注汽鍋爐過熱及提效改造技術(shù)的研究

杜豐（中油遼河工程有限公司）

遼河油田是一個(gè)具有多油氣藏類型、多套含油層系，油品性質(zhì)豐富、地質(zhì)情況復(fù)雜的大型復(fù)式油氣田，目前已形成多元開發(fā)格局，在千萬噸規(guī)模以上穩(wěn)產(chǎn)36 a，是國內(nèi)最大的稠油、高凝油生產(chǎn)基地；每年的稠油產(chǎn)量占全國總產(chǎn)量的70%以上，稠油開發(fā)方式主要以蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、SAGD 為主[1-4]，其稠油熱采技術(shù)位于國際領(lǐng)先地位。直流注汽鍋爐是稠油熱采的主要設(shè)備，鍋爐可以產(chǎn)生干度為75%的濕飽和蒸汽，通過注汽管線輸送至注汽井口注入地下，高溫、高壓蒸汽將攜帶的熱量傳遞給稠油以使其黏度降低、流動性增強(qiáng)，最終得以開采[5-6]。但由于蒸汽熱值在管線和井筒輸送過程中的能量損失較多[7-8]，到達(dá)井底的干度只剩下約50%～60%，真正進(jìn)入到油層的蒸汽會含有大量的凝結(jié)水，降低了加熱效果，原則上到達(dá)井底的蒸汽干度越高，原油采收率越高[9-10]，因此提高鍋爐出口干度，可以改善開發(fā)效果，增加原油產(chǎn)量。目前遼河油田有注汽鍋爐300 多臺，平均熱效率約89%，距離國家標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范《鍋爐節(jié)能環(huán)保技術(shù)規(guī)程》[11]要求的燃?xì)忮仩t熱效率（92%以上）有一定的差距，注汽鍋爐消耗天然氣量約15×108Nm3/a，熱注系統(tǒng)能耗占總能耗約70%，是能源消耗的重點(diǎn)環(huán)節(jié)，因此鍋爐提效對遼河油田節(jié)能降耗有著重要意義。

1 注汽現(xiàn)狀

某采油廠熱注站始建于1997 年，每臺注汽鍋爐規(guī)模為19.5 t/h（1#爐、2#爐、3#爐）。2008年，2#和3#爐各增加1 臺汽水分離器，用于高干度注汽。1#爐吞吐注汽量約為9.5×104t/a，2#爐和3#爐汽驅(qū)注汽量均為12×104t/a，汽驅(qū)注汽壓力約為10 MPa。經(jīng)相關(guān)部門出具他熱效率測試報(bào)告，1#爐和2#爐鍋爐熱效率約92%，3#爐的熱效率約88%，3#爐熱效率偏低且鍋爐排煙溫度已達(dá)到170 ℃以上。目前熱注站汽水分離器產(chǎn)生的25%高溫分離水與汽水分離自帶的給水換熱后溫度降至90 ℃，經(jīng)減壓后，進(jìn)到污水箱，由污水泵輸送至站內(nèi)高架污水罐內(nèi)，再由污水泵加壓輸送至聯(lián)合站進(jìn)行深度污水處理，處理后回用鍋爐。存在的問題如下：分離水外排造成了25%分離水的浪費(fèi)及約15%熱量的浪費(fèi)，增加聯(lián)合站的污水處理費(fèi)用；排煙溫度高，熱效率未達(dá)到《鍋爐節(jié)能環(huán)保技術(shù)規(guī)程》規(guī)范要求（要求新建的燃?xì)忮仩t熱效率達(dá)92%以上）。因此，對3#爐進(jìn)行升級改造，采用注汽鍋爐過熱及提效改造技術(shù)，解決上述的問題，對今后注汽系統(tǒng)節(jié)能降耗有著重要的意義。

2 改造工藝流程設(shè)計(jì)

對3#爐進(jìn)行升級改造，采用注汽鍋爐過熱及提效改造技術(shù)，保留鍋爐輻射段、過渡段、煙囪，改造對流段，增加過熱段以及噴水減溫器，改造汽水分離器汽水流程。改造后的工藝流程見圖1。

