余热利用技术在陆梁油田的应用

李泽伟 周明亮 杨磊 何明杰

（中国石油新疆油田公司陆梁油田作业区）

余热利用技术在陆梁油田的应用

李泽伟 周明亮 杨磊 何明杰

（中国石油新疆油田公司陆梁油田作业区）

陆梁油田作业区为节能减排，结合现场实际，引进利用烟气余热回收装置。文章总结分析了烟气余热回收装置在现场的应用方案，通过计算可知：陆九发电站发电机及压缩机烟气余热，用于原油掺热热源每年可节约燃料费590.8万元。该技术的应用达到了节能挖潜，降本增效的目的，可提高能源利用率。

陆梁油田；余热；天然气压缩机；热交换

0 引 言

陆梁集中处理站位于新疆油田公司陆梁作业区东南约2 k m处，处理站内设有原油处理及污水处理等设施。原油掺蒸汽负荷为常年负荷，热源由站内4×6 t/h燃气蒸汽锅炉房提供，冬季运行锅炉两台，夏季运行锅炉1～2台。

集中处理站内东南方建有天然气压缩机房1座，陆九发电站位于站区东南方约60 m处。压缩机房内有2台470 k W天然气压缩机，陆九发电站目前已投运额定功率为500 k W燃气发电机组7台，若将压缩机及燃气发电机组排烟热量回收，按烟气降至120℃计算理论回收热量为5 031.79 kJ/s，这部分热量可满足站内部分原油掺热用热需求或站区冬季采暖用热需求，若利用烟气余热，冬季可减少站内锅炉运行台数，同时减少天然气消耗量，具有显著的经济效益和社会效益，符合国家节能环保的政策要求［1-2］。

1 现状及烟气余热分析

1.1 烟气余热计算

根据现场调查情况，目前陆梁集中处理站内有两台额定功率为470 k W天然气压缩机组和15台500 k W燃气发电机组。燃气发电机运行排烟温度在590～610℃左右，天然气压缩机运行排烟温度在390～410℃，根据陆梁天然气组分计算出每标准立方米天然气燃烧需要的空气量为9.94 N m3，燃气发电机、天然气压缩机正常运行时过量空气系数为1.1，计算出每标准立方米天然气燃烧产生烟气量为11.95 N m3。燃气发电机组、天然气压缩机的排烟温度、排烟压力、量和排烟量等运行参数见表1。

表1 燃气发电机、天然气压缩机天然气耗量及烟气参数

根据陆梁油田天然气组分，燃气发电机及天然气压缩机过量空气系数计算出烟气组分见表2。

表2 烟气组分

根据平均摩尔定压比热容计算表及烟气组分计算出所产生的烟气在各温度的平均摩尔定压比热容见表3。

表3 烟气平均摩尔定压比热容

根据总烟气量和烟气平均摩尔定压比热容计算出发电机排烟温度600℃、压缩机排烟温度400℃时的总理论回收热量见表4。

表4 理论回收热量

1.2 用热负荷

冬季采暖为季节性热负荷，采暖热媒为95～70℃热水，由站内锅炉房换热系统提供；生产用热为原油掺蒸汽用热，为全年性热负荷，掺汽点蒸汽压力为0.8 M Pa饱和蒸汽，由站内已建锅炉房蒸汽锅炉提供，锅炉房内有4台蒸发量为6 t/h的燃气蒸汽锅炉，冬季高峰期运行3台锅炉，夏季运行1～2台，1～7月用热负荷统计见表5。

表5 用热负荷统计k W

1.3 余热利用方式分析

烟气余热利用方式多种多样，针对陆梁集中处理站用热特点，余热利用方式有以下3种。

1.3.1 余热锅炉生产蒸汽，产生的蒸汽用作原油掺热

原油掺蒸汽用热为全年性用热，烟气通过余热锅炉加热软化水，生产压力0.8 M Pa，温度为170.4℃的饱和蒸汽，根据计算，烟气温度降至100℃，最大可回收热量（4 588.65 kJ/s）小于用热最小月负荷，可以保证烟气余热全年充分利用。

1.3.2 烟气-水换热器加热热媒，作为站区冬季采暖热源

烟气余热用作冬季采暖热源为季节性用热。烟气通过管壳式换热器与采暖回水换热，为冬季采暖提供热源，根据计算可知，烟气温度降至100℃时最大可回收热量（4 588.65 kJ/s）可以满足站区采暖需求（4 185.78 k W），但由于该方式受季节限制，冬季部分余热可得到有效利用，夏季全部排放，导致全年余热利用率低，仅为16.24%，不适用于本工程。

1.3.3 加热蒸汽锅炉给水

利用烟气余热加热锅炉给水。烟气通过管壳式换热器加热锅炉给水（7～11 t/h），将给水从10℃加热至100℃，有效利用的烟气余热为735～1 155 kJ/s，该方式余热利用率为16.2%～25.5%，余热利用率较低，不适用于本工程［2］。

