天然气分布式能源联供技术在油气田集气站的应用

李正茂，王红涛

分布式能源

天然气分布式能源联供技术在油气田集气站的应用

李正茂，王红涛

（中国石化抚顺石油化工研究院，辽宁抚顺113001）

油气田企业供能多采用分产分供方式，能源利用率低，能耗偏高。天然气分布式能源可提高系统供电安全性和能源利用率。利用天然气发电，可满足集气站用电需求，利用烟气和高温缸套水提供站内所需热量。智能管控系统实现数据实时传输和远方监控。自动控制装置，通过控制三通阀开度，满足不同季节所需负荷和温度变化。

分布式能源系统；热电联供；内燃发电机；换热器；水套加热炉

0 引言

油气田企业大都处于较为偏远的区域，油气井呈现点多面广的分布特点。随着勘探开发的深入，生产规模不断扩大，对供能安全性、可靠性和经济性要求越来越高。当前，在生产用能过程中普遍存在以下问题：

1）供能主要采用分产分供方式，能源利用率低，能耗偏高；

2）电力主要采用网购方式，每年要支付数额可观的购电费，生产运行成本高；

3）工艺加热和保温直接采用燃油或燃气方式，熵损失大；

4）配电网普遍采用架空线路长距离供电，线损大，供电安全性差；

5）低压伴生气主要采用燃烧排空方式处理，不仅浪费资源，而且会对环境造成影响。

选择适宜位置建设分布式能源站，利用排空低压伴生气，按照能量梯级利用的原则实现区域热电联供，是解决油气田能源利用率低、供电安全性差、排空天然气污染环境等问题的有效手段。

集气站是连接气井与管网的中间环节，主要是用于收集气田产出的天然气，并对其进行降压、分离和净化处理，脱除杂质、水、凝析油和酸性物质，使天然气达到符合管输要求的条件，然后输往长输管道。[1]随着天然气开发力度的加大，集气站数量呈现快速增长的趋势，但大多数集气站普遍存在管理粗放、用能方式不合理和能源利用率低的问题。集气站生产过程中有电、冷、热负荷的需求，同时有低压放空天然气，是开展分布式能源联供的较佳的场所。

随着全球经济的快速发展，如何保证能源供应的可靠性和资源利用的合理性，减少对环境的破坏，成为保证经济稳定发展必须解决的当务之急。分布式能源联供系统可以实现能源的梯级利用，提高能源整体利用效率。在美国、日本等发达国家，分布式能源已经成为公用建筑领域重要的供能方式和手段。2003年，分布式能源总装机5600万kW，占全美电力装机的7%，发电量占9%[2]。

本文在深入分析西北油田某天然气集气站的电、热需求的基础上，开发了一套天然气热电联供和智能管控系统。实际运行情况表明，利用天然气发电机可满足集气站电负荷需求，利用烟气和缸套水余热可以替代原水套炉满足站内生产、生活用热需求，天然气能源综合利用效率达到74.2%。智能管控系统实现数据实时传输、远方监控和自动控制。自动控制装置，通过控制三通阀开度，满足不同季节所需负荷和温度变化。

1 应用实例

1.1 天然气集气站简介

西部油田某采气厂集气站，主要任务是收集开采出的天然气，对其进行脱水和回收凝析液，处理后输往采气厂继续处理后进入输气管网。其中低压井油气经过分离处理后压力低，数量少，投运压缩机升压后输往采气厂不经济，主要采用排空燃烧方式处理。

1.2 集气站用能分析

集气站所需的能源主要是电能和热能，其中电负荷400kW，主要为丙烷压缩机和各类泵提供动力，采用外购方式，引自当地110kV变电所，通过架空线引至集气站。热能用于油气分离、油罐保温和冬季采暖，配有两台水套加热炉，分别为1台400kW（#1）和1台200kW（#2）燃气水套炉，燃料为低压天然气。

集气站的电能由地方电网提供，每年要支付168万元的购电费，单回路供电电网出现故障时，直接影响站内的正常生产。集气站低压井气分离后除为水套炉提供燃料外，主要采用排空火炬燃烧方式处理，不仅造成资源的浪费，而且造成对环境的污染。

