油田火炬放空气回收利用研究与实施

2014-06-01

中国设备工程 2014年5期

关键词：点火装置蝶阀水封

（中国石油吐哈油田分公司鄯善采油厂，新疆鄯善 838202）

油田火炬放空气回收利用研究与实施

王银山

（中国石油吐哈油田分公司鄯善采油厂，新疆鄯善 838202）

通过对油田火炬放空气现状的调查和对火炬放空气回收技术的研究，针对各联合站天然气处理装置火炬的不同特点，对油田火炬系统实施改造，取得了良好的经济效益和社会效益。

天然气；放空；回收技术；节能减排

一、火炬放空气来源与现状

放空火炬系统是石油化工企业生产中不可缺少的安全设施，其作用是燃烧正常生产时和事故状态下排放的可燃气体。每年在火炬中被烧掉的可燃气体量相当可观，为最大限度提高能源利用率，同时减少环境污染，有必要将火炬气回收再利用。

中国石油吐哈油田分公司所属的温米、鄯善、丘陵、红连、丘东联合站在原油和天然气处理的同时，也产生了部分需排放到大气中的天然气，由于受建设初期技术条件的限制，各联合站的放空火炬处于常年燃烧状态，其系统现状见表1。

表1 各联合站火炬放空系统现状表

二、火炬气回收工艺研究

火炬放空气成分比较复杂，主要有来自联合站两相、三相分离器、原稳气及轻烃装置，有湿气，也有干气。放空量受诸多因素的影响波动较大。

本次研究主要是正常工况下回收火炬放空天然气、消灭火炬；事故工况下和放空量超过回收能力时候，确保自动点火成功率100%，并且在当地恶劣气候条件下，火炬能稳定燃烧，保证油田生产安全。

1．工艺方法研究

(1)工艺流程

方案一：从火炬总管上引出放空气到回收压缩机入口，增压后再进到轻烃装置入口分离器流程；或者直接进到干气外输管线，同时用水封控制火炬总管压力，用阻火器防止回火，达到火炬放空气回收利用的目的（图1）。温米、丘东火炬回收适合该方案。

图1 正常工况回收、事故工况放空示意图

方案二：充分利用现有流程设备，对原稳压缩机吸气流程做适当调整，从火炬总管上引出火炬气到原稳压缩机入口，利用原稳压缩机的富裕回收能力回收火炬放空气，火炬总管线上增加气动蝶阀控制火炬总管压力、并联爆破片旁通流程及手动闸阀回路，用阻火器防止回火。鄯善、丘陵火炬回收适合该方案。

在正常工况下，采用以上2种方案可以实现火炬气回收利用，达到消灭火炬的目的。在事故放空状态或超过压缩机最大回收能力时，气体突破水封或气动调节阀打开，排放燃烧。

(2)回收压缩机选型

压缩机是火炬气回收的关键设备，因此压缩机的选型很重要，以下对3种压缩机从投资、运行费用等方面进行比选（表2）。

表2 压缩机选择对比表（以30 000m3/d回收能力为例）

根据上表的比较。选择螺杆压缩机，其投资适中、运行费用较低、适应火炬气气量波动较大的特点，容易使用变频控制方式跟踪连续调节，适应性强。

(3)高空火炬点火方式

目前，各联合站火炬均采用人工手动点火，难度较大，且不安全，现有技术成熟的高空自动点火装置，可保证点火成功率达100%。

高空点火装置由自动点火控制PLC柜、火焰探测、火炬流量检测、火炬压力检测、高能点火发生器、高压电缆、抗蚀电极发弧装置、电磁阀组以及高空点火枪组成。

PLC接收火炬总管压力、火焰探测等信号，接收压缩机组PLC控制信号，并根据火炬总管压力设定值，结合火焰探测等信号实现自动点火算法，触发高空点火装置，用高空点火枪引燃火炬。

(4)防回火措施

火炬发生回火是严重的事故危害，必须严加防范。火炬系统可设置分子密封器、水封罐、阻火器3种防止回火措施。

分子密封器是保证火炬筒体发生回火普遍采用的设备，向分子密封器内通入惰性气体氮气。由于目前各个联合站没有制氮装置，现场没有氮气可用，因此，分子密封器不适合做为防回火措施。

水封罐能够可靠的保护火炬排放系统，即使发生了回火事故，火焰传播至水封面即被阻止。水封罐要有自动补水系统，但是由于冬季气温低，易发生冻堵，要做好防冻措施。

在进火炬筒体前的火炬总管上安装阻火器，能有效阻止火焰向工艺系统传播。

2．研究结论

五座联合站的火炬现状是均采用人工手动点火，放空燃烧处理，总的放空量约30 000～70 000m3/d，无火焰监测熄火报警装置和自动点火装置，一旦熄灭，点火难度较大。

回收工艺流程，主要是选择螺杆压缩机或对原稳压缩机吸气流程做适当调整，回收火炬放空气，技术是可行的；设置火焰监测和高空自动点火装置，保证点火成功率；设置水封罐或阻火器，防止发生回火事故。

三、项目实施

吐哈油田火炬放空气回收工程被列为2006年股份公司的重点环保节能项目，同年3月开始设计，9月开工建设，12月正式投运。

1．实施的主要内容

(1)温米油田：选用22 000m3/d的螺杆压缩机，额定排气压力0．35MPa，压缩机采用空冷方式。用水封控制火炬总管压力，用阻火器防止回火。设高空自动点火装置和配套FCS控制系统，设水封罐及自动补水系统、并联爆破片旁通回路。

