胡琪，劉逸，陳培強，苗佳雨，劉斯琪

（哈爾濱商業(yè)大學(xué)能源與建筑工程學(xué)院，哈爾濱，150028）

近年來，隨著我國經(jīng)濟的快速發(fā)展，油田開采難度加大，用于原油加熱的熱量需求更高［1，2］。傳統(tǒng)的原油集輸加熱方式都是以燃油、燃氣鍋爐系統(tǒng)作為加熱原油的熱量來源，這種方式消耗了大量化石燃料，同時帶來的排放大量溫室氣體，導(dǎo)致全球變暖的情況更為嚴重［3］。這使得開發(fā)利用可再生能源的原油加熱方式替代傳統(tǒng)原油集輸加熱方式成為如今亟待解決的關(guān)鍵技術(shù)問題。

目前，相關(guān)學(xué)者針對利用水源熱泵替代傳統(tǒng)燃油燃氣鍋爐成為新型節(jié)能加熱方式的研究已經(jīng)開展［4-8］。王亞超等人［9］針對水源熱泵作為傳統(tǒng)原油加熱替代方案的可行性進行了分析，得出該方案具有良好的節(jié)能效果。金燦等人通過對實際項目進行了改造，得出改造后的油田每天可節(jié)約2400Nm3的天然氣。劉清源等人［10］對某聯(lián)合站應(yīng)用水源熱泵技術(shù)，試運行后年運行費用降低了48%， 年節(jié)約燃氣85.56×104m3，CO2、 SO2、NOx的減排量分別為2754t、8935kg、7778kg，投資回收期3.24年，該項節(jié)能技術(shù)具有很好的經(jīng)濟、環(huán)保收益［11］。

綜上，本文在既往研究的基礎(chǔ)上，對位于遼寧省盤錦市某油田的原油集輸加熱系統(tǒng)進行了節(jié)能改造，利用水源熱泵替代原有的燃氣水套爐并將原燃氣水套爐改造成新加熱系統(tǒng)的油水換熱器。隨后，對改造后的原油集輸加熱系統(tǒng)在冬季滿負荷、夏季變工況連續(xù)運行20h的加熱性能進行了分析。本文提出的改造后的加熱系統(tǒng)對節(jié)能減排具有一定的研究意義。

1 實驗系統(tǒng)介紹

1.1 系統(tǒng)運行原理

本項目所涉及油田位于遼寧省盤錦市，該地坐標為東經(jīng)1 2 1°2 5′～1 2 2°3 1′、 北緯40°39′～41°27′，全年平均氣溫為9.3℃，土壤在11月中旬開始凍結(jié)，次年3月上旬開始融化，最大凍土深度為880mm。 全年總降水量為564.5mm，水資源較豐富，因此可以將水源熱泵系統(tǒng)引入油田集輸系統(tǒng)中，以期提高原油加熱效率，達到節(jié)能減排的目的。

采用地下水作為熱泵的低溫熱源對原油進行加熱的系統(tǒng)原理見圖1。系統(tǒng)運行時，以潛水泵作為系統(tǒng)運行的動力裝置，按流體循環(huán)路徑可分為三個子系統(tǒng)，即源側(cè)循環(huán)系統(tǒng)、機組內(nèi)循環(huán)系統(tǒng)、負荷側(cè)循環(huán)加熱系統(tǒng)。各子系統(tǒng)循環(huán)具體循環(huán)流程分別為：井水通過潛水泵抽吸進入旋流除砂器進行過濾后進入水源熱泵機組蒸發(fā)器內(nèi)與制冷劑進行對流換熱，最后，被制冷劑吸熱后的井水流回回灌井內(nèi)；蒸發(fā)器內(nèi)循環(huán)制冷劑吸收井水熱量后進入壓縮機，通過壓縮機做功，制冷劑變?yōu)楦邷馗邏簹怏w流入冷凝器中與負荷側(cè)載熱流體進行對流換熱，換熱后的制冷劑進入節(jié)流閥，最后，經(jīng)過節(jié)流閥節(jié)流降壓后的制冷劑流回蒸發(fā)器；負荷側(cè)載熱流體通過換熱循環(huán)泵進入管殼式換熱器內(nèi)與原油進行對流換熱，最后流回到冷凝器。

圖1 水源熱泵系統(tǒng)運行原理

1.2 系統(tǒng)改造方案

油田中轉(zhuǎn)站改造前的原油集輸加熱系統(tǒng)流程見圖2。加熱原油的熱量來源于燃氣水套爐，該系統(tǒng)加熱原油的效率約為160m3·天-1，原油含水率為23%，系統(tǒng)加熱原油所需的天然氣約為517m3·天-1。冬季原油進入中轉(zhuǎn)站的溫度約為29℃，夏季約為35～40℃，經(jīng)過燃氣水套爐加熱后由中轉(zhuǎn)站輸出的原油溫度約為45～50℃。

