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作者简介：教授级高级工程师，国家注册化工工程师/咨询工程师，中国化学工程股份有限公司总工程师，长期从事化工、煤化工工程设计及技术管理工作
“十二五”期间，我国对煤炭清洁提质高效开发利用还处于摸索和示范的初级阶段，自然就存在不少非常严重的问题，如项目布局不科学、资源综合利用效率低下、水资源恶性竞争、环境污染严重、高浓盐水综合利用去向、高浓度有机废水排放污染等。在“十三五”开局之年，研究解决这些问题就迫在眉睫。按照最严格的能效、能耗、水耗和环保标准，积极稳妥推进现代煤化工产业创新升级示范，推动煤炭清洁提质高效综合利用，促进自主技术研发应用和装备国产化，这将成为“十三五”现代煤化工的重头戏。
具体看，“十三五”煤化工应该在哪些方面着力呢？笔者认为，主要是在两个方面。
一方面，要严格遵循“最严”准入政策
一是遵循最严的产业布局准则。煤化工产业布局应在产业园区内设置，并符合园区规划及环评要求，不在以下区域建项目：已达到或超过污染物总量控制指标、水资源总量控制指标或能源消费量控制指标的地区；《全国主体功能区规划》中确定的限制和禁止开发重点生态功能区以及其它需要特别保护的区域；城市规划区边界外2公里内，主要河流、公路、铁路两侧1公里内，居民聚集区卫生防护距离范围内。选址错误会导致现代煤化工环境影响报告一票否决的严重后果。环境影响上有硬伤的煤化工项目不能予以通过。
二是遵循最严的水资源节水准则。现代煤化工要强化节水措施，遵循“高水高用、低水低用、清污分流、梯级利用”的原则，尽可能减少新鲜水用量。具备水资源条件的地区，要优先使用矿井疏干水、再生水；沿海地区要利用海水作为循环冷却用水；缺水地区应优先选用空冷、闭式循环等节水措施；取用地表水不得挤占生态用水、生活用水和农业用水；禁止取用地下水作为生产用水。通过采用空气冷却、闭式循环、废水制浆等节水技术和装备，尽可能提高用水效率。工业用水重复利用率不得小于97%，冷却水循环利用率不得小于98%。对新上项目除要参考已投产示范项目的实际数据外，还应在设计环节进行节水优化。
三是遵循最严的废气排放准则。煤化工废气排放要充分考虑项目所在地的环境容量，满足《煤炭清洁高效利用行动计划（2015～2020年）》提出的最严格的环保要求，并严格执行《石油化学工业污染物排放标准》（GB31571-2015），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。完善煤气化工序中煤气水分离、酚回收、储水罐以及净化、硫回收等装置中废气所产生的恶臭。对生产故障或事故状态造成的大量含硫气体的排放，应避免含硫气体直接排放或送火炬燃烧。
完善蓄热氧化焚烧设施，关注焚烧排气的污染源治理效率。自备热电站脱硫措施应遵循《火电厂烟气脱硫工程技术规范氨法》（HJ2001-2010）的相关要求，锅炉炉后对氨法脱硫应设有控制氨逃逸及气溶胶的有效措施。锅炉烟气布袋除尘效率不得低于99.5%，炉外氨法脱硫效率不得低于96.3%，低氮燃烧和选择性催化还原法（SCR）脱硝效率不得低于80%。烟气经处理后的二氧化硫、氮氧化物、烟尘和汞及其化合物排放浓度应严格满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的浓度限值要求。
