油气田余热的低碳化综合利用

常小虎，陈祺锚，徐梦瑶，吕晓芳，郭 靖，李艺超

(1.中国石化西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011；2.中国石化缝洞型油藏提高采收率重点实验室；3.江苏省油气储运省重点实验室；4.上海优华系统集成技术股份有限公司)

随着全球经济的迅速发展和能源消耗的快速增加,各国不断开发新能源或提高能源利用效率,以减少化石燃料的消耗和使用[1]。目前,我国对可再生能源的利用已经取得了一定的进展,但我国能源利用效率仍然较低。大约只有30%的余热被再利用,比发达国家低10%左右,至少50%的工业耗能以各种形式的余热被直接废弃[2-3]。

工业余热一般指生产设备或燃烧系统转换或热交换后排出的可以回收的热能。根据类型不同,余热可以有不同的利用方式,目前比较成熟的工业余热利用技术主要有热交换技术、热功转换余热发电技术和余热制冷制热技术[3]。石化行业产生的余热主要为低品位热能,其介质温度一般高于产品储藏温度但低于工艺处理过程温度。将其用于生活供暖,热能利用率较低;而且,由于不同季节的热能需求不同,会导致工艺处理过程的热能分配不合理,甚至造成安全事故。此外,部分优质热源回收困难,而通过循环水或空气冷却器进行冷却会造成热能、电能、循环水等资源的极大浪费[4-5]。

基于此,Chan等[6]研究了化学热泵技术、热循环技术以及热能存储技术对低品位余热利用效果,发现热泵技术可以在不同循环方式中应用,具有较大优势。Zhang Jang等[7]综述了我国工业热泵系统在制冷剂、多级系统、双效吸收系统、压缩吸收系统、太阳能辅助系统和化学热泵系统等方面的研究应用进展。Jia Yongying等[8]以余热温度、所需供热温度、供热能力、能效为输入参数,提出压缩热泵系统的综合选型与评估方法,结合需求可以输出制冷剂、压缩机、热交换器、系统配置的所有适当组合。此外,有很多学者研究了热泵技术在石油化工、天然气行业应用的可行性与经济性,结果表明在石油天然气化工行业应用热泵系统的节能效果显著,可以有效减少环境污染问题[9-12]。

因此,石化行业经常采用热泵技术提高余热品位和利用效率,将余热回收并入工业流程,实现区域供热和供冷。本课题基于中国石化某工作站实际热能回收利用情况,采用压缩式热泵技术对该工作站的低温余热进行回收利用,以实现节能减排,同时为石油化工行业,特别是油气田领域的低温余热利用提供指导。

1 热能工作站概述

本研究涉及的热能站为某油气田的热能工作站。该油气田位于塔里木盆地中西部,其油气藏类型特殊,具有超深、超高压、超高温等特点,储层平均埋藏深度超过7 300 m,是世界上埋藏最深的油气藏之一。截至目前,该油气田产能为兆吨级,累计生产原油3.33 Mt、天然气1.497×109m3,成为中国石化“十四·五”期间重要的原油天然气产地。油气田热能工作站的主要作用是为油气田产出物处理提供能源,如净化的原油、采出水、天然气的外输,液化气、稳定轻烃、硫磺等的生产。

工作站用能过程主要有:原油、天然气增压输送;原油、再生气加热;混烃脱硫塔、再生塔、脱乙烷塔、液化气塔塔底再沸器加热;混烃脱硫塔、再生塔、液化气塔塔顶空气冷却器(简称空冷)冷却,丙烷压缩机产生的冷量用于胺液、液化气、稳定轻烃、增压气、天然气冷却,各压缩机级间空冷冷却;锅炉发生蒸汽,热媒炉加热导热油等。工作站综合能耗如表1所示。由表1可知:全站实际综合能耗为26.52 kgce/t(1 kgce=29.3 MJ);全站消耗能源主要包括水、电和燃料气,三者所占比例分别为0.03%、31.82%和68.14%。由此可见,燃料燃烧热能在工作站综合能耗中的占比较大。

表1 工作站综合能耗

该工作站热能使用的网络分布如图1所示。

图1 工作站热能分布网络

2 工作站热量利用情况

2.1 工作站用能情况

工作站的主要热源包括塔顶油气、凝结水和烟气等,其运行参数见表2;而工作站主要热阱(原油加热、采暖水加热、轻烃再沸等)的用热负荷见表3。

表2 工作站余热统计结果

表3 工作站热阱用热负荷

从表2可以看出,工作站内余热负荷较大,主要来自一列、二列再生塔塔顶气,因而应在换热过程中回收90 ℃以上低温余热。

2.2 夹点温差模拟优化

换热流程的合理性在于实现冷热物流的“温度对口、梯级利用”。基于工作站目前热源及热阱的运行现状,采用Aspen Plus软件对站内20 ℃以上物流进行夹点分析,绘制了工作站冷热物流实际夹点温差温焓曲线,如图2所示。由图2可知,工作站冷热物流实际夹点温差为44.1 ℃,传热温差明显偏高,换热流程亟需进一步优化,从而更好回收利用余热。

图2 冷热物流实际夹点温差温焓曲线 —热组合曲线; —冷组合曲线; —夹点温差

基于“温度对口,梯级利用”的原理,对工作站冷热物流进行优化匹配。理论上,传热温差越小,则换热器需要传热面积越大,会造成换热网络工程投资费用增多,而操作费用降低。因此,夹点温度与设备费用并非简单的正比例关系。依据Aspen Plus软件中夹点温差分析模块,得到工作站冷热物流夹点温差与年设备费用曲线和优化后的冷热物流夹点温差的温-焓曲线,如图3所示。将年设备费用控制在5 500万元以内为改造的合理区间,由图3(a)可知工作站换热流程的合理夹点温度范围为5～32 ℃,而出现年最低设备费用时,对应的最佳夹点温差为7 ℃。基于对夹点温差的优化可知,工作站可回收余热约11 MW。

