Fu3k丶you
范文一：现代煤化工发展生产工艺比较
现代煤化工发展生产工艺比较
根据工艺流程的不同，煤化工行业主要分为煤焦化(包含电石法)、煤气化和煤液化三条分支。其中煤焦化及下游电石、PVC，煤气化后续的合成氨、尿素等为传统煤化工技术，而煤气化制醇醚、烯烃，煤液化则属于新型煤化工范畴。三条产业链中煤液化技术壁垒最高，而煤气化应用最广泛。
(一)电石法
电石化学名称为碳化钙，分子式为CaC2，是由生石灰和含碳原料(目前主要是兰碳)在电石炉内，依靠电弧高温熔化反应而生成的。电石水解后的产品是乙炔，乙炔是制取很多化工产品的原料，在原油价格持续走高的情况下，乙炔化工产品具有较大的成本优势。我国电石主要用于生产聚氯乙烯，约占消费量的75%以上，生产金属切割用的乙炔类产品约占10%，其余用于生产氯丁橡胶、聚乙烯醇(PVA)、BDO、石灰氮及衍生物等产品。电石法主要要处理电石渣处理的问题，目前国内的用电石的化工公司电石渣主要靠通过掺在周边水泥厂等消化。
2007年电石产量1482万吨，比2006年同期产量增长了18.43,，电石产量的75,左右用于PVC的生产，供需关系受PVC所左右。
1(PVC生产工艺
目前PVC的生产主要有石油路线的乙烯法和煤化工路线的电石法(见图5)。乙烯法生产的PVC杂质少，品质较好，但成本较高，
受原油价格波动影响较大，而电石法生产的PVC杂质较多。
目前全世界乙烯法生产工艺约占90%，电石法约占10%。我国煤炭和石灰石储量丰富，而石油价格相对较高，PVC生产以电石法为主，2006年我国采用电石原料路线的PVC产量约为584.04万吨，占总产量的70.9%，采用乙烯及其他原料路线的产量约为239.8万吨，占总产量的29.1%。每吨PVC耗电石1.5吨左右，电石占PVC生产成本的70%，在原油价格上涨的情况下，电石法具有成本上的优势，目前来看，电石PVC企业比乙烯法PVC企业成本低500元左右。
2(PVA生产工艺
根据醋酸乙烯的合成方法，聚乙烯醇(PVA)的工艺路线(见图6)可分为乙炔法和乙烯法两种，乙炔法又分为电石乙炔法和天然气乙炔法，国际上生产PVA的工艺路线以石油乙烯法占主导地位，占总生产能力的70%左右。由于技术难度较大，生产工艺流程长、生产复杂、技术和管理不容易把握，因此PVA行业进入壁垒较高。
我国目前PVA产能55万吨左右，2007年PVA产量约54.2万吨，占全球总量的42%左右，而国内消费量约56.5万吨，行业处于供略小于求的状态。但由于国内PVA产品差别化率偏低，常规产品竞争激烈而部分规格产品市场需求缺口依赖进口弥补。国内PVA厂商主要采取电石乙炔法生产，13家聚乙烯醇生产企业中有10家为电石乙炔法，仅有3家采用天然气乙炔法和石油乙烯法。每吨PVA耗电石2吨左右，电石占PVA成本的50%—60%，在国际原油、天然气价格上涨的情况下，国内产品具有较大的成本优势。
3(BDO生产工艺
主要包括下面几种主要的工艺路线(不同BDO生产工艺及比较见表3):(1)Reppe法;(2)丁二烯法;(3)丁烷/顺酐法;(4)环氧丙烷/丙烯醇法。国外顺酐法生产BDO工艺技术路线占多数,技术先进。顺酐法的起始原料为正丁烷，由正丁烷生产顺酐，顺酐生产BDO。正丁烷原料主要来源于油田伴生气、炼油厂副产和大型乙烯联合装置。我国资源少、价格高，而且一次性投资大。Reppe法生产BDO，主要原料是电石(乙炔)、甲醛和氢气。我国电石生产量居世界第一，有充足的资源;甲醛由甲醇生产，甲醇资源易得，且甲醇生产甲醛工艺成熟、投资少,极易建设;氢气资源可由各种含H2的驰放气回收利用，投资少，成本低。
自2004年起，石油价格一直在高位运行，以石油产品为原料的BDO生产成本居高不下，而以煤或天然气为原料生产的乙炔成本受国际油价波动的影响较小，因此在高油价影响下Reppe法BDO生产成本较低，具有较强的产业竞争力。
(二)煤气化
煤气化工艺路径是:先将煤进行气化，生成合成气，再由合成气生产合成氨、甲醇等产品。煤气化的主要产品是尿素和甲醇，以及甲醇下游的二甲醚(DMF)、醋酸等。
1(煤制尿素
尿素的生产依其原料分主要有三种方法，分别为以煤或焦炭、天然气和重油的三种方法。
全球尿素天然气路线的占85%，煤炭路线的为15%，一吨尿素约消耗600立方的天然气左右，约占尿素成本的70%，美国和欧洲的天然气价格全球最高，因而，该地区的尿素生产成本最高，而这两个地区的尿素进口量占全球的30%，数据显示美国的尿素市场价格和天然气价格高度相关，而主要尿素出口地区黑海的尿素价格和美国尿素价格相关。
我国主要是以煤炭为主要的原料。其产能占到总产能65%，其次是天然气，其占总产能的28%，其余的为油头厂商。由于当前我国石油与天然气价格之比为1:0.24，而国际市场为1:0.6，可以看出国内天然气价格明显偏低，因此目前以中石油为首的三大石油公司要求天然气涨价的呼声很高。天然气价格一旦上涨，必将推动尿素成本走高。
2(煤制甲醇
甲醇的生产工艺(见图7)主要有三种，煤制气法、天然气法、焦炉煤气法。国际上超过80%的甲醇生产都是以天然气为原料，天然气的供应状况及价格的高低对国际甲醇市场影响甚大。我国主要以煤制气方法为主，占到总产量的70%左右。目前我国煤化工发展热点主要是煤制甲醇，然后甲醇制二甲醚、烯烃等路径，甲醇作为替代能源成为一种趋势。其余为天然气，以及极少量的焦炉气、工业尾气等。焦炉煤气法成本最便宜，煤制气法成本最贵。
由于除亚洲外的大部分地区使用天然气作为甲醇原料，天然气成本的高企和欧美部分甲醇减弱的原因(考虑环保原因，MTBE在欧美的车辆燃料油中逐渐禁止使用)，北美和欧洲的甲醇产能逐渐减少，
而天然气成本低廉的中东、南美和需求旺盛的亚洲地区甲醇产能增长
迅速，目前全球甲醇供给呈现从欧美向中东、南美和亚洲转移的趋势，
全球甲醇贸易呈现从中东和南美地区向欧美、亚洲地区出口的格局。
范文二：关于煤化工中煤制烯烃、煤制油生产工艺过程中余热利用情况的汇报
