甲烷化裝置余熱回收增加發電機組

劉欣慧

(大唐國際克什克騰煤制天然氣有限責任公司，內蒙古 赤峰 025350)

0 引言

全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造是一項重要的國家專項行動，根據環發《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》的通知要求，大唐國際克什克騰煤制天然氣有限責任公司(簡稱“我公司”)積極推動節能降耗技改產業技術升級措施，甲烷化余熱回收項目升級措施充分利用裝置現有的基礎設施條件，將該裝置現有資源，如設備、管線等均納入設計方案里。項目的改造升級符合我國產業發展的新政策，是我公司推動節能降耗技改產業技術升級的重要舉措。

1 進行升級的系統或設備情況

1.1 系統簡述

甲烷化裝置是公司化工生產區的合成裝置，系統將低溫甲醇洗裝置來的凈化氣體通過催化劑的作用下，發生大量甲烷化反應和補充甲烷化反應，生成天然氣產品(代用天然氣，SNG)。產品氣中CH4含量大于95%，其能源轉換效率在當前煤化工生產替代天然氣項目中為最高，而且單位熱值水耗最低。反應過程中，原料氣經過脫硫和大量甲烷化反應后，經歷第一補充甲烷化反應器71-C104后，工藝氣換熱采用的是工藝氣與空氣通過空冷器71-W201進行換熱的方式，控制工藝氣溫度。

1.2 工藝空冷器參數

甲烷化工藝空冷器設計參數如下：

規格型號：GP6×3-6-128-4.0S-23.4/Ⅲ；

換熱面積：2995.2 m2；

設計壓力：4.0 MPa；

操作壓力：2.69 MPa；

設計入口溫度：355 ℃；

操作溫度：169 ℃；

設計出口溫度：355 ℃；

操作溫度：130 ℃。

首站工藝空冷器設計參數如下：

位號：AC-101；

換熱面積：4516 m2；

設計壓力：8.5 MPa；

操作壓力：7.4 MPa；

設計入口溫度：185 ℃；

操作溫度：170 ℃；

設計出口溫度：185 ℃；

操作溫度：40 ℃。

2 升級改造的目的、意義和必要性

甲烷化裝置工藝氣在空冷器71-W201采用的是工藝氣與空氣的換熱方式，控制工藝氣溫度，盡管空冷器具有節約用水等優點，但也導致大量熱量浪費。根據設計條件計算，甲烷化工藝空冷器71-W201的設計熱負荷在36471.9 kW左右，但實際運行中，根據生產需要71-W201出口工藝氣體溫度控制在125～130 ℃，實際71-W201產生的熱負荷在27365.8～29868.5 kW之間。如果將該部分熱量回收利用，可以大幅提高能源利用效率。

3 余熱量回收方案設計

3.1 方案目標

為充分利用一期甲烷化工藝空冷71-W201熱負荷，模擬計算了不同壓力下產生的蒸汽量，模擬結果顯示壓力越低產生蒸汽量越大。經過核算確認，一期甲烷化工藝空冷自產蒸汽量如表1所示。

表1 蒸汽參數

3.2 余熱量回收方案

用水作為傳熱介質將甲烷化工藝空冷的熱量進行回收。在甲烷化裝置中增加低壓廢鍋，將水轉化為0.3 MPa 143 ℃等級的低壓蒸汽供再沸器使用。甲烷化工藝空冷器入口過程氣的溫度169 ℃，生產飽和蒸汽后過程氣溫度降低至153 ℃。由于熱再生塔K005再沸器原設計使用0.5 MPa 158 ℃等級的低壓蒸汽，改用0.3 MPa 143 ℃的低壓蒸汽，傳熱溫差小于設計值，則要更大的傳熱面才能保證熱再生塔熱量需求。現有再沸器不能滿足換熱要求，需要額外增加一臺再沸器，與現有的并聯運行。低壓蒸汽冷凝液管網壓力在0.2～0.3 MPa之間，0.3 MPa蒸汽產生的冷凝液不能回送到冷凝液管網，在低溫甲醇洗裝置內增加分離罐和離心泵，冷凝液經過加壓后送到冷凝液管網[1]。

為充分回收甲烷化工藝空冷的熱量，將氣化裝置用低壓鍋爐將水引入低溫甲醇洗余熱代替系統。氣化用低壓鍋爐給水300 t/h，160 ℃，將其分為兩股：其中一股流量為240 t/h的用于低溫甲醇洗一個單元熱再生塔再沸器，溫度降低至111 ℃；另一股流量為60 t/h的用于共沸塔再沸器，換熱后溫度降低至127 ℃。兩股物流混合后溫度114 ℃，再次進入甲烷化新增鍋爐水換熱器，與153 ℃的工藝氣進行換熱，溫度升高到138 ℃并送入氣化各個低壓鍋爐中。此時工藝氣溫度降低到142 ℃，進入工藝空冷器可進一步降溫至130 ℃[2]。

