我国西部地区煤、水资源呈逆向分布，对于大量上马煤化工产业的西部地区来说，资源环境瓶颈仍是必须面对的一个“坎”。图为神华煤制油项目储油罐。 刘帅摄

 

    编者按

    凭借丰富的煤炭资源，目前我国许多西部省份相继上马煤化工产业基地，煤化工产业正成为西部地区当前及今后一个时期发展的行业热点。

    与丰富的煤炭资源相比，西部地区在资源环境方面却有着先天的“短板”：水资源严重匮乏，生态环境极度脆弱。在这样的大背景下，发展煤化工产业对西部生态环 境和水资源带来了多大压力？如何在发挥西部煤炭资源优势和保护生态环境之间找到平衡点，实现煤化工产业有序发展？对于这些人们广泛关注的焦点，中国环境报 记者的实地采访，提供了一种观察的视角。

    ◆中国环境报记者 郭薇 刘晓星

    近几年来，随着国家能源战略重心的西移，宁东能源化工基地、陕北能源化工基地、陇东煤炭基地等一系列煤化工基地相继在宁夏、陕西、甘肃、内蒙古等地上马，并且成为带动西部经济增长的重要支柱产业。

    与煤炭资源丰富的先天优势相比，这些西部省份在生态环境方面却有着先天的劣势：水资源匮乏，生态环境脆弱。而煤化工产业却属于需要消耗大量水资源的产业，在实际发展中也带来了不少环境问题。

    西部地区在煤化工产业发展过程中，如何处理产业发展和环境保护之间的矛盾？如何引导西部煤化工产业有序发展？近日，记者对内蒙古自治区鄂尔多斯神华煤制油项目（即煤直接液化）进行了实地采访，以期通过审视煤制油产业发展状况，来为这些问题找出答案。

 

    煤制油发展前景如何？
    发展煤制油产业，有助于解决石油资源短缺、确保国家能源安全。在国际油价不低于80美元/桶情况下，发展煤制油有一定竞争力

    神华煤制油化工有限公司董事长吴秀章在接受记者采访时说，我国目前的资源总体情况是“富煤、贫油、缺气”。近几年来，我国的原油产量一直徘徊在1.6亿吨 左右，远远满足不了经济高速增长的需求，造成了对进口原油的过度依赖。“2012年，我国原油进口量已达到2.71亿吨，我国石油对外依存度达到 56.9%，已对我国能源供应安全构成了威胁。”

    吴秀章说，煤炭是中国未来相当长时间内主要可依赖的能源，原煤价格低是主要优势。在这种背景下，煤制油是发挥我国煤炭资源优势、解决我国石油资源短缺、确保国家能源安全的一条重要途径。

“经我们初步测算，煤制油单位产能的投资是0.8万元/吨~1.3万元/吨，每3.5吨左右的煤可生产1吨油品，消耗原煤占产品成本的25%。我认为，在目前国际油价不低于80美元/桶的情况下，发展煤制油是有一定竞争力的。”

    吴秀章介绍说，“十一五”期间是我国煤制油产业化示范阶段，“十二五”期间就正式进入商业化运营阶段，“我预测，如果2020年我国煤化工产业能达到5000万吨油品的产量，那就可以替代进口石油的20%，而且生产成本是可以跟进口石油竞争的。”

    记者在采访中了解到，近几年来，随着国家能源战略重心的西移，宁夏、内蒙古、陕西、甘肃等西部省份相继上马了一系列煤化工产业基地，并且成为带动西部经济增长的重要支柱产业。

    在相继建设的煤化工产业基地中，内蒙古自治区的煤化工项目走在了前列。尤其是神华煤直接液化项目，作为我国面向未来的能源创新型技术的代表，成为目前全世界第一个百万吨级煤直接液化示范工程。

    记者了解到，项目分两期建设，目前已投入运行的是一期工程的先期工程（第一条生产线），生产能力为108万吨/年。2008年12月30日，先期工程正式开始运营。

 

    发展煤化工要注意什么？
    煤化工项目应布局于水资源相对丰富、排水条件较好的区域。要合理配置煤化工工业用水的可用份额，应根据水资源量合理确定项目规模

    在西部地区布局煤化工项目，应该注意哪些问题？

    一位长期关注西部煤化工项目生态环境问题的专家在接受记者采访时指出，西部地区应着力引导煤化工项目布局于水资源相对丰富、排水条件较好的区域。对列入国 家定点的煤化工项目需深入开展厂址比选，尽可能选择有环境容量的区域。无废水纳污条件的区域应划为煤化工限制发展区，严格项目准入。

