电加热集输（精选七篇）
电加热集输 篇1
随着科学技术的发展, 大庆长垣外围“三低”油田不断投入开发。在油田开发过程中, 由于油田伴生气缺乏, 油田远离厂区, 附近无天然气资源。同时, 本着降低投资、简化流程、减少占地, 提高经济效益的原则。因此, 在新区块开发中, 集输工艺技术采用了简单、实用的单管树状电加热地面集输工艺流程。
2 工艺流程及设计参数
2.1 工艺流程
A区块油井55口, 其中52口井分布在17个平台上, 3口井为单井。集输工艺技术采用单管树状电加热地面集输工艺流程, 即原油从井口流出进入井口高频电磁加热器加热后, 汇集经集油支线, 进入集油干线。集油支线和干线采用缠绕碳纤维加温电热管进行加热保温。集油管网呈树状, 整个集油流程靠井口油压驱动, 形态上类似树枝状。如图1所示 (圆形表示温控箱, 方形表示加热器) 。
2.2 设计参数:
(1) 井口高频电磁加热器加热后油温≥60℃
(2) 碳纤维维温电热管加热保温后末端油温≥50℃
(3) 原油进站温度40~45℃
(4) 原油进站压力≥0.1MPa
(5) 单井井口回油压力≤0.5MPa
3 生产中达到的技术指标及应用效果分析
A区块投产后, 我们设置了专人每天对电加热负责现场检查和记录, 并进行了统计和分析, 结果如下:
(1) 井口高频电磁加热器加热后平均油温达到63.9℃, 最高井口温度达到84.7℃, 最低在55.4℃左右, 见表1。
(2) 碳纤维电热管加热保温后末端油温最低54.2℃, 最高75.1℃。
(3) 原油进站温度达到50℃以上。
(4) 原油进站压力在0.3MPa左右。
(5) 单井井口回油压力平均在0.4MPa左右。
A区块自2008年7月1日投产至今, 没有发生井口憋压现象, 生产中各项技术指标均达到了设计要求, 保证了原油集输, 简捷了集油途径, 降低了集油能量损耗, 降低了投资, 提高了经济效益。
4 经济效益分析
4.1 节约投资效益对比
采用单管树状电加热地面集输工艺流程, 与单管环状集输工艺流程相比 (在A区块) , 可节省管线12.4km, 折合人民币243.68万元, 见表2。
采用单管树状电加热地面集输工艺流程不需要建集油间, 可节省投资25万元左右。节省二合一加热炉1台和掺水泵房及设备, 节约投资约80万元左右。电加热管线沿路在地面铺设, 与掺水管线比节省了临时征地和挖沟回填土等费用约70.2万元。
项目
内容管径 (mm) 长度 (Km) 价格 (万元/Km) 投资 (万元)
A区块单管树状电加热地面集输工艺流程增加投资: (1) 加热器22台, 每台2.05万元, 共计45.1万元; (2) 碳纤维加温电热管14.6Km, , 每米40元, 共计58.4万元。两项合计103.5万元。
单管树状电加热地面集输工艺流程与单管环状集输工艺流程相比减少投资315.38万元, 平均单井减少投资5.74万元。
4.2 节约能耗效益对比
4.2 节约能耗效益对比
单管环状集油工艺流程能耗情况
(1) 把1m3水从30℃加热到80℃, 通过计算, 需耗天然气5 m3, 平均单井日掺水按5 m3计算, 55口井掺水量为275 m3/d, 日耗气需1375 m3, 天然气价格按1.38元/m3计算, 年耗气折算成人民币:1375 m3×1.38元/m3×365天=69.3万元。
(2) 掺水泵年耗电折算成人民币:45KW×2台×24小时×365天×0.5472元/KW·h=43.1万元。
上述两项合计112.4万元。
单管树状电加热集输工艺流程能耗情况
A区块目前有加热器22台 (其中5KW18台、10 KW1台、15 KW1台、20 KW1台) , 日耗电3600 KW;碳纤维维温电热管日耗电28 KW/Km×14.6 Km=408.8 KW, 年耗电折算成人民币:4008.8 KW/d×365天×0.5472元/KW=80.1万元。
单管树状电加热集输工艺流程比单管环状集油工艺流程节约能耗, 年节约能耗折算成人民币约32.3万元。
5 结论
单管树状电加热地面集输工艺流程, 保证了原油集输, 简化了集油工艺, 简捷了集油途径, 降低了投资及能耗, 在一定程度上缩小了集油管径, 有效降低转油站气液分离能力, 大大简化低渗透低产油田集油工艺, 充分发挥低投入、高效益的技术优势。
摘要：单管树状电加热地面集输工艺中, 采出的原油经过井口高频电磁加热器加热后, 汇入集油支线, 然后进入集油干线——集油支线和干线是带碳纤维加热线的防腐黄夹克管。整个集油流程靠井口油压驱动进站, 集油单管在形态上呈树状。对单管树状电加热地面集输工艺的现场应用进行监测和分析, 证明了该集输工艺能够保证原油正常集输。具有工艺简单, 投资少, 耗能小, 经济效益高的特点。
关键词：碳纤维,电加热管线
参考文献
[1]罗塘湖.《管道输油的工艺与研究》.油气储运.1993:12
电加热集输 篇2
1 加热集油系统技术构
