熱油循環方法回收利用燃氣透平機煙氣余熱——海上氣田燃氣透平機煙氣余熱的回收利用
發布時間：2022-05-13 點擊數：35
熱油循環方法回收利用燃氣透平機煙氣余熱——海上氣田燃氣透平機煙氣余熱的回收利用
摘要：由于受海洋特殊地理環境、生產設施及投資成本等因素的制約，目前海上油氣生產對燃氣透平機煙氣余熱的回收利用還是一個空白。為此，針對海上平臺淡水資源缺乏、平臺空間有限的特點，結合中海石油有限公司湛江分公司崖城氣田的工藝流程，在優選燃氣透平煙氣余熱回收利用方案的基礎上，提出了熱油循環方法回收利用燃氣透平機煙氣余熱的設計方案：拆除三甘醇再沸器的直燃式加熱火管及其燃料氣控制系統，在三甘醇再沸器里面安裝熱油盤管，在燃氣透平機煙囪內部安裝一個煙氣/熱油換熱器，用于回收燃氣透平機的煙氣余熱，將熱油加熱到245～300℃之間，建立一套熱油循環系統，持續地將已加熱的熱油輸送到熱油盤管，加熱三甘醇再沸器里的富液三甘醇?？尚行约敖洕苑治霰砻鳎涸摲桨感枰脑旌驮黾拥脑O備少、體積小，平臺空間占用少，改造工作量少，工程實施的技術難度不大，生產操作可靠性高，可行性強，初期投入資金(305.5萬元)、生產操作及維修保養成本較低(35.1萬元/a)；每年可實現的節能減排量為1955.023t標準煤、可節約燃料氣161×104m3，折合節約費用322萬元，經濟效益可觀，節能減排效果明顯，應用前景廣闊。
關鍵詞：節能減排；海上平臺；燃氣透平機煙氣；余熱；回收利用；三甘醇再沸器；熱油循環；可行性；經濟性
中海石油有限公司湛江分公司崖城氣田(下稱崖城氣田)海上平臺安裝有若干臺燃氣透平動力機組，這些燃氣透平動力機組所需要的燃料均來自氣田自產的天然氣，其動力強大，排出的煙氣流量很大，溫度約為500℃，能量利用率在20%～33%之間，大部分能量以熱能的形式隨著煙氣直接排往大氣。燃氣透平機排放煙氣中蘊藏的余熱是一種高品質的熱資源，其回收利用技術在國內外陸上石油石化生產領域已得到大力發展[1～4]，但是在我國海域內，由于受海洋特殊地理環境、生產設施及投資成本等因素的制約，對燃氣透平機煙氣余熱的利用還是一個空白。如果采取有效措施來回收這些熱資源，以替代海上平臺生產流程以及生活設施所需要的熱源，不僅可以提高平臺的能量利用率，降低能耗，還可以改善海上平臺的生產和生活環境。
1 余熱回收利用的方案選擇
根據國內外能源生產企業的經驗，通過增加回收煙氣余熱的設施可以使燃氣透平機的能量利用率超過70%。大體上，國內外燃氣透平機煙氣余熱的回收利用主要有以下4個方案：①安裝廢熱鍋爐，利用燃氣透平機煙氣余熱生產高溫過熱水蒸氣，供蒸汽輪機驅動其他動力設備或者發電設備等；②安裝余熱回收換熱器，用于加熱生產流程上的各種流體；③將高溫的燃氣透平機煙氣作為鍋爐或熔爐的燃燒空氣來源(燃氣透平機煙氣中仍含有15%～18%的氧氣)；④將高溫燃氣透平機煙氣直接輸送到需要高溫空氣加熱或干燥的生產流程上[5]。
以上4個方案均受不同應用場合具體條件的限制。氣田在平臺設計階段已考慮足夠的動力設備，不需要再添置，而且海上平臺缺乏淡水資源，顯然第1個方案不適用于海上氣田；氣田平臺是安裝在海上的鋼結構綜合體，為油氣生產處理設備及生活后勤設施提供所需的場地空間，在設計、建造階段就沒有考慮配置大型的鍋爐或者熔爐，第3個方案也不適用；第4個方案需要額外占用大量的空間，因平臺空間有限，此余熱回收利用方案也不適用；現階段平臺生產流程上的主要熱源用戶是2臺直燃式三甘醇再沸器，改造方便，不受平臺資源及空間限制，每臺再沸器每天消耗燃料氣約2300m3，2臺再沸器年消耗燃料氣161×104m3，該設備的節能潛力很大。因此，本文將重點探討第2個燃氣透平機煙氣余熱回收利用方案，安裝余熱回收換熱器，利用高溫燃氣透平機煙氣所加熱的中間介質作為三甘醇再沸器的熱源。
