胜利油田集输系统能耗油耗的研究及探析

【摘要】集输系统是油田的主要耗能系统之一，为全面掌握集输系统的能源消耗现状，本文对胜利油田部分单位的集输系统冬季能耗状况进行了监测和评价，并就集输系统存在的问题、潜力及下步工作提出了相应地措施和建议。

【关键词】集输系统；能耗；油耗；潜力和对策

1.概述

集输系统是油田的主要耗能系统之一，目前胜利油田共有集输系统40个，通过测试结果发现：胜利油田冬季集输系统平均吨油综合能耗为9.69kgce/t，联合站平均综合能耗为6.57kgce/t，集输系统的油气损耗率为0.559%。为全面掌握集输系统的能源消耗现状，我们连续三年对10家油田单位集输系统冬季能耗状况进行了监测和评价。

1.1集输系统的界定

SY/T5264-2006　《油田生产系统能耗测试和计算方法》中规定，集输系统指原油的收集、处理及外输过程。为便于对主要耗能环节的评价，对集输系统的界定包括接转站、联合站的分离器、各类泵机组、电脱水器、锅炉、加热炉、沉降罐、储油罐、稳定系统、污水外输过程等主要电力和热力消耗的生产工艺和设备，不包括原油中天然气分离后的处理及外输过程；对没有接转站的集输系统则以联合站为检测对象。集输系统油气损耗主要是指接转站和联合站的各种沉降油罐和原油储罐的呼吸损耗。

1.2检测分析内容

检测分析内容为生产工艺、主要耗能设备、现场运行控制三个方面。（a）生产工艺方面：针对集输系统处理液的油水性质及稳定性，分析脱水工艺的脱水效果以及稳定工艺的稳定效果，分析生产工艺流程是否适合现有工况。（b）主要耗能设备方面：包括加热炉、锅炉、采暖炉及各类泵机组，通过检测设备运行情况，评价设备的运行效率，分析设备在用能方面存在的问题。（c）运行控制方面：通过现场检查、测试，围绕脱水温度、加药浓度、外输温度等生产运行控制环节，结合现场生产工况，提出系统实现经济运行的措施和建议。

2.原油集输系统油耗能耗现状

2.1胜利油田集输系统油气损耗现状

通过对22座接转站、16座联合站各类储罐的油耗测试和统计，集输系统油气损耗量为14.952万吨，平均油气损耗率为0.559%。

2.2胜利油田集输系统能耗现状

（a）平均能耗水平：胜利油田的40个联合站的吨油平均综合能耗为6.57kgce/t，中石化的67个联合站的吨油平均综合能耗为5.95kgce/t，胜利油田联合站吨油平均综合能耗高于中石化联合站的吨油平均综合能耗；胜利油田的40个集输系统的吨油平均综合能耗为9.70kgce/t，中石化的67个集输系统的吨油平均综合能耗为10.68kgce/t，胜利油田集输系统吨油平均综合能耗低于中石化集输系统的吨油平均综合能耗。（b）不同油品性质系统平均能耗水平：胜利系统稠油、重质原油、中质原油、轻质原油平均综合能耗（kgce/t）分别为：10.94、11.30、7.38和11.53；中石化系统稠油、重质原油、中质原油、轻质原油平均综合能耗（kgce/t）分别为：11.37、11.30、9.67和10.60。

3.原油集输系统用能方面存在的问题

通过近三年的测试发现：集输系统能耗的主要影响因素有油品性质、原油进出站温度、生产工艺、设备运行状况、现场生产运行管理等。就生产工艺、耗能设备和现场运行控制存在的问题分析如下：

