蓄能式热泵在油田联合站中的经济性分析

赵满 宋泓霖 李炜 孙东

（1.中国石油大学（北京）；2.胜利油田技术检测中心）

目前，我国各主要油田的开发已进入高含水期，大庆、胜利、辽河等油田的含水率高达90%[1]。而且我国的超稠油藏数量较多，需要应用热采技术，这就导致了污水温度较高。热泵技术产品作为一项新兴的节能环保和高科技自动化产品，能够将这些低温余热有效的进行回收[2]。研究表明，一旦电动热泵的制热系数比3大，则从能源利用方面热泵就比热效率为80%的区域锅炉房用能少。而且环保无污染，在油田的规模化应用具有十分良好的发展前景[3-4]。

随着热泵技术在油田上应用越来越多，国内外学者对热泵的研究也越来越深入。峰谷电价政策（大多数地方峰谷电价比在3∶1以上）的实施，将热泵技术与蓄能技术结合，在谷电时段蓄能，在峰电时段放能，可以大幅降低用电成本，同时实现电力资源的有效配置，削峰填谷，均衡电力负荷。

1 蓄能式热泵系统工艺流程

蓄能式热泵系统主要工艺流程见图1。注水经低温热源循环泵加压进入热泵机组，热泵机组通过制冷剂的蒸发、压缩、冷凝、节流等环节，将热量传递给冷凝器侧的软化水，制取高温热水，热泵机组蒸发器本体及换热管采用耐腐蚀材质[5]。在谷电时段内，同时开启低温热源循环泵、热泵机组、一级泵、供热二级泵，通过换热器同被加热介质换热，并向蓄能罐充水蓄能；在峰电和尖峰电价时段，低温热源循环泵、热泵机组、一级泵停止运行，供热二级泵继续运行，利用蓄能罐的水继续提供热量。在运行过程中，若回水温度高于设计值，则F1开大、F2关小，降低供水温度；若回水温度低于设计值，则F1关小、F2开大。

蓄能罐满液运行，为了保证蓄能效果，一方面应使供回水温差合理，使罐内流体因密度差产生自然分层；另一方面应避免罐内热水水平方向发生扰动，合理选择罐体的高径比及设置布水器。在联合站中，设计供回水温度为62℃/52℃，流体因密度产生自然分层，冷热水之间有0.8～1 m的斜温层（温度过渡层）；布水器采用八角网状平面布水器，上布水器开口向上，下布水器开口向下；罐体高度方向控制雷诺数在400～800，使罐内流体作类似活塞运动；罐体保温采用聚氨酯发泡整体喷涂，外包彩钢板。

图1 蓄能式热泵系统工艺流程

2 现场应用

2.1 某联合站用能情况

联合站内用电主要为外输泵及生产用电，用热主要包括工艺用热。站内2台水套加热炉及2 MW燃气锅炉2台，一用一备，锅炉长期处于低负荷运行。经济性不高，因此拟采用热泵代替加热炉为管线伴热、站内保温提供热量。联合站每天来液量为2500～2800 m3/d，温度40℃，含水量85%左右，需加热至60℃以上，进行三相分离，则联合站用热负荷约为2500 kW，年消耗天然气230×104m3，燃气价格为2.5元/m3。在热泵系统设计时，考虑1.2的安全系数，加热设计负荷为3000 kW。

表1给出了联合站地区的峰谷电价。由表1可见，尖峰电价为谷电电价的4倍，因此利用蓄能技术在谷电时段蓄能，用于峰电和尖峰时段的负荷加热，可降低运行成本。

表1 联合站地区各时段电价

2.2 经济性分析

蓄能式热泵系统的主机始终处于设计满负荷下运行，调节简单且效率较高，应尽量在电价低谷时将蓄能罐蓄满，在谷电蓄能量不足时可适当采用平电蓄能，热泵供热量为所需承担供热负荷与蓄热负荷之和。考虑该项目用热负荷较大且稳定性要求较高，选择高温离心式热泵机组，制热量为5500kW，功率为1200 kW，机组COP约为4.5，油田污水温度约为62℃，污水温差约为10.6℃。配套泵机组功率为100 kW，蓄能罐体积为4000 m3，机组供热量一定，冬季供热负荷较大，夏季供热负荷较小，蓄能量相应减小或增大。蓄能罐冬季启用1个，夏季启用2个。则总蓄热量为

式中：Qx——总蓄热量，kW；qh——热泵供热量，kW；qr——所需承担供热负荷，kW；t——热泵运行时间，h。

在冬季供热负荷较大时，蓄能基本上能保证避开峰值及尖峰电价时段，在平电时段也需要开启热泵，因为污水量一定，若再加大污水热量的提取量会使热泵主机的COP降低，因此设计蓄能时间为16 h；在夏季利用谷电时段运行热泵就可以完全满足加热量需求，设计蓄能时间为8 h。

天然气的燃烧值为3.971×104kJ/m3，天然气的价格2.5元/m3，燃气锅炉的热效率在90%左右，因此1 m3的天然气采暖可提供热量为35 739 kJ。电价0.39元/kWh，1 kWh可提供热量为3600 kJ，考虑到设计的热泵能效比能达到4.5左右，因此1 kWh可产生16 200 kJ的热量。

燃气锅炉年运行动力费用为575万元，蓄能式热泵系统年耗电量为507×104kWh，新增热泵机组配套泵机组年耗电量约为60×104kWh。根据峰谷电价表统计显示，年综合用电电价为0.39元/kWh，年运行动力费用为221万元，年可节约运行动力费用为354万元，蓄能式热泵系统投资约为1200万元，3年可收回成本。

根据我国合同能源管理网数据，油田天然气CO2排放系数为 2.162 2 kg/m3，230×104m3天然气排放CO2为4973 t；煤电转化系数按照0.36 kg/kWh计，507×104kWh电能折合标准煤1825 t，排放CO2为4490 t，因此，污水余热利用系统可减少CO2排放483 t/a，具有很好的减排效果。

3 结论

1）与原加热系统相比，采用热泵技术每年可减少运行动力费354万元，蓄能式热泵系统投资约为1200万元，3年可收回成本。

2）若无蓄能系统，日均电价为0.52元/kWh，比采用蓄能系统高33%，在有峰谷电价政策的地区应优先考虑蓄能＋热泵技术的联合应用，降低运行成本。同时，油田负荷为连续生产负荷，采用蓄能技术可在机器出现故障后的维修时段持续供热，提高系统的稳定性和可靠性。

3）蓄能式热泵系统能够很好地利用油田污水余热，部分替代现有油田生产加热系统，从而减少一次能源消耗，达到降本增效的目的，年减少CO2排放483 t。

4）峰谷电价政策在全国很多地区已经实行，且峰谷电价比大多都在3∶1以上，利用蓄能技术与热泵技术相结合，可降低动力成本，也可以实现电能的优化配置，缓解高峰时段的用电紧张局面。