高含硫凈化系統(tǒng)低負(fù)荷運(yùn)行節(jié)能控制技術(shù)

孔祥丹

中原油田普光天然氣凈化廠

普光氣田處理原料氣中H2S摩爾分?jǐn)?shù)為14.14%，屬于高含硫氣體，完成采氣后輸送至天然氣凈化廠進(jìn)行凈化處理。天然氣凈化廠由6套聯(lián)合共12列凈化裝置和相應(yīng)配套的公用工程單元、儲運(yùn)單元組成。

自2016年以來，普光氣田持續(xù)調(diào)產(chǎn)，天然氣凈化廠進(jìn)入低負(fù)荷運(yùn)行階段(平均日處理量小于1 800×104m3)，出現(xiàn)凈化裝置長期多列低負(fù)荷運(yùn)行以滿足短期增產(chǎn)要求的情況，原設(shè)計公用工程單元和儲運(yùn)單元按照6套凈化裝置滿負(fù)荷運(yùn)行配置，低負(fù)荷運(yùn)行期間系統(tǒng)不匹配損耗、網(wǎng)損、機(jī)械能損失量較大，導(dǎo)致單位綜合能耗增加[1-4]。

根據(jù)熱力學(xué)和動力學(xué)原理，針對凈化裝置包含的脫硫單元、脫水單元、硫磺回收單元、尾氣處理單元、酸水氣體單元分別建立模型，將主要化工單元質(zhì)量和動量傳遞過程數(shù)學(xué)模型化[5]，主要解決以下問題：

(1) 6套凈化裝置能耗水平參差不齊。根據(jù)生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)，6套凈化裝置雖然設(shè)計、建設(shè)完全一致，但是實(shí)際生產(chǎn)過程中，因爐子燃燒效率、儀表控制精度、耗電設(shè)備運(yùn)行效率等能耗影響因素存在差異，同負(fù)荷、同工藝工況下，燃料氣、電力、耗能工質(zhì)消耗量存在差異。

針對全廠低負(fù)荷工況，需優(yōu)先安排低能耗裝置運(yùn)行。掌握凈化裝置單位綜合能耗水平排名，為選擇低能耗裝置生產(chǎn)提供依據(jù)。

(2) 調(diào)峰與非調(diào)峰裝置的處理量范圍不明確。普光氣田持續(xù)調(diào)產(chǎn)，原料氣處理量波動頻繁，調(diào)峰與非調(diào)峰裝置處理量范圍沒有明確界定，出現(xiàn)凈化裝置長期多列低負(fù)荷運(yùn)行以滿足短期增產(chǎn)要求的情況，單位綜合能耗增加。

如2016年2月，由于連續(xù)降產(chǎn)，處理量降幅42%，9列裝置運(yùn)行。其中，2列裝置滿負(fù)荷運(yùn)行，調(diào)峰裝置凈化裝置負(fù)荷過低，7列非調(diào)峰裝置未能滿負(fù)荷運(yùn)行。9列裝置平均負(fù)荷81%，2月份單位綜合能耗偏高。

(3) 裝置熱備和停工選擇依據(jù)不明確。裝置開停工和熱備均大量耗能，因此，當(dāng)原料氣處理量因氣田調(diào)產(chǎn)而頻繁波動時，凈化裝置選擇熱備還是停工需要指導(dǎo)依據(jù)。

(4) 低負(fù)荷工況下，如何調(diào)整汽驅(qū)運(yùn)行。低負(fù)荷工況下，凈化裝置外供蒸汽量大幅下降，不能滿足公用系統(tǒng)汽驅(qū)全部投運(yùn)，需考慮如何調(diào)整汽驅(qū)運(yùn)行。

