王元（大慶油田有限責任公司第六采油廠）

聯(lián)合站用電有兩大系統(tǒng)，油系統(tǒng)：脫水崗、輸油崗、化驗崗、鍋爐崗，平均日耗電1 510 kWh/t，日單耗0.48 kWh/t，小于規(guī)定值0.80 kWh/t；污水系統(tǒng)：污水崗、維修班，平均日耗電14 093 kWh。聯(lián)合站用氣有兩部分，脫水崗加熱爐平均日耗氣2 500 m3；鍋爐崗鍋爐供熱平均日耗氣1 000 m3。

1 能耗現(xiàn)狀

由圖1可知，2017年5月喇Ⅰ-1聯(lián)合站外輸油單耗為0.456 kWh/t。2018 年5 月外輸油單耗為0.434 kWh/t，喇Ⅰ-1聯(lián)合站外輸油單耗呈逐年下降趨勢。

圖1 能源消耗對比

2 節(jié)能技術(shù)

2.1 脫水器節(jié)能參數(shù)控制

電脫水器運行平穩(wěn)與否是影響其能耗高低的關(guān)鍵因素，若進電脫水器的來液油水界面分層好，電脫水器運行耗電相對減少。喇I-1 聯(lián)合站一段游離水存在著進液分配不均勻的實際狀況，導致一段含水油分層不好，繼而增大二段電脫水器的用電負荷。針對電脫水器運行情況，喇Ⅰ-1聯(lián)合站設(shè)定了8 臺游離水進口閥的開度。通過反復調(diào)試，設(shè)定游離水脫除器各閥門最佳開度為20%～40%，使每臺容器來液量的分配均衡、沉降時間一致。調(diào)整后，一段油水界面分層好，二段電脫水負載降低，電流明顯下降。調(diào)整前3 臺電脫水器平均電流為7.5 A，調(diào)整后降至5.2 A，實現(xiàn)日節(jié)電63 kWh，年節(jié)電約2.3×104kWh。

2.2 機泵運行個性化

污水崗4臺132 kW的輸水泵正常運行時，實行運3 備1，因為喇Ⅰ-1 聯(lián)合站地處水系統(tǒng)管網(wǎng)的末端，通常回壓較高，排水量揚程要求高，導致其運行負載大、耗電量高。通過調(diào)查發(fā)現(xiàn)，當管網(wǎng)壓力穩(wěn)定時，2 臺輸水泵運行也能滿足生產(chǎn)要求。鑒于這種狀況，一方面結(jié)合礦生產(chǎn)部門協(xié)調(diào)平衡管網(wǎng)壓力，另一方面加強設(shè)備運行的精細管理。壓力高時運3 備1，壓力低時運2 備2，既滿足了生產(chǎn)要求，又達到了節(jié)能降耗目的。采取相應措施后，月平均節(jié)電約1.9×104kWh。

2.3 機泵實施分段運行

為了確保安全生產(chǎn)，除應急事故流程外，喇Ⅰ-1 聯(lián)合站另外鋪設(shè)1 條直達喇140 轉(zhuǎn)油放水站的調(diào)水管線，以備全站停產(chǎn)時來液越站輸送；所以，確保這條管線暢通是至關(guān)重要的。尤其冬季，低溫凝凍嚴重影響著這條管線的安全。以往的運行方式為進入秋、冬季后，全天啟運調(diào)水泵以保障其暢通。現(xiàn)在的運行方式如下：由原來的寒冷季節(jié)全天24 h運行，細化為11、12月份每天運行3次，每次1 h；1、2 月份每天運行3 次，每次3 h；3、4 月份每天運行3次，每次1 h。調(diào)整后，調(diào)水泵減少運行3 420 h，可實現(xiàn)年節(jié)電11.8×104kWh。

2.4 優(yōu)化污水濾罐反洗參數(shù)

