油田集输系统的能耗分析与节能措施

发表时间：2019-12-30T13:14:08.527Z 来源：《科学与技术》2019年 15期作者：张翔[导读] 实际油田经营生产过程中存在很大的能耗问题，摘要：实际油田经营生产过程中存在很大的能耗问题，石油开采效率较低，资源浪费严重，因而要想实现油田行业的可持续发展，具必须采用积极有效的措施对石油开采和使用进行控制，提高能源的开采率和利用率。油田企业应正视集输工艺无法与开采相契合这一问题，对集输节能等加以关注，可以从余热吸收、集油方式以及热炉改造等出发实现集油节能，并对电机效率等进行强化，从而增强集油节

能以及油田效益。关键词：油田集输系统；能耗分析；节能措施油田集输系统的工作效率对整个油田节能产业具有重要的影响，是油田产业中重要组成部分。要想提高油田集输系统工作效率，降低能耗，就必须对其进行改善和完善，采用先进的节能设备，同时充分利用相应的节能技术来促进节能油田产业的可持续发展。

一、油田集输系统中存在的问题目前，国内的油田集输系统中主要存在以下两大问题。首先是能耗比较大，造成该问题的原因主要是由于国内大部分的油田集输系统中的制作工艺或是原料利用等都比较落后，生产效率较低，因而需要对其进行相应的改进。其次是油气的损耗较为严重，其主要是指在进行油气产品的运输过程中产生的较为严重的油气挥发问题，因而需要对运输管道的密闭性进行改进和完善。现阶段，在油气产业市场中，油田集输系统中采用的设备相比较国外还比较落后，因而要想提高油气产业的生产效率是比较困难的，与此同时，近年来随着国内社会经济的快速发展，原油开采项目工程数量越来越多，这种大肆开采原油的现象会导致对地面集输系统中的油水沉降、分离、脱水以及污水处理等工作开展的难度增加。此外，对工厂工作设备的维护工作也会影响石油开采的工作效率，若维护不当，不仅对工作人员的生命健康安全构成威胁，而且还会影响油田产业的正常生产和运营。

二、油田集输系统相关节能技术和措施

1.热泵回收含油污水余热技术经过技术研发，企业改进了热泵的工作原理，当前油气企业中的热泵是基于逆卡诺循环原理来进行工作的，热泵在工作过程中产生的摩擦较小，因此散发的余热很少。并且当前的热泵都装有专门的装置，以便热泵能够吸收散发的余热，并将这些热量运输到热利用装置，因此这一原理技术的应用极大的提高了油气集输系统对余热的利用，使得集输过程中能耗损失很低。

2.加热炉节能措施在油田集输系统中，加热炉主要是起到辅助作用，加热炉的使用能够使油井装置实现热洗、脱水等操作。我国的油气企业为提高加热炉的节能效果，首先对加热炉进行了严格的挑选，选择加热炉时首先要考虑加热炉的效率，加热炉在工作过程中需要消耗大量的气，因此如果加热炉的转化利用率不高，就无法实现加热炉节能环保。其次，要想能够节能，还要使燃烧机和加热炉能够配套，适当的燃烧机能够将加热炉产生的热能进行有效的回收利用，从而达到节约资源的能力。在选择合适的加热炉以及燃烧机之后，要想做好节能工作，还要定期对设备进行维修，确保设备的正常运行。

3.采取不加热或者是低温等方式进行集油现阶段，对掺水耗气加以控制多以低温集输为基础，而油田开采也使诸如原油常温等形式的集输技术得到关注。而以往集输多对双管掺水进行运用，确保集输兼具安全稳定以及管理便利等特性。而就其能耗来看，能源动力需求较大。而常温集输则可对节能弊端等实现规避，诸如单管常温等集油方式不断出现。例如，从不加热角度来看，单管则以生产压力和温度为导向，并经管线使其原液运到计量间，进而对停掺扫线等方式进行替代；而双管从以往掺水管线出发，将其改为集油管线，并对井口或者是计量间等加以修改，确保主副双管都可高效出油。而以环装形式对低温水等进行掺加，可以同一管线为基础，对计量阀组相应油井进行连接，而组间则于其一端来掺水，诸如石油以及水汽等于另一端汇至计量阀。

4.油气混输措施油田中的油气混输装置能够将还没有进行分离的油气、水运输到处理装置中。油气混输过程不仅仅是对油气的运输还需要在此过程中对油水进行分离。油气企业经过研究发现，其实使用混输泵以及运输管道就可以实现油气混输，这种运输方式不仅只需要很少的设备，而且还简化了油水分离的过程，因而在节省成本的同时也提高了混输的效率。

5.从电机出发，对其运行效率等进行强化首先，应对其负载率进行强化。而该强化应以泵流量为基础适宜增加，使其轴功率等到增强，进而提升负载率。其次，还应从在役电机出发采取减容或者是更换等处理。而该类更换需要以经济评价等为参考，进而对电机容量综合考虑。其次，若泵机组相应负荷一直较低，则应对其机组容量等进行调节；若其功率因数等过低，那么可于负荷侧设置相关自补设施。此外，强化电机应以生产状况以及工艺需要等为基础，对额定流量以及压力等进行选取，采取诸如调配和改造以及拆级等使其参数与生产相接轨，确保运行处于高效区。若泵机组流量变幅较大，则应进行变频、调压等的改造，从而对其输出流量等实现适时调节，对节流损失等进行规避。最后，还应强化泵机组相应保养维护，对零部件等实现及时更换，使其得以高效运行。

6.未来油田集输系统技术发展展望随着我们国家科学技术的不断发展，油田集输系统需要进一步完善和改进。一方面，我们可以利用国内科学家研制出来的一些技术，比如超导节能加热器，这种加热器有着很大的优点，与传统的加热器相比，这种加热器的加热效率更高，而且能源的利用率更高，这样就可以在最大限度上实现节能减排的目的，并改善现在油田集输系统的现状。另一方面，我们可以借鉴国外先进的技术和设备，然后我们可以根据他们的技术或者是设备研究出适合我们国家油田实际的高科技设备，这对全面提升我们国家的油田集输系统的效率是很有帮助的。总结

