SHB 油田聯合站熱能系統分析與優化*

楊凌鵬 蘭林 賈雷 張海 耿孝恒

1中國石油化工股份有限公司西北油田分公司

2濱州學院

隨著各油氣田的深入開發和目前我國對于能源行業的要求不斷提升，節能減排、降本提效和“雙碳”已是油氣行業發展的迫切需求。為此，專家和學者們進行了較為充分的研討和工程應用：張偉[1]等提出重點從油藏系統進行能耗源頭把控，加強對機采設備和運行方式的優化；牛栓文[2]等建立了基于天然氣發電余熱利用的聯合站分布式能源系統，并采用夾點分析法對整個分布式能源系統進行能流分析；陳舒炯[3]、于鵬[4]、陳向武[5]和姚春雪[6]等從地面集輸方面針對管網優化、余熱利用和動設備運行等各生產節點提出了相關節能優化措施，并對新能源利用和智能化提升等進行了展望；趙健[7]提出基于天然氣發電及煙氣和污水余熱利用相結合的集輸系統分布式能源系統，進一步優化換熱網格；李玉林[8]和郭梟馳[9]等從聯合站油氣處理裝置方面著手，通過模型計算對裝置藥劑用量、用電和用熱負荷進行了細化改進；孫澤鑫[10]基于能耗預測模型，利用遺傳和粒子群算法對聯合站能耗進行優化；陳雙慶[11]提出在實現“雙碳”目標的道路上油氣田地面工程整體優化理論，展望利用人工智能等方式對能耗最優化問題進行攻關。

上述研究為后續相關的研究工作提供了寶貴的經驗和思路，根據SY/T 6331—2013《氣田地面工程設計節能技術規范》的相關要求并結合SHB 聯合站實際運行情況，針對熱能供需不平衡問題，從工藝參數優化、生產模式調整和流程改造建議（熱量綜合利用）3 個方面對SHB 聯合站整體熱能系統進行分析和優化。

1 聯合站熱能系統

目前SHB 聯合站供熱系統分為蒸汽系統和熱媒系統，為全站兩列處理裝置進行供熱。聯合站兩列裝置整體工藝流程如圖1 所示。蒸汽系統共設置4 臺規格為20 t/h 的蒸汽鍋爐（圖2）；熱媒系統共設置3 臺3 300 kW 熱媒爐（圖3）。

圖1 聯合站整體工藝流程Fig.1 Overall process flow of the multi-purpose station

圖2 蒸汽系統流程Fig.2 Steam system flow

圖3 熱媒系統流程Fig.3 Heat medium system flow

2 聯合站熱用戶用能狀況分析

2.1 用熱現狀

（1）蒸汽系統。聯合站蒸汽鍋爐為3 用1 備，額定蒸汽產量為60 t/h，目前根據實際工況，三臺鍋爐已達上限，使用量在57～60 t/h 之間。

（2）熱媒系統：一列熱媒爐1 臺在用（共1臺），二列目前1 臺在用（共2 臺，待二列凝液單元投用后需使用2 臺）。目前裝置熱媒油主要用戶為脫水系統，再生氣再生加熱期間用熱負荷逐漸增大，當再生完畢待切換期間用熱降低，為間歇式用熱。一列熱媒爐日常使用功率最大和最小值約為2 183 kW 和1 450 kW；二列熱媒爐日常使用功率最大和最小值約為2 090 kW 和884 kW。

聯合站各熱用戶具體使用量見表1、表2。

表1 蒸汽用戶及使用量Tab.1 Steam users and usage

表2 熱媒油用戶及使用量Tab.2 Heat medium oil users and usage

2.2 問題分析

雖然各用戶均根據工藝介質所需加熱溫度用熱，由溫控閥自動控制，不存在熱量浪費現象，但仍存在以下3 點主要問題：

（1）由于環境晝夜溫差和冬夏溫差最高可至25 ℃和65 ℃，冬季熱負荷需求明顯增加，有時甚至超過60 t/h 蒸汽用量，而蒸汽鍋爐運行效率無法達到100%，導致蒸汽供量不足。

