联合站能耗状况分析及下步工作(六版)

1、孤东采油厂2013年勘探开发技术座谈会专题发言材料联合站能耗状况分析编写：刘清富 审核：王乾泽 孤东采油厂集输大队2014年1月目 录前 言1一、 能耗状况1（一） 集输综合能耗概况1（二） 热能耗概况2（三） 集输电能耗概况2二、 集输热能耗分析2（一） 集输系统生产工艺热能节点分析2（二） 联合站热能耗数据分析6三、 集输耗电分析13（一） 积极推行技术改造13（二） 科学进行流程优化14（三） 狠抓内部精细管理15四、 2013年能耗挖潜工作亮点16五、 目前存在问题18六、 下步工作20联合站能耗状况分析联合站生产需要消耗大量能源，联合站的能耗在采油厂占有较大比例，如何在确保生产良性运

2、行的情况下实现能耗效益最大化是联合站管理的重要工作任务和工作目标之一。联合站能耗（不包括注水站）包括热能和电能两部分，热能由原油、天然气、水煤浆三部分构成，具体应用作为燃料通过加热炉和换热器给原油加热升温，用于提高油水分离效果；电能主要在于联合站内各类机泵动力和轻烃生产消耗。孤东联合站因为特殊的生产状况，主要是油水性质有较强的独特性，处理难度大，需要能耗高；加之设备设施老化严重，机泵效率、加热炉效率普遍较低，单耗较高。近几年，积极进行系统工艺优化，加强节点控制管理，部分设备进行了更新，能耗得到有效控制。但是当前工艺流程还存在很多问题，还有大量工作要做，也有较大潜力可挖。一、 能耗基本状况(一)

3、 集输综合能耗概况2013年集输大队自用原油6477吨，自用天然气600.77万立方米，消耗水煤浆热能39.6514万吉焦，耗电2301万千瓦时，合计总能耗3.24万吨标煤（折合原油2.268万吨），其中，热能耗2.96万吨标煤，集输用电折合0.28万吨标煤。从统计数据看，近几年随着采油厂的产量递减，能耗总量逐年减少，液量单耗逐渐降低；但是处理吨油单耗则呈现波动趋势，这是因为近几年采出液处理性质越来越复杂，处理难度越来越大，生产情况变化大，生产温度较大提高；机泵老化严重，效率降低；同时也与近两年原油产量紧张，实行旬度赶油有直接关系，但2013年比2012年呈现单耗下降趋势。(二) 热能耗概况2

4、013年生产系统消耗总热能2.96万吨标煤，折合原油20724t，包括原油6477t，天然气600.77万m3，水煤浆热量396514GJ，处理吨原油单耗8.30kg/t。与去年同比燃油总量减少1228t，吨油单耗降低0.15kg/t。 2013年吨油、吨液单耗比2012年略有下降，主要原因一是对个别能耗设备进行了更换，东三联、东四联更新了三台加热炉，提高了设备效率。二是在联合站探索实施了节点控制管理，内部管理调控进一步细化、科学化。(三) 集输电能耗概况2013年集输生产耗电2301万kW·h。与去年同比减少138万kW·h，吨油单耗降低0.19kW·h/t。集

5、输用电（联合站生产）近年来呈下降趋势，主要是大队近年来大力推行技术改造，优化管网流程，优化了设备运行数量，减少无功损耗，深化内部管理挖潜。二、 集输热能耗分析(一) 集输系统生产工艺热能节点分析当前联合站原油处理的工艺流程如下：东一联的工艺流程是环节最多，处理工艺最复杂的。下面以东一联为例进行说明。东一联工艺流程示意图具体工艺处理流程是：采油矿产液量进站，先经过油气水三相分离器（俗称分水器），将液量分为油、气、水三部分，这是油、气、水的第一次分离，联合站热能主要用于油部分的处理。分水器油出口的液量此时仍为油水混合液，含水依然较高（60-85）。油部分混合液随后进入加热系统（加热炉或水煤浆换热器

6、）进行加热升温，这是能耗的直接点和关键点；随后进入油气分离器（油气两相分离器）进行天然气第二次分离；再进入稳定塔进行天然气第三次分离；再进入一次沉降罐，进行沉降脱水，进行脱水的第二次分离；再进入二次沉降罐，混合其他联合站来油沉降（称为原料油），进行脱水的第三次分离；随后通过脱水泵把原油第二次输入加热炉（或水煤浆换热器）进行二次加热，再进入后稳定塔，稳定轻烃生产轻质油，最后进入净化原油罐沉降放水（此为第四级脱水环节），达到成品原油标准（含水低于1.8）后进行外输。各站处理工艺不完全相同，东一联最为齐全和复杂，其他各站都有所简化，其中东一联、东二联属于两级脱水工艺，含水95以上井排来液经分水、加热

