王京

摘 要：集輸技術(shù)的選擇和建設(shè)，是據(jù)不同油田的原油性質(zhì)，不同地區(qū)的地理、氣候環(huán)境，以及油田開發(fā)進程的變化而變化的，由于輸送距離較長且輸油量較大，輸送管線途中還應(yīng)設(shè)有加熱和加壓站。一般情況下加熱站是利用燃油爐對原油進行加熱，運行成本較高，用電加熱器代替燃油爐可大幅節(jié)約成本且站內(nèi)工藝相對簡單，本文以大慶頭臺聯(lián)合站1#、2#加壓加熱站改造為例進行介紹。

關(guān)鍵詞：電加熱器；加熱站

一、加壓加熱站現(xiàn)狀

頭臺聯(lián)合站外輸油管道投產(chǎn)于1994年，起點為頭臺聯(lián)合站，途經(jīng)1#加壓加熱站與2#加壓加熱站，終點為采油七廠葡北油庫。管道全長56.06km，其中頭臺聯(lián)合站至1#加壓加熱站19.63km，1#加壓加熱站至2#加壓加熱站20.15km，2#加壓加熱站至葡北油庫16.28km，主要承擔(dān)頭臺油田凈化油外輸任務(wù)。

1#、2#加壓加熱站內(nèi)分別安裝1.16MW水套爐2臺，外輸泵房1座，500m3油罐及緩沖罐各1座。站內(nèi)加熱爐燃料為原油，兩座站耗油量為4t/d，加壓站內(nèi)工藝流程較為復(fù)雜。

二、改造內(nèi)容及主要工藝參數(shù)校核

1、主要改造內(nèi)容

將原有的1#、2#加壓加熱站，利用電加熱器改造成加熱站，輸送壓力由頭臺聯(lián)合站外輸油泵提供。保留站內(nèi)收發(fā)球及閥組間，值班室、泵房改造成配電間。拆除500m3拱頂油罐、緩沖罐、外輸油泵、采暖泵等。改造后站內(nèi)工藝明顯簡化，更加方便生產(chǎn)管理。

2、校核計算

為保證頭臺油田外輸油管線的安全運行，結(jié)合頭臺油田原油外輸量預(yù)測表、頭臺油田原油物性表，選取了多組數(shù)據(jù)對改造后聯(lián)合站外輸油泵揚程，原油進出1、2號站時的溫度、壓力進行了校核計算：

葡北油庫 0.15 48.2

由表3可知當(dāng)輸油量為1200m3/d，出站壓力為4.96MPa，頭臺聯(lián)合站的輸油泵設(shè)計壓力為5.0MPa，外輸壓力已接近設(shè)計壓力的峰值，因此在不更換原有泵的情況下聯(lián)合站日最高輸油量為1200m3。

1）根據(jù)公式：

其中：（1）加熱裝置熱效率η=90%

（2）原油比熱容

（3）水比熱容

計算可知：1#加熱站加熱器所需總功率為750KW；2#加熱站加熱器所需總功率為750KW。

由表4可知當(dāng)輸油量為1307m3/d，出站壓力為5.63MPa，頭臺聯(lián)合站原有輸油泵無法滿足要求，需對泵進行更換。同樣按上述公式計算后1#加熱站加熱器所需總功率為860KW；2#加熱站加熱器所需總功率為620KW。

三、設(shè)備選擇及經(jīng)濟分析

綜合以上數(shù)據(jù)1#站選用290KW的電加熱器4臺（3用1備），運行時總功率為870KW；2#加熱站選用260KW的電加熱器4臺（3用1備），運行時總功率為780KW。

2014年—2021年平均外輸量最高1140m3/d，現(xiàn)有聯(lián)合站外輸泵不需改造。如未來發(fā)展平均外輸量超過1200m3/d，按最大外輸量1307m3/d計算可知需更換為外輸壓力6MPa的泵。

改造后，每年可節(jié)省燃油2200噸，按4748元/噸計算每年可節(jié)約費用1045萬元；實現(xiàn)無人值守，減少崗位人數(shù)22人，按每人10萬元/年計算年可節(jié)約費用220萬元；改造后每年耗電1340萬度，按0.6381元/度計算每年需855萬元。合計每年可節(jié)約費用410萬元，工程投資636.12萬元，投資回收期1.6年。

四、結(jié)論

將外輸油管線加壓加熱站內(nèi)的燃油加熱爐改造成利用電加熱器加熱的加熱站，同時做到站內(nèi)信息遠傳，可實現(xiàn)無人值守，不僅能簡化站內(nèi)工藝流程，減少安全隱患，還可節(jié)約運行成本及人力資源，具有可實施性高、成本低的特點，油田產(chǎn)能效益顯著。