2 燃氣透平機煙氣余熱回收利用的實施方案
2.1 技術思路
實現第2個燃氣透平機煙氣余熱回收利用方案的技術思路是拆除三甘醇再沸器的直燃式加熱火管及其燃料氣控制系統，在三甘醇再沸器里面安裝熱油盤管，改造燃氣透平機煙囪，在煙囪內部安裝一個煙氣/熱油換熱器(熱油加熱器)，用于回收燃氣透平機的煙氣余熱，將熱油加熱到245～300℃之間，建立一套熱油循環系統，持續地將已加熱的熱油輸送到熱油盤管加熱三甘醇再沸器里的富液三甘醇。三甘醇再沸器改造示意圖如圖1所示。
本文以燃氣透平主發電機的煙氣余熱回收為例進行闡述，改造后的三甘醇再沸器工藝流程如圖2所示。
2.2 熱油的選擇
在該方案中，熱油循環系統用于提供三甘醇再沸器所需的熱量，以滿足三甘醇再生工藝所需的熱負荷。該系統采用一種液態有機合成物(Thermion 59)作為傳熱介質油(俗稱熱油)，與其他熱油相比，它的使用成本較低，具有良好的流動性和熱穩定性，在-60～300℃范圍內有較長的使用壽命。
2.3 流程及設計說明
2.3.1三甘醇再沸器
改造后三甘醇再沸器所需的熱量通過浸沒在三甘醇液床中的熱油盤管傳遞，熱油盤管的熱傳遞速率應與原有系統直燃式加熱火管的熱傳遞速率相當，設計值應為1.14×106kJ/h，以滿足再生系統的熱負荷。溫度傳感器1監控三甘醇再沸器的液床溫度，溫度控制器的溫度設定點仍為180℃，保持與原有系統一致，通過調節溫度控制閥1來控制三甘醇再沸器的溫度(見圖2)[6]。為了防止三甘醇的裂解，再沸器內三甘醇的溫度不能超過190℃。
另外，因為再沸器加熱的是三甘醇和烴類的混合溶液，而且溫度很高，如果操作不當或是設備運行不正常，就會對人員和設備造成一定的危害，所以設計時需要考慮必要的安全控制手段，如三甘醇溶液的高溫關斷和三甘醇溶液的低液位關斷。
2.3.2熱油過濾器
在正常操作中，應保持一股流量適當的熱油流經熱油過濾器，以除去由于熱油裂解所產生的固體雜質。通過對過濾器入口流量計的監控發現熱油流量變低或在定期檢查中發現過濾器有雜質堵塞時，就需要更換熱油過濾器的濾芯。
為保證在連續生產下安全地更換過濾器濾芯，熱油過濾器應設計在與三甘醇再沸器并行的管線上(見圖2)，而不應在三甘醇再沸器加熱盤管入口管線上。該設計的最大優點是只需安裝1個過濾器即可，減少了對平臺空間的要求。
2.3.3熱油膨脹罐
熱油膨脹罐應選用臥式容器，以便于釋放熱油因溫度升高所產生的膨脹量。生產操作人員通過觀察熱油膨脹罐的液位變化來隨時監控熱油的消耗量。當液位過低時，應及時補充熱油以維持正常生產。
熱油膨脹罐的覆蓋氣采用氮氣發生器系統產生的氮氣，用于穩定熱油膨脹罐的壓力，由2個自力式壓力調節閥共同調節控制。壓力調節閥1設定值為20kPa，當熱油膨脹罐內壓力低于20kPa時，壓力調節閥1打開，將氮氣補充到罐內；壓力高于20kPa時，壓力調節閥1閉合。壓力調節閥2設定值為35kPa，當熱油膨脹罐內壓力超過35kPa時，壓力調節閥2打開，把多余的壓力釋放到氣田低壓排放系統中；壓力降低到35kPa時，壓力調節閥2閉合[7]。
2.3.4熱油循環泵
