某油田余热回收利用工程可行性分析研究报告.doc

XX油田XX联合站污水
余热回收利用工程可行性研究报告

目 录
第一章 总论 …………………………………………………………………1
一、编写依据 ………………………………………………………………1
二、项目背景和实施目的 …………………………………………………1
三、项目基本情况和能耗现状 ……………………………………………5
四、编制原则 ………………………………………………………………7
五、遵循的标准规范 ………………………………………………………7
六、技术路线 ………………………………………………………………7
七、研究结论 ………………………………………………………………8
第二章 自然条件和社会条件 …………………………………………………8
一、地理位置 ………………………………………………………………10
二、自然条件 ………………………………………………………………10
三、交通运输 ………………………………………………………………11
第三章 污水余热回收利用工程 ………………………………………………12
一、联合站现状………………………………………………………………12
二、建设的必要性……………………………………………………………16
三、污水余热回收利用技术…………………………………………………17
四、污水余热回收利用方案…………………………………………………22
第四章 节能 ……………………………………………………………………30
一、综合能耗分析……………………………………………………………30
二、节能措施…………………………………………………………………31
第五章 环境保护 ………………………………………………………………32
一、环境现状…………………………………………………………………32
二、主要污染源和污染物……………………………………………………32
三、污染控制措施……………………………………………………………32
四、效果及评价………………………………………………………………32
第六章 劳动安全卫生 …………………………………………………………33
一、职业危害分析……………………………………………………………33
二、职业危害防护……………………………………………………………33
第七章 组织定员 ………………………………………………………………34
第八章 项目实施进度安排 ……………………………………………………35
一、项目实施阶段……………………………………………………………35
二、项目实施进度……………………………………………………………35
第九章 投资估算 ………………………………………………………………36
一、编制依据…………………………………………………………………36
二、编制说明…………………………………………………………………36
三、投资估算…………………………………………………………………36
第十章 经济评价 ………………………………………………………………37
一、经济评价说明……………………………………………………………37
二、基础数据…………………………………………………………………31
三、成本与费用估算…………………………………………………………31
四、收入估算…………………………………………………………………38
五、财务评价…………………………………………………………………38
六、不确定性分析……………………………………………………………38