随着市场经济的快速发展，各行业对石油能源的依赖和消耗都会进一步增加，石油资源会逐渐变少，更会成为关系国家安全的战略资源，因此，必须高度重视油气的集输节能措施的落实，油气生产企业加大研发攻关，不断完善油气集输系统，确保我国油田节能工作实现快速提高。参考文献

节能降耗技术产品方案汇总表

页脚内容 4 附件一：节能降耗电子信息技术、产品与应用方案推荐目录（第一批）领域序号项目名称申报单位类别关键字推荐单位技术及解决方案 1 刀片服务器自适应节能系统曙光信息产业（北京）有限公司计算机服务器远程监控中国电子报 2 服务器节能技术浪潮集团有限公司计算机服务器功耗管理电子学会 3 微型计算机节能技术联想(北京)有限公司计算机电源主板芯片电子学会 4 LCD 液晶显示器节能方案中国长城计算机深圳股份有限公司计算机调光模式单芯片计算机协会 5 微生物发酵过程控制自动化系统北京康拓科技开发总公司计算机发酵控制系统计算机协会 6 基于GIS 的电网用户负荷管理系统大唐高鸿数据网络技术股份有限公司软件及服务电网管理信息系统信息产业商会 7 冶金企业能源管理系统上海宝信软件股份有限公司软件及服务冶金能源管控钢铁工业协会 8 公共建筑能耗监测及节能自控信息平台郑州春泉暖通节能设备有限公司软件及服务建筑控制平台河南省电子办 9 流程工业节水减排应用软件平台大庆金桥信息技术工程有限公司软件及服务网络系统软件平台黑龙江省信产厅 10 能耗最低机采系统设计软件扬州江苏油田瑞达石油工程技术开发有限公司软件及服务机采系统工程软件江苏省信产厅 11 燃气蒸汽联合循环发电机组热值控制软件重钢集团电子有限责任公司软件及服务模糊控制鲁棒钢铁工业协会 12 智能机房通风系统深圳市赛宝伦计算机技术有限公司通信设备机房集成控制深圳市贸工局 13 液晶电视节能技术青岛海信电器股份有限公司家电设备光感应图像监测中国电子报

节能服务种类及介绍

1节能服务简介节能服务是指由专业的第三方机构（能源管理机构）帮助组织机构解决节能运营改造的技术和执行问题的服务。其服务对象是一般是企业机构。企业接受节能服务的目的：减少能源消耗、提高能源使用效率、降低污染排放等问题。节能服务公司（ESCO）服务方式：第三方节能服务机构一般采用合同能源管理（EPC）的方式提供相关服务。服务内容：节能诊断；节能改造方案设计；施工设计；节能项目融资；原材料和设备采购；施工、安装和调试；运行、保养和维护；节能量监测、收回投资和利润等。 2节能服务商业模式表格1节能服务商业模式模式英文全称中文全称简介 E Engineering 工程设计由节能服务公司提供技术方案和电站设计，业主自己安排设备采购、建设和管理。一些节能服务公司不愿意再提供这种模式的服务，这种经营模式的比例逐年下降。 EP Engineering-P rocurement 设计-采购工程设备成套。由节能服务公司提供技术方案和电站设计、并安排设备采购。目前在行业内广泛使用。 EPC Engineering-P rocurement-C onstruction 设计-采购- 施工节能环保工程建设行业总承包业务的普遍模式，即服务商承担系统的规划设计、土建施工、设备采购、设备安装、系统调试、试运行，并对建设工程的质量、安全、工期、造价全面负责，最后将系统整体移交业主运行。公司获得 EPC合同后，也可将合同拆分为设计服务、建造合同、设备安装、技术服务等多个细分合同。主流经营模式，市场占有率大约60%左右。 EPCC EPC-Commiss ion 总承包＋托管运营在系统建设阶段采用EPC总承包的服务模式，在运营阶段采用系统托管运营模式 EMC Energy Managemen t Contract 合同能源管理节能服务公司通过和客户签订节能服务合同，为客户提供包括：能源审计、项目设计、项目融资、设备采购、工程施工、设备安装调试、人员培训、节能量确认和保证等一整套的节能服务，并从客户进行节能改造后获得的节能效益中收回投资和取得利润的一种商业运作模式 EPC* Energy Performance Contract 合同能源管理和EMC含义相同 BOT Build-Operate建设-运营-政府特许服务商承担工程投资、建设、经营和维护，在协议期规定的期限内，

