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煤化工，何时摘掉高水耗帽子

我国现代煤化产业经过“十一五”以来的工程示范和推广，无论是在产业关键技术突破、重大装备自主化研究，还是在产品品种开发和生产规模等方面，都取得了较大的进展。“十二五”期间，各个大型煤化工示范装置先后投产运行，一个新型现代煤化工产业的雏形在我国初步形成，这是我国独立自主的创举。但令人遗憾的是，我国煤化工在发展中也受到了单位产品水耗高的制约。

煤化工的耗水量到底有多高?

煤化工受到水耗制约，可以从两个方面来理解。

一方面，我国的产煤区通常处于缺水地区，或即使有水源也缺乏纳污能力。我国昆仑山—秦岭—大别山一线以北地区的煤炭资源占全国的90.13%，以南地区只占9.7%;而我国水资源分布也以昆仑山—秦岭—大别山一线为界，以南水资源丰富，占78.6%，以北水资源短缺，只占21.4%。而一个30亿立方米/年煤制天然气企业需要耗新鲜水1500万立方米/年;一个60万吨/年煤制烯烃企业每年也需要至少1320万立方米新鲜水，这对于缺水地区而言，是要挤占其他方面用水的。

另一方面，如果制取同样的化工产品，用石油化工工艺路线，会比煤化工的水耗低得多。以烯烃为例，石油化工用石脑油制乙烯，吨乙烯耗水量为6～7立方米/吨，而煤制乙烯则吨乙烯耗水量高达60立方米/吨(煤化工习惯按吨烯烃耗水算，为30立方米/吨烯烃，但其中乙烯和丙烯各占一半，故折算成乙烯要加倍)。

当然，有人会说，这两种工艺没有可比性。因为煤化工以煤为原料，首先要将煤气化，然后再合成不同的化工产品，当然能耗、水耗均会高一些。这一点我们应当承认，但是如果有数量级上的差异(煤化工路线比石油化工路线高10倍)，那就不仅是工艺路线本身的问题了。

高水耗能下降吗?

一种工艺路线的水耗高低，是与其能耗密切相关的。因为不论是石油化工厂还是煤化工厂的耗水，主要都是制蒸汽用的脱盐水和循环水补水(占70%～80%)，前者是加热的能量介质，后者是冷却水取热介质。所以，如果以煤化工和石油化工路线制同一种化学品，根据其能耗差别有多大，就可以大致估计其水耗差异。

以煤制烯烃的大型工业示范装置为例，其吨乙烯所消耗的蒸汽与石油化工路线吨乙烯消耗蒸汽对比，如表二所示。

由表二可看出：煤制乙烯所消耗的加热蒸汽为58.2吨/吨乙烯，而石油制乙烯仅4.4～9吨/吨乙烯。煤制乙烯所消耗的加热蒸汽为后者的6～13倍。这就是造成煤制烯烃吨乙烯水耗高达30～70吨/吨，而石油化工路线只有6～8吨/吨的原因。这说明：这种差距已超出原料不同、工艺路线不同所引起的加热量不同的差别，而是反映了工程设计特别是公用工程设计成熟程度和运行管理所带来的差距。

再以甲醇为例，来比较两条工艺路线的能耗与水耗。天然气制甲醇吨产品能耗为29吉焦/吨，而煤制甲醇吨产品能耗为42吉焦/吨，以煤为原料的工艺路线比天然气路线能耗约高45%。一开始煤制甲醇是传统工艺，规模也小，吨甲醇水耗高达25吨/吨，比天然气原料的甲醇耗水(约10吨)高得多;随着工艺设计和生产操作逐步成熟优化，煤制甲醇水耗也逐步下降到17吨/吨;到2008年新一代煤化工装置投产，水耗降到12吨/吨;到2012年，大规模180万吨甲醇装置投产，水耗降到了6.99吨/吨，与天然气制甲醇的水耗差不多了。所以，按说由天然气制甲醇完全没有裂解造气的工艺阶段，似乎应比煤制甲醇耗能耗水低很多，但随着煤化工规模放大、工艺和系统工程成熟，煤化工路线一样可以使水耗下降3倍，这种情形如图一所示。

在节能节水方面，从上世纪80年代起，过程系统工程学界就开始研究化工企业的节能节水集成优化方法。英国的Linnhoff提出热夹点技术，在炼油化工厂节能取得显著效果。1994年，Wang和Smith将夹点概念应用到水网络系统的集成，发表了著名的“废水最小化”论文，提出了直接计算最小新鲜水用量的目标值(即最小值)方法，为这种基于概念的图解方法奠定了基础。但是这种方法只局限于水中只有一种污染杂质成分，这样才能在几何图形上表现成“水夹点”，从而求出最小新鲜水用量。

