天然氣分布式供能系統在油田生產的應用

鐘榮強， 付秀勇， 李亞軍

(1.中石化西北油田分公司石油工程技術研究院，新疆烏魯木齊830011；2.中石化西北油田分公司基建處，新疆烏魯木齊830011；3.華南理工大學化學與化工學院傳熱強化與過程節能教育部重點實驗室，廣東廣州510640)

1 概述

天然氣分布式供能系統(以下簡稱分布式供能系統)可實現冷熱電聯供，具有能源利用效率高、節能減排效果顯著等優點，是一種先進的能源利用技術。相對于傳統的能源分供方式，分布式供能系統是以供能設備更加小型化、分散化的形式，靈活地布置在用戶附近，按照能源梯級利用的原則，采用高品位能源發電，中低品位能源供熱和制冷，實現冷熱電聯供。在滿足一定區域內用戶多種能源需求的同時，可實現能源利用最大化，并降低環境污染[1-6]。

近年來，國內外學者對分布式供能系統進行了大量的研究。Arcuri等人[7]、Okamoto[8]和Zheng等人[9]針對醫院建筑的分布式供能系統進行了詳細研究。Wang等人[10]、李悅[11]和婁志標等人[12]研究了分布式供能系統在酒店建筑中的應用。此外，羅艷玲等人[13]、林世平[14]對分布式供能系統應用于工業園區進行了探討。研究表明，采用分布式供能系統，辦公建筑可減少運營成本12%，商場建筑可減少運營成本11%，醫院建筑可減少運營成本21%，體育場館建筑可減少運營成本32%，酒店建筑可減少運營成本23%[15]。

目前，針對分布式供能系統在油田生產中的研究應用比較少。油氣田開采及油氣處理的作業區大多地處偏遠地帶，且周邊無供水、供電、供熱等市政基礎設施。對于這些遠離電網，但天然氣資源豐富的地區，可利用原油生產過程中的伴生氣(天然氣)發電，滿足自用電需求，減少或替代電力覆蓋度不夠導致的柴油發電以及對電網的依賴。在保障生產生活電力供應的同時，發電余熱還可滿足生產工藝、供暖用熱需求，有效提高一次能源利用效率，緩解火炬排空現象，減少能源浪費。

本文以新疆某油田的油氣處理站為研究對象，結合負荷預測結果，提出采用傳統供能系統、分布式供能系統的兩種供能方案，對供能系統進行設備選型，對比不同方案的經濟性。

2 工程概況

某油田位于新疆維吾爾自治區阿克蘇地區，生產規模為原油150×104t/a、天然氣6.8×108m3/a。作為油氣生產的用能負荷中心——油氣處理站，主要功能是對原油、天然氣進行處理。工藝單元有原油處理(原油脫水、原油穩定、輕油堿洗等)、天然氣處理(天然氣脫硫、天然氣脫水等)、輕烴回收、酸氣處理、天然氣外輸、原油儲存外輸、污水處理、注水井回注等。油氣處理站的終端用能主要形式有電和熱兩種，年運行時間為330 d，每日24 h運行。

3 負荷預測

3.1 設計電負荷

油氣處理站的電負荷主要來自油氣處理工藝、外輸系統中的壓縮機、泵及站內其他設備，具體的電負荷組成見表1。由表1數據可知，油氣處理站的總電負荷為10 482 kW。將油氣處理站總電負荷向上圓整至10.5 MW，作為油氣處理站的設計電負荷。

表1 油氣處理站電負荷組成

3.2 設計熱負荷

油氣處理站的熱負荷主要來自原油脫水、原油穩定、天然氣脫硫、輕烴回收等工藝過程的加熱需求。

根據用熱設備所需溫度的不同，將熱負荷分為高溫位熱負荷、低溫位熱負荷。高溫位熱負荷為個別工藝塔高溫導熱油(可由熱媒爐加熱)加熱熱負荷(屬于常年熱負荷)，高溫位設計熱負荷為1.8 MW。低溫位熱負荷由蒸汽承擔，為方便計算，將生產工藝蒸汽負荷(單位為t/h)換算成熱功率。

根據油氣處理站的用能情況，可將全年運行時間分為非供暖期180 d，供暖期150 d。常年設計熱負荷為20.8 MW，數據上與非供暖期設計熱負荷相等，包括高溫位設計熱負荷、低溫位設計熱負荷。供暖期設計熱負荷為21.5 MW，包括高溫位設計熱負荷、低溫位設計熱負荷，與常年設計熱負荷相比增加了蓄水罐加溫、輔助生產用房供暖等熱負荷(0.7 MW)。

