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油气集输系统的节能潜力分析

文档作者：成庆林。孟令德。袁永惠文档来源：大庆石油学院提高油气采收率教育部重点实验室		点击数：	更新时间： 2024年06月15日
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上一篇：油田单管集油工艺设计的节能研究

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2010年第l期(总第145期) 应用能源技术
油气集输系统的节能潜力分析
成庆林。孟令德。袁永惠
(大庆石油学院提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆163318)
摘要：在大庆油田某脱水站集输系统能耗评价与能损分布规律前期研究的基础上，对该
系统进行节能潜力预测分析。从评价加热炉、机泵、管道等系统基本耗能单元的用能状况入手，
分析影响各单元能损大小的主要因素，提出提高用能水平的节能技改措施，并预测其节能潜力，
然后通过加和得到各子系统乃至集输总系统的节能潜力，从而可为下一步节能改造方案的技术
经济分析提供依据。
关键词：油气集输系统；节能技改措施；节能潜力
中图分类号：，IE89 文献标识码：A 文章编号：1009—3230(20lO)Ol一0001—05
The Study of Energy Conservation Potentiality for
Oil·—-gas Gathering and Transferring System
CHENG Qing—lin，MENG Ling—de，YUAN Yong—hui
(Key Lab of Ministry of Education for Enhancing the Oil and Gas Recovery
Ratio，Daqing Petroleum Institute，Daqi呜1633 18，Heilongiiang)
Abstract：On the basis of previous study about the energy consumption evaluation and energy loss
distribution law for the gathering and transferring system of one dehydrating station in Daqing oilfield，the
prediction analysis of energy conservation is done with the system in this paper．To start with the energy
utilization evaluation for the basic unit energy consumption cell such鹅heating furnace，pump，pipeline
and 80 Oil，the main factor of affecting the energy consumption of each unit is mla捌．Then the
technology measure to enhance energy level is advanced and its energy saving potentiality is predicted．In
the end the energy conservation potentiality for each subsystem a8 well as the total gathering and
transportation system is obtained，which can provide the basis for technical and economic analysis for the
next step of energy—saving revamp project．
Key words：Oil and gas gathering and transferring system；Technology measure energy conservation；En—
ergy conservati眦potentiality
O前言
油气集输系统是将油井采出液汇集、处理和
输送的整个工艺处理系统，消耗着大量的电能、热
收稿日期：2009—11—11 修订稿日期：2009—11—30
基金项目：黑龙江省自然科学基金项目(E2007一06)；黑龙
江省高校科技创新团队建设计划资助(2009曲08)
作者简介：成庆林(1972一)。女，黑龙江大庆人，副教授。
博士。
能，对系统进行节能测试和监测，在评价用能状
况、研究能损分布规律的基础上，针对用能薄弱环
