煤化工水耗 为什么居高不下？
□ 过程系统工程专业委员会副主任 杨友麒
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，都取得了较大进展，“十二五”期间各个大型工业示范装置先后投产运行，一个新型现代煤化工产业雏形在我国初步形成，这是我国独立自主的创举。但在发展中碰到了单位产品水耗高的制约。
煤化工的水耗有多高？
水耗高的制约可以从两个方面来理解: 一方面，由于我国的煤产区通常处于缺水地区，或者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/年煤制天然气的厂就需要耗新鲜水1500万立方米/年；一个60万吨煤制烯烃厂也需要至少1320万立方米/年新鲜水，这对于缺水地区是要挤占其它方面用水的；另一方面，如果制取同样化工产品，用石油化工工艺路线，就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，吨乙烯耗水为6~7 立方米/吨，而煤制乙烯则吨乙烯耗水高达 60立方米/吨(煤化工习惯按吨烯烃耗水算，30立方米/吨烯烃，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，因煤化工以煤为原料，首先要将煤气化，然后再合成不同化工产品，当然耗能、耗水均会高一些。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。煤化工各种产品的吨产品新鲜水耗量见表1。
一些主要的煤化工产业耗水的指标如表1所示，在目前操作值一栏中列出的是比较典型的数据，其实各地煤化工企业的实际操作水平差别很大。以内蒙古自治区为例：甲醇厂的吨甲醇水耗为17吨；二甲醚水耗为14吨；吨合成氨水耗为18吨；煤制油吨油水耗为13吨；吨聚烯烃水耗32吨。
表1 煤化工各种产品的吨产品新鲜水耗量
项目 单位 设计值 目前操作值 “先进指标”
直接液化制油 t/t油 7 6.75（神华额尔多斯） 5
间接液化制油 t/t油 13.45 12.8(伊泰公司） 6.8/5.6*
煤制天然气 t/1000m3 6.9 8~28 只有内蒙克旗
及新疆庆华投产） 5.0/4.5*
煤制烯烃 t/t烯烃 32~68** 24~74** 17.5
煤制甲醇 t/t甲醇 7~17 6.99***~17 5.5
注* ：拟议中缺水地区的行业准入指标
注**：后者为煤制丙烯为主的德国设计和我国现场运行数据
注***：这是某引进大型180万吨/年甲醇冬季运行达到的数据
煤化工的水耗有可能下降吗？
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，其能耗差别有多大，就可以大致估计其水耗差异。以甲醇为例从两条工艺路线的能耗来比较，从天然气制甲醇吨产品能耗为29GJ/t，而煤制甲醇吨产品能耗为42GJ/t，煤为原料的工艺路线比天然气原料能耗约高45%。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（约十吨）高得多，但随着工艺设计和生产操作逐步成熟优化，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。后来2012年，大规模180万吨甲醇装置投产，水耗降到了6.99吨/吨，与天然气制甲醇的耗水差不多了。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均低很多，但随着规模放大、工艺和系统工程成熟，煤化工路线一样可以使水耗下降三倍。
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，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来寻求新鲜水用量最小化的优化解。后来还出版了两本专著：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），“工业用水节约及废水减量”。后者在作者参与组织翻译，已由中国石化出版社于2001年12月出版。 与此同时，在工业上的实际应用也蓬勃展开，并取得显著效益。
从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、中海油等大公司推广应用，取得明显的效益。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。促使中石化炼油吨水耗从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，下降了三倍。中国石油天然气股份公司于2004年制订《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。
以上从甲醇及石油化工的例证，是要说明：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。这当然需要相应的技术改造投资，经过粗略计算所需要的投资费用的静态投资回收期约2.6年，所以也是合理的。
这里应该对表1中的所谓“先进指标”做一些评述：这里引用的“先进指标”实际是个变化的数值，不同时期多半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的。
煤化工的水耗为什么降不下来？
煤化工戴上“高水耗”的帽子，一直下不来，原因是多方面的，下面举出几个重要的原因：
原因一：示范项目为保工艺过关，牺牲了能耗和水耗优化要求。 由于现代煤化工第一批大型工业化开发阶段，最核心要求首先是“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Linde公司低压甲醇洗技术；甲醇合成用戴维甲醇合成；MTO是中科院大连化物所专利技术；聚乙烯/聚丙烯是DOW化学公司的UNIPOL技术。在这种“拼盘”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境地，谈不上优化。
原因二：经济上煤化工由于原料便宜，盈利空间大，掩盖了高能耗、高水耗问题。以煤制烯烃为例，根据亚化咨询《煤制烯烃真实成本与盈利能力分析》，PE/PP市场现货平均价格在11500元/吨以上，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，相应地其增值税额和运费也最高，但准东仍然凭借极低的煤价而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%。试想每吨化工产品的利润如此丰厚，多消耗点能和水的成本就可以轻易“消化”，还有什么积极性来节能节水呢？
原因三：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”。而从过程系统工程观点，认为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潜力和优化程度。我们知道，在我国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。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起学术界落后了20年，现在实际应用的技术，还停留在上世纪80~90年代学术界的水平上，即热夹点技术。而水夹点技术是上世纪末才发展起来的，而我们发现从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。
原因四：煤化工行业与石油化工不同，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。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，每年均有数亿节能节水专款资金投入。此外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。而煤化工企业高度分散，构成复杂，有大型国营央企，如神华集团公司、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。谁来监督考核？缺乏统一的行业组织领导。如果完全由市场自由竞争来推动，那就只凭各企业领导的自觉了。
结束语
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。这种前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、油价下跌等等考验，是完全正常的现象。经过近两个“五年规划”的实践，现在应当认真总结经验教训，该补的功课，例如节能节水减排、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。如果仍然满足在“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，产业走向低谷。