天然气分布式供能系统在油田生产的应用

钟荣强， 付秀勇， 李亚军

(1.中石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆乌鲁木齐830011；2.中石化西北油田分公司基建处，新疆乌鲁木齐830011；3.华南理工大学化学与化工学院传热强化与过程节能教育部重点实验室，广东广州510640)

1 概述

天然气分布式供能系统(以下简称分布式供能系统)可实现冷热电联供，具有能源利用效率高、节能减排效果显著等优点，是一种先进的能源利用技术。相对于传统的能源分供方式，分布式供能系统是以供能设备更加小型化、分散化的形式，灵活地布置在用户附近，按照能源梯级利用的原则，采用高品位能源发电，中低品位能源供热和制冷，实现冷热电联供。在满足一定区域内用户多种能源需求的同时，可实现能源利用最大化，并降低环境污染[1-6]。

近年来，国内外学者对分布式供能系统进行了大量的研究。Arcuri等人[7]、Okamoto[8]和Zheng等人[9]针对医院建筑的分布式供能系统进行了详细研究。Wang等人[10]、李悦[11]和娄志标等人[12]研究了分布式供能系统在酒店建筑中的应用。此外，罗艳玲等人[13]、林世平[14]对分布式供能系统应用于工业园区进行了探讨。研究表明，采用分布式供能系统，办公建筑可减少运营成本12%，商场建筑可减少运营成本11%，医院建筑可减少运营成本21%，体育场馆建筑可减少运营成本32%，酒店建筑可减少运营成本23%[15]。

目前，针对分布式供能系统在油田生产中的研究应用比较少。油气田开采及油气处理的作业区大多地处偏远地带，且周边无供水、供电、供热等市政基础设施。对于这些远离电网，但天然气资源丰富的地区，可利用原油生产过程中的伴生气(天然气)发电，满足自用电需求，减少或替代电力覆盖度不够导致的柴油发电以及对电网的依赖。在保障生产生活电力供应的同时，发电余热还可满足生产工艺、供暖用热需求，有效提高一次能源利用效率，缓解火炬排空现象，减少能源浪费。

本文以新疆某油田的油气处理站为研究对象，结合负荷预测结果，提出采用传统供能系统、分布式供能系统的两种供能方案，对供能系统进行设备选型，对比不同方案的经济性。

2 工程概况

某油田位于新疆维吾尔自治区阿克苏地区，生产规模为原油150×104t/a、天然气6.8×108m3/a。作为油气生产的用能负荷中心——油气处理站，主要功能是对原油、天然气进行处理。工艺单元有原油处理(原油脱水、原油稳定、轻油碱洗等)、天然气处理(天然气脱硫、天然气脱水等)、轻烃回收、酸气处理、天然气外输、原油储存外输、污水处理、注水井回注等。油气处理站的终端用能主要形式有电和热两种，年运行时间为330 d，每日24 h运行。

3 负荷预测

3.1 设计电负荷

油气处理站的电负荷主要来自油气处理工艺、外输系统中的压缩机、泵及站内其他设备，具体的电负荷组成见表1。由表1数据可知，油气处理站的总电负荷为10 482 kW。将油气处理站总电负荷向上圆整至10.5 MW，作为油气处理站的设计电负荷。

表1 油气处理站电负荷组成

3.2 设计热负荷

油气处理站的热负荷主要来自原油脱水、原油稳定、天然气脱硫、轻烃回收等工艺过程的加热需求。

根据用热设备所需温度的不同，将热负荷分为高温位热负荷、低温位热负荷。高温位热负荷为个别工艺塔高温导热油(可由热媒炉加热)加热热负荷(属于常年热负荷)，高温位设计热负荷为1.8 MW。低温位热负荷由蒸汽承担，为方便计算，将生产工艺蒸汽负荷(单位为t/h)换算成热功率。

根据油气处理站的用能情况，可将全年运行时间分为非供暖期180 d，供暖期150 d。常年设计热负荷为20.8 MW，数据上与非供暖期设计热负荷相等，包括高温位设计热负荷、低温位设计热负荷。供暖期设计热负荷为21.5 MW，包括高温位设计热负荷、低温位设计热负荷，与常年设计热负荷相比增加了蓄水罐加温、辅助生产用房供暖等热负荷(0.7 MW)。

