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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。 5.5.4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，

5.6.3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； 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产品质量标准，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。 一4一原油板式换热服的设计应饰合下列规定

5.6.3原油换热器布置应符合以下要求：

5.6.4原油板式换热器的设计应符合下列规定

5.6.4原油板式换热器的设计反

5.6.4原油板式换热器的设计应符合下列规定：

6） 设计前应前往项目所在站场现场取样，对所取回的样品进行介质组合及流动特性分析； 应设计排污通道，并有针对站场油液特性而采取配套的防堵措施； 应根据站场需换热采出液的含气比例、流动压力不同而设计专用排气装置； e 当设计及使用方缺乏垫片在某种介质中的使用经验时，应对垫片进行浸泡实验，测量垫片的 胀、硬度及化学腐蚀的敏感性；浸泡时间不应小于60天，待确认垫片材料性质不发生变化后： 方可使用； f）不应采用粘式垫片，且设备外不得有垫片部分露出。 5.6.5管壳式换热器管程内液体介质流速不宜大于3m/s；螺旋板式换热器通道内液体介质流速不宜小 于1m/s；板式换热器原油或采出水侧流速宜为0.5m/s~1m/s，清水侧流速宜为0.2m/s~1m/s。 5.6.6管壳式换热器应采用逆流换热流程，冷流自下而上，热流自上而下地进入换热器。 5.6.7原油换热器热、冷介质进、出口管道上应安装必要的温度、压力检测仪表（就地、远传），检 测数据可以远传接入所在油田站场控制系统。

5.7.1供热站站址应根据区域总体规划、油田采出水取回水位置、热用户位置、环境卫生和管理维护 要求等因素经技术经济分析确定，供热站的位置宜靠近负荷中心。 5.7.2位于油气站场外的供热站，平面布置应符合现行国家标准GB50016的要求；位于油气站场内 的供热站，尚应符合现行国家标准GB50183的要求，

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5.7.3供热站内各建筑物、构筑物的平面布置和空间组合，应满足紧凑合理、功能分区明确、建筑简 洁协调、工艺流程流畅、安全运行、方便运输、有利安装和检修的要求。 5.7.4各建（构）筑物和场地布置，应充分利用地形，使挖方和填方量最小，排水良好，防止水流入 地下室和管沟。 5.7.5供热站工艺布置应确保设备安装、操作运行、维护检修的安全和方便，并应使各种管线流程短 结构简单，使供热站面积和空间使用合理、紧凑。 5.7.6供热站厂房宜分为热泵机房、换热机房、变配电室、控制室等区域。 5.7.7变配电室宜贴近压缩式热泵间布置。

5.8.1.1供热站火灾危险性分类和耐火等级应符合GB50016中3.1、3.2的有关规定，且应符合下列

.1， 求： a 燃气热泵机房应属于丁类生产厂房，单台吸收式热泵机组额定热功率大于4.5MW时，燃气热 泵间建筑不应低于二级耐火等级；单台吸收式热泵机组额定热功率小于4.5MW时，燃气热泵 间建筑不应低于三级耐火等级； b） 设在其他建筑物内的燃气热泵机房，燃气热泵间的耐火等级，均不应低于二级耐火等级： C 燃气调压间应属于甲类生产厂房，其建筑不应低于二级耐火等级，与燃气热泵机房贴临的调压 间应设置防火墙与燃气热泵机房隔开，其门窗应向外开启并不应直接通向燃气热泵机房，地面 应采用不产生火花地坪。 8.1.2燃气热泵机房外墙、楼地面和屋面，应有相应的防爆措施，并应有相当于热泵机房占地面积 0%的泄压面积，泄压方向不得朝向人员聚集的场所、房间和人行通道，泄压处不得与这些地方相邻。 泄压面积不能满足上述要求时，可采用在燃气热泵机房的内墙和顶部（顶棚）敷设金属爆炸减压板作 充。 吸收式热泵供热时，供热站出入口的设置，应符合