作业区根据上述分析，认为方式1采用余热锅炉生产蒸汽，为全年用热，余热利用率高；方式2烟气余热加热冬季采暖热媒，受季节制约，部分烟气余热只有冬季得到有效利用，夏季全部排放；方式3加热锅炉给水为全年热负荷，但余热利用率低。因此选用方式1来对现有的系统进行改造。

2 余热利用技术

2.1 余热利用设备

2.1.1 余热锅炉

按结构形式，余热锅炉可分为管壳式和烟道式余热锅炉。管壳式余热锅炉的结构与管壳式换热器差别不大，烟气在受热管管内流动，水在管外的锅壳中流动。热量通过管壁传递给管外的水。通常管壳式余热锅炉只是水的蒸发，没有过热段和省煤段；烟道式余热锅炉的结构与普通锅炉的相似，水或蒸汽在受热管管内流动，烟气在受热管管外的烟道中流动。烟气通过冲刷管的外表面将热量传递给管内的水或蒸汽。烟道式余热锅炉的显著特点是，在一个烟道里有预热器、过热器、蒸发器、省煤器、烟囱、汽包、上升管、下降管等部件［2］。

2.1.2 换热器

换热器是将热流体的部分热量传递给冷流体的设备。管壳式换热器、板式换热器、热管换热器是烟气余热回收的常用设备［3-4］。

2.2 余热利用设备配置

燃气发电机及天然气压缩机烟气出口安装余热利用装置可采用一托一和多托一两种形式［5］。多托一的形式用于天然气发电机，当台数多于两台时，容易造成两侧天然气发电机憋压，影响发电机的正常运行；多托一相比一托一的形式事故点少，投资较低，布置简洁，可将对天然气发电机运行的影响降至最低，而且在个别天然气发电机或压缩机停运时对余热利用系统的影响较小，故本方案采用多托一的形式布置余热利用装置。

3 方案设计

利用管壳式余热蒸汽锅炉回收烟气余热，生产0.8 M Pa饱和蒸汽，用于站内原油掺热。

3.1 余热锅炉配置

余热锅炉采用二托一布置形式，将两台燃气发电机或两台天然气压缩机烟气汇集后进入1台余热蒸汽锅炉，剩余1台燃气发电机采用一托一布置。

每台燃气发电机、天然气压缩机烟气出口处均设三通及电动三通阀用于切换烟气的路径，便于发电机、压缩机调试检修或余热锅炉故障期间灵活的控制烟气的路径。

余热锅炉水位控制锅炉给水泵启停和相应支路电动阀的开闭，以及极限低水位保护，锅炉超压保护共同保证余热锅炉持续、稳定、安全运行，余热锅炉调节示意见图1。

3.2 工艺流程

燃气发电机、天然气压缩机烟气经过余热锅炉温度降至200℃后排放至大气。已建锅炉房除氧水箱内软化除氧水经新建余热锅炉给水泵增压后进入各余热锅炉，生产0.8 M Pa饱和蒸汽输送至站区掺蒸汽点。工艺流程见图2。

图2 余热锅炉工艺流程

3.3 效益分析

利用余热锅炉生产蒸汽，烟气余热产汽量为5.6 t/h，处理站现用蒸汽锅炉的热效率为90%，燃气发电机每年每台检修期为20 d，陆梁油田出产伴生气低位发热量为35 015.12 kJ/N m3，节约天然气量：347.4 ×104N m3/a。

按照每立方天然气价格1.736元计算，本工程实施以后节约天然气折合资金：603.5万元/a，耗电费用：12.7万元/a，节约燃料费用：590.8万元/a。

通过计算可以看出陆九发电站发电机及压缩机烟气余热每年可节约燃料费590.8万元用于原油掺热热源［6］。

4 结 论

陆梁油田通过余热利用装置将烟气与工质换热，降低排烟温度，减少热量损失，可节省天然气消耗量，提高能源利用率。减少了大气污染物的排放，具有良好的环境效益。

［1］ 赵钦新，王宇峰，王学斌，等.我国余热利用现状与技术进展［J］.工业锅炉，2009，117（2）：8-16.

［2］ 赵恩婵，张方炜，赵永红.火力发电厂烟气余热利用设计研究［J］.热力发电，2008（10）：66-70.

［3］ 刘纪福，白荣春.实用余热回收和利用技术［M］.北京：机械工业出版社，1993.

［4］ 谭业锋.工业窑炉废气余热回收与利用研究［D］.济南：山东大学，2006.

［5］ 江哲生，许传凯.我国烟气余热利用换热器发展概述［J］.中国高新技术企业，2012，33（6）：1-6.

［6］ 王智民.天然气锅炉烟气余热回收与效率［J］.区域供热，2003，22（4）：18-19.

（编辑 李娟）

10.3969/j.issn.1005-3158.2015.05.014

1005-3158（2015）05-0049-03

2014-10-07）

李泽伟，2004年毕业于中国石油大学（华东）工商管理专业安全副总监，现在中国石油新疆油田公司陆梁油田作业区从事安全管理工作。通信地址：新疆克拉玛依市阿山路40#陆梁油田作业区，834000