55

第一章 总 论
一、编写依据
1、《XX油田公司2009年节能改造项目建议计划论证报告》。
2、《XX油田分公司“十一五”后三年及“十二五”勘探与生产业务发展规划》。
二、项目背景和实施目的
（一）项目背景
我国早在2004年国家《节能中长期专项规划》中，把建筑节能和余热余压利用作为节能的重点领域和重点工程之一。在2006年《中华人民共和国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》中明确提出，“十一五”期间单位国民生产总值能耗要降低20%左右，主要污染物排放总量要减少10%。为确保“十一五”期间节能减排工作的决定，制定下发了一系列与节能减排相配套的政策措施。并在《“十一五”十大重点节能工程实施意见》中进一步指出：“开展再生能源技术城市级示范活动，探索推广机制和模式，包括太阳能利用、淡水源热泵、海水源热泵、浅层地能利用和可再生能源技术集成等。
中国石油天然气集团公司在“十一五”期间，通过实施“十大节能工程”和“十大减排工程”，全面推进节能减排工作。
XX油田2008年正在制定的《XX油田分公司“十一五”后三年及“十二五”勘探与生产业务发展规划》中明确提出“运用热泵等相关配套余热回收技术，可将部分污水余热进行回收，用于采暖和外输加温，有效减低用于原油外输及采暖的燃油（气）消耗，达到节能的目的”。
现在XX联合站有含油污水5700m3/d，其中回注量2400m3/d，掺水300m3/d，外排3000m3/d。外排温度在47-50℃之间，这些污水的余热未经任何利用，就进行了回注和外排，造成了大量热能的浪费。同时该站气量低，加热系统每天燃烧10-12t原油，占XX日产原油300t的3-4%，原油商品率低。
（二）热泵技术现状
针对XX油田加热系统现状我们进行了水源热泵技术的查询和现场调研。
“热泵”这一术语是借鉴“水泵”一词得来。在自然环境中，水往低处流动，热向低温位传递。水泵将水从低处泵送到高处利用。而热泵可将低温位热能“泵送”（交换传递）到高温位提供利用。
热泵系统，六十年代开始在美国提出之后，已经在北美建筑中应用了40多年，日本的东京、名古屋、横滨等城市在七十年代初就有很多采用热泵系统的工程实例，例如，东京镰仓河岸大厦、平和东京大厦等。北欧在热泵方面的应用比较领先，现在整个北欧有180多台大型热泵在运行。国内，北京已有近800万平方米的居民小区建筑和公共建筑采用热泵系统供热，像北京武警学院、菊儿小区等。
现在水源热泵技术已经较为成熟，热泵机组制热温度达到60℃-90℃，根据驱动方式不同分为电力或天然气（蒸汽）驱动。其中天然气驱动的吸收式热泵机组能效比为1.9左右，在增加少量耗电的情况下，利用石油及石化行业的零散天然气作为动力，提取污水中充足的低品位热源，节约燃煤或燃油，减少能源消耗，减少烟尘和氮氧化物排放量，降低运行费用。
1、吸收式水源热泵调研数据
吸收式水源热泵调研地点胜利石油管理局胜南社区管理中心乐安供热站。该供热站位于山东省东营市广饶县石村镇，负责为现河采油厂热采三矿、四矿和作业二大队等单位的办公室和生活区供暖，总面积11万平方米。利用距锅炉房东南方向4.5公里处是现河采油厂污水处理站，每日向小清河外排的温度约为60℃左右热污水。乐安污水余热利用项目采用吸收式热泵技术，利用蒸汽做为驱动源吸收污水的热量，以达到供暖的目的。
      热泵采暖是在原锅炉房内安装2台3600kw溴化锂吸收式热泵机组（XRI5.3-54/44-360(60/75)）和原有一台10t/h燃油蒸汽锅炉，取代原供热系统。将污水换热，为热泵系统提供循环热水。
主要技术性能指标：
1）机组cop =1.84；
2）出水温度视工艺要求而定，一般小于100℃；
3）供暖前、后期室外温度在0℃以上天气约40天左右，这段时间直接利用污水换热采暖，热泵系统不运行；
4）采暖中期约80天的时间利用热泵供暖，其他时间直接利用污水循环采暖。
5）余热污水取热后温度降低10℃左右，满足原外排要求。
实施效果
自2001年11月15日停运热水锅炉以来，热泵运行平稳，基本达到了设计参数，满足供暖要求（室内温度均在18℃以上）。热泵供热系统运行前后供暖情况比较如表1-1，运行参数与设计参数对比如表1-2。
表1-1 热泵供热运行前后供暖情况比较表

室外温度
出水温度
回水温度
改造前
0—-5℃
55
44
改造后
0—-5℃
63
48
改造前
-5℃以下
66
50
改造后
-5℃以下
67
49

改造后燃料原油消耗由原来的2658t降低到1120t，耗电由原来的65万度降低到59万度，锅炉用水由原来的3456t减少到1333t。节能效果显著。
表1-2 运行参数与设计参数对比如表

余热来水温度
余热回水温度
热泵出水温度
热泵回水温度
设计参数
54
44
75
60
实际参数
47--53
38--42
75
53
2、压缩式水源热泵调研数据
压缩式水源热泵调研地点大庆阳光佳苑社区供热站。该供热站供热面积56万平方米，采用能效比4.83的LSBLGR-4000M常温热泵机组7台，能效比3.8的LSBLGRG-1300M高温热泵机组2台。利用大庆炼化公司第三循环场及扩建水场的循环冷却水，利用电能做为驱动源吸收循环冷却水中的热量，以达到供暖的目的。
主要技术性能指标：
1）常温热泵机组cop =4.85；高温热泵机组cop =3.9；
2）出水温度常温机组（地暖）55℃；高温机组（散热片）65℃。
实施效果：
一期工程于2006年11月14日正式投入使用，经过一个采暖期的运行，达到了设计效果，在整个采暖期内，室内平均温度在21℃以上的达到了95％，室内平均温度在18℃以上的占5％。热泵供热系统运行参数与设计参数对比如表1-3。
表1-3 热泵运行参数与设计参数对比如表

