加熱爐與輸油泵系統(tǒng)效率低原因分析及治理技術(shù)

洪小平（大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠）

為了掌握設(shè)備運(yùn)行能耗狀況，地面設(shè)備系統(tǒng)效率監(jiān)測工作一直以來受到節(jié)能管理部門的普遍重視。通過對(duì)運(yùn)行設(shè)備系統(tǒng)效率進(jìn)行測試，可為能效對(duì)標(biāo)工作提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

1 節(jié)能設(shè)備測試

1.1 加熱爐測試

采油四廠共監(jiān)測40臺(tái)加熱爐，平均熱負(fù)荷率為58.30%。加熱爐平均熱效率為82.19%，合格32臺(tái)，合格率為80%；加熱爐平均空氣系數(shù)為1.60，合格39臺(tái)，合格率為97.5%；加熱爐平均排煙溫度為204℃，合格28臺(tái)，合格率為70%；加熱爐爐體外表面溫度合格數(shù)量有40臺(tái)，合格率為100%；加熱爐各項(xiàng)指標(biāo)全部合格數(shù)量有26臺(tái)，綜合合格率為65%。

1.2 輸油泵測試

采油四廠共監(jiān)測輸油泵35臺(tái)。輸油泵平均功率因數(shù)為0.854，平均泵效為61.22%，平均泵機(jī)組效率為51.62%，平均節(jié)流損失率為7.89%，輸液單耗為0.32kWh/t。功率因數(shù)合格數(shù)量為25臺(tái)，合格率為71.43%；泵機(jī)組效率合格數(shù)量為20臺(tái)，合格率為57.14%；節(jié)流損失率合格數(shù)量為30臺(tái)，合格率為85.71%；3項(xiàng)指標(biāo)全部合格數(shù)量為20臺(tái)，綜合合格率為57.14%。

2 系統(tǒng)效率低原因分析

經(jīng)測試，加熱爐空氣系數(shù)一般在1.2～2.0之間，排煙溫度在150～300℃之間，熱負(fù)荷在25%～85%之間。對(duì)于同一臺(tái)加熱爐，若空氣系數(shù)是1.2，排煙溫度為150℃，熱負(fù)荷為80%，其爐效為87.6%；若空氣系數(shù)為2.0，排煙溫度為300℃，熱負(fù)荷仍為80%，其爐效為72.85%。因此，空氣系數(shù)及排煙溫度對(duì)加熱爐的系統(tǒng)效率影響較大。

2.2 加熱爐系統(tǒng)效率低原因

從14臺(tái)加熱爐綜合評(píng)價(jià)不合格原因來看，排煙溫度高于200℃的有13臺(tái)，占不合格數(shù)量的92.9%，過剩空氣系數(shù)超標(biāo)1臺(tái)。主要原因是該廠在用加熱爐大多采用普通燃燒器，而燃燒器的合風(fēng)開啟度只能靠手動(dòng)控制。2009年，該廠在加熱爐燒火間安裝了排煙溫度表，加熱爐合風(fēng)開啟度以排煙溫度表操作規(guī)程為控制依據(jù)，但排煙溫度表作為計(jì)量儀表，每年需要進(jìn)行校檢。此表在校檢過程中損壞嚴(yán)重，經(jīng)統(tǒng)計(jì)目前可用的排煙溫度表只有28塊，導(dǎo)致目前85臺(tái)加熱爐合風(fēng)開啟度缺少控制依據(jù)，加熱爐燃燒器自動(dòng)化程度低，不能合理控制空氣系數(shù)，天然氣燃燒不完全，熱損失較大，測試爐效較低。根據(jù)加熱爐測試結(jié)果，全廠安裝全自動(dòng)燃燒器后加熱爐熱效率為85.72%，未安裝全自動(dòng)燃燒器的加熱爐熱效率為81.71%，相差4.01%。

2.3 輸油泵系統(tǒng)效率低原因

從15臺(tái)綜合評(píng)價(jià)不合格的輸油泵來看，均存在泵機(jī)組效率低的問題，平均泵機(jī)組效率為35.87%（指標(biāo)要求：電動(dòng)機(jī)功率≤55kW，泵機(jī)組效率≥54%，75kW電動(dòng)機(jī)泵機(jī)組效率≥59%，90kW電動(dòng)機(jī)泵機(jī)組效率≥61%，110kW電動(dòng)機(jī)泵機(jī)組效率≥64%）；機(jī)泵負(fù)荷率低，電動(dòng)機(jī)不能在額定功率狀態(tài)下運(yùn)行，導(dǎo)致電動(dòng)機(jī)功率因素不合格10臺(tái)，占不合格數(shù)量的66.7%。原因是隨著單井產(chǎn)量的遞減，各轉(zhuǎn)油站、脫水站外輸負(fù)荷率下降明顯，平均外輸負(fù)荷率為39.87%，且均已采用變頻調(diào)速技術(shù)。在測試過程中，泵的流量、壓力轉(zhuǎn)速不穩(wěn)定，導(dǎo)致整個(gè)機(jī)泵效率偏低，只有在泵加速運(yùn)轉(zhuǎn)時(shí)功率因素才能達(dá)標(biāo)。