熱油循環系統由2臺(如A/B泵)電動機驅動離心泵和一些必要的控制元器件組成，一用一備，有利于連續不間斷生產。熱油循環泵的流量應能滿足三甘醇再沸器所需的熱量，其揚程的設計應滿足從熱油膨脹罐提升熱油循環到透平煙氣出口的換熱管及三甘醇再沸器熱油盤管的需求。在2臺熱油循環泵的出口應設計壓力開關裝置，當泵出口壓力高于壓力開關設定點時將觸發熱油系統的聯鎖關停。
目前氣田使用的熱油(Thermion 59)比熱容為2.62kJ/(kg·℃)，密度為971kg/m3，假設熱油經透平煙氣加熱后工作溫度為300℃，經三甘醇再沸器后溫度降為190℃，那么三甘醇再沸器前后熱油溫差為110℃。前述三甘醇再沸器的熱傳遞速率為1.14×106kJ/h，則每臺再沸器需要的熱油流量為4.07m3/h，2臺再沸器需要的熱油流量為8.14m3/h。由此可見，在熱油泵設備選型時，采用流量較小、功率合適的離心泵即可。
2.3.5熱油加熱器
2.3.5.1 燃氣透平機煙氣排放的背壓
燃氣透平機煙囪的改造設計不能改變燃氣透平機煙氣排放的背壓。經熱油泵增壓后的熱油進入安裝在燃氣透平機煙囪里的熱油加熱器，自上而下流動，與燃氣透平機排出的高溫煙氣進行逆流傳熱，充分吸收燃氣透平機的煙氣余熱(見圖2)。
在燃氣透平機煙囪內安裝熱油加熱器必然會導致煙囪有效橫截面積(即煙氣有效流通面積)減小，所以熱油加熱器的設計及燃氣透平機煙囪的改造應使燃氣透平機煙氣排放的背壓與改造前一致，使高溫煙氣能平穩地經過換熱管段，不影響燃氣透平機的正常工作。
排煙系統的背壓由下式計算：
p=314LSQ2/A2.5
式中p為透平機排煙系統的背壓，kPa；L為煙囪直管及彎頭長度，m；S為透平機排煙系統背壓隨排煙絕對溫度的變化關系；Q為排煙流量，m3/h；A為煙囪有效流通面積，m2。對于同一型號的燃氣透平機來說，如果其運行參數S、Q不可以改變，那么煙囪長度(L)也不可以改變。
由上式可知，在安裝熱油換熱器的同時，通過改造煙囪，相應地擴大煙囪內徑，使改造前后煙囪的有效流通面積保持不變，就可以保證燃氣透平機煙氣排放的背壓與改造之前一致。
2.3.5.2 熱油溫度控制
燃氣透平主發電機在怠速運行時，煙氣溫度為480℃，熱值(Hmin)約為2.55×107kJ/h；當其在滿負荷運行時，煙氣溫度為530℃，熱值約為3.15×107kJ/h。現階段2臺三甘醇再沸器所需最大熱負荷(Qmax)僅為2.28×106kJ/h。
當燃氣透平主發電機在怠速運行時，熱油加熱器的熱量回收率(δ)只需超過8.94%[δ=(Qmax/Hmin)×100%]，那么熱油所吸收的煙氣余熱就完全可以滿足三甘醇再生系統的熱量需求。在換熱器設計時可相應增大換熱器的換熱面積，留出足夠的操作余量來滿足未來系統擴展的需求和降低發電機負荷變化時對三甘醇再生熱量需求的影響。
熱油所攜帶的熱量主要由溫度控制器2按相應的設定值輸出給溫度控制閥2來實現控制。熱油Thermion 59允許最高膜溫為330℃，經加熱后的熱油溫度應控制不高于300℃。如果熱油溫度控制系統失靈，在熱油加熱器里熱油溫度過高，熱油就會發生裂解變質，因此在熱油加熱器出口還應設計溫度開關裝置，當溫度過高時，觸發熱油系統的聯鎖關停。
2.3.5.3 熱油系統保護連鎖及氮氣吹掃裝置
當熱油系統的聯鎖關停觸發時，整個熱油循環系統停止工作，會有一部分熱油滯留在熱油加熱器里，此時燃氣透平發電機是不會停止的，高溫煙氣還會源源不斷地排出，不斷加熱滯留在熱油加熱器里的熱油，這部分熱油很快會由于溫度過高而裂解。因此，需要采取必要的措施來避免這種情況出現。