7、、油气分离、一次沉降等处理工序后，含水降低20%左右；经再次加热、稳定，进入净化罐沉降达到1.8含水以下后外输。东三联、东四联属于一级脱水流程，井排来液经分水、加热、油气分离、沉降等处理工序后直接外输，含水率5-25。热能主要消耗在加热环节，用来提升油水混合液温度，加快分离速度，是保证联合站含水指标的重要条件之一。影响热能总量的关键节点有四个：1、油气水三相分离器分离效率采油矿采集的油、气、水混合液进入联合站后首先经过油气水三相分离器，初步分为油、气、水三部分；下一个环节是对分离出的油部分进行加热升温，而分离的效果如何，即分离出的油部分含水率多少决定了需要加热的总液量，对整个热能消耗有关键性影

8、响。在这个环节的节能要点是如何维护好分离器的运行，保持较高的运行效率，使油部分含水（气）尽可能低，水部分含油尽可能少。分离器分出的油含水越低，不但需要加温的液量少，同时需要提升的温度要求也低；含水量越高，需要越高的温度来保证进一步的分离。脱水原油含水率对系统的影响脱水原油含水率（）原油的有效热负荷（）1081.811573.912066.672560.003053.853548.154042.864537.935033.33就当前在用的油气水三相分离器效果来看，不同的站因为进液性质、特点不同和分离器类型不同而不同，分离效果不一；一般进液含水在90以上，分离出的油量含水60-80。但有两个共同的

9、特点：一是凡是新设备比老设备效果好，即设备在使用中效果逐渐变差，这是因为在使用过程中设备内部构件逐步腐蚀、老化、淤堵造成的。二是历史来看，分离器整体效果越来越差，这是因为我厂采出液聚合物含量持续上升影响，聚合物在有效提高采收率、增强油水乳化程度的同时，严重影响集输系统的油水分离。含聚采出液的处理目前是世界性难题。这个环节目前存在三个问题：一是三相分离器使用多年，内部构件淤堵、腐蚀、坍塌严重，效率逐步降低；应该对效果较差的进行更新改造；同时，应定期进行拆卸清理，更换局部构件。二是限于我厂油水独特的性质，主要是指的稠油、高含聚量、矿化度高等，严重影响了三相分离器分离效果，同样的三相分离器在其他采油

10、厂的效果截然不同，在注聚前我们的分离器效果也很好，分出油含水率也曾经能达到20-50；随着采出液中含聚量的上升，分离效果越来越差。因此当前亟需研制适合我们目前油水性质的高效分水器。2、加热设备效率加热设备是直接耗能环节，也是集输系统控制热能耗的最关键环节。从分离器分离出来的油部分进入加热升温系统，提升温度，目的是在较高温度条件下，实现油水的进一步分离。这个环节加热设备主要是加热炉和水煤浆换热器，目前在东四联、东一联主要使用水煤浆生产蒸汽进行换热，加热炉作为辅助同时运行，主要燃料是原油、天然气和煤。联合站加热炉统计表单位加热炉合一加热炉燃油炉螺旋板换热器（台）功率（kW）数量（台）功率（kW）数

11、量（台）功率（kW）数量（台）东一联35001023018东二联250012500523018（停用）20001东三联350012301250021750415003东四联250022500523016立1卧目前东三联、东四联仅有一次加热，将温度由进站的35-42升高15-30至55-75；东一联和东二联是两级加热，即进行两次加热，最终升高至80以上。在这个环节主要控制点是两个：一是要保持较好的加热设备系统效率，对加热炉进行精细科学调控，根据不同季节的生产要求实行燃料结构调整，定期对因管线堵塞、结垢效率低下的加热炉进行清洗；水煤浆换热器需要保持较高的换热效率，定期进行清洗，合理调控流向流量。二

12、是科学确定生产需要温度，对目前我厂稠油原油脱水来说，温度越高越好（低于100）。但在实际生产中，要综合考虑能耗效益，在脱水基本满足生产要求的情况下，应尽量减少能耗，不加热为过高的温度。这个环节存在的问题是加热炉、换热器时常结垢、淤堵，导致效率大幅度下降，尤其在东二联、东四联，东二联因为换热器壁聚合物粘附、结焦而致使水煤浆系统停运；同时，目前有很多加热炉因为穿孔内部部分烟管焊堵封死，严重影响效率。东四联无论是换热器还是加热炉，因为矿化度高、油稠在加热设备的管壁结垢、粘附而效率大幅下降，需要经常清理，换热器和加热炉都曾经多次清洗，效率较低。3、设备的热量散失能耗的第三个环节沿程设备设施管线的热量散