污水处置产生的恶臭气体应经密闭收集、生物处理后排放，去除效率要大于90%以上。无组织排放的硫化氢、氨厂界浓度应满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）厂界标准值要求，酚、甲醇、非甲烷总烃应满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）的监控浓度限值要求。新建项目排放二氧化硫、氮氧化物、工业烟粉尘、挥发性有机物要实行污染物排放减量替代，实现增产减排。对于重点控制区和大气环境质量超标城市，新建项目实行区域内现役源2倍削减量替代，一般控制区实行1.5倍削减量替代。
四是遵循最严的挥发性有机物控制准则。非甲烷总烃、苯并芘等应严格参照环保部2014年发布的《石化行业挥发性有机物综合整治方案》，对挥发性有机物应根据项目生产产品的种类按《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570）或《石油化学工业污染物排放标准》（GB31571）相关要求进行控制，采取有效措施控制无组织排放，高度重视煤化工项目挥发性有机物排放控制。
对废水、废液和废渣的收集、储存、处理处置过程中按照挥发性有机物浓度不同，应对逸散挥发性有机物和产生异味的主要环节采取有效的密闭与收集措施，确保废气经收集处理后达到相关标准要求；对设备动静密封点、有机液体储存和装卸、污水收集暂存和处理系统、备煤、储煤等环节要有效控制挥发性有机物、恶臭物质及有毒有害污染物的逸散与排放。污水处理装置过程中，应根据挥发性有机物浓度不同采取针对性措施，非正常排放的废气应送专有设备或火炬等设施处理，严禁直接排放。
五是遵循最严的二氧化碳减排准则。现代煤化工项目应通过优化工艺、提高能效等措施尽可能减少二氧化碳排放量，遵循《中国化工生产企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》（发改办气候[2013]2526号）要求，废气综合治理应充分考虑二氧化碳的利用途径。对于煤制气项目集中的二氧化碳排放源，应加强环境影响分析，重视二氧化碳排放可能对周围人体产生的影响，结合项目周围地形条件及二氧化碳性质，分析潜在的环境影响。要充分发挥现代煤化工项目所产二氧化碳浓度高、易于捕集的优势，积极探索气驱采油、地质封存、微藻制油等处理途径。将二氧化碳用于地质封存、二氧化碳驱油、二氧化碳生产藻类、二氧化碳化工综合利用等。
六是遵循最严的废水排放准则。现代煤化工废水处理和排放要遵循清污分流、污污分治、深度处理、分质回用的原则设计废水处置方案，选用经工业化应用或中试成熟、经济可行的技术。在具备纳污水体的区域建设现代煤化工项目，废水（包括含盐废水）排放应满足相关污染物排放标准要求，并确保地表水体满足下游用水功能要求。在缺乏纳污水体的区域建设现代煤化工项目，不得污染地下水、大气、土壤等。煤化工高浓废水中结晶出来的杂盐因其含有有机物及微量重金属而被划定为危险固废。这些杂盐应全部得到综合利用或安全处理，而目前杂盐分质资源化利用技术还处于攻关阶段，下游产品标准也存在不适用等制约，应高度关注高含盐废水有效处置措施和技术的使用。
七是遵循最严的废固排放准则。固体废物主要包括气化灰渣、锅炉灰渣、废分子筛等，其中危险废物还包括各类废催化剂、废保护剂、污水处理污泥、结晶盐等。根据填埋或暂存物质性质，结合运行实例，要完善危废填埋场和暂存池恶臭治理措施，从减量化、资源化角度提出固废处置方案，减少生化污泥填埋量，开展结晶盐资源化利用研究。
另一方面，要争取技术创新突破
笔者认为，“十三五”期间，现代煤化工要进一步加大核心工艺技术和环保控制技术的创新力度，特别要在关键及核心技术方面取得突破。