电热集油集气管道系统由井口加热器、电热保温管道、温控装置、在线自动监测系统以及电缆接头共五部分构成。井口加热器为井口原油提供初始输送温度, 电热保温管道保证原油输送过程中的恒定温度, 温控装置为电热保温管道提供温度监测和控制, 在线自动监测系统通过无线网络对整套电热集油集气系统进行监测、数据采集及记录, 电缆接头为电热保温管道之间连通电源。
2 单管电加热树状自压集油流程
我队大量采用丛式井方式布井, 共有油井平台22个, 单井3口。39座井口电加热器, 加热功率为453KW, 共分3条加热集油干线, 其中1、3号集油干线采用电热管方式加热, 二号干线采用缠绕加热带方式加热。3条加热干线功率为346.63KW。
集油原理为:该流程为单井或多井串联进站, 集油管网呈枝状。每口独立油井或每个平台井场各设置1台或两台电加热器把油井产液由井口产出靠自身压力进入井口的低温油、气、水混合液, 经电加热器后其温度达到集输油所需的温度值。然后经井口电加热器加热进入保温干线, 靠油井自身压力把油输送回站内。与目前常规掺水流程相比, 减少了地面设施和工程投资, 降低了运行能耗。
由于使用的是单管电加热自压集输流程, 再加上由于部分平台比较远, 井口末点回压比较大。在生产运行实践发现, 我队3#平台和7#平台井口回压能达到1.2 MPa以上。
而针对油井回油压力较高, 必须通过控制油井回油温度, 降低原油粘度, 减小油流阻力来解决。然而控制回油温度高, 势必增加抽油机电能消耗。所以我们要在生产过程中, 通过现场试验, 将回油温度和压力关系控制一个合理范围之内。
我们通过初期运行, 发现在所有加热器温度设定为最高值时, 各集油干线末端油井油压也达到0.8MPa, 高于常规掺水流程。我们采取的方法为在每一平台上安装1个油压表 (由于同一平台油井油压基本相同) , 用来监测油井油压, 通过不断调整干线电加热带加热温度及平台电加热器加热温度, 找出各平台油井油压最低值。通过对数据分析, 我们发现在电加热集油干线温度控制在50℃时, 油井油压控制较低。
3 具体实验分析
二号干线采用电加热带缠绕方式加热, 井口加热器功率为149KW, 干线加热功率为116KW。二号干线油井情况如下表1所示:
温度控制情况如下表2所示:
通过采取以上方式, 针对平台井不同地质开发参数和井口不同压力和温度, 产液量和产油量、含水比例等优选出合理加热器的参数, 优化加热效率。优化后三条集油干线回油温度降低到30℃左右, 而末端井口油压控制在0.9MPa左右。共停运9座井口加热器。日可节电100KWh。
4 几点认识
(1) 使用单管电加热混输流程可以精简站内工艺流程, 减少投资。因我队采用混输及电加热集油流程决定我队较常规掺水流程的小队可以节省一座500m³、一座三合一装置、两台掺水炉等设备投资。
(2) 回油温度可以控制较低。因干线外缠有的加热带可以给管线外壁进行加热， 所以原油中蜡质不易吸附在管壁，进而回油温度可以控制比掺水流程温度低，目前我队平均干线回油温度只有30℃左右，低于原油凝固点。
(3)设备多，防盗性能差。现场有电 加热器39台，保温和电缆易被破坏，现场温控箱等未采取防盗措施，经常被盗，一号干线四个平台井口加热器曾同时被破坏，造成一号回油压力激增，极大的影响抽油泵的正常运行。
参考文献
[1]贾菲等.电加热工艺的选择及配套应用.2004, 33 (89-91)
[2]郭雄华等.空心杆过泵电加热装置在孤东稠油开采中的应用.油气采收率技术, 1999, 19 (6)
[3]金丰, 张庚祥等.混输泵的现场应用.山东农机出版社, 2000, 20 (5)
[4]关醒凡.泵的理论与设计.机械工业出版社, 1987
集输系统加热炉节能措施探讨 篇3
1 加热炉存在的问题
1) 加热炉热效率低, 负荷率低。据统计, 使用时间在15年以上的加热炉有53台, 系统投产至今, 由于产能下降, 造成加热炉低负荷运行;监测力度不够, 无法保证加热炉的运行状态真正达到最佳;缺乏完善的维护保养机制。
2) 部分加热炉内部结垢淤积严重。加热炉在长时间运行后, 介质中的泥沙等杂质会在烟火管外表面逐渐沉积, 造成烟火管外表面结垢淤积, 一方面导致加热炉排烟温度升高, 热效率降低;另一方面产生烟火管鼓包甚至烧穿现象, 给安全运行带来隐患。
3) 冬夏季运行负荷变化较大。随着油田降温集油技术的推广, 加热炉运行负荷率尤其是夏季负荷率逐年降低, 而负荷率是影响加热炉运行效率的重要因素之一。目前, 在运掺水加热炉的负荷率冬季为64.4%, 夏季为47.8%, 低负荷率运行使加热炉热效率降低, 燃料损耗率加大。
4) 加热炉运行有待进一步优化。由于加热炉运行负荷波动较大, 现场操作人员只能凭经验通过对火焰的观察调节配风, 难以按加热炉运行负荷变化及时合理地调节燃烧器的进风量, 配风偏大, 不能做到最优化控制。因此, 造成加热炉的各项运行参数都偏于保守, 空气系数和排烟温度偏高, 造成能源的浪费。
2 节能措施及效果分析
针对集输系统加热炉存在的问题, 主要从生产管理和技术改造两方面, 对加热炉实施一系列节能技术改造措施, 取得了一定成效。
