创新技术 从煤化工“三废”中“淘金”

废气：回收硫联产化肥浓硫酸创效大资源化利用缓解碳减排压力

在煤化工废气处理利用方面，烟气脱硫、克劳斯硫回收、静电除尘技术已经非常成熟，并在新建装置和技术改造中广泛应用。脱硫本身并不是难事，氨法脱硫更加容易。但氨法脱硫的目的并不仅限于脱出二氧化硫，更重要的是要以二氧化硫作为化工原料，生产出合格的化肥产品，甚至复合肥料，这才是氨法脱硫的技术难点。

山东明晟化工工程有限公司凭借多年的化工经验和技术，先后开发出五代氨法脱硫技术。其研发的氨法脱硫工艺集脱硫、脱硝、除尘一体化于一身，使二氧化硫排放稳定控制在5毫克之内，并直接生产出低氮多元复合肥，以最低的经营成本创造了最高的经济效益。据该公司总经理张波介绍，该技术已在山东明水大化烟气脱硫项目成功应用，可与原脱硫系统互为备用，目前已稳定运行6个月，脱硫塔出口在线监测SO2浓度始终保持在3mg/Nm3左右，达到了超低排放近零化。

“向环保装置要效益”是科洋环境工程（上海）有限公司ECOSA湿法制酸硫回收技术最好的诠释。科洋硫回收制酸技术以工业装置排放的含H2S酸性气体为原料，酸性气体经过氧SO2，SO2湿法转化为SO3，再冷凝为H2SO4，生产出工业级浓硫酸，同时副产大量蒸汽。

该工艺具有非常好的环境效益和可观的经济效益。据科洋公司销售总监孙凤俊介绍，经ECOSA装置处理后的尾气可满足现行最严格的环保标准排放，浓硫酸产品浓度≥93%，品质达到国标优等品标准。该技术的的另一个亮点就是热量回收。由于湿法制酸的产热量大，且流程放热梯度利用，平均1吨H2S可副产约6吨蒸汽（420℃、4.5MPa），经济效益非常可观。

国家环保部颁布的《重点区域大气污染防治“十二五”规划》是煤化工项目大气环境影响评估的重要依据之一。根据该规划要求，要严格控制污染物新增排放量，把污染物排放总量作为环评审批的前置条件，以总量定项目。

2015年煤化工行业的CO2排放量约为4.7亿吨，给我国碳减排带来压力。全国统一碳排放权交易市场计划于2016年试运行，碳税也将加快推出，这势必增加煤化工项目投资成本，影响其综合竞争力。一旦碳税突破100元/吨，煤化工项目将难以承担。因此，对煤化工项目中产生的二氧化碳进行资源化利用既能增加煤化工项目的经济效益，同时也能缓解我国在碳减排上面临的压力。

新奥集团一直致力于微藻生物固碳技术。该技术通过微藻的光合作用可吸收煤化工生产过程中排放的二氧化碳等废气，再通过低成本收集和高效油脂提取等后处理技术，联产生物柴油、保健品原料和饲料添加剂等高附加值产品。该项目已成功入选国家高技术研究发展计划，并获得专项基金支持。

目前，新奥集团已在内蒙古鄂尔多斯建设了化石能源和可再生能源循环生产基地，利用煤基能源生产过程中排放的二氧化碳和浓盐水，在周边的沙荒地养殖微藻生产生物质能源，实现能源生产的清洁高效和循环发展，该基地已成为国家级的低碳能源生态循环示范基地。在微藻生物固碳技术的研发上，新奥今后将主要开展三方面的研究工作，即高产油藻株的诱变育种与基因工程改造、微藻养殖工艺优化、高效低成本养殖后处理。

随着研发的进一步深入，可以预期，未来该技术在与煤化工项目成功对接后，二氧化碳的资源化利用也将成为煤化工企业新的效益增长点。

在二氧化碳捕集方面，延长石油采用CERI工艺对煤化工排放的多余高浓度CO2实施低成本、低能耗捕集，并利用CO2排放源与油田同区发展的优势，积极探索实践CO2驱油。截至目前，延长石油已在靖边油田和吴起油田建成两个CO2驱油及埋存先导性试验区，累计注入液态CO2超过5万吨，试验油井最终采收率可在水驱基础上提高10%，取得明显增油效果。今后他们还将进一步开展煤化工装置不同浓度CO2类捕集工作，在实现煤化工行业碳近零排放的同时。利用CO2驱油提升采油模块的经济效益。

此外，神华宁夏煤业集团公司近几年也已累计投入26亿元环保资金，对于环保工艺全部采用“精细消化”，煤化工废气回收率达99.8%；河南中鸿实业集团应用焦化过程主要污染物控制关键技术后，焦化烟尘收集处理，用来发电或作为其他产品的原料，污染当量减排97%。此外，还有许多企业在工艺弛放气、高热能废气利用方面成效显著。