13、失，也即保温工作。管线流程、分离器本体、原油储罐、加热炉本体等流程、设备都会散失一定热量，必须进行全面的保温。目前存在的问题是各站有的罐没有保温层，东二联、东三联、东一联均有一个油罐没有外保温，有的油罐保温层损坏脱落，有必要进行保温和维修。4、工艺优化与管理站内的工艺与管理直接影响能耗的多少。包括两个方面，一是站内污油污水循环量，联合站内净化罐放底水、毛石池污油回收、水罐污油回收等都是站内二次处理，回收后的液量有的进井排重新循环处理、有的进一次罐，无论回收到哪个环节，都将增加热能、动能消耗。管理的要点是要优化工艺流程，精细节点调控，尽可能减少外排量和回收量，科学确定回收点，减少站内循环量。目前

14、问题是站内毛石池、污水罐、注水罐老化油的处理难度极大，这部分油乳化稳定性极强，一般的温度和破乳方法难以奏效，每次回收往往会导致外输含水升高，需要提高温度、增加药剂投加量，用高能耗来做保障。第二个方面是对储罐进行精细科学调控，控制调整在罐内沉降时间和油层厚度，合理的沉降时间和油层厚度能有效进行脱水，可以弥补温度的效能，实现减少能耗。三是进行局部工艺的优化，比如说，目前东三联、东四联进入东一联的油量全部要进行二次升温处理，增加了能耗，有必要探讨更加科学合理的工艺，减少不必要的重复，降低能耗。(二) 分站热能耗数据分析联合站的原油加热工艺根据流程环节分为两段，第一段（前段）是指对从分离器出来的原油进

15、行加热；第二段（后段）是指原油进入沉降罐后，从沉降罐出来再次进行加热。目前有的站仅进行一段（前段、后段其一）加热，有的站进行两段同时加热。每个环节进行一次加热的我们叫做一级加热，进行两次加热的叫做两级加热。目前各站因为工艺设计、油品性质以及具体生产情况不同采取不同的加热工艺，东三联、东四联采用前段一级加热，东二联采用的是两段两级加热，东一联同时具备两段加热流程，但目前运行的是一段（后段）两级加热。1、 东一联1）东一联加热工艺状况原油加热工艺目前为“一段两级加热”，后段加热两次。主要在后段，对二次罐内原油加热，包括一矿、三号联、海洋采油厂海六联、四号联、兴东公司等来油量，一级为水煤浆换热器换热

16、，二级为水套加热炉加热，原油温度从4346加热至8588。东一联热负荷工艺流程图目前东一联在装加热炉10台，功率全部为3500千瓦。目前工艺全部用于后段加热，与水煤浆换热器串联实现两级加热；一般在冬季运行4-5台，夏季运行2-3台。2013年平均效率为70.98%。2013年东一联效率测试表水煤浆运行1台锅炉，8台换热器全部运行，日加热液量8000m3以上，夏季水煤浆提供热值532*106KJ/d；冬季水煤浆提供热值559*106KJ/d, 进出口平均温升23，换热效率在85%左右。生产调节中，主要依据东一联水煤浆出口的温度和实际加热效果来调节加热炉运行，如出口温度降低则加大燃油量或增加加热炉

17、台数；反之，则控制燃油量或减少运行台数。因此水煤浆换热效率越高，加热炉的负荷也就越少，热能总量和单耗均能降低。2）东一联热能耗分析东一联近年进液量呈小幅递减趋势，处理原油量每年递减，吨油单耗呈现小幅度波动态势。具体数据如下：2009-2013年东一联加热能耗统计表年度自用油（t）自用气（万m3）水煤浆热量（GJ）热能折油（t）进液量（m3)处理油量（万t）吨油单耗（kg/t）20095026 66.98 216041 1070602 4.48 20104368 67.11 199875 966467 4.15 20114807 59.83 1

18、90383 981907 4.61 20125123 21.03 203665 1014076 4.86 20133032 74.47 202808 8457 16800732201.63 4.19 能耗数据分析：2009年因东一联水煤浆实施两段加热，冬季在井排段将沉降温度从48.5提高到51.1，夏季停运，因此相应热能消耗高。2010年一矿来液温度高（年均49.1），较去年增加0.7，为生产挖潜，停运了井排段的水煤浆换热器，集中在脱水段加热，含水指标控制在1.21%，热能总量减少1004t，单耗降低0.33kg/t。2011年下半年采油厂产