喇Ⅰ-1聯(lián)合站的反沖洗歷經(jīng)手動控制階段和半自動控制階段，為提高效率降低能耗，投用全自動反沖洗系統(tǒng)，并對系統(tǒng)參數(shù)進行優(yōu)化[1]。喇Ⅰ-1 聯(lián)合站對濾罐的反洗周期、反洗排量、反洗電流等參數(shù)進行了優(yōu)化，并設(shè)定了三段反洗，提高了反沖洗效果。經(jīng)一段時間的使用、監(jiān)測，污水水質(zhì)穩(wěn)定，在公司的水質(zhì)檢查中，每次抽檢結(jié)果都優(yōu)于既定指標。全自動反沖洗系統(tǒng)的特點是全程分三段反洗，排量梯次增加，改變過去單一大流量強洗的方式[2]。通過對10座過濾罐反洗周期、反洗排量、反洗電流等參數(shù)的分析，優(yōu)化了反洗時間和頻率，降低了耗電量，綜合統(tǒng)計可實現(xiàn)年節(jié)電約5.5×104kWh。

2.5 外輸泵變頻精細控制

外輸原油是喇Ⅰ-1 聯(lián)合站生產(chǎn)流程的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，也是來液從進站到出站主要的耗能環(huán)節(jié)。外輸油泵是每天24 h不間斷運轉(zhuǎn)的設(shè)備，而且外輸泵容量偏大，流量和儲油罐液位均采用人工節(jié)流控制，這些因素造成了系統(tǒng)運行效率不高、設(shè)備易損部件故障頻繁，導致了輸油崗外輸電量一直居高不下，還增加了維修成本[3]。以凈化油緩沖罐液位高度為變頻參考值，為外輸泵加裝了變頻調(diào)速器。日常工作電流由120 A下降到60 A左右，電動機功率也大幅下降，系統(tǒng)效率隨之提高，外輸泵綜合節(jié)電率可超過50%，年節(jié)電14.1×104kWh。采取技術(shù)措施進行節(jié)能挖潛，組織技術(shù)人員、生產(chǎn)骨干對3臺外輸泵的運行進行調(diào)整。通過技術(shù)手段，使原來3 臺YD150-50×4、功率132 kW 的輸油泵，變?yōu)楝F(xiàn)在小55 kW、中YD150-50×2、大YD150-50×3 泵互備的狀態(tài)，實現(xiàn)了外輸泵可根據(jù)流量要求選擇性運行，規(guī)避了負荷不足的現(xiàn)象。改造后年節(jié)電約3.7×104kWh。

2.6 加熱爐按需供熱

聯(lián)合站天然氣的消耗主要是脫水崗的加熱爐。其對經(jīng)過一段游離水沉降后的含水油進行加熱，以滿足后續(xù)處理的溫度需要，原油出站溫度應該在43～53 ℃；滿足原油破乳劑的最佳工作溫度要求，確保原油脫水的質(zhì)量[4]。加熱爐采用點熄火自動控制，通常設(shè)定一個溫度的上限值，按操作規(guī)范，以前設(shè)定為65 ℃。隨著油田進入特高含水的開發(fā)后期，把探索爐溫下限臨界值作為加熱爐降耗的節(jié)點納入技術(shù)攻關(guān)，開展加熱爐降溫試驗。摸索出加熱爐按需供熱，最低溫度控制在50 ℃，滿足原油在系統(tǒng)中良好流動性及后續(xù)處理的溫度要求，不影響原油破乳劑發(fā)揮正常脫水效果的工作溫度。降溫后，加熱爐日均節(jié)氣140 m3，年節(jié)氣約5.11×104m3。

3 結(jié)論

喇Ⅰ-1聯(lián)合站根據(jù)耗能設(shè)備的實際情況，通過應用上述一系列節(jié)能技術(shù)[5-6]，各項能耗全方位下降，與節(jié)能技術(shù)工作開展前比較，年節(jié)電65.85×104kWh，年節(jié)氣5.11×104m3，輸油單耗平均控制在0.48 kWh/t以內(nèi)，達到了節(jié)能降耗效果。