根据现场用能需求，拟采用热电联供方案，用以满足生产需要，提高能源的综合利用率[3-5]。新上一台内燃发电机组，利用低压排空天然气为燃料，为集气站提供所需的电能；利用发电机高温烟气和缸套水，通过换热器为水套炉水提供热量，满足原油加热油气分离和油罐伴热保温所需热量。发电机并入变电站母线与地方电网相连，采用并网不上网的运行方式。当发电机发生故障，通过地方电网向集气站送电，水套炉通过燃烧天然气提供热量，保证集气站正常供能，提高整个系统的安全系数。

1.3 天然气热电联供方案

通过对现场所需电、热负荷进行综合计算并结合远期发展规划，确定热电联供装置规模和工艺流程。其中，发电机组采用600kW天然气发电机，针对烟气和缸套水两部分余热，采用400kW烟气余热利用装置和200kW缸套水余热利用装置，同时配套相关的控制测量设备。

天然气热电联供系统如图1所示。内燃发电机利用低压排空天然气发电，发出的电经变压器升压后并入处理站变电所10kV母线，供全站电源。供热方面，根据使用用途及现场工艺流程特点分成两个部分。天然气内燃机发电机组燃烧后排放的烟气可达到550℃，通过热管式换热器，将进水加热到90℃，并入400kW水套炉，用于凝析油加热进行油气分离。内燃机的高温缸套水出水温度为75℃，通过板式换热器将进水加热到60-70℃，并入200kW水套炉，为凝液储罐和底水罐提供保温伴热。

烟气和缸套水控制阀的控制点分别为凝析油出口温度和#2水套炉出水温度，温度控制可在就地PLC控制柜由通过授权的操作人员可进行修改，以满足不同季节生产的需求。另外在两余热利用回路之间设置切换阀，当夏季#2水套炉不运行时，可实现回收缸套水热量并入#1水套炉，用于凝析油加热进行油气分离。当出现发电机故障或站内电负荷减少，余热利用装置无法满足生产所需热量时，水套炉可通过补燃天然气的方式满足生产需要热量。

图1 天然气热电联供系统示意图

1.4 智能管控方案

建立智能管控系统实现数据实时传输，远方监控、自动调整。远传监控系统解决了分布式电源系统发电、负荷、储能、非电量数据传输、实施动态可视监控，就地、远方协调控制技术。

数据采集网络系统如图2所示，采集现场所需运行参数，通过光缆传输到现场集控室。在集控室内可实时了解运行参数、趋势、报警情况和装置能源利用效率。在集控室通过局域网将数据上传至生产系统，可实现远程数据监控。

在发电机组排烟口加装电动控制三通阀，控制进热管换热器的烟气量，进而控制400kW水套炉出口油温；在发电机、缸套水出口处加装电动控制三通阀，控制进入板换的热水流量，进而控制200kW水套炉出水温度。

当检测到400kW水套炉出油温度高于设定值时，关小至热管换热器开度，开大至烟气旁路直通门开度。当检测到400kW水套炉出油温度低于设定值时，开大至热管换热器阀门，关小至烟气旁路直通门开度。

当检测到200kW水套炉出水温度高于设定值时，关小至板式换热器开度，开大至发电机空冷器开度。当检测到200kW水套炉出油温度低于设定值时，开大至板式换热器开度，关小至发电机空冷器开度。