19、量紧张，实行旬度交油，东一联原油库存降至1.82.0万t，原油沉降时间缩短68h，为保证含水指标，脱水温度提升至86.4，能耗增加155t，单耗升高了0.46kg/t，全年含水控制在1.26%。2012年含水指标调整至2.0%，但开发形势更为严峻，东一联原油库存进一步降低至1.5万-1.7万吨，再加上8月份水煤浆换热器效率下降，出口温度降低，面对此局面，大队通过提高脱水温度、优化药剂投加量、实施储罐“少进多倒”管理运行模式等措施来降低含水指标，因而全年燃油当量增加了321t，单耗升高至4.86kg/t，含水指标控制在1.77%。 2013年针对2012年的被动局面，实施了月中保持库存、月底交油

20、的方式，阶段性增加库存量，稳定含水指标，高含水交油次数明显减少，含水指标趋于平稳；4月份协调清洗水煤浆换热器，出口温度升高1.6-2.3；受有机氯事件影响，东一联6-8月份库存份增加至4万t左右，我们适时调节加热炉，将脱水温度降至82；推行 “气代油”模式，节约燃油消耗；通过上述措施，2013年燃油当量比去年减少1684t，单耗降低0.67kg/t，含水指标控制在1.44%。2、 东二联1）东二联加热工艺状况原油加热工艺为两段两级加热，前后段分别加热一次。前段一级加热是对分水器出来后的液量进行加热，从3740加热到4851；后段一级加热将原油从4750加热到8486。 东二联热负荷流程图东二联

21、目前有加热炉7台，其中6台为水煤浆与燃油二合一加热炉，日常运行3-4台，其中一段加热井排来液1台，后段加热脱水来液2台，冬、夏季运行数量基本相同，但燃料不同，2013年平均效率为71.46%。2013年东二联效率测试表从测试结果看，东二联的合一加热炉在燃气时的效率高于燃油时效率，在保证生产的情况下，燃气更有利于节能挖潜。2）东二联热能耗分析东二联处理液量逐年下降，但燃油总量和单耗总体呈上升趋势。具体数据如下：2009-2013年东二联加热能耗统计表年度自用油（t）自用气（万m3）水煤浆热量（GJ）热能折油（t）进液量（m3)处理油量（万t）吨油单耗（kg/t）20093635 155.13 7

22、293 5050 1406746574.03 6.82 20103265 150.04 23430 5023 1418878869.73 7.20 20112413 56.88 63121 4371 1415763166.18 6.60 20124311 53.49 0 4739 1377893564.60 7.34 20131930 313.96 0 4442 1382514162.02 7.16 能耗数据分析：2009年东二联使用5台3500kW，2台2500kW的加热炉，10月份应用水煤浆螺旋板换热器，全年比2008年节约燃油当量145t。2010年初，螺旋板换热器因聚合物淤堵严重，无法

23、运行，5月份开始试验合一加热炉，并陆续更换4台，改造影响时间长，全年脱水温度仅为77.6，含水指标波动频繁，单耗升高0.38 kg/t。2011年燃油加热炉和水煤浆供热系统共同运行，因水煤浆效率高，脱水温度上升到83.0，含水指标趋于平稳，年度平均指标完成1.71%，单耗比2009年增加0.6kg/t。2012年初，因水煤浆费用不足，东二联水煤浆停运，合一加热炉以燃油为主，效率明显低于水煤浆蒸汽，再加上原油库存低，为降低含水指标，加热温度提升到86.5，单耗比2011年增加0.74kg/t，年含水指标控制在1.62%。通过总结经验，2013年我们立足现状开展节能挖潜，热能总量得到有效控制。4月

24、开始实施 “气代油”，再加上低库存影响，我们通过井排流程改造、分水器清洗、油罐两季清砂、合一炉火嘴改造、加强能耗管理等措施，在完成1.62%含水指标下，节约燃油197t，单耗降低0.2kg/t。3、 东三联1）东三联加热工艺状况原油加热工艺为一段（前段）一级加热，前段一次加热是对分水器出来后的液量进行一次加热，从3739加热到4445，但仅在冬季是这个工艺。在夏季不进行加热。 东三联热负荷流程图东三联有加热炉10台，型号种类多，新旧不一。冬季一般运行2-3台，全部为井排来液加热，2013年平均效率为75.48%。2013年东三联效率测试表2012年开始东三联对加热炉进行改造，共改造4台，整体效