（2）聯合站實際處理負荷始終高于設計負荷，用熱負荷始終處于高位，一旦某個環節出現問題則系統將無法正常運行。

（3）受環境風沙較大影響，蒸汽鍋爐燃燒器軸承頻繁磨損導致異常停爐概率增加，供熱不穩定。

上述問題均可視為聯合站熱量供需不平衡，導致供熱不穩定，最大熱負荷超過供熱量，供熱系統運行困難，其中蒸汽系統最為突出。

二列脫硫再生塔是蒸汽用量最大的用戶，塔底再沸器蒸汽入口壓力為0.35 MPa（干度3%），通過計算蒸汽及凝結水潛熱和顯熱，要使胺液加熱至所需溫度120 ℃，僅需消耗蒸汽26 t/h，即該再沸器目前換熱效率僅為72%，要解決類似問題應從設計源頭抓起，站庫運行過程中需要全站停產，更換設備，可行性不佳。因此，降低熱負荷是聯合站亟待解決的問題。

3 聯合站熱負荷優化策略

針對SHB 聯合站用熱問題，立足生產運行，從優化工藝參數、調整生產模式和流程改造建議（熱量綜合利用）3 個方面進行熱負荷優化。

3.1 工藝參數優化

（1）混烴脫硫塔塔底溫度設計值為122 ℃，投產之初經過優化調整，在保證穩定輕烴產品組分和飽和蒸汽壓等質量指標符合設計要求前提下，將加熱溫度逐步下調至108 ℃，相較設計值節約11.5%用熱負荷。

（2）一、二列液化氣塔塔底再沸器氣相回流溫度設計值為136 ℃，經過工藝優化調整，在保證副產品飽和蒸汽壓和組分合格的情況下，將加熱溫度確定為129 ℃，相較設計值節約5.1%用熱負荷，即共節約10.2%用熱負荷。該工況下也有利于將部分有機硫轉移至穩定輕烴中，降低液化氣中總硫含量。

3.2 生產模式調整

聯合站二列裝置天然氣脫水單元采用分子篩吸附工藝，采用8 h 吸附、再生和冷吹的切換周期，水露點在線分析儀數值長期處于-100 ℃左右；再生溫度通常為220 ℃，再生氣量為1.6×104m3/h。根據GB/T 17820—2018《天然氣》中關于水露點的規定，在交接環境下，天然氣在最低環境溫度下沒有液態水析出即可。因此在二列凝液裝置檢修或停運期間，保持目前再生、冷吹溫度不變，建議延長二列裝置分子篩吸附周期，根據水露點在線分析儀數值和下游氣廠反映逐步調整，將切換時間向12 h 目標靠近。

由于凈化氣最終需經過壓縮機增壓外輸，壓力提高后水露點會微弱提高，但由于目前外輸閥組處無在線分析儀，因此需要由下端氣站及時反映運行情況，若水合物未影響下游天然氣用戶，則可說明此時天然氣水露點仍然滿足下游用戶氣質要求。切換周期改為12 h，天然氣脫水系統整體用熱負荷減少1/3（用熱時間每天減少8 h），根據最近一個月二列熱媒爐用氣量統計，平均值為4 794 m3/d，將每月節約凈化氣消耗4.79×104m3。

3.3 工藝流程優化

3.3.1 SHB 聯合站能量利用節點

聯合站站內有許多熱量需要自行消耗的節點，例如設置有空冷器的地方。為了不讓該熱量浪費，從中選取熱量穩定、可利用空間大的節點進行優化改造，綜合利用。聯合站站內可以利用的能量節點目前主要有11 個（表3）。

表3 聯合站能量主要利用節點Tab.3 Main energy utilization nodes of the multi-purpose station

經過綜合考慮，二列脫硫系統貧胺液（空冷器前端）熱值高，能流集中、穩定且便于精確控制，因此選用二列脫硫系統貧胺液（空冷器前端）為熱量利用節點。

3.3.2 聯合站熱量綜合利用

（1）利用方式。聯合站一列原油處理用熱系統為一級三相分離器+原油蒸汽換熱器+二級三相分離器的串聯方式。在選擇二列脫硫系統貧胺液為熱量利用節點基礎上，建議將進站分離器和一級三相分離器前移至進站管線與聯合站后院墻首次交匯處，分離出的原油先經過該節點，換熱至58 ℃后再進入原油蒸汽換熱器，以此節約熱量，提高原油進站溫度及原油分離脫水效果，保證原油交接時效性。以二區進站管線為例，熱量、流程改造如圖4所示。

