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1、O/SY中瞬天精集酶艮辎瞬Q/SY090092023石油炼制企业汽提净化水循环利用指南Guidelinesforrecyclingandreuseofstrippedwaterforpetroleumrefiningenterprises20231201 实施20231019发布中国石油天然气集团有限公司发布Q/SY090092023目次前言III1范围12规范性引用文件13术语和定义24总体原则24.1 工作目标24.2 基本原则25工作建议25.1 工作流程25.2 管理措施26汽提净化水的来源及水质特征361来源36.2水质特征47汽提净化水循环利用途径及控制指标47.1 电脱盐装置47
2、.2 烟气脱硫装置57.3 常减压装置67.4 重油催化裂化装置67.5 硫磺回收装置67.6 渣油加氢装置77.7 柴油加氢装置77.8 延迟焦化装置7附录A（资料性）汽提净化水循环利用示例8本文件按照GB/T1.12020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国石油天然气集团有限公司标准化委员会能源和水资源节约利用专业标准化技术委员会提出并归口。本文件起草单位：中国石油集团安全环保技术研究院有限公司、规划总院、大连石化分公司、华北石化分公司、宁夏石化分公司、呼和浩特石化分公司、中国昆
3、仑工程有限公司、中国爰球工程有限公司。本文件主要起草人：王梓先、吴百春、谢加才、张晓飞、李嫣宁、张瑞成、李婷、陈雪、吴宇、周健、白云、王文利、王岩、刘振雷、贾斌、孟斌、柳津、陈丽杰、姜磊、马会涛、杨晓军、蒋雨、向修传、吴涛、颜峰、范海玲。本文件审查专家：王学文、余绩庆丁海、彭力、刘发强、何少林、李武斌、刘廷卫、王东东、李毅、王志刚、王玉英。石油炼制企业汽提净化水循环利用指南1范围本文件提供了石油炼制企业循环利用汽提净化水的总体原则与工作建议，给出了汽提净化水的来源及水质特征、汽提净化水循环利用途径及控制指标等信息。本文件适用于石油炼制企业的汽提净化水循环利用。2规范性引用文件下列文件中的内容通
4、过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件：不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB11901水质悬浮物的测定重量法GB11905水质钙和镁的测定一原子吸收分光光度法GB13195水质水温的测定温度计或颠倒温度计测定法GB13199水质阴离子洗涤剂的测定电位滴定法GB13200水质浊度的测定GB/T19923城市污水再生利用工业用水水质GB31570石油炼制工艺污染物排放标准GB50684化学工业污水处理与回用设计规范HJ/T70高氯废水化学需氧量的测定氯气校正法HJ84水质无机阴离子（F、Cl、NO2、Br
5、、NO3PO3SO3SO?-）的测定离子色谱法HJ91.1污水监测技术规范HJ195水质氨氮的测定气相分子吸收光谱法HJ/T399水质化学需氧量的测定快速消解分光光度法HJ501水质总有机碳的测定燃烧氧化一非分散红外吸收法HJ502水质挥发酚的测定澳化容量法HJ503水质挥发酚的测定4-氨基安替比林分光光度法HJ535水质氨氮的测定纳氏试剂分光光度法HJ537水质氨氮的测定蒸福-中和滴定法HJ637水质石油类和动植物油类的测定红外分光光度法HJ828水质化学需氧量的测定重铝酸盐法HJ1147水质PH值的测定电极法HJ1226水质硫化物的测定亚甲基蓝分光光度法SH/T3099石油化工给水排水水质
6、标准3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1含硫含氨酸性水sourwater石油炼制工业生产过程中产生的含硫大于或等于50mgL,含氨氮大于或等于100mg/L的工艺废水，以下简称“酸性水”。3.2汽提净化水strippedwater经过汽提处理的含硫不大于20mgL,含氨氮不大于50mgL的工艺废水。3.3极限进水浓度limitinginletconcentration用水单元进水允许的杂质的最高浓度。4总体原则4.1 工作目标循环利用的汽提净化水水质应满足工艺装置用水水质要求，水质达标率达到100%。施行汽提净化水循环利用的企业，汽提净化水回用率应超过60%。4.2 基本原则根据汽提
