天然气处理装置余热回收技术

介绍了应用高温水源热泵和溴化锂直燃机回收天然气处理装置中压缩机出口天然气和硅油炉及再生气加热炉烟筒废气的热量的技术思路及实践情况。利用高温水源热泵回收的余热在冬季可为天然气处理装置的排污管线伴热和为生产厂房供暖，利用溴化锂直燃机回收的余热可解决冬季办公取暖和夏季降温的问题。这项余热回收技术为天然气处理系统应用高温水源热泵和溴化锂直燃机回收天然气处理装置的余热提供了借鉴。     

大港南部油田污水余热回收利用

针对枣一联合站燃料消耗量大、运行成本高,同时大量回注污水的余热未经利用存在热能浪费的问题,引进吸收式水源热泵工艺。通过新建燃气型吸收式热泵,以站内天然气为动力,从回注污水中提取余热,为站内原油脱水、掺水加热及冬季供暖提供热量。热泵系统建设投运后,原油脱水等系统温度可满足工艺要求,停运了原掺水、脱水、采暖加热炉。改造前后对比,天然气消耗减少2661 m3/d,年节约天然气79.95×104m3。     

高温水源热泵机组在油田污水余热回收利用中的应用

开发利用油田高温污水余热资源成为油田新的效益增长点。介绍了高温水源热泵机组工作原理、特点、现场应用情况以及应用效果分析等。实践证明,采用BOO项目管理模式实现污水余热开发利用,可以有效解决油田节能项目资金不足的问题,高温水源热泵机组在油田污水余热回收利用中的应用其技术是成熟可行的,完全能满足油田高温污水通过两级换热的利用方式的技术要求,具有良好的推广应用价值。     

龙一联合站余热回收利用

龙一联合站作为采油九厂北部油田的枢纽站,随着北部油田新区块的生产开发,该站处理量逐年增大,导致耗电、耗气等耗能量不断增加。而该站处理工艺中没有充分利用污水余热和燃气发电机组高温烟气的余热,造成能源浪费。针对这一问题,通过分析龙一联热负荷和余热现状,提出了压缩式热泵机组联合烟气余热回收装置的余热回收工艺,利用该工艺回收余热6.33 MW,可以完全替代采暖炉和脱水加热炉,部分替代掺水加热炉和外输加热炉。龙一联合站通过这种余热回收工艺回收低温余热和烟气余热,每年节省标准煤3 579.4 t,最终达到降低生产运行成本、节约能耗的目的。     

天然气发电机余热回收系统的应用效果评价

随着天然气发电机在油田场站的广泛应用,如何利用发电机排放的高温尾气的热能已经成为一个新的课题.通过对余热回收设备及配套技术的应用研究分析,系统地阐述了余热利用的设备组成、性能原理.并结合实际案例利用发电机燃烧后排出废气的热量,通过余热回收设备及配套的保护部分将其变为可用能源,替代燃气加热提供热源,取得良好的节能效益.为余热回收技术的推广应用提供了参考.     

大港南部油田天然气的回收利用

大港南部油田因各区域生产参数不同,产气、用气量差异大,以往剩余天然气外排,而气量欠缺的区域加热炉需要燃烧原油,既浪费能源又存在安全隐患.自2005年开始,陆续试验应用井口真空相变加热炉、自动管道加热器、井口储集器及天然气发电等多种技术,开发利用油井伴生气资源.为了充分挖掘单井天然气的利用潜力,以最少的投资取得最大的经济效益,结合大港南部油田集输工艺现状,经过研究分析,分别从利用套管气取代电加热器提升集输系统温度和利用富余天然气发电两方面来开发利用油井伴生气资源.     

炼化装置低温余热回收利用案例分析

对某炼化企业常减压蒸馏、催化裂化、延迟焦化、高温除油等装置的载热水温度、压力、流量等情况及气分装置、其他伴热系统蒸汽的温度、压力、流量等情况等进行了调研,分析了各装置低温余热的供需情况。同时,根据低温余热的回收利用策略,提出低温余热回收利用方案,将常减压蒸馏装置、催化裂化装置、延迟焦化装置等的低温余热加以回收,用于为气分、伴热系统供热。经分析,上述方案实施后,可极大地降低循环水的消耗,减小对环境的热污染,年回收低温余热量可达2 000 TJ以上,每年可节省1.0 MPa蒸汽900 kt,每年可增加经济效益近9 000×104 RMB$。     

