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西部原油管道节能减排综述

1阶梯输量的配泵方案

将管道实际运行探索和SCADA系统每小时自动采集数据筛选结果,与同等条件下离线仿真结果对比,可归纳阶梯输量为1000m3/h、1150m3/h、1250m3/h,1450/1500m3/h、1600m3/h,其中翠岭和山丹站保持2台大泵的运行方式。以上配泵方案在满足运行输量的同时,保证管道无节流、低压力运行(表3)。随着管道阶梯输量的增加,24h耗电量逐渐增加,但是单耗先增加后减小再增加,在1500m3/h时为转折点。根据管道各阶梯输量泵提供的压力情况(表4),随着运行输量的增加,泵提供的压力越来越小;通过对泵效率的计算核对,在管道运行输量1450m3/h左右时,泵的综合效率最高。因原油物性及运行环境(压力、温度)不同,导致相同输量下配泵不同。根据计划和上下游库存,基于阶梯输量,制定配泵方案,控制全线节流在0.5MPa以内,高点在0.1MPa以上,或采取不同阶梯输量搭配或阶梯输量间歇输送[3],可使全线耗电量维持在最低。

2干线分输对配泵的影响

干线分输主要包括玉门炼厂分输、玉门生产库分输和秦川储备库分输。其中吐哈油在玉门全分输,因其大多为中质油,黏度较大,玉门炼厂海拔较高,向玉门炼厂分输时(即玉门站输油泵后分输,玉门站启3台主泵),大多在800~900m3/h低输量下,易造成压能损失和过多的电耗,玉门计量进站压力超高(裕量仅0.3MPa)。相比之下,向玉门生产库分输(即玉门站输油泵前分输)可避免以上问题,可大输量运行(分输可达2000m3/h),压能充分利用(无节流),配泵方案自由且节约分输时间(表5)。秦川储备库位于5#放空高点和兰州站之间(落差1292m),在下坡段约60km处。秦川库分输可减小下游的摩阻损失,压能可充分利用,分输量越大,相比分输前管道,摩阻越小。全线配泵相同条件下,秦川分输越大,5#高点越易建立压力(不拉空),电耗明显降低。以干线输量1600m3/h为例,秦川分输1000m3/h时,与无秦川分输时相比,5#高点压力高0.2MPa,电能损耗每24h降低0.45×104kW•h。

3加热系统改造及优化运行

冬季运行时,油品需加热或综合热处理方可外输,因几种油品按不同比例掺混,油品物性好于某单种油品,干线由多站式和四站式加热变为一站式综合热处理[5]。因外输温度维持在50℃以上,既破坏了管道防腐层,又造成了能源浪费和环境污染,增加了运行费用,仅2010-2012年冬季运行,燃油消耗近1.32×104t,必须寻求合理的方法解决这一问题。

3.1加热炉油改气方案实施

鄯善站4台8000kW热媒炉和储备库2台8000kW热媒炉(表6、表7),燃料为原油。对燃料为原油和天然气进行比较,4台加热炉,热效率0.9,冬季运行5个月,原料为原油时,年燃油燃料费为3282×104元(3500元/t),年耗油量9380t;原料为天然气时,年燃气燃料费2304×104元(2元/m3),年耗气量1152×104m3,。与原料为原油相比,原料为天然气可年节约费用978×104元,2012-2013年冬季运行时,对加热炉燃料实施油改气,改善了环境质量并降低了加热炉故障率。