3.3 耗电量、耗热量

非供暖期、供暖期典型日电负荷、热负荷逐时分布分别见图1、2。在图1、2中，第1 h表示[0:00，1:00)，第2 h表示[1:00，2:00)，以此类推。由于高温位热负荷相对于总热负荷比较小，为了方便表达，图1、2中的热负荷包括了高温位热负荷、低温位热负荷。根据笔者掌握的数据，在计算高温位耗热量、低温耗热量时，可实现分项计算。由图1、2数据可知，非供暖期、供暖期典型日的电负荷、热负荷的逐时分布均比较平稳。

根据油气处理站非供暖期、供暖期的运行时间，由图1、2及笔者掌握的数据，可计算得到非供暖期耗电量为4 391.31×104kW·h，高温位耗热量为764.49×104kW·h，低温位耗热量为8 078.32×104kW·h。供暖期耗电量为3 581.91×104kW·h，高温位耗热量为624.68×104kW·h，低温位耗热量为6 854.50×104kW·h。

4 供能系统设计

4.1 传统供能系统

电负荷依托远离油田的阿克苏地区的当地电网，热负荷以油田生产的天然气为燃料，单独布置热媒炉、燃气蒸汽锅炉。根据高温位设计热负荷、供暖期设计热负荷，传统供能系统选取的主要设备的技术参数见表2。

图1 非供暖期典型日电负荷、热负荷逐时分布

图2 供暖期典型日电负荷、热负荷逐时分布

主要设备技术参数数量/台热媒炉额定热功率2 400 kW,热效率0.92(1用1备)燃气蒸汽锅炉额定热功率11.6 MW,热效率0.93(2用1备)

4.2 分布式供能系统

① 设计原则

由于当地电力资源充足，分布式供能系统的过剩电力不具备上网的条件。综合考虑项目建设的投资成本，分布式供能系统宜采用孤岛运行方式，发电机组的装机容量根据以电定热原则设计。油气处理站对供电可靠性的要求较高，并考虑调节的灵活性，发电机组不宜少于2台。基于上述原则，选用单台发电功率为3 515 kW的燃气轮机发电机组4台，匹配2台余热蒸汽锅炉(承担低温位热负荷)回收烟气余热，不足热功率由燃气蒸汽锅炉(承担低温位热负荷)补充，高温位热负荷由热媒炉承担。

天然气分布式供能系统中的动力装置形式多样。目前，根据设备成熟度和应用条件多选取燃气轮机与燃气内燃机作为动力装置。燃气内燃机发电机组的单机发电功率大多在MW级别以下，而燃气轮机发电机组的发电功率在MW级别以上且范围覆盖广。加之燃气轮机排烟温度比较高，余热品位理想，因此该项目选用燃气轮机发电机组。

② 系统流程

分布式供能系统流程见图3。天然气进入燃气轮机发电机组发电，电力满足油气处理站的用电需求，燃气轮机烟气经余热蒸汽锅炉产生蒸汽满足低温位热负荷，不足的低温位热负荷由燃气蒸汽锅炉承担。热媒炉利用天然气燃烧热量加热导热油，高温导热油满足高温位热负荷需求。

图3 分布式供能系统流程

③ 设备选型

选取4台单台额定发电功率为3 515 kW的燃气轮机发电机组，正常运行时每台燃气轮机发电机组的负荷率约75%，若其中1台燃气轮机发电机组出现故障或进行维护，则余下3台燃气轮机发电机组满负荷运行，仍能满足油气处理站的用电需求。4台燃气轮机发电机组的负荷率为75%时，燃气轮机烟气热功率为18.82 MW，发电效率0.279。余热蒸汽锅炉的热效率为0.84，则余热蒸汽锅炉的实际输出热功率为15.8 MW。以供暖期低温位设计热负荷(19.7 MW)为设计依据，燃气蒸汽锅炉需承担的热负荷为3.9 MW。根据上述计算，可以确定分布式供能系统主要设备的技术参数(见表3)。

