2.2　煤化工可持续发展规律的探讨

科学发展观的第一要义是发展，核心是以人为本，基本要求是全面协调可持续发展^［5］。

可持续发展（Sustainable Development）是20世纪80年代提出的一个新概念，1987年世界环境与发展委员会在《我们共同的未来》报告中第一次阐述了可持续发展的概念，得到了国际社会的广泛共识。

在《2009中国可持续发展战略报告》^［6］中提出了2020年我国低碳经济的发展目标：单位GDP能耗比2005年降低40％～60％，单位GDP的二氧化碳排放降低50％左右。

报告指出：“中国特色的低碳发展道路应该是基于国情并且符合世界发展趋势的渐进式路径。作为最大的发展中国家，我国发展低碳经济机遇和挑战并存。”

报告还指出，中国特色低碳道路的战略取向应包括四个主要方面：一是降低能源消费强度和碳排放强度，努力减少二氧化碳排放增长率，实现碳排放与经济增长逐步脱钩；二是在资源环境绩效的前提下，抓住战略机遇期，利用目前国内外相对较好的资源能源条件加速完成重化工工业化任务；三是选择重点行业特别是清洁煤发电和煤炭多联产等，提高这些行业在节能减排和低碳技术与产品方面的国际竞争力；四是积极参与国际气候体制谈判和低碳规则制定，为我国的工业化进程争取更大的发展空间。

本书就煤化工科学发展的几个常见的问题作简单的讨论。

科学发展的含义就是可持续发展、适度发展、健康发展、清洁发展等。

2.2.1　有序发展总量控制

实行总量控制是指两个方面：全国各行业用煤的总量控制和煤化工用煤的总量控制。

（1）全国各行业用煤总量控制的必要性　要不要总量控制，国内有分歧。部分人认为，市场经济就不要计划、不要总量控制，靠竞争有来抢占制高点，把同行挤垮，强者生存。

另有部分人认为，我国目前实行市场经济，如果国家不下达各地区用煤量的控制，任其自由发展，则全国控制总煤量是一句空话。因此，国家必须要给各地一个指标，坚决实施。

目前，国际上为了避免气温过度升高而导致严重的自然灾害，已经就排入大气中的CO₂问题达成协议，中美两个世界经济大国首脑都已经作出承诺，共同控制CO₂的排放。

显然，控制CO₂的排放的主要焦点是煤的使用量。目前，我国的用煤量已经达到封顶值，控制总煤耗量是下一个五年规划期间国家的重点目标。

在全国用煤量已经达到饱和的情况下，一定要实行“总量控制，减东增西”的原则。这个原则的意思是：在东部地区减少用煤量，而在西部地区，增加用煤量，达到全国总煤量恒定的结果。

目前，东部地区的用煤量过大，例如在东部某市，GDP已经超过2万亿元。年用煤量4200×10⁴t，已经对该市造成严重污染，未来必须减少30％以上。但是，一个石化企业要搬家，提出增加680×10⁴t/a的用煤量，采用IGCC发电和制氢来降低成本。显然这个方案极不合理，与国家降低用煤量的总政策相违背。也许可以扩大核电来解决电力不足，或用外购LNG或用自身的重质烃转化来解决制氢问题，没有必要增加用煤量。

但是西部地区可以适当增加煤用量，作为发展经济的手段。例如在西部重镇兰州，一个石化企业要搬家至国家开发新区，对于推动西部发展，改善兰州大气环境作出重大贡献，它们完全可以用煤制氢，甚至增加一部分用煤制粗油，用于勾兑原油共炼来得到优质汽柴油，从而可以降低产品成本，为全国经济上较落后的甘肃做点贡献。

可见，实施“总量控制，减东增西”是有合理性的。

（2）煤化工用煤的总量控制　煤化工用煤也需要总量控制。在第十二个五年计划中，由于没有实行“煤化工用煤总量控制”政策，致使出现逢煤必化现象，投资几千亿的煤化工项目在没有批准的情况下同时开展。自2013年开始至2014年年初，煤化工项目总投资约达5000亿元，共计22个煤化工项目，获得国家发改委准许开展前期工作的“路条”。而各地上报发改委欲获得“路条”的煤化工项目达104个，总投资额估计在2万亿元左右。

