FPSO燃气轮机烟气余热利用-BZ28-1友谊号11.2.6

FPSO燃气轮机烟气余热利用祁高升1庄建民2王阳2（中海石油天津有限公司渤南作业区BZ28-1油矿）摘要：中海油渤南作业区渤海友谊号FPSO，现有自2004年7月5日投产以来，两台透平的高温烟气，直接排放到大气，造成了大量的热量损失。本着节能降耗，实现余热能源充分利用原则，油田提出了余热回收的思路，经过多方分析研究，通过设计工艺流程设计优化、高温尾气热能，分析计算高温尾气热能，关键设备选型，分析解决了余热系统与原系统兼容性问题，经过多方分析研究，通过以改造增加一套余热回收装置，实现了余热回收利用透平排除的高温烟气给余热炉供热，实现加热导热油，为油舱原油加热，提高了热能利用率，减少了温室气体的排放，、节约了天然气资源，同时可以实现了1台热介质锅炉处于备用状态，提高系统的安全系数，解决友谊号热源不足问题。通过本次改造，既满足了生产工艺的各项需求，又做到了投资小，实现了经济效益的最大化。为具有类似条件的设施，提供了良好借鉴。关键词：透平燃气轮机余热回收热管节能减排1综述余热是指受历史、技术、理念等因素的局限性，在已投运的工业企业耗能装置中，原始设计未被合理利用的显热和潜热。它包括高温废气余热、冷却介质余热、废汽废水余热、高温产品和炉渣余热、化学反应余热、可燃废气废液和废料余热等。根据调查，各行业的余热总资源约占其燃料消耗总量的17%~67%，可回收利用的余热资源约为余热总资源的60%。中海油天津分公司渤南作业区BZ28-1油气田友谊号拥有两台美国SOLAR（索拉）T4500透平机组公司生产的功率为2600kw。此机组并无余热回收装置，但排烟温度达到420℃，每天大量的高温烟气排放大气，未进行有效的回收利用，造成了大量的热量损失。随着原油处理所需热负荷大幅增加，原设计两台热介质锅炉负荷无法满足现场需求。为满足现场用户对于热源的需求2电热站系统介绍2.1友谊号热油系统介绍友谊号热介质加热系统由两台热容量为8139KW的双燃料热介质炉、一个热介质油膨胀罐、三台热介质油循环泵、一台热介质油提升泵、热介质油泄放舱、锅炉日用柴油柜、热介质油循环管路及各个热用户组成。采用一用一备的运行模式，只有在严寒的季节或进行洗舱作业时启用两台锅炉。整个热介质油加热系统呈闭式循环，每台锅炉配备一台循环泵，一台作为备用泵。具体流程为：热油炉加热介质油，到达设定温度后，循环泵将热油通过输油管线输送给各终端用户，热交换后降温的热油通过回流管线流入导热油炉内重新加热至设定温度，热油再次通过循环泵输送给终端用户。当加热系统内的热介质体积膨胀时，部分热介质可通过膨胀罐上的溢流管溢流回泄放舱内。当加热系统需要补充热介质时，通过提升泵将泄放舱（油槽）内的油，提升至膨胀罐，补充热介质油。此外，还设有一台泄放泵，用以在系统停止运行后，把系统内的热介质油泄放回热介质油泄放舱。详见图1。图1热油系统流程图2.2燃气发电机组系统简介友谊号FPSO油田现有两台美国SOLAR（索拉）T4500透平机组，功率为2600KW，除原油外输作业外，两台透平机组采用一用一备的运行方式，单台机组正常负荷约1800KW，排烟温度通常在300-500°C范围内，热效率通常在20%到26%范围内，其余部分的燃料能量则通过排气或辐射而损失掉。因无设计余热装置，工作时使得3余热回收方案为了最大限度地回收和利用透平机组的余热，满足油矿热负荷，对现有透平排烟系统进行改造，增加一套余热回收装置及相应热油控制流程，通过余热回收装置加热导热油，最大限度地回收和利用余热，用于热油系统加热，一方面减少余热排放，实现节能降耗；一方面减少热油炉负担，减少天然气能源的消耗和设备故障率，实现热油炉一主一备的使用要求。目前燃气轮发电机组选用的余热炉有两种：无旁通烟囱燃气/余热联合和有旁通烟囱的燃气/余热联合。考虑到目前友谊号原油外输间隔短，燃气发电机组频繁启动，机组负荷变化大，为保证燃气发电机组安全可靠运行，最终选择设置旁通烟囱的方案。设计为两台透平锅炉共用一套余热系统，使余热炉与导热油串联，即燃气发电机组排除的高温烟气，通过余热炉加热导热油，提高导热油炉回油温度，回油通过导热油炉继续加热到设定温度，为热供用户提供热能，实现余热的再次利用。此方案具有降低导热油炉负荷，缩短加热时间，提高热能利用率，延长导热油使用寿命，投资少，节能减排等优点。4余热回收工艺流程设计4.1烟气系统流程设计为了充分保护透平机组可靠性，降低油矿失电风险，余热炉设计为有旁通烟囱烟气系统，两台透平共用一套余热装置，两台透平各有一个旁通烟囱V1，V4，两台机组排烟管汇合后进入余热炉，烟气通过余热烟囱排出。