由上游气田产出的天然气中含有轻油、水、硫化氢等杂质，须经油气处理厂完成分离和净化后才可向下游输送并使用。由于油气处理厂的初期建设规模大、工艺单元多、各单元间运行关联性强，故其能耗通常较高[1-2]。作为应用最广的节能降耗技术，夹点分析已经在过程工业中取得了显著成果。例如，在作为炼油厂“龙头”工艺的常减压装置中，可通过构建换热网络，利用工艺物流的热量将原油从常温加热至约280 ℃，从而大大降低常压塔加热炉的热负荷[3-5]。在换热网络为热端阈值问题的催化裂化装置中，采用夹点分析的设计方法可有效降低冷公用工程用量，并提高蒸汽产量[6]。张小锋[7]对某乙烯装置进行夹点分析，发现装置的高温余热回收不合理，提出的相应改造方案可使吨乙烯能耗降低约5%。周梦[8]对某天然气处理厂的净化单元和硫磺回收单元共同进行夹点分析，提出的热联合方案可有效提高蒸汽利用率。
㶲分析是一种基于热力学第一定律和热力学第二定律的能量分析方法，可同时考虑能量的负荷大小和品质高低。原海峰等[9]采用㶲分析方法优化换热网络，提高了换热过程的㶲效率，可节省大量高温热源。Oluleye等[10]评估了在不同热源温度下，有机朗肯循环、吸收式制冷、机械式热泵、吸收式热泵等余热回收技术的㶲损失情况，可为不同条件下的余热回收技术选择提供参考。Remeljej等[11]对液化天然气厂的4种工艺进行了㶲分析，指出了提高各工艺能量利用效率的方向。
作为具有代表性的节能优化方法，夹点分析和㶲分析均已得到广泛应用[12]。然而，一方面，相比于大型炼化装置，油气处理厂各单元的流程更加简单，单个装置尺度上的换热网络优化潜力有限，因此，夹点分析方法尚未在油气处理厂的节能优化问题中得到足够的重视。另一方面，㶲分析方法多用于设备、单元与各项节能技术的评价，并指导节能技术的比选，但很少有研究从全局的角度对工厂整体进行㶲分析。此外，油气处理厂在以年为单位的长时间运行过程中，往往面临着原料流量逐渐降低导致产量衰减的趋势，目前尚无研究能考虑其随时间变化的动态能量系统的分析与优化。
本研究针对某典型的油气处理厂，收集其多个时期下的工况数据并进行模拟，结合使用夹点分析和㶲分析方法，识别出全厂在长周期下的不合理用能点和㶲损失分布。提出了节能优化方案，并分析了各方案的节能效果随时间变化的趋势，从而为产量衰减的油气处理厂的能量系统提供长期的节能优化指导。
在该油气处理厂中，从气田采出的油、气、水混合原料先经集气预处理装置分离，液相油水混合物进入凝析油处理装置，被分离为凝析油和气田水。由集气预处理装置分离出的含硫天然气原料气经增压站加压后进入脱硫装置，采用MDEA溶剂吸收法脱除原料气中的硫化氢和部分二氧化碳。脱除硫化氢后的湿净化气进入脱水脱烃装置，采用低温分离法脱除水和轻烃，得到的干气即为天然气产品气。在脱硫装置中，吸收酸性气后的MDEA富液经过再生，释放出的酸性气进入硫磺回收装置，酸性气中的硫化氢经低温克劳斯工艺被加工为硫磺产品，尾气则经焚烧后排放放空。此外，导热油系统作为公用工程系统，向全厂各热阱供热。
收集该油气处理厂在2017－2023年间，每年在平稳运行期中的一套现场仪表数据及物流化验数据。对该厂在这7个时间点的工况下，使用Aspen HYSYS软件分别进行全流程模拟。该处理厂在7种工况下的原料流量变化如图1所示。其中，原料包含原料气、凝析油和气田水三部分。由图1可以看出，该气田的原料气产量随时间的推移呈现出明显的降低趋势，伴生的凝析油和气田水的流量均随之下降。原料气的组成变化见图2。原料气中硫化氢含量逐年增长，其他组分的含量则在小范围内波动。