从微观来看，每一个计划都很“精致”，体现了各地对煤化工发展寄予的深切希望，这些计划都是振兴地方经济的支柱。但从宏观来看，将这些规划集合在一起，一些主要产品的产量简直是一个天文数字，不可能实现如此大的建设工程量，也没有这么大的产品市场。

“十二五”期间，甲醇和尿素的情况就是这种无序发展的结果，见表2-6。目前，还有1500万吨尿素的装置在建设，建成以后将有一部分尿素装置下马（有技术落后的、有技术不落后的），工厂倒闭。

由于这种无序发展规划，累计在2015年煤化工的发展装置见表2-7。煤化工产品柴油、甲烷、烯烃、甲醇、二甲醚、醋酸、乙二醇等合计2×10⁸t，统统运行后一年要用5000kcal的原煤超过7×10⁸t，按照这个规模，仅仅煤化工排放的CO₂量为10.8×10⁸t，用水超过21×10⁸t。如此庞大的数字不仅不能为全国人民所接受，也不符合我国政府的减排目标，实际上并没有完成的可能。

黄河中游煤化工基地位于陕蒙宁交界处，这里显然属于严重缺水地区，在这里超大规模发展煤化工必然会挤占农业、生态用水，造成生态环境恶化，危及环境安全。如果这个地区煤化工年用煤超过7×10⁸t，以平均每吨煤耗3t水计算，需要年耗21×10⁸t水，这是绝对办不到的。

由此可见，只有对煤化工采取总量控制，即控制原料煤的总量，可以达到有序发展的目的，实现煤化工的良性发展。

2.2.2　发展规划应量“水”而行

量“水”而行，就是有多少水再确定上多大的煤化工生产装置的规模。

我国的煤炭资源与水资源呈逆向分布，煤炭资源丰富的地区，往往是水资源匮乏地区。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％。其中，晋陕蒙宁四个地区的煤炭资源占有量为已查明的资源储量的67％，甘青新川渝黔占20％，其他地区仅占13％。晋陕蒙宁四个地区的水资源仅占全国水资源的3.85％。规划中的黄河中下游煤化工基地就位于陕蒙宁交界处，这里显然属于严重缺水地区。

一个煤化工装置中用水的地方很多，例如：工艺用水、补充冷却用循环水、补充制盐用水、生活用水、消防用水、基建与绿化用水、其他（漏损）等。大部分可以回收的水经过处理，有的直接回用，有的作为污水排放。

煤化工是高耗水的行业，以合成油和合成甲醇为例，在合理地充分采用空冷器、水闭路循环和优化换热网络的情况下，吨油耗水在6吨左右，吨醇耗水约5吨，其中70％的水最终挥发到大气中，只有不到30％的水以物料的形式（氢元素或氧元素）进入产品中，见表2-8。

然而不幸的是，许多工程设计中，由于不愿意提高投资，放弃采用空冷器和优化换热网络等节水措施，大量采用循环水冷却，导致实际生产中吨产品耗水量大幅度上升。

做到污水少排放或近零排放似乎并不困难，实际上污水的排放在耗水量中的比例不大，大量的水是在凉水塔中排出，进入大气。

按照目前的消耗定额，年产180×10⁴t的甲醇厂约耗水2000万吨，后加工的产业链越长，补加耗水量越大。

煤水资源不相配，是发展煤化工的主要障碍。解决西部地区的用水问题，极其困难。在黄河上游的枯水期，再看不到奔腾的黄河水一泻万里，这条孕育着中华民族五千年文明史的母亲河现在的困境，需要她的儿女们悉心保护！

如何来解决这个问题？有人提出采用水权置换的办法，就是帮助农业提高水的利用率，把节省下来的水用于煤化工装置。

这属于工业向农业用水的水权置换，建立在国家长远利益的基础上，表面上来看是一个双赢的举措，实际上是一个双输的举措。一旦未来农业发展了，农业和工业都受到影响，双双的手脚都被捆住了。打农业的主意是绝对不行的！分配给未来农业的用水，不应该去动它。应该采取工业与工业之间的水权置换。办法是，把资金用在现有装置的节水改造上，把节省下来的水，用于新装置上。

