采油厂稠油首站能耗检测综合分析报告稠油首站报告.docx
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采油厂稠油首站能耗检测综合分析报告稠油首站报告
目录
一稠油首站基本工艺现状1
1.1联合站基本概况1
1.2联合站主要设备现状1
1.3联合站能耗测试结果2
1.4存在的主要问题及节能潜力2
二术语定义及依据标准5
2.1术语定义5
2.2检测依据标准5
2.3检测项目与指标6
2.4检测方案7
三检测结果及分析8
3.1联合站能耗检测结果及分析8
3.2联合站工艺设备能耗检测结果及分析9
3.2.1电能设备损耗9
3.2.2热能设备损耗10
3.2.3工艺运行流程分析10
3.3原油储罐呼吸损耗检测结果及分析12
3.3.1油气损耗现状12
3.3.2油气损耗分析12
四建议措施及节能经济效果13
4.1建议措施13
4.1.1热能方面13
4.1.2电能方面13
4.1.2原油损耗方面13
4.2节能经济效果13
4.2.1热能方面14
4.2.2电能方面14
前言
根据胜利油田分公司对集输系统联合站开展能耗检测的总体部署，2013年3月技术检测中心对滨南采油厂稠油首站实施了能耗检测评价工作，以该站2012年历史统计资料和技术检测中心现场测试数据为依据，通过与滨南采油厂充分结合，全面、系统的分析了联合站的工艺并检测了主要耗能设备的运行状态和耗能状况，分析了该站当前用能的薄弱环节，提出了联合站节能降耗的方向与对策，为下一步制定可实施性的工艺优化及技术改造方案奠定了基础。
一稠油首站基本工艺现状
1.1联合站基本概况
滨南采油厂稠油首站建于1988年，是一座集油气分离、原油脱水、原油外输、天然气处理外输、污水外输等功能于一体的联合站。
稠油首站设计处理能力为150×104t/a，实际原油处理量为147×104t/a。
稠油首站原油外输至稠油末站，外输管线约25.6km。
原油密度为928.5kg/m3，原油含水率0.3%，外输温度78℃，属稠油。
稠油首站基本流程如图1所示。
图1稠油首站工艺流程图
1.2联合站主要设备现状
稠油首站主要在用及测试设备见下表1。
表12013年3月稠油首站设备现状
分类
名称
站内配备数量
测试数量
主要测试内容
动力设备
原油外输泵
4
1
泵机组效率
脱水泵
3
1
污水外输泵
2
1
热力设备
加热炉
9
5
加热炉效率
常压容器
5000m3油罐
9
8
大罐保温及原油损耗
压力容器
分离器
4
3
分离效果
目前站内主要运行设备有原油外输泵1台，脱水泵1台，污水外输泵1台，加热炉1台，5000m3净化油罐8座，三相分离器3台。
1.3联合站能耗测试结果
表2稠油首站能耗测试结果汇总表
主要测试内容
名称
测试结果
合格指标/设计指标
评价结论
加热炉热效率（%）
8#加热炉
74.32
≥75
不合格
9#加热炉
74.77
≥75
不合格
5#加热炉
75.40
≥75
合格
4#加热炉
61.29
≥75
不合格
3#加热炉
70.05
≥75
不合格
平均值
71.16
/
/
泵机组效率（%）
4#原油外输泵
62.87
≥61
合格
2#脱水泵
39.93
≥54
不合格
1#污水外输泵
73.48
≥67
合格
平均值
69.35
/
/
大罐保温热流密度（W/m2）
1#5000m3一次沉降罐
45.01
≤82.5
合格
4#5000m3二次沉降罐
43.61
≤80.2
合格
2#5000m3三次沉降罐
34.96
≤94.2
合格
5#5000m3净化油罐
40.20
≤97.5
合格
平均值
40.95
/
/
日损耗油量（t/d）
冬季
0.106
/
/
联合站原油损耗率（%）
冬季
0.0034
/
/
外输原油含水（%）
0.3
≤0.5
达到要求值
联合站综合能耗（kgce/t）
6.08
/
/
2013年3现场测试稠油首站平均加热炉热效率为71.16%，平均泵机组效率为69.35%，平均大罐热流密度40.95W/m2，联合站冬季日损耗油量0.106t/d，平均损耗率0.0034%，综合能耗为6.08kgce/t。
1.4存在的主要问题及节能潜力
存在的主要问题主要是一下几点：
