天然气处理厂余热利用研究

时间：2024-11-07

李尹建高兴曹瑛杜黎

1. 中国石油工程建设有限公司西南分公司, 四川成都 610041;2. 中国石油工程建设有限公司北京设计分公司, 北京 100086

0 前言

当前,我国经济发展进入新常态,能源需求刚性增加,资源环境问题仍是制约我国经济社会发展的瓶颈之一,节能减排依然形势严峻、任务艰巨。为确保实现《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》提出的节能减排约束性指标,余热利用是其重要的一种手段[1-2]。

在天然气处理厂生产加工过程中,部分工艺气体增压后会产生大量余热,正常工况下,余热被直接冷却,能量浪费巨大。本文针对余热利用进行重点分析,提出了适用于这类工况余热利用的经济、有效途径[3-6]。

1 概况

某天然气处理厂原料气经工艺处理后,外输压缩机工艺气出口温度夏季约108 ℃,冬季约95 ℃,而工艺气进行外输要求出站温度低于40 ℃。按传统做法,压缩机后的工艺气直接进行冷却后外输,约46 MW(夏季)/37 MW(冬季)热量作为废热直接散发到空气中。余热参数见表1。

表1 余热参数表

若将增压后天然气的热量通过介质换出,进行有效利用,同时降低外输气温度,将对天然气处理厂的节能有重要意义[7]。

2 主要余热利用方案

天然气处理厂工艺复杂,用热用户较多,目前主要的余热利用方案有供热、供暖、余热制冷、余热发电等[8-14]。

2.1 供热

某天然气处理厂天然气加工工艺中,用热设备工艺参数见表2。

目前，天然气处理厂的余热通过换热可产生的热水供水温度夏季约90 ℃、冬季约80 ℃,不满足直接为工艺装置供热的条件。根据厂内热用户条件,脱乙烷塔底重沸器加热温度较低,且用热负荷恒定,可以作为潜在余热用户。为满足脱乙烷塔底重沸器的需要,拟将低品位余热热水(夏季约90 ℃、冬季约80 ℃)采用热泵进行温位提升,将热介质温度提升至103 ℃后对脱乙烷塔重沸器进行供热。

表2 用热设备工艺参数表

提升低温余热品位为厂区内其他装置供热主要工艺流程见图1。

图1 供热工艺流程图

但经过咨询各知名热泵生产企业,目前无论是采用离心机还是螺杆机,均无成熟设备可适用于此类温度工况。因此,采用热泵供热方案在该厂不可行。

2.2 供暖

2.2.1 工艺方案

1)厂内建筑部分。某天然气处理厂原设有导热油-水供暖换热机组,提供供暖热水温度95 ℃/70 ℃。现拟将采用余热热水将供暖回水温度从70 ℃提升到80 ℃,再将供暖水通过导热油换热,最终将供暖热水温度提升至95 ℃进入原管网供热,达到降低导热油系统负荷,减少燃料气消耗目的。

2)厂区周围居民及厂区附属公寓部分。厂区周围居民及厂区附属公寓供暖由当地区域能源站提供,该能源站采用燃气热水锅炉,为当地提供95 ℃供暖热水,供暖回水温度70 ℃。现拟将采用余热热水将供暖回水温度从70 ℃提升到80 ℃,再将供暖水通过燃气热水锅炉加热,最终将供暖热水温度提升至95 ℃进入原管网供热,达到减少燃料气消耗目的。

低品位热能为厂区辅助生产及生活区冬季供暖工艺流程见图2。

某天然气处理厂建筑、厂区周围居民及厂区附属公寓目前供暖负荷见表3。

根据计算,天然气侧进口温度95 ℃,出口温度82 ℃,工艺余热换热器水侧供水温度83 ℃,回水温度61 ℃,总负荷换热负荷约 8 765 kW。厂区供暖二级换热器供暖水侧水温度80 ℃,回水温度65 ℃,换热负荷743.6 kW,厂区导热油-水换热器需补充495 kW热量。区域能源站供暖二级换热器供暖水侧水温度80 ℃,回水温度60 ℃,换热负荷 8 091 kW,能源站燃气热水锅炉需补充 6 009 kW热量。

