煤化工（共8篇）
1.煤化工 篇一
21世纪的煤化工展望
摘要
传统煤化工产业已进入成熟期，代替为目标的新型煤化工产业正在起步。煤新型煤化工产业未来有很大的发展潜力。本文就对于传统煤化工和新型煤化工做了介绍，分析了新型煤化工的优势和现今的一些新型煤化工技术。
关键词：传统煤化工；新型煤化工；
前 言
以煤炭为原料的相关化工产业称煤化工。煤化工形成于18世纪后半叶，19世纪形成完整的煤化工体系，进入20世纪后，以油为基础原料的化工产业尚未广泛应用，煤化工在国民经济中占有重要的地位。第二次世界大战后，随着石油化工的兴起，很多以煤为原料的化学品转为以石和天然气为原料，从削弱了煤化工的地位。20世纪70年代的石油危机，使等发达国家重新开重视煤化工技术的研发。目前，煤化工产业主要在南非和中国有大规模的应用和发展，欧美发达国家主要着重开发煤化工技术和装备。
在目前全球发展低碳经济、应对气候变化的大背景下，传统煤化工产业粗放式的发展模式已严重产能过剩，亟待转型。基于我国“富煤、贫油、少气”的特殊能源结构，大力发展新型煤化工产业，是刻不容缓的重大战略课题。
第一章 传统煤化工和新型煤化工
煤化工按其产品种类分可分为传统煤化工和新型煤化工。传统煤化工的是指煤制焦炭、电石、甲醇等历史悠久，技术成熟的产业。新煤化工是指煤制油、烯烃、二甲醚、甲烷气、乙二醇等以煤基替代能源为导向的产业。新型煤化工是近几年才兴起的，技术尚未成熟，出现的背景是石油价格日益高涨、能源战略安全提上议程。
我国“缺油、富煤、少气”的资源赋存特征使得我国具有很长的煤化工发展历史。国内有世界上最大的煤化工产量，煤化工产品种类多、生产规模大，合成氨、电石、焦炭和煤制甲醇的产量也最大，是世界上仅存的用电石法线路制取聚氯乙烯的国家。世纪以来，国内油价早已突破百元大关，世界范围内对替代能源与替代化工原料的需求日益迫切，在这些背景下，国内新型煤化工产业稳步发展，其较快的产业化速度使其成为我国新型能源化工产业的重要组成部分。现在煤制烯烃、煤制油和煤制乙二醇等新型煤化工项目正在不断评价、完善和改进工艺流程，煤制油项目已经取得重大成果，新型煤化工产业即将进入产业化阶段。到 2015 年，国内的新型煤化工产业将具备成熟的技术和装备，届时将具有世界领先水平的工业化水平。
第二章 新型煤化工的优势
新型煤化工产业把先进煤气化作为主要手段，生产能替代石化产品的煤 化工产品，技术集成度较高，能合理的利用资源且具有较低的成本，其产品结构、工艺系统均可调节。对比传统煤化工，新型煤化工产业具有生产规模大、科技含量高、耗能低、绿色环保、原料易得等优点。
新型煤化工结合了能源开发与化工技术，实现了煤炭与化工的一体化，能有效的替代石油和天然气等传统能源，是未来的主要发展方向。新型煤化工产业的发展需要有充足的煤炭资源和水资源，其对生态环境、资金、技术和社会条件的要求也较高。“十一五”期间，我国新型煤化工产业取得很大突破，工业化示范项目取得了阶段性成果，多项技术已处于国际先进水平，激发了企业和地方发展新型煤化工产业的积极性。“十二五”期间，我国洁净煤发展方向是依托富煤区域拥有的丰富煤炭资源，构建煤化工循环经济产业园区示范基地，重点发展以化学品、燃气和材料为主导产品，兼顾副产品综合利用的低碳循环经济产业以及 CO2捕集和封存的低碳煤化工产业。
第三章 新型煤化工的技术发展状况
3.1新型煤气化技术
目前国内引进和即将引进的粉煤加压气化技术主要有 SHELL、GSP 和Krupp-Uhde。在消化吸收国际先进的煤气化技术的基础上，国内有航天 11所开发的航天炉（类似于 GSP），西安热工院的两段炉，华东理工大学的多喷嘴对撞式煤气化炉，中船重 711 所的塔式气化炉。国内外粉煤加压气化技术的发展趋势是气化装置大型化，也就是气化炉和废热锅炉大型化。
3.2煤制烯烃技术
2009 年 10 月，“流化床甲醇制丙烯（FMTP）”工业化试验装置在安徽一次化工投料成功，标志着具有世界先进水平、具有自主知识产权的一项煤化工核心技术取得重大突破。此前，我国已成功开发具有自主知识产权的MTO（甲醇制乙烯、丙烯混合物）技术，此次 MTP（甲醇制丙烯）技术的开发成功，使我国甲醇制烯烃技术处于世界领先地位。
德国鲁奇公司于 1990 年起开展了甲醇制丙烯的研究与开发，选择有南方化学公司制造的专用催化剂和固定床技术。该技术通过把甲醇脱水成为二甲醚，再把甲醇、水和二甲醚放入 MTP 反应器，在 400℃～450℃、0.13MPa～0.16MPa 下 2 进行，补充 0.5kg/kg～1.0kg/kg 水蒸气。最终甲醇和二甲醚的转化率达到 99%以上，丙烯为烃类中主要产物。
3.3煤制油技术
对于把煤间接液化的这一重大项目，在“十一五”规划期间，根据之前对于煤间接液化的研究基础，中科院山西煤炭化学研究所开展了相关技术的研究工作，即研究和开发费托合成浆态床合成油技术，经过研究所的不断努力，最终完成了中试，形成了比较成熟的煤化工工艺技术。利用该技术建设的三套工业化示范装置分别在 2009 年建成试运行，特别是伊泰 16 万吨/年装置的各项技术指标超过预期。
兖矿集团依靠自身的研究力量研究出在低温和高温间接的液煤制取油。低温法己成功运行五千吨级实验装置，高温法正在建设万吨级实验装置。2009 年 1 月兖矿集团榆林 100 万吨/年煤制油方案获得环保部的环境评价报告的批复。
针对费托合成技术，在 2004 年，中石化石科院开始进行有关方面的研究，大致陆续开展了一系列的研究工作，内容涉及到诸如 F-T 合成的催化材料等方面，涉及相当广泛。特别是针对固定床 F-T 合成催化剂的有关开发方面，通过应用平时对有关知识的积累，在深入分析 F-T 合成反应机理和特点的基础上，从催化剂的结构设计人手，通过制备方法的创新和优化，开发出第一代高性能的固定床 F-T 合成催化剂—RFT-1。2006 年初RFT-1 催化剂通过中石化集团公司组织的中试评议。中石化在镇海炼化建设的第一套 3000吨/天的 GTL 中试装置取得了巨大的成功，从而直到 2007 年 8 月，这个装置一共连续运行了二百多天，产油总量高达五百多吨。因此，可以说我国的煤制油工业示范已经取得阶段性成果，其技术已基本成熟，通过努力，我国煤制油技术在工业化方面将处于世界领先的地位，已经具备了大规模工业化生产的技术条件。
参考文献
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2.煤化工 篇二
1 煤化工技术的发展
煤化工技术在实际的应用中取得了一定的作用效果, 为缓解我国的能源危机工作带来了一定的参考依据。这种技术的本质在于:采取可靠的技术手段, 将煤炭资源转化为可以使用的气体或者固定燃料, 并对衍生出的化工产品进行不断地优化, 提高能源的利用效率。常见的煤化工技术可分为: (1) 煤液化; (2) 煤干馏; (3) 煤气化。