4 余熱量回收方案分析

根據實際運行數據分析，甲烷化裝置滿負荷運行工藝空冷工藝氣由169 ℃降溫至153 ℃熱量回收12474 kW，產出0.3 MPa，143 ℃的低壓蒸汽19 t/h。153 ℃的工藝氣繼續與114 ℃低壓鍋爐給水換溫度降低到142 ℃，進入工藝空冷冷卻到130 ℃，工藝空冷降到負荷6863 kW，是設計值的18.81%。低壓鍋爐給水300 t/h 160 ℃，完全可以滿足低溫甲醇洗一個單元熱再生塔和共沸塔再沸器的換熱需求，按設計值計算可以減少26.3 t/h低壓蒸汽。綜上，通過低壓廢鍋和鍋爐給水換熱器可以為低溫甲醇洗裝置減少45.3 t/h低壓蒸汽消耗。去氣化裝置的低壓鍋爐給水溫度由160 ℃降低到138 ℃，氣化廢鍋產低壓蒸汽的量減少13 t/h。低壓蒸汽產生成本以燃煤計算，2022年1—6月份低壓蒸汽生產成本為85元/t，每年可以節約成本：(45.3-13.0)t/h×85元/t×8000 h+16×15 kW·h×(1-18.81%)×8000 h×0.41 元/kW·h≈2260萬元。

預計低溫甲醇洗新增再沸器的換熱面積為400 m2，甲烷化增加廢鍋的換熱面積約為1600 m2，預計新增鍋爐水換熱器換熱面積1200 m2。新增加離心泵的流量約為30 t/h，需要揚程約為40 m，根據離心泵的軸功率計算公式得出所需離心泵的軸功率為3.26 kW，一般電機效率在70%，所需電機的功率為4.67 kW[4]。除氧站低壓鍋爐給水泵出口壓力2.0 MPa，完全滿足改造系統所需壓力降，不需要對設備進行改造。

5 項目改造內容

5.1 蒸汽發電方案一

在甲烷化裝置中增加低壓廢鍋，利用W201工藝氣將鍋爐水轉化為0.15 MPa(G)、127 ℃低壓蒸汽，采用低壓蒸汽壓縮機將0.15 MPa(G)、127 ℃加壓到0.68 MPa(G)、170 ℃。

將0.68 MPa(G)低壓蒸汽送入低壓蒸汽透平發電機組(包括汽輪機、齒輪箱、發電機、潤滑油系統、凝氣系統、控制系統等)，蒸汽經膨脹做功后經凝汽器凝結，汽輪機將壓力能轉換為機械能輸出，齒輪箱減速后帶動發電機發電，達到經過自產低壓蒸汽回收W201工藝氣熱量，再利用蒸汽驅動發電機，最終實現熱量回收到電能回收的轉化。

為了充分回收甲烷化工藝空冷的熱量，將脫鹽水引入熱量回收系統，將60 t/h脫鹽水從40 ℃升高至96 ℃，提高了脫鹽水進除氧站的溫度，減少除氧器的低壓蒸汽使用量，每小時可以節約4 t/h。

該方案主要基于三方面考慮：第一方面，克旗公司實施系列低位熱能回收利用項目，降低了低壓蒸汽使用量；第二方面，由于夏季時采暖及伴熱停用，減少了低壓蒸汽的消耗，蒸汽出現一定富裕，但無放空情況；第三方面，結合明年克旗二期裝置投產后，面臨的低壓蒸汽富裕問題。

由于去氣化裝置低壓鍋爐給水溫度降低，低壓蒸汽量減少，故將首站工藝空冷器的熱量用透平凝液進行回收，彌補這一部分的熱量損失，計劃在首站壓縮機出口增加一臺換熱器，將首站透平冷凝液與壓縮機出口天然氣進行換熱，透平冷凝液溫度升高到100 ℃后再并入透平冷凝液管網，同時風機能耗可降低55%。

5.2 蒸汽發電方案二

在甲烷化裝置中增加低壓廢鍋，回收W201工藝氣熱量，將鍋爐水轉化為0.15 MPa(G)、127 ℃低壓蒸汽，再把該蒸汽直接送入低壓蒸汽透平發電機組(包括汽輪機、齒輪箱、發電機、潤滑油系統、凝氣系統、控制系統等)。不采取低壓蒸汽增壓至0.68 MPa(G)方式，直接送入發電機組做功更為合理，不僅消除蒸汽壓縮機技術不夠成熟帶來的隱患，也大大降低項目投資。其中，蒸汽不增壓直接發電的主要原因如下：

通過蒸汽壓縮機將蒸汽壓縮后再進入汽輪機膨脹做功，這個與目前常見的壓縮氣體儲能原理相同，整體轉換過程效率不高。通過公開資料顯示，我國首個1.5 MW級(2013年)的轉換效率為52.1%，首個10 MW級(2021年)的轉換效率為60.2%，這些數據已是目前國內最先進水平，同時也達到了國際水平，不過效率依然不高。以0.1 MPa(G)蒸汽數據為例，43 t/h蒸汽壓縮至0.68 MPa(G)時耗功為4761 kW，當在汽輪機里從0.68 MPa(G)膨脹至0.1 MPa(G)時，實際做功約2026 kW左右，徒增約2735 kW消耗，因此，先壓縮再膨脹做功方式并不合理，更不可取。