圖4 進站管線熱量綜合利用Fig.4 Comprehensive heat utilization of inlet pipeline

（2）熱量計算。建立簡易模型進行計算（圖5），按照聯合站最極端運行情況計算，若極端情況下能滿足要求，則一般情況下均能滿足。

圖5 熱能綜合利用換熱器模型Fig.5 Heat exchanger model for comprehensive heat utilization

水的比熱容為4 200 J/(kg·K)，原油一般為2 100 J/(kg·K)。由于SHB 聯合站冬季生產運行期間，原油進站溫度最低，僅為7 ℃，原油脫水問題最為緊迫，故原油進站溫度按此極端情況計算，進站原油含水率通常為16%，因此進站原油綜合比熱容為2 436 J/(kg·K)；由于胺液與水互溶性高，且貧胺液中脫鹽水占55%以上，故胺液比熱容為4 200 J/(kg·K)。原油處理系統中管線材質為不銹鋼，受材質腐蝕因素影響，最高加熱溫度不允許長期超過60 ℃，因此最高加熱溫度為58 ℃。綜合利用項目換熱器計算結果見表4。

表4 綜合利用項目換熱器計算結果Tab.4 Calculation results of heat exchangers for comprehensive utilization projects

3.3.3 熱量利用項目優缺點分析

（1）優點。熱量利用項目優點主要體現在簡化、優化及穩態化的生產方式，提高交油時效，節約能源、降低運行成本。具體表現為以下幾點：①按照春、冬季（6 個月）平均溫度為10 ℃，夏、秋季（6 個月）平均溫度為30 ℃計算。利用貧胺液將原油加熱后，可降低蒸汽用量甚至取消原油蒸汽換熱器蒸汽加熱工藝，全年消耗蒸汽量僅為8 784 t；原流程原油蒸汽損耗量通常為5～8 t/h，按照平均值6.5 t/h 計算，全年消耗蒸汽量為56 940 t。不考慮水損耗的減小，僅考慮自用氣，根據蒸汽燃料氣比（1∶68.5 m3），全年合計節約燃料氣329.9×104m3。②加熱原油后，冬季換熱后貧胺液溫度為61 ℃，夏季換熱后貧胺液溫度為72 ℃，全年共計節約貧胺液空冷器41%的電量消耗。③在目前蒸汽鍋爐運行接近臨界狀態，二列裝置脫硫再生塔溫度剛達到120 ℃，原油蒸汽換熱器少占用或者不占用蒸汽資源情況下，蒸汽鍋爐運行、上水等工況會愈加正常和流暢，必要時多余蒸汽也可供給二列再生塔重沸器，提高胺液再生效果。

（2）缺點。缺點主要體現在：①需增加原油進站管線長度和3 臺換熱器（2 用1 備），進站管線將沿D 管廊與二列原料氣管線并行鋪設，進入原油蒸汽換熱器，增加了工程費用及施工難度；②對換熱設備的密封性要求較高，一旦出現泄漏，天然氣系統將停產，并需更換胺液。

4 結論

通過分析SHB 聯合站供熱系統，并提出相關優化措施和建議，得出結論如下：

（1）聯合站處理負荷較大，蒸汽系統處于高負荷運行狀態，整體上呈供需不平衡狀態，油氣處理裝置運行不平穩，問題亟需解決。

（2）工藝參數優化是最快速的熱負荷優化措施，需根據產品質量持續優化。目前SHB 聯合站通過降低混烴脫硫塔和液化氣塔塔釜加熱溫度，分別減少兩個單元的用熱負荷11.5%和10.2%。

（3）在凝液裝置停產或檢修期間，天然氣脫水系統生產方式的調整需要符合相關標準，降低脫水深度，每月可減少自用氣消耗4.79×104m3。

（4）根據目前SHB 聯合站11 個熱量利用節點，確定二列經過貧富液換熱器后的貧胺液為熱量表利用節點。該熱量綜合利用項目除了降低熱負荷，年節約自用氣329.9×104m3，還可提升原油破乳脫水效率，增加交油時效性。

聯合站供熱系統有較大優化空間，例如一、二列增壓和外輸壓縮機末級壓縮后的天然氣的熱量（空冷器前溫度）還有較大優化空間，需要進一步分析計算。但具體措施只是“點”上的舉措，需要結合節能降耗思維去考量工藝流程和工程實際，從“面”上整體考慮，將節能降耗工作系統推進。