使用Aspen Energy Analyzer软件对各工况下的全厂换热网络进行夹点分析。该厂共有27条与换热相关的工艺物流，包括15条热物流和12条冷物流。取最小传热温差为10 ℃，得到的主要结果如图3所示。图3表明，随着周期时间的增加，全厂理论最小冷、热公用工程用量均降低得十分缓慢，这是现场为保证在气田井喷时原料气流量突然增大情况下的生产安全，脱硫装置使用的MDEA贫液流量始终维持在高位所造成的结果。此外，图3还表明，全厂换热网络的夹点温度在整个长周期内保持稳定，这同样是因为MDEA再生塔的操作负荷大，使其成为全厂用能的“瓶颈”，该塔的重沸器温度始终是全厂的夹点温度。
MDEA贫液流量及其相关操作条件变化如图4所示，在整个长周期内，相比于原料气流量明显降低，MDEA贫液流量的下降幅度很小。受此影响，MDEA再生塔的进料流量和重沸器负荷均缓慢减小。
图5（a）和图5（b）分别展示了全厂热、冷公用工程实际用量的分布，其中，脱硫装置的MDEA再生塔重沸器的负荷在总热公用工程负荷中的占比达78% ~ 90%，MDEA再生塔冷凝器和MDEA贫液（MDEA再生塔塔底出料）冷却器两者的负荷之和约占冷公用工程总负荷的51% ~ 70%。上述3条物流均为夹点之下的热流或夹点之上的冷流，所以，它们使用公用工程是合理的。在这种情况下，原料流量主要减少了可参与构建换热网络的负荷，导致理论最小冷、热公用工程用量下降缓慢。相比之下，实际冷、热公用工程用量下降幅度更明显，因为全厂存在多个不合理用能点，本应参与换热网络构建的工艺物流直接使用了冷、热公用工程的情况。这些工艺物流的流量和热负荷均随原料流量的下降而明显降低，故而不合理用能总量也随之减小。图5（c）展示了在装置（紫色）和全厂（绿色）两种尺度下，夹点分析指出的不合理用能分布。可以看出，在整个长周期内，装置尺度的夹点分析只能指出凝析油处理装置的闪蒸气压缩机级间冷却器这一个不合理用能点。凝析油处理装置为冷端阈值问题，理论上只需要热公用工程，但该装置存在闪蒸气压缩机级间冷却器，其热物流的热量本应用于满足凝析油预热器所需的部分热负荷，却被直接冷却，故被认定为不合理用能。相比之下，全厂尺度的夹点分析可明显识别出4处不合理用能负荷，其中，凝析油处理装置的凝析油预热器为夹点之下的加热器，硫磺回收装置的余热锅炉、克劳斯硫磺冷凝器和CPS冷凝器均为夹点之上的冷却器。需要说明的是，克劳斯硫磺冷凝器存在较大的生产波动，而CPS冷凝器为间歇操作的冷却器。在本研究中，它们在各年份时间点下的负荷均取为在一个操作周期（36 h）中的平均负荷。由于硫磺回收装置涉及燃烧化学反应，存在大量高温余热，该装置在单独进行夹点分析时为热端阈值问题，余热锅炉、克劳斯硫磺冷凝器和CPS冷凝器所使用的冷公用工程均被视为合理用能。然而，脱硫装置、脱水脱烃装置及凝析油处理装置均有热公用工程需求。将全厂作为一个整体进行夹点分析时，硫磺回收装置的余热本可用于全厂其他装置的夹点之上的热阱，却被直接冷却，故而成为了不合理用能。由此可见，虽然油气处理厂的各装置相比于大型炼化装置较为简单，各装置本身节能潜力有限，但在全厂尺度下进行夹点分析时，依然存在可观的节能优化空间。
基于GB/T 14909—2021《能量系统㶲分析技术导则》[13]，计算全厂主要设备的㶲损失和排弃㶲，继而求取各装置和全厂的㶲损失及排弃㶲的分布，得到的主要结果如图6~图12所示，其中，导热油系统中只有㶲损失，不存在排弃㶲。图6~图12中纵坐标“0”以上为㶲损失，“0”以下为排弃㶲。