图3 优化后冷热物流夹点温差分析结果 —热组合曲线; —冷组合曲线; —夹点温差

3 低碳化余热综合利用系统优化设计

该工作站能量利用分析结果见表4。工作站热量利用后会产生能级较低的低温余热,而目前该工作站处理工艺的余热回收率仅为25.48%,较多余热被废弃。该工作站的工艺回收能中仅仅包含热回收能,排弃能及产品带出能并未被回收。因此,在该站设置一套低碳化余热综合利用系统,集成多种余热利用技术,按照“统筹调度、梯级利用”的科学用能原理对低温余热进行合理回收分配利用,可以明显降低CO2排放。

表4 工作站能量利用分析结果

3.1 优化方案

根据企业实际情况,采用压缩式热泵技术可建立“智慧热岛”能源站,智能高效回收一列、二列溶剂再生塔塔顶热量,并用于原油加热、脱乙烷塔塔底再沸器、采暖取热,以及升级利用替代部分再生塔塔底再沸器蒸汽。增设智慧热岛系统的余热回收工艺流程如图4所示。

图4 余热回收工艺流程

其优化设计方案如下:

(1)热水循环部分

将流量为250 t/h的73 ℃循环水送至一列溶剂再生塔塔顶回收余热,塔顶循环水温度提高到约83 ℃后送到智慧热岛能源站进行热能综合处理。循环水温度进一步提高至85 ℃,作为热源送至原油加热和脱乙烷塔塔底再沸器。其中,加热原油后的循环水降至65 ℃,通过脱乙烷塔再沸器的循环水降至75 ℃,之后循环水在空冷器混合后为73 ℃。通过进行循环水改造减少全厂蒸汽消耗,即减少全厂燃料气消耗。

(2)蒸汽循环部分

将120 ℃的除氧水以流量为11.4 t/h输送至二列溶剂再生塔塔顶,生产压力为84.5 kPa的95 ℃饱和蒸汽;该蒸汽通过螺杆式热泵机组引入智慧热岛能源站进行升级利用,升压至0.25 MPa,温度升至175.8 ℃。该部分蒸汽优先用于加热循环热水和冬季采暖水,剩余的0.25 MPa蒸汽送至溶剂再生塔塔底再沸器,减少其蒸汽消耗。经过再沸器的蒸汽压力降至0.15 MPa,温度降为128 ℃,凝结后输送至除氧器。

(3)溶剂再生塔流程改造

将溶剂再生塔塔顶改造为两级冷却系统:一列溶剂再生塔塔顶酸性气通过新增低温差高效换热机组先与热水换热,再经空气冷却器(空冷)冷却,温度可由106.1 ℃降至85 ℃;二列溶剂再生塔塔顶酸性气先发生95 ℃饱和蒸汽,再经空冷冷却,温度由107.6 ℃降至100 ℃。同时,将二列溶剂再生塔塔底再沸器更换为低温差高效换热机组,并在前端增设了流量控制。

此外,将原油加热系统改造为两级加热系统,原油先经85 ℃热水加热,后经0.4 MPa蒸汽加热,温度可由35 ℃升至55 ℃。采暖流程先将60 ℃采暖水送入智慧热岛能源站加热至85 ℃,然后经汽-水换热器(热量不足时的备用换热器)调温后送至采暖伴热用户。

优化后,低碳化余热综合利用系统热量平衡数据如表5所示。基于上述优化方案,工作站夏季和冬季可分别减少加热蒸汽负荷10 984 kW和10 403 kW,折合节省天然气平均1 205.3 m3/h,因而可将3台蒸汽锅炉降低为2台,夏季和冬季的蒸汽流量可分别由49.5 t/h和55 t/h减少至33.2 t/h和38.8 t/h。而增设智慧热岛能源站和智慧热岛热水循环系统需要增加电耗,夏季和冬季分别增加用电负荷1 174 kW和593 kW。

表5 低碳化余热综合利用系统能量平衡数据

3.2 节能效果及技术经济指标

通过应用低碳化余热综合利用系统可以有效实现节能减碳,具体增加或减少的经济技术指标见表6。从表6可得,节约天然气预计产生效益为685万元/a。改造后,每年可以减少CO2排放量13 525 t,增加效益约67.6万元。

表6 增加或减少的经济技术指标

4 结 论

基于中国石化某工作站实际热能回收利用现状分析,发现站内换热流程的实际夹点温度与最佳温差值偏差很大,而且余热负荷大,其工艺余热回收率仅25.48%,较多余热被排弃。

为了有效回收余热,基于“温度对口、梯级利用”的原则,对该工作站进行余热低碳化综合利用系统优化,发现工作站冷热物流合理夹点温度为5～32 ℃,最佳夹点温度为7 ℃。采用压缩式热泵技术建立了工作站“智慧热岛”能源站,智能高效回收一列、二列溶剂再生塔塔顶热量,用于原油加热、脱乙烷塔底再沸、采暖和升级利用替代部分再生塔底再沸器蒸汽。

通过优化余热低碳化综合利用系统,该工作站可以降低能耗约10.62×106kgce/a,通过节约天然气消耗可新增效益685万元/a;同时,改造后每年可以减少CO2排放量约13 525 t,新增效益约67.6万元。