关键词：碳达峰碳中和，烯烃行业，蒸汽裂解减碳，煤制烯烃减碳，路径，分析研究

 

实现碳达峰、碳中和是党中央经过深思熟虑作出的重大战略决策，事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体。实现碳达峰、碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，将给各行业带来重大影响。

 

为推动实现碳达峰、碳中和目标，我国将陆续发布重点领域和行业碳达峰实施方案和一系列支撑保障措施，构建起碳达峰、碳中和“1+N”政策体系。2021年10月24日，中共中央、国务院发布了《中共中央、国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（以下简称《意见》），在碳达峰、碳中和政策体系中发挥统领作用，是“1+N”中的“1”。2021年10月26日，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》（以下简称《方案》），是碳达峰阶段的总体部署，是“N”中为首的政策文件。

 

石化化工是国民经济的支柱产业之一，同时也是高耗能、高排放产业，是《意见》和《方案》中明确关注的重点领域。《意见》中指出：“出台煤电、石化、煤化工等产能控制政策。未纳入国家有关领域产业规划的，一律不得新建改扩建炼油和新建乙烯、对二甲苯、煤制烯烃项目”。

 

《方案》中将推动石化化工领域碳达峰作为工业领域碳达峰行动的重要组成部分，提出了“优化产能规模和布局、严格项目准入、引导企业转变用能方式、优化产品结构、鼓励企业节能升级改造”等行动措施。有关部门和单位正在根据《方案》部署，细化石化化工碳达峰相关行动和措施，编制石化化工碳达峰实施方案。碳达峰、碳中和相关政策体系的出台，将对我国石化化工产业发展带来重大和深远的影响。

 

烯烃行业是石化化工产业的重要组成部分，是基础石化向有机原料、合成材料、化工新材料和专用化学品等下游产业链延伸的关键环节，为下游各行业提供原材料，是国民经济发展的物质基础。由于下游需求保持高速增长，我国烯烃及下游衍生物长期供不应求，目前还有大量产品依赖进口。烯烃下游产品高端化、差异化空间大，烯烃下游的化工新材料产品在我国产业升级过程中发挥着重要作用。在炼油、化肥、氯碱等传统行业产能过剩和同质化竞争问题日益突出的情况下，烯烃行业成为我国石化化工产业高质量发展的重要方向。在下游需求、产业政策、技术进步等多重因素刺激下，目前我国烯烃行业正处于新的一轮扩产高峰，“十四五”至“十五五”期间仍将有大量新增产能。

 

在全社会致力于实现碳达峰、碳中和的背景下，烯烃行业面临艰巨的挑战，作为高耗能、高排放行业，碳达峰、碳中和相关政策的出台将给烯烃行业发展带来新的制约。烯烃行业需要在“1+N”政策体系的指导下，采用绿色、低碳的原料和工艺路线，研究碳达峰、碳中和路径，制定碳达峰行动方案，确保为全国2030年实现碳达峰、2060年实现碳中和目标做出应有贡献。

 

1　烯烃生产碳排放情况与特点

 

根据中国碳核算数据库（CEADs）数据，根据终端能源消费量核算，2019年我国表观CO2排放量104.34亿t[1]。根据我国能源消费数据测算，2020年我国表观CO2排放量约105亿t。2020年石化化工行业CO2排放量约14.8亿t（含外购热力、电力带来的间接排放）。2020年，我国以烯烃为主要目标产品的生产工艺蒸汽裂解、煤/甲醇制烯烃、丙烷脱烃等（不考虑炼厂副产丙烯），不同的烯烃生产工艺路线的碳排放特点差异较大。

 

蒸汽裂解装置是在高温和水蒸汽存在的条件下发生分子断裂和脱氢反应生产烯烃，目前主流蒸汽裂解装置单位烯烃（乙烯+丙烯）燃动能耗在400～430 kgoe/t烯烃。蒸汽裂解制烯烃主要的CO2排放来自裂解炉燃料气燃烧，约占整个生产过程碳排放的80%以上，少部分来自驱动各种压缩机所需的蒸汽和电力带来的碳排放，约占15%～20%，工业生产过程排放较少，主要是烧焦产生的部分CO2排放，约占总排放量的1%。装置规模是影响蒸汽裂解碳排放强度的重要因素，装置规模越大，裂解和分离过程效率越高，吨烯烃排放强度越低。百万吨级以上的大型裂解装置吨烯烃排放强度约为30万吨级小裂解装置的2/3。综合计算，百万吨级规模石脑油蒸汽裂解装置CO2排放强度约为1t CO2/t烯烃（乙烯+丙烯）。若采用液化气、乙烷等轻质原料，CO2排放强度可达到0.8t CO2/t烯烃（乙烯+丙烯）以下。

 

