油气田大功率燃气发动机烟气余热回收与计算

赵卫东，李 鹏，黄建敏，孙 巍，葛永广，侯永强

(1.塔里木油田分公司油气工程研究院，新疆 库尔勒 841000； 2.新疆油田西北油田节能监测中心，新疆 克拉玛依 834000；3.东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318； 4.东北石油大学 机械科学与工程学院，黑龙江 大庆 163318)

燃气发动机是油气田生产中大量使用的耗能设备，特别是在油气田高压注气开采、地下储气库的注气过程中大量使用[1]，燃气发动机的排烟温度高达500～600 ℃，是国家标准GB/T 1028—2018中规定的1级余热资源应充分利用。本文根据燃烧学理论对燃气发动机余热资源量进行分析评价。根据评价结果，提出通过增设余热锅炉，用燃气发动机排放的高温烟气作为热源，通往余热锅炉来加热导热油以回收烟气余热，供给需要用热工艺环节，实现节约能源。根据本文建立的燃气发动机余热资源量的评价与计算方法，对余热资源量进行评价，根据评价结果设计注气压缩机余热回收方案与设备选型，同时评价设计方案的投资回收期，给出经济可行的余热资源回收方案。同时也为各油气田企业及相关领域开展节能潜力及余热资源量的分析评价及技术改造工作提供借鉴。

1 注气压缩机烟气余热回收方案

以塔里木油田高压注气压缩机组为例，将注气站 7 台注气压缩机排烟余热回收加热导热油，代替原有的3 台导热油炉。由于注气站注气压缩机的内燃机尾气排气温度较高，达到了500 ℃，属于1级余热资源，有大量的可利用热能，在现有系统中这部分能量未加回收而直接排入大气。在同一厂站内天然气处理工艺中需要大量的热，而这部分热能是由3台导热油炉来提供的。因此，可通过增设余热回收锅炉，用内燃机排气作为热源，通过余热回收锅炉来加热导热油，最终减少天然气的消耗量，从而实现节能降耗的目的。

注气压缩机余热回收方案主要设备包括余热锅炉、泵、引风机、引风道、电控阀门、安全阀、仪表和控制系统等。注气压缩机余热回收方案工艺图如图1所示。内燃机高温烟气在引风机的作用下经引风道进入余热锅炉，进行余热回收。

图1 注气压缩机余热回收方案工艺图

2 天然气发动机烟气量计算

2.1 天然气燃烧理论空气量

根据天然气燃烧基本理论，计算天然气发动机天然气燃烧的理论空气量、理论烟气量、实际烟气量和尾气排放处烟气成分体积分数。

下面的计算式中，天然气组分的体积分数用组分的化学分子式符号(其数值是体积百分数的分子值)表示。所计算得到的气体量的单位为m3/m3(标准)，即为每燃烧1 m3(标准)天然气所耗空气或所生成的气体量。

供给天然气发动机的刚好满足天然气完全燃烧所需的空气量称为理论空气量。标准状态下，1 m3(标准)天然气完全燃烧的理论空气量V0为[2-3]

(1)

2.2 天然气燃烧理论烟气量

在理论空气量下天然气完全燃烧产生的烟气主要成分包含CO2、SO2、N2和水蒸气。CO2和SO2通常被统称为三原子气体，用RO2表示[4]。

2.2.1 理论三原子气体体积

(2)

2.2.2 理论氮气体积

(3)

2.2.3 理论水蒸气体积

(4)

式中：Md为天然气所带的水量，g/m3(标准)。

2.2.4 理论烟气体积

(5)

2.3 排烟处实际烟气量

考虑天然气发动机在燃烧过程中，过量空气对燃烧的影响，排烟处实际烟气量为理论烟气量与过量空气之和。

2.3.1 实际空气量

天然气发动机燃料燃烧过程中，为了确保燃料完全燃烧，提高发动机效率，需要多供给一些空气，这部分空气称过量空气。实际空气量与理论空气量的比值称为过量空气系数，用α表示。1 m3(标准)天然气完全燃烧所需的实际空气量V为

