孤东二号联三环节能流分析

2012-08-20赵守明李清方王照亮

节能技术 2012年1期

赵守明，李清方，王照亮

(1.胜利油田胜利勘察设计研究院有限公司，山东东营 257026;2.中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院，山东青岛 266555)

近十多年来，“三环节”方法已经成功地运用于多家炼油、石化、造纸等企业的系统能量优化设计和改造，达到了降低工艺装置能耗的良好效果，提高了企业的经济效益，得到有关专家的一致肯定，在石油化工领域内达到了世界先进水平［1－5］。为了提高孤东二号联的用能效率，需要找到该系统的用能薄弱环节，按照三环节的分析步骤分析孤东二号联用能情况，首先结合现场调研数据，依据能流和物流平衡绘制能流图，在能流图的基础上，分析计算出反映各环节用能效率和水平的各项指标，最后对过程的细节进行深入的分节剖析(深入到各个单元操作过程、各个设备)，充实能流图上的数据和指标的内容，指出了孤东二号联用能系统的薄弱环节并提出节能工作方向。

1 孤东二号联能流图

图1为孤东二号联的能流分布图，从图中可以得知联合站的能流分布以及各设备的热损失［6］。在图1的基础上，得到了联合站详细的三环节物理结构模型［7－8］，如图2 所示。

图1 孤东二号联能流图(单位:kW)

图2 孤东二号联三环节模型(单位:kW)

以能流分布图为基础，计算孤东二号联各环节的评价指标，即能量转化效率、单位质量工艺总用能和能量回收利用率，并分别计算加热炉平均转化效率和泵的平均转化效率［9－10］，计算结果见表1。

表1 孤东二号联三环节法评价指标计算结果

2 孤东二号联三环节法能流分析

2.1 能量转化与传输环节用能分析

在能量转化和传输环节中，主要转化和传输设备是加热炉和机泵，能量损失主要包括机泵损失和加热炉热损失两部分，因此决定该环节转化效率的主要是加热炉热效率和泵机组效率，这是提高该环节转化效率的关键。从表1中的数据可以看出，孤东二号联合站加热炉的平均转换效率为69%，泵机组平均效率为46.5%。检测期间联合站共运行6台加热炉，这6台加热炉运行中的各参数指标见表2所示。

从表2可以看出，运行的加热炉普遍存在排烟温度超标，过剩空气系数偏大的情况。此外，不完全燃烧热损失也是导致加热炉运行效率低下的一个原因，3号脱水炉和2号外输炉的化学不完全燃烧热损失比较突出，其热损失分别达到了15.8%和15.9%。

表2 孤东二号联加热炉运行工况效率测试数据

2.2 工艺用能环节用能分析

联合站的工艺环节实际上就是原油的脱水过程，反应该环节能量利用水平的主要指标之一是工艺总用能。在该环节中，工艺总用能包括三部分:能量转化、传输设备的输入能，井排来液带入能以及污水、污油的回掺能。能量输出也包括三部分，进入回收系统的污水、污油待回收能，合格原油、天然气输出能以及该环节设备的散热量。影响该环节指标大小的主要因素有能量转化、传输设备的输入能和污水、污油回掺能。能量转化、传输设备的输入由两部分组成，一部分是加热炉提供的工艺总用热能，一部分是泵机组提供的工艺总用动力能。工艺总用热能小部分通过设备、管线散失到环境中，其余用在原油脱水加热环节和原油稳定外输环节上。

2.2.1 设备、管线的散热

在该环节的散热损失主要来自分水器、沉降罐、电脱水器、净化油罐等，孤东二号联拥有一次沉降罐2座、二次沉降罐2座、净化油罐2座、电脱水器6座。目前，孤东二号联原油进站温度为47℃，经一次加热炉加热到71℃后进油气分离器，出口温度为70℃;随后进入稳定塔进行高温稳定，出口温度为67℃;之后进入沉降罐沉降，一次沉降罐出口温度为65℃;二次沉降罐出口温度下降到62℃;经二次沉降脱水后的油水混合物进入二次加热炉加热，温度升至83℃后进电脱水器，脱水器出口温度为81℃;电脱水之后进入稳定塔再次稳定，温度由81℃降到了77℃，最后进入净化油罐，进出口温降4℃。从上面各设备的进出口温降可以看出设备的散热损失相当大，严重影响到该站的热能利用率，图3为孤东二号联各设备的散热损失分布情况。

