油田联合站改造（通用9篇）
油田联合站改造 篇1
0前言
油气集输系统是油田生产的重要环节，联合站是油气集输系统的最重要组成部分。联合站对各计量站或转油站来液进行集中处理，包括油气水分离、原油处理(脱水)、原油稳定、轻油回收、天然气净化以及采出水处理和回注等。联合站具有系统庞大、设备多、能耗高、用能环节多且复杂等特点，各工艺之间相互影响、相互制约、相互关联，是—个复杂的生产工艺系统[1,2]，是油田生产的主要耗能环节。随着油田进入高含水的开发后期，油气处理的难度和成本都急剧增加。随着我国经济高速发展，能源消费急剧增加，而可利用的能源有限。因此，提高能源利用率、做好节能降耗工作，对解决能源问题有着十分重要的意义。
目前，国内外许多学者在集输系统节能降耗的应用研究方面做了大量的工作，但主要研究重点都以提高设备效率、简化工艺流程或局部的性能分析为目标，虽取得了良好的应用效果，但仍属于低层次的局部节能[3]。节能工作的发展经历了这样几个过程:第一阶段，属于“捡浮财”阶段，主要表现在回收余热，堵塞“跑、冒、滴、漏”，但在此阶段着眼的只是单个余热流，而不是整个热回收系统;第二阶段，考虑单个设备的节能，例如将蒸发设备从双效改为三效，采用热泵装置，强化换热器的传热等;第三阶段，也就是现在所处的阶段，考虑过程系统节能，这是由于90年代以来过程系统工程学的发展，使人们认识到，要设计一个能耗最小、费用最少和对环境污染最少的过程工业工厂，就必须把整个系统集成起来作为一个有机结合的整体来看待，达到整体设计最优化[4]。
我们选取东辛102联合站为研究对象，通过胜利油田集输系统仿真软件对联合站各种设备进行仿真计算，分析对比改造前后设备的耗能情况，从而选择最节能的方案进行改造。
1 东辛102联合站仿真
从102联合站的整个工艺流程看，其热能消耗主要为脱水加热炉。而影响加热炉的能耗的重要因素，除加热炉本身的特性及运行状况，就是被加热介质(含水原油)的含水率。在保证达到同样出口温度的前提下，被加热介质含水率越高，燃油消耗量越大，而原油含水率主要与联合站脱水工艺紧密相关，因此，脱水工艺运行情况的好坏，直接影响着整个联合站的能耗情况[5]。目前，102联合站原油脱水工艺主要包括:井排进站加药破乳、三相分离器分离、大罐重力沉降脱水、原油加热换热、电脱水和原油稳定四部分[6]。
东辛102联合站工艺流程图如图1。
东辛102站的主要设备清单如表1。
东辛102联合站基础参数数据如表2。
东辛102联合站入口参数数据如表3。
《胜利油田集输系统能量分析与仿真系统软件平台》是胜利油田设计开发的一个集输系统仿真软件平台，广泛应用于油田的集输系统，计算精确度较高。通过软件对东辛102联合站进行仿真，输出结果如表4。
2 东辛102联合站节能改造
2.1 降低联合站外输油温度
对东辛102联合站的出站的外输管线进行保温，在保证联合站的工艺流程正常运转的情况下，我们把联合站原油出站的温度降低到60℃，其他工艺流程都不变。
降低出站外输温度后主要设备消耗的能量对比表如表5。
对东辛102联合站出站口外输管线进行了保温，降低外输管线油液的温度，减少了主要设备加热炉的燃料消耗，加热炉消耗能量降低了3 097.91 MJ/h，泵的电量消耗基本不变。
2.2 电脱水器分离出来的污水进行回掺
将电脱水分离出来的污水回掺到沉降罐，改造后的工艺流程图如图2。
通过软件仿真计算，改造前后主要设备消耗的能量或散热对比表见表6
电脱水器脱出的高温污水回掺到沉降罐，可以有效的提高沉降罐后续工序的油液温度，主要设备加热炉的耗能降低了4 682.54 MJ/h，大量节约成本。
2.3 对稳定塔进行保温
对东辛102联合站的稳定塔进行保温，在保证联合站的工艺流程正常运转的情况下，其他工艺流程都不变。采用40 mm岩棉材料保温，密度为100kg/m3，在100℃时导热系数为0.051 2 W/(m·℃)，材料最高允许温度为600℃，完全满足稳定塔的温度要求，见表7。
稳定塔散失的热量是所有设备中最多的，因此我们加保温层，对其保温，减少散热损失。通过对比，我们发现改造以后，加热炉能耗降低了9 810.04MJ/h。
3 结论
(1)通过对东辛102联合站设备耗能和散热计算，从表4可以看出加热炉消耗的燃料能和脱水泵电脱水器外输泵消耗的电能是整个联合站输入能量。从表5、表6和表7看出电能的消耗在改造前后基本不变。
(2)加热炉消耗的燃料能是影响东辛102整个联合站能耗的主要因素，要对东辛102联合站进行节能改造主要是降低加热炉消耗的燃料，但同时要满足工艺流程对温度的要求。降低东辛102站出站口外输油温度和电脱水出来的污水回掺到一次沉降罐，就可以提高后续工艺的温度，减少加热炉的燃料消耗。
(3)在东辛102联合站中，沉降脱水工艺流程中，分离器、缓冲罐、沉降罐的散热损失小，而稳定塔的散热损失对联合站能耗的影响比上三个设备散热损失影响大的多，所以选择对稳定塔设备进行保温。
(4)对比东辛102站三种节能措施，降低外输油温度、电脱水出来的污水回掺和对稳定塔保温，在资金一定的情况下，优先选择对稳定塔进行保温，节能效果最好。
(5)在实际改造中，对稳定塔进行保温，可以节省大约9 000 MJ/h。计算结果和实际基本吻合。
摘要：为了最大限度减少胜利油田东辛102联合站能耗,合理利用能源,采用胜利油田集输系统仿真软件对东辛102联合站进行仿真,得出了该站各种设备的耗能或热损失,并对其分析,提出了三种工艺流程改造方案,分析对比改造前后东辛102联合站工艺流程耗能情况,选择对稳定塔保温方案,节能效果最明显。
关键词：联合站,耗能,工艺流程,仿真,节能改造
参考文献
[1]冯叔初,郭睽常,王学敏.油气集输[M].北京:石油大学出版社,1988.
[2]王利华.油气集输系统节能探讨[J].经营管理者,2010(21):367.
[3]闫江涛,王坤,杨帅,等.油田集输系统能耗与节能研究综述[J].中国石油和化工标准与质量,2012(1):295-296.
[4]冯霄.化工节能原理和技术[M].北京:化学工业出版社,2003.
[5]朱玉泉,李振林.联合站能耗灰色关联分析[J].节能技术,2008,26(6):560-562.
[6]冯国栋,朱玉泉.油田联合站能耗“三环节”评价[J].节能技术,2009,27(3):212-215.