所谓的煤液化技术就是利用一定的化学技术把固体的煤转变为液体的燃料, 从而提供给其他行业所需的能源。液体燃料的主要物质就是碳氢化合物, 这种燃料在实践应用中的效果良好, 具有良好的发展前景。煤液化主要的操作手段有:直接的煤液化和间接的煤液化。相对而言, 间接的煤液化过程较为复杂。它首先是将煤炭通过气化的方式合成具有经济价值的气体, 主要成分是二氧化碳及氢气的化合物。这种化合物经过催化剂的作用可以生产出燃烧热量更高的液态烃类产品。直接液化法主要依赖的是溶剂。在煤炭与气态的氢气混合时, 为了提高氢气的比例。需要加入一定量的溶剂, 最终获得液态的燃料。这种燃料燃烧时释放的热量更多, 提高了能源的利用效率。除此之外, 煤液化也有其它的方法, 像氢煤法、供氢溶剂法等。
除此之外还有一种煤化工技术得到了普遍使用, 那就是煤干馏技术, 这种技术其实是在隔绝空气的基础上, 通过高温加热把煤炭原料进行分解, 然后才能获取相应的焦化产品。焦化产品具有较为广泛的使用空间, 所带来的经济效益明显, 为煤炭企业产业转型工作的开展提供了重要的参考信息。相对每干馏技术, 煤气化技术的工作流程相对比较复杂。这种技术的工作流程主要包括:对煤炭原料进行高温热化处理, 将固态的燃料转化为气态的可燃性气体。在转化的过程中需要加入一定量的气化剂, 提高转化效率。这些气化剂的实际作用效果明显, 主要依赖的是二氧化碳及空气之间的相互反应。由于不同的煤炭资源之间存在着一定的差异性, 煤气化技术应用中所需的具体条件也有所不同。在最终气体形成的过程中, 不同的煤层产生的化工产品有所区别, 客观地体现了煤气化技术的良好应用效果。
2 新型煤化工技术
从某种程度上来讲, 传统的煤化工技术已经无法满足社会经济的发展需求, 因此我们需要不断改革煤化工技术。与以往的煤化工技术相比较, 新型的煤化工技术具有较好的发展优势, 即能够降低能源的消耗量, 还能提升环境质量, 为我国可持续发展战略的落实带来了积极的保障作用。新型煤化工技术的主要内容有: (1) 各种合成烃的化学产品; (2) 煤气化技术; (3) 将煤原料转化为燃烧时释放热量更多的化学产品。
各种合成烃化学产品的出现, 降低了环境污染问题的发生率。这些产品的来源主要是煤原料, 最大的特点是能源的利用率较高、污染小。利用甲醇裂解提取烯烃制取技术的优势, 最大限度了保证了煤炭资源燃烧的充分性。这种技术的转化率非常高, 但是生产出的产品纯度依然有着一定的问题。在未来的化工产品发展过程中, 甲醇裂解提取烯烃制取技术的应用范围将会逐渐地扩大, 清洁性产品的生产效率也将不断地提高。
煤气化技术作为新型煤化工技术的重要组成部分, 在现代化学工艺流程应用中占据着重要的地位。它主要是通过不同成分的催化剂作用将固态的煤原料转化为燃烧更充分的异丁醇及甲醇的混合物, 减少有害气体的排放。这些混合物在一定的化学条件作用下, 最终转化为异丁稀。它也是高辛烷基化学剂的重要组成部分, 有利于提高化工企业的实际生产效率。
天然气的质量关系着我国化工企业的未来发展, 我们都知道天然气的主要组成部分就是甲醇, 因此, 甲醇的生产效率也关系着我国化工企业的未来发展。由于我国的煤炭资源较为丰富, 所以我们可以采用新型的煤化工技术把煤炭转化为甲醇, 甲醇的利用率远远高于煤炭, 进而生产出环保效果非常明显的天然气。
3 结语
我国的人均资源占有量原本就不高, 加之经济的快速发展带来的能源过度消耗问题, 这些都加重了我国的能源危机。为了更好地落实社会的可持续发展, 我们需要深入研究煤化工技术, 充分发挥煤化工技术的作用提升煤化工产品的利用率。通过煤化工技术的实践应用分析, 我们发现一些煤化工技术能够有效提升我国的经济效益和社会效益, 同时还能提升我国的环境质量, 尽可能的满足不同行业对能源的需求, 降低非可再生资源的消耗。
摘要：随着我国经济的快速发展, 社会对能源的需求量在不断增加, 对于煤矿等非可再生资源来说更是如此。为了进一步提升能源的利用率, 我们需要不断提升煤化工技术的水平, 通过分析煤化工技术的实践运用效果, 我们发现这种技术能够提升煤制油等产品的生产效率, 还能有效降低石油的消耗。当然在煤化工技术的发展过程中仍然存在一些问题, 需要通过我们的努力实现煤化工技术的改革。
关键词：煤化工技术,开采效率,石油资源,可持续发展
参考文献
3.煤化工“水惑” 篇三
在乌拉盖水库以东10公里处，占地30平方公里的乌拉盖能源化工基地灯火通明，这为漆黑寂寥的原野带来些许暖意。依托当地的煤矿资源，这个基地内已建成年产110万吨合成氨、200万吨大颗粒尿素生产线和300万吨甲醇生产项目。在水库与基地之间，贯穿着一条深宽均为4米的引水渠；其犹如一条鲜活的动脉，日夜不停地向基地内输水，以保障基地年均4000万方的用水需求。
伴随大量煤化工项目的规划和落地，快速增加的工业用水以及可能带来的环境问题已无法回避。在许多区域，传统的农牧文化与工业文明激烈交互，居民、农业与化工用水时有冲突。在“逢煤必化”的风向里，地方生态系统以及资源承载能力正面临新的考量。
水养煤
无疑，资源禀赋在很大程度上决定了地方经济的发展路径；巨量的煤储成为一些资源城市的造富资本。
内蒙古曾依托草原下的“黑金”，连续数年稳坐中国GDP增速的头把交椅。2009年，自治区的一位领导曾向外界表示，“世界增速最快的是中国，中国增速最快的是内蒙，内蒙增速最快的是鄂尔多斯。现在，鄂尔多斯的人均GDP已超香港。”自豪之情溢于言表。
时过境迁之后，“热烈欢迎各位企业家到内蒙古考察、投资、创业、发财”的金牌项目，已不再是直接开采资源，而是“煤化工”。
11月初，《英才》记者从相关人士处获悉，煤化工行业发展的指导性文件——《煤炭深加工示范项目规划》及《煤炭深加工产业发展政策》已获得多方认可，可能于年底或明年初出台。
根据相关规划，我国“十二五”期间要重点建设14个大型煤炭开采基地，包括山西、陕北、内蒙、新疆、河南、云贵等地，计划在此范围内打造煤电一体化开发建设16个西部大型煤电基地。而来自于中国石油和化工联合会统计显示，“十二五”期间，我国煤化工基地建设投资近2万亿人民币。
煤化工项目的建设，首先要有煤炭资源保障，二则需要大量的水，两者不可或缺。根据相关统计，目前生产一吨煤制油的耗水量约为9吨，煤制烯烃约为20吨，煤制二甲醚约为12吨，煤制天然气（甲烷）耗水量约为6吨，煤制乙二醇约为9吨。
据石油和化学工业规划院院长顾宗勤介绍，一个典型的20亿立方米/年煤制天然气项目，年耗水量约为1400万吨，如果要实现600亿立方米/年的煤制气产能，将需要每年4.2亿吨的水资源供应。
由中国科学院地理所编制的《煤电基地开发与水资源研究》显示，“十一五”期间32个在建或投产煤化工重大项目，以及“十二五”15个新建重大项目的需水量合计约为每年11.1亿立方米。如果在研究结果上再增加10%的需水总量调整系数，那么预计到2015年我国煤化工产业的需水量约为12.22亿立方米，折算后每天为334.68万立方米。
