雙管摻水集油系統(tǒng)碳排放核算與評(píng)價(jià)研究

成慶林,劉鶴皋,呂莉莉,王 雪,孫 巍,孟 嵐,鄭 重

(1.東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,黑龍江 大慶 163000; 2.中國石油天然氣股份有限公司 規(guī)劃總院,北京 100083; 3.大慶油田工程有限責(zé)任公司,黑龍江 大慶 163000)

引言

油氣田企業(yè)在生產(chǎn)能源的同時(shí)不可避免地產(chǎn)生大量碳排放,根據(jù)預(yù)測(cè),“十四五”期間我國油氣生產(chǎn)中碳排放仍會(huì)持續(xù)升高。油氣田生產(chǎn)過程中系統(tǒng)多而散,其中原油集輸系統(tǒng)的碳排放占比高達(dá)76.62%,該系統(tǒng)的碳排放核算與評(píng)價(jià)研究越發(fā)重要。

目前,國外的溫室氣體排放核算體系與預(yù)測(cè)模型相對(duì)成熟,可是由 IPCC、API、CAPP、IPIECA 和 INGAA 等研究機(jī)構(gòu)頒布的溫室氣體排放核算指南更適用于行業(yè)層面或企業(yè)層面的碳排放計(jì)算,并不適用于我國油氣生產(chǎn)過程中的節(jié)點(diǎn)碳排放核算與系統(tǒng)碳排放評(píng)價(jià)[1-4]。我國在碳排放核算研究方面,馬敬昆等[5-7]先后對(duì)中石化34家煉廠的不同排放源進(jìn)行核算,并計(jì)算出我國不同分類情景下的碳排放量,得出節(jié)能板塊對(duì)排放強(qiáng)度起促進(jìn)作用的結(jié)論;牛亞群等[8-9]將物料衡算法與排放因子法結(jié)合,對(duì)煉油企業(yè)燃燒排放、工藝排放、間接排放3類排放源的CO2排放量進(jìn)行了估算。在碳排放預(yù)測(cè)研究方面,國內(nèi)學(xué)者通過構(gòu)建混合經(jīng)濟(jì)模型預(yù)測(cè)不同情景下的碳排放量及其峰值;或利用碳排放量與相關(guān)影響因素間的關(guān)系公式對(duì)碳排放量進(jìn)行情景預(yù)測(cè)。馬丁等[10]運(yùn)用能源系統(tǒng)優(yōu)化模型(China TIMES 模型),以 2030 年碳排放量達(dá)峰作為約束條件,設(shè)置情景研究了中國CO2排放量峰值水平和達(dá)峰路徑;王勇等[11]運(yùn)用 CGE 模型,以中國碳排放的主要行業(yè)為研究對(duì)象,預(yù)測(cè)中國碳排放量的峰值時(shí)間?？梢?上述的研究更側(cè)重于宏觀層面的碳排放量的核算與峰值情景的預(yù)測(cè),而缺少適用油氣上游生產(chǎn)過程的節(jié)點(diǎn)碳排放核算和評(píng)價(jià)基準(zhǔn)確立的相關(guān)研究。

本文對(duì)原油集輸系統(tǒng)進(jìn)行碳排放分析,建立集輸系統(tǒng)碳排放核算模型;以生產(chǎn)過程中碳排放設(shè)備為基礎(chǔ)單元,確立集輸系統(tǒng)節(jié)能減排評(píng)價(jià)基準(zhǔn),實(shí)現(xiàn)原油集輸系統(tǒng)碳排放的核算與評(píng)價(jià),并對(duì)系統(tǒng)節(jié)能減排潛力進(jìn)行了預(yù)測(cè)。

1 集輸系統(tǒng)碳排放核算模型建立

1.1 集輸系統(tǒng)碳排放源識(shí)別

原油集輸系統(tǒng)是由原油生產(chǎn)過程中物流流經(jīng)的裝置、設(shè)備、管網(wǎng)等構(gòu)成的流程網(wǎng)絡(luò),其任務(wù)為從井口收集產(chǎn)出液,并將其輸送至站場(chǎng)處理,處理后得到達(dá)標(biāo)油氣,然后進(jìn)行儲(chǔ)存或外輸[12]。原油集輸系統(tǒng)碳排放源的識(shí)別是進(jìn)行核算與評(píng)價(jià)的前提[13-14]。