油田联合站改造 篇2
【摘要】随着经济和科技的发展，科技不管是在开采开发技术方面还是在油气集输方面都有着广泛的影响。油田联合站就是新科技成果之一，它在油田的油气集输系统占据着重要位置,随着对油田联合站的优化升级，油田联合站在安全控制系统和生产控制系统的管理上日趋合理，油田联合站将消防安全作为其整个安全控制系统的重中之重。本文将从简析油田联合站、简述油田联合站设计的原理、油田联合站在辽河油田中的应用、油田联合站设计的意义等几方面入手，旨在了解油气联合站在油气集输方面的作用和功效，更好的将其应用于实践，为生产和生活服务，促进油田油气集输系统技术的不断完善，促进经济的发展。
【关键词】
油田联合站
油气集输
计算机监控系统一、简析油田联合站
1.简析油田联合站
油田联合站作为转油站的一种，在油田中普遍存在。其原称为油气集中处理联合作业站。主要包括油气集中处理(原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等)、油田注水、污水处理、供变电和辅助生产设施等部分。
联合站（库）是油田原油集输和处理的中枢。在联合站（库）包括：输油，脱水，污水处理，注水，化验，变电，锅炉等生产装置。其主要作用是通过对原油的处理，达到三脱、三回收、出四种合格产品（天然气，净化油，净化污水，轻烃）以及进行商品原油的外输。所谓的“三脱”即原油脱水，脱盐，脱硫；天然气脱水，脱油；污水脱油。而“三回收”则指回收污油，污水，轻烃。因而站内必须具有相应的处理设备，包括原油处理系统，转油系统，原油稳定系统，污水处理系统，注水系统，天然气处理系统等。
2.简述油田联合站设计的目的联合站是高温，高压，易燃，易爆的一级要害场所。又因为其是转油站的一种，在油气田集输过程中担负着重要作用，直接关系到外输原油的质量，并且其系统之间关联紧密、操作规程严格、系统在运行过程中状况复杂多变且流程多变。通过对油田联合站的设计有助于避免和减少安全事故的发生、为油田原油集输处理做好充足的桥梁纽带作用，更好的为工业油气集输服务、为有效地提高油田的生产率和产量，提高经济效益、促进工业化和现代化建设服务。
二、油田联合站设计的原理及主要岗位
油田原油集输生产中最重要的生产工艺过程就是集油水分离、污水处理、原油及天然气集输等多个工艺系统为一体的综合性生产过程，主要包括输油脱水、污水浅处理、注水、锅炉和配电等生产岗位或工艺环节的油田联合站。
1.简析油田联合站设计原理
作为油田原油处理系统中的重要组成部分的油田联合站，其过程是原油通过联合站使用的脱水、脱气等处理技术，使原油成为合格的商品原油。原油脱水转油系统、污水处理系统、卸油系统、天然气净化系统及其它配套设施成为了油田联合站不可缺少的技术设备。
其各技术设备的系统流程为：
a油系统 中转站来油—进站阀组—游离水脱除器—段加热炉—沉降罐—含水油缓冲罐
—脱水泵—段加热炉—脱水器—净化油缓冲罐—外输泵—计量—外输.b.水系统
游离水脱除器—污水站—注水站；沉降罐—污水缓冲罐—污水泵—污水站；
脱水器—污水站
c.天然气系统
中转站来气—收球配气间—除油器—增压站—计量—外输
d.加药系统
调配罐—加药罐—加药泵—阀组汇管
目前，人工监测控制、常规仪表自动监测控制、计算机检测控制等方法是油田联合站生产工艺过程中的主要控制方法。其在操作中利用了数字化与自动化等高科技设计理念，运用科技来发展生产力。
根据其操作过程和设备用途来观测其设计原理：即利用回声原理工作的声纳装置可以对联合站的大罐原油厚度进行检测，是利用电力进行水下定位的一种仪器，可以在海上油田的探测、勘探等方面使用。导波液位测量技术能够提高对原油的测量水平，提高原油的质量、从而提高了原油的利用率和附加值。
2.联合站设计主要岗位
联合站主要岗位包括：脱水岗（沉降岗）、输油岗、污水岗、注水岗、集气岗、化验岗、仪表岗、变电岗、锅炉钢，维修岗等岗位。其中化验岗又分为了原油化验岗、污水化验岗、锅炉化验岗三个岗。各个主要岗位之间及其与相关设备在实际运作中相互配合、相辅相成、共同为提高原油质量、处理污染、保护水质服务。
三、简析油田联合站在辽河油田中的应用
辽河油田位于辽河中下游平原、内蒙古东部及辽东湾滩海地区。30年中该油田建设了联合站．计量站、注气站等转油站1086座，并利用先进的工程设备、高科技的勘探开发及炼油技术促进了辽河油田的经济的蓬勃发展。
辽河油田采纳、借鉴、吸收国外先进的科技，利用油田联合站将勘探开发的稀油、稠油、超稠油、高凝油等经过联合站设备的处理、系统的转化使其符合原油的质量标准和安全操作要求，为客户和用户提供了优质的过程、合格的原油产品、获得了巨大的社会经济效益的同时，也为该油田树立了良好的形象，获取良好的美誉。有效地加强了其开发企业或公司在竞争中的优势地位。其公司总部设在在风景秀美的辽宁省盘锦市，包括采油、科研、集输、销售等 20 个厂，为油田开发勘探及联合站的建立和发展提供了良好的支撑，奠定了雄厚的基础。例如位于油田下游的一石化厂在1997年就通过了ISO9000 质量体系认证。
同时，辽河油田在管理上不断地借鉴和学习先进的科技及经验，善于在实际运用发现问题，并及时的解决和处理矛盾、状况，在油田联合站的管理上，不断的进行科研攻关、不断地更新设备，优化升级相关的配套设施、严把产品质量关，并从每个环节入手，谨慎细微的做好油田联合站的设计和实际应用工作，从而使油田联合站的最大作用得到有效地发挥，在保证原油质量的同时，减少和避免油田经济损失，减少和预防事故发生的潜在因素、使得企业整体利益得到最大程度的维护。
四、油田联合站设计的意义
油田联合站作为新科技的产物，其设计理念在综合、全面的考虑中使其在实际应用中发挥更大的功效，提高原油质量的同时，也为能源环保方面做出了重要贡献，提高油气的利用率，减少污染、将经济效益、社会效益、环境效益有机的协调起来，从而推动工业化和现代化建设。同时，油田联合站在设计中也要根据实际的具体情况，不断地改进和完善，提高新科技的研发的水平和实际应用标准，更好的为油田开发和科技创新服务。
五、结语
科技是第一生产力，作为油田转油站之一的联合站也不例外，其设计是在科学、具体、准确和可行性的基础之上，并能够在实践中得到检验和完善，降低降低生产成本、提高社会经济效益。
参考文献：
[1]油田联合站控制系统的设计 2008年06期
油田联合站改造 篇3
【关键词】节约能源；合理运行；精细管理；生产运行；参数最优化
0.前言
自2007年北十五脱水转油站改造及北三西地区产能增加以来，北十五联的来液量增加及综合含水率的上升，使来液量大大超过了预热炉的额定流量值，预热炉热负荷增加，造成了油水混合液通过预热炉后温升不够明显。为此，应积极采取有效的措施予以解决。
1.加热设备耗能现状
1.1预热炉
北十五现有预热炉两台，单台热功率2.5MW，额定流量210m3/h，效率85.72%，设计入口30℃，出口40℃，另有一台2.0MW预热兼脱水炉。
以上两种用预热炉情况都是按来液量28000m3/d，炉的设计热效率计算的结果，而实际生产中，情况比较复杂。因来液量时刻变化，当来液量增加时，在不提火情况下，温升还要下降。另外，炉运行的实际热效率一般要比设计热效率低一点，因而温升还要下降。
1.2外输炉