让投资者和地方政府皱眉的现实掣肘在于，煤炭与水两种资源在地理空间分布上的明显“相逆”。除云南和贵州外，许多富煤地区地处干旱的西北，水资源匮乏。即多煤的地区缺水，有水的地方少煤。煤化工项目的水源问题由此凸显。煤多水足的、“特别适合上大型化工项目”的宝地少之又少。
纵观地图，宁夏、陕西、山西、内蒙、河南等国内大多富煤地区皆处黄河流域之内，黄河由此成为很多大型煤化工项目最主要的水源。随着一个个资源依赖型城市崛起于在黄河之滨；呼啸前行的工业文明，犹如索求无度的孩子，以前所未有的饥渴姿态寻求“母亲河”的喂养。
根据国家有关规划，需要黄河水资源提供支撑的巨型能源基地有：宁夏宁东能源基地、内蒙古呼包鄂“金三角”经济圈、乌海市及乌斯太工业能源基地、陕西陕北榆林能源工业基地和山西离柳煤电基地。
绿色和平气候与能源项目主任孙庆伟博士告诉《英才》记者，过去十年，黄河流域内水资源的开发利用率已高达60%，远远超过国际上公认40%的警戒线。
水权置换
目前，不止在内蒙古，山西、新疆、陕西等地的一些煤化工项目，就因为没有充足的水资源可用，被迫停工。
每年国家分配给黄河沿岸各省市自治区的水量指标有明确的限定，对于超出的指标需求，各地则可以采取水权置换的方法，解决煤化工待批项目用水。所谓水权置换，就是工业企业为了取得用水指标，投资在国家黄河水利委员会确定的某一灌区内，实施农田节水改造工程，但据记者了解，水权置换亦有指标和底线，其获取水量也不足以满足全部项目的用水需求。
内蒙古发改委某官员告诉《英才》记者，目前内蒙古着力在呼和浩特、包头、鄂尔多斯三市黄河流域，打造以煤化工为主导产业的“沿黄经济带”。为了舒缓用水压力，政府鼓励水资源缺乏而煤炭资源富集地区与黄河沿岸地区进行产业协作，变此前的“调水”为“输煤”，以期实现水、煤资源跨区域优化组合。
目前，鄂尔多斯市投资10亿元以上的30个项目就急需落实3亿立方米的用水量，而该地区可置换的工业用水指标仅为1.3亿立方米。为解决这些项目今后的用水困局，一些煤化工企业想到了另一种解决措施——投资水库。
在内蒙古克什克腾旗，大唐国际投资建设了克旗大石门子水库，库容1.9亿立方米，以保证大唐国际煤制天然气项目有充足水源；甘肃华亭中煦煤化工有限责任公司投资建设了石堡子水库，该水库总库容710万立方米，以保证60万吨甲醇项目的投产运营；新疆广汇新能源有限公司为保证伊吾县淖毛湖工业区的甲醇、二甲醚和煤制天然气项目有可靠水源，投资2亿元修建了伊吾县峡沟水库，水库库容1400万立方米。
为了不让水拖了后腿，各煤化工企业在水的循环利用上做起了文章。如神华宁东煤化工基地烯烃循环水、供水系统安装及土建项目的循环水装置最大水处理量高达432万立方米/日，相当于北京城区最高用水量257.5万立方米/日的1.68倍，成为当前世界最大的工业循环水装置之一。
有分析人士认为，全国很多地方的煤化工项目自规划起就忽视了对水资源的依赖程度，因为国家建设煤化工项目是站在能源战略的高度，地方则是为了拉动投资、发展当地经济，煤化工项目对水资源的破坏程度并没有得到重视。煤炭研究专家李朝林建议，不管国家还是地方的政策，必须要严厉一些，逼着企业节水。
4.煤化工自荐书 篇四
尊敬的领导：
您好！我xxx学院的一名大专应届毕业生，所就读的专业xxx，我的姓名叫xxx，能进入煤化企业是我多年的梦想。我所学的主要课程有：普通化学、无机化学、有机化学、分析化学、物理化学、煤化学、煤化工工艺学、煤质化验与分析、炼焦工艺及化产回收、化工原理、炼焦配煤学，热工仪表及自动化等。
我得知贵公司要与我们学院签订订单教育,管贵公司的企业文化和发展理念深深地吸引了我, 通过我对贵公司的了解，我认为贵公司的理制度和企业规模很好，我希望能为贵公司效力，我会尽自己最大的努力为贵公司的发展做一份贡献,同时也为圆我的梦想。
大学三年的砺练为我的梦想打下了坚实的基础，专业特长更使我明确了择业的目标。在学校里我不但取得了好成绩，在社团里我也经常被评为工作积极分子，我不断努力地提高自己的办事能力，提高自己的综合素质, 并且锻炼了社会实践能力,通过了电脑CAD考试和英语B考试，熟练掌握了windows办公自动化。
我性格活泼开朗，做事责任心强，有团结合作的精神，“勤恳做事，塌实做人”这是我的做人准则，希望贵公司给我一个展示才华的机会，为贵公司出力争光。
最后祝贵公司广纳贤才，蓬勃发展，再创佳绩。
此致
敬礼!
应聘者：xxx
5.煤化工泄漏管理制度 篇五
XXXX集团有限公司
XXXX集团有限公司 煤化工泄漏管理制度（试行）
第一章 总 则
第一条 为加强XXXX集团有限公司（以下简称集团公司）煤化工企业安全生产基础管理工作，落实安全生产主体责任，有效预防控制和管理泄漏，防止煤化工事故的发生，实现生产装置“安、稳、长、满、优”运行，制定本制度。
第二条 本制度适用于集团公司所属全资、控股的煤化工企业（以下简称各企业）。
第三条 编制依据
《国家安全监管总局关于加强化工企业泄漏管理的指导意见》安监总管三〔2014〕94号
GB 18218 危险化学品重大危险源辨识 TSG D9001 压力管道安全技术监察规程
GB 50493-2009 石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范
AQ/T 3034-2010 化工企业工艺安全管理实施导则 AQ/T 3046-2013 化工企业定量风险评价导则 AQ/T 4208-2010 有毒作业场所危害程度分级 第四条 管理原则
(一)化工泄漏管理主要包括泄漏检测与维修和源设备泄漏管理两个方面。
(二)要通过预防性、周期性的泄漏检测发现早期泄漏并及
时处理，避免泄漏发展为事故。
(三)配备监测仪器、培训监测人员、建立泄漏检测目录、编制泄漏检测与维修计划、验证维修效果等。
(四)源设备泄漏管理工作包括：泄漏根原因的调查和处理、泄漏事件的评定和上报、泄漏率统计、泄漏绩效考核等。
第二章 职责与分工
第五条 集团公司制定泄漏管理制度，指导各企业不断改进和加强泄漏管理。
第六条 企业按本规定明确各部门、各单位的职责。全面负责泄漏管理。
第七条 企业设备管理部门是泄漏管理的主管部门，负责制定泄漏管理制度；负责本制度执行情况的监督、检查及考核管理。
第八条 企业生产管理部门负责泄漏的分级指导及泄漏处理。
第九条 企业技术管理部门负责前期设计资料审查统领，从源头上保证密封设计达到相关要求。
第三章 术语和定义
第十条 泄漏是指生产物料、中间产物、终产物以气体或液体的形式，通过多种类型的连接点（例如法兰、螺纹连接等），或通过容器、反应器、换热器、塔器、管道、压缩机、机泵、法兰、阀门、管件、仪表和特定类型的工艺设备的缺陷，非计划不受控制的进入外界环境。
