中国石化河南油建工程有限公司

新建增压站安装工艺

徐安峰中国石化河南油建工程有限公司

华北油田某增压站采用油气混输工艺，进增压站的原油加热到30～40℃后外输。缓冲分离罐上设置压力变送器，对油气混输泵入口管线压力进行检测，对油气混输泵电机转速实施变频调节。应关注的问题有增压站原油加热及站内供暖所需天然气的计算方法，增压站外输压力过高，管路沿线起伏时对两相管流的影响，除油器的净化效果，优化装置组合运行工艺，设备管道的保温处理。

增压站；设备；安装工艺；优化装置组合

近年中石化河南油建工程有限公司参与设计和施工华北某联合站。产能建设分为联合站、轻烃回收站、转油脱水站、增压站、丛式井组、集输管网（支干线）、中干线道路、输变电、钻井作业废液处理等十个单元。配套系统建设分综合服务基地、消防站及压裂液配液站等五个单元。该增压站抗震设防裂度均按7度设防。其辅助用房结构形式为砖混结构；泵房结构形式为门式钢架轻钢结构。加热炉操作间结构形式为砖混结构。设备基础、构筑物采用局部处理垫层法，房屋采用整片处理垫层法。该增压站主要设备包括智能型一体化温度变送器、压力变送器、压力控制器、磁性翻柱式液位计、旋进旋涡流量计、电磁流量计、电动切断阀、定压放气阀、可燃气体报警装置、一体化示功仪、电参数监测仪及控制系统等。探讨增压站设备的安装工艺、增压泵的选型，对于新区块的开发和老油区的改造来说都具有重要的借鉴作用与意义。

1 增压站集输流程

该增压站采用油气混输工艺，进增压站的原油加热到30～40℃后外输。增压站加热集输流程为：井组来油经阀组进加热炉→由加热炉进分离器（由除油器脱出的气再回转供加热炉使用）→增压泵→集输干线输至转油站或联合站。该增压站配套两台双盘管相变加热炉，用于站内原油加热及值班房、泵房等冬季采暖。采暖供回水温度85～60℃；采暖负荷为46.9 kW，设计采暖天数144天。

2 仪表及自动控制系统的安装

（1）在增压站内进行井口数据采集及处理，设置温度及压力检测仪表，远传显示。

（2）单井进站阀组分别设置压力检测仪表，就地显示并远传。

（3）缓冲分离罐上设置就地显示温度和压力检测仪表，设置液位检测仪表，就地显示并远传，与分离器气相出口设置的电动开关阀联锁。在除油器上设置压力、温度检测仪表，就地显示，在除油器上设置液位检测仪表，就地显示并远传。在加热炉出入口总管分别设置温度检测仪表，远传显示。

（4）缓冲分离罐上设置压力变送器，对油气混输泵入口管线压力进行检测，对油气混输泵电机转速实施变频调节。

（5）油气混输泵进出口分别设置压力检测仪表和温度检测仪表，就地显示，并在油气混输泵入口总管设置压力检测装置，远传显示。在油气混输泵出口总管设置压力变送器，远传显示并与出口总管设置的电动开关阀联锁；同时在出口总管设置压力开关，与油气混输泵联锁控制。

（6）站区安装可燃气体检测装置。

（7）自动化控制采用PLC+上位机监控形式。新站内设一座控制室。在控制室设置一套PLC及一台监控机，对站内工艺过程参数进行显示和控制，工程技术人员可通过监控机在线修改参数和编程组态，操作人员通过监控机可对站内工艺过程进行集中监视和控制操作。

（8）增压站、采油队点电话采用VOIP电话模式接入，传输部分与计算机局域网同传，通过光缆传输，在转油脱水站、增压站、采油队点配VOIP接入网关，实现增压站、采油队点电话接入。增压站、采油队点计算机网络采用以太网技术组网，从联合站汇聚交换机引接，采用光纤收发器沿新建光缆传输，至增压站传输速率为100M，至采油队点为1 000M。各站根据需要配置网络交换机及相应的配线、防雷设备，采用超五类双绞线连接各信息插座。

