炼油企业环境保护面临的挑战和对策概述

炼油企业环境保护面临的挑战和对策改善环境保护的实践和效果分析一概述（形势、现状和压力）随着我国经济30年的持续快速增长，全国各地环境事件频发，出现了发展与环境的瓶颈期。一方面国家和地方为保护环境不断推出新的法规和提高各类排放标准；一方面人民生活水平稳步提高，对环境质量的要求愈来愈高，公众和媒体参与环境监督工作热情空前高涨，走绿色可持续发展已成为社会广泛共识。受各类因素的影响，当前炼化企业环境保护工作还面临诸多的挑战。炼化企业如何提升自身的环境保护水平，已成为制约企业生存和发展的因素。炼化企业必须采取各类有效举措，不仅要在解决历史遗留问题上有突破，而且对未来政策法规走势作出正确判断，并采取更为积极姿态，更加有效的应对措施，以时不我待的急迫感抓好落实，以彻底扭转当前被动应对的局面。金陵石化本着“先想一步、先干一步、领先一步”的经营思路，牢固树立“发展为要，环保优先”的经营管理理念，从循环经济的角度，对企业产生的“三废”开展减量化、资源化和无害化处理，在炼油企业的污染治理和环境保护上探索出一条绿色可持续发展的路子。本文全面从污染物形态的主线分析，总结金陵石化公司近几年在污染物和环境保护所做的工作。二完善制度 加强考核 大力推行节水减排工作1完善制度 加强考核。公司实行企业法人环保负责制，行政一把手是公司的环境保护工作第一责任人，对环境保护工作负责。公司所属各单位行政一把手是本单位的环境保护第一责任人，对本单位的环境保护工作负责。公司HSE委员会是公司环境保护最高决策机构，安全环保处负责公司环境保护工作的统一管理，建立了公司、处室和运行部三级环保管理网络。每年年初公司领导班子及专业处室负责人，召开HSE委员会会议，集体研究讨论公司安全环保健康工作，结合总部和地方环保部门的要求，制定公司安全环保健康目标，以公司一号文件形式下发执行。公司制定了完整的清洁生产和环境保护管理规定，建立了有效的考核机制，职责明晰、指标落实、责任到人，做到环境保护人人有责。环保管理方面制定了废水、废气、固体废物和噪声的环保管理规定，重点实施了分级控制管理、非常规排污管理、铅封管理、生产装置开停工及检维修环保管理和内部污水排放收费管理，建立了清洁生产、环境保护考核细则，按照环保检查管理规范，将检查结果和各项环保指标纳入经济责任制月度考核之中。2精细管理 从源头减少或控制污染公司日常生产过程中“三废”排放都在受控状态下进行的，环保管理工作的重点、难点在于无组织、异常工况、装置开停工和检维修等情况下的排污，这些污染源面广、量大、难以集中处理。公司领导要求各相关职能部门动脑筋、想办法，从细节入手，分析操作过程和习惯行为带来的不利影响，努力减少物料泄漏和排放，最大程度地减少对环境的影响。生产部门围绕减少跑损安排生产运行。做好各运行部内污油回炼，力争装置污油不出装置。为切实减少“跑冒滴漏”对环境的影响，公司提出了装置污油不出装置的目标，各运行部充分依托联合优势，加强内部精细管理，完善运行部内部系统流程，减少污油周转，降低了吹扫作业时间，减少了环境污染。加强瓦斯系统管理，减少火炬放空。为减少火炬放空燃烧，生产计划处加强铅封管理，制定了控制火炬排放总量与火炬线相连阀门上铅封管理办法，控制火炬源头，减少排放总量。技术部门完善工艺 确定密闭吹扫方案 减少物料跑损技术质量处负责装置开停工及检维修过程中的密闭吹扫工作，公司制定了密闭吹扫的原则，目标是“气不上天、油不落地”，对密闭吹扫方案进行严格把关，现场核实措施的落实。对装置赶空气、污油线吹扫、装置开停工置换等作业，各装置在原开停工方案的基础上专门制定密闭吹扫和排污方案。对较难吹扫的作业，由技术质量处牵头组织研讨，并报相关职能部门审批。加强装置开停工过程中的环保管理，统筹做好各岗位的调度衔接，合理安排吹扫顺序，做到排污现场有人监督，对高含硫系统要提前进行化学清洗，采用火炬回收、喷淋吸收等措施，把吹扫排放的影响降到最低程度。设备部门围绕查漏堵漏减少对环境的影响。机动处按照装置静密封点、开工率等细则制定装置无泄漏竞赛活动考评标准，在全公司范围内开展无泄漏季度竞赛活动，学先进、找差距，把降低泄漏率作为一项重要指标，不断赶超新目标。定期组织开展查漏堵漏检查，液体用眼睛找，气体用仪器测，及时挖掘各单位堵漏“亮点”、总结“经验”、大力推广，装置的泄漏点明显减少，环境面貌显著提升。环保部门围绕制度抓管理 严格考核降排污实施排污内部计费考核制度。公司制定了排污内部计费考核制度，对生产装进行分级控制，做到清污分流、污污分治。建立了废气、固体废物、恶臭污染源和噪声污染源考核体系，对含硫污水、碱渣等特殊污染物进行预处理，确保污染治理设施平稳运行和终端排放的稳定达标。实施铅封管理制度。公司制定了铅封管理规定，在加强公司日常环保管理的同时，切断污染物的非正常排放渠道。对核定正常连续排放口以外的间断排放口、导凝口、排污阀门等进行铅封管理，做到规范排放、有序排放、受控排放、分类排放，杜绝乱排乱放、偷排偷放。公司共安装铅封4000多只，实现了污染物排放从面源管理到点源管理的过渡，减少污染物产生，也相应减少了恶臭气体的产生。