吳奇林 肖凱倫 劉 磊 郭 恒 苗 建

中海石油(中國)有限公司深圳分公司, 廣東 深圳 518054

0 前言

2020年9月,中國明確提出2030年“碳達峰”與2060年“碳中和”目標?！半p碳”目標是系統(tǒng)性的能源革命,作為所屬油田的油氣處理中心和電力供應中心的浮式生產儲卸油裝置(Floating Production Storage and Offloading,FPSO)成為海洋油氣開發(fā)進一步節(jié)能減排的主要挖潛目標。目前中國大多數油田天然氣產量不足,FPSO電站多使用原油發(fā)電機[1],其產生的大量中溫煙氣是空氣污染和熱污染的主要來源。研究煙氣回收利用的新技術和新模式,充分回收煙氣中的余熱資源和惰性氣體,不僅能夠創(chuàng)造大量能源利用的經濟效益和環(huán)保效益,還能促進節(jié)能減排,助力“雙碳”目標盡早實現[2-3]。

目前,中國海洋石油行業(yè)的海洋石油112 FPSO[4]、海洋石油115 FPSO[5]原油發(fā)電機排煙管上加裝了余熱回收裝置,回收的大量余熱用以加熱熱介質系統(tǒng)的熱介質油,部分取代了熱介質鍋爐加熱,但沒有對煙氣進行凈化處理,直接排放到大氣中造成污染。對于煙氣的回收利用,主要體現在將FPSO熱介質鍋爐的煙氣用于惰氣系統(tǒng)。海洋石油118 FPSO將熱介質鍋爐燃燒產生的煙氣經過處理后用作油艙惰封氣體[6]，但為保證煙氣流量滿足要求，往往需要提高熱介質鍋爐的熱負荷生產,此舉雖然實現了煙氣利用,但增加了能源消耗,且造成原油發(fā)電機煙氣余熱和煙氣的浪費。此外,陸豐13-2 DPP在原油發(fā)電機煙管設立海水噴淋系統(tǒng)對煙氣進行抑制、除塵和冷卻[7-8],海洋石油115 FPSO、海洋石油118 FPSO原油發(fā)電機的煙氣直接放空,氮氧化物、硫化物和灰分極大地污染了大氣環(huán)境。

綜上所述,中國FPSO廢熱廢煙回收利用的現狀是,回收原油發(fā)電機的中溫煙氣余熱時卻未回收利用煙氣,回收熱介質鍋爐低溫煙氣時造成了額外的能源消耗,且大多數煙氣未經過凈化處理。因此,本文針對上述現狀,設計了一種FPSO原油發(fā)電機廢煙熱利用及凈化新模式,回收原油發(fā)電機的中溫煙氣余熱為熱介質系統(tǒng)提供熱量,同時將煙氣引入惰氣系統(tǒng)用作油艙惰封氣體,其余煙氣凈化處理后排放到大氣中。

1 FPSO煙氣綜合回收利用思路

目前,中國煙氣余熱利用的總體原則是“按質用能、梯級利用”。FPSO原油發(fā)電機排煙溫度通常為250～400 ℃[9],屬于中溫煙氣,是FPSO熱介質系統(tǒng)的理想熱源,見表1。FPSO作為油田電力供應中心,發(fā)電量大,除了中溫煙氣可回收利用余熱較多外,煙氣量同樣可觀。因此,設計了FPSO原油發(fā)電機廢煙熱利用及凈化新模式，在回收利用原油發(fā)電機中溫煙氣余熱的同時,還可將大量煙氣通過惰氣系統(tǒng)用作油艙惰封氣體?；厥沼酂岷?，在部分或完全替代了熱介質鍋爐的同時,也解決了惰氣系統(tǒng)煙氣來源問題。

表1 工業(yè)部門常見的工藝煙氣溫度表

1.1 原油發(fā)電機廢煙熱利用及凈化新模式

針對中國FPSO原油發(fā)電機廢煙熱利用及凈化方面的缺陷和不足,本文將現階段中國成熟的余熱回收技術和煙氣利用技術進行了優(yōu)化整合,并首次提出對廢煙進行凈化處理,設計出一種可同時實現“余熱回收、煙氣利用、煙氣凈化”的FPSO原油發(fā)電機廢煙熱利用及凈化新模式，其流程見圖1。

圖1 FPSO原油發(fā)電機廢煙熱利用及凈化新模式流程圖Fig.1 Flowchart of a new model of waste heat utilization and purification of FPSO crude oil generator flue gas

按惰氣來源方式分類,惰氣發(fā)生裝置可分為煙氣模式惰氣發(fā)生裝置、燃燒模式惰氣發(fā)生裝置以及同時包含兩種模式的多功能惰氣發(fā)生裝置[10]。多功能惰氣發(fā)生裝置的工作方式是,當煙氣含氧量低于5%時,煙氣由風機抽出,經預水洗塔冷卻并除塵后,由風機打入各貨油艙;當含氧量超過5%時,煙氣和柴油二次燃燒，煙氣含氧量進一步降低后由風機打入各貨油艙。多功能惰氣發(fā)生裝置流程[11]見圖2。