关于煤制油生产工艺及其生产过程中余热利用情况的汇报
一、煤制油简介
煤制油（Coal-to-liquids, CTL）是以煤炭为原料，通过化学加工过程生产油品和石油化工产品的一项技术，包含煤直接液化和煤间接液化两种技术路线。目前，主要的合成工艺是费托合成工艺，费托合成工艺是以合成气（CO/H2）为原料制备烃类化合物的过程。合成气可由天然气、煤炭、轻烃、重质油、生物质等原料制备。根据合成气的原料不同，费托合成油可分为：煤制油（Coal-to-liquids, CTL）、生物质制油(Biomass-to-liquids, BTL)和天然气制油(Gas-to-liquids, GTL)。 1、煤的直接液化
将煤在高温高压条件下，通过催化加氢直接液化合成液态烃类燃料，并脱除硫、氮、氧等原子。具有对煤的种类适应性差，反应及操作条件苛刻，产出燃油的芳烃、硫和氮等杂质含量高，十六烷值低的特点，在发动机上直接燃用较为困难。
其生产流程如图1所示。
图1 煤直接液化生产流程图
在图1所示的流程图中，高温高压条件下，循环溶剂将较高比例的煤溶解，然后加入氢气和催化剂进行加氢裂化反应，再通过蒸馏分离出油品。
2、煤的间接液化
间接液化是先把煤炭在更高温度下与氧气和水蒸气反应，使煤炭全部气化、转化成合成气(一氧化碳和氢气的混合物) ，然后再在催化剂的作用下合成为液体燃料的工艺技术。再通过费托合成转化为烃类燃料。工艺流程如图2所示：
图2 煤间接液化生产流程图
3、费托合成反应（F-T 反应）
F-T (Fischer –Tropsch Sythesis)合成是指以合成气为原料，在催化剂和适当反应条件下合成以石蜡烃为主的液体燃料的工艺过程。是将煤和天然气转化为液体燃料的核心技术。 合成原料：CO/H2 (合成气) ；
合成气制备：煤、天然气、生物质等为原料经气化获得； 合成产物：以直链烷烃、烯烃为主，无硫、氮等杂质。 合成原理：
烷烃：
烯烃：
醇类：
醛类：
反应过程：F-T 合成反应是一个强放热反应，绝热条件下反应器温度可达1500℃
左右。反应过程中需要催化剂催化，但催化剂对温度很敏感，如，铁铜剂:220-250℃，熔铁催化剂要求280-340℃，当温度超过上述温度范围时可导致催化剂局部过热，降低反应选择性。
二、各主要装置介绍 以直接液化为例
图3 神华集团煤直接液化示范工程工艺流程
煤为什么能够加氢成为油
煤与石油有着许多相同点，如都是由古植物经过漫长的和复杂的生物化学、物理化学和地球化学作用转变而成；都是以C 、H 、N 、S 、O 等元素组成，C 和H 为主。但是煤中氢/炭（H/C）原子比例较石油低，煤中比例约为0.3～1.0，而石油中高达1.8。这是因为煤以芳香烃为主，而石油则以正构烷烃为主。因此，可以通过将煤加氢制成油。在煤制油过程中，煤在一定温度和压力下，大分子结构裂解成自由基，自由基在活性氢存在的条件下与氢发生反应，生成H/C比比较高的小分子。将初步制成的油经过提质加工脱出S 、N 、O 等杂质原子，生成符合规格的成品油。在煤液化过程中还可以脱除煤中的矿物质。图3为神华集团煤直接液化示范工程工艺流程。整个工艺流程由以下主要部分构成，简介如下： A 、热力发电厂
热力发电厂为整个工艺提供电力和蒸汽，蒸汽主要用途是推动汽轮机做功发电或推动离心式压缩机等。由于煤制油厂区位于缺水地区，所以发电厂汽轮机组排汽冷凝均采用空冷方式。 B 、煤液化
煤-油共炼是煤与渣油混合成油煤浆，再炼制成液体燃料。由于渣油中含有煤转化过程所需的大部分或全部的氢，从而可以大幅度降低成本。该工艺是把煤先磨成粉，再和自身产生的液化重油（循环溶剂）配成煤浆，在高温（450℃）和高压（20～30MPa ）下直接加氢，将煤转化成汽油、柴油等石油产品，1t 无水无灰煤可产500～600kg 油。
图4 煤炭直接液化示意图
C 、天然气制氢
天然气制氢需要消耗高品位的蒸汽，其制气原理如下：
原料天然气和蒸汽在转化炉管中的高温催化剂上发生烃—蒸汽转化反应，
CH 4+H2O= CO+3H2-Q (1) CO+H2O=CO2+H2+Q (2)
第一个反应需要吸收大量的热量，后一个反应放出微量热量。 D 、煤制氢
图5为煤制氢系统流程图：
图5 煤制氢系统流程图
在这个系统中需要大量的高品质蒸汽和多台蒸汽驱动式压缩机，在图5中水煤气压缩段的冷却供回水中余热利用不佳。 E 、空分装置
空分装置采用汽轮机驱动式离心压缩机。 四、余热利用
在煤制油、煤制烯烃工艺过程中需要大量的蒸汽，这些蒸汽不仅用来参与合成反应，还用来推动汽轮机做功，进而带动离心式压缩机。因此，系统中会产生大量的低品位乏汽和冷却水，这些乏汽和冷却水中携带着大量的热能。又由于此类企业大多建在缺水地区，废汽和废水的冷却大多依靠空冷，造成了巨大的能源浪费，也预示着此方面有很大的余热再利用的空间。
五、目前国内煤制油、煤制烯烃主要分布状况
范文三：煤化工工艺
一、工艺及工艺说明：
工艺 1
说明：
闪蒸器内工艺黑水经泵提升至混凝混合器，在混凝混合器前后分别投加絮凝和助凝药剂，在管道中完成直流混凝反应，然后进入净化器（净化器处理量：单台处理能力≤300m3/h净化器内部无转动部件，无需维护；单台处理能力≥300m3/h净化器内部增设转耙）中，经离心分离、重力分离及污泥浓缩等净化过程，从净化器顶部排出经处理后的清水至清水池回用。净化器锥体部设置一台渣浆泵输送至污泥干化装置处置。
工艺 2
说明：将闪蒸器及其它需要处理的黑水送至调节池，调节池黑水经泵提升至混凝混合器，在混凝混合器前后分别投加絮凝和助凝药剂，在管道中完成直流混凝反应，然后进入净化器（净化器处理量：单台处理能力≤300m3/h净化器内部无转动部件，无需维护；单台处理能力≥300m3/h净化器内部增设转耙）中，经离心分离、重力分离及污泥浓缩等净化过程，从净化器顶部排出经处理后的清水至清
水池回用。净化器锥体部设置一台渣浆泵输送至污泥干化装置处置。
二、工艺特点：
1、净化器处理量：Q≤300m3/h净化器内部无转动部件，无需维护；
