污水产出水温度一般50℃左右，余热资源丰富，产出污水一般处理后直接回注地层，其中大量的热能没有充分利用而被浪费，同时为保证油田联合站生产运行所需热能，需要消耗大量燃料油、天然气、煤。若将污水余热回收利用，可降低燃料消耗，符合国家有关节能减排的政策要求。
目前，我国大部分油田已经进入中后开采期，采出液含水率高，东部老油田多数含水率已达80%以上，油田产出污水量大，仅中石化各油田产水量就超过940000m3/d。污水产出水温度一般50℃左右，余热资源丰富，产出污水一般处理后直接回注地层，其中大量的热能没有充分利用而被浪费，同时为保证油田联合站生产运行所需热能，需要消耗大量燃料油、天然气、煤。若将污水余热回收利用，可降低燃料消耗，符合国家有关节能减排的政策要求。本文以中石化某联合站污水余热回收利用为例，研究污水余热回收利用技术及效益。
1、联合站概况
该联合站设计液量处理能力30000m3/d，实际处理液量19300m3/d，原油外输量700t/d，采用热化学沉降、电脱水原油处理工艺。污水量为13000m3/d，采用“除油-气浮-沉降-过滤”的处理工艺，处理后的污水用于油田注水。联合站原油及污水处理工艺详见图1。
联合站内主要的加热负荷为外输原油加热、掺水加热、稠油加热及建筑采暖。联合站建有10台加热炉，其中2台用于稠油进站加热及脱水加热，2台用于原油外输加热，3台用于取暖，3台用于掺水加热，全部为燃气热炉。联合站冬季负荷为8147.8kW，用气量20000m3/d;非冬季负荷为4895.1kW，用气量12000m3/d。加热负荷具体见表1。
2、污水可供热量
该联合站污水量为13000m3/d，温度为46℃，采用热泵技术回收污水余热，按照热泵可产生热源温降为10℃的热量计算，该联合站污水余热可回收热负荷为6319kW，热值为199300GJ/a，相当于天然气17500m3/d的热量，可满足原油外输、掺水所需热量(5478.5kW)。
3、污水余热利用改造
3.1设计参数
⑴低温热源换热器一次侧进口温度46℃、出口温度36℃，二次侧进口温度32℃、出口温度42℃。⑵掺水换热器一次侧进口温度77℃、出口温度67℃，二次侧进口温度50.9℃、出口温度70℃。⑶原油换热器一次侧进口温度77℃、出口温度67℃，二次侧进口温度49℃、出口温度70℃。
3.2工艺流程
采用8500kW蓄能式高温水源热泵机组。由于峰谷电价相差较大，热泵系统在电价平、谷电价期，热泵机组满负荷运转，将产生的多余热量储存于蓄能水罐中，在电价尖峰电价期，停运热泵机组，采用蓄能水罐中的热水用于掺水及原油加热。
主要工艺流程为：污水通过低温热源泵增压后与低温循环水换热，温度由46℃降低到36℃，然后回注。低温循环水吸收污水中的余热，温度从32℃升高到42℃。高温热泵系统中通过蒸发器吸收低温循环水中的热能，输出温度为77℃的热水，向蓄能水罐、掺水换热器和原油加热换热器供热，经过换热器后的热水温度降低至67℃。掺水温度50.9℃提升至70℃，原油温度从49℃提升至70℃。工艺流程见图2。
3.3主要设备
3.3.1换热器
板式换热器同管式换热器相比，传热系数高，结构紧凑，重量轻，热损失小，不易结垢。其缺点是，由于板片间通道窄，当换热介质含有较大颗粒或纤维物质时，容易堵塞板间通道。
该联合站处理后的污水含油、悬浮物较少，不易堵塞板式换热器。故本工程采用板式换热器。换热器前安装过滤器，解决水中杂质堵塞问题。采用Na3PO4、Na4P2O7、(NaPO3)6、Na5P3O10等防垢剂解决换热器结垢的问题。按照冬季的加热负荷计算换热器的换热面积，低温热源换热器换热面积为1580m2，选用换热量2500kW换热器4台。掺水加热换热器换热面积为464m2，选用换热量3370kW换热器3台。原油加热换热器换热面积为150m2，选用换热量500kW换热器2台。
3.3.2高温热泵
