CN109574140A - 石油炼化废水的两级水力隔油方法 - Google Patents

石油炼化废水的两级水力隔油方法 Download PDF

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陈梦帆
刘佩鑫
包浩杰
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Abstract

本发明公开了一种石油炼化废水的两级水力隔油方法。该方法包括下述步骤：将石油炼化废水在一级水力隔油池中搅拌，之后将所述一级水力隔油池的出水排入二级水力隔油池，在油水分离药剂存在的条件下进行搅拌即可。本发明的方法适用于不同规模及不同含油量的石油炼化废水的预处理过程；处理效果好，二级水力隔油池出水含油量稳定在20mg/L以下，后续生物处理系统出水COD可望达到30mg/L以下；油可回收，回收率大于90％；产生的污泥可采用厢式隔膜压滤机脱水，泥饼含水率<60％；处理场所几乎无气味；投资、运行成本低；处理过程自动化程度高，操作简单。

Description

石油炼化废水的两级水力隔油方法
技术领域
本发明涉及废水处理领域，具体涉及一种石油炼化废水的两级水力隔油方法。
背景技术
石油炼化废水中通常含有油以及开采过程中带入的泥沙，该废水的处理一般采用“预处理+生物处理”的方法，有效的预处理(除油和除泥)是实现高效生物处理的关键。
目前，针对石油炼化废水，传统的预处理方法(分别或组合使用)有：重力隔油(包括罐中罐除油)、离心除油、混凝气浮(一级或二级)；较普遍的预处理方法主要为“罐中罐+二级气浮”。上述方法均利用油、水的密度差异，通过静置或气泡带动油与油中包裹的泥沙上浮至水层上方，进而实现油、泥、水的分离，但同时，气泡、油、泥和水混合形成了待进一步处理的油渣(浮渣)。
总的来说，上述现有的预处理方法普遍存在以下问题：
(1)出现大量待进一步处理的油渣(浮渣)；
(2)油渣(浮渣)含水率大于90％，且不容易脱水减容；
(3)油渣(浮渣)中的油不容易被回收；
(4)两级气浮出水虽然好于一级气浮出水，但依然不够稳定，经常夹带较高浓度的含油悬浮固体，导致后续生物处理出水COD难以到达30mg/L以下；
(5)处理场所气味重。
因此，亟需开发一种经济、有效的石油炼化废水的预处理方法。
发明内容
本发明要解决的技术问题是为了克服现有技术中的石油炼化废水的预处理方法存在处理后仍出现大量待进一步处理的油渣(浮渣)、且油渣不容易脱水减容、其中的油不容易被回收，两级气浮出水处理效果不稳定，处理后含油悬浮固体浓度较高，导致后续生物处理出水COD难以到达30mg/L以下等缺陷，提供一种石油炼化废水的两级水力隔油方法。本发明的方法适用于不同规模及不同含油量的石油炼化废水的预处理过程；处理效果好，二级水力隔油池出水含油量稳定在20mg/L以下，后续生物处理系统出水COD可望达到30mg/L以下；油可回收，回收率大于90％；产生的污泥可采用厢式隔膜压滤机脱水，泥饼含水率<60％；处理场所几乎无气味；投资、运行成本低；处理过程自动化程度高，操作简单。
本发明通过以下技术方案解决上述技术问题。
本发明提供了一种石油炼化废水的预处理方法，其包括下述步骤：将石油炼化废水在一级水力隔油池中搅拌，之后将所述一级水力隔油池的出水排入二级水力隔油池，在油水分离药剂存在的条件下进行搅拌即可；
其中，在所述一级水力隔油池中的搅拌由第一水下搅拌器进行；所述第一水下搅拌器的电机的总的功率密度为0.30-5.00W/m3；
所述二级水力隔油池中的搅拌由第二水下搅拌器进行；所述第二水下搅拌器的电机的总的功率密度为0.30-5.00W/m3。
