某油田余热回收利用工程可行性分析研究报告.docx
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某油田余热回收利用工程可行性分析研究报告
XX油田XX联合站污水
余热回收利用工程可行性研究报告
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
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3-2XX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3-3XX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3-4XX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
升级会员 