从图6和图7可以看出，全厂㶲损失主要存在于导热油系统中，占比达67%~75%，而导热油系统的㶲损失几乎全部体现在导热油炉上。这是因为燃料气燃烧能产生非常高的温度（通常在800 ℃以上），本可以提供较高的㶲价值，但全厂的夹点温度仅约120 ℃。因此，该厂采用了操作控制方便、安全风险低的导热油系统作为热公用工程系统，并设置了较低的导热油温度（热端温度约180 ℃），最终不可避免地产生了显著的㶲损失。此外，由于存在处理量大、能耗高的精馏塔设备，脱硫装置的㶲损失也较大，其在全厂㶲损失中的占比约为14%~16%。而对排弃㶲而言，全厂排弃㶲主要存在于脱硫装置和硫磺回收装置中，二者占比分别约为52%~70%和16%~25%。
从时间变化的角度来看，增压站、凝析油处理装置的㶲损失及排弃㶲，以及脱水脱烃装置的㶲损失，均随原料流量下降而呈现出明显的降低趋势。然而，MDEA贫液流量在整个时间周期内仅小幅降低（如第2.2节中所述），使得导热油系统、脱硫装置的㶲损失虽也随原料流量下降而减小，但减小幅度较平缓。脱硫装置的排弃㶲则在整个长周期内保持稳定，这是因为脱硫装置的排弃㶲由MDEA再生塔塔顶冷凝器和MDEA贫液冷却器两部分构成，前者随周期时间的增加而下降，后者则随之增大。这部分工艺流程如图13所示，图中压力均为表压。
在原料气流量降低的过程中，根据工艺操作的要求，自MDEA再生塔塔底出来的贫液温度保持在120 ℃左右，需将进塔富液从约55 ℃加热至约85 ℃。由于贫液的热容流率小于富液，前者在贫富液换热器中的进、出口温差始终大于后者。在单位流量贫液处理的原料气流量不断降低的情况下，贫液的热容流率不断趋近于富液。而在贫富液换热器中，富液的进、出口温度及贫液的入口温度均为工艺条件所固定，贫、富液热容流率的变化使得贫液的进、出口温差减小，出口温度随之上升。同时，贫液空冷器则始终要求将贫液冷却至40 ℃左右，故贫液空冷器的热负荷不断增大，排弃㶲增加。
硫磺回收装置的㶲损失和排弃㶲均随周期时间的增加而呈整体下降趋势，但在2020—2021年期间出现了小幅上升。这是因为在该时间段内，原料气流量稍有下降，但原料气中硫化氢含量有较明显的增加（见图1和图2），使得硫磺回收装置的酸性气处理量和硫磺产量反而小幅增大，装置的㶲损失和排弃㶲上升。在其他时间段内，原料气流量下降的影响超过硫化氢含量增大的影响，故该装置的㶲损失和排弃㶲整体降低。
基于长周期下的夹点分析与㶲分析结果，并结合现场实际因素，为该油气处理厂提出4种节能优化方案。需要说明的是，虽然㶲分析结果表明导热油系统的㶲损失很大，但若将导热油系统整体替换为㶲效率较高的蒸汽动力系统，则需投入极高的改造成本。由于导热油系统亦可完全满足全厂热公用工程的需求，且具有安全风险低、便于操作控制的优势，所以，不对导热油系统提出优化方案。
全厂夹点分析结果表明，凝析油装置的凝析油预热器是夹点之下的加热器，为不合理用能。因此，可寻找该厂在现行换热网络中，夹点之下使用冷公用工程的热物流作为凝析油预热器的热源，从而消除这部分的不合理用能，减少热公用工程用量。全厂在夹点之下且热负荷较大的热物流主要有：增压站中的高压原料气、脱硫装置中的MDEA贫液和MDEA再生塔冷凝物流。图14展示了这3条热物流在满足传热温差的前提下，可为凝析油提供的热负荷大小。可以看出，在整个长周期内，只有高压原料气的余热始终与凝析油所需热量大小相匹配，能够实现较高的余热利用率。因此，本方案采用高压原料气加热凝析油，可在该厂产量逐渐衰减的情况下长期适用，各时间下的实际节能量即为凝析油所需热负荷。