石油炼化废水在一级水力隔油池内通过水力搅拌剪切作用，增加小粒径油滴互相碰撞次数以形成大油滴上浮至表层，同时，搅拌过程中因油层与水层相对流速的差异在两相界面形成水力剪切力，水流对油滴的水力剪切作用促使油滴与被包裹的泥沙分离(水中油含量通常在40mg/L以下)，泥沙在重力作用下留在下部水相中；在二级水力隔油池内，投加油水分离药剂，在水力剪切作用下促进胶体油、乳化油凝聚成大油滴而上浮。
本发明中，所述一级水力隔油池的池型可为本领域常规的池型构造，例如可为闭环沟型、方形或圆形的隔油池。在所述一级水力隔油池中的搅拌的时间可为24-48h。
本发明中，所述二级水力隔油池的池型可为本领域常规的池型构造，例如可为闭环沟型、方形或圆形的隔油池。在所述二级水力隔油池中的搅拌的时间可为12-24h。
本发明中，所述油水分离药剂较佳地为有机高分子絮凝剂，所述有机高分子絮凝剂较佳地为聚丙烯酰胺。
本发明中，以所述石油炼化废水的体积计算，所述高分子絮凝剂的投加量较佳地为0.2-10.0mg/L，更佳地为0.5-3.0mg/L。
本发明中，所述第一水下搅拌器和所述第二水下搅拌器可为本领域常规使用的水下搅拌器，例如，所述第一水下搅拌器可为推进器或者立式搅拌机；所述第二水下搅拌器可为推进器或者立式搅拌机。本领域技术人员知晓，“水下搅拌器”是指该搅拌器实施搅拌的部件位于液面以下。
其中，所述推进器可为本领域常规使用的推进器，例如可为德国凯士比集团(KSB)的Amaprop 32-2500/1水下推进器。
本发明中，当所述第一水下搅拌器为推进器时，所述第一水下搅拌器的电机的总的功率密度较佳地为0.30-1.50W/m3，更佳地为0.50-1.50W/m3。
本发明中，当所述第一水下搅拌器为立式搅拌机时，所述第一水下搅拌器的电机的总的功率密度较佳地为1.00-5.00W/m3，更佳地为2.00-5.00W/m3。
本发明中，当所述第二水下搅拌器为推进器时，所述第二水下搅拌器的电机的总的功率密度较佳地为0.30-1.50W/m3，更佳地为0.30-1.00W/m3。
本发明中，当所述第二水下搅拌器为立式搅拌机时，所述第二水下搅拌器的电机的总的功率密度较佳地为1.00-5.00W/m3，更佳地为1.00-3.00W/m3。
本发明中，当所述第一水下搅拌器为推进器时，所述第一水下搅拌器的个数可为至少一个，例如可为2-6个；当所述第一水下搅拌器为多个时，所述第一水下搅拌器在所述一级水力隔油池中均匀分布。
本发明中，当所述第二水下搅拌器为推进器时，所述第二水下搅拌器的个数可为至少一个，例如可为2-6个；当所述第二水下搅拌器为多个时，所述第二水下搅拌器在所述二级水力隔油池中均匀分布。
本发明中，所述第一水下搅拌器的电机的总的功率密度是指所述第一水下搅拌器的电机的功率之和与所述一级水力隔油池的体积的比值。
本发明中，所述第二水下搅拌器的电机的总的功率密度是指所述第二水下搅拌器的电机的功率之和与所述二级水力隔油池的体积的比值。
本发明中，所述石油炼化废水可为石油开采与炼化过程中产生的石油炼化废水；所述石油炼化废水的含油量可为大于50mg/L，例如200-1700mg/L。
本发明中，所述石油炼化废水经过两级水力隔油池即可完成油与泥水的分离。上层分离出的油可进入储油池储存，之后回用至原油炼化系统。底部泥水可进行混凝沉淀处理。
在符合本领域常识的基础上，上述各优选条件，可任意组合，即得本发明各较佳实例。
本发明所用试剂和原料均市售可得。
本发明的积极进步效果在于：
本发明的石油炼化废水预处理方法取得了以下效果：
(1)适用于不同规模及不同含油量的石油炼化废水的预处理过程；
(2)处理效果好，二级水力隔油池出水含油量稳定在20mg/L以下，后续生物处理系统出水COD可望达到30mg/L以下；
(3)油可回收，回收率大于90％；
(4)产生的污泥可采用厢式隔膜压滤机脱水，泥饼含水率<60％；
(5)处理场所几乎无气味；
(6)投资、运行成本低；
(7)处理过程自动化程度高，操作简单。
附图说明
图1为本发明实施例1中的两级水力隔油预处理方法的流程图。
