天然气压缩机烟气余热回收技术应用

摘要：为提高油田天然气压缩机组的热能利用效率，通过计算烟气余热潜力、设计余热利用工艺和装置参数，选择油田在用的2台天然气压缩机开展了烟气余热回收技术的先导性试验，试验表明，压缩机排烟温度由347℃降至45℃，压缩机组的热能利用率从20%提升至62.9%，年节能效益78.1万元，投资回收期2.3年，且安全性能稳定。该技术的应用，既解决了高温烟气的热能利用问题，又可有效减少高温烟气对空气的污染，是一项节能减排的实用技术，具有很好的工业应用前景。

关键词：天然气压缩机；余热回收；热能利用率

1.天然气压缩机烟气余热回收技术 1.1余热负荷计算

油田某处理站建有天然气处理系统1套，在用2台470kW燃气压缩机，排烟温度在380～400℃，按降低至50℃设计，计算可回收余热功率为722kW。处理站压缩机余热回收参数见表1。

表1 处理站压缩机余热回收参数

处理站原油总需加热负荷为9836kW，天然气压缩机组余热回收系统可提供722kW，剩余9114kW由处理站原有的蒸汽锅炉提供。通过余热回收计算[3]，单台燃气压缩机组余热回收功率为361kW。燃气压缩机组余热蒸汽锅炉换热功率按900kW设计，额定压力1.6MPa，架空安装。烟气回收余热锅炉设计参数见表2。 表2 烟气回收余热锅炉设计参数

图1 天然气压缩机烟气余热回收系统工艺流程 1.3现场应用情况

天然气压缩机烟气余热回收技术应用以来，天然气压缩机组运行正常，余热回收系统运行稳定。通过对运行参数的统计分析，天然气压缩机烟气余热回收技术应用后，取得了明显应用效果。天然气压缩机的排烟温度从312～372℃降至43～59℃，平均温降291℃；余热蒸汽锅炉每小时生产蒸汽量0.41～0.58t；站内蒸汽锅炉给水温度从15℃提升至72～122℃，平均温升77℃。 2.安全性能评价

本次压缩机烟气余热回收技术先导性试验，主要工艺是在压缩机烟道尾部末端加装换热装置，将高温烟气引至换热装置内完成相关换热过程，回收烟气余热。该工艺未改变压缩机组的原有工艺流程，也未对压缩机组本体进行改造。仅考虑在压缩机烟道处增设了至换热装置的烟道管线，当烟气外排不及时或不充分时，会造成排烟压力（即压缩机背压）的升高，当排烟压力过高时易造成机组机械故障，通过引风机优化设计，该影响可完全消除。通过对运行参数的统计分析，系统排烟压力可控制在444~566Pa，满足设备要求排烟压力小于

1.2kPa的要求，对机组运行未造成影响。同时，改造前后压缩机机组效率测试报告显示，改造前后压缩机的机组效率未发生变化，说明压缩机烟气余热回收技术未对机组效率产生影响。

天然气压缩机余热回收系统投用至今，压缩机组运行正常，未出现运行故障，压缩机机组效率未变化，证实压缩机烟气余热回收技术的工艺稳定性及系统安全性。 3.应用效果评价

节能技术应用后分2次对压缩机烟气余热回收装置应用效果进行了测试，运行工艺为1#、2#压缩机并列运行，烟气通过三通阀汇集到余热回收装置。监测结果显示压缩机排烟温度由347℃降至45℃，余热利用量825.3kW，余热利用量占压缩机输入能量百分比为42.9%，天然气压缩机组的热能利用率从20%提升至62.9%。根据现场运行实际，蒸汽锅炉产蒸汽量按0.5t/h，站内蒸汽锅炉给水量为4.6t/h，锅炉给水温升按77℃计算，压缩机烟气余热回收技术投用后，年可节约天然气67.9×104m3（标况），年节能效益为78.1万元，投资回收期为2.3年，节能效益显著。此外，通过对燃气压缩机和余热回收系统运行报表分析，投用至今，各项生产参数稳定，系统运行正常处理站燃气压缩机余热锅炉运行情况见表3。运行过程中日产生冷凝水量0.6t左右，冷凝水的产生主要在余热蒸汽锅炉省煤器部分，由于烟气温度降至水蒸气露点温度以下，实现冷凝，设计时对省煤器部分进行了重点防腐，余热回收系统设冷凝水回收处理装置，冷凝水经回收后排入站内污水系统。 结论

天然气压缩机是油气生产站场重要的用能设备，其排烟温度高造成能量浪费问题突出，开展节能提效工作非常有必要。通过分析余热潜力，设计余热利用工艺，开展了天然气压缩机烟气余热回收技术试验，试验证实，该技术使得压缩机排烟温度降低了302℃以上，余热利用量达825.3kW以上，天然气压缩机组的热能利用率提高了42.9%，节能效果显著。试验证明烟气余热利用技术在燃气压缩机上应用是可行的，该技术的应用，既解决了高温烟气的外排问题，又可有效减少高温烟气对空气的热污染，是一项节能减排的实用技术，有良好的经济效益和环境效益，应用前景广泛。通过对天然气压缩机烟气余热回收技术的实际应用及效果跟踪评价，同时验证了天然气压缩机烟气余热回收技术的安全性和经济性，为该技术在油田的进一步推广应用奠定了基础。 参考文献

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