SHB 油田联合站热能系统分析与优化*

杨凌鹏 兰林 贾雷 张海 耿孝恒

1中国石油化工股份有限公司西北油田分公司

2滨州学院

随着各油气田的深入开发和目前我国对于能源行业的要求不断提升，节能减排、降本提效和“双碳”已是油气行业发展的迫切需求。为此，专家和学者们进行了较为充分的研讨和工程应用：张伟[1]等提出重点从油藏系统进行能耗源头把控，加强对机采设备和运行方式的优化；牛栓文[2]等建立了基于天然气发电余热利用的联合站分布式能源系统，并采用夹点分析法对整个分布式能源系统进行能流分析；陈舒炯[3]、于鹏[4]、陈向武[5]和姚春雪[6]等从地面集输方面针对管网优化、余热利用和动设备运行等各生产节点提出了相关节能优化措施，并对新能源利用和智能化提升等进行了展望；赵健[7]提出基于天然气发电及烟气和污水余热利用相结合的集输系统分布式能源系统，进一步优化换热网格；李玉林[8]和郭枭驰[9]等从联合站油气处理装置方面着手，通过模型计算对装置药剂用量、用电和用热负荷进行了细化改进；孙泽鑫[10]基于能耗预测模型，利用遗传和粒子群算法对联合站能耗进行优化；陈双庆[11]提出在实现“双碳”目标的道路上油气田地面工程整体优化理论，展望利用人工智能等方式对能耗最优化问题进行攻关。

上述研究为后续相关的研究工作提供了宝贵的经验和思路，根据SY/T 6331—2013《气田地面工程设计节能技术规范》的相关要求并结合SHB 联合站实际运行情况，针对热能供需不平衡问题，从工艺参数优化、生产模式调整和流程改造建议（热量综合利用）3 个方面对SHB 联合站整体热能系统进行分析和优化。

1 联合站热能系统

目前SHB 联合站供热系统分为蒸汽系统和热媒系统，为全站两列处理装置进行供热。联合站两列装置整体工艺流程如图1 所示。蒸汽系统共设置4 台规格为20 t/h 的蒸汽锅炉（图2）；热媒系统共设置3 台3 300 kW 热媒炉（图3）。

图1 联合站整体工艺流程Fig.1 Overall process flow of the multi-purpose station

图2 蒸汽系统流程Fig.2 Steam system flow

图3 热媒系统流程Fig.3 Heat medium system flow

2 联合站热用户用能状况分析

2.1 用热现状

（1）蒸汽系统。联合站蒸汽锅炉为3 用1 备，额定蒸汽产量为60 t/h，目前根据实际工况，三台锅炉已达上限，使用量在57～60 t/h 之间。

（2）热媒系统：一列热媒炉1 台在用（共1台），二列目前1 台在用（共2 台，待二列凝液单元投用后需使用2 台）。目前装置热媒油主要用户为脱水系统，再生气再生加热期间用热负荷逐渐增大，当再生完毕待切换期间用热降低，为间歇式用热。一列热媒炉日常使用功率最大和最小值约为2 183 kW 和1 450 kW；二列热媒炉日常使用功率最大和最小值约为2 090 kW 和884 kW。

联合站各热用户具体使用量见表1、表2。

表1 蒸汽用户及使用量Tab.1 Steam users and usage

表2 热媒油用户及使用量Tab.2 Heat medium oil users and usage

2.2 问题分析

虽然各用户均根据工艺介质所需加热温度用热，由温控阀自动控制，不存在热量浪费现象，但仍存在以下3 点主要问题：

（1）由于环境昼夜温差和冬夏温差最高可至25 ℃和65 ℃，冬季热负荷需求明显增加，有时甚至超过60 t/h 蒸汽用量，而蒸汽锅炉运行效率无法达到100%，导致蒸汽供量不足。

