辽河油田应用水源热泵技术节能减排前景分析

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　　[摘要]本文简要阐述了辽河油田所在区域地热能分布及储量情况，介绍了水源热泵工作原理、特性、节能环保性能分析。文章重点是通过油气生产过程中耗能情况的梳理，逐项讲述水源热泵利用的条件及局限性，指出了辽河油田地热利用、水源热泵技术发展的广阔前景。最后总结了水源热泵系统的设计、运行中的经验及今后发展需克服的技术难点。
　　 [关键词]辽河油田 地热利用 水源热泵 节能减排 前景分析
　　 [中图分类号]
　　 当今世界大量使用石化能源作为燃料，不仅给环境造成了严重污染，而且也是极大的浪费。在各种替代能源中，风能、太阳能因受日夜、季节的变化影响，供能不稳定；水力发电受地域影响较大，能量输送效率不高，且建设投资十分巨大；日本福岛核电站事故发生以来，原子能的利用又因安全问题而引起了国际社会的激烈争论；生物能因原料收集困难，费用较高，目前难于大规模开发利用。只有地热能因其蕴藏量巨大、分布广泛、开发利用方便、供能稳定、技术成熟，越来越受到人们的青睐。下面，笔者将针对辽河油田应用水源热泵技术开发地热能的前景进行一些分析，希望能对于整体石化产业的节能减排工作有所裨益。
　　1辽河油田所在区域地热分布状况及储量情况分析：
　　 据调研，辽河油田所处的辽宁省沈阳、辽阳、鞍山、盘锦、锦州等地区，地热能储量非常大。现分述如下：
　　1.1深层地热：
　　 近几年辽河油田水文地质研究所对兴隆台、曙光、欢喜岭、兴隆堡、茨榆坨等共10个区块下第三系东营组和沙河街组深层地热进行了勘查，可采储量为30.13×108m3/年，水温达60～85℃，按平均提取温差60℃计，则每年可获得热量为2582.57万t标煤。
　　1.2浅层地热：
　　 辽河油田所处几个地区浅层水（第四系水层）储量尚没有精确地统计数据。盘锦地区浅层水研究较多，初步认定基本为咸水，水温在11～12℃之间，按提取温差5℃计算，年可提取热能为785.7万t标煤。
　　1.3辽河油田所独有的地热：
　　 油田在采油过程中带出很多含油污水。这些污水在原油脱水处理过程后温度都很高，在35～90℃之间，绝大多数都回注地下，还有一小部分处理后进注采锅炉或者地面排放。据2010年调查统计，每年可提取的热量约为20.80万t标煤。
　　 综上所述，辽河油田所在地区地热资源可利用总量每年至少可达3389.07万t标煤，而油田耗能总量约为每年480万t标煤，可提取的地热资源量是耗能量的7.06倍。
　　2地热能的获取与水源热泵的应用方式分析
　　 地热能的利用，现阶段都是以地下水作为媒介而获得热能的。
　　 对于浅层地热，地下水温一般不高，不能直接利用，在以前是无人问津的。这些低温地热能，使用水源热泵技术就可以被利用。
　　 除利用地下水提取地热能之外，还有一种获取浅地层地热能的方式，即地埋管技术。它又分两种方法：垂直埋管法和水平埋管法。通过埋于地下的管线中的循环水将地层中的热量交换出来，再利用热泵提取加以利用。
　　 通过上述介绍可以看出，地热利用一般都离不开水源热泵，因而分析掌握水源热泵的工作原理、设计原则、操作使用要领就是地热利用的关键所在。
　　3水源热泵工作原理、特性及节能性分析
　　3.1热泵工作原理
　　 热泵是将低温介质中的热量输送到较高温度介质中去的一种装置。热泵名称的由来，是从水泵衍生来的。水泵是将水从低处打到高处，而热泵是将热量从低温处输送到高温处，因此也叫“泵”。热泵是靠工质（也叫制冷剂、冷媒）的循环来实现热量输送的。
　　3.2水源热泵工作特性分析：
　　 水源热泵输出热量与压缩机输入功率的比值cop称为效能比，它是热泵最主要的技术指标。Cop越大效率越好。近几年来，我公司技术人员通过分析辽河油田地区冬季供暖系统常用工况下cop等数据，可以得出两点结论：
　　 1）随着井水温度，井水出热泵温度的升高，系统制热量、系统输入功率、可供面积都在增加。
　　 2）随着井水出热泵温度与循环出水温度差值的增加，系统cop在下降，而每平米耗电量在上升。
　　 这就说明了Cop与热源水出热泵的水温（原水出水温度）和循环热水的出水温度直接有关，这两个温度差值越大，则cop越小，反之cop越大。