外输炉是真空相变炉，热功率1.5MW，额定流量160m3/h，效率90%，设计入口35℃，出口55℃。2008年11月投入使用，目前北十五联净化油量约在166-200m3/h，炉进口温度一般在48-54℃，有时还要高一点。因炉自控系统设定的出口油温在65℃，加之脱水炉出口油温一般情况在51-57℃，经站内地面管线和容器后温降在1-3℃（冬季），到外输炉进口处油温也有48-54℃，再经外输炉加热后，出站油温一般在56-63℃，经站外地下管线温降3-6℃，到达北二一的终点油温在53-57℃。这个终点油温有些偏高，地下热能损失偏多，浪费热能。
1.3站外埋地Φ273×7mm输油管线运行参数及散热损失
对于埋地热油输油管线来说，在某一个季节，当输油量和输油温度变化不大的情况下，管线周围的土壤温度即地温，相对来说基本不变或者变化不太大，这就是基本的稳定温度场。
通过录取、实测和计算得到的参数可看出，在输油排量相同，但出站油温不相同时，地温、总传热系数K值、地下管线向土壤的散热量也是各不相同的。这就是在排量相同时，出站油温越高，地下管线散失的热量越多。
2.各种加热设备及站外埋地热油管线比较适宜的运行参数
2.1预热炉出口温度
预热炉所起的作用是给转油站来的混合液进行预热，设计出口温度为40℃。由游离水脱除器的工作温度和预热炉的出口温升结合起来看，根据近年来北十五预热炉的生产运行和停炉测试的情况可知，预热炉适宜的运行出口温度在38-40℃范围内。
2.2外输炉出口温度
外输炉所起的作用是给净化原油加热到既安全又比较合理的温度范围之内。根据目前北十五生产实际情况，输油量波动范围在140-210m3/h，但正常范围在170-190m3/h，站外埋地输油管线在冬季的温降一般在3-6℃。如从安全和节能两方面来考虑，油流到达北二一终点油温要在结蜡高峰区以上的温度区间选择，即在45℃或略高一点为佳。北十五联外输炉出站比较适宜的油温在51℃或略高一点。
2.3站外地下热油输送管线的运行参数
下面根据北十五在冬春季时的平均地温、平均K值，利用求终点温度公式，经计算后得到在各排量、各出站油温下的到北二一终点油温。
2009年12月15日某时录取的参数，用公式法计算到北二一的终点油温。参数为：外输排量160m3/h，出口油温是50.8℃、平均地温为33℃、平均K值为11.11 kcal/m2.h.℃。
Φ273×7mm管线外径为0.273m，管线总长度1650m、原油比热容取0.5kcal/℃.kg，热原油相对密度取860kg/m3，圆周率取3.14，e=2.718。
根据以上公式算法，下面三个表例举的是2009年、2010年、2011年冬春季录取的部分参数，并由求终点公式算出的到北二一终点油温值。为了验证计算的准确性，每次录取完各项参数后，又用电话询问了到北二一现场实际终点油温，并通过对比可知，计算的终点油温与现场的实际终点油温误差较小，一般在1℃之内。
3.预热炉节能措施的探讨
3.1预热炉条件停炉
在转油站来液温度已达到38-40℃时，即可停掉预热炉。因此温度范围完全可以进入游离水脱除器，进行重力沉降分离出粒径较大的水滴游离水。
3.2外输炉季节停炉
因外输炉是真空相变炉，炉内有中间介质水，在冬季时不能长期停炉。在夏季，只要脱水炉的出口温度能达到52-54℃时，就可把外输炉停炉。
3.3间歇启停预热炉、外输炉
对于预热炉，在冬季只要来液温度相对比较高一些时，如在37-39℃之间时，来液进入预热炉内，可点小火。当来液温度在37℃以下时，可把火开大，以保证油水混合液的适当温度。对于外输炉，在冬季运行时采取白天停炉，夜间启运的措施。并把炉自控系统的设定出口温度值适当降低一些，保持炉出口油温不致于过高。
4.结论及认识
（1）预热炉出口温升不够明显的原因较多，它与混合液的含水率、炉实际运行热效率、混合液的比热容、炉的运行台数、炉膛内火焰的大小、来液的平均温度以及来液量的多少等因素有关，来液量增多是预热炉出口温升不够明显的主要原因。
（2）输油管线终点温度偏高，热能损失大，长时间输油时，可适当降低出站油温。
（3）预热炉条件停炉、外输炉季节停炉、间歇启停预热炉及外输炉运行方式能够满足正常生产。
油田联合站改造 篇4
1. 工艺技术研究
1.1 收油。
采用400m3玻璃钢收油罐, 加强收油。玻璃钢材质耐腐蚀性强, 可减少维护费用, 延长设备的使用寿命。
1.2 沉降。
斜板沉降罐内设斜板及集配水设施, 采用逆向流, 调整进出水方向和有效沉降距离, 水流经斜板时, 细粒径在斜板上沉降下来, 减轻斜板运动负荷, 提高沉降效率。污水中大部分悬浮物在沉降罐内去除, 罐底设置自动排泥装置, 由PLC控制排污阀, 实现自动排污。
1.3 过滤。
为了提高水质, 达到A2级注水标准, 增加二级深度过滤工艺, 对污水中的油和悬浮物进行深度去除, 控制悬浮物中值粒径。二级过滤选用全自动双室精细过滤器, 粗滤料截留悬浮物多、穿透深度大, 但过滤精度差;滤芯过滤精度高, 但表面水力损失大、穿透深度小, 利用上述特点将粗滤和滤芯过滤进行组合。上层为大粒径石英砂滤料, 下层为高分子材料滤芯, 同时加大滤层过滤深度和过滤精度, 控制出水的悬浮物粒径, 满足低渗透油田注水指标的要求。
1.4 加药。
采用一体化加药装置, 通过来水流量及PH值, 由变频调节器控制加药量。操作简便, 能准确控制PH值, 自动化程度高。
1.5 污泥回注。
由于污泥含油和矿化度高, 很难在利用, 大量堆放易造成环境污染。采出水中的含油污泥与地层配伍性好, 加入适量添加剂, 配成乳化悬浮液调剖剂, 调质后用于注水井调剖, 或者注入废井, 探索污泥处理新出路。
2. 工艺设计
2.1 水质标准。
桥口污水站所辖桥口油藏经营管理区, 区域构造位于东濮凹陷中央隆起带中部, 桥口--新霍--徐集亚二级构造带北端。截止2008年底, 探明含油面积24.05km2, 探明石油地质储量1380×104t。断层发育, 构造复杂, 由44个小断块组成;油藏埋深2500-3500m, 主要含油层系为沙二下、沙三上、沙三中亚段, 储层变化大, 物性差。孔隙度为13-23.0%, 渗透率为9.0-47.5×10-3µm2, 渗透率变异系数为0.97, 平均孔喉半径0.2981-5.6133µm, 一般为1-2µm之间, 压力系数为1.04-1.59, 原油密度为0.83g/cm3, 地面原油粘度为5.35m Pa·s。属于典型的复杂断块低渗油藏。根据油藏渗透率、孔喉半径分布及油藏开发潜力, 确定桥口油田注水水质应达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标》 (SY/T5329-94) A2级指标要求。
2.2 设计思路。
针对工艺中的除油、沉降、过滤系统及对处理水质的要求, 桥口污水站改造工程是在预留空地上对工艺流程进行整体建设的, 利用原泵房、配电室、仪表间及原污水处理区排污池、事故污水排放池、污水污油回收池等。所有处理构筑物、设备均为新建, 主要处理构筑物及主要污水管道采用新型高强度玻璃钢。采用“预氧化+低污泥处理”新技术, 改造设计处理能力为2000m3/d。主要处理设备有2座400m3收油罐, 2座300m3斜板沉降罐, 2座流砂过滤罐和2座双室过滤罐。
2.3 工艺流程。
