浅析陆地终端节能措施的应用

陈晓英

(中海油研究总院有限责任公司 工程研究设计院，北京 100028)

陆上终端节能通用做法主要由两个方面构成：一是采用高效用能设备，二是机械设备充分利用系统能量。结合陆上终端工艺装置用热及流程需求，节能措施主要有天然气回收技术、LPG回收技术、燃气透平高温烟气余热回收、系统压力能转化利用、火炬点火系统升级改造、气换电节能技术等。在陆上终端新建、改扩建设计研究工作时充分利用可回收利用资源，优化能源利用方式，可以提高能源使用效率，达到节能减排目的。

1 天然气回收技术

通过增加闪蒸气压缩机，将天然气脱碳系统闪蒸塔闪蒸出来的天然气增压脱碳处理后外输给下游用户。此技术的应用大大提高了天然气综合利用能力，降低了能源的损耗和浪费。

以某终端为例，脱碳系统用于脱除海上来气中所含的CO2。原设计脱碳系统闪蒸塔闪蒸出的含有部分甲烷的闪蒸气直接排放。通过增加闪蒸气压缩机，将闪蒸气进一步脱碳处理后外输给下游用户，每年回收天然气310万m3，缓解了下游用气紧张局势，也减少了温室气体排放。脱碳系统工艺流程如图1。

本措施适合含碳气田进行天然气脱碳处理的陆地终端，当回收气量过小时，应评价其回收的经济性。

图1 脱碳系统工艺流程图

2 LPG回收技术

通过增加LPG回收装置，回收上岸富气中的C3、C4组分，在满足天然气用户最低热值要求的前提下，尽可能回收LPG，使得收益最大化。

以某终端为例，原设计处理由海上平台输送过来的天然气和凝析油，天然气脱水控烃后送下游用户；凝析油进行脱水，稳定后储存外销。但由于上岸气组分变富，气体中含有大量C3、C4组分，回收LPG可大大增加终端的经济效益，同时，降低了进入火炬排放系统的天然气热值。于2012年在终端建设了一套LPG回收装置，项目投产后，年回收LPG产品2000～2500 t。LPG回收系统工艺流程见图2。

图2 LPG回收系统工艺流程图

3 燃气透平高温烟气余热回收

3.1 燃气透平发电机组

某终端处理厂已建四台西门子Typhoon73型燃气轮机发电机组和两台6MW UGT6000型燃气轮机发电机组，燃气轮机大部分热能都通过燃气轮机烟气直接排入大气，不仅造成了环境的热污染，增加了二氧化碳的排放，更是一种能源的浪费。因此，终端考虑将目前以简单循环模式运行的燃气轮机发电机组改建为燃-蒸联合循环电站，在已建六台燃气轮机发电机组排气端加装余热锅炉产生蒸汽推动汽轮发电机组发电，对燃机排出的中品位余热进行回收，在有效补充当地电网电力缺口和满足未来发展需要的同时更是节能减排，提高能源利用效率。热力平衡见图3。

图3 热力平衡图

已建燃气轮机发电机组运行参数如表1所示。

表1 燃气轮机发电机组运行参数

经核算，3台Typhoon73型燃气轮机发电机组配置1台双压立式余热锅炉，可生产 2.6 MPa 、430 ℃ 中温中压过热蒸汽 17.3 t/h，0.42 MPa、205 ℃ 低温低压过热蒸汽 3.6 t/h；2台UGT6000型燃气轮机发电机组配置1台双压立式余热锅炉，可生产 2.6 MPa、430 ℃ 中温中压过热蒸汽 15.1 t/h，0.42 MPa、205 ℃ 低温低压过热蒸汽 3.78 t/h，项目共配置2台余热锅炉。两台余热锅炉中、低压蒸汽分别汇入高、低压蒸汽母管并供往1台 10 MW 汽轮发电机组发电，可推动汽轮发电机组产生 8095 kW 的电力。如将所发电力折合成燃煤电厂的标准煤耗，相当于每年节约标煤量 20836 t(发电按 350 g/kWh 计算,8000 h/a)，达到提高能源利用效率、节约能源的目的。

3.2 燃驱外输压缩机透平驱动端高温烟气余热回收

某终端合格天然气增压后外输，终端配置燃驱外输压缩机，压缩机高温烟气直接排放大气。结合工艺装置用热负荷需求，考虑将燃驱外输压缩机高温烟气热量利用，配置余热回收锅炉，满足用热负荷需求的同时，提高能源利用效率。双温位余热回收导热油系统流程见图4。

