海上平台原油发电机组燃料油处理系统的设计要点

吴尧增， 王文祥， 秦小刚， 李彦昭

(中海油研究总院， 北京 100028)



海上平台原油发电机组燃料油处理系统的设计要点

吴尧增， 王文祥， 秦小刚， 李彦昭

(中海油研究总院， 北京 100028)

摘要：原油发电机组因主用燃料通常为油田自产原油，从而广泛应用于伴生气产量低的油田开发。但是由于没有经过炼化处理且不同产地原油物性差异较大，原油发电机组的燃料油处理系统需要进行针对性的设计，以满足机组进机指标要求。该文以中海油典型海域原油物性为例，基于规范及不同厂商燃油重质原油的能力，对原油的主要理化特性对机组带来的影响进行分析，并提出具体的应对措施，为今后原油发电机组燃油处理系统的选择设计提供参考。

关键词：海上平台；原油发电机组；燃料油处理系统；设计要点

0引言

作为海上油田工程的核心，主电站为海上油田工程正常、连续、安全地进行生产提供电力保证。原油发电机组因主用燃料通常为油田自产原油，从而广泛应用于伴生气产量低的油田开发[1，2]。但是由于没有经过炼化处理，且不同产地原油物性差异较大，导致燃料油中的水分、固体颗粒、盐分、硫分、灰分和碱金属等元素含量较高，会出现低闪点或高黏度的情况，这些特点对原油发电机组的正常运行影响很大。

原油发动机的母型仍是柴油机，与柴油机不同之处主要是作为燃料油的原油处理系统。原油处理装置是原油发动机装置的核心，实际统计结果表明，船舶用重质燃油发动机的机械故障要高于轻质柴油发动机，故障率大部分集中在燃料油系统[3]，包括高压油泵、油嘴、各段的输油泵、原油的分离/净化/过滤等部件。原油发电机组燃料油处理系统质量的好坏对发动机机械故障率有重要影响。因此，需要对原油发电机组燃料油处理系统进行针对性的设计，以确保其满足机组进机指标的要求。

该文以典型海域原油物性为例，基于规范及不同厂商机组燃用重质原油的能力，分析了影响机组性能的主要因素，并提出具体的应对措施。

1海上平台原油发动机的燃料油要求

1.1国外对于燃料油品质的限定条件

由于对燃料油各种用途和性能要求有很大的不同，世界各国对各种等级的燃料油制定了通用的质量规定，作为燃料油的生产和流通环节的标准[4，5]。20世纪70年代英国标准协会(BSI)、美国材料试验协会(ASTM)和日本工业标准调查会(JIS)等针对陆用发动机制定了相关燃料油标准，船用发动机亦沿用这些标准。随着石油炼制加工技术的发展及船用发动机燃用劣质油能力的提升，20世纪80年代国际内燃机协会(CIMAC)率先提出针对船用发动机的燃料油标准，国际标准化组织(ISO)在此基础上制定了燃料油的国际通用标准。船用燃料油标准与早期制定的陆用燃料油标准的主要区别在于船用燃料油不再将燃料油黏度作为唯一可靠的质量指标，而是包含了密度、倾点、残炭、灰分、含硫量、含钒量等多项参数的质量要求，得到世界各国的普遍认同，有效地控制了船用燃料油的质量。

船用燃料油按照石油炼制加工方式的不同分为船用馏分燃料油(DM)和船用残渣燃料油(RM)，其中船用馏分燃料油包括船用汽油(MGO)和船用柴油(MDO)，市场上的船用重质燃料油(HFO)就是指船用残渣燃料油。海上平台原油发电机组正常运行时采用经过处理的油田自产原油作为燃料，可参照船用重质燃料油标准，但又有所区别。表1给出了CIMAC对船用发动机残渣燃料油品质的限定条件，主要限定了燃料油的物性及杂质含量。从表1中可以看出，CIMAC将残渣燃料油共分为13种，分别给出了每种规格具体的技术指标要求。