在系統正常工作時，關斷閥1是打開的，關斷閥2是關閉的。當出現熱油系統的聯鎖關?；蛏a關停時，設備保護系統會發出命令，關斷閥1立即關閉，關斷閥2立即打開。這時來自氮氣發生器系統的低壓氮氣就會進入熱油加熱器，將熱油吹掃干凈。進入熱油系統的氮氣最終進入到熱油膨脹罐，通過壓力調節閥2釋放到氣田低壓排放系統中。
3 可行性及經濟性分析
3.1 可行性分析
實施該設計方案需要改造的設備主要有三甘醇再沸器和燃氣透平機煙囪，需要增加的設備主要有熱油膨脹罐1個、熱油過濾器1個和熱油循環泵2臺。
燃氣透平機生產商有完整的燃氣透平機煙氣余熱回收利用系統供用戶選擇，也有很多廠家專業生產煙氣余熱回收成套設備，同時也可請專業廠家專門設計生產。因此，采購燃氣透平機煙氣余熱回收利用系統和對其進行設備改造的難度都不大。
氣田現場操作經驗表明，在冷啟動時，熱油系統從啟動至到達工作溫度所需的時間短(1h左右)，生產運行穩定、可靠，熱油消耗量很低，維護成本較低。該方案需要改造和增加的設備簡單，體積小，占用平臺空間不多，改造工作量少，工程實施的技術難度不大，生產操作可靠性高，可行性強。
3.2 經濟性分析
從前面的討論中可以看到，該方案拆除原有三甘醇再沸器的直燃式加熱火管及其燃料氣控制系統，改為熱油加熱后，每年將節約燃料氣161×104m3，每年可實現的節能減排量為1955.023t標準煤。按目前國內市場上天然氣價格約為2元/m3計，每年將節約費用322萬元。
根據目前崖城氣田使用的相關設備的市場價格，可以估算出整個改造項目的初期投資費用為305.5萬元，改造項目初期固定投資列表見表1。
經改造后，整個系統的日常維護保養及維修均納入氣田生產設施制度化管理的范圍內，按照目前氣田相同設備的維修和維護成本估算，其費用支出為35.1萬元/a，改造項目日常維護保養及維修費用列表見表2。
經改造后，在整個新系統節約費用及設備維護費用不變的前提下，項目初期投資的回收周期為1.06年，此后，每年可以為氣田凈節約費用286.9萬元。
根據國家規定，熱能工程項目的基準投資回收期一般為8～10年，小型項目一般為7年。相對于資金高投入的海上油氣開發工程來說，投資回收周期少于2年是非常理想的[8]。
綜上所述，實施該方案初期投入資金不高，生產操作及維護保養成本低，經濟效益可觀。
4 應用前景
在崖城氣田海上平臺上，除了三甘醇再沸騰器以外，還有一些生產設備和生活設施是需要使用熱源的，其主要電加熱器一覽表見表3。
假設以上熱源用戶均在滿負荷狀態下工作，總功率將達到650kW。這些主要電加熱器的技術經濟指標見表4。
如果將這些熱源用戶全部改造成熱油換熱，并充分回收利用氣田上其他所有燃氣透平機得煙氣余熱，與本文2.3中涉及的熱油循環系統連成一體，那么將實現燃氣透平機煙氣余熱回收利用最大化，其流程如圖3所示。其相應的技術經濟核算見表5。這將會大量減少燃料氣的消耗量，提高能源的利用率，節約氣田開發生產成本，增加崖城氣田的經濟效益，應用前景廣闊。
5 結束語
本文探討的熱油循環方法回收利用燃氣透平機煙氣余熱的設計方案結構簡單，技術可行，易于推廣，經濟效益好。不管是將本設計方案用于新建海上油氣田還是用于改造已有的油氣田設施，都將會極大地優化海上油氣田的能源利用狀況，有利于貫徹國家的節能減排戰略，實現低碳、清潔生產。
參考文獻
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[7] 孫優賢.鍋爐設備的自動調節[M].北京：化學工業出版社，1982.