节提出节能技改措施，进行节能潜力分析，是油田
地面节能工作的重要环节之一[1]。文献[2]依据
能量守衡与转换的基本定律，给出油气集输系统
站、管道两类基本研究体系的能耗评价指标，并以
其为基础平均加权得到系统的能耗评价指标，包
万方数据
2 应用能源技术2010年第1期(总第145期)
括效率、平均管线能损率及单耗等，同时选择热损
率和压损率作为集输系统各部分的能损分析指
标，可从纵向和横向两个层面对系统做完整的用
能评价和分析。以大庆油田某脱水站为核心，加
上其所辖的转油站、计量间的油井为应用研究对
象，对该原油集输系统开展了能量平衡测试，利用
测试数据进行用能基本单元及系统效率和能耗的
计算，并深入分析各段管网、转油站及脱水站等子
系统的能损构成，找到了它们的用能薄弱环节[3】。
以此为基础，由提高该集输系统基本单元的用能
水平人手，提出节能技改措施，并预测其节能潜
力，从而通过加和得到各子系统乃至集输总系统
的节能潜力，可为进一步节能技改方案的经济分
析提供依据。
1 主要用能设备能耗评价及分析
对油气集输系统能损分布规律的研究表明，
系统的主要耗能设备包括加热炉和机泵[3】。
1)JJⅡ热炉
利用能量平衡测试计算数据，按照有关行业
标准对加热炉的节能监测评价结果如表l所示。
表1 加热炉节能监测评价结果
排烟温度(℃) 空气系数加热炉效率(％)
站名炉号
监测结果(℃) 合格指标(qC) 判定结果监测结果合格指标判定结果监测结果(％) 合格指标(％) 判定结果
1’加热炉154．00 。<200 合格1．78 ≤1．8 合格78．75 ≥80 不合格
2’加热炉84．00 ≤200 合格1．52 ≤1．8 合格77．06 382 不合格
1。转油站
3。加热炉131．00 。<200 合格1．84 ≤1．8 不合格76．40 382 不合格
采暖炉1lO．00 ，<250 合格1．83 42．0 合格85．17 370 合格
3’加热炉173．00 。<200 合格1．79 ≤1．8 合格83．42 ≥∞ 合格
2’转油站
采暖炉124．00 。<300 合格1．58 ≤2．2 合格87．22 362 合格
脱水站1。加热炉261．00 ，<200 不合格1．78 ≤1．8 合格77．67 ≥82 不合格
对表1结果分析如下：
(1)按照行业标准SY／T6275／．,(油田生产系统节
能监测规范》的指标要求，1。站的1。、2’和3。及
脱水站的l。加热炉热效率均不合格，主要原因是
这几台炉子负荷率较低，造成较大的能源浪费。
(2)l。站的4台及2。站的2台加热炉排烟温
度均小于规定值，此项指标合格，但脱水站的1’
加热炉排烟温度高达261 oC，严重超标，致使排烟
热损失过高，应该在保证露点温度以上的前提下，
通过除垢等强化换热措施减小该部分的热损失。
(3)1。站的1。、2。和34加热炉散热损失普遍
偏高，是由于加热炉的工作负荷低，导致散热损失
的比例大，可通过提高加热炉工作负荷和加强保
温降低散热损失。
(4)7台加热炉中，只有1’站的3。加热炉的
空气系数略有超标(要求≤1．8)，说明该区块炉子
的供风量基本比较合理。
2)机泵
机泵效率计算结果及节能监测结果如表2
所示。
裹2 机泵节能监测结果
功率因数机组效率(％) 节流损失率(％)
站名泵号
监测结果合格指标判定结果监测结果(％) 合格指标(％) 判定结果监测结果(％) 合格指标(％) 判定结果
2’热洗泵O．8cr7 30．82 不合格46．48 342 合格3．08 ≤16 合格
4。掺水泵O．＆62 30．85 合格62．54 ≥54 合格0．00 ≤16 合格
1’转油站1。掺水泵O．908 90．85 合格45．26 ≥54 不合格0．00 ≤16 合格
1’外输泵0．6c15 90．86 不合格56．25 ≥62 不合格O．00 ≤10 合格
3。外输泵O．840 90．86 不合格43．61 ≥59 不合格3．53 ≤lO 合格
1。外输泵O．878 90．87 合格36．19 ≥“ 不合格16．67 ≤lO 不合格
2。转油站1。掺水泵O．884 90．85 合格48．43 356 不合格1．67 ≤16 合格
3。掺水泵O．887 ≥O．85 合格54．0r7 ≥56 不合格6．25 ≤16 合格
万方数据
2010年第l期(总第145期) 应用能源技术3
功率因数机组效率(％) 节流损失率(％)
站名泵号
监测结果合格指标判定结果监测结果(％) 合格指标(％) 判定结果监测结果(％) 合格指标(％) 判定结果
掺水泵0．89l ≥0．87 合格41．60 ≥64 不合格14．87 ≤10 合格
4’污水泵O．885 90．87 合格52．73 ≥67 不合格7．56 ≤10 合格
1’污水泵0．6牾≥0．87 不合格52．55 ≥67 不合格40．91 ≤lO 不合格
脱水站
