。

2.3 末端碳捕集封存技術路徑

現(xiàn)代煤化工生產中CO排放相對集中，低溫甲醇洗工段CO尾氣體積分數(shù)在80%以上，CO產品塔尾氣中體積分數(shù)甚至超過99%，因此捕集利用較為容易。孫成和對采用低溫甲醇洗不同CO捕集率下的能耗進行建模分析，發(fā)現(xiàn)60%～80%的CO捕集率下單位能耗呈下降趨勢，從捕集率和能耗方面綜合考慮，認為將CO捕集率控制在80%～90%具有較好的經濟性。

CO捕集后進行地質利用或封存是當前應用較多的煤化工裝置碳減排技術，主要方法是將捕集的CO分離與壓縮處理后，注入或掩埋在地下地質結構深處。神華集團煤制油分公司10 萬噸/年CO捕集、封存（CCS）示范項目為我國首套同類項目，2010 年底開車成功，生產出超臨界狀態(tài)液態(tài)CO，注入地下2243.6m深的咸水層進行永久封存。天然氣井、石油井等在注入CO的情況下，能夠提升油氣采收率。延長石油公司建成全球首個集煤化工CO捕集、驅油與地質封存為一體的CO捕集、利用與封存（CCUS）示范項目，采用燃燒前捕集方式，低溫甲醇洗合成氣中CO捕集能力達到5 萬噸/年，純度高達99.6%的液態(tài)CO捕集成本約120CNY/t。將CO泵入油井，在利用CO驅油提高采收率的同時，通過構造圈閉封存、束縛氣封存、溶解封存、礦化封存等機理將其封存在地下。目前延長油田目標油藏的CO封存潛力合計超過400 萬噸，提高采收率超過8%。經項目生命周期環(huán)境影響檢測，試驗區(qū)井場大氣CO濃度處于合理水平。中國石化集團公司正在建設國內首個百萬噸級CCUS 項目，將齊魯石化公司煤制氣裝置工業(yè)尾氣體積分數(shù)超90%的CO提高到99%后，運輸?shù)絼倮吞镞M行驅油和埋存。預計未來15 年將累計向油層注入CO1068萬噸，可實現(xiàn)增油227萬噸。

CO還可用于強化深部咸水開采（CO-EWR）。Li等將煤化工CO捕集分離后，用于蓄水層封閉，并結合CO-EWR 技術，不僅可減少碳排放，而且可為西北地區(qū)煤化工裝置提供額外供水，緩解用水壓力。將來自低溫甲醇洗工藝的CO壓縮至12MPa，輸送并注入深層含鹽含水層，采出水脫鹽后進行市場銷售。以項目壽命20 年，國內2016 年現(xiàn)代煤化工項目全部投產計算，評估結果表明，CO-EWR技術可以低于30USD/t CO的相對較低成本每年利用8.78億噸CO，可減少74%的CO排放，同時每年提供13.18億噸水資源。

據(jù)生態(tài)環(huán)境部環(huán)境規(guī)劃院發(fā)布的《中國二氧化碳捕集利用與封存（CCUS）年度報告（2021）》測算，我國通過CO強化石油、天然氣開采技術，可分別封存CO約51 億噸和91 億噸，利用枯竭氣藏可以封存約153 億噸CO，而注入深部咸水層的封存潛力更大，超過2.4 萬億噸。未來現(xiàn)代煤化工將進一步發(fā)揮CO排放量大、捕集成本低的特點，推進CCUS技術開發(fā)與應用示范，并為企業(yè)帶來附加效益。

2.4 碳資源高附加值利用技術路徑

開發(fā)煤化工領域CO高附加值利用技術是實現(xiàn)碳資源高效應用、發(fā)展碳循環(huán)經濟的關鍵。近年來，先進的化學吸收法、膜分離法等技術得到很大發(fā)展，能夠對煤化工裝置所產生的CO進行高度提純，脫除雜質，操作方法也較為簡單，進一步促進了CO資源化利用。