摘要：由于受海洋特殊地理環境、生產設施及投資成本等因素的制約，目前海上油氣生產對燃氣透平機煙氣余熱的回收利用還是一個空白。為此，針對海上平臺淡水資源缺乏、平臺空間有限的特點，結合中海石油有限公司湛江分公司崖城氣田的工藝流程，在優選燃氣透平煙氣余熱回收利用方案的基礎上，提出了熱油循環方法回收利用燃氣透平機煙氣余熱的設計方案：拆除三甘醇再沸器的直燃式加熱火管及其燃料氣控制系統，在三甘醇再沸器里面安裝熱油盤管，在燃氣透平機煙囪內部安裝一個煙氣/熱油換熱器，用于回收燃氣透平機的煙氣余熱，將熱油加熱到245～300℃之間，建立一套熱油循環系統，持續地將已加熱的熱油輸送到熱油盤管，加熱三甘醇再沸器里的富液三甘醇?？尚行约敖洕苑治霰砻鳎涸摲桨感枰脑旌驮黾拥脑O備少、體積小，平臺空間占用少，改造工作量少，工程實施的技術難度不大，生產操作可靠性高，可行性強，初期投入資金(305.5萬元)、生產操作及維修保養成本較低(35.1萬元/a)；每年可實現的節能減排量為1955.023t標準煤、可節約燃料氣161×104m3，折合節約費用322萬元，經濟效益可觀，節能減排效果明顯，應用前景廣闊。
關鍵詞：節能減排；海上平臺；燃氣透平機煙氣；余熱；回收利用；三甘醇再沸器；熱油循環；可行性；經濟性
中海石油有限公司湛江分公司崖城氣田(下稱崖城氣田)海上平臺安裝有若干臺燃氣透平動力機組，這些燃氣透平動力機組所需要的燃料均來自氣田自產的天然氣，其動力強大，排出的煙氣流量很大，溫度約為500℃，能量利用率在20%～33%之間，大部分能量以熱能的形式隨著煙氣直接排往大氣。燃氣透平機排放煙氣中蘊藏的余熱是一種高品質的熱資源，其回收利用技術在國內外陸上石油石化生產領域已得到大力發展[1～4]，但是在我國海域內，由于受海洋特殊地理環境、生產設施及投資成本等因素的制約，對燃氣透平機煙氣余熱的利用還是一個空白。如果采取有效措施來回收這些熱資源，以替代海上平臺生產流程以及生活設施所需要的熱源，不僅可以提高平臺的能量利用率，降低能耗，還可以改善海上平臺的生產和生活環境。
1 余熱回收利用的方案選擇
根據國內外能源生產企業的經驗，通過增加回收煙氣余熱的設施可以使燃氣透平機的能量利用率超過70%。大體上，國內外燃氣透平機煙氣余熱的回收利用主要有以下4個方案：①安裝廢熱鍋爐，利用燃氣透平機煙氣余熱生產高溫過熱水蒸氣，供蒸汽輪機驅動其他動力設備或者發電設備等；②安裝余熱回收換熱器，用于加熱生產流程上的各種流體；③將高溫的燃氣透平機煙氣作為鍋爐或熔爐的燃燒空氣來源(燃氣透平機煙氣中仍含有15%～18%的氧氣)；④將高溫燃氣透平機煙氣直接輸送到需要高溫空氣加熱或干燥的生產流程上[5]。
以上4個方案均受不同應用場合具體條件的限制。氣田在平臺設計階段已考慮足夠的動力設備，不需要再添置，而且海上平臺缺乏淡水資源，顯然第1個方案不適用于海上氣田；氣田平臺是安裝在海上的鋼結構綜合體，為油氣生產處理設備及生活后勤設施提供所需的場地空間，在設計、建造階段就沒有考慮配置大型的鍋爐或者熔爐，第3個方案也不適用；第4個方案需要額外占用大量的空間，因平臺空間有限，此余熱回收利用方案也不適用；現階段平臺生產流程上的主要熱源用戶是2臺直燃式三甘醇再沸器，改造方便，不受平臺資源及空間限制，每臺再沸器每天消耗燃料氣約2300m3，2臺再沸器年消耗燃料氣161×104m3，該設備的節能潛力很大。因此，本文將重點探討第2個燃氣透平機煙氣余熱回收利用方案，安裝余熱回收換熱器，利用高溫燃氣透平機煙氣所加熱的中間介質作為三甘醇再沸器的熱源。
