燃料乙醇項目余能綜合利用

郜光偉，樊祥芳，李云艷，孟金波

（河北鯤能電力工程咨詢有限公司石家莊市分布式能源設計工程技術研究中心，石家莊 050000）

國投集團計劃在湖北省洪湖市投資建設燃料乙醇項目，項目擬建于洪湖市臨港工業(yè)區(qū)，建設年產(chǎn)10萬t燃料乙醇，10.96萬t稻谷DDGS飼料、5萬t液體二氧化碳。除主體工藝外，擬建設二氧化碳液化車間。項目生產(chǎn)需要提供大量的蒸汽、電力和冷凍水等。

燃料乙醇項目配套建設能源站向其供能，根據(jù)以熱定電、自發(fā)自用、余電上網(wǎng)的原則，能源站采用燃氣聯(lián)合循環(huán)冷熱電聯(lián)供CCHP技術，裝機方案為1×24.5 MW燃氣輪機發(fā)電機組+1×68 t/h補燃式雙壓余熱鍋爐+1×B5-4.9/0.981背壓汽輪發(fā)電機組，同時設1×75 t/h備用低壓燃氣鍋爐，配套有天然氣調(diào)壓站和制冷站。

1 項目概況

1.1 項目用能分析

根據(jù)設計資料，按具備一定的超負荷產(chǎn)能分析，年滿負荷運行時間8 000 h計，主要用能數(shù)據(jù)統(tǒng)計如表1所示。

1.2 余能利用思路

項目配套的二氧化碳液化站、天然氣調(diào)壓站、制冷站，三個系統(tǒng)有余熱、余冷、余壓等能量產(chǎn)生和需求?？紤]余能互補效應，為提高綜合用能效率和經(jīng)濟效益，在安全、環(huán)保、經(jīng)濟的條件下，對三個系統(tǒng)之間的冷熱能利用進行聯(lián)合優(yōu)化，實現(xiàn)合理的技術方案，據(jù)此提出以下利用思路[1-2]。

表1 用能數(shù)據(jù)統(tǒng)計

一是對于CO2液化站，其CO2經(jīng)壓縮后產(chǎn)生高溫，可利用其熱能生產(chǎn)熱水，既可以加熱能源站除鹽補給水以降低燃氣耗量，也可以為制冷站熱水型溴冷機提供熱水制冷；二是對于天然氣調(diào)壓站，由于來氣為高壓管道天然氣，可采用高轉速增壓透平膨脹機，高壓天然氣經(jīng)膨脹機深度減壓后產(chǎn)生低溫，冷能供到CO2液化站，用于CO2液化冷卻，而膨脹后的天然氣再經(jīng)壓縮機壓縮后供至燃氣輪機，既利用冷能又提高了燃機進氣溫度；三是對于溴化鋰制冷站產(chǎn)生的冷凍水，部分用于CO2液化的各級普冷冷卻，其他還用于燃料乙醇生產(chǎn)車間的工藝冷卻、能源站燃機用空氣冷卻、辦公區(qū)空調(diào)等。根據(jù)技術思路，相關的余能利用示意圖如圖1所示。

圖1 燃料乙醇項目的余能利用思路

2 二氧化碳液化車間

2.1 常規(guī)系統(tǒng)概況

燃料乙醇項目設有二氧化碳液化車間，根據(jù)項目規(guī)模，按年產(chǎn)5萬t食品級液體二氧化碳配置。根據(jù)設備廠家江氨科技的技術方案，二氧化碳液化采用低溫精餾工藝，利用各組分的沸點差提純二氧化碳。

CO2精制能耗取決于液化壓力的選擇，其功耗=壓縮功+液化功。按液化壓力分為高壓（6.5～7.0 MPa）、中壓（3.5～4.5 MPa）及低壓（1.5～2.4 MPa）三種。高壓法雖然液化功少，但壓縮能耗高，已很少采用。中壓法能耗與低壓法相當，且中壓法操作穩(wěn)定，但非冷凝氣體溶解度大于低壓流程，產(chǎn)品CO2純度只能做到工業(yè)級≥99.5%。低壓法壓縮功小，但液化功大、液體產(chǎn)品中非冷凝氣體溶解度小，純度相對較高，缺點是：當原料氣中CO2含量偏低時，液化率低；所需冷量等級更高（溫度更低）。