（1）3#、4#加热炉空气系数远超于标准中1.8的合格指标，所有加热炉炉的排烟温度均不合格，超出220℃的合格指标44.1个百分点。
（2）2#脱水泵不在高效区运行，泵机组效率较低。
（3）4#原油外输泵、2#脱水泵、1#污水外输泵均存在三相电流不平衡现象。
主要原因是：
（1）3#、4##加热炉配风量大，排烟热损失高；加热炉存在炉膛盘管积灰，换热能力差的问题；
（2）站内泵机组不在高效区运行，存在“大马拉小车”现象。
稠油首站的主要节能潜力：
（1）通过调节加热炉配风量，对加热炉清灰除垢，预计年可节约油量约158t。
（2）通过低效泵改造等措施，预计年节约电量1.5×104kW·h。
二术语定义及依据标准
2.1术语定义
（1）泵机组效率
泵的有效功率与电动机输入功率的比值，用百分数表示。
（2）加热炉热效率
加热炉的有效输出热量与总供给能量的比值，用百分数表示。
（3）换热器效率
换热器的实际传热量与最大可能传热量之比，用百分数表示。
（4）站电能单耗
每集输一吨原油所消耗的总电量，即电能单耗，单位为（kW·h）/t。
（5）站热能单耗
每集输一吨原油所消耗的燃油消耗量，即热能单耗，单位为kg/t。
（6）站单位原油集输量综合能耗
每集输1t原油所消耗的总能量，单位为kgce/t。
（7）热流密度
单位面积截面在单位时间内传输的热量，单位为W/m2。
（8）单罐原油损耗率
测试单罐的日呼吸损耗量与平均日转油量之比，用百分数表示。
（9）站库原油呼吸损耗率
站库的日呼吸损耗量与站的日转油量之比，用百分数表示。
2.2检测依据标准
本次测试主要依据以下标准进行：
GB50350-2005《油气集输设计规范》
SY/T6275-2007《油田生产系统节能监测规范》
SY/T5264-2006《油田生产系统能耗测试和计算方法》
GB/T16665-1996《空气压缩机组及供气系统节能监测规范》
SY/T6393-2008《输油管道工程设计节能技术规范》
GB/T17954-2007《工业锅炉经济运行》
GB12497-2006《三相异步电动机经济运行》
GB2587-2009《用能设备能量平衡通则》
SY/T6421-1999《设备及管道散热损失测定》
SY/T5267-2009《油田原油损耗的测定》
GB/T13610-2003《天然气的组成分析气相色谱法》
SY/T7502-1999《油田气组成分析低温冷凝取样气相色谱法》
QSH10201910-2008《储罐原油损耗测试规程》
2.3检测项目与指标
表3SY/T6275-2007中规定加热炉节能监测评价项目与合格指标
监测项目
D≤0.40
0.40＜D≤0.63
0.63＜D≤1.25
1.25＜D≤2.00
2.00＜D≤2.50
2.50＜D≤3.15
D＞3.15
排烟温度（℃）
（燃气/燃油/燃煤）
≤300/
≤300/
≤300
≤250/
≤250/
≤280
≤220/
≤220/
≤250
≤200/
≤200/
≤220
≤200/
≤200/
≤220
≤180/
≤180/
≤200
≤180/
≤180/
≤180
空气系数
（燃气/燃油/燃煤）
≤2.2/
≤2.5/
≤2.6
≤2.0/
≤2.2/
≤2.6
≤2.0/
≤2.2/
≤2.4
≤1.8/
≤2.0/
≤2.4
≤1.8/
≤2.0/
≤2.4
≤1.6/
≤1.8/
≤2.2
≤1.6/
≤1.8/
≤2.0
热效率（%）
（燃气/燃油/燃煤）
≥62/
≥58/
≥50
≥70/
≥65/
≥55
≥75/
≥70/
≥65
≥80/
≥75/
≥70
≥82/
≥80/
≥70
≥85/
≥82/
≥75
≥87/
≥85/
≥80
注：
D为加热炉额定容量，单位为兆瓦（MW）。
表4SY/T6275-2007中规定原油集输系统泵机组节能监测指标
Q泵额定排量（m3/h）
功率因数
机组效率（%）
Q≤25
≥0.82
≥42
25＜Q≤50
≥0.85
≥48
50＜Q≤80
≥0.85
≥54
80＜Q≤100
≥0.85
≥56
100＜Q≤150
≥0.86
≥59
150＜Q≤200
≥0.86
≥61
200＜Q≤250
≥0.86
≥62
250＜Q≤300
≥0.87
≥64
300＜Q≤400