3.3 耗電量、耗熱量

非供暖期、供暖期典型日電負荷、熱負荷逐時分布分別見圖1、2。在圖1、2中，第1 h表示[0:00，1:00)，第2 h表示[1:00，2:00)，以此類推。由于高溫位熱負荷相對于總熱負荷比較小，為了方便表達，圖1、2中的熱負荷包括了高溫位熱負荷、低溫位熱負荷。根據筆者掌握的數據，在計算高溫位耗熱量、低溫耗熱量時，可實現分項計算。由圖1、2數據可知，非供暖期、供暖期典型日的電負荷、熱負荷的逐時分布均比較平穩。

根據油氣處理站非供暖期、供暖期的運行時間，由圖1、2及筆者掌握的數據，可計算得到非供暖期耗電量為4 391.31×104kW·h，高溫位耗熱量為764.49×104kW·h，低溫位耗熱量為8 078.32×104kW·h。供暖期耗電量為3 581.91×104kW·h，高溫位耗熱量為624.68×104kW·h，低溫位耗熱量為6 854.50×104kW·h。

4 供能系統設計

4.1 傳統供能系統

電負荷依托遠離油田的阿克蘇地區的當地電網，熱負荷以油田生產的天然氣為燃料，單獨布置熱媒爐、燃氣蒸汽鍋爐。根據高溫位設計熱負荷、供暖期設計熱負荷，傳統供能系統選取的主要設備的技術參數見表2。

圖1 非供暖期典型日電負荷、熱負荷逐時分布

圖2 供暖期典型日電負荷、熱負荷逐時分布

主要設備技術參數數量/臺熱媒爐額定熱功率2 400 kW,熱效率0.92(1用1備)燃氣蒸汽鍋爐額定熱功率11.6 MW,熱效率0.93(2用1備)

4.2 分布式供能系統

① 設計原則

由于當地電力資源充足，分布式供能系統的過剩電力不具備上網的條件。綜合考慮項目建設的投資成本，分布式供能系統宜采用孤島運行方式，發電機組的裝機容量根據以電定熱原則設計。油氣處理站對供電可靠性的要求較高，并考慮調節的靈活性，發電機組不宜少于2臺。基于上述原則，選用單臺發電功率為3 515 kW的燃氣輪機發電機組4臺，匹配2臺余熱蒸汽鍋爐(承擔低溫位熱負荷)回收煙氣余熱，不足熱功率由燃氣蒸汽鍋爐(承擔低溫位熱負荷)補充，高溫位熱負荷由熱媒爐承擔。

天然氣分布式供能系統中的動力裝置形式多樣。目前，根據設備成熟度和應用條件多選取燃氣輪機與燃氣內燃機作為動力裝置。燃氣內燃機發電機組的單機發電功率大多在MW級別以下，而燃氣輪機發電機組的發電功率在MW級別以上且范圍覆蓋廣。加之燃氣輪機排煙溫度比較高，余熱品位理想，因此該項目選用燃氣輪機發電機組。

② 系統流程

分布式供能系統流程見圖3。天然氣進入燃氣輪機發電機組發電，電力滿足油氣處理站的用電需求，燃氣輪機煙氣經余熱蒸汽鍋爐產生蒸汽滿足低溫位熱負荷，不足的低溫位熱負荷由燃氣蒸汽鍋爐承擔。熱媒爐利用天然氣燃燒熱量加熱導熱油，高溫導熱油滿足高溫位熱負荷需求。

圖3 分布式供能系統流程

③ 設備選型

選取4臺單臺額定發電功率為3 515 kW的燃氣輪機發電機組，正常運行時每臺燃氣輪機發電機組的負荷率約75%，若其中1臺燃氣輪機發電機組出現故障或進行維護，則余下3臺燃氣輪機發電機組滿負荷運行，仍能滿足油氣處理站的用電需求。4臺燃氣輪機發電機組的負荷率為75%時，燃氣輪機煙氣熱功率為18.82 MW，發電效率0.279。余熱蒸汽鍋爐的熱效率為0.84，則余熱蒸汽鍋爐的實際輸出熱功率為15.8 MW。以供暖期低溫位設計熱負荷(19.7 MW)為設計依據，燃氣蒸汽鍋爐需承擔的熱負荷為3.9 MW。根據上述計算，可以確定分布式供能系統主要設備的技術參數(見表3)。