有人主张从雅鲁藏布江调水^［7］，有人主张从贝加尔湖调水^［8］，还有学者提出东水（渤海）西调+西电东送^［9］等前卫的想法，理想虽美，谈何容易！

2.2.3　引进技术后消化吸收

“我们要走的工业化道路，不是简单重复发达国家的工业化过程，而是从我国实际出发，汲取世界各国工业化的经验和教训，立足于当今时代经济科学发展的新水平，充分发挥自己的比较优势和后发优势的新型工业化道路。”^［5］

长期以来，我国采取的政策一直是引进技术和国内开发两条腿走路，相辅相成地提高我国的技术水平。这就是先引进一套至二套技术，消化吸收改造后逐步完善。在这方面曾经有比较好的经验，例如德士古气流床煤气化技术，在鲁南和渭河就是这样做的。目前我们对水煤浆技术了如指掌，就源于此。

现在19个企业同时引进23套Shell干煤粉气化装置，是将发电上用的工艺在没有充分经验的前提下实施在化工装置上，从而引起了一片疑问。外商在推广时，宣传1000t/d系统的运行数据，但是叫你购买2000～2800t/d规模的装置，没有告诉用户在中国这两种情况不一样。

经过各个工厂几年的努力，先期开车的几套装置还是没有达到预期设想，主要是开停车次数太多、不能满负荷运行、投资太高。因此，有关部门提出，对引进装置应进一步消化吸收、改进并完善，在引进装置未达到长周期稳定运行之前，不宜再盲目引进。^［10］

业内人士对此作了分析，大致有以下几方面的原因。

（1）工艺路线的问题　虽然Shell煤气化技术是目前国际上最先进的煤气化技术之一，但是这种工艺不是十全十美的。

这种炉型在国外虽然有一套装置上成功经验，却是用在发电上的。引进这项技术时，外商及其代理人说得头头是道，诸如：适合任何煤种、不要备用炉、可以节氧25％、投资与Texaco气化差不多等，吸引着广大企业。实际上，引进该技术应用于氢、氨、醇生产的过程中将面临着很多困难。工艺流程和一些指标数据和优点是根据在发电流程上得到的，并不完全适合于制氢、氨、醇、甲烷等要求。在与其他气化技术比较时，比较的数据不是在同等条件下得到的，忽略了合成气中水蒸气含量和H₂/CO的影响，产生失真^［11］。对这样的新技术，我们要有一个消化吸收的过程，也就是一个客观事实的认识过程。在这方面，当时国内的功夫显然下得不够。

在工艺流程上，Shell煤气化技术采用的是“气化炉+废热锅炉+循环压缩机+陶瓷过滤器+水洗涤”流程。这个流程适合发电工艺，产生的合成气中的水蒸气含量很低（14％），CO的含量很高（60％以上），适合其后进行的燃烧。在化工上，特别是用于制氢，这样产生的合成气中的水蒸气太低，不能进行后续的变换反应，需要补充大量水蒸气，抵消了粉煤气化的节能功效。如果采用激冷流程，直接用水冷却，工艺成熟简单，如同水煤浆气化一样，还可以得到含50％以上水蒸气的合成气，有利于后续的变换工艺。

在Shell煤气化技术用于制氢工艺上，先用N₂输送煤粉，再用变压吸附分离N₂，这样的设计极不合理。

（2）原料问题　Shell声称可以使用任何煤种，实际上不是这样，并不是所有的煤种都适用于Shell气化法。要选用灰熔点适中、活性好、灰分含量较低的好煤种，才能够确保长周期安全稳定运行。实际运行表明，灰分质量分数在8％～20％为最佳。企业的煤种需要稳定，不能经常更换。

（3）生产问题　目前生产中出现的问题，正在得到逐步解决。例如：选择什么样的原料煤；大的渣块容易堵管；煤粉的流量是如何保证；烧嘴（和开工烧嘴）头部富氧过温损坏；煤的输送存在波动导致煤与氧的比例失调；激冷压缩机运行中出现故障；陶瓷过滤器的瓷管损坏等。这些问题基本上出自于外商设计中的先天不足，国外的厂平均开车的时间也只有6432h/a。目前国内的水平已经超过国外，最高运行负荷105％。

国内对于Shell气化技术的认识在提高，近期有关方面的看法是：Shell粉煤气化技术是一种先进的煤气化技术，中国是该技术在化工行业获得成功应用的首个国家。经过8年的运行，Shell粉煤气化技术在工程应用上逐步成熟，可以适当推广。可见，引进技术后要消化吸收。