《中國石油天然氣生產(chǎn)企業(yè)溫室氣體排放核算方法與報(bào)告指南》中核算與報(bào)告的碳排放源類別包括:燃料燃燒、火炬燃燒、工藝放空、設(shè)備泄漏、凈購入電力(熱力)碳排放、回收利用量。集輸系統(tǒng)用能設(shè)備是主要的碳排放節(jié)點(diǎn),其可被劃分為用熱能、電能的基本單元,用熱單元包括:三合一裝置、二合一裝置、儲(chǔ)罐、加熱爐等,用電單元包括:抽油機(jī)、輸油泵、電脫水器等。能量的利用必定導(dǎo)致碳排放,用熱單元由天然氣燃燒供給熱能,可被識(shí)別為燃料燃燒直接排放源;用電單元由國家電網(wǎng)供給電能,可被識(shí)別為凈購入電力間接排放源。原油集輸生產(chǎn)過程中對(duì)天然氣的回收需求日益提升,少有廢氣經(jīng)火炬燃燒,且生產(chǎn)中放空工藝也少有應(yīng)用,故不識(shí)別評(píng)價(jià)火炬燃燒排放源與工藝放空排放源。由于工藝流程中的緩沖罐、儲(chǔ)罐、閥門等都會(huì)由于未完全密閉(泄漏)而產(chǎn)生少量的逸散碳排放,但其監(jiān)測(cè)計(jì)量難度大,排放量小,故不識(shí)別評(píng)價(jià)設(shè)備泄漏排放源;對(duì)于報(bào)告中的溫室氣體總量的核算應(yīng)減去溫室氣體的回收量,但對(duì)于集輸系統(tǒng)碳排放的核算與評(píng)價(jià)不考慮回收利用量。綜上,對(duì)于原油集輸系統(tǒng)碳排放核算模型的建立與節(jié)能評(píng)價(jià)基準(zhǔn)的確立邊界,僅包含燃料燃燒直接排放源與電力間接排放源。集輸系統(tǒng)中燃料燃燒直接排放源與電力間接排放源如圖1所示。

圖1 集輸系統(tǒng)碳排放源識(shí)別

1.2 碳排放核算模型建立

《中國石油天然氣生產(chǎn)企業(yè)溫室氣體排放核算方法與報(bào)告指南》等相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)給出了碳排放源核算方法,根據(jù)原油集輸系統(tǒng)碳排放源的識(shí)別,建立原油集輸系統(tǒng)碳排放核算模型為

E=∑Ei。

(1)

式中:E為原油集輸系統(tǒng)碳排放量,tCO2;Ei為原油集輸系統(tǒng)子系統(tǒng)碳排放量,tCO2。

子系統(tǒng)碳排放核算為

Ei=Efi+Efki+Eysi+Eei。

(2)

式中:Efi為燃料燃燒源碳排放量,tCO2;Efki為工藝放空源碳排放量,tCO2;Eysi為逸散排放源碳排放量,tCO2;Eei為間接電力排放源碳排放量,tCO2。

燃料燃燒源碳排放核算模型

(3)

式中:ADrl為燃料消耗量,t或Nm3;CC為燃料的平均碳含量,tCO2/t;OF為燃料的碳氧化率,取值范圍0～1。

間接電力碳排放核算模型為

Eei=ADdl·EF。

(4)

式中:Eei為間接電力排放源碳排放量,tCO2;ADdl為電力消耗量,MW·h;EF為電力供應(yīng)的CO2排放因子,tCO2/(MW·h)。

1.3 集輸系統(tǒng)碳排放強(qiáng)度

在特定時(shí)間內(nèi),溫室氣體排放量與另一商業(yè)度量的比值為碳排放強(qiáng)度。本文定義碳排放強(qiáng)度為:碳排放量與產(chǎn)液量或處理液量、注入水量等的比值。

集輸系統(tǒng)碳排放強(qiáng)度

S=∑αiSi。

(5)