2.1 节能管理措施
1) 优化加热炉冬夏季运行台数。由于冬夏季的温差较大, 为保证正常生产, 冬季各站掺水用量较多, 进入夏季后, 环境温度升高, 掺水用量减少。如果掺水加热炉的数量不变, 则加热炉的负荷率将明显降低。低负荷率运行将会增大热能损失的比例, 加大燃料损耗率。为此, 进入夏季后, 根据气温的变化, 合理调整掺水用量, 并根据掺水量的变化, 对加热炉的热负荷进行核算。同时, 利用烟气分析仪的炉效测试结果, 及时调整加热炉运行负荷和参数, 以合理降低加热炉的运行台数。2014年冬季运行掺水加热炉53台, 平均运行负荷率64.4%, 其中有16座站的负荷率低于50%, 14座站可以减少运行加热炉15台;夏季运行33台, 平均运行负荷率为47.8%, 其中有15座站的负荷率低于50%, 5座站可以减少运行加热炉5台[1]。调整后, 加热炉热效率整体提高了1%, 年可节气60×104m3 (标况) 。
2) 加强加热炉清淤除垢。根据统计, 加热炉在一个生产周期 (1年) 内结垢最小量为4 mm, 将增加燃料消耗26.6%。为提高掺水系统加热炉的运行效率和运行安全性, 需定期对加热炉进行人工清垢或化学清洗除垢。按照上一年度加热炉节能测试的结果, 确定合理的加热炉清垢周期, 建立按周期清垢制度, 提高炉效。累计清淤除垢150余次, 热效率可提高2%, 年可节气50×104m3 (标况) 。
2.2 节能技术措施
1) 真空加热炉。真空加热炉采用真空相变换热技术, 即燃烧产生的热烟气经火筒和烟管将热量传递给炉体壳程内的水, 水吸收而沸腾, 产生蒸汽, 蒸汽将热量传递给管程内的介质后冷凝成水并下落, 再次吸收热量被加热成蒸汽, 如此反复, 形成热平衡状态。由于蒸汽的冷凝, 使炉内产生负压, 形成真空状态。截至目前, 集输系统共有相变真空加热炉57台, 根据节能测试报告, 相变加热炉的热效率一般要比其它加热炉高2%~5%。
2) 高效燃烧器。高效燃烧器通过改变燃烧器的结构和进气方式等来提高燃烧效率, 降低空气系数, 达到节能的目的。具有燃气泄漏自动检测、双重电磁阀组保护、火焰监测系统等功能。目前, 集输系统131台加热炉已经全部安装了节能燃烧器, 通过检测, 加热炉热效率提高了5%以上 (表1) 。
3) 高效除防垢装置。高效除防垢装置采用超声波除垢, 破坏垢类产生和沉积的条件, 阻碍在管壁上的沉淀, 同时又能够破坏原有垢的内部结构, 使垢在金属表面上产生疲劳、裂纹、疏松、破碎而脱落, 达到除垢, 从而提高炉效的目的。已安装除防垢装置84套, 改造后, 实现了加热炉持续防垢, 减少设备维护和更新费用, 延长了设备的使用寿命[2]。
4) 加热炉粉刷远红外线涂层。在加热炉内部涂刷节能涂料, 发射热射线, 将热能转换成远红外辐射能, 直接辐射到被加热物体上, 引起被辐射物质分子的激烈运动, 迅速升温, 从而达到提高加热速度, 节约能源消耗的目的。对61台加热炉粉刷了远红外线节能涂料, 经测试, 加热炉粉刷远红外涂层后, 热效率平均提高了2%以上。
5) 真空加热炉超导液。超导液是一种淡黄色透明液体, 无毒、不挥发、无腐蚀、不结垢、-40℃不结冰、沸点低的有机化合物, 与水相比有不同的特性:沸点比较低。在标准状态下, 超导液的沸点为55℃, 水的沸点是100℃。加热相同单位体积的介质时, 超导液所需要的热量仅为加热水的热量的45%。汽化温度高、传热快, 超导液汽化后温度可达160℃。汽化潜热值高。对11台真空加热炉应用了超导液, 取代水作为传热介质。根据测试, 炉效可以提高2%~5%以上, 同时, 由于超导液沸点降低到55℃, 降低了炉膛温度, 减少了加热炉烟火管烧损概率。
3 认识及建议
1) 通过加强加热炉管理和应用节能技术改造措施, 提高了加热炉热效率, 减少了能源消耗。
2) 每项加热炉节能技术都有各自的特点和适用性, 在应用时应尽量依托生产实际进行合理的选择, 同时应注意技术的组合应用, 取长补短, 从而达到最佳效果。
3) 由于真空相变加热炉采用正压燃烧设计, 可有效降低排烟温度, 从而提高加热炉热效率, 且具有结构简单紧凑、钢耗低、安装方便等特点, 应从加热炉运行时间和热效率等方面整体考虑, 逐年更换高耗能加热炉。
4) 由于节能涂料的有效期一般不超过2年, 对已涂刷过节能涂料的加热炉应重新进行涂刷。
摘要：针对加热炉热效率低、负荷率低、结垢严重、冬夏季运行负荷变化大等问题, 从生产管理和技术改造两方面寻求提高加热炉热效率的方法, 优化加热炉冬夏季运行台数、建立加热炉按周期清垢制度等管理措施, 及采用真空加热炉、高效燃烧器、辐射管、高效除垢装置、真空加热炉超导液等技术措施, 分析了实施效果, 并对实际生产中节能措施的应用提出了建议, 保证加热炉高效运行, 从而达到降低能耗的目的。
关键词：集输系统,加热炉,生产管理,技术改造
参考文献
[1]周宏伟.提高加热炉热效率技术浅析[J].中国石油和化工标准与质量, 2012 (9) :69-70.