2 燃氣透平機煙氣余熱回收利用的實施方案
2.1 技術思路
實現第2個燃氣透平機煙氣余熱回收利用方案的技術思路是拆除三甘醇再沸器的直燃式加熱火管及其燃料氣控制系統，在三甘醇再沸器里面安裝熱油盤管，改造燃氣透平機煙囪，在煙囪內部安裝一個煙氣/熱油換熱器(熱油加熱器)，用于回收燃氣透平機的煙氣余熱，將熱油加熱到245～300℃之間，建立一套熱油循環系統，持續地將已加熱的熱油輸送到熱油盤管加熱三甘醇再沸器里的富液三甘醇。三甘醇再沸器改造示意圖如圖1所示。
本文以燃氣透平主發電機的煙氣余熱回收為例進行闡述，改造后的三甘醇再沸器工藝流程如圖2所示。
2.2 熱油的選擇
在該方案中，熱油循環系統用于提供三甘醇再沸器所需的熱量，以滿足三甘醇再生工藝所需的熱負荷。該系統采用一種液態有機合成物(Thermion 59)作為傳熱介質油(俗稱熱油)，與其他熱油相比，它的使用成本較低，具有良好的流動性和熱穩定性，在-60～300℃范圍內有較長的使用壽命。
2.3 流程及設計說明
2.3.1三甘醇再沸器
改造后三甘醇再沸器所需的熱量通過浸沒在三甘醇液床中的熱油盤管傳遞，熱油盤管的熱傳遞速率應與原有系統直燃式加熱火管的熱傳遞速率相當，設計值應為1.14×106kJ/h，以滿足再生系統的熱負荷。溫度傳感器1監控三甘醇再沸器的液床溫度，溫度控制器的溫度設定點仍為180℃，保持與原有系統一致，通過調節溫度控制閥1來控制三甘醇再沸器的溫度(見圖2)[6]。為了防止三甘醇的裂解，再沸器內三甘醇的溫度不能超過190℃。
另外，因為再沸器加熱的是三甘醇和烴類的混合溶液，而且溫度很高，如果操作不當或是設備運行不正常，就會對人員和設備造成一定的危害，所以設計時需要考慮必要的安全控制手段，如三甘醇溶液的高溫關斷和三甘醇溶液的低液位關斷。
2.3.2熱油過濾器
在正常操作中，應保持一股流量適當的熱油流經熱油過濾器，以除去由于熱油裂解所產生的固體雜質。通過對過濾器入口流量計的監控發現熱油流量變低或在定期檢查中發現過濾器有雜質堵塞時，就需要更換熱油過濾器的濾芯。
為保證在連續生產下安全地更換過濾器濾芯，熱油過濾器應設計在與三甘醇再沸器并行的管線上(見圖2)，而不應在三甘醇再沸器加熱盤管入口管線上。該設計的最大優點是只需安裝1個過濾器即可，減少了對平臺空間的要求。
2.3.3熱油膨脹罐
熱油膨脹罐應選用臥式容器，以便于釋放熱油因溫度升高所產生的膨脹量。生產操作人員通過觀察熱油膨脹罐的液位變化來隨時監控熱油的消耗量。當液位過低時，應及時補充熱油以維持正常生產。
熱油膨脹罐的覆蓋氣采用氮氣發生器系統產生的氮氣，用于穩定熱油膨脹罐的壓力，由2個自力式壓力調節閥共同調節控制。壓力調節閥1設定值為20kPa，當熱油膨脹罐內壓力低于20kPa時，壓力調節閥1打開，將氮氣補充到罐內；壓力高于20kPa時，壓力調節閥1閉合。壓力調節閥2設定值為35kPa，當熱油膨脹罐內壓力超過35kPa時，壓力調節閥2打開，把多余的壓力釋放到氣田低壓排放系統中；壓力降低到35kPa時，壓力調節閥2閉合[7]。
2.3.4熱油循環泵
熱油循環系統由2臺(如A/B泵)電動機驅動離心泵和一些必要的控制元器件組成，一用一備，有利于連續不間斷生產。熱油循環泵的流量應能滿足三甘醇再沸器所需的熱量，其揚程的設計應滿足從熱油膨脹罐提升熱油循環到透平煙氣出口的換熱管及三甘醇再沸器熱油盤管的需求。在2臺熱油循環泵的出口應設計壓力開關裝置，當泵出口壓力高于壓力開關設定點時將觸發熱油系統的聯鎖關停。