式中:S為集輸系統(tǒng)碳排放強(qiáng)度,tCO2/m3;αi為子系統(tǒng)碳排放權(quán)重;Si為子系統(tǒng)碳排放強(qiáng)度,tCO2/m3。

子系統(tǒng)碳排放強(qiáng)度

Si=Ei/Qi。

(6)

式中:Qi為子系統(tǒng)產(chǎn)液量或處理液量、注入水量,m3。

子系統(tǒng)碳排放權(quán)重

αi=Ei/E。

(7)

2 集輸系統(tǒng)節(jié)能減排評(píng)價(jià)基準(zhǔn)確立

標(biāo)桿管理起源于20世紀(jì)70年代末80年代初,并在之后的發(fā)展中逐漸形成規(guī)范化、科學(xué)化、系統(tǒng)化的體系[15]。碳排設(shè)備為用能設(shè)備在生產(chǎn)過程中由設(shè)備本身產(chǎn)生碳排放的設(shè)備,碳排設(shè)備是原油集輸系統(tǒng)中節(jié)能減排的基礎(chǔ)單元(圖2),對(duì)集輸系統(tǒng)中碳排設(shè)備進(jìn)行用能與碳排分析,建立節(jié)能減排基準(zhǔn),并得出節(jié)能與減排潛力。

在標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定測(cè)試條件下,耗能設(shè)備或系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)節(jié)能監(jiān)測(cè)指標(biāo)所允許的最低保證值為節(jié)能限定值,耗能設(shè)備或系統(tǒng)達(dá)到節(jié)能運(yùn)行的節(jié)能監(jiān)測(cè)指標(biāo)最低保證值為節(jié)能評(píng)價(jià)值[16-17]。根據(jù)GB-T31453—2015《油田生產(chǎn)系統(tǒng)節(jié)能監(jiān)測(cè)規(guī)范》確定碳排設(shè)備在節(jié)能監(jiān)測(cè)、節(jié)能評(píng)價(jià)運(yùn)行的效率,計(jì)算設(shè)備在處理一定介質(zhì)或處于某一工況下的能源消耗基準(zhǔn),從而得出該設(shè)備的碳排放基準(zhǔn)。

碳排設(shè)備作為能量轉(zhuǎn)換裝置,節(jié)能潛力

ΔB=Esup-Esup0。

(8)

式中:ΔB為碳排設(shè)備節(jié)能潛力,kJ;Esup為碳排設(shè)備生產(chǎn)能耗,kJ;Esup0為碳排設(shè)備能耗基準(zhǔn),kJ。

減排潛力

ΔP=Eij-Eij0。

(9)

式中:ΔP為碳排設(shè)備減排潛力,tCO2;Eij為碳排設(shè)備生產(chǎn)碳排放量,tCO2;Eij0為碳排設(shè)備碳排放量基準(zhǔn),tCO2。

系統(tǒng)碳排設(shè)備的生產(chǎn)評(píng)價(jià)值與限定值可確定出系統(tǒng)節(jié)能減排基準(zhǔn)的高限值與低限值,在節(jié)能減排技改中可以將其分別列為第一節(jié)能減排目標(biāo)和第二節(jié)能減排目標(biāo)。當(dāng)生產(chǎn)設(shè)備未達(dá)到節(jié)能減排基準(zhǔn)的低限值時(shí),可認(rèn)定該設(shè)備運(yùn)行時(shí)的能耗碳排狀況不合格;當(dāng)生產(chǎn)設(shè)備達(dá)到節(jié)能減排基準(zhǔn)的低限值時(shí),可認(rèn)定該設(shè)備運(yùn)行時(shí)的能耗碳排狀況達(dá)標(biāo);當(dāng)生產(chǎn)設(shè)備達(dá)到節(jié)能減排基準(zhǔn)的高限值時(shí),可認(rèn)為該設(shè)備運(yùn)行時(shí)能耗碳排狀況良好;對(duì)于未達(dá)到節(jié)能減排基準(zhǔn)高限值時(shí),可認(rèn)為該設(shè)備具有節(jié)能減排潛力。原油集輸系統(tǒng)中主要碳排設(shè)備為抽油機(jī)、加熱爐、泵機(jī)組,對(duì)其確定節(jié)能減排基準(zhǔn)。