图2 余热供暖工艺流程图

表3 供暖负荷统计表

2.2.2 主要设备

低品位热能为辅助生产及生活区冬季供暖主要增加设备见表4。

表4 余热供暖主要设备表

2.2.3 能耗及技术经济指标

某天然气处理厂供暖季为150 d,燃料气低热值为 33 450 kJ/m3,余热供暖节约能耗见表5，余热供暖技术经济指标见表6。

表5 余热供暖节约能耗表

表6 余热供暖技术经济指标表

从表6可看出,采用余热供暖系统一次性投资增加约620万元,但运行费用每年将节约401.2万元,一次性投资增加量与10年节省运行费用折现后可节省 2 692.1 万元,一次性投资增加量与15年节省运行费用折现后可节省 3 434.1 万元。

综上,低品位热能为厂区辅助生产及生活区冬季供暖可以节能减排,减少运行费用,余热利用效果明显。

2.3 余热制冷

某天然气处理厂在生产工艺工程中需要冷冻水对工艺介质及设备进行冷却降温,另厂内建筑的空调系统制冷所需冷冻水负荷见表7。

表7 冷冻水负荷统计表

该厂原工艺装置设置风冷制冷机组供冷系统1套,为全厂提供冷冻水,建筑空调系统另设置风冷制冷机组提供空调冷冻水。

现拟采用余热溴化锂机组,利用工艺过程中余热制备冷冻水,为工艺装置及建筑空调系统提供冷冻水[15-18]。

2.3.1 工艺方案

根据各余热型溴化锂机组生产制造商的技术参数,余热型溴化锂机组可用的余热热水水温需高于70 ℃,低于此温度,机组效率将显著下降。由于制冷负荷主要在夏季运行使用,根据该厂工艺余热情况,可通过工艺余热换热器,产生90 ℃余热热水,回水温度70 ℃,余热负荷 25 700 kW。

根据冷冻水负荷统计,全厂制冷负荷共计 16 184 kW。余热型溴化锂机组选型为2×8 100 kW。机组制备7 ℃冷冻水,送至各用冷点,回水温度12 ℃。另余热型溴化锂机组需设置循环水系统1套,循环水供水温度38 ℃,回水温度32 ℃,循环水冷却负荷约 40 000 kW。余热热水消耗约 24 000 kW,目前余热负荷满足需求。

余热制冷为工艺装置及建筑空调系统提供冷却水工艺流程见图3。

图3 余热制冷系统工艺流程图

2.3.2 主要设备

余热制冷为工艺装置及建筑空调系统提供冷冻水主要增加设备见表8。

表8 余热制冷系统增加主要设备表

2.3.3 能耗及技术经济指标

采用余热利用制冷与原风冷制冷机制冷方案做经济对比,见表9。

从表9可看出,余热制冷为工艺装置及建筑空调系统提供冷冻水一次性投资增加约 1 736 万元,但运行费用每年将节约534万元,一次性投资增加量与10年运行费用折现后可节约 1 847.2 万元,一次性投资增加量与15年运行费用折现后可节约 2 834.8 万元。

表9 余热制冷与风冷制冷方案技术经济指标表

综上,余热制冷为工艺装置及建筑空调系统提供冷冻水方案可减少运行费用,余热利用效果明显。

2.4 余热发电

2.4.1 工艺方案

利用余热发电是目前余热利用的新方向。其主要工艺为采用有机朗肯循环,工作时有机工质在蒸发器内吸收低温余热,工质蒸发汽化后进入膨胀机做功,膨胀机带动发电机发电,膨胀后乏汽被冷凝后形成液体由工质泵送入蒸发器吸热完成循环[19]。

以某天然气处理厂为例,夏季工况下外输压缩气增压后温度约108 ℃,可通过工艺余热换热器,产生90 ℃余热热水,回水温度70 ℃,余热负荷约 12 500 kW。

采用有机朗肯循环,有机工质选择R 245 fa,蒸发器产生的70 ℃/2.6 MPa高温高压工质经膨胀机后产生40 ℃/1.4 MPa低温低压气态工质,再经空冷器冷凝成液态,最终通过工质循环泵增压后送至蒸发器加热生成高温高压工质,如此循环[20]。根据核算,可发电功率约400 kW,此时发电效率约3%。

余热发电工艺流程图见图4。

图4 余热发电工艺流程图

2.4.2 主要设备

余热发电主要增加设备清单见表10。

表10 余热发电主要增加设备清单表

2.4.3 能耗及技术经济指标

余热发电主要技术经济指标见表11。

表11 余热发电技术经济指标表

根据表11的经济指标,余热发电初期投资将增加约 1 000 万元,但每年发电用于生产后,可为天然气处理厂实现发电收益230万元,折算一次性投资增加量与10年发电收益折现后可盈利543.3万元,一次性投资增加量与15年发电收益折现后可盈利968.7万元。