油田配电系统节能降耗技术措施分析

油田配电系统节能降耗技术措施分析发表时间：2019-04-01T11:55:02.230Z 来源：《电力设备》2018年第28期作者：尚宣会李怀文孙昭 [导读] 摘要：油田开采在我国社会经济发展中有着重要的作用，但同时油田也是一个电能消耗较大的企业，进一步加强节能降耗技术及措施在油田配电系统中的应用意义重大。（长庆油田分公司第一采气厂陕西榆林 719000）摘要：油田开采在我国社会经济发展中有着重要的作用，但同时油田也是一个电能消耗较大的企业，进一步加强节能降耗技术及措施在油田配电系统中的应用意义重大。基于此，本文对油田配电系统节能降耗技术措施进行了探讨，旨在促进油田配电系统节能降耗管理水平的提高，实现企业可持续发展。关键词：油田；配电系统；节能降耗技术油田是我国的重要能源生产企业之一，在推动区域经济发展方面有重要作用。而电能是现代化油田经营生产的重要动力支持和保障，随着全球能源紧缺问题日益突出及人们环保节能意识不断提高，如何提高油田企业生产经营电能能耗成为一个研究重点。科学技术发展使得带动了节能降耗技术的研究与运用，合理运用于油田配电系统中不仅可以降低企业生产能本，提高经济效益，而且在环境保护、能源节约方面有重要意义。 1 油田输配电系统电力运行特点分析（一）输配电网损高，运行效率低油田输配电网络建设通常根据油井分布进行，这就决定了输配电系统具有线路长、负荷点多、供电范围大的特点，这也意味着电力系统在运行过程中的网损相对比较高，运行效率也受到较大影响。在实际中，由于有些油井井距较大，而变压器台数设置不合理，线路电压不稳定，进一步增加了输配电系统损耗。（二）抽油机呈周期性波动，有功功率变化大抽油机是油田生产经营中的一个重要机械设备，也是能耗较大的一个部分。在运行过程中，抽油机存在周期性波动，这种波动对无功功率影响不大，但是对于有功功率的影响却不容忽略，会导致有功功率变化较大。（三）非生产性能耗问题突出，影响经济和环境效益整体而言，油田在生产经营过程中，在输变电环节和供配电环节都存在着较为突出的非生产性能耗问题，从而影响着油田生产经营的经济效益和环境效益。随着科学技术的发展与进步，节能降耗技术在油田配电系统中的应用也受到了重视，但管理水平及效率提升还有待于对各种节能降耗技术的研究与应用。 2 油田配电系统能耗影响因素分析从发电、供配电及用电三个环节分析，影响油田配电系统能耗主要有以下因素：一是对发电机组的运行管理及维护。目前，油田发电主要以燃气或原有伴生气发电技术为主，其中，燃气大点技术在边缘油区应用较为普遍，而原有伴生气发电技术是现阶段油田企业应用最为广泛的一种，技术也较为成熟。在燃气发电机组中，自主运营模式虽然有利于提高企业经济效益，但是存在着后期设备维修、运营难问题，从而影响着配电系统能耗。二是配电变压器及相关辅助设备维护与更新。一般而言，配电变压器及相关辅助设备使用时间越长，其功耗也越大，但是在实际工作中，一些油田企业往往没有对变压器进行及时淘汰与更新。三是机采系统与注水系统能耗情况。抽油机平衡度不佳或是参数设置不合理都会影响其能耗情况，而注水系统中泵机组老化也会降低运行效率，从而增加系统能耗。 3 油田配电系统节能降耗技术措施（一）加大智能化电网建设力度，推进电网智能化管理随着计算机网络技术在各行各业中的广泛应用，智能化管理成为一个发展趋势。电网实行智能化管理不仅可以更好满足个体及商业用户的用电需求，提高供电服务质量，而且更有利于电能消耗情况管理，因此油田企业应加快推进配电系统智能化建设，逐渐将传统电网结构改造为智能化现代电网，转变传统油田供电方式，逐步建立起完善的智能化电网管理制度与措施，以实现油田配电系统节能降耗提供有力保障。（二）优化内部资源，实行精细化管理油田企业对内部资源的优化及管理使加强电力节能降耗管理的有效途径。首先，油田企业应加强对国内外先进企业管理模式、经验的借鉴与检验，并结合自身实际情况建立起能源管理中心，实现对企业内部资源的全面管理。其次，油田企业应进一步完善相应能源管理制度，为能源管理及措施的执行与落实提供以及就保障。此外，为进一步提升能关管理效率，企业应在规范化管理的基础上，努力推进和实施精细化管理。油田企业应根据现代油田发展需要及经济变化情况对企业生产经营思路进行合理调整，并通过采取完善精细化能耗标准及规范、大力推广使用节能产品及技术、加强能耗监控监测等措施，以在最大程度上降低企业生产经营成本，提高运营经济效益及环保效益。（三）改善电压质量，调整配电容量在油田配电系统中，配电线路安装质量不仅是油田企业供电的可靠性保障，更是实现节能降耗的关键，因此企业应充分运用先进技术对配电线电压质量进行改善。目前，SVR馈线自动调压器在电压稳定调整方面有很大优势，油田企业可结合实际情况加以推广应用。在安装过程中，企业可以根据油井分布及供电半径对SVR馈线自动调压器安装位置进行确定，如果供电半径较长，调压器置于距离线路手段的二分之一处或三分之二处较为合适，若这种情况下负荷较大，那么可以安装与负荷集中区，以确保调压器能够充分发挥电压调节作用。另一方面，对配电容量的及时调整也很重要，油田企业应根据生产活动实际情况及需要使用相应容量的变压器，这样才能在更大程度上避免电力能源损耗与浪费，实现配电系统节能降耗目标。（四）强化调度管理，提高配电系统运行效益首先，油田企业应进一步完善电力能源监控平台，在全面摸清设备实际能耗情况的基础上，对用户及设备实行分类分区监控；同时加强系统运行维护，及时更新淘汰老化设备，确保正常运行状态。其次，油田企业应树立科学调度观念，结合实际制定科学合理调度方案，对全年负荷进行合理规划分布，加强电机组负荷率调停次数管理，以逐步实现电网调度运行方式的有关改进。此外，要加强各环节技术改

胜利油田合同能源管理(EMC)