本裝置所用的原料為燃料乙醇發(fā)酵尾氣。流程分為壓縮、活性炭脫硫、低溫精餾洗、液化精餾、冰機系統(tǒng)等幾個部分。原料氣（二氧化碳氣體）由二氧化碳壓縮機三級壓縮升壓至2.5 MPa（g），然后通過水冷后經(jīng)活性炭脫硫塔脫除H2S，再去低溫精餾洗，脫除其中的醇、重烴、水和異味。從低溫精餾洗出來的二氧化碳氣體，在液化器中被冷凝為液體。進入分離器，液體二氧化碳經(jīng)調(diào)節(jié)閥組控制進入產(chǎn)品儲罐，不凝氣及部分揮發(fā)的二氧化碳氣體減壓后去換熱器回收冷量后放空[3]。在液化器中吸收熱量揮發(fā)出來的氣體去冰機系統(tǒng)循環(huán)利用。液化后的二氧化碳經(jīng)低溫精餾除去其中不凝氣體。工藝流程簡圖如圖2所示。

按照常規(guī)思路，二氧化碳通過壓縮機壓縮后成為高溫高壓氣體，需要冷卻水將其溫度降至常溫，常溫高壓的二氧化碳液化過程需要的低溫冷能由冰機制冷提供，此過程也需要大量冷卻水，總計需要循環(huán)冷卻水量為300 t/h，溫度32℃/40℃。二氧化碳三級壓縮機耗電最大，總電功率為575 kW，電能通過壓縮機后全部轉化為二氧化碳氣體的熱能和壓力能。同時，冰機制冷也需要消耗大量的電能，采用R22作為冷媒，其中壓縮機電功率為265 kW，循環(huán)機電功率為41 kW，預冷機電功率為57 kW。綜上分析，二氧化碳液化裝置出力為6.5 t/h，單位液化冷卻水耗為46 m3/tCO2，電耗為144 kW·h/tCO2。

2.2 用能優(yōu)化分析

2.2.1 二氧化碳壓縮余熱

根據(jù)能源站配置方案，二氧化碳壓縮熱能有兩種可行的利用途徑。一是加熱余熱鍋爐補充除鹽水，由于燃料乙醇車間用汽冷凝水回水率在80%左右，需要能源站設置鍋爐除鹽水車間向熱力系統(tǒng)持續(xù)補充20%的除鹽水，考慮余熱鍋爐正常排污、系統(tǒng)汽水損失后，補充水量為18 t/h，水溫按常溫平均為20℃，可被高溫二氧化碳加熱到47℃，然后再回至能源站凝結水箱，回收余熱577 kW。余熱利用可減少除氧器加熱除氧用蒸汽量，按天然氣熱值8 400 kcal/m3、單價2.4元/m3算，最終減少補燃式余熱鍋爐耗天然氣量65 m3/h，可節(jié)約費用156元/h。二是加熱吸收式冷水機組用熱水，制冷用熱水供回水溫度按85℃/60℃，可供熱水量為19.8 t/h，回收余熱577 kW，制冷量為300 kW，按冷價50元/GJ算，可增加收入54元/h。

兩種途徑技術均可行，初投資相當，但在經(jīng)濟效益方面相差很大，因此推薦采用加熱鍋爐補充除鹽水方式。

2.2.2 二氧化碳液化用冷

二氧化碳液化用冷原方案采用冰機制冷，由于天然氣調(diào)壓站采用膨脹機減壓后，天然氣溫度可降至-75℃左右，完全可以代替冰機用于二氧化碳液化冷卻，因此將低溫天然氣引入二氧化碳液化裝置冷卻，不足部分仍由冰機制冷補充，將天然氣加熱到-16℃后再回至調(diào)壓站。同時，冰機冷凝器采用7℃/14℃的冷凍水冷卻，冰機壓縮機電功率可從363 kW降至73 kW。