5.8.1.3供热站设备间的门应向外开。当采用燃气吸收式热泵供热时，供热站出入口的设置，应符合

a）出入口不应少于2个。但对独立供热站，当走道总长度小于12m，且总建筑面积小于20 其出入口可设1个； b）非独立供热站，其人员出入口必须有1个直通室外。 5.8.1.4燃气热泵机房与相邻的辅助间之间的隔墙应为防火墙，隔墙上开设的门应为甲级防火 燃气热泵操作面方向开设玻璃观察窗时，应采用具有抗爆能力的固定窗。

1严寒及寒冷地区冬季室内供暖计算温度宜符

表1室内供暖计算温度表

.2燃气热泵机房、燃气调压间及电驱动热泵机房宜有良好的自然通风环境，且应设置机械通 故通风装置。房间换气次数宜按表2选取。油气挥发场所的通风装置应防爆，并应与可燃气体浓月

表2房间通风换气次数表

燃气热泵机房、燃气调压间及可能挥发可燃气体的采出水进入的厂房，应设置可燃气体浓度 可燃气体浓度报警装置应与燃 总切断阀联动

5.8.3给排水及消防

5.8.3.1供热站生活及生产用清水应取自可靠水源。 5.8.3.2站场内生活排水及生产用清水系统的检修排水宜排入油气站场生活排水系统，当自流排入采 出水系统时，应设置水封。 5.8.3.3油气站场内设施消防按现行国家标准GB50183执行

5.8.4.1供电电压应根据供热站所在地区供电条件、用电设备电压及负荷等级、送电距离等因素，经 技术经济对比后确定。 5.8.4.2供热站应根据工程规模和重要性，合理确定用电负荷等级。用于油气站场生产加热时，应满 足油气站场用电负荷等级要求；用于民用供热时，用电负荷等级宜为3级。 5.8.4.3单台热泵机组或大型水泵的输入功率大于650kW时，应采用高压供电方式；输入功率大于 350kW、小于或等于650kW时，宜采用高压供电方式；输入功率大于250kW、小于或等于350kW时 可采用高压供电方式。 5.8.4.4厂房内电缆宜采用桥架、线槽或钢管敷设，在进入电机接线盒处应设置防水头或金属软管

5.8.5.1供热站应设置仪表及控制系统，仪表及控制系统的设计应符合现行国家标准GB/T50892及 GB/T50823的规定

a）宣与所在油气由站场的仪表及控制系统相互兼顾、协调一致； b）具有独立操作运行功能的成套工艺装置和设备，宜设置独立的仪表及控制系统，且应接受供热 站控制系统的监控； c）计算机控制系统供电应采用不间断电源（UPS）供电，后备时间应不小于0.5h。 5.8.5.4仪表及控制系统设计应实现下列监测和控制功能： a）污水换热器、原油换热器热、冷介质进、出口温度及压力监测； b 热泵机组蒸发器进、出口温度及压力监测： c）热泵机组冷凝器进、出口温度及压力监测 d）油田采出水取水流量监测：

e）辅助热源设备的启停控制及运行参数监测； 热泵机组启停台数的控制； 名） 热泵机组运行状态监测及故障报警； h) 循环水泵进、出口水压、负荷电流监测； 2 软化水箱液位监测及高、低液位报警； 软化水处理装置进、出口水压监测： k）供热站出口供热量的瞬时值和累计值计量： 机组自动保护； m）换热器及热泵机组污水侧、原油侧进出口压差监测及报警； n 应有人工或自动的供热工况间的转换措施： 除污器前后压差监测； 供热站补水量、原水用量计量： q 供热站总耗电量计量； 电压缩式热泵机组用电量单独计量； S 燃气吸收式热泵机组耗气量计量。