V=α×V0

(6)

2.3.2 排烟处水蒸气体积

考虑天然气发动机在燃烧过程中过量空气的影响，排烟处水蒸气体积V3为

(7)

2.3.3 排烟处氧气体积

实际空气量V与理论空气量V0差值为过量空气量，排烟处氧气体积V4为

V4=0.21(V-V0)=
0.21(αV0-V0)=0.21(α-1)V0

(8)

2.3.4 排烟处三原子气体体积

三原子气体体积V1为

V1=0.01(CO2+CO+H2S+∑mCmHn)

(9)

2.3.5 排烟处氮气体积

排烟处氮气体积V2为

(10)

2.3.6 排烟处干烟气体积

排烟处的烟气成分为RO2、O2、N2和H2O，其中干烟气成分为RO2、O2和N2，排烟处干烟气体积Vgy为3者体积之和：

Vgy=V1+V2+V4

(11)

2.3.7 排烟处烟气体积

排烟处的烟气体积Vpy为干烟气和水蒸气体积之和：

Vpy=Vgy+V3

(12)

2.4 排烟处干烟气成分体积分数

干烟气中氧气的体积百分数φ(O2)为

(13)

干烟气成分中三原子气体的体积百分数φ(RO2)为

(14)

干烟气成分中氮气的体积百分数φ(N2)为

(15)

3 天然气发动机烟气余热资源量计算

余热锅炉对天然气发动机的高温烟气进行回收时要考虑烟气对余热锅炉的低温腐蚀问题。为了防止烟气温度低于烟气露点而产生低温腐蚀，一般要求余热锅炉的排烟温度高于烟气露点温度。烟气露点Halstead图表法给出的最高露点温度152 ℃[5]，因此大部分加热炉要求排烟温度不低于150 ℃。余热锅炉排烟温度在不低于150 ℃的工况下运行，水蒸气处于过热状态，天然气发动机的高温烟气余热回收只能对烟气中的显热进行回收，烟气中水蒸气的汽化潜热无法回收。因此燃气加热炉烟气余热资源量只对烟气的显热部分进行计算。

3.1 烟气显热余热资源量计算

相同成分的天然气在完全燃烧情况下，当天然气发动机的过量空气系数α相同时，每燃烧l m3(标准)天然气产生的烟气成分和烟气量相同，因此以发动机燃烧l m3(标准)天然气为例，计算烟气显热余热资源量。

3.1.1 干烟气平均定压热容

尾气排放处干烟气平均定压热容用下式计算：

(16)

式中：cgy为排烟处干烟气平均定压比热容，kJ/(m3· ℃)；c4为氧气平均定压比热容，kJ/(m3· ℃)；c1为三原子气体平均定压比热容，kJ/(m3· ℃)；c2为氮气平均定压比热容，kJ/(m3· ℃)。

3.1.2 排烟处烟气焓

尾气排放处烟气焓用下式计算：

hpy=Vgy+cgy+tpy+V2c3tpy

(17)

式中：hpy为排烟温度为tpy时烟气焓，kJ/m3；c3为水蒸气平均定压比热容，kJ/(m3· ℃)。

3.1.3 理论可利用余热

根据GB/T 1028—2018[7]《工业余热资源评价方法》，理论可利用余热量以标准环境参数温度25 ℃为基准。余热量一般以年计，天然气发动机烟气的理论可利用余热为

(18)

式中：qll为天然气发动机烟气的年理论可利用余热量，kJ/a；Bi为发动机天然气年消耗量，m3/a；hpy为天然气发动机排烟处烟气焓，kJ/m3；hll为余热锅炉排烟温度为25 ℃时烟气焓，kJ/m3。

3.1.4 技术经济可利用余热

在保证不产生低温腐蚀的情况下，余热回收后烟气温度应不低于150 ℃，天然气发动机的技术经济可利用余热量为

(19)