桥口污水站污水油水密度差大, 采用重力式沉降处理流程。为达到注水标准, 满足区块开发要求, 降低污水处理成本。工艺流程:收油罐→沉降罐→流沙过滤罐→缓冲罐→双室过滤罐, 水质指标达到A2级。新建400m3玻璃钢收油罐, 进行收油及初步沉降分离和调储罐使用;采用逆向流斜板沉降罐在浅池条件下的重力分离作用, 提高沉降分离效率;采用流沙过滤罐去除剩余大部分分散油和3µm以上悬浮物颗粒, 控制出水达B2级指标;采用二级双室过滤器去除微细粒径悬浮物及残存分散油、乳化油类, 保证净化水达A2级以上指标;完善排污反冲洗加药等自动控制系统。
3. 效益分析
桥口污水站进行改造后, 解决了污水站处理能力不足, 水质不达标等问题, 提高了污水站工艺技术水平, 经济效益个社会效益显著。
3.1 提高了原油采收率。
提高了水质, 低渗透区块得以动用, 增加水驱动用储量, 延缓了自然递减率, 提高了原油采收率。
3.2 减少维修费用。
实现加药自动化, 有效控制了PH值, 减缓了腐蚀和结垢, 延长了洗井周期;注水水质的提高, 减少了对底层的污染, 为油田可持续发展提供了保证;采用玻璃钢材质, 抗腐蚀性强, 减少了设备频繁维修、停产对生产造成的损失, 节约了设备维护费用。
3.3 提高了处理效率, 降低了运行成本。
桥口污水站整体改造, 采用一级除油、二级除悬浮物的重力沉降式工艺流程, 简单适用, 运行管理方便;采用的“预氧化处理技术”技术, 对低含油、高含铁、低PH值的腐蚀性污水适应性较好, 解决了污水腐蚀、水质不稳定的问题, 可以在相似的含油污水处理中推广;选用的主要设施和配套工程运行稳定, 运行处理均满足设计指标要求, 整体运行良好;平面布局合理, 有效利用了场地空间, 满足生产要求, 符合节能、安全、卫生、环保要求。
摘要：中原油田桥口污水站通过工艺流程改造, 利用新技术、新材料提高了运行效率, 降低了运行成本。水质明显提高, 达到A2级水质标准, 减少了对地层的污染, 使油田低渗透区块得以动用, 增加了水驱动用储量, 经济效益和社会效益明显, 有效的保证了油田可持续发展。
油田联合站能耗“三环节”评价 篇5
油气集输系统是油田生产的重要环节, 联合站是油气集输系统的最重要组成部分。联合站对各计量站或转油站来液进行集中处理, 包括油气水分离、原油处理 (脱水) 、原油稳定、轻油回收、天然气净化以及采出水处理和回注等。联合站具有系统庞大、设备多、能耗高、用能环节多且复杂的特点, 是油田生产的主要耗能单元。油田的节能改造, 必须对联合站用能进行科学分析。三环节法是从系统的整体用能出发, 沿着系统用能过程的三个环节逐渐深入, 既能得到对过程用能的宏观评价, 又能得到每个设备的效率对系统能耗的影响, 因此, 该方法适合于联合站这样复杂系统用能的分析与评价。
2 三环节理论
华贲以热力学第二定律分析为基础, 从能量在过程系统中的变化规律入手, 提出了反映能量系统结构的“三环节”结构模型[1]。“三环节”把整个工艺过程中的用能[2,3,4]分为具有不同功能的三个环节, 即能量的转换和传输环节、能量的工艺利用环节和能量的回收环节, “三环节”能量结构模型如图1所示。
(1) 能量转换和传输环节
通过加热炉、锅炉、电动机、燃气轮机、蒸汽轮机等设备把外界供给的一次能源或二次能源通过转换或传输, 以一定的形式、数量、品位的能量提供给体系和工艺物流。该环节的评价指标是能量的转换效率:
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式中 ηU——转换单元能量转换效率。
EP=EU+EB+EW+EUO (2)
(2) 能量工艺利用环节
能量利用环节即工艺系统核心, 主要由各用能单元组成。工艺过程的总用能EN和工艺过程热力学能耗ET的大小反映了能量利用环节的用能水平。由于热力学能耗ET是转化到产品中的能量, 一般是一定的, 因此工艺总用能EN则是影响利用环节用能效率的重要因素。
用能效率可用式 (3) 表示:
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式中 ηT——利用环节的能量利用效率。
能量平衡方程:
EU+ER=EN=ET+EO (4)
(3) 能量的回收环节
能量回收环节的功能是尽可能多地从待回收能EO和驱动能EUO中回收循环能ER和输出能EE。
其能量回收率ηR评价指标可用式 (5) 表示:
undefined
式中 ηR——回收单元的能量回收效率。
能量平衡方程
EO+EUO=ER+EE+EJ (6)
3 东辛102联合站的三环节评价
东辛采油厂采油三矿102联合站于1964年4月28日竣工投产, 设有原油计量、脱水、稳定、化验、外输、污水处理等12个生产岗位, 担负着采油三、四矿十个采油队、十三个断块全部来液的原油脱水、污水处理、原油稳定及原油、污水外输、天然气外供任务, 设计原油脱水能力312×104 t/a, 原油稳定能力80×104 t/a, 污水处理能力3.0×104 m3/d。
3.1 东辛102联合站工艺流程
东辛102联合站工艺流程复杂, 所涉及到的设备比较多。是联合站处理中质原油一种典型的工艺流程, 工艺流程见图2。
3.2 东辛102联合站的三环节评价
根据三环节理论, 我们把东辛102联合站的整个过程用能划分为三个环节, 即能量的转换和传输环节、能量工艺利用环节和能量的回收环节。东辛102联合站的三环节结构模型如图3所示。
东辛102联合站能量的转换和传输环节。转化与传输无非是将燃料化学能转化为热能, 将电能转化为输送油气需要的动能或压力能, 其中燃料化学能到热能的转化由加热炉来实现;将电能转化为动能或压力能由泵机组和压缩机组来实现。因此, 只需统计各个单元子系统的加热炉燃料消耗量及相应的低位发热值, 并记录加热炉实际运行时的热效率;统计各个环节耗电设备的耗电量, 对应的泵机组或压缩机机组的效率。假定电脱水器将电能转化为电势能, 转化效率为100%。能量的转化和传输环节用能量的转化效率来评价。
机泵损失:
undefined
式中 Qdij——第j台i类设备的耗电量, kW·h;
ηdij——耗电设备的机组效率, %, 其中电脱水器转化效率为100%。
加热炉损失:
undefined
式中 Grij——第j台燃料为i的加热炉的燃料i的消耗量, kg/h;
Crij——燃料i的低位发热值, kJ/kg;
ηrij——加热炉运行热效率, %。
井排来液能:
undefined
式中 Gij——井口i采出油气水量, kg/h;
Cpij——井口i采出油气水的比热, MJ/m3·K;
tij——采出温度, ℃;
t0——基准温度, ℃, 这里选的基准温度为0℃;
ρij——井口i采出油气水的密度, kg/m3;
pij——井口i的采出压力, Pa。
输入能流:
undefined
分子能流:
Qs=Qjs+Qrs (11)
能量转换效率:
undefined
东辛102联合站的能量工艺利用环节:东辛102联合站工艺环节众多, 主要包括油气初步分离、油气输送、原油脱水、原油沉降、原油稳定等。因此工艺环节的处理相对复杂, 但采用三环节分析却避免了这一现象。只需要计算工艺环节的主要能耗、产品输出、待回收能输出、实际回收量等参数即可, 用能量利用效率来评价。
回掺能:主要是指换热器回收的油 (含有少量水) 的热量, Qhc=GhcCps (thc-t0) V+GhcCpy (thc-t0) (1-V) (13)
式中 Ghc——回掺的油水混合量, kg/h;
Cps——回掺水的比热, MJ/kg·K;
thc——回掺油水混合液的温度, ℃;
t0——基准温度, ℃, 这里是0℃;
V——油水混合液的含水量, %;