表3 分布式供能系統主要設備技術參數

5 經濟性分析

5.1 經濟性分析

① 系統造價

傳統供能系統、分布式供能系統的系統造價見表4。由表4可知，傳統供能系統的系統造價比分布式供能系統高11 925.45×104元。僅電力系統造價一項，傳統供能系統就達到了2.5×108元，主要是由于油氣處理站距離周邊電網變電站較遠，除新建110-35-10 kV變電站外，還需新建110 kV線路200 km。

表4 傳統供能系統、分布式供能系統的系統造價

② 年運行成本

供能系統的年運行成本Cope的計算式為：

Cope=Cngq+CeE

式中Cope——供能系統的年運行成本，元/a

Cng——天然氣價格，元/m3

q——供能系統年耗氣量，m3/a

Ce——電價，元/(kW·h)

E——供能系統年耗電量，kW·h/a

根據負荷計算結果及兩種供能方案設備技術參數，可計算得到傳統供能系統、分布式供能系統年耗氣量、年耗電量及年運行成本(見表5)。天然氣低熱值取34.6 MJ/m3，天然氣價格取0.99 元/m3，平均電價取0.40 元/(kW·h)。由表5可知，傳統供能系統的年運行成本高于分布式供能系統。

表5 傳統供能系統、分布式供能系統年耗氣量、年耗電量及年運行成本

③ 經濟性分析

由表4可知，受建設長距離輸電線路的影響，傳統供能系統的造價為27 298.77×104元，比分布式供能系統增加了77.57%。

由表5可知，與傳統供能系統相比，得益于廉價充足的氣源以及能源的梯級利用，分布式供能系統的年運行成本下降了32.55%。

5.2 抗風險能力

由于傳統供能系統、分布式供能系統的能源輸入僅涉及天然氣、電網電，因此天然氣價格和電價是影響系統經濟性的關鍵因素。由于在油田開發初期，天然氣沒有外輸條件，只能通過火炬放空，因此能為分布式供能系統提供廉價的氣源。隨著下游市場擴大，天然氣具備外輸條件后，價格必然上漲，分布式供能系統的經濟性也會受到影響。

將分布式供能系統年運行成本節省率作為敏感性分析指標，計算分析價格因子(氣電價格比，作為敏感性因素)對其影響。分布式供能系統年運行成本節省率f的計算式為：

(1)

式中f——分布式供能系統年運行成本節省率

Cope,SP——傳統供能系統年運行成本，元/a

Cope,DES——分布式供能系統年運行成本，元/a

C——價格因子，kW·h/m3

qSP、qDES——傳統供能系統、分布式供能系統年耗氣量，m3/a

ESP、EDES——傳統供能系統、分布式供能系統年耗電量，kW·h/a

由式(1)可知，當傳統供能系統、分布式供能系統的年耗氣量、年耗電量確定時，年運行成本節省率僅為價格因子C的函數。將已知參數代入式(1)，可計算得到分布式供能系統年運行成本節省率隨價格因子C的變化(見圖4)。根據電力、天然氣價格市場價格變化區間，價格因子C的取值范圍為0～10。

圖4 分布式供能系統年運行成本節省率隨價格因子C的變化

由圖4可知，隨著價格因子的增大，分布式供能系統年運行成本節省率逐漸下降。當價格因子為5.19時，分布式供能系統運行成本的年運行成本節省率為0。當價格因子繼續增大，分布式供能系統不再具有經濟優勢。將價格因子為5.19作為臨界值，當電價為0.40 元/(kW·h)時，分布式供能系統可承受的最高天然氣價格為2.075 元/m3，而當前天然氣價格為0.99 元/m3，因此分布式供能系統具有一定的抗風險能力。

6 結論

受建設長距離輸電線路的影響，傳統供能系統的造價比天然氣分布式供能系統增加了77.57%。得益于廉價充足的氣源以及能源的梯級利用，天然氣分布式供能系統的年運行成本比傳統供能系統下降了32.55%。當電價為0.40 元/(kW·h)時，天然氣分布式供能系統可承受的最高天然氣價格為2.075 元/m3，目前天然氣價格為0.99 元/m3，天然氣分布式供能系統具有一定的抗風險能力。