李 锐，焦瑞峰，李娅芸

(黄河水资源保护科学研究院，河南 郑州 450004)

煤炭是我国的主导能源，我国的能源资源禀赋结构决定了煤炭在我国一次能源消费结构中的主体地位，在化石能源总量(约46万亿t标准煤)中，95.6%为煤炭，3.2%为石油，1.2%为天然气，这在客观上迫使我国必须注重煤炭资源的清洁利用。

现代煤化工产业主要包括煤制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇和煤制油等。将煤炭资源转化为清洁油品和化工产品，不仅开拓了煤炭清洁高效利用的新途径，也是推动供给侧改革的重要举措。随着国内示范项目的建设和运行，现代煤化工的特点也在逐渐体现，不仅大气排放各项指标优于火电，水资源的高效利用也是显而易见的。本文以已建成运行的某煤间接液化项目A污水处理系统为例，介绍现代煤化工企业污水处理系统时的设计和运行情况，探讨在零排放运行过程中存在的技术性问题。

1 项目概况

项目A是以煤为原料，采用低温费托合成技术的间接液化煤制油示范项目。主要生产装置包括水煤浆气化、一氧化碳耐硫变换、低温甲醇洗气体净化、低温浆态床费托合成及油品加氢提质等，产品为柴油、石脑油、液化石油气，同时来自低温甲醇洗的酸性气体采用低温SCOT工艺回收硫磺作为副产。

1.1 排水组成

根据清污分流原则，本项目排水由生活污水、生产废水、事故水(消防污水)和雨水四部分组成。其中生活污水主要为职工宿舍、食堂、浴室、招待所、办公楼等排污水，经管道收集后输送至厂区废污水处理站。生产废水主要有两大部分：一部分为循环冷却系统和脱盐水站排水，这部分排水直接输送至回用水处理站；另一部分为工艺废水，先输送至废污水处理站处理达标后，再送到回用水处理站。场内事故水(消防污水)依托于场内的5座地埋式事故池(总容积64192 m3)，当生产装置发生事故时，产生的事故污水及消防水经装置围堰或储罐防火堤收集，经污水管线送入事故池储存，事故水池的水可通过池顶设置的提升泵加压后送至厂区废污水处理站。全厂道路设置地下雨水管网，初期雨水通过阀门切换进入事故水池储存，中后期洁净的雨水至雨水池储存，作为全厂绿化水和浇洒道路使用。

1.2 退水处理系统概述

项目退水系统包括排水系统、厂区废污水处理系统和厂外污水处理厂三大部分。

1.2.1 厂区废污水处理系统

项目厂区废污水处理系统由废污水处理站和回用水处理站组成。

(1)废污水处理站

废污水处理站包括低浓度污水和生产废水两个处理系统，其出水送至回用水处理站作进一步处理。

低浓度污水处理系统主要处理生活污水、低温甲醇洗污水及含油污水，设计规模为80 m3/h，处理工艺为A/B工艺，即生物吸附氧化法(Adsorption Biodegradation)，其中A段为生物吸附段，B段为生物氧化段。

生产废水处理系统：主要处理气化污水、费托合成高浓度污水、含碱污水、含硫污水、废碱液、催化剂污水等工艺废水，设计规模为740 m3/h，预处理采用OAAO工艺，深度处理采用MBR工艺。

(2)回用水处理站

回用水处理站的来水主要包括循环水系统排污水、脱盐水站排污水、空分装置排水以及低浓度污水处理系统、生产废水处理系统处理达标后的排水四部分，设计规模为1370 m3/h。处理工艺和流程为：来水经澄清+过滤(V型滤池)+超滤+反渗透处理后清水至回用水池供生产，一段浓水经澄清+过滤(机械过滤)+浓水超滤+浓水反渗透处理后清水至回用水池供生产，二段浓盐水经一级生化+梯度复合臭氧催化高级氧化+接触氧化+二级生化处理后至厂外污水处理厂。

1.2.2 厂外废污水处理系统

厂外污水处理系统设置于本项目厂区以外，处理规模为175 m3/h，年运行时间≥8300 h，正常水质含盐量为13000 mg/L，最差水质含盐量为16000 mg/L。工艺流程主要由膜浓缩系统、蒸发结晶单元两部分组成。其出水水质指标优于《污水再生利用工程设计规范》(GB 50335-2002)再生水用作冷却用水的水质控制指标中循环冷却系统补充水的要求。

膜浓缩段运行时，蒸发结晶系统检修状态，回用水水量不低于其实际进水量的60%；膜浓缩、蒸发器运行时，结晶系统检修状态，回用水水量不低于其实际进水量的80%；膜浓缩、蒸发结晶系统器运行时，回用水量不低于其实际进水量的90%。

2 污水处理效果分析

项目低浓度污水处理系统负荷约为62%，生产废水处理系统负荷约为70%，出水的主要指标为：CODcr≤30 mg/L、SS≤30 mg/L、NH3-N≤5 mg/L、总氮≤20 mg/L、石油类≤0.1 mg/L，除出水COD指标偶有超标外，其它出水指标正常。