丙烷脱氢以丙烷为原料，在催化剂作用下发生脱氢反应生产丙烯。当前主流丙烷脱氢装置燃动能耗在400～500 kgoe/t丙烯，略高大规模蒸汽裂解装置吨烯烃能耗，其中Lummus公司的Catofin固定床工艺能耗低于UOP公司的Oleflex移动床工艺[2]。丙烷脱氢装置的主要能耗来自驱动压缩机所需的蒸汽，以及加热炉所需的燃料气。根据规模和工艺技术的不同，吨烯烃CO2排放量约为1.2～1.4t，单位产品排放强度高于大规模的蒸汽裂解装置。

 

煤/甲醇制烯烃的CO2排放可分为两个环节，即煤制甲醇和甲醇制烯烃。其中，煤制甲醇环节是CO2排放的主要来源。由于煤炭原料氢碳比低，煤气化合成气不能满足甲醇合成氢碳比2.0的要求，需要通过水煤气变换将CO转化为CO2并生成氢气，以满足甲醇合成要求的碳氢比，这一过程产生大量的CO2排放。另外，大型煤气化装置一般采用纯氧氧化，需要大规模的空分装置和锅炉驱动，燃料煤燃烧也产生大量CO2排放。目前主流工艺吨甲醇CO2排放约为3t。甲醇制烯烃（MTO）过程的主要能耗来自蒸汽和电力，吨烯烃排放约为1.3t CO2（乙烯+丙烯）。综合煤制甲醇环节和甲醇制烯烃环节，煤制烯烃（CTO）吨烯烃排放约为10t CO2（乙烯+丙烯）左右。

 

不同工艺和原料路线生产烯烃的碳排放强度及结构如图1所示。

 

 

 

2020年，我国蒸汽裂解产能2 719万t/a（以乙烯计），乙烯产量2 486万t，丙烯产量1 223万t；煤/甲醇制烯烃（CTO/MTO）产能约687万t/a（以乙烯计），乙烯产量687万t，丙烯产量723万t；丙烷脱氢产能约796万t（以丙烯计），丙烯产量约690万t。根据《中国化工生产企业温室气体排放核算方法与报告指南》中的核算方法，结合不同工艺路线的碳排放特点，估算我国烯烃生产环节CO2排放量约1.3亿t，约占石化化学工业总排放的8.7%。我国不同工艺路线烯烃生产碳排放比例如图2所示。

 

 

2　烯烃行业竞争格局变化趋势

 

由于烯烃生产工艺路线的原料来源、产品结构、碳排放强度和碳排放结构不同，在碳达峰、碳中和的大背景下，烯烃行业竞争格局将发生较大变化，主要表现在以下几方面。

 

2.1　高能耗、高排放的烯烃路线发展将受到限制

 

“十二五”到“十三五”期间，我国煤制烯烃产业快速发展，对于提升我国烯烃供应能力，推动烯烃原料和工艺路线多元化发展，保障产业链、供应链安全发挥了重要作用。烯烃项目在中低油价下也表现出较强的竞争力，成为现代煤化工产业中盈利能力和竞争力最强的子行业。“十四五”时期，由于我国烯烃产业仍有较大供需缺口，煤制烯烃仍然受到关注，多家企业仍然有布局新的煤制烯烃的规划。但由于新建一个60万t/a煤制烯烃项目，需要新增超过600万t/a CO2排放，而在当前碳达峰阶段，碳排放评价已成为环境影响评价必要条件的情况下，新建煤制烯烃项目在能耗指标和碳排放指标方面面临较大压力。煤制烯烃项目需要配套切实可行的碳达峰、碳中和行动方案，才可能通过有关部门的审批程序。在煤制烯烃项目探索出在保证经济性和可操作性的前提下，实现碳排放大幅降低技术路线前，未来我国煤制烯烃产能将不会出现大规模增长。

 

2.2　轻质原料制烯烃将迎来新发展机遇

 

《2030年前碳达峰行动方案》在“推动石化化工行业碳达峰”章节中明确提出：“调整原料结构，控制新增原料用煤，拓展富氢原料进口来源，推动石化化工原料轻质化。”乙烷、液化气等富氢、低碳的轻烃原料是生产烯烃的优质原料，使用轻烃原料生产烯烃，可以在不增加炼油产能的情况下扩大烯烃生产，缓解我国炼油与烯烃生产的结构性矛盾，相比石脑油裂解制乙烯，轻烃裂解制烯烃的能耗和碳排放强度较低。另外，轻烃裂解/脱氢生产烯烃的过程副产大量氢气，通过副产氢气与工业及交通运输行业的耦合发展，能够进一步降低全社会的碳排放。

 

我国轻烃资源相对较少，大规模发展轻烃原料制烯烃需主要依靠进口原料。从目前行业发展情况看，丙烷脱氢发展步伐较快，需关注未来产能大规模投放后丙烷原料供应问题，并在产品结构差异化和副产氢高价值利用方面多下功夫。在大量进口丙烷的情况下，液化气组分中的丁烷进口量也将大幅增长，预计进口丁烷作为裂解原料的比例将会提升。另外，我国乙烷裂解发展刚刚起步，2021年有两套利用国内资源和一套利用进口资源装置建成投产。从乙烷全球资源量及在烯烃原料中的占比来看，我国乙烷裂解制乙烯未来还有较大的发展空间，但面临乙烷原料进口来源（绝大部分来自美国）较为单一等问题。总体来看，在国家层面大战略的支持下，不依赖炼化装置的轻质原料制烯烃将拥有较好的发展机会。