3.2换热系统改造

换热系统改造[6]是在原加热系统中新增一套油油换热器(2串4并式),原油进站后通过给油泵,首先进入新增的油油换热器,与从已建热媒油换热器来的热油(60~65℃)进行热交换,将冷原油加热到30~35℃后,冷油进已建换热器继续加热,热油(60~65℃)经热交换后,冷却到30~35℃,再经输油主泵外输,极大地降低了原油外输温度。对换热器投用前后原油外输物性和能耗进行对比(表8),吐哈油首站外输温度变化不大(降低约8.29%),首站出站凝点有所降低,出站凝点相比空白凝点的变化幅度较大,玉门进站凝点因中间站场泵的高速剪切和管道低速剪切作用回升约2℃,投用后回升幅度较大,但仍满足外输条件[7],生产单耗降低近19%;H49(塔里木油:北疆稠油=85:15)首站出站温度较投用前大幅降低(约25.7%),首站出站凝点降低幅度较投用前小,但出站凝点较投用前有所降低,玉门站进出站凝点变化不大,末站进站凝点较首站约回升5℃,仍满足安全外输条件,单耗降低幅度约38%。对于不同掺混比例的混油(塔里木油比例一般40%以上)而言,油品外输的凝点有所不同,但随着油源物性的改善,可满足外输条件;对于物性较差或恶化的油品,管道运行时存在风险,需对运行工艺方式进行讨论。由于热油和进站冷油进行充分换热,利用导热油热能降低了原油的出站温度,大幅度降低了加热炉的热负荷,启炉台数明显下降(表8),相同输量下备用炉增多,降低了冬季运行风险。

3.3加热系统优化配炉

近几年,上游来油物性大幅改善,塔里木油、哈国油和北疆油凝点均在-20~-5℃,不同掺混比例的混油或吐哈油外输条件改善,极大地降低了耗油气量,但有时外输量与加热炉启用台数(热负荷)匹配不合理,反而加大了能耗,需要对其进行优化分析。通常,冬季运行混油的进站温度为5.2~14.0℃,吐哈油的进站温度为25~30℃。油品进站温度和输量决定启炉的台数,输量和启炉台数(热负荷)相同时,来油进站温度越高,出站温度越高;启炉台数和进站温度相同时,输量越大,出站温度越低(表9)。换热器投用前,外输混油1250m3/h时,启3台加热炉时刚刚满足50℃的外输条件,而1350m3/h时,出站温度在45~50℃之间,投用后启2台炉1250m3/h和1350m3/h输量时,换热器出口温度维持在60℃,油品同样满足外输。因此,投用前2台炉满足1000~1050m3/h混油外输,1台炉满足1000m3/h吐哈油外输,3台炉满足1350m3/h混油外输;投用后2台炉满足1350m3/h混油外输和1450m3/h吐哈油外输。为降低管道能耗和运行风险,有时采取吐哈油不单独外输,而是以掺混方式混合外输,可提高首站来油温度,并满足混油常温输送的要求。泵的耗电量和加热炉耗油气量均与外输量(质量输量)成正相关。通过泵的阶梯输量和加热炉配炉优化,可有效降低能耗,其中序号3和4在阶梯输量下运行生产单耗相对较小,序号2生产单耗最大(表10)。

4结论

(1)相同输量下,全线无节流运行时能耗最低;在泵出现故障或维修时,节流尽量放在一个站场上,合理运用小泵,可减少过多压能损失;总结出的管道阶梯输量可有效降低能耗,其中管道运行1450m3/h时,泵效最高;玉门生产库分输和秦川库分输,易建立高点压力,可有效降低全线能耗。(2)加热炉油改气后,同等条件下减少了管道运行费用(15.2%);换热系统改进可满足外输要求且降低耗油量近38%,减少了启炉台数;加热炉配炉优化,有效降低了外输温度;提高混油进站温度(如混油中适当掺混高温吐哈油)或降低出站温度,控制启炉台数(或降低输量)和降低吐哈油的综合热处理温度均可有效降低耗油气量。(3)对于物性较差的油品,需对换热系统运行工艺进一步细化,对混油物性进行深入研究,为常温输送提供理论和实验依据;天然气和电价因地域和时间而不同,应进一步讨论管道运行方式和综合能耗等问题;做好机泵的相关测试,寻找更高的阶梯排量。

作者:孙法峰 吴海辰 于瑶 田旭东 张丙辰 单位:中国石油北京油气调控中心 中国石油大学


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