余热来水温度
余热回水温度
热泵出水温度
热泵回水温度
常温机组
设计参数
34
16
55
45
实际参数
34
30
45
39
高温机组
设计参数
34
16
65
50
实际参数
34
30
56
49
56万平米供暖面积改造后燃料煤消耗减少12895吨/年，节约水量为21万吨/年；通过该项目实施可实现减少二氧化碳排放量为33191.86吨/年；二氧化硫77370kg/年；减少烟尘排放量1462298.6kg/年；减少氮氧化物排放量250937.7kg/年；减少烟气量为2.8×108标准立方米/年。节能减排效果显著。
（三）实施目的
根据XX联合站外排污水具有温度高，水量、水质稳定的现状，以现有天然气作为驱动力，利用水源热泵机组提取这部分污水中的低品位热量用来集输系统的油水加热，替换现在采用的高品位天然气和原油燃料，改善余热资源浪费和由于温度高造成的外排污水处理难度大等问题，实现节能降耗。同时，为热泵技术在XX油田生产系统的推广应用起到示范作用。
三、项目基本情况和能耗现状
该项目通过利用水源热泵技术，提取污水中蕴含的低品位能量替代现在采用的天然气和燃料油的加热系统，用于油水系统的加热，改变油水处理过程中全部采用消耗高品位能源加热油水介质能耗高的现状，降低XX联合站原油脱水、污水处理以及外排处理过程中的能量消耗，提高系统的热能效率，降低运行成本，减少加热炉加热过程中产生的废气、余热排放，实现节能减排。
（一）XX联合站基本情况和能耗现状
1、XX联合站基本情况
XX联合站担负着XX油田的原油和污水处理，以及南部来好油的加热和加压任务。XX联合站处理工艺为：部分高含水的系统来液经过加热炉升温后和其他系统来液一起进入分离缓冲罐脱气，再进入沉降罐沉降脱水；沉降后的低含水原油经过脱水加热炉升温进行循环加热和热化学脱水，脱出的合格原油进入好油罐，最后和南部来好油一起加热加压后外输；污水进入污水处理站处理后回注和外排。XX油田部分区块采用掺水方式集油，掺水加热炉设在XX联合站；另外，冬季值班室等辅助厂房利用采暖炉供暖。
2、XX联合站加热系统能耗现状
XX联合站现有2500kw快装加热炉6台和200kw采暖加热炉1台，分别为系统来液、脱水、掺水、外输、南部来好油以及冬季采暖加热，冬季最高负荷8403kw。消耗天然气11000m3/d（热值4525kw），原油12t/d（热值5808kw），燃料总热值10393kw。年耗天然气401×104Nm3，耗油4010t，加热系统的配风和燃料油电保温系统年耗电43×104kw.h，折合标准煤10650t。
表1-4 加热系统全年能源消耗构成表
种类
计量单位
耗能量
折标煤系数
天然气
104Nm3
401
12.14
原油
t
4010
1.4286
电能
104Kw.h
43
1.229
合计
吨标准煤
10650