2、工艺流程短，故障率低，运行稳定可靠；
3、采用PLC控制，并可远程监控，自动化程度高，工人劳动强度低；
4、设备占地面积小：处理量为180m3/h的单台设备，直径仅为3.7m，为传统高效斜板（管）澄清器的1/6；
5、处理能力强，效率高。设备处理负荷SS可达30000mg/L，最高可达90000mg/L；废水在设备内的总停留时间≤30min。
6、单台处理能力大于300m3/h设备内设转耙，设备直径小于传统设备，占地面积小。
范文四：煤化工工艺
我国煤化工工程进展
院系：化工与能源学院
专业：化学工程与工艺
班级：二班
姓名：谢登科
学号：20100380218
我国煤化工工程进展
摘要：煤、石油、天然气是当今世界的主要能源。根据报道，石油的储量仅够全世界用46年，而煤炭还可以使用200年。煤炭将在未来一段时间内成为人类的主要能源。因此，煤的高效、洁净利用是21世纪能源和化工领域中的重大课题，煤化工技术的发展呈现能源转化为主、规模型和技术商品化等特点，煤炭的液化、气化、焦化等是现代煤化工技术的发展方向。本文重点讨论了我国现代煤化工技术的现状和发展方向。
关键词：煤化工技术；现状；进展
1我国煤化工发展现状
我国的能源主要特点是：富煤、贫油、少气，同时我国又是一个人口大国，中国对能源的需求量相当大。石油基液体燃料和化工品的短缺量很大,预计到2020年发动机液体燃料消费量将达到3亿吨,原油进日量将超过消费总量的60%
【1】。如果到2020年通过煤化工能够达到每年相当5000万吨液体燃料的生产量,也仅相当于届时消费量的1/6,因此被认为发展煤化工的产品市场容量非常大。煤炭是我国支柱能源之一，而且分布较广、煤种齐全、储量丰富，因此发展煤化工技术，尤其是环保型洁净型能源技术对我国经济和社会的发展有深远的影响。自2002年以来,我国掀起新一轮煤化工产业发展与投资热潮【2】。我国煤化工产业中既有焦炭、电石、化肥、甲醇项目的传统煤化工,也有目前正在进行产业示范的煤制油、煤制稀烃、煤制二甲醚、煤制甲烧气、煤制乙二醇等五类现代煤化工项目。从技术层面来看,我国现代煤化工上下产业链全部打通,不存在任何技术问题,并且已经取得了一批拥有自主知识产权、世界先进水平的技术与成果。但是从战略管理层面来看,资源并没有得到充分利用,地区煤化工产业结构比较单一,宏观调控煤化工产业转型的效果不够明显,促进煤化工产业结构优化的政策、机制还不够完善，目前煤化工还存在诸多问题，资源消耗过多，能耗较高等都是当前面临的问题，需要进一步解决。
煤化工是指以煤为原料，经化学加工使煤转化为气体、液体和固体燃料以及化学品的过程。主要包括煤的气化、液化、干馏，以及焦油加工和电石乙炔化工
等。目前，我国的煤化工主要有三条产业链【3】，几乎是所有煤化工产业的基础，分别是：煤气化和煤液化、传统的焦化和电石乙炔化工。其中煤气化技术应用最广泛，煤化油技术壁垒最高，运用这三种煤化工技术，既可以在多个领域替代石油和天然气，还使得煤化工产业的延伸有了保障。
我国煤化工工程的工艺流程：1、煤炭气化须具备三个条件，即气化炉、气化剂、供给热量，三者缺一不可。它是指煤在一定温度及压力下，在特定的设备内，使煤中有机质与气化剂发生一系列化学反应，将固体煤转化为可燃气体和非可燃气体的过程。工艺是以干粉煤为原料,纯氧作气化剂,液态排渣,并以水冷壁取代耐火砖,属于加压气流床气化工艺【4】。其中可燃气体中含有CO、H2、CH4等，而非可燃气体中包含CO2、N2等。在选择煤炭气化工艺时，需要充分考虑气化用煤的特性及其影响，了解气化用煤的性质，如煤的反应性、粘结性、结渣性、热稳定性、机械强度、粒度组成以及水分、灰分和硫分含量等。2、煤炭液化煤液化是把固体煤炭通过化学加工过程，使其转化成为液体燃料、化工原料和化学产品的先进洁净煤技术。根据不同的加工路线，煤炭液化可分为直接液化和间接液化两大类。直接液化分成碳化和氢化。间接液化就是先把煤进行气化，生成水煤气，再合成乙烷、乙醇等燃料，也可以进一步合成燃油。煤炭气化中发生的反应有三种，包括煤的热解、气化和燃烧反应。其中煤的热解是指煤从固相变为气、固、液三相产物的过程。煤的气化和燃烧反应则包括非均相气固反应和均相的气相反应这两种反应类型。3、煤焦化是以煤为原料，隔绝空气，经高温加热到950℃左右，干馏生产焦炭，它又称煤炭高温干馏。同时在煤焦化过程中，还能够获得煤气、煤焦油并回收其它化工产品，主要生产炼钢用焦炭，同时生产焦炉煤气、苯、沥青以及碳素材料等产品。
最初，我国煤化工技术基础薄弱，与发达国家之间有所差距，需要从国外引进先进技术，然后采取队伍组织、项目选择、投资分配、目标管理等措施正确处理引进和自主开发的关系，并制定实施技术开发与基础研究并重的方针政策。进入21世纪后，随着对煤化工技术研发力度的加大，我国煤化工技术水平和生产能力已接近或达到世界先进水平。正逐渐从以焦炭、电石、合成氨为主的传统煤化工向石油替代品为主的现代煤化工转变。煤化工行业的发展对于缓解我国石油、天然气等优质能源供求矛盾,促进钢铁等相关产业的发展发挥了重要的作用。
同时造成资源浪费，环境污染问题严重。国家发改委曾经在2006年7月、9月,2008年10月三次紧急叫停煤化工项目【5】,但国内煤化工产能仍然增长迅速。然而，像个短短十几年，我国的煤化工却有了长足的发展。各大型工厂如雨后春笋般先后建了起来。如：我国甲醇生产规模最大的上海太平洋集团公司，研发新的生产装置，以煤为原料，年产20万吨甲醇，产量高且能耗小。山西安泽县总投资102.5亿元,项目包括300万吨甲醇、200万吨二甲醚,目标是成为全国最大的煤化工项目。另外，以煤为原料合成碳酸二甲酯、甲酸甲酯等也有望实现工业化。在863高科技发展计划的支持下， 我国自主研发了神华煤直接液化工艺和新型高效煤液化催化剂，并投入使用，煤的转化率和液化油产率都已达到国际领先水平，并申请了发明专利，神华集团首条百万吨煤直接制油示范生产线试生产成功， 产出了合格的石脑油、柴油等油品。不仅如此，我国煤气净化技术已达世界先进水平，将煤进行最大限度的利用，而且最大限度地控制煤释放的污染物，达到煤的高效、洁净利用，干熄焦、地面烟尘处理站、污水处理等已进入实用化阶段，焦炭质量显著提高，其主要化工产品的精制技术已取得可喜成绩。如：针对焦化行业的污染问题，近年来中国的大中型焦炉大多装备了高压氨水喷射无烟装煤设施、装煤除尘地面站和装煤除尘车、推焦除尘地面站和推焦除尘热浮力罩，较大程度上缓解了炼焦生产过程中的粉尘污染，而且建成投产了一大批脱硫装置和生物脱氮装置， 加上干法熄焦和副产煤气的综合利用， 焦化行业的环境污染情况得到了有效控制和明显改善。