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6.1.1施工前应具备止式的设计文件和图册。 6.1.2施工企业应在施工前编制施工组织方案，根据设计文件和施工现场条件制定施工组织措施，并 进行施工技术和安全技术交底。 6.1.3主要设备应有出厂文件和图册，设备、主要材料应有产品合格证明文件。特种设备应有符合要 求的设计文件、政府有关部门验收准许使用的证明等质量保证文件。 6.1.4施工前应根据施工文件的要求和现行国家标准的规定，编制工程检验试验和检查验收计划，并 应对原材料、成品、半成品和设备进行进场检查验收，并保存相关的设计文件、合格证、质量证明文件 等记录。

6.2.1设备、管道及其附件型号、规格和技术参数应符合设计要求，均应做专项验收。 6.2.2设备安装应按设计图纸施工，并应符合现行国家标准GB50236的有关规定。 6.2.3管道、附属设备及管道附件的安装、试验均应按照现行国家标准GB50235的有关规定执行。 6.2.4地面管线、设备以及钢结构的表面涂色和标志宜按照现行行业标准SY/T0043的有关规定执行

6. 3系统调试及试运行

调试应按单机调试、分系统调试和整套系统联合调试的次序进行，未完成上一步调试内容时，不得进行 下一步调试工作。 .3.2单机调试应由设备厂商负责实施；分系统和整套系统调试应由建设单位负责组织实施，设备厂 家、监理单位、设计单位参与配合。 6.3.3调试前，应对主设备安装、各系统管路连接、电气接线以及通风系统、消防系统、控制系统等 安装工程检查验收合格，土建工程应完工，地面应清扫完成

6.3.2单机调试应由设备厂商负责实施；分系统和整套系统调试应由建设单位负责组织实施，设备 家、监理单位、设计单位参与配合。

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6.3.4可燃气体探测报警系统应按现行国家标准GB50166的规定进行测试。

3.5设备单机调试前应具备下列条件： a）应制定单机调试方案或操作规程； b 调试需要的能源、介质、材料、机具、检测仪器、安全防护设施（用具）、环境条件等， 合调试要求； c）参加调试的人员应全部到位，并切实掌握调试设备的技术文件、操作要求； d）现场消防器材应齐备，消防水系统水源和压力应达到要求，并应处于备用状态。 3.6设备单机调试应包括下列内容：

d 单机试运转记录整理及验收。 3.7系统整体运行及调试应符合下列规定： a）系统调试过程中，应进行水力平衡调试，系统循环流量、压力应符合设计要求； b）水力平衡调试完成后，应进行无负荷系统试运转，试运转的各种性能参数应调整到设计要求， 整个系统应试运行72h； c）负荷系统试运转应按设备随机技术文件的负荷试运转工作规范和操作程序进行，运转时间及各 种性能参数应达到设计要求； d）负荷试运转时，应每隔30min检查系统温度、压力、流量、电流、电压等是否正常，应调试达 到设计要求，并做记录； e 系统调试结果应达到设计要求。调试完成后应编写调试报告及运行操作规程，并提交甲方确认 后存档。 3.8对系统试运行中发现的系统性缺陷应在试运行后及时整改。对于运行中属于影响试运行安全且 必须立刻解决的问题，应停机处理。

4.1工程总体竣工验收应在工程试运行合格后进行。 4.2工程工验收应以现行国家有关标准、批准的设计文件、施工承包合同、工程施工许可 规蓝生报

6.4.3峻工验收应提供下列资料：

a）开工报告； b）图纸会审记录、设计变更和工程洽商记录； c）施工组织设计（或施工方案）、技术交底文件； d）主要材料、成品、半成品、配件、容器和设备的质量证明文件、进场检查验收单和检验试验记 录，主要设备的出厂设计文件和图册； e） 现场设备、管道安装施工检查、检验和调试记录； 焊接工程工艺评定、作业指导书、无损检测以及验收记录； g）隐蔽工程验收及中间调试记录； h）设备及管道防腐、绝热检查验收记录； i 设备试运转、调试以及功能性试验和检测记录； j）单机、分系统及整套系统试运行记录； k）检验批、分项、分部及单位工程验收记录