实施非常规排污管理制度异常排污是造成环境污染的主要原因之一，公司始终将控制异常排污作为一项重要的环保内容来抓。在开停工前要求各单位针对装置特点，组织开展环境因素识别与评价，制定有针对性的环保控制措施，特别是将除臭清洗、密闭吹扫等恶臭预防措施落实到装置开、停工方案和检修方案中；装置停工吹扫期间，对三废排放和处理实行全过程的监督、检查、服务；在检修过程中，加强检修现场的监督管理和监护服务。密闭管理装置区域及系统管线的含油污水井。为了改善区域空气质量，借鉴先进企业的管理经验，对含油污水井实施密闭管理，特殊装置地漏口采用活性炭进行吸附，公司共密闭装置污水井982个，系统污水井209个，有效减少污油井系统滋生的异味气体对环境的影响。3全面开展无泄漏检测与堵漏工作无泄漏管理是石化企业现场管理的重要内容之一，减少和避免现场泄漏直接关系到企业节能降耗和安全环保水平，是实施科学精细管理的重要内容。传统无泄漏管理将对象锁定在液体静密封点的泄漏上，但在实际生产中，相当多的介质泄漏发生在与装置气体物料输送环节，气体物料泄漏少时大多没有明显直观的现象。因此在石化企业内部，“跑冒滴漏”的低老坏现象虽然“人人喊打”，却长期得不到有效解决，造成装置无泄漏率普遍较低。为切实提高无泄漏管理水平，公司充分借助“比学赶帮超”这个平台，按照工艺主抓漏点排查，设备主抓漏点治理的原则，由生产计划处组织各装置开展漏点排查，机动处组织负责漏点治理，会同企业管理处等单位对竞赛进行检查、评比和考核的无泄漏管理长效机制，促进了装置面貌和现场管理水平的全面提升，同时节能和安全环保指标也明显提高。摸清现状，制定标准。生产计划处组织成立查漏小组，对装置的密封泄漏情况进行摸底，并积极开展查漏堵漏劳动竞赛，运行部互查、互评、互比，泄漏管理逐步成为基层管理的重要内容。机动处则从漏点基础资料、装置泄漏率、现场状况和无泄漏管理体系等方面建立了密封泄漏检查标准和考核办法，为现场无泄漏管理提供了依据和操作指引。健全组织体系，落实管理责任。金陵公司连续两年将查漏堵漏列为企业管理的重点工作，由两名副总经理亲自挂帅，通过经理办公会统一思想认识、重新界定职责分工。生产、机动部门具体制订落实有关管_理规定和工作措施，不定期组织多部门专业术人员对查堵难点进行攻关；公司和运行部成立了堵漏小组，并将所有动静设备分解到班组和个人，建立起漏点快速处理流程及专项奖励基金，按月考核兑现；生产计划处还要对各单位的工作进度进行检查，定期编发全员查漏堵漏简报，及时进行技术指导。总体形成分工配合、协同推进的工作格局。创新管理手段，建立网上平台。通过强有力的组织领导和宣传启动，基层单位开展漏点自查自评活动的积极性明显提高，并涌现出一批特色鲜明、成效明显的管理办法：如炼油运行一部的“无泄漏管理互帮互查”活动、炼油运行三部的“查漏之星”和“优秀堵漏小组”评比活动、煤化工运行部的“泄漏零容忍”管理细则等，有效推动了基层单位无泄漏管理水平的提高。与此同时，公司开发了“无泄漏管理系统”，组织基层单位将辖区内的管线、设备及110万个密封点绘制成流程图，并对漏点自动分类统计，信息实时显示，为公司及时掌握和消除泄漏提供了支持。认真检查，精心组织，严格考核。无泄漏装置竞赛每季度检查评比一次，分四个组分别由机动处、生产计划处、企管处等人员组成。由于是几个单位联合检查，保证了评比结果的公平公正性，并且通过检查，与受检单位进行交流，互相取长补短，共同提高装置设备管理水平。在现场检查中，检查人员从装置无泄漏管理体系运行、管理制度执行、漏点台账建立和更新、漏点登记、挂牌和处理、装置现场面貌等方面进行检查，对现场检查出的问题，各检查组必须和受检单位陪检人员对接，听取对查出问题的意见、解释和分析，查清问题根源，制定整改措施。检查结束后根据装置无泄漏管理难度系数、开工率及无泄漏装置竞赛活动考评标准对受检装置进行综合评分和排名。各组还要对检查总体情况、管理经验、亮点及存在的问题进行通报，并提出奖励和考核建议，提出下一季度无泄漏管理工作的要求。经过两年的组织实施，共查出漏点18882点、治理漏点18104点，评出48 个现场无泄漏装置，并对排名靠后装置进行了经济责任制考核。目前，大部分装置现场及设备外观整洁完好，各种“跑冒滴漏”现象明显改观，查漏堵漏工作已经成为公司提升装置管理水平和改善技术经济指标主要措施之一。4大力推行节水减排工作成立环保暨节水减排工作领导小组。为有效推动环保和节水减排工作，公司专门成立了以经理为组长的环保暨节水减排工作领导小组，制定了环保暨节水减排工作月度例会制度，每月由经理主持例会，安全环保处汇报上月环保指标完成情况、环保治理工作中存在的问题、下一步打算；技术质量处汇报节水情况；发展项目处汇报环保及节水减排项目进展情况；机动处汇报水系统查漏堵漏情况。同时，在每天的部门负责人晨会上，安全环保处要向公司领导汇报前一天的环保指标完成情况以及对各装置抽查的情况。环保和节水减排工作实行了日汇报、周汇总、月分析制度，做到及时发现问题，及时解决问题。加强用水管理，做到计划用水、规范用水、节约用水。每年公司根据环保与节水指标，层层分解，落实责任单位。出台了加强环保和节水管理考核办法，规范了新鲜水、循环水、消防水等水种的使用范围，对取水、用水实行了定额计划管理。