3.1生产工艺方面

（a）联合站存在无分离器或分离器老化，分离效果差。分离器分离效果对原油进站脱水效果的影响较大，在无分离器或分离效果差时，原油需进缓冲罐或大罐进行重力沉降脱水，增加了脱水时间，影响了脱水效果，造成了后续流程能耗增加。（b）中质或重质原油采用热化学重力沉降脱水工艺能耗高于电脱水工艺能耗。通过对使用电脱水器的中质或重质原油站库测试发现：在合理的脱水温度和含水范围内，使用电脱水器进行脱水，电耗少且脱水效果好。（c）稳定系统热能浪费严重。原油稳定的目的在于降低原油在储运过程中的蒸发损耗、提高原油在储运过程中的安全性。根据《集输系统设计规范》要求，一般负压闪蒸温度要求为60-70℃左右，而目前各站的负压闪蒸温度均高于此标准值，造成了热能的浪费。

3.2主要耗能设备方面

（a）泵机组功率利用率偏低，机组匹配不合理。目前泵机组装机功率远低于实际运行需求，造成了泵机组功率利用率偏低，“大马拉小车”现象严重。本次测试中35.2%的泵机组的功率利用率低于40%，　41.6%泵机组的实际流量小于额定流量的70%，51.7%的泵机组的实际扬程小于设计扬程的70%。（b）受设备选型或自身结构的限制，泵机组存在效率低下、效率不高的现象。胜利油田集输系统共测试加热炉195台，平均热效率为82.76%，热效率达标合格率为87.18%。加热炉运行方面主要存在排烟温度、空气系数过高的现象，排烟温度合格台数为135台，占测试总数的69.23%；空气系数达标有111台，占测试总数的56.92%。过高的排烟温度导致了加热炉热损失增大，空气系数过高说明加热炉的运行效果不佳。

3.3现场运行控制方面

（a）加药浓度、脱水温度与现场生产需求不匹配。提高加药浓度，可适当减少沉降时间或降低脱水温度，这在一定程度上可减少罐体的散热损失和热能消耗量，不过过高的加药浓度也会造成资源的浪费。重质原油及稠油的破乳剂脱水温度一般在70℃以上；中轻质原油的破乳温度在55℃左右即可达到较好脱水效果，过高的破乳温度会造成热能浪费。（b）外输温度过高造成热能的浪费。（c）集输系统自动化控制水平不高。目前大部分集输系统现场运行参数录取和调整是靠人工来完成，造成运行设备或工艺参数控制不精确，不能及时根据工况变化调整生产运行参数。（d）计量器具配备率低。目前站库内计量仪表配备率低或仪表损坏严重，造成对流量、燃油燃气量及电量计量不准确。

4.潜力分析及下步建议

4.1潜力分析

目前集输系统在生产工艺、设备运行和运行控制方面存在较大的节能潜力，经过统计可得出以下结论：（a）通过对机组效率不达标的机组进行改造或更换，使机组运行效率达到合格指标，每年可节约电量2960.68万千瓦时。（b）通过对运行效率不达标的加热炉进行改造或更换，使运行效率达到合格指标，每年可节约5185.8吨油量。（c）采取合理的生产工艺或对运行过程参数进行较好控制，胜利油田集输系统年可节约油量至少达12044吨。

4.2下步建议

4.2.1现场管理方面

对中质或重质原油集输系统应合理选用电脱水工艺，减少热能消耗；合理确定原油的脱水温度和加药浓度，根据本单位处理油品性质的不同，合理筛选优质破乳剂，论证加药浓度和脱水温度的关系，使运行经济合理化；建议合理论证稳定系统的经济效益，降低稳定温度或停用稳定系统；将外输温度控制在合理范围内，减少热能浪费；加强现场能耗检测力度，使集输系统检测制度常态化，根据季节、油品性质的不同对集输系统进行常规化检测，及时发现运行中出现的问题，提出合理化改造建议，最大可能降低能源消耗。

4.2.2投资更新改造方面

安装或改造三相分离器，提高分离效果，减轻站内脱水能耗；建议结合生产实际合理匹配泵机组或进行优化改造，提高泵机组运行效率；对变频器应用进行合理论证和评价，对节能效果不明显的变频器或改造或停用；提高站库自动化运行水平，减小人工操作误差影响；完善站库内计量仪表配备，提高精细管理水平。　[科]