㶲分析结果表明，脱硫装置MDEA再生塔的㶲损失和冷凝器的排弃㶲均非常大，且该塔的塔顶温度（约100 ℃）与塔底温度（约120 ℃）相差较小，因此，可采用热泵精馏以降低该塔的能耗。另外，从夹点理论来看，热泵精馏是一种通过设置热机以实现热量跨夹点的利用、从而降低能耗的方法，适用于该塔操作温度处于夹点温度附近且在夹点冷、热两端热负荷较大的情况。与此同时，㶲分析结果还指出，脱硫装置中的贫富液换热器㶲损失较大，意味着该换热器的传热温差过大，热源与热阱的温度匹配效果不佳。从图13可以看出，贫富液换热器的热流贫液在完成换热后，尚需由贫液空冷器冷却至目标温度。基于上述情况，提出换热网络与吸收式热泵精馏耦合方案，利用MDEA再生塔的冷凝物流和从MDEA再生塔塔底出来的贫液高温段热量，来共同驱动以LiBr / H2O为工质对的吸收式热泵精馏机组运转，获得的高温热量用于重沸物流的加热，从而降低导热油的用量以实现节能。但对贫液而言，在用作吸收式热泵的热源之后，再用于加热富液，则可实现更好的热量梯级利用，也使贫液空冷器的负荷得以降低。本方案的能量相关数据变化如图15所示。可以看出，在整个长周期内，冷凝物流的可供热负荷下降，而贫液可供热负荷整体呈上升趋势，最终使得方案的节能量较为稳定。该方案在气田产量衰减的情况下具有重要的节能价值。
在硫磺回收装置中，余热锅炉回收高温过程气的余热并发生蒸汽，用于装置内热阱的加热。然而，热量衡算结果表明，该装置内的热阱所需的总热负荷小于自产蒸汽可供应的热负荷，所以，蒸汽在加热装置内的热阱之后处于部分冷凝的状态，仍需经过蒸汽空冷器以全部成为冷凝水，这意味着在夹点之上使用了冷公用工程，故为不合理用能。因此，可将硫磺回收装置的余热锅炉所发生的蒸汽分流，其中，一部分蒸汽用于刚好满足该装置内热阱的热负荷需求，另一部分蒸汽则外供用作脱硫装置MDEA再生塔重沸器的热源，从而实现对硫磺回收装置的高温过程气余热的完全利用。图16为蒸汽系统改造方案相关数据图。由图16可知，本方案节能量的变化趋势与硫磺产量相同，主要是受原料气中硫化氢含量的影响，随时间的增加而整体降低。
㶲分析结果表明，脱硫装置中的富液泄压阀有不可忽视的㶲损失（见图9）。与此同时，脱硫装置中存在2台泵设备（见图13），其中，热贫液泵的物流进、出口压力均处于富液泄压阀的进、出口压力范围内。因此，可利用待泄压的富液推动液力透平做功，以带动热贫液的加压，从而节省热贫液泵消耗的电能。图17为液力透平方案相关数据图，该方案的可行性由图17验证，其中，富液可供有效功是在设定液力透平做功效率为60%的条件下计算得到。可以看出，富液可供有效功始终大于热贫液泵所需有效功，因此，本方案长期适用。本方案的节能量即为热贫液泵电耗，随着时间的增加，节能量因贫液流量的缓慢下降而小幅降低。
基于夹点分析和㶲分析结果，提出的4种节能方案主要信息见表1。
1） 全厂尺度下的夹点分析结果表明，该油气处理厂整体上具有可观的节能潜力。脱硫装置的MDEA再生塔是全厂用能的“瓶颈”所在，全厂换热网络的夹点温度始终为MDEA再生塔的重沸器温度。随着原料流量的下降，全厂理论最小冷、热公用工程用量缓慢降低，实际冷、热公用工程用量与不合理用能量则更明显地减小。
2） 㶲分析结果表明，该厂的㶲损失集中在导热油炉与脱硫装置中，而排弃㶲则主要由脱硫装置和硫磺回收装置产生。除脱硫装置的排弃㶲在整个长周期内保持稳定外，其他装置的㶲损失和排弃㶲均随原料流量下降而不同程度地减小。
3） 在原料气流量明显下降的情况下，脱硫装置的MDEA贫液流量仅小幅降低，这对全厂能量系统的变化有着根本性的影响。
4） 提出了4种节能优化方案。随着原料流量的下降，换热网络方案、蒸汽系统改造方案、液力透平方案的节能量均呈减小趋势，而换热网络与吸收式热泵精馏耦合方案的节能量则较为稳定，对产量衰减的油气处理厂的能量系统优化具有重要意义。
2025, Vol. 54 Issue (2): 136-143 2025, Vol. 54 Issue (2): 136-143