圖1 改造后的工藝流程Fig.1 Process flow after transformation

42 ℃給水由柱塞泵加壓輸送至鍋爐自帶的換熱器，水溫升至69 ℃，進(jìn)入鍋爐對流段加熱升溫至230 ℃，經(jīng)鍋爐換熱器換熱至205 ℃，再進(jìn)鍋爐輻射段進(jìn)一步加熱升溫變?yōu)楦啥?5%、溫度353 ℃的濕飽和蒸汽，濕飽和蒸汽經(jīng)汽水分離器分離，分離后變成兩部分，一部分為高干度蒸汽，另一部為25%的高溫分離水，高干度蒸汽經(jīng)過鍋爐過熱段加熱升溫變?yōu)?64 ℃的過熱蒸汽，過熱蒸汽與高溫分離水在噴水減溫器進(jìn)行摻混，混合后產(chǎn)生壓力為16 MPa、溫度為353 ℃、過熱度為5 ℃的微過熱蒸汽。

3 設(shè)計(jì)參數(shù)

注汽鍋爐過熱及提效改造后，排煙溫度降低，熱效率提高，鍋爐出口額定蒸汽溫度為464 ℃。

改造后參數(shù)如下：額定蒸發(fā)量為18 t/h；額定蒸汽壓力為16 MPa；設(shè)計(jì)熱效率大于或等于92%；過熱段額定蒸汽溫度為464 ℃；額定摻混后的壓力為16 MPa；額定摻混后的溫度353 ℃（過熱度5 ℃）；煙溫小于120 ℃；燃料為油、天然氣；控制方式為PLC；最低運(yùn)行的負(fù)荷為9 t/h。

4 改造技術(shù)

4.1 新增過熱段

過熱段將汽水分離器分離出的蒸汽進(jìn)一步加熱，在降低爐膛出口煙氣溫度的同時(shí)，將高干度蒸汽加熱，轉(zhuǎn)變?yōu)楦哌^熱的過熱蒸汽。過熱段采用12Cr1MoVG（GB/T5310）D89×10 光管及翅片管組成，采用單管呈蛇形結(jié)構(gòu)，過熱段尺寸4 060 mm×1 849 mm×1 580 mm，質(zhì)量為16.8 t。

翅片部分受熱面積：

管子部分受熱面積：

式中：Scp為翅片部分受熱面積，mm2；SGZ為管子部分受熱面積，mm2；d為管子直徑，取值89 mm；h為翅片高度，取值15 mm；δ為翅片厚度，取值2 mm；t為翅片節(jié)距，取值8 mm；L為管子長度，取值3 156 mm；n為管子根數(shù)，取值19。

光管部分受熱面積：

式中：SGG為光管部分受熱面積，mm2；n為管子根數(shù)，取值46。

經(jīng)計(jì)算后，過熱段總的受熱面積為132 m2。

4.2 改造對流段

由于給水溫度較低，為42 ℃左右，低于煙氣露點(diǎn)溫度，會在尾部換熱面形成冷凝水。冷凝水的聚積易造成金屬腐蝕，保溫層損壞，需要設(shè)置回收與導(dǎo)流裝置，將冷凝水排出。同時(shí)對側(cè)門密封進(jìn)行改進(jìn)，防止冷凝水滲出腐蝕對流段外表面。改造前后整體的參數(shù)對比見表1。

表1 改造前后整體的參數(shù)對比Tab.1 Comparison of overall parameters before and after transformation

4.3 過渡段保溫改造

過渡段金屬構(gòu)件部分利舊，拆除原有硅酸鋁保溫層，采用氣凝膠復(fù)合保溫技術(shù)降低外表面溫度。氣凝膠復(fù)合保溫技術(shù)采用高純硅酸鋁折疊塊+氣凝膠的結(jié)構(gòu)形式，由于氣凝膠良好的絕熱性能，在滿足氣凝膠耐溫要求的條件下，將氣凝膠安裝于高溫區(qū)段，可有效減少保溫層厚度。在筒體向火面采用高純硅酸鋁纖維模塊保溫，近筒體側(cè)采用普通硅酸鋁纖維毯和高純硅酸鋁纖維毯，在高純硅酸鋁纖維毯上敷設(shè)氣凝膠保溫，保溫層之間用鋁箔隔開，防止竄煙。

4.4 汽水流程調(diào)整

對鍋爐本體部分汽水流程進(jìn)行調(diào)整，拆除原有水換熱器與對流段及輻射段連接管線，按照新流程連接水換熱器、低溫冷凝段、對流段以及過熱段管線。管線改造如下：

1）斷開汽水分離器間去往井場的注汽管線，與過熱段出口管線連接，管線上安裝噴水減溫器。管線上設(shè)置蒸汽孔板、高壓閥門、壓力表、壓力變送器、溫度計(jì)、安全閥等。

