蘇里格南國際合作區節能設計及評估分析

薛崗　楊恒遠　張磊　王莉華（.西安長慶科技工程有限責任公司；.蘇里格南作業分公司）

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蘇里格南國際合作區節能設計及評估分析

薛崗1楊恒遠2張磊1王莉華1
（1.西安長慶科技工程有限責任公司；2.蘇里格南作業分公司）

摘要：依據國家發改委2010年6號令《固定資產投資項目節能評估和審查暫行辦法》，對蘇里格南國際合作區采用的“井下節流＋井口注醇工藝、中低壓集氣工藝”等6項主要節能工藝，及往復式壓縮機組、空氣壓縮機橇等6項主要節能設備的節能性能進行了計算和能效指標分析，對項目能源加工、轉換和利用情況編制了能量平衡表和能量平衡圖，計算了項目綜合能耗指標，項目萬元工業總產值綜合能耗和萬元工業增加值綜合能耗，并與國內同類氣田及當地“十二五”能耗指標進行了對比。對報告編制過程中涉及的天然氣折標準煤計算、電力當量值和等價值、水消耗計算和工業增加值能耗計算等4方面參數選取進行了說明。最后提出了5點建議，希望對國內同類項目節能評估報告的編制起到一定參考和借鑒作用。

關鍵詞：節能評估；節能分析；綜合能耗；折標系數；能量平衡圖；能量平衡表

引言

2010年9月17日，國家發展改革委員會發布了《固定資產投資項目節能評估和審查暫行辦法》，規定了實行審批或核準制的固定資產投資項目在報送可行性研究報告或項目申請報告時，必須一同報送節能評估文件，同時規定了節能評估文件的編制分類（表1）。

表1　節能評估文件分類

2011年8月31日，國務院印發了《國務院關于印發“十二五”節能減排綜合性工作方案的通知》，再次強調依法嚴格執行節能評估審查、將固定資產投資項目節能評估審查作為控制地區能源消費增量和總量的重要措施?？梢姡澞茉u估編制在今后氣田開發等固定資產投資項目中將起到越來越重要的作用。

蘇里格氣田南區塊（以下簡稱蘇里格南）是中國石油天然氣集團公司與道達爾勘探與生產（中國）有限責任公司共同開發的國際合作區，產能規模為30×108m3/a商品天然氣。項目在計劃生產期內，年均電消耗約為1 573.2×104kWh、天然氣消耗約為1 662.2×104m3、標煤消耗量30 942.2 t（當量值，文中除標注為等價值外均為當量值），實物消費量超過表1報告書的規定值，需要單獨編制節能評價報告書，以充分體現工藝流程制定、技術方案選擇、主要能耗設備等方面的節能特點和節能效果。

1　項目概述及用能分析

1.1地理位置及建設內容

蘇里格南區塊位于鄂爾多斯盆地蘇里格氣田南部，地處內蒙古自治區烏審旗、鄂托克前旗和陜西省定邊縣境內（圖1）。蘇里格南區塊屬于典型的低滲透致密巖性氣田，其地面集輸系統建設內容包括9井式井叢（即BB9、BB9’和BB9”3種類型）、集氣站、清管站、集氣支干線、采氣干管等[1]。

1.2主要用能單元及類型

項目主要能耗單元為集氣站、BB9’、BB9”和BB9井叢。

集氣站內主要能耗是天然氣和電力，站內主要能耗設備為天然氣往復式壓縮機組、空氣壓縮機橇和污水外輸離心泵。共有10臺往復式壓縮機組（單臺功率為1 326.6 kW）、4臺空氣壓縮機橇（單臺功率為7.5 kW）和8臺離心泵（總功率為196.6 kW）。

圖1　蘇里格南區塊位置示意圖

BB9’和BB9”井叢主要能耗是電力和甲醇，主要能耗設備為注醇泵，共有120臺隔膜式注醇泵（單臺功率為5 kW）；BB9井叢消耗的少量電力來自井場建設的風光互補供電裝置。