对于水中含有多种污染杂质成分的情况，业界后来开发出数学规划方法，采用超结构数学模型在计算机上寻求新鲜水用量最小化的优化解，还出版了两本专著，一本是美国E1-Halwagi著《通过过程集成来防止污染：系统设计的工具》，另一本是James G.Mann及Y.A.Liu(刘裔安)编著的《工业用水节约与废水减量》。后一本书经作者参与组织翻译，已由中国石化出版社于2001年12月出版。

自本世纪初期过程系统工程方法在我国化工炼油行业推广应用以来，已形成一套企业节水减排的过程系统工程方法——节水减排的“三步法”。所谓“三步法”，即水平衡测试―水网络集成―外排污水深度处理回用。这种方法从21世纪初起已陆续在中石化、中石油、中国海油等大公司推广应用，取得明显效益。

从2004年6月开始，中国石化股份有限公司内部有计划、有系统地开展推广水夹点节水减排技术，促使企业炼油吨水耗从2001年的1.8吨/吨下降至2004年的1.15吨/吨，到2012年降到 0.55吨/吨，接近国际先进水平的0.50吨/吨，下降了3倍。中国石油天然气股份公司于2004年制定《炼化企业节水减排优化方案的制订和实施》企业规范(由西安交大和圣金桥信息技术公司起草)，推广应用这项技术，炼油吨水耗从2005年的1.14吨/吨下降至2012年的0.60吨/吨。

以上甲醇及石油化工企业的例证说明：只要应用先进的过程系统工程的方法，持续不断地优化用水过程，实现高水高用、低水低用、清污分流、梯级利用，煤化工的水耗是可以成倍下降的。我们曾经将这套在石油化工企业成熟采用的方法，对某大型煤制烯烃企业进行了试点应用，发现煤化工企业的节水潜力很巨大。如果按照水网络优化的思路，进行系统优化技术改造，实施提出的十几项技术措施，可以将总体新鲜水消耗下降63%，吨烯烃耗水有可能从原设计的32吨/吨下降到10吨/吨以下。当然，这需要相应的技术改造投资，经过粗略计算，项目所需要的投资费用的静态投资回收期约2.6年。

这里应该对表一中所谓“先进指标”做一些评述：表中引用的“先进指标”实际是个变化的数值，不同时期由设计部门估算的可能达到的值。但是，我国的设计院(公司)并没有掌握过程系统工程集成优化技术，而新型煤化工的大型工业化装置均在中国实践，也没有所谓“国际先进水平”作为参照系。所以，这里的“先进指标”其实缺乏科学基础，只能作为努力目标的参考。前面举的例子就说明，运用新的过程系统工程集成优化方法，这种指标是完全可以突破

高水耗为何难以降下来?

煤化工之所以戴上“高水耗”的帽子，一直取不下来，原因是多方面的，下面举出几个重要的原因。

原因之一：示范项目为保工艺过关，牺牲了能耗和水耗的优化要求。由于现代煤化工第一批大型工业化项目开发阶段，最核心的要求是打通流程，顺利拿到产品，而非节能节水，所以在公用工程配置上，只是尽量满足工艺要求，谈不上优化。例如，某煤制烯烃厂设计时为了保证自主研发的核心MTO技术放大成功投产，各个配套技术均采用国外引进的成熟技术：煤气化用的GE水煤气加压气化技术，净化用林德公司的低压甲醇洗技术，甲醇合成用戴维的甲醇合成技术，MTO是中科院大连化物所的专利技术，聚乙烯/聚丙烯是陶氏化学公司的UNIPOL技术。在这种拼盘的条件下，总体设计公司设计的公用工程系统处于被动满足各方面要求的境地，谈不上优化。

原因之二：经济上煤化工由于原料便宜，盈利空间大，掩盖了高能耗、高水耗的问题。以煤制烯烃为例，根据亚化咨询发布的《煤制烯烃真实成本与盈利能力分析》报告，当PE/PP市场现货平均价格在11500元/吨以上时，对比用新疆准东和淮南的煤制聚烯烃项目可以发现，由于准东地处偏远，运输不便，因此其原料和能量成本最低，相应的其增值税额和运费也最高，但准东仍然凭借极低的煤价拥有最高的利润空间——吨烯烃营业利润达4536元/吨;淮南虽然煤价最高，但在煤炭产能过剩的大背景下，也有2665元/吨的利润空间。也就是说，销售价中的利润率高达23%～39%。试想，如果每吨化工产品的利润都如此丰厚，多消耗点能源和水的成本可以轻易消化，企业还有什么积极性来节能节水呢?