    “国家重大能源战略项目如果选址于环境限制发展区，应从国家能源战略布局、技术装置工业化水平、水资源配置、环保治理等方面明确准入要求。”这位专家说。

    然而现实情况是，我国西部地区“煤”、“水”呈逆向分布，也就是西部煤炭资源丰富的地区水资源相对匮乏。这一自然条件成为西部煤化工行业可持续发展的制约因素。

    因此，尽管煤制油的技术探索已经初具成效，但真正制约这个行业发展的因素是如何减少对水资源的消耗，保护环境的可持续发展。

    国家发改委有关负责人也表示，煤液化项目一定要“量水而行”，综合各地资源状况科学规划，合理分布项目，不能影响当地经济社会平稳发展和生态环境保护。

    著名经济学家胡鞍钢也表示，水资源是西部生态环境稳定的重要保障，大型煤化工能源基地建设要合理配置煤化工工业用水的可用份额，应根据水资源量合理确定项目规模。

煤制油一定会导致高污染？
    煤制油技术本身属于洁净煤技术。如果企业加大环保投入，采用新技术来处理污水，是可以将污染减到最低限度的

    一说到煤制油，许多人第一印象认为会带来严重污染。对于这种看法，吴秀章说，这里面有认识上的误区。

    吴秀章向记者介绍道，煤制油技术本身属于洁净煤技术。跟普通发电厂相比，生产300万吨油品，一年可以少排放30万吨二氧化硫。

    “我们和美国陶氏化学公司、南非沙索公司等都是合作伙伴，项目规划非常细致，而且是没生产先种树，就是为了把污染减到最低限度。”吴秀章说。

    据介绍，神华煤直接液化工程自首次投产以来，通过一系列技术改造和设备国产化攻关，解决了制约装置稳定高效运行的多个难题。截至今年5月底，生产油品已超过256万吨，实现了安全稳定长周期运行。

    日前，神华集团煤制油化工有限公司发布消息，称公司在污水处理中采用新技术，经过长期摸索和实践，即将实现污水“零排放”。

    神华煤制油化工有限公司总裁张继明说，使用这种技术过程，最难处理的一种污水，其处理成本大约是每吨120元，平均污水处理成本大约在每吨70元~80元，“虽然成本偏高，但是为了环保和可持续发展，我们不惜这些投入。”

    记者了解到，神华煤制油项目将在今年10月全面完成回用水和污水处理改造项目，届时煤制油吨油水耗将降到6吨以下，日取水量降低到两万吨以内。

    记者在神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司的厂区内看到，包括曝气生物滤池、回用水装置等深度处理工程已建成投用。浑黑乌浊的废水经过处理后已成为清澈的净化水并循环使用。目前，仅剩污水预处理的改进项目还在建设之中，预计10月完成。

    吴秀章告诉记者，其实整个回用水和污水处理工程先于主体工程建成，并一直在持续运行，只是中途公司对高浓度污水的处理技术和设备进行了改进和改造。10月底预处理设施完工后，整个改造工程就将结束，届时公司将实现完全意义上的污水“零排放”。

 

    煤制油是否挤占生态用水？
    神华煤制油项目供水水源主要为白垩系地下承压水，目前实际取水量也在限定范围内。远期工程将改变水源，不增加地下水开采量

    神华煤制油项目所在的内蒙古自治区鄂尔多斯市神东煤矿区，处在毛乌素沙地与黄土高原的结合部位，自然条件差，生态环境脆弱，水土流失、沙化现象严重，水资源短缺，全年降雨量少。在这里上马煤制油项目，是否会挤占生态用水，从而导致当地生态环境恶化呢？

    记者了解到，神华煤制油项目一期工程的供水水源位于内蒙古自治区乌审旗浩勒报吉，水源为白垩系地下承压水，开采范围400平方公里，可开采量为8万立方米/日。

    前不久，一些海外环保组织质疑项目对当地水资源形成过度开采的情况。一些报告还提供了自己采集的数据，称从2006年至今，这一项目累积抽取毛乌素沙地腹地地下水资源超过5000万吨 ，导致取水地浩勒报吉农牧区地下水位下降近百米。

    鄂尔多斯神华煤制油分公司总经理张传江对记者说，这些报告所质疑的地下水位下降情况并非是实情。

    “早在项目立项之时，内蒙古自治区和鄂尔多斯政府就针对取水对环境影响情况进行了科学论证。”张传江说，根据论证，限定了项目一期工程的取水量为8万立方 米/日，其中第一条生产线核定取水量为1309万立方米/年，折合日均取水量为3.6万立方米。而项目目前实际日均取水量仅为2.5万立方米，前几年工程 建设期的取水量则远小于此。