胜利油田合同能源管理（EMC）调查在河口采油厂电力管理科副科长甄东胜眼中，要做的事情很多：全厂500多台高耗能变压器该治理了；许多电机也到点该淘汰了；而注水系统、输油系统、污水外输系统等等可以优化的地方还有很多，问题在于，这都需要花钱。钱从哪里来？上级部门能投资当然最好，但这个渠道已经越来越窄。厂里能挤出点来也好，可河口厂连续11年上产，全厂上下需要花钱的地方实在太多。打新井建产能需要投资，让人头疼的是稠油、特稠油区块上得越来越多，油稠得采出来拿刀切都切不烂，耗电格外多。措施上产当然也需要大把资金，而那些在地下埋头苦干了几十年的井筒情况也已经很糟了……节能技改，位置不够靠前。既缺资金，又要技改，就在矛盾纠结时，合同能源管理（EMC）提供了一条解决之道——“借鸡下蛋”，即节能企业掏钱来完成改造，再从节约出的电费中收回投资。记者程强特约记者刘玉龙通讯员李世博试点：两条线路年可节约电费178万元油田生产真正意义上的第一个合同能源管理项目，是河口采油厂大北三线、四线节能改造项目，2009年1月由技术监督处选定。之所以选择这两条线路，是因为它们很“干净”，没有私接乱挂和违规用电，而且很“单纯”，就是供大王北油田97口抽油机井生产用电。大王北油田是河口厂西北端一个低渗透滩海油田，年产量20多万吨，长期以来，“高耗能变压器多、高耗能电机多、功能缺失的控制柜多”的“三多”问题一直困扰着这个油田。技术检测中心作为权威第三方，对大北三线、四线的抽油机进行全面节能检测，结果显示：变压器、电动机的容量较大，负载率只有22%，属严重的“大马拉小车”，而且40台明令淘汰的变压器还在使用；电机的功率因数过低，平均只有0.39；抽油泵充满系数较低，小于0.4的有 51口。这些都使得设备高耗、低效、故障频发，亟待节能改造。根据技术检测中心提供的方案，河口厂对两条线路实施节能改造，于2009年12月改造完毕。2010年的检测结果表明，两条线路改造后，变压器容量节约一半还多，油井节电率达21.6%，超过15%的预期目标，两项合计每年可节约电费178万元。项目改造需要资金430多万元，由双方选定的一家节能企业投资并施工。只需两年半，采油厂节约的资金就可支付全部改造成本。也就是说，河口厂没有花一分钱，只用两年半时间完成两条线路的节能改造，并开始享有每年178万元的节能收益。

供热系统节能技术措施方案

整体解决方案系列供热系统节能技术措施（标准、完整、实用、可修改）

编号：FS-QG-15021供热系统节能技术措施 Energy-saving technical measures for heating systems 说明：为明确各负责人职责，充分调用工作积极性，使人员队伍与目标管理科学化、制度化、规范化，特此制定 1.安装热工仪表，掌握系统的实际运行情况供热系统安装所需的热工仪表是掌握系统运行工况、准确了解和分析系统存在的问题、采取正确方法与措施以达到节能挖潜目的重要手段。目前热工仪表安装不全、不准的情况比较普遍，因此，必须要按照规定补齐所有热工仪表，并保证仪表的完好和准确。 2.加强锅炉房的运行管理，是投资少、效果显著的节能措施 1.司炉人员及水处理人员必须经国家劳动部门或技术监督部门培训并考试合格; 2.建立正确、完善、切实可行的运行操作规程; 3.锅炉房水处理(包括软化水或脱盐、除氧)设备处理后的水质，必须达到而易见国家规程规定的水质标准，严禁锅

炉直接补自来水或河水; 4.严格执行定期维修，停炉保养制度，保证设备完好，杜绝跑、冒、滴、漏。 3.采用分层燃烧技术，改善锅炉燃烧状况目前城市集中供热锅炉房多采用链条炉排，燃煤多为煤炭公司供应的混煤，着火条件差，炉膛温度低，燃烧不完全，炉渣含碳量高，锅炉热效率普遍偏低。采用分层燃烧技术对减少炉渣含碳量、提高锅炉热效率，有明显的效果。沈阳惠天公司一台10.5MW的热水炉，采用分层燃烧后，热效率由70.2%提高到75.1%，炉渣含碳量由13%下降为10%。唐山热力公司采用该技术，使锅炉热效率提高10~15%，炉渣含碳量降低至10%以下，而且锅炉燃烧系统的设备故障大大减少，提高了锅炉运行的可靠性和安全性。对于粉末含量高的燃煤，可以采用分层燃烧及型煤技术。该技术是将原煤在入料口先通过分层装置进行筛分，使大颗粒煤直接落至炉排上，小颗粒及粉末送入炉前型煤装置压制成核桃大小形状的煤块，然后送入炉排，以提高煤层的透气性，从而强化燃烧，提高锅炉热效率和减少环境污染。中原

油田集输系统技术

油田集输系统技术概述将油田各油井生产的原油和油田气进行收集、处理，并分别输送至矿场油库或外输站和压气站的过程。中国古代使用人力和马车集油，14世纪初，陕西延长、永坪、宜君等地所产石油均存入延安丰油库”（见《元一统志》），20世纪40年代初期，玉门油田将井喷原油引入小山沟，筑坝储集，油田气全部放空，原油再经砖砌渠道，利用地形高差，流进输油总站（外输站）。 40年代中期以后，开始敷设出油管线，用蒸汽管伴热，在选油站进行油气分离、油罐计量原油和储存，油田气经计量后，部分通过供气管线，作为工业和民用燃料，部分就地放空。 50年代以后，随着新油田的不断出现，集输管网，油井产物计量、分离、接转，原油脱水和原油储存等工艺技术亦相应发展。到了70年代，集输工艺不断完善，不加热（常温）集输、油罐烃蒸气回收、原油稳定、油田气处理和外输油气计量等技术都有所发展。油气集输工程要根据油田开发设计、油气物性、产品方案和自然条件等进行设计和建设。油气集输工艺流程要求做到： ①合理利用油井压力，尽量减少接转增压次数，减少能耗； ②综合考虑各工艺环节的热力条件，减少重复加热次数，进行热平衡，降低燃料消耗； ③流程密闭，减少油气损耗； ④充分收集和利用油气资源，生产合格产品，净化原油，净化油田气、液化气、天然汽油和净化污水（符合回注油层或排放要求）； ⑤技术先进，经济合理，安全适用。油气收集包括集输管网设置、油井产物计量、气液分离、接转增压和油罐烃蒸气回收等，全过程密闭进行。集输管网用钢管、管件和阀件连接油井井口至各种集输油气站的站外管网系统，管线一般敷设在地下，并经防腐蚀处理。