2.2.3 經(jīng)濟效益分析

二氧化碳液化系統(tǒng)完成用能優(yōu)化后，可產(chǎn)生577 kW的余熱用于能源站熱力系統(tǒng)，低溫天然氣323 kW用于二氧化碳液化冷卻，原300 t/h、32℃/40℃的冷卻水改為51 t/h、7℃/14℃的冷凍水，原938 kW的總電耗降低到635 kW，單位液化冷凍水耗變?yōu)?.8 m3/t CO2，電耗變?yōu)?7.7 kW·h/tCO2，節(jié)能效益非常明顯。

3 天然氣調(diào)壓站

3.1 常規(guī)系統(tǒng)概況

能源站配套建設天然氣調(diào)壓站，根據(jù)燃氣輪機、補燃式余熱鍋爐、備用燃氣鍋爐對進氣壓力的要求，需要將管道高壓天然氣降低到不同的壓力。

管道天然氣流量9 716 Nm3/h、壓力6.1 MPa（a）、溫度20℃，經(jīng)過減壓后形成三路供氣，其中兩路為正常運行工況，包括燃氣輪機用氣流量為7 506 Nm3/h、壓力2.6 MPa（a），補燃余熱鍋爐用氣流量為2 210 Nm3/h、壓力0.4 MPa（a）；另外一路為備用工況，待燃機及余熱鍋爐停運后由燃氣鍋爐運行，用氣流量為5 400 Nm3/h、壓力0.15 MPa（a）。

到廠的管道天然氣壓力高，而設備用氣壓力低，因此天然氣調(diào)壓站具有較高的壓力能可供利用。常規(guī)方案可采用節(jié)流減壓再加熱到常溫，產(chǎn)生冷卻水用于其他用途。設備采用先減壓后換熱結構，利用氣體減壓后冷能給冷卻水降溫，由于屬于節(jié)流膨脹，屬于等焓過程，壓力能損失很大。經(jīng)聯(lián)系設備廠家天津華旭，只能產(chǎn)生7℃/14℃的冷凍水不到10 t/h，利用價值很小。工藝流程簡圖如圖3所示。

3.2 用能優(yōu)化分析

為提高天然氣壓力能利用價值，經(jīng)研究建議采用透平膨脹壓縮機方案。6.1 MPa（a）、20℃、9 716 Nm3/h的高壓天然氣經(jīng)過預冷器降為-7℃，再經(jīng)增壓透平膨脹機膨脹到1.7 MPa（a）、-75℃，冷量264 kW提供給CO2液化站，升溫到-16℃。正常運行工況，1.7 MPa（a）天然氣分兩路：一路7 506 Nm3/h和預冷器換熱到17℃，經(jīng)增壓機提高到2.8 MPa（a）、67℃后供至燃氣輪機；一路2 210 Nm3/h經(jīng)低壓膨脹機進一步降低到0.4 MPa（a）、-79℃后，冷量59 kW提供給CO2液化站，升溫到-16℃，再和預冷器換熱到17℃進增壓機增到0.6 MPa（a）、64℃供至補燃式余熱鍋爐。燃機停機備用工況時，2.8 MPa（a）、67℃的天然氣引出一路5 400 Nm3/h經(jīng)節(jié)流進一步減壓到0.15 MPa（a）、62℃后供至備用燃氣鍋爐。系統(tǒng)流程如圖4所示。

采用增壓透平膨脹機方案，既將膨脹后的低溫天然氣冷量提供給二氧化碳液化，總共可替代二氧化碳冰機制冷量323 kW，同時換熱后的低壓天然氣經(jīng)壓縮后溫度提高用于燃燒，又能夠提高燃機和鍋爐燃燒效率，一舉兩得，提高了系統(tǒng)能源利用效率。增壓后進燃機和補燃式余熱鍋爐的天然氣溫度分別為67℃、64℃，流量分別為7 506 m3/h、2 210 m3/h，相比常規(guī)調(diào)壓方式出口天然氣溫度25℃（按冷卻水全年平均溫度考慮），分別提高了42℃、39℃，甲烷定壓比熱容為1.545 kJ/（m3·K），則燃料焓值共提高620 MJ/h，折燃料量為17 m3/h，則燃料成本減少41元/h。

