天然气处理厂供热系统优化效果评价

景 元，高好洁，朱 珠，冯 维，高 欣，方 丹，赵彦女

（中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林 719000）

蒸汽锅炉是天然气处理厂生产过程中的重要动力设备，其任务是给甲醇再生塔、管线储罐伴热系统以及厂区采暖系统提供蒸汽，以满足生产需求。因此供热系统稳定高效运行是决定天然气处理厂正常生产的重要因素。

1 供热系统运行现状

图1 供热系统工艺流程图

某天然气处理厂采用功率为6 t/h 的蒸汽锅炉，产生压力为0.40 MPa～0.52 MPa 的高温蒸汽，为厂区生产装置及暖气系统供热（见图1）。换热后的高温凝结水与除氧软化水混合后进入凝结水回收期，由锅炉上水泵输送至三台锅炉再次利用[1]。

2 运行存在问题及原因分析

2.1 供热管网长，频繁出现冻堵现象

该天然气处理厂蒸汽管网由甲醇再生装置、生产区采暖系统、生活区采暖系统供热管线以及管线储罐伴热组成，由于蒸汽循环管网长达300 m，伴热设备多，蒸汽循环路径长，蒸汽需求量大，锅炉负荷大，能源浪费较大；同时蒸汽管网末端在冬季频繁出现冻堵现象，造成蒸汽系统循环不畅，管线损坏等问题，严重影响正常生产。

2.2 凝结水回收器内凝结水温度高

在冬季高峰生产时，为保证甲醇再生装置及生产区、生活区暖气供热需求，必须投用两台锅炉。即使锅炉持续小火运行，所产生的蒸汽量仍大于生产实际所需蒸汽量，大部分热量随着凝结水管路进入回收系统，凝结水回收器进口温度高达115 ℃。而回收的热量得不到充分再利用，造成回收器内的凝结水温度、压力均大幅升高，凝结水管线频繁发生水击现象，且锅炉上水泵在持续高温、高压作用下，气蚀严重，频繁出现补水停止的现象，对安全生产造成很大的影响[2]。目前主要通过手动排污降低凝结水回收器温度，这样就造成了相当大的浪费。

3 优化改造措施

3.1 优化供热管网，缩短蒸汽循环回路

通过调研油气田先进供热系统，分析供热系统伴热管线组成后：先后对蒸汽管网进行多次割除优化，割除甲醇管线伴热、污油管线伴热等不必要的管线伴热，停运火炬区、罐区蒸汽管网，优化后蒸汽循环回路仅为之前的四分之一，降低蒸汽消耗量，降低管线腐蚀刺漏频次，割除伴热后的设备管线并未出现冻堵情况。

图2 甲醇再生装置区蒸汽管线改造流程图

3.2 改造工艺管线，二次利用高温凝结水

针对凝结水回收器水温过高的问题[3-4]，对该天然气处理厂优化后的各换热单元实际蒸汽用量及锅炉负荷进行核查（见表1）。

表1 锅炉负荷及各单元蒸汽用量核查表

由Q=CM1ΔT1=CM2ΔT2计算分析确定以下改进措施。

3.2.1 改造甲醇再生重沸器凝结水管线 供热管网通过废液重沸器和原料水加热器为甲醇再生装置提供热源，蒸汽加热塔底废液后产生的凝结水温度仍然高达100 ℃～120 ℃，可将这部分凝结水再次利用：停用并割除原料加热器蒸汽管线（图2 中绿色管线），将重沸器出口高温凝结水引入原料加热器加热原料水二次利用（图2 中蓝色管线），二次换热后的凝结水温度降低至50 ℃～60 ℃。

3.2.2 改造生产区供暖管线 重沸器凝结水管线优化后，凝结水管线温度得到有效降低，但凝结水总管进入凝结水回收器之前温度仍然高达85 ℃～95 ℃，因此在凝结水进回收器前，将高温凝结水引入生产区采暖系统进行二次换热，消耗闪蒸汽，凝结水二次换热后温度62 ℃～67 ℃（见图3、图4）。

图3 生产供暖系统改造前工艺流程图

图4 生产供暖系统改造后工艺流程

4 运行效果分析

4.1 安全环保性

供热管网腐蚀、冻堵等故障明显下降，锅炉上水泵汽蚀现象消除，减少补水泵故障维修频次[5]。同时回收凝结水温度降低，有效减少凝结水管线水击的强度和频次，降低了管线运行的安全风险。

4.2 经济性

［1］ 贺超.锅炉房凝结水回收节能改造技术经济性分析［J］.煤气与热力，2009，29（9）：5-6.

［2］ 孟磊，徐东.蒸汽凝结水回收工艺中二次蒸汽的利用［J］.辽宁化工，2010，39（11）：1168-1173.

［3］ 杨军，杨月，王茂延，等.蒸汽凝结水的回收及利用［J］.节能技术，2004，（1）：33-34.

［4］ 单玉林.蒸汽凝结水回收系统中问题的分析［J］.广州化工，2008，（3）：81-82.

［5］ 盛会青.锅炉上水流程改进研究和应用探讨［J］.现代商贸工业，2011，（6）：282-283.