圖2 多功能惰氣發(fā)生裝置流程示意圖Fig.2 Schematic diagram of multifunctional inert gas system

通常FPSO只需要在貨油外輸和洗艙驅氣時才使用惰氣,此時需要投用多功能惰氣發(fā)生裝置;其他時間多功能惰氣發(fā)生裝置無需啟動。

1.1.1 工況1:未投用多功能惰氣發(fā)生裝置

在無需投用多功能惰氣發(fā)生裝置時,原油發(fā)電機的中溫煙氣首先進入煙氣換熱器中,與熱介質油充分換熱后的低溫煙氣進入洗滌塔清潔除塵,凈化后的潔凈煙氣通過風機直接排放到大氣中。

1.1.2 工況2:投用多功能惰氣發(fā)生裝置

當需要啟用多功能惰氣發(fā)生裝置時,打開風機至多功能惰氣發(fā)生裝置隔離閥,關閉煙氣放空閥,潔凈煙氣通過風機增壓后進入多功能惰氣發(fā)生裝置，此時又可分為三種情況。

1)當煙氣含氧量低于5%時,多功能惰氣發(fā)生裝置無需啟動,惰氣直接經過第二次凈化處理后進入油艙惰封系統(tǒng)。

2)當煙氣含氧量高于5%時,多功能惰氣發(fā)生裝置啟動,煙氣與柴油混合二次燃燒后形成含氧量低于5%的合格惰氣，合格惰氣經過第二次凈化處理后進入油艙惰封系統(tǒng)。

3)當上游流程故障,無法使用原油發(fā)電機煙氣時,多功能惰氣發(fā)生裝置可以利用新鮮空氣助燃柴油制造惰氣,合格惰氣經過第二次凈化處理后進入油艙惰封系統(tǒng)。

1.2 新模式技術難點和解決方案

1.2.1 低溫腐蝕問題

在煙氣余熱利用技術中,換熱材料的低溫腐蝕問題最為突出。當煙氣溫度低于硫酸蒸汽的酸露點時,受熱面金屬會發(fā)生較嚴重的腐蝕[12]。工程實際應用上根據適用的公式計算酸露點,再根據酸露點設定換熱器的出口溫度。此外,換熱部位可應用各類含氟聚合物材料,避免傳統(tǒng)金屬材料的腐蝕問題[13]。

1.2.2 換熱管積灰問題

在換熱器中,煙氣中的酸性組分和冷凝水混合后會附著在換熱管表面,輕則降低傳熱效率,重則增加煙氣流動阻力并堵塞煙道。對此,業(yè)內一般采用適當提高煙速、優(yōu)選盤管間距、定期吹灰等措施解決積灰問題[14]。

1.2.3 煙氣含氧量不合格問題

原油發(fā)電機的煙氣含氧量一般為10%～15%[15],原油發(fā)電機負荷不同、工況變化均會導致煙氣含氧量發(fā)生變化，原油發(fā)電機煙氣排放口煙氣組分參數見表2。由于油船油艙惰氣要求含氧量低于5%[16],因此不能直接將原油發(fā)電機煙氣用作惰封氣體,除了對煙氣進行降溫除塵處理外,還需進一步降低煙氣含氧量。因此，在新模式中應用了多功能惰氣發(fā)生裝置。

表2 原油發(fā)電機煙氣排放口煙氣組分參數表

2 案例分析

本文選取海洋石油118 FPSO作為實例研究對象,分析該設施應用原油發(fā)電機廢煙熱利用及凈化新模式的可行性,同時對其經濟效益和環(huán)保效益進行量化評價。

海洋石油118 FPSO布置有6臺美國卡特彼勒公司 8 000 kW 原油/柴油雙燃料往復式原油發(fā)電機,為全油田供電。在正常生產情況下,6臺原油發(fā)電機3用3備。熱介質系統(tǒng)由3臺10 000 kW的熱介質鍋爐、4臺熱介質循環(huán)泵和1個熱介質膨脹罐組成,為各個工藝環(huán)節(jié)提供熱量。海洋石油118 FPSO還布置了1套煙氣模式惰氣發(fā)生裝置,煙氣來源為熱介質鍋爐；1套燃燒模式惰氣發(fā)生裝置,裝置燃料為柴油。

2.1 可行性分析

2.1.1 熱值理論計算

正常生產情況下,海洋石油118 FPSO的3臺原油發(fā)電機運行,分配負荷為65%,美國卡特彼勒公司提供的原油發(fā)電機負荷與排煙溫度和排煙流量的關系見圖3。65%負荷下單臺原油發(fā)電機排煙流量為44 000 kg/h,總排煙流量共計132 000 kg/h,原油發(fā)電機排煙溫度為400 ℃(實測)。煙氣定壓比熱容為1.2 kJ/(kg·K),設定余熱回收裝置煙氣出口溫度為150 ℃(經典理論和技術經濟分析認為,排煙溫度在120～140 ℃內為宜[17],為保持足夠的安全余量,這里采用換熱器煙氣出口溫度為150 ℃進行核算)，余熱回收裝置效率暫取0.9,熱功率為9 900 kW。

