高含硫天然氣凈化廠節能降耗分析

黃健 胡超 陳廷庫（西南油氣田分公司天然氣凈化總廠）

隨著國內經濟由高增速發展向高質量發展轉變，節能降耗已成為企業發展過程中不可避免的問題。天然氣是目前非常重要的常規能源之一，同時天然氣凈化屬于高耗能行業，因此在天然氣凈化行業中進行節能降耗措施的探討具有相當重要的意義。中國石油西南油氣田公司天然氣凈化總廠萬州分廠于2009年6月6日建成投產，設計生產能力為處理原料天然氣200×104m3/d，日均處理原料天然氣約160×104m3/d，建原料氣預處理、脫硫脫碳、脫水裝置各1 套，硫黃回收裝置2 套，配套公用工程以及硫黃成型等輔助裝置。作為天然氣凈化總廠下屬目前唯一高含硫天然氣凈化廠，其能源單耗一直處于總廠下屬各分廠中的前列。

1 萬州分廠主要用能分析

1.1 主體工藝簡介

萬州分廠脫硫脫碳單元采用MDEA工藝，該工藝所使用的脫硫脫碳劑MDEA 可在常溫下與H2S 反應，然后通過升溫降壓再生，解吸所吸收的酸氣，溶液可循環利用。該工藝凈化度高，具有一定選擇性，對不同的天然氣組成具有廣泛的適應性。

脫水單元采用TEG工藝，該工藝所使用的脫水劑TEG可在常溫下脫除天然氣中水分，然后通過升溫再生，溶液可循環利用。

硫黃回收單元采用具有國內自主知識產權的CPS 工藝（中國石油硫黃回收工藝），由一個熱反應段、一個常規克勞斯反應段和一個后續的低溫克勞斯反應段組成，設計硫黃回收率達到99.25%。

隨著川東地區氣田勘探開發的深入，分廠原料氣氣質變化，進入硫黃回收裝置的酸氣量有較大幅度的增加，使硫黃回收裝置出現超負荷運行，因此分廠于2013 年增建一套35 t/d 的CPS 硫黃回收裝置處理已有硫黃回收裝置無法處理的部分酸氣，裝置主要生產工藝流程見圖1。

圖1 裝置主要生產工藝流程

1.2 分廠主要能源消耗分析

能耗核算主要以GB/T 2589—2020《綜合能耗計算通則》為計算標準，將各種能源折算為一次能源，以低位發熱量為29 307.6 kJ的燃料為基礎折合標準煤，即1千克標準煤[1-3]，其中天然氣按分廠產品氣高位發熱量35.99 MJ/m3計算，電力消耗按2019年電廠發電標準煤耗307 g/kWh[4]計算，相關能源折算 系 數 新 鮮 水 為0.257 1 kg( 標 煤)， 電 為0.307 kg(標 煤)，天然氣為1.228 kg(標煤)。

2020年萬州分廠處理天然氣量58 181.19×104m3，全廠各類能源消耗情況見表1。

表1 2020年萬州分廠、川西北凈化廠和大竹分廠能耗匯總

由于蒸汽消耗可以轉化為鍋爐蒸汽系統的水、電、天然氣消耗，循環水消耗可以轉化為循環水系統的水、電消耗，故全廠能源消耗為新鮮水、電和天然氣，其中天然氣消耗占比最高（80.46%），萬州分廠主要耗能設備見表2。從各用氣點的消耗量可以看出，天然氣主要用于鍋爐房生產蒸汽和尾氣灼燒爐處理硫黃回收尾氣，尾氣灼燒爐耗氣量336.59×104m3、TEG 再生釜耗氣量22.40×104m3、鍋爐耗氣量1 097.02 ×104m3、火炬及食堂耗氣量為40.663×104m3。

表2 萬州分廠主要耗能設備

根據能耗成本，從表3 可以看出，萬州分廠2020 年能耗成本中電費占比最高，為74.32%，主要各點耗電量見表4。可以看出主要耗電設備為脫硫脫碳單元溶液循環泵、硫磺回收單元主風機和尾氣灼燒風機、循環水泵以及空氮裝置。

表3 萬州分廠能耗成本

表4 主要各點耗電量 單位：104 kWh

2 天然氣凈化廠能耗對比

由于萬州分廠為高含硫天然氣凈化廠，因此選取了天然氣凈化總廠范圍內處理量相似的低含硫天然氣凈化廠大竹分廠（設計原料天然氣處理量200×104m3/d），以及同樣為高含硫凈化廠的川西北凈化廠進行對比，2020年川西北凈化廠處理天然氣量為3 593.17×104m3，大竹分廠處理天然氣量為46 628.37×104m3，能耗統計見表1。

由表5 可以看出，3 個分廠能耗結構基本類似，主要能源消耗均為天然氣，占比均在80%左右。對比同為高含硫天然氣凈化廠的萬州分廠和川西北凈化廠，由于川西北凈化廠原料天然氣處理量遠小于萬州分廠，其單位能耗遠高于萬州分廠；對比設計處理量相同的萬州分廠和大竹分廠，大竹分廠的單位能耗遠小于萬州分廠。綜上可以看出，天然氣凈化廠單位能耗不僅與處理規模相關，還與原料氣硫化氫含量相關。

表5 2020年萬州分廠、川西北凈化廠和大竹分廠能耗對比

3 節能優化建議

3.1 脫硫脫碳單元操作優化

由于萬州分廠天然氣主要用于鍋爐房生產蒸汽，而由統計數據得出脫硫脫碳單元重沸器年消耗蒸汽10.18×104t，占到總蒸汽耗量20.04×104t 的50.82%，因此通過調整操作降低重沸器蒸汽耗量，可以有效減少全場天然氣耗量。