2　節能設計及評估分析

2.1“井下節流＋井口注醇”工藝

1）工藝說明。井下節流工藝是依靠井下節流嘴實現井筒節流降壓，并充分利用地溫加熱，使節流后的氣流溫度基本恢復到節流前溫度，從而防止氣流在井筒內形成水合物，達到減少甲醇注入量、穩定氣井生產能力的目的。井下節流工藝在蘇里格氣田已成功應用多年，是實現蘇里格氣田優化簡化流程和經濟有效開發的關鍵技術。采用“井下節流+井口注醇”工藝，是該項目防止水合物形成、合理利用地層能量進行節能降耗的最主要和最關鍵的節能措施，它不同于蘇里格氣田其他區塊采用的單純井下節流，而是適應蘇里格南的1項新工藝，井下節流可以確保節流時不形成水合物；井口注醇，可以確保輸送過程中不形成水合物。

2）節能效果。項目采用“井下節流+井口注醇”工藝比單純的井下節流工藝綜合節約標煤4685 t/a，此工藝既降低了能耗，又降低了工程投資，具有很好的經濟效益和節能效果。

2.2中低壓集氣工藝

1）工藝說明。根據開發方案，由于項目井叢開采順序存在差異，具有中壓和低壓2種操作壓力的井叢同時進入集氣站，通過在GGS分別設置中、低系統，井口冬季運行壓力1.3～1.4 MPa，夏季運行壓力3.6～4.0 MPa，各BB9’/BB9”的來氣可根據操作壓力倒換閥門進入中壓或低壓匯管。

2）節能效果。中、低壓集氣工藝利用氣井生產特點合理確定壓力級制，中、低壓分開運行，減少壓縮機運行時間和增壓氣量，實現氣藏天然壓力能的梯級利用，通過采取夏季天然氣越站工藝，節約標煤5316 t/a。

2.3單井測試工藝

單井測試工藝指在井叢出口管線上設置氣井測試閥，配置一定數量的三相計量測試車，將井叢來氣進行油、氣、水三相分離并分別計量，實現了氣井不關井測試。測試時，不影響其他氣井的正常生產，測試后的氣、水、油再次注入原流程，避免了液體拉運和氣體放空，減少了氣體放空量，既保護了環境，又節能降耗。

2.4叢式井布井工藝

1）工藝說明。蘇里格南區塊采用全9井式井叢開發，包括BB9、BB9’、BB9”3種井叢類型。BB9的單井原料氣與該井叢另外8口氣井的天然氣匯集后輸至BB9’/BB9”井叢。BB9’/BB9”井叢9口氣井原料氣與該井叢另外8口氣井的天然氣匯集后，與附近3座或2座BB9井叢輸來的原料氣匯合后輸至本區塊集氣站。集氣站通過放射狀采氣干管匯集本站所轄的BB9’/BB9”井叢來氣。

2）節能效果。該項目采用9井式井叢開發，共建設158口叢式井井場，如果按常規單井式井場將建1422座井場，初步估計減少井場占地面積上千畝，具有明顯的節約占地和節能效果。

2.5氣液混輸、分輸工藝

1）工藝說明。采氣管道采用氣液混輸工藝，即井口不設分離設施，充分利用井口壓力將天然氣和少量水及凝析油直接輸送到集氣站；集氣管道采用氣液分輸輸送工藝，即在集氣站設置分離設施，與集氣干線同溝敷設污水輸送管線，集氣站設離心泵，將集氣站分離出的污水采用管道分輸至處理廠，減少了混輸造成的管道壓力能損失，提高了管道輸送效率，節能降耗。

2）節能效果。采氣管線單井產液量較小，同時流速較高，采用氣液混輸方案，可以充分利用井口較高的壓力能，具有節能降耗的效果；集氣管線由于站內產水量大，采用氣液分輸方案更能節約能耗，年節約標煤4951 t。

2.6太陽能+風能發電系統

1）系統說明。該項目在BB9井場設置了太陽能+風能發電系統，是由風力發電機組和太陽能電池組件共同構成的將風能和太陽能轉換為電能的混合發電系統，采用雙系統并機方式運行。每座井場獨立設置1套這樣的系統。

2）節能效果。BB9井場計算負荷為0.4 kW，若采用太陽能+風能發電系統對BB9井場供電，116座井場年總節電量為38.976×104kWh，折合標準煤47.9 t；此外，還可節省大量供電線路投資。

