增压站停运界限研究

张石磊（大庆油田有限责任公司第八采油厂）

1 某三增压站建设背景及存在问题

1.1 某三增压站建设背景

某一联外输管道设计能力为410 m3/h，实际外输量410 m3/h，开发预测最高输量386×104t/a（510 m3/h）。为满足外围油田不断提升的生产能力[1]，考虑南垣油气处理厂在检修期间的外输油越站输送能力，2008年在距某一联西侧9 km处建设某三增压站，建成后，设计能力416×104t/a、设计最高输量可达570 m3/h。

某一联来油进1 000 m3缓冲罐，再增压外输至某一联计量点。增压站建设增压泵4台，1 000 m3旁缓冲罐1座，运行外输泵2台，某一联外输系统流程见图1。

图1 某一联外输系统流程Fig.1 Flow chart of a combined export system

1.2 某三增压站存在问题

随着外围油田的产量下行，2020年最高峰输量平均值450 m3/h。根据开发5 a预测某一联最高输量325×104t/a，实际输量及预测输量均未达到建站时的预测量[2]。建设增压站前后输量对比见表1。

表1 建设增压站前后输量对比Tab.1 Comparison of transmission volume before and after the construction of booster station

某一联至增压站管段，在最大输量状态下压降为1.6 MPa左右，外输泵扬程600 m，通过出口阀门控制出站压力，压损较大为3.2 MPa左右，造成巨大的能量浪费，且对阀门闸板冲击大。

核算某一联及增压站外输系统机组效率[3]：某一联机组实际效率为48.2%，低于SY/T 34165—2017《油气输送管道系统节能监测》规范中大于或等于54%的要求。输油泵及增压泵长期处于非高效区工作，造成阀门节流等无用功增加，除了造成能量的浪费，同时多余的无用功也转换为噪声及震动和热量损失掉，这些能量长期存在也对设备本身造成损害。

某三增压站机组实际效率为48.4%，低于SY/T 34165—2017《油气输送管道系统节能监测》规范中大于或等于54%的要求。

某三增压站年耗电798×104kWh，仅电力运行成本542万元/a；目前站内职工11人，实行5班倒管理制度，用人成本110万元/a，不符合效益开发的需求。

2 停运某三增压站技术界限研究

针对某一联外输系统存在的问题，考虑外输量一直未达到建某三增压站时的预测值，且未来外输量呈递减趋势，对停运某三增压站开展技术论证[4-5]。

论证思路：首先论证目前能否停运，然后计算停运的临界输量，并与预测量对照，确定可停运的时间点。

2.1 实际管道内径计算

随着管道运行时间的增长，原油中析出的蜡质沉积减少了管道截面，增大输送水力能耗，降低了运行能力。需根据目前管道的运行情况对外输管道的实际内径进行计算，确定实际输送能力。

某一联外输管线全长38.1 km，一共分三个管段，三个管段投产年限分别不同，外输管道设计参数见表2。

表2 外输管道设计参数Tab.2 Design parameters of export pipeline

采集外输系统实际运行时各站点进、出口的温度、压力等参数，利用达西-魏斯巴哈公式、苏霍夫公式[6-7]，校核水力摩阻，及冬夏季周围土壤温场，由于三段管路高程不同，考虑起末点高程差（绝对粗糙度按照0.125 mm考虑），反复校核拟合出外输管道实际运行内径。外输管道实际管径推算见表3。

表3 外输管道实际管径推算Tab.3 Calculation of actual pipe diameter of export pipeline

2.2 停运增压站技术界限模拟计算

通过对外输管道的校核计算，根据实际管径计算不同输量下两端起末点，压力温度需求。按照输量500 m3/h，含水2‰，外输密度0.860 7 kg/m3计算，停运增压站后的正常流程、越站流程的压力与温度进行计算数据见表4。

表4 停运增压站压力、温度计算数据Tab.4 Hydraulic and thermal calculation data of decommissioned booster station

若停运某三增压站，某一联外输出站油温最低需要48℃，出站扬程需要620 m。某一联出站油温可达到55℃，出站温度满足停运增压站热力条件。管件及管道设计承压为6.3 MPa，管道及管件设计承压均可以满足要求，但外输泵扬程600 m，不满足停运增压站的需求。因此以500 m3/h最大输量计算，外输系统并未达到停运某三增压站的条件。按照已知边界参数计算停运某3增压站临界输量[8]，采用泵的最高扬程600 m，末点0.3 MPa进站，模拟出停运某三增压站的临界输量为443 m3/h。