2.2.4　节能降耗是国计民生的大事

中国的能源资源虽然总数可观，但人均储量并不多。近几年勘探新发现的化石燃料储量有所增加，但不足以改变整个格局。能源产量持续增长，但需求增长更快，因为经济飞速增长，城市化步伐加快，人们对提高生活水平的要求在不断增长。

降低能源的消耗，是国计民生的大事。我国的能源浪费是很大的，能源的利用率比较低，例如中国的单位GDP能耗是美国和日本的3倍以上。因此，开源节流，降低能源的消耗，提高能源的利用率是我们时刻奋斗的目标。

从目前的世界经济波动来看，煤化工大发展遇到了相当大的困难，但步伐不能停止，但愿我国下一个化工大发展周期是“节能节水降污减排”改造。

当前，我国煤化工正处于一个调整期，现有的煤化工装置技术有待提高，有一些工艺，辅助设施的能耗很高，例如鲁奇炉的污水处理，我们要从煤制甲烷的整体工艺出发，从全装置来考虑能耗问题，在主流工艺上下工夫，进行“节能节水降污减排”，来实现装置整体的优化。

2.2.5　科研分阶段顺序渐进

科研是技术进步之本。要想成为强大的国家，首先要有强大的科研。要想在中国发展煤化工，自己必须要有实力丰厚的煤化工科研。

近年来，我国化工科研的发展出现了前所未有的局面，一些新工艺的研究进展速度，不在世界化工先进国家之下。近期出现的“F-T合成柴油”、“MTG甲醇制汽油”、“MTP甲醇制丙烯”、“煤加氢液化”、“MTO甲醇制烯烃”、“合成气制乙二醇”等煤化工主流课题，其重要性已经为人们所认识，将对国内经济产生巨大的影响。这些课题都有相当程度的进展，各个阶段都有成果鉴定，受到国内的专家、学者、领导部门的重视和好评，本来是一件很好的事情。

建国以来，我国的化工科研进步是不可抹杀的，特别是催化剂行业的成果相当惊人。我们的合成氨和甲醇的催化剂名扬世界，我们曾经研究成功碳酸氢铵工艺，为我国解决化肥的需求立下丰功伟绩。但是也有问题，我们的许多工艺流程成果大规模工业化的比例不高，这可能与大规模工业化时工艺的难度太大有关。

非常可惜的是，我国的科研管理部门没有对这个问题进行宏观的总结，我们没有一部“中国化工科研发展史书”。我们看不到进行了多少试验，哪些是已经工业化的、哪些是没有工业化的、受到什么挫折而不能工业化。现在的大部分科研人员不知道五十年代我们的合成苯技术为什么没有工业化，把科研成果大规模工业化看得太简单。

近年来，我们大量地引进技术，期望以“市场换技术”，实际上没有达到这个目的。不断引进、不断提供市场、不断淘汰以前引进的技术，在这样的流程中循环，我们只是得到产能，基本上没有培育成我们自己的成套技术。以大型合成氨为例，从20世纪70年代初起至今，引进了30多套成套技术，任何西方国家都望尘莫及。但是到2005年，海南富岛二期的天然气制氨装置，仍然是引进KRES技术，这就是市场换技术失败的典型！

类似这样的情况在乙烯工业中也存在，同时也发生在目前大规模发展的甲醇工业中，现在连催化剂也要引进。有人甚至认为，国内科技成果是引进国外技术谈判的筹码，这件事在我国的科研人员心目中，可能已经引起不平。这些企业想在新的煤化工域中，走出一条新路，想快速达到大规模工业化的目的，这是一种十分前卫的思想。

然而，正确的思想不一定能够得到满意的结果，原因是对于化工科研发展的规律的认识上，有所欠缺。一个新的化工工艺流程思想，到达可以大规模工业化，要经过五个阶段（实验室小试、中试、工业化试验、示范厂、商业化工厂），见图2-1。在这五个阶段中，都要有硬件和软件的配合，特别是计算机技术的支持。在工业化阶段，制造业的进步更是起到关键性的作用。