目前氣田使用的熱油(Thermion 59)比熱容為2.62kJ/(kg·℃)，密度為971kg/m3，假設熱油經透平煙氣加熱后工作溫度為300℃，經三甘醇再沸器后溫度降為190℃，那么三甘醇再沸器前后熱油溫差為110℃。前述三甘醇再沸器的熱傳遞速率為1.14×106kJ/h，則每臺再沸器需要的熱油流量為4.07m3/h，2臺再沸器需要的熱油流量為8.14m3/h。由此可見，在熱油泵設備選型時，采用流量較小、功率合適的離心泵即可。
2.3.5熱油加熱器
2.3.5.1 燃氣透平機煙氣排放的背壓
燃氣透平機煙囪的改造設計不能改變燃氣透平機煙氣排放的背壓。經熱油泵增壓后的熱油進入安裝在燃氣透平機煙囪里的熱油加熱器，自上而下流動，與燃氣透平機排出的高溫煙氣進行逆流傳熱，充分吸收燃氣透平機的煙氣余熱(見圖2)。
在燃氣透平機煙囪內安裝熱油加熱器必然會導致煙囪有效橫截面積(即煙氣有效流通面積)減小，所以熱油加熱器的設計及燃氣透平機煙囪的改造應使燃氣透平機煙氣排放的背壓與改造前一致，使高溫煙氣能平穩地經過換熱管段，不影響燃氣透平機的正常工作。
排煙系統的背壓由下式計算：
p=314LSQ2/A2.5
式中p為透平機排煙系統的背壓，kPa；L為煙囪直管及彎頭長度，m；S為透平機排煙系統背壓隨排煙絕對溫度的變化關系；Q為排煙流量，m3/h；A為煙囪有效流通面積，m2。對于同一型號的燃氣透平機來說，如果其運行參數S、Q不可以改變，那么煙囪長度(L)也不可以改變。
由上式可知，在安裝熱油換熱器的同時，通過改造煙囪，相應地擴大煙囪內徑，使改造前后煙囪的有效流通面積保持不變，就可以保證燃氣透平機煙氣排放的背壓與改造之前一致。
2.3.5.2 熱油溫度控制
燃氣透平主發電機在怠速運行時，煙氣溫度為480℃，熱值(Hmin)約為2.55×107kJ/h；當其在滿負荷運行時，煙氣溫度為530℃，熱值約為3.15×107kJ/h。現階段2臺三甘醇再沸器所需最大熱負荷(Qmax)僅為2.28×106kJ/h。
當燃氣透平主發電機在怠速運行時，熱油加熱器的熱量回收率(δ)只需超過8.94%[δ=(Qmax/Hmin)×100%]，那么熱油所吸收的煙氣余熱就完全可以滿足三甘醇再生系統的熱量需求。在換熱器設計時可相應增大換熱器的換熱面積，留出足夠的操作余量來滿足未來系統擴展的需求和降低發電機負荷變化時對三甘醇再生熱量需求的影響。
熱油所攜帶的熱量主要由溫度控制器2按相應的設定值輸出給溫度控制閥2來實現控制。熱油Thermion 59允許最高膜溫為330℃，經加熱后的熱油溫度應控制不高于300℃。如果熱油溫度控制系統失靈，在熱油加熱器里熱油溫度過高，熱油就會發生裂解變質，因此在熱油加熱器出口還應設計溫度開關裝置，當溫度過高時，觸發熱油系統的聯鎖關停。
2.3.5.3 熱油系統保護連鎖及氮氣吹掃裝置
當熱油系統的聯鎖關停觸發時，整個熱油循環系統停止工作，會有一部分熱油滯留在熱油加熱器里，此時燃氣透平發電機是不會停止的，高溫煙氣還會源源不斷地排出，不斷加熱滯留在熱油加熱器里的熱油，這部分熱油很快會由于溫度過高而裂解。因此，需要采取必要的措施來避免這種情況出現。
在系統正常工作時，關斷閥1是打開的，關斷閥2是關閉的。當出現熱油系統的聯鎖關?；蛏a關停時，設備保護系統會發出命令，關斷閥1立即關閉，關斷閥2立即打開。這時來自氮氣發生器系統的低壓氮氣就會進入熱油加熱器，將熱油吹掃干凈。進入熱油系統的氮氣最終進入到熱油膨脹罐，通過壓力調節閥2釋放到氣田低壓排放系統中。