2煤化工技术的发展趋势
世界已进入能源和化工原料多元化的时代，不同国家或地区都根据资源和经济发展的需求选择现实、可行的煤加工技术。煤的洁净化已经成为21世纪解决环境问题的主导技术，是煤化工发展的主要趋势，它是以煤炭洗选为源头，以煤炭气化为先导，以煤炭高效、洁净燃烧与发电为核心，以煤炭转化和污染控制为重要内容的技术体系， 实质是在煤加工的各个环境减少污染和提高效率。近些年来，温室效应较为严重。1998 年中国签署了《京都议定书》，并于 2002 年正式核准《京都议定书》，【6】中国作为一个负责任的大国，将承担起节能减排的重大责任，因此必须考虑煤化工装置的二氧化碳减排考虑到与石油和天然气化工
的激烈竞争，煤化工在各成熟单项技术的支撑下，必须以发挥资源优势为基础，以优化能源结构，特别是以优化终端能源结构为方向，通过洁净、高效的途径，为国民经济发展和社会进步提供优质的能源保障。
1、煤化工产业链初步形成
随着我国与世界经济一体化进程的发展，煤焦化、煤气化合成等正向规模大型化、技术综合化、产品多元化过渡，100万吨规模以上的焦化企业快速增长， 具有国际竞争力的大集团不断组建。预计能源转化型和产品联产型的综合煤加工也将成为现实。煤化工产业将逐步形成科研生产推广一体化格局。
2、为加快煤化工产业的发展，必须降低二氧化碳的排放
采用新技术以减少二氧化碳的排放，干粉煤气化可采用二氧化碳代替氮气进行粉煤的输送【7】，输送用二氧化碳则可来源于煤化工装置自身（如脱碳工序排放的二氧化碳），因此，以二氧化碳为输送介质的干粉煤气化工艺在二氧化碳减排方面具有一定意义。脂肪族聚碳酸酯是二氧化碳和环氧化合物（环氧乙烷、环氧丙烷或环氧环己烯等）在催化剂作用下形成的高分子聚合物，该材料可在自然环境中完全降解，可用于一次性包装材料、餐具、保鲜材料、一次性医用材料和地膜等方面【8】。用氧化性能温和的二氧化碳可抑制烃类完成氧化，提高目标产物选择性【9】。二氧化碳排放分析表明煤化工装置二氧化碳减排与化学利用的紧迫性，通过新技术选择、工艺优化和化工园区的工艺装置联合，实现化工园区内部化工物流中的氢碳原子合理利用，从而可达到煤化工装置二氧化碳的规模化减排，这是目前较为现实的选择。
3、引进先进技术，努力发展煤炭液化
依据煤质和其他综合条件， 发展煤直接液化和间接液化，已成为国内煤炭企业和产煤地区关注的热点。煤炭液化作为煤炭化学转化的高技术， 其产业化将经历一个较长时期的发展，需要推动解决的问题有：结合资源、经济等条件，认真研究煤炭液化的技术发展规划和未来产业格局， 积极引进先进技术，配套、完善、提高产业化整体技术和装备，开发具有自主知识产权的工艺和关键装备;完善商业化工厂建设的投融资机制，拓宽国内外投融资渠道; 建立国家级煤炭液化科研和工程技术开发基地，大力培育专业队伍等都是今后一段时间需要解决的问题。
4、以新技术为依托加快煤气化，焦化的发展
开发先进煤气化技术对煤炭行业发展煤化工有重要意义。目前，煤炭企业发展煤气化技术需要在总结国内外先进技术的基础上，结合煤种、煤质特点，通过技术研究，开发或采用适宜的工艺和炉型，如加压固定床气化和液态排渣气化等。发达国家炼焦工业的收缩，以及中国国内取消土焦、淘汰小型落后炼焦工艺都为发展先进、大型焦化工业提供了新的机会，煤炭行业具有原料、运输等优势，特别是拥有优质炼焦煤资源的企业或产煤地区，如山西、黑龙江七台河等地区，具有发展较大规模、生产优质或特色冶金焦、铸造焦的条件，可以抓住当前机遇，高起点、高水平地推动焦化工业的发展。另外， 国内发展煤气化合成化工产品或替代液体燃料的势头很旺， 如合成甲醇或进一步加工下游产品（醋酸、醋酐等），合成二甲醚（一步法合成二甲醚技术正在开发中）。煤炭企业可结合自身情况发展多联产系统，原料方面可考虑将煤、煤层气、伴生矿物加工相结合，工艺方面将煤化工、发电、建材、冶金等相结合，产品方面应形成化学品、液体燃料、电力、热力、煤气、建筑材料和金属材料等关联生产，达到资源、能源的充分利用和循环生产。总之，煤化工是资金密集型和技术密集型产业，对发展煤化工的一些制约因素应有充分的考虑， 我国的煤化工技术还有待进一步研发。
参考文献
[1]杜铭华.中国新型煤化工产业发展前景,煤科总院北京煤化工研究分院,100013.
[2]谢芳.媒化工园区优化产业结构进程中政府职能转变研究——以内蒙古准格尔旗大路煤化工园区为例.
[3]曹武昌.浅谈我国煤化工工程的工艺流程,湖南化工医药设计院.
[4]王景超,张善元.煤化工技术进展及其产业化现状.现代化工,第24卷第12期,0253—4320(2011),12-0007-05.
[5]崔宏宾.我国煤化工产业发展研究.现代商贸工业,1672-3198(2011),12-0006-02.
[6]王大全.“京都议定书”“低碳经济”与二氧化碳绿色化[C].二氧化碳减排和绿色化利用与发展研讨会论文集,郑州,2008:1-9.
[7]何正兆,宫经德,郑振安,等.煤气化技术方案比较及选择[J].化工设计,2006,16(3):3-6.
[8]钱伯章,朱建芳.二氧化碳合成可降解塑料的现状与进展[J].橡塑资源利
用,2008(2):34-37.
[9]任军,李文英,谢克昌.二氧化碳氧化乙苯脱氢制苯乙烯研究评述[J].天然气化工,2004,29(5)60-64.