表3 分布式供能系统主要设备技术参数

5 经济性分析

5.1 经济性分析

① 系统造价

传统供能系统、分布式供能系统的系统造价见表4。由表4可知，传统供能系统的系统造价比分布式供能系统高11 925.45×104元。仅电力系统造价一项，传统供能系统就达到了2.5×108元，主要是由于油气处理站距离周边电网变电站较远，除新建110-35-10 kV变电站外，还需新建110 kV线路200 km。

表4 传统供能系统、分布式供能系统的系统造价

② 年运行成本

供能系统的年运行成本Cope的计算式为：

Cope=Cngq+CeE

式中Cope——供能系统的年运行成本，元/a

Cng——天然气价格，元/m3

q——供能系统年耗气量，m3/a

Ce——电价，元/(kW·h)

E——供能系统年耗电量，kW·h/a

根据负荷计算结果及两种供能方案设备技术参数，可计算得到传统供能系统、分布式供能系统年耗气量、年耗电量及年运行成本(见表5)。天然气低热值取34.6 MJ/m3，天然气价格取0.99 元/m3，平均电价取0.40 元/(kW·h)。由表5可知，传统供能系统的年运行成本高于分布式供能系统。

表5 传统供能系统、分布式供能系统年耗气量、年耗电量及年运行成本

③ 经济性分析

由表4可知，受建设长距离输电线路的影响，传统供能系统的造价为27 298.77×104元，比分布式供能系统增加了77.57%。

由表5可知，与传统供能系统相比，得益于廉价充足的气源以及能源的梯级利用，分布式供能系统的年运行成本下降了32.55%。

5.2 抗风险能力

由于传统供能系统、分布式供能系统的能源输入仅涉及天然气、电网电，因此天然气价格和电价是影响系统经济性的关键因素。由于在油田开发初期，天然气没有外输条件，只能通过火炬放空，因此能为分布式供能系统提供廉价的气源。随着下游市场扩大，天然气具备外输条件后，价格必然上涨，分布式供能系统的经济性也会受到影响。

将分布式供能系统年运行成本节省率作为敏感性分析指标，计算分析价格因子(气电价格比，作为敏感性因素)对其影响。分布式供能系统年运行成本节省率f的计算式为：

(1)

式中f——分布式供能系统年运行成本节省率

Cope,SP——传统供能系统年运行成本，元/a

Cope,DES——分布式供能系统年运行成本，元/a

C——价格因子，kW·h/m3

qSP、qDES——传统供能系统、分布式供能系统年耗气量，m3/a

ESP、EDES——传统供能系统、分布式供能系统年耗电量，kW·h/a

由式(1)可知，当传统供能系统、分布式供能系统的年耗气量、年耗电量确定时，年运行成本节省率仅为价格因子C的函数。将已知参数代入式(1)，可计算得到分布式供能系统年运行成本节省率随价格因子C的变化(见图4)。根据电力、天然气价格市场价格变化区间，价格因子C的取值范围为0～10。

图4 分布式供能系统年运行成本节省率随价格因子C的变化

由图4可知，随着价格因子的增大，分布式供能系统年运行成本节省率逐渐下降。当价格因子为5.19时，分布式供能系统运行成本的年运行成本节省率为0。当价格因子继续增大，分布式供能系统不再具有经济优势。将价格因子为5.19作为临界值，当电价为0.40 元/(kW·h)时，分布式供能系统可承受的最高天然气价格为2.075 元/m3，而当前天然气价格为0.99 元/m3，因此分布式供能系统具有一定的抗风险能力。

6 结论

受建设长距离输电线路的影响，传统供能系统的造价比天然气分布式供能系统增加了77.57%。得益于廉价充足的气源以及能源的梯级利用，天然气分布式供能系统的年运行成本比传统供能系统下降了32.55%。当电价为0.40 元/(kW·h)时，天然气分布式供能系统可承受的最高天然气价格为2.075 元/m3，目前天然气价格为0.99 元/m3，天然气分布式供能系统具有一定的抗风险能力。