1 理論研究過程

1.1 凈化裝置穩(wěn)態(tài)模型模擬

針對5個工藝單元分別建立熱力學(xué)和動力學(xué)模型，并將主要化工單元質(zhì)量和動量傳遞過程數(shù)學(xué)模型化(見圖1)。通過模型模擬計算裝置單位綜合能耗隨負(fù)荷變化的趨勢，共建立氣相狀態(tài)方程模型5個、氣液平衡方程模型5個、質(zhì)量傳遞數(shù)學(xué)模型6個、熱量傳遞數(shù)學(xué)模型6個(見表1)[6]。

2.1 單雙胎妊娠孕婦信息 除去臨床信息不全和失訪病例，共收集單胎孕婦15 206例，雙胎孕婦442例，具體信息見表1。單胎與雙胎在年齡和孕周分布上無差別，χ2分別為9.655和4.51，P分別為0.086和0.341。高齡所占比例分別為35.14%和38.91%，P=0.101。然而，在單胎妊娠孕婦中，通過IVF方式獲得胎兒的僅占4.14%，雙胎中將近一半的受孕方式是IVF。且雙胎中大部分是雙合子雙胎。

表1 凈化裝置穩(wěn)態(tài)模型建立明細(xì)表Table1 Scheduleofpurificationunitsforsteadystatemodelestablishment脫硫單元熱力學(xué)模型氣相狀態(tài)方程模型1氣液平衡方程模型1動力學(xué)模型兩級吸收塔水解反應(yīng)器胺液再生塔閃蒸汽吸收塔質(zhì)量傳遞數(shù)學(xué)模型各1熱量傳遞數(shù)學(xué)模型各1脫水單元熱力學(xué)模型氣相狀態(tài)方程模型1氣液平衡方程模型1動力學(xué)模型脫水塔再生塔質(zhì)量傳遞數(shù)學(xué)模型1熱量傳遞數(shù)學(xué)模型1硫磺回收單元熱力學(xué)模型氣相狀態(tài)方程模型1氣液平衡方程模型1動力學(xué)模型克勞斯?fàn)t兩級催化轉(zhuǎn)化質(zhì)量傳遞數(shù)學(xué)模型1熱量傳遞數(shù)學(xué)模型1尾氣回收單元熱力學(xué)模型氣相狀態(tài)方程模型1氣液平衡方程模型1動力學(xué)模型加氫反應(yīng)器尾氣吸收塔質(zhì)量傳遞數(shù)學(xué)模型1熱量傳遞數(shù)學(xué)模型1酸水汽提單元熱力學(xué)模型氣相狀態(tài)方程模型1氣液平衡方程模型1動力學(xué)模型汽提塔質(zhì)量和熱量傳遞數(shù)學(xué)模型各1

1.1.1流程模擬及模型驗(yàn)證(以脫硫單元為例)

脫硫單元穩(wěn)態(tài)測試計算機(jī)模型基本與實(shí)際數(shù)據(jù)接近(見表2)，誤差<1%，模型可靠(見表3)。

表2 脫硫單元正常工況運(yùn)行數(shù)據(jù)與模擬數(shù)據(jù)Table2 Normaloperatingdataandsimulationdataofthedesulfurizationunit物流參數(shù)實(shí)際數(shù)據(jù)模擬數(shù)據(jù)一級主吸收塔塔頂氣溫度/℃44.043.5壓力/MPa8.3608.360質(zhì)量流量/(kg·h-1)71855.071699.9y(CH4)/%95.91495.893y(H2S)/%0.0060.007y(CO2)/%3.183.10二級主吸收塔塔頂凈化氣溫度/℃4341壓力/MPa8.1508.150質(zhì)量流量/(kg·h-1)67984.067852.6y(CH4)/%97.1097.15y(H2S)/%0.00050.0008y(CO2)/%1.981.96

1.1.2單耗隨負(fù)荷變化的模擬計算趨勢

應(yīng)用前述模擬計算可得到裝置不同負(fù)荷率時的單位綜合能耗(見圖2)。在其他條件相同的情況下，單耗隨負(fù)荷升高而降低的趨勢逐漸減緩，為非線性[7]。

