炼油厂水系统：最难的那股水只占一成，而考核数藏在分母里

全厂 80% 以上的废水是含油污水，但全厂 90% 以上的硫化物与氨氮，集在只占一成到两成的酸性水里；而「加工吨原油取水量」从 1.2 报到了 0.24，差的几倍有一半在分母上。

工业水处理技术文 · 2026-10-16 · 炼油／炼化水系统（酸性水汽提与碱渣处理）

炼油厂的水不是一桶水，是六个桶。它们的名字听起来都像「废水」，但在工艺上各自是一件东西：含油污水是产品洗涤与油水分离的尾水；酸性水是为了防腐蚀与防铵盐结晶而主动注进流程里的水；碱渣是碱洗精制排出的废碱液，它在《国家危险废物名录》里有一个自己的身份，而在污水处理设计规范里又被当成一股水。本文沿着这六股水的去向往下走，把三件容易被含糊过去的事逐层拆开：水量与污染负荷为什么是倒挂的；同一个「净化水」面前究竟有几把不同刻度的尺子；以及「加工吨原油取水量」这个考核数，它的分母和分子各有一个能让你达标或不达标的旋钮。

一、先认人：一座炼厂的六股水

《污染源源强核算技术指南 石油炼制工业》把炼厂废水按性质分成六类，并给出了各自约占全厂污水量的比例。这份分类最值得注意的地方，不是它分了几类，而是它把「一股水有多少」和「一股水有多脏」写在两个互不相干的栏里。把两栏并排，全厂水系统的真实结构就出来了。

注：原指南正文对含碱污水、脱硫废水未给出占全厂污水量的比例，此处如实标注，不以估算填充。

这六类水里，真正撑起「炼厂水系统」这个名字的是前三股：含油污水、含硫含氨酸性水、含盐废水。它们在后文会反复出现，因为三股水的处理路线、设备类型、甚至管理口径都不一样——把它们混在一个污水场里按同一套指标考核，是炼厂水务里最容易犯的第一个错。

二、水量与负荷倒挂：最大的那股最干净，最小那股最难

指南给出了一个更细的拆分，含油污水内部并不是均质的，它自己还要分两段：

把这两段自己代一遍，会得到一个比任何单一引用都更有信息量的数。取两段的中位数简单加权：石油类 0.2×750 + 0.8×150 = 270 mg/L，COD 0.2×1000 + 0.8×400 = 520 mg/L。也就是说，一座炼厂「含油污水」进水端的实际浓度，大约只有那股高浓度水的三分之一。

于是第一层判据成立了：含油污水是「水量最大的那一股」，却不是「最难的那一股」。真正决定全厂污水场生死的是酸性水——它只占全厂污水的一成到两成，却带着全厂硫化物与氨氮总量的 90% 以上。

这份「倒挂」是炼厂污水系统设计与运行的分水岭。它意味着：如果按水量去分配投资和关注度，钱会全部落在含油污水上；而按污染负荷去分配，酸性水才是真正的关键。GB 50747—2012 第 4.2.2 条正是按后者写的：催化裂化、延迟焦化、加氢裂化等装置的氨型含硫污水「应采取汽提法处理」，并明确「处理后水可回用，可作电脱盐注水、催化富气洗涤用水或其他工艺用水」——一句话把处理工艺与回用去处都定死了。

三、「酸性水」不是酸性的：它是被工艺主动注进去的水

第二层判据更反直觉。行业里叫惯了「酸性水」，会让人下意识地以为它是 pH 很低的水。但如果不看名字看来源，会发现它其实是炼厂为了防止腐蚀和堵塞，主动往流程里注进去的水——这几处注水点分别是：

关键在最后一条。加氢装置的高压空冷器前注水，溶解的是 NH₄HS 与 NH₄Cl 这类铵盐。这些盐由原料中的氮、硫、氯在加氢条件下生成，一旦结晶就会堵换热器。所以这股水从头到尾都在跟「铵」打交道——它是含氨的水，pH 往往偏碱，而不是偏酸。这正是「酸性水」这个名字最容易误导人的地方：它的酸是硫化氢给的，它的碱是氨给的，谁占上风取决于两者的摩尔比，而不是名字。