范文五：煤化工废水
SHANGHAIJIAOTONGUNIVERSITY
现代环境化工技术课程论文
学生姓名:
学生学号:
专
日业:期:罗涛
煤化工废水“零排放”技术及存在的问题
环境科学与工程学院罗涛115160910008
摘要：本文分析了煤化工废水的水质特点，并归纳了现阶段常用的废水零排放技术，最后分析了煤化工零排放技术存在的问题并给出了相应的对策及建议。
关键词：煤化工；废水零排放；膜技术
Thecoalchemicalwastewaterzerodischargetechnologiesand
itsproblems
Abstract:Thecharacteristicsofcoalchemicalwastewaterareanalyzedinthispaper,andthecurrentcommonwastewaterzerodischargetechnologiesaresummarizedaswell.Andfinallytheproblemsofcoalchemicalindustryzeroemissionstechnologiesarepointedout,andthecorrespondingcountermeasuresandsuggestionsaregiven.
Keywords:Coalchemicalindustry;Wastewaterzerodischarge;Membranetechnology
1概述
我国的石油、天然气资源短缺，煤炭资源相对丰富。从长期来看，国内的石油资源难以满足未来经济发展和人民生活水平提高对石油、天然气资源的需求。发展现代煤化工产业，即以煤气化为龙头的化工产业，主要合成、制取替代石油化工产品和燃料油的产品，可促进后石油时代化学工业的可持续发展。
煤化工是以煤为原料,经过化学加工使煤转化为气体、液体、固体燃料以及化学品的过程，主要包括焦化、气化、液化和合成化学品。中国是世界上最大的煤化工生产国。煤化工与石油化工、天然气化工相比，具有工艺流程长、技术复杂、产品单一、产业链较短、环保问题突出、装置投资高、经济效益低等弱点。
煤化工产业耗水量巨大，产生的废水量也大、水质复杂、污染物浓度高。而煤炭资源丰富的地域，往往既缺水又无环境容量，废水虽然经过处理满足国家的相关排放标准，但由于无排放河流或无环境容量，仍无处可排。水资源和水环境问题已成为制约煤化工产业发展的瓶颈，寻求处理效果更好、工艺稳定性更强、运行费用更低的废水处理技术，实现废水“零排放”已经成为煤化工发展的自身需求和外在要求。
2煤化工废水的分类及水质特征
在煤的燃烧气化过程中，对粗煤气进行冷却、洗涤时产生大量污水。这些煤气化污水水质组成十分复杂。煤化工废水不仅与煤质有关，还与煤气化生产工艺密切相关。对废水分类收集、分质处理是煤化工项目实现废水“零排放”的前提条件。按主要污染物类型划分，煤化工废水一般分为有机废水和含盐废水。
有机废水主要包括气化废水、化工装置废水、地面冲洗水、初期雨水及生活污水等，其水质
特点是COD和氨氮浓度较高。有机废水中气化废水所占比例最高，占60%以上，气化废水的水质主要和气化温度有关，表1统计了几种典型气化废水水质情况。
表1典型气化废水水质
污染物种类
焦油
总酚
氨氮
氰化物
COD污染物质量浓度/（mg/l）鲁奇炉（酚氨回收后）100-200200-300300-500403000-4000壳牌粉煤气化10-2020150-2505300-50010150-25010300-500德士古水煤浆
气化废水的水质特点是污染物浓度高，溶解或悬浮粗煤气中的多种成分（无机污染物有氰化物、硫氰化物、硫化物、铵盐等；有机污染物有多环芳香族化合物、氮、氧、硫的杂环化合物、焦油等）。这类废水总体性质表现为酚类及油分浓度高、氨氮浓度高、生化有毒及抑制性物质多等诸多特征，生化处理过程中难以实现有机污染物的完全降解，是一种典型的高浓度、高污染、有毒、难降解的工业有机废水。
含盐废水（也称清净废水）主要包括循环排污水、化学水站排水等，其特点是悬浮固体（SS）和总溶解固体（TDS）浓度较高，而氨氮和COD浓度相对较低。废水TDS浓度高的主要原因是循环水系统、化学水系统对新鲜水的浓缩和给排水系统化学药剂的添加。表2列出了典型循环排污水和化学水站排水水质情况。
表2典型含盐废水水质
污染物种类
COD
BOD
SS
总氮
TDS污染物质量浓度/（mg/l）循环排污水50-8010-208-155-101800-2600化学水站排水50-6010-155-105-102500-3500
含盐废水的水质特点是随着煤化工耗水量大，随之产生的浓盐水总量越来越大，水中含盐种类较多（如典型的钙盐、镁盐、氯化物、硝酸盐、硅酸盐、磷酸盐等）、污染物浓度高（污染物的浓度是原水的4-10倍）、成分复杂、水质外观清澈透明、无明显异味[1]。浓盐水中含有的各种盐类，具有较高的利用价值，如从浓盐水“零排放”产生的固废中可以提取各种矿物质，以实现资源化[2]。
3煤化工废水“零排放”处理技术
煤化工生产中所产生的废水包括：生产废水、生活污水、清净下水、初期雨水等。生产废水
主要来源于气化废水；生活污水主要来源于厂区职工产生的生活污水；清净下水主要来自循环冷却水系统的排污水和脱盐水站的浓盐水；初期雨水主要是受污染区域的前10min收集雨水。煤化工废水的主体水量是清净下水和生产废水。一般考虑将生产废水、生活污水、初期雨水等进行收集后处理回用，清净下水单独处理后回用。回用水一般考虑作为循环冷却水系统的补充水。煤化工废水“零排放”典型工艺流程见图1。
达标
有机废水处理
均质调节
水解酸化
有机
废水生化处理
介质过滤
深度处理含盐废水含盐废水处理均质调节澄清浓盐水介质过滤超滤一级反渗透含盐废水处理预处理介质过滤高效反渗透高浓盐水高浓盐水固化自然蒸发机械蒸发固体盐分填埋
污泥带走回用水回用水回用水
图1煤化工废水“零排放”典型工艺流程
3.1有机废水处理工段
目前，煤化工行业有机废水处理工艺路线基本遵行（预处理+生化处理+深度处理）的三段式处理工艺。
预处理工段包括隔油、气浮、沉淀等，主要目的是去除乳化油和SS及胶态COD。对于鲁奇气化废水，还要进行酚氨回收。值得注意的是由于萃取工艺的不同，国内酚氨回收装置对酚氨脱除效率要远远低于国外装置，预处理后废水中酚氨浓度为国外的3倍以上，从而大大增加了后续生化处理的难度，因此采用鲁奇气化的煤化工项目要实现“零排放”，首先要提高酚氨脱除装置的脱除效率。生化处理工段，可根据水质及场地情况选择A/O、A2/O、SBR、氧化沟、膜生物反应器（MBR）等工艺。高温气化废水COD浓度不高，但氨氮浓度高，因此应选择硝化和反硝化效果好的处理工艺。高温气化废水生化处理在设计时需要注意的是应重视废水ρ（COD）/ρ（N）比。若ρ（COD）/ρ（N）比≤7时，说明反硝化碳源不足，应考虑外加碳源，提高反硝化脱氮效果，或采用短程硝化/反硝化新工艺，节省反硝化所需的碳源。