2’供油泵O．977 ≥O．87 合格38．53 ≥64 不合格27．32 ≤10 不合格
4。外输泵O．S24 ≥0．97 不合格42．85 964 不合格22．08 ≤10 不合格
3’送水泵O．＆40 ≥0．87 不合格53．75 W67 不合格0．00 ≤10 合格
对表2结果分析如下：
(1)从功率因数看，所测试的14台机泵中的8
台达到行业标准sY／a'6275((油田生产系统节能监
测规范》的指标要求，有三台基本合格，l。转油站
l’外输泵、脱水站1。污水泵则相差较多，尤其是
脱水站4。外输泵，比合格值低了39．7％。
(2)从机组效率看，只有I。转油站2。热洗泵
和4。掺水泵达到规定值，其余均不合格，特别是
2’转油站l’外输泵和脱水站2’供油泵，机组效
率均不到40％，比规定值低了20多个百分点。
(3)从节流损失率看，14台中有4台未达标，
说明节流损失较小，管网效率较高。
(4)综上所述，所测的机泵大部分没在经济运
行状态，主要原因是泵效不达标，但因只测试了一
个工况点，也不能认为测试结果能完全代表其能
效状态。我们认为机组效率比规定值小15％以
下的机泵，属于基本合格。对那些效率与规定值
相差超过20％的，则需要进行调整改造。
2 管网子系统节能潜力分析
以能损率，即介质进出管道消耗的能量与进
入管道能量的比值百分率，来评价管道的能耗水
平。该集输系统管道平均能损率为11．8l％，井
121到计量间管道的平均能损率为8．39％，计量间
到转油站管道平均能损率为8．50％，转油站到脱
水站管道平均能损率为14．84％。为深入分析管
线能耗的机制，提出切实可行的节能技改措施，文
献[4]运用管道热力水力计算方法，对井口一计量
站一转油站一脱水站进行了数值计算。结果表
明，管道的实际温降普遍高于理论计算温降，有些
还相差很粪，比如1—9’计量间到转油站的管线、
1·转油站(聚驱)到脱水站的管线，两者的相差分
别高达3．6。C和9．18℃，说明这两条管道实际运
行的效果要比设计时差很多，原因是施工埋深洗
达到设计值，有些地方的保温层遭到破坏，使得管
线热损失增大，能损增高。对于采用沥青保温的
管道应改为聚氨酯泡沫黄夹克保温；对于某些裸
露、过沟的地方加强保温，对埋深较浅的管道可以
采用填埋浮土的方法改善管道埋深状况。改造后
以平均能损率降到10％计，每年可节能5．58×
106哪，折合天然气1．30×105矗(每年按照360天
计算)。
3 转油站及脱水站子系统节能潜力
分析
1)加热炉
转油站及脱水站子系统中热耗所占比例较
大，因此对加热炉的节能改造是关键，为提高加热
炉效率，提出以下方案：
(1)l’站的1’、2。和3。加热炉效率未达标的
主要原因是负荷率过低，只有20．35％一30．84％，
使得介质流速过低，对流散热系数增大，散热损失
增加，达到12．9r7％～19．66％，最终导致效率不高。
建议在考虑产量动态变化的前提下，通过合并或调
换的方式，提高炉子负荷，尽量达到70％以上，完成
经济运行。同时采用高效保温结构，使炉体外表面
温度低于50℃，散热损失降到5％以下；
(2)2’站3。加热炉效率基本达标，但其排烟
热损失达到10．98％，仍有节能潜力，在满足防腐
的前提下，将排烟温度降到160℃以下，排烟损失
可降到8％左右。
(3)脱水站l。加热炉外输炉排烟温度高达
261℃，严重超标，致使排烟热损失达到16．59％，
应该在保证露点温度以上的前提下，通过除垢等
万方数据
4 应用能源技术2010年第1期(总第145期)
强化换热措施，将排烟温度降到1800C以下，排烟
热损失降到8％左右，效率达到85％以上。
经上述改造后，使加热炉效率提高到经济运
行所要求的下限(85％)以上。具体计算结果如表
3所示。1。转油站加热炉进行节能改造后，年节
省天然气0．83×105甜(每年按210天计算)。2。
转油站加热炉进行节能改造后，年节省天然气
1．65×101m3(每年按210天计算)。脱水站加热
炉经过改造后，年节省天然气1．53×10so，年节
省能量6．60×106MJ(每年按照360天计算)。
2)机泵
(1)2’转油站1。输油泵的机组效率只有
36．19％，与规定值相差27．8l％，效率低的原因运
行时间已近二十年，泵内部老化所致，建议维修或
更换。
(2)脱水站电耗所占比例最大，其中2’掺水
泵、4。外输泵由于运行时间过长造成泵效低，建
议维修或更换；2。供油泵则因实际排量远低于额
定排量，造成泵效较低，建议换泵。
表4为换泵改造后计算结果。由表4可见，
2’转油站通过维修或换泵后耗电量降低了
18．97kW·h／h，年节省电量1．64×l∥kW·h(每年
按照360天计算)；脱水站通过换泵改造后耗电量
共降低了76．12kW·h／h，年节省电量6．58×10skW·h
(每年按照360天计算)。
裹3 加热炉改造前后对比裹
改造前改造后
名称
热效率(％) 能损(Rl／h) 热负荷(MW) 热效率(％) 能损(MJ，h) 节约能量(m／h) 节省耗气量(ng／y)