行业里对这股水的正式叫法是「含硫含氨酸性水」，英文相应的是 sour water（酸水）。洋文的这个叫法也沿用同一套逻辑——指的是「带酸性气的水」，而不是「pH 低的水」。从设计数据看它的浓度量级也更清楚：某炼厂酸性水汽提装置原始设计的处理指标为硫化物含量 ≤10000 mg/L、氨氮含量 ≤5000 mg/L；而随着原油重质化、劣质化，实际进水的氨氮已远超设计值，这也是后文蒸汽单耗下不来的直接原因。

四、汽提塔是按「氨」设计的，不是按「硫」

处理酸性水的装置是汽提塔。这里有一个决定整座塔尺寸的物理事实，被英文工程技术资料讲得比中文资料更直白：硫化氢的分配系数极高（约 200 量级），在接近一块理论板上就会被汽提出去；而氨的表观分配系数只有 4 量级，需要 2~4 块理论板才能脱除。所以决定塔高、板数和蒸汽用量的，从来是氨，不是硫。

这一点解释了为什么三种主流流程的差别不在「能不能脱硫」，而在「氨怎么处理」：

注：单塔低压全抽出的塔顶压力按 0.12~0.15 MPa 取值时，要求氨在水中溶解度近乎零，塔顶温度需在 82℃ 以上，工程上常取 104~114℃；侧线抽氨的侧线气含氨约 15%~20%，侧线抽出比约 7%~10%。双塔加压因回收液氨的储运风险，采用比例在下降。

这里出现本轮第一个「同一个数有四个值」的情况。同一件「汽提一吨酸性水要烧多少蒸汽」，公开资料给出的是：单塔低压无回流 100~115 kg/t、有回流 130~180 kg/t、单塔加压侧线抽氨 150~200 kg/t，而某炼厂装置的实际蒸汽能耗为 253 kg/t，拟降到 225 kg/t，设计值 213 kg/t。这四个数都不矛盾——它们对应的是不同流程、不同进出水浓度、不同塔顶气去向。但把它们当成同一个数来引用，就会得出完全错误的能耗结论。

那家炼厂还给出了一句值得记下的话：蒸汽消耗占该装置主要能源消耗的 91.2%。也就是说，酸性水汽提装置的能耗账，基本上就是它的蒸汽账。于是下一个问题——「到底该汽提到多干净」——直接等价于「一年烧多少蒸汽」。

五、净化水面前有四把尺子，且其中最严的那把不是回用需要的

汽提出来的水叫「净化水」。它的去向有好几个：回电脱盐装置做注水、做催化富气洗涤用水、做加氢装置的空冷注水，或者排入污水处理场。问题在于，每一个去向对水质的要求都不一样，而公开资料里最常被引用的那一组数，恰恰是最严的那一组。

把第二行和第一行放在一起看，一个行业里被反复讨论却很少被写透的概念就出现了：过度汽提。相关专利与期刊文献的表述很直接——作为加氢裂化装置的回用水，净化水中 NH₃ 只要 ≤300 mg/L 就基本不影响效果，而把水汽提到 NH₃≤50 mg/L 再回用，等于为了一根用不到的线，多烧了一大截蒸汽。既然蒸汽占装置能耗的九成以上，这个「用不到的余量」本身就是一笔可观的能耗。

针对这一点，行业内提出过「带液相侧线抽出」的改进方案：在汽提塔下部自上而下依次设置两条无碱回用水线，靠上的那条 NH₃、H₂S 含量相对较高，用作加氢裂化或催化裂化装置的用水；靠下的那条含量更低，用作常减压、加氢精制装置的用水——不同装置给不同汽提深度，而不是全厂统一按最严的那条线汽提。

