煤间接液化项目用水合理性分析指标评价体系构建与案例示范

(陕西省水利电力勘测设计研究院，陕西 西安 710001)

煤间接液化项目，目前没有明确的能耗计算标准，国内也无同类已成项目。本文以陕西未来榆林煤间接液化一期后续项目为例，构建用水合理性分析指标评价体系，进行项目用水合理性分析，对此类项目水资源论证具有一定参考价值，同时可为落实最严格水资源管理制度提供依据。

1 概 述

1.1 项目背景

陕西未来榆林煤间接液化一期后续项目400万t/a煤间接液化项目建设是按照陕西省委省政府“大区域谋划、大产业构建、大集团引领、大项目推进”的战略要求，符合国家和陕西省榆林市“十三五”规划、陕北能源重化工基地及榆横煤化工基地的整体规划、国家“稳步发展石油替代产品”、西部大开发以及可持续发展的要求。项目建成后将充分发挥榆林当地丰富的煤资源综合优势，实现资源高效开发和就地转化，进一步推动陕北能源化工基地建设。

1.2 项目概况

陕西未来榆林煤间接液化一期后续项目位于榆林市西侧的榆阳区芹河乡境内，榆横煤化学工业区的北区，项目总规划用地面积700hm2。项目将煤通过气化转化为洁净的能源产品和优质化学品，即汽油、柴油、润滑油基础油、聚乙烯、聚丙烯等28种主要产品。

项目建设规模为油品及化学品400万t/a(公称)，其中高温法为200万t/a，低温法为200万t/a。由3个大的工艺步骤组成：煤制合成气(包括空分)，合成气经费托合成转化成液体(油)，煤基油经加氢改质、蒸汽裂解等后续加工成油品和化学品。本着按世界先进水平进行管理和操作的原则，总定员为3000人。

2 用水合理性分析

2.1 给水系统

项目给水系统主要包括原水给水处理系统、生活给水系统、循环水补水系统、稳高压消防水给水及泡沫系统、回用水给水系统。

2.1.1 原水给水处理系统

生产、生活用水水源经处理达标后供水至厂区围墙外1m处。生活水质需符合《生活饮用水水源水质标准》(CJ 3020—93)要求，生产水质执行《石油化工给水排水水质标准》(SH 3099—2000)要求，项目厂区内不需设置给水处理系统，只设加压泵房即可。

2.1.2 加压泵房及水池

项目设置4处给水及消防泵站，每处设置加压泵房1座及生产消防水池1座。在加压泵房内设置生产水加压系统、稳高压消防水系统。

2.1.3 生活给水系统

在煤化工区加压泵房内设置生活水加压系统。项目设置生活变频供水设备1套，供水能力为30L/s，供水压力为0.5MPa，配置3台水泵，2用1备。

2.1.4 循环水补水系统

项目循环水主要采用回用水作为补充水，不足部分用新鲜水补充。

2.1.5 化学水站

项目建一座化学水站，为供热锅炉房、工艺装置供应合格的脱盐水，并集中处理工艺装置回收的冷凝液。化学水站包括脱盐水、凝结水、透平凝液处理系统。

2.1.6 稳高压消防水给水及泡沫系统

项目消防用水设计，火灾按2处考虑，采用以水和泡沫消防为主、其他消防为辅的消防方案，项目分片区共设4个稳高压消防给水系统，每个消防加压系统保护半径不大于1200m，保护面积不大于200hm2。

2.1.7 回用水给水系统

回用水处理站的来水主要由污水处理出水和清净废水组成。废水的主要污染物为TDS。生产清净下水主要来自循环水排污及脱盐水站排出的浓盐水。中水主要回用于循环水站补水。

项目新鲜水量总计为4645m3/h，其中生活用水新鲜水量为30m3/h，生产用水新鲜水量为4615m3/h。水量平衡表(年平均)见表1。根据水量平衡，生产、生活污水全部收集处理回用，项目实现污水不外排是可行的。

表1 水量平衡表(年平均) 单位：m3/h

2.2 用水合理性分析指标评价体系构建

按照《建设项目水资源论证导则》(GB/T 35580—2017)、《节水型企业评价导则》(GB/T 7119—2018)、《工业循环水冷却设计规范》(GB/T 50102—2014)、《企业水平衡测试通则》(GB/T 12452—2008)相关规定，本次生活用水系统评价选取职工人均生活日新水量指标，生产用水系统评价选取水重复利用率、间接冷却水循环率、冷却塔蒸发损失率、冷却塔风吹损失率、循环水浓缩倍率、新水利用系数和单位产品耗水量、污水处理及回用系统评价共计9项指标，构建用水合理性分析指标评价体系，见图1。

图1 用水合理性分析指标评价体系

2.3 用水指标合理性分析

2.3.1 水重复利用率

根据《中国城市节水2010年技术进步发展规划》成果，我国石油化工工业重复利用率到2010年将达到95.00%。本项目水重复利用率达到98.66%，高于行业规划目标值的要求。