3 可行性及經濟性分析
3.1 可行性分析
實施該設計方案需要改造的設備主要有三甘醇再沸器和燃氣透平機煙囪，需要增加的設備主要有熱油膨脹罐1個、熱油過濾器1個和熱油循環泵2臺。
燃氣透平機生產商有完整的燃氣透平機煙氣余熱回收利用系統供用戶選擇，也有很多廠家專業生產煙氣余熱回收成套設備，同時也可請專業廠家專門設計生產。因此，采購燃氣透平機煙氣余熱回收利用系統和對其進行設備改造的難度都不大。
氣田現場操作經驗表明，在冷啟動時，熱油系統從啟動至到達工作溫度所需的時間短(1h左右)，生產運行穩定、可靠，熱油消耗量很低，維護成本較低。該方案需要改造和增加的設備簡單，體積小，占用平臺空間不多，改造工作量少，工程實施的技術難度不大，生產操作可靠性高，可行性強。
3.2 經濟性分析
從前面的討論中可以看到，該方案拆除原有三甘醇再沸器的直燃式加熱火管及其燃料氣控制系統，改為熱油加熱后，每年將節約燃料氣161×104m3，每年可實現的節能減排量為1955.023t標準煤。按目前國內市場上天然氣價格約為2元/m3計，每年將節約費用322萬元。
根據目前崖城氣田使用的相關設備的市場價格，可以估算出整個改造項目的初期投資費用為305.5萬元，改造項目初期固定投資列表見表1。
經改造后，整個系統的日常維護保養及維修均納入氣田生產設施制度化管理的范圍內，按照目前氣田相同設備的維修和維護成本估算，其費用支出為35.1萬元/a，改造項目日常維護保養及維修費用列表見表2。
經改造后，在整個新系統節約費用及設備維護費用不變的前提下，項目初期投資的回收周期為1.06年，此后，每年可以為氣田凈節約費用286.9萬元。
根據國家規定，熱能工程項目的基準投資回收期一般為8～10年，小型項目一般為7年。相對于資金高投入的海上油氣開發工程來說，投資回收周期少于2年是非常理想的[8]。
綜上所述，實施該方案初期投入資金不高，生產操作及維護保養成本低，經濟效益可觀。
4 應用前景
在崖城氣田海上平臺上，除了三甘醇再沸騰器以外，還有一些生產設備和生活設施是需要使用熱源的，其主要電加熱器一覽表見表3。
假設以上熱源用戶均在滿負荷狀態下工作，總功率將達到650kW。這些主要電加熱器的技術經濟指標見表4。
如果將這些熱源用戶全部改造成熱油換熱，并充分回收利用氣田上其他所有燃氣透平機得煙氣余熱，與本文2.3中涉及的熱油循環系統連成一體，那么將實現燃氣透平機煙氣余熱回收利用最大化，其流程如圖3所示。其相應的技術經濟核算見表5。這將會大量減少燃料氣的消耗量，提高能源的利用率，節約氣田開發生產成本，增加崖城氣田的經濟效益，應用前景廣闊。
5 結束語
本文探討的熱油循環方法回收利用燃氣透平機煙氣余熱的設計方案結構簡單，技術可行，易于推廣，經濟效益好。不管是將本設計方案用于新建海上油氣田還是用于改造已有的油氣田設施，都將會極大地優化海上油氣田的能源利用狀況，有利于貫徹國家的節能減排戰略，實現低碳、清潔生產。
參考文獻
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[8] 孫多斌，李紀峰，高進，等.余熱回收吸收式制冷集中空調方案研究[J].節能，2001，8(6)：6-8.
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