 

2.3　烯烃在炼化行业中的占比将不断提升

 

在交通运输行业实现碳达峰、碳中和的过程中，全球范围内成品油消费将受到影响，石油的材料属性将日益凸显。我国成品油已呈现产能过剩的竞争态势，随着新能源汽车的快速发展，我国成品油消费将在2030年前提前达峰，“降油增化”已成为炼化产业转型发展的共识。烯烃、芳烃是“降油增化”的两条主要途径，其中芳烃产业链下游应用较为单一，且国内市场即将饱和。烯烃应用领域更加广泛，未来仍有较大发展空间。炼油企业将会越来越多地向烯烃转型，有条件的大型炼厂配合炼油结构调整，新建蒸汽裂解装置，中小型炼厂通过深度催化裂解等工艺路线多产烯烃，原本用于生产成品油的石脑油、柴油、加氢尾油等馏分将更多的被用于生产烯烃。“十四五”期间，我国石油路线烯烃也将进入一个发展高潮，主要来自中石化、中石油传统炼厂及地方炼厂的转型发展。对于未来新建的炼厂而言，化工品尤其是烯烃将取代油品成为主要的目标产品，原油直接制烯烃等技术可能成为未来重要的烯烃生产路线。

 

2.4　低碳路线将获得成本优势

 

考虑碳排放成本情况下，低碳路线将获得成本优势。2020年7月16日，全国碳排放权交易市场上线交易正式启动。我国目前采用行业基准法给参与交易的企业赋予碳配额，碳排放强度低的企业可以通过碳交易市场出售碳排放权获利，而碳排放强度高于行业基准的企业需要付出额外的碳排放成本。根据我国碳交易市场运行情况，2021年10月CO2排放权平均价格约45元/t。根据欧洲碳交易市场情况，CO2排放权价格达到50欧元/t。石化行业作为节能减碳重点行业，下一步势必纳入碳排放权交易市场。在应对气候变化成为全球共识的情况下，全球CO2排放权价格也将逐步趋于统一，我国CO2排放成本还将进一步上升。低碳排放的烯烃生产路线将会获得低碳红利，从而进一步加强成本优势。而高碳排放的烯烃生产路线将要付出更多的额外成本，在成本竞争上处于不利地位。

 

3　烯烃行业碳达峰、碳中和路径研究

 

3.1　蒸汽裂解

 

3.1.1　裂解炉减碳

 

按照当前主流的技术路线，蒸汽裂解制烯烃主要的碳排放来自裂解炉燃料气燃烧产生的碳排放，约占总碳排放的80%以上。100万t/a（按乙烯计）蒸汽裂解装置裂解炉年CO2排放量约120万t。减少裂解炉产生的碳排放是蒸汽裂解制烯烃路线实现碳达峰和碳中和的关键。主要的技术手段及进展情况如下：

 

（1）提高裂解效率。在目前的技术条件下，通过装置大型化、裂解原料优化、优化裂解炉设计等手段，提高裂解炉综合效率，从而降低裂解炉能耗和碳排放。从已有装置的运行优化的角度，可以通过优化裂解原料、优化设计烧焦控制方案、降低排烟温度、控制过剩空气系数、加强绝热保温等手段，提高裂解炉的能量使用效率。从采用节能新技术的角度，炉管强化传热技术、增设空气预热器等手段，进一步提高裂解炉的热效率[3]。

 

（2）采用氢气作为燃料。以当前裂解炉技术为基础，部分或全部采用氢气作为燃料，能够减少燃料气产生的碳排放，该路线能够利用已有的裂解炉技术，主要难点在氢气的大规模生产和存储。一方面是在现有成熟技术上进行流程优化，将裂解副产的甲烷等烃类与水蒸汽重整生产氢气，对重整产生的CO2进行捕集，氢气进入裂解炉燃烧提供热量。陶氏（Dow）计划在其位于加拿大阿尔伯塔（Albeta）省的新建乙烷裂解装置中采用该流程，打造世界首个净零排放的乙烯生产装置[4]。另一方面，随着光伏、风电等绿色能源技术的快速发展，以及储氢技术的不断成熟，绿氢（部分）替代燃料气作为裂解炉燃料未来也可能成为减少裂解炉碳排放的可行路径。

 