　　3.3应用水源热泵节能、环保性能分析：
　　 举例讲，如水源热泵系统COP为4（一般工况），即输出4kwh的热能需输入压缩机1kwh的电能。除压缩机耗电外，还有水井泵（热源水水泵），热水循环泵等耗电。这部分耗电量一般是压缩机耗电量的20～25%左右。则系统总耗电为压缩机耗电量的1.2～1.25倍，即输出4kwh热量需耗电1.2～1.25kwh，系统效率是非常高的。如以燃煤锅炉来获得4kwh的热量用于民用供暖，则需燃烧标煤0.7227kg（锅炉效率按68%计，JGJ26-95规定）。电厂发电耗标煤量按0.36kg/kwh计（华能实测值），则耗电折合标煤量为0.432～0.45kg。节能量为0.2907～0.2727kg标煤。节能率为40.2～37.7%，节能率也是非常高的。
　　 环保污染物减排率与节能率是同比例增减，因此污染物减排率也为40.2～37.7%，环保效益也十分可观。
　　4水源热泵技术在辽河油田利用的前景分析：
　　 下面笔者通过介绍辽河油田的原油生产储运过程，重点阐述一下水源热泵的在工业方面的利用前景：
　　 1）原油与水、天然气从油井中产出后，一般在井口设水套炉加温降粘后输往计量站或计量接转站。只要原油等输送温度不超过55℃，就可采用地埋管技术和热泵配换热器方式供热。从而取消水套炉，节省天然气资源。
　　 2）油水混合物计量后输送到联合站。此时根据油水混合物的温度、压力、粘度等情况在计量接转站一般要设置水套加热炉。这时就可以采用地埋管和热泵配换热器方式供热取代加热炉，同时给站内供暖。实施条件也是油气混合物的外输温度不超过55℃。如超过55℃，因换热器存在换热温差，则热泵出水温度将超过65℃，cop下降太大，经济性和节能性就会大打折扣。
　　 3）油水混合物进入联合站后，首先加热提高温度进行油水分离，污水进污水处理站处理后，或回注或外输（温度在35～95℃之间）。油则进油罐后加热外输。此站内的两次加热，消耗了很多天然气或原油（全油田联合站每年消耗能源总量在20.4万吨以上标煤），占全油田自耗油气的很大部分。如其加热温度不超过75℃，则可利用含油污水（如不足可利用站内生产用水解决）加超高温热泵为其供热，停用水套加热炉。
　　 4）出联合站后，大部分原油经管线送往油气集输公司各原油外输首站，加热后通过长输管线送往各地。在长输管线中间，隔几十公里，设有中间加热、加压站以提高油温降低粘度，便于输送。首末站加热原油采用燃烧原油或天然气（近几年也有采用燃煤锅炉的），中间加热站均采用水套炉燃烧管线中原油来实现的，据统计，这部分每年约消耗5.20万t以上标煤。
　　 以辽河油田油气集输公司沈阳～兴隆台输油管线为例，该管线全长166km，包括首末站共8个站。现已确定将在2011年对其中的小龙湾泵站进行技术示范性改造，采用水源热泵方式为其供热，取消2台加热炉，年可节省原油约1100t左右。如示范效果良好，将对全线共8个站全部进行改造，届时，仅沈阳～兴隆台输油管线每年节约油气当量就将达9000t左右。
　　 5）辽河油田稠油和特稠油产量约占总原油产量的70%左右，目前均采用注汽采油方式开采（注汽、蒸汽驱和SAGD技术）。将20℃左右的生产水加热变成300多℃、17～19Mpa的干蒸汽，该过程中会消耗大量的能源（注汽能耗，全油田大约为127.02万t标煤/年）。如采用深层地热水（水温在65～85℃之间）做为注汽锅炉源水，至少节约1/5能源，经济效益十分明显。同时深层地下水的水质，除二氧化硅、总矿化度稍高外，其余均符合炉水水质指标。总矿化度高，主要成分为碱度，对锅炉无大影响，水处理方法比生产水的处理方法还要简单。

　　 从以上分析可以看出，原油生产过程中的能耗非常大，约为每年250万吨标煤，占我油田能源生产总量的16.47%。。通过水源热泵技术的推广，至少可节省1/8～1/10能耗。可减少消耗65～52万t油气当量的油气量，相当于20多亿元价值。因此地热和水源热泵技术的推广前景是十分广阔的。
　　5水源热泵设计、使用操作要点
　　 笔者亲自参加了辽河油田供水公司11座水源热泵站中9座热泵站的方案设计、施工、试运、投运的全部过程。共安装水源热泵机组15套，总制热功率10886.6 kw。现将实践中取得经验介绍如下，希望有关专家批评指正。