（二）XX联合站污水余热情况分析
XX联合站每天处理系统来液6000m3，日产油300t，中转南部来好油4500t，处理后的5700m3污水中有2400m3回注，300m3回掺， 3000m3外排。外排污水温度47-50℃，水质、温度稳定，自然散失的热量为4000kw左右，这些污水余热未经利用而直接进行排放，造成了环境的热污染和热量的浪费，污水的余热回收潜力巨大。
另外，正在改造的外排水处理系统需要安装冷却塔降低污水温度，满足微生物活动的要求。
XX联合站现有的11000m3/d天然气热值为4525kw，以这些天然气为动力源采用能效比1.9的吸收式水源热泵机组只要提取污水中的4000kw的低品位热源就可以输出总热值为8525kw，满足该站冬季8403kw的加热需求，并且提取热能后3000m3/d外排污水温度从47℃降至20℃，可以满足污水外排处理要求。
因此，XX联合站的天然气量和污水量均可满足能效比1.9的吸收式热泵的运行条件，通过采用吸收式水源热泵机组，消耗现有天然气和部分电能提取污水热能后，就可以满足XX联合站的所有加热需求，每年节约燃料原油4010吨。
四、编制原则
按照国家和XX油田关于开展节能降耗工作的指导方针和整体发展战略，以经济效益为中心，采用成熟先进的热泵技术，实施外排污水余热回收利用，实现节能降耗和节能减排。
1、采用热泵工艺对现有加热系统进行替换式改造，不改变联合站的工艺现状。
2、利用热泵技术改变加热炉消耗大量燃料油的现状，节能降耗和降低运行成本。
3、坚持安全生产、工业卫生和环境保护。
五、遵循的标准规范
1、《油田地面工程项目可行性研究报告编制规定》。
2、《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004。
3、《油气集输设计规范》GB50350-2005。
4、《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048-2000。
5、《油田地面工程设计节能技术规范》SY/T6420-1999。
六、技术路线
（一）技术方案简述
在XX联合站内，在外排污水中通过应用水源热泵技术，提取现有的污水中外排的余热，替代目前站内使用的加热炉加热系统，即采用能效比1.9的吸收式水源热泵机组，利用现有的11000m3/d天然气提取47-50℃的3000m3/d外排污水中的热能，替代全部的在用加热炉，提高热能利用率，实现余热利用，节能减排和降低运行费用的目的。
（二）产品方案
本次污水余热回收利用工程，不改变XX联合站的生产工艺，以现有的天然气为动力，通过吸收式水源热泵提取现有的外排污水中的低品位热能成为可利用的高品位热能，取代XX联合站内使用的加热炉系统，降低加热能量消耗，减少烟尘和氮氧化物的排放量，实现余热利用。
七、研究结论
（一）工程概况
利用现有每年401×104Nm3天然气，通过总功率10000kw的吸收式热泵机组提取3000m3/d外排污水中的部分低品位热能，输出8403kw的高品位热能，满足南部4500m3/d来油、5000m3/d外输、3000m3/d系统来液、2000m3/d含水原油脱水、300m3/d掺水以及冬季采暖等需要的55-80℃加热温度，实现低品位污水资源的利用和4010t燃料原油资源的节约。
（二）主要工作量
XX联合站污水余热回收利用项目主要工作内容见表1-5。
表1-5 污水余热回收利用项目主要工作量
序号
系统名称
主要工作内容
单位
数量
1
热泵系统
热泵机组及配套的换热器等
项
1
2
管网系统
生产系统与热泵系统之间的配套管网
项
1
3
配套系统
辅助系统，包括辅助厂房、配电、控制等
项
1

（三）研究结论
通过技术应用、经济效益和社会效益的分析和论证，得出如下结论：
1、技术上可行。通过采用总功率10000kw的热泵机组及相应的配套工艺，在不改变联合站生产运行的条件下，利用现有天然气作为驱动力，通过提取外排污水中的低品位热量，输出高品位热量满足该站加热系统加热的能量需求。
2、经济效益显著。据测算，本项目资金共计2484万元，税前财务内部收益率为55.41%，税前财务净现值为5753万元，税前投资回收期为1.97年，税后财务内部收益率为42.63%，税后财务净现值为3943万元，税后投资回收期为2.33年。
3、社会效益明显。通过热泵技术的应用，提取污水中充足的低品位热源，节约燃气或燃油，减少能源消耗，提高热能的利用效率；同时，减少六台2500kw快装加热炉和1台200kw采暖加热炉的烟尘和氮氧化物排放量以及降低外排污水对环境的影响，具有较好的社会效益。
因此，该项目在技术上可行、经济上合理，实施该项目具有很好的经济和社会效益，十分必要。
通过采用水源热泵技术，实现了以下目标：
1、每年节约燃料原油4010t。
2、节约了加热炉的更新改造费用。
3、减少污水外排处理前的污水冷却费用。
4、减少六台2500kw快装加热炉和1台200kw采暖加热炉的烟尘和氮氧化物的排放。
5、为热泵技术在油田的推广应用提供示范和经验。

第二章 自然条件和社会条件
一、地理位置
XX联合站位于河北省沧州市境内。
二、自然条件
(一)气象资料
河北沧州全境处于欧亚大陆东部，中纬度地带，属暖温带半旱半湿润的季风气候。年平均干燥度1.2～1.5，大陆度63.8～66，大陆性气候很显著。本区的气候概况是：四季分明，温度适中，雨热同季，降水集中，灾害性气候常有发生，春旱、夏涝、秋爽、冬干。
风向：春季和秋季以西北风为主，冬季偏北风较多。
常年盛行西南风，平均风速3米/秒左右。
日照：年平均日照时数2700～2900小时，年辐射总量124～131千卡/平方厘米。
年平均气温：12.0～12.6℃。
极端最高气温：43.0℃，极端最低气温：-24.8℃。
降水：年平均降水量510～610mm。
无霜期：平均无霜期183～195d左右。
年平均相对湿度：63%左右。
平均蒸发量：1840～2340mm。
（二）地质、水文
XX联合站地处华北平原东部，属滨海平原，海河水系。地势低平、多洼淀，并自西南向东北倾斜，对混凝土中的钢筋有弱腐蚀性。
该区抗震设防烈度为7度，设计地震分组为一组，设计基本地震加速度为0.10g。