控制逻辑上设计为每台机组的旁通烟气阀V1，V4与进入余热炉的烟气阀V2，V3为互锁关系，允许每次只能选择一台透平机组作为主机为余热炉供热，其目的在于避免一旦燃气/余热机组出现问题，另一台机组可以正常运转，为油矿提供电能。控制流程具体过程为：选透平A为主机，透平A烟气阀V1关闭，V2打开，高温烟气通过烟道进入余热炉，以对流的形式通过废热炉内的翅片式换热盘管，换热盘管获得的热量传递给导热油，从而完成对导热油的加热，实现废热的再次利用。此时透平B为初始状态，烟气阀V3关闭，V4打开，烟气直接旁通烟囱排出，不受余热装置的影响。图2余热回收工艺流程设计流程4.2余热回收系统中的导热油加热系统流程设计思路是将余热回收装置串入导热介质油加热系统回油管线。为此通过为回油管线增设阀门A，通过关闭阀门A，打开阀门B、D将余热回收装置串入导热介质油加热系统回油管线，利用余热泵将来自加热系统回油总管的导热油输送至余热炉进油管。余热炉盘管内的导热油与余热烟气进行热交换，加热后的导热油从余热炉出来的输送至原热油炉中进行再加热，然后导热油输送至友谊号的各个工艺用户，从而实现透平的余热回收。同时设计考虑到今后余热炉检修方便，专门为余热炉设计出旁通管线，通过旁通阀C、E的开关，实现对余热炉的投入与隔离，详见图2。5主要设备选型5.1余热锅炉选型根据透平厂家提供的T4500机组最低性能数据，按照《锅炉计算手册》和《工业锅炉设计计算标准方法》进行计算。表1索拉透平T4500机组最低性能数据特定负载KWFULL2500FULL2500FULL2500净输出功率KW309325002899250025352500燃料气流量Kcal/secIT2893.732528.672762.022529.782554.252541.37热比率Kcal/KW-hr336836413430364336273660热效率%25.52623.63125.07223.60423.70723.469排气量KG/Hr656536552263371632855847258464排气温度degC444385452410464460表2热平衡计算序号名称符号单位公式及计算数值入炉烟气量Kg/h给定42659875烟气比重ρ'Kg/Nm31.3123951入炉烟气量VyNm3/h给定42645623烟气比热C'KJ/Nm3*℃1.37368382入炉烟气温度t'℃给定4263入炉烟焓I'KJ/Nm3c'*t'585.194总烟热量Q'KJ/hI'*Vy266979155排烟温度t"℃先假设，后校核2456排烟焓I"KJ/Nm3c'*t"3377总排烟热量Q"KJ/hI”*Vy153544358排烟热损失q2%Q"/Q'*100589散热损失q5%选取2.110散热量QsKJ/hq5*Q'56065611锅炉热效率η%100-q2-q540.38812保热系数φ1-q5/(q5+η)0.9513锅炉有效吸热量Q1KJ/hQ'-Q"-Qs10782824KW/h2995.2314导热油平均流量Gm3/h给定21015导热油进口温度tn℃给定8516导热油平均比热CKJ/Kg*K以道生RP导热油设计1001.85817导热油平均比容ρKg/m3以道生RP导热油设计10097318余热锅炉出口温度tn'℃tn+Q/C/ρ/G113.402经过多次核算，应该选择一套3000KW余热回收炉能够充分利用余热，满足生产要求，比较了目前中国同类设备的生产加工能力，并对产品在其他装置上的使用业绩进行了考察，最终确定采用森展企业有限公司制造的QC3000型余热锅炉，此锅炉具有余热利用率高，造价低，工程量小，重量小等优点。5.2热介质循环泵选型5.2.1热介质循环泵选型流量计算：根据测量数据，导热油容积为115300,取计算结果值1.1倍，流量Q为210。泵的扬程：=23.65取泵的扬程1.2H=28m。式中:Pvd--泵排除侧到回油总管的压力Pa(根据图4按B点压力)Pvs--泵入口侧接入回油总管点的压力（按B点压力导出）--泵的出口最高液面高度m；--泵的几何安装高度m--泵出口侧的管线阻力（泵的出口管阻力+新余热炉阻力）--泵进口侧管线阻力--回油总管线计算流速m/s；--原油加热器回油管线的流速3、管路压降计算△P=式中:--摩擦因子（查表）；ρ--输送温度下介质的密度；--导热油相对密度--导热油液体流速；--管长；d--管径4、泵的必须汽蚀余量其有效汽蚀余量：6.97m泵的必须汽蚀余量：=5.4m泵的吸上真空高度（吸程）4.1m根据泵的主要参数计算结果，经过多方比较最终选择德国KSB热媒循环泵，此泵可以用来输送最高温度达350°C的热媒油，型号为：5.