本文叙述了长城能源化工有限公司旗下某企业高含盐水“零排放”项目技术工艺，即“预处理+中高压膜浓缩+机械蒸汽压缩循环蒸发+强制循环结晶”处理工艺，并介绍了该项目的进展和试车情况。同时，对“零排放”项目管理优化提出了成本控制、工艺优化、人员素质改善、政策引导等思考。

研究背景

我国煤化工经过“十二五”的蓬勃发展，工艺和装备技术均取得了巨大进展，煤气化技术、甲醇制烯烃技术、高含盐水“零排放”技术遍地开花;神华包头、神华鄂尔多斯、中煤榆横等多个煤化工示范项目已建成投产，并创造了可观的效益，积累了大量经验，较好地完成了示范任务。然而时至今日，政府、工业界及民众仍然对煤化工褒贬不一，存在较大的争议，“高水耗、高污染”的质疑声不绝于耳，并在一定程度上影响了政策决定层，使其关于煤化工发展战略的部署始终摇摆不定。

水资源是煤化工发展的首要约束指标。我国水资源远低于世界平均水平，而煤炭资源与水资源更呈逆向分布。作为煤化工发展主体的新疆、内蒙古、山西、陕西，水煤比仅为1∶22、1∶30、1∶45和1∶7，这使得煤化工项目排水“达标排放”成为几乎不可能的命题，而经浓缩的高含盐水总溶解固体(TDS)通常为4000~50000 mg/L，若直接排放会造成河水和地下水污染，更甚者会造成区域水位下降、植被退化、土地沙化等严重生态问题。企业需通过特定的“零排放”工艺，将高含盐废水浓缩，盐结晶为固体，产水全部用于回用，达到全厂污/废水“零排放”的目标。

1 项目简介

中国石化长城能源化工有限公司(以下简称长城能化)是中国石化股份公司的全资子公司，是煤化工业务投资的平台，负责煤化工项目投资和运营，组织协调项目建设，对旗下控股、参股企业实施专业化管理。目前，长城能化在新疆、内蒙古、安徽、贵州、宁夏等地布局和建设了多个煤化工项目，部分已进入正式生产运营或工程收尾试车阶段。在项目前期决策和生产运行管理中，长城能化始终对高含盐水“零排放”项目给予持续关注和大力推进，这主要是出于以下几个方面的考量。

首先，近年来国家对新建煤化工项目的用水和污水排放提出了严格的控制指标。如2012年国务院发布了《关于实行最严格水资源管理制度的意见》，划出了至2030年前全国用水总量红线。限制用水就意味着项目不但要大量采用空冷等节水措施，还要将污/废水实现全部回用。2015年，环境保护部出台了《现代煤化工建设项目环境准入条件(试行)》，明确要求煤化工项目要在废水处理技术、废水处置方案、结晶盐利用与处置方案等方面承担示范任务。可以说，高含盐水“零排放”已成为企业提报环境影响评价的必要组成部分，并且成为企业可持续发展的需要。

其次，中国石化集团作为国内最大的能源化工公司之一，肩负着巨大的社会责任，对环境保护和节水降耗有义不容辞的义务和责任。“碧水蓝天”环保计划的实施，即在2013年至2015年投入近230亿元用于中国石化企业污染物减排及达标排放、改善作业场所及企业周边环境质量、环保隐患治理等方面的环保项目，是中国石化对社会、环境做出的庄严承诺。中国石化集团总部和长城能化对企业环保治理高度重视，坚决杜绝环保事故和环保隐患发生。

最后，长城能化旗下部分企业已进入试生产阶段，主工艺装置、无水处理装置和废水回用装置已经投运并产生含盐量较高的浓水，原定市政统一收水处理的方案迟迟无下文，浓水无外排口，仅能暂存在临时储存设施中，很可能倒逼工艺装置全面停工，将会成为制约项目正常生产的瓶颈。“零排放”装置建设场地已经初平，装置建设及运行所需的外界条件也基本满足，装置用水、电、气等公用工程消耗均可依托厂内已有供给，为该企业“零排放”项目提供了良好的依托。