电加热集输 篇4
1、太阳能辅助电加热系统设计理念
以人为本,贯彻落实科学发展观,坚持“开发与节约并举,节约优先”的方针,以提高资源利用效率为核心,以节能、节水、环保、资源综合利用和发展循环经济为重点的指导思想。依靠技术进步,以节能、环保、自动化、高效为设计理念;把握“先进、适用、集成、配套”原则,在地面工程、采油工艺等方面投用了太阳能辅助电加热系统。
2、太阳能辅助电加热系统新技术、新工艺的应用
①热管式真空管太阳能集热器工作原理
热管式真空管集热器具有耐冰冻、工作温度高、承压大、启动快、保温好、耐冷热冲击、运行安全可靠、易于安装维修等许多优点。热管式真空管主要由热管、吸热板、玻璃管、金属端盖和消气剂等部件组成。
当太阳辐射穿过玻璃管,投射在吸热板上,被吸热板吸收并转换成热。此热量加热热管蒸发段内的工质,使其汽化。工质蒸汽上升到冷凝段,在冷凝段内表面凝结,释放出蒸发潜热。液态工质依靠其自身的重力流回蒸发段。然后重复上述过程。
②李堡集油站应用太阳能加热技术:安装了262 m2太阳能集热板,在南通地区正常太阳辐射条件下,折算功率相当于6万大卡,年节电达18万千瓦时。应用太阳能集热技术,摒弃了高能耗高排放的锅炉(加热炉)房。这项技术实用有效,特点是流程简单自动化程度高,方便管理;无污水、烟尘排放,实现绿色生产;生产运行费用低,节能环保。
系统内循环水经过热水泵增压后,到达站内各供热点进行热交换,回水通过太阳能集热器吸收热量后进入热水罐。当太阳能提供热量不满足生产时,智能加热控制系统启动电加热器对热水罐内热水进行加温。
3、新工艺与传统工艺对比分析
(1)、投资比较
新工艺
名称
a.计量站模式投资:计量方式60万元,集油干线50万元,单井流程63.2万元
b.三管流程模式投资:集油干线50万元,DN76夹克管线1153米,41.9万元
c.真空相变炉供热+三管流程生产系统投资:供热部分107.8万元,站外部分(管网、计量房)173.2万元
(a.b.c.合计为546.1万元)
传统工艺
名称:
a.功图计量模式投资:计量方式56.5万元,集油干线50万元,单井流程41.9万元
b.单管流程模式投资:集油干线20万元,DN76夹克管线1153米,16.1万元
c.太阳能辅助电加热+中频单管流程生产系统投资:太阳能辅助电加热系统93万元,站外部分(管网、中频部分)158.45万元(a.b.c合计435.95万元)
新工艺的投资比传统模式的投资降低20.17%。少投资110.15万元。
(2)、能耗比较
新工艺
a.名称:真空相变炉供热+三管流程生产系统相变炉日消耗量千克标煤476.24,鼓风机日消耗量千克标煤5.86,热水泵日消耗量千克标煤21.48,齿轮泵日消耗量千克标煤4.30,合计日消耗量千克标煤507.88;
b.太阳能辅助电加热+中频单管流程生产系统站内电加热器日消耗量千克标煤143.78,热水泵日消耗量
千克标煤7.81,电加热杆日消耗量千克标煤51.94,站外电加热器日消耗量千克标煤39.06,合计:日消耗量千克标煤242.59。
经测试,在室外温度20℃时,开启2根40kW电加热棒,实测耗电78.4kW.h,当量热量282290.8kJ/h,有效热量269629.9 kJ/h。在9月份阳光充足时,太阳能集热装置水进出口温差6.5℃,产生有效热量250370.6 kJ/h,可停用2根电加热棒。
(3)传统工艺
*以原油作为燃料,烟尘排放,造成环境污染;
*供热系统设备多,流程复杂、跑冒滴漏严重、自动化程度低,日常管理操作任务多;
*站外管网复杂、热损失大、管线使用寿命短、维护工作量大;
*量油操作复杂、精确度低;
征地面积大;
新工艺
*利用太阳能资源和电能,系统实现绿色生产,无污水、烟尘排放
*供热系统设备少、流程简单、自动化程度高,管理方便;
*站外管网简单,热损失少,管线使用寿命长,方便生产管理;
*油井量油简单、准确;
*征地面积减少;
(4)、经济效益分析:
太阳能辅助电加热集输,总投资93万元。经过测试,热水循环泵流量9.2m3/h,太阳能集热装置进出口温差7.0℃,有效热量269629.9kJ/h,热水罐电加热器效率为95.5%。夏季是太阳能使用效果最佳时间,年节电能力为15万千瓦时,2010年6月-2011年4月累计节电10.47万千瓦时,折人民币9.87万元。节约设备维护费、人工费、环境保护等费用35万元,实现了生产污水、烟尘等污染物的零排放,取得了明显的经济效益和社会效益;
电加热集输 篇5
关键词：矿场油气集输,相变加热炉,工艺技术,炉效,低碳减排