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1）消防部门、质量技术监督部门及其他相关部门的验收材料； m）主要设备操作和保养手册、零备件手册； n 竣工图； 0） 工程竣工报告； P 其他需要提供的资料。 6.4.4 验收材料的内容应完整、准确、有效，符合设计和规范要求。 6.4.5峻工验收应按设计、竣工图纸对工程进行现场检查，竣工图纸应真实、准确，工程量应符合合 同的规定。

7安全、环保与职业卫生

7.1.1劳动安全和职业

劳动安全和职业卫生设 同时施工、同时投入生产和使用。 必须执行国家有关法律、法规和有关技术标准

7.2.1应对危险因素进行分析、对危险区域进行划分，并采取相应的防护措施。 7.2.2有爆炸危险的设施（含有关电气设施、工艺系统、建构筑物），必须按照不同类型的爆炸源和 危险因素采取相应的防爆防护措施。 7.2.3电气设备的布置应满足带电设备的安全防护距离要求，并应有必要的隔离防护措施和防止误操 作措施；应设置防雷击和安全接地等措施。 7.2.4在厂区及作业场所对人员有危险、危害的地点、设备和设施之处，均应设置醒目的安全标志或 安全色。

直燃吸收式热泵机组排放的大气污染物，应符合现行国家标准GB13271、GB16297和所在 大气污染物排放标准的规定。 供热站各类废水的排放，应符合国家及当地环保部门的要求。

7.3.2供热站各类废水的排放，应符合国家及当地环保部门的要求。 7.3.3供热站的噪声应首先从声源上进行控制，选择符合国家噪声控制标准的设备。对于声源上无法 控制的生产噪声应采取有效的噪声控制措施，并考虑设置噪声防护距离

7.4.1职业卫生设计应以职业病危害预评价报告为依据，落实各项防护措施。 7.4.2应根据国家职业病防治的法律、法规和国家标准对危害因素进行分析，并采取相应的防护措施。 7.4.3噪声控制的设计应符合现行国家标准GB/T50087及其他有关标准、规范的规定。 7.4.4有职业病危害的场所应设置醒目的警示标识，应注明产生职业病危害种类、后果、预防及应急

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A.1余热利用工程方案

工程设计前期应进行工程方案论证。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，确保油田采出水余热利用系统水源的长期稳定。 余热资源量主要是根据调研的采出水水温、水量进行评价。采出水余热利用后的水温需由油田开发 主管部门确定，余热利用后的水温不得影响油田开发。采出水水量需根据近几年采出水量统计结果及未 来油田开发预测结果综合确定。

A.2工程技术经济分析

A.4辅助热源系统设讯

介差较大的工程，可以考虑设置蓄热系统以提高

合理设计辅助热源系统，可以减小热泵装机容量，降低热泵系统投资，提高系统总效率，并确保冬 季在油田采出水温度较低、热负荷较大时，热源系统仍能正常运行。 当余热资源量不足、热泵机组供热温度不满足用热需求时，经技术经济比较，可设置辅助热源系统， 技术经济分析可以投资回收期作为目标。

A.5备用热源系统设讯

根据供热负荷可靠性要求，设置热源备用系统，防止热泵机组损坏时影响整个油气站场工艺

供暖热负荷计算方法应符合现行国家标准GB50736和GB50019的有关规定。

A.7 采出水换热系统

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目前油田采出水换热系统采用板式、螺旋板式、管壳式等换热器。板式换热器材质可根据污水水质 特点选用钛板、316L不锈钢等。管壳式换热器优点为方便拆开清洗，材质为20钢，可通过加大换热管 壁厚的方式增强换热器耐腐蚀性。螺旋板式换热器由于壁厚较薄、不方便维修等特点，目前在各油田污 水换热系统应用较少。