2.7設備能效水平計算及能效指標評估

以空氣壓縮機橇和隔膜式計量泵為例進行如下說明。

2.7.1空氣壓縮機橇

項目選用智能壓縮機及凈化風一體化撬裝裝置，供氣能力為0.79 m3/min，工作壓力為1.3 MPa，采用Atlas Copco公司主機，最佳的螺桿線速度使其比效率可達95%以上。參照GB/T 16665—1996《空氣壓縮機組及供氣系統節能監測方法》的計算方法，空壓機機組輸入比功率按下式[2]估算：

式中：q——輸入比功率，kW/（m3·min-1）；

P——空壓機機組輸入功率，kW；

Q——空壓機機組的容積流量，m3/min；

K1——冷卻水修正系數，水冷K1=1，風冷K1=0.88；

K2——壓力修正系數，空氣壓縮機組在排氣壓力為0.7 MPa（表壓）下工作時，K2=1。

對于其他工作壓力和冷卻方式不同的機組，單級、雙級壓縮壓力修正系數K2分別按下式計算：

單級

雙級

式中：Pp——壓縮機排氣壓力（絕壓）MPa；

Px——壓縮機吸氣壓力（絕壓）MPa。

計算得到項目空氣壓縮機輸入比功率為7.26 kW/（m3·min-1），因此，評估認為空氣壓縮機組輸入比功率優于《容積式空氣壓縮機能效限定值及能效等級》規定的8.7 kW/（m3·min-1）一級能效等級[3]，符合節能設計的要求。

2.7.2隔膜式計量泵

GB/T 7782—2008《計量泵》規定隔膜式計量泵泵效率的計算，應按GB/T 7784—2006《機動往復泵試驗方法》7.5條規定執行，計算公式[4]為

式中：η——泵的效率，%；

Pou——泵的輸出功率，kW。

泵的輸出功率可由下式求得：

式中：p——泵的進出口壓力差，MPa；

Q——泵的額定流量，L/min。

泵的輸出功率Pou=3.7 kW。

泵的輸入功率可由下式求得：

式中：Pin——泵的輸入功率，kW；

Pdr——泵的原動機功率，kW；

ηmot——原動機效率，當原動機功率在3.0～7.5 kW時軸功率余量為1.15～1.25倍。

泵的輸入功率Pin為4.35～4.0 kW。根據泵的輸出功率和輸入功率的計算，得出泵的效率為85.2%～92.6%。按照GB/T 9234—2008《機動往復泵》中規定，額定排出壓力小于或等于20 MPa時，泵的效率不小于85%[5]，本工程泵效率滿足規范要求。

2.7.3主要能耗設備

項目主要能耗設備能效指標評價如表2所示。

2.8能源加工、轉換、利用情況評估

項目穩產年平均能源消耗能量平衡表見表3[6]，平均能源消耗能量平衡圖[7]見圖2。

表2　項目主要耗能設備能效指標評價

表3　蘇里格南區塊開發項目穩產年平均能源消耗能量平衡表　t(標煤)

3　項目能耗水平

3.1與國內同類項目的對比

項目能耗指標對比見表4。

表4　該項目與國內同類項目能耗指標對比

根據中國石油天然氣集團公司《油氣地面工程主要指標》（5.1.2節說明選用四川氣田單位總能耗值作為國內一般值）提供的數據，四川氣田集輸系統單位綜合標煤能耗值為237.11 kg/104m3，本工程集輸系統標煤能耗指標最大為103.14 kg/104m3，低于四川氣田集輸單位綜合能耗平均值。

蘇里格氣田本部與本項目同屬蘇里格氣田，同位于鄂爾多斯盆地，地理位置相鄰，地質開發條件十分相似，地面工藝也相近；而蘇里格氣田本部經過6年的實際運行，實際計算集輸系統標煤能耗指標為151.5 kg/104m3，比本項目高出48.36 kg/104m3。

可見，蘇里格南單位產品能耗指標均低于四川氣田、蘇里格氣田本部單位產品能耗。

3.2對項目地能源消費和完成節能目標的影響

圖2　蘇里格南區塊開發項目穩產年平均能源消耗能量平衡圖

項目位于內蒙古自治區鄂爾多斯市，根據《內蒙古自治區人民政府關于印發自治區“十二五”節能減排綜合性工作方案的通知》，分別計算2015年內蒙古自治區和鄂爾多斯市萬元工業總產值綜合能耗及萬元工業增加值綜合能耗，具體對比及結論見表5。評估認為：該項目對內蒙古自治區和鄂爾多斯市能耗指標不會有向上拉動的影響，相反對完成國家節能目標具有促進作用。