2020年8月22 日，停运某三增压站进行试运行，运行时流量455 m3/h，某一联起点压力5.0 MPa，末点压力0.53 MPa，验证了模拟计算中粗糙度为1.5 mm，管径为308 mm的边界条件，反向模拟某一联外输管道，当某一联外输压力达到6.0 MPa时，越站时外输油量为505 m3/h，能够满足某一联的实际外输需求。根据以上计算结果可列出增压站停运的合理技术参数界限见表5。

表5 增压站停运的合理技术参数界限Tab.5 Reasonable technical parameters for shutdown of booster station

3 技改思路及实施效果

3.1 技改思路

为了减少能耗保证某一联外输系统的平稳运行，技改思路如下：一是不停运某三增压站，对两座站输油泵进行调参（减两级运行），减少泵管压差，实现节能降耗；二是停运某三增压站，在某一联外输泵前端新建喂液泵，提高外输压力、保证外输能力满足生产需求[9]。

思路一：减少外输泵泵管压差。对某一联外输泵进行改造，调整扬程，使其与沿程摩阻损失相匹配。待2023年输量为289×104t/a时，停运某三增压站。

将某一联外输泵叶轮切割系数为25%，叶轮直径变为260 mm，保证流量不变的情况下，总扬程为270～300 m。泵效下降15%，采用原配套电动机存在“大马拉小车”现象，电动机效率影响不大。或根据泵的结构形式，将2、3级叶轮去掉，保留1、4级，泵参数变更为排量160 m3/h，扬程300 m，但由于叶轮去掉以后，只能采用轴套补充叶轮位置，泵体流道扩大，造成能量损失，泵效率下降10%。

若选用减级方式进行改造，对减少两级叶轮前后进行能耗计算。根据现场情况，目前某一联外输泵日耗电量为2.79×104kWh，换算成每台泵每小时消耗功率为389 kW。去掉两个叶轮，在泵流量不变的情况下进出口压差由5.0 MPa变为2.5 MPa，泵效按下降10%计算，则改造后每台泵每小时消耗功率为225 kW。某一联年耗电量节省413.3×104kWh。某三增压站增压泵日耗电量为2.4×104kWh，同步核算其全年耗电量减少58.8×104kWh。

思路二：新建流量250 m3/h，场程135 m喂液泵3台，运2备1，电动机功率185 kW，同时更新某一联新外输泵房5#泵1台（流量160 m3/h，扬程600 m），改造后可满足某一联外输系统运行，喂液泵理论耗电量年增加324×104kWh，预测某一联主外输泵耗电量日增加1 500 kWh，年耗电量增加53×104kWh，核算其全年耗电量减少470×104kWh。

根据以上两种技改思路对比可知：思路一具有不改变流程，改造工程量少，投资低的优点，其缺点是不能实现减员减岗，不能消除某三增压站的管理安全引患[10]。思路二是优点是新建泵的配套设备可利旧，降低了投资成本，还可集中监控管理，减少人工成本，缺点是新建泵运行期较短，只有2～3 a。通过综合能耗对比优选思路二进行技术改造。

3.2 实施效果

根据现场数据，外输系统改造前后能耗数据及效率对比情况见表6，某三增压站实际耗电平均为24 200 kWh/d，停运后年耗电减少847×104kWh。

表6 外输系统改造前后能耗数据及效率对比情况Tab.6 Energy consumption data and efficiency of a combined export system after transformation

与停运某三增压站节约耗电量综合考虑，全年某一联外输系统节约用电470×104kWh，节约耗电成本286万元，停运某三增压泵，新建喂液泵后，输油单耗由6.08 kWh/t降至3.5 kWh/t。

4 结论

通过对某一联外输系统机泵、管道参数的计算，模拟出某一联外输系统合理的运行边界参数，合理优化管泵匹配，取得以以下结论：

1）随着外围油田的减产，地面系统负荷逐步降低，造成部分设备处于停运或备运状态，根据预测情况，计算摸索合理运行界限，指导生产实际，有助于节能降耗工作的开展。

2）通过某一联站内增加喂液泵改造，实现了输量400 m3/h到550 m3/h的平稳切换，既满足输量波峰期的输送要求，又实现了波谷期的节能需要。

3）通过优化，投产1 a后增加两台喂液泵的情况下，输油单耗由6.08 kWh/t降至3.50 kWh/t。停运后年降低耗电成本约286万元；在保证某一联外输系统安全平稳运行的情况下，实现了节能降耗的目的。