补充修订了消防用水管理规定，对各装置的消防设施及用水情况进行不定期抽查，严格考核，杜绝不合理取用。消防支队还出台消防用水管理规定，并对各装置的消防设施及用水情况进行不定期抽查，严格落实考核。为了降低含硫污水产生量，公司对含硫污水产生单位进行逐一梳理，根据工艺、加工方案的不同进一步核实含硫污水产生量，探索减少含硫污水产生量的措施和途径，在不影响安全生产和产品质量的前提下，采取连续注水改间断注水；两套催化富气洗涤水、空冷注水采用本装置内污水串级使用；OTA汽提塔分液罐切水可替代部分净化水注水，尽量减少生产装置含硫污水产生量，进一步做好污水的串级使用，用污排清，节水减排。考核有制度、项目有落实、资金有保障安全环保处每日在公司生产调度会上，通报环境保护执行情况，布置相应的环保工作；每月安全环保处牵头，技术质量处、机动处等相关处室参加进行环保与节水减排专项检查，对检查出现的问题，在经济责任制月度考核中落实；公司定期召开环保暨节水减排专题会，领导听取相关处室汇报，协调解决环保面临的问题，落实责任单位，并以重点工作督办的形式上网督办；对需要上措施的环保项目开专题会议进行研究，分门别类进行上报总部，有的按照隐患治理途径、有的走科研项目的途径，还有的走技措技改和建设项目的途径，环保项目批复后，公司按照“四定”原则落实责任单位、责任人，遇到问题开项目协调会加以解决。由于环境保护问题牵涉到方方面面，生产计划和全面预算会和产销调度衔接会等等都有环保内容。效果从2005年初到现在，可以看出公司节水减排力度和收到的明显成效，2011年与比2005年相比：外排废水达标率100%，上升2.24%；其中炼油原料油加工量增加了27.30%、污水排放量下降了58.95%、污水回用量上升829%、万元产值COD排放量分别下降了90.67%、吨油取水量下降44.52%、吨油排水量下降68.85%。三大力推广清洁生产，污染减量化、三废资源化2007年江苏省大幅度提升水污染物排放标准，促使公司下大力气展开水治理。1污染减量化使用清洁能源，减少大气二氧化硫、氮氧化物和颗粒物的排放控制二氧化硫排放、减少大气二氧化硫、氮氧化物和颗粒物的排放一直是公司大气污染防治工作的重中之重，而改善燃料结构是控制这些污染物排放的有效途径之一。为了从根本上解决清洁燃料问题，改善能源结构，公司投资1.8亿元，专线引入“川气东送”工程的天然气，并入公司燃气管网。从此，公司加热炉燃料全部为清洁燃料天然气和脱硫瓦斯，结束了金陵石化炼油自用燃料油的历史，大大减少了二氧化硫、氮氧化物和颗粒物等污染物的排放。采用先进工艺大幅度减少碱渣的产生量公司在优化炼油生产过程中，不断加大加氢装置的建设投入，充分回收原油中的各种组分，变废为宝，实现资源利用的最大化。为了优化氢气资源的供应，减少环境污染，公司决定停用30万吨/年合成氨和52万吨/年尿素装置，原来为化肥配套的水煤浆装置（产氢9万吨/年）专门用于向炼油供氢，使得公司拥有较充分的氢气资源，为建设加氢类装置提供了充分的保障。目前公司在现有的装置中，加氢能力较为充分。共有两套加氢裂化装置、三套柴油加氢装置、蜡油加氢装置、OTA装置、汽油加氢装置等，公司的加氢能力可达到1070万吨/年左右。目前公司原油综合加工能力1350万吨/年，正逐步走向加氢型炼油企业，在向社会提供优质清洁产品的同时，提高了轻油收率，增加了硫磺等产品产量，碱渣的产生逐年减少，大大降低了污水处理的负荷。采用油溶性助剂，降低污水中污染物公司在对装置排水COD的分析发现，各种助剂的使用对污水中COD的变化有着较大影响，与技术部门进行分析，一些水溶性助剂最终都以CODD的形势进入了污水处理场，给污水处理场增加了处理负荷，他们就广开思路，是否可以用油溶性助剂进行替代，经过试验，一些品种实现了替代，从而降低了污水中的污染物。2“三废”资源化节水减排，加大各类污水的回用量公司坚持开展水回用工作，颁布了各种考核制度。蒸汽冷凝水回用到锅炉或作为新鲜水的补充水；酸性水汽提后的净化水回用到常减压、临氢等装置会用；清净下水处理后回用到循环水场、消防稳高压补水；污水处理场出水作为焦化冷焦水的补充水，合理利用各种污水，污水回用量逐年增加，节水减排取得了明显的效果。净化水在各装置回用根据临氢装置、一次加工装置和催化装置对净化水回用水质的不同要求，采取分贮分处措施，分析了净化水替代的可能性，注碱产生的净化水用于一次加工装置、不注碱产生的净化水用于临氢装置。对临氢装置注除盐水需要改注净化水、硫磺尾气加氢急冷水使用净化水替代除盐水，进行自循环等等，千方百计加大净化水回用量。焦化冷焦水、切焦水循环使用，MBR回用水替代新鲜水焦化冷焦水和切焦水循环使用。冷焦时通过给水泵，从冷焦水给水罐泵水到焦炭塔冷焦，冷焦后水进冷焦储水罐，经冷换系统后再回给水罐。I、II焦化冷一塔焦用水600吨，III焦化冷一塔焦用水2000吨，冷焦水量不够时补MBR水、切焦水或新鲜水；切焦时切焦水随焦炭一起进入焦场，经一级、二级沉淀池沉淀，用泵提升回切焦水储罐，供下一塔水力除焦使用。当切焦水不够时补入新鲜水和MBR水补入，切焦水过多时将切焦水补入冷焦水系统。