降碳49.7%！这个技术方案有搞头

来源：能源中国客户端 时间：2026-09-22 10:14

绿电与CCUS协同下煤直接液化技术路径研究

刘跃龙

　　AI摘要：煤直接液化是保障我国液体燃料供给安全的重要战略路径，传统工艺面临碳排放、能耗、取水等多重刚性约束。本文基于百万吨级煤直接液化示范装置实测数据，构建风光直供、余热回收、CCUS、煤油共炼一体化协同改造体系，测算表明该方案可大幅降碳、提效、节水。文章分析了产业转型面临的投资、配套、装备、政策等制约因素，从产业布局、技术攻关、市场激励、标准建设等方面提出对策，为存量煤化工装置低碳升级提供实践参考。（本摘要由AI辅助生成，仅供参考）

　　2026年，我国风电、光伏累计装机总规模已超越煤电装机，新能源由补充能源加速向主体能源转型；国家宏观环境管控政策完成由能耗总量双控向碳排放总量和强度双控的重大转型，煤炭产业进入“保供应、控新增、深挖清洁转化路径、系统性深度降碳”的全新转型阶段。长期以来我国原油对外依存度屡屡突破70%，全球地缘政治冲突持续加剧国际油气供给不确定性，煤制油作为国家战略液体燃料储备核心路径，被纳入现代煤化工中长期发展规划。煤直接液化依托高温高压浆态床加氢工艺，煤炭有机质总转化率可达90%以上，产出油品环烷烃占比高、硫氮杂质含量极低，是规模化稳定生产航空煤油、低温军用柴油的独有工业化路线，能源战略保障作用具备不可替代性。

　　存量煤化工装置必须实施系统性全流程低碳改造，方能满足中长期合规运营硬性条件。现阶段国内仅内蒙古鄂尔多斯建成一套可连续稳定运行的百万吨级煤直接液化商业化示范装置，多年现场在线监测数据表明，传统工艺依靠燃煤锅炉统一供给工艺蒸汽与厂区生产用电，全流程碳排放、取水指标难以达到黄河流域取水总量削减管控要求与全国碳市场年度履约标准。常规脱硫、脱硝、除尘末端治理仅能削减二氧化硫、氮氧化物、粉尘等常规大气污染物，无法实现生产系统深度脱碳，亟须构建新能源源头供能、系统节能降耗、规模化碳封存协同联动的新型清洁生产模式。

　　国内外研究现状

　　海外煤直接液化相关技术研发集中于德国、美国早期实验室与小型中试阶段，依托本土充足油气资源优势，海外并未推进百万吨级煤直接液化工业化项目落地，现有公开文献多聚焦催化剂配方优化、供氢溶剂分子改性等基础机理试验，缺少大型煤化工装置低碳升级改造的工程落地案例。

　　国内现有相关研究可划分为两大主流方向：第一类聚焦装置内部单一工艺优化，重点探究复合催化体系、全厂热集成、煤油共炼工艺对油收率与综合能耗的改善效果；第二类为单一低碳技术效益测算，分别单独分析CCUS（碳捕集利用与封存）系统减排潜力、风光分布式供电节能收益。现有研究普遍存在明显局限性：缺少风光储能、余热回收、碳捕集、原料共炼多系统一体化耦合量化评估，多数文献未依托国家级百万吨级示范装置实测数据开展全生命周期清洁效益完整核算，研究结论工程落地性较弱，难以适配当前能源转型政策落地实施需求。

　　研究内容与创新点

　　一是以国内唯一稳定投产的百万吨级煤直接液化示范工程为实体研究案例，系统梳理原煤预处理、高温加氢液化、油品分馏、空分制氢、自备热力机组全流程清洁生产短板；

　　二是搭建四类低碳技术协同改造完整技术框架，定量测算风光直供储能、余热深度回收、一体化碳捕集、煤油共炼同步实施后装置能耗、取水、碳排放改善幅度；

　　三是结合西北沙戈荒大型风光基地区位资源禀赋，提出“新能源基地—煤液化产业园区—二氧化碳地下咸水层地质封存”一体化产业集群布局新模式；

　　四是围绕煤直接液化装置低碳升级面临的投资、土地、并网、政策多重制约，提出实操性产业优化对策，契合《中国能源观察》能源安全、煤炭清洁利用、“双碳”目标统筹协调的办刊核心研究导向。