第十一条 化工企业泄漏的表现形式。化工生产过程中的泄漏主要包括物料的逸散性泄漏和各种物料的源设备泄漏两种形式。
第十二条 泄漏源是指含有危险化学品的设备、管道本体，设备之间、设备与管道之间的连接部件。
第十三条 泄漏检测与修复是指使用专用测量仪器，对生产装置的压缩机、泵、搅拌器、阀门、接头、安全阀、管线开口、采样系统、仪表系统及其他设备的泄漏位置进行检测，并根据检测结果对超过排放限值的部位进行修复。
第十四条 泄漏管理清单是指企业建立的、具有泄漏风险的泄漏源的列表，包括泄漏源的名称、位置、类别、类型等信息，企业管理人员根据清单，对泄漏源进行周期性的检查、检测和维护。
第四章 泄漏分级与管理
第十五条 企业应对涉及危险化学品的生产、储存、运输等过程进行泄漏源按《危险化学品名录》和GB18218进行风险辨识。按TSGD0001《压力管道安全技术监察规程》进行分级。可分为一、二、三、四级。前三级分别对应风险分析对象或泄漏源的检测周期要求是1个月，3个月，12个月。
第十六条 分级要求如下：
(一)符合下列条件，泄漏源为一级：
1． 泄漏源所属管道等级属于GC1级，设备属于三类设备； 2． 介质有腐蚀性或有冲蚀可能性；
3． 易挥发、有毒、有害介质；(二)符合下列条件之一，泄漏源为二级：
1． 泄漏源所属管道属于GC2级，或设备属于二类设备； 2． 符合一级要求中两项要求的。
(三)一级及二级以外的，属于TSG D90001监检的管道或设备的泄漏源。
(四)其它泄漏。其它均泄漏源均为四级；
(五)企业根据物料特性，结合风险辨识方法，特殊介质分级按企业要求进行升级管理。
第十七条 优化装置设计,从源头全面提升防泄漏水平(一)在设计阶段，要全面识别和评估泄漏风险，从源头采取措施控制泄漏危害。尽可能选用先进的工艺路线，减少设备密封、管道连接等易泄漏点，降低操作压力、温度等工艺条件；在设备和管线的排放口、采样口等排放阀设计时，要通过加装盲板、丝堵、管帽、双阀等措施，减少泄漏的可能性，对存在剧毒及高毒类物质的工艺环节要采用密闭取样系统设计，有毒、可燃气体的安全泄压排放要采取密闭措施设计。
(二)企业要严格按照规范标准进行设备选型，属于重点监控范围的工艺以及重点部位要按照最高标准规范要求选择。设计要考虑必要的操作裕度和弹性，以适应负荷变化的需要。要根据物料特性选用符合要求的优质垫片，以减少管道、设备密封泄漏。
(三)新建和改扩建装置的管道、法兰、垫片、紧固件选型，必须符合安全规范和国家强制性标准的要求；压力容器与压力管道要严格按照国家标准要求进行检验。选型不符合现行安全规范和强
制性标准要求的已建成装置，泄漏率符合规定的，企业要加强泄漏检测，监护运行；泄漏率不符合要求的，企业要限期整改。
(四)动设备选择密封介质和密封件时，要充分兼顾润滑、散热。使用水作为密封介质时，要加强水质和流速的检测。输送有毒、强腐蚀介质时，要选用密封油作为密封介质，同时要充分考虑针对密封介质侧泄露收集和处理，对高温热油泄漏要采取降温等防护措施，对于易汽化介质要采用双端面或串联干气密封，并对泄露介质进行收集和处理。
(五)涉及重点监管危险化工工艺和危险化学品的生产装置，要按安全控制要求设置自动化控制系统、安全联锁或紧急停车系统和可燃及有毒气体泄漏检测报警系统。紧急停车系统、安全联锁保护系统要符合功能安全等级要求。危险化学品储存装置要采取相应的安全技术措施，如高、低液位报警和高高、低低液位联锁以及紧急切断装置等。
第十八条 系统识别泄漏风险，规范工艺操作行为
(一)企业要依据有关标准、规范，组织工程技术和管理人员或委托具有相应资质的设计、评价等中介机构对可能存在的泄漏风险进行辨识与评估，结合企业实际设备失效数据或历史泄漏数据分析，对风险分析结果、设备失效数据或历史泄漏数据进行分析，辨识出可能发生泄漏的部位，结合设备类型、物料危险性、泄漏量对泄漏部位进行分级管理，提出具体防范措施。当工艺系统发生变更时，要及时分析变更可能导致的泄漏风险并采取相应措施。
(二)全面开展化工设备逸散性泄漏检测及维修。企业要根据逸散性泄漏检测的有关标准、规范，定期对易发生逸散性泄漏的部
位(如管道、设备、机泵等密封点)进行泄漏检测，排查出发生泄漏的设备要及时维修或更换。企业要实施泄漏检测及维修全过程管理，对维修后的密封进行验证，达到减少或消除泄漏的目的。
(三)企业要根据物料危险性和泄漏量对源设备泄漏进行分级管理、记录统计。对于发生的源设备泄漏事件要及时采取消除、收集、限制范围等措施，对于可能发生严重泄漏的设备，要采取第一时间能切断泄漏源的技术手段和防护性措施。企业要实施源设备泄漏事件处置的全过程管理，加强对生产现场的泄漏检查，努力降低各类泄漏事件发生率。
(四)操作人员要严格按操作规程进行操作，避免工艺参数大的波动。装置开车过程中，对高温设备要严格按升温曲线要求控制温升速度，按操作规程要求对法兰、封头等部件的螺栓进行逐级热紧；对低温设备要严格按降温曲线要求控制降温速度，按操作规程要求对法兰、封头等部件的螺栓进行逐级冷紧。要加强开停车和设备检修过程中泄漏检测监控工作。
(五)企业要开展涵盖全员的泄漏管理培训，不断增强员工的泄漏管理意识，掌握泄漏辨识和预防处置方法。新员工要接受泄漏管理培训后方能上岗。当工艺、设备发生变更时，要对相关人员及时培训。对负责设备泄漏检测和设备维修的员工进行泄漏管理专项培训。
第十九条 建立健全泄漏管理制度
(一)要根据企业实际情况制定泄漏管理的工作目标，制定工作计划，责任落实到人，保证资金投入，统筹安排、严格考核，将泄漏管理与工艺、设备、检修、隐患排查等管理相结合，并在岗位
安全操作规程中体现查漏、消漏、动静密封点泄漏率控制等要求。
(二)建立健全并严格执行以企业主要负责人为第一责任人、分管负责人为责任人、相关部门及人员责任明确的泄漏管理责任制。
(三)建立定期检测、报告制度，对于装置中存在泄漏风险的部位，尤其是受冲刷或腐蚀容易减薄的物料管线，要根据泄漏风险程度制定相应的周期性测厚和泄漏检测计划，并定期将检测记录的统计结果上报给企业的生产、设备和安全管理部门，所有记录数据要真实、完整、准确。企业发现泄漏要立即处置、及时登记、尽快消除，不能立即处置的要采取相应的防范措施并建立设备泄漏台账，限期整改。加强对有关管理规定、操作规程、作业指导书和记录文件以及采用的检测和评估技术标准等泄漏管理文件的管理。
(四)企业要鼓励员工积极参与泄漏隐患排查、报告和治理工作，充分调动全体员工的积极性，实现全员参与。
第二十条 全面加强泄漏应急处置能力
(一)建立和完善化工装置泄漏报警系统。企业要按照《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》（GB50493）和《工作场所有毒气体检测报警装置设置规范》（GBZ/T223）等标准要求，在生产装置、储运、公用工程和其他可能发生有毒有害、易燃易爆物料泄漏的场所安装相关气体监测报警系统，重点场所还要安装视频监控设备。要将法定检验与企业自检相结合，现场检测报警装置要设置声光报警，保证报警系统的准确、可靠性。