表5　對項目地能源消費和完成節能目標的影響

4　參數選取

4.1天然氣折標系數

根據該項目的天然氣組分，計算出天然氣低位發熱量約為35757 kJ/m3，標準煤發熱量為29307 kJ/m3，由此可確定該項目天然氣的折標煤系數為1.220 1 kg/m3（12.201 t/104m3）。

4.2電力當量值與等價值

根據GB/T 2589—2008《綜合能耗計算通則》規定，能量的當量值是指按照物理學電熱當量、熱功當量、電功當量換算得到的標煤數量；能量的等價值是指生產單位數量二次能源或耗能工質所消耗的各種能源折算成標煤的數量[9]。

計算國家各級行政區域的能源消費總量時，電力采用等價值（即當年每發電1 kWh消費的標準煤量核算；而企業計算能源消費量時，電力則采用當量值（即1.229 t/104kWh）核算。

4.3甲醇折標系數

根據GB/T 50441—2007《石油化工設計能耗計算標準》，甲醇能量折算值為19 678 MJ/t[10]，1 kg標準煤相當于29 307 kJ，則甲醇折標煤系數相當于671.4 kg/t（6714 t/104t）。

4.4水消耗計算

工業用水只是一種耗能工質，并不是能源，因此一般能源統計中都不包含水。

4.5工業增加值能耗計算

工業增加值是指工業企業在報告期內以貨幣形式表現的工業生產活動的最終成果，不包括產品生產的轉移價值，只計算生產中新增加的價值，反映企業的實際經濟效益。通常采用“生產法”計算。

“生產法”工業增加值=工業總產值-中間投入+項目應交增值稅。

中間投入按不含增值稅計算，主要有直接材料、制造費用中間投入、營業費用中間投入、管理費用中間投入和利息支出。

5　結論及建議

1）隨著國民經濟的快速發展，國內天然氣氣田開發的速度越來越快，規模也越來越大，開發中能耗指標卻有較大差異；同時，國內針對氣田開發中能耗指標、主要設備能耗限定值的規定還不完善，建議相關部門盡快制定針對性的節能規定。

2）《綜合能耗計算通則》附錄A的標煤折算系數為通用系數，由于各氣田天然氣組成有較大差異，為了更精確和準確計算氣田能耗，應根據各氣田實際組分計算確定標煤折算系數。

3）氣田開發中的能耗主要是天然氣和電力，部分氣田設備如增壓往復式壓縮機組等是主要的能耗設備。為了降低氣田開發能耗指標，提高氣田開發經濟效益，應根據各氣田實際制定合理的節能工藝，提高壓力能的利用效率，推遲增壓時間；同時，對主要能耗設備在訂貨時要提出明確的能耗指標和運行降耗措施[11]。

4）氣田節能評估報告不同于可研報告中的節能篇（章），要求從第3方“評估”的角度出發，對項目可行性研究報告提出的項目選址、總平面布置、生產工藝、用能設備等方面深入分析，在此基礎上對項目用能情況進行全面評估，找出項目在節能方面存在的問題和不足，提出有針對性的節能措施和建議[12]。

5）節能評估更需要項目建設單位制定節能管理機構，配備節能管理人員，制定日常節能管理制度，配備能源計量器具；并且從能源投入種類和比例、工藝技術、設備選型、能源管理、工藝過程、員工教育、天然氣產量和回收利用等8個方面加以研究，努力降低單位產品能耗指標。

參考文獻：

[1]劉銀春，王莉華，李衛，等.蘇里格氣田南區塊天然氣集輸工藝集輸[J].天然氣工業，2012，32（6）：69-72.

[2]全國能源基礎與管理標準化技術委員會.空氣壓縮機組及供氣系統節能監測方法：GB/T 16665—1996[S].北京:中國標準出版社，1997：2-4.

[3]全國能源基礎與管理標準化技術委員會.容積式空氣壓縮機能效限定值及能效等級：GB 19153—2009[S].北京：中國標準出版社，2012：8-14.

[4]全國泵標準化技術委員會.計量泵：GB/T 7782—2008[S].北京：中國標準出版社，2009：5-11.