引言
油田用加热炉是矿场油气集输中的重要设备之一, 尤其是油田进入高含水期的稠油开发和天然气开发中, 加热炉显得更为重要。一般单台1750kW的加热炉年耗气量为55m3/a, 普通联合站配备的加热炉数量为10台左右, 每年总耗天然气量为438万m3/a, 废气排放量5711.5万m3, 耗能量和废气排放量大。
目前, 由于老油田使用的老式水套式加热炉和绹纤毡加热炉年限较长, 加热炉主要存在设备老化情况 (平均新度系数0.41) , 腐蚀严重, 普遍存在能耗高、效率偏低、燃烧不充分、炉内腐蚀结垢等问题。此外, 老式水套炉基本没有自动调节功能, 不能随着加热介质流量的大小进行温度调节, 很容易出现烧高温或加热不足的问题。因此, 关注油田用加热炉技术和发展对安全生产、节能和提高生产效率具有非常重要的意义。
1 相变加热炉的原理和结构
相变加热炉主要由锅壳式蒸汽发生器、加热盘管、自动燃烧器、自动控制系统、操作间组成。锅壳式蒸汽发生器额定工作压力通常为-0.03～0.01MPa, 锅壳上都有适当的蒸汽空间。加热盘管置于蒸汽空间内, 管壳内运行被加热介质, 用原油或天然气作为燃料, 通过燃烧器燃烧产生热量使锅筒内水沸腾汽化, 水蒸气上升遇到低温盘管外壁, 释放大量汽化潜热, 变成冷凝水回落到锅壳内继续被加热, 反复循环。
自动燃烧器输出的热功率受锅壳内蒸汽温度和盘管介质出口温度反馈控制。当锅壳内达到上限温度时, 控制燃烧器停止燃烧, 当锅壳内温度低于下限温度时, 燃烧器自动启动燃烧。整个换热是利用潜热, 且在微负压工况下运行, 所以加热过程高效安全。相变加热炉内部结构工作图如图1所示。
2 相变加热炉的技术特点
2.1 相变传热技术
利用水的相变传热技术, 中间传热介质水在封闭状态下运行, 极少损失不需经常添加。这样系统可在无氧无垢状态下运行 (不在炉内形成垢层、避免氧腐蚀) , 提高加热炉的使用寿命。
2.2 蒸汽发生器
蒸汽发生器采用新型火管炉体结构, 应用高效传热元件—螺纹烟管, 配以合理的烟气流速, 受热面不会在运行中发生积灰, 因此可保证加热炉热效率不会因运行时间延长而降低。拱形管板、螺纹烟管使锅壳由准刚性体变为准弹性体, 配合翼形烟道, 避免传统烟火管锅炉高温管板开裂的弊病。
2.3 蒸汽换热
采用蒸汽换热, 温度范围在100～170℃, 增加汽化潜热的能量传递, 可以有效地提高换热能力。蒸汽发生器与管壳式换热器上下安装, 依靠重力作用实现水的蒸发、冷凝、回落、再蒸发的自然对流, 无需外界动力, 运行成本很低。
2.4 控制系统
采用一体化结构配置及自动化技术控制与监测技术的应用方式, 有效改善了加热炉的运行控制。实践证明, 自动化控制实现了自动吹扫、供空气、自动点火、燃烧、自动停机和启动。减轻工人劳动强度、提高设备的安全性。自动控制运行参数, 可使燃料利用率达到99.5%以上, 加热炉效率达88%～95%, 方便操作, 具有远程控制功能;控制系统防置在专用的板房内, 生产介质温度可精确控制。应用监测技术实现了熄火保护、低水位保护、超温超压保护等, 保证设备安全运行。
2.5 模块化结构
采用分体式结构, 加热器 (产生蒸汽) 和换热器两个系列的模块组, 在一定条件下, 一个加热模块可以带多只换热器, 完成多种介质的加热。
3 现场使用情况及效果
3.1 应用情况
辽河油田金马油田开发公司针对外输加热炉自动调节差、能耗高、热效率低的现状, 在辽河油田公司首次引进并规模应用自控相变加热炉, 实现远程监控, 采用目前油气集输领域最为高效的水蒸气相变间接加热技术, 可根据不同的加热需求使用不同温度的饱和水蒸气 (温度范围一般为100～170℃) 。并采用成本低廉的水作中间传热介质, 在封闭状态完成受热蒸发和换热冷凝。运行中极少补水, 因此炉体受热面不会结垢, 因此使加热炉受热面始终保持很高的传热系数, 加热炉热效率达88%～95%。
2008年以来, 在金马油田矿场油气集输系统的采油站和联合站共安装使用相变加热炉67台。从运行情况看 (见表1) , 基本达到了该炉改造的预期目标, 加热炉热效率由原来的77.6%提高到目前的90.3%, 提高12.7个百分点, 平均每个月节气30.9694万m3, 减少废气排放量403.8万m3, 累计节约天然气1114.9万m3, 累计减少废气排放量1211.4万m3。
3.2 经济效益分析
