喇601轉油站節能潛力分析及對策

朱艷華（大慶油田有限責任公司第六采油廠）

喇601轉油站節能潛力分析及對策

朱艷華（大慶油田有限責任公司第六采油廠）

喇嘛甸油田已經進入高含水開采后期，為降低轉油站系統能耗，以喇601轉油站節能挖潛為切入點，以調查研究和節能監測為手段，開展節能示范站的研究工作。對轉油站工藝流程、機泵及加熱爐運行情況和節能計量設備完備情況進行詳細分析，按照系統節能的理念制定改造措施，對轉油站各系統耗能點進行整體優化控制。綜合應用成熟技術，合理匹配機泵、加熱爐、變壓器、照明等設備的各項參數，發揮技術和管理優勢，完成了由措施節能、管理節能，向綜合節能的跨越，為集輸系統節能降耗發揮了示范作用，為油田節能降耗提供了技術思路，促進了管理節能水平的進一步提高。

轉油站 能耗評價 節能措施

油田進入高含水期后，隨著產油量的下降，地面系統的剩余能力不斷增加，系統負荷率逐漸降低，部分轉油站偏離經濟運行區間，轉油站設備不匹配、能力過剩的問題比較突出，直接影響系統能耗。2006年以來，隨著油田油井數量的增多，產量的上升與之相應的產液量、注水量不斷增加，電能消耗也隨之不斷上升，新增用能負荷與節能空間減少的矛盾越來越突出，節能的難度越來越大，節能降耗的形勢比較嚴峻[1]。

1 轉油站能耗測試與評價

為進一步做好地面系統的節能精細挖潛工作，以喇601轉油站節能挖潛為切入點，開展節能改造測試、評價工作；以調查研究和節能監測為手段，掌握設備運行效率和能耗狀況，對照《油田生產系統節能監測規范》進行技術診斷。

1.1 集輸系統評價

1）外輸工藝流程存在節流損失。緩沖罐一般設有調節閥，用于調節緩沖罐的原油液位，保持緩沖罐工作壓力。外輸泵應用變頻技術后，能夠自動控制緩沖罐液位，保證平穩外輸。調節閥的存在，增加了壓力損失，浪費了能量。外輸爐停運后，外輸工藝沒有調整，外輸流程長，壓損大。

2）外輸泵存在富裕揚程大的問題。依據產能開發規劃，在2017年之前，喇601轉油站所屬區塊沒有新增產能。根據2012—2021年產量預測，2012年喇601站產液量達到最高3182 m3/d。喇601站日均外輸液量為3500 m3/d，利用仿真優化軟件，按照目前液量對外輸壓力進行仿真計算。根據外輸距離、管徑、含水率、黏度等參數，通過計算，在目前流量下0.46 MPa壓力可滿足外輸需求。目前外輸泵揚程為150 m，高于實際需求，應對外輸泵參數進行調整。

3）熱洗泵存在流量大、揚程大的問題。根據調查和測試結果，熱洗泵排量15～25 m3/h、壓力2.0～4.5 MPa之間就可滿足螺桿泵井和部分抽油機井需求。目前站內熱洗泵排量在45～48 m3/h之間，揚程為600 m，熱洗泵無法滿足個性化洗井需求，導致洗井能耗增加。

4）摻水泵存在排量大的問題。油氣集輸設計規范規定單井平均摻水量應在0.7 m3/h。目前摻水泵實際排量為68 m3/h，單井平均摻水量為1.7 m3/h，高于規范要求。根據大慶油田公司采出液凝固點進站的節能理念，喇601轉油站單井摻水量有一定下調空間。采用閥門調節的方式來控制摻水量，不僅工作量大，而且控制精度也不高，導致了摻水泵泵管壓差增加，節流損失增大，浪費電能。

5）加熱爐節能潛力分析。經測試調查：一是煙氣中含氧量高達13.1%，進入冷空氣過多，不符合節能要求；二是加熱爐最佳過剩空氣系數為1.6，過剩空氣系數超過1.6的有3臺；加熱爐存在節能空間，建議采用風量調控技術，控制好過剩空氣系數，減小排煙損失，提高加熱爐的熱效率。

1.2 供配電系統評價

1）站內變壓器均為S7-500/6型，屬于高耗能變壓器，常溫集輸后變壓器負荷率降低[2]。目前變壓器負載率為10.8%～31.9%。

2）站內2#無功補償裝置老化，電容器鼓包，不能運行，無功損耗較大。

3）轉油站應用變頻技術后，諧波問題比較突出。國家標準GB/T 14549—1993規定諧波電壓在5%以內；根據三相四線制配電系統情況，電流諧波應控制在33%以內。站內電流諧波為30.9%，電壓諧波為67.2%，因此轉油站電壓諧波超標，需進行治理。

