浅析电伴热技术在气田采气厂中的应用

2015-04-04刘东明王瑞莲

石油化工自动化 2015年2期

关键词：电伴温控器热带

刘东明,王瑞莲

(中国石油西南油气田分公司重庆气矿气田开发工艺研究所，重庆 400021)

浅析电伴热技术在气田采气厂中的应用

刘东明,王瑞莲

(中国石油西南油气田分公司重庆气矿气田开发工艺研究所，重庆 400021)

摘要：针对南约洛坦气田所处环境,天然气采气厂冬季生产运行困难的问题,介绍了预处理厂工艺设备区电伴热系统的安装运用情况，分析了电伴热带接地装置不完整，保护装置不动作，设计、安装、维护、巡检不到位等影响电伴热运行的相关因素，根据现场使用过程中存在不同温度介质设施共用一套温控器、保温措施不完善等问题，提出了系统应对措施及改进方向。

关键词：天然气传热保温电伴热带

土库曼斯坦南约洛坦气田商品气产能100×108m3/a建设工程(地面工程部分)主要包括内部集输及配套工程、天然气处理厂及配套工程两大部分。内部集输建设的主要地面生产设施为单井站22座，预处理厂2座。采气管线根据气井分布状况，采用多井集气工艺方案，在2个气区各设置1座预处理厂，处理各单井来气。

该气田地处无人沙漠地带，冬季寒冷异常，最冷月平均温度1.8℃，绝对最低气温达到-28℃。寒冷的气候条件给天然气预处理厂生产运行带来极大的不便，特别是现场自控仪器、仪表对环境温度的依赖较大，若温度过低，很可能出现仪表管路冻结、凝固等现象。为避免此类事故的发生，必须对仪器、仪表及相关管路进行防冻保温处理(即设置伴热系统)，保温的对象通常包括露天安装的液位计，压力、差压、流量等仪表的一次阀，引压管和变送器等。

目前，油气田现场常用的保温手段主要有蒸汽伴热以及电伴热两种，该气田现场采用的是电伴热工艺，在预处理厂多处配置电伴热系统，为站内设备、仪器提供伴热保温。

1预处理厂电伴热应用概况

1.1结构及特点

1) 电伴热系统结构。电伴热保温技术是一种新型的将电能直接转化为热能的供暖技术。电伴热保温系统主要由电加热系统、保温层、防水层组成。电加热系统包括电源开关、温度控制器、温度传感器、电热带发热丝、终端接线盒几部分，通过直接或间接的热交换补充设备的热损失，满足升温、保温或是防冻的要求。

2) 电伴热系统特点。主要包括：设计工作量小，施工方便简单，维护工作量小；装置简单、发热均匀、控温准确，能进行远控、遥控，实现自动化管理；效率高，能大幅降低能耗；具有防爆、全天候工作性能，可靠性高，使用寿命长；避免了钢材和水资源的浪费；节省保温材料；无泄漏，有利于环境保护。

相对于蒸汽伴热，电伴热确实具有一定的技术优势，但从现场运用来看仍存在一些问题。首先，当工作环境温度不高时，电伴热带使用优势明显，但在温度较高的场合(超过250℃)，导电塑料制成的自限式型伴热带已不能满足生产需要，须选用矿物绝缘电缆(MI)，MI电伴热带需根据仪表导压管的规格现场精确预制，且安装过程存在一些不确定性因素；其次，电伴热作为一种防爆电气设备，在充满爆炸性气体的危险区域使用时，对安全性要求相当高，而蒸汽伴热不存在该顾虑；最后，电伴热带在室外潮湿的环境下正常泄漏电流较大，可能引起误动作，从而影响电伴热系统的稳定运行，频繁误动作的后果往往是不得已将保护器短接或拆除，使线路失去漏电保护引发安全事故。

1.2现场应用概况

预处理厂选用的电伴热带型号为恒功率并联电热带 THBBD-30/2J，即电压等级220 V，每米功率为30 W，温控器设定温度为20℃。其选用原则包括：根据管道或设备需维持温度及最高操作温度选定电热带的耐温等级和发热温度等级；根据管道单位长度的散热量或设备单位面积的散热量来确定所需电热带的单位功率和长度。

电伴热保温的工艺设施主要包括：气田水、凝析油、检修排污、生活污水、放空、生活用水等地面管线、阀门、管件，所安装压力表、压力变送器引压管段，侧装式雷达液位计、磁浮子液位计测量管段等。