图2为本发明实施例1废水处理技术流程图。
图3为本发明实施例1废水处理工程运行数据图。
图4为本发明实施例2中的两级水力隔油预处理方法的流程图。
具体实施方式
下面通过实施例的方式进一步说明本发明，但并不因此将本发明限制在所述的实施例范围之中。下列实施例中未注明具体条件的实验方法，按照常规方法和条件，或按照商品说明书选择。
下述实施例中，COD和含油量的检测方法按照国家标准执行《水和废水监测分析方法》，中国环境科学出版社，第四版，2002年；具体的，COD的检测方法为重铬酸钾法；含油量的检测方法为四氯化碳萃取-红外分光光度法。
实施例1
山东省某石油炼化企业废水处理工程，废水来自油罐切水、电脱盐废水、精炼排水及其他废水，该处理系统进水为7000-12000m3/d，废水处理前COD为400-2600mg/L，含油量为200-1700mg/L，设计出水COD<40mg/L，含油量<1.0mg/L。
本实施例中采用的废水处理技术流程为“两级水力隔油→混凝沉淀→A/O生物反应池→混凝沉淀”(图2)，其中，两级水力隔油池预处理的示意图如图1所示，所涉及的隔油池具体如下：(1)一级水力隔油池为闭环沟型结构，尺寸为112×24×6m，有效容积为14000m3(搅拌时间为28-48h)，第一水下搅拌器为推进器，个数为2个(电机的总的功率密度为0.71W/m3)；(2)二级水力隔油池为闭环沟型结构，尺寸为112×12×6m，有效容积为7000m3(搅拌时间为14-24h)，池内装有聚丙烯酰胺投加管(以所述石油炼化废水的体积计算，投加量为2.0mg/L)，第二水下搅拌器为推进器，个数为2个(总的电机功率密度为0.57W/m3)。以上推进器均为德国凯士比集团(KSB)的Amaprop 32-2500/1水下推进器。
两级水力隔油池除油方法：
(1)石油炼化废水进入一级水力隔油池，通过水力剪切作用，进行油与泥水分离；
(2)一级水力隔油池出水进入二级水力隔油池，投加聚丙烯酰胺，进一步油与泥水分离；
(3)经分离后的油层自流入集油池暂储，后转运至原油炼化系统。
统计废水处理系统60天运行数据，结果如图3所示。处理系统进水水量为7000-11000m3/d，含油量为200-1500mg/L，COD为400-2600mg/L。废水经水力隔油除油后，一级水力隔油池出水含油量为34±8mg/L，二级水力隔油池出水含油量稳定在15±3mg/L；除油后的水经生物处理，出水COD为24±5mg/L，石油类物质未检出。
预处理除油过程中，平均日回收石油约3.6m3(年回收约1200m3)，油中含水率约为10％；分离出的污泥采用厢式隔膜压滤机脱水，泥饼含水率为40-50％，脱水后的泥饼外运处理。
实施例2
山东省某石油化工企业废水处理工程，废水来自于油罐切水、电脱盐废水、精炼排水及循环冷却水等，该处理系统进水为1900-2500m3/d，废水处理前COD为500-2600mg/L，含油量为300-800mg/L，设计出水COD<40mg/L，含油量<1.0mg/L。
本实施例中采用的废水处理技术流程为“两级水力隔油→混凝沉淀→A/O生物反应池→混凝沉淀”(图2)，其中，两级水力隔油池预处理的示意图如图4所示，所涉及的隔油池具体尺寸如下：(1)一级水力隔油池为方形结构，尺寸为26×26×6m，有效容积为3700m3(搅拌时间为35-48h)，第一水下搅拌器为立式搅拌机(电机功率密度为4.32W/m3)；(2)二级水力隔油池为方形结构，尺寸为18×18×6m，有效容积为1750m3(搅拌时间为16-22h)，池内装有聚丙烯酰胺投加管(投加量为10.0mg/L)，第二水下搅拌器为立式搅拌机(电机的功率密度为3.43W/m3)。
统计废水处理系统60天运行数据，废水经水力隔油除油后，一级水力隔油池出水含油量为38±5mg/L，二级水力隔油池出水含油量稳定在16±2mg/L；除油后的水经生物处理，出水COD为26±4mg/L，石油类物质未检出。