　　煤直接液化工艺流程及清洁化运行短板

　　1.煤直接液化基础工艺流程

　　低变质烟煤原料经破碎、研磨、细磨工序制备高浓度水煤浆，与循环供氢溶剂、铁基专用催化剂充分混合后送入浆态床加氢反应器，在370—450℃、15—30MPa高压加氢反应条件下完成煤大分子热裂解，固态煤炭有机质转化为液态油相产物；反应器出料依次通过热高分、冷高分设备分级完成气、液、固三相分离，高粘度重质液化残渣循环返回液化单元二次转化，轻质油相送入分馏装置切割分离产出石脑油、车用柴油、航空煤油等终端产品。整套装置配套大型空分设备制备高纯工艺氢气，厂区全部工艺蒸汽、生产用电均由燃煤自备锅炉统一供给，尾气配套常规脱硫脱硝除尘环保处理设施。

　　该工艺核心优势为煤炭转化效率高、终端油品洁净度优异，但工艺固有运行短板突出：加氢反应工况严苛，空分制氢、物料循环输送设备电耗居高不下；自备燃煤热力机组为厂区碳排放核心来源；煤浆制备、循环冷却系统水资源消耗规模大，区域取水约束压力突出。

　　2.全流程能耗、排放、水资源现存约束（示范装置实测数据）

　　（1）碳排放履约压力持续加大。

　　传统基准工况下，装置单位油品碳排放强度高达5.78tCO₂/t油，自备燃煤锅炉、空分制氢两大单元合计贡献了全厂76%的二氧化碳排放。国内碳市场碳排放配额交易价格持续上行，高额配额采购成本持续压缩项目盈利空间；黄河流域煤化工园区新增碳排放配额审批持续收紧，高碳生产模式不具备长期可持续运营基础。

　　（2）供能结构高碳化，综合能效水平偏低。

　　厂区生产用电、工艺蒸汽完全依赖燃煤机组供给，装置综合能源利用效率仅51.2%；反应器高温出料、分馏塔顶产生的200—350℃中低温余热直接通过循环冷却水放空，全厂余热整体回收利用率不足60%，大量低位热能未实现资源化回收再利用。

　　（3）水资源取用存在刚性红线约束。

　　煤浆制备、循环冷却、尾气洗涤全流程综合取水达9.1t/t油品，黄河流域执行区域取水总量逐年削减管控，现有取水指标无法支撑装置长期满负荷稳定生产运行。

　　（4）原料利用与固废资源化水平有待提升。

　　单一原煤液化模式固体残渣产出量大，未搭配重质油协同加工工艺；燃煤粉煤灰、液化残渣综合资源化利用率不足85%，固废集中堆存存在土壤、地下水区域生态环境风险。

　　（5）末端环保治理覆盖维度有限。

　　常规烟气治理装置仅管控二氧化硫、氮氧化物、粉尘三类常规大气污染物，无法削减生产全流程二氧化碳排放，中长期难以满足现代煤化工行业深度低碳改造硬性要求。

　　多技术协同清洁低碳改造体系构建

　　依托西北沙戈荒大型新能源基地区位配套条件，搭建“新能源源头供能—装置系统节能优化—原料协同提质转化—末端碳封存固碳”全链条清洁改造集成体系，四大子系统联动协同运行，同步实现节能、节水、降碳多重收益。

　　1.风光储一体化直供系统，源头削减厂区燃煤消耗

　　园区配套自建风电、光伏联合电站，搭配大容量电化学储能设施，就近架设专用输电线路直供空分制氢、加氢反应器，以及大型循环泵等高耗电核心设备；原有燃煤锅炉仅作为风光出力波动时段调峰备用热源，从源头大幅降低厂区原煤燃烧总量。

　　第一，配套独立电化学储能平抑风光发电间歇性、波动性，保障高压加氢装置连续稳定运行，规避工况频繁波动引发的油品品质不稳定问题；第二，厂区低压工艺蒸汽采用新能源电锅炉替代原有燃煤产汽设备，进一步削减燃煤蒸汽产出规模；第三，新能源富余发电量参与区域电网调峰、电力辅助服务市场交易，拓宽新能源配套项目多元化收益渠道，对冲低碳改造增量投资成本。

　　2.全厂多级热集成改造，充分回收各类工艺余热

　　针对液化反应器高温出料、分馏塔顶余热、溶剂循环换热系统实施梯级余热深度回收改造：利用反应器高温工艺气余热生产高压工艺蒸汽，供给空分制氢单元，降低制氢环节外购能源消耗；装置中低温余热通过有机朗肯循环机组发电，作为厂区补充生产用电；低位回收余热用于厂区冬季采暖、循环补水预热，减少新鲜冷却水补给消耗量。改造完成后全厂余热综合回收利用率由58%提升至86.4%，装置综合能耗显著下降。