2 项目试车实例

2.1 “零排放”工艺技术简介

如前所述，该企业废水处理及回用装置已投运，双膜处理后有330~450 m3/h总溶解固体(TDS)在3800~4500 mg/L的高含盐水。为解决高含盐水去处问题，特采用分两步走的方式实施“零排放”项目：首先，在废水装置后段增设一套中高压膜法浓缩减量化系统，以回收约90%的水量用作循环水或一级脱盐水补充水，将高含盐水TDS浓缩至约45000 mg/L;其后，将减量化后的高浓水进行蒸发结晶处理，产生固体结晶杂盐，蒸发水回至减量化系统，从而实现水全部回用。

2.1.1 减量化单元

减量化单元设计处理量为450 m3/h，采用“高级氧化+生物滤池+高密度澄清池+高强度膜过滤”预处理工艺和“抗污染中高压组合膜+二级反渗透”膜浓缩工艺。其工艺流程示意如图1所示。

图1 减量化单元工艺流程示意

由于来水中Fe3+、COD、SiO2含量和硬度较高，为去除COD并保护后续膜系统，特设置预处理系统进行前处理。系统来水首先进入臭氧氧化单元，利用臭氧极强的氧化能力和杀菌能力[1]将来水中难以生化降解的有机污染物氧化分解成微生物可降解的小分子，去除水中部分COD、色度，改善B/C比，为后续的生化部分创造条件;随后，进入生物曝气滤池，分解水中的COD、氨氮、胶体，同时去除部分悬浮物;在高密度澄清池，通过投加PAC、PAM、碱的方法去除Ca2+、Mg2+，控制硬度在100 mg/L以下，使高含盐水金属离子中以一价阳离子为主。预处理系统解决了膜减量化结垢问题，并有效脱除胶体和大部分有机物，解决了有机物对膜的生物污堵问题。

膜浓缩系统减量化处理单元考虑了废水中剩余有机物对膜的影响，设置了抗污染中高压组合膜。其中，中压膜浓水侧TDS达到15000 mg/L以上，高压膜浓水侧TDS达到45000~50000 mg/L。减量化系统设计水总回收率为90%。中压膜和高压膜产水达到循环水补水水质指标要求，以补入循环水系统;当冬季循环水补水量小时，可将产水经二级反渗透膜进一步脱盐处理后用于脱盐水站补水，从而实现分段浓缩、分质回用的目的。表1列出了减量化装置进水、浓水、产水的各项控制指标。

2.1.2 蒸发结晶单元

TDS浓缩至45000 mg/L的高浓盐水进入蒸发结晶单元进一步处理。蒸发结晶单元采用“带盐种机械蒸汽压缩循环(MVR)降膜蒸发+强制循环闪蒸结晶处理”工艺，其流程如图2所示。

图2 蒸发结晶单元工艺流程

蒸发单元浓盐水从蒸发器底部用循环泵送至蒸发器顶部溢流箱，在换热管内被壳侧的蒸汽加热部分汽化，完成降膜蒸发过程，TDS由45000 mg/L浓缩至150000 mg/L。结晶单元将蒸发系统排出的高浓盐水经加热升温至沸点温度送入结晶器闪蒸浓缩，总固体(TS)由152000 mg/L浓缩至接近400000 mg/L，浓盐浆经过离心脱水机将结晶杂盐含水率控制在20%以下，成批次堆放码垛、外送，产水返回减量化单元产水池，最终达到废水“零排放”的效果。

在蒸发结晶单元，盐种技术的应用可以使浓盐水中的钙、镁、硅等易沉淀组分以盐种为核心优先在盐种表面结晶析出，以防止其在传热表面形成污垢，保证蒸发系统的连续稳定运行，并可将这些组分进一步浓缩，尽可能多地回收产品水。

机械蒸汽压缩循环(MVR)技术将降膜蒸发器产生的二次蒸汽进行再压缩，升温升压后作为蒸发系统的热源。在此过程中，乏汽无需通过外引冷量的方式冷却，水的潜热得到保存，获得了更高的热效率并大幅度降低系统运行成本。系统仅需少量低压蒸汽用于蒸发器开车启动，正常运行无需外供蒸汽，由蒸汽压缩机驱动维持降膜蒸发器的正常运行。