25、率较前几年提高，目前较好的满足联合站的生产需要。加热炉效率在联合站中较高，冬季燃气也可以满足生产需要。2）东三联热能耗分析东三联热能消耗量少，单耗在联合站中最低，主要是因处理油品易分离，在夏季可以有5个月时间实施常温脱水。因此，东三联热能消耗受气温影响大，挖潜重点是保持加热设备的高效运行。具体数据如下：2009-2013年东三联加热能耗统计表年份自用油（t）自用气（万m3）热能折油（t）进液量（m3)处理油量（万t）吨油单耗（kg/t）2009733 91.02511461 1431370972.16 2.02 2010673 89.14 1386 1448202568.90 2.01 201

26、1596 61.67 1089 1438651858.14 1.87 2012879 32.52 1139 1442038952.33 2.18 2013397 60.80 883 1297981347.08 1.88 能耗数据分析：2011年常温脱水6个月，全年单耗最低；2012年因加热炉损坏严重，10月份组织更换了4台加热炉，全年单耗升高0.31kg/t。2013年通过分队计量改造，加热炉盘管维修，精细化管理等措施，燃油单耗降低0.3kg/t。4、 东四联1）东四联加热工艺状况原油加热工艺为一段（前段）一级（或二级）加热，应用螺旋板换热器、合一加热炉、水套加热炉串联（或并联）加热，原油温度

27、从3740加热到7476。 东四联热负荷流程图东四联7台加热炉全部为2009年后更新，1#、2#、3#为2012年底更新改造，2013年水套炉平均效率76.54%，主要是因新加热炉盘管结垢少，传热效率高，热量损失少，加热效果较好。2013年东四联效率测试表东四联水煤浆运行1台锅炉，为确保换热器清洗时有备用设备，4台换热器运行2台，每天供热量560GJ、加热液量5600m3，进出口平均温升16；实际运行中，东四联换热器运行效率远低于东一联换热器，主要是油品性质脏、粘稠导致换热器管线结垢、淤堵严重，换热效果差。东四联目前加热设备系统存在两个问题：一是二合一加热炉换热盘管结垢严重，换热效率越来越低，

28、试验多种清洗方式均无法彻底解决；二是螺旋板换热器内部淤堵严重，且清洗时发现螺旋板表面有大量点蚀坑；每次清洗在2个月后效率开始逐渐下降，并且由于费用问题，清洗难以及时。影响加热炉、换热器结垢淤堵的主要原因是四矿、新滩均属于稠油，并且矿化度高。目前只能通过定期清洗的方式来提升效率，因此东四联的重点是如何降低换热设备的结垢问题。2）东四联热能耗分析东四联来液近年呈增长趋势，为保证含水指标，热能和单耗呈上升趋势。具体数据如下：2009-2013年东四联加热能耗统计表年份自用油（t）自用气（万m3）水煤浆热量（GJ）热能折油（t）进液量（m3)处理油量（万t）吨油单耗（kg/t）2009年1890180

29、.9015109469 5944 802083984.35 7.05 2010年1979177.557399210 5762 808084183.52 6.90 2011年777 120.68 184978 6147 811012580.95 7.59 2012年510 105.68 198987 6093 888620086.60 7.04 2013年1118 151.54 193706 6942 884062085.53 8.12 能耗数据分析：2009年东四联来液量比2008年日增加1100m3，为保证含水指标，投运了水煤浆螺旋板换热器，热能总量比去年增加400t，含水控制在18.8%。

30、2010年换热器频繁出现汽化、堵塞状况，加热炉效率下降的问题，沉降温度只能达到68.1，6-9月含水指标升高到20.3%，生产状况持续恶化。11月份，更新5台2500kW合一加热炉（原3500kW2台，2500kW3台），热能总量减少182t。2011年合一加热炉运行后，加热能力得到显著提高，但运行3个月后，出现输油盘管堵塞现象，传热效率急速下降，沉降温度降至65.6。针对此问题我们组织清洗输油盘管，投加阻垢剂来提高加热效率，但效果不理想，全年含水指标升高到22.9%，单耗上升到7.59kg/t。2012年东四联日进站液量增加了2160m3，加热温度进一步下降到62.6，含水指标一直超计划运行

31、，单月平均含水最高达到30.61%。为此，11月又新上2台2500kW加热炉，含水指标好转，逐步降到20%左右,全年平均含水24.56%。2013年采油厂下达东四联含水指标为22%，但东四联来液性质不稳定，各项开发措施不定期交替应用，影响药剂适应性，东四联含水指标呈锯齿状，波动起伏大，为控制生产指标，增加热炉运行台次，沉降温度保持在75，全年含水指标完成21.63%，控制在计划指标内，但燃油当量增加951t，单耗比去年增加1.1 kg/t。5、综述影响热能总量的因素为：一是热负荷量，需借助预分水设备和油气分离设备来降低加热液量；二是设备效率，要通过提高加热炉或换热器效率来提高能源利用率；三是工