图4 双温位余热回收导热油系统流程图

根据上游开发方案，终端进站气量达40亿m3/a。扩建后，高温位热用户用热负荷 3378 kW ，低温位热用户用热负荷 14050 kW，终端已建供热系统无法满足用热需求。宁波终端已建3台 11 MW 燃驱外输压缩机(2用1备)，根据外输气量及压力需求，拟增加1台 7 MW 燃驱外输压缩机组，供热系统设计中将燃驱压缩机组高温烟气余热回收利用，配置2台 8.5 MW 余热回收锅炉和1台 5 MW 余热回收锅炉，满足工艺装置用热负荷需求，原供热系统机组作为备用[1-3]。采用余热回收锅炉配置方案，节省燃料气约2475×104m3/a。

4 系统压力能转化利用

脱碳装置中吸收塔通常在高压下操作，吸收塔底出来的高压富液降压后进富液闪蒸罐，罐底富液升温后进再生塔。而再生塔在低压下操作，再生塔底的MDEA贫液降温冷却后增压进入吸收塔顶部，因此需要用贫液泵将再生塔底来的贫液加压至高压后进入吸收塔。

为充分利用富液压力能，可考虑在脱碳装置中设置液力透平，富液压力能经过透平，将富液能量转化成泵轴的旋转机械能驱动贫液泵，从而减少贫液泵的电机出力[4]，见图5。

在某项目中，经方案比选，采用液力透平+电动机驱动贫液泵方式，可回收能量 151 kW，全寿命周期内节省投资193万元。在其他已建终端脱碳装置中也配置了液力透平泵，有效提高了能源利用。

针对脱碳装置中贫液泵配置还应综合系统能量利用、设备运行工况及装置全周期经济性进行方案比选，合理配置贫液泵选型。

图5 MDEA脱碳装置-配置贫液透平泵

5 火炬点火系统升级改造

在改进型火炬点火系统中采用亚格布电梯理论，并辅以PC机和PLC智能控制技术，实现了自动点火管理系统，提高了火炬点燃的可靠性。

某终端的高、低压放空火炬由于地处海边，当风速过高时必须保证点火火焰足够大，以防可能出现脱火现象，所以高空点火器的燃料气源一定要足够，且保证在高量气源下的点火成功率。设计中利用现有的工艺和电气条件，给高、低压放空火炬增加一套可靠的现场手动点火系统。高、低压火炬手动点火系统包括：现场控制柜、二次式高空点火器、高压发生调理器、电磁阀配套总成、高压瓷横担及安装总成、多股不锈钢丝绳等，某终端安装新型火炬头后，从上述火炬点火的成功率达到了100%，可靠性也提高到100%，操作安全性大为提高。火炬的放空量也从每天均燃放量的1.8×104m3/d，减至0.5×104m3/d。每年可节约天然气25.5×104m3/d[4]，实现经济效益20.2万元。

6 气换电节能技术

将地方电网引入陆地终端，代替终端自发电燃气透平机组，既提高供电可靠性，又节约了优质天然气，降低了终端温室气体的排放。

陆地某终端除生产合格天然气外，还负责向周边电厂、省市居民供气。在终端建造初期，由于当地不具备稳定供电条件，为保证生产系统正常连续运行，在研究设计阶段就确定了完整的自供电系统方案(终端自供电由两台燃气轮机发电机、应急发电机及配套的控制系统组成)。随着当地经济的高速发展，地方电网在海南的供电系统已经完善，具备可靠、稳定的供电能力；加上本地市民用气的快速增加，原商定的燃气供应量已无法满足市民用气要求。为解决本地市民供、用气存在的矛盾及响应国家节能减排号召，本着“双赢”原则，拟将终端由自备供电改为南方电网供电，停用终端两台燃气轮发电机组，将节省的天然气供给当地居民用气。

终端改造工程量如下：新装SCB-2500/10/3.3 kV 带保护外壳干式变压器2台、新装 10 kV 配电柜11面、新装 3.3 kV 配电柜12面、电容器组2组(补偿容量为 800 kVar)、直流电源装置1面、新增计算机监控系统一套、自动灭火装置一套、敷设YJV22-3.6/6-3×300电缆双回、敷设市网电缆、新增配电房内照明及通风装置。

项目实施后每年可以给下游增加供气 414 m3，由此可增加天然气销售收入约828万元(天然气价格按2元/m3计算)；每年外购电力473万kW·h，费用为307.45万元(电价按0.65元/kW·h计算)。本项目每年可带来约500万元的经济效益。

7 结语

通过研究分析，在陆上终端新建、改扩建设计研究工作时应充分利用可回收资源，优化能源利用方式，提高能源使用效率，同时降低烟气排放对环境的污染。这也是深入贯彻习近平生态文明思想，落实“碳达峰、碳中和”的措施。