联合站原油外输温度的节能优化方法及其控制

联合站外输原油消耗的能源主要是加热耗油和克服摩阻耗电。运行中的管线外输油温度是决定经济运行的主要参数,因此,确定一个合适的外输油温度,是外输油管线达到经济运行的关健。针对联合站外输过程的能耗问题,提出了联合站原油外输温度的节能优化方法及其控制,给出了经济温度的目标函数、求解方法和实例计算。在此基础上,提出了联合站外输加热炉定温加热和热效率自寻优节能控制系统。该系统利用定温加热系统对加热炉实现加热控制,同时其热效率自寻优节能控制系统又能够优化加热炉的运行工况,实现联合站原油外输过程的优化运行。     

输气管道天然气加热设备选型及控制

为了对天然气分输站中天然气加热设备进行合理选型及控制,对天然气分输站常用加热设备(电加热器、水套炉、真空相变加热炉)适用范围进行详细调研,结合相关规范和文献,进行优缺点及经济比选,确立了天然气分输站场常用加热设备选型依据。研究表明:热负荷小于50 k W的工况下宜选用电加热器;热负荷在50~600 k W范围内,天然气分输站用地受限或加热炉的碳排放不满足环保要求,应选用电加热器;热负荷在50~600 k W范围内,热负荷工况存在低于单台负荷30%时,需通过经济比选确定采用电加热器还是真空相变加热炉;其他工况宜选用真空相变加热炉。对天然气分输站加热设备现有两种控制方式存在的弊端进行了分析,提出以分输出站温度设定值为控制目标,根据加热设备出口温度计算值对加热设备的加热负荷进行综合控制的改进措施。     

气田天然气加热炉类型选择

1.气田常用加热炉简介国内气田天然气的预处理广泛采用加热节流工艺,即将采气井来的高压气,加热到节流后不形成水化物的温度(40-60℃),经节流、分离、计量和脱水后进人集气支、干线外输。所采用的加热设备主要有微正压水浴加热炉(俗称水套加熱炉)和负压真空加热炉两种。鉴于加热设备的投资较高,运行状态对预处理效果影响很大,因此合理选择加热炉类型,对集气站的安全生产运行,有着十分重要的作用。(1)微正压水浴加热炉。壳程没计压力为常压,是将天然气加热盘管置于水浴中,利用温度高的水浴,将盘管内的天然气直接加热。该类型加热炉的水浴温度…     

天然气输送管线温度计算

天然气管道温降的数值计算可以为输气管道的设计、判断水合物的生成、保证生产运行提供参考数据。在苏霍夫公式的基础上,考虑了焦耳-汤姆逊效应的影响,根据天然气在管道中流动的导热基本理论,结合工程热力学、传热学、流体力学知识,建立天然气输气管线温降模型,采用循环迭代方法计算出天然气沿程温度,对影响管道温降的各种因素,例如气体组成、管道运行参数、保温情况等进行分析比较,为减小天然气管输的温降,伴热功率、加热炉加热温度的计算及节能优化提供了理论依据。     

香港终端天然气加热炉节能分析

天然气加热炉采用中间载热介质间接加热的方式,是石油天然气生产的主要耗能设备之一。为了节能降耗、提高加热效率,结合香港终端加热炉实际工况,分析天然气加热炉目前存在的缺点。提出对加热炉燃烧系统进行优化控制,通过采用烟气含氧量检测技术并计算空气过剩系数、采用交叉限幅燃烧控制、空燃比设定值稳定控制、空燃比优化、降低排烟温度、对加热炉火管表面喷涂高辐射高效节能涂料以改善加热炉火管的辐射传热效率等措施,可望实现节能降耗和提高天然气加热炉效率的目的。     

集气站单井进站压力与外输压力耦合模型的建立

集气站外输压力的调整对单井产量的影响是气田调峰管理中备受关注的问题,而集气站内部压力降的定量计算是天然气集输系统压力优化的关键。阐述了集气站的工艺流程,以及站内天然气压力降的构成,即,气嘴节流后至外输阀压降、气嘴节流压降和加热炉压降,其中,气嘴节流压降和加热炉压降对进站压力计算模型的影响较大。论述了气嘴节流压降和加热炉压降的计算模型,通过实例分析,单井进站压力的计算值与实际数据的误差较小。通过该模型的应用,可得到单井进站压力随外输压力变化的关系,从而预测不同外输压力下的单井产量变化,可用于指导因气田下游需求变化对单井重新配产。     

管式加热炉和相变加热炉在大港南部油田的适应性分析

本文通过对大港南部油田加热炉应用工况条件及两种主力加热炉的主要存在问题进行分析,提出了针对性改进措施。管式加热炉适应于掺污水等需要高温加热而间接炉不能胜任的场所;真空相变加热炉适应于加热矿化度低的清水、低含水原油等介质;承压相变加热炉适应于出口温度要求高的外输原油加热。通过分析适用范围,为油田加热炉的选型决策提供参考,从而保证加热炉的安全高效运行。     

