关于南三地面污水站改造效益分析

                      作者：李翠香 李秀玲王洪志 李纯峰 于庆华   

　　摘要：随着油田开发，运行的油水站设备老化、工艺落后、生产过程中维修成本增加，存在着安全生产的隐患等问题，文中提出了对南三地面污水站改造方案．对改造方案的实现和改造后的效果及效益进行了分析。通过改造更新。能够实现降低消耗提高效益，为油田可持续做贡献。
　　论文主题词：污水站改造工艺设备效益
　　1引言
　　采油一厂南三污水处理站位于大庆市萨尔图区萨环西路。建于1989年，设计处理污水量3．0x104m3／d，实际处理污水量最高2．8~104m／d。目前处理污水量1．05~104m3／d。主要负责给中八注、南l一2注、南一注供水。根据开发预测。2oo3年全厂产水量33．36x104m3／d。注水量为45．63x104m3／d，清水量为928xllYm3／d，所需地面污水补给量为2．99x104m3／d。所以南三地面污水站还将起到补充调节的作用。此外，如果采用抗盐聚合物。以污水代替清水稀释，则南三地面污水站的日处理量还将增加。但由于该站地势低洼。投产l2年来，从未维修过。目前存在较多问题。
　　(1)加药系统由于地势低洼，泵体腐蚀严重，泵轴及叶片锈死，无法恢复，目前用人工往沉降池中加药，影响加药效果；加药管线埋于地下，穿孔严重无法利用。
　　(2)l2座过滤罐滤料污染严重，筛管堵塞。严重影响滤罐过滤效果及处理后的水质质量。
　　(3)排污泵房5台80WG污水泵均为老式泵，原厂家已转产无配件维修。
　　(4)排污管线长期埋于地下，穿孔严重，配电盘老化。有短路处。
　　(5)l6台搅拌电机、虹吸排泥启动柜损坏严重。影响沉降效果。
　　(6)一级泵房进水通道淤泥沉积严重，无滤网，取水困难，泵房内提升泵磨损严重，泵效下降，能耗增加取水速度慢。满足不了用水要求。
　　(7)站内埋地管线腐蚀严重，穿孔频繁(3～l0次／月)；采暖系统结垢严重，散热效果差，冬季采暖困难。
　　(8)场区地势低洼，排水系统损坏严重，致使道路翻浆，电线杆倾斜，阀组间基础下沉，院墙开裂。
　　(9)值班室、泵房内照明线路全部老化、内外墙脱皮严重场区没有照明路灯。
　　(10)南三地面污水站所有门窗腐蚀损坏严重。总计ll3扇790m，沉降问、卫生间需改造下水。
　　(11)马胡路破损渗水严重，清水管线腐蚀严重。
　　(12)100m、1000m罐前房屋破裂，大罐房屋散水坡损坏。
　　2改造方案
　　１工艺流程
　　(1)主流程
　　采用原来的加药，混合，反应，沉降，压力过滤的流程。原水经引水渠进入一级泵房。经提升泵提升后进入到混合问、反应池和沉淀池后进入到吸水井，再由升压泵升压后进行压力过滤．滤后水进入到净化水罐．再经外输泵送至注水站回注。
　　(2)反冲洗系统
　　反冲洗时。由反冲洗泵从净化水罐吸水。升压后分别对每台滤罐进行反冲洗。反冲洗排水经由原有的排水管道排至陈家大院泡。
　　(3)加药系统
　　地面污水处理站在生产运行过程中。需投加混凝剂、杀菌剂和缓蚀阻垢剂。混凝剂投加点为反应沉淀池的进口或滤前的吸水井(实际生产中选择一点投加)。杀菌剂投加点为反应沉淀池的进口、滤前的吸水井和外输水管(实际生产中选择一点投加)；缓蚀阻垢剂的投加点为来水汇管。同时。在外输水出口设紫外线杀菌。
　　2)改造主要内容
　（1)一级泵房
　　吸水井150m长的围堰加毛石干砌200mm厚；对吸水井进行清淤；吸水井更换4片格栅和4片格网；新建3台潜水泵，替代原有的提升泵和真空泵；拆除原有的机泵和阀门管道等。
　　(2)反应沉淀间
　　更换反应沉淀间的16套搅拌机；更换虹吸排泥机的启动柜和部分配套阀门及管线：重新铺设反应沉淀池内的斜板．并对已经损坏的部分斜板进行更换；更换排污阀门(2个DN300)和进出口的4个蝶阀(2个DN700，2个DN6O)；更换混合间一层的排水管道。
　　(3)二级泵房
　　更换3台外输泵(利用原有的泵基础)；在外输水管上增设紫外线杀菌装置：更换3台升压泵的出口阀门．在滤前水管上增设水垢控制器；更换外输流量阀组的3个阀门和1台水表。