目前主要用MBR回用水替代新鲜水作为冷焦水和切焦水的补充水。假定净水补充循环水、稳高压消防水系统为了回收利用假定净水资源，新建两套处理能力2*300吨/时假定净水回用装置，利用流砂过滤器处理江边监护池里的假定净水，供一循、三循、四循循环水补水和稳高压消防水系统补水。假定净水回用系统由吸水池、流砂过滤器和变频供水三个子系统组成。其中高效流砂过滤器是麦王专有设备，系统采用升流式流动床过滤原理和单一均质滤料，过滤与洗砂同时进行，能够24小时连续自动运行，巧妙的提砂和洗砂结构代替了传统大功率反冲洗（泵）系统，能耗极低。系统无需维护和看管，真正实现操作人员的解放。原水经过杀菌、混凝反应、斜板隔油、吸油毡吸附浮油进入流砂过滤器，清水由顶部的出水堰溢流排放至变频供水系统，洗砂水则通过单独的管路排放至上游处理系统。凝结水回公司先后新建了处理能力2*100吨/时凝结水回用装置，一期项目2007年12月建成投用，主要处理炼油区域凝结水；二期项目2008年5月建成投用，主要为芳烃配套处理芳烃产生的凝结水。芳烃凝结水有31吨/时左右直接进入除盐水系统，因此二期凝结水处理装置只有在冬季时才连续运行，其他三季节两套装置轮流投用。凝结水处理量夏季和冬季分别为100吨/小时和140吨/小时，两套装置交替投用。两套除油除铁装置采用的是复合膜凝结水除油除铁技术。复合膜是利用滤料的架桥原理来形成一层薄而均匀致密的覆盖层，就是将粉状的滤料覆盖在一种特制的多孔管件（滤元）上，使它形成一个薄层，水由管外通过滤膜和孔进入管内，进行过滤，以达到净水除油除铁的目的。各生产装置的蒸汽凝结水经收集后由凝结水回收泵或自压到公用工程部化水工区凝结水罐；凝结水罐中的凝结水经凝结水泵加压后进换热器换热使其温度降到60以下，冷却介质采用一级除盐水；换热后的凝结水通过高效过滤器、除油除铁设备，去除水中的杂质、油、铁后，再送至混床进行除盐，使其达到中压锅炉给水标准后，送至除盐水箱再经除盐水泵加压送至用户。含芳废水单独回用芳烃装置生产产生含油污水中苯系物含量高，2008年7月份对一套重整装置含油污水的苯系物进行了分析，平均苯系物含量高达2173.5mg/l。苯系物对活性污泥的毒性很大，一般的污水处理方法不能有效降低其含量，特别是装置检修，每次都会对污水处理场造成冲击，恢复起来最少需要两周的时间，这样必然也会影响到公司外排污水的质量。本着从源头治理的原则，集思广益，利用油相萃取苯系物，提出将此部分含油污水送到三套常减压装置作为电脱盐注水使用，电脱盐排水的苯系物也没有明显增加，这样串级使用基本解决了这股水的出路问题。自2008年7月利用芳烃部的含油污水作为三套常减压装置电脱盐注水使用以来，未对其装置操作造成任何不良影响，污水处理场从此根除了苯系物的冲击影响。每年约有8万吨含油污水共三套常减压装置电脱盐使用。煤化工污水回用情况煤化工装置排放水主要包括：循环水排污、过滤器反洗水（约1000吨/日）；生化处理后的气化灰水及装置内生活污水(约1200吨/日)；装置雨水及少量地面冲洗水。煤化工装置所有排放水均汇集到隔油池进行隔油后进入总排口排出。为了增加废水的利用，在隔油池出水处设回用水泵，回用水量约30吨/小时，用于水煤浆的制备和气化装置区域的地面冲洗；所有气化、制浆装置的冲洗、排放水均收集到大渣池，沉淀后上清液用于磨煤制浆；净化区域的地面冲洗水收集到环保池，也用于磨煤制浆，水量约5吨/日，水煤浆的制备用水几乎均为废水利用。热电污水回用情况热电运行部废水排水系统包括清下水和污水两大类。清下水排放主要包含地表雨水、化学反洗水、循环冷却水排污水、辅机冷却水排水、燃料能达冲灰水，清下水通过工业废水回收装置集中处理回用；污水包含各类生活污水、化学再生废水，经处理后达标排放。2002年热电建成一套处理能力为250M3/h的工业废水处理装置。全厂的工业废水（主要为雨水、化学预处理反洗水）经雨水沟汇集至集水井，然后经过沉淀、除油、过滤、吸附等工艺的处理，达到循环水补水的水质要求，然后作为循环水补水、消防水以及其他杂用水使用，可替代新鲜水，减少新鲜水取水量。同时该装置产生的污水排放至灰水循环系统，从而实现再次的循环利用。2011年热电运行部累计回用废水量为65.63万吨，其中回用循环水系统28.72万吨，回用消防水18.13万吨，回用灰水循环系统19.77万吨，替代新鲜水量65.63万吨。含煤废水处理装置由回收系统、加药系统、净化系统、过滤系统和供水系统等构成，该装置是在原有灰浆水处理设备的基础上，经过技术改造而成，主要用于处理回收燃料煤场、输送带冲洗水和能达真空泵冷却水，使得废水能够重复利用，节约水资源。该系统于2011年9月完成设备、PLC程控系统技术改造后投入运行。1996年热电建成了一套厂外灰水闭路循环系统，该系统将灰场沉淀的灰水通过回收水泵收集到冲灰水池，再由冲灰水泵输送到冲灰系统进行重复利用，减少冲灰新鲜水消耗量。2011年累计回收灰水量341.36万吨。