圖3 常規(guī)方案工藝流程簡圖

圖4 透平膨脹壓縮機方案系統(tǒng)流程

根據(jù)設備廠家杭氧膨脹機的分析，透平膨脹增壓機組為天然氣調(diào)壓站的核心設備，主要用于天然氣減壓，為CO2液化站提供冷能。設備主要由膨脹機主機（含增壓機）、供油系統(tǒng)、控制系統(tǒng)、冷卻器、過濾器及相關管道閥門組成。當壓縮氣體通過膨脹機噴嘴和葉輪時，氣體絕熱膨脹，對外輸出機械功，產(chǎn)生冷量，從而達到為系統(tǒng)提供滿足溫度要求的低溫氣體的目的。增壓機是膨脹機的逆向機械，主要用于消耗膨脹機工作對外輸出的機械功并提高氣體壓力，維持機組穩(wěn)定運轉。冷卻器主要用于冷卻增壓機前后的氣體，為膨脹機組提供滿足工藝溫度要求的氣體，從而有效提升膨脹機的工作效率。

設備核心部件是軸承，廠家核算后軸承轉速到79 000～80 000 r/min，根據(jù)國產(chǎn)軸承反饋的數(shù)據(jù)，軸承成熟性和可靠性沒有問題，廠家做過線速度差不多的軸承，實際應用中沒有出現(xiàn)問題。

4 吸收式制冷站

4.1 常規(guī)系統(tǒng)概況

能源站采用冷熱電聯(lián)供方案，設有吸收式制冷站，利用多余蒸汽、低溫余熱水等制備低溫冷凍水，供燃料乙醇生產(chǎn)、辦公生活設施用冷。生產(chǎn)用冷凍水負荷平均為10 170 kW，最大為13 222 kW，水溫15℃/22℃，辦公空調(diào)用冷凍水負荷為800 kW，水溫7℃/14℃。經(jīng)核實生產(chǎn)用冷凍水溫度要求，為簡化系統(tǒng)，水溫統(tǒng)一采用7℃/14℃，總負荷平均為10 970 kW，最大為14 022 kW。

根據(jù)燃料乙醇項目蒸汽負荷，最大汽量相比平均汽量高出約9 t/h，若此部分蒸汽不考慮其他用途，能源站供熱負荷會按燃料乙醇用汽量變化而波動，不利于能源站的運行控制和效率最優(yōu)。因此，結合燃料乙醇項目需要大量冷能的情況，有必要考慮多余蒸汽供溴化鋰制冷機制冷，以實現(xiàn)能源站按最大負荷穩(wěn)定連續(xù)運行。因此，多采用以蒸汽型溴化鋰吸收式冷水機組為主，再配以離心式電制冷水機組為輔的常規(guī)方案。

4.2 用能優(yōu)化分析

制冷站采用的溴化鋰吸收式冷水機組，制冷熱源應以多余蒸汽為主，并盡可能利用能源站和燃料乙醇站產(chǎn)生的余熱，實現(xiàn)能源梯級利用最大化。經(jīng)過分析，余熱熱源包括三路熱水，分別為燃料乙醇蒸餾和干燥用蒸汽加熱后的冷凝熱水（溫度80℃，流量47.2 t/h），蒸汽溴冷機產(chǎn)生的冷凝熱水（85℃，流量9 t/h）、余熱鍋爐煙氣冷凝器產(chǎn)生的熱水（溫度80℃，流量85.5 t/h）。制冷站設置熱水型溴冷機組，三路80℃以上熱水共141.7 t/h進入凝液罐混合后進入熱水型溴冷機，制冷后溫度降為60℃再經(jīng)分水器回至各自系統(tǒng)，共有3 839 kW的熱量用于制冷。

熱水型溴化鋰吸收式冷水機組設置1臺，電功率10 kW，制冷量約2 153 kW，能效比0.56，冷水進出口溫度14℃/7℃，流量264 t/h，機組冷量調(diào)節(jié)范圍20%～100%；蒸汽型溴化鋰吸收式冷水機組設置2臺，每臺電功率15 kW，合計蒸汽最大耗量9 t/h，蒸汽壓力0.8 MPa（g），凝結水為85℃飽和水，共有6 057 kW的熱量用于制冷，制冷量為9 220 kW，能效比1.52，冷水進出口溫度14℃/7℃。