表1　CIMAC对船用发动机残渣燃料油品质的限定条件

1.2国内对于燃料油品质的限定条件

我国于2012年修改采用国际标准化组织(ISO)的标准ISO 8217：2010《船用燃料油规格》，制定了船用燃料油标准GB/T 17411-2002《船用燃料油》。表2给出了ISO 8217:2010《船用燃料油规格》对于燃料油品质的限定要求，从表2中可以看出，相较CIMAC早期标准，ISO 8217:2010《船用燃料油规格》增加了对于油品中酸性(KOH)组分的限定条件。同时，油品所含芳香烃残炭的含量是影响发动机着火性能的主要因素，该标准还引入CCAI(Calculated Carbon Aromaticity Index)参数限制油品所含芳香烃残炭的含量。

表2　ISO 8217对船用发动机残渣燃料油品质的限定条件

我国制定的GB/T 17411-2002《船用燃料油》相较ISO 8217:2010《船用燃料油规格》主要区别在于，对于残渣燃料油中硫含量明确限定为不大于3.5%。

1.3实际厂商对原油发动机燃料油品质的限定条件

虽然国内外标准化组织对发动机燃料油品质做出了限制，但是不同厂商针对各自机型的特点也有相应的燃料油标准。

(1) 不同厂商对燃料油品质的基本限定条件

以燃用原油为例，不同厂商对燃料油的基本限定条件见表3。对比不同厂商与CIMAC对于燃料油的限定值可以看出，不同厂商对其生产原油发动机的燃料油品质有不同的限定要求，但大都限定在CIMAC统一标准范围内。只是各个厂商生产的原油发动机可以适应更重的重油(参照15℃时密度最大限定值)，且对燃料油中的灰分有更高的要求。

表3　不同厂商与CIMAC对于燃料油基本限定条件的对比

(2) 同一厂商不同机型燃料油品质的限定条件

以MAK厂商为例，不同机型原油发动机对燃料油的限定条件见表4。从表4中可以看出，不同机型的产品适用不同规格的燃料油品质，因此，设计时还要根据不同厂商不同机型原油发动机产品的实际特点，分析目标油田所产原油作为机组燃料油的适应性。

表4　MAK厂商不同机型产品对燃料油品质的限定条件

注：表4中X表示可用，(X)表示在适宜的燃料处理系统下可用，*表示不可用，O表示须与厂商咨询落实可用性。

2原油品质对燃料油处理系统的影响

2.1海上平台燃料油处理基本流程

燃油处理系统是原油发动机装置的核心，原油发电机组正常运行时采用油田自产的原油作为燃料。油井产出液经油气分离、过滤、脱水、脱盐等处理，并经过专门设计的燃油处理系统处理后，需要能满足原油发电机组进机指标的要求(其黏度、温度范围一般是10 mm2/s ～14 mm2/s，120℃～130℃左右)。

海上平台常见的燃油处理系统如图1所示，具体可分为两个完全独立的系统：一个是原油系统；另一个是柴油系统，主要由原油分离模块、增压模块、原油供油模块、柴油供油模块以及原油沉淀柜、原油日用油柜、柴油日用油柜等组成。通常的处理流程是由分离模块中的泵组将沉淀柜中原油送入离心分油机，加热并去除水分、盐分和机械杂质后，送至日用原油柜储存。增压模块从原油日用油柜吸油将其增压并再加热，原油供油模块将原油压力再提高，温度进一步加热，从而达到喷油嘴要求的黏度。通常在原油供油模块设有黏度计，在线检测燃油黏度并通过相应的温度控制随时进行黏度调节。柴油供油模块从柴油日用油柜吸油，其供油一路经常闭截止阀供入发动机作调试等特定应用；另一路在原油供油模块的三通阀(自动控制)处供入其混合罐，之后再供入发动机燃用，混合罐除有燃料混合作用外，还具有整个增压模块系统中的透气功能。

图1　典型海上平台燃料油处理流程

原油分离模块由离心分油机、过滤器、加热器和输油泵等组成，主要功能是将原油沉淀柜供出原油经分离处理后达到发动机进口对水分、盐分和机械杂质等的限定要求。增压、供油模块由增压泵、除气罐、加热器、过滤器和黏度计等部件组成，主要功用是对燃油加温降黏，从而解决燃油供油系统输油泵的经济泵送黏度和实现发动机喷油嘴的良好雾化黏度。

