热电联供技术在华北油田某联合站系统应用的可行性

杨金惠 姚海斌 侯新伟 梁昌晶 周亮

（1.河北华北石油路桥工程有限公司；2.中国石油华北油田公司供水供电服务中心；3.中国石油华北油田公司港华设计院；4.北京时代博诚能源科技有限公司）

热电联供技术在华北油田某联合站系统应用的可行性

杨金惠1姚海斌2侯新伟2梁昌晶3周亮4

（1.河北华北石油路桥工程有限公司；2.中国石油华北油田公司供水供电服务中心；3.中国石油华北油田公司港华设计院；4.北京时代博诚能源科技有限公司）

加热炉做为油田主要的用能设备之一，其能耗一直居高不下，而且燃油加热炉的排放一直无法达到国家环保要求。针对这些问题，对华北油田某联合站采用热电联供技术进行加热炉燃油替代，技术应用后站内伴生气可全部回收利用，满足站内全部用电及用热需求，年节约费用100万元，解决了伴生气放空造成的浪费和环境污染问题，社会和经济效益显著，成熟后可在各油田推广使用。

加热炉；热电联供；负荷分析

热电联供技术主要是利用站内伴生气通过发电机做功将热能转变成高品位的电能[1]，同时对发电余热进行回收满足站内用热需求，可减少原油消耗、增加原油产量，实现能源梯级利用，提升一次能源利用率[2-3]。

1 用能情况

该联合站主要是将油田开采出来的原油和天然气进行收集、储存、输送和初步处理加工，负责将油井采出的石油气、液混合物经过管道输至油气处理站进行气液分离和脱水处理等一系列复杂的工艺过程。

1）用电情况。联合站主要用电设备包括110kW注水泵2台，132kW热水循环泵2台（一用一备），注水系统用电功率100kW，抽油井用电功率50kW，其余用电设备用电功率较小。联合站用电主要来源于油田水电厂，用电电价0.769元/kWh，上网电价0.709元/kWh。

2）用热情况。联合站用热主要包括采暖及工艺用热，站内有3MW燃气锅炉2台，一用一备，锅炉长期处于低负荷运行。加热炉主要为管线伴热、冬季采暖、站内维温及换热器提供热量。

3）伴生气情况。联合站夏季伴生气产量3500m3/d，自用气量1200m3/d，排空量2300m3/d。冬季天然气产量2500m3/d，自用气量1680m3/d，排空量820m3/d。热电联供主要是利用这部分排空伴生气量，解决伴生气放空造成的浪费和环境污染。

4）用冷情况。站区办公室采用各房间分体式电制冷空调制冷，制冷负荷较小，不考虑冷负荷要求。

2 设计原则

热电联供系统由高度智能化的控制系统集中控制，实现发电机组和余热利用设备的连锁运行，不同的热电负荷情况下按不同的运行策略运行，可实现无人值守[4]。经过对联合站各项数据的认真研究，设计遵循如下原则：

根据热电联供设计规范以及国家相关设计标准、规范进行设计；以确保能源供应工艺科学、运行可靠、节能经济为设计目标；结合建设项目在建筑、负荷、能源供应等方面的设计资料，有针对性的制定热电联供系统方案；在满足设计标准的基础上，积极采用节能、节水和低排放技术。

3 技术方案

主要解决天然气排空问题，增加发电机组不会影响联合站工艺系统，分布式能源系统不考虑备用机组。分布式能源系统采用并网方式运行，满足联合站部分电力负荷，其余不足部分由原系统提供。余热利用设备主要包括烟气换热器、缸套水换热器等换热设备[5]。系统利用排空天然气发电，余热满足厂区采暖及工艺用热。根据生产情况，该联合站用电负荷较大，伴生气可全部或部分在热电联供系统发电站内消化。

表1 发电机组参数

设计说明：伴生气燃烧热值按照55MJ/m3，发电热值按照40MJ/m3；发电机组效率按照35%，发电机组余热利用效率按照45%计算。

站内伴生气夏季产量145m3/h，自用50m3/h，原自用热负荷为610kW。若伴生气全部用于发电，发电功率为560kW，发电余热为720kW，发电余热大于原自用热负荷，发电余热可满足系统用热需求；站内伴生气冬季产量104m3/h，自用70m3/h，原自用热负荷为850kW。若伴生气全部用于发电，发电功率为400kW，发电余热量为510kW，发电余热小于原自用热负荷，所以冬季伴生气若全部用于发电，发电余热不满足系统用热需求。由于伴生气燃烧热值较高，冬季考虑利用部分伴生气发电，剩余伴生气用于原锅炉系统。根据原系统自用热负荷可反推系统自用气为45m3/h，用于发电耗气量为59m3/h。发电功率为230kW，发电余热量300kW。部分伴生气燃烧热负荷为550kW。

根据计算结果确定系统发电机组配置，考虑2台500kW发电机组，分两期建设，一期建设1台，联合站内伴生气量增加后再建设1台。发电机组参数见表1。

4 经济效益分析

夏季天然气充足时2台机组同时运行4000h，冬季天然气量少时1台机组运行4000h。全年发电量316×104kWh。联合站用电电价0.769元/kWh，全年节省电费243万元。电力上网费用0.06元/kWh，上网支出19万元。全年发电收益224万元。分布式能源系统运行后可减少原燃气锅炉运行人员4人，增加系统效益40万元，运行总收益264万元。

系统运行后自耗电5万元，系统备件及润滑油消耗费20万元，燃气处理费5万元，维护人员工资30万元，发电机组大修费6万元，设备折旧费34万元。运行总支出100万元。项目总投资575万元，投资回收期3.5年。

5 结论与建议

1）能够实现能源的梯级利用，具有节能环保、灵活经济等特点，是油气行业节能减排的有效手段，可以在油气开采、油气集输以及在油气转化环节推广应用[6]。

2）系统运行后，年节省市电292×104kWh，年节省标煤1000t，减少CO2排放2500t，减少SO2排放75t，减少NOx物排放38t。年节约费用100万元，3.5年可收回成本。

3）能够促进油气行业的节能减排，改善油气产区的自然环境和油田职工的生活条件，提高油田供能安全，增强油气企业对缺少社会配套条件地区的适应性。

4）由于伴生气中往往会含有不等量水、硫和重烃组分，所以对伴生气在直燃或者发电之前进行脱水、脱硫和脱碳的预处理就显得尤为重要，也是下一步需要完善和改进的地方。

[1]武传燕，李晓庆，徐颖，等.稠油油田热电联供技术的探索[J].油气田地面工程，2009，28（12）：8-10.

[2]杨干，翟晓强，郑春元，等.国内冷热电联供系统现状和发展趋势[J].化工学报，2015，66（S2）：1-9.

[3]万力利.热采稠油区块热电联供技术研究[D].大庆：东北石油大学，2013.

[4]徐宝珠.浅析油气田加热炉能效现状与提效对策[J].化工管理，2015，9（11）：165-166.

[5]许彦博.输油管道加热炉技术现状与发展方向[J].油气储运，2009，28（12）：1-3.

[6]孟岚，赵雪峰，韦振光，等.油田加热炉的应用现状与提效技术方向[J].石油石化节能，2015，28（12）：33-35.

10.3969/j.issn.2095-1493.2017.09.005

杨金惠，工程师，2008年毕业于河北工程大学（工程管理专业），从事油气田地面建设工作，E-mail：lq_yjh@petrochina.com.cn，地址：河北省任丘市华北油田公司路桥工程有限公司，062552。

2017-05-03

（编辑贾洪来）