（3）发展电裂解炉技术。多个国际化工巨头寻求通过颠覆性技术减少甚至消除裂解炉产生的碳排放，巴斯夫（BASF）、沙特基础工业（SABIC）与林德（Linde）[5]，陶氏（Dow）与壳牌（Shell）[6]先后宣布成立联合研发机构，研究利用电裂解炉裂解烃类物质生产烯烃的技术，以代替传统化石燃料加热的裂解炉。通过与绿色电力融合发展，该技术可能够将裂解环节的碳排放降低约90%。该技术目前仍处于技术开发的早期阶段，若进展顺利，巴斯夫（BASF）计划于2023年在路德维希园区建设一套兆瓦级的工业示范装置。

 

3.1.2　电气化减碳

 

电气化改造是实现烯烃装置分离过程减碳的主要手段。烯烃分离环节的大功率压缩机所需的动力消耗也是乙烯项目碳排放的重要来源。目前蒸汽裂解装置的大型压缩机（乙烯三机）主要采用蒸汽驱动，一般裂解炉产生的热量经急冷锅炉回收后产生的超高压蒸汽能够满足大部分动力需求，还需少量外购部分蒸汽，外购蒸汽产生的碳排放约占裂解装置总碳排放的12%～15%。外购电力产生的碳排放约占蒸汽裂解装置总碳排放的5%。通过将传统的蒸汽驱动压缩机改为电驱压缩机，并结合绿色电力供应，是减少此环节碳排放的主要手段。

 

巴斯夫（BASF）计划在我国湛江新建的100万吨乙烯裂解装置，乙烯三机将全部采用电力驱动，结合采购有绿证的电力，实现碳排放的大幅度降低。根据公开报道，巴斯夫与华润电力在广东电力交易中心达成首笔可再生能源电力交易，确保湛江一体化基地首批装置100%采用可再生能源。

 

3.1.3　原料轻质化减碳

 

提高轻质原料使用比例，也是降低蒸汽裂解碳排放的途径之一。乙烷、液化气等轻质原料烯烃收率高，相同烯烃规模下裂解炉进料量和分离单元进料量小于石脑油或重质原料，提高轻质原料比例能够降低裂解和分离过程规模，从而降低单位烯烃的能耗和碳排放。轻质原料氢碳比高，裂解产物中副产氢气比例高，副产氢气用于燃料或加氢原料都能够降低全厂的CO2排放。随着进口轻质原料资源的不断增加，以及国内对于油田气副产乙烷，炼厂副产液化气利用的进一步精细化，我国蒸汽裂解可利用的轻质化原料不断增加，也将成为蒸汽裂解装置降低能耗和碳排放的重要途径。

 

3.1.4　末端减碳

 

CCUS（Carbon Capture，Utilization and Storage）碳捕获、利用与封存是应对全球气候变化的关键技术之一，在实现碳达峰、碳中和目标的过程中将发挥重要作用。传统蒸汽裂解装置中裂解炉燃料气产生的CO2可以通过CCUS技术得到消减。利用CCUS技术，能够在不改变现有装置工艺流程的基础上，从末端入手减少碳排放，适合对已有蒸汽裂解装置的改造。

 

目前CCUS推广普及的主要障碍在于成本。根据我国目前开采的CO2捕集及利用与封存示范项目，全流程CCUS吨CO2投资及运营成本之和超千元，其中捕集过程成本约200～300元/CO2，罐车运输成本0.9～1.4元/（t·km）[7]。

 

CO2封存可分为地质封存和海洋封存两类，我国蒸汽裂解装置主要分布在沿海地区，海洋封存是重点考虑的封存方式。内陆地区的蒸汽裂解装置也可根据周边地质情况进行地质封存。

 

CO2可用于食品工业或生产化工品。高纯CO2用于食品工业已应用多年，CO2与环氧化合物反应生产碳酸二甲酯、可降解塑料技术也基本成熟。周边食品工业需求较大，或有环氧乙烷/环氧丙烷资源的烯烃企业可选择将捕集的CO2加以利用，以减少CO2排放量。但是，上述几条路线消耗CO2规模较小，无法消纳主流蒸汽裂解装置百万吨以上的CO2排放。

 

CO2加氢制甲醇是受到广泛关注的技术路线。甲醇市场规模大，能够作为能源载体，也能够作为化工原料，是大规模CO2化学利用的理想载体。通过与裂解副产氢或绿氢的结合，CO2加氢制甲醇是有希望大规模消纳CO2排放的技术路线。

 

3.1.5　碳达峰、碳中和路径

 

碳达峰阶段，蒸汽裂解装置可主要采用提高裂解效率提高电气化率的方式减少碳排放。对于大型炼化一体化项目，通过炼油结构的优化调整，提高裂解原料精细化程度，裂解炉再针对不同原料优化裂解条件，从而达到提高裂解效率，降低能耗和碳排放的目的。另外，还可通过外购轻质裂解原料，通过原料轻质化降低裂解能耗。目前烯烃分离过程大型压缩机从蒸汽驱动改为电驱动的技术和装备已基本成熟，通过配套发展绿色电力或外购绿色电力，能够有效降低项目碳排放。

 

