炼化企业节水减排潜力与途径

2020-06-29王伯瑜

石油炼制与化工 2020年5期

王伯瑜

(中国石油化工股份有限公司能源管理与环境保护部，北京 100728)

随着人口和社会经济的快速发展，水资源不足矛盾日趋严重，引起各国政府的高度重视。我国水资源不足已成为不争事实，正在严重制约社会经济的发展。特别是对被列入我国五大高耗水行业之一的石油化工行业，水资源成为企业生存和发展的瓶颈。因此，大幅降低水耗，是摆在炼化企业面前迫切需要解决的问题。实现污水回用、增加凝结水回收率、提高循环水浓缩倍数、进行工艺物料热联合，是炼化企业节水的关键途径，可以大幅降低企业水耗，正在得到广泛的推广和应用。

1 炼化企业加工原油的取水和排污情况

1.1 国际先进水平

社会经济的快速发展和人口的增加，导致水资源供求矛盾和环境污染程度的加剧，引起发达国家的高度重视，从20世纪60年代开始就注意节水和减排，如美国1962年成功实现了城市达标污水回用于工业企业的循环冷却水系统，日本1972年也实现了城市污水回用。特别是作为用水和排污大户的炼化企业，十分注意节水和减排，由于采用了凝结水回收技术、循环水高浓缩倍数运行技术、污水回用技术、空冷技术等，使加工每吨原油的取水量和排污水量大幅降低，先进水平的加工每吨原油取水量从炼油工业发展初期的大于4 t降低到0.5 t以下、排污水量从3 t降低到0.2 t以下，领先水平的加工每吨原油取水量和排污水量分别达到0.3 t和0.14 t，大幅降低了企业水耗和排污量[1]。

1.2 中国国内企业

图1 中国石化加工每吨原油的取水量和排污水量变化情况◆—取水量; ■—排污水量

在国内，中国石油化工股份有限公司(简称中国石化)于2000年开始广泛开展节水减排工作，到目前经历了提高认识、管理节水、技术节水等几个阶段的工作，取得了显著成效，大幅度降低了炼化企业取水量，加工每吨原油的取水量从1999年的最高5.4 t、平均2.4 t，降低到当前的平均0.5 t以下，实现了增产不增水、增产降水的目标，较好地缓解了企业生产和发展与水资源不足之间的矛盾，并取得了巨大的社会效益和经济效益。图1是中国石化2007年至2018年期间加工每吨原油的取水量和排污水量的变化情况。从图1可以看出：中国石化加工每吨原油的取水量从2007年的0.70 t降低到2018年的0.47 t，降幅达到32.8%；排污水量从2007年的0.38 t降低到2018年的0.19 t，降幅达到50.0%。通过开展节水减排工作，中国石化加工每吨原油取水量和排污量总体呈不断降低的趋势。

2 节水潜力分析

炼化企业的节水和减排潜力可以对标国际先进水平或领先水平而得出。2018年中国石化炼化企业加工每吨原油的取水量为0.47 t、排污水量为0.19 t，而领先企业加工每吨原油的取水量为0.32 t、排污水量为0.07 t。与20世纪70年代国际取水领先企业相比，中国石化炼化企业加工吨原油取水量高56.7%、排污水量高35.7%；与2018年国内取水领先企业相比，加工每吨原油的取水量和排污量分别高46.9%和171.4%，说明中国石化大部分炼化企业仍然具有较大的节水和减排潜力。

3 节水途径

根据对典型炼化企业水耗统计分析，化学水系统水耗占比约50%、循环冷却水系统水耗占比约35%、工艺用水水耗占比约15%，化学水系统水耗最大，循环冷却水系统次之。因此，炼化企业要实现大幅节水，降低化学水系统和循环冷却水系统的水耗是关键。

3.1 进行污水回用

根据对典型炼化企业取水和排污统计分析，污水量一般为本企业取水量的75%左右。为满足国家和地方环保排放要求，中国炼化企业一般都建有独立完整的污水处理系统，处理本企业的生产和生活污水，为企业污水回用创造了良好条件。如果炼化企业80%的达标外排污水实现回用，可减少企业60%的总取水量。由于不同地区、不同水源的水中含盐量差别较大，如长江流域及以南广大地区的水源含盐量较低，产生的污水含盐量也较低，污水电导率一般小于1 200 μS/cm，水中含盐量满足一般水用户的要求；黄河流域及“三北”广大地区的大部分水源的含盐量较高，产生的污水含盐量也较高，污水电导率一般大于1 200 μS/cm，超过一般水用户的要求。因此，对含盐量较低的污水，应首先考虑回用到对水质要求较低的水用户[2-4]，如循环冷却水系统、消防水系统等，这样可以避免对污水进行脱盐处理，从而实现大幅减少污水回用设施的建设投资和运行成本；对含盐量较高的污水，应首先进行深度处理再进行脱盐[5-10]，生产准一级脱盐水，作为对水质要求较高的锅炉给水或其他水用户，实现“高水高用”，缓解污水回用成本过高、增加企业用水成本矛盾。中国石化在这些方面已探索出很成功的经验，如低含盐达标污水适度处理回用循环水技术、高含盐污水深度处理脱盐回用锅炉水技术。