据内蒙古环境科学研究院2012年4月提交的《项目环境保护验收调查报告》，水源地范围内承压水水位平均下降1.1米，水源井井群中心累计最大降深为 3.42米，与环评预测的3米基本接近。根据监测，项目投产以来，采水中心点水位线累计最大降幅仅有3.36米，都在限定范围内。

    据了解，目前潜层地下水位下降幅度较大，那是什么原因造成的呢？

    吴秀章在接受记者采访时说，2012年12月，内蒙古自治区水利厅给神华煤制油化工有限公司核发取水许可证，规定年取水量为1309万立方米，有效期至 2018年2月。由于本项目只开采100米深度以下的承压水，并不开采潜层地下水，承压水主要靠同层水源侧向补给，且开采量远未达到设计值。因此，造成目 前潜水层水位下降的原因还有待进一步调查分析。

    神华煤制油项目一期工程取水对地表植被及生态环境带来的影响到底有多大？遥感监测资料显示：潜层地下水位的下降对那些深根系靠地下水补给的乔灌木植物影响较大，但对于靠降水补给的浅根系野生植被及农作物影响并不十分明显。

    记者了解到，为进一步判明地下水开采区对生态环境究竟带来多大影响，目前，神华煤制油化工有限公司已委托内蒙古大学开展生态专项调查工作，加强水源地生态 环境和水环境的动态监测，积累实测资料，为分析和判断水源地开采潜力提供科学依据；同时重新论证区域水资源配置的环境可行性；调查核实区域内承压水和浅层 水混合开采情况，作好浅层水的止水措施等。

    吴秀章说，神华煤直接液化项目生产1吨油品大概消耗 6吨水，这远低于生产化肥等化工产品的耗水量。而且煤制油是把水分子里的氢原子通过煤气化和液化反应方式加以利用，这是水资源最高级的利用方式。以这种方 法衡量，1吨水就值2000元。另外，他们还采用其他冷却方式，努力降低耗水量。

    “反过来说，如果一个地方煤多水少，那就要考虑它的承载量，这需要科学规划。比如我们选择的内蒙古呼伦贝尔，这个地方的水资源占内蒙古的75%，煤炭储量也很丰富，那有什么理由不搞呢？”

    据吴秀章介绍，在当初设计时，这一项目预计吨油耗水在10吨左右。由于项目在建成后运行时间增加、公司也不断强化管理、提高运行水平，其实际运行的水耗远低于设计水平。

    在2012年，吨油耗水量已经下降到 7.07吨，2013年1月~4月的吨油耗水量进一步下降到6.92吨，而整个运行期间的历史最好水平是4.6吨。预计污水处理改造项目完成后，完全实现污水循环使用，吨油耗水量将进一步降到6吨以下。

    “同其他煤化工项目相比，神华煤制油项目吨油水耗不到煤制甲醇的一半，2012年万元产值耗水量为10.1吨，而全国2012年的万元国内生产总值用水量为129吨。因此，这个项目在节水方面是具有典型性和示范性的。”吴秀章说。

    据记者了解，当前神华煤制油项目建设运行的是一期工程的第一条生产线，要达到一期工程年产油品320万吨的规模，远期还有两条生产线需要建设，所以整个项目面临的水资源约束压力可能将越来越大。

    对此，吴秀章表示，按照规划，后两条生产线的用水将主要利用神华所属神东矿区矿井的疏矸水和通过水权置换引入的黄河水，不再增加地下水的开采量。

 

    如何做到污水“零排放”？
    神华煤制油项目为实现污水“零排放”，分别对4类废水实行分类处理回收。此外，还增加了污水预处理系统

    记者在采访中还了解到，由于西部地区水资源短缺，导致我国一些西部煤化工能源基地缺少纳污水体，地区排污受限，这无疑加大了环境风险。

    鄂尔多斯神华煤制油分公司总经理张传江称，为实现污水“零排放”，项目对4类废水实行分类处理回收。

    其中，低浓度污水的特性与一般市政污水类似，神华采用成熟技术净化回收；高浓度污水折算的化学需氧量（COD）浓度理论上高达到1万mg/L，采用特有的生物处理技术净化回收。

对含盐废水，虽然国家无明确的排放标准，但神华采用反渗透预处理技术，大部分污水处理后送至循环水场补水，少量高浓度含盐残液送厂外蒸发塘自然蒸发；至于最后的催化剂废水，处理后得到的净化水除用于补水外，还可回收硫酸铵固体，用于生产复合肥的原料 。

    神华煤制油项目负责人在接受记者采访时算了这样一笔账：与煤制油项目相配套的环保“三同时”设施投资8.9亿元。由于煤直接液化时污水成分复杂，污水处理 尤其是高浓度污水难度极大，2009年至今，公司又投入4.5亿多元用于污水治理及回用技术的优化和改造，以保证水质达标。