2）斷開分離器到換熱器管線，改為噴水減溫管線。管線上設(shè)置電動調(diào)節(jié)閥、高壓閥門、壓力表、溫度計(jì)。

3）原三級減壓管線進(jìn)口改為與噴水減溫管線連接，閥門及設(shè)備利舊。

4.5 自控系統(tǒng)升級

1）汽水分離器控制盤。鍋爐改造后，在汽水分離器間需要測量過熱段出入口的溫度和壓力、蒸汽出口溫度和壓力、過熱度、分離器液位、過熱蒸汽流量、分離水流量、調(diào)節(jié)閥開度、過熱段壓降等參數(shù)。

原分離器間有汽水分離器液位控制盤，采用Omron CS 系列PLC+昆侖通態(tài)工控機(jī)（觸摸）系統(tǒng)，模擬量輸入模塊為AD003，模擬量輸出模塊為DA004，已有分離器液位、調(diào)節(jié)閥開度、過熱蒸汽流量、分離水流量、蒸汽出口溫度和壓力等參數(shù)，需增加過熱段出入口溫度、壓力、過熱度等，以及新增AD003 輸入模塊 一個(gè)、輸出模塊DA004 一個(gè)。

2）鍋爐控制盤。鍋爐改造后，在鍋爐間需增加過熱段出口管壁溫度測點(diǎn)。原鍋爐控制盤位于爐前，采用Omron CS 系列PLC+Omron 觸摸屏系統(tǒng)，模擬量輸入模塊為AD003，模擬量輸出模塊為DA004，數(shù)字量輸出模塊CS1W-OC201，數(shù)字量輸入模塊為CS1W-IA111，增加的過熱段管壁溫度測點(diǎn)（兩個(gè)）直接并入原輸入、輸出模塊的空裕接口。汽水分離器控制盤信號傳至鍋爐PLC 控制系統(tǒng)。

5 實(shí)施效果

對注汽鍋爐進(jìn)行升級改造，采用注汽鍋爐過熱及提效改造技術(shù)，增加過熱段及低溫冷凝段，提高煙氣吸熱量，降低排煙溫度，過渡段采用新型保溫結(jié)構(gòu)，減少散熱損失，提高了熱效率，效率由原來的88%提高到92%以上；采用分離水回?fù)疆a(chǎn)生微過熱蒸汽技術(shù)，回收了分離水外排造成的25%分離水及約15%的熱量。由于分離水獲得了有效的回?fù)剑玫呐帕拷档?5%，因此柱塞泵電能消耗降低。目前按照實(shí)際運(yùn)行壓力為10 MPa 進(jìn)行節(jié)氣量計(jì)算，10 MPa 壓力下蒸汽和給水焓值見表2。

表2 10 MPa 壓力下蒸汽和給水焓值Tab.2 Enthalpy values of steam and feedwater under 10 MPa pressure

標(biāo)煤和CO2減排折算系數(shù)依據(jù)《油氣田節(jié)能低碳示范區(qū)建設(shè)技術(shù)要求》中的附錄1，天然氣折合標(biāo)煤系數(shù)為13.3 tce/104m3；天然氣折合碳排放系數(shù)為21.621 9 tCO2/104m3。根據(jù)表2 數(shù)值計(jì)算，注汽鍋爐天然氣用量由改造前816.8×104m3/a 下降到712.3×104m3/a；注汽單耗由68.1 m3/t 上升到80.2 m3/t；改造后年過熱蒸汽用量為8.88×104t。該技術(shù)節(jié)能效果顯著，單臺鍋爐年可以節(jié)省天然氣量104.5×104m3，年替代標(biāo)煤1 389.9 t，年減排CO2為2 259.5 t，年節(jié)約電能7.5×104kWh，年節(jié)省天然氣費(fèi)用176.6 萬元。

6 結(jié)論

注汽鍋爐過熱及提效改造技術(shù)不僅提高了鍋爐的熱效率，而且回收了分離水外排造成的能量浪費(fèi)，節(jié)能降耗效果非常顯著；另外，提高了鍋爐出口干度，從而提高了蒸汽到達(dá)井底的干度，改善油藏的開發(fā)效果，可以增加一定的產(chǎn)量，給油田企業(yè)帶來一定的經(jīng)濟(jì)效益。該技術(shù)對今后開采更深的油藏，以及后續(xù)SAGD 注過熱蒸汽開發(fā)提供了重要的技術(shù)支持和儲備，因此具有一定推廣價(jià)值。

但該項(xiàng)技術(shù)不太適用于二氧化硅含量高的水質(zhì)，由于分離水是濃縮水，如果水質(zhì)不好，回?fù)胶髧娝疁p溫器很容易結(jié)垢堵塞，導(dǎo)致操作員工需要經(jīng)常清洗噴水減溫器，影響注汽鍋爐的正常運(yùn)行。