采用余热利用控制系统能够根据现场实际需求变化，通过调整温度设定，自动调整烟气和混水三通阀开度，保证工质出口温度达到工艺要求，同时保证发电机组连续正常工作。

图2 数据采集网络配置图

图3 远传监视控制系统

2 运行效果分析

2.1 实际运行参数

集气站热电联供系统自2014年6月份开始建设，10月底完成整体建设（装置如图4所示），并进行现场调试工作。

图4 热电联供现场装置

2.1.1运行数据

1）发电机实际功率：400kW

2）天然气耗量：124.16N m3/h

3）#1水套炉：进水温度：68.3℃；出水温度：75.2℃；流量：45.09t/h。

4）#2水套炉：进水温度：50.8℃；出水温度：58.6℃；流量：18.95t/h。

2.1.2工艺计算

换热器换热量：

式中Q—热量，M J；

c—水的比热，kJ/（kg·℃）；

qv—质量流量，t/h；

t1—进水温度，℃；

t2—出水温度，℃。

#1水套炉换热量：

Q1=1331.49M J

#2水套炉换热量：

Q2=618.85M J

根据现场检测的数据，天然气的低位发热量为36.8M J/Nm3。

能源综合利用率：

式中η—能源综合利用率，%；

W—发电功率，kW；

Q1—#1水套炉换热量，M J；

Q2—#2水套炉换热量，M J；

B—天然气体积流量，N m3/h；

QL—天然气低位发热量，M J/Nm3。系统天然气能源综合利用率：

2.2 效益分析

整套热电联供装置投资为150万元。

按发电机组年运行7000h，平均运行功率为400kW，天然气价格1.6元/N m3，当地网电0.6元/kW h计算。

年减少网购电280万度，节约购电费168万元。回收热量替代天然气加热水套炉，按热量计算每小时可节约天然气58.89N m3，年节约天然气41.22万Nm3。

年发电需耗天然气86.91万N m3，比原来用水套炉加热多耗45.69万Nm3。

按放空天然气回收并以市场价计算，该项目年降本94.9万元，静态投资回收期为1.6a。

利用放空天然气或油田伴生气发电，可以减少伴生气排空污染，减少天然气、电能的输送损耗，实现自发电与网电的相互备用，提高集气站供电的可靠性。回收利用发电机烟气和缸套水热量用于满足集气站内加热需求，可减少加热炉燃料消耗，降低生产运营成本，提高企业盈利能力。对于处于偏远地区，电网基础相对薄弱的地方，采用热电联供的方式替代利用柴油发电机的方式，可大幅提高能源综合利用率，降低生产运行成本。如果采取适当方法，对节省下的天然气进行进一步处理，回收附加值高的轻烃组分，经济效益将更可观。

3 结语

采用热电联供方式提高集气站能源利用效率在技术上和经济上都是可行的，综合能源利用效率可达74.2%。该技术还可广泛应用于油气田集输站、联合站、污水处理站、天然气净化厂等场所。采用天然气分布式发电与网电构成双电源模式，提高了系统的安全性。天然气分布式能源联供技术与油气田生产需求有机地结合，能够满足企业多种用能需求，减少天然气和电能的输配损失，提高能源利用效率，减少碳排放和煤电比例，具有更深层次的环保节能意义。

[1]王遇冬.天然气处理原理与工艺[M].北京：中国石化出版社，2007.

[2]华贲.天然气分布式供能与“十二五”区域能源规划[M].广州：华南理工大学出版社，2012.

[3]连红奎，李艳.我国工业余热回收利用技术综述[J].节能技术，2011，29（2），123-128.

[4]高春阳.天然气供热锅炉排烟余热回收的经济性研究(硕士学位论文) [D].西安:西安交通大学，2003.

[5]杨存章.推广应用烟气余热利用技术降低蒸汽锅炉排烟热损失[J].油田节能，2005，16（1），42-43.

Application of Natural Gas Distributed Energy Cogeneration Technology in Oil and Gas Field

LI Zheng-mao，WANG Hong-tao
（Fushun Research Institute of Petroleum and Petrochemicals，SINOPEC，Fushun 113001，China）

The energy supply of oil and gas field enterprises is divided into different m odes of production and distribution.N aturalgas distributed energy can im prove the power supply security and energy efficiency.Using naturalgas, gas gathering station can m eetthe dem and forelectricity,the use ofhigh tem perature flue gas and cylinderw aterprovide the required heatstation.Intelligentcontrolsystem to achieve real-tim e data transm ission and rem ote m onitoring.The autom atic controldevice,the controlvalve opening,to m eetthe differentneedsofseasonalload and tem perature change.

distributed energy system；com bined heat and pow er；diesel generator；heat exchanger；w ater jacket furnace

TK 019

B

2095-3429（2017）01-0001-05

2016-11-16

修回日期：2016-12-28

李正茂（1974-），男，山东烟台人，学士，高级工程师，从事天然气分布式能源和节能技术研究。

D O I：10.3969/J.ISSN.2095-3429.2017.01.001