2.1 抽油機(jī)節(jié)能減排基準(zhǔn)

目前我國油田的主要人工舉升方式為有桿泵采油,抽油機(jī)是有桿泵采油的主要地面設(shè)備[18]。抽油機(jī)為電能消耗裝置、間接排放源,抽油機(jī)有效舉升功率及效率為

(10)

ηcyj=Wecyj/Wcyj。

(11)

式中:Plift為有效舉升功率,kW;Q為實(shí)際產(chǎn)液量,m3;ρL為井液密度,t/m3;g為重力加速度,m/s2;Lf為動(dòng)液面深度,m;Pc為套管壓力,MPa;Pt為油管壓力,MPa;ηcyj為抽油機(jī)效率;Wecyj抽油機(jī)的有效輸出能,kW·h;Wcyj為抽油機(jī)消耗電能,kW·h。

抽油機(jī)電力消耗量基準(zhǔn)及抽油機(jī)碳排放量基準(zhǔn)

(12)

(13)

式中:e0cyj為抽油機(jī)電力消耗量基準(zhǔn),MW·h;E0cyj為抽油機(jī)碳排放量基準(zhǔn),tCO2;η0cyj為抽油機(jī)節(jié)能限定或評(píng)價(jià)效率。

2.2 加熱爐節(jié)能減排基準(zhǔn)

加熱爐是原油集輸系統(tǒng)中廣泛應(yīng)用的熱能供給設(shè)備,識(shí)別為燃料燃燒排放源[19]。加熱爐中被加熱介質(zhì)有效輸出熱量及正平衡法加熱爐效率分別為

Qe=Qout-Qin=DρC(tout-tin),

(14)

ηjrl=Qe/Qr。

(15)

式中:Qe為加熱爐有效輸出熱量,kJ/h;Qin為介質(zhì)進(jìn)入加熱爐時(shí)輸入熱量,kJ/h;Qout為介質(zhì)離開加熱爐時(shí)輸出熱量,kJ/h;D為加熱介質(zhì)量,m3;C為加熱介質(zhì)比熱容,kJ/(kg·℃);ρ為被加熱介質(zhì)的密度,kg/m3;tout為加熱爐出口溫度,℃;tin為加熱爐進(jìn)口溫度,℃;ηjrl為加熱爐熱效率;Qr為燃料燃燒供給熱量,kJ/h。

加熱爐燃料消耗量基準(zhǔn)及加熱爐碳排放量基準(zhǔn)分別為

(16)

(17)

式中:f0jrl為加熱爐燃料消耗量基準(zhǔn),t或104Nm3;E0jrl為加熱爐碳排放量基準(zhǔn),tCO2;η0jrl為加熱爐節(jié)能限定或評(píng)價(jià)效率;Qd為燃料基底熱值,kJ/kg或kJ/m3。

2.3 泵機(jī)組節(jié)能減排基準(zhǔn)

泵機(jī)組是地面處理過程中的主要碳排系統(tǒng)之一,消耗電能為介質(zhì)提供能量,為間接碳排放源[20]。在油田集輸處理工藝中,常見的泵有:輸油泵、摻水泵、熱洗泵等。泵效率是影響泵系統(tǒng)溫室氣體排放量的主要因素,根據(jù)伯努利方程,泵的有效輸出能及泵效率分別為

(18)

ηbjz=Webjz/Wbjz。

(19)

式中:PB為泵輸出的有效功率,kW;Pin為泵進(jìn)口處介質(zhì)的壓力,MPa;Pout為泵出口處介質(zhì)的壓力,MPa;Qv為介質(zhì)的體積流量,m3;ηbjz為泵效率;Webjz為泵的有效輸出能,kW·h;Wbjz為泵消耗電能,kW·h。

泵機(jī)組電力消耗量基準(zhǔn)及泵機(jī)組碳排放量基準(zhǔn)分別為

(20)

(21)

式中:e0bjz為泵機(jī)組電力消耗基準(zhǔn),MW·h;E0bjz為泵機(jī)組碳排放量基準(zhǔn),tCO2;η0bjz為泵機(jī)組節(jié)能限定或評(píng)價(jià)效率。