蒸汽及熱水型溴冷機總制冷量為11 373 kW，能夠滿足項目平均負荷10 970 kW，再配套離心式電制冷機組制冷量為3 100 kW，總制冷量為14 473 kW，能夠滿足項目最大負荷14 022 kW。根據(jù)與制冷設備廠家雙良集團溝通落實的結果，形成的能量系統(tǒng)如圖5所示。

按上述分析，余熱回收利用包括余熱鍋爐煙氣冷凝器熱水、燃料乙醇蒸餾和干燥用蒸汽冷凝水、蒸汽溴冷機冷凝水，總制冷量為2 153 kW，冷價按50元/GJ計，折增加供冷收入387元/h。

5 結論

根據(jù)上述分析，本文提出以下綜合用能優(yōu)化方案：二氧化碳液化車間壓縮后的高溫二氧化碳氣體余熱577 kW回收利用，用于能源站補充除鹽水的加熱，節(jié)約燃氣消耗量65 m3/h，折燃料成本減少156元/h；天然氣調(diào)壓站膨脹后的低溫天然氣余冷323 kW用于二氧化碳液化車間液化的制冷，節(jié)約二氧化碳液化電耗303 kW，折電耗成本減少172元/h，同時增壓后的高溫天然氣余熱151 kW用于能源站燃機和補燃式余熱鍋爐的燃料供應，相當于燃料焓值提高620 MJ/h，節(jié)約燃氣消耗量為17 m3/h，折燃料成本減少41元/h；吸收式制冷站制備的冷凍水余冷414 kW用于二氧化碳液化冰機用冷卻水，替代了二氧化碳液化系統(tǒng)循環(huán)冷卻水耗量，節(jié)約電耗；能源站富余的蒸汽6 057 kW用于制冷站蒸汽型溴冷機制冷凍水，余熱鍋爐煙氣冷凝器產(chǎn)生的熱水、蒸汽冷凝水共3 839 kW用于制冷站熱水型溴冷機制冷凍水，余熱制冷按3 839 kW計，可產(chǎn)生冷凍水冷量2 153 kW，考慮二氧化碳液化用冷凍水414 kW后，折增加供冷收入313元/h。

圖5 能源系統(tǒng)

綜上所述，針對燃料乙醇項目及配套能源站，結合二氧化碳液化、天然氣調(diào)壓、吸收式制冷三大系統(tǒng)，對用能進行綜合優(yōu)化，可在節(jié)約燃料、減少電耗、增加供冷三大方面產(chǎn)生明顯的經(jīng)濟效益，其中節(jié)約燃料側為197元/h，減少電耗側為172元/h，增加供冷側為313元/h，共計為682元/h，按年額定負荷運行8 000 h計算，年增加收益545.6萬元。后續(xù)可針對二氧化碳減排爭取碳排放指標交易，據(jù)了解目前指標價格在20～40元/tCO2范圍，若爭取成功，每年可額外增加最低100萬元的碳減排收益。

經(jīng)過三大系統(tǒng)余能利用的綜合優(yōu)化，這樣既增加了項目收益，同時又能實現(xiàn)機組在額定負荷狀態(tài)下穩(wěn)定連續(xù)運行，避免了能源站負荷受燃料乙醇站用能需求波動而經(jīng)常變化的缺點，因此其具有效率最優(yōu)、發(fā)電最多、設備損耗最低以及固定資產(chǎn)價值最大化的優(yōu)勢。同時，其對燃料乙醇系統(tǒng)的熱能耦合沒有造成任何影響，不增加原有系統(tǒng)的任何能耗，具有很大的推廣意義。

下一階段，人們要進一步完善如下工作：聯(lián)合設備成套廠家進一步分析落實，利用Aspen軟件進行聯(lián)合模擬，結合工程應用、設備成熟可靠等方面，形成切實可行的工程方案；針對天然氣采用透平膨脹增壓機設備，其中接近80 000 r/min的軸承部件，進一步提升國產(chǎn)或進口供應商的成熟可靠性；根據(jù)后續(xù)的冷凍水計算，若存在富余量，可考慮用于燃機壓氣機前空氣的預冷，進一步提高燃機效率。