ICS27.220 F 19 NB 中华人民共和国能源行业标准 NB/T10275—2019 油田采出水余热利用工程技术规范 Technical codeforwasteheat useofoilfieldproduced water 2019-11-04发布 2020-05-01实施 国家能源局 发布 NB/T10275—2019 前言 本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规定起草。 本标准由能源行业地热能专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石化集团胜利石油管理局有限公司新能源开发中心、中石化石油工程设计有 限公司、中国石化集团新星石油有限责任公司、中国石油辽河油田供水公司。 本标准主要起草人：刘树亮、郭子江、刘崇江、周航兵、刘子勇、宋鑫、赵书波、路智勇、赵丰年、 刘建武、朱铁军、于凯、张磊、苗春华、徐英杰、李凤名、康厂、高中显、徐彬彬、范文彬、呙如地、 马春红、宋昊、林媛、王东、刘庆娟、芦汉磊。 本标准于2019年首次发布。 Ⅱ NB/T10275—2019 油田采出水余热利用工程技术规范 1范围 本标准规定了油田采出水余热利用工程中工程设计、施工验收、职业健康、安全与环境等要求。 本标准适用于陆上油田采出水余热利用新建、改建和扩建工程。 2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB 13271 锅炉大气污染物排放标准 GB16297 大气污染物综合排放标准 GB/T19409 水（地）源热泵机组 GB20131 蒸气压缩循环冷水（热泵）机组安全要求 GB50016 建筑设计防火规范 GB50019 工业建筑供暖通风与空气调节设计规范 GB 50041 锅炉房设计规范 GB/T50087 工业企业噪声控制设计规范 GB 50166 火灾自动报警系统施工及验收规范 GB50183 石油天然气工程设计防火规范 GB50231 机械设备安装工程施工及验收通用规范 GB50235 工业金属管道工程施工规范 GB50236 现场设备、工业管道焊接工程施工规范 GB50493 石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范 GB50736 民用建筑供暖通风与空气调节设计规范 GB/T50823 油气田及管道工程计算机控制系统设计规范 GB/T50892 油气田及管道工程仪表控制系统设计规范 SY/T0043 油气田地面管线和设备涂色规范 3术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 油田采出水oilfieldproducedwater 油田开采过程中产生的伴生水。 3.2 余热资源量 quantityofwasteheatresources 经技术经济分析确定的可利用的油田采出水余热量。 NB/T10275—2019 3.3 中间传热介质intermediateheat-transfermedium 用于采出水或原油与热泵工质热交换的中间热媒，一般为水或添加防冻剂的水溶液。 3.4 油田采出水热泵系统heatpumpsystemofoilfieldproducedwater 利用油田采出水作为低温热源，并通过热泵机组提升热媒温度，最终为用户提供热量的系统。 3.5 直接式热泵系统 directheatpumpsystem 油田采出水直接进入热泵机组的蒸发器，换热后返回油田采出水处理系统的水源热泵系统 3. 6 间接式热泵系统 indirectheatpumpsystem 油田采出水先与中间传热介质换热，中间传热介质再进入热泵机组的蒸发器进行换热的水源热泵系统。 3.7 辅助热源supplementaryheatsource 基本热源的供热能力不能满足实际热负荷的要求或为提高系统运行经济性而设置的其他热源。 3.8 备用热源 原stand-byheatsource 在检维修或事故工况下投入运行的热源。 4基本规定 4.2工程设计阶段应对油田采出水处理站、油田采出水管网的总体规划、余热资源量进行资料收集与 分析，并对油田采出水的水温、流量以及水质等进行调研。 4.3应根据供热规划、资源条件、能源价格、负荷特征、供热半径等因素进行工程技术经济分析。 4.4油田采出水余热利用系统的工程设计、施工及验收、安全、环保与职业卫生除应符合本规范外， 尚应符合国家现行有关标准的规定。 5工程设计 5.1一般规定 5.1.1蓄热系统设计宜根据供热负荷的时间分布特点和当地的电价政策综合确定。 5.1.2油田采出水供热量不能满足热负荷需求时，应设置辅助热源；全年热负荷波动幅度较大、经论 证技术经济合理时，宜设置辅助热源。