汽提带不走的那一部分：固定铵

第二件事更硬。在催化裂化、延迟焦化等装置的酸性水中，除了游离氨，还有一部分氨氮以固定铵形式存在——即 NH₄⁺ 与 SO₄²⁻、S₂O₃²⁻、HSO₃⁻、Cl⁻ 等强酸根结合成的铵盐。公开文献给出的量级是：净化水所含总氨中有 50%~80% 是以固定铵形式存在的；当净化水总氨为 50~400 mg/L 时，其中固定铵为 30~300 mg/L。这部分氨靠常规汽提很难脱除。

想脱掉它，通行做法是向汽提塔内加氢氧化钠。但加碱会带来两个新问题，而且方向完全相反：

回用率的账本也可以顺带对一下。《石油化学工业减污降碳协同技术指南（编制说明）》给的表述是含硫废水汽提后用作电脱盐注水等，回用率应不小于 65%；行业论文提到先进企业的汽提净化水回用率可达 85% 左右；某炼化公司的实践是把催化裂化分馏塔顶的含硫污水串级用作富气洗涤水注水、把非加氢型装置的含硫污水串级用作延迟焦化富气洗涤水注水，减少软化水用量近 30 t/h；还有企业明确「临氢装置注水实现 50% 使用脱硫净化水」。65%、85%、串级、50% 这四个数说的其实是同一件事的四个断面——分母分别是全厂酸性水产生量、汽提净化水量、某个装置的注水量。

六、碱渣：它在名录里是危废，在设计规范里是一股水

第三层判据来自炼厂的另一条线：油品碱洗精制。碱液循环使用到 NaOH 低于一定值后排出，排出的废碱液俗称「炼油碱渣」。它在《国家危险废物名录（2021 年版）》里的身份是明确的：

这张表解释了一个实务里经常搞错的地方：同一类废物在这份名录里有两个代码，差别在「产生行业」。炼油厂的碱渣要落在带行业来源码的 251-015-35（危险特性 C、T）上；而「使用碱进行清洗产生的废碱液」是另一个代码 900-352-35。名录第五条第（三）项已经写明代码构成：前 3 位是产生行业代码，第 4~6 位是顺序代码，第 7~8 位是类别代码。选码前先看行业，再看废物描述——这是危废代码的第一条纪律。

而碱渣最难处理的地方在于它的复合身份：公开文献指出，炼油碱渣属高浓度、有毒、难降解的特种有机废液，色深、恶臭、强腐蚀性，其 COD、硫化物、酚、色度的产生量占整个石化炼油系统总污染量的 30% 以上——一股「水」，扛着全系统三分之一的污染负荷产生量。

而《石油化工污水处理设计规范》第 4.2.6 条写的是：「碱渣污水可采用湿式氧化等方法进行脱硫处理。」同一股液体，在固废名录里按危废管，在污水处理设计规范里按污水设计。这不是两份文件打架，而是它真的同时是两件东西——法规按「属性与去向」定性，设计规范按「处理单元」描述。凡是承接碱渣的项目，这两条线都得各走一遍。

湿式空气氧化：两档温度，两个目的

两档工艺的差别不在「好不好」，而在目标不同：缓和氧化的目标是脱臭并保住有价物料（酚、环烷酸），然后与炼厂大系统按约 1∶100 的体积比混合后进生化；高温高压氧化的目标是把难降解有机物砸碎、把可生化性从 0.32 提到 0.69，代价是 9.0 MPa 的压力等级和 650 万元级的装置投资（某炼化公司 2003 年建成国内第一套处理能力仅 1 m³/h 的碱渣湿式空气氧化装置，投资 650 万元，投运初期曾出现系统严重结垢堵塞，经攻关后硫化物去除率稳定在 99.9% 以上）。

七、「加工吨原油取水量」：分母和分子各有一个旋钮

现在换到考核侧。炼厂水务最常被引用的一个数是「加工吨原（料）油取水量」，单位 m³/t。它的定义在 GB/T 18916.3—2022 里写得很短，但有两处容易漏掉。