(2)丘陵油田：对原稳压缩机吸气流程进行调整，从火炬总管上引出放空气到原稳压缩机入口，利用原稳压缩机的富裕回收能力，增压后再进到轻烃装置入口，回收火炬放空气。火炬总管线上设置气动蝶阀控制总管压力，设高空自动点火装置和配套的FCS控制系统。

(3)丘东气田：选用回收能力28 000m3/d的螺杆压缩机，额定排气压力0．9 MPa，采用水冷方式。用水封控制火炬总管压力，用阻火器防止回火。设高空自动点火装置和配套的FCS控制系统，设水封罐及自动补水系统、并联爆破片旁通回路，更新火炬头。螺杆压缩机回收简易工艺流程自控图见图2。

图2 火炬气回收简易工艺流程图

2．主要应用设备

(1)螺杆压缩机参数

机组型式：喷液内冷变频调节双螺杆压缩机；机组功率：185kW（丘东）、90kW（温米）；吸入压力/温度：0～50 kPa/-5～50℃；排气量：15m3/min（温米），20m3/min（丘东）；排气压力/温度：0．35MPa/75℃（温米）、0．9MPa/75℃（丘东）。

高空自动点火装置

自动点火装置重点参数表如表3所示。

表3 自动点火装置重点参数表

(3)水封罐及自动补水系统

温米联合站新建水封罐采用双层孔板结构，有利于气液分离，减少放空气的雾沫夹带。

水封侧设有液位计和液位变送器，液位变送器设高、低液位报警。水封罐采用高液位溢流控制水封高度。其具体参数见表4。

表4 水封罐参数表

为了提高回收系统运行的稳定性、可靠性和安全性，同时也为了减少操作强度，新建水封罐设置自动补水电磁阀。自动补水设手动和自动2种操作模式。

(4)气动蝶阀

丘陵联合站初始建设没有设置传统的水封罐，本次改造考虑冬季防冻措施难度大，不考虑增设水封罐，设计采用火炬总管蝶阀，国内首次使用。气动蝶阀DN500，气关型，远程自动控制，带防爆阀位反馈。由于近年蝶阀技术发展迅速，大口径蝶阀的密封等级能够达到5级密封，满足火炬气封的要求，技术上是可行的。

气动蝶阀的控制引入到FCS控制系统中，并将阀位状态传到中控室显示。

(5)爆破片

温米和丘东联合站水封罐各设置并联爆破片旁通回路1套，丘陵联合站在火炬总管气动蝶阀上并联爆破片旁通回路1套，以防止水封冻堵或气动蝶阀故障时火炬总管的通畅，从而达到保护站内装置和火炬系统的目的。

(6)火炬头

火炬头采用分散火炬气、小孔对撞的燃烧方式以达到良好的燃烧效果。火炬头上设有聚火块稳焰器，用以保证放空气火焰稳定，防止火炬头出现脱火现象。火炬头参数风表5。

表5 火炬头参数表

(7)火炬阻火器

各联合站设置波纹板式火炬阻火器1套。材质304SS。

阻火器可有效防止火炬回火，产生的压力降满足火炬回收和正常排放的需要。

(8)控制系统

丘陵、温米、丘东联合站各设置SIEMENS分布式现场总线控制系统（FCS）1套。

丘东、温米联合站FCS控制系统分别由2套 PLC控制柜、1套变频控制柜和1套马达配电控制中心组成。四者通过高速高可靠的Profibus总线相联结，整合成一套既相对独立又完整无缝的现场总线控制系统（FCS），实现实时数据共享和协同调度控制。

3．主要控制策略

(1)温米、丘东联合站

用水封高度控制火炬总管压力。

当总管压力控制在1～8kPa时，放空气回收。

当总管压力〉8kPa时，回收部分放空气并启动自动点火程序。

当总管压力〉12kPa时，水封罐自动补水系统停止。

当总管压力＜8kPa后，恢复补水到自动模式。

当水封罐后气体流量大于30m3/h，且火焰探测显示火炬熄灭时，系统自动启动点火发生器，直到点火成功。

(2)丘陵联合站

用气动蝶阀自动控制火炬总管压力。

当火炬总管压力在5 kPa ～35 kPa时，原稳压缩机入口调节阀自动开启，正常回收。

当总管压力超过50 kPa时气动蝶阀开启，启动点火程序，当总管压力超过100 kPa时爆破片破裂。

当总管压力逐渐减小到10kPa以下时，火炬调节阀关闭。

四、火炬放空气回收效果评价

油田火炬放空气回收项目实施后，回收火炬放空气约52 000m3/d（其中温米联合站20 000m3/d，丘东联合站25 000m3/d，丘陵联合站7 000m3/d），每年回收天然气0．156亿m3，回收的天然气进入轻烃装置再处理加工，经计算折合生产混轻约11t/d，运行时效按300d/a计算，天然气价格按吐哈0．616元/m3，混轻价格按4 500元/d计算。经计算得出：每年天然气的产值960．96万元；每年混轻的产值1 485万元；年总产值2 445．96万元。

依托各采油厂现有人员统一管理，不需要增加定员，成本主要是压缩机的耗电和维护费用，温米、丘东2台耗电198万kW·h/a，年电费162．23万元。温米、丘东、丘陵各联合站运行维护费用估算为300万元。年运行成本=电费+运行维护费用=462．23万元。

新增利税=年产值×17%=415．81万元。年纯利润=年产值-年运行成本-新增利税=1 567．92万元。该项目投资967．22万元，投入产出比为967．22: 2 445．96=1:2．53。

从现场应用效果来看，工艺流程简化，取得了良好的经济效益和社会效益，项目具有良好赢利能力。