2.3.2 冷却水循环率

项目间接冷却水循环率接近98.66%，符合《中国城市节水2010年技术进步发展规划》提出的2010年规划目标间接冷却水循环率不小于97.00%的指标要求。

2.3.3 冷却塔蒸发损失率

项目循环水站均为开式循环冷却水系统，采用节水消雾型冷却塔的蒸发损失率为1.07%，优于规定的冷却塔蒸发损失率达到1.2%～1.6%的要求，用水合理。

2.3.4 冷却塔风吹损失率

冷却塔风吹损失率为0.1‰，相关规定要求有除水器的风吹损失率取0.2%，本次风吹损失取0.1‰，比规定要求更节水。

2.3.5 循环水浓缩倍率

项目设计循环水浓缩倍率为5.2，符合《工业循环水冷却设计规范》(GB/T 50102—2014)中间冷开式系统设计浓缩倍率不宜小于5.0的要求。

2.3.6 新水利用系数

项目新水利用率为100%，根据《中国城市节水2010年技术进步发展规划》成果，到2010年工业企业新水利用率将达到80%～100%。因此，本项目新水利用率满足该规划要求。

2.3.7 单位产品耗水量

针对煤间接液化项目，目前没有明确的能耗计算标准，项目产品包含多种油品和化学品，像蒸汽裂解装置等装置反应生成的产品既有油品又有化学品，产品组分复杂，油品和化学品在反应过程中相互转化，导致无法准确获取各化学品或某类化学品的用水量。项目油品加工装置生产的产品种类及产量较化学品加工装置多，故本项目能耗计算方式借鉴《煤直接液化制油单位产品能源消耗限额》(GB 30178—2013)，按下式进行计算：

e=E/P

式中：e为单位产品水耗,m3/t；E为油品加工装置取用新鲜水总量，m3/h；P为油品加工装置生产产品总产量，t/h。

根据国家能源局公布的《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》中规定，新建示范项目应符合以下技术指标：“煤液化示范项目(间接液化)单位产品新鲜水耗基准值小于等于7.5m3/t，先进值小于等于6.0m3/t。”本项目油品加工装置单位产品新鲜水水耗为6.0m3/t，符合《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》中的技术指标的先进值。且项目单位产品用水量优于《陕西省行业用水定额》中新建、扩建项目煤间接制油用水定额不超过8m3/t的标准。

2.3.8 职工人均生活日用新鲜水量

项目职工人均生活日用新鲜水量为240L/(人·d)，按照《中国城市节水2010年技术进步发展规划》成果，到2010年石油化工业人均生活用水量为250L/(人·d)，省内同行业其他项目该项指标也基本在300～400L/(人·d)，考虑本项目全厂行政生产办公楼、科研楼、保安楼、档案楼、文体中心、宾馆等办公生活设施大部分依托一期示范项目已配套设施，生活福利设施依托社会，本文认为职工人均生活用水定额取240L/(人·d)合理。

2.3.9 污水处理及回用系统评价

生产污水和生活污水首先进入污水处理站处理，生产污水主要有气化污水、高浓度污水、含油污水和其他污水。其中，气化污水、高浓度污水和含油污水以及生活污水均先分别经预处理后，再与其他污水一起进入生化处理工艺，经处理后进入回用水处理系统，回用水处理系统出水回用于循环水站补水，从而降低新鲜水耗水量。

项目用水分析指标见表2。

表2 用水分析指标

3 节水潜力分析

3.1 节水潜力

由上述指标分析可以看出，项目整个用水过程中将节水措施的落实作为一项重要的建设和管理内容，整体贯彻了节水理念，但还存在一定节水潜力。建议通过进一步减少污泥含水率，从而减少新鲜水的使用量。

项目污水处理场及中水回用系统处理完产生的污泥含水率约为75%，本次按危废管理要求，污泥含水率应小于50%，可使污水处理场及中水回用过程损失水量进一步减小。从技术可行性分析，利用脱水离心机可使污泥含水率降低。

3.2 节水管理

3.2.1 建立三级计量体系

为了节约用水，建议在主要用水系统入、出口处设置用水监控设施，实时掌握各环节用水量。执行国家水资源监控能力和取水许可系统传输公约的要求，装置在线监测设施，并接入水行政部门取水在线系统。计量仪表选用节流装置(带温度、压力补偿装置)或其他类型仪表，如电磁流量计、涡街流量计和超声波流量计。本项目用水计量设施配备情况见图2。

3.2.2 节约考核管理

加强供水管网、设备的维护和管理，杜绝跑、冒、滴、漏；加强用水管理，严禁乱用、混用，禁止使用循环水、消防水冲地；提高回用水系统的回收率。各班组控制生产用水量在制定的单耗定额指标范围内，对于低于单耗定额的责任班组进行奖励；对于超额用水的考核责任班组进行相应处罚。

4 结 语

图2 主要计量设施配备示意图

本文根据煤间接液化项目的特点，选取了水重复利用率、单位产品取水量等9项指标，作为评价煤间接液化项目用水合理性的基础。因目前针对煤间接液化项目没有明确的能耗计算标准，且产品组分复杂，油品和化学品在反应过程中相互转化，本文能耗计算方式借鉴《煤直接液化制油单位产品能源消耗限额》(GB 30178—2013)。本文以陕西未来榆林煤间接液化一期后续项目为例，分析了项目用水合理性，为今后煤间接液化项目用水合理性分析提供借鉴。建议国家今后对煤间接液化项目制定相应的能耗计算标准。