用于联合站降低能耗的节能技术

2019-09-12王元大庆油田有限责任公司第六采油厂

石油石化节能 2019年8期

王元（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

联合站用电有两大系统，油系统：脱水岗、输油岗、化验岗、锅炉岗，平均日耗电1 510 kWh/t，日单耗0.48 kWh/t，小于规定值0.80 kWh/t；污水系统：污水岗、维修班，平均日耗电14 093 kWh。联合站用气有两部分，脱水岗加热炉平均日耗气2 500 m3；锅炉岗锅炉供热平均日耗气1 000 m3。

1 能耗现状

由图1可知，2017年5月喇Ⅰ-1联合站外输油单耗为0.456 kWh/t。2018 年5 月外输油单耗为0.434 kWh/t，喇Ⅰ-1联合站外输油单耗呈逐年下降趋势。

图1 能源消耗对比

2 节能技术

2.1 脱水器节能参数控制

电脱水器运行平稳与否是影响其能耗高低的关键因素，若进电脱水器的来液油水界面分层好，电脱水器运行耗电相对减少。喇I-1 联合站一段游离水存在着进液分配不均匀的实际状况，导致一段含水油分层不好，继而增大二段电脱水器的用电负荷。针对电脱水器运行情况，喇Ⅰ-1联合站设定了8 台游离水进口阀的开度。通过反复调试，设定游离水脱除器各阀门最佳开度为20%～40%，使每台容器来液量的分配均衡、沉降时间一致。调整后，一段油水界面分层好，二段电脱水负载降低，电流明显下降。调整前3 台电脱水器平均电流为7.5 A，调整后降至5.2 A，实现日节电63 kWh，年节电约2.3×104kWh。

2.2 机泵运行个性化

污水岗4台132 kW的输水泵正常运行时，实行运3 备1，因为喇Ⅰ-1 联合站地处水系统管网的末端，通常回压较高，排水量扬程要求高，导致其运行负载大、耗电量高。通过调查发现，当管网压力稳定时，2 台输水泵运行也能满足生产要求。鉴于这种状况，一方面结合矿生产部门协调平衡管网压力，另一方面加强设备运行的精细管理。压力高时运3 备1，压力低时运2 备2，既满足了生产要求，又达到了节能降耗目的。采取相应措施后，月平均节电约1.9×104kWh。

2.3 机泵实施分段运行

为了确保安全生产，除应急事故流程外，喇Ⅰ-1 联合站另外铺设1 条直达喇140 转油放水站的调水管线，以备全站停产时来液越站输送；所以，确保这条管线畅通是至关重要的。尤其冬季，低温凝冻严重影响着这条管线的安全。以往的运行方式为进入秋、冬季后，全天启运调水泵以保障其畅通。现在的运行方式如下：由原来的寒冷季节全天24 h运行，细化为11、12月份每天运行3次，每次1 h；1、2 月份每天运行3 次，每次3 h；3、4 月份每天运行3次，每次1 h。调整后，调水泵减少运行3 420 h，可实现年节电11.8×104kWh。

2.4 优化污水滤罐反洗参数

喇Ⅰ-1联合站的反冲洗历经手动控制阶段和半自动控制阶段，为提高效率降低能耗，投用全自动反冲洗系统，并对系统参数进行优化[1]。喇Ⅰ-1 联合站对滤罐的反洗周期、反洗排量、反洗电流等参数进行了优化，并设定了三段反洗，提高了反冲洗效果。经一段时间的使用、监测，污水水质稳定，在公司的水质检查中，每次抽检结果都优于既定指标。全自动反冲洗系统的特点是全程分三段反洗，排量梯次增加，改变过去单一大流量强洗的方式[2]。通过对10座过滤罐反洗周期、反洗排量、反洗电流等参数的分析，优化了反洗时间和频率，降低了耗电量，综合统计可实现年节电约5.5×104kWh。

2.5 外输泵变频精细控制

外输原油是喇Ⅰ-1 联合站生产流程的关键环节，也是来液从进站到出站主要的耗能环节。外输油泵是每天24 h不间断运转的设备，而且外输泵容量偏大，流量和储油罐液位均采用人工节流控制，这些因素造成了系统运行效率不高、设备易损部件故障频繁，导致了输油岗外输电量一直居高不下，还增加了维修成本[3]。以净化油缓冲罐液位高度为变频参考值，为外输泵加装了变频调速器。日常工作电流由120 A下降到60 A左右，电动机功率也大幅下降，系统效率随之提高，外输泵综合节电率可超过50%，年节电14.1×104kWh。采取技术措施进行节能挖潜，组织技术人员、生产骨干对3台外输泵的运行进行调整。通过技术手段，使原来3 台YD150-50×4、功率132 kW 的输油泵，变为现在小55 kW、中YD150-50×2、大YD150-50×3 泵互备的状态，实现了外输泵可根据流量要求选择性运行，规避了负荷不足的现象。改造后年节电约3.7×104kWh。

2.6 加热炉按需供热

联合站天然气的消耗主要是脱水岗的加热炉。其对经过一段游离水沉降后的含水油进行加热，以满足后续处理的温度需要，原油出站温度应该在43～53 ℃；满足原油破乳剂的最佳工作温度要求，确保原油脱水的质量[4]。加热炉采用点熄火自动控制，通常设定一个温度的上限值，按操作规范，以前设定为65 ℃。随着油田进入特高含水的开发后期，把探索炉温下限临界值作为加热炉降耗的节点纳入技术攻关，开展加热炉降温试验。摸索出加热炉按需供热，最低温度控制在50 ℃，满足原油在系统中良好流动性及后续处理的温度要求，不影响原油破乳剂发挥正常脱水效果的工作温度。降温后，加热炉日均节气140 m3，年节气约5.11×104m3。