1.3 照明系統評價

泵房、配電間燈具和站內路燈屬于非節能型燈具。站內燈具功率大，耗電量相對較高。如應用低功耗LED燈具，照明用電量可降低60%～80%。

1.4 采暖系統熱能損失較大

DB23/T 120—2001《黑龍江省民用建筑節能設計標準實施細則（采暖居住建筑部分）》規定，大慶地區建筑外墻傳熱系數K＜0.4。目前配電值班室、庫房、維修間及泵房墻體為大板結構，墻體散熱系數達到1.27 W/(m2·K)，損失的熱能較大，增加了采暖爐的熱負荷，導致采暖耗氣量上升。

1.5 計量儀表不完善

站內沒有熱洗和摻水流量計，無法按照洗井需求控制熱洗泵排量和單井摻水量調控，不利于實施精細管理節能。

2 節能改造措施

針對上述問題，按照系統節能的原則，突出節能技術的綜合運用，創建節能管理平臺，制定節能改造方案。

2.1 集輸系統節能改造

1）外輸流程優化簡化，降低壓損。取消調節閥，保留浮球液位計，泵出口匯管與流量計進口連接管線，見圖1。

2）針對外輸泵存在富裕揚程過大的問題，經調查和測試，3#外輸泵為低效泵，因此更換3#外輸泵，排量為150 m3/h，揚程為100 m。

3）針對熱洗泵存在流量大、揚程大的問題，更換1臺小排量、低揚程熱洗泵（排量25 m3/h，揚程為500 m），降低洗井排量和壓力，滿足個性化洗井需求。

4）針對摻水泵存在排量大的問題，2010年將1臺100 m3/h摻水泵更換為46 m3/h的摻水泵。2011年安裝摻水泵變頻器后，進一步降低了摻水系統能耗。

5）加熱爐節能技術改造。對運行時率較高的熱洗爐安裝擋板調節裝置、排煙溫度表，通過及時調節合風和煙道擋板，控制空氣系數、排煙溫度，達到提高爐效的目的。

2.2 配電系統節能改造

1）變壓器節能改造。將2臺S7-500型變壓器更換為S11-400型變壓器，變壓器鐵損降低47%，銅損降低37.6%。

2）對站內諧波進行治理，改善電網的三相不平衡度，降低了負載電流有效值。

3）更換1套無功補償裝置，提高無功補償裝置運行時率，降低無功損耗。

2.3 照明系統節能改造

在轉油站泵房內安裝10套LED防爆平臺燈，配電間安裝3套LED平臺燈。改造后燈具功率由1740 W降到468 W。金鹵燈和LED燈電能消耗測試情況見表1。

表1 相同照度下金鹵燈和LED燈工作參數對比

從表1可以看出，在相同照度情況下，LED燈與金鹵燈相比，電流降低80.5%，功率降低81%，節能效果顯著。

2.4 采暖系統節能改造

在配電值班室、庫房、維修間及泵房外墻增設苯板進行保溫，墻體散熱系數由1.27 W/（m2·K）降至0.392 W/（m2·K），改善了墻體的保溫性能，降低了采暖爐熱負荷，節約了燃氣。

2.5 計量儀表完善

對轉油站進行工藝改造，完善計量儀表。安裝熱洗和摻水流量計，控制熱洗泵排量和單井摻水量，降低系統能耗。

3 效果分析

實施節能改造后，預計年節電34.04×104kW.h，年節氣6.5×104m3。加熱爐用氣均為濕氣，濕氣按0.90元/m3計算，電價1 kWh按0.5946元計算，年節約成本25.31×104元。改造總投入為101.5×104元，投資回收期為4.01年。

4 結語

1）節能監測是節能改造不可缺少的前期工作。節能監測能夠對能源利用狀況進行定量分析，掌握能耗設備運行效率，使節能工作做到有的放矢。

2）利用“油田集輸系統能量分析與仿真評價平臺”軟件，對轉油站進行能流動態分析，對能耗節點進行系統優化，達到節能投資最小化、節能效益最大化的目的。

3）轉油站耗能點的整體優化和能耗設備的節能改造，能夠提高機、泵、爐等主要耗能設備終端能效，降低系統能耗。

4）通過創建喇601節能示范站，搭建了管理節能平臺，促進了管理節能水平的進一步提高，為集輸系統節能降耗發揮了示范作用。

[1]李學敏.輸油系統節能降耗途徑探討[J].油田節能,2006(1):19-20.

[2]張麗萍.淺談變壓器節能措施[J].油氣田地面工程,2009,28(4):51-52.

10.3969/j.issn.2095-1493.2012.01.016

朱艷華，2007年畢業于黑龍江大學，助理工程師，從事規劃設計研究工作，E-mail：zhuyanhua@petrochina.com.cn，地址：黑龍江省大慶油田第六采油廠規劃設計研究所，163000。

2011-10-12)