三、交通运输
沧州市地处河北省东南部，东临渤海，北靠京津，与山东半岛及辽东半岛隔海相望。是河北省确定得“两环（环京津、环渤海）”开放一线地区，也是京津通往东部沿海地区得交通要冲。京沪铁路、朔黄铁路和京沪、津沧、石黄高速公路在沧州市区交汇。京九铁路、朔黄铁路在肃宁县交汇，并建有编组站。朔黄铁路于2001年12月全线通车，黄骅港于2001年12月通航。XX联合站附近已建成较完善的配套公路设施，羊孔公路、沧黄公路、205国道和京汕高速公路等从附近穿过，交通十分便利。

第三章 污水余热回收利用工程
一、联合站现状
XX联合站负责XX油田的原油脱水和污水处理以及南部来好油的加热和加压任务。建有脱水系统、原油外输处理系统、回注污水处理系统、外排污水处理系统。主要处理设备见表3-2，平面布置见图3-1。加热系统建有6台2500kw快装加热炉和1台200kw采暖加热炉，分别为系统来液、脱水、南部来油、外输、掺水和冬季采暖服务，冬季最高用热负荷8403kw，平均运行负荷7260kw。燃料为油田伴生气和成品原油，日耗气11000Nm3，耗油12t，年耗天然气401×104Nm3，耗油4010t。
（一）脱水及外输系统
脱水能力：10000m3/d。工艺流程为：6000m3/d系统来液中40℃含水95%的3000m3/d加热到55℃，与其他系统来液进分离缓冲罐脱气，最后进入沉降罐沉降脱水，沉降后48℃的含水30%的2000m3/d低含水原油加热到75℃循环和脱水，脱出的300t合格原油进入外输系统，污水进入污水处理站处理。
温度46℃的4500m3/d南部来油加热到63℃进入储油罐，与本地原油一起加热到78℃输往下站，外输能力7200t/d，外输量4500-5000t/d，外输压力2.0-2.5MPa。
XX油田部分区块采用掺水方式集输，掺水加热炉设在XX联合站，掺水量300m3/d，加热温度从50℃升高到75℃。XX联合站冬季对生产区值班室等辅助厂房进行供暖。XX联合站工艺流程示意图见图3-2，加热炉的冬季运行参数见表3-3和表3-4。
表3-1 热负荷计算参数表
天然气热值
8500KCal/m3
污水比热容
4.1816MJ/t
原油热值
10000KCal/kg
原油比热容
2.0908MJ/t

运行负荷计算公式：Q热=C×(t2-t1) ×Q流量

表3-2 XX联合站主要设备表
序号
设备名称
规格型号
数量
投产时间
1
好油罐
5000
3
1975
2
好油罐
1000
1
1976
3
沉降罐
1000
1
1976
4
好油罐
500
2
1976
5
系统沉降罐
3000
1
1979
6
砂滤罐
3000
5
1999
7
核桃壳过滤器
3000
3
199
8
注水罐
500
2
1984
9
缓冲罐
3×12
2
1998
10
热化学脱水器
3×12
2
1998
11
合一净化器
3×12
2
1990
12
多级输油泵
DY150-50×6
4
1997
13
快装加热炉
2500
6
1997
14
水套炉
200
1
1997
15
注水泵
5ZB-12/42
5
2003

表3-3 XX联合站冬季最高负荷运行参数表
序号
加热炉名称
燃料
液量/d
含水
进口温度℃
出口温度℃
负荷kw
1
南部来油炉
油/气
4500
1%
46
63
1868
2
脱水炉
油/气
2000
30%
48
75
1699
3
外输炉
油/气
5000
1%
60
78
2198
4
系统炉
气
3000
95%
40
55
2125
5
采暖炉
气
156
100%　
40
60　
150
6
掺水炉
气
300
100%
50
75
363
合计