32、艺状况，可依靠改进加热工艺降低加热负荷；四是操作因素，即通过精细调节生产，合理节能；五是保温工艺，需要完善原油处理节点设备及输送管网的保温来降低热损失。三、 集输电情况分析集输系统用电（不包括注水用电），主要为各类机泵消耗，包括脱水泵、油外输泵、水外输泵、污水外调泵、药剂泵、加热炉风机、压缩机、抽气机、制氮机等等，都是连续运转，此外，还有小部分间歇运行，包括提升泵、事故泵、清水泵、燃油泵、消防泵等。从近5年用电情况看，集输用电2009年、2010年、2011年基本持平，2012年、2013年呈大幅降低，年节电在100万kW·h以上。2009-2013年集输用电统计表年份2009年20

33、10年2011年2012年2013年集输电（万kWh）2647.032605.872619.712438.962300.842013年，联合站集输系统用电2300.84万千瓦.时,平均日耗电63.万万千瓦.时。与2012年相比东一联、东二联、东四联耗电呈下降趋势；东三联因污水站投用，设备增加，用电量增加；轻烃站开机时间比去年增加40天，电量增加；集输大队整体节电效果显著。与2013年采油厂下达的2512万kW·h的计划相比，节约212万kW·h。2009-2013年集输用电统计表时间东一联（万kWh）东二联（万kWh）东三联（万kWh）东四联（万kWh）轻烃站（万kWh）四

34、八区掺水（万kWh）机关驻地（万kWh）合计（万kWh）2012年907.91 571.14 208.88 178.40 290.19 56.70 61.98 2275.20 2013年809.50 489.43 287.82 160.15 342.37 19.76 44.65 2141.33 节超电量98.41 81.71 -78.94 18.25 -52.18 36.94 17.33 133.87 集输系统的电能管理的重点环节有三个：一是合理进行工艺优化减少机泵运行数量；二是保持较高的机泵系统效率；三是进行新技术推广应用，使用节能电机、变频调节器等。四、 2013年能耗挖潜工作（一）、热能

35、耗挖潜2013年，我们认真分析，制定了重点“挖潜东一联、东二联，稳定东三联，控制东四联”的方针，从计划分配、运行管理、计量监督、强化考核等方面入手，保证了挖潜成效。1、 科学化切指标，严格考核；规范动态分析，提高能耗管理水平。针对采油厂下达的能耗指标，年初就制定各站能耗计划，确定合理的能耗控制指标，进行严格的考核。加强能耗动态分析，季度召开能耗分析会，查找问题，制定对策。2、 加强节点控制管理，明确方案，最大程度实现节能挖潜。总结推行联合站SQE节点控制管理模式，每个生产流程、每台设备明确安全、质量、能耗控制点，每个控制点明确控制指标，每项指标明确调控措施，实行精细节点控制管理。制定各站能耗控

36、制管理方案，根据各站实际生成情况和工艺特点，制定详细的能耗控制方案。实现了安全、经济、高效运行。3、 积极进行工艺优化，实现工艺节能。联合站生产运行中，脱水难易程度有季节性特点，也有生产调整不同带来的周期性，我们结合联合站热负荷与脱水率的规律，在脱水难度较小的时间段内，采取“降低脱水温度+少进多倒”的方式，通过控制燃油量（燃气量），东一联将脱水温度下调22.5，东二联将脱水温度下调2.53，并对油罐运行”少进多倒“的方式，增加沉降效果，即完成生产指标，又节约了能耗。东一联热负荷与脱水率的规律科学优化污油回收方式，联合站毛石池、污水罐、注水罐的原油由于放置时间较长并暴露与空气，变成了老化原油，回

37、收后对含水指标和节能挖潜工作影响很大，但又必须回收。摸索出在不同季节的不同回收方式。冬季要求是随时回收，少量多频次回收。在夏季，我们利用环境温度高的条件，将老化油集中放置4-5天，再统一回收，一是减少对生产指标的影响，二是集中消耗热能，减少平时的消耗。针对有机氯事件，联合站库存总和增加至6万t，原油沉降时间增加1216小时，我们将不利转换为有利，将各联合站的生产温度下降了44.5，共减少热能530t。4、 精细管理设备，实现设备运行效率最大化。近年来，联合站加热设备频繁出现问题，特别是东二联、东四联先后运行螺旋板换热器、蒸汽合一炉、燃油燃气合一炉、水套加热炉等，加热效率从升高到降低到再降低，单