相变加热炉热效率平均值在90%以上, 且排烟温度、空气过量系数等指标达标, 充分显示出加热炉高效、低碳、节能和环保的特点。其热效率达到91.6%, 比同等功率的老式常压热水锅炉热效值高出近20个百分点, 根据气表计量, 使用67台相变加热炉年可节气371.6328万m3, 减少废气排放量4846.1万m3。按现行的天然气价格0.68元/m3计算, 年可增效252.7万元。
4 结语
辽河油田金马油田开发公司矿场油气集输系统加热炉的低碳化改造采用相变加热式水蒸气导热技术, 目前该炉的运行状况达到了原设计要求的各项指标, 节约天然气量可达到20%。
1) 一炉多用。
每台加热炉可设置3种盘管, 为3种不同的介质进行加热, 减少了加热炉的数量, 减少了占地面积。
2) 不结垢不腐蚀。
真空加热炉通过沸腾蒸发水蒸气的携带作用, 排除系统内的不凝气体, 然后封闭运行, 无氧腐蚀。锅壳内的水在封闭状态下运行损失极少, 不需经常添加, 即使采用普通的井水, 也不会结垢。由于系统处于无氧状态下运行, 无氧化腐蚀, 寿命长。
3) 热效率高。
真空加热炉采用相变换热, 利用水蒸汽的潜热, 可获得较高的传热效率。
4) 低碳减排。
该技术的使用有效地节约了燃料的使用量, 减少了废气的排放量, 实现了低碳减排的要求。
参考文献
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电加热集输 篇6
1 超导热管加热炉的结构以及特点
超导热管加热炉本身又可以叫做介质导热管, 之所以叫做超导热管主要是因为这种技术由超导材料和热管技术结合起来构成的。与以水为主要介质的传统热管不同, 超导热管采用的介质是无机或者是有机复合化学物质。这种化学物质经过相变来进行传热。效果要明显优于传统加热管。
超导热管加热炉采用的是一种两侧对称螺纹管烟道结构。与传统结构最大的不同在于火筒位置安装了数根超导热管。超导热管加热炉本身上下两部分是不同的, 上部分是气相空间原油加热盘管、下部液相空间中间则是超导热管火筒。超导热管加热炉的加热主要是通过蒸汽加热, 超导热管能够帮助水迅速加热, 同时利用对称螺纹烟管可以有效降低排烟温度, 这对于降低热量损失, 提升效率具有重要意义。
了解超导热管自身特点, 是实现超导热管加热炉有效应用的关键。我们通过对超导热管进行专业分析就会发现超导热管具有等温性能好、传递热量大、导热系数高、温度范围广等特点。正是因为具有这些优点, 因而能够有效提升传热效率。超导热管加热炉工作过程中有两个最为典型的特点, 一个是方便生产管理。在使用过程中加热炉调节正常之后就不需要在管理, 超导热管加热炉本身由于结构优良, 在使用过程中不会有太大消耗。二是运行安全可靠。所谓运行安全主要指的是导热液体本身是属于不可燃物质, 在运行过程中不会出现燃烧爆炸事故。液体本身对金属并没有腐蚀作用。
2 超导热管加热器关键技术
在超导热管加热器中一些关键技术是我们在应用过程中需要认真掌握。这里指的关键技术是超导热管本身的性能。通常情况下超导热管本身包含容器、吸液芯以及工作液体。吸液芯本身是通过具有毛细作用的多空衬在金属管道内壁的, 容器一般是由两端封口的金属管构成。在工作过程中热量的传递主要是通过毛细作用来实现的。在油气集输系统中超导热管本身的导热性和均热能力将能够得到充分应用, 系统本身的换热能力以及热效率也将迅速提升。超导热管加热炉是一种高效加热炉, 加强对这种加热炉的研究非常重要。
3 超导热管加热炉的应用
某厂经过对水套炉、热媒炉、火筒炉以及超导炉经过详细对比之后决定在原有油气集输系统的基础上采用超导炉来进行节能改造。某厂结合自身实际在所辖油站逐步安装了10台规格各不相同的超导炉。在经过详细检查之后发现当前水套加热炉的平均热效率是77%, 方箱炉是60%, 而超导热管加热炉的平均热效率却能够达到90%, 可见超导热管加热炉的性能是优于传统热管的。超导炉的一个显著优势是能够充分利用烟气热量, 这是其他热炉所不具备的。
(1) 效果分析。某厂在应用超导热管加热炉之后具有明显效果, 无论是从设备自动化还是从节能效益来看都非常好。首先从设备的自动化程度角度来进行考虑, 超导热管加热炉本身是能够实现对火焰和油温的严格控制的。同时设备在运行过程中还能够自动调节加热温度, 从而能够有效降低人工作业时间, 这对于提升热效率也是具有重要意义的。节能效益高是当前超导热管加热炉的明显特点, 在使用超导热管加热炉之后炉子本身的吸热面积以及换热速度都有所提升, 通过对超导热管加热炉的专门测试之后我们发现炉子本身能够节约8%的燃料。在降低能耗这个角度分析, 超导热管加热炉的应用还是很有用处的。