碳达峰阶段，蒸汽裂解制烯烃企业也应积极进行碳捕集、封存和利用技术的开发和储备。一方面，可开展裂解炉烟气CO2捕集的技术储备，建设示范项目；另一方面探索将CO2捕集与甲烷重整、氢气燃烧裂解炉相结合形成成套技术，充分评估整套技术的可靠性、适应性和经济性。为下一阶段大规模实施CCUS奠定基础。

 

碳中和阶段，蒸汽裂解企业可采用电气化和CCUS两条碳中和路径。

 

电气化路径：即在大型压缩机电气化的基础上，进一步采用电裂解炉，再结合可再生能源绿电，实现全厂CO2排放的大幅度消减。此路径实现的前提是电网绿色化水平大幅度提升，或配套建设相应的光伏、风电及储能项目。

 

CCUS路径：即通过CCUS实现碳排放的大幅度消减。已有企业可考虑对裂解炉烟气中的CO2进行捕集，该路线的优点是不需要对现有裂解装置进行改造，缺点是裂解炉烟气CO2浓度较低，捕集成本较高。未来新建企业可采用CO2捕集与甲烷重整、氢气燃烧裂解炉结合的新路线，该路线重整尾气中CO2浓度较高，捕集成本较低，但需要将裂解炉针对氢气燃烧进行设计。

 

电气化路径与CCUS路径也可结合发展。采用电裂解炉后，传统用作燃料的裂解副产的甲烷和氢气将没有去处，可通过燃气发电+CCUS的方式，在不增加CO2排放的前期下，减少部分外购电量，降低项目对外购电的依赖。CCUS路径主要解决燃料气燃烧产生的碳排放，分离过程的压缩机产生的能耗和碳排放可通过电气化改造降低和消除碳排放。

 

3.2　煤制烯烃

 

3.2.1　煤气互补减碳

 

煤制烯烃碳排放主要来自煤制甲醇环节，其中水煤气变换是碳排放最大的单元，约占整个煤制烯烃过程碳排放的70%。变换单元大量产生CO2的原因是煤炭原料氢碳比低，下游合成甲醇氢碳比要求2.0左右，需要在变换环节将大量CO转化为CO2，并生成氢气，从而满足甲醇合成要求的碳氢比。

 

煤气化制合成气碳多氢少，甲烷蒸汽转化制合成气氢多碳少。采用煤炭、天然气两种原料结合起来生产甲醇，实现碳、氢互补，达到最优的氢碳比。通过合适的煤与天然气配比，理论上能够直接满足甲醇合成的碳氢比要求，从而消除变换环节产生的碳排放。另外，由于煤制气需求量下降，煤气化所需氧气的需求下降，也能够显著降低燃料煤消耗。通过煤气互补的原料优化，能够同时减少原料煤和燃料煤消耗，并降低CO2的排放量，最大减排幅度能够达到60%。当前主流规模的60万t/a煤制烯烃装置，配置6亿Nm3/年的天然气资源，理论上最大能够减少60%的CO2排放。

 

目前我国有三套煤气互补制烯烃装置，分别是延长中煤榆林能化两套和延长延安能化一套，项目碳排放显著低于同等规模的煤制烯烃企业。在未来能耗和碳排放约束日益严格的情况下，同时拥有煤炭和天然气资源的企业采用煤气互补的方式生产甲醇和烯烃，将获得一定的竞争优势。

 

3.2.2　绿色能源融合减碳

 

针对变换过程，通过煤化工与绿色能源等融合发展，补入绿氢，也能够实现降低碳排放的效果。利用绿电电解水制绿氢，在甲醇合成系统中补入“绿氢”调节氢碳比，使碳氢比满足甲醇合成要求，从而降低甚至消除变换过程的碳排放。通过补充绿氢，需要的合成气量也会下降，从而降低煤气化规模，减少原料煤消耗。使用绿氢的同时，电解水产生的绿氧还可替代空分产生的氧气，从而大幅降低空分装置运行规模，减少空分装置能源消耗。

 

按照当前煤制烯烃项目采用较多的粉煤气化或水煤浆气化炉产生合成气的组分，在补入绿氢规模满足下游甲醇合成的碳氢比要求，取消变换环节的同时，副产的绿氧规模也正好能满足气化炉的氧气需求，从而取消空分装置。通过变换和空分的替代，碳减排幅度能够达到60%以上。

 

要实现绿色能源与煤化工融合发展，需要关注两方面的问题：一是绿色能源的生产成本，包括“绿电”的生产成本（光伏、风电等绿电生产的投资和运行成本、土地成本等），电解水制氢成本，绿电上网及调峰费用等。若能与周边氯碱、轻烃裂解等副产氢相结合，能够大幅降低氢气成本。二是绿色能源的不稳定性与化工连续生产之间的矛盾，目前主力的绿电生产手段包括光伏、风电等，都有不能连续稳定发电的特点，若要大规模使用绿电，需要通过电网进行调峰平衡，或配备储氢、储电等储能手段。

 