电机功率计算：P=Q×H×式中：P--电机功率KW；Q--泵流量；H--泵的扬程m；电机效率%经过计算得，电机功率为22KW,根据现场防爆要求，最终选择电机型号：YB2-180L-4-H-W,厂家：德州恒力电机有限责任公司。5.3膨胀罐校核新增加余热炉及相应的热油管线（热油管线长度约为260米）使得热油加热系统中的导热油的容量增加了9200L，势必对原系统产生影响，针对热油量增加，对原系统膨胀罐进行校核：膨胀量计算：G=ρn℃/ρx℃（g1-g2）式中：G-导热油受热后的膨胀量m3；ρn℃-常温时导热油密度kg/m3ρx℃-工况温度下的导热油密度kg/m3；g1-导热油总装填量m3g2-未参与升到工况温度的导热油总量m3经过校核，新增热油膨胀量为400L，现有膨胀罐为20000L，正常工作工况膨胀罐最大热油量约为800L，膨胀罐能够满足新增导热油的膨胀量，6安装调试技术难点分析及解决6.1余热系统问题分析余热调试阶段，热油泵汽蚀余量不够，造成泵吸入口供液不足，热油流量小无法满足锅炉的运行要求。经过分析初步判断造成这种情况主要受以下2个方面影响泵的汽蚀余量不满足要求，两台热油泵的必须汽蚀余量9.14m，但根据现在泵的安装位置计算，其有效汽蚀余量只有5.6m。余热系统进出口与原系统切入点选择不合理，热油流量小无法满足锅炉的运行要求，从测试数据看，其流量最大只有73m3/h，而余热锅炉运行的最低流量要求是148针对以上问题，降低泵吸入管线高度，由原来的5.6米降低为2.8米。调整后，通过设备试运行，满足余热炉的工况要求。详细分析管线流程，重新选取多个测试点，计算热油管线流量约为12500m3，最终确定管线该切入点为右侧含有污水舱进仓口处和4号原油舱出口处，可以满足泵210m3/h图3切入点选择图6.2余热回收系统对透平机组系统的影响分析长时间运行盘管出现结碳以及余热锅炉调节阀门工作异常情况下，现场考虑透平机组本身没有相关排气背压保护装置；如果透平机组排气压力增大，无法正常停机保护，将造成机组瞬间高温、超速影响机组使用寿命。调试时，余热回收装置发生过一次因为烟气阀与旁通阀开度不同步，造成透平B机T5温度高关停的现象。透平背压波动较大（2kpa~5kpa之间来回波动），查询索拉的厂家资料后发现T4500机组排烟背压应该保持在2.5kpa以下，而余热回收装置在不投用的情况下（完全走旁通）也很难保证在2.5kpa以下。经过分析初步判断造成这种情况主要受以下2个方面影响：1、余热阀与旁通阀布置位置。2、烟气阀与旁通阀的计算方法。当余热投用后此阀门V1（参考图2）关闭，透平排出的烟气会在V1阀前较长的管道内形成紊流，与透平排烟相互冲击，造成背压波动较大。在余热装置不投用的时候此阀门V2处于关闭位置，由于阀前管道相对较短，所以紊流现象不是很严重，透平背压波动不是很明显。因烟道与阀门已经安装完成，现场不具备改造的能力，针对这种情况首先要求厂家修改了程序，烟气阀与旁通阀的开度由原来相加总和等于100%修改为相加总和为115%左右。即在烟气阀全开100%的情况下旁通阀仍然有15%的阀开度，使余热投用后V1阀前管道内的烟气仍有一部分可以排出，已达到消除或减小紊流现象。测试发现，两台烟气阀动作快慢直接影响T5温度的波动，通过修改程序，调整阀门开度及时间（每开5~10%延时20s左右），通过试验证明这种方法是可行的，在烟气阀全开的情况下，透平背压基本保持在3.5kpa以下（如果余热阀不100%负荷投用背压基本保持在2~3kpa左右），偶尔会波动到4kpa但是持续时间很短。7余热回收装置运行情况余热系统的投用增加了热油流速，提高换热效果使进舱原油加热到45℃以上，确保外输原油含水不超过0.5%，品质明显提高。单台热介质锅炉日常运行负载为65%～70%，余热系统投用后锅炉负载在40%～45%之间，减少了天然气的消耗，节约天然气使用量，每年减少天然气消耗约0.25×365=91万方。自余热回收装置投用后，装置与单台热油锅炉联合供热，实现了锅炉的一主一备，给锅炉预防维修留出了充足的时间，保证了设备的稳定运行，满足了原油集输处理所需的热能。8项目经济性评价8.1热量衡算通过核准计算，在透平发电机负荷1500KW，排烟温度350℃时，余热回收装置约提供2500KW的换热量。预计在冬季透平负荷达到1800KW，排烟温度400℃时，余热8.2经济效益与社会效益分析新增余热回收装置可以替代3000KW的热介质锅炉，一台3000KW天然气为燃料的热油炉耗气量约为6000m³/天（天然气价格为2元/m³计算）每年节约燃气成本438万元。余热回收装置投用后只投用一台热介质锅炉，降低了另一台锅炉的使用频率，从而减少单台维护成本约30万元/年