圖3 原油發(fā)電機負荷與排煙溫度和排煙流量的關系圖Fig.3 Relationship between load of crude oil generator andflue gas temperature and flue gas flow rate

余熱回收裝置功率和典型年份熱負荷需求對比見圖4。

圖4 余熱回收裝置功率和典型年份熱負荷需求對比圖Fig.4 Comparison of power of waste heat recovery device andthermal load requirements in typical years

2019年海洋石油118 FPSO熱負荷為2 140 kW,為歷年最高。當3臺原油發(fā)電機以高于65%負荷運行、煙氣出口溫度低于150 ℃時,余熱回收裝置可提供的功率至少為9 900 kW,大于FPSO熱介質系統(tǒng)實際最高熱負荷需求2 140 kW;所以,加裝余熱回收裝置能夠充分滿足熱介質系統(tǒng)對熱量的需求,可以部分或全部取代熱介質鍋爐,即使當后續(xù)油田產量高于預期,熱負荷高于預測,余熱回收裝置也是熱站熱源的有力補充。

2.1.2 煙氣量計算

海洋石油118 FPSO正常生產時原油發(fā)電機組總排煙流量為13 200 kg/h,煙氣實測密度為0.684 kg/m3,故煙氣體積流量為19 298 m3/h,充分滿足FPSO日常洗艙作業(yè)惰氣需求。此外,惰氣系統(tǒng)設計能力還應是外輸速率的1.25倍[18]。在外輸工況下,海洋石油118 FPSO 4臺原油發(fā)電機并聯運行,分配負荷為55%,單臺原油發(fā)電機排煙流量為38 500 kg/h,總排煙流量可達154 000 kg/h,折算體積流量為225 146 m3/h,而正常外輸速率為4 200 m3/h,煙氣需求量僅為5 250 m3/h，原油發(fā)電機組總煙量完全滿足外輸惰氣需求。

2.2 經濟效益評價

2.2.1 運行成本效益

海洋石油118 FPSO熱負荷需求按最高2 140 kW計算,按年生產時率330 d計,FPSO原油發(fā)電機廢煙熱利用及凈化新模式下每年可節(jié)約能耗 2 083 t 標準煤。將原油發(fā)電機煙氣用作油艙惰氣,按約10 d/次的外輸頻率計,可節(jié)約柴油約450 t/a。

2.2.2 投資成本效益

由于工藝改造涉及面寬,影響較大,本文不考慮將現FPSO改造為原油發(fā)電機廢煙熱利用及凈化新模式,只考慮新造FPSO時采用新模式相對于舊模式的投資成本效益。在海洋石油118 FPSO,3臺額定熱功率10 000 kW的導熱油加熱爐總投資成本約240萬元,而在新模式中,2臺額定熱功率為10 000 kW的余熱回收裝置即可滿足工藝要求,根據市場均價2臺余熱回收裝置的投資成本僅50萬元。因此,新模式相較舊模式投資成本可節(jié)省約190萬元。此外,新模式的其他工藝設備在現FPSO中均有布置,不再核算其他設備的投資成本效益。

2.3 環(huán)保效益評價

當前燃油工業(yè)煙氣中平均煙塵濃度為445.7 mg/m3,氮氧化物平均排放濃度為429 mg/kg,二氧化硫平均排放濃度為48 mg/kg[19]。根據海洋石油118 FPSO正常生產時原油發(fā)電機組總排煙流量13 200 kg/h(19 298 m3/h)計算,新模式下,按年生產時率330 d、煙氣凈化效率80%計算,海洋石油118 FPSO可減少煙塵排放54.5 t/a,減少氮氧化物排放35.84 t/a,減少二氧化硫排放4.01 t/a,環(huán)保效益顯著。

3 結論

1)余熱回收裝置能夠充分滿足熱介質系統(tǒng)對熱量的需求,多功能惰氣發(fā)生裝置也能解決原油發(fā)電機煙氣含氧量不合格問題。兩種裝置引入后，FPSO原油發(fā)電機廢煙熱利用及凈化新模式完全滿足生產實際需要，后續(xù)油田產量高于預期,熱負荷高于預測,余熱回收裝置也是熱站熱源的有力補充。

2)原油發(fā)電機組日常負荷下,排煙流量充分滿足FPSO日常洗艙作業(yè)惰氣需求。外輸工況下,煙氣需求量增加,但原油發(fā)電機組負荷增加,排煙流量同樣增加,充分滿足原油外輸工況下的惰氣需求。

3)運用新模式后,每年節(jié)約采油450 t,直接經濟效益可觀。

4)新模式可減少FPSO煙塵排放54.5 t/a,減少氮氧化物排放35.84 t/a,減少二氧化硫排放4.01 t/a,環(huán)保效益顯著。