轻烃回收，油气资源化、清洁化增设气柜及螺杆机实现火炬气全回收由于生产管理、设备、工艺等环节存在一些问题，正常生产时约有8200m3/h (7.47t/h)各类放空气体进入火炬气系统，而现有火炬气回收的实际能力仅有5000 m3/h，造成火炬气无法回收必须排入火炬燃烧；加上现有火炬气回收设施投用时间早，部分设施工艺落后和不完善，设备故障率较高，压缩机检修抢修频繁，检修时排入火炬的量更大，每年无法回收的火炬气达2.55万吨，不仅浪费了资源而且对环境产生不利的影响。公司决定对现有火炬气回收设施改造完善项目，新建30000m3的干式气柜1台，使气柜的平衡缓冲能力提高至8小时，减少火炬气排放，提高应急处理能力，解决无法检修问题；淘汰现有的低压螺杆机，新增3台处理能力为3000m3/h的两级高压螺杆压缩机；完善螺杆机进出口流程，新增火炬气分液设施。现有火炬气回收系统没有分液罐，火炬气带液影响火炬气回收，本项目在新、老气柜处压缩机出、入口各设1台分液罐，并设各两台凝液泵用于输送凝缩液至焦化或常减压装置。装置建成后实现了火炬气的全部回收。三减压三顶气压缩回收常减压三顶不凝气一般作为燃料气直接提供装置加热炉使用，含硫三顶不凝气直接进加热炉燃烧后，有如下危害：燃料气燃烧后烟气中二氧化硫的含量高达450ppm，特别是在加工高硫油过程中减顶气硫化氢体积浓度达20%以上，严重污染环境；在轻烃量较大时，加热炉燃烧不完，放火炬系统有部分轻烃得不到有效回收；由于燃料气中硫含量高，致使对流式炉管和空气预热器腐蚀严重，同时易堵塞烟道，需要经常清洗，增加装置的成本。为此，新增一台压缩机用来压缩三顶不凝气，经压缩机压缩后送到系统低压管网统一脱硫处理，脱硫的干气进高压燃料气管网，从根本上解决了污染与腐蚀的问题。利用装置检修机会，公司分别对几套常减压进行了改造，全部实现了加热炉燃烧清洁燃料。焦化放空气压缩回收焦化放空尾气压缩回收情况:I、II、III焦化放空尾气量分别约为3000m/塔、2000m/塔，10000m/塔。放空尾气进放空塔，塔顶出来尾气经过空冷、水冷、一、二级油水分离罐，尾气进压缩机入口回收利用，废水外送处理。引进吸附技术对芳烃装船气回收在苯类产品装船过程中，有大量苯类蒸气排放，对环境、人体、安全都造成了较大程度的危害，同时还有苯类产品挥发损失。本回收工艺采取活性炭油气回收技术，设计能力450Nm3/h，尾气烃含量小于等于10mg/m3。第一组件是两个活性炭床，在生产操作过程中交替切换对进入系统的苯类油气进行吸附及脱附，第二大组件是真空泵，主要负责脱附活性炭床的高浓度烃气，完成炭床再生；第三大组件是喷淋回收塔，脱附的高浓度苯类油气，经过喷淋回收塔将高浓度苯类油气回收；炭床内提浓后油气经真空泵进入吸收喷淋塔。烃气自下而上与来自上而下喷淋的苯类实现对流，从而在吸收塔内实现油气的吸收和液化。在炭床再生阶段产生的少量残余烃气通过吸收塔顶部排入进气管线进行循环回收。本项目2010年10完成，实施后，油气回收率95%，油气排放浓度10 mg/m3，项目实施后每年可回收油品300吨左右，可增收193万。火车装车油气回收油品储运部铁路装车工区汽油装车台共有12台手动小鹤管每年汽油装车量约20吨。一直以来敞口装车作业，现场油气挥发较大，对坏境危害、油品损耗、人身伤害以及安全带来较大隐患。本工艺与芳烃装船气回收技术一样，活性炭吸附法油气回收火车装车油气。目前、金陵石化公司汽油年装车量约20万吨，油气回收装置的油气回收率为98%以上，这样，每年可回收汽油近440吨，增收约221万元。直接效益虽然不是很大，但其社会效益、环境效益是不可估量的。危险废物资源化芳烃废白土资源化利用芳烃生产产生大量废白土，按照危险废物转移处理不仅需要大量资金，有处理资质的单位也寥寥数几，处理能力十分有限，为了解决废白土的出路问题，公司决定将芳烃运行部产生的废白土送至热电运行部CFB炉进行的掺烧，作无害化处理。为了确保热电运行部安全、平稳运行，先用40吨废白土进行掺烧试验，试掺烧期间，工艺、生产和环保等部门配合，环境监测站做好相关气体的分析检测，与掺烧前进行对比，从分析结果来看，前后无明显变化，说明掺烧试验是可行的。从2011年3月份掺烧试验开始到现在，已经累计处理废白土1272吨。环境保护部发布的废矿物油回收利用污染控制技术规范（HJ607-2011）环境保护标准，其中9.3.2 精炼石油产品制造、废矿物油再生利用产生的含油（油脂）白土宜使用蒸汽提取或焙烧分馏处理。该技术规范2011年7月1日实施，公司这种处理方法已经得到南京市环保局的认可。浮渣在焦化资源化利用延迟焦化处理含油浮渣目前采用的工艺流程，即用浮渣代替老塔处理初期给水的“底部注入法”，即在切换四通阀后，进行正常的焦炭塔小吹汽(时间l小时左右)，然后进行改放空大吹汽，当焦炭塔顶油气温度达4OO时，开始进行浮渣掺炼，焦炭塔顶温度降至330时停止掺炼（掺炼时间约为4045分钟），而后进行正常给水。浮渣掺炼基本流程图此法的原理是利用焦炭塔余热对浮渣进行气化分离，即在焦炭塔大吹汽和小给水之间，将浮渣从焦炭塔底注入。含水浮渣在塔底350以上的高温焦层中骤热汽化，浮渣中90的水、轻质烃气化形成气流并携带浮渣中300以上的重质烃及灰分沿焦床中的生焦孔迅速上升：在塔顶，由于体积膨胀，流速减缓，固体灰分及难气化的重质烃沉降进焦炭塔顶部约400的泡沫焦层中，重质烃则继续与泡沫层中的自由相进行进一步的焦化反应，体积缩小，最终形成松软的泡沫层，除焦时随焦炭一起进入焦池。