预处理除油过程中，平均日回收石油约0.8m3(年回收约300m3)，油中含水率约为8％；分离出的污泥采用厢式隔膜压滤机脱水，泥饼含水率小于60％，脱水后的泥饼外运处理。
实施例3
本实施例中的废水处理工程为实施例1中的废水处理工程在不同运行参数下的运行结果，其中，药剂投加量相同，区别在于，搅拌器的电机的总的功率密度不同，第一水下搅拌器为推进器，电机的功率密度为1.43W/m3；第二水下搅拌器为推进器，电机的功率密度为0.88W/m3。
经此处理后，一级水力隔油池出水含油量为32±5mg/L，二级水力隔油池出水含油量为17±2mg/L；除油后的水经生物处理，出水COD为28±3mg/L。
实施例4
本实施例中的废水处理工程为实施例2中的废水处理工程在不同运行参数下的运行结果，其中，药剂投加量相同，区别在于，搅拌器的电机的总的功率密度不同，第一水下搅拌器为立式搅拌机，电机的功率密度为2.16W/m3；第二水下搅拌器为立式搅拌机，电机的功率密度为1.71W/m3。
经此处理后，一级水力隔油池出水含油量为34±3mg/L，二级水力隔油池出水含油量为17±2mg/L；除油后的水经生物处理，出水COD为26±5mg/L。
对比例1
本对比例中的废水处理工程为实施例1中的废水处理工程在不同运行参数下的运行结果，其中，两级水力隔油池内搅拌时间和药剂投加量与实施例1中保持一致，一级水力隔油池内，第一水下搅拌器为推进器，个数为2个，其电机功率密度为1.71W/m3；二级水力隔油池内，第二水下搅拌器为推进器，个数为2个，电机功率密度为1.28W/m3。
经此处理后，一级水力隔油池出水含油量为64±11mg/L，二级水力隔油池出水含油量为31±7mg/L；除油后的水经生物处理，出水COD为51±5mg/L。
对比例2
本对比例中的废水处理工程为实施例2中的废水处理工程在不同运行参数下的运行结果，其中，两级水力隔油池内搅拌时间和药剂投加量与实施例1中保持一致，一级水力隔油池内，第一水下搅拌器为立式搅拌机，其电机功率密度为5.41W/m3；二级水力隔油池内，第二水下搅拌器为立式搅拌机，电机功率密度为4.29W/m3。
经此处理后，一级水力隔油池出水含油量为49±8mg/L，二级水力隔油池出水含油量为31±5mg/L；除油后的水经生物处理，出水COD为43±8mg/L。
对比例3
本对比例中的石油炼化废水的来源、水质水量和处理要求与实施例1中一致。
本对比例中采用的废水处理流程为“罐中罐→二级气浮→水解酸化→好氧曝气池→曝气生物滤池→过滤”工艺，其中，处理过程中所涉及的除油工艺具体步骤如下：
(1)废水进入罐中罐，经离心后进行油水分离；
(2)罐中罐出水依次进入一级、二级气浮装置，通过气泡带动水中小粒径油、乳化油上浮；
(3)二级气浮装置出水进入后续处理装置，油渣(浮渣)脱水后外运。
废水经预处理除油处理后，二级气浮装置出水含油量为30-70mg/L；除油后的水经生物处理，出水COD约80-100mg/L；采用深度处理(曝气生物滤池)后，出水COD<60mg/L，石油类物质未检出。
预处理除油过程中，无原油回收；产生的油渣(浮渣)采用碳酸钙+PAM处理，离心脱水后含水率>85％，随后外运处理。
对比例4
山东省某石油炼化企业废水处理工程，废水来自于炼化装置油污废水、电脱盐废水、碱渣废水和循环冷却排污水，水量为5500m3/d，废水COD为500-2500mg/L，含油量为200-1500mg/L。
本对比例中采用的废水处理技术为“混凝→二级气浮→A/O生物反应池→膜生物反应器→臭氧→曝气生物滤池”工艺，其中，处理过程中所涉及的除油工艺具体步骤如下：
(1)废水中投加100mg/L聚合氯化铝和70mg/L聚丙烯酰胺，混合后依次进入一级、二级气浮装置，通过气泡带动絮体和油滴上浮；