天然气深冷装置燃机尾气余热回收技术改造

天然气深冷装置中压缩机燃机产生大量的高温尾气,具有很高的回收利用价值,是提高能源利用率的重要方向之一。某天然气处理厂针对前期投入的蒸汽余热锅炉具有管理难度大、运行费用高和安全性差等问题,提出采用导热油作为热载体回收尾气余热的方案,实施后取得了很好的经济效益。     

油田利用热泵回收余热的现状及效果分析

为了节能减排,提高能源利用率,大庆油田近年来利用热泵进行生产工艺产生的余热回收。目前已经逐步推广利用电动压缩式热泵回收油田采出水、工艺循环冷却水中的余热,将余热转化后进行建筑采暖供热,先后已经建成投产热泵工程数十项,取得了良好的节能效果。按照工程实例测算,若油田采出水能实现余热有效回用,年节省生产成本上亿元。热泵利用油田生产工艺循环冷却水可稳定运行,可以尝试继续扩大规模应用。     

苏10-3集气站天然气压缩机组烟气余热回收利用可行性分析

苏里格气田采用低压集气、增压外输的集气模式,作为增压外输的核心动力设备天然气压缩机组应用广泛,压缩机组在运行过程中排放的高温烟气造成大量热能浪费和大气污染。经计算论证提出了压缩机组烟气余热回收利用方案,分析了运行的可行性,评价得出苏10-3集气站可回收的烟气热能完全能够满足该站工业生产和生活所需热能,同时解决了压缩机组因温度引起的故障问题,减少了废气排放,是天然气集气站节能减排的可行之路。     

高温水源热泵在天然气处理中的应用

回收利用天然气处理装置中的余热来解决装置的生产伴热和房屋采暖可实现节能降耗。根据中国石油大港油田天然气公司天然气处理装置的特点建立的高温水源热泵技术，是一套服务于生产排污管线伴热和房屋采暖的实用技术。它与分子筛脱水技术相结合，形成了独特的高温水源热泵技术，成功地将天然气处理装置中压缩机出口天然气的热量加以回收，产生60～70 ℃的高温水，达到为装置的排污管线伴热和房屋采暖的目的，为天然气处理系统应用高温水源热泵提供了经验。     

天然气处理终端余热回收案例的节能分析与评价

某天然气处理终端燃气透平压缩机排烟温度高达415℃,排烟中可回收利用的热量约为225TJ/a。为了充分利用透平尾气余热,采用了余热回收技术。项目实施后年节约燃气量高达380万m3;项目寿命周期内共节约天然气约3630万m3,共减排CO2约8.07万t。当利率为12%时,项目投资回收期约为3年。项目减排效果显著,技术经济效益良好。但其空气系数偏大导致排烟热损失大,通过合理控制过量空气系数可以提高热媒炉的热效率约5%,项目仍然有较大的节能空间。     

热法磷酸生产余热回收与利用

技术简介：热法工艺生产磷酸需黄磷燃烧，每燃烧一吨磷产生24335MJ（5．8×10^6kcal）热量。老的热法磷酸生产工艺，黄磷燃烧所产生的热能难以利用，要耗费大量的冷却水来冷却。而生产系统中的熔磷、供磷设备及其相关管线又需要另外设置燃煤锅炉供热保温，形成生产系统需外部供给热量而自身产生的燃烧热能无法利用的不合理现象。     

油田采出水余热回收利用CCER项目实践与认识

鲁胜公司集输总站每日产生45～80℃的采出水7 500 m³,余热长期没法回收利用;需购买蒸汽和燃气加热集输原油到80℃才能达到沉降脱水要求,产生大量有毒烟气污染环境;人工现场巡护抄录,费时费力,效率低,安全性差。针对上述问题,鲁胜公司采用能源管控系统和安全生产管理平台,建设油田采出水余热智慧回收利用CCER项目系统,高温采出水采用换热器热交换技术,直接将热量交换给原油,低温采出水采用热泵技术回收其余热,将低品位热能提质,制取高温热水,再通过换热器将热量交换给原油;利用安全生产管理平台,实时在线监控监测和采集余热回收参数,全面有效利用余热,节约能源保护环境,双碳背景下,建设智慧化绿色集输总站。