    由于神华煤制油项目是世界上第一套工业化示范装置，在项目投用之前无法获得实际运行后的相关技术数据，也无现有的工程经验和操作实践可供借鉴，主要利用实 验室装置和工艺发展装置获得的水样，在国内外相关机构进行分析化验的基础上，通过试验分析其特性，摸索和论证处理技术方案。

    无前车之鉴，这必然加重污水处理的难度。神华煤制油项目工程于2009年全面投入试生产，在污水处理装置的运行过程中，发现原设计基础考虑的是“分质回 用”，但受工艺装置运行不稳定、季节变化等因素影响，循环水补水量变化频繁；再有就是高浓度污水处理系统运行不稳定，即使近两年工艺装置运行趋于稳定，但 处理效果依然未能完全达到设计指标，距离循环水补水水质要求仍有一定差距。

    神华煤制油项目负责人介绍说，针对暴露出的问题，神华煤制油化工公司一直在积极寻求解决办法和改进措施。经过多次组织专家论证，进一步深度处理生化后的回 用水，以使其达到脱盐水进水标准，从而将原来的“分质回用”改为“一水多用”，便于工厂的水平衡调度。据了解，目前，这项改进工程已经基本完工，即将投入 运行。

    与此同时，公司还增加了污水预处理系统，预计系统将在年内建成投用。上述改进措施实施后，所有工艺污水及生活污水经净化处理后基本上可以得到全部回用；在非正常工况下，根据应急处理方案，污水达标排放至厂内蒸发塘，严格按蒸发塘的有效蒸发量控制排放总量。

    这位负责人表示，在事故工况下，污水绝对不外排，即使是不得不停产，也要保证不对外部环境造成不利影响。

    发展煤化工需“量水而行”

    原二军

    尽管神华煤制油项目通过技术创新，无论是吨油品水耗还是污水处理，都走在了行业前列，但对于整个煤化工行业来说，在其蓬勃发展过程中仍需要“量水而行”。对于整个行业来说，资源环境瓶颈仍是行业发展过程中必须面对的一个“坎”。

    近几年来，我国煤化工行业迎来了发展热潮。为了提高煤炭附加值，实现煤炭就地加工，中西部地区的煤炭资源富集省份大都选择了发展煤化工产业的路径。

    然而，发展煤化工就需要消耗大量的水资源。以煤制油为例，神华煤制油项目在业内走在了前列，目前吨油耗水量也在7吨左右。然而根据有关数据，对于大多数煤 化工企业来说，在目前的生产条件下，煤制油吨产品耗水量通常都在15吨左右甚至更多。一个年产300万吨的煤制油项目年用水量将达5000多万吨，这相当 于十几万人口的水资源占有量或100多平方公里国土面积的水资源保有量。

    与高耗水量相比，我国煤炭资源富集区往往是生态环境比较脆弱、水资源比较匮乏的地区，面临着水资源不足、环境容量有限等制约性因素。

    山西省社科院所做的一项专题研究指出，目前我国大型煤炭基地水资源总体短缺，国家规划建设的13个大型煤炭基地中，除云贵、两淮基地水资源丰富以外，其余 11个基地均缺水。而这些位于西部地区的产煤区，人均水资源只有全国平均水平的1/4～1/2，只相当于世界平均水平的1/16～1/8。从这个角度看， 水资源供给的瓶颈制约不言而喻。脆弱的生态环境能否支撑这样庞大的水资源供给，恐怕要打上一个大大的问号。

    除了水资源短缺之外，排放的污染物如何处理也是一个不得不面对的问题。以甲醇为例，2009年全国甲醇产量约1200万吨，消费原料煤2000万吨、燃料 煤600万吨、水两亿吨。而生产过程中排放的废水约1.5亿吨、二氧化硫5万吨以上、二氧化碳3500万吨、煤渣350万吨。这些数字对于节能减排来说， 都是巨大的挑战。

    也正因为有着水资源和环境的制约，有专家指出，从某种意义上讲，我国现代煤化工的发展能否可持续，最主要的因素不在于资金、煤炭资源和投资热情，而在于水资源的供给和环保情况。尤其是水资源的承载能力，更是影响煤化工产业发展中一个关键的因素。

    从这个角度来说，在可以预见的相当长的一段时间内，发展煤化工产业仍需“量水而行”并不过时。对于煤炭资源富集地区来说，充满热情上马煤化工产业之前，还需头脑冷静地掂量一下自己所在区域的水资源状况，切不可随大流一哄而上。

中国环境网