Cpy——回掺油的比热, MJ/kg·℃。
管线和设备的散热损失:包括三相分离器、沉降罐、缓冲罐、稳定塔和净化罐的散热损失。
undefined
式中 Qsbi——第i台设备、管线的散热, MJ/h。
供入能流:Qgong=Qin+Qhc-Qs (15)
利用能流:Qli=Qin+Qhc-Qs-Qsb (16)
能量的利用效率:
undefined
东辛102联合站能量的回收环节:就是换热器进行的换热, 它的评价指标是能量的回收效率, 回收的能量为回掺能。
外输原油能:
undefined
式中 Gwsyy——外输原油的流量, kg/h;
Cp——外输原油的比热, MJ/kg·K;
twsyy——外输原油的温度, ℃;
t0——基准温度, ℃, 这里是0℃;
pwsyy——外输原油的压力, MPa;
ρwsyy——外输原油的密度, kg/m3。
外输伴生气能:
undefined
式中 Gwsq——外输气的流量, kg/h;
Cwsq——外输气的比热, MJ/kg·K;
twsq——外输气的温度, ℃;
t0——基准温度, ℃, 这里是0℃;
pwsq——外输气的压力, MPa;
ρwsq——外输气的密度, kg/m3。
待回收能:Qdhs=Qli-Qwsyy-Qwsq (20)
能量回收效率:undefined
3.3 东辛102联合站的运行参数
根据东辛102联合站现场运行情况, 计算出联合站的入口参数, 见表1。联合站的出口油气水的参数如表2所示。
东辛102联合站的主要设备的耗能和散热, 如表3所示。根据联合站三环节模型, 得到东辛102联合站的三环节评价结果, 见表4。
4 结论
(1) 通过对东辛102联合站耗能三环节评价计算, 从表4可以看出东辛102联合站第一个环节和第二个环节能量利用率较高, 第三个环节能量回收效率仅有10.6%, 是整个联合站的薄弱环节。第一个环节可以通过改造加热炉和机泵来提高能量的转换效率。罐类设备的散热是影响第二个环节能量利用率的主要因素, 因此应对罐类设备进行保温。第三个环节能量回收效率低下, 主要是因为污水没有经过循环利用。利用污水回掺和加热泵, 回收污水带走的热量, 可以提高能量回收效率。
(2) 应用热力学三环节法对东辛102联合站耗能分析与评价, 与东辛102联合站的运行现状相符, 三环节法适于油田联合站工艺耗能过程的分析与评价。
参考文献
[1]华贲, 编著.工艺过程用能分析及综合〔M〕.北京:烃加工出版社, 1989, P.72~74.
[2]华贲.过程系统的能量综合和优化〔J〕.化工进展, 1994, (3) .
[3]戴厚良, 侯凯锋, 严.能量“三环节”理论在原油蒸馏装置扩能改造中的应用〔J〕.石油炼制与化工, 2003 (5) .
油田联合注水站控制系统的研究 篇6
目前, 变频调速是最理想的高效调速节电节能技术。变频调速装置用于交流异步电机的调速, 其性能胜过其他任何一种交流调速方式 (如降压调速, 变极调速, 滑差调速, 交流串级调速等) , 且结构简单, 稳定可靠, 调速范围广, 节能显著, 已成为交流电机调速的最新潮流。
1 控制系统设计思路和要求
在注水站控制室设计一套可编程控制系统通过变频器组成恒压注水系统, 实现对注水压力的自动控制。为了实现上述目标, 变频器根据压力信号达到调节管网的目的, 并且在PLC控制下由变频器依次起动注水泵。在控制系统中注水站压力是系统所需检测和控制的最主要参数, 在恒压注水系统中, 在泵的出口管线上安装一只高可靠性压力变送器, 将实测的压力信号与系统的配注压力相比, 并将其差值送往过程参数调节器即PID控制器进行比例和积分运算, 最后将输出的结果送给PLC。PLC根据接收的PID整定信号, 在满足系统压力的情况下, 系统及时自动调整高压变频器的输出频率, 从而控制变频泵的转速, 泵转速的变化可引起相应的排量变化, 通过频率的变化以达到期望的排量值。
系统的工艺要求为:1) 供水压力要求恒定, 波动一定要小, 尤其在换泵时。2) 三台泵根据压力的设定, 采用先开先停的原则。3) 为了防止一台泵长时间运行, 需设定运行时间。当时间到时, 自动切换下一台泵, 以防止泵长时间不用而锈死。4) 要有完善的保护和报警功能, 并有手动功能。缺相保护缺相时, 三相异步电动机中三相电流很不均匀, 一相电流为零, 另外两相偏大, 严重时会烧坏电动机绕组, 应防止此类情况发生。应在电动机中性点和中线之间接一中间继电器, 当正常时KA中无电流流过。当电路中缺相时, KA通电, 利用其常开触点闭合进行声光报警, 常闭触点断开切断控制电路, 进行缺相保护。
2 系统的工作原理
在油田注水系统中, 注水压力 (指注水井口压力) 的高低, 是决定油田合理开发和地面管线及设备的重要参数。由于变频器具有恒转矩的调速特性。为此, 采用变频调速技术设计以注水压力为被控参数的恒压注水自动控制系统, 可以实现系统闭环控制。从而达到油田注恒压注水的目的。
3 选用型号及性能参数
在本文中, 选用的是西门子的MICROMASTER430系列变频调速器。变频器提供缺水和断带检测功能无需传感器可以通过设定转矩变化范围来对转矩进行监控, 可以识别水泵是否因缺水空转和传动部分的机械故障, 从而对水泵进行全面保护。该变频调速器是用于控制三相交流电动机速度的变频器系列。本系列有多种型号, 额定功率范围从7.5kW到250kW, 可供用户选用。
油田注水系统中使用的压力变送器应适用于石油工业过程压力和液位的测量和控制, 而且可以满足最大测量值是20MPa的要求。麦克传感器有限公司生产的MPM482型压力变送器就可满足此要求, 采用24V直流供电, 可在20-40V DC范围内可靠工作, 输出信号为标准的4-20mA, 其测量范围最大可达40MPa。更重要的一点是, 该型号的产品具有良好的防爆性能, 这对安全生产有了一定保障。
注水泵组电机一般为大型异步电动机其自身的能量损耗可以用电动机效率特性曲线来描述, 本文所采用的注水机组的电机型号为YK2250-2/1180型, 由厂家提供的效率特性曲线量化参数如表3-3所示。当电机进行变频运行时其效率特性还与电源频率有关, 其特性更为复杂。
4 控制系统的PLC设计
4.1 PLC设备选型
本文选用的PLC为西门子S7-200, 所选CPU型号为CPU226, 可用于较高要求的控制系统, 具有更多的输入/输出点, 更强的模块扩展能力, 更快的运行速度和功能更强的内部集成特殊功能, 可完成适应于一些复杂的中小型控制系统。
本系统所选变频器型号为西门子的MICROMASTER 430系列6SE6430-2UD27-5CA07.5KW的变频器, 利用变频器的两个可编程继电器输出端口RO1和RO2进行功能设定。
5 结束语
油田注水是石油开采中的一个重要环节, 提高油田注水系统的效率、降低生产能耗具有重大的实际价值。本课题将传统的开环注水控制方式改造成闭环调节方式, 调节器采用新型积分分离PID控制算法, 实现了对注水压力的精确控制。采用了先进的变频调速方式, 大大降低了电机能耗。另外所有水泵电机起动由变频器来控制, 避免了起动大电流给水泵电机带来的危害, 延长了电机使用寿命。所以说基于S7-200的变频调速恒压供水系统可靠性高, 经济性强。
参考文献
[1]周文革, 喻卫革等.实现注水系统节能的新方法.西南石油学院学报, 2004 (11) .