对于重大化工科研，超越了其中的阶段，就有可能产生重大的问题。

我们在这里以Shell煤气化的29年发展历史来说明这个问题。

Shell公司的气化技术是一项先进的煤气化技术，它的发展历程是：

1972年开始在该公司的阿姆斯特丹研究院（KSLA）进行煤气化技术研究。

1976年，建立一座处理煤量为6t/d的试验厂。

1978年，在汉堡附近的哈尔堡炼油厂建设一座处理煤量为150t/d的工厂，累计运行了6100h。

1987年，在美国休斯敦附近的DeerPark石化中心建设了一座规模较大的SCGP1示范厂。

1988年，荷兰Demkolec公司在荷兰兴建一座发电能力为253MW的煤气化联合循环发电厂。1994年年初开始进入为期3年的示范期。

2001年，气化装置运转率在95％以上，从此Shell公司开始向市场推出壳牌气化工艺。

从1972年开始到2001年商业化，Shell工艺的开发经历29年。这说明一个现代化的大型煤气化技术开发，是要有相当长的经历。

诚然，这个技术还仅仅是用于发电上，如果用于化工上，还可能有一段磨合期，这一点已经在中国引进的23台气化炉中得到验证。由于国内企业对这种煤气化技术的工程化研究和实践的努力、企业之间的合作，使这些炉子的运行率逐年提高、投煤量逐年接近设计值；同时掌握了使用不同煤种的工艺条件、解决设备制造的国产化等问题，使这种炉型在化工上成功使用。毫不夸张地说，国内用上百亿的资金为这个技术作了工程研究，使这种炉型取得在化工上应用的成功。回顾这段历史，对于目前的我国煤化工的发展是十分有益的，这对于那些想两三年就搞出一个煤气化技术的人，是很好的启示。

稳步前进，欲速则不达，这是古人留给我们的宝贵思想财富。

2.2.6　新技术先示范后推广

在煤化工热的潮流中，我们必须对发展过程中的风险有清醒的认识，煤化工应该有序发展，“先示范后推广”的原则是不可动摇的。

“十一五”期间，我国开展了一项特殊的研究，即建立以单元新工艺为主的成套示范工艺，也就是大家熟知的九个煤化工示范厂，见第1章表1-1。这些示范厂包括以费托合成为基础的煤制柴油装置、煤直接液化装置、三个煤制天然气装置、煤制烯烃装置、煤制乙二醇装置，两个煤制二甲醚装置。这些装置有五个已经开车试运行，其中伊泰的煤制柴油装置已经通过有关部门的考核，达到“安稳长满”地运行，采集了大规模化设计数据。

一些企业对于不成熟的技术信心过高，没有估计到大倍数放大后实施工程化的困难，想当然地认为没有多大问题，希望越过示范厂的阶段，急于成批地上超大规模的装置，这是不科学和不现实的。

近期，煤制天然气项目的示范做得不太好，引起人们的关注。

示范厂的建立，是为了取得经验，因此数量不需要很多。但是，“十一五”期间批准的煤制天然气示范项目一共四个，总产能151×10⁸m³，投资超过千亿元，相当于12个美国大平原厂，名曰“示范”，实际上是批量建设，创人类历史奇迹。如此巨大的动力，不是国内推荐者的初衷，而是地方政府利益推动。在没有成熟技术和管理经验的条件下，仅仅凭官员们成批到美国去考察，然后进行这样大规模的建设，完全是盲目行为。

示范厂运行后，出了一些问题，不是颠覆性的，是可以解决的。但是，有的示范厂却要卖掉，没有信心干下去，理由很简单，亏损。

示范厂不要求多，而要求精。在没有真正地把经验取到手之前，不要推广。这个问题上，煤制油做得很好，煤制气做得很差。

从我国化学工业的历史来看，不是所有的化工技术成果都可顺利地工业化。有一些重大的课题尽管工业试验宣告成功，但是二十多年没有能够大规模工业化的例子是存在的。例如，20世纪50年代的乙炔合成苯开发成功后就没有大规模工业化。1985年，国内开发的合成气直接制乙醇的技术（担载铑催化剂），不幸的是，昂贵的催化剂价格令人望而生畏，大规模工业化困难极大。

企业在筹划投资煤化工项目时不仅要考虑工艺和资金的问题，还有环境问题、水资源问题等等。为发展这个品种投入上千亿元的资金、消耗几亿吨的水、数千万吨的煤，这是否可行值得好好研究。