3 集輸系統(tǒng)碳排放核算與評(píng)價(jià)實(shí)例

以雙管摻水集油油田作業(yè)區(qū)為例,選取某天的生產(chǎn)數(shù)據(jù),利用集輸系統(tǒng)碳排放核算模型對(duì)各子系統(tǒng)進(jìn)行碳排放核算,并計(jì)算出系統(tǒng)生產(chǎn)的節(jié)能減排基準(zhǔn);以碳排放量、碳排放強(qiáng)度、節(jié)能減排潛力作為原油集輸系統(tǒng)碳排放評(píng)價(jià)指標(biāo),對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行碳排放評(píng)價(jià)。

該作業(yè)區(qū)包含65口油井、5個(gè)接轉(zhuǎn)站、1個(gè)聯(lián)合站,將其劃分為井口、接轉(zhuǎn)站和聯(lián)合站3個(gè)子系統(tǒng)。區(qū)塊內(nèi)加熱爐均為燃?xì)饧訜釥t,燃料發(fā)熱值為38 931 kJ/Nm3,燃料碳氧化率為0.99,燃料含碳量為5.956 tCO2/104Nm3;區(qū)塊電力排放因子為0.777 tCO2/(MW·h)。

3.1 井口系統(tǒng)碳排核算與評(píng)價(jià)

井口系統(tǒng)生產(chǎn)過程中,井液通過抽油機(jī)由地層采出至井口,摻水后運(yùn)至站場(chǎng)進(jìn)行處理。該系統(tǒng)中主要碳排設(shè)備為抽油機(jī),屬消耗電能的間接排放源。作業(yè)區(qū)塊為中、高滲透儲(chǔ)層,65口油井為直井軌跡的抽油機(jī)井,泵掛深度均小于1 500 m,井口系統(tǒng)共處理液量4 183.89 m3。該作業(yè)區(qū)塊抽油機(jī)井節(jié)能限定效率與節(jié)能評(píng)價(jià)效率分別為18%與31%,由該能效基準(zhǔn)值,可確定出碳排放評(píng)價(jià)各指標(biāo)。井口系統(tǒng)能效與能效基準(zhǔn)如圖3所示。

圖3 井口系統(tǒng)能效與能效基準(zhǔn)

通過核算,井口系統(tǒng)中碳排放量為10 219.09 kgCO2,碳排放強(qiáng)度為3.26 kgCO2/m3。各井口碳排放強(qiáng)度高于節(jié)能評(píng)價(jià)強(qiáng)度的井口占比38.46%、處于節(jié)能限定強(qiáng)度與節(jié)能評(píng)價(jià)強(qiáng)度之間的井口占比為52.31%、低于節(jié)能限定強(qiáng)度的井口占比為9.23%,其中強(qiáng)度高于節(jié)能限定強(qiáng)度的井口可被識(shí)別為高碳排節(jié)點(diǎn)。碳排放強(qiáng)度是評(píng)價(jià)生產(chǎn)碳排放情況的重要指標(biāo)之一,井口系統(tǒng)碳排放強(qiáng)度與強(qiáng)度基準(zhǔn)如圖4所示。

圖4 井口系統(tǒng)碳排放強(qiáng)度與強(qiáng)度基準(zhǔn)

井口系統(tǒng)的能耗碳排分布情況(圖5)中體現(xiàn)各井口的能量消耗量、限定能耗基準(zhǔn)、評(píng)價(jià)能耗基準(zhǔn)、碳排放量、限定碳排基準(zhǔn)與評(píng)價(jià)碳排基準(zhǔn),其中JK003、JK006、JK018、JK053、JK054為重點(diǎn)節(jié)能減排井口。

圖5 井口系統(tǒng)能耗碳排分布

潛力值即為生產(chǎn)實(shí)際值與理論基準(zhǔn)值的差值,為正值,當(dāng)節(jié)能減排潛力為負(fù)值時(shí),說明其用能碳排情況較好,能效與碳排放強(qiáng)度均滿足標(biāo)桿值。井口系統(tǒng)節(jié)能減排潛力分布(圖6)中,井口系統(tǒng)限定節(jié)能潛力為3 912.42 MJ、評(píng)價(jià)節(jié)能潛力為14508.03 MJ、限定減排潛力為844.32 kgCO2、評(píng)價(jià)減排潛力為3 130.91 kgCO2。