7、净化水的水质水量特征和炼油装置工艺用水的水质水量要求，采取水源一水阱的水质水量匹配原则，从系统工程角度出发，提升汽提净化水利用效率。按照优先考虑直接利用、其次考虑处理再生回用原则，最大限度减少排入污水处理末端设施，实现节约新鲜水用量最大化和废水排放量最小化。汽提净化水循环利用系统宜与企业实际情况结合，易于实施、操作及管理，在满足技术目标的基础上充分考虑经济性指标。5工作建议5.1 工作流程汽提净化水循环利用工作流程宜按照开展现状调查确定工作目标、确定系统优化对象与约束条件、系统集成方案设计与优化和实施效果评价四大步骤展开实施，具体步骤如图1所示。5.2 管理措施汽提净化水循环利用工作应确保基础
8、数据的完备性和准确性。基础数据包括全厂水平衡，酸性水汽提装置进水与出水的水质水量数据，循环利用汽提净化水作为工艺用水的装置的水质和水量要求，汽提净化水处理回用设施的工艺要求、处理能力和出水水质规格，含硫污水或汽提净化水回用率的计算方法、现状和目标值，相关装置的操作规程、工艺卡片、工艺包、设计文件和运行数据。汽提净化水循环利用工作宜重点考虑汽提净化水的水质管理，制定和规范水质监控内容，明确监测指标和频率。汽提净化水处理回用作为工业冷却用水、锅炉补给水或洗涤用水的水质要求参考GB/T19923或SH/T3099的相关水质标准执行。处理回用设施的污水收集、管道设置、工艺选择参考GB50684的相关规
9、定。汽提净化水循环利用系统的大气污染物和水污染物排放应满足GB31570和地方环境保护主:管部门的要求。水质数据的收集获取工作按HJ91.1的规定执行监测取样，水质指标测试分析采用表1所列的方法标准。附录A提供了企业汽提净化水循环利用示例。图1汽提净化水循环利用系统集成优化工作流程6汽提净化水的来源及水质特征6.1 来源汽提净化水来源于石油炼制工艺装置产生的含硫含氨酸性水。含硫含氨酸性水分为加氢型酸性水和非加氢型酸性水。加氢型酸性水来自加氢裂化、加氢精制等加氢处理石油炼制工艺装置，也称作非酚酸性水。非加氢型酸性水来自常减压蒸储、催化裂化、焦化等石油炼制工艺装置，也称作含酚酸性水。表1水质指标分
10、析测试方法标准水质项目标准编号标准名称PH值HJ1147水质PH值的测定电极法悬浮物GB11901水质悬浮物的测定重量法浊度GB13200水质浊度的测定水温GB13195水质水温的测定温度计或颠倒温度计测定法化学需氧量（COD）HJT70高氯废水化学需氧量的测定氯气校正法HJ/T399水质化学需氧量的测定快速消解分光光度法HJ828水质化学需氧量的测定重倍酸盐法总有机碳（TOC）HJ501水质总有机碳的测定燃烧氧化一非分散红外吸收法石油类HJ637水质石油类和动机物油类的测定红外分光光度法表面活性剂GB13199水质阴离子洗涤剂的测定电位滴定法HJ/T195水质氨氮的测定气相分子吸收光谱法氨氮
11、HJ53S水质氨氮的测定纳氏试剂分光光度法HJ537水质氨氮的测定蒸储一中和滴定法硫化物HJ1226水质硫化物的测定亚甲基蓝分光光度法硫酸盐HJ84水质无机阴离子（F-、Ct、NOz-、Br.NOj、PO2-.SQ3叭SO42-）的测定离子色谱法亚硫酸盐HJ84水质无机阴离子（F-、Cl-.NO2、Br、NO3-.PO2-,SO2-.S02-的测定离子色谱法氯离子HJ84港无机阳良”-、Cl-.NO2-BrNO3-,PO2-,SO32SO2-)的测定离蔚舐、7硬度（钙和镁）GB11905水质钙和镁的测定原子吸收分光光度法挥发酚HJ502水质挥发酚的测定浪化容量法HJ503水质挥发酚的测定4-氨
12、基安替比林分光光度法6.2 水质特征汽提净化水是含硫含氨酸性水经过汽提装置除硫除氨处理后的产水。硫化物和氨氮去除应符合汽提装置水质控制指标规定，汽提净化水的水质特征由汽提装置处理的酸性水类型决定。汽提净化水的主要水质项目及典型数值范围见表2。7汽提净化水循环利用途径及控制指标7.1 电脱盐装置电脱盐工艺正常运行的注水和反洗水采用新鲜水或汽提净化水，宜优先采用非加氢型汽提净化水。电脱盐工艺用水水量宜为原油处理量的2%10与。工艺用水的主要水质控制项目及极限进水浓度建议值见表3。表2汽提净化水水质特征水质项目单位加氢型汽提净化水非加氢型汽提净化水PH值711771悬浮物mg/L1010CODmg/