采用延迟焦化掺炼炼厂含油浮渣，既回炼了浮渣中的残油，产生了经济效益；同时又解决了含油浮渣处理带来的环境污染问题，保护了环境。目前，净水工区每日产生的浮渣量大约为20-50吨，从浮渣池抽至净水浮渣罐储存，供延迟焦化掺炼。而延迟焦化每天两塔的掺炼量也大致在50吨左右，刚好完全处理掉所产生的浮渣。热萃取技术处理油泥综合利用污水处理场产生的隔油池底泥、浮渣、剩余活性污泥，经离心机进行预脱水后物料送到热萃取油泥处理单元，采用热萃取脱水专利技术处理油泥可将油泥中水全部脱出，脱出水送污水场再处理，油泥中的油回收送污水场污油罐，干燥后固体物含水率小于5%，外送进一步处置。经该工艺处理后，实现油泥减量化、资源化和无害化，消除油泥带来的二次污染。3积极开展低温热综合利用，努力降低炼油加工能耗针对石化企业有大量的低温热的特点，公司一直将低温热的回收利用作为节能工作的重点之一。热料直供不仅减少了上游装置的冷却负荷，同时促进下游装置的节能降耗，并因减少了罐区储转的中间环节，进一步降低了罐区能耗和储转损失。公司相继实施了一系列装置热料直供方案改造，实现了柴油、轻重蜡油及渣油的直供。如常减压柴油直供柴油加氢、轻重蜡油直供蜡油加氢，催化油浆直供焦化，蜡油加氢蜡油直供催化等，目前具备条件的12套一、二次加工装置实现了热料直供。通过多年的摸索，将富产低温热装置的低温热用于原油罐区作热源、常减压装置原油换热、驱动热水型溴化锂机组制冷和采暖，取得了较好的成效。四积极进行污染源治理，大幅度提升污染物治理水平2007年江苏省大幅度提升水污染物排放标准，促使公司下大力气展开水治理。1增加污水汽提处理能力，拓宽高浓度污水处理渠道公司现有两套含硫污水汽提装置能力分别为100吨/时和80吨/时随着公司炼油能力的不断扩大，各装置含硫污水的产量也逐年提高。同时由于所加工原油更加劣质化，高硫原油、含硫原油的加工比例不断提高，部分装置和系统的含油污水的硫含量大幅度提高，对含油污水处理场冲击较大，为保证含油污水处理后能达标排放，部分装置和系统原有的含油污水改入了含硫污水系统，加上装置检修产生的高浓度废液，现有污水汽提装置处理严重不足，迫切需要增加含硫污水的处理能力。新建200吨/时含硫污水汽提装置的建设，处理能力倍增，拓宽了高浓度污水处理的渠道，解决了现有含硫污水汽提装置无法长时间停工检修等问题。2根据污染物细化各类废水，分类预处理常减压三顶水、中间罐区切水等改至污水汽提 加工高硫原油以后，原来的含油污水性质发生较大变化，常减压三顶水（30-50t/h），中间罐区污油罐、半成品粗汽油罐切水(5-20t/h)含硫较高（100-1500mg/l），还有火炬系统分液罐切水、湿式气柜水封水等零星排水，这些污水含硫高对污水处理场冲击较大，污水流经途中硫化氢等恶臭气体挥发还造成局部污染，公司利用装置检修陆续将这些污水改至污水汽提装置处理，避免了硫化物对污水处理场的冲击。焦化放空水改至污水汽提I、II、III焦化放空水量分别为150吨/天、40吨/天、200吨/天，这些废水原来排放到含油污水系统，由于含油高、乳化严重，不能有效地除油，对污水处理场造成冲击。针对这股废水的特性，将其改到沥青601、602、604罐进行充分沉降，回收污油，污水送到污水汽提装置进行处理。装置检修高浓度废水进污水汽提装置在检维修过程中，一些设备需要钝化、酸洗、碱洗等作业，产生大量的高浓度废水，以前都需要将它们收集起来送至事故罐，待日后少量参与含油污水进行处理，周期长、难度大，控制不好极易照成对污水处理场的冲击。至从200吨/时污水汽提装置投运以来，检维修过程中产生的高浓度废水均送至酸性水罐，通过分储分炼”、增加注碱量和延长含硫污水沉降时间等措施，优化了含硫污水处理的生产工艺，提高了含硫污水汽提装置的处理效果，改善了炼油污水处理场进水水质。电脱盐排水罐中罐除油由于公司加工的油种经常变化，常减压电脱盐排水含油、COD较高，经常造成对污水处理场的冲击，分析原因主要与原油性质、处理量、破乳剂注量、原油换罐、油水界位控制、污油回炼等因素相关，影响常减压电脱盐排水带油的最主要影响因素就是原油性质，目前性质较差的原油主要是：多巴油，管输油，帕尔沃油。其中多巴油最差。为了彻底解决这一问题，公司利用江边5000立方米的原压舱水罐，对其进行“罐中罐”改造，其集除油、均质、调节为一体，在离心力的作用下油、水、污泥三相分离。分离后的油向上浮到内罐的顶部，由设置在内罐中的自动撇油装置制将油排至外部污油收集罐；被沉降下来的油泥在沉降区的锥斗内，利用水压的作用可随时通过手动或自动阀门排出；分离后的污水通过四周均布的虹吸管进入外罐。罐中罐装置自动化程度较高，密闭除油，操作简便，出水含油量低且稳定，基本在150mg/l以下。控制各类含化学药剂的使用，改善污水水质抽提溶剂环丁砜和脱硫溶剂经过各种途径进入污水系统，对水体COD的贡献大，可生化性低，属于难降解物质，所以控制上游装置的排放，对提高污水处理的运行效果非常有效。环丁砜跑损进入水体的主要途径有：非芳夹带环丁砜溶剂的水通过半成品中间罐及溶剂油装置原料缓冲罐直接切入含油污水；混芳夹带环丁砜的水通过苯回流罐切入含油污水系统；抽提单元抽空器冷凝水夹带的溶剂排入含硫污水。