　　(4)过滤间
　　更换12座滤罐的滤料：改罐群反冲洗为反冲洗泵反冲洗．新建反冲洗管线和在每个滤罐前新设反冲洗进水阀门：更换原有的滤罐进出口阀门和反冲洗出水阀门：反冲洗出水阀门由手动改为电动；更换12个滤罐的取样阀。
　　(5)清水罐阀室
　　在清水罐阀室增设反冲洗泵的吸水管和相应的阀门。
　　(6)反冲洗泵房
　　将原有维修间改为反冲洗泵房：新设两台反冲洗水泵及其配套的管道和阀门：滤罐的反冲洗采用变频反冲洗，在反冲洗泵房设置反冲洗变频调速装置一套。
　　(7)污水提升泵房
　　利用原有的‘1)6m污水池．在其之上新建污水提升站，在污水池设两台潜污泵，用以排除站内产生的生活生产污水和雨水；配套建设相应的管道和阀门等。
　　(8)加药间及化验室
　　把原有药库改为加药间．新建4套加药装置和套储药罐，并配套相应的管道和阀门：把原有的加药间改为化验室，更衣间和卫生间，并为化验室配备化验台和部分化验设备。
　　(9)场区
　　更换站内的清水管道以及消火栓井：拆除100m污水罐一座；重新做15座排水检查井；维修站内部分排水沟。  　　3改造方案的实施
　　2004年5月至2004年10月对中油一建进行施工改造。本次改造共更换安装潜污泵5台，外输水泵3台，反冲洗泵2台．立式框式搅拌器16套，低压配电箱18个．软启动柜4个．数字压力表37块，电磁流量计2台，智能液位变送器4台，智能压力变送器2台，更换阀门120多个。
　　(1)完善的加药系统，有利于水质的提高。增设了3个19．5m 1．5m，高3，5m1玻璃钢储药罐，分别设为储存混凝剂、杀菌剂和缓蚀阻垢；增加了3套HXTSfIX)4000—667／0．8加药装置和1套HXTS(IX1100l0—120，0．7加药装置。在一泵来水干线上加缓蚀阻垢剂点．缓蚀阻垢剂投药浓度为10m~L，配制浓度10％，连续投加药量；在混合间入口处加混凝剂投药点，投药浓度40mg／L．配制浓度10％、连续投加及杀菌剂投药浓度80mg／L配制浓度均为10％，两种药剂交替投加，一个月轮换一次；在外输口上加同样浓度?昆凝剂、杀菌剂。同时在外输水线上加紫外线杀菌装置及高效阻垢，有效的控制了水中的杂质及细菌。改造后由原来投加混凝剂．只处理污水中的悬浮杂物，改为投加三种药剂．不仅处理污水中的杂质，又杀灭污水中的细菌．使工艺设备腐蚀度降低，减少工艺设备结垢，延长了工艺设备的使用寿命，使油田注入中的腐蚀菌、溶解氧、腐生菌大大降低，改善油田注入水质，减少对油层的腐蚀，有利于油田的长期稳产。
　　(2)应用变频反冲洗系统
　　更换了12个压力滤罐的滤料．应用了2套SLOW2O一410(1)A反冲洗水泵，用机控制变频调速。根据供水管网中瞬时变化的流量和压力参数，自动改变水泵机组的工作台数和转数，对12个压力滤罐分别进行反冲洗，消除附着在滤料表面的杂物．减少滤罐的过滤阻力，增强滤料的吸附作用。一次1个罐冲洗12min，正常滤速8．29m／h；强制滤速9．05m／h；反冲洗强度16L／(s·m)；反冲洗周期24h，这样才能有效地提高滤罐的滤水能力，从而提高油田注入水质。
　　(3)场区改造有利于安全环保。
　　重新铺设了场区道路280m．更新了4个消火栓井，拆除了l0m沉砂罐，对反应沉淀间、二级泵房及加药泵房进行内外墙粉刷，屋顶做防水，采暖管线由地下上抬至地面．在场区4个方位安装了照明灯，整个场区道路平整绿树成荫．工作环境优美。
　　4改造后的效果及效益分析
　　通过对污水站的维修改造，解决了该站设备严重老化腐蚀的问题，恢复了加药、排污系统的正常运行．满足了油田开发的需要，取得比较好的效果。一是提高地面污水处理后的水质，水中悬浮物由13mg／L下降至8megL；二是降低生产消耗由3．7m(kW·h)下降至1．5m3／(kW·h)；三是延长了污水站的使用寿命，可节约维修费约10x10元／年；四是节约清水费用约300x10元／年。运用油田公司老区改造评价软件．对该方案进行了经济评价见表1。

由经济评价指标可知：内部收益率：81．72％：财务净现值：1990.93*10元；投资回收期：2．22年。