(2) 经济效益分析。超导热管加热器本身由于其自身性能的优异, 不仅有助于提升设备自身的水平, 同时还有助于降低运行成本, 提升经济效益。当前该油气集输公司古洛东管道在集贤站拆除了原来的2台方箱炉, 换成了2台3000kw的超道路, 在集贤站全年所需要加的原油是590*104t, 平均下来就是16164t/d。全年点炉是180天, 改装之后我们比较超导炉的年耗燃油与方箱炉年耗燃油就会发现超导炉年耗燃油要比方箱炉少1642t, 同理我们对其余各站进行合计, 发现全年能够节省的燃料由是2224t, 每吨按照3000元计算就可以节省667万, 从这一点可以看出当前超导热管加热炉具有巨大经济效益。
(3) 社会效益分析。超导热管加热炉的应用能够增加对低温烟气的吸热, 可以有效降低排烟温度, 能够降低燃气消耗, 减少烟气排放量, 减少大气污染, 保护环境。在可持续发展理念深入人心的今天, 应用超导热管加热炉能够有效降低污染, 这对于保护环境具有重要意义。从以上分析来我们就可以看到在油气集输过程中应用超导热管加热器可以有效降低能耗, 提升效率, 实现设备自动化, 降低环境污染。超导热管加热器本身不仅具有明显的经济效益, 同时还具有社会效益。这样的装置在今后生产经营过程中将会得到有效应用。
4 结语
随着经济社会的快速发展, 我国石油化工行业取得了明显进步。在能源形势日益紧张的背景下超导热管加热炉的作用越来越重要。超导热管本身具有的特性能够有效降低能耗。在降低能耗形势迫切的背景下加强超导热管加热器的应用具有重要意义。本文首先分析了超导加热器的结构以及自身特点, 而后又介绍了关键技术, 最后以某厂的实际应用为例详细分析了当前超导热管加热器在油气集输系统中应用所取得的经济效益与社会效益。在今后工作过程中应该不断加强这方面的研究。
参考文献
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电加热集输 篇7
关键词：太阳能,聚光热,稠油,集输加热
稠油属于难动用的油气资源, 在我国分布广泛, 资源量丰富。然而, 由于稠油具有高黏度及高凝点的特性, 在开采、集输等环节都需要燃烧燃料对原油进行加热处理, 造成了大量的能源消耗和CO2排放。利用太阳能聚光热技术替代传统加热锅炉, 可以大幅节省石油和天然气消耗, 减少排放[1,2,3,4]。太阳能聚光热技术应用在国外已经比较成熟, 国内对太阳能聚光热技术研究较晚, 尚没有在稠油集输加热应用的先例。笔者以槽式太阳能聚光热技术为基础, 重点研究该技术在稠油集输加热中的可行性, 并以准噶尔地区日处理液量100 m3的小型计量站为例, 设计了一套适合于油田集输加热的槽式太阳能聚光热系统, 为太阳能聚光热技术在油田集输加热领域的应用提供理论支撑和实践基础。
1 槽式太阳能聚光热系统
槽式太阳能聚光热技术指利用槽型抛物面反射镜将太阳光聚焦到集热器上对传热工质进行加热, 将光能转变成热能, 加热后的传热工质通过换热器换热, 进行热量输出。槽式太阳能聚光热技术既可以产生中低温的热水, 也可以产生高温的过热蒸汽, 带动汽轮机组发电。
槽式太阳能聚光热系统主要由聚光集热系统、储热系统、换热系统、补燃系统、供热系统以及控制系统组成 (图1) 。
聚光集热系统是最核心的系统, 由多个槽式聚光集热器串并联组合而成。槽式聚光集热器是由聚光反射镜、钢结构支架、真空集热管和跟踪装置组成的关键设备 (图2) 。整个系统可采用一维跟踪方式, 南北、东西布置。另外, 根据实际需要和场地情况, 还可以配置储热系统, 采用水或熔盐作为储热介质, 实现白天储热晚上放热的功能;当遇到连续阴雨天, 或储热系统的热量不足以加热稠油时, 可启动补燃系统加热。当遇暴风、冰雹时, 系统自动进入保护状态, 避免设备损坏。
2 可行性技术方案
准噶尔地区光照资源和稠油资源都很丰富。根据该地区某稠油油田作业区小型计量站的实际运行情况及基础资料, 设计了一套适合于油田集输加热的太阳能供热系统。该小型计量站日处理液量100 m3, 平均每天需消耗伴生天然气约200 m3, 每年6—9月可采用常温输送方式, 其它时间需加热输送。
2.1 光照资源
准噶尔地区光照资源丰富, 每年光照时间高达2820 h。根据美国航空航天局 (NASA) 的卫星数据资料进行分析, 可查得该计量站附近22年各月日均DNI数据 (图3) 。该地区年DNI达1934 k Wh/m2, 年时数2820 h, 直接辐射强度为686 W/m2。
2.2 流体物性参数