表3 凈化裝置關(guān)鍵參數(shù)匯總 Table3 Keyparametersofpurificationunitsy/%參數(shù)實(shí)際數(shù)據(jù)模擬數(shù)據(jù)凈化氣中H2S0.00040.0003凈化氣中CO22.032.04凈化氣中H2O0.00350.0036貧胺液中MDEA13.1013.12半貧液中MDEA12.7212.73酸性氣中H2S31.0230.87酸性氣中CO218.3218.44Claus反應(yīng)尾氣中SO20.330.29尾氣中H2S0.000.00尾氣中SO20.0230.022

1.2 以單耗最低為目標(biāo)的負(fù)荷分布優(yōu)化

由前述統(tǒng)計學(xué)趨勢和模型模擬趨勢可知，單耗并非隨負(fù)荷升高而等比降低，而是非線性的趨勢逐漸減緩(見圖3(a))。圖3(b)為單耗較高和較低的兩個系列單耗數(shù)據(jù)，由梯形面積可知40%+100%兩列調(diào)峰運(yùn)行的單耗高于70%+70%兩列調(diào)峰運(yùn)行的單耗。

當(dāng)處理量=單列裝置滿負(fù)荷整數(shù)倍時，保持該整數(shù)倍列裝置100%運(yùn)行，單耗最低。

當(dāng)單列滿負(fù)荷N倍<處理量<單列滿負(fù)荷N+1倍時，需要調(diào)峰運(yùn)行：當(dāng)調(diào)峰量>單列70%時，選擇一列調(diào)峰；當(dāng)調(diào)峰量<單列70%時，考慮兩列調(diào)峰。

2 現(xiàn)場實(shí)際應(yīng)用情況

2.1 凈化裝置運(yùn)行數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析

6套凈化裝置的單耗隨負(fù)荷變化趨勢一致，單耗隨負(fù)荷升高而降低的趨勢逐漸減緩，為非線性。因?yàn)榍€斜率絕對值逐漸減少，因此95%～100%負(fù)荷區(qū)間屬于能效較高區(qū)間。

不同點(diǎn)：統(tǒng)計學(xué)趨勢在接近操作邊界(負(fù)荷110%)時出現(xiàn)極值，存在單耗最低的最佳負(fù)荷點(diǎn)，且6個聯(lián)合最佳負(fù)荷點(diǎn)并不完全相同(見圖4)。

2.2 全廠生產(chǎn)自用氣和電力消耗隨負(fù)荷變化規(guī)律研究

當(dāng)氣田處于穩(wěn)產(chǎn)運(yùn)行時(凈化裝置運(yùn)行11～12列)，隨著裝置負(fù)荷的下降，自用氣耗總體上升，總自用氣耗僅在負(fù)荷由100%降至90%時降低。當(dāng)氣田開始調(diào)產(chǎn)時(運(yùn)行8～10列裝置)，負(fù)荷由100%降至90%時，氣耗升幅8%～10%；負(fù)荷由90%降至80%時，氣耗升幅2%～3%；負(fù)荷由80%降至70%時，氣耗升幅4%～5%?？梢?，凈化裝置本身氣耗并不因?yàn)樨?fù)荷下降而等比下降[8]。

2.2.1自用氣耗隨負(fù)荷變化規(guī)律

相同列數(shù)不同負(fù)荷運(yùn)行的氣耗主要差距來自動力站啟運(yùn)，凈化裝置本身氣耗并不因?yàn)樨?fù)荷下降而等比下降；少列數(shù)低負(fù)荷運(yùn)行總氣耗甚至?xí)哂诙嗔袛?shù)高負(fù)荷運(yùn)行總氣耗(見圖5)。