（2）联合站实际处理负荷始终高于设计负荷，用热负荷始终处于高位，一旦某个环节出现问题则系统将无法正常运行。

（3）受环境风沙较大影响，蒸汽锅炉燃烧器轴承频繁磨损导致异常停炉概率增加，供热不稳定。

上述问题均可视为联合站热量供需不平衡，导致供热不稳定，最大热负荷超过供热量，供热系统运行困难，其中蒸汽系统最为突出。

二列脱硫再生塔是蒸汽用量最大的用户，塔底再沸器蒸汽入口压力为0.35 MPa（干度3%），通过计算蒸汽及凝结水潜热和显热，要使胺液加热至所需温度120 ℃，仅需消耗蒸汽26 t/h，即该再沸器目前换热效率仅为72%，要解决类似问题应从设计源头抓起，站库运行过程中需要全站停产，更换设备，可行性不佳。因此，降低热负荷是联合站亟待解决的问题。

3 联合站热负荷优化策略

针对SHB 联合站用热问题，立足生产运行，从优化工艺参数、调整生产模式和流程改造建议（热量综合利用）3 个方面进行热负荷优化。

3.1 工艺参数优化

（1）混烃脱硫塔塔底温度设计值为122 ℃，投产之初经过优化调整，在保证稳定轻烃产品组分和饱和蒸汽压等质量指标符合设计要求前提下，将加热温度逐步下调至108 ℃，相较设计值节约11.5%用热负荷。

（2）一、二列液化气塔塔底再沸器气相回流温度设计值为136 ℃，经过工艺优化调整，在保证副产品饱和蒸汽压和组分合格的情况下，将加热温度确定为129 ℃，相较设计值节约5.1%用热负荷，即共节约10.2%用热负荷。该工况下也有利于将部分有机硫转移至稳定轻烃中，降低液化气中总硫含量。

3.2 生产模式调整

联合站二列装置天然气脱水单元采用分子筛吸附工艺，采用8 h 吸附、再生和冷吹的切换周期，水露点在线分析仪数值长期处于-100 ℃左右；再生温度通常为220 ℃，再生气量为1.6×104m3/h。根据GB/T 17820—2018《天然气》中关于水露点的规定，在交接环境下，天然气在最低环境温度下没有液态水析出即可。因此在二列凝液装置检修或停运期间，保持目前再生、冷吹温度不变，建议延长二列装置分子筛吸附周期，根据水露点在线分析仪数值和下游气厂反映逐步调整，将切换时间向12 h 目标靠近。

由于净化气最终需经过压缩机增压外输，压力提高后水露点会微弱提高，但由于目前外输阀组处无在线分析仪，因此需要由下端气站及时反映运行情况，若水合物未影响下游天然气用户，则可说明此时天然气水露点仍然满足下游用户气质要求。切换周期改为12 h，天然气脱水系统整体用热负荷减少1/3（用热时间每天减少8 h），根据最近一个月二列热媒炉用气量统计，平均值为4 794 m3/d，将每月节约净化气消耗4.79×104m3。

3.3 工艺流程优化

3.3.1 SHB 联合站能量利用节点

联合站站内有许多热量需要自行消耗的节点，例如设置有空冷器的地方。为了不让该热量浪费，从中选取热量稳定、可利用空间大的节点进行优化改造，综合利用。联合站站内可以利用的能量节点目前主要有11 个（表3）。

表3 联合站能量主要利用节点Tab.3 Main energy utilization nodes of the multi-purpose station

经过综合考虑，二列脱硫系统贫胺液（空冷器前端）热值高，能流集中、稳定且便于精确控制，因此选用二列脱硫系统贫胺液（空冷器前端）为热量利用节点。

3.3.2 联合站热量综合利用

（1）利用方式。联合站一列原油处理用热系统为一级三相分离器+原油蒸汽换热器+二级三相分离器的串联方式。在选择二列脱硫系统贫胺液为热量利用节点基础上，建议将进站分离器和一级三相分离器前移至进站管线与联合站后院墙首次交汇处，分离出的原油先经过该节点，换热至58 ℃后再进入原油蒸汽换热器，以此节约热量，提高原油进站温度及原油分离脱水效果，保证原油交接时效性。以二区进站管线为例，热量、流程改造如图4所示。