旋钮一：分母包含「直接进二次加工的外购料」，且二次不重复计

标准对分母的定义是：加工原（料）油量以一次加工或直接进入二次加工原（料）油的总加工量计算。这句话做两件事：一是把外购的蜡油、渣油、凝析油这类「直接进二次加工」的原料算进分母；二是把同一批油在厂内的二次加工不重复计算——常减压出来的蜡油进催化裂化，仍算在常减压那一次里。

这两条带来的偏差可以自算。设某厂一次加工原油 800 万 t/a，另外购蜡油、渣油 200 万 t/a 直接进二次加工，全年取水量 480 万 m³：按标准分母 1000 万 t 计，取水量是 0.48 m³/t；若误用「原油加工量 800 万 t」作分母，算出来就是 0.60 m³/t。0.60 恰好是 GB/T 18916.3—2022 给现有企业的定额上限——同一个取水量、同一座厂，只因为分母里那 200 万 t 外购料算不算，一个数字落在限额内，另一个刚好压线。

旋钮二：分子包含外购的蒸汽、热水

更反直觉的是分子。标准里「取水量」的范围明确包括「企业从市场购得的其他水或水的产品（如蒸汽、热水、地热水等）的水量」。也就是说，炼厂从外面买的蒸汽，要按水量折算进取水量。而企业日常报表上的「新鲜水取水量」，通常只有自来水、地表水、地下水这三项，不含外购蒸汽，也不含再生水、淡化海水、雨水这类非常规水源。

于是有了本轮的第五次「分母型」命中：企业报的「吨油新鲜水量」与标准定义的「加工吨原油取水量」，分子天生不同，不能直接对比定额。某炼化公司公开的成绩是「2024 年吨油取水量下降至 0.26 吨」，同一家企业 2022 年 0.31、2023 年 0.295——这家企业同期城市再生水用量已占全厂总用水量的 60% 以上。0.26 t/t 是新鲜水口径；若把占六成以上的城市再生水一并计入取水量，这个数会显著上升。这不是企业在造假，而是两套口径在同一个词上撞了车。

注：最后一行与倒数第三行的分母相同、分子口径不同，故不可直接与前三行的定额并列比较。企业数据的分子为新鲜水取用量，不含城市再生水等非常规水源。

八、排放标准里藏着一个除法：基准排水量

考核侧还有第二件事，它比取水量更硬，因为它直接决定达标与否。GB 31570—2015 的限值表里除了浓度，还有一栏叫「加工单位原（料）油基准排水量」：表 1（常规限值）为 0.5 m³/t 原油，表 2（特别排放限值）为 0.4 m³/t 原油。标准第 4.4 条给出的换算公式是：

ρ基 = Q总 ÷ (ΣY·Q基) × ρ实

式中 Q总 为排水总量（m³），Y 为原（料）油加工量（t），Q基 为基准排水量（m³/t），ρ实 为实测浓度（mg/L）。标准同时写明一条边界：若 Q总 与 ΣY·Q基 的比值小于 1，则以实测浓度作为判定依据。

把这条规则代一遍，就知道它堵的是什么：

两行的实测浓度一模一样，结论完全相反。这就是「稀释排放」在这个标准里被堵死的方式：你多排的水，会按比例把你自己实测的浓度放大回去。很多现场技术人员熟悉浓度限值，却不知道排水量超基准后会被这样换算，于是出现「在线数据一直达标、仍被判定超标」的情况。

还有两个细节值得单独记。一是间接排放栏并不是每项都有值：GB 31570 表 1 中，石油类、硫化物、挥发酚、总钒、苯系物、总氰化物等给出了间接排放限值，而悬浮物、COD、BOD₅、氨氮、总氮、总磷、总有机碳这几项的间接排放栏是留空的；表注写明，废水进入园区污水处理厂的执行间接排放限值，未规定限值的污染物项目由企业与园区污水处理厂根据其污水处理能力商定相关标准，并报当地环境保护主管部门备案。也就是说，这几项的口径不写在国家标准里，而写在企业与园区污水厂之间那份备案文件里。