圖2 改造前原油集輸加熱系統(tǒng)流程

油田中轉(zhuǎn)站改造后的原油集輸加熱系統(tǒng)流程見圖3。系統(tǒng)中原水套爐改為換熱器，但保持原水套爐功能。改造后的原油集輸加熱系統(tǒng)通過水源熱泵機組制取高溫熱水，再通過換熱器與原油對流換熱，從而提升原油溫度。當水源熱泵機組出現(xiàn)故障或檢修時，仍可啟動燃氣水套爐對原油進行加熱。目前，對于水源熱泵的單井回灌技術(shù)已經(jīng)發(fā)展的較為成熟，另外熱泵機組也分為普通型（制熱水溫度為55℃）、高溫型（制熱水溫度為60～65℃）。根據(jù)全年氣溫季節(jié)性周期變化的特殊性，改造后的原油加熱集輸系統(tǒng)在低負荷運行時（夏季），熱泵機組變工況運行。因此，改造后的原油集輸加熱系統(tǒng)較改造前更具有節(jié)能、可靠性。

圖3 改造后原油集輸加熱系統(tǒng)流程

1.3 設(shè)計參數(shù)

本文提出的用于原油集輸加熱的水源熱泵系統(tǒng)中主要部件包括：水源熱泵機組、潛水泵、換熱循環(huán)泵。具體參數(shù)計算如下：

1.4 數(shù)據(jù)采集及處理方法

1.4.1 數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)

為測試本文提出的原油集輸加熱系統(tǒng)的運行性能，設(shè)計了數(shù)據(jù)采集裝置。測試裝置見圖4，測試裝置內(nèi)置MCGS組態(tài)軟件，并將數(shù)據(jù)采集裝置與計算機聯(lián)合起來。其工作原理為：將測試儀器（溫度傳感器、多功能電力儀表、電磁流量計等）收集到的數(shù)據(jù)信號處理后輸送至計算機，最后在MCGS組態(tài)軟件上顯示并同步儲存。測試內(nèi)容包括：6個溫度測點（源側(cè)井水進出口溫度、負荷側(cè)進出口溫度、原油進出口溫度）；2個功率測點（熱泵機組功率、系統(tǒng)總功率）；2個流量測點（源側(cè)流量、負荷側(cè)流量）。

圖4 測試裝置外觀

1.4.2 數(shù)據(jù)處理方法

1.4.2.1 熱泵機組COP

機組COP的計算式為：

2 實驗結(jié)果及分析

2.1 冬季滿負荷工況運行實驗

在冬季，改造后的原油集輸加熱系統(tǒng)滿負荷工況連續(xù)運行20h后的源側(cè)及負荷側(cè)的進出口溫度及溫差逐時變化見圖5。從圖5a中可以看出，源側(cè)進出口溫度在小范圍內(nèi)波動，較穩(wěn)定。源側(cè)進口溫度穩(wěn)定在12.98℃左右，源側(cè)出口溫度穩(wěn)定在8.87℃左右，源側(cè)進出口溫差穩(wěn)定在4.1℃。從圖5b中可以看出，負荷側(cè)進出口溫度在系統(tǒng)運行初期有明顯的上升趨勢，隨后趨于穩(wěn)定。負荷側(cè)進口溫度穩(wěn)定在57℃左右，負荷側(cè)出口溫度穩(wěn)定在60℃左右，負荷側(cè)進出口溫差穩(wěn)定在3℃。由此可以看出，改造后的原油集輸加熱系統(tǒng)可以滿足冬季用于原油加熱時的熱水升溫的需求。

圖5 源側(cè)及負荷側(cè)進出口溫度及溫差

熱泵機組及系統(tǒng)COP、原油進出口溫度及溫差逐時變化見圖6。從圖6a中可以看出，熱泵機組及系統(tǒng)的COP值在運行初期，有明顯的下降趨勢。隨后，在4h內(nèi)機組及系統(tǒng)COP波動范圍較大，4h后兩者均逐漸趨于穩(wěn)定。穩(wěn)定后的機組COP在3.18左右波動，系統(tǒng)COP在2.49左右波動。從圖6b可以看出，原油的進口溫度穩(wěn)定在32.06℃，出口溫度穩(wěn)定在47.02℃。由此可以得出，本文提出的改造后的原油集輸加熱系統(tǒng)可以將原油升溫到設(shè)計值。