[5]全國泵標準化技術委員會.機動往復泵：GB/T 9234—2008 [S].北京：中國標準出版社，2009：10-19.

[6]全國能源基礎與管理標準化技術委員會.企業能量平衡表編制方法：GB/T 28751—2012[S].北京：中國標準出版社，2012：3-7.

[7]全國能源基礎與管理標準化技術委員會.企業能量平衡網絡圖繪制方法：GB/T 28749—2012[S].北京：中國標準出版社，2012：3-8.

[8]內蒙古自治區人民政府.關于印發自治區“十二五”節能減排綜合性工作方案的通知：內政發[2011]129號[A].（2011-11-09）[2015-06-05].

[9]全國能源基礎與管理標準化技術委員會.綜合能耗計算通則：GB/T 2589—2008[S].北京：中國標準出版社，2008：4-7.

[10]中華人民共和國建設部.石油化工設計能耗計算標準：GB/T 50441—2007[S].北京：中國計劃出版社，2007：13-20.

[11]石油工業節能節水專業標準化技術委員會.氣田地面工程設計節能技術規范：SY/T 6331—2013[S].北京：石油工業版社，2014：7-15.

[12]張英健.固定資產投資項編制難點解析[J].中國投資，2012 （5）：22-23.

（編輯李發榮）

遼河油田2016年節能工作聚焦降耗提效

遼河油田公司2016年節能工作已完成布局謀篇，將從管理有序、技術有效、監測有用等方面為明年的節能工作打開新思路，破解新課題，找到新出路。

近年來，面對提升空間小、技術要求高、責任擔子重等日漸凸顯的難題，遼河油田公司逐步完善節能工作管理方法，開展節能技術跟蹤研究，實現節能工作“平穩發展”的良好態勢。遼河油田節能工作將圍繞“十三五”規劃“12863”工作思路，配合“開源節流，降本增效”活動展開。

改進節能指標考核的內容與方式是明年節能工作最大的亮點之一。據悉，為響應集團公司關于耗能總量、耗能強度的“雙控”要求，遼河油田公司將通過科學配額、統計分析、現場調研等方式，制定各生產單位生產系統能耗定額指標，把“單耗定額指標”這項新內容納入節能指標系統，并配合勞動競賽與業績考核，加大節能目標責任制考核力度。

此外，遼河油田將繼續通過大力推廣節能技術，提高經濟和社會效益。在繼續實施好區塊節能綜合治理改造項目的基礎上，加快“油田加熱爐提效”“電動機能效提升”“配電變壓器能效提升”三大工程的推進步伐；優選科技含量高、節能效果好的技術項目，及時轉化為科技成果；結合遼河油田的生產實際和業務特點，深入研究“區塊整體節能效果測試與計算”方法，并逐步形成企業標準。

遼河油田公司還將結合股份公司節能監測計劃，展開耗能設備的節能監測工作。同時，深入排查能源利用存在的薄弱環節、對年耗能5000 t標準煤以上的單位進行能源審計，進一步降低能耗成本，推進資源節約型企業創建也將成為明年節能工作的重點。

付亞榮

中國石油啟動“能源管控系統研發與應用”

11月26日，中國石油“煉化能量系統優化技術升級與推廣應用”重大科技專項——“能源管控系統研發與應用”課題在錦州石化公司啟動。

按照國家工信部的要求，中國石油特設立“煉化能量系統優化技術升級與推廣應用”重大科技專項，為實現“十三五”節能目標提供技術支持。

錦州石化作為“能源管控系統研發與應用”的實施單位，專門成立項目領導組、專家組和課題組，在前期廣泛技術交流、調研的基礎上，確定與橫河公司、KBC科技有限公司合作開展能源管控中心建設。

據課題組負責人介紹，通過錦州石化能源管控中心的建設，使先進的能源管理理念在中國石油得到推廣應用，為其他企業建設能源管控中心起到示范作用。

來源：中國石油報付亞榮供稿

收稿日期2015-06-05

作者簡介：第一薛崗，高級工程師，2002年畢業于西南石油大學（油氣儲運專業），從事天然氣地面工程設計和研究工作，E-mail : ctec-xgang@cnpc.com.cn，地址：陜西省西安市未央區長慶大廈911室，710018。

DOI:10.3969/j.issn.2095-1493.2016.02.017