脱硫溶剂跑损进入水体的主要途径有：脱硫塔出口沉降罐切液、撇油，再生塔顶回流罐酸性水不定期排水、脱硫装置停工水洗及吹扫期间排污等，这些也是通过各种途径进入水系统。通过完善流程、精心操作，加强切水切液管理，“少量多次”，既控制了溶剂的跑损，又降低了污水中难以降解COD的含量。3拓宽思路，提升污水处理效果思路调整，污水分类分质处理随着炼油能力的增加和原油品质的改变，各类污水的性质也在不断地变化。通过几年跟踪摸索和分析，根据污水的性质进行分类分质处理。焦化防空污水、中间罐区切水、污油罐切水、常减压“三顶水”和检维修产生的高浓度废水，这些废水需进含硫污水汽提装置处理，净化水质比较稳定；三套常减压电脱盐排水与原油性质有很大关系，排水石油类经常超标，公司决定利用原来5000立方米的压舱水罐改造成罐中罐除油，稳定了出水水质；芳烃运行部产生的含芳废水因苯系物对污水处理场菌群了毒害作用，该送至常减压作电脱盐注水。通过污水的分类分质处理，保证了污水处理场出水稳定达标排放。引进建设先进的MBR公司炼油废水处理及回用工程膜生物反应器（MBR），分两期建设。设计处理能力2*250吨/小时，配有保安过滤系统一套，出水可全部供上游装置回用。本工艺膜生物反应器根据生物的工艺要求，建有两个生物反应区，其中一个为好氧区（硝化池），另一个为缺氧区（反硝化池），因此除了有机物降解功能外，还具有硝化和反硝化作用，提高了系统对NH3-N去除能力。MBR二期工程在进水区增加了水解酸化池，池内有半软性填料，进水由两路管线进入，与小部分回流污泥（30-50t/h）混合进行水解酸化，提高污水的B/C比，接下来的流程与MBR一期相似。注重含油均质控制公司在控制上游来水水质的同时，注重含油污水的均质控制。针对常减压电脱盐排水含油大，水质不稳定的特点，公司将江边原5000立方米压舱水罐改造成罐中罐除油；新建14000立方米罐中罐，该原来由平流、斜板隔油为罐中罐除油；新建2*500吨/时的涡凹气浮，在二级浮选出口增设COD、氨氮、pH水质在线监测仪器，一旦发现水质恶化密切关注，有较大波动立即改到事故罐流程，这样就是可以确保污水处理场进生化的水质。 污水处理工艺持续优化改进目前污水处理场含油含盐污水混合处理，不利于污水的深度回用，通过油品升级改造项目，增加电脱盐废水的涡凹气浮，将含油含盐污水分开处理，含盐污水进行单独处理，达标排放；对含油污水进行深度处理，可以实现含油污水的全部回用。4热电采用钙法脱硫治理热电烟气四台燃煤锅炉增设烟气脱硫装置，脱硫工艺采用石灰石石膏湿法脱硫，不设GGH，脱硫装置采用二炉一塔配置：、炉对应#1塔；、炉对应#2塔，脱硫效率不低于95%。单套脱硫装置烟气处理量设计值为Nm3/h，脱硫塔入口SO2浓度设计值为2483.94 mg/Nm3，尘含量设计值为150mg/Nm3；塔出口烟气中SO2含量125 mg/Nm3、尘含量50 mg/Nm3；操作方式为连续操作，原烟气与老烟囱回路设有旁路挡板，在锅炉运行异常或脱硫装置检修时开启，正常全关状态。正常状态下，全部原烟气经过增压风机，进入脱硫塔进行脱硫，净烟气排入老烟囱；石灰石浆液制备、输送系统公用1套，两塔公用一座石灰石粉仓，每塔配置一套真空脱水皮带机，两列可相互切换运行。2008年10月进烟气试车、调试；同年11月，通过168小时试运行并获得南京市环保局批准进入试生产；2011年3月，通过环保竣工验收。脱硫工艺流程简图2008年12月份煤粉炉SO2去除量为750.511吨，2009年煤粉炉SO2去除量为6893.9吨，2010年煤粉炉SO2去除量为7578.864吨，2011年煤粉炉SO2去除量为8161.739吨，累计SO2去除量为23385.014吨。5煤化工引进技术就地低浓度含硫气体公司煤化工运行部净化装置脱硫系统副产的酸性气，硫化氢浓度低，目前一般浓度不超过10%，原来送炼油硫磺回收装置处理，不仅酸性气输送距离长，风险大；由于大量的二氧化碳不参与反应，影响反应的热平衡，还影响硫磺尾气的稳定达标。采用美国Merichem公司LO-CAT硫化氢氧化技术，该工艺利用恒温方法来实现改进的克劳斯反应，从化肥脱硫装置出来的酸性气经分离器分离杂质，进入吸收氧化器内筒，硫化氢被溶液中的Fe3+氧化为单质硫，而Fe3+被还原为Fe2+。吸收氧化器内筒的溶液吸收硫化氢后，密度增加，向塔底移动，在下部沉淀出硫磺，滤液作为回流打入氧化器回收，工艺尾气从吸收氧化器上部通过烟囱放空。出口尾气H2S浓度在线仪表分析与人工分析数据基本稳定在5ppm以下。五积极采用先进适用的技术开展无组织气体治理公司炼油尾气治理列入总部科技部“十条龙”科技攻关项目，与抚顺石化研究院共同开发，采用柴油吸收+碱洗工艺技术，分别对污油罐和粗柴油罐区、酸性水罐区和重催脱硫醇尾气进行治理，取得了理想的效果。1污油罐和粗柴油罐区呼吸气治理装置中间罐区3个污油罐、5个粗柴油罐和5个粗汽油罐顶安装连通管线。罐顶气通过通管线进废气处理装置冷凝分液罐（V-101），然后进入吸收塔（T-101）；柴油从贫吸收油线去制冷机组（RG-101）冷却至15后进入吸收塔(T-101)，吸收净化废气中的烃类和有机硫化物。