中國石化河南油建工程有限公司

新建增壓站安裝工藝

徐安峰中國石化河南油建工程有限公司

華北油田某增壓站采用油氣混輸工藝，進增壓站的原油加熱到30～40℃后外輸。緩沖分離罐上設置壓力變送器，對油氣混輸泵入口管線壓力進行檢測，對油氣混輸泵電機轉速實施變頻調節(jié)。應關注的問題有增壓站原油加熱及站內供暖所需天然氣的計算方法，增壓站外輸壓力過高，管路沿線起伏時對兩相管流的影響，除油器的凈化效果，優(yōu)化裝置組合運行工藝，設備管道的保溫處理。

增壓站；設備；安裝工藝；優(yōu)化裝置組合

近年中石化河南油建工程有限公司參與設計和施工華北某聯(lián)合站。產能建設分為聯(lián)合站、輕烴回收站、轉油脫水站、增壓站、叢式井組、集輸管網（支干線）、中干線道路、輸變電、鉆井作業(yè)廢液處理等十個單元。配套系統(tǒng)建設分綜合服務基地、消防站及壓裂液配液站等五個單元。該增壓站抗震設防裂度均按7度設防。其輔助用房結構形式為磚混結構；泵房結構形式為門式鋼架輕鋼結構。加熱爐操作間結構形式為磚混結構。設備基礎、構筑物采用局部處理墊層法，房屋采用整片處理墊層法。該增壓站主要設備包括智能型一體化溫度變送器、壓力變送器、壓力控制器、磁性翻柱式液位計、旋進旋渦流量計、電磁流量計、電動切斷閥、定壓放氣閥、可燃氣體報警裝置、一體化示功儀、電參數(shù)監(jiān)測儀及控制系統(tǒng)等。探討增壓站設備的安裝工藝、增壓泵的選型，對于新區(qū)塊的開發(fā)和老油區(qū)的改造來說都具有重要的借鑒作用與意義。

1 增壓站集輸流程

該增壓站采用油氣混輸工藝，進增壓站的原油加熱到30～40℃后外輸。增壓站加熱集輸流程為：井組來油經閥組進加熱爐→由加熱爐進分離器（由除油器脫出的氣再回轉供加熱爐使用）→增壓泵→集輸干線輸至轉油站或聯(lián)合站。該增壓站配套兩臺雙盤管相變加熱爐，用于站內原油加熱及值班房、泵房等冬季采暖。采暖供回水溫度85～60℃；采暖負荷為46.9 kW，設計采暖天數(shù)144天。

2 儀表及自動控制系統(tǒng)的安裝

（1）在增壓站內進行井口數(shù)據(jù)采集及處理，設置溫度及壓力檢測儀表，遠傳顯示。

（2）單井進站閥組分別設置壓力檢測儀表，就地顯示并遠傳。

（3）緩沖分離罐上設置就地顯示溫度和壓力檢測儀表，設置液位檢測儀表，就地顯示并遠傳，與分離器氣相出口設置的電動開關閥聯(lián)鎖。在除油器上設置壓力、溫度檢測儀表，就地顯示，在除油器上設置液位檢測儀表，就地顯示并遠傳。在加熱爐出入口總管分別設置溫度檢測儀表，遠傳顯示。

（4）緩沖分離罐上設置壓力變送器，對油氣混輸泵入口管線壓力進行檢測，對油氣混輸泵電機轉速實施變頻調節(jié)。

（5）油氣混輸泵進出口分別設置壓力檢測儀表和溫度檢測儀表，就地顯示，并在油氣混輸泵入口總管設置壓力檢測裝置，遠傳顯示。在油氣混輸泵出口總管設置壓力變送器，遠傳顯示并與出口總管設置的電動開關閥聯(lián)鎖；同時在出口總管設置壓力開關，與油氣混輸泵聯(lián)鎖控制。

（6）站區(qū)安裝可燃氣體檢測裝置。

（7）自動化控制采用PLC+上位機監(jiān)控形式。新站內設一座控制室。在控制室設置一套PLC及一臺監(jiān)控機，對站內工藝過程參數(shù)進行顯示和控制，工程技術人員可通過監(jiān)控機在線修改參數(shù)和編程組態(tài)，操作人員通過監(jiān)控機可對站內工藝過程進行集中監(jiān)視和控制操作。

（8）增壓站、采油隊點電話采用VOIP電話模式接入，傳輸部分與計算機局域網同傳，通過光纜傳輸，在轉油脫水站、增壓站、采油隊點配VOIP接入網關，實現(xiàn)增壓站、采油隊點電話接入。增壓站、采油隊點計算機網絡采用以太網技術組網，從聯(lián)合站匯聚交換機引接，采用光纖收發(fā)器沿新建光纜傳輸，至增壓站傳輸速率為100M，至采油隊點為1 000M。各站根據(jù)需要配置網絡交換機及相應的配線、防雷設備，采用超五類雙絞線連接各信息插座。