技术原理集输管网系统的布局须根据油田面积和形状，油田地面的地形和地物，油井的产品和产能等条件，一般面积大的油田，可分片建立若干个既独立而又有联系的系统；面积小的油田，建立一个系统。系统内从各油井井口到计量站为出油管线；从若干座计量站到接转站为集油管线。在这两种管线中，油气水三相介质在同一管线内混相输送。在接转站，气、液经分离后，油水混合物密闭地泵送到原油脱水站或集中处理站。脱水原油继续输送到矿场油库或外输站。从接转站经原油脱水站（或集中处理站），到矿场油库（或外输站）的原油输送管线为输油管线。利用接转站上分离缓冲罐的压力，把油田气输送到集中处理站或压气站，经处理后外输。从接转站到集中处理站或压气站的油田气输送管线为集气管线。从抽油井回收的套管气，和从油罐回收的烃蒸气，可纳入集气管线。集气管线要采取防冻措施。集输管线热力条件的选择集输管线热力条件的选择根据中国多数油田生产“三高”原油（含蜡量高、凝固点高、粘度高）的具体情况，为使集输过程中油、气、水不凝，达到低粘度，安全输送，从油井井口至计量站或接转站间，一般采用加热集输。主要方法有： ①井口设置水套加热炉，并在管线上配置加热炉，加热油气； ②井口和出油管线用蒸汽或热水伴热； ③从井口掺入热水或热油等。不加热集输是近几年发展起来的一项技术，能获得很好的技术经济效益。除油井产物有足够的温度或含水率，已具备不需加热的有利条件外，还能根据情况，选用以下技术措施： ①周期性地从井口向出油管线、集油管线投橡胶球或化学剂球清蜡，同时管线必须深埋或进行保温； ②选择一部分含水油井从井口加入化学剂，以便在管线内破乳、减摩阻、降粘； ③连续地从井口掺入常温水（可含少量化学剂）集输。在接转站以后，一般均需加热输

油田机采系统节能方案探讨

油田机采系统节能方案探讨发表时间：2018-05-30T09:58:09.663Z 来源：《电力设备》2018年第2期作者：王普军姬丙和张德新 [导读] 摘要：电能是油田生产的重要动力，随着油田油气勘探开发的深入，用电量将不断增大，减少电能在生产输送、分配及利用中的耗费，提高电能的利用效率，对于保证油田正常生产，提高油田经济效益有着十分重要的意义。（大港油田公司第六采油厂电力办公室 061199）摘要：电能是油田生产的重要动力，随着油田油气勘探开发的深入，用电量将不断增大，减少电能在生产输送、分配及利用中的耗费，提高电能的利用效率，对于保证油田正常生产，提高油田经济效益有着十分重要的意义。关键词：变化频率高；变频调速技术；配网电压等级一、电力运行的现状目前，我们大港油田大部分采油厂已进入开发后期，综合含水都己达到80％以上，部分油田已超过90％。随着含水率的上升，采出总液量不断增加，能耗迅速增长。由于油田电网的接线方式多采用干线式或放射式.特点是结构简单，设备费用少，运行方便，但问题在于线路较长时，线路末端电压偏低，致使抽油机（异步电动机）不能在额定电压下运行，无法获得最佳效率，使得电动机转差增大，绕组温度升高，加速绝缘老化，影响电动机寿命，电压波动还使得电网功率损耗显著增加加大。目前，各个采油厂约有60％左右的电力用于机械采油，抽油机单井负荷变化幅度大、变化频率高，功率因数在一个冲程中可由0.1变至 0.9，造成负荷接入点的电压波动较大。二、综合节能方案根据采油厂的实际情况，与我们近几年来的工作经验总结出了一套具体的节能技术措施供参考。 1、动态无功补偿改善功率因数。 2、合理选择变压器容量和型式。 3、平衡负荷、移峰填谷。 4、变频调速技术及其改造。 5、中频电加热技术及其改造。 6、节能电动机应用。 7、提高配网电压等级，增大导线截面。 2.1动态无功补偿改善功率因数（1）油田配电网大约50％的无功功率是消耗在输、变、配电环节中，其余50％消耗在电力用户。通过电网无功电压优化运行，在保证各结点电压合格的条件下，以网损最佳为目标，动态集中控制变压器有载分接开关档位和变电所无功补偿设备（容性和感性）投切，达到全网无功分层就地平衡，全面改善和提高电压质量，降低电能损耗。当电网满足调压条件时，提高或降低运行电压能够达到降损节电的效果。（2）合理使用异步电动机，减少线路输送的无功功率 2.2 合理选择变压器容量和型式油田现有变压器容量过剩，“大马拉小车”现象非常严重。许多配电站均为两台变压器并列运行，配电变压器运行效率较低。因此，应对系统本身的运行方差异较大：不同容量的配电变压器其损耗也不相同；功率因数的变化对变压器损耗影响较大。目前采油厂电网中尚有S7等非节能型变压器在运行。其铜损和铁损高，月老化严重，维护工作量增大。针对变压器在配电网络电能消耗中的影响，采用装配低损耗配电变压器，加装束端低压电容器加强运行管理，合理调配变压器容量等措施，对配电网络中所使用的变压器予以调整，使其运行在最佳工作状态。 2.3 平衡负荷、削峰平谷（1）由于电能具有不易存储的特点，电网运行中用电负荷又随时间而变化，造成在用电高峰期，电力短缺负荷，用电低谷期，发电容量浪费的现象。线路运行中产生的损耗不仅与峰谷差有关，还与峰谷持续时间长短有关。研究表明，线路负荷不均衡时的损耗大于负荷均衡条件下运行的损耗。负荷越均衡，电流变化的增量越小，则损耗越小。这说明线路损耗的大小不但和电流增量大小有关，还和各增量

各大油田系统节能服务方案

油田系统节能服务方案一、油田系统用电的现状目前，我国石油化工行业中抽油机的保有量在万台以上，电动机装机总容量在，每年耗电逾亿千瓦时。抽油机的运行效率特别低，在我国平均效率为，而国外平均水平为，年节能潜力可达几十亿千瓦时；注水泵也是油田生产的重要设备，节能潜力十分巨大，它的正常运转和工作效率同样关系到整个油田的经济效益。二、油田系统用电症状分析