被吸收过烃类和有机硫化物的废气经液环真空泵（(B-101)抽出，送到脱硫反应器（R-101）脱除硫化氢，脱除后的废气达到排放要求直排大气。本装置投资概算约550.15 万元，设计处理量为200Nm3/h。于2010年5月份建成投运。自投运以来，装置运行情况良好。粗柴油/粗汽油罐废气线进装置污油罐废气线进装置贫吸收油去装置富吸收油回泵入口尾气治理装置柴油泵汽油罐粗柴油罐污油罐氮气线氮气压力调节装置装置运行近两年来，主要技术指标完成较好，硫化氢从最高500ppm降至小于2ppm，去除率达到99.6%，烃含量从最高4.61%降至0.7%，按照现在的运行模式（上午7点至12点运行，处理量200立方每小时），每天吸收尾气1000立方米，烃类吸收量按照80 g/m计算，每天回收油气80千克，全年约29吨。2硫磺车间酸性水罐废气治理装置来自催化55左右的柴油，首先经过冷却水冷却降温到40后，再经过制冷机组冷却降至15左右后进吸收塔。在塔底达到正常控制液位后，引罐区联通管网的废气，经低温柴油吸收回收烃，塔顶尾气再经超重力反应器脱硫，去除废气中的硫化氢，最后达标废气排放到大气中。本装置投资概算约598.44万元，设计处理量为150Nm3/h。于2009年9月份建成投运。自投运以来，装置运行情况良好。3重催脱硫醇尾气治理装置装置脱硫醇尾气首先进入废气处理装置的吸收塔进行低温柴油吸收（吸收温度为1015），去除废气中烃类组分和有机硫化物；然后废气经过脱硫反应器，通过碱液吸收反应后，净化废气中的全部硫化氢组分和剩余有机硫组分。净化气后尾气从废气装置顶部达标排放。本装置投资概算约364.64万元，设计处理量为150Nm3/h。于2010年4月份建成投运。自投运以来，装置运行情况良好。4污水处理场高低浓度治理（装置简图，处理前后数据对比，操作稳定性）在污水处理场产生恶臭气体的9#曝气池、10#曝气池、11曝气池、12#曝气池、MBR池，污泥池，涡凹气浮器、二级浮选池、缓冲池，等处加盖玻璃钢盖板进行密封，并在盖板上接出集气管支管。在罐中罐、污油脱水罐等管顶的排气管处接出集气管支管。各构筑物及油罐上接出的支管与主干管相接。主干管与引风机进风口相接，经过加压后的恶臭气体进入处理系统。除臭工艺采用2套处理装置。一套为高浓度处理单元，处理规模为：5000m3/h；一套为低浓度处理单元，处理规模为：18000m3/h。其中高浓度处理单元处理由缓冲池，污油罐，一级浮选，二级浮选；罐中罐等处产生的恶臭气体。低浓度处理单元处理由9#曝气池，10#曝气池，11#曝气池，MBR池等处产生的恶臭气体。高浓度废气处理采用“脱硫均化催化燃烧单元”；低浓度废气处理采用“洗涤-吸附浓缩催化燃烧单元”。经处理后的废气浓度能够达到大气污染物综合排放标准GB16297-1996中规定的排放标准。其中苯小于12 mg/m3,甲苯小于40 mg/m3，二甲苯小于70 mg/m3，非甲烷总烃小于120 mg/m3。有机废气高空排放空气催化燃烧反应器阻火器过滤器换热器加热器均化器风机催化燃烧法污水处理场有机废气流程图“十一五”期间公司采取上述措施后，随着原料油加工量的增加，能耗、物耗有了比较大的下降；各类污染物的排放大幅度降低，大气质量明显改善。六环境保护的管理举措及未来思考1加强教育提升各级干部和操作人员环境保护意识要求有多高，标准就有多高，向世界一流能源企业看齐。环境保护是一道绿色的门槛，既保护了我们自己，又挡住了我们的去路。要生存、要发展，就必须把我们的环境容量腾出来，环保就在我们身边，号召广大干部职工节约一度电、节约一点水、节约一滴油，每一个想法、每一个动作都要作环境因素危害识别，细节决定成败。2强化环保责任制，严肃追究环境污染事故责任者加强环境管理，明确各级环境保护责任制，按照“谁主管谁负责”的原则，制定了完整的清洁生产和环境保护管理规定和考核细则，做到环境保护人人有责。把环保与节水指标层层落实，落实到班组、落实到个人，采取更为严格经济考核手段，重奖重罚，严肃追究环境污染事故责任者。3不断改善提升优化现有环保装置运行水平目前公司大大小小的环保装置不下几十套，要充分发挥这些装置的处理效能，逐一装置建立运行台账，定期进行考核标定，分析存在的问题和原因，不断完善设计不足，提升处理能力与水平，实现减排效果最大化。4未来的挑战全面推进热电厂氮氧化物的减排“十二五”国家将氮氧化物列入减排的约束性因子，公司热电燃煤锅炉烟气面临着脱硝的任务。煤燃烧产生的氮氧化物主要来自两个方面：一是燃烧时空气中带进来的氮，在高温下与氧气反应生成氮氧化物，它被称为“热力型氮氧化物”；二是来自燃料中固有的氮化合物，经过复杂的化学反应所生成的氮的氧化物，称为“燃料型氮氧化物”；根据公司的实际情况，拟对热电1#-6#锅炉烟气采用SNCR-SCR 综合法工艺脱硝技术进行脱硝。 各类工艺加热炉、反应器硫化物、氮氧化物的减排公司现有催化再生烟气和硫磺尾气中的硫化物，各类工艺加热炉的氮氧化物减排都必须列入议事日程。因为公司的各类工艺加热炉已经使用了脱硫瓦斯和天然气，二氧化硫的问题基本解决，燃料中氮含量也是极其微量，根