利用電加熱器將加壓加熱站改造成加熱站可行性分析

王京

摘 要：集輸技術的選擇和建設，是據不同油田的原油性質，不同地區的地理、氣候環境，以及油田開發進程的變化而變化的，由于輸送距離較長且輸油量較大，輸送管線途中還應設有加熱和加壓站。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約成本且站內工藝相對簡單，本文以大慶頭臺聯合站1#、2#加壓加熱站改造為例進行介紹。

關鍵詞：電加熱器；加熱站

一、加壓加熱站現狀

頭臺聯合站外輸油管道投產于1994年，起點為頭臺聯合站，途經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，主要承擔頭臺油田凈化油外輸任務。

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

二、改造內容及主要工藝參數校核

1、主要改造內容

將原有的1#、2#加壓加熱站，利用電加熱器改造成加熱站，輸送壓力由頭臺聯合站外輸油泵提供。保留站內收發球及閥組間，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。改造后站內工藝明顯簡化，更加方便生產管理。

2、校核計算

為保證頭臺油田外輸油管線的安全運行，結合頭臺油田原油外輸量預測表、頭臺油田原油物性表，選取了多組數據對改造后聯合站外輸油泵揚程，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可知當輸油量為1200m3/d，出站壓力為4.96MPa，頭臺聯合站的輸油泵設計壓力為5.0MPa，外輸壓力已接近設計壓力的峰值，因此在不更換原有泵的情況下聯合站日最高輸油量為1200m3。

1）根據公式：

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可知當輸油量為1307m3/d，出站壓力為5.63MPa，頭臺聯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、設備選擇及經濟分析

綜合以上數據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，現有聯合站外輸泵不需改造。如未來發展平均外輸量超過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，每年可節省燃油2200噸，按4748元/噸計算每年可節約費用1045萬元；實現無人值守，減少崗位人數22人，按每人10萬元/年計算年可節約費用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。合計每年可節約費用410萬元，工程投資636.12萬元，投資回收期1.6年。

四、結論

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