井场原油在线重力热管电磁加热装置的研究及应用

针对井场原油外输加热需采用燃气加热炉和燃煤加热炉，污染环境且加热效果差；采用伴热带加热和各种电热管加热，热效率低且地下设备损坏后维修困难等问题，研究了井场原油在线重力热管电磁加热装置，介绍了该加热装置的构成、加热流程与技术参数。应用表明：该加热装置具有加热效率高、安全、环保和节能等优势，可代替现有的加热方式，同时实现了在线远程监控井场原油外输加热的温度和压力。     

大圆筒天然气加热炉流场研究及传热面优化

在天然气运输和应用过程中,天然气加热炉的使用面大量广,提高天然气加热炉的热效率,降低其能耗,显得尤为重要。为此,对大圆筒天然气加热炉内加热元件偏心布置时的流场进行了研究,引入双极坐标系将不规则的偏心圆区域转化成规则的矩形区域,为数值计算创造了良好的算法环境。通过数值计算,得到了大圆筒内加热元件偏心布置时的温度分布和速度矢量分布,并设计了可视化流场实验装置,通过实验研究验证了数值计算结果,在此基础上,优化了大圆筒内火筒、烟管、被加热管束的相对位置,提高了加热炉的热效率,降低了能耗,节省了钢耗量和初投资,具有较好的节能降耗效果。     

埋地湿天然气管道安全停输时间计算方法研究

为了防止湿天然气管道在停输过程中水合物的形成,有必要对管道的安全停输时间进行计算。湿天然气管道在停输过程中,管内介质与周围环境进行热交换,停输时间过长可能会导致水合物形成,造成再启动困难。采用多相流模拟软件对安全停输时间计算方法进行了研究,利用有限元方法分析停输时埋地管道及周围土壤温度变化情况,将天然气温度与水合物形成温度进行对比,计算湿天然气管道安全停输时间,并研究了不同输送工况下安全停输时间变化规律。一般说来,安全停输时间随着输量、起点温度、环境温度增加而延长。所以,准确计算湿天然气管道安全停输时间对于指导气田安全生产具有重要意义,可以为计划停输方案制定提供依据,防止事故停输工况下水合物的形成,提高输气管道操作安全性。     

天然气管道加热用浸没燃烧换热器设计及应用分析

浸没燃烧技术应用于天然气管道加热较为新颖,该技术核心在于换热器的设计。介绍了浸没燃烧换热器的设计方法,设计出200 kW浸没燃烧换热器并在北京某门站供暖期内投入使用,以解决调压器的冻堵问题。利用实测数据计算管内、管外对流换热系数,通过数据拟合计算得到额定设计工况下的实际综合传热系数,进而对设计综合传热系数进行修正。计算结果表明,设计综合传热系数的修正系数为1.56。再通过实际管外对流换热系数反算得到水浴最大流速值,拟合得到功率与水浴最大流速的关系式,利用加热装置在120 kW稳定运行时的实测数据进行验证,水浴最大流速计算结果误差率为6.67%,可以为相同类型的浸没燃烧换热器设计提供参考。     

加油站冬季取暖能耗现状及发展趋势浅析

对加油站采用的供暖形式及能耗进行了分析对比，对其优缺点作了综合比较，对热泵等采暖技术的应用进行了简要介绍，并对加油站冬季取暖技术的应用提出了建议。     

基于第一类吸收式热泵的气体分馏塔物料梯级加热方法

针对常规气体分馏工艺流程中物料加热过程换热温差大、加热能级严重不匹配的问题,提出一种气体分馏塔物料梯级加热的方法,可大幅度提高加该热环节的?效率;在此基础上,针对气体分馏塔塔顶物料散热造成的热能浪费,提出了一种基于第一类吸收式热泵的气体分馏塔物料梯级加热方法,通过回收塔顶物料余热,较大幅度地降低工艺蒸汽的消耗,进而显著提高气体分馏工艺的能源利用效率。对银川某炼油化工公司气体分馏系统进行改造,使该系统的工艺蒸汽消耗量减少22.0%,每年可节约运行费用398万元。     