8403

表3-4 XX联合站冬季日常运行参数表
序号
加热炉名称
燃料
液量/d
含水
进口温度℃
出口温度℃
负荷kw
1
南部来油炉
油/气
4500
1%
48
62
1539
2
脱水炉
油/气
2000
30%
48
70
1384
3
外输炉
油/气
4800
1%
60
75
1831
4
系统炉
气
3000
95%
40
55
2125
5
采暖炉
气
156
100%　
40　
52
90
6
掺水炉
气
300
100%
50
70
290
合计

7260

（二）污水处理系统
回注污水处理系统处理能力：8000m3/d
外排污水处理系统处理能力：6000m3/d
处理工艺为：污水提升泵à合一净化器à核桃壳过滤器à砂滤罐。
其中回注污水直接进注水罐回注，外排污水经过冷却塔降温后进外排污水处理站，利用“接触氧化”法处理，处理合格后直接外排。

图3-1 XX联合站平面示意图

图3-2 XX联合站工艺流程示意图
二、建设的必要性
（一）大量外排污水的余热未经利用直接外排，散热损失巨大
系统来液温度40℃左右，经过系统加热和脱水加热后，回注污水和外排污水温度维持在47-50℃，这部分污水携带的热量中，仅通过外排污水散失到环境中（20℃）的热能高达3920kw以上，占联合站热负荷的47%，散热损失巨大，热能有效利用率低。2009至2018年剩余污水量逐年增加，产水、注水与剩余污水量预测详见表3-5，污水水质详见表3-6。
表3-5 XX油田产水、注水及剩余污水预测表

日产水（方）
日注水（方）
剩余污水（方）
2009年
6527.12
2467.83
4059.29
2010年
6748.33
2541.47
4206.86
2011年
6969.54
2584.80
4384.74
2012年
7190.75
2628.14
4562.61
2013年
7411.97
2671.47
4740.50
2014年
7633.18
2714.80
4918.38
2015年
7793.78
2758.14
5035.64
2016年
7984.69
2801.47
5183.22
2017年
8205.91
2784.20
5421.71
2018年
8305.91
2888.14
5417.77

表3-6 XX联合站污水水质分析结果
检测
时间
K+Na
mg/L
Mg2+
mg/L
Ca2+
mg/L
Cl-
mg/L
SO42-
mg/L
HCO3-
mg/L
CO32
mg/L-
总矿化
度mg/L
07.8.7
2433.4
9.1
35.1
3367.8
96.1
690
0
6631