(二)建立规范、统一的报警信息记录和处理程序。操作人员接到报警信号后，要立即通过工艺条件和控制仪表变化判别泄漏情
况，评估泄漏程度，并根据泄漏级别启动相应的应急处置预案。操作人员和管理人员要对报警及处理情况做好记录，并定期对所发生的各种报警和处理情况进行分析。
(三)建立泄漏事故应急处置程序，有效控制泄漏后果。企业要充分辨识安全风险，完善应急预案，对于可能发生泄漏的密闭空间，应当编制专项应急预案并组织进行预案演练，完善事故处置物资储备。要设置符合国家标准规定的泄漏物料收集装置，对泄漏物料要妥善处置，如采取带压堵漏、快速封堵等安全技术措施。对于高风险、不能及时消除的泄漏，要果断停车处置。处置过程中要做好检测、防火防爆、隔离、警戒、疏散等相关工作。
第二十一条 强化考核
(一)企业要对泄漏台账、目标责任书、作业文件、现场检测或检查记录等泄漏管理文件定期进行审核，对作业现场进行抽检抽查，核实检测或检查记录的可靠性，对泄漏管理系统进行内部审计。
(二)企业要加强对泄漏管理过程、结果的检查考核，确保泄漏管理实现持续改进。企业要按泄漏控制目标的量化要求，对各部门和岗位的泄漏管理状况进行绩效考核
第五章 监督、检查与考核
第二十二条
集团公司负责对相关企业泄漏管理进行监督、检查，按照集团公司相关管理规定考核。
第二十三条
企业负责对各单位泄漏管理进行监督、检查，按照企业相关管理规定考核。
第六章 附 则
第二十四条
本制度由集团公司负责解释和修订。第二十五条
6.现代煤化工产业链综述 篇六
如果要问 “ 十一五 ” 期间，哪个化工产业最热，答案无疑是煤化工。如果要问“十二五”期间，哪个化工产业可能最热，答案无疑还是煤化工。“十一五”期间，我国煤化工多项成果创造了世界第一，特别是世界首套煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇示范项目全部完成，成为全球煤化工产业化水平最高的国家。
“十二五”期间，伴随着各省煤化工规划的陆续出台，一场现代煤化工的产业链战争已经悄然打响。记者了解到，全国有近20个省（区、市）在“十二五”规划中提出，要把煤化工打造成支柱产业。根据各省的初步规划数据，总投资额将超2万亿元。
各省在“十二五”期间投资的热点，主要集中在现代煤化工五大产业链上。但哪条产业链最终能够胜出，还要看天时地利人和。
煤制油产业化仍会慎重
从全球战略角度考虑，煤制油在我国具有战略意义。神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯分公司总工程师舒歌平表示，目前神华已经投产的鄂尔多斯煤直接液化项目的完全成本在每吨3000元左右，按照热值换算，相当于国际油价47.5美元/桶时的成本。如今，国际油价已突破100美元/桶。不少专业机构都预测，在 “十二五”期间，油价仍会保持高位。因此，煤制油具有成本竞争优势。在这种情况下，各省目前有诸多煤制油项目在做前期规划。根据记者统计，目前国内预期产业化的煤制油项目有9个，规模达年产3820万吨油品。据此测算，国内目前的煤制油项目投资额将达到3800亿元左右。
但是，不少专家认为，“十二五”期间，煤制油的发展还是应该慎重。原因有多方面。
首先，煤制油能量转化率及资源利用率较低。生产1吨油品需消耗约4吨煤、10吨水，其二氧化碳排放量也很大。因此，煤制油只能作为国家应对不时之需的战略性技术储备，不宜作为产业化发展方向。
其次，目前的煤炭价格尚未完全考虑安全生产成本和环保因素，未来煤炭完全成本的显性化会使煤制油的成本优势缩小。这也会在未来几年大大增加煤制油的生产成本。
因此，政策对于煤制油产业的发展始终持谨慎态度。到目前为止，国家发改委接连颁布了多道禁令，一律停止实施其他煤制油项目。记者了解到，“十二五”期间，政策对煤制油的谨慎态度还将延续。国家能源局煤炭司司长方君实此前就表示，现在国际上石油的资源尚非常丰富，煤炭的转换效果如何还要经过示范，用煤炭去替代石油的经济性有待评价。现有的煤制油等煤化工工程“十二五”能发展到什么程度还不好说。
煤制烯烃有可能产业化
烯烃是一种基础化工原料，被认为是一个国家化工行业水平的标志。目前我国已经掌握了国际上传统的石油制烯烃工艺，能运行百万吨级烯烃项目。石油价格的上涨和我国石油对外依存度不断提高的双重压力，催生了我国煤制烯烃产业的兴起，其中煤基甲醇制烯烃极具吸引力,并有望部分替代传统的烯烃产品。目前，除神华包头煤制烯烃示范工程外，省级核准的煤制烯烃工业化示范项目还有2个，分别是神华宁煤集团52万吨/年和大唐集团50万吨/年煤制烯
烃项目。据中国石油和化学工业联合会的统计，国内其他在建和规划建设的煤制烯烃能力约1856万吨/年，加上上述国家和省级核准的示范项目，目前国内共有在建、拟建以及处于规划阶段的煤制烯烃项目29个，烯烃产能达2018万吨/年。“十二五”期间，我国对乙烯产品仍将保持较高的刚性需求。因此，煤制烯烃有望具备产业化条件。
一是煤制烯烃有先进技术提供支撑。“十一五”期间，我国在甲醇制烯烃的研发方面取得了一系列突破性进展，突破了以催化剂为核心的一系列关键技术，终于打通甲醇制烯烃技术链条。2010年5月，大连化物所又研发成功新一代甲醇制烯烃技术(DMTO-II)并完成工业性试验，进一步提升了甲醇制烯烃的经济性。在“十二五”期间，这些技术还将得到优化和完善，为煤制烯烃的产业化提供技术支撑。
二是煤制烯烃工业项目打下了基础。2010年8月8日，世界首套年产60万吨甲醇制低碳烯烃工业装置在包头神华投料运行一次成功。截至“十一五”末，神华、大唐的煤制烯烃项目都已成型。而其他著名企业，如陶氏化学、道达尔、中石化也都介入该领域。目前国内已有多套大规模装置在运行。因此，“十二五”期间，中国的煤制烯烃将拉开产业化序幕。
但是，煤制烯烃要真正产业化并产生经济效益还面临较多的制约因素。很多煤制烯烃装置位于煤炭资源丰富的地区，但水资源、环保、技术等多重约束正制约着产业的发展。“在今后相当长时期内，石油路线烯烃仍将处于主导地位，而煤制烯烃主要是起补充作用。政策将根据环境和资源承载力实行总量控制，适度发展。”石油和化学工业规划院副总工程师刘延伟说。
煤制乙二醇或成新亮点
去年底，一则新闻在我国乃至全球精细化工领域引起轰动，那就是，全球首套工业化示范装置——内蒙古通辽金煤化工公司煤制乙二醇项目一期工程、年产20万吨煤制乙二醇项目顺利打通全线工艺流程，生产出合格乙二醇产品。目前，煤制乙二醇正受到越来越多的关注。由于开创了乙二醇生产新的原料来源，煤制乙二醇的工业示范被列入石化振兴规划。分析人士认为，由于乙二醇市场成熟，价格较高，煤制乙二醇盈利前景良好，或将成为我国“十二五”期间煤化工产业新亮点。
