油田联合站污水余热梯级利用的应用探讨

目前油田联合站原油需要维持一定的温度,采用的加热方式大多为燃油或燃气系统,热效率低,能源消耗量高。另一方面,联合站每天回注和外排大量的高温污水,造成了大量热能浪费。本文以华北某油田联合站为背景,分析了联合站利用污水余热全年提供生产用热,同时兼顾冬季生活办公供暖任务的可能。联合站产生47℃～50℃污水量3000m3/d,全部进行回注处理。原油加热系统大量消耗伴生天然气,冬季时段还有伴生气不足,使用原油做为燃料的情况发生,挤占原油份额。针对此情况,分析系统工艺、用热负荷、污水热能情况,利用热泵回收污水热量,实现全年提供生产用热,冬季为生活办公供暖的目的,该方案技术成熟,具有良好的经济效益。     

应用热泵技术回收联合站污水余热研究

针对辽河油田洼一联合站污水水质指标较好,其热量未能进行有效利用,造成能量浪费和环境热污染等问题。通过热泵技术,使污水直接进热泵机组,将污水中大部分能量提取出来加热原油,可以达到减少天然气消耗,节约系统运行费用,减少环境污染的目的。洼一联合站采用热泵技术有效利用了污水余热,年节约天然气250×104m3,可减少CO2排放1.1×104t。     

吉7深层稠油集输及处理参数工艺优化

吉7井区稠油为新疆油田采用掺热水双管集输工艺的示范区,回掺热水工艺有效解决了稠油集输问题,但在运行过程中,存在回掺系统沿程温降大、能耗高、相变炉严重结垢等问题;为此,根据不同原油黏度区域范围优化了掺水量和掺水温度等措施:掺水量由1940 m~3/d降为1476 m~3/d;回掺水出站温度夏季由60℃降为45℃,冬季由65℃降为50℃,年节约天然气费用180.7万元;通过优化相变炉工艺,出站回掺水温度降低15℃;采用油水界面调节技术后,原油脱出水温度由55℃降至35℃,油出口温度由55℃升至65℃,年节约天然气费用173万元,降低了系统能耗,减缓了管线及设备结垢趋势,实现吉7稠油集输及处理低成本、高效率运行。     

热泵技术在油田污水余热回收工程的应用

针对孔店油田产出污水处理合格后外排,污水中的大量余热散失到环境中,造成热量浪费和环境热污染等问题,研究应用了吸收式水源热泵技术,该技术以油田伴生气为驱动源,提取外排污水余热,替代孔店联合站现有加热炉加热系统。通过热泵技术的应用,实现了污水余热回收利用,提高了孔店联合站加热系统热能利用效率,减少了烟尘和氮氧化物的排放量,达到了节能减排的目的。     

热电厂烟气和循环冷却水余热利用技术途径

综述热电厂锅炉烟气余热回收在脱白工艺中的应用以及凝汽器循环冷却水余热利用途径。利用烟气余热的烟气脱白工艺包括烟气再热法、烟气冷凝法、烟气冷凝再热法,烟气冷凝再热法通过多组不同的换热器,实现烟气余热的合理利用。循环冷却水余热利用途径可分为吸收式热泵利用、电驱动热泵利用。为实现供热,吸收式热泵与热网加热器联合运行,或采用多台吸收式热泵梯级加热热网回水。电驱动热泵制热能效比高,可消纳风电。     

吸收式热泵回收燃气锅炉烟气余热技术

介绍一种利用燃气锅炉热水驱动的吸收式热泵回收烟气余热的方案,可实现烟气"消白"和余热回收。对热水驱动的吸收式热泵结合烟气-水直接接触式换热器回收燃气锅炉烟气余热的系统方案进行探讨,推导燃气锅炉和热水驱动的吸收式热泵余热回收系统的总效率公式,对某供热中心的余热回收项目进行测试和运行分析。实测数据表明,系统的运行效果较好,热泵的性能系数可以保持在1.8左右。     

水源热泵采暖节能技术的应用

油田站库冬季供热能耗大,为了降低能耗,开展了水源热泵供热新技术的现场试验。以站内回注污水作为热源,采用水源热泵风机盘管供热方式对注水站采暖系统进行改造,改造后年可节电25.54×104k Wh。水源热泵技术尤其适合供气半径小的小型站库应用。     

直接接触式烟气余热回收工程应用及效果分析

在某锅炉房设计搭建了一套基于吸收式热泵的直接接触式烟气余热回收系统,回收1台29 MW锅炉的烟气余热系统。工程实测分析表明:测试期间,最终排烟温度基本稳定在20~30℃区间,平均回收烟气余热量为2.67 MW,吸收式热泵平均综合COP为1.62,供热效率平均提高11.54%。采用直接接触式烟气余热回收系统,大大提高了系统的能源利用效率。     

谈吸收式热泵余热回收技术的节能效果及应用

以山西西山热电有限责任公司大热网供热系统为例,根据热泵的基本原理,分析了基于吸收式循环的热电联产集中供热技术,指出吸收式热泵余热回收技术具有高效节能和经济效益显著的特点。     

天然气分布式能源在门站的应用

城镇门站布置有综合办公楼、工艺装置及辅助设施等,其中综合办公楼有冷、热负荷需求,工艺装置中的调压设备有全年热负荷需求,通过建设天然气分布式能源站满足用能需求。按发电并网不上网的运行原则,设计该门站天然气分布式能源系统和工艺流程。采用燃气内燃机发电机组发电,发电机组的烟气余热和缸套冷却水余热供给补燃型溴化锂吸收式热泵机组进行制冷制热,制冷量能够满足冷负荷需求,不足的电力由市政电网补充,不足的供热量由溴化锂热泵机组通过天然气补燃解决,实现冷热电联供。采用小时负荷分摊法对门站的全年逐时电负荷进行预测,采用DeST软件对门站全年逐时冷热负荷进行预测。通过比较3种不同容量燃气内燃机发电机组的运行收益,选择发电机组的容量,并配置相应的溴化锂热泵机组及水-水换热器。结合门站冷、热、电逐时负荷需求来确定运行策略。能源站的年平均能源综合利用率为86. 3%,节能率为34. 3%。能源站的静态投资回收期为5. 1 a,具有较好的经济效益。