1’加热炉78．75 599．26 O．62 85 391．88 207．37
1’站2’加热炉83．42 S45．19 0．5l 85 323．17 Z挖．02 0．83x 10s
3。加热炉76．40 649．28 O．58 85 370．90 278．38
2。站3。加热炉66．96 1257．92 1．76 85 1116．69 141．22 1．65×104
脱水站1。加热炉77．67 1980．06 1．91 85 1215．66 764．4 1．53X 105
裹4 换泵改造计算结果表
站名机泵名称泵型号改造措施节省电量(kW·h／h)
2。转油站1’输油泵200D43A*3 维修或更换为200D43A*3型泵18．97
2。掺水泵200D43A*3 维修或更换为200D43A*3型泵33．34
脱水站4。外输泵200D43A*6 维修或更换为2．00D43A*2型泵25．25
2。供油泵8SH一9 更换为6SH一6A型泵17．53
3)转油站
根据以上改造结果，对转油站节能改造结果
进行了预测，预测结果见表5。
由表5可见，经过节能改造后，1’转油站站
效可以达到58．23％，比改造前提高4．Ol％；热能
利用率达到58．69％，比改造前提高4．33％；年节
省天然气0．83×10；so(每年按210天计算)。2’
转油站站效可以达到54．78％，比改造前提高
1．2％；热能利用率达到55．86％，比改造前提高
O．89％；电能利用率达到43．55％，年节省电量
1．64×105kW·h，年节省天然气1．65×lO'矗。
衷5 转油站节能潜力预测表
改造前改造后
计算结果单位
1。转油站2。转油站l。转油站2’转油站
站耗燃料气量m3，h 217 189 20l 186
站耗电量k1Ⅳ·h／h 183 233 183 214
站效％ 54．22 53．58 58．23 54．78
万方数据
2010年第1期(总第145期) 应用能源技术5
改造前改造后
计算结果单位
1’转油站2。转油站1’转油站2。转油站
电能利用率％ 39．80 40．00 39．80 43．55
热能利用率％ ．54．36 54．97 58．69 55．86
矗，t(油) 10．85 10．92 10．05 10．74
单耗气
叠，t(液) O．89 O．96 O．8l O．95
(kW·h)／t(油) 9．15 13．46 9．15 12．36
单耗电
(kW·h)／t(液) 0．74 1．19 0．74 1．09
kg(标煤)／t(油) 19．64 21．48 18，46 ∞．78
综合能耗
kg(标煤)，t(液) 1．59 1．89 1．49 1．83
4)脱水站
根据以上改造结果，对脱水站节能改造效果
进行了预测。预测结果见表6。
由表6，经过节能改造后，脱水站站效可以达
到61．09％，比改造前提高6．59％；热能利用率达
到64．93％，比改造前提高6．49％；电能利用率达
到45．26％，比改造前提高6．3％，年节省电量
6．58 x lOSkW·h，年节省天然气1．53 x 105m3(每年
按照360天计算)。
衰6 脱水站节能潜力预测表
4集输总系统节能潜力分析
根据以上预测结果，对以脱水站为核心的集
输总系统节能潜力进行了预测，预测结果见表7。
表7 脱水站集输总系统节能潜力预测表
由表9可见，脱水站集输总系统经过节能改造
后，平均站效为58．吆％，提高了3．91％；平均管线
能损率为10％，降低了1．81％；热能利用率为
59．57％，提高了3．76％；电能利用率为43．69％，提
高了4．32％；年节省电量8．22x 105kW·h，年节省天
然气3．83×1疗m3。
5 结束语
与能耗评价与能损规律分布的研究顺序相
反，油气集输系统节能潜力分析应遵循从局部到
整体的过程，即从加热炉、机泵、管道等基本用能
单元入手。再到管网、转油站、脱水站等子系统，最
后是油气集输总系统。针对大庆油田某脱水站集
输系统所提出的节能技改措施，预计每年可节省
电量8．22×l护kW·h，节省天然气3，83×105岔，
有一定的节能潜力。但为了全面判断该节能技改
方案的可行性，还应对其做进一步的技术经济分
析，同时对技术的成熟性、先进性、运行中安全性、
可靠性加以综合考虑。
参考文献
【1]靳辛，成庆林，师祥洪．用能系统节能分析方法[M】．
北京：石油工业出版社，2008：164．
[2]李雪峰．油气集输系统的能耗评价与能损分析[J]．
应用能源技术，2009(6)．
[3]成庆林，余涛，袁永惠．油气集输系统的能损分布规
律研究[J]．华北电力大学学报，2009．
[4]袁永惠．油气集输能量系统的热力学评价与分析
[D]，大庆：大庆石油学院，2009：46—50．

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