截至2012年，共建轉(zhuǎn)油站51座，其中管轄井?dāng)?shù)少于100口的有11座，占總數(shù)的21.57%；產(chǎn)液量低于3000m3/d的有26座，占總數(shù)的50.98%，油氣分離負(fù)荷率低于50%的有11座。

3 提高系統(tǒng)效率措施

3.1 提高加熱爐系統(tǒng)效率

充分利用目前在用的加熱爐排煙溫度表，按照排煙溫度表操作規(guī)程上參數(shù)進(jìn)行加熱爐排煙溫度控制；加大全自動(dòng)燃燒器推廣力度，全自動(dòng)燃燒器可以實(shí)現(xiàn)合風(fēng)開啟度根據(jù)火焰大小自動(dòng)調(diào)節(jié)，提高加熱爐燃燒效率[1]。2013年結(jié)合安全隱患治理項(xiàng)目應(yīng)用50套全自動(dòng)燃燒器，應(yīng)用后加熱爐爐效從78.6%提高到83.2%，爐效提高4.6%，節(jié)能效果顯著。規(guī)劃利用“十二五”后兩年的節(jié)能專項(xiàng)資金改造再更換全自動(dòng)燃燒器40套，安全隱患治理、老區(qū)改造等措施23套，力爭在“十二五”末全部更換完畢，預(yù)計(jì)年節(jié)氣340.52×104m3。

3.2 提高輸油泵系統(tǒng)效率

1）在產(chǎn)能建設(shè)中，充分利用已有站庫剩余能力，控制新建站庫規(guī)模。2014—2015年杏3-4區(qū)三次加密井產(chǎn)能共增加新井367口，涉及杏北701、702、801、402、東一等5座轉(zhuǎn)油站；通過充分利用已建剩余能力，將站庫外輸負(fù)荷率從平均的49.31%提高到82.40%（表1）。

表1 杏3-4區(qū)三次加密產(chǎn)能涉及轉(zhuǎn)油站能力預(yù)測統(tǒng)計(jì)

2）在老區(qū)調(diào)整改造中，優(yōu)化站外管網(wǎng)、核減部分老化嚴(yán)重負(fù)荷率低的轉(zhuǎn)油站，以提高站庫負(fù)荷率。2014年老區(qū)改造通過站外管網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整核減杏北6001、2101、2201轉(zhuǎn)油站，將這些站所轄油井通過站外管網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整到鄰近轉(zhuǎn)油站，計(jì)劃實(shí)施“兩就近與環(huán)狀流程改造”油井63口，減少摻水量825m3/d，轉(zhuǎn)油站平均負(fù)荷率從49.4%提高到82.7%。在“十三五”期間，還將核減杏北1002、502轉(zhuǎn)油站，預(yù)計(jì)年可節(jié)氣107×104m3，節(jié)電35.64×104kWh。

3）利用老區(qū)改造或節(jié)能專項(xiàng)資金對(duì)部分老化的輸油泵進(jìn)行調(diào)整更新，重新核實(shí)機(jī)泵能力，提高泵機(jī)組效率。例如杏北401轉(zhuǎn)油站（表2），目前該站日外輸液量1100～1500m3，外輸泵排量為155～234m3/h，噸液耗電高達(dá)2.84kWh，是全廠平均值（0.80kWh/t）的3.55倍。按照日外輸液量，2014年規(guī)劃利用節(jié)能專項(xiàng)資金對(duì)投產(chǎn)年限達(dá)17年的3#外輸泵實(shí)施換小泵工作，泵排量調(diào)整到65m3/h，配用功率37kW電動(dòng)機(jī)，并配備同功率變頻器1臺(tái)；投資11萬元，泵機(jī)組效率提高12個(gè)百分點(diǎn)，預(yù)計(jì)年可節(jié)電10.8×104kWh，投資回收期1.8年。

表2 杏北401轉(zhuǎn)油站外輸泵情況統(tǒng)計(jì)

4 結(jié)論

1）杏北油田加熱爐普遍存在排煙溫度偏高問題，導(dǎo)致加熱爐系統(tǒng)效率偏低，主要原因是燃燒器合風(fēng)開啟度缺少控制依據(jù)，通過應(yīng)用全自動(dòng)燃燒器，可以提高加熱爐爐效。

2）隨著單井產(chǎn)油能力遞減，各轉(zhuǎn)油站負(fù)荷下降較為明顯，輸油泵機(jī)組效率普遍偏低；通過優(yōu)化站外管網(wǎng)改造，合理匹配機(jī)泵能力，能夠提高轉(zhuǎn)油站負(fù)荷及機(jī)泵系統(tǒng)效率，降低系統(tǒng)耗電量。

[1]孔慶剛.立式圓筒爐優(yōu)化設(shè)計(jì)[J].油氣田地面工程,2011,30(4):57-58.