回用水处理站负荷在60%左右，运行稳定，出水的主要指标为：pH6～pH9，CODcr≤20 mg/L，浊度≤2NTU，Fe≤0.2 mg/L，NH3-N≤2 mg/L，溶解性固体≤400 mg/L，石油类≤1 mg/L，硅酸(以SiO2计)≤35 mg/L，其它处理出水水质指标优于《污水再生利用工程设计规范》(GB 50335-2002)再生水用作冷却用水的水质控制指标中循环冷却系统补充水的要求。

厂外污水处理系统负荷平均在80%以上，处理效果稳定，可满足煤制油循环冷却水系统补水的要求。回用水水质见表1。

表1 厂外污水处理系统回用水质 单位：mg/L，pH除外

3 存在问题及水资源保护措施

3.1 存在问题及处理

3.1.1 弱酸阳床转型工况

厂外污水处理系统弱酸阳床设备共3套，2用1备，采用手动运行。进水设管道混合器投加硫酸，控制进水pH为中性，确保阳床在中性运行。2017年5月，由于弱酸阳床再生转型不及时，导致其出水硬度超标，加强对再生管理后，再未出现超标。

3.1.2 反渗透系统运行事故工况

厂外污水处理系统反渗透设备包括：一级反渗透2套、二级反渗透1套和浓水反渗透1套，均根据系统液位启停自动运行。反渗透设备每产水8 h进行装置的产水冲洗。2018年1月一级反渗透A套能量回收装置故障，导致一级反渗透A套无法运行，于是通过临时管线将中间水池约20 m3/h送至浓水箱(容积200 m3)，保证系统处理量达90 m3/h～100 m3/h，2018年3月能量回收装置到厂并立即回装，投用一级反渗透A套，系统处理量回升至130 m3/h～140 m3/h。

3.2 水资源节约与保护

3.2.1 供退水工程水资源保护措施

为维持供、退水管网的正常运行，保证安全供水，防止管网渗漏，必须做好以下日常的管网养护管理工作：

(1)严格控制跑、冒、滴、漏损失，建立技术档案，做好检漏和修漏、水管清垢和腐蚀预防、管网事故抢修。

(2)防止供、退水管道的破坏，必须熟悉管线情况、各项设备的安装部位和性能、接管的具体位置。

(3)加强供、退水管网检修工作，一般每半年管网全面检查一次。

3.2.2 规范建设渣场渗滤液处理回收工程

建议项目渣场针对不同成分灰渣划分不同区域，分区堆放。对于渣场滤液收集池堆积大量渗滤液的情况，建议规范建设灰渣渗滤液回收管道，通过回收管道将渗滤液输送至厂区污水处理厂处理达标后回用，避免渗滤贮存风险，并且在回收管线沿线设置警示标志，防止管线因外力因素遭到破坏。

3.2.3 妥善处理厂外污水处理系统杂盐

目前厂外污水处理系统蒸发结晶产生的杂盐由于无销售途径在厂区暂存。据了解，目前该项目的蒸发结晶分盐中试实验已经取得阶段性成功，建议分盐装置尽快按相关要求建设、验收，防治杂盐堆放污染环境。

3.3 风险防控

目前项目已按相关部门要求编制了较为完善的应急预案，并到环保部门备案。除此之外厂区西南角设置有总容积为6.4万m3的5座钢筋混凝土结构的地埋式缓冲池(事故池)，混凝土抗渗等级不低于P8。假设处理能力最大的中水回用系统发生故障，厂区事故缓冲池至少可暂存两天事故排水量，满足项目需求。厂外污水处理系统单独设置占地面积约460.28亩的缓冲池，分为缓冲池A、缓冲池B、缓冲池C三个功能区：缓冲池A用于储存污水厂不合格来水或者污水厂停运期间的事故水，有效容积约10万m3；缓冲池B用于储存蒸发装置检修期间反渗透装置浓盐水，有效容积约3万m3；缓冲池C用于储存结晶装置检修期间蒸发装置浓缩液，设计进水量10 m3/h，有效容积约3.5万m3。各缓冲池挡水坝及分格坝坝体采用土质坝，缓冲池采用双层HDPE防渗膜，池底由上到下的防渗结构为：泥土平整压实、3∶7灰土层、GCL辅助防渗层、HDPE防渗膜(糙面)、土工复合排水网、HDPE防渗膜(光面)、土工布、C20素砼，HDPE防渗膜水气渗透试验数据在0.5×10-10cm/s～0.5×10-13cm/s之间。

4 结语

我国当前煤化工废水零排放工作还有着大量难题，抛开投资、运行成本高等广泛的情况，还存在非正常工况下水质波动大、杂盐或结晶盐无处置途径等问题。从水资源的角度来看，煤化工企业应重视水资源在供和用前端阶段的循环和节约利用，进而降低末端水处理的压力，可以达到控制水的利用和处理成本的目的。同时，水资源管理及环保部门也应该加强指导，从实际情况出发，控制项目实施的标准，积极促进废水处理技术的发展和推广。