1、利用电加热器将加压加热站改造成加热站可行性分析 摘 要：集输技术的选择和建设，是据不同油田的原油性质，不同地区的地理、气候环境，以及油田开发进程的变化而变化的，由于输送距离较长且输油量较大，输送管线途中还应设有加热和加压站。一般情况下加热站是利用燃油炉对原油进行加热，运行成本较高，用电加热器代替燃油炉可大幅节约成本且站内工艺相对简单，本文以大庆头台联合站 1#、 2#加压加热站改造为例进行介绍。 下载 关键词：电加热器；加热站 一、加压加热站现状 头台联合站外输油管道投产于 1994 年，起点为头台联合站，途经 1#加压加热站与 2#加压加热站，终点为采油七厂葡北油库。管道全长 56.06km
2、，其中头台联合站至 1#加压加热站 19.63km， 1#加压加热站至 2#加压加热站20.15km， 2#加压加热站至葡北油库 16.28km，主要承担头台油田净化油外输任务。 1#、 2#加压加热站内分别安装 1.16MW水套炉 2台，外输泵房 1座， 500m3油罐及缓冲罐各 1座。站内加热炉燃料为原油，两座站耗油量为 4t/d，加压站内工艺流程较为复杂。 二、改造内容及主要工艺参数校核 1、主要改造内容 将原有的 1#、 2#加 压加热站，利用电加热器改造成加热站，输送压力由头台联合站外输油泵提供。保留站内收发球及阀组间，值班室、泵房改造成配电间。拆除 500m3拱顶油罐、缓冲罐、外输
3、油泵、采暖泵等。改造后站内工艺明显简化，更加方便生产管理。 2、校核计算 为保证头台油田外输油管线的安全运行，结合头台油田原油外输量预测表、头台油田原油物性表，选取了多组数据对改造后联合站外输油泵扬程，原油进出 1、 2号站时的温度、压力进行了校核计算： 葡北油库 0.15 48.2 由表 3 可知当输油量为 1200m3/d，出站压力为 4.96MPa，头台联合站的输油泵设计压力为 5.0MPa，外输压力已接近设计压力的峰值，因此在不更换原有泵的情况下联合站日最高输油量为 1200m3。 1）根据公式： 其中：（ 1）加热装置热效率 =90% （ 2）原油比热容 （ 3）水比热容 计算可知：
4、 1#加热站加热器所需总功率为 750KW； 2#加热站加热器所需总功率为 750KW。 由表 4 可知当输油量为 1307m3/d，出站压力为 5.63MPa，头台联合站原有输油泵无法满足要求，需对泵进行 更换。同样按上述公式计算后 1#加热站加热器所需总功率为 860KW； 2#加热站加热器所需总功率为 620KW。 三、设备选择及经济分析 综合以上数据 1#站选用 290KW 的电加热器 4 台（ 3 用 1 备），运行时总功率为 870KW； 2#加热站选用 260KW 的电加热器 4 台（ 3用 1备），运行时总功率为 780KW。 2014 年 2021 年平均外输量最高 1140
5、m3/d，现有联合站外输泵不需改造。如未来发展平均外输量超过 1200m3/d，按最大外输量 1307m3/d 计算可知需更换为外输压力 6MPa 的 泵。 改造后，每年可节省燃油 2200 吨，按 4748 元 /吨计算每年可节约费用1045 万元；实现无人值守，减少岗位人数 22人，按每人 10 万元 /年计算年可节约费用 220 万元；改造后每年耗电 1340 万度，按 0.6381 元 /度计算每年需 855 万元。合计每年可节约费用 410 万元，工程投资 636.12 万元，投资回收期 1.6 年。 四、结论 将外输油管线加压加热站内的燃油加热炉改造成利用电加热器加热的加热站，同时做到站内信息远传，可实现无人值守，不仅能简化站内工艺流程，减少安全隐患，还可节约运行 成本及人力资源，具有可实施性高、成本低的特点，油田产能效益显著。
