油气集输系统是对油井采出液进行汇集、输送和处理的工艺处理系统, 系统工作中需要消耗大量的热能、电能, 因此对其进行用能节能监测和测试, 评价研究其能损分布情况, 并基于此制定相关的节能技改措施以及进行相关节能潜力分析, 是油田节能工作的重要内容和环节之一。本文以辽河油田某脱水站及其所属的转油站、计量间的油井作为研究对象, 对其原油集输系统进行能量平衡测试, 并根据测试结果计算系统效率能耗和用能单元效率能耗, 并对各段管网、脱水站、转油站等的能损构成情况进行分析, 找出系统的用能薄弱环节, 提出节能技改措施, 并预测其节能潜力。
1系统中主要的能耗设备及其能耗评价
加热炉和机泵是该原油集输系统的主要能耗设备。
(1) 加热炉能耗评价根据行业标准和能量平衡测试相关数据可以对加热炉的节能检测进行评价, 相关评价数据如下:
根据行业标准的相关指标数据, 1号转油站的1、2、3号加热炉和脱水站的1号加热炉其热效率均不合格, 原因是它们的负荷率较低, 使得能源浪费比较严重。
1号转油站的4台加热炉和2号转油站的2台加热炉其排烟温度比规定值要小, 该项指标符合标准, 脱水站的1号加热炉排烟温度达到了260摄氏度, 超标非常严重, 使得排烟过程中热损失量过大, 应该通过除垢等换热措施降低热量损失。
1号转油站的1、2、3号加热炉散热损失普遍较高, 其原因是加热炉的工作负荷偏低, 使得散热损失比较大, 可以增大加热炉的工作负荷以及强化保温措施来降低散热损失的比例。
7台加热炉中仅有1号转油站的3号加热炉空气系数略微存在超标现象, 说明其供风量基本合理。
(2) 机泵能耗评价对机泵的相关评价数据如下。
在测试的14台机泵中有8台达到了行业标准规定的指标值, 有3台基本合格, 1号转油站的1号外输泵、脱水站的1号污水泵其功率较低, 脱水站的4号外输泵离合格值有很大距离。
1号转油站的2号热洗泵和4号掺水泵达到了指标规定值, 其他机组的效率均不合格, 机组效率最低的是2号转油站的1号外输泵和脱水站的2号供油泵, 比规定的合格值低了将近20个百分点。
14台机泵中有4台的节流损失率不达标, 这反映出节流损失较小而管网的效率较高。
2转油站和脱水站的节能潜力分析
(1) 加热炉节能潜力分析由于转油站、脱水站中热耗所占比例较大, 所以加热炉的节能改造具有关键作用。要提高加热炉的效率, 有以下几种方案: (1) 对1号转油站的1、2、3号加热炉, 考虑原油产量动态变化的情况, 以合并或调换等方式提高加热炉负荷使之在70%以上, 同时在加热炉体表采用高效的保温结构, 将散热损失控制在5%以下, 炉体表面温度在50℃以下。 (2) 对2号转油站的3号加热炉在防腐指标下将其排烟温度控制在160℃以下, 将排烟热损失控制在8%左右。 (3) 对于脱水站的1号加热炉, 在保证露点温度下, 通过除垢等措施将排烟温度控制在180℃以下。
经过以上改造, 使加热炉提高到经济运行状态, 1号转油站加热炉可以年节省天然气0.85×105立方米, 2号转油站加热炉可以年节省天然气1.65×104立方米, 脱水站加热炉可以年节省天然气1.55×105立方米, 每年节省的能量达到6.6×106MJ。
(2) 机泵节能潜力分析2号转油站的1号输油泵机组内部老化, 建议更换或维修;脱水站的2号掺水泵、4号外输泵建议维修或更换。通过对上述机泵的更换, 2号转油站的耗电量明显降低, 年节省电量为1.65×105千瓦时, 脱水泵年节省电量为6.6×105千瓦时。
(3) 转油站节能潜力分析通过以上的技能改造措施, 1号转油站站效提高了58%, 相对改造前提升了5%, 热能利用率达到了59%, 比改造前也提升了5%, 年节省天然气达到了0.85×105立方米, 2号转油站站效达到了55%, 比改造前提高了1.5%, 热能利用率达到了56%, 比改造前提高了1.2%, 每年节省用电量为1.64×105千瓦时, 年节省天然气1.65×104立方米。
(4) 脱水站节能潜力分析经过节能改造后, 脱水站站效达到了61%, 比改造前提高了6.6%, 热能利用率达到了65%, 比改造前提高了6.5%, 电能利用率达到了45%, 比改造前提高了6%, 年节省电量6.58×105千瓦时, 年节省天然气1.55×105立方米。
摘要：本文对油气集输系统的节能技改措施和节能潜力进行了研究, 以辽河油田某脱水站及其所属的转油站、计量间的油井作为研究对象, 对系统中的主要能耗设备及其能耗情况进行分析评价, 对加热炉、机泵、转油站和脱水站的节能潜力进行分析计算, 实践表明所采取的节能技改措施得力有效。
关键词：油气集输系统,节能技改措施,节能潜力,研究
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