[2]李华德.交流调速控制系统.北京:电子工业出版社, 2002.
浅析油田联合站自动化控制系统 篇7
关键词：油田生产,联合站,自动化,控制系统
引言
油田联合站在油田开采中具有非常重要的作用, 通常来说, 通过联合站能够实现原油的集中、管线运输以及油罐存储等, 并且在计算管理方面发挥着重要作用, 并且在对原油处理的过程中, 对含有水分的原油进行一系列的加药、脱水等工艺处理。油田的联合站在油田生产中具有重要的意义, 尤其能够监控和检测原油生产过程, 它是一个站点, 在这个站点里能够实现原油稳定、脱水、储运、高压注水以及处理污水等生产工艺, 联合站能否顺畅高效运行直接影响了原油成品的生产质量、设备消耗原油大小等, 决定了原油生产期间的运行稳定与经济效益。由此可见, 联合站对油田的开采工作发挥重要作用。
一、联合站自动化控制系统概述
1. 自动化控制系统的结构
由常用的生产工艺的相关规范指标, 计算机软件和检测仪表等先进的技术和设备是控制系统的重要组成部分。通常的控制系统中最重要的结构为显示器, 它安装在中央控制室内, 通过他可以实现油田联合站的自动化控制, 因为, 整个油田联合站设备的具体运转状况都可以通过相关技术人员进行时时监控。
2. 检测仪表的选取
选择国外进口先进设备, 例如:导纳射频界面仪。联合站油量液位的测量可以选择具有LP系列的超声波性能的液位仪, 原油的含水量的测量可以选择具有世界先进水平的含水分析仪, 原油流量的测量对于油田开发具有重要的意思, 因此要选择精度较高的流量计, 控制系统压力的测量应选择Y-150型号的压力表。应用于自动化控制系统的软件应选取S7-300过程软件, 并且在控制软件之间能通过MPI通讯卡CP5611开展数据通讯。
3. 可编程控制器的选取
PLC可编程控制器的使用比较广泛, 型号比较多, 实践证明, 油田联合站控制系统经常使用的控制器为SIMATICS7-300可编程控制器, 该控制器的性价比较高, 现场控制方面的各项技术指标和使用性能均能很好的得到满足, PLC控制系统具有很重要的作用, 无论是中小规模油田控制还是大型油田均能满足其需求, 该系统能够根据控制任务的多少, 实现自由的展开控制范围, 该系统实用于石油化工技术系统的主要原因是它具有强大的众多集成功能和它的控制平台是SIMATICS7-300模块化系统中较为常用的型号。联合站常用的自动化控制系统一般由5个部分共同构成, 分别是中央处理单元、信号模板、接口模板、通讯数据的处理器以及特殊的功能模板等。在整个自动化的监控系统中S7-300控制器占主导地位, 根据控制的具体要求, 给予相应的各个模块给予配置, 主要包括开关量的输与输出等。在结束系统数据的采集后, 对各油罐的实际控制以及上位机数据的通讯任务进行处理, 并获取相关的计量数据, 以真正实现油田联合站的实时监控。
二、自动化控制系统的优化
优化的目的是不断提高生产效率, 减少故障率, 整个自动化控制系统涉及的环节比较多, 通常在以下几个重点环节进行优化。
1. 自动加药的控制系统
联合站自动系统控制过程有很多工艺环节, 其中自动加药环节是其关键环节之一, 实际操作时的加药原则是以含水率的多少来衡量的, 同时要参考其他相关因素进行综合分析, 如:温度、油量以及液量等, 对含水率控制的好, 能够在一定程度上控制原油生产质量, 提高油田企业的经济效益。药量的多少可以通过调整加药泵的方式来调节, 这样能够保证加用药量的相对稳定, 如此来调节充分显示出了调整速度快、调整稳定的优点。
2. 自动调节液位
通常来说, 该方法的实现方式是调整各油罐的出入阀门来调节液位, 油罐的出油率是通过PID计算方法来调节。实际操作过程中, 我们最为关注的是选取差压变送器测量油罐液位, 观察油罐液位的变化情况。因为, 这两方面对于原油质量的控制起着决定性作用, 因为当油罐液体的高度一旦出现异常, 我们观察到的静压值也随之发生变化。所以, 完成自动放水控制的方法是, 首先通过测量油罐的液位 (一般来说, 采用的工具为差压变送器) , 其次, 依据测量的液面高度对阀门出口进行调整, 控制其排水量的大小, 此外, 我们还可以通过界面仪的检测信号对阀门的开度进行调节, 以确保罐内油层的厚度。
3. 调整二次沉降油罐液位
对比二次沉降检测出的油罐液位和规定值, 依据一定的理论公式及经验知识, 利用PID计算方法调整变频器的频率, 确保罐内液体的液位。
三、优化油田联合站自动化控制系统的作用
作用有很多, 下面就其主要作用进行简要分析两点。
一是优化数据通讯与上位机组态的软件。首先, 提高了数据传输的速度。其次, 能够实时监控现场数据, 对异常情况反映灵敏。第三, 根据需要, 随时动态体现各个生产工艺的参数与信息, 为合理调整参数提供依据。
二是优化自动化控制程序。首先, 程序比以往更加复杂和智能, 包含的功能模块更加全面。其次, 该系统能选取不同的语言形式, 例如:梯形图语言, 还可以用结构化的方式来编程。
结束语
联合站是采油队里的一个关键部门, 是原油生产的一个重要环节, 联合站的自动化水平与管理水平与其能否实现高效运转有着必然的联系, 在一定程度上, 决定了整个油田生产任务能否顺利完成, 决定勒令油田的经济效益与员工的福利待遇。文中关于联合站自动化控制系统的相关论述, 即具有共性又具有个性, 对很多油田都具有借鉴作用。
参考文献
[1]刘荣志.油田联合站自动化控制系统的优化研究[J].自动化应用, 2010 (09) :98-101.
[2]任长江.油田联合站控制系统的设计与实现[J].自动化技术与应用, 2008 (07) :205-209.