首先，国内乙二醇的供需缺口较大。乙二醇是一个非常重要的化工原料，目前国内市场缺口为每年500万吨。如果这500万吨逐步转向由煤头制造来替代，对应 的则是约500亿元的巨大投资市场。一份业内研究报告也显示，到2012年，我国乙二醇的总产能为460万吨／年，按照开工率75％计算，产量应该在 345万吨左右。而需求方面，预计到2012年，我国乙二醇的消费量将超过1050万吨，供需缺口将达到705万吨。我国目前建设和规划中的煤制乙二醇项目累计已达300万吨产能。因此，煤制乙二醇未来10年有巨大的市场空间。
其次，一些新的项目正在逐渐进入量产阶段。目前，有众多公司纷纷上马煤制乙二醇项目。新年伊始，各地又传来上马乙二醇项目的进展消息。东华工程科技股份有限公司最近发布公告称，该公司与黔西县黔希煤化工投资有限责任公司签订30万吨/年乙二醇项目总承包合同。最近从内蒙古也传来消息，呼伦贝尔市计划建设年产40万吨煤制乙二醇项目，目前该项目处于备案阶段。
“煤制乙二醇技术十分适合我国缺油、少气，煤炭资源相对丰富的资源国情。但我国煤制乙二醇的竞争对手不仅包括国内的一体化石化企业，也包括中东地区以低价乙烷或者石脑油生产乙二醇的企业。在“十二五”的前几年里，我国对乙
二醇的市场需求将稳步上升，煤制乙二醇的生产成本、工艺技术的可靠性，以及装置能否实现稳定运行将是决定其竞争力的关键。”山西化工行业协会煤化工专家白玉祥分析指出。
煤制天然气将会规模化
从2010年以来的情况看，煤制天然气是我国新型煤化工的重要方向，主要集中在新疆、内蒙古和山西等地区。石油和化学工业规划院专家对记者表示，目前中国拟建的煤制天然气规模已近1000亿立方米，大概需要5000亿元的投资额。截至目前，国家发改委已经批准了5个煤制天然气项目，我国规划建设的煤制天然 气项目规模已经超过300亿立方米，总投资超过1800亿元，成为继煤制油之后的煤化工领域投资热点。在“十二五”期间，以煤为原料生产天然气，将会作为液化石油天然气和常规天然气的替代和补充。
从另一个角度看，煤制天然气适应了我国人民生活水平提高对清洁能源的迫切需求，可纳入“民生工程”。这使煤制天然气在政治上得分。国家有关部门提出，到 2020年我国天然气市场规模预计将达到4000亿立方米／年。但即便是这个数字，也仅占我国能源消费总量的6%左右，远低于当前世界平均24%的水平。与煤制烯烃、煤制油、煤制乙二醇等技术尚未成熟，需要通过工业化示范来验证相比，煤制天然气示范项目的意义主要是在经济性和运行管理上，技术问题相对少一些。一位业内人士告诉记者，在经济合理的前提下，“十二五”期间，在重点地区适度、规模化发展煤制天然气项目是可行的。煤制天然气如今也已经具备了相当可观的盈利前景。数据显示，目前内蒙古和新疆的煤制气成本在每立方米1元～1.5元，加上管输费用也不过每立方米2元～2.5元，而西气东输二线城市门站平均价格为每立方米3.28元。
记者在采访过程中得到的统一看法是，在新型煤化工中，煤制天然气的竞争力是最强的。
煤制二甲醚产能面临大考
二甲醚是甲醇的重要下游产品之一，在我国市场主要替代液化石油气用作民用燃气和替代柴油作为公交车燃料。从目前的生产形势看，全国各地已形成一批数十万吨到数百万吨规模不等的二甲醚制造基地。但据一些业内人士分析，“十二五”期间，国内二甲醚将面临产能过剩的困扰。
7.煤化工 篇七
煤化工废水是指煤化工企业生产煤炭时, 在气化、干馏、净化等工艺过程中产生的废水, 其污染物组成非常复杂, 并含有氨氮、酚、油等大量有毒有害物质[1];石油化工废水是指石油化工生产过程中由于与水接触而产生的工业废水[2], 同样含有大量污染物, 这些污染物大大地增加了石油废水的毒性。所以如不在排放前进行处理, 将会对水环境和工农业生产造成严重影响。
随着科学技术的发展, 处理煤化工和石油化工废水的方法不断增加, 不同地区会根据进水指标选择不同的处理方法。目前使用最广泛的是生物法, 生物法通过结合好氧和厌氧两种不同的处理方式, 能有效降解煤化工和石油化工废水中的难降解有机物。此外, 对于一些含盐浓度较高的废水, 常采用膜分离、热浓缩技术进行处理;而对于高氨氮废水则普遍采用吸附、加氯、催化、沉淀等方法。
1 煤化工、石油化工废水的特点
1.1 废水排放量大
煤化工产业用水量大, 因而排放量也大, 主要来源于净化煤气、煤炼焦和回收化工产品精制等;而石油化工产业在其复杂的生产过程中也同样会产生大量的工业废水, 据统计, 每生产一吨的石油产品, 就需排放0.69~3.99 m3的原油、35.81~168.8 m3的石油化工废水、106.87~203.6 m3石油化纤产品废水、2.72~12.2 m3的化肥废水以及3.31 m3橡胶废水[3]。巨大的排放量给废水处理带来了挑战。
1.2 废水污染物成分复杂、危害性大
煤化工和石油化工废水水质波动大、污染物成分复杂, 主要污染物包括油脂、硫化物、氨氮、有机污染物、溶解性盐等。这些污染物会对环境产生很大的影响。
1.2.1 油脂的危害性
废水中的油脂主要来源于炼油工艺中的冷凝水、设备洗涤水、化验室排水等。油脂粘性强, 易聚集在排水管和下水道中, 在厌氧环境中会产生难闻的气味, 且容易腐蚀管道[4,5];油脂还是生物难降解物质, 会影响后续生化反应的进行, 导致COD、BOD去除率降低, 出水水质下降。废水处理时, 油脂通常漂浮在水面上层, 容易阻塞过滤器和滤膜, 给废水处理带来困难。
1.2.2 硫化物的危害性
煤化工和石油化工中的硫化物主要来源于二次加工装置中的塔顶油水分离器、富气水洗、液态烃水洗等装置的排水。硫元素虽然是蛋白质组成生命物质的必要元素, 但如果废水中硫化物含量过高会对生物产生毒害作用, 生化池中的细菌生长会受到抑制, 影响生物除碳和脱氮的功能。
1.2.3 有机污染物和氨氮的危害性
过量的氮元素进入水体后会导致水体富营养化;而有机物进入水体后会消耗大量的溶解氧, 严重影响生态环境。在众多有机物中, 酚类物质因其毒性大、性质稳定的特点, 对环境的破坏性是最严重的[6], 这些酚类物质通常具有致癌性, 不但会对水体的生态系统造成影响, 还会威胁到人类的健康[7]。
1.2.4 溶解盐的危害性
煤化工和石油化工废水的总含盐量 (TDS) 范围通常为500~5 000 mg/L[8]。废水中的溶解盐主要来源于循环水场的排污水和电脱盐装置排水。在高盐环境中, 微生物的脱氢酶活性会降低, 导致其本身的活性和新陈代谢受到抑制。因此, 高盐会降低微生物对废水中有机物的去除率, 影响出水效果。
1.3 废水处理难度大
煤化工和石油化工的生产过程较为复杂, 其废水中含有的各类污染物组分, 如:油、酚、氰、氮等, 本身就具有一定的腐蚀性, 对设备造成损害;油脂还极易阻塞过滤器和滤膜, 硫化物和高盐会抑制微生物活性, 影响出水水质;另外, 废水中的有机物还会增加水量、水温及水质的波动范围, 对废水处理设备造成冲击, 使其无法平稳地运行。