CNG站脱水装置节能技术

CNG站脱水装置是CNG加气站的主要耗能单元之一,其脱水效果的好坏直接影响到CNG的气质。针对目前CNG站脱水装置再生工艺不合理、再生时间长、再生能耗高等问题,结合脱水装置实际运行情况,开展了节能技术研究,提出了利用再生气余热的节能技术。其节能核心在于通过能量（热量和冷量）的互补利用,提高加热炉的进口温度以缩短加热时间,降低加热炉电耗量,同时降低冷凝分离器的进口温度以改善CNG的分离效果,实现了CNG站脱水装置节能降耗与优化再生效果的双重目标。在不改变其他设备及参数的条件下,完成了节能技术改造前后能耗对比测试。结果表明：CNG站脱水装置的加热时间缩短了27.3%,再生气用量节约了18.4%,加热炉电耗量降低了28.6%,节能效果明显。     

浸没燃烧天然气加热装置水浴传热数值模拟

针对浸没燃烧天然气加热装置换热器换热设计计算时,由于水浴流动及传热的复杂性给设计工作带来的问题,结合国内首例装置实际运行情况,对装置的水浴传热过程进行仿真分析,并计算验证了根据加热装置运行的实测数据,使用经典传热公式反算出的管外水浴最大流速。模拟结果直观反映了水箱内部水浴流动及烟气与水浴间的换热过程。结果表明:①装置换热区域结构布置合理,气泡破碎效果较好,增大了高温烟气与水浴的接触面积,进而强化了气液间传热;②在换热过程中,气液两相流是以一个相对恒定的温度冲刷换热器的,换热稳定;③在换热器管壁处,烟气几乎不参与换热;④模拟计算的水浴流速最大相对误差为8.33%,为后续浸没燃烧天然气加热装置的研发和设计提供了一种可参考的计算水浴流速的数值模拟思路。      

热泵供暖在杏十二注水站的应用效果分析

为合理利用油田注水中的余热、减少燃气消耗,将A注水站原有锅炉供暖改造为热泵技术供暖。经测算,应用新技术不仅可以节气28.77×10⁴m³/a,降低生产成本14.89万元/a,节省操作人员4名,并且针对新技术实际应用中出现的出口温度偏低、管线穿孔等问题,提出加强日常管理、完善工艺流程等相应措施,最终达到满足站内供暖需求、降本增效节能减排、保障设备正常运行、避免盗气减少事故等目标,为企业高质量发展提供有力支持。     

稠油计量站应用采出液余热采暖技术研究

针对新疆油田冬季采用油田注汽锅炉生产的高品质蒸汽进行保温,造成非生产耗汽量居高不下的问题,重新设计采暖系统,以回收采出液余热实现计量站保温。其基本原理是回收采出液所蕴含的热能,通过散热器换热提高房间温度,散热器采用D76mm×5mm的无缝钢管,220mm的180°高压弯头及原油管线焊接而成。应用表明,采出液采暖工艺不仅可以实现计量站保温,而且能减少高品质蒸汽的消耗,为计量站冬季保温开辟了新思路。     

增压站天然气发动机余热利用方案研究

压缩机增压站安装防噪声工房后房内温度超标,影响机组的正常运行;油气田地面站场燃气发动机组的热能有效利用率仅有40%左右,而发动机组的高温烟气通常被白白排放。提出的天然气发动机烟气余热回收利用方案结合现代吸收式制冷技术,可以解决增压站的防噪声工房、中控室、办公楼等地的夏季降温、冬季保温问题,并可实现制冷量与防噪声工房内发动机空压机组散热量的动态平衡,满足机组在防噪声门关闭情况下的温度要求环境,可有效提高系统的能源综合利用率,实现节能减排。     

气井针阀电加热解堵工艺参数计算与试验研究

针对冬季气井的电动针阀易发生冻堵的问题,对比几种常用解堵方式,提出了电加热解堵方案。通过理论计算和现场试验,研究电加热解堵过程中的影响因素、传热模型,优化了电加热解堵方案。依据冻堵成因和电动针阀结构分析,确定冻堵位置和加热位置。理论分析与现场试验的结果表明,电加热过程中热量能够有效传递; 为了提高解堵效率,需要解决电动针阀管线上的传热问题,以保证冻堵位置热量持续供给。电加热解堵方案能够低成本、高效率解决电动针阀冬季冻堵的问题。     

加热炉燃烧系统改造效果分析

目前作业三区集气站安装的加热炉为630kW8井式天然气负压加热炉,本加热炉为快装水套式加热炉,可同时加热8井气体盘管,产量可达50万m3/d。它在常压下运行,以天然气为燃料,配备先进的负压型火嘴、进口的温度控制器及控制气阀,可实现温度自动调节和母火熄灭保护功能。系统坚固耐用,可在无电条件下正常运行,热效率达84%。在生产运行过程中由于榆X站1#加热炉出现燃烧功率低、水蒸汽无法排出而造成加热炉炉膛结垢严重,水蒸汽冷凝结冰严重的现象,对此进行加热炉燃烧器的改造,排除了故障,提高了加热炉的使用效率。