一是高浓盐水分盐结晶处理综合利用技术。高浓盐水多级蒸发结晶为杂盐的技术在中煤图克的化肥项目上得到了一定的验证，但这种杂盐的综合利用还是存在问题的。鉴于煤化工结晶盐综合利用难度大，为实现“零排放”而产生的结晶盐的无害化和资源化利用提出的蒸发结晶分盐研究是一个方向，需要进行中试实验。各项污染防治措施的技术经济可行性和运行可靠性得到充分的论证后，才能确定是否准入。结晶分盐综合利用技术通过分步结晶的方式分离出氯化钠、硫酸钠，浓盐水中仍含有大量的有机物等杂质不好处置，其分步结晶的效果也尚无实验数据，而且目前我国氯化钠、硫酸钠的产品质量标准并不适用于工业废水制盐。但该技术为高浓盐水综合利用提供了一条路径，有待进一步验证。
二是高浓度难降解有毒物有机物废水技术。目前的煤气化工艺中采用低阶煤低温气化，如鲁奇炉等。煤中的轻质组分在气化过程中转化为焦油、酚、氨、烷烃类、芳香烃类、杂环类、氨氮和氰、砒啶、烷基吡啶等物质，与煤气同时产生。在随后的煤气洗涤、冷却、净化过程中，上述物质中的绝大部分进入煤气水中，是典型的高浓度难降解有机物废水，而且量大、有毒、有害物质组分结构复杂难处理。EBA煤化工废水处理工艺针对鲁奇炉、液态排渣气化（BGL）炉以及低温裂解等产生的高浓度酚氨废水进行探索性处理。高浓度酚氨废水虽经酚氨回收工艺处理，但进入生化处理系统的废水成分依然复杂且有毒有害，其中酚化合物浓度可达200～1000毫克/升、氨氮浓度可达100～300毫克/升。该工艺以提高废水可生化性、降低废水毒性、提高污泥活性等方面的技术使高浓度酚氨废水处理出水能够满足回用水的标准，作为一条处理路径，有待进一步验证和完善。
三是闭式空冷循环冷却节水技术。闭式空冷循环冷却水系统用软水或除盐水充当冷却水，吸收工艺换热设备热量，升高温度后，进入节能型水膜式空冷器或联合式空冷器管内进行预冷，然后进入喷淋管段被管外的空气和喷淋水吸收热量，降温后由循环水泵加压，至工艺换热设备。软水在闭式循环系统中循环使用，不与外界空气接触，完成吸热和放热的热量传递过程。该工艺替代传统的工业循环冷却水系统，以节能型水膜式空冷器或联合式空冷器代替凉水塔，既保证冷却水温度满足各项工艺要求，还可节水，减少管道设备结垢，提高设备使用寿命，为节水提供了一条处理路径，有待进一步验证和完善。
四是大型洁净煤低能耗煤气化技术。现代煤气化是煤化工装置中的核心技术，如何选择原料煤将会直接影响到现代煤化工项目的能效、环保、安全、投资和效益。现代煤气化发展的趋势和方向应符合我国煤种多、成分复杂的特点。要始终追求那种煤转化率高、气化效率高、有效产率高，节能消耗低、成本造价低、绿色环保优的气化升级工艺。
对干煤粉、水煤浆、碎煤气流床、移动床加压气化技术应进一步升级、集成、耦合及装备大型化，如开发3000吨/日及以上多喷嘴对置式粉煤加压气流床技术，稳定生产、长周期运行、降低投资；开发3000吨/日及以上干粉煤加压激冷气流床技术，提高煤转化率、气化效率和有效产率，稳定生产、降低造价；开发1600吨/日及以上碎煤加压固定床技术、提高碎煤加压气化碳转化率、利用率和装备大型化，降低蒸汽消耗、减少废水排放和处理量；开发3000吨/日及以上湿法水煤浆气化技术，实现低投资、稳定性、长周期、大型化、宽煤种、低消耗。各类现代煤气化技术应在废水处理、废渣循环利用、高浓盐水减量等重大技术领域中有新的突破和发展。
五是大型合成气净化系列技术。在消化吸收国内外气体净化技术基础上，集成创新形成具有自主知识产权的大型合成气净化技术。升级完善变换工艺内容如：
（1）开发高含量一氧化碳变换大型化技术，提高耐硫宽温变换催化剂活性和使用寿命，优化集成以适应各种洁净煤气化合成气的工艺参数，满足各种产品对变换不同需求，提高一氧化碳变换率，降低蒸汽消耗和能耗，降低投资；
（2）开发二氧化碳脱除技术，开发单系列净化合成气折醇100万吨/年以上的大型低温甲醇洗工艺，形成能满足大型二氧化碳脱除的低温甲醇洗工艺以及配套的大型吸收塔器等设备；