油田系统用电的浪费存在于以下几方面：（一）、输配电系统浪费严重）、变压器效率低油田输电系统中还有大批量的型高耗能变压器在运行，其数量约占系统运行总台数的，造成油田系统电网损耗高的主要原因之一。）、线路损耗大油田供电线路长，部分线路老化严重，线路导线的截面大部分未进行更换，近几年来随着油田用电负荷的增加，部分线路因导线截面偏小已不堪重负，造成导线运行过程中严重发热，甚至有烧断导线现象出现。（二）、设备陈旧，效率低下）、抽油机采油系统作为油田最大的生产用电系统，其年耗电量约占油田总用电量的。抽油机设备匹配存在大马拉小车的不合理现象，电机普遍负载率较低。众所周知，抽油机工作状态有其自身的特征，负荷变化范围大，变化周期快，在往复过程中存在能量反馈现象。特别是为了满足重载情况下能可靠工作，抽油机所配电机容量远远大于实际负荷（卡井、结腊，冬季由于原油温度的因素，使管阻增大，造成电动机运行电流增大）这样就不可避免地存在着大马拉小车的状况。

抽油机都为野外工作，地点分散，供电线路长，电网除提供给抽油机所必须的有功电能外，还必须提供很大的无功电能；同时，抽油机存在半捞或空捞现象，电机轻载或空载运行时有发生，因此抽油机运行时功率因数非常低，电能损失严重。）、注水泵我国的油田不像中东的油田那样有很强的喷发能力，多为低渗透的低能、低产油田，大部分油田要靠注水压油入井，再用抽油机把油从地层中提升上来，注水系统用电量约占油田总用电量的。油田注水泵在实际阶段就存在额定流量与实际流量不相匹配的问题，注水泵如果直接用电网驱动，即工频、全压工作，存在启动电流大、电机冲击严重、油田电网电压波动大等现象，同时，注水压力无法根据油井需求的注水流量进行自动调整，导致高压水打回流，这些因素影响了注水泵正常运转，导致结果是效率低、能耗高、故障多、维护费用高。（三）、管理方式粗放油田采油区范围大，对设备运行情况不能及时检测、记录和统计，巡视、维修检修也相对困难，浪费大量的人力和物力，多数采油单位只能从保障设备能正常运行角度对电能使用进行管理，没有从使用效率、生产成本和设备使用寿命等角度，对油田的电能使用进行精益管理，电能利用率低。油田系统作为国家能源供应源头，应坚持资源开发与节约并重的方针，不断强化节能科学管理，严格用能监督，并积极推广应用节能新技术、新产品，使油田系统的电能使用效率得以提升。

关于油田系统能耗管理解决方案的应用

关于油田系统能耗管理解决方案的应用戴金花江苏安科瑞电器制造有限公司江苏江阴214405 1概述目前，我国石油化工行业中抽油机的保有量在10万台以上，电动机装机总容量在3500MW，每年耗电逾100亿千瓦时。抽油机的运行效率特别低，在我国平均效率为25.96%，而国外平均水平为30.05%，年节能潜力可达几十亿千瓦时；注水泵也是油田生产的重要设备，节能潜力十分巨大，它的正常运转和工作效率同样关系到整个油田的经济效益。基于油田生产系统的用电现状，必须利用能效监测系统进行用电精细化管理，实时动态的能效管理系统将是油田生产企业进行节能改造、节能评测、优化管理、能源审计的实施基础，本文介绍了我国胜利油田改造项目中利用的一套安科瑞能耗管理系统，实施证明能耗分析管理系统的开发利用将长期对油田生产设备用电质量、能源消耗、设备安全运行等核心用电数据实时监测，动态分析决策，最终实现节能管理，可持续生产的目的 2油田生产系统的能耗现状分析据统计资料：油田企业每年10%以上能源损耗源于没有能源监测及维护计划，每年12%的能源损耗源于没有能源管理及控制系统。欧美发达国家先进企业除了生产过程中广泛采用计算机监测、控制系统（DCS，SCADA）外，能源数据的在线监测、分析和优化系统占有重要的位置。通过现代计算机技术、网络通信技术和分布式控制技术，建立完善的能耗监测、管理体系，实现能源消耗动态过程的信息化、可视化、可控化，对企业生产过程中能源消耗的结构、过程及要素进行管理、控制和优化，提高能源使用效率。油田生产单位的主要能耗集中在机采、注水、集输三大用能系统，包括油、气、水、电四大类耗能。本能耗分析管理系统主要围绕电量计量和重点能耗设备（注水泵、输油泵、热洗泵、掺水泵）这两部分展开。其中电量计量主要包括对各单位主变电量、注水电量、注气电量、机采电量以及各变电所计量设备电量、线路电量数据进行动态监测 3能耗管理分析系统在在胜利油田改造项目中的应用 3.1项目概况：胜利油田物探院配电室于1992年建成投产，已安全运行16年，配电系统分为高、低压两大部分，高压部分有聊城甲线和淄博甲线两条10KV进线，有6台1250KVA有载调压变压器。物探院属于重要电力负荷用户，主要包括网络二楼处理机房机群及其配套用电设备；网络三楼解释机房、局域网服务器及其配套用电设备、局信息中心ERP机房计算机及其配套用电设备；综合楼处理和解释机房用电设备；制冷机组及其配套用电设备以及全院的生产，生活用电。高、低压一次设备是十四年前安装的，原配电系统采用的是MS-2801数据库定义系统，所用备件多，通讯线接点多，易出故障，操作系统是Windows NT4.0，应用、维护起来比较繁琐。近几年来随着全院电力负荷的增加和SP2机群的扩容，变压器容量和配电回路开关的容量和数量已不能满足当前用电负荷的需求，并且设备严重老化，断路器分断能力差；另外，供电公司正在进行油田线路升压，原6KV进线已升为10KV，原低压母线和变压器出线开关容量不够，电容补偿柜也已老化，起不到无功补偿的作用。为了保证全院科研、生产的正常运行，我们对原系统进行了一次全面的能耗管理分析系统改造。 3.2组网结构本系统主要由数据采集层、数据传输网络、能效管理系统软件三部分组成。