為了充分回收甲烷化工藝空冷的熱量，將脫鹽水引入熱量回收系統，將60 t/h脫鹽水從40 ℃升高至96 ℃，提高了脫鹽水進除氧站的溫度，減少除氧器的低壓蒸汽使用量，每小時可以節約4 t/h[3]。

結合克旗公司一期裝置實施的系列低位熱能利用項目，已降低低壓蒸汽消耗。以及二期甲烷化裝置投產時間及改造情況，考慮熱量回收系統中設置減溫減壓裝置，在低壓蒸汽管網內蒸汽富余時，可將蒸汽通過減溫減壓方式補充送入發電機組，實現發電量及發電效率提升的同時，進一步保障低壓蒸汽管網安全穩定運行。

由于去氣化裝置低壓鍋爐給水溫度降低，低壓蒸汽量減少，故將首站工藝空冷器的熱量用透平凝液進行回收，彌補這一部分的熱量損失。計劃在首站壓縮機出口增加一臺換熱器，將首站透平冷凝液與壓縮機出口天然氣進行換熱，透平冷凝液溫度升高到100 ℃后再并入透平冷凝液管網，同時風機能耗可降低55%。

項目實施后做到甲烷化空冷器的停用，且未改變原工藝流程，熱量回收系統出現故障時，可迅速切換至原流程，具有較高靈活性。

本項目方案實施，同時統籌考慮二期甲烷化工藝空冷熱量回收以及充分利用富余低壓蒸汽，裝置規模確定采用100 t/h低壓蒸汽透平發電機組。從投資和管理角度講更合理，相較于分一期、二期共兩期建設，一次性建設投資更小，后期檢修維護成本較低。

6 系統改造流程

6.1 工藝系統改造流程

在大量甲烷化反應后，經過新增加的低壓蒸汽余熱鍋爐(暫定71-W202)冷卻至137 ℃，然后進入脫鹽水加熱器(暫定71-W203)進一步冷卻至130 ℃。低壓蒸汽余熱鍋爐(暫定71-W202)副產0.15 MPa、127 ℃低壓蒸汽送入低壓蒸汽透平發電機組(包括汽輪機、齒輪箱、發電機、潤滑油系統、凝氣系統、控制系統等)，蒸汽經膨脹做功后經凝汽器凝結，汽輪機將壓力能轉換為機械能輸出，齒輪箱減速后帶動發電機發電，達到經過自產低壓蒸汽回收W201工藝氣熱量，再利用蒸汽驅動發電機，最終實現熱量回收到電能回收的轉化。

甲烷化裝置的脫鹽水將其分為兩股：其中一股作為裝置正常流程使用；另一股流量為60 t/h的脫鹽水進入甲烷化新增脫鹽水換熱器(暫定71-W203)，與137 ℃的工藝氣進行換熱，溫度升高到96 ℃，送入除氧站。工藝氣經過脫鹽水換熱器(暫定71-W203)溫度降低到130 ℃，送入工藝空冷器71-W201。

首站壓縮機出口的110 ℃的天然氣先與凝結水泵來透平冷凝在透平冷凝液加熱器(暫定W001)進行換熱，天然氣溫度降低至83 ℃進入空冷器C101，透平冷凝液被加熱到100 ℃后送入透平冷凝液管網。

6.2 電氣改造主要內容

本項目供配電均依托現有供電系統，發電機出口通過變壓器連接至現場35 kV變電站，并入現在低等級電網。在聯絡線上設置功率變送器，實時監控，發電量根據甲烷化運行負荷及產出的蒸汽量進行調節，這部分發電量對整個公司用電量相比較小，不影響原系統供電平衡。

本項目用電負荷等級屬于化工連續生產裝置或全廠性化工生產用公用工程裝置，其特點是生產規模大、自動化水平高，生產連續性強；中斷供電將在經濟上造成較大損失、連續生產過程被打亂，使主要設備損壞、產品大量報廢、大量減產且需較長時間恢復正常生產。根據《供配電系統設計規范》中對負荷分級的規定，并結合本工程實際情況和工藝生產特點，本項目中的大部分工藝用電設備劃分為二級負荷。另外，部分用電負荷當中斷供電后可能造成人員傷亡、重大設備損壞、發生中毒、爆炸和火災事故，此類用電負荷(包括儀表電源、直流電源及應急照明等)劃分為一級負荷，其他輔助設施為三級負荷。

7 結語

本次改造將大大減少能耗，實現節能降耗，對促進當地經濟發展、保護環境和確保甲烷化裝置運行經濟性以及保持地區經濟可持續發展等都具有十分重要的意義。公司自成立以來，為周邊的經濟發展和環境改善作出了積極貢獻。基于節能降耗的要求和當地社會經濟發展的需要，本項目具有良好的環境效益和社會效益。