2影响电伴热带运行相关因素

虽然电伴热带目前在现场得到大量的应用，对管线、泵体、阀门、仪器仪表等均能起到较好的防冻保温作用，但其在应用上也存在一些不安全因素：

1) 电伴热带接地装置不完整，保护装置不动作，影响正常运行。电伴热带不规范使用，会造成设备损伤、电气短路、引发火灾、系统停电等事故，其主要原因是不能及时切断故障电源。现场电源大部分是TN-C系统，若接地装置不完整，很难保证开关能及时切除故障电源。

2) 电伴热带设计、安装、维护保养、日常巡检不到位，可能留下安全隐患。电伴热带安装不规范导致绝缘层出现损伤，带电线芯与仪表金属引压管接触产生放电，高温电弧极易造成引压管破裂，引发点燃造成泄漏着火事故；电伴热带未接地或不设置漏电保护器；保温作业造成电伴热带绝缘层损伤；未按要求在电伴热带保温前后进行绝缘测试；维护保养不到位，未定期进行绝缘测试和检查等均可能留下隐患，引发安全事故。

3存在问题及应对措施

3.1存在问题

1) 不同温度介质设施共用一套温控器。单井放空管线和原料气生产管线共用电伴热温控器，且温度传感器安装在生产管线上，正常生产中，生产管线温度高于温控器维持温度，从而无法实现对放空管线的保温；单井进站压力变送器、压力表引压管线和生产管线共用电伴热温控器，管线温度高于温控器需维持的温度，也无法实现对仪表管路的保温作用。

2) 保温措施不完善。初期管线实施保温作业时，压力变送器、压力表、液位计等相关仪表仅安装伴热带，未实施保温作业，起不到保温伴热的作用；保温层接口不严密，雨水易浸入内层，使保温效果大幅下降，如遇护套破损，还可能造成电击穿，发生火花或暗火，引发安全事故。

3.2改进措施

1) 针对共用的温控器，将温控器温度传感器安装于温度较低或易于散热的位置。在生产中，不能对温度较高段或不易于散热段形成“死气”或“死液”，防止电伴热将介质温度升高造成管线或设备超压。

2) 仪表管段补充安装易于拆卸的保温防水材料；针对管线接口处防水措施不完善，应采用防水材料进行封堵，防止进水受潮，影响保温效果和电伴热使用。

3) 设计方面的改进：

a) 风速。在以往的电伴热系统设计中，很少考虑风速因素，风速对伴热效果有一定的影响，设计中应将风速作为基础数据考虑。

b) 安全系数。安全裕度，而在以往的设计中该项通常为缺省值，经查阅国内外相关资料和厂家对接，安全系数选择1.1～1.5较合适。

c) 电伴热系统的设计和安装要根据所在防爆危险区和安全区的电气设备的要求执行。要使系统元件的最高工作温度不高于装置设备内危险气体燃点的80%，设计环境的极限温度不低于日平均最低温度。

d) 设置重复接地，保护零线，安装漏电保护器，让接触带电体的人与大地形成等电位，消除接触电压，避免触电事故。

4) 生产运行方面改进：

a) 对站场仪表设备及配套电伴热保温系统实施定期巡检，做好巡检记录，特别是冬季要防止因伴热带温控系统故障引发的着火现象，避免留下安全隐患。

b) 酸、碱工作环境下需采取隔离保护措施，避免伴热带的腐蚀情况发生。

4经济效益评价

现场1块普通的压力表(或压力变送器)，若采用蒸汽作伴热，1个运行周期蒸汽用量可达100多吨，按100元/t计算，费用达10 000多元；若使用电伴热带保温，选用功率400 W即可，按每天工作24 h计算(实际远小于该值)，一个周期用电约1 000度，按每度电1元计算，平均每块仪表节约资金约9 000元。电伴热带的一次性投资可能会略高于蒸汽伴热，但综合操作运行及维护费用，电伴热投资远低于蒸汽伴热。使用电伴热大幅降低了仪器、仪表维修及更换产生的费用，减少了因维修、更换而停产对生产产值造成的影响；另外，电伴热在能耗方面也远优于蒸汽伴热，且有效地杜绝“跑、冒、滴、漏”等现象，减小了事故发生概率。

5结论及建议

1) 电伴热保温系统具有热效率高、节约能源、设计简单、安装方便、无污染、使用寿命长、能实现自动控制等特点，在石油天然气行业中取得了较好的应用效果。

2) 南约洛坦气田电伴热系统基本满足了现场相关设备及仪表的热损失补偿需求，通过对现场使用情况进行改进，系统运行良好，温度控制稳定，取得了较好的效果。

3) 冬季生产中要加强对站场仪表设备及配套电伴热系统的巡检和问题排查工作，发现隐患及时处理。

4) 电伴热系统节能效益明显，且成本投资回收快，具有良好的经济效益及应用前景。

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