天然气净化装置低负荷运行的节能措施

唐忠渝，瞿杨，姚云，邓翔宇(西南油气田分公司天然气净化总厂，重庆 400021)

0 引言

现阶段，“低碳经济”已经成为了国内经济发展的主流，所以说节能降耗理念也已经在天然气生产领域得到很大关注及重视。由于产气量的影响，特别是老气区产气量一年比一年少，天然气净化装置的运行负荷也随之降低，相关设备的实际运行负荷只达到了正常负荷的50%～80%。虽说运行负荷下降会使整体净化设备的总功耗下降，但却会增加净化系统内各设备的运行单耗。因此，在设备处于低负荷的状态下，需要想办法来降低设备的能耗，提高其能源利用效率。

1 天然气净化装置运行过程中的耗能点

实际使用的天然气净化装置的结构其实非常复杂，具体来说主要包括了原料气预处理、脱硫、脱水、尾气处理、污水处理、锅炉以及循环水等工艺模块。以上工艺模块在低负荷状态下的能耗均会发生显著变化，而且与正常负荷的能耗相比差异非常显著。具体来说，首先需要关注的是脱硫环节的能耗变化[1]，眼下，具体采用的脱硫方法是MDEA化学脱硫法，其能耗会产生于脱硫溶剂的再生、贫液和酸气的水冷交换以及溶剂循环的加压阶段；其次需要关注的是净化脱水环节的能耗，主要存在于三甘醇提浓时的燃气消耗上，具体可以通过保证燃气的完全燃烧以及合理使用汽提气来降低这一环节的能耗；最后需要关注的是硫回收装置上的能耗：第一，包括给酸气燃烧、尾气灼烧供给空气时消耗的电能；第二，包括液硫保温以及过程气管线伴热所需要的蒸汽；第三，包括连接余热锅炉水泵和连接硫冷气上水泵消耗的电能。

2 天然气净化装置单耗上升的原因

首先需要明确的是天然气处理量后耗电量反而增加的原因。第一，如果出现了天然气处理量降低的情况，那么净化装置脱硫单元的溶液循环量便会出现减少现象。这方面的变化会直接影响到溶液循环泵的运行负荷，进而增加循环泵的实际功耗[2]。通常情况下，在规划天然气净化装置时大都会根据相关设备的运行情况、技术参数设计出一个溶液循环量的最低值。正常情况下，设备运行不能让溶液循环量小于最低值，否则便会出现故障。这一设计的初衷是为了保障相关设备的运行状态，但由于循环泵的功率是以净化装置满负荷运行时需要的功率为参考来选择的。所以说低流量状态下循环泵的功耗会变大，运行效率会变低，而这方面的变化则会拉高整体净化装置的电单耗。第二，在天然气厂燃气处理总量明显降低的条件下，脱硫装置实际产生的酸气量也会明显降低，之后硫回收环节也不会再用到像过去一样的配风量。而在上述变化的影响下，净化装置的主燃烧炉风机以及灼烧炉风机则会非常容易出现振喘现象。而想要避免这一问题，则必须要控制好风机入口阀的开合程度，之后还需要及时排掉风机出口位置的多余风量。如果净化装置是在低负荷运行状态下，现场操作人员就必须要将放空阀打开到较大幅度。假如产气量增加需要提高净化装置的生产效率，则酸气量和配风量都会增加，这是便需要关小风机并调整放空阀以增加送风量。待到将放空阀关闭到0之前，天然气净化设备的电流消耗都不会发生变化。由此着手分析，即便天然气净化装置处于低负荷运行之下，风机的总耗电量也基本不会发生变化。

在天然气净化装置的负荷降低到一定程度时，设备总耗电量降低问题的发生几率要小于天然气处理量降低的几率，之后便造成了电单耗增加的问题。

其次需要明确的是天然气处理量降低时气单耗增加的原因。第一，脱水单元明火加热炉运行以及汽提气是非常典型的耗气点。如果装置负荷发生了变化，那么该处的耗气量也不会呈现出显著变化。第二，需要重点关注硫磺回收装置上尾气灼烧炉的耗气情况，在酸气负荷降低时，该装置的耗气量也会降低，但由于该装置的耗气量在总体净化装置的耗气量中没有占到太大的比重，所以即便发生变化，也不会对净化装置的耗气量产生过多影响[3]。在天然气净化装置低负荷运行时，如果出现了酸气浓度降低的问题，则需要通过在主燃烧炉中加入燃料气的方式来保证主燃烧炉的平稳运行，但这一处理却会增加主燃烧炉的燃料气消耗量。第三，需要关注天然气净化装置中锅炉部分的燃料气消耗量，因为这是整体净化系统中的耗气大户。通常情况下，其实际产生的蒸汽有80%～90%都被应用到了脱硫单元重沸器的加热脱硫富液之中，剩余部分的蒸汽被用到了硫磺回收和成型装置的保温处理之中。首先，保温处理部分的蒸汽并不会因为净化系统处理量的变化而变化，然而在净化装置低负荷运行时，脱硫溶液的循环量则会不断降低。即便此时再生塔重沸器的蒸汽需求量会不断降低，但在硫磺回收装置的酸气负荷降低时，余热锅炉的产气量也会受到影响，之后便很难再为净化装置提供足够的蒸汽。