　　3.烟气与工艺尾气一体化CCUS系统，实现末端规模化固碳

　　建设规模化胺法二氧化碳捕集成套装置，同步回收自备锅炉烟气、液化装置含碳工艺尾气内部高浓度二氧化碳。捕集提纯得到液态高纯二氧化碳，通过专用输送管道输送至区域地下咸水层实施地质封存；亦可耦合绿电制氢装置制备甲醇、乙二醇等下游化工品，实现二氧化碳资源化循环利用；尾气脱硫工序同步回收硫化氢副产工业硫黄，完成厂区硫资源闭环循环；搭建厂区数字孪生碳管控平台，实时追踪全流程碳流分布，动态调整碳捕集装置运行负荷，降低碳捕集环节额外能耗损耗。

　　4.煤油共炼协同工艺优化，降低制氢负荷、削减固废产出

　　引入炼化催化裂化油浆、低温煤焦油与原煤原料协同加氢转化，重质油浆可充当天然供氢介质，减少装置外部高纯氢气制备规模；同步提升液态油品综合收率，降低液化固体残渣产出量，改造后固废综合资源化利用率提升至98%以上，实现原料协同清洁高效转化。

　　不同改造方案全生命周期清洁效益量化对比

　　以年产100万吨油品示范装置为统一测算基准，设置三组差异化运行工况，参照ISO14067生命周期评价标准划定测算边界，覆盖原煤开采、陆路运输、液化转化、成品油仓储外运完整产业链，各工况核心运行指标测算结果如下。

　　工况1：传统基准工况（无低碳改造，燃煤自备机组满负荷运行）

　　综合能源利用效率51.2%；单位油品碳排放强度5.78tCO₂/t油；新鲜水消耗量9.1t/t油；折算标煤消耗2.36t标煤/t油。

　　工况2：保留原有燃煤供能体系，仅增设碳捕集装置

　　综合能源利用效率52.5%；单位油品碳排放强度4.32tCO₂/t油；新鲜水消耗量8.4t/t油；整体碳减排幅度25.3%。该改造模式短板十分突出：碳捕集装置新增大量用电负荷，厂区原煤消耗量仅小幅下降，水资源利用改善效果有限，属于单纯末端减排手段，无法从根源上缓解装置原生高能耗、高取水痛点。

　　工况3：风光直供+余热集成+CCUS+煤油共炼一体化协同改造（本文优化方案）

　　综合能源利用效率56.7%；单位油品碳排放强度2.91tCO₂/t油；新鲜水消耗量7.05t/t油；折算标煤消耗降至0.41t标煤/t油；整体碳减排幅度49.7%；生产取水总量削减22.6%。

　　测算结果综合分析

　　第一，单一配套碳捕集装置仅能实现末端被动减排，无法解决装置原生高能耗、高取水核心痛点，清洁化提升空间存在明显上限；

　　第二，风光新能源替代自备燃煤机组是实现装置大幅降碳的核心抓手，叠加全流程余热回收改造可同步压低厂区总能源消耗需求；

　　第三，四类技术同步协同改造能够同步达成能效提升、碳排削减、取水减量三重优化目标，完全适配黄河流域取水管控、碳市场履约、能耗强度考核多重政策约束；

　　第四，煤直接液化产出清洁低硫油品可替代高碳石油基航空燃料，推动全国液体燃料全产业链协同低碳发展。

　　煤直接液化项目低碳转型现存制约因素

　　1.改造一次性投资与长期运营成本偏高

　　风光电站、规模化CCUS装置一次性建设投资规模巨大，碳捕集吸收剂更换、电化学储能设备日常运维持续抬升油品加工综合成本；当前国内CCER（中国核证自愿减排量）碳汇交易收益有限，不足以覆盖低碳改造增量支出，项目整体盈利空间持续承压，企业自主改造积极性不足。

　　2.新能源、煤化工产业空间协同配套建设滞后

　　西北煤化工园区与沙戈荒风光大基地地理区位匹配度较高，但区域新能源并网专用输电通道、二氧化碳地质封存资源统一规划建设进度滞后，缺少风光发电基地与煤化工园区一体化统筹落地机制，跨行业协同建设存在行政、土地、管网配套多重壁垒。

