摘 要：集输技术的选择和建设，是据不同油田的原油性质，不同地区的地理、气候环境，以及油田开发进程的变化而变化的，由于输送距离较长且输油量较大，输送管线途中还应设有加热和加压站。一般情况下加热站是利用燃油炉对原油进行加热，运行成本较高，用电加热器代替燃油炉可大幅节约成本且站内工艺相对简单，本文以大庆头台联合站1#、2#加压加热站改造为例进行介绍。
　　关键词：电加热器；加热站
　　一、加压加热站现状
　　头台联合站外输油管道投产于1994年，起点为头台联合站，途经1#加压加热站与2#加压加热站，终点为采油七厂葡北油库。管道全长56.06km，其中头台联合站至1#加压加热站19.63km，1#加压加热站至2#加压加热站20.15km，2#加压加热站至葡北油库16.28km，主要承担头台油田净化油外输任务。
　　1#、2#加压加热站内分别安装1.16MW水套炉2台，外输泵房1座，500m3油罐及缓冲罐各1座。站内加热炉燃料为原油，两座站耗油量为4t/d，加压站内工艺流程较为复杂。
　　二、改造内容及主要工艺参数校核
　　1、主要改造内容
　　将原有的1#、2#加压加热站，利用电加热器改造成加热站，输送压力由头台联合站外输油泵提供。保留站内收发球及阀组间，值班室、泵房改造成配电间。拆除500m3拱顶油罐、缓冲罐、外输油泵、采暖泵等。改造后站内工艺明显简化，更加方便生产管理。
　　2、校核计算
　　为保证头台油田外输油管线的安全运行，结合头台油田原油外输量预测表、头台油田原油物性表，选取了多组数据对改造后联合站外输油泵扬程，原油进出1、2号站时的温度、压力进行了校核计算：
　　葡北油库 0.15 48.2
　　由表3可知当输油量为1200m3/d，出站压力为4.96MPa，头台联合站的输油泵设计压力为5.0MPa，外输压力已接近设计压力的峰值，因此在不更换原有泵的情况下联合站日最高输油量为1200m3。
　　1）根据公式：
　　其中：（1）加热装置热效率η=90%
　　（2）原油比热容
　　（3）水比热容
　　计算可知：1#加热站加热器所需总功率为750KW；2#加热站加热器所需总功率为750KW。
　　由表4可知当输油量为1307m3/d，出站压力为5.63MPa，头台联合站原有输油泵无法满足要求，需对泵进行更换。同样按上述公式计算后1#加热站加热器所需总功率为860KW；2#加热站加热器所需总功率为620KW。
　　三、设备选择及经济分析
　　综合以上数据1#站选用290KW的电加热器4台（3用1备），运行时总功率为870KW；2#加热站选用260KW的电加热器4台（3用1备），运行时总功率为780KW。
　　2014年—2021年平均外输量最高1140m3/d，现有联合站外输泵不需改造。如未来发展平均外输量超过1200m3/d，按最大外输量1307m3/d计算可知需更换为外输压力6MPa的泵。
　　改造后，每年可节省燃油2200吨，按4748元/吨计算每年可节约费用1045万元；实现无人值守，减少岗位人数22人，按每人10万元/年计算年可节约费用220万元；改造后每年耗电1340万度，按0.6381元/度计算每年需855万元。合计每年可节约费用410万元，工程投资636.12万元，投资回收期1.6年。
　　四、结论
　　将外输油管线加压加热站内的燃油加热炉改造成利用电加热器加热的加热站，同时做到站内信息远传，可实现无人值守，不仅能简化站内工艺流程，减少安全隐患，还可节约运行成本及人力资源，具有可实施性高、成本低的特点，油田产能效益显著。