油田作业区内原油采出液含水率达到60%, 原油黏度2000 m Pa·s (20℃) , 属于普通稠油, 凝固点较高, 为32℃, 常温输送下容易结蜡。原油比热为2.582 k J/ (kg·℃) , 采出水比热为4.187 k J/ (kg·℃) , 伴生天然气比热为2.156 k J/ (kg·℃) , 天然气密度取3.75 kg/m3。
2.3 热量需求分析及计算
该油田作业区原有的集输供热方式是燃烧天然气对水套炉加热, 采出液生产数据如表1所示。
通过对水套炉进液温度的监测, 得到了不同月份采出液平均进站温度数据 (图4) 。采出液冬季进站温度较低, 为33~36℃, 夏季进温较高, 为40~42℃。冬季需利用水套炉加热, 采出液出温为44~50℃, 升温11~17℃;夏季采用常温输送, 不加热, 升温0℃。
太阳能供热系统设定采出液出温为55~60℃, 采出液可以升温17~20℃, 同时夏季仍然可以进行维温, 减少管道清蜡维护成本。根据采出液不同月份的升温变化规律, 计算出太阳能供热系统需提供的热量[5,6]。计算方法为
式中:Q——热量, k Wh;
c——流体比热, k J/ (kg·℃) ;
m——流体质量, kg;
Δt——升高温度, ℃。
则太阳能供热系统需提供的总热量为
式中:Ql——总热量, k Wh;
Q0——原油升温所需的热量, k Wh;
Qw——地层水升温所需的热量, k Wh;
Qg——天然气升温所需的热量, k Wh。
平均每天的热量需求计算结果如图5所示。
2.4 技术方案
根据不同月份每日平均的热量需求, 可以计算出需要配置的槽式集热器镜场面积。计算方法如下:
式中:Qs——采出液升温平均每天所需热量, k Wh;
DNI——日均直接辐射量, k Wh/m2;
As——集热器面积, m2;
ηs——聚光效率;
ηt——换热器转换效率;
ηl——管路热损失。
计算时, 日均DNI值见图3, 聚光效率取0.75, 换热器效率取0.8, 管路热损失取0.22。则不同月份平均每日所需集热器镜场面积计算结果如图6。
在太阳能供热系统中, 槽式聚光集热镜场由集热器组合构成, 每个集热器组合包含8个集热器单元, 每个集热器单元由10面反射镜组成, 面积为20 m2, 则集热器组合数量计算结果见表2。
为实现太阳能供热系统的热量利用最大化利用, 槽式聚光集热器镜场面积应大于设定温度55℃的最大面积, 同时应小于设定温度60℃的最大面积, 则集热器组合数量为4.74<n<5.83, 取整后得到n=5, 即经优化后集热器组合的数量为5组, 聚光集热系统的配置参数见表3。
聚光集热系统总配置平面图[7], 见图7。
在额定工况下本供热系统总集热功率为257 k W (辐照强度为686 W/m2) , 平均每天日照时数7.7 h, 每天输出总热量为1953 k Wh。为保证24 h连续供热, 需配备16.3 h储热系统, 储热量为1326 k Wh。系统可以使100 m3的采出液升温17~20℃, 采出液出站温度达到55~60℃。
3 效益分析
3.1 节能减排指标估算
根据项目地的气象数据, 在每年12月和1月太阳辐射总量最小, 在5月和6月太阳辐射总量最大, 在7月和8月阴雨天数最多。经过估算, 每年平均需要补燃的天数约30 d。原有的加热工艺参数与太阳能供热系统设计工艺参数对比见表4。
3.2 经济效益估算
在光照正常条件下, 本系统可实现24 h连续供热。除自用部分天然气外, 每年可实际节省天然气4.8×104m3, 年节省天然气成本约12万元, 同时减少管道清蜡的周期和费用, 年降低运维费用约2万元, 7年时间内可收回全部投资 (表5) 。如果考虑夏季6—9月份太阳能未充分利用, 且采出液温度升温更高等因素, 则本系统经济效益会更好。
4 结论
综上所述, 槽式太阳能聚光热技术是一项成熟可靠且经济可行的节能减排新技术, 对于日处理液量100 m3的小型计量站, 如采用槽式太阳能聚光热系统, 在25年内, 可累计节约天然气120×104m3, 累计减少CO2排放2125 t。同时, 在夏季太阳能集输供热系统加热采出液, 提高了采出液的集输传输能力, 延长了输油管道的清理周期, 降低其维护成本。另外, 随着槽式聚光热系列产品的规模化应用, 投资成本也会大幅下降。因此, 将太阳能聚光热技术其应用于稠油集输加热中应用是完全可行的, 具有较好的应用前景。
参考文献
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