圖6 井口系統(tǒng)節(jié)能減排潛力分布

3.2 接轉(zhuǎn)站系統(tǒng)碳排核算與評(píng)價(jià)

作業(yè)區(qū)塊內(nèi),原油經(jīng)接轉(zhuǎn)站加熱加壓后轉(zhuǎn)輸至聯(lián)合站處理,加熱爐和泵機(jī)組是接轉(zhuǎn)站系統(tǒng)的主要碳排設(shè)備,也是重要的碳排放節(jié)點(diǎn),根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù),對(duì)接轉(zhuǎn)站系統(tǒng)進(jìn)行碳排放核算與評(píng)價(jià),接轉(zhuǎn)站系統(tǒng)共處理液量4 973.00 m3。

接轉(zhuǎn)站系統(tǒng)能效與效率基準(zhǔn)如圖7所示,該作業(yè)區(qū)塊接轉(zhuǎn)站熱效限定值與熱效評(píng)價(jià)值分別為62%與70%;作業(yè)區(qū)塊接轉(zhuǎn)站電效限定值與電效評(píng)價(jià)值分別為30%與34%。接轉(zhuǎn)站系統(tǒng)中碳排放量為16.42 tCO2,碳排放強(qiáng)度為3.55 kgCO2/m3。其中ZJ002接轉(zhuǎn)站、ZJ004接轉(zhuǎn)站、ZJ005接轉(zhuǎn)站可被識(shí)別為高碳排節(jié)點(diǎn)。接轉(zhuǎn)站系統(tǒng)碳排放強(qiáng)度與強(qiáng)度基準(zhǔn)如圖8所示。

圖7 能效與效率基準(zhǔn)

圖8 碳排放強(qiáng)度與強(qiáng)度基準(zhǔn)

接轉(zhuǎn)站系統(tǒng)能耗碳排分布如圖9所示。ZJ002、ZJ004、ZJ005是重要的節(jié)能減排接轉(zhuǎn)站。該作業(yè)區(qū)塊中接轉(zhuǎn)站系統(tǒng)節(jié)能減排潛力分布如圖10所示。

圖9 能耗碳排分布

圖10 節(jié)能減排潛力分布

接轉(zhuǎn)站在生產(chǎn)過程中熱耗占比96.56%,電耗占比3.44%,以至于燃料燃燒排放占比87.86%,間接電力排放占比12.14%。其系統(tǒng)限定節(jié)熱能潛力為3 572.10 MJ、評(píng)價(jià)節(jié)熱能潛力為20 595.72 MJ、限定節(jié)電能潛力為1 726.28 MJ、評(píng)價(jià)節(jié)電能潛力為2 225.47 MJ。接轉(zhuǎn)站系統(tǒng)限定燃料燃燒減排潛力為198.39 kgCO2、評(píng)價(jià)燃料燃燒減排潛力為1 143.87 kgCO2、限定間接電力碳減排潛力為372.54 kgCO2、評(píng)價(jià)間接電力碳減排潛力為480.26 kgCO2。

3.3 聯(lián)合站系統(tǒng)碳排核算與評(píng)價(jià)

作業(yè)區(qū)中LH001聯(lián)合站中碳排設(shè)備包含外輸泵、摻水泵、熱洗泵、加熱爐、電脫水器,碳排放源包含間接電力排放源與燃料燃燒排放源,聯(lián)合站生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表1。

表1 LH001站生產(chǎn)數(shù)據(jù)

經(jīng)計(jì)算,LH001聯(lián)合站系統(tǒng)生產(chǎn)熱能消耗量為113 483.9 MJ、電能消耗量為26 208 MJ、熱能利用率為77.67%、電能利用率為39.09%。站場(chǎng)中的全部熱能均由燃?xì)饧訜釥t提供,LH001站內(nèi)加熱爐額定容量均處于1.25～2.00 MW之間,加熱爐的熱效限定值為80%,熱效評(píng)價(jià)值為85%,計(jì)算出燃?xì)饧訜釥t能耗碳排評(píng)價(jià)指標(biāo)(表2)。