油田联合站改造 篇8
1 油田联合站老化原油的特点
(1) 油田联合站老化原油中设备杂质含量多油田联合站老化原油中含有大量的开采设备杂质。在油田开采的过程中, 很多开采设备的杂质没有被排除, 这些设备杂质在油田联合站老化原油中形成固定的体系。如果没有专业的脱水方法和脱水技术, 这些设备杂质很难从油田联合站老化原油中提取出来。
(2) 油田联合站老化原油具有极强的导电性相关人员使用油田联合站中的原油和老化原油进行对比实验, 实验结果显示:油田联合站老化原油比油田联合站中的原油更具有导电性。
2 油田联合站老化原油的成因分析
(1) 油田联合站老化原油沥青、胶材含量多通常情况下, 人们会认为油田联合站老化原油产生的原因是原油中产生了一定数量的活性成分。在油田联合站开采系统中还原菌会对开采设备产生一定的腐蚀作用, 导致Fe S的产生。Fe S会在油田联合站开采系统中堆积, 最终导致油田联合站老化原油的产生。在油田联合站原油中含有一定数量的沥青、胶材, 这些物质具有很强的聚集性。如果油田联合站内的原油表面沥青、胶材的数量越多, 原油中的乳状液的稳定性就会越强。在浓度较高的油田中, 沥青、胶材等物质对油田联合站老化原油产生一定的影响。
(2) Fe S胶体和SRB的共同作用在油田联合站老化原油中, Fe S是一种胶体, 具有很强的稳定性。在老化原油分解实验中可以看出, 老化原油中还含有一定数量的SRB, 老化原油的产生和SRB的数量有一定的关系。SRB一般附着在油田联合站开采设备中, SRB在一定条件下会大量的繁殖, 大量的SRB会对油田联合站开采设备带来一定的腐蚀, 并导致Fe S胶体的出现。在Fe S胶体和SRB的共同作用下, 油田联合站中的老化原油就产生了。
(3) Fe S含量较多分析人员使用分离法对油田联合站中的老化原油进行分离实验。实验中, 分析人员把油田联合站老化原油中的Fe S进行分离提取, 并把Fe S和水以及原油混合在一起, 并把三者的混合物放在80℃的高温下加热震荡。在经过七个小时的高温震荡以后, 实验结果表明:在对三者混合物进行升温震荡两小时以后, 混合物中的Fe S就会从混合物中分离出来, 混合物出现了过渡层。随着混合物中Fe S数量的增多, 混合物中的过渡层就会更加清晰。从这个实验中, 分析人员得出的结论是Fe S才是油田联合站老化原油产生的重要原因。
3 油田联合站老化原油的脱水方法
(1) 使用常规破乳剂进行油田联合站老化原油脱水处理油田联合站老化原油中包含多种化学物质, 这些化学物质具有很强的凝固性和稳定性。如今, 电解质和破乳剂相结合的方法被广泛应用在油田联合站老化原油脱水中。破乳剂中含有两种成分:一是阳离子, 二是非离子。在使用2%的破乳剂对油田联合站老化原油进行脱水实验时, 实验结果表明:破乳剂确实具有一定的脱水性, 可以把油田联合站老化原油中的原油和水相分离。
(2) 使用氧化破乳剂进行油田联合站老化原油脱水处理对于杂质数量较多的油田联合站老化原油, 常规的破乳剂无法起到完全分解油田联合站老化原油中原油和水的作用。因此, 分析人员需要选用具有氧化性的破乳剂对杂质数量较多的油田联合站老化原油进行脱水处理。采用氧化破乳剂对油田联合站老化原油进行脱水处理的原理是:
通过对油田联合站老化原油的脱水处理, 油田联合站老化原油中的硫、二氧化氮和水被分离出来, 保证了油田联合站开采设备的正常运行。
4 结语
如今, 我国油田联合站采出液体的含水量不断提高。要想提高油田联合站开采液体的质量, 油田联合站必须采取一定的措施把油田联合站开采液体中的水和油相分离。随着油田联合站开采液体数量的增多, 油田联合站使用的脱水成分的数量也在不断增加, 这些化学物质会对油田联合站内的开采设备产生一定的腐蚀作用, 影响油田联合站开采工作的顺利进行。目前, 经过实验分析, 两种脱水方法比较适合我国油田联合站老化原油的脱水处理:一种是使用常规的破乳剂, 二是使用氧化破乳剂。相关人员应该结合油田联合站老化原油的特点合理的选择脱水方法。
摘要：在油田开采的过程中油田联合站会产生一定数量的老化原油, 这些老化原油会沉降在油田联合站脱水系统中, 降低油田联合站脱水系统的脱水能力。在油田联合站内, 老化原油的脱水具有很大的难度, 进而影响整个油田联合站的脱水效果。当然, 导致油田联合站出现老化原油产生的原因比较多, 油田联合站必须针对老化原油的产生原因进行分析研究, 并结合老化原油产生的原因合理的制定脱水方案。文章主要阐述了油田联合站老化原油的特点、成因分析及油田联合站老化原油的脱水方法。
关键词：油田联合站,老化原油,成因,脱水方法
参考文献
油田联合站改造 篇9
伴随着油田注水开发生产的进行, 注入水和含油污水的处理及排放问题越来越引起人们的关注。冀东油田部分油井目前已进入高含水期, 采出水经常规处理后大部分经行回注, 还有一部分剩余污水, 这部分污水出水油含量一般仍然高达20 mg/L～30 mg/L, 达不到GB8978-1996《污水综合排放标准》的要求, 需要进行进一步处理。冀东油田各联合站对剩余污水的二级处理采用的是先经过气浮选除油除杂质, 再用厌氧做预处理, 接触氧化法做主处理工艺, 处理后的污水达国家污水综合排放标准。
1 处理工艺
1.1 工艺处理原理
工艺中气浮段是将气体注入液体中, 使之呈饱和状态, 然后在大气压下放出溶解气体, 这种机械结构使小气泡与悬浮物质或油脂结合、降低比重, 从而增加分离效果[1]。厌氧段实际是水解酸化的过程, 能够有效的降低污染负荷, 将大分子难降解的有机物分解成小分子有机物, 提高出水的可生化性, 并且可以利用水阶段较强的抗冲击能力, 避免来液不稳对影响好氧段的运行。厌氧微生物就附着在填料的表面生长, 当废水通过滤料层时, 在填料表面的厌氧生物膜作用下, 废水中的有机物被降解, 并产生沼气, 滤池中的生物膜不断的进行新陈代谢, 脱落的生物膜随出水流出池外[2]。好氧段则是利用其中好氧生物的高效降解效率, 将污染物质进一步分解, 确保水质达标。生物接触氧化法是在曝气池中设置填料, 作为生物膜的载体, 经过充氧的废水以一定的流速流过填料与生物膜接触, 利用生物膜和悬浮活性污泥中微生物的联合作用净化污水, 是介于活性污泥法和生物滤池之间的一种生物处理法。
1.2 柳一联生化处理工艺
柳一联生化处理系统的设计处理能力为10 000m3/d, 处理后的污水达到国家污水综合排放标准, 直接排入溯河。进水水质:CODcr≤300 mg/L, 含油≤30 mg/L, 氨氮≤15 mg/L, pH值≈6～7, 温度≤52℃。来液先进入气浮池进行初步降解、降温, 然后分两组依次进入2个串联的厌氧池, 再分别进入3个串联的好氧池, 最后进入外排池, 见图1。