（9）增压站内视频监控系统为本地数字化网络视频监控系统，站区内监控前端设置2个摄像点，在站区出入口及重要区域。在大门口采用红外夜高防水摄像机，其他处采用防爆一体化机，前端摄像机采集的视频信号在前端转换为数字信号，采用4芯光缆连接，直埋地敷设至站监控室。站内设无线路由器设备，用于汇聚附近大井组无线视频信号接站视频监控系统。监控室内配置监控网络硬盘录像机、光纤收发器、网络交换机等设备，各增压站视频监控信号通过新建光缆上传采油队部集中管理；同时在采油队部办公楼井场监控室设网络存储设备，集中管理所辖井组、增压站的视频监控信号。

3 防雷防静电及接地的安装

（1）本工程泵房及加热炉操作间防雷等级为二类。采用在层顶用Ø10mm镀锌圆钢作避雷带，屋顶避雷连接线网格不大于（10m×10m）。

（2）引下线利用建筑钢构架柱子，焊接连通作为引下线，间距18 m，引下线上端与避雷带焊接，下端与基础底板焊接。外墙引下线在距地面0.5 m处装设测试卡。在室外与接地线焊接，并与外设接地装置可靠连接。

（3）凡突出屋面的所有金属构件等均应与避雷带可靠焊接。

（4）防爆场所金属管线的弯头、阀门、法兰盘等连接处的过渡电阻大于0.03Ω时，应用金属线跨接，并与室外接地装置可靠连接。

（5）接地敷设要求同丛式井组。

4 应关注的问题

（1）增压站原油加热及站内供暖所需天然气的计算方法。因各增压站内的气体流量计暂未投用或投用时出现故障，不能准确地计量各锅炉的用气量。

（2）增压站外输压力过高。在保证联合站进站压力为0.26MPa的情况下，把各个增压站及干线的基础数据和参数输至模型中即可得出模型中各个增压站的出站压力。针对此问题的应对措施：一是更换压力等级较高的增压泵，或对现有泵进行改造以使其提高压力等级（应超出干线的压力等级）；二是在某处加装一个缓冲罐和一套增压装置，进行二次增压。

（3）管路沿线起伏时对两相管流的影响。管路沿线存在起伏时，不仅影响着两相管路的流型，而且原油大量聚积在低洼和上坡管段内，使气体的流通面积减小，流速增大，造成较大的摩擦损失和滑脱损失。针对此问题的应对措施：一是集输管线的选线尽量避开地势起伏路段；二是若必须经过起伏路段，建议水力计算时或泵选型时要考虑管路附加压力的影响。

（4）除油器的净化效果。由于容量太小，原油的缓冲时间短，致使大量的水分进入除油器。针对此问题的应对措施是加大分离器的尺寸或在分离器后加装一个缓冲罐。

（5）优化装置组合运行工艺。原油外输实现稳定塔密闭直输工艺，避免稳定原油进储罐，温度降低，外输时又需加热所造成的重复用热。据计算，优化后可减少加热负荷2 400 kW。

（6）设备管道的保温处理。站外埋地管道的保温应采用性能好的泡沫夹克材料，站内设备和地上管道的保温应采用性能好的岩棉板材料，以减少热量损失。

5 结论及建议

（1）该增压站单体工程主要负荷等级为2级。用电负荷电压等级为380/220 V。采用两路电源供电，一路电源由临近10 kV高压电源线路提供，另一路由站内自建的0.4/0.23 kV发电机系统提供。站内设低压配电室，室内安装GGD2型低压配电屏及无功补偿屏。配电屏内设置双电源(设电气互锁)手动切换装置，任何情况下只有一路电源向负荷供电。

（2）增压站来液量是根据最近各油井产液量之和求得，每个增压站的理论总排量是两台增压泵每天的理论排量之和，泵的利用率（%）=增压站的来液量（m3/d）/两台泵的理论排量之和（m3/d）。计算结果显示，各增压站泵的利用率为1%～21%，利用率偏低，造成了设备投资的浪费，也增加了闲置设备维护保养费用。针对此问题，建议在泵排量的选择时考虑级差选型，利用不同排量泵之间的合理搭配来满足生产，以提高泵效。

（3）玻璃钢管线在运输、装卸、保温和安装施工过程中应加强监管，杜绝管线人为损伤。地势平坦线路可选用玻璃钢，起伏线路应选用钢制管线。

（栏目主持 杨军）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.7.004