≥0.87
≥65
400＜Q≤600
≥0.87
≥67
Q＞600
≥0.87
≥68
表5GB16665-1996中规定压缩机组机组节能监测指标
监测项目
P≤45kW
55kW≥P≥160kW
P≥200kW
空气压缩机组用电单耗（kW·h/m3）
0.129
0.115
0.112
注：
P为电动机额定功率，电动机额定功率不在列表范围内的，合格指标用插值法确定。
表6SY/T6421-1999中规定允许最大散热损失
设备外表面温度（℃）
50
100
150
200
250
300
允许最大散热损失（W/m2）
58
93
116
140
163
186
设备外表面温度不在列表范围内的，合格指标用插值法确定。
2.4检测方案
围绕影响集输系统能耗的主要环节，将检测分析内容归为生产工艺、主要耗能设备、现场运行控制、原油损耗四个方面，并从这四个方面有针对性的提出节能优化方向：
2.4.1生产工艺方面
针对各集输系统处理液的油水性质及其稳定性，分析脱水工艺（包括化学破乳脱水、重力沉降脱水、电脱水等）的脱水效果以及稳定工艺的稳定效果。
2.4.2主要耗能设备
根据集输系统的工艺流程，主要耗能设备分为两大类：
用能设备和其他设备。
用能设备包括各类生产用加热炉、锅炉、采暖炉、各类泵机组，对于此类有能量输入的设备，通过检测设备运行情况（效率、单耗等参数）分析设备存在的问题；其他设备包括分离器、沉降罐、净化油罐、管网等，对于此类自身没有能量输入却存在能量损失（散热损失）的设备，主要通过检测运行状况（温度、含水率等参数）分析保温效果与散热损失。
2.4.3运行控制
通过现场检查、测试，分析目前生产运行控制的情况，检测各类能耗设备是否处于经济运行状态。
2.4.4原油损耗方面
通过对油田典型联合站库储罐呼吸原油损耗的调查与测试，摸清目前胜利油田原油损耗的现状和特点，查找各损耗环节存在的问题，并提出降低损耗的建议。
三检测结果及分析
3.1联合站能耗检测结果及分析
联合站能源消耗主要包括热能消耗和电能消耗两大部分。
稠油首站热能消耗主要是原油脱水加热和外输加热产生的消耗；电能消耗主要是各类泵机组耗电。
测试期间，检测稠油首站主要泵机组全天耗电量为3528kW·h，电能单耗为2.91kW·h/t。
图2联合站综合能耗对比图
稠油首站采用掺稀降粘的原油处理工艺。
图2是稠油首站综合能耗与胜利油田稠油联合站及胜利油田集输系统平均综合能耗的对比图。
通过对比，稠油首站综合能耗低于胜利油田联合站的平均综合能耗，也低于胜利油田集输系统的平均综合能耗。
通过对稠油首站的综合能耗测试，稠油首站来液温度较高，处理量较大，65%的进站原油含水低于2.0%，因此站库总的综合能耗较低。
3.2联合站工艺设备能耗检测结果及分析
3.2.1电能设备损耗
机泵能耗分析评价
测试时共计运行3台主要耗电泵机组。
依据标准对机组运行效率及功率因数的要求，各机组运行达标情况见表7所示:
表72013年3月现场检测各机组运行达标情况对比表
序号
泵名称
机组编号
额定
流量
（m3/h）
额定
扬程
（m）
电机额定功率（kW）
有功功率（kW）
无功功率（kvar）
功率因数
评价
结论
泵出口压力（MPa）
泵流量（m3/h）
机组效率（％）
评价
结论
电机功率利用率（%）
1
原油
外输泵
4#
200
25
200
36.63
25.63
0.819
不合格
0.45
202.20
62.87
合格
18.32
2
脱水泵
2#
288
62.5
75
6.57
6.90
0.690
不合格
0.15
118.12
39.93
不合格
8.76
3
污水外输泵
1#
486
65.1
110
104.30
37.50
0.941
合格
0.50
587.00
73.48
合格
94.82
平均
/
/
/
/
/
/
0.903
/
/
/
69.35
/
/
2013年测试3台泵机组，功率因数合格的1台和泵机组效率合格的2台。
平均功率因数为0.903，平均泵机组效率为69.35%。
4#原油外输泵和2#脱水泵的无功功率过高，使得功率因数偏低，且脱水泵不在高效区运行，泵机组效率未达到标准要求限定值。