國內清華大學、天津大學、廈門大學、中國科學院大連化學物理研究所、中國科學院上海高等研究院、中國科學院山西煤炭化學研究所等高校院所在CO化學轉化制低碳烯烴、芳烴、甲醇、碳酸酯、橡膠、,-二甲基甲酰胺（DMF）等領域開展持續(xù)研究，提出接力催化技術，并探索電催化、光催化等新反應路徑，將CO從化石能源利用的終結排放者轉化為碳循環(huán)利用的參與者，減少碳排放。以CO為原料制高附加值及大宗化學品的技術路線如圖9所示。

圖9 CO2化學轉化制高附加值及大宗化學品技術路線示意圖

國內建成多個中試裝置并計劃實施工業(yè)化項目。如2017年山西潞安集團煤制油基地甲烷CO自熱重整制合成氣裝置實現(xiàn)滿負荷生產；2020 年9 月，惠生工程與惠生泰州訂立惠生泰州CO合成化學品EPC合同，將在江蘇泰興建設CO高效合成化學品項目；2020 年，中國科學院大連化物所牽頭多家單位聯(lián)合開發(fā)的千噸級CO與綠氫合成甲醇（太陽燃料）示范項目成功運行，探索出末端CO捕捉及資源化利用的新方向。

此外，2021年3月，全球首套萬噸級CO制芳烴工業(yè)試驗項目在內蒙古啟動，以內蒙久泰新材料公司低溫甲醇洗高純度CO排放氣和合成氣為原料，采用清華大學流化合成氣一步法制芳烴（FSTA）技術，其中合成氣可通過技術手段替換成CO，產品為9722t/a 1,2,4,5-四甲苯及12.8kt/a氫氣。循環(huán)CO回收率超過95%，芳烴烴基選擇性超過75%。該技術在兼顧更好原子經濟性的同時，實現(xiàn)了CO資源化利用。

3 結語與展望

（1）基于我國“富煤、缺油、少氣”能源稟賦，當前和今后相當一段時間，煤炭仍然是我國的能源和化工主體原料?，F(xiàn)代煤化工是促進煤炭清潔高效利用和煤炭產業(yè)轉型升級的重要途徑，對于提升國家能源戰(zhàn)略安全保障能力、促進化工原料多元化發(fā)揮著重要作用。現(xiàn)代煤化工在取得成功示范的基礎上，亟需走低碳發(fā)展路徑，在碳減排關鍵核心技術上取得突破，實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。

（2）源頭減碳技術是通過燃料、原料替代，控制高碳資源增量，促進低碳資源應用。近年來可再生能源加快發(fā)展，煤化工能量來源將逐漸向煤炭與新能源協(xié)同耦合的潔凈綜合能源方式轉變，并為煤制清潔燃料和化學品提供充足“綠氫”原料，推動現(xiàn)代煤化工CO低排放、甚至零排放。未來煤炭與新能源耦合發(fā)展的關鍵是降低新能源發(fā)電與“綠氫”制備成本，并實現(xiàn)大規(guī)模裝置應用。

（3）過程控碳技術適用于企業(yè)實施節(jié)能低碳改造升級，加強能源管理和梯級利用，提高能源利用效率。開發(fā)革新技術，通過新型催化技術或新的反應路徑，簡化工藝過程，提高產品收率，降低能耗物耗，是使現(xiàn)代煤化工節(jié)能減排提升到新的高度的關鍵。

（4）末端碳捕集封存與碳資源高附加值利用是對現(xiàn)代煤化工排放CO進行大規(guī)模回收應用的重要途徑，也是世界各國減排領域奮力搶占的科技制高點。國內需進一步優(yōu)化CO捕集技術，實現(xiàn)煤化工裝置CO的高性能、低成本、環(huán)境友好型捕集，推進CCUS 規(guī)模商業(yè)化應用。從碳中和的特性看，CO與可再生氫轉化用于生產燃料和化學品系統(tǒng)是有前途的。未來技術發(fā)展重點是開發(fā)新型CO加氫催化劑及工藝，通過光催化、電催化等技術，實現(xiàn)溫和條件下的高效轉化。