2 煤化工、石油化工废水处理的常用工艺
煤化工和石油化工废水处理的常用工艺主要可分为三个阶段:预处理、A/O生化处理和深度处理。
2.1 预处理
预处理的目的是最大限度地去除废水中的不溶性物质。煤化废水和石化废水中含有较多的油脂, 如不进行预处理, 则会因为油脂过多而影响后续的生化处理效果, 因此废水处理工艺中的第一步实际就是要出去其中的油脂。目前常采用隔油池和气浮结合法。
韩国义等[9]利用隔油、气浮法处理含油废水。方法是先利用机械格栅除去体积较大的固体杂物, 再提升至调节除油罐出去其中的部分污油。除油罐的出水自行流入平流斜板隔油池进行隔油处理, 之后再对废水进行气浮除油。预处理后, 废水中的油脂已基本除尽。
2.2 生化处理
传统的物化法耗资大、成本高, 因而我国目前的废水处理工艺以生物法为主, 辅以物理和化学工艺[10]。生化法又可分为好氧处理法和厌氧处理法。厌氧处理通常适合于处理高浓度的有机废水, 而好氧处理则在处理低浓度污水方面更有优势。对于BOD质量浓度在300~700 mg/L的废水而言, 厌氧和好氧处理法都是可行的, 但好氧处理更为经济[11]。厌氧处理不仅耗能低, 还能回收能量。但是实际处理时, 仅仅采用厌氧处理是不可行的。厌氧处理虽然效率高, 但其出水中仍然含有一定量的溶解性有机物, 难以保证水质能够达到排放标准。因而目前煤化工和石油化工废水处理通常会采用先厌氧、再好氧的工艺 (A/O工艺) 。
2.2.1 厌氧生物技术
自20世纪60年代起, 厌氧处理技术就被应用于有机废水处理研究中。目前厌氧生物处理法常用来处理高浓度有机废水、动植物残体、城镇污水的污泥等。近年来, 一些新型的厌氧生物反应器逐渐应用于废水处理工艺中, 如:厌氧生物滤池、升流式厌氧污泥床 (UASB) 、厌氧折流板反应器 (ABR) 、厌氧流化床 (AFB) 、厌氧内循环 (IC) 反应器等。
厌氧生物滤池池顶密封, 滤池中富含厌氧微生物, 其运行效果受温度影响较大。升流式厌氧污泥床 (UASB) 是基于升流式厌氧生物滤池发展起来的一种高效厌氧生物反应器, 结构由进水配水系统、反应区、三相分离器、出水系统和排水系统组成;厌氧折流板式反应器 (ABR) 利用挡板的设计在反应器中形成多个独立的反应器, 实现了多相分阶段缺氧, 其优点是不断流、无阻塞、无需搅拌等;厌氧流化床反应器 (AFB) 属于生物膜法, 它将惰性颗粒作为载体填充床内, 具有比表面积大、传质速率大、占地少等优势;厌氧内循环 (IC) 反应器于20世纪80年代发明, 具有高径比大、有机负荷率高、水力停留时间短等优点, 目前IC反应器已成为效能最高的反应器之一[12]。
2.2.2 好氧生物技术
好氧生物技术是指利用好氧微生物在有氧条件下进行生物代谢, 以降解有机物的一种技术。好氧微生物通过好氧代谢的方式将废水中的有机污染物降解为低能位的无机物。目前在好氧处理时常利用机械曝气或自然曝气的方法作为废水中的好氧微生物的活动能源, 促进分解活动, 净化废水。
在好氧生物处理技术中, 最先采用的是活性污泥处理系统 (ASP) 。该方法是在人工充氧的条件下, 通过连续混合培养废水和各种微生物群体, 形成活性污泥, 再利用活性污泥的生物凝聚、吸附和氧化作用, 分解废水中的有机污染物。
另一种常用的好氧处理技术是循环式活性污泥系统 (CASS) , 它是目前使用最广泛的一种序批式反应器 (SBR) 。CASS工艺的本质是一个厌氧/缺氧/好氧交替运行的过程, 可达到同步硝化-反硝化和生物除磷的效果。与传统活性污泥法相比, CASS系统建设费用更低、占地面积更小且有机物去除率更高。
膜生物反应器 (MBR) 是废水处理工艺中的最新技术。膜生物反应器具有和活性污泥处理类似的曝气池, 但它所采用的膜技术可将微生物完全截流于生物反应器内, 使系统内部维持较高的微生物浓度, 达到提高污染物去除率、保证出水水质以及更好地适应各种变化的目的, 具有出水水质稳定、剩余污泥少、可去除氨氮和难降解有机物等优点, 缺点是造价高、容易被污染, 使其在应用上受到了一定的限制。
2.3 深度处理
煤化工和石油化工废水经过生化处理后, 其COD和氨氮浓度大大降低, 但有些难降解有机物依旧会使废水的色度和COD无法达到排放标准。因此废水经过生化处理后还需进行深度处理。深度处理的方法包括吸附法、混凝沉淀法、固定化生物技术等。
2.3.1 吸附法
吸附法是利用吸附剂比表面积大、容易吸附溶质和胶质的特点, 将废水中的污染物吸附在固体颗粒上。根据所选用的材质, 吸附剂可分为矿物吸附剂、活性炭、金属 (氢) 氧化物、离子交换树脂、生物吸附剂、磷酸盐和一些工业废弃物[13]。
吸附法作为传统废水处理方法, 具有高效、简便、选择性好等优点, 至今仍在废水处理中起着重要作用;但其处理成本较高, 且容易造成二次污染。在煤化、石化废水的处理中常与其他方法联用。
2.3.2 混凝沉淀法
混凝沉淀法是在合适的p H值下, 利用混凝剂加强沉淀效果, 使废水中的悬浮物迅速聚集、下沉, 达到固液分离。该方法可有效地去除废水中的悬浮有机物, 降低废水浊度[14]。目前, 混凝沉淀技术已经发展得较为成熟, 应用范围较广, 但它通常对废水的p H值要求较高。
Hamidreza Farajnezhad等[15]用聚合氯化铝和氯化铁作为混凝剂处理石化废水, 实验发现:在p H 7.5、絮凝剂投加量为10 mg/L的条件下, 聚合氯化铝和氯化铁分别可去除78%和88%的色度、降低44%和48%的COD和71%和78%的总悬浮颗粒 (TSS) 。
2.3.3 微生物固定化技术
微生物固定化技术是一种新兴的处理技术, 它通过物化方法将游离微生物固定在限定的空间区域内, 保持菌株活性[16]。由于固定化技术对菌种的要求较高, 所以只适合处理一些特定的难降解废水。微生物经固定化后, 对有毒有害物质的抵抗能力将大大提高[17]。
刘江红等[18]从采油污水中分离得到了z1, z2, z3, z4四株菌株, 并将其组合而成混合菌, 利用微生物固定化技术处理废水, 其原油和COD的去除率分别高达98.7%和86.4%, 其效果远比未固定化的处理效果好。
3 结论与展望
煤化工和石油化工是我国经济发展的重要产业, 但其产生的废水中含有多种有毒有害物质, 直接排放这些废水会对环境产生严重影响, 所以必须选择合适的工艺对其进行处理。目前煤化、石化废水的处理主要采用预处理———生化处理———深度处理的复合工艺。试验证明:经过处理的废水, 水质已有明显改善, 其COD、色度和有机污染物得到了有效的降解。
虽然预处理———生化处理———深度处理的组合工艺是废水处理主要的研究内容和发展方向, 但我们还应不断地探索效率更高、成本更低的处理工艺, 将煤化废水和石化废水的危害降至最低;与此同时, 废水处理还应更加注重清洁生产, 争取从源头和生产过程中减小污染物的产生。