对电导率小于1 200 μS/cm、含盐量较低的达标污水，中国石化石油化工科学研究院在对企业进行污水回用循环冷却水失败案例深入分析的基础上，针对这类污水特性，以稳定水质为重点、结合改善水质，研发出含盐量较低的达标污水适度处理回用循环冷却水成套技术，成功解决了污水适度处理回用于循环冷却水系统带来的微生物大量繁殖和设备腐蚀严重的技术难题，处理效果完全满足生产装置长周期运行的要求，较好实现了达标污水低成本、低投入回用。该技术自2000年8月工业化运行成功以来，已推广到炼化企业50余套循环冷却水系统，替代了循环冷却水系统需要补充的新水，取得了巨大的节水、减排效益以及良好的经济效益，现已成为含盐量较低的污水回用支撑技术。

对电导率大于1 200 μS/cm、含盐量较高的达标污水，中国石化北京燕山分公司在2004年和2007年分别建成了450 t/h炼油达标污水和1 200 t/h化工达标污水深度处理“双膜”脱盐回用装置，生产准一级脱盐水回用到锅炉系统。两套装置投入运行后，每年生产约9 Mt准一级脱盐水，不但大幅降低了企业取水量，有效缓解了企业水资源不足的矛盾，而且也大幅减少了企业的排污水量，减轻了企业环保排污压力。目前，中国石化炼化企业建有30余套达标污水深度处理“双膜”脱盐装置，该技术已成为含盐较高的达标污水回用支撑技术。

3.2 提高凝结水回收率

化学水系统耗水量占企业总取水量的50%，是企业水耗的第一大用户，主要原因是蒸汽使用后产生大量的凝结水得不到有效回收，因此，提高凝结水回收率可大幅降低化学水系统的取水量。20世纪70年代凝结水回收率的国际先进水平为75%，当前中国石化领先水平达到了80%，平均水平接近40%，说明中国石化炼化企业在凝结水回收方面发展不平衡，大多数炼化企业的凝结水回收率仍然不高，与国际先进水平或国内领先水平相比，潜力还很大。如果将凝结水回收率从目前的平均水平提高到国际先进水平，可以降低化学水系统取水量约40%、企业总取水量约20%，节水潜力巨大。

调查显示，当前制约凝结水回收率的主要原因是收集困难。由于炼化企业的生产装置庞大而复杂，凝结水排放点很多且分布在装置的各个地方，而每个排放点的水量又少，为每个排放点铺设收集管道的投资和场地限制成为制约凝结水回收的瓶颈。因此，采用节水效果好的器具、减少排放点、实现相对集中定点排放，是大幅提高凝结水回收率的关键。

另一方面，凝结水温度较高(一般为70～95 ℃)，含有大量的显热。据测算，如果将凝结水中的显热与凝结水一并回收，不仅节水，而且节能，经济效益也非常好。但由于当前缺少凝结水高温除油除铁技术，使凝结水中所含的大量显热得不到有效回收，影响凝结水回收的经济效益，也是凝结水回收率不高的一个重要原因。

3.3 提高循环冷却水系统浓缩倍数

循环冷却水系统耗水量约占企业总取水量的35%，是企业水耗的第二大用户，主要原因是运行过程的排污水量和蒸发水量大，因此，提高浓缩倍数可以大幅降低循环冷却水系统的水耗。表1是循环冷却水系统浓缩倍数与补充水量、排污水量及蒸发水量的关系。由表1可知，对于一个循环水量为10 000 t/h的循环冷却水系统，当浓缩倍数从3.0提高到5.0时，补充水量从166 t/h减少到138 t/h，节水28 t/h，节水率达到16.9%；排污水量从56 t/h降低到28 t/h，降低28 t/h，减排率达到50%。