2.2 “零排放”项目生产准备及试车情况

企业的公用工程运行部是“零排放”项目生产准备工作的主体，同时企业生产相关职能部室、长城能化生产处室给予了大力协助。试车小组办公室下设工艺、设备、电气、仪表、土建、安全、物资和后勤保障8个组，如图3所示。技术、操作人员于项目筹划和建设期接受了严格的技能培训工作。

图3 “零排放”项目试车组织结构

按照“两步走”的原则，2014年9月初，高盐水零排放项目开工建设;2015年4月初，高盐水减量化装置顺利建成中交。随后，装置相继完成管线、池体、膜系统、加药系统冲洗及相关设备程序控制、仪表、阀门调试工作，并于2015年4月下旬顺利打通全流程，产出COD小于10 mg/L、电导率小于10 µS/cm指标的合格水，有效缓解了园区高盐水排放及储存压力。

随后，项目重点关注蒸发结晶单元建设及投运工作。考虑到蒸汽压缩机、结晶器、离心脱水机等关键设备供货周期需要10~11个月，因此总体试车方案中将蒸发结晶单元试车节点定为2015年底。2015年11月中旬，蒸发结晶装置顺利中交;12月初，蒸汽压缩机启动、二次蒸汽循环，浓盐水开始向降膜蒸发器进料，蒸发结晶装置投料试车开始;12月上旬，离心脱水机顺利脱出干泥状杂晶盐，其含水率仅有5%~6%(如图4所示)，标志着蒸发结晶装置投料试车一次成功，高含盐水“零排放”装置全流程打通。

3 “零排放”项目管理优化的思考

高含盐水“零排放”已成为煤化工项目的必要组成部分，与主工艺装置并列为核心装置，新型杂盐分质、盐泥减量化工艺也成为企业研究开发的热点。目前，长城能化除进一步优化“零排放”装置的运行水平外，还与中国石化系统内外研究院所、技术公司展开了多项技术合作，开发并应用相关技术。然而，“零排放”项目的统筹、管理水平仍存在一定滞后，这主要体现在以下四方面。

3.1 “零排放”项目的成本控制

现有“零排放”技术、杂盐分质技术最终均为热法/液分离，对设备材质要求高、且需要消耗大量低压蒸汽或电能，因此普遍存在高投资、高运行成本、高耗能的问题。以处理浓盐水500 m3/h、进水TDS约7500 mg/L的规模为例，浓盐水预处理减量化装置投资约需1~2亿元，运行成本约6~10元/t;蒸发和结晶装置投资约需1~2亿元，运行成本约30~50元/t。此外，“零排放”装置运行周期有待进一步提高，多有膜污堵、蒸发器结垢及设备腐蚀等问题，更是增加了企业生产经营压力。事实上，一味要求排水“零排放”而增加大量能耗、最终增加大量CO2排放无疑是舍本逐末之举。

因此，企业应优选投资、处理费用、能耗较低的成熟技术，并通过不断达标降耗考核实现运行优化。企业也可多考虑“零排放”单元BOT(即建设-经营-转让)模式或BOO(建设-拥有-运营)模式，与经验丰富、业绩良好的技术商合作，令技术商在规划园区附近建设“零排放”装置，定期缴纳高含盐水排放费用，可以有效降低企业的投资风险。对于煤化工较集中的工业园区，可由企业或第三方建设“大污水”、“大零排放”装置，集中多家企业的污水、高含盐水集中处理，可有效降低投资和运行费用，且较大量的排水也能够增加水质的均匀性，降低排水处理难度。

3.2 全厂工艺优化

目前，业主和设计单位仍关注于某一单元界区内的主工艺流程，而忽略了全厂的水、盐平衡优化，导致全厂盐分引入过量(如前一单元加酸、后一单元加碱中和的“酸碱病”)、低品位热量利用不合理导致水耗升高的现象。煤化工项目排水解决方案已从污水处理的“COD、氨氮控制”走向了废水回用的“TDS、无机盐控制”，全厂、全系统的盐平衡、水平衡需要由总体设计院出具并进行优化减量，原水水质分析、煤质元素分析工作更应该在项目早期拿到详细可靠的数据。这要求企业和设计单位不仅关注公用工程界区内部，更要从全厂源头、主工艺装置关注所有来水和含盐量：如原水中溶解固体，氯离子，去往化学水浓水、锅炉定连排水、循环水排污水等的离子含量;原料/燃动煤的硫、氯、砷、汞等去往渣、灰、黑水的含量，带到后续水系统的比例;催化剂的跑损，碱洗/酸洗单元排放至后系统的水量和水质指标等，并设置必要的预处理设施，以做到全厂用水量最小化、产生盐量合理化，从源头实现减量化，降低高含盐水“零排放”处理的规模，真正做到“清/污分流、污/污分治、深度处理、分质回用”。