重沸器消耗蒸汽主要用于脫硫脫碳溶液再生，為了保證溶液再生效果，維持溶液再生塔塔頂溫度，重沸器蒸汽耗量主要與溶液循環量有關。在確保濕凈化氣硫化氫和二氧化碳合格的情況下，適當降低溶液循環量[5]可以有效減少再生蒸汽的消耗，也減少了鍋爐房天然氣的使用量。同時降低循環量還可以減少溶液循環泵電能的使用，達到了結點的目的。

但是需要注意的是，隨著溶液循環量的降低，胺液酸氣負荷會增加，為了減緩胺液對設備管道等的腐蝕，針對MDEA 溶液，酸氣負荷一般不大于0.6 mol/mol。可以通過適當提高溶液濃度的方式降低酸氣負荷，但溶液濃度過高會造成溶液黏度增加，加大攔液的風險。

因此，調整脫硫脫碳單元的操作是一個綜合考慮的過程，既要考慮到溶液濃度，又要考慮到溶液循環量[6]。通過適當提高溶液濃度，降低循環量，以達到降低蒸汽耗量的目的。

3.2 加強能量回收及再利用

鍋爐房和硫黃回收余熱鍋爐生產的蒸汽，除了用于脫硫脫碳單元溶液溶液再生，還主要用作裝置保溫。為了有效減少能量損失，加強裝置保溫很有必要，除了可以采用更厚的保溫材料，還可以選用絕熱性能更好的保溫材料，從而降低不同設備管道所造成的熱量散失[7]。另外，在日常生產過程中，要加強對蒸汽疏水器的檢查，防止因蒸汽疏水器損壞，造成大量蒸汽進入鍋爐房凝結水罐，引起凝結水罐壓力過高而放空。

能量回收最主要的點是對熱能的回收，可以從凈化廠設計、建造、檢維修等方面加以優化。首先，針對熱量交換的設備，在設計時要充分考慮換熱余量，在綜合成本因素，盡量選擇換熱面積較大的設備，增加熱量的回收利用率。同時，在裝置檢維修過程中，要加強對換熱設備的清洗，減少換熱設備因結垢、堵塞等因素造成對換熱效率的影響。其次針對鍋爐煙囪、尾氣煙囪、除氧器蒸汽排放等熱量排放點，可以增設能量回收裝置對熱量加以利用，例如：可以在鍋爐煙囪增設省煤器、除氧器排放口和鍋爐排污擴容器蒸汽排放口增設收能器等。

3.3 加強對分析數據的監控

在凈化廠日常生產過程中，需要對鍋爐、余熱鍋爐、循環水水質等參數進行控制。在操作過程中，要關注水質化驗分析數據，根據水質變化趨勢，提前預判，調整加藥量、排污量的大小，避免因為化驗數據不合格而造成的大量排污，減少水資源的消耗。另外，有條件的可以增加水質在線分析儀，提高水質監控頻率，以更好控制水質。

3.4 減少裝置開停產過程中天然氣的放空

在天然氣凈化廠裝置檢修開停產的過程中，必然存在天然氣的放空過程，通過優化操作，減少放空量，可以降低天然氣的浪費。

1）正式停氣之前，提前通知氣礦關井，系統繼續運行，直至產品氣壓力與背壓一致，產品氣流量降為0時，關閉產品氣界區閥；當原料氣流量降為0后，關閉原料氣界區閥。以此來減少管線中原料氣的放空。

2）當關閉原料氣、產品氣界區大閥后，燃料氣系統補充燃料氣繼續由脫水單元供給[8]，直至系統壓力降至2.0 MPa，燃料氣系統補充燃料氣切換為返輸氣供給，盡量減少原料氣、產品氣的放空。

3）裝置開產前把關檢修質量，特別是檢修中打開過的人孔、管線、法蘭，減少因為泄漏返工而造成的開產檢漏階段天然氣的放空。

4）裝置開產階段，先用返輸氣檢漏，再進行工業水洗，減少因為水洗減壓而造成的天然氣放空。

5）裝置進氣前，確保系統熱循環穩定后，再進原料氣，減少因系統波動造成產品氣的不合格放空。

3.5 優化設備、調整操作降低電耗

由各點耗電量情況可知，分廠主要電能消耗設備為MDEA溶液循環泵和硫黃回收單元風機，降低這些設備的電能消耗便可以有效的降低整體電耗。因此，通過優化設備、調整操作降低電能消耗很有必要。

1）MDEA 溶液循環泵。除了可以通過在一定范圍內降低溶液循環量，從而降低溶液循環泵的負荷，降低電能消耗外，還可以通過優化循環泵電機達到節能目的。變頻器是通過改變電機電源的頻率來控制交流電機的電力控制設備，它主要是通過調節輸出電源的頻率和電壓，從而達到節電的目的[9-10]。在條件允許的情況下，增設高壓變頻器，根據實際負荷情況及時調整溶液循環泵輸出功率，減少電能浪費，降低電耗。

2）硫黃回收單元風機。目前風機的能耗較大，主要原因是風機放空量占比較多，若能夠調整風機控制邏輯，在保證裝置風量需求的情況下，減少風機放空量，便能夠大大減少風機的電能消耗。

4 結語

綜上所述，為了實現社會經濟的可持續發展，必須促使生產活動不斷朝著節能降耗的方向發展。對于高含硫天然氣凈化廠而言，有效落實節能降耗措施更是十分重要，可以通過優化設備、調整操作、加強數據監控等方式，達到節約能源的目的。通過大力開展節能降耗工作，不僅實現了能源的高效利用，還持續降低了運行成本，使天然氣凈化行業能夠高效可持續的發展下去。