13、L10-3003001600氨氮（以氮计）mg/LWSOSSO硫化物mg/L2020CmgL10200表面活性剂mg/L0.10.65总硬度（以CaCo3计）mgj2020挥发酚mg/T10100-400表3电脱盐装置工艺用水水质控制指标水质项目PH值单位建议值6.58.5悬浮物5.0mg/ICODmg/T3280氨氮（以氮计）mg/L50硫化物mg/L20SO,2-+SO32-mg/L50Cl-mg/L250总硬度（以CaCo3计）mgmg/L140表面活性剂5,07.2 烟气脱硫装置烟气脱硫装置采用湿法洗涤工艺对催化裂化烟气所含的硫氧化物进行净化脱除，宜优先采用加氢型汽提净化水用于洗涤循环
14、液补充水，水量宜不低于处理烟气体积流量的万分之一。工艺用水主要水质控制项目及极限进水浓度建议值见表4。表4烟气脱硫装置工艺用水水质控制指标水质项目单位建议值石油类mg/Ll.0挥发酚mg/L10TOCmg/L10氨氮（以氮计）mg/L50硫化物mg/L20Cl-mg/L25O总硬度（以CaeO3计）mg/L40表面活性剂mg/L0.57.3 常减压装置常减压装置的初储塔、常压塔和减压塔采用塔顶注水冲洗去除塔顶含腐蚀性物质的蒸汽，防止原油带来的氯离子和酸性物质及盐沉积引起的腐蚀。宜优先采用非加氢型汽提净化水用于塔顶注水的补充水，水量宜不超过塔顶储出物的2%。工艺用水主要水质控制项目及极限进水浓度
15、建议值见表5。表5常减压装置工艺用水水质控制指标水质项目单位建议值PH值79氨氮（以氮计）mg/L50硫化物mg/L20Cl-mg/L50总硬度（以CaCO3计）mg/L407.4 重油催化裂化装置重油催化裂化装置分储塔的塔顶注水用于冲洗去除塔顶含腐蚀性物质的蒸汽，防止原油带来的氯离子和酸性物质及盐沉积引起的腐蚀。宜优先采用非加氢型汽提净化水用于塔顶注水的补充水，水量宜为塔顶储出物的3%8乐工艺用水主要水质控制项目及极限进水浓度建议值见表6.表6重油催化裂化装置分馆塔工艺用水水质控制指标水质项目单位建议值PH值79氨氮（以氮计）BIgL50硫化物mg/LW2OClmg/LSSo总硬度（以CaC
16、o3计）mg/L407.5 硫磺回收装置硫磺回收装置采用钠碱溶液对装置尾气中的二氧化硫和粉尘颗粒烟气进行洗涤去除。宜优先采用非加氢型汽提净化水用于洗涤工艺碱液吸收剂的补充水，水量宜为烟气处理体积流量的二万分之一。工艺用水主要水质控制项目及极限进水浓度建议值见表7。表7硫磺回收装置碱洗工艺用水水质控制指标水质项目单位建议值PH值79氨氮（以氮计）mg/L50硫化物mg/L20Cl-mg/L250总硬度（以CaCo3计）mg/L407.6 渣油加氢装置渣油加氢装置的分离分镭系统注水用于防止空冷器管的堵塞和腐蚀，水量宜不低于装置进料量的6%o注水宜部分采用加氢汽提净化水，汽提净化水水量不宜超过注水量
17、的50%。工艺用水主要水质控制项目及极限进水浓度建议值见表8。表8渣油加氢装置工艺用水水质控制指标水质项目单位建议值PH值79氨氮（以氮计）mg/L50硫化物mg/L20Clmg/T50总硬度（以CaCo3计）mg/L407.7 柴油加氢装置柴油加氢装置的分离分储系统注水用于防止空冷器管的堵塞和腐蚀，水量宜为装置进料量的10%。注水宜部分采用加氢汽提净化水，汽提曲化水水量不宜超过注水量的50%。工艺用水主要水质控制项目及极限进水浓度建议值见表9。表9柴油加氢装置工艺用水水质控制指标水质项目建议值PH值79氨氮（以氮计）mg/L50硫化物mg/L20Cl-mg/L50总硬度（以CaCO3计）mg
18、/L407.8 延迟焦化装置延迟焦化装置的分镭塔塔顶管线注水及压缩机出口管线注水用于冲洗去除含腐蚀性物质的蒸汽，防止氯离子和酸性物质及盐沉积引起的腐蚀。分储塔塔顶注水可用非加氢汽提净化水或塔顶三相分离器产生的含硫污水，水量宜为塔顶馆出物的3%8%。富气压缩机出口管线注水可用汽提净化水，水量宜为压缩机出口物料量的3%8%。工艺用水主要水质控制项目及极限进水浓度建议值见表10。表10延迟焦化装置分储及富气压缩工艺用水水质控制指标水质项目单位建议值PH值7-9氨氮（以氮计）mg/L50硫化物mg/L20Cl-mg/L50总硬度（以CaCo3计）mg/L40附录A（资料性）汽提净化水循环利用示例某石油炼制企业的汽提净化水循环利用系统如图A.1所示。系统包括2套酸性水汽提装置，能够