2.2原油品质对燃料油处理系统的影响

密度和黏度是衡量重质燃料油最为重要的两个指标，二者不仅影响燃料油的燃烧特性，同时影响原油发电机组的运行状况。原油的密度会影响离心式分油机的分离作用，常规分油机可实现原油密度小于991 kg/m3时，脱除95%～98%的杂质。原油的黏度不仅影响喷油油束的雾化质量，同时影响油品的输送性能，燃料油中杂质对原油发电机组的正常运行也有影响。硫、钒及钠在高温(430℃以上)时融熔会产生高温腐蚀，影响机组中接触高温燃烧气体的部件(如排气阀、活塞顶部及增压器的燃气涡轮等)。同时硫在低温(130℃以下)时形成硫酸，产生低温腐蚀，影响机组中与燃烧气体相接触的部件或装置(排气阀杆下部、增压器透平壳体内部及排气烟道等)。杂质元素的存在也会增加发动机零件的磨损，最终表现为机组的综合磨损。此外原油中的沥青和残碳将对滑油、烟气等造成严重污染。

海上平台原油发电机组用原油因油藏不同，不同海域的原油品质常有较大差异，原油品质差主要体现在高黏度、高胶质、高盐分及高酸值上。设计时要根据不同厂商实际产品的特点，重点关注对机组选型设计有重大影响的因素[3]。

(1) 高黏度问题

渤海个别油田的原油黏度高达1 600 mm2/s(50℃)，属特高黏原油。结合表2可知，目前原油发动机重质燃油的黏度通常都限定在700 mm2/s(50℃)。若直接燃用此类特高黏原油，需重点考虑发动机喷油嘴的供油黏度问题。例如，用700 mm2/s(50℃)左右的高黏度原油时，相应的加热温度约在125℃～130℃，而燃用1 600 mm2/s(50℃)的特高黏度原油，如果喷油嘴仍保持在10 mm2/s ～14 mm2/s，其加热温度将高达155℃～160℃。进喷油嘴的燃油温度主要受限于密封圈等材质的可承受能力，目前较常规应用的材质水平可达到约为150℃。基于这一情况，选型时要重点考虑发动机喷油嘴供油温度的可承受水平。

(2) 高胶质问题

胶质类似于沥青，均为碳元素组分，但比沥青的分子量低。胶质在70℃～80℃便开始部分氧化而分解为沥青，温度越高分解程度越高，但受氧化条件限制不会100%氧化分解为沥青(准确值要有专门油样化验确认)。胶质(氧化分解部分)加上沥青燃烧后最终产物都以残碳形式存在，因此，要考虑发动机对其燃料残碳值的可承受能力。

胶质对原油处理装置中离心分油机也有较大影响，某些分油机产品只能承受一定限度的胶质含量(例如5%以下)。

(3) 高盐分问题

盐分是以钠含量作为限定的。盐分溶解于水(原油中含水量)，为此经离心分油机除水后(离心分油机处理后原油的最小含水量有时可达0.05%)，其盐分将降至较低水平，若盐分含量仍不满足限定要求，可再人为地加水除盐。

(4) 高酸性问题

渤海个别油田原油的酸性(KOH)高达5 mg/g，一些原油发动机燃油的限定值为3 mg/g。酸值绝大部分结合在油分中，少量溶解于水中。酸值结合在油、水中的准确比例，要由不含水的油品化验给出。酸值超标将对发动机缸套、喷油设备以及排烟管线等产生高温和低温腐蚀。由于酸值绝大部分结合在油中，目前基于物理原理(相密度差)进行的原油分离处理技术，是不能分离的。在高酸值情况下，只能根据发动机抗高温及低温腐蚀的能力进行优选。

3典型海上平台的燃料油处理系统

表5给出了典型海上平台原油发电机组用原油的组分和参数，从表5中可以看出，渤海A油田的原油为典型的高黏度重质原油，南海B油田的原油为低闪点轻质原油。

表5　典型海域的原油品质

3.1高黏度重质原油的燃料油处理系统

(1) 高黏度重质原油的物性特点

如表5所示，渤海A油田原油的主要组分和参数均符合规范及厂商要求，但是钠含量(300 mg/kg)高于规范及厂商要求(100 mg/kg)，此外原油的黏度及密度均接近规范及厂商要求上限。