3台泵机组均存在三相电流不平衡现象，4#原油外输泵的三相电流分别为59.41A、67.53A、65.94A；2#脱水泵的三相电流分别为14.49A、11.76A、14.75A；1#污水外输泵的三相电流分别为57.38A、162.09A、162.39A。
3.2.2热能设备损耗
（1）大罐保温能耗分析评价
共测试原油储罐8座，大罐类型及测试情况统计见下表：
表8大罐保温测试统计表
序号
罐编号
罐类型
罐容量（m3）
罐高（m）
是否有保温材料
年平均温度下热流密度（W/m2）
标准允许最大散热损失（W/m2）
合格与否
1
1#
一次沉降罐
5000
14
有
45.01
82.5
合格
3
4#
二次沉降罐
5000
14
有
43.61
80.2
合格
4
2#
三次沉降罐
5000
14
有
34.96
94.2
合格
5
5#
净化油罐
5000
14
有
40.20
97.6
合格
平均
/
/
/
/
/
40.95
/
/
测试1#一次沉降罐年平均热流密度为45.01W/m2，4#二次沉降罐年平均热流密度为43.61W/m2，2#三次沉降罐年平均热流密度为34.96W/m2，5#净化油罐年平均热流密度为40.20W/m2，均符合标准允许最大散热损失要求。
（2）加热炉能耗分析评价
表9加热炉效率测试统计表
序号
炉号
规格型号
燃料种类
加热用途
环境温度（℃）
排烟温度（℃）
评价结论
各项热损失（%）
过量空气系数
热效率（%）
不完全燃烧损失
排烟损失
散热损失
检测结果
评价结论
检测结果
评价结论
达到节能指标年节约量
1
8#
WBH-1750-1.0-Y
原油
三矿来油加热
19.8
333.1
不合格
0.006
22.78
2.9
1.93
合格
74.32
不合格
2
9#
WBH-1750-1.0-Y
原油
三矿来油加热
19.7
380.4
不合格
0.006
22.32
2.9
1.63
合格
74.77
不合格
3
5#
1750kW水套炉
原油
利津来油加热
15.1
313.0
不合格
0.000
21.70
2.9
1.94
不合格
75.40
合格
4
4#
1750kW水套炉
天然气
脱水加热
15.0
231.2
不合格
3.407
32.41
2.9
4.14
不合格
61.29
不合格
5
3#
1750kW水套炉
天然气
脱水加热
17.0
231.1
不合格
2.037
25.01
2.9
3.20
不合格
70.05
不合格
平均
297.8
2.57
71.16
稠油首站的加热炉排烟温度均未达到合格指标，空气系数合格的2台，热效率合格的1台，5台加热炉的平均热效率仅为71.16%；过量的空气系数和较高的排烟温度都能增加排烟损失，降低热效率。
3#加热炉和4#加热炉的过量空气系数远超于标准中1.8的合格指标，5#、8#、9#加热炉的排烟温度超出200℃的合格指标，消耗了过多的燃料，能源浪费严重。
3.2.3工艺运行流程分析
（1）节点含水
节点含水率的变化主要在三相分离器油气分离、电脱水器、沉降罐重力沉降和原油外输环节。
2013年3月测试数据含水率对比如下：
表10节点含水率数据表
检测时间
来液含水（%）
三相分离器出口含水（%）
一次沉降罐溢流出口含水（%）
二次沉降罐溢流出口含水（%）
三次沉降罐溢流出口含水（%）
外输含水（%）
2013年检测值
89.29
50
35
4
0.7
0.3
稠油首站脱水流程采用进站三相分离器与重力沉降相结合的方式，外输含水率2013年3月检测为0.3%，达到了外输含水小于0.5%的要求。
（2）节点温度
测试期间，生产工艺运行过程中节点温度的变化主要在原油进站后的脱水加热、原油稳定加热、原油外输加热环节，见表11：
表11节点温度数据表
来液温度（℃）
进站加热炉出口温度（℃）
一次沉降罐进、出口温度（℃）
二次沉降罐进、出口温度（℃）
脱水加热进、出口温度（℃）
三次沉降罐进、出口温度（℃）
外输加热炉出口温度（℃）
2012年
检测值
43.8/60
73
71/69
68/66
62/82
80/79
78
稠油首站三矿来液温度60℃，二矿来稀油温度43.8℃，经进站加热炉升温至73℃，经过二次沉降后再进脱水加热炉升温至82℃，经过三次沉降和四次沉降后进外输加热炉升温外输至稠油末站，外输管线总长度25.6km，外输温度要求较高。