表2 燃?xì)饧訜釥t能耗碳排指標(biāo)

站場(chǎng)中外輸泵的額定排量均處于150～200 m3/h,無調(diào)速,電效限定值為50%,電效評(píng)價(jià)值為55%;摻水泵的額定排量處于20～80 m3/h,有調(diào)速,電效限定值為37%,電效評(píng)價(jià)值為41%;熱洗泵的額定排量小于15 m3/h,電效限定值為30%,電效評(píng)價(jià)值為35%。根據(jù)聯(lián)合站生產(chǎn)數(shù)據(jù),計(jì)算得出泵機(jī)組能耗碳排評(píng)價(jià)指標(biāo)(表3)。

表3 泵機(jī)組能耗碳排指標(biāo)

聯(lián)合站LH001系統(tǒng)能耗碳排評(píng)價(jià)指標(biāo)如圖11—圖14所示,站能量消耗量為126 857.87 MJ、碳排放量為11 958.61 kgCO2,其中熱耗占比89.84%、電耗占比10.16%、燃料燃燒碳排放量占比69.46%、間接電力碳排放量占比30.54%。聯(lián)合站系統(tǒng)碳排放強(qiáng)度為2.02 kgCO2/m3。

圖11 能效與效率基準(zhǔn)

圖12 碳排放強(qiáng)度與強(qiáng)度基準(zhǔn)

圖13 能耗碳排分布

圖14 節(jié)能減排潛力分布

站內(nèi)加熱爐與摻水泵的生產(chǎn)能效分別為77.67%與30.06%,可被識(shí)別為低能效節(jié)點(diǎn),同樣也為高碳排放節(jié)點(diǎn),是重要的節(jié)能減排對(duì)象。經(jīng)過節(jié)能減排改造,LH001聯(lián)合站限定節(jié)能潛力為5 276.18 MJ、評(píng)價(jià)節(jié)能潛力為12 486.96 MJ、限定減排潛力為606.78 kgCO2、評(píng)價(jià)減排潛力為1 124.17 kgCO2。

4 結(jié) 論

(1)確定原油集輸系統(tǒng)碳排放核算邊界,進(jìn)行燃料燃燒源與間接電力排放源識(shí)別;建立原油集輸系統(tǒng)碳排放核算模型,確立原油集輸系統(tǒng)碳排放強(qiáng)度;確定生產(chǎn)能耗碳排標(biāo)桿值,以抽油機(jī)、加熱爐、泵機(jī)組為能耗碳排基礎(chǔ)單元,確立原油集輸系統(tǒng)節(jié)能減排基準(zhǔn);選取生產(chǎn)碳排放量、碳排放強(qiáng)度、節(jié)能減排潛力作為碳排放評(píng)價(jià)指標(biāo),完成對(duì)原油集輸系統(tǒng)碳排放核算與評(píng)價(jià),并預(yù)測(cè)節(jié)能減排潛力。

(2)通過集輸系統(tǒng)碳排放核算模型,對(duì)雙管摻水集油作業(yè)區(qū)的碳排放進(jìn)行核算,該作業(yè)區(qū)碳排放量為38.60 tCO2,井口、接轉(zhuǎn)站、聯(lián)合站3個(gè)子系統(tǒng)碳排放量占比依次為26.48%、42.54%、30.98%;井口、接轉(zhuǎn)站、聯(lián)合站3個(gè)子系統(tǒng)碳排放強(qiáng)度依次為3.26、3.55、2.02 kgCO2/m3。該系統(tǒng)中碳排放量最少的為井口系統(tǒng),碳排放強(qiáng)度最低的為聯(lián)合站系統(tǒng)。

(3)通過集輸系統(tǒng)節(jié)能減排評(píng)價(jià)基準(zhǔn)的確立,預(yù)測(cè)該雙管摻水集油作業(yè)區(qū)塊節(jié)能潛力可達(dá)到14 486.98～49 816.18 MJ、減排潛力可達(dá)到2 022.03～5 879.21 kgCO2。節(jié)能潛力由高到低為轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)、聯(lián)合站系統(tǒng)、井口系統(tǒng),減排潛力由高到低為井口系統(tǒng)、聯(lián)合站系統(tǒng)、轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)。