从图3可以看出，各设备的散热情况。污水罐的散热损失很大，这是由于污水流量大的缘故，但是由于污水罐的散热损失大小不影响原油处理过程，不影响加热炉的燃料消耗，因此在这里不予考虑。稳定塔的散热损失较大，占总散热损失的19%，这主要是因为稳定塔的稳定温度很高，而稳定塔没有进行任何形式的保温措施，使进出口温降达到了3℃以上，温度越高，散热损失越大;沉降罐和净化油罐的散热损失占总散热损失的16%和6%，主要原因是原油在罐内滞留时间过长，且保温不好，导致散热损失增大;分离器的散热损失占总散热损失的13%，其中包括油水两相分离器和油气分离器两部分，虽然散热损失也很大，但是进出口温降很小，最大只有1℃，造成散热损失大的原因就是被处理的原油流量很大;电脱水器的散热损失占总散热损失的6%，损失热量也很大。主要原因在于原油站内含水控制过高，使电脱水器进口含水过高，无法建立有效电场，电脱水器无法运行，只能通过加长沉降时间和提升油温进行脱水，造成散热损失很大。

图3 设备散热损失分布情况

2.2.2 原油脱水加热环节

在孤东联合站能耗计算中发现，原油加热过程中存在以下情况:即存在对高含水原油加热的现象，这是造成燃料单耗偏大，工艺总用能偏大的主要原因，各联合站被加热原油含水率情况见表3。

表3 被加热原油含水率情况

油田现有设备主要是针对开发初中期的特点而设计配套的，进入开发后期后，采出液的乳化特性、介质特性都有较大变化，致使原油集输方式、设备结构不能完全适应这一变化的需要。以原油脱水工艺中的分离器为例:孤东二号联目前使用两相分离器，而随着油田的开发，原油含水逐年上升，原来的两相分离器达不到预期的脱水效果，导致原油含水居高不下，位于该分离器后的加热炉出现加热高含水原油的现象。

2.2.3 原油稳定外输环节

原油稳定是为了减少原油在运输、储存过程的挥发损耗，常常在原油脱水之后，再采取一定的方法，脱出原油中C1～C4等轻组分，东二联采用负压闪蒸方式对原油进行稳定，根据《油气集输设计规范》GB50350的要求，东二联原油负压闪蒸在0.06～0.08 MPa(绝对压力)，55～65℃的条件下即可进行。而目前东二联的负压闪蒸温度81℃，明显高出规范要求，使工艺总用能增大。由于稳定温度偏高，也使得原油外输温度偏高。根据《集输系统设计规范》GB50350的标准要求，一般要求末站温度高于凝固点油温3～5℃即可，东二联原油的外输温度达到了73℃，虽然保障了安全平稳的输油，但是输油温度远高于最低输送温度要求，使沿线散热量加剧，而管线末端原油温度提高却不大，造成了热能浪费。

2.3 能量回收环节用能分析

能量回收环节的待回收能主要是油田污水，还有少部分的回掺油。随着孤东油田进入高含水期，采出液含水量越来越高，相应的采油污水量也就越来越大。目前，东二号联日产含油污水已经超过3万方，而且温度较高，一般在45～65℃之间。由于油田污水水温高、流量大，因此携带了大量的可资利用的热能。作为初步估算，如果将孤东二号联合站含油污水降低到环境基本上可以接受的35℃，取含油污水平均温度为50℃，那么，它每天可以提供的热能约为20.22 MJ，大概相当于燃烧5.5万方天然气或22台1 000 kW的原油加热炉所产生的热量。但是，在孤东二号联合站中，回收利用率为0，污水没有回收，余热全部浪费。污水的直接排放，不仅会造成油等污染物污染，而且由于其温度远远高于环境温度，还会对环境造成严重的热污染，直接影响油田所在地的生态环境。