表1 循环冷却水系统浓缩倍数与补充水量、排污水量及蒸发水量的关系

当前制约循环冷却水系统浓缩倍数提高的主要因素是水处理技术方案和循环冷却水系统的条件。由于企业所处地域不同、使用的水质不同，要求采用不同的水处理技术方案，才能实现循环冷却水系统高浓缩倍数运行。如对于硬度、碱度较高的“三北”地区的水，采用预处理技术方案可以将浓缩倍数提高到5.0以上，其他技术方案难以满足高浓缩倍数运行时生产装置长周期运行对水处理效果的要求。一些建设较早、投入运行时间较长的炼化企业的循环冷却水系统，由于当时的设计理念较落后、装置老化、给回水温差偏小、系统难以实现封闭运行等方面的原因，即使不强制排污，浓缩倍数也提不上去。因此，对这些不能实现高浓缩倍数运行的循环冷却水系统应进行技术改造，消除制约浓缩倍数提高的系统因素，如：加强管理，杜绝跑冒滴漏，使循环冷却水系统实现封闭运行；提高循环水给回水温差，将温差提高到8 ℃左右；降低循环冷却水系统的保有水量与循环水量的比值(V/R比)，将V/R比降低到(1∶3)～(1∶4)；采用节水型旁滤器，降低反冲洗水耗等。

3.4 厂区雨水利用

炼化企业占地面积大，一般占地几平方千米或十几平方千米，每年能够收集到大量雨水，特别是多雨的广大南方地区的炼化企业，每年可以收集到数十万吨至上百万吨雨水。除初期含油量较高外，雨水水质一般较好，明显优于达标污水，一般只需经过简单的除油处理，水质即可满足回用循环冷却水、消防水、厂区绿化用水或其他水用户的要求。厂区雨水利用具有投入少、成本低、见效快的显著特点，对降低炼化企业取水量和取水成本意义重大，社会效益和经济效益显著，中国石化的一些炼化企业在雨水收集和利用方面已经积累了较丰富的成功经验。因此，应大力加强和推广厂区雨水的收集和利用。

3.5 提高工艺物料的热联合程度

炼化工艺过程十分复杂，一些热物料需要进行冷却降温，一些冷物料需要加热提高温度。如果用需要加热的冷物料冷却需要降温的热物料，即冷、热物料实现热量互换，即为热联合。工艺物料热联合不仅可实现无水冷却，实现冷却水的零使用，而且可以使大量的低温热得到有效利用，从根本上实现节水和节能，是最佳的节水、节能工艺。

当前炼化企业对温度较低的热物料一般采用循环冷却水进行冷却，因此一个企业循环冷却水使用量的多少可以间接反映其工艺装置的热联合程度。通过对典型炼化企业使用循环冷却水量的调查发现，热联合程度较低的装置加工每吨原油约需要使用51 t循环冷却水，热联合程度较高的装置加工每吨原油仅需使用18 t循环冷却水，两者的循环冷却水使用量相差33 t。如果按照当前补水量一般占循环冷却水量的1.3%、循环水泵输送1 t循环水耗电0.225 kW·h、凉水塔风机冷却1 t循环水耗电0.05 kW·h、水价2.5元/t、电价0.5元/(kW·h)计算，每加工1 t原油，热联合程度较高的装置较热联合程度较低的装置少取水0.43 t、减少动力用电9.1 kW·h、降低电费和水费支出共5.6元。对于一个千万吨级炼油厂，热联合程度高的装置较热联合程度低的装置，每年可节水4.3 Mt，节电9.1×107kW·h，节支大于5 600万元。

提高炼化工艺过程的热联合水平，在技术上不难实现，主要是增加一些管线及管线投资。因此，在今后的技术改造和新建装置的设计中，应大力采用热联合程度高的工艺技术，从源头上实现节水和节能。

3.6 采用海水间接冷却技术

海平面以下的海水温度一般为18 ℃，比较适合作为循环冷却水的冷媒使用。海水间接冷却技术是采用如图2所示的工艺流程，将温度较低的海水与经过换热的循环冷却水在间接换热器中进行换热，对热的循环冷却水进行冷却，冷却后的循环冷却水再送回生产装置冷却工艺物料，而后将升温后的海水返回到大海。该工艺一方面避免循环冷却水系统消耗大量的淡水资源，节水效果十分突出；另一方面避免了工艺物料泄漏对海水的污染，以及需要对当前循环冷却水系统改造，技术优势明显。因此，该技术在国外沿海地区的炼化企业得到了成功应用。中国石化地处沿海的炼化企业，不仅水价昂贵，而且面临十分严峻的水资源不足问题，因此其循环冷却水系统应该积极采用海水间接冷却技术，大幅实现节水和节支。