图4 进站管线热量综合利用Fig.4 Comprehensive heat utilization of inlet pipeline

（2）热量计算。建立简易模型进行计算（图5），按照联合站最极端运行情况计算，若极端情况下能满足要求，则一般情况下均能满足。

图5 热能综合利用换热器模型Fig.5 Heat exchanger model for comprehensive heat utilization

水的比热容为4 200 J/(kg·K)，原油一般为2 100 J/(kg·K)。由于SHB 联合站冬季生产运行期间，原油进站温度最低，仅为7 ℃，原油脱水问题最为紧迫，故原油进站温度按此极端情况计算，进站原油含水率通常为16%，因此进站原油综合比热容为2 436 J/(kg·K)；由于胺液与水互溶性高，且贫胺液中脱盐水占55%以上，故胺液比热容为4 200 J/(kg·K)。原油处理系统中管线材质为不锈钢，受材质腐蚀因素影响，最高加热温度不允许长期超过60 ℃，因此最高加热温度为58 ℃。综合利用项目换热器计算结果见表4。

表4 综合利用项目换热器计算结果Tab.4 Calculation results of heat exchangers for comprehensive utilization projects

3.3.3 热量利用项目优缺点分析

（1）优点。热量利用项目优点主要体现在简化、优化及稳态化的生产方式，提高交油时效，节约能源、降低运行成本。具体表现为以下几点：①按照春、冬季（6 个月）平均温度为10 ℃，夏、秋季（6 个月）平均温度为30 ℃计算。利用贫胺液将原油加热后，可降低蒸汽用量甚至取消原油蒸汽换热器蒸汽加热工艺，全年消耗蒸汽量仅为8 784 t；原流程原油蒸汽损耗量通常为5～8 t/h，按照平均值6.5 t/h 计算，全年消耗蒸汽量为56 940 t。不考虑水损耗的减小，仅考虑自用气，根据蒸汽燃料气比（1∶68.5 m3），全年合计节约燃料气329.9×104m3。②加热原油后，冬季换热后贫胺液温度为61 ℃，夏季换热后贫胺液温度为72 ℃，全年共计节约贫胺液空冷器41%的电量消耗。③在目前蒸汽锅炉运行接近临界状态，二列装置脱硫再生塔温度刚达到120 ℃，原油蒸汽换热器少占用或者不占用蒸汽资源情况下，蒸汽锅炉运行、上水等工况会愈加正常和流畅，必要时多余蒸汽也可供给二列再生塔重沸器，提高胺液再生效果。

（2）缺点。缺点主要体现在：①需增加原油进站管线长度和3 台换热器（2 用1 备），进站管线将沿D 管廊与二列原料气管线并行铺设，进入原油蒸汽换热器，增加了工程费用及施工难度；②对换热设备的密封性要求较高，一旦出现泄漏，天然气系统将停产，并需更换胺液。

4 结论

通过分析SHB 联合站供热系统，并提出相关优化措施和建议，得出结论如下：

（1）联合站处理负荷较大，蒸汽系统处于高负荷运行状态，整体上呈供需不平衡状态，油气处理装置运行不平稳，问题亟需解决。

（2）工艺参数优化是最快速的热负荷优化措施，需根据产品质量持续优化。目前SHB 联合站通过降低混烃脱硫塔和液化气塔塔釜加热温度，分别减少两个单元的用热负荷11.5%和10.2%。

（3）在凝液装置停产或检修期间，天然气脱水系统生产方式的调整需要符合相关标准，降低脱水深度，每月可减少自用气消耗4.79×104m3。

（4）根据目前SHB 联合站11 个热量利用节点，确定二列经过贫富液换热器后的贫胺液为热量表利用节点。该热量综合利用项目除了降低热负荷，年节约自用气329.9×104m3，还可提升原油破乳脱水效率，增加交油时效性。

联合站供热系统有较大优化空间，例如一、二列增压和外输压缩机末级压缩后的天然气的热量（空冷器前温度）还有较大优化空间，需要进一步分析计算。但具体措施只是“点”上的举措，需要结合节能降耗思维去考量工艺流程和工程实际，从“面”上整体考虑，将节能降耗工作系统推进。