(2) 高黏度重质原油的处理方案

由于多数中速往复机的喷油嘴供油黏度一般为10 mm2/s ～14 mm2/s，因此燃用重质燃料油时须对原油加温降黏，从而解决燃料油供油系统输油泵的经济泵送黏度和实现发动机喷油嘴的良好雾化黏度。设计时要根据厂商提供的具体机型、喷油嘴供油黏度，结合实际原油的黏度—温度曲线图，确定相应的加热温度。通常对于大多数原油发动机，采用一段加热即可满足机组进机的黏度要求，但是对于高粘度重质原油一段加热难度较大，且不够灵活，需考虑采用两段加热措施。对于超标的钠含量可采用离心分油机除水后降至较低水平，若盐分含量仍不满足限定要求，可再人为地加水除盐。

(3) 高黏度重质原油的处理结果

图2为渤海A油田高黏度重质原油处理流程，渤海A油田项目将增压供油模块分作增压和供油两个独立模块，原油的加热降黏也分两段完成。在增压模块中将原油由95℃(原油日用油罐温度)加热至105℃(相应的黏度约为24 mm2/s)，在供油模块中原油由105℃再继续加热至125℃～130℃供至发动机喷油嘴，对应的原油黏度为10 mm2/s ～14 mm2/s，满足机组进机黏度指标要求。同时由于高黏度燃料油的使用，燃油预热温度大大提高。为避免在使用高黏度重质原油时因预热温度过高而汽化，采用一种加压式燃油系统。模块中的增压泵和除气罐等装置则对系统加压，以防止燃油系统在高预热温度时发生汽化和空泡现象。

图2　渤海A油田高黏度重质原油处理流程

3.2低闪点轻质原油的燃料油处理系统

(1) 低闪点轻质原油的物性特点

如表5所示，南海B油田的原油组分和参数除闪点(37℃)低于规范及厂商要求闪点(60℃)外，其余组分均符合要求。由于原油是由轻质油和重质油组成，低闪点轻质原油所含轻质油料的沸点比柴油低得多，因而极易蒸发而成为可燃蒸汽，有导致燃烧、爆炸的可能。若发动机所用燃料采用外拉其它油田的原油，则相应增加运输成本。因此，低闪点轻质原油同样是影响燃油处理系统的重要因素。

(2) 低闪点轻质原油的处理方案

国内外第三方检验机构(船级社)已颁布的规范中均有针对发电机组所用燃油闪点进行规定的要求[6]。如中国船级社(CCS)、挪威船级社(DNV)及海上操作安全办公室(COOOSO)等从安全操作的角度出发规定：一般情况下平台上使用的燃料闪点(闭杯)应不小于60℃，如有专门措施，其燃油的贮藏或使用处所环境温度能限制在低于该燃油闪点10℃以下范围内时，可允许使用闪点低于60℃但不低于43℃的燃油。同时CCS和DNV都认为应以原油发动机厂商和平台设计方的方案和文件为主进行评议和审核。同时两家船级社目前都没有为低闪点原油发电系统进行评审和认证的经验及案例。

同时，就低闪点原油用于机组燃料油发电的适用性问题咨询了主要原油发动机厂商。MAN公司认为从理论上讲原油闪点低于60℃对于机组正常运行没有影响。MAK公司提出对于低闪点原油，可以采用抽风系统、气体探测等措施保障安全。WARTSILA公司提出类似MAK公司的解决方案，同时对主机房内的燃油管线也全部采用双壁管设计，管壁间设抽风及出口燃气监测，但是相关厂商均缺乏低闪点原油发电的实际应用案例和业绩，且没有取得第三方认证的经验。

综上所述，采用低闪点原油作为燃料油在实际运行过程中将存在较大的安全隐患。比较好的做法是通过一定的处理手段提高原油的闪点，使之符合安全操作要求和规范规定，才能从根本上解决问题。提高原油闪点的方法有闪蒸去轻组分和分馏去轻组分[7]，鉴于海上平台的空间及重量限制，通常采用真空闪蒸去除轻组分。