由于站内大罐均有保温，因此站内加热炉的能源消耗是稠油首站的主要能耗环节。
3.3原油储罐呼吸损耗检测结果及分析
3.3.1油气损耗现状
滨南首站共运行储罐8座，分别为1#、3#为一次沉降罐、4#二次沉降罐、2#三次沉降罐，5#、6#、8#、9#为净化油罐，八个罐均有大罐抽气装置，测试结果见下表。
滨南首站日外输油量为3143.73t/d,日原油损耗量为0.106t/d，平均油气损耗率为0.0034%。
一次沉降罐日损耗油量0.0172t/d，二次沉降罐日损耗油量为0.042t/d,三次沉降罐为0.007t/d，净化油罐日损耗油量为0.04t/d。
表122012年稠油首站原油损耗测试表
站名
罐号
数量
日外输
油量
（t/d）
呼气流速（m/s）
呼吸口
总面积（m2）
油气温度（℃）
冷凝液C5-12组分含量（%）
尾气C5上组分含量（%）
尾气C6上组分含量（%）
日损耗油量（106g/d）
总损耗油量（106g/d）
损耗率（%）
滨南首站
1#
2
3143.73
0.16
0.00082
37.0
65.662
0.047
0.007
0.017
0.106
0.0022
4#
1
3143.73
0.17
0.00636
42.2
70.585
0.663
0.085
0.042
2#
1
3143.73
0.37
0.00057
20.0
77.704
0.614
0.068
0.007
9#
4
3143.73
0.10
0.00307
24.8
78.199
0.357
0.048
0.040
3.3.2油气损耗分析
1#一次沉降罐有大罐抽气装置，顶部有一个直径125mm的透光孔开了十五分之一，呼吸速度为0.16m/s；油气温度较高为37℃.罐顶取样在2.8min取出1.1g冷凝液样，取样时间较短。
经化验得出日损耗油量为0.009t/d。
4#二次沉降罐有大罐抽气装置，顶部有一个敞开着的直径90mm的透光孔；呼吸速度为0.17m/s；油气温度较高为42.2℃。
罐顶取样在2min内取出0.6g冷凝液样，取样时间较短。
经化验得出日损耗油量为0.042t/d。
2#三次沉降罐有大罐抽气装置，顶部有一个直径60mm的透光孔敞开了五分之一；呼吸速度为0.37m/s；油气温度为20℃。
罐顶取样在4min内取出0.9g冷凝液样。
经化验得出日损耗油量为0.007t/d。
9#净化油罐有大罐抽气装置，顶部有一个125mm的透光孔敞开了四分之一；呼吸速度为0.10m/s；油气温度较高为24.8℃。
罐顶取样在2.5min取出0.6g冷凝液样。
经化验得出日损耗油量为0.010/d。
综上所述，滨南首站4#罐日损耗油量相对较大，主要是因为4#罐顶部透光孔面积较大，油气温度也较高。
四建议措施及节能经济效果
4.1建议措施
针对测试中发现的问题，建议进行以下整改措施：
4.1.1热能方面
（1）调节3#、4#加热炉的配风比，减小过量空气系数，降低排烟损失；
（2）对5#、6#、7#加热炉炉进行炉膛盘管积灰、结垢、炉膛盘管腐蚀等方面的检查，提高加热炉换热能力，降低排烟温度，提高加热炉热效率。
4.1.2电能方面
对低效泵进行改造或更换，同时查找原油外输泵三相电流不平衡的原因，提高机组运行效率。
4.1.2原油损耗方面
在一次沉降罐及二次沉降罐加装大罐抽气装置。
封闭各储罐透光口。
4.2节能经济效果
建议滨南采油厂根据以上建议措施，对存在的问题进行整改，加强运行管理，预计可达到的经济效果：
4.2.1热能方面
通过调节加热炉配风量，对加热炉清灰除垢，若每台热效率不合格的加热炉都能达到合格指标，预计年可节约油量约158t
4.2.2电能方面
按节能监测指标计算，若每台运行效率不合格的泵机组都能达到合格指标，则稠油首站每年可约电量1.5×104kw•h。
计算公式为：
年可节约电量=（电动机输入功率-泵有效功率/机组效率指标）×24×365；
式中电动机输入功率、泵有效功率根据现场不同运行工况而不同，机组效率指标按照标准SY/T6275-2007的规定确定。
附图1滨南采油厂稠油首站生产工艺流程示意简图
站名
罐号
数量
日外
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