冬季高温热泵功率为8354.5kW，非冬季为4483.2kW，详见表2。选择制热量8500kW高温热泵1台，热泵制热额定功率为1884kW，备用制热量1500kW高温热泵1台。
3.3.3二级泵
二级泵冬季加热负荷5478.5kW，流量为471m3/h，非冬季加热负荷2561.8kW，流量为220m3/h，详见表3。选用Q=200m3/h、H=24m、P=18.5kW电机4台，冬季3用1备，非冬季2用2备。
3.3.4一级泵
一级泵选型同二级泵，选用Q=200m3/h、H=24m、P=18.5kW电机4台。
3.3.5蓄能水罐
热泵机组的运行方式为在电价平、谷期时运行，在电价峰、尖峰期停用。冬季峰值、尖峰值为8h，即全天运行16h(电价平、谷期)，考虑5%热损失，经计算，蓄能水罐加热功率为2876kW，容积为1972m3。非冬季时，热泵机组的运行方式为在电价平、谷期时运行14h，其余10h停用，考虑5%热损失，经计算，蓄能水罐的加热功率为1921.4kW，容积为1646.9m3。选取2000m3水罐2座，采用聚乙烯泡沫塑料保温。详见表4。
3.3.6低温热源泵
联合站污水量为13000m3/h，流量为542m3/h，选用Q=200m3/h、H=24m、P=18.5kW电机4台(3用1备)。
4、污水余热利用效益分析
4.1经济效益
该项目运行成本包括电费、设备折旧费、设备维护费用、人员工资、管理费用等。冬季运行时间为16h/d，非冬季运行时间为14h/d，按需要系数0.8计算，则全年耗电量为9101000Wh。按平谷期平均电价0.449元/kWh计算，全年电费408.6万元。设备折旧年限取10a，按直线折旧，设备残值取3%，每年折旧费335.4万元。蓄能式高温水源热泵的设备年维护费用按投资的5%计取，为172.9万元/a。
该项目定员7人，人员工资按照5万元/人/a取，共计35万元/a。管理费按工资的150%计取，为52.5万元/a。项目总运行成本1004.4万元/a，不含折旧费用的运行费用为669.0万元/a。现有燃气加热炉系统总运行成本为1410.0万元/a，不含折旧费用的运行费用为1291.6万元/a。两种系统的运行成本对比见表5。项目收益为原系统年运行费用与新系统年运行费用差值(不含折旧费用)，共计622.6万元/a。该项目总投资3458.1万元，其中工程费2831.50万元。项目的静态投资回收期为5.6a。
4.2节能效果
项目实施后，充分利用污水余热，有效降低联合站生产能耗，每年节能量折合标准煤2246.4tce，见表6。
4.3环境效益
加热炉主要空气排放指标主要包括氮NOx、SO2、烟尘等，按照《环境保护实用数据手册》(1994版)规定的计算系数，项目实施后，减少NOx排放1165.5kg/a，减少SO2排放185.0kg/a，减少烟尘排放444.0kg/a。按照天然气CO2排放量55.662tCO2/TJ计算，根据电力等价值将耗电量折算成天然气消耗量后，原燃气加热炉系统每年排放CO210570.2t，蓄能式高温水源热泵系统每年排放CO26563.1t，减排量4007.1t/a。
5、结论
中石化某联合站污水矿化度较低，经处理后水质较好，适用于污水余热回收利用;污水对钛质挂片的腐蚀、结垢速率较低，污水余热利用换热器宜采用钛材质换热器。采用8500kW蓄能式高温水源热泵机组回收油田污水余热，热泵系统在电价平、谷电价期满负荷运转，将产生的多余热量储存于蓄能水罐中，在电价尖峰电价期停运，采用蓄能水罐中的热水用于掺水及原油加热。主要设备包括制热量8500kW高温热泵1台、制热量1500kW高温热泵1台、换热量2500kW换热器4台、换热量3370kW换热器3台、换热量500kW换热器2台等。
项目总投资3458.1万元，运行效益622.6万元/a，静态投资回收期为5.6年。每年节能量折合标煤2246.4tce，减排NOx1165.5kg，减排SO2185.0kg，减排烟尘444.0kg，减排CO24007.1t，经济及环保效益显著。