38、耗也随之变化。我们统计分析了加热设备的运行数据，螺旋板换热器效率最高（效率90%-93%），其次是蒸汽合一炉（效率85%-90%），再次是水套加热炉（效率70%-77%），最差的是油气合一炉（效率65%-72%），根据热能计划及联合站实际状况，合理配置，指导运行。（二）电能挖潜1、对低效设备进行更新。针对使用时间较长、效率较低的机泵积极进行更新。针对东一联油外输4#800kW YS型泵能耗高，维修困难的状况，2011年11月，更换为630kW的MLG型高效油泵，更换新泵后功率降低，效率升高，仅此一项，年节电22万kW·h。2012年6月，东三联将3#160kW SY型泵更换为55kW

39、 AYIII型三级油泵，年节电7.8万kW·h；东二联、东三联加热炉风机多数配套11kW、15kW电机，功率大，运行中难调节风量。针对此，2013年共更换7.5kW电机5台，年节电12.7万kW·h；2012年氧化塘控制处理量后，我们将东四联355kW外调泵降为110kW，年节电23.5万kW·h。2、积极进行新技术、节能技术的推广应用。大力推广变频器应用。2012年开始，对联合站在用主要机泵更新变频器，通过2年时间，把输油系统、污水外输、提升收油、稳定轻烃等生产环节更新完成，方便职工调节运行，年节电40万kW·h。积极进行科技研究和技术提升，近两年先后

40、在东三联油外输岗、东一联脱水泵岗安装闭环输油系统，在控制干压和流量的条件下，借助变频器实现闭环调节，年节电2.8万kW·h。3、科学进行流程优化与运行方式优化一是外调线优化运行。2010年以前污水外调线存在部分管段共用，蹩压调水难的问题，联合站外调泵数量一增再增，调水干压居高不下，不仅耗电高，而且导致外调管线频繁穿孔。2011年开始，调整调水管网，逐步完成单对单调水运行，避免冲突，外调泵运行台数减少。二是清洗外调管线。外调管网运行多年，管线结垢严重，降低了调水效率。2011年开始，采油厂逐步对外调线进行清洗，先后完成东三注东二联、东三注东四联、东一注东六注、东四注东六注等线路的清洗，

41、外调干压下降0.12MPa。三是更新外调线，增加复线。针对外调线运行时间长，穿孔多、调水困难的问题，2012年增加了东三注东四注复线，保障了四矿注聚用水。2013年开始组织更换了东三注东二联、东二注东五注、东一注东五注三条污水外调线，外调泵运行台数下降，节电效果明显。四是优化注水泵，合理调配污水量。针对氧化塘进水量减少，为平衡水量，2013年6月开始采油厂增开1台注水泵，大队据此优化调整了东四联和东一联调水方式，东一联外调泵运行减少2台，干压降低0.1MPa。通过对外调系统的优化运行，2013年比2012年节电效果明显，统计如下：2012-2013年联合站外调泵用电统计表单位时间日均运行（台）

42、运行时间（h）耗电量（kW·h）干压（Mpa）水量 （万m3）东一联2012年4.4 35295 2117706 0.79 1012.17 2013年3.8 2972617835880.73 880.03东二联2012年3.4 29497 1769820 0.63 766.33 2013年2.2 1878711272200.44622.24东三联2012年5.4 35420 3150199 0.72 755.23 2013年4.32972226494250.68 620.82东四联2012年1.8 13084 831256 0.81 186.88 2013年2.4 167651224

43、1650.75 315.63从上表可以看出，东一联、东二联、东三联外调干压和起泵台数比去年都有大幅降低，特别是东二联，干压降低0.19MPa，东四联因增加注聚水量起泵数量增加，但干压、单耗均下降，综合统计2013年比去年节电108万kW·h。五是针对东三联与海六联共用一条输油管线，干压难控制的状况，2013年协调海六联在夏季实施交替启泵，间歇式输油，沉降时间增加6-8h，含水指标同比由4.38%降低至3.88%，输油泵运行时间同比减少555h，节电1.95万kW·h。4、狠抓内部精细管理大队制定了详细的节点挖潜管理规定，全面落实削峰填谷运行办法，机泵运行实行精细管理；同时对

44、办公用电也有明确管理规定，对照明、空调、办公用电进行规范，严肃查处浪费现象。对照明系统推广定时器，设置好启停时间，杜绝了因人为因素浪费照明电的问题；要求微机、饮水机、空调人走关闭，不定期检查，对违规人员在大队通报，并严格考核，通过各项措施，职工节能意识明显增强，大队日常用电减少4.3万kW·h。五、 目前存在问题（一） 预分水设备效率低，加热负荷大。2003年开始，联合站开始推广高效分水器，东一联、东二联、东四联、东三联先后进行了改造，油出口含水最佳时降到30%，加热炉加热液量减少55%，热能大幅减少。2005年开始，采油厂开发手段多元化促使油水处理难度越来越大，现在分水器油出口含水