（9）增壓站內視頻監(jiān)控系統(tǒng)為本地數(shù)字化網絡視頻監(jiān)控系統(tǒng)，站區(qū)內監(jiān)控前端設置2個攝像點，在站區(qū)出入口及重要區(qū)域。在大門口采用紅外夜高防水攝像機，其他處采用防爆一體化機，前端攝像機采集的視頻信號在前端轉換為數(shù)字信號，采用4芯光纜連接，直埋地敷設至站監(jiān)控室。站內設無線路由器設備，用于匯聚附近大井組無線視頻信號接站視頻監(jiān)控系統(tǒng)。監(jiān)控室內配置監(jiān)控網絡硬盤錄像機、光纖收發(fā)器、網絡交換機等設備，各增壓站視頻監(jiān)控信號通過新建光纜上傳采油隊部集中管理；同時在采油隊部辦公樓井場監(jiān)控室設網絡存儲設備，集中管理所轄井組、增壓站的視頻監(jiān)控信號。

3 防雷防靜電及接地的安裝

（1）本工程泵房及加熱爐操作間防雷等級為二類。采用在層頂用?10mm鍍鋅圓鋼作避雷帶，屋頂避雷連接線網格不大于（10m×10m）。

（2）引下線利用建筑鋼構架柱子，焊接連通作為引下線，間距18 m，引下線上端與避雷帶焊接，下端與基礎底板焊接。外墻引下線在距地面0.5 m處裝設測試卡。在室外與接地線焊接，并與外設接地裝置可靠連接。

（3）凡突出屋面的所有金屬構件等均應與避雷帶可靠焊接。

（4）防爆場所金屬管線的彎頭、閥門、法蘭盤等連接處的過渡電阻大于0.03Ω時，應用金屬線跨接，并與室外接地裝置可靠連接。

（5）接地敷設要求同叢式井組。

4 應關注的問題

（1）增壓站原油加熱及站內供暖所需天然氣的計算方法。因各增壓站內的氣體流量計暫未投用或投用時出現(xiàn)故障，不能準確地計量各鍋爐的用氣量。

（2）增壓站外輸壓力過高。在保證聯(lián)合站進站壓力為0.26MPa的情況下，把各個增壓站及干線的基礎數(shù)據(jù)和參數(shù)輸至模型中即可得出模型中各個增壓站的出站壓力。針對此問題的應對措施：一是更換壓力等級較高的增壓泵，或對現(xiàn)有泵進行改造以使其提高壓力等級（應超出干線的壓力等級）；二是在某處加裝一個緩沖罐和一套增壓裝置，進行二次增壓。

（3）管路沿線起伏時對兩相管流的影響。管路沿線存在起伏時，不僅影響著兩相管路的流型，而且原油大量聚積在低洼和上坡管段內，使氣體的流通面積減小，流速增大，造成較大的摩擦損失和滑脫損失。針對此問題的應對措施：一是集輸管線的選線盡量避開地勢起伏路段；二是若必須經過起伏路段，建議水力計算時或泵選型時要考慮管路附加壓力的影響。

（4）除油器的凈化效果。由于容量太小，原油的緩沖時間短，致使大量的水分進入除油器。針對此問題的應對措施是加大分離器的尺寸或在分離器后加裝一個緩沖罐。

（5）優(yōu)化裝置組合運行工藝。原油外輸實現(xiàn)穩(wěn)定塔密閉直輸工藝，避免穩(wěn)定原油進儲罐，溫度降低，外輸時又需加熱所造成的重復用熱。據(jù)計算，優(yōu)化后可減少加熱負荷2 400 kW。

（6）設備管道的保溫處理。站外埋地管道的保溫應采用性能好的泡沫夾克材料，站內設備和地上管道的保溫應采用性能好的巖棉板材料，以減少熱量損失。

5 結論及建議

（1）該增壓站單體工程主要負荷等級為2級。用電負荷電壓等級為380/220 V。采用兩路電源供電，一路電源由臨近10 kV高壓電源線路提供，另一路由站內自建的0.4/0.23 kV發(fā)電機系統(tǒng)提供。站內設低壓配電室，室內安裝GGD2型低壓配電屏及無功補償屏。配電屏內設置雙電源(設電氣互鎖)手動切換裝置，任何情況下只有一路電源向負荷供電。

（2）增壓站來液量是根據(jù)最近各油井產液量之和求得，每個增壓站的理論總排量是兩臺增壓泵每天的理論排量之和，泵的利用率（%）=增壓站的來液量（m3/d）/兩臺泵的理論排量之和（m3/d）。計算結果顯示，各增壓站泵的利用率為1%～21%，利用率偏低，造成了設備投資的浪費，也增加了閑置設備維護保養(yǎng)費用。針對此問題，建議在泵排量的選擇時考慮級差選型，利用不同排量泵之間的合理搭配來滿足生產，以提高泵效。

（3）玻璃鋼管線在運輸、裝卸、保溫和安裝施工過程中應加強監(jiān)管，杜絕管線人為損傷。地勢平坦線路可選用玻璃鋼，起伏線路應選用鋼制管線。

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.7.004