注汽鍋爐過熱及提效改造技術的研究

杜豐（中油遼河工程有限公司）

遼河油田是一個具有多油氣藏類型、多套含油層系，油品性質豐富、地質情況復雜的大型復式油氣田，目前已形成多元開發格局，在千萬噸規模以上穩產36 a，是國內最大的稠油、高凝油生產基地；每年的稠油產量占全國總產量的70%以上，稠油開發方式主要以蒸汽吞吐、蒸汽驅、SAGD 為主[1-4]，其稠油熱采技術位于國際領先地位。直流注汽鍋爐是稠油熱采的主要設備，鍋爐可以產生干度為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，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]，到達井底的干度只剩下約50%～60%，真正進入到油層的蒸汽會含有大量的凝結水，降低了加熱效果，原則上到達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，可以改善開發效果，增加原油產量。目前遼河油田有注汽鍋爐300 多臺，平均熱效率約89%，距離國家標準規范《鍋爐節能環保技術規程》[11]要求的燃氣鍋爐熱效率（92%以上）有一定的差距，注汽鍋爐消耗天然氣量約15×108Nm3/a，熱注系統能耗占總能耗約70%，是能源消耗的重點環節，因此鍋爐提效對遼河油田節能降耗有著重要意義。

1 注汽現狀

某采油廠熱注站始建于1997 年，每臺注汽鍋爐規模為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#爐汽驅注汽量均為12×104t/a，汽驅注汽壓力約為10 MPa。經相關部門出具他熱效率測試報告，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到170 ℃以上。目前熱注站汽水分離器產生的25%高溫分離水與汽水分離自帶的給水換熱后溫度降至90 ℃，經減壓后，進到污水箱，由污水泵輸送至站內高架污水罐內，再由污水泵加壓輸送至聯合站進行深度污水處理，處理后回用鍋爐。存在的問題如下：分離水外排造成了25%分離水的浪費及約15%熱量的浪費，增加聯合站的污水處理費用；排煙溫度高，熱效率未達到《鍋爐節能環保技術規程》規范要求（要求新建的燃氣鍋爐熱效率達92%以上）。因此，對3#爐進行升級改造，采用注汽鍋爐過熱及提效改造技術，解決上述的問題，對今后注汽系統節能降耗有著重要的意義。

2 改造工藝流程設計

對3#爐進行升級改造，采用注汽鍋爐過熱及提效改造技術，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 ℃，進入鍋爐對流段加熱升溫至230 ℃，經鍋爐換熱器換熱至205 ℃，再進鍋爐輻射段進一步加熱升溫變為干度75%、溫度353 ℃的濕飽和蒸汽，濕飽和蒸汽經汽水分離器分離，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，高干度蒸汽經過鍋爐過熱段加熱升溫變為464 ℃的過熱蒸汽，過熱蒸汽與高溫分離水在噴水減溫器進行摻混，混合后產生壓力為16 MPa、溫度為353 ℃、過熱度為5 ℃的微過熱蒸汽。

3 設計參數

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 ℃。

改造后參數如下：額定蒸發量為18 t/h；額定蒸汽壓力為16 MPa；設計熱效率大于或等于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；最低運行的負荷為9 t/h。

4 改造技術

4.1 新增過熱段

過熱段將汽水分離器分離出的蒸汽進一步加熱，在降低爐膛出口煙氣溫度的同時，將高干度蒸汽加熱，轉變為高過熱的過熱蒸汽。過熱段采用12Cr1MoVG（GB/T5310）D89×10 光管及翅片管組成，采用單管呈蛇形結構，過熱段尺寸4 060 mm×1 849 mm×1 580 mm，質量為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為翅片節距，取值8 mm；L為管子長度，取值3 156 mm；n為管子根數，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，取值46。

經計算后，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，需要設置回收與導流裝置，將冷凝水排出。同時對側門密封進行改進，防止冷凝水滲出腐蝕對流段外表面。改造前后整體的參數對比見表1。

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

4.3 過渡段保溫改造

過渡段金屬構件部分利舊，拆除原有硅酸鋁保溫層，采用氣凝膠復合保溫技術降低外表面溫度。氣凝膠復合保溫技術采用高純硅酸鋁折疊塊+氣凝膠的結構形式，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 汽水流程調整

對鍋爐本體部分汽水流程進行調整，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。管線上設置蒸汽孔板、高壓閥門、壓力表、壓力變送器、溫度計、安全閥等。

2）斷開分離器到換熱器管線，改為噴水減溫管線。管線上設置電動調節閥、高壓閥門、壓力表、溫度計。

3）原三級減壓管線進口改為與噴水減溫管線連接，閥門及設備利舊。

4.5 自控系統升級

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、調節閥開度、過熱段壓降等參數。

原分離器間有汽水分離器液位控制盤，采用Omron CS 系列PLC+昆侖通態工控機（觸摸）系統，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、調節閥開度、過熱蒸汽流量、分離水流量、蒸汽出口溫度和壓力等參數，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、輸出模塊DA004 一個。

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。原鍋爐控制盤位于爐前，采用Omron CS 系列PLC+Omron 觸摸屏系統，模擬量輸入模塊為AD003，模擬量輸出模塊為DA004，數字量輸出模塊CS1W-OC201，數字量輸入模塊為CS1W-IA111，增加的過熱段管壁溫度測點（兩個）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。

5 實施效果

對注汽鍋爐進行升級改造，采用注汽鍋爐過熱及提效改造技術，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構，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；采用分離水回摻產生微過熱蒸汽技術，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摻，柱塞泵的排量降低25%，因此柱塞泵電能消耗降低。目前按照實際運行壓力為10 MPa 進行節氣量計算，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

標煤和CO2減排折算系數依據《油氣田節能低碳示范區建設技術要求》中的附錄1，天然氣折合標煤系數為13.3 tce/104m3；天然氣折合碳排放系數為21.621 9 tCO2/104m3。根據表2 數值計算，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。該技術節能效果顯著，單臺鍋爐年可以節省天然氣量104.5×104m3，年替代標煤1 389.9 t，年減排CO2為2 259.5 t，年節約電能7.5×104kWh，年節省天然氣費用176.6 萬元。

6 結論

注汽鍋爐過熱及提效改造技術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，節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井底的干度，改善油藏的開發效果，可以增加一定的產量，給油田企業帶來一定的經濟效益。該技術對今后開采更深的油藏，以及后續SAGD 注過熱蒸汽開發提供了重要的技術支持和儲備，因此具有一定推廣價值。

但該項技術不太適用于二氧化硅含量高的水質，由于分離水是濃縮水，如果水質不好，回摻后噴水減溫器很容易結垢堵塞，導致操作員工需要經常清洗噴水減溫器，影響注汽鍋爐的正常運行。