由于外排污水温度47-50℃，远远超过了外排污水生物活动繁殖需要的20-30℃的最佳温度，不得不通过冷却塔对污水进行降温处理，增加了系统能耗。
（二）燃料原油消耗多，运行成本高
XX联合站冬季各种热负荷共有7260～8403kw，为了保证外输的安全和系统平稳运转，加热系统不仅消耗了所有的油田伴生气，还消耗了12t/d原油，原油消耗量占到了XX油田300t日产原油的4%，原油商品率低，运行成本高。加热系统年消耗天然气401×104Nm3，原油4010t，耗电43×104kw.h。
（三）加热炉老化严重、安全性低、炉效低
XX联合站的快装加热炉建于1996年，投产于1997年，现为淘汰产品，由于快装加热炉为直接加热炉，燃烧火焰直接烧烤加热盘管，极易造成加热盘管的老化和管内原油的结焦，现3台加热炉腐蚀渗漏严重，另外3台盘管支架变形，断裂；腐蚀渗漏严重，需要进行更换和维修。
快装加热炉建于上世纪90年代，额定炉效80%，经过多年的运行，炉效已经降低到75%以下，炉效低、能耗高。由于快装加热炉为直接加热炉，配套有紧急放空阀门和管线用于工艺、管理等问题需要紧急停炉时使用，安全性差。
由于加热炉等设备建成后的折旧期为14年，而该站的加热炉已经运行了12年，存在炉管老化、腐蚀渗漏等问题，到2010年就需要进行更新加热炉的建设，现在XX油田广泛应用的加热炉为真空相变加热炉，额定炉效90%，2500kw加热炉单台投资100万元，该站全部改造需要投资600-800万元，运行时在消耗全部天然气后，每年需消耗3000吨以上原油和43万度电，运行能耗仍然很高。
三、污水余热回收利用技术
石油行业是能源生产单位，同时也是能源消耗大户，在工艺技术不断进步的条件下，通过采用新工艺新技术和新设备，石油行业已经在加热炉和燃气发电机的高温烟气余热回收方面取得了较好的效益。
但是其他形式的低品位热能并没用被充分利用，怎样充分利用油气开采过程中的热能，一直是工程技术人员最关心的问题。我们通过广泛调研，发现水源热泵技术可以提取生产污水的低品位热源，通过热泵机组的品位提升，满足生产、生活用热的目的，而XX油田污水量不仅量大而且温度高，具备利用价值。
在调研的基础上，通过对XX油田各联合站采用加热炉及燃料消耗现状分析，优选出天然气驱动的吸收式水源热泵对XX联合站进行加热系统改造。利用XX联合站不多的天然气资源和部分电能，通过热泵机组回收利用47-50℃的外排污水余热，用于联合站内生产生活的加热，节约燃料原油，实现节能降耗。
（一）水源热泵原理和效果
水源热泵机组根据驱动源的不同分为吸收式水源热泵和压缩式水源热泵，其中吸收式水源热泵以蒸汽或天然气等为驱动源，压缩式水源热泵以电能驱动。
1、 热泵原理
1）吸收式水源热泵原理
溴化锂吸收式热泵是以溴化锂溶液为吸收剂，以水为制冷剂，利用水在高真空下蒸发吸热达到吸收低温热源热能的目的。溴化锂吸收式热泵主要是由吸收器、发生器、冷凝器和蒸发器四部分组成的。原理示意图见图3-3。
吸收式热泵在以天然气为驱动源时，天然气燃烧放出的热量在发生器内加热溴化锂稀溶液产生水蒸汽，水蒸汽进入冷凝器放出热量，冷凝成液体后进入蒸发器，在蒸发器低温低压环境下吸收热源水的热量蒸发，这部分低温低压蒸汽进入高压的吸收器中绝热压缩，温度升高后被吸收，然后进入发生器进入下一个循环。
水源热泵的输出温度取决于热源水温度的高低，一般来说，被加热介质的最高温度可以高于热源水出口温度40℃以上。
2）压缩式水源热泵原理
一台压缩式热泵装置，主要有蒸发器、压缩机、冷凝器和膨胀阀四部分组成，通过让工质不断完成蒸发（吸取环境中的热量）à压缩（温度再升高）à冷凝（放出热量）à节流à再蒸发的热力循环过程，从而将环境里的热量转移到水中。原理示意图见图3-4。