　　3.低碳专用核心装备国产化程度不足

　　适配新能源波动负荷的大型变负荷空分制氢设备、低成本高效碳捕集有机胺吸收剂、小型化余热发电成套装备、高活性长寿命浆态床加氢催化剂等关键设备国产化研发深度不足，部分核心成套装置仍依赖进口设备采购，进一步抬高整体低碳改造投入成本。

　　4.配套政策与行业低碳评价标准体系不完善

　　针对煤直接液化装置风光耦合、CCUS一体化低碳改造的专项能耗、取水、碳排放核算规范尚未完整出台；项目绿色审批通道、中长期低息绿色信贷、技改专项补贴等激励政策配套不足，缺少长效扶持机制，制约存量装置低碳升级落地。

　　推动煤直接液化清洁低碳高效利用的落地对策

　　结合对能源强国建设、新型电力系统构建、煤炭清洁转化的长期研究，从产业布局、技术攻关、市场激励、标准建设四大维度提出系统性发展路径。

　　1.统筹风光新能源与煤化工一体化空间布局

　　依托内蒙古、宁夏、新疆沙戈荒大型风光基地统一规划布局，针对国内存量煤直接液化园区编制配套新能源专项建设实施方案；同步开展区域二氧化碳封存地质资源统一勘探规划，统筹风光电力直供输电线路、二氧化碳输送管网基础设施同步规划、同步建设，打造新能源与现代煤化工深度耦合产业集群，降低跨行业配套单独建设综合成本。

　　2.推进低碳核心成套装备国产化技术攻关

　　设立煤直接液化装置低碳升级国家级重点技术专项，重点研发低成本长寿命碳捕集介质、适配新能源波动负荷的大型变负荷空分制氢系统、高效浆态床加氢纳米催化剂、小型化有机朗肯循环余热发电成套装备，持续降低一体化低碳改造综合投入成本，摆脱关键核心设备进口依赖。

　　3.完善碳交易与绿色金融配套长效激励机制

　　第一，将煤化工配套CCUS项目纳入CCER项目优先开发目录，给予碳汇交易价格专项倾斜；第二，对实施风光耦合一体化低碳改造的煤液化项目发放中长期低息绿色贷款，配套地方财政技改专项补贴；第三，放开园区富余新能源电力、余热发电参与区域电力辅助服务市场交易权限，拓宽低碳项目多元收益渠道，对冲改造增量成本压力。

　　4.搭建煤化工绿色低碳综合评价标准体系

　　出台专门适配煤直接液化装置的绿色低碳项目评价导则，建立能源效率、新鲜水消耗、碳排放强度、固废资源化利用率多维度综合准入指标；“十五五”阶段严格控制单纯扩能新建煤液化项目审批，仅审批配套完整多技术低碳耦合系统的存量装置升级改造项目，从源头管控新增高碳煤化工产能。

　　5.拓展煤基清洁油品高端市场化应用场景

　　充分发挥煤直接液化油品低硫、高环烷烃的产品独有优势，大力推广煤基可持续航空燃料、特种低温军工燃料市场化规模化应用，通过提升终端产品附加值对冲低碳改造带来的增量加工成本，提升项目长期稳定盈利能力。

　　结论

　　一是依靠燃煤自备机组供能的传统煤直接液化生产模式，同时面临碳排放履约、综合能耗偏高、生产取水受限等多重政策刚性约束，仅依靠尾气末端常规环保治理无法满足中长期“双碳”目标与黄河流域水资源管控硬性要求。

　　二是构建风光新能源直供、全流程余热梯级回收、一体化CCUS、煤油共炼原料优化协同的清洁生产集成体系，能够实现装置碳排放强度接近减半，综合能源效率显著提升，同步缓解园区取水压力，是国内存量煤直接液化装置绿色升级最优技术方案。

　　三是煤直接液化工艺兼具保障国内液体燃料战略储备与煤炭清洁高效转化双重核心价值，“十五五”阶段不宜简单压缩现有成熟产能，应当坚持存量装置低碳改造、严控单纯新增产能、深度融合新能源、规模化配套CCUS的可持续发展路线。

　　四是通过统筹风光与煤化工一体化空间布局、攻坚低碳成套国产化装备、完善碳市场与绿色金融长效激励、建立专项低碳评价标准，能够破解当前煤直接液化产业低碳转型面临的成本、配套、政策落地多重阻碍，为国内煤炭行业向安全、高效、清洁、低碳方向转型提供工程示范，助力新型能源体系与能源强国建设战略目标落地实施。

　　（作者单位：中国神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司）

责任编辑：高慧君