3.3 生产人员整体素质的提高

由于现有规划的煤化工企业多不允许设置外排口或蒸发塘，“零排放”装置作为厂区排水的最后一道关卡，在全厂工艺装置稳定运行上起着至关重要的作用，其非计划停工可能直接导致全厂工艺装置停工，为企业造成巨大的经济损失。这要求装置的技术、操作人员整体素质过硬，工艺、设备应急处理能力强。而“零排放”装置通常设置在企业的公用工程运行部，人员多以水务运行出身，待遇较主工艺装置人员存在一定差距，难免出现责任心不强、运行初期操作失误率高的问题，不利于装置平稳运行。为此，企业应加强技术、操作人员的素质，一方面加强“三基”工作(基层建设、基础工作、基本功训练)，要求技术商加强培训和现场服务的力度，另一方面合理提高人员的待遇，令“零排放”装置员工收入向工艺装置看齐，提高其工作积极性。

3.4 “零排放”的政策引导

环境保护部《现代煤化工建设项目环境准入条件(试行)》对煤化工项目排水做出了严格的规定，尤其提出“在行业示范阶段，应在煤炭分质高效利用、资源能源耦合利用、污染控制技术(如废水处理技术、废水处置方案、结晶盐利用与处置方案等)等方面承担环保示范任务，并提出示范技术达不到预期效果的应对措施。”和“按照‘减量化、资源化、无害化’原则对固体废物优先进行处理、处置。危险废物立足于项目或园区就近安全处置。项目配套建设的危险废物贮存场所和一般工业固体废物贮存、处置场所应符合《危险废物贮存污染控制标准》(GB 18597)、《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB 18599)及其他地方标准要求。废水处理产生的无法资源化利用的盐泥暂按危险废物进行管理;作为副产品外售的应满足适用的产品质量标准要求，并确保作为产品使用时不产生环境问题。”这实际上要求企业在项目规划时设置“零排放”单元之外增设杂盐分质单元，未分质的盐泥一律按照危险废物处置。

考虑到现有杂盐分质技术仅能使杂盐进一步减量化而无法完全消除，尚无任何成功示范先例，企业贸然上马杂盐分质单元需要承担巨大的投资和运行风险。杂盐无害化处理、去除附着在盐泥上的大分子有机物(如通过燃烧去除)比消耗大量能量制备工业氯化钠、芒硝更有意义，为此建议项目审批时更多关注杂盐无害化工艺的实施，或者给予杂盐分质项目必要的政策支持，加快出台盐泥的危险废物定义和检测标准，引导煤化工企业与盐化工企业的合作，在严格保证环保指标的前提下减轻煤化工企业的负担。

4 结论与展望

随着煤化工环保要求的日益提高，高含盐水“零排放”项目已成为企业立项的需要和稳定运行的保障。长城能化主动、高标准地承担环保责任，通过与现有技术商合作，在示范煤化工项目的同时积极推进高含盐水“零排放”项目，旗下某控股企业已于2015年底打通全流程、产出结晶杂盐，实现了废水全部回用的目标，运行优化和后续杂盐分质项目正在有序推进。同时看到，虽然高含盐水“零排放”项目已在多个项目中投运，但其技术经济性、运行可靠性仍有很大的上升空间，需要企业承担严格环保责任的坚定信心，推进“零排放”工艺的大力进步，全厂水盐系统的不断优化，以及政府必要的政策扶持，从而实现能源、经济、环境的共赢，使现代煤化工示范项目真正走向成熟。

作者简介：王航(1985—)，男，吉林四平人，2013年毕业于北京大学物理化学专业，理学博士，中国石化长城能源化工有限公司煤炭转化部工程师。