辅助热源容量应根据油田采出水温度及水量、全年供热负荷曲线、 热泵机组效率等因素确定 5.1.3备用热源的设置应根据供热负荷可靠性要求确定：用于油气站场生产加热时，应设置备用热源。 5.1.4油田采出水余热利用系统的取水方式应根据采出水输送方式、采出水管线与供热站的空间位置 关系等因素综合考虑确定。 5.1.5油田采出水取（回）水泵、供热循环水泵、中间介质循环水泵、补水泵宜设置备用泵。 5.1.6原油换热器、油田采出水换热器周边应留有足够的空间，满足操作、清洗、维修的需要。 5.1.7换热器材质的选择应根据采出水水质及被加热介质组分确定。 5.1.8 油田采出水换热器、原油换热器宜露天布置在油气站场内。 2 NB/T10275—2019 5.1.9钢质储罐、容器、设备、管道应考虑所在站场环境条件下的腐蚀，并采取有效防腐蚀措施。 5.2热负荷 5.2.1热负荷应包括生产热负荷、生活热负荷、工业建筑及民用建筑的供暖、通风热负荷。最大、最 小、平均生产热负荷应根据生产工艺系统的实际需求确定。 5.2.2 2最大热负荷应按下式计算： Omx=k(k,Q+k,Q,+k,,+k,O) (1) 式中： 最大计算热负荷（kW）： 供热管网热损失系数，可取1.05~1.10： kj - 供暖热负荷同时使用系数，取1.0： - k2- 通风热负荷同时使用系数，取0.5~1.0： k3- 生产热负荷同时使用系数，取0.51.0： k4- 生活热负荷同时使用系数，取0.5~0.7： 供暖设计热负荷（kW）； Q2 通风设计热负荷（kW）； 生产设计热负荷（kW）： Q4—生活设计热负荷（kW）。 5.3 3取、回水系统 5.3.1取水量、取水点位置、取水方式、回水点位置、回水方式等不应影响采出水处理站的安全、稳 定运行。 5.3.2油田采出水取用后宜回输至取水点下游的采出水处理系统中，或从同级的不同储罐取用和回输。 5.3.3余热供热站应采取措施保证管道和设备排出的水回到采出水处理系统，油田采出水不应排至市 政排水系统。 5.3.4油田采出水取水量应根据最大热负荷需求、热泵制热性能系数及取回水系统的投资、电耗等因 素综合分析确定。若采出水量不足时，取水量宜按照采出水最大供水量设计。 5.3.5 油田采出水取、回水管线的流速不应低于0.7m/s，且流速不宜高于3m/s。 5.4油田采出水换热系统 5.4.1 油田采出水温度高于用热温度，经论证技术经济合理时，宜采用直接换热的方式利用采出水余热。 5.4.2 采出水换热器应符合下列规定： 宜根据采出水水质，选择板式、管壳式、螺旋板式等高效换热器； b) 采出水侧宜设置清洗流程； c) 采用管壳式换热器时，采出水应流经管程，被加热介质流经壳程 d) 传热系数计算时应考虑污垢修正系数： e) 换热器台数的选择和单台换热能力的确定，应满足换热负荷需求及供热可靠性的要求。 5.5 5热泵系统 5.5.1 应根据采出水水质特性，选用直接式热泵系统或间接式热泵系统。 3 NB/T10275—2019 5.5.2热泵机组台数和单机容量应满足供热负荷运行调节要求，当仅设一台时，应选调节性能优良的 机型。 5.5.3 热泵机组选型应根据运行参数、驱动能源的供应条件经技术经济比选后确定。 5.5.41 直接式热泵机组应采用合理的污垢系数对制热量进行修正，宜设置清洗流程 5.5.5直接式热泵机组的蒸发器应根据采出水水质采用相应的防腐材质，且不宜采用奥氏体不锈钢。 5.5.6热泵机组应符合现行国家标准GB/T19409和GB20131的要求。 5.5.7被加热介质为原油时，热泵机组与原油系统之间宜设置中间换热器。 5.5.8间接式热泵系统中间传热介质宜采用软化水。软化水系统的设计，应符合现行国家标准GB 50041中9.2的规定。 5.6原油换热系统 5.6.1原油-水换热器（以下简称原油换热器）的选型应满足热负荷和工艺要求，并应通过技术经济对 比确定。换热器的形式可选用板式换热器、管壳式换热器或螺旋板式换热器。 5.6.2在满足工艺过程要求的条件下，宜选用单台传热面积较大的换热器，总数量不应少于2台。按 照生产工艺要求设置备用换热器。 5.6.3原油换热器布置应符合以下要求： a）应根据站场总平面以及与工艺装置、储油罐区、系统管廊、道路等相对关系确定位置，宜与油 气密闭工艺装置集中布置，并应符合工艺流程要求； b) 防火间距应符合现行国家标准GB50183中5.2的相关规定； c) 管道上的阀门、仪表和调节阀应靠近换热器的操作通道布置，操作通道的宽度不应小于0.8m； d) 当多台原油换热器并联安装时，其进、出口管路应按照均匀分配介质流量的要求设计。 5.6.4 原油板式换热器的设计应符合下列规定： a) 波纹深度不应小于4mm； b) 设计前应前往项目所在站场