原因之三： 技术原因——设计院不掌握过程系统工程的水网络系统集成优化技术。我国设计院中确定新鲜水耗的这部分工作，是由工艺专业加上给排水专业来决定设计方案的。工艺人员首先想到的是：尽量使用空冷器，给排水人员提供的技术是“零排放”，而缺乏整体系统优化的系统工程室。但从过程系统工程的观点看，这是一个水网络系统的优化问题，需要全面分析构成整个系统的各个子系统存在的潜力和优化程度。

我们都知道，我国的一项新技术从发明到工业实用要经历文献发表—将文献方法制作成计算机软件—国外设计公司采用于设计—我国设计院开始采用等几个步骤。这个步骤从头到尾往往需要20年时间，也就是说在节能节水系统优化技术方面，我国设计院采用的技术比学术界落后了20年;我们现在实际应用的技术，还停留在上世纪八九十年代学术界的水平上，即热夹点技术。水夹点技术是上世纪末才发展起来的，我们发现从2005年以来国际上掀起水网络研究的热潮，每年都有几十篇论文发表。这些成果往往先被较小型的咨询公司所采用，设计公司则比较保守，采用得更晚一些。

原因之四：煤化工行业与石油化工行业不同，十分分散，缺乏垂直领导的节能节水监督考核压力。节能节水总体来说不是企业的经济行为，只靠经济利益驱动是不足以推动的，政府及行政垂直推动是必不可少的动力。

当前，石油化工行业在节能节水上取得的成绩，主要是靠中石化、中石油等大型国企领导，努力贯彻国务院节能节水的要求，对所属企业大力提倡、严格考核的结果。在这里，全国大型炼油厂每月均需要上报吨油耗能耗水的运行指标，每年都按指标好坏进行排队。中石化近年推行能效倍增计划，中石油也在推行炼化能量系统优化重大科技专项，每年均有数亿元节能节水专款资金投入。此外，石化企业还在信息化建设中实施能量管理系统EMS，使得总部可以对全国炼油化工企业的能耗水耗进行实时监测。

相较之下，我国煤化工企业高度分散，构成复杂，有大型国营央企，如神华集团、大唐能源化工等;有地方国营企业，如陕西延长集团、内蒙古伊泰集团、山东兖矿集团等;有民营公司，如中国庆华集团等。对于这些企业，谁来监督考核?缺乏统一的行业组织领导。如果煤化工节能节水完全由市场自由竞争来推动，那就只能凭各企业领导的自觉了

油价大跌 开启节水新时代

当前，煤化工企业也面临新的发展环境。新常态要求企业面向产能过剩，由投资驱动转向创新驱动;而国际油价从去年7月的102.4美元/桶，到现在已跌破50美元/桶。这些因素，均对新型煤化工产业提出了严峻的挑战。首当其冲的就是能源产品，例如煤制油、煤制天然气。煤直接液化制燃油最初的设计经济平衡点为石油价格高于50美元/桶，也即在这种石油市场价位，煤制油路线在经济上才能站得住。多年来，由于石油价位高企，大家的注意力只是集中在工艺路线的技术能否打通、环保是否合理上，似乎经济利润只是多少的问题。但今天的情势，直接挑战这种工艺路线的成本是否合理。煤间接液化制油和煤制天然气同样存在类似的问题。美国的页岩气革命，促使天然气价格下浮，存在进口LNG和煤制气的价格竞争问题。

考虑到原油下游产品跟随原油价格走势的一致性，石脑油和聚乙烯、聚丙烯的价格也会随之向下浮动，煤制烯烃的价格优势不再明显，煤制烯烃CTO和煤制丙烯CTP的盈利空间会不断缩小。此外，甲醇的市场价格居高不下，使人怀疑MTP/MTO工艺路线生产的丙烯是否还有盈利空间。这对2014年底我国已先后投产的13套煤制烯烃和甲醇制烯烃(产能达到582万吨/年)装置来说，均是新的考验。

在这种新的形势下，为了降低成本、提高竞争力，煤化工产业必须学会精打细算，将节能节水提到议事日程上来。煤化工过去靠原料价格便宜的成本优势粗放经营的“好日子”，可能已经结束，正在走向一个像石油化工一样精细管理、创新增效、节能节水的绿色发展新时代。

总之，近年我国新型煤化工产业发展是世界首创的大规模工业实践，投入大，盈利高，各方面积极性高。这本来是好事，但切不可急功近利，不考虑后果地一哄而上。这种无国外借鉴的大规模实践，受到环境污染、水资源限制、碳排放限制、油价下跌等考验，也是完全正常的现象。经过近两个五年规划的实践，煤化工目前又面临新常态、低油价的新考验，现在应当认真总结经验教训，该补的功课如节能节水减排、系统优化和环境治理等，就应当补上，促使煤化工产业走上可持续发展道路。如果我国煤化工产业仍然满足于打通流程、长周期运行、能够盈利的示范项目投产的初级阶段的要求，固步自封，徘徊不前，那就会丧失良机，使负面因素持续上升，让产业走向低谷。

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