图3-3 吸收式热泵原理示意图

图3-4 压缩式水源式热泵原理示意图
热泵机组通过三个能量变化阶段进行工作。
第一阶段：机组中的液态制冷剂在蒸发器中与低品位热源进行热交换，吸收热量蒸发成气体，实现制冷剂的蒸发提取低品位热能阶段。
第二阶段：蒸发吸收的气体被吸入压缩机进行压缩，变成高温、高压的气体推进冷凝器，实现热量由低品位热能向高品位人能的转化阶段。
第三阶段：被推进冷凝器的高温高压的气体与换热介质进行热交换释放高品位热能，并变成液态。实现了高品位热能的输出阶段。
在整个能量转换的过程中，制冷剂把从蒸发器内吸收来的低品位热能与输入的电能之和，一同转化给换热介质，达到了热泵将低品位热能转化为高品位热能的目的。
在利用低品位热能的同时，只消耗了少部分电能，从而达到节能的目的。
2、实现的效果
吸收式水源热泵机组能效比在1.8-2.3，以天然气等燃料或蒸汽为动力源，配合少量的电能消耗，提取污水中的低品位热能，可以大幅度减少燃料的消耗，特别是减少燃料油的消耗，降低运行成本。
压缩式水源热泵机组能效比在3.5-3.8左右，以电力为动力，提取污水中的低品位热能，替代现有的燃料，节能降耗，降低运行成本。
采用热泵机组后，节省外排污水处理过程中的污水冷却费用。由于现有加热炉已经建于1996年，到2010年需要更新改造，可以节省加热炉更新改造费用。
（二）热泵技术发展历程
热泵系统，十九世纪六十年代开始在美国提出之后，经过40年的不断改进和发展，技术日趋成熟，其产品已逐渐商品化，迄今已经在北美建筑中应用了40多年。进入七十年代后，这项技术在日本的推广应用很快。东芝、三菱电机、PMAC公司均有水源热泵产品出售，日本的东京、名古屋、横滨等城市在七十年代初就有很多采用热泵系统的工程实例，例如，东京镰仓河岸大厦、平和东京大厦等。北欧在热泵方面的应用比较领先，现在整个北欧有180多台大型热泵在运行。我国最早在五十年代就曾经在上海、天津等地夏取冬灌的方式抽取地下水制冷。现在，随着节能减排，改善空气质量，城市中严格控制燃煤锅炉的应用，热泵机组开始逐步应用。在北京已有近800万平方米的居民小区建筑和公共建筑采用热泵系统供热，像北京武警学院、菊儿小区等。中国中央和地方政府支持热泵技术的力度也逐渐加大，相继出台了多项政策，引导行业的健康发展。
现在水源热泵技术已经较为成熟，水源热泵根据驱动源的不同分为吸收式热泵和压缩式热泵。吸收式热泵可以采用蒸汽或天然气等为驱动源，天然气驱动的吸收式热泵机组能效比为1.8-2.3，在增加少量耗电的情况下，利用天然气作为主动力，提取污水中充足的低品位热源，减少能耗和降低运行费用。压缩式水源热泵能效比在3.5-3.8，采用电力驱动提取污水中充足的低品位热源，减少能耗和降低运行费用。
(三)热泵技术推广应用的条件
到目前为止，热泵技术已经相当成熟，设备本身不会影响热泵技术的大面积推广，热泵技术大面积推广的关键在热源方面和应用。具体要求有以下几点：
1、 热源稳定而且是可再生的，可循环利用；
2、 热源介质的低腐蚀性，对设备的损耗比较小；
3、 对热源的热量提取不会导致原有生态平衡的倾斜和影响周围的环境。
4、 加热温度一般只能满足100℃以下的用热需求。
5、 有充足的动力，根据热泵机组的不同可选用电力或天然气等。
针对不同的环境，可采用的热源主要有以下几种：
1、 空气源热泵：主要应用在家用小型空调系统中，存在的主要缺陷是温度不太稳定，容易受外界环境的影响，流量也不易受控制，容易结霜，大面积推广使用收到限制。
2、 土壤源热泵：是以大地为热源对建筑进行空调的技术，缺陷是地下埋管换热器的供热性能受土壤性质影响较大。
3、 水源热泵：主要有地表水源热、地下水源、工业循环水、工业废水等几种。
1）地表水源一般水量较大，换热时取水温差比较小，效果好于空气源和地源，主要缺陷是必需靠近江河湖海等水源丰富的地区。
2）以地下水为热源是现在社会比较盛行的一种取热方式，即采取地下打井埋管的方式。但该技术受地下水资源量和政府对地下水取用限制的影响。
3）工业循环水、工业废水主要集中在热电厂、化工企业、石油生产加工企业等有大量冷却循环水、外排污水和石油开采企业具有大量的回注水，温度在30℃以上其流量稳定，不结霜，也不会对外界环境造成坏的影响。利用这些水源进行热泵提取可以达到多重效果。
（四）污水余热回收利用站址的选择
XX油田现有污水产出的联合站19座，其中采用燃气和燃油双燃料加热的联合站7座。在这七座联合站中，XX联合站存在原油消耗数量大，加热炉运行时间长，污水外排温度高，加热温度在80℃以下等诸多特点，是最理想的应用场所。
四、污水余热回收利用方案
根据对XX联合站各运行参数统计和物料热能情况的计算，该站在冬季最高热负荷8403kw：其中78℃热负荷2198kw，75℃热负荷2062kw，65℃以下热负荷4143kw。日常热负荷70℃及以上3505kw，70℃以下3755kw。
XX联合站现有天然气11000m3/d，可以提供热量4525kw。现有47℃的外排污水3000m3/d，在温度降低到20℃情况下可以提取3920kw的热量，热源满足该站8403kw的总用热需求，同时外排污水处理不受影响。
（一）规划方案
方案一：采用能效比1.9的吸收式水源热泵
现有天然气可以提供4525kw的热能，总的用热需求为8403kw，需求与天然气供给能量比值