当前的技术条件下，1GW光伏发电投资约38亿元，占地约20平方公里。按照年1 700发电小时数计算，光伏发电完全成本约0.18元/kWh。1万m3/h电解制氢投资1.4亿元计算，按照当前主流4.8 kWh/m3 H2的能效测算，考虑光伏发电上网调峰费用，光伏电解水制氢完全成本约1.4元/m3。建设60万t/a煤制烯烃装置，若按照最大比例配套绿氢及光伏装置，需要投资约230亿元，占地104 km2。在目前的技术经济条件下，大规模绿色能源融合的煤制烯烃项目面临较高的成本压力。

 

3.2.3　工艺流程优化减碳

 

通过优化工艺流程，也能在一定程度上提高能源和资源利用效率，降低煤制烯烃项目的能耗和碳排放。

 

通过提高煤气化压力（6.5 MPa→7.5 MPa），气化压力高可节省后继工艺单元合成气压缩功，可提高能效约0.5%。采用废锅流程：激冷流程优化为废锅或半废锅流程，可副产高品质蒸汽。高压蒸汽经过热后可用于驱动空分压缩机透平或发电，提高能量使用效率。可提高能效约2.5%。

 

优化全厂换热网络。随着现代煤化工项目的大型化、一体化发展，项目规模和复杂程度远高于传统煤化工，全厂换热网络优化有很大空间。通过优化换热网络，提高激冷水、乏汽等低位热利用效率，采用热泵技术等手段，能够降低项目燃动能耗，实现节能减排。

 

提高电气化率。燃料动力消耗也是大型煤化工项目碳排放的重要来源之一，驱动空分、冰机、合成气压缩机透平需要大量能源。煤化工项目一般采用自建热电站，自产蒸汽驱动上述大型压缩机。在电驱压缩机技术不断成熟的前提下，通过电气化改造，提高电力驱动压缩机的比例，也是大型煤化工项目节能减排的重要手段。

 

3.2.4　末端减碳

 

煤制烯烃项目也可利用CCUS技术实现末端减碳。捕集环节的成本主要与CO2浓度相关，大型煤化工项目净化环节的废气中，CO2浓度较高，与其他行业（如燃煤电厂等）相比，碳捕集成本有一定优势。我国西部地区某煤化工企业CCUS示范项目碳捕集成本约110元/t[7]。

 

我国煤制烯烃项目主要分布在西部地区，适用的CO2封存方式为地质封存。地质封存一般是将超临界状态（气态及液态的混合体）的CO2注入地质结构中，这些地质结构可以是油田、气田、咸水层、无法开采的煤矿等。可CO2注入油田或气田用于驱油或驱气，使用提高采收率（EOR）技术可提高油气产量。中国石油、中国石化、延长石油等企业均已开展CCS-EOR技术的研发和示范。煤制烯烃项目CO2排放量大，可在项目所在地与油气产区间铺设管道运输CO2。目前管道运输尚未大规模应用，预计2030年成本可达到0.7元/（t·km），2040年降低到0.5元/（t·km），显著低于目前的CO2罐车运输成本[7]。

 

CO2与绿氢结合生产甲醇，是煤化工项目CO2大规模化工利用的有效途径。甲醇是目前煤制烯烃技术路线的重要中间产品，CO2捕集后加氢生产甲醇，不但能够减少末端碳排放，还能够提高对原料煤的碳元素利用效率，在烯烃规模不变的情况下减少煤炭消耗。对于煤化工项目而言，CO2加氢制甲醇需要配套绿氢才有意义，CO2加氢制甲醇需要建立在绿氢能够大规模经济生产的前提下。

 

3.2.5　碳达峰、碳中和路径

 

碳达峰阶段，对于同时掌握煤炭与天然气资源的企业而言，煤气互补减碳是最具可操作性、效果最明显的实施方案。企业可根据掌握资源情况，选择合适的煤气化和天然气转化规模比例，并保持一定的操作弹性。夏季可适当提高天然气用量，降低煤气化和变换单元负荷，冬季减少天然气用量，提升煤气化和变换装置负荷。煤气互补减碳最大能够降低约60%的碳排放。

 

绿色能源融合减碳理论上也能减少约60%的碳排放，但在当前的技术条件下，大规模配置绿氢、绿电装置所需的投资较大，短期内不具备大规模实施的条件。随着我国光伏等相关产业的快速发展和成本不断降低，绿色能源融合方案的可操作性也将不断提升。相关企业可积极布局光伏、电解水制氢、储能、储氢等相关环节，掌握关键技术、打通产业链链条，为碳中和阶段未来大规模通过绿色能源降低煤制烯烃项目的碳排放奠定基础。

 