二是同时适用两套标准时按最严的执行，且基准排水量要按各产品分别加权。标准原文：企业的生产设施同时生产两种以上产品、可适用不同排放控制要求或不同行业国家污染物排放标准，且污水混合处理排放时，应执行排放标准中最严格的浓度限值，并按公式换算基准排水量排放浓度。对炼化一体化企业而言，这意味着炼油部分与化工部分的污水一旦混合，浓度按更严的那一侧走。

九、把三股水放回一张表里

某炼化企业炼油提质改造项目的竣工环保验收监测报告，提供了一组难得的「三股水分三套系统」的实测记录。该报告给出的是本项目的废水量，不是全厂总量，但三股水的去向分工很清楚：

这张表里有两个不容易被注意的点。第一，含硫污水的设计规模（80 t/h×2）远大于本项目 18.2 m³/h 的排放量——汽提装置是按全厂酸性水的长期波动与上游装置开停设计的，不是按某一段时间的实际水量配的；用后者的水量去估装置规模，会严重低估。第二，含油污水设计规模 400 m³/h 而本项目仅 10 m³/h，同样说明污水场的能力是按全厂三条线共同核算的，单个项目的排放量只是其中的一个分量。

电脱盐：含盐污水的源头，四套数并存

含盐污水的主要来源是电脱盐排水。原油中的无机盐（NaCl、MgCl₂、CaCl₂ 等）需要在常减压之前用水洗掉，通行的做法是注入新鲜淡水并加破乳剂，在电场下使微小水滴聚结、重力沉降分离。围绕这件事，「注多少水」在公开资料里有四套数：

四套数并不互相否定：注水量大于排水量（一部分水随油带走），一级与三级流程的注水率也不同。真正需要记住的是电脱盐排水的两个特征——温度高（80℃ 以上）且盐分高。编制说明给出的全盐量水平是「一般高于 1000 mg/L，大部分在 2000~5000 mg/L 之间，有时甚至可达到 10000 mg/L 以上」，同时含较高乳化油和一定难生物降解性。这类水按常规是进含盐污水系列单独处理，混进含油污水系列会同时冲击生化段的盐度与油负荷。

作为可核对的工艺效果参照，公开试验给出了电脱盐的优化条件与效果：某管输原油的优化条件为操作温度 135~140℃、注水量 6%~7%、交直流复合电场强度 900~1100 V/cm、破乳剂注入量 15~20 μg/g；在此条件下经三级预处理，脱后原油含盐由平均 5.90 mg/L 降至 2.52 mg/L，电脱盐切水的含油由平均 122.1 mg/L 降至 83.74 mg/L。行业通行的控制指标是脱后原油含盐 <3 mg/L、含水 <0.3%。注意这里的两个数分属两个对象——2.52 mg/L 说的是油，83.74 mg/L 说的是水，前者是产品质量，后者才是污水场的进水。

最后，看一组真实的排放口数据

注：格式为「实测值 / 标准限值」，单位 mg/L。三行中石油类的占限值比分别为 42%、3.8%、20%，是三行里占限值比最高的一项——这一点的工程含义是，常规生化对石油类的去除不是无条件的，它是炼厂污水场最需要盯住的一项。

这三行数据放在本文末尾，是为了给前面所有的口径讨论一个落点：标准里的每一个数，最终都要落到一个排口的实测值上；而在落下去之前，它先要经过分母、分子、基准排水量三道换算。这三道换算都发生在纸面上，不发生在水里——但它们同样能决定一家企业的达标与否。

十、关键参数要点

参考文献

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本文数据均取自公开标准、政府公开文件、期刊论文与企业公开报道，逐条标注来源；涉及商业技术资料的条目已在正文中显式说明其性质。文中自算结果（加权浓度、基准排水量换算、分母偏差）均给出算式，可复核。涉及企业名称者均以其公开披露口径为准。