基于能流分析的油田注汽锅炉节能技术的开发与应用

武八锁 赵学展 岳峰 张勇 咸朝军 张玥 苗会清 段云 王洪玉 钟小伟

（中石化股份胜利油田分公司注汽技术服务中心）

注汽锅炉作为稠油热采的核心设备，其所在注汽站是一个包含油、气、水、电、热等多种不同形式能量传递和转换的复杂系统，能量传递和转换水平高低直接影响注汽过程用能数量。能流分析技术特别适合于复杂系统用能水平的理论分析，通过对能量转换、利用、回收环节评价，找出用能水平薄弱环节，提出有效的节能措施。

1 注汽锅炉能流评价指标

注汽锅炉能量转换、利用、回收环节，主要涉及锅炉、水处理、机泵、管线、配电等设备设施。

1.1 能量评价环节划分

注汽站所需能量主要由外界输入，转换过程为电能转换为动能和压力能，燃料的化学能转换为热能。其中电能到动能和压力能的设备为机泵、空压机、鼓风机，燃料化学能到热能转化由炉膛实现。

注汽站核心工艺为水加热转化为湿蒸汽过程，对应的设备为锅炉换热器、辐射段、对流段，构成了能量利用环节。

注汽站能量回收环节包括伴热蒸汽、烟气热量回收，同时包括再生水、工业盐等物料回收过程。

1.2 能量评价指标建立

能量转换环节的评价指标为能量转换效率，计算式为：

式中：ηU——能量转换效率，%；

EW——转换环节直接损失能，kW；

EP——转换环节外界的总供入能，kW；

Qin——井排来液供入能，kW。

能量利用环节的评价指标是能量利用效率，计算式为：

式中：ηT——能量利用效率，%；

EUD——利用环节损失的能量，kW；

EN——利用环节工艺总用能，kW。

能量回收环节的功能是尽可能从待回收能中回收循环能和输出能[1]。其评价指标为能量回收效率，公式为：

式中：ηR——能量回收效率，%；

ER、EE和EO——分别为待回收能、回收循环能和输出能，kW。

2 注汽锅炉用能现状分析

现以孤岛注汽大队1#活动注汽站为例，利用能流分析方法，结合现场调研数据，对各环节、装置的能量平衡进行计算，以单方蒸汽能量为单位绘制汽气大队1#活动注汽站能流分布图，如图1 所示。以能流分布图为基础，对注汽锅炉用能现状进行分析并提出合理用能改进方向。

图1 注汽大队1#活动注汽站能流分布图

2.1 能量转化环节

在能量转化和传输环节中，主要设备是炉膛、鼓风机、空压机、柱塞泵、生水泵、增压泵等。该环节转化效率为70%，有30%的能量损失。能量损失主要包括机泵损失、锅炉散热损失两部分，其中锅炉的热损失最大，占总能量损失的74.9%。因此决定能量转化环节转化效率的主要因素是锅炉的热损失和鼓风机、柱塞泵、生水泵等机泵效率，提高加锅炉热效率和机泵效率是提高转化效率的关键[2]。

2.2 能量利用环节

注汽站能量利用过程，实际上就是燃料燃烧产生热量吸收交换过程和电能转化的机械能对来液能进行提升的过程，该环节能量利用效率为92.7%。

能量输入构成为：转化能744.76 kW，占该环节输入能的96.12%；来液带入能为30 kW，占总输入能的3.88%；回收能为0。

能量输出构成为：设备换热损失55.824 kW，占总输出能7%；设备输出能186.52 kW，占总输出能25.9%；蒸汽输出能401.933 kW，占总输出能55.9%；进入回收系统的伴热蒸汽、烟气散热能、再生水输出能130.48 kW，占总输出能的11.2%。因此，决定能量利用环节效率的主要因素是设备换热损失，提高各换热系统换热效率是提高能量利用环节效率的关键。

2.3 能量回收环节

回收环节得到的热量包括伴热蒸汽带出的热量和烟气排放带出的热量，同时包括一部分外排再生水物料带出的能量。由于伴热蒸汽直接从锅炉出口取的高品位蒸汽，对炉前燃油和油罐进行加热后进行外排，其携带热量为52.192 kW，由于未进行回收而损失掉。

为防止燃油锅炉烟气温度低于露点（90 ℃）造成对流段酸化腐蚀，实际排烟温度一般设置较高（立式对流段200 ℃、卧式对流段230 ℃）。这样烟气携带较大部分热量（占输入热量的4%～8%），加上烟气中水蒸气携带的潜热，损失热量较大，为65.24 kW。

再生水包括冲洗用水、进盐用水、置换用水三部分，占吨汽耗水总量的90.8%。该部分在冲洗后期，其水质已经达到给水标准，具备回收条件。同时，该部分水经生水泵加压后，其获得的能量为充分利用，直接进行外排，其损失的能量为13.048 kW。

3 注汽锅炉节能技术

3.1 能量输入环节

注汽站用电节点按设备用途可划分为配电部分、主体设备、附属设备和生活用电4部分。为实现电能高效转换为机械能等所需形式能量，注汽大队采取以下措施：

措施一：配电变压器减容。原配备变压器容量是按柱塞泵工频启动运行设计的，2000年后柱塞泵变频器成为注汽站的标配，柱塞泵启动电流和运行电流比工频状况下大幅降低，原变压器容量明显偏大，自身损耗占比大。根据注汽站设备配备电动机和其他电器设备额定功率和实测启动/运行电流，优选了合理的变压器容量，将原9 t/h 和11 t/h 注汽站配备的400 kVA 降为目前的250 kVA 变压器，原15 t/h注汽站配备的500 kVA降为目前的315 kVA变压器。

措施二：减少线路无功损耗。同时，全面检修并投用无功补偿，提高注汽站的功率因数。注汽大队各活动注汽站无功补偿装置设置7个档位，投运没有明确指导。在GDD16-01 井注汽期间开展实验，采集大量用电数据，对各档位用电情况调查。通过能耗关系发现，正确选用无功补偿档位每天可实现节电20 kWh。

措施三：合理开展机泵降容。通过对注汽站现用设备核算功率和单机实测功率对比发现，在原设计的机泵配备都保留了一定的余量，如9.2 t/h注汽锅炉：配备的柱塞泵额定排量一般为10.5～11.0 m3/h，柱塞泵理论功率与实测功率对比见表1。配备软水器额定流量一般为12 m3/h 以上，生水泵额定排量一般为12.5 m3/h以上；除氧器额定流量一般为12 m3/h以上，增压泵和真空泵余量较大；锅炉配套供油泵，额定压力2.5 MPa，额定排量2.5 m3/h；配套的空压机2台，都为15 kW电动机的额定压