碳中和阶段，可以通过建立煤炭、天然气、绿色能源多能互补的原料和能源系统，实现煤制烯烃项目碳排放的大幅度降低。原料方面，煤基合成气、天然气转化合成气、绿氢互相融合，最大限度减少变换产生的碳排放，提高原子利用效率。工艺流程方面，待合成气一步法制烯烃工艺成熟后，将大幅缩短煤制烯烃的工艺流程，从而降低过程中的能耗。其他环节产生的CO2排放，可通过与绿氢结合生产甲醇或合成气，再返回烯烃合成系统，进一步提升碳原子利用效率，减少碳排放。再结合提高电气化率等手段，减少电力和热力供应产生的碳排放。末端治理方面，对于其他工艺过程和锅炉燃烧产生的CO2，经CO2捕集后通过地质封存或用于驱油、驱气，进一步减少项目的碳排放。通过上述措施，煤制烯烃具有绿色、低碳发展的潜力，能够为丰富我国烯烃原料来源，保障产业链、供应链安全做出进一步贡献。

 

3.3　其他路线

 

在碳达峰、碳中和的大背景下，世界各国也在积极开发新的烯烃生产工艺/原料路线，以降低烯烃生产的碳排放。主要有以下方向，一是原油、合成气直接制烯烃，缩短从原油、煤炭等基础原料到烯烃的加工路径；二是开发新的裂解/脱氢工艺，通过工艺过程创新，提高将烷烃裂解/脱氢转化为烯烃的效率；三是通过生物基原料生产烯烃；四是通过循环回收原料，降低烯烃及下游产品全生命周期的碳排放。

 

3.3.1　原油直接制烯烃

 

原油直接制烯烃工艺目前主要有原油蒸汽裂解和原油催化裂解两条路线，多是基于已有工艺流程和机理的集成优化创新。

 

原油蒸汽裂解路线的典型代表是埃克森美孚的原油直接制取烯烃工艺（Crude Oil-to-Chemicals，COTC），将原油闪蒸与馏分油蒸汽裂解集成耦合，可以显著降低装置能耗和温室气体排放。该工艺已在新加坡裕廊岛建成100万t/a商业化装置，运行状况良好。该工艺对原料性质要求高，要求使用轻质原油（API 35～45），装置经济性受原油和石脑油价差影响较大，适用性受到一定限制。

 

原油催化裂解制化学品路线目前尚未实现工业化生产，正在开发中的典型工艺如下：①沙特阿美和沙特基础工业联合开发的原油直接制取烯烃工艺，将原油直接送往加氢裂化装置，脱硫后先分离出较轻质组分，进入传统的蒸汽裂解装置，较重组分进入深度催化裂化装置进行最大化烯烃生产，其原油转化率将近50%；②清华大学与沙特阿美合作开发的平推流式下行床原油直接裂解生产轻烃技术，以多级逆流下行式反应器为核心，该技术原料适应性广，化学品收率可达70～80%[8]；③中国石油大学（华东）与山东东明石化、上海卓然合作开发的“原油催化裂解制乙烯丙烯（UPC）技术”，目前实验室中试平台试验结果显示，以大庆原油为原料，原油单程转化后乙烯+丙烯产率大于46wt%，乙烯/丙烯产率比接近2∶1，副产石脑油中60wt%以上为BTX，可抽提生产芳烃产品并将抽余油回炼增产低碳烯烃；④中国石化石油化工科学研究院自主研发的原油催化裂解技术，于2021年4月在扬州石化成功进行工业试验，直接将原油转化为轻质烯烃和芳烃等化学品。该技术可以大幅增加乙烯、丙烯和轻芳烃等高价值化学品产量，预计化学品收率最高可达70%，同时显著降低综合能耗和碳排放[9]。

 

在成品油消费增速放缓并逐步进入消费平台期的背景下，原油直接裂解可以破解常规炼化一体化路线原油加工流程长、油品收率高、高化工产品方案烯芳原料成本高等诸多难题，并且较常规炼化一体化路线投资省、占地少、综合能耗低、定员少，值得关注和研究。

 

3.3.2　合成气直接制烯烃

 

在现有煤经甲醇制烯烃路线的基础上，开发煤经合成气直接制烯烃，将能够实现全过程能耗、水耗和碳排放的进一步降低。

 

2019年9月19日，中科院在大连化物所举行“煤经合成气直接制低碳烯烃”技术工业试验成果发布会[10]。基于中国科学院大连化学物理研究所包信和团队等2016年提出的合成气直接转化制低碳烯烃OX-ZEO原创性基础研究成果，中科院大连化物所与陕西延长石油集团合作，近期成功完成煤经合成气直接制低碳烯烃技术工业试验。结果表明，CO单程转化率超过50%，低碳烯烃（乙烯、丙烯和丁烯）选择性优于75%，催化剂性能和反应过程的多项重要参数超过设计指标，总体性能优于实验室水平，进一步验证了该技术路线的先进性和可行性。

 

该技术摒弃了传统煤化工中高水耗和高能耗的水煤气变换制氢过程，从原理上开创了一条低耗水合成气一步转化为烯烃的新途径，为重要的基础化工原料低碳烯烃的生产开创了全新的工艺路线，对我国能源清洁转化以及国家能源安全具有重要意义。该技术路线目前正在工业化开发过程中，未来与煤气互补、绿色能源融合、CCUS等技术相结合，将成为煤制烯烃路线低碳绿色发展的主要方向。