有机废水采用上述处理工艺处理后，经混凝沉淀，基本可以达到国家或地方排放标准，COD、氨氮质量浓度一般可降至100mg/l、15mg/l，但距离作为循环补充水要求还有一定的差距，需要进行深度处理。影响废水回用的水质指标主要有COD、氨氮TDS等。GB50050-2007《工业循环冷却水处理设计规范》规定，回用水作为循环补充水COD、氨氮和TDS的控制指标，分别为
30mg/l、5mg/l和1000mg/l。深度处理工段在设计时应注意两点。
（1）深度处理工艺一般采用适合处理微污染废水的曝气生物滤池工艺（BAF）。但有机废水经过生化处理后，可生化性变差，B/C值一般小于0.3。若直接采用BAF工艺，对废水中有机污染物基本没有去除效果，因此需要在BAF前端设高级氧化处理。可采用臭氧氧化工艺，提高废水可生化性。
（2）为保证出水稳定性和可靠性，防止出水水质波动对后续膜处理的冲击，应在深度处理末端增加活性炭吸附工艺。为降低运行成本，活性炭吸附池设旁路系统，当出水水质良好时可不经吸附直接进入后续工段。
有机废水经（预处理+生化处理+深度处理）的三段式处理工艺处理后吗，进入含盐废水处理系统进一步除盐。
3.2有机废水处理工段
随着膜分离技术和膜生产工艺的提高，膜的使用寿命在不断提高，而且使用价格也在不断降低，膜的使用越来越普及。目前，煤化工行业含盐废水处理工艺路线多采用（预处理+双膜法）两段式（即超滤-反渗透）处理工艺。
预处理一般为絮凝沉淀和过滤工艺。主要去除废水中的SS，为后续双膜处理创造条件。双膜法作为循环排污水和化学水站排水的脱盐主体工艺已在石化、电厂、化工等领域得到广泛应用，技术比较成熟。但需要注意的是，反渗透膜作为一种高分子膜，应严格控制进水COD含量。经验数据表明：如COD浓度超过60mg/l长期运行，会积累某些难以冲洗的污垢，导致膜性能下降，影响正常运行。此外，也应严格控制BOD和氨氮的浓度。BOD和氨氮浓度偏高容易造成微生物在膜上的滋生。根据运行经验，当含盐废水COD和氨氮的进水质量浓度超过80mg/l和15mg/l时，建议在预处理之前增加生化处理段，进一步去除COD和氨氮，为后续膜处理创造良好的条件。考虑BAF工艺适合处理微污染废水并能有效去除氨氮、铁、锰等污染物，生化处理可采用BAF工艺。
反渗透膜在水通量、脱盐率、脱除有机物和抗生物降解方面表现出极高的性能。一般，反渗透装置的系统脱盐率≥98%，水的回收率≥75%。由于煤化工含盐废水水质相对较差，反渗透系统水的回收率多在60%-65%之间，回收率取值过高将会大大降低反渗透膜的使用寿命，提高处理成本。反渗透系统还将产生35%左右的浓盐水。浓盐水需进入浓盐水处理系统进一步处理。
3.3浓盐水处理工段
浓盐水汇集了除盐水系统、循环水系统、锅炉排水以及回用水处理系统等浓水，其处理过程一般要经历浓盐水处理和高浓盐水固化处理两个阶段。浓盐水的处理是制约煤化工废水“零排放”的关键技术。如将浓盐水用于煤堆场及灰渣场的除尘洒水，由于很多渣场或煤场为封闭式设计，所需调湿消纳的水量是有限的，而且浓盐水中含有的高浓度的氯离子进入原料煤容易腐蚀设备。而且用于灰渣场的浓盐水还容易造成二次污染，影响灰渣综合利用产品的质量，所以该技术已被行业所淘汰。若直接将浓盐水进行蒸发处理会产生高额的运行费用，故需结合一些其他先进的处理技术，来降低能耗、资金投入及运行成本。一般先使浓盐水浓缩（TDS质量浓度达到
50000-80000mg/l）[3]以减少后续的处理规模、投资和能源消耗。另一部分是浓缩后的高浓盐水，国内外对高浓盐水的处理一般采用蒸发的处理方式。
3.3.1浓盐水传统预处理技术
浓盐水传统预处理包括絮凝、沉淀、多介质过滤、活性炭过滤、微滤和超滤等预处理方法。经过预处理后的浓盐水能够达到防止结垢、胶体污染、微生物污染、有机物污染和膜劣化等作用。但传统的预处理技术存在运行效率低、能耗比较高的问题。除此之外，常用的预处理技术还有结晶除垢技术和离子交换技术。
3.3.2盐水膜浓缩处理技术
膜浓缩是减少蒸发处理的规模，降低能耗和投资的必不可少的手段。正渗透技术目前还处于实验室研发阶段，但是有着很好的发展前景。经过膜浓缩后的高浓盐水质量浓度在50000-80000mg/l的范围内时，对后续处理较易，其水量约占浓盐水总量的5％左右[3]。若高浓盐水的浓度过低，说明浓缩倍数小，高浓盐水水量大，会增加后续高浓盐水固化处理投资和运行成本；若浓盐水浓度过大，那么浓盐水膜浓缩工段的负荷增加，会造成膜浓缩投资和运行成本升高。
2002年HERO膜浓缩工艺在北美已有工业应用。该工艺主要用于热力蒸发系统或其他结晶设施前的预浓缩[4]。能够显著降低后续处理系统的投资和运行费用。其主要工艺流程为：来水过滤后经软化去除水中的硬度、经脱气去除水中的二氧化碳、再加碱调节RO进水pH至8.5以上。在高pH模式下运行，RO膜处于连续清洗模式，降低清洗频率，不产生难溶盐的污染，抗颗粒性/胶体/有机物/细菌污染性强[5]，对硅去除率高，RO的水回收率能够达到90％以上，可将进入热处理废水量降到原水量的10％甚至更少。HERO工艺运行稳定、运行成本相对较低（一般比传统的RO要低15％-20％）、投资费用相对较低（一般比传统的RO要低30％）、占地空间小。HERO工艺的回收水水质虽然可与常规RO浓缩工艺水质相同，但其前处理系统较为复杂，消耗大量碱，运行稳定性差。常用的有高效反渗透技术（highefficiencyreverseosmosis，HERO）膜浓缩工艺、OPUSTM工艺以及震动膜浓缩工艺等。反渗透工艺流程图如图2所示。
原水泵沙滤碳滤精滤增压泵反渗透
无油空压机臭氧发生器氧化罐缓冲罐清洗水箱
图2反渗透工艺流程图
3.3.3高浓盐水的蒸发技术
经过膜浓缩后出来的是高浓盐水，已经不适用于膜处理再次浓缩。此时，蒸发技术可以突显出更高的经济性，成为主要的除硬单元心[6]。因此，在浓盐水处理过程中仍然无法脱离蒸发技术，把浓盐水进一步浓缩，满足结晶的需求。目前，蒸发结晶技术多由一些国外专利商主导，其设备材质需要使用高强度、耐腐蚀合金钢，甚至是钛材制造，投资大、能耗极高、运行成本高。