1.2.1 气浮池 (8 m×5 m×4.5 m)
柳一联气浮池由两台型号为QFT-20的气泡碎细机交替为来液进行鼓气。在池子的单侧设有收油槽, 将池面污油收集后排入废水池, 污水则进入厌氧池中进行降解。从处理工艺上讲, 气浮工艺能够有效地去除石油类, 同时气浮具有降温、充氧功效, 降低了BOD5/CODCr, 从而提高了污水的可生化性。
1.2.2 厌氧池 (20 m×9.5 m×4.5 m)
厌氧生物接触池的池体为矩形钢筋混凝土结构。圆形浮盘漂在水面, 圆形浮盘下挂着纤维填料, 由纵向安设的纤维绳上绑扎, 形成巨大的生物膜支撑面积, 填料随水流摆动, 既有一定刚性, 也有一定柔性, 能保持一定形状, 又有一定的变形能力, 填料区的有效高度为3 m。在四个厌氧池的一角上都安装了一台潜水搅拌器, 搅拌器的作用是可以在生化池中形成一个流场可以防止池底的油泥污泥沉淀, 更便于厌氧菌更好的成活。
1.2.4 中沉池 (20 m×5 m)
中沉池的有效池深大约为4.7 m, 与反应池不同的是, 中沉池的底端为漏斗状, 主要起沉淀作用。来气管线和排泥管线深入漏斗槽的底端, 利用气举原理实现排泥和污泥回流。
1.2.5 好氧池 (20 m×10.25 m×4.5 m)
好氧池与厌氧池不同的是, 没有搅拌电机, 由型号为SSR-200的三叶罗茨鼓风机为好氧池鼓风, 流量为40.15 m3/h, 一台运行两台备用。布气管布置在池子底端, 由下向上全池曝气。
1.2.6 二沉池 (20 m×5 m)
结构与中沉池相同, 不同的是二沉池液面下50 cm处装有斜板, 斜板区高度为1 m。斜板的作用是将活性污泥以及杂质与水分离, 从而降低出水悬浮物, 污泥絮凝体在这里形成并在重力作用下沉降到斜板上, 澄清后的污水进入清水区。斜板间的固液分离过程是自由沉淀、絮凝沉淀、污泥悬浮层的过滤和捕获以及污泥层下滑过程的共同作用。沉淀的污泥进入二沉池底的斗型槽内, 通过气举的方式进行排泥和污泥回流。
1.3 处理效果
从化验的结果来看随来液水质的变化厌氧池出水呈相似的变化趋势, 当污水经好氧处理后到达二沉池, 水质基本稳定, 即而显示出接触氧化法对污水的适应性强、抗冲击能力强的优点。从气浮池出水到中沉池含油的去除率为25%左右, 到二沉池时含油去除率升至85%左右, 而COD的去除率在中沉池时在40%左右, 到二沉池后COD的去除率在75%左右, 外排出水含油在2～3个, 出水COD在50 mg/L左右, 完全符合标准。
2 生化站的日常管理
2.1 影响生化站的参数
2.1.1 对来液量以及来液水质的控制
对于系统来液, 我们要尽量保持来液量的平稳, 或采用渐大、渐小的方式增大或减小系统来液这样是为了防止来液量忽大忽小对系统造成冲击。由于井上来液并不稳定, 有时还会有酸化井进入系统, 或者来液会有有毒物质, 会对系统造成危害, 所以要对来液水质进行控制, 要及时发现, 及时采取措施。
2.1.2 曝气以及水中溶解氧对处理效果的影响
为了确保生物膜上的微生物能正常生长并能保持较高的活性, 柳一联好氧池的溶解氧要求保持在2mg/L～4 mg/L左右。经长期观察来看, 溶解氧在正常范围内时, 曝气池呈黄褐色, 在生化站上可以清晰的观察到填料上附着着大量生物膜, 曝气池的水中有悬浮态的菌胶团, 活性污泥活性强, 水质很清。若溶解氧达不到要求, 曝气池水质很混, 填料上有少量生物膜, 而且很容易脱落。
2.1.3 温度对处理效果的影响
对于厌氧工艺来说, 温度较高有利于提高处理效果。但对于好氧处理, 一般认为, 废水生物处理中微生物的适宜温度在30℃左右。温度过低会抑制微生物的生长, 而温度过高, 大量原生动物及后生动物则会死亡。
2.2 日常管理
2.2.1 营养剂的投加
为了向微生物提供营养支持, 保证微生物正常的营养繁殖, 我们必须保证微生物有足够的食物来源。废水中的有机物是供给微生物碳氢的来源, 另外, 我们还要按一定的比例投加尿素和磷肥, 以保证细菌合成正常细胞体所需的氮和磷。
通常情况下, 厌氧池按照有机物:氮:磷=100:6:1, 好氧池按照有机物:氮:磷=100:5:1的比例进行投加[3]。比例式中, 有机物可以用BOD5值来表示。在实践过程中, 由于BOD值计算的滞后性, 我们要根据生化站BOD与COD的比值用COD值来反推BOD的值进行计算[4]。
2.2.2 接触氧化池的微生物群落及生物相的镜检
在正常状态下, 接触氧化法的生物膜上能够形成稳定的生态系统与食物链, 微生物是相当丰富的。我们在对生物膜的生物相进行镜检时利用显微镜观察在活性污泥中为数较少的原后生动物的变化来判断工艺状况的。它们主要的食物来源是游离的细菌和微小的菌胶团, 以单体存在, 所以在抗冲击负荷和活性污泥运行条件改变时, 通常原后生动物在数量活性种类等方面会出现明显的波动。
2.2.3 曝气池的污泥回流问题
从理论上来讲, 生物接触氧化的优点是不需要进行污泥回流的。但在系统调试初期或是生物膜脱落, 系统出现问题, 大量活性污泥流失时还是要通过污泥回流进行调试的。在系统运行正常情况下, 生物膜挂膜完好时就不需要污泥回流了。
2.2.4 中沉池、二沉池的排泥问题
中沉池、二沉池作为生化系统活性污泥的泥水分离场所, 它的运行好坏直接影响到曝气池和外排水质的运行。正常状况下, 曝气池内的生物膜不断的进行新陈代谢, 脱落的生物膜随出水流入二沉池, 经分离后沉入二沉池底端的漏斗槽内, 如果我们不能按时及时地对二沉池进行排泥, 污泥越积越多, 会直接影响到出水水质, 而且二沉池的缺氧厌氧条件能使池底的活性污泥反硝化, 最终导致池底活性污泥上浮而形成液面浮渣。所以二沉池要按要求及时排泥。目前, 柳一联生化站中沉池、二沉池的排泥是按照连续依次循环进行的, 即给中沉池排泥干净后给二沉池排泥, 排干净后再给中沉池的模式, 循环进行。
3 结语
在气浮-厌氧-接触氧化工艺中设置厌氧段的目的, 主要是利用水解过程, 有效降低污染负荷, 并将大分子难降解有机物分解成小分子有机物, 提高出水的可生化性, 并且可以利用厌氧段较强的抗冲击能力, 避免冲击性来水影响好氧段稳定运行。好氧段则是利用其中好氧生物的高效降解效率, 将污染物质进一步分解, 确保出水水质达标。这套工艺结构简单, 运行稳定, 处理效率较高, 适应性较强, 就柳一联生化站的运行来看, 是适合处理联合站剩余污水的。
参考文献
[1]蒋展鹏《.环境工程学》, 第二版[M].北京:高等教育出版社, 2005.
[2]唐受印, 代友芝, 等《.废水处理工程》, 第二版[M].北京:化学工业出版社, 2004.
[3]周群英, 高婷耀《.环境工程微生物学》, 第二版[M].北京:高等教育出版社, 2000.