圖6 機組、系統(tǒng)COP及原油進出口溫度

機組加熱的熱水與原油之間的換熱效率逐時變化見圖7。從圖中可以看出，熱水與原油之間的換熱效率在系統(tǒng)運行前1h內(nèi)變化較大，隨后趨于穩(wěn)定，兩者之間的換熱效率在60.8%左右波動。由之前的分析可知，改造后的原油集輸加熱系統(tǒng)可以滿足原油加熱需求，但熱水與原油間的換熱效率卻不高。這是由于對原加熱系統(tǒng)進行改造時，為保留原燃氣水套爐的功能同時考慮設(shè)備費用，因此未在系統(tǒng)中增設(shè)新的油水換熱器，而是對原有燃氣水套爐進行改裝，使其成為改造后的原油集輸加熱系統(tǒng)的油水換熱器。但原有燃氣水套爐比現(xiàn)有油水換熱器供熱水設(shè)計溫度高，進而換熱器內(nèi)換熱管面積偏小，從而導(dǎo)致油水換熱器效率偏低。由此可以得出，系統(tǒng)中換熱器部分的節(jié)能改造潛力同樣較大，未來可對其進一步研究。

圖7 熱水與原油之間的換熱效率

2.2 夏季變工況運行實驗

水源熱泵機組以50%、75%及滿負荷連續(xù)運行20h后的機組COP逐時變化見圖8。從圖中可以看出，機組運行初期的COP下降較快，約1h后趨于穩(wěn)定。3種工況下的機組平均COP從大到小依次排列為：50%負荷運行（3.44）、75負荷運行（3.35）、滿負荷運行（3.19）。因此，改造后的原油集輸加熱系統(tǒng)在夏季運行時，適合采用變工況運行模式，以期達到機組最優(yōu)運行狀態(tài)。

圖8 夏季變工況運行熱泵機組COP

機組以3種不同工況運行時，改造后的原油集輸加熱系統(tǒng)COP逐時變化見圖9。從圖中可以看出，3種不同工況下的系統(tǒng)COP變化趨勢基本一致，且與熱泵機組相似，均在運行初期有明顯的下降，隨后在某一值上下波動，但波動范圍不大，較為穩(wěn)定。系統(tǒng)COP值從大到小依次排列為：機組75%負荷運行（2.59）、機組滿負荷運行（2.5）、機組50%負荷運行（2.31）。對比機組在不同工況下的COP值大小分布情況，系統(tǒng)COP值呈現(xiàn)出不同的排序方式。這是由于在計算熱泵機組COP時不考慮系統(tǒng)中循環(huán)水泵帶來的能耗，而在計算系統(tǒng)COP時，水泵帶來的能耗不能忽視，在系統(tǒng)改造過程中，對熱泵機組內(nèi)部安裝了變頻控制裝置，而在潛水泵及換熱循環(huán)泵中并未增設(shè)該裝置。由此可以推論出，水泵在系統(tǒng)總能耗中占比較大，因此，水泵中應(yīng)設(shè)置相應(yīng)的變頻控制裝置，使其流量隨機組運行工況變化變化，從而降低水泵在系統(tǒng)總能耗的占比，以期達到系統(tǒng)最佳運行工況。

圖9 夏季變工況運行系統(tǒng)COP

3 結(jié)論

（1）本文提出的改造后的原油集輸加熱系統(tǒng)，在冬季典型日連續(xù)運行20h的源側(cè)進出口溫度分別穩(wěn)定在12.98℃、8.87℃，二者溫差為4.1℃；負荷側(cè)進出口溫度分別穩(wěn)定在57℃、60℃，二者溫差為3℃；機組COP可達3.18，系統(tǒng)COP可達2.49；原油進出口溫度分別為32.06℃、47.02℃；熱水與原油換熱效率為60.8%。

（2）改造后的原油集輸加熱系統(tǒng)在夏季典型日連續(xù)運行20h的變工況運行模式下，機組COP最高可達3.44（機組50%負荷運行），其次是3.35（機組75%負荷運行），最后是3.19（機組滿負荷運行）；系統(tǒng)COP最高可達2.59（機組75%負荷運行），其次是2.5（機組滿負荷運行），最后是2.31（機組50%負荷運行）。

（3）通過本次對原油集輸加熱系統(tǒng)的改造可以看出，改造后的系統(tǒng)中油水換熱器及水泵對系統(tǒng)能效的提升起著至關(guān)重要的作用，今后可對其進一步深入研究。