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【技术】油田污水余热利用工程

2016-04-25    来源:节能与环保
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[ 导读 ]: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

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。

 
 
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