（3）开发70000标准立方米/小时以上大型空分技术，以及大型国产化气体压缩机、循环气压缩机及大型动设备技术；
（4）开发脱硫及硫回收以及一氧化碳及二氧化碳分离技术，通过吸附、变压吸附（PSA）、膜分离、低温精馏等工艺的组合满足不同产品、不同规模、不同组分的气体分离需求。
六是大型甲醇合成技术。以副产蒸汽等温合成为特征的合成工艺是甲醇合成技术的发展主流。大型甲醇合成技术的开发重点应放在以下几方面：（1）消化吸收多段绝热、段间换热的甲醇合成反应器工艺，掌握二塔串联的工艺设计，在甲醇反应器大型化方面要有发展，突破最大规模的限制；（2）消化吸收段间激冷的甲醇合成反应器工艺，在超大型化的同时，降低甲醇合成能耗;（3）研究开发浆态床甲醇合成反应器工艺示范装置，提高甲醇反应器换热能力，延长催化剂寿命。
七是耦合集成技术。整体煤气化要与煤化工、联合循环发电以及大型超超临界发电等进行耦合。焦化、低温热解及不同煤气化技术之间的组合应用技术以及污染物控制技术方面的集成要有重大突破。主要有高效除尘、硫回收、脱硝技术；酚氨回收、废水制浆、活性炭吸附等污水处理技术；联合循环发电与大型超临界发电等耦合技术。在高效除尘、脱硫、脱硝，酚氨回收、废水制浆、活性炭吸附等污水处理以及大型气化炉、热解炉、合成塔、废热锅炉技术方面要形成具有自主知识产权的洁净煤气化升级核心技术。
八是低阶煤（褐煤）分质分级综合利用技术。集低阶煤（褐煤）预处理、气化、合成、发电、供热等技术于一体的低阶煤分质分级提质多联产综合利用是一项具有发展前景的现代煤化工技术。研究开发低阶煤低温（中温、高温）快速（中速）热载体气流床（固定床、流化床）热解工艺，以提取焦油、干馏煤气和半焦为主要产品的分级提质、分类转化技术是一种发展趋势。该技术可以衍生出多种技术组合，通过热解与半焦气化技术的耦合，以半焦粉气化产生的高温煤气作为热载体，进行逆向串级直接接触热解，可实现高温煤气显热的高效合理利用与低阶煤的梯级热解。特别对含油率较高的低阶煤，经中低温（550～850℃）热解，抽取其中的焦油、煤气等轻质组分，同时获得热值较高的清洁材料。煤气用于制氢或甲烷。煤焦油经提酚等处理后与氢气催化裂化反应生产石脑油和柴油馏分。脱除了挥发份的半焦比原煤热值更高、更洁净，既可气化生产合成气，继而生产化工产品，又可作为优质民用燃料和电厂燃料，从而实现煤的分质分级高效清洁利用。
九是煤焦油的精炼与制备技术。通过低阶煤热解和炼焦得到煤焦油，而高温煤气中的油尘分离、高浓度（含焦油、酚、苯、氨氮、化学需氧量）热解废水的处理与资源化利用以及装置大型化成为制约粉煤或全煤热解的三大难题，也是低阶煤分质分级利用必须迈过的3道槛。
如：低阶粉煤回转热解制取无烟煤工艺技术在用热烟气干燥粉煤的同时，吹出粒径小于0.2毫米的煤尘，大幅减少后序热解过程煤焦油中的煤尘量，运用高速离心分离技术，将含有少量煤尘的焦油进行高效分离，较好地解决了粉煤热解过程油尘难以分离的难题；中低温煤焦油轻质化技术将煤焦油延迟焦化技术集成耦合，将焦油加氢制取石脑油、柴油馏份突破了块煤热解、荒煤气制氢、中低温煤焦油固定床加氢装置大型化应用难题；中/低温煤焦油全馏分加氢多产中间馏分油（FTH）技术，成为全球首套煤焦油固定床全馏份加氢工业化示范装置；气化-低阶煤热解一体化（CGPS）技术则将粒径小于25毫米的末煤经分级布料进入带式炉，形成多层移动颗粒床层，利用不同颗粒煤层组成的移动过滤层，通过惯性碰撞、扩散沉积、重力沉积、直接拦截、静电吸引等过滤原理，实现对热解煤气的高效自除尘技术（除尘率达96%以上，焦油中含尘量降至0.32克/标方以下）。
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