膜蒸馏（membranedistillation，MD）是膜技术与蒸馏过程相结合的膜分离过程。它以疏水微孔膜为介质，在膜两侧蒸气压差的作用下，料液中挥发性组分以蒸气形式透过膜孔，从而实现分离的目的。膜蒸馏是一种以蒸汽压差为推动力的新型分离技术，即通过冷、热侧相变过程，实现混合物分离或提纯。与传统蒸馏方法和其他膜分离技术相比，该技术具有运行压力低、运行温度低、分离效率高、操作条件温和、对膜与原料液间相互作用及膜的机械性能要求不高等优点，可充分利用太阳能、废热和余热等作为热源[7]。膜蒸馏尚存在一些缺点：膜成本高、蒸馏通量小，运行状态不稳定，膜蒸馏采用疏水微孔膜局限性较大[8]。同时，存在着与其他膜分离技术相同的问题，如：膜污染、结垢、堵塞等，应用领域还不是很广泛。可商业化运行的技术难题，如膜组件的优化设计、膜材料的研究、膜蒸馏机理模型等，需要进一步的完善。常见的高浓盐水的蒸发技术还有自然蒸发（即蒸发塘）技术、强化自然蒸发技术、机械压缩蒸发工艺、多效蒸发工艺和多效闪蒸工艺。膜蒸馏技术工艺流程图如图3所示。
⑥
①②⑤
⑦
④
图3膜蒸馏技术工艺流程图
其中①：恒温控制器；②：料液循环槽；③：加热器；④：循环泵；⑤：膜蒸馏器；⑥：压力计；
⑦：冷凝器；⑧：真空泵；⑨：接受瓶
3.4高浓度浓盐水的喷雾结晶技术
在经过膜浓缩和蒸发处理的浓盐水中盐分浓度很高，后续需要进行结晶处理进行盐的固化。结晶处理是水中物质固化最后的步骤，运行的可靠性要求比较高。蒸发结晶和喷雾结晶技术均是在技术和经济上适用于浓盐水“零排放”的结晶技术。
喷雾结晶是在结晶塔内，先将高浓盐水通过隔膜泵高压输人，用喷嘴将高温的高浓盐水喷成雾状，同热空气并流下降；比表面积极大的雾滴与常温或低温气流直接接触，气一液之间热交换迅速，水分急剧蒸发，盐类迅速冷却，因而生成大量晶核和晶体，完成结晶过程。所产生的水蒸气再被冷凝成淡水予以回收。喷雾结晶由于结晶过程在空中完成，不与反应器器壁接触，因此避免了结垢对反应器的不利影响[9]。喷雾结晶具有操作简单稳定，控制方便，容易实现自动化作业等优点，但能耗大是制约其发展及应用的主要因素。基于其浓缩倍数很高，近年对其的研究趋势是将喷雾技术与其他技术耦合起来，共同处理浓盐水。⑨⑧
4煤化工废水“零排放”处理技术存在的问题及对策建议
煤化工废水“零排放”方案虽然理论上基本可行，但在实际工程实践中存在诸多难点。废水“零排放”的实现与主体工艺的稳定性、水处理单元工艺集成、废水回用调度等密切相关。其技术经济可靠性面临严峻考验。目前我国尚未有一家煤化工企业真正实现废水“零排放”。煤化工废水“零排放”技术的研究和应用在我国仍处于起步阶段。废水“零排放”在生产安全、经济成本和环境保护方面存在一定问题。应引起有关部门和相关企业的高度重视。
4.1经济成本
4.1.1存在问题
煤化工项目要实现废水“零排放”。除克服技术方面的困难外，还需要投入大量资金。以60万t煤制烯烃项目为例。若以达标排放为目标。污水处理装置的投资约1-1.5亿元：但若实施废水“零排放”方案。污水处理及回用装置的投资约6-8亿元。投资需增加5亿元以上，采用蒸发塘方案较蒸发结晶投资低1亿元左右（不考虑土地成本）。另外，废水“零排放”过程产生的结晶固体。需作为危险固废进行安全填埋处理，要求配套建设高投资的危险固废填埋场。此外，还需配套建设大容积的废水暂存池。废水暂存池的容量一般需要几十万甚至近百万立方米。投资上亿元（还不考虑占地投资）[10]。
高运行成本也是当前制约煤化工废水“零排放”应用和普及的重要因素。实现废水“零排放”的经济代价是巨大的。从另一个角度看废水“零排放”是以较多的能源消耗换取污染物的减排。对某煤制天然气废水“零排放”各工段的能耗情况进行初步测算．有机废水处理段的综合能耗为76.2MJ/t。含盐废水处理段的综合能耗为32.6MJ/t。浓盐水处理段的综合能耗为133.7MJ/t。高浓盐水固化工段的综合能耗为1198.5MJ/t。该项目废水“零排放”系统总的综合能耗为225.5MJ/t（折
7.7kg标），各工段以高浓盐水固化段能耗最大，占全流程能源消耗的65％。废水“零排放”系统综合能耗与GB/T50441--2007《石油化工设计能耗计算标准》给出的标准值46.05MJ/t污水相比，废水处理运行的能耗代价高昂[3]。
4.1.2对策及建议
实现“废水零排放”的经济代价是巨大的。从另一个角度看，废水零排放是以较多的能源消耗换取污染物的减排，因此在解决水环境污染的同时，一定要综合考虑由此带来的高能耗和高投资运行成本问题，其中特别应关注蒸发结晶、焚烧的处置方式。
高投资、高成本、高能耗是目前制约废水“零排放”方案普及的制约因素之一。目前水资源费和排污费定价偏低，甚至远低于废水处理与回用成本，导致许多先进实用的水处理技术无法发挥应有的作用，许多企业不愿对废水深度处理回用，一些企业甚至将废水偷排。因此，国家应尽快大幅提高水资源和废水排放收费标准，倒逼企业。同时，政府部门应集中精力搞好监督管理，尤其要加大对不法企业的检查惩处力度，不断提高违法成本。只有当违法成本高于守法成本、企业新鲜水使用成本高于废水处理回用成本时，才能触动排污者的切身利益，使废水处理与回用变为自觉行动，减少废水排放。
4.2生产安全
4.2.1存在问题
气化废水的水质受煤质、气化温度、气化压力等影响，波动性大。况且，目前我国现代煤化工大多处于工程示范阶段，为实现高效低能耗生产，工艺参数需要不断调试。而物料平衡、反应温度、压力等的变化必然导致废水水量和水质的变化，并直接影响废水的末端治理和回用[11]。以神华煤制油项目为例，由于煤质波动和前端生产操作系统的不稳定，有机废水处理进水中COD浓度波动范围达10倍以上，对生化系统带来冲击，导致生化系统无法正常运行，进而导致整个“零排放”系统瘫痪，大量的废水需要外排，若无足够容量的水池储存该部分废水，生产装置只能停车。
含盐废水处理的核心问题一是膜浓缩和热浓缩的污堵问题和设备腐蚀问题，二是整个系统盐平衡的优化问题。水中污染物对膜装置的堵塞和高盐分对设备的腐蚀降低了膜浓缩、热浓缩的处理效率和膜装置和设备的使用寿命,运行成本较高，亟需开发新型高效含盐废水处理工艺。
浓液的妥善处置是真正实现废水零排放最重要的环节。自然蒸发塘需要确定合理的防渗级别，浓液管路传输中需要解决结晶、保温、堵塞等工程问题。蒸发结晶和焚烧的最大的问题是能耗高、对材质防腐要求高，在设计中应做好全面的技术经济论证。
4.2.2对策及建议