3 天然气净化装置低负荷运行状态下的节能措施分析

3.1 实际操作调整

第一，需要根据原料气气质变化来对脱硫单元的贫液入塔层数和循环量进行调整。以某单位为例，其处理量300万m3/d，原料气中H2S质量浓度达到了9 g/m3以上，CO2浓度达到了35 g/m3左右，如果CT8-5脱硫溶剂从脱硫吸收塔的10层塔盘入塔，那么就必须要将实际循环量提高到35 m3/h，如此才能保证产品气合格达标。然而需要注意的是，该情况下再生出的酸气量会达到1 500 m3/h以上，之后酸气中H2S体积分数会下降到35%。上述变化会增加硫磺回收装置的操作困难程度。基于上述变化，可以通过减少溶液在每层塔盘上的高度的方式来保证原料气在溶液中的停留时间。具体需要进行如下操作：提升脱硫溶剂的入塔浓度，之后将溶液循环量调至30 m3/h以下，进而将酸气量调至1 200 m3/h左右。之后还需要将酸气中的H2S体积分数调至43%左右，如此便能够实现硫磺回收装置的平稳操作。

第二，应当在保证整体净化设备正常运转的基础上根据实际产生的污水量对污水处理模块进行优化改革。重点在于按照间歇式运行的原则来节约这一环节的电能消耗。

第三，对天然气净化厂来说，锅炉是其热能的主要来源。因此应当重视这一环节的节能降耗，可以取得事半功倍的效果。具体来说，需要安排专人定期检查锅炉表面的问题，如果出现了温度超标的问题，就需要通过更换锅炉表面保温材料的方式来减少热量损失。在此基础上，还应当根据蒸汽的实际消耗量和蒸汽压力来调整锅炉负荷，从而降低燃料气的消耗量。

3.2 技术改造

第一，需要关注的是天然气净化系统中的脱硫装置。在低负荷运行状态下，溶液循环量会不断减少，再加上循环泵的出口阀门长期处于较小开度，所以会抬高溶液循环泵的出口压力，进而拉低循环泵的运转泵效。分析离心泵的特性曲线图可知，在满足实际工况的条件下，可以通过减少一级离心泵叶轮和减小压头的方式来降低离心泵的功率。由此着手分析，可以拆除掉净化装置循环泵中的末级叶轮，之后再安装上一个加工过的轴套，以降低循环泵的电能消耗。按照上述方法进行改革的节能效果具体如表1所示。

表1 循环泵改造前的耗电量对比

参照表1所进行的叙述可知，循环泵在拆掉叶轮之后依旧可以满足实际生产需求，而且还能够每天节约272kW·h的电能消耗。因此这方面的改革能够取得非常显著的节能效果，是值得推广的。

第二，需要对天然气净化系统中的硫磺回收装置进行改造。如果没有设置酸气分流装置，那就需要及时增加酸气分流管线，之后便能够在低负荷状态下实现硫磺回收装置的稳定、高效运行，进而降低这一环节的能耗。

净化设备低负荷状态下，脱硫系统原料气的气速会降低，因此原料气在脱硫塔内的停留时间也会不断增加，之后脱硫溶液的CO2共吸率会不断增大，因此酸气中的H2S中的浓度会不断降低。如果出现了原料气气质波动现象，那么主燃烧炉内的温度也会受到影响，甚至会有可能出现熄火问题。因此需要通过增设酸气分流管线的方式，来使预热后的酸气在与热段过程气混合后直接进入常规克劳斯反应器。在此基础上，还需要对主燃烧炉的配风量进行优化调整，以免造成氧气过盛而导致过氧腐蚀的问题。如果在按照上述思路进行调整后燃烧炉温度依旧没有达到规定参数值，就需要通过增加燃料气的方式来提高主燃烧炉温度。以上操作不仅可以提高回收效果，而且可以降低回收装置的操作便捷度，更重要的是能够降低这一环节的能耗。以上述工作为基础，其实还可以通过合理利用硫磺回收装置风机过剩空气的方式来达到节能降耗的效果。

4 结语

想要实现天然气净化装置的节能降耗需要进行一系列的优化改革。目前，相关单位已经着手开展了这方面的改革，今后仍需进一步推进这方面的研究工作，进而降低天然气生产过程中的实际能耗。