　　5.1设计：
　　 1）一般热源水的温度是稳定的，且为已知量。在设定热源水出热泵的温度时，要依据热源水量，通过试算使热源水量得到充分利用，这对于预测项目的耗电量是十分必要的。实际运行时，水井产水量可能多、也可能少一些，设备会自动运行在一定的效率点。制热量一定时，水井水量大、出水温度高、COP就高，水量少、出水温度低，cop就会下降。
　　 2）采暖期热泵耗电量一般可按下式计算：
　　 P=N×T×D×Φ
　　 式中：P―采暖期热泵总耗电量（kwh）
　　N―设计工况下压缩机输入功率（kw）
　　T―热泵每日工作小时数（h）
　　D―当地采暖天数（d），辽河油田地区实际采用151d
　　φ― 设备负荷率
　　 实际上按上式测算的耗电量是偏大的，原因是φ反映了最冷月与平均气温的比值，而把N固定了，但实际上N值是随着Q值的变化、热源水出水温度的变化、带动cop的变化而变化的。随着Q值的下降（即天气变暖），N值降低的幅度大于Q值，因而耗电总量比公式测算的小。
　　 3）热泵工作台数最好选用2台以上，防止使用大功率单台，以免在气温高时频繁启停机现象发生。
　　 4）设计时，在热泵蒸发器、冷凝器出水口加装冲洗阀门，以便在运行时随时冲洗。
　　 5）在热源水和循环水管道高处均应设置自动排气阀，以保证热泵正常工作。热源水总进水口加除砂器，循环水采用软化水。
　　 6）最好在热源水和循环水供回水管上加温度计和流量计，给热泵压缩机装电度表，以便测算热泵效率，及时总结经验，发现问题及时处理。
　　5.2运行管理：
　　 1）应根据室外气温及时调整循环水供水温度，使之既能满足用户需求，又可节电。我们七个水源站的实际运行情况充分说明此点的重要性，随时调整与不调整，耗电量相差近30%。
　　 2）不管热源水还是循环水，长期运行后，都会在蒸发器和冷凝器水管内壁结有污垢，使热泵换热效率下降，耗电量上升。因此应定期拆开蒸发器、冷凝器端盖，用专用工具对换热管内壁进行及时清理。例如辽河油田供水金辉公司热泵站，在清洗前后压缩机耗电量由每天2760kwh下降为2126.4kwh ，节电率达到23%。
　　6水源热泵技术推广应用的难点及需要的政策扶持
　　 1）原油脱水和外输，如所需温度在75℃以上时，现有的超高温水源热泵就不能胜任。虽然有的厂家提出超高温热泵出水温度可达90℃，但现有设备并没有运行到这样高温度的实例。因而做为使用方，只能将使用温度上限定在85℃，加上换热器温差，原油加温上限就只能定在75℃。我们油田的特稠油外输温度近90℃，现在就不能利用热泵技术。要想克服这一障碍，有赖于厂家试验超高温工质，如二氧化碳等，使热泵热水出水达100℃或以上。
　　 2）热泵热水给原油加热时，现在一般经过壳管式换热器交换热量，迫使热泵出水温度提高近10℃，这样使热泵的cop大大下降。如果将热泵冷凝器与壳管式换热器做成一体，虽然增大了冷凝器，增加了工质填充量，但可省去壳管式换热器，并降低冷凝温度，使热泵cop大为增加，总体上看效果肯定要好。建议相关部门投入时间和资金开展此项研究。
　　 3）深层地热水资源不像馆陶组和明化镇水层那样是连片的，与油藏类似，是一块一块分布的，寻找起来很困难，需要加大资金投入，尽早摸清储量情况，以便条件成熟时及时开发利用。
　　 5）水源热泵项目虽然节能率很高，但耗电量还是很大。因此电价高低对热泵项目的经济效益影响巨大。现行的项目建设资金补贴办法，不好办理且不直接，作用不大。因此应该呼吁国家对热泵类节能减排项目实行优惠电价，否则热泵技术的推广应用将受到较大影响。
　　
　　[参考文献]
　　1、黄定华主编《普通地质学》高教出版社2004年12月第一版
　　2、恒有源科技发展有限公司《简说浅层地热》2008年1月
　　 3、辽河石油勘探局供水公司《辽宁省下辽河平原南部上第三系地下水勘查评价报告》1998
　　4、马景良,姚杨,杨自强,姜益强《水环热泵空调系统设计 》化学工业出版社2005
　　
　　注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。

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