 

3.3.3　新裂解/脱氢工艺

 

提高裂解/脱氢效率方面，美国陶氏公司（Dow）、西南研究院（Southwest Research Institute，SwRI）以及创业企业EcoCatalytic Technologies正在联合开发一项新的乙烯裂解技术，即集成流化床氢燃烧（Integrated Fluidised Bed Hydrogen Combustion，IFBHC）技术。据EcoCatalytic相关报告，该技术通过氧转移剂（Oxygen Transfer Agents，OTAs），在烃类原料和产品存在的条件下实现氢的选择性燃烧，将乙烷等轻烃原料转化为烯烃产品。该技术能够大幅降低裂解环节产生的碳排放（降低约90%）和氮氧化物排放（排放浓度约0.1 g/m3）。该技术已建成3 280 t/a的装置，计划于2025年建成100万t/a的工业化装置[11]。

 

除IFBHC技术外，陶氏计划在其流化催化脱氢（FCDh）技术基础上开发乙烷脱氢技术（EDH），实现乙烷催化脱氢制乙烯。

 

我国也在积极开发烷烃催化脱烃制烯烃技术。2021年，由中科院大连化物所与惠生工程联合开发的“乙烷催化氧化脱氢制乙烯（ODHE）”技术，顺利通过中国石油和化学工业联合会组织的单管中试技术评价，认为该技术相比传统蒸汽裂解技术具有乙烷转化率和乙烯收率高、工艺流程简单、碳排放显著降低等特点和优势。

 

3.3.4　生物基原料

 

生物基原料方面，乙醇脱水制乙烯正逐渐重新受到关注。乙醇脱水是具有悠久历史的乙烯生产工艺。在蒸汽裂解等现代工艺兴起后，乙醇脱水工艺的成本竞争力不足，逐渐被淘汰。由于乙醇可以由生物基原料制备，具有先天低碳排放的优势，最近又重新受到行业关注。使用生物基烯烃生产聚合物等下游产品，能够做到全生命周期零碳排放甚至负碳排放。目前巴西、美国等国家已实现生物基乙醇的大规模生产，主要用于车用燃料领域。目前世界最大的生物基乙烯装置是巴西Braskem的乙醇脱水装置，年产乙烯20万t/a。由于其低碳足迹的特征，Braskem的生物基聚乙烯产品在市场上的价格显著高于普通聚乙烯产品。

 

乙醇脱水工艺近年来也出现新的进展。传统乙醇脱水采用固定床反应器，在催化剂存在的条件下在360℃左右发生脱水反应，经过碱洗后、分子筛干燥和低温精馏后得到乙烯产品，收率最高可达93%。近年来，研究人员致力于开发流化床乙醇脱水工艺，能够提高乙醇收率，理论收率最高可达99%。

 

3.3.5　循环回收原料

 

循环回收原料方面，多家公司致力于将回收塑料作为裂解原料。陶氏化学、巴斯夫、SK、CPChem、SABIC、北欧化工、科思创、埃克森美孚、三井化学、道达尔、壳牌等国外大型石化巨头均已宣布其与热解技术商等合作开展塑料化学回收的计划。陶氏化学表示，2030年前每年都将通过直接行动和伙伴关系，完成100万t塑料的收集、再利用或回收工作。2035年陶氏化学还将使包装销售的全部陶氏产品可重复使用或可回收，完成循环。科思创与Neste、北欧化工达成合作。Neste计划2030年底消耗超过100万t/a塑料废弃物，其生产的可再生石脑油品牌为Naphtha RE，北欧化工使用认证石脑油生产苯、异丙苯、苯酚等基础化学品，科思创使用认证苯酚与丙酮生产双酚A，最终合成聚碳酸酯，其中可再生组分可高达72%。三井化学公司将在2021年期间使用Neste Naphtha RE替代其部分化石原料，用于大阪工厂裂解装置生产各种塑料和化学品。道达尔宣布将其法国Grandpuits炼厂改造为生产生物塑料、生物燃料以及塑料化学回收装置。壳牌与BlueAlp共同开发热解技术，计划2025年前将使用100万t/a废弃塑料作为其全球化学工厂原料。

 

4　结语

 

我国烯烃行业正处于快速发展阶段，未来仍具有较大的发展潜力。作为高耗能、高排放行业，在全社会致力于实现碳达峰、碳中和的大背景下，烯烃行业将面临更加艰巨的挑战，同时也会拥有新的发展机会。烯烃行业应积极采取行动，根据自身情况选择节能减排方案，确定碳达峰、碳中和路径和行动计划。在为碳达峰、碳中和做出贡献的同时，争取更大的发展空间，创造新的发展机会。

 

作者： 石油和化学工业规划院高级工程师 赵彤阳；石油和化学工业规划院 吴文龙  来源： 《化学工业》2022年第1期