(2)气浮装置出水进入后续处理装置，油渣(浮渣)与燃煤锅炉的燃料混合处理。
废水经预处理除油后，二级气浮装置出水含油量为20-50mg/L；除油后的水经生物处理，出水COD约100mg/L；采用深度处理(臭氧+曝气生物滤池)后，出水COD<40mg/L，石油类物质未检出。
预处理除油过程中，无原油回收；产生的油渣(浮渣)含水率>95％，与燃煤锅炉的燃料混合后燃烧处理。
上述实施例1与对比例3和对比例4的效果比较见下表1。
表1
由实施例1与对比例3和4的比较可知，石油炼化废水经本发明的预处理方法处理后，二级水力隔油池出水含油量稳定在12-18mg/L，而对比例3和4中经预处理后，出水含油量为20-70mg/L，由此可见，本发明的预处理方法在投资、运行成本低、操作简单的条件下，取得了更好的除油效果，为后续的生物处理过程提供便利。
虽然以上描述了本发明的具体实施方式，但是本领域的技术人员应当理解，这仅是举例说明，本发明的保护范围是由所附权利要求书限定的。本领域的技术人员在不背离本发明的原理和实质的前提下，可以对这些实施方式做出多种变更或修改，但这些变更和修改均落入本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种石油炼化废水的预处理方法，其特征在于，其包括下述步骤：将石油炼化废水在一级水力隔油池中搅拌，之后将所述一级水力隔油池的出水排入二级水力隔油池，在油水分离药剂存在的条件下进行搅拌即可；
其中，在所述一级水力隔油池中的搅拌由第一水下搅拌器进行；所述第一水下搅拌器的电机的总的功率密度为0.30-5.00W/m3；
所述二级水力隔油池中的搅拌由第二水下搅拌器进行；所述第二水下搅拌器的电机的总的功率密度为0.30-5.00W/m3。
2.如权利要求1所述的预处理方法，其特征在于，所述第一水下搅拌器为推进器或者立式搅拌机；
和/或，所述第二水下搅拌器为推进器或者立式搅拌机。
3.如权利要求1所述的预处理方法，其特征在于，当所述第一水下搅拌器为推进器时，所述第一水下搅拌器的电机的总的功率密度为0.30-1.50W/m3，较佳地为0.50-1.50W/m3。
4.如权利要求1所述的预处理方法，其特征在于，当所述第二水下搅拌器为推进器时，所述第二水下搅拌器的电机的总的功率密度为0.30-1.50W/m3，较佳地为0.30-1.00W/m3。
5.如权利要求1所述的预处理方法，其特征在于，当所述第一水下搅拌器为立式搅拌机时，所述第一水下搅拌器的电机的总的功率密度为1.00-5.00W/m3，较佳地为2.00-5.00W/m3。
6.如权利要求1所述的预处理方法，其特征在于，当所述第二水下搅拌器为立式搅拌机时，所述第二水下搅拌器的电机的总的功率密度为1.00-5.00W/m3，较佳地为1.00-3.00W/m3。
7.如权利要求1-6中任一项所述的预处理方法，其特征在于，在所述一级水力隔油池中的搅拌的时间为24-48h。
8.如权利要求1-6中任一项所述的预处理方法，其特征在于，在所述二级水力隔油池中的搅拌的时间为12-24h。
9.如权利要求1-6中任一项所述的预处理方法，其特征在于，所述油水分离药剂为有机高分子絮凝剂，所述有机高分子絮凝剂较佳地为聚丙烯酰胺。
10.如权利要求1-6中任一项所述的预处理方法，其特征在于，以所述一级水力隔油池的出水的体积计算，所述油水分离药剂的用量为0.2-10.0mg/L，较佳地为0.5-3.0mg/L。
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国家环境保护总局污染控制司主编: "《工程技术实例与配套技术产品设备》", 30 April 2004, 中国环境科学出版社 *

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