A.8换热设备清洗流程

由于油田采出水及被加热原油极易在换热器表面产生污垢，污垢将直接导致传热热阻增加，恶化换 热性能。为了保证生产效率，只能定期对换热设备进行清洗，因此宜设置合理的清洗流程。目前各油田 采出水余热利用工程中采用的换热设备清洗技术措施有：胶球在线清洗、高压水清洗、化学清洗、采出 水反冲洗等。 胶球在线清洗不产生废液、操作安全，且可实现在线清洗，适用于管壳式换热器；高压水清洗速度 快、效率高、应用范围广、安全性高，对黏度较大的污垢清洗效果差；化学清洗比较彻底，但清洗成本 高、操作要求高、清洗废液需回收：采出水反冲洗流程简单暖通空调图纸、图集，但清洗效果较差，可以作为辅助清洗措施。

热泵系统可根据热泵机组换热器是否直接与油田采出水接触分为直接式热泵系统与间接式热泵系统。 直接式热泵系统中油田采出水直接进入蒸发器，由于不需要间接热交换器，没有中间换热温差，因 此系统效率较高，适用于油田采出水温度较低、水质较好的应用场合，但必须采取必要的措施以保证机 组的安全运行：间接式热泵系统中油田采出水通过中间换热器将热量释放给中间介质，中间介质再进入 热泵蒸发器。 根据调研情况，目前各油田油气站场加热原油均采用设置中间换热器的加热方式，有专家提出应考 虑原油直接进入热泵机组工况，该工况下需考虑供热站防爆措施设计或将热泵机组冷凝器外置，且应满 足防火间距要求

A.10原油换热器选型

螺旋板换热器具有传热效率高、结构紧凑、制造简便、价格便宜、不易结垢等优点。由于两种传热 介质可进行全逆流流动，传热效率高，适用于小温差传热，有利于回收低温热源并可准确地控制出口温 度。又由于长径比较管壳式换热器小，使层流区的传热系数变大，适用于高黏度流体的加热或冷却。但 存在容易堵塞、检修及机械清洗困难、操作压力受限制的缺点。 可拆板式换热器清洗最为方便，胜利油田多个工程选用了改型板式换热器，但可拆板式换热器受限 于其结构特点和密封垫片的耐温上限，有时承压和耐温不能满足要求，需要选用承压和耐温能力更高的 管壳式换热器。板式换热器供货方缺乏垫片在油田采出液中的使用经验时，应对垫片进行浸泡试验，将 垫片浸没在采出液中，测量垫片的膨胀、硬度及对化学腐蚀的敏感性。 管壳式换热器常用的有浮头式和固定管板式两种。两者相比，浮头式的优点是壳体与管束的温差不 受限制，管束便于更换，同时壳程可以采用机械方法进行清扫。

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原油集输系统站场全年生产，无计划检修期，且工况不稳定，故提出换热器至少应选2台。选2台时， 备用率可取50%，当1台检修时，另一台可承担75%负荷。当多台换热器并联安装时，其进、出口管路 设计应考虑防偏流。

供热站宜与其他建筑物分开，独立设置；当布置在建筑物内时，不应设置在临近人员密集的 供热站厂房除设置热泵机房、换热机房、变配电室、控制室等区域外，还可以设置维修间、件 生产辅助间。

特种设备标准A. 12 通风系统设讯

燃气热泵机房及燃气调压间日常运行时，可能存在天然气泄漏的风险，另外部分油田采出水也含有 天然气；为了防止可能泄漏的天然气浓度过高，必须保证通风良好，且考虑天然气浓度报警。另外，在 夏季，良好的通风可以排除热泵及其他电气设备散发的热量，以降低燃气热泵机房内温度，改善操作人 员的工作环境。事故通风是保障安全生产和保障操作人员生命安全的必要措施。