该如何客观看待国内的煤化工发展?(一)

近期,绿色和平组织以及杨启仁教授等对国内的煤化工发展从环境影响、技术成熟度、运行经验等方面提出了一些负面的看法。但我们也应该看到国家的每个能源政策和发展规划,在出台之前,都一定从多方位进行了科学论证和探讨,最终的制定必定权衡了各方面的因素。这里特引用石规总院李志坚处长的一篇文章,从另一个角度来看待下国内煤化工的发展战略。

趋势:煤炭清洁利用
目前,我国正在推进的煤化工升级示范工程主要包括煤制天然气煤制油煤制烯烃等现代大型煤炭清洁转化项目。与此同时,国家有关部门也正在编制实施 “十二五”煤炭深加工产业升级示范方案,该方案历时数载,经化工、煤炭、电力、天然气、环保、经济等多方面专家充分论证,实施方案制定了最为严格的产业准入标准,充分考虑了碳排放和经济性等多方面问题。
据了解,现代煤化工过程采用的技术是在密闭的系统中,将煤炭气化,生成粗合成气后再经过脱硫、脱碳等净化措施,得到纯净的合成气用于合成天然气、油品、甲醇(深加工为烯烃)等。煤化工过程中输入的是煤、氧气、水,输出的是产品和纯净的二氧化碳,原料煤中的硫、汞等污染物都可以在工艺过程中得到转化回收,硫回收率达到99.8%以上,汞固定在催化剂中(催化剂集中处置回收,也可采用专门的催化剂脱汞),没有NOX排放,循环水排污水、工艺废水等也可深度处理后回用,最终实现污水近零排放(不外排环境)。
而煤化工生产的合成气,除了用于化工合成,也可用于整体煤气化联合循环(IGCC)发电。目前社会上对IGCC发电已有共识:IGCC发电属燃烧前脱除污染物,可大幅度降低发电过程排放,并实现CO2的捕集,是发电方式的绿色革命。
因此,煤化工实现了煤炭中的污染物处理和集中利用,具有明显的环保优势。据相关数据统计,与直接燃煤相比,SO2排放可降低99.8%,粉尘排放可下降99.9%;与燃煤发电(带脱硫脱硝,脱硫效率约90%)相比,SO2排放可进一步降低80%,NOx可降低75%。
值得注意的是,目前煤化工装置的主要污染物排放源为配套的热电站锅炉排放,按照严格的电厂标准进行脱硫、脱硝处理,还有部分项目采用IGCC装置配套热电,把整个装置排放都降到了先进绿色发电的水平。
正是因为煤炭深加工产业绿色、环保,很多国家的大型煤化工示范项目被列为政府支持项目。如位于美国北达科他州世界首套煤制天然气项目,于1984年建成投产,是美国大型洁净煤利用示范项目。项目投产20多年来,进行了副产品综合利用、CO2回注油田采油等多项改进,该项目被北达科他州政府评为该州最清洁的能源项目。
从国内情况看,煤炭是我国的主体能源,实现其清洁高效利用势在必行。根据国家统计局统计,2011年,我国能源消费总量为34.8亿吨标准煤,其中煤炭占68.4%。2012年,全国煤炭消费量34.15亿吨(原煤)。其中,直接燃煤占我国煤炭利用的77%,除发电外,尾气治理困难的分散燃煤占 20%以上。此外,国家《能源发展“十二五”规划》预测到2015年,我国能源消费总量为40亿吨标准煤。届时煤炭消费量估计将达到40亿吨(原煤)。
众所周知,燃煤排放的SO2、NOX、粉尘是我国雾霾天气频发的最重要原因,如果煤炭利用方式不改变,燃煤总量继续增加,雾霾治理难度更大。而我国煤化工等煤炭清洁利用比重的增加将会减少污染物排放。因此,发展现代煤化工,替代直接燃煤不仅不会造成大气污染物增加,恰恰相反,会显著降低污染物排放,改善环境。

 

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