(3) 低闪点轻质原油的处理结果

真空原油闪蒸系统通常由脱气塔系统、真空系统、原油进出输送系统、加热系统、冷凝回收系统及控制系统组成[8]，原油经闪蒸脱除轻烃组分后，可使原油闪点提高。南海B油田项目采用真空闪蒸系统提高原油闪点，表6为南海B油田低闪点轻质原油闪蒸前后油品品质，闪蒸处理前原油闭杯闪点为37℃，经闪蒸处理后原油闭杯闪点为76℃，符合规范及厂商要求(60℃)，可作为主电站燃料油使用。

表6　南海B油田低闪点轻质原油闪蒸前后油品品质

4海上平台燃料油处理系统设计要点

综上所述，对于海上平台原油发电机组的燃料油处理系统需要关注以下设计要点[3]：

(1)对拟燃用原油的物性参数和组分化验和测定

对拟燃用的原油物性参数和组分等要力求准确地化验和测定，如几口生产油井，对有代表性的油井油样都要测定，对其混合油参数和组分等要做出化验或科学的推断。

(2)同原油发动机限定的燃料条件作对比

同原油发动机限定的燃料条件作对比，找出差距或存在的主要问题。

(3)了解厂商燃用重质原油的能力

要针对上述已找出存在的主要问题，有针对性地了解厂商的相关技术能力。对初选原油机厂商作油样化验确认，同时确认清楚厂商的原油机产品是否具备在工程上的应用业绩，是否具有国际船级社的产品认可证书等。

5结语

由于作为海上平台原油发电机组燃料油的原油品质差异较大，设计出适用于海上平台原油发电机组的燃料油处理系统成为海上平台原油发动机选型是否成功的关键。设计人员要根据不同油田原油特性并结合不同原油发动机厂商限定的燃料条件，有针对性地设计燃料油处理系统，以确保满足机组进机指标的要求。

参考文献

[1]王文祥. 双燃料往复式原油发动机用于海洋石油平台的适应性[J]. 中国海上油气(工程)，2000,12(6)：47-50.

[2]陈海，王文祥，单彤文. 原油发动机在海洋工程设计中的应用[J]. 中国海上油气(工程)，2002,10(5)：41-47.

[3]周守为. 海洋石油工程设计指南第2册—海洋石油工程机械与设备设计[M]. 北京：石油工业出版社，2010.

[4]夏世祥. 重质燃料油基础知识与应用[M]. 北京：中国石化出版社，2009.

[5]戴逸君. 常用燃料油标准[J]. 石油商技，1994,(1)：53-58.

[6]中国船级社(CCS). 海上移动平台入级与建造规范[S]. 2005.

[7]叶兵. 海上低闪点原油油田主电站燃料油解决方案[J]. 内蒙古石油化工，2010(9)：59-60.

[8]张琳，马强. 原油闪蒸装置在海上油田的应用与研究[J]. 技术应用，2013(19)：124-126.

Key Points of the Design for Crude Oil Generator Fuel Oil Treatment System on Offshore Platform

WU Yao-zeng， WANG Wen-xiang， QIN Xiao-gang， LI Yan-zhao

(China National Offshore Oil Corporation Research Institute，Beijing 100028，China)

Abstract：Due to using the self-produced crude oil as the main fuel, crude oil generators have been widely used in oilfield development with low gas production. However, without the refining treatment and the large difference of crude oil physical properties from different producing areas, the crude oil generators fuel treatment system must be targeted to the design to meet the requirements of unit indices. Based on the specification and capacity of different crude oil generator manufacturers, taking nature of the crude oil of the CNOOC offshore Oil Field for example, the negative impact of the main crude oil physical and chemical characteristics on the generators is analyzed and the concrete measures are put forward, which provides the reference for the design for crude oil generator fuel treatment system.

Keywords：offshore platform； crude oil generators； fuel oil treatment system； design points

中图分类号:TE54

文献标识码：A

文章编号：1001-4500(2016)02-0021-09

作者简介：吴尧增(1981-)，男，工程师。

基金项目：工信部高技术船舶科研项目(工信部联装[2013]411号)。

收稿日期：2016-01-28