煤化工废水“零排放”方案涉及的工艺难度大、流程长、系统复杂，流程之间相互影响，很容易发生多米诺影响。任何一个环节出现问题均会影响项目废水“零排放”目标的实现。因此，煤化工项目废水“零排放”各处理工段的有机衔接、物料平衡(特别是盐平衡)非常重要，全厂水管理达到动态水平衡是实现废水“零排放”目标的关键要素。煤化工项目在废水“零排放”方案设计时，应对全流程进行风险分析[12]。分析当某单元或某构筑物/设备出现故障或达不到处理能力时，将对后续处理工艺产生什么样影响。如后处理工艺进水水质超标、进水流量不稳定等；并提出相应应对措施，如各单元或各处理构筑物/设备的抗冲击能力，超越方式以及污水切换走向，污水暂存池容积核算，非正常工况或故障时的污水去向等。
4.3环境保护
4.3.1存在问题
废水“零排放”的环境问题主要有结晶固体处理不当可能产生的次生环境污染以及废水暂存池环境风险隐患。煤化工废水“零排放”方案，结晶固体量较大。以60万t/a煤制烯烃项目为例，结晶固体产量高达6万-8万t/a。这部分废渣需作为危险废物进行安全填埋[13]。结晶固体中含有高浓的金属离子和有机物，一旦处理不当，所含的污染物就会污染地下水系统，造成二次污染。煤化工实施废水“零排放”方案，需配套建设大容积的废水暂存池，废水暂存池若选址不当可能会造成地下水污染，且废水暂存池有溃堤等风险。
化工装置在非正常工况下将产生大量不满足回用标准或虽满足回用标准但无回用途径的废水，由于零排放企业无废水排放口，这部分废水只能在厂内长时间贮存。由于废水量较大，很容易造成废水无序排放，污染当地地下水环境。如某煤化工企业在试运行期间产生的废水无法回用到循环水系统，企业便将其作为绿化用水，结果造成了厂区地下水污染。
4.3.2对策及建议
首先，废水零排放是在煤炭资源丰富、水资源匮乏、又缺乏纳污水体的特定条件下解决煤化工废水出路的措施，而不应该作为煤化工项目上马的硬性要求之一。对煤化工项目的水污染控制，应立足于不恶化地表水体质量、不污染地下水，将污染限制在可控范围内。在水资源丰富的南方地区不宜倡导零排放，北方地区也应因地制宜，区别对待:如果有纳污水体，应尽可能利用自然水体，不宜硬性要求零排放；在确实没有纳污水体地区，应该以保护地下水为前提，优先选用能耗、物耗较低的处置方式。
其次，煤化工项目应集中布局，以水资源最大化利用作为根本目标之一，对水资源进行统筹管理，从企业-园区-区域3个层面做好废水的处理处置和水资源的梯级利用，从而实现废水零排放。例如，对于非正常状况下产生大量废水的情况，依靠单个企业的事故水系统很难满足废水储存要求，而利用园区化模式建立公共事故水系统，统筹考虑区域或者化工园区的废水集中储存和回用，可以分担企业压力，降低环境风险。
5结语
在目前阶段，煤化工废水“零排放”是在煤炭资源丰富、水资源匮乏、又缺乏纳污水体的特定条件下解决煤化工废水出路的措施，但不应作为煤化工项目建设的硬性要求。实现废水“零排放”还需要较高的能源消耗，因此应根据项目所在地水资源、水环境容量、能源、自然条件等客观条件综合确定是否需要实施废水“零排放”方案。
煤化工废水零排放技术与现代煤化工技术一样在我国尚处于起步阶段，存在技术、经济、环境、规划管理方面的一系列问题。因此国家首先应制定政策，确定试点,积累技术，加以引导，而不能“一哄而上”。废水零排放的本质是用能源消耗换取污染物的减排，因此在水资源相对丰富、有纳污水体的地区不宜盲目推行废水零排放，这和国家“节能减排”及“低碳经济”的要求是相矛盾的。其次，要加强废水零排放的技术研究和储备，指导相关部门和企业加大科研力度，深入研究。再次,要积极推进规划环评，强化环境管理，结合区域水环境矛盾和煤化工发展实际情况，进行标准、环境管理等方面的研究，为实施煤化工废水零排放提供保证。
参考文献
[1]宋英豪,陈瑞芳,熊娅,等.基于零排放浓盐水处理技术的发展[J].环境工程,2013(S1):263-265.
[2]王愉晨,池勇志,苏润西,等.浓盐水零排放技术的研究进展[J].化工进展,2013,32(6):1423-1428.
[3]曲风臣.煤化工废水“零排放”技术要点及存在问题[J].化学工业,2013,31(2):18-24.
[4]徐秀萍,葛小玲.HERO工艺在电站废水"零排放"设计的应用[J].中国电力教育,2010(30):258-260.
[5]HeijmanSGJ,GuoH,LiS,etal.Zeroliquiddischarge:Headingfor99%recoveryinnanofiltrationandreverseosmosis[J].Desalination,2009,236(s1–3):357-362.
[6]FarahbodF,MowlaD,NasrMRJ,etal.Experimentalstudyofforcedcirculationevaporatorinzerodischargedesalinationprocess[J].Desalination,2011,285(3):352–358.
[7]MartinettiCR,ChildressAE,CathTY.HighrecoveryofconcentratedRObrinesusingforwardosmosisandmembranedistillation[J].JournalofMembraneScience,2009,331(1):31-39.
煤化工废水“零排放”技术及存在的问题
[8]环国兰,杜启云,王薇.膜蒸馏技术研究现状[J].天津工业大学学报,2009,28(4):12-18.
[9]OrenY,KorngoldE,DaltropheN,etal.PilotstudiesonhighrecoveryBWRO-EDRfornearzeroliquiddischargeapproach[J].Desalination,2010,261(3):321-330.
[10]童莉,郭森,周学双.煤化工废水零排放的制约性问题[J].化工环保,2010,30(5):371-375.
[11]程宗泽,张十川.新型煤化工产业发展近况与思考[J].煤,2009,18(6):39-42.
[12]周学双,赵秋月.对我国煤炭利用与煤化工产业发展的环保思索[J].中国煤炭,2009,35(11):106-109.
[13]郭森,周学双,杜啸岩.煤气化工艺清洁生产及环境保护分析[C]//2009中国煤化工技术、信息交流会暨产业发展研讨会.2009.
第11页共11页
转载请注明出处范文大全网 » 现代煤化工发展生产工艺比较