45、升高到65%80%，加热炉加热液量增加2.53倍，热能大幅增加。再加上运行多年，分水器出现波纹板破损、内部结垢堵塞，凡尔损坏等诸多问题，分水器效率较低，分水效果较差。需要对分水器进行定期清理维修或更换。（二） 油水分离设备运行时间长，分离效果降低。联合站油水分离设备包括油气分离器、稳定塔、原油一次罐、原油二次罐等设施，用来提高油水分离效果，这些设施基本上属于一次建成，运行到现在都在20年以上，存在内部构件损坏、捕雾网塌陷，油气分离不彻底等诸多问题，分离效果变差，增加了脱水加热炉加热液量。需要对部分设备进行改造更新。（三） 水套加热炉运行效率低，热量损失多。东一联东三联目前使用的加热炉多在20年

46、以上，存在盘管结垢严重，传热效率降低，燃烧器使用多年，燃烧效果差等诸多问题，有的加热炉因为内部炉管穿孔进行了封堵处理，效率大为降低，根据检测结果，有的加热炉效率仅为65%，远低于加热炉78%的效率标准；需要对部分加热设备进行更新。（四） 老化油回收技术效率低，加热炉加热负荷大。联合站老化油回收是一项重要而不可或缺的日常工作，毛石池、污水罐、注水罐以及穿孔跑冒的原油因为放置时间长、温度低、与空气接触暴氧时间长，变成了稳定性极强的“老化油”，这些老化油在回收进处理系统后会严重影响脱水处理，增加系统能耗。目前各联合站收油工艺基本相同，但回收流程不相同，都是在加热流程前混合，进而升温脱水。以前曾经多次

47、进行试验、也增加了一些专用处理设备对老化油进行处理，但都没有达到彻底消除老化油影响的目的。如何加强老化油的处理，仍然是当前节能降耗与生产运行的关键点。（五） 外调管网穿孔频繁，影响污水优化调配。集输污水外调管网由玻璃钢和钢管两种管线构成，全长55.74km，大部分管线近几年已经进行了更换，但是还有9.54km的调水管线使用年限达到20年。同时，玻璃钢管线运行4-5年后开始爆管，粘补一次平均需要16h，钢管频繁穿孔，焊补平均需要3小时。在管线维修期间，必须重新进行污水系统调配，导致耗电量增加。2013年共粘补玻璃钢管线22次，焊补钢管47次，增加电量3.92万kWh。有必要对部分管段进行更换，2

48、014年已经有部分管段的更换计划。（六） 高耗能机泵仍大量存在，需要淘汰更新。一是联合站输油泵效率低，2013年的效率测试，东二联、东三联、东四联的效率远远低于采油厂45%的规定效率。特别是东二联输油泵，2004年更新，叶轮磨损大，间隙增加，功率因数及效率均不达标（工频效率26.4%），无用功增加。东三联因与海六联共用一条外输线，共同输油时效率低（工频最低时10.94%），一是需要通过管理挖潜（间歇外输），二是需要重新更新小排量高效泵。2013年1-3季度输油泵测试效率汇总表采油厂标准：单台输油泵机组效率45%；单台输油泵电机功率因数0.9。二是按照国家节能减排规定非节能型淘汰电机在联合站仍大

49、量存在，主要集中在注水站、加热炉、提升、加药等岗位，2013年至2015年需要淘汰更新63台，总功率达36684.2kW。三是部分注水机泵效率低，急需更新，东一注2#、6#注水泵运行已27年，运行效率65%（标准效率70%），安全性能下降，需要更新。六、 下步工作工作思路：以生产指标为中心，全面推进联合站、注水站工艺改造和设备更新，大力推广应用节能新技术，系统优化工艺运行，深挖潜力点，降低能耗总量；结合油田“四化”建设，借助自动化技术，提高设备运行效率，降低单耗；开展群众性技术挖潜，开展节约“1度电、1滴油、1升气”活动，营建节能降耗氛围；深化管理，厉行节约，创建节约型泵站。（一） 探索东三联、东四联低含水交油方案目前东三联、东三联外输原油为高含水，进入东一联后再次进入处理系统，进行二次处理，增加大量能耗。因此，有必要进行工艺改造，实现两个站低含水交油，这应该是下步改造的重点，目前应经有初步的方案。1、 东三联。东三联油品性质较好，目前在较低的温度下，依靠沉降就能达到较低含水。在夏季不需要加温，在常温下即可实现较好脱水，与海六联外输油混合后进东一联二