式中：qky为天然气发动机烟气的年技术经济可利用余热量，kJ/a；hky为技术经济工况下(余热锅炉排烟温度不低于150 ℃)时烟气焓，kJ/m3。

3.1.5 余热利用率

余热利用率为

(20)

3.2 余热资源量计算方法

对于天然气发动机的烟气余热资源量测试和计算，需要测试排烟温度、烟气各组分含量和空气系数，用式(16)、式(17)计算干烟气比热容、烟气焓值，用式(19)计算余热资源量。

4 注气压缩机余热回收量计算

以塔里木油田高压注气压缩机组为例进行计算。注气站有 7 台注气压缩机组，注气压缩机原动机为美国COOPER公司生产型号为16SGT天然气发动机。额定天然气消耗量为1.1×104m3/d(标准)。发动机的过量空气系数为2.02。计算7台注气压缩机尾气一年的余热回收量。

4.1 天然气发动机燃料天然气组分

天然气发动机使用的天然气成分如表1所示。

表1 塔里木油田生产用燃料天然气成分

4.2 理论烟气余热资源量估算

根据表2给出的天然气成分，按照式(1)～式(12)，计算在空气系数α=2.02条件下每燃烧1m3天然气所需空气量与产生烟气量，烟气中包括氧气、三原子气体、氮气和水蒸气。计算结果见表2。根据表2计算结果，按照式(13)～式(15)计算干烟气体积百分数，计算结果见表3。

表2 每燃烧1 m3天然气所需空气量与产生烟气量 m3/m3

表3 加热炉干烟气体积分数比例 %

不考虑高温烟气在引风道中的热损失，余热锅炉进口(天然气发动机出口)烟气温度为tpy=500 ℃，余热锅炉出口烟气温度为tky=250 ℃。天然气发动机年总耗气量为1 476.20×104m3/a。根据干烟气体积分数比例，根据式(16)～式(17)计算得余热锅炉进口处烟气焓值为15 735 kJ/m3，出口处烟气焓值为7 666 kJ/m3。

注气压缩机余热回收方案，天然气发动机的理论可利用余热为2.21×1011kJ/a。天然气发动机的技术经济可利用余热量为1.19×1011kJ/a。理论可利用余热资源量折合标煤为7 545.65 t/a。技术经济可利用余热折合标煤为4 063.83 t/a。余热利用率为53.84%。

4.3 余热锅炉的功率与投资回收期

根据天然气发动机的理论可利用余热计算结果，余热载体为气体，余热载体流量为42 127 m3/h，总容量为2.25 MW，需要安装1台额定容量为3 MW余热锅炉。注气站原有3台导热油炉年耗气量262×104m3/a，按照导热油炉效率85%计算，可产生有效热量为8.35×1010kJ/a。技术经济可利用余热回收率高于70.14%就可以替代原有3台导热油炉产生的热量。因此，每年可以减少消耗天然气262×104m3/a，折合标煤2 850.28 t/a。按照一台余热锅炉150万元计算，烟道改造等其他费用投资费用大概为250 万元。天然气的价格1.09元/m3计算。每年回收余热收益285.58万元，投资回收期约为1.4年。

5 结 论

基于塔里木油田注气站注气压缩机的运行现状，提出了注气压缩机烟气余热加热导热油方案。对提出的方案进行了余热资源量的分析与评价。通过本文的分析与研究得到如下结论：

(1)本文根据燃料天然气的气体组分、天然气消耗量、排烟温度和过量空气系数对注气站7台燃气注气压缩机余热资源量进行了评价，计算结果表明本方案每年可以减少消耗天然气262×104m3/a，节能潜力大。

(2)根据余热资源量评估结果，进行了余热锅炉选型，需要安装1台额定容量为3 MW余热锅炉。核算了烟气余热加热导热油方案改造成本，并计算得到投资回收期为1.4年，经济效益好。

(3)本文提出的方案及分析方法能够为后续开展节能潜力分析，以及提出有效的改进措施等提供一定的数据支撑和技术导向，同时也为各油气田企业及相关领域开展节能潜力及余热资源量的分析及评价等工作提供借鉴。