2.2.2電耗隨負(fù)荷變化規(guī)律

公用工程電耗隨著運(yùn)行列數(shù)和負(fù)荷的降低而逐漸增加，儲運(yùn)系統(tǒng)與之相反，但遠(yuǎn)遠(yuǎn)不能抵消公用工程的增加值；凈化裝置本身電耗并不因?yàn)樨?fù)荷下降而等比下降，運(yùn)行負(fù)荷降低10%，全廠用電量增加2%(見圖6)。

3 節(jié)能效果及經(jīng)濟(jì)效益分析

當(dāng)原料氣處理量為2 900×104m3/d時，對在“滿負(fù)荷+調(diào)峰”和“均分”兩種運(yùn)行模式下的能耗數(shù)據(jù)進(jìn)行對比分析(見表4)。

表4 “滿負(fù)荷+調(diào)峰”與平均分配兩種模式能耗對比數(shù)據(jù)表Table4 Comparisonof“fullload+peakshaving”andtheaverageallocationofenergyconsumptionoftwomodes模式日耗電量/(104kW·h)日耗氣量/104m3單耗/(kg標(biāo)煤·(104m3原料氣)-1)平均分配63.7108.1527滿負(fù)荷+調(diào)峰61.595.5468.4

(1) “滿負(fù)荷+調(diào)峰”模式下，聯(lián)合裝置電力、燃料氣總耗能及單耗均低于“平均分配”模式。

(2) “滿負(fù)荷+調(diào)峰”模式下，全廠電力、燃料氣總耗能及單耗均低于“平均分配”模式。

2016年天然氣凈化廠面臨低負(fù)荷、全廠停工檢修、配合下游管線搶修等一系列對能耗不利因素。采取上述節(jié)能措施，節(jié)約燃料氣1 126×104m3，電量701×104kW·h，節(jié)約標(biāo)煤14 535 t，減少碳排放量31 432.714 t。

4 結(jié)論與建議

本研究針對天然氣凈化廠低負(fù)荷運(yùn)行工況，對比基于歷史運(yùn)行數(shù)據(jù)的統(tǒng)計學(xué)分析與基于穩(wěn)態(tài)模型模擬分析結(jié)果，對凈化裝置、公用系統(tǒng)及儲運(yùn)系統(tǒng)用能展開分析，形成了凈化裝置低負(fù)荷運(yùn)行能耗控制技術(shù)、公用及儲運(yùn)系統(tǒng)低負(fù)荷運(yùn)行能耗控制技術(shù)和全廠低負(fù)荷工況下節(jié)能優(yōu)化控制技術(shù)，以節(jié)約全廠能耗為目標(biāo)統(tǒng)籌優(yōu)化低負(fù)荷工況下生產(chǎn)運(yùn)行，積累了豐富的生產(chǎn)運(yùn)行調(diào)控經(jīng)驗(yàn)，為氣田現(xiàn)階段限產(chǎn)及今后降壓降產(chǎn)提供了重要的節(jié)能指導(dǎo)依據(jù)。根據(jù)研究結(jié)果提出以下建議。

(1) 當(dāng)運(yùn)行凈化裝置數(shù)量一定時，通過提高原料氣處理量可以有效降低單位能耗。

(2) 評價以保證全廠中低壓蒸汽平衡、降低動力站負(fù)荷為標(biāo)準(zhǔn)。根據(jù)實(shí)際經(jīng)驗(yàn)，7列以下運(yùn)行時，動力站鍋爐投運(yùn)，燃料氣消耗大幅度增加。

(3) 隨著凈化裝置運(yùn)行列數(shù)減少、裝置負(fù)荷下降，為保證全廠公用介質(zhì)正常循環(huán)，公用系統(tǒng)設(shè)備運(yùn)行數(shù)量基本不變，汽驅(qū)逐步停運(yùn)過程中，總用電量逐步上升。

(4) 根據(jù)凈化裝置分布情況，建議將公用介質(zhì)圖幅增設(shè)隔斷閥，實(shí)現(xiàn)分區(qū)運(yùn)行，降低管網(wǎng)損耗。

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