摘要：煤化工和石油化工是高耗能、高污染产业, 其产生的大量废水会对周围环境产生巨大影响。本文概述了煤化工废水和石油化工废水的主要特点, 介绍了废水处理的三个阶段:预处理、生化处理和深度处理, 以及每个阶段的处理工艺, 对今后废水的处理有一定的指导作用。
8.煤化工项目节水措施浅谈 篇八
【主题词】煤化工 节水 措施
【中图分类号】S274.4 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）03-0345-02
一、前 言
我国是煤炭资源大国，水资源又远低于世界平均水平。煤炭资源分布与区域经济发展水平、消费水平极不适应，与水资源呈逆向分布，贮量丰富地区大多位于北方缺水干旱地区，我国煤炭产地人均水资源占有量和单位国土面积水资源保有量，仅为全国平均水平的十分之一，生态环境严重制约煤炭资源的开发。现代大型煤化工企业项目投资大，每年的耗水量达数千万吨，相应的污水净化工程处理难度高投资大，单笔合同金额达数千万元甚至过亿元。开发出高效、经济、适用的污水净化工程技术与工艺，对煤化工行业实现节能减排具有战略性的意义。
二、化工常用的节水措施
目前国内煤化工项目主要从以下方面采取节水措施：源头控制，凝结水回收，优化用水排水系统，污水资源化四个方面。
三、存在的问题
1、没有做到清污分流、污污分治。清污分流不彻底造成污水处理场进水量大，或出水不合格。污污分治不合理造成污水部分指标不达标，影响污水同用。
2、缺乏必要的预处理。煤化工企业污水水量大，污染物成分复杂，水质水量波动较大，而污水处理工艺对污水污染负荷的承受能力有一定的限度，所以，必须对污水进行适当的预处理。
3、缺乏对高浓度和难生物降解污水的处理措施。煤化工企业污染物的成分复杂，有些污水具有污染物浓度高或难降解等特点，处理难度较大，如Lurgi气化污水等。
4、污水处理自动化程度较低。煤化工企业污水处理场多数不能对一些主要指标进行自动检测、自动调节，检测手段和项目有限，污水处理工艺、装置的运行参数不能随时掌握，造成其处理效率不能得到最佳发挥，处理水平低，能耗高。
5、设备老化、管理不严。在某些化工企业.由于明漏、暗漏等现象，造成生产用水严重流失，产生的无效供水量很大。据统计，有的企业漏失水量达到企业总取水量的20%以上。某些企业由于缺少计量设备、计量手段不健全以及计量失真等，造成很大的计量误差，水计量表一级表配置率、二级表和三级表计量率均未达到国家标准GB/T 17167--1997的规定。另外，企业节水工作缺乏有效的综合协调、统一管理与严格的指标考核，尚未建立激励和约束机制，以及规范化、标准化用水节水管理体系。
四、煤化工节水措施建议
根据对国内主要煤化工企业和大型石化企业的水资源循环利用、污水排放和环保化处理情况调研，通过分析研究，对煤化工特别是煤气化产业链的原料煤质和原水特点、耗水指标、节水措施及效果、水处理工艺及运行状况、污水排放、污水处理、污水回用有了更确切的掌握和理解，对煤化工节水及水处理应用技术的未来发展趋势有了更深刻的认识和认知，得出了初步结论，也有了初步建议。
1、水处理系统设置
对于煤化工给水处理系统设置，建议设置原水处理系统、循环水处理系统、脱盐水处理系统（包括锅炉给水处理系统）和冷凝液精制处理系统。在项目实施时，要充分考虑开车调试期间的非正常用水量。由于发生在项目建设初期，用水量较大，且此时各工艺装置、尤其是回用水装置不可能正常投用，用水量属于本项目一次性的用水，故工程设计中需要充分考虑此时的一次水供水能力。
2、控制源头
⑴、采用能耗低的工艺和设备。比如，在一个经济合理的温度临界点上尽可能采用空冷技术冷却工艺流体，从而尽可能减少循环冷却水用量；蒸汽汽轮机的凝汽和部分工艺冷却由循环水冷改为空气冷却，减少了循环水的补充水量，节约了用水；变换用低水气比工艺技术，降低了蒸汽补入量，相应减少了锅炉排污量，减少工艺用水汽量，节约了用水，并减少了工艺冷凝液处理量，及其汽提用蒸汽量，节水；循环水系统合理采用空冷技术，节约用水。
⑵、提高水的循环利用减少污水排放。从工艺上和设备上等减少对各种用水的污染，减少污水量，降低水耗。加强各装置进出物料特别是水质分析，提高水的内部循环利用率。
3、凝结水回收
做好全厂蒸汽凝液、工艺凝液均回收利用，通过凝液精制单元处理后作为锅炉补充水或工艺除盐水。凝结水回收是化工企业节水减排的重要措施，在节约高品质脱盐水的同时可回收利用热能，效益较好。凝结水的回收原则是分质、分级、充分利用热量。
4、利用水夹点技术优化用水排水系统
通过对工厂各单元的用水和排水的水质、水量分析，通过综合平衡，将一个工序的排水作为其他工序的进水，最大限度地实现水的串级使用和多次利用，形成闭路循环，直接减少污水排放量。污水排放系统，务必考虑试车、开工不正常、事故状态下、污水处理系统运行不正常等特殊工况的污水去向。要设置事故池并充分考虑其容量，同时要有足够容量的氧化塘，确保可达标排放暂又不能回用时的污水去向。
5、污水资源化
⑴、实行清污分流
实行清污分流。比如将经过中和后的化学水系统正洗和反洗水、循环水系统的非事故排水、后期雨水、部分试压水、球罐夏季喷淋水等作为清净下水排放，减轻污水处理场的水力负荷，也有利于进行深度处理回用。
⑵、实施污污分治
煤化工综合污水，特别是采用Lurgi气化工艺的煤化企业，COD可达5000mg/L、氨氮在200～500mg/L，是一种典型含有较难降解有机化合物的工业污水。污水中的易降解有机物主要是酚类和苯类化合物。煤化工污水经生化处理后还残留各种生色基团和助色基团物质，因而色度和浊度较高。目前国内大多数煤化工企业所采用的常规“物化预处理+生化处理”方法，处理后排水难以达到国家或地方排放标准。应作为煤化工污水重点进行研究。
⑶、提高循环水的处理水平，减少排污和新鲜水补充量
提高循环水的处理水平，减少排污和新鲜水补充量。循环冷却水占工业用水量的70%，节水减排，循环冷却水大有潜力可挖。适当合理地提高循环水的浓缩倍数，可以降低补充水量，节约水资源，降低生产用水成本；还可以降低污水排量，减少环境污染和污水处理量。
⑷、污水深度处理
对污水进行深度处理，从而更大程度地将处理后的出水回用于生产系统，提高工业水的利用效率。目前化工企业已经广泛采用了达标污水适度处理回用技术，对优质的达标污水进行过滤、杀菌后回用于循环水系统做补充水，甚至作为锅炉补充水。
⑸、建设雨水收集池和事故消防水池
雨水收集池，用于收集开车调试期间的清净排水，以及正常运行中的清净雨水收集。事故消防水池，用于收集储存开车调试期间的污染排水，以及运行中的事故消防排水和物料。
6、污水“零排放”
为实现污水“零排放”，对回用水站的浓盐水做进一步的提浓处理，采用先进的膜处理和多效蒸发技术、结晶工艺，提高水的回收率。
五、体会