对科研成果的支持和能否大规模工业化是不同的概念，我们不应该混为一谈。我们应该满腔热忱地支持国内的化工科研，但是同时应该严肃谨慎地进行大规模工业装置的建设，一定要先示范后推广，稳步前进。

2.2.7　成熟技术避免一哄而上

对于一项成熟的技术，市场有一定的余度，投资者又有热情，很快就能上马。这件事本身没有错，问题在于大家都认为是机遇，大家都去兑现这个机遇，就可能产生危机。快速扩能的结果，就会导致灾难，这绝非耸人听闻。

近期出现的二甲醚市场危机，就是典型的例子。二甲醚的技术有几种，其中以甲醇气相法催化脱水制二甲醚技术最受人欢迎，这个技术工艺简练、设备国产化率高，开车方便、生产稳定、投资不高，是一项成熟可靠的技术，大家都看中了，投资热情很高。近几年来，共建设了几十个装置，产能达到600×10⁴t。

二甲醚是一种LPG的替代燃料，1.61吨二甲醚的热值与1吨LPG相当，尽管效果不算太好，但是仍有一定的市场基础。但是二甲醚的热值明显不如LPG，又需要专用炉具配合，用户自然不愿意使用。一时间，开工率下降到20％左右，一些厂建成之日就是停车之日，要想寻找新的出路，不是容易的事。解除这个僵局，困难很大。

因此，成熟技术避免一哄而上，也要有序发展。

现在要给上马煤制乙二醇、煤制烯烃的企业提个醒，这两个产品尽管进口量比较大，但是在建的煤制乙二醇、煤制烯烃装置的总产能已经超过需求，还要面临进口产品的竞争。由于产品的消费地基本上在沿海，煤化工生产地在内陆，进口的海上运输要比国内生产的铁路运输便宜，一旦国际油价大幅度下降，这些煤化工企业就很困难了。

2.2.8　装置建设应降低对外依赖度

当前在建的现代煤化工项目过于崇尚国外技术，引进多花钱就多。如煤制烯烃MTO项目，除了甲醇转化制烯烃这一段用的是国产技术，其他工艺大量采用了引进技术装备，见表2-9。国内另两套已建成的大型煤制烯烃项目，其技术装备也全部是引进的，见表2-10。这就是煤制烯烃项目投资过高的根本原因，见表2-11。

近期有国内专家指出：“其实，现代煤化工的煤制合成气、低温甲醇洗、甲醇低压合成等工艺，国内化工行业早有成熟技术；烯烃分离、乙烯和丙烯的聚合等工艺，国内石化行业也已具备国产化技术。我们的国产化技术水平并不差，投资可减少许多。”^［14］

过去我们强调“重大装备国产化”，是指核心工艺技术是国外的，只是自己制造设备，工艺控制权仍然在外商手里。现在我们应该强调“重大工艺技术国产化”，就是要用自主知识产权的工艺技术装备自己，这样才能强大起来。

2.2.9　温室气体的封存捕捉由企业承担

煤化工引起的环境污染问题已经引起各方面的注意。在排放的气体中，硫的排放受大家重视的程度是比较高的，但是对CO₂的排放，长期以来重视的程度不够。

目前，工业化的大国CO₂排放量的是比较大的，2007年以前的数据表明^［15］，美国是二氧化碳排放最多的国家。2007年以后，中国是世界上排放CO₂最多的国家，见表2-12。

地球上CO₂的积累引起的温室效应，已经给人类的生活带来严重的后果。大气二氧化碳含量较250年前增加40％，见表2-13。温室效应带来的直接后果是全球变暖，其中有些对人类来讲是灾难。

（1）给沿海地区带来灾难　科学家预测：如果地球表面温度的升高按现在的速度继续发展，到2050年全球温度将上升2～4℃，南北极地冰山将大幅度融化、雪线下降、导致海平面大大上升，一些岛屿国家和沿海城市将淹于水中，其中包括几个著名的国际大城市：纽约，上海，东京和悉尼。

（2）气候带移动带来复杂的影响　气候带移动使温度带向高纬度方向移动5个纬度，降水带变化复杂，进而对农业、牧业、林业、渔业都产生令人难以想象的各种复杂的影响。特别是气象灾害可能增多，气候规律可能打乱，更令人担忧。表2-13是地球大气层中的CO₂的变化。根据美国夏威夷冒纳罗亚天文台测定的数值，2013年5月大气CO₂浓度将创纪录超过400×10^-6。