节能降耗实施方案

1节能降耗实施方案及建议 1.1节能与物业管理服务一体化方案 1.1.1节能与物业管理服务一体化概念医院的节能工作，包括前期阶段节能和后期阶段节能。前期阶段节能是指大楼规划设计、施工安装阶段能源系统基础设施的节能性能，约占节能工作的50%；后期阶段节能是指大楼交付使用阶段能源系统运行、调节、管理和改造的节能，约占节能工作的50%。采用节能与物业管理服务一体化的方案，节能服务公司将全程参与大楼节能的全过程。这就要求节能服务公司同时具有专业的、高水平的节能技术和优秀的物业管理能力。一方面可以避免在项目建成后不久就对系统进行节能改造，另一方面也可在项目投入运行后，实现运行过程中的节能效果最大化。最终实现大楼的总体节能目标。1）前期阶段节能前期阶段节能是指大楼规划设计、施工安装阶段能源系统基础设施的节能。当采用节能与物业管理服务一体化方案后，在能源系统基础设施节能上，节能公司将凭借其专业化的节能技术，在大楼的前期规划设计、施工安装阶段介入并发挥积极的作用，与设计方、施工方密切配合，提出有关节能方面的建设性意见和方案。例如：（1）建立一体化的数字能源计量监测、控制、管理系统（一般

的楼宇自控系统不完善）。采用专业的能源管理控制软件，实现能耗的在线监测、动态分析和能源系统的优化控制和节能管理。并为深层次的节能提供依据。（2）空调及采暖系统、照明系统应具备分时、分区控制的能力等等。 2）后期阶段节能后期阶段节能是指大楼交付使用阶段能源系统的运行、管理和调节的节能。节能工作需要依托能源系统基础设施，然而要真正实现节能目标，还要依靠能源系统的运行、管理和调节。对于新建的大楼，一般均为带楼宇自动控制的智能化办公大楼，尽管能源系统的智能化程度很高，设备很先进。但是如果没有丰富的运行经验、没有专业化的运行管理和维护人员对能源系统进行运行、管理和调节，致使能源系统的运行、管理和调节不到位，那么这个系统仍然可能是一个不节能的能源系统。当采用节能与物业管理服务一体化管理方案后，大楼交付使用阶段的物业管理工作交给了节能服务公司来管理。节能服务公司对大楼能源系统的整体运行状况比较熟悉，并且对能源系统的运行、管理和调节具有丰富的经验和技术水平，这样就可以全方位综合的进行大楼交付使用阶段的节能工作，达到能源系统全面节能的目标。 1.1.2节能与物业管理服务一体化服务方案的优势 1）有利于提高医院用能系统的安全性

油田电气节能方案

油田电气节能方案 1、引言电能是油田生产的重要动力，随着油田油气勘探开发的深入，用电量将不断增大，减少电能在生产输送、分配及利用中的耗费，提高电能的利用效率，对于保证油田正常生产，提高油田经济效益有着十分重要的意义。目前，我国油田大部分采油厂已进入开发后期，综合含水都己达到80％以上，部分油田已超过90％。随着含水率的上升，采出总液量不断增加，能耗迅速增长。由于油田电网的接线方式多采用干线式或放射式 1、引言电能是油田生产的重要动力，随着油田油气勘探开发的深入，用电量将不断增大，减少电能在生产输送、分配及利用中的耗费，提高电能的利用效率，对于保证油田正常生产，提高油田经济效益有着十分重要的意义。目前，我国油田大部分采油厂已进入开发后期，综合含水都己达到80％以上，部分油田已超过90％。随着含水率的上升，采出总液量不断增加，能耗迅速增长。由于油田电网的接线方式多采用干线式或放射式．特点是结构简单，设备费用少，运行方便，但问题在于线路较长时，线路末端电压偏低，致使抽油机（异步电动机）不能在额定电压下运行，无法获得最佳效率，使得电动机转差增大，绕组温度升高，加速绝缘老化，影响电动机寿命，电压降低还使得电网功率损耗显著增加加大。同时，油田电网主要负荷是作为抽油机原动机使用的异步电动机，属感性负荷，运行时需从系统吸收无功功率，使供电设备及线路的能量和电压损失加大。根据实地调研，约有40％左右的电力用于机械采油，抽油机单井负荷变化幅度大、变化频率高，功率因数在一个冲程中可由0.1变至0.9，造成负荷接入点的电压波动较大。现场调研同时发现，在油区未配置就地无功补偿措施。当然，这种负荷的无功补偿难度极大。采用常规的并联电容器是不能满足抽油机负荷特性的，不是欠补偿就是过补偿。而采用交流接触器控制电容器投切的补偿模式虽然可改善固定静电电容器的补偿方式，但依然不能很好适应抽油机交变负荷的特性，补偿效果不理想。油区内油井酉己电变压器有以下几种模式：一台变压器带一口井、带两口抽油井、带多口井的情况，变压器到油井馈线长度一般小于20 m。一般而言，抽油机配套电动机最小10 kW，最大55 kW等各种规格，电动机基本更换为节能电动机。注水站普遍采用变频器对注水泵供电方式，压缩机部分采用变频器供电，部分采用软起动方式以便实现节能和限制起动电流的双重效果。由上述情况看，油田在地面电气部分的节能降耗具有很大潜力。 2、典型油区现场调研某油区电网经由35kV变电站降压至6 kV送至各配电变压器，6 kV配电线路共5条，长度约33 km，变压器59台，总装机容量约8 780kVA。配电变压器降压至400 v，就近给油井抽油机、压缩机、注水泵、集输泵等负荷供电，实际用电负荷总容量约2 000 kVA，年耗电量1 500万kW.h。对油区若干典型负荷的重要测点进行了测量，以下是测量数据和相应分析。 2.1 注水泵变频器输入侧

油田耗能问题及节能方法研究王庆斌

油田耗能问题及节能方法研究王庆斌发表时间：2017-12-23T20:15:50.367Z 来源：《电力设备》2017年第26期作者：王庆斌[导读] 摘要：油田系统作为国家能源供应源头，应坚持资源开发与节约并重的方针，不断强化节能科学管理，严格用能监督，积极推广应用节能新技术、新产品，并引进先进的节能方式，使油田系统节能水平不断提升。（天津炼达集团有限公司天津市 300280）摘要：油田系统作为国家能源供应源头，应坚持资源开发与节约并重的方针，不断强化节能科学管理，严格用能监督，积极推广应用节能新技术、新产品，并引进先进的节能方式，使油田系统节能水平不断提升。关键词：油田；节能；问题；方法一、节能的意义节能是保护环境、实施可持续发展的重要途径，也是转变发展方式、增强企业竞争力的重要措施。面对工业生产带来的生态环境恶化状况，节能对改善环境质量的意义重大。在经济全球化下，市场竞争压力会越来越大，节能对降低成本、提高效益、增强竞争力具有决定性的作用。二、油田耗能存在问题 1、输配电系统浪费严重变压器效率低。油田输电系统中还有大批量的高耗能变压器在运行，其数量约占系统运行总台数的1/3，是油田系统电网损耗高的主要原因之一。线路损耗大。油田供电线路长，部分线路老化严重，线路导线的截面大部分未进行更换，近几年来随着油田用电负荷的增加，部分线路因导线截面偏小已不堪重负，造成导线运行过程中严重发热，甚至有烧断导线现象出现。 2、设备陈旧，效率低下抽油机设备匹配存在“大马拉小车”的不合理现象，电机普遍负载率较低。抽油机工作状态有其自身的特征，负荷变化范围大，变化周期快，在往复过程中存在能量反馈现象。特别是为了满足重载情况下能可靠工作，抽油机所配电机容量远远大于实际负荷（卡井、结腊，冬季由于原油温度的因素，使管阻增大，造成电动机运行电流增大）这样就不可避免地存在着“大马拉小车”的状况。抽油机都为野外工作，地点分散，供电线路长，电网除提供给抽油机所必须的有功电能外，还必须提供很大的无功电能。同时，抽油机存在半捞或空捞现象，电机轻载或空载运行时有发生，因此抽油机运行时功率因数非常低，电能损失严重。 3、管理方式粗放，节能水平不高油田采油区范围大，对设备运行情况不能及时检测、记录和统计，巡视、维修检修也相对困难，浪费大量的人力和物力，多数采油单位只能从保障设备能正常运行角度对电能使用进行管理，没有从使用效率、生产成本和设备使用寿命等角度，对油田的电能使用进行精益管理，电能利用率低。近年来，油田虽然在不断的开展节能工作，但“重投资，轻维护”，“重运行管理，轻经济运行管理”的现象时有发生，直接影响能源利用效率的进一步提升。油田虽然加大了节能绩效指标的考核力度，但距离从根本上形成由“要我节能”向“我要节能”的意识根本转变尚有一定差距，群众节能主观能动性和创造性还不足。项目上单纯考虑满足最大生产需求，造成运行负荷低，效率低、能耗高，部分项目方案没有进行节能评估和审查，从建设项目“源头”把握节能工作需进一步加强，专项投资项目管理需进一步规范细化。一些公司的节能项目也只是单纯的更换设备，头疼医头，脚疼医脚，缺乏综合考虑，整体效果不理想。三、解决方法探讨 1、通过技术手段降低能源消耗针对输配电的问题，采用有载调压变压器，提高供电线路电压质量。如将3.5万伏变压器改为有载调压变压器，以保证供电电压在规定范围内，解决线路较长，首、末端电压降落大的问题。应用永磁同步电机或加装低压无功补偿电容，提高线路的功率因数。更换老旧线路并提高供电线路的电压等级，例如把6kV供电线升高到10kV。这些对减少线路损耗都是非常有利的措施。采用双电压自动调压变压器，解决抽油机“大马拉小车”的问题。该变压器虽然自身节电较少，但可以使抽油机拖动系统节电明显，其特点是：保证电动机在额定电压下启动，提高了电动机的启动转矩，转矩的提高可降低变压器和电动机的功率2～3个等级。抽油机供电系统节电效果明显，抽油机系统效率明显提高3～10个百分点。另外，设置抽油机减速装置，降低冲次，减少空捞，从而降低能耗。对注水系统，可以采用变频技术，将运行压力与实际需要压力更好的匹配。应用计算机自动监控技术，对每台注水泵电机的电压、电流、电耗、泵压、干压、流量等参数实施在线监控、在线计算，计算结果与泵的特性进行比较，根据比较结果，计算机发指令控制泵的出口阀门电机旋转来调节阀门开度的大小，使每台泵尽可能运行在高效区。 2、开展合作，引入节能服务油田节能项目涉及方面很多，生产环节的节能项目操作起来非常专业，相应的工作需要专业人员才能完成。油田企业以生产为主，节能研究方面投入有限。在缺乏专业性的情况下，可以引入节能公司，借助外力。节能服务公司在对企业调查评估的基础上，通过整体分析提出综合节能方案并采用不同的方式与企业合作，为企业实现节能目的。目前，一种比较新型的合作模式叫做合同能源管理(EMC)，其实质是以减少的能源费用来支付节能项目全部成本的节能投资方式。这种节能投资方式允许客户使用未来的节能收益为工厂和设备升级，以降低目前的运行成本，消除了企业对节能效果不理想的后顾之忧。EMC公司与客户签订节能服务合同，向客户提供能源审计、可行性研究、项目设计、项目融资、设备和材料采购、工程施工、人员培训、节能量检测、改造系统的运行、维护和管理等服务。在合同期节能服务公司与客户企业分享节能效益，并由此得到应回收的投资和合理的利润。合同结束后,高效的设备和节能效益全部归客户企业所有。 3、改变方式，科学管理要做好节能工作就要改变粗放的管理方式，建立科学的管理机构，健全节能管理制度，落实节能管理责任，不断提高人员的综合素质。节能不是一项单独的任务，更不是一场“运动”，必须要将节能纳入到管理体系和日常经营活动中。油田应把节能降耗工作摆在事关自身生存和可持续发展的重要位置，不断提高管理水平，将节能理念融入各项能源使用中，这样才能使节能工作走上良性轨道。参考文献