在回收CO₂的问题上，当前可行的埋存方式有3种：即地下封存、海洋埋存，以及森林和陆地生态埋存。

地下封存包括不可采煤层埋存、采空的油气层埋存、强化采油回注埋存、深部盐水层埋存等多种方式。总体而言，这些利用天然储层的埋存方式比较安全可靠，不仅应用上较灵活，而且也有较充裕的埋存能力。目前，这个方法在欧洲受到青睐，不仅有研究机构，而且已经在IGCC电站中进行示范运用。2009年，澳大利亚也已经列入计划。我国正在开展前期研究，还没有进入实质性的研究阶段。

针对我国的具体情况，这个办法尽管不错，但是有一定的难度。原因是：

①煤化工企业不在油田上，这需要长距离输送CO₂，要建造很长距离的管道。

②注入地下的CO₂不能全部永远留在地下，随着油田开采的深入，回到地面的CO₂数量将不断增加。

③单纯将CO₂封闭在地下的办法困难比较大。特别是我国的地形特殊，山地很多，地震活跃。一旦封存地发生地震，气源喷发出来，灾区民众可能窒息更难生存，加大救灾难度，后果严重。

因此，我国的地下封存法还要经过严格的科学验证。

森林和绿地生态埋存是回收CO₂最好的办法，主要依靠大自然的阳光、水的力量，在光化学的作用下，将CO₂转变成有机化合物，同时提供O₂，真乃一举两得，缺点是投资较大。这里提供一组数据，说明森林和绿地回收CO₂的能力，见表2-14。

具体来说，以合成油和甲醇为例，每生产1t油品所排向大气的CO₂约是7.20t（按照示范厂能耗考核数据计算）。每生产1t甲醇排向大气的CO₂约是2.3t。

1公顷阔叶林每天能够吸收1.0tCO₂。一个年产16×10⁴t的合成油厂需要有3156公顷阔叶林相伴，即31.56平方公里阔叶林地。

年产180万吨的甲醇厂（5500t/d），需要128平方公里阔叶林地相伴。年产400×10⁴t的合成油厂，需要789平方公里阔叶林地相伴。

目前，在内蒙古同时建设的2000×10⁴t甲醇装置，不算后续的产业链，就要1420平方公里阔叶林地相伴。再加上后续产业链，阔叶林地的数字就更加大了。

由此我们可以得到结论：煤化工应与绿地为伴侣！

尊敬的企业家们，请你们在建设大型煤化工企业的时候为人民和政府分忧，同时建设一些森林和绿地！

2.2.10　污水处理应近零排放

“我们应当清醒认识到，我国的生态环境形势相当严峻，一些地方环境污染和生态恶化问题相当严重，主要污染物排放量超过环境承载能力，重大污染事故不断发生，环境保护仍然没有摆脱先污染、后治理的被动局面。”^［5］

曾经有理论家宣传煤化工“零排放”，这仅仅是学者们的一种美好的理想，在工程上是做不到的。后来改称“近零排放”，实际上难度是很大的，不仅要很大的投资，也要有可靠的办法。

因此，节能减排是全国的一项重任，它的根本目标就是要改善我们的环境，还大家一个青山绿水。

煤化工污水处理一般都是分类收集，分类处理。这些污水要看是从哪一工艺出来的，具体问题具体分析。目前，一般都采用生化法处理；若氨氮含量高，可采用物化法先进行气提、吹脱等，然后再进行生化处理。例如，脱除氨氮可以采用硝化和反硝化法；脱除挥发酚采用好氧生物工艺；脱除油类可采用加药气浮工艺；脱除悬浮物采用混凝沉淀工艺等。总之，处理污水工艺的选择应根据污染物的种类合理配置。

煤化工企业的污水处理问题备受关注。其实，前一段时期忽略了一个问题，就是在Texaco和Shell气化论战时，对于水煤浆气化在污水处理的优势上，不够重视。现在大家明白，水煤浆气化还有一个优点是可以用污水制浆，气化炉兼任了焚烧炉的作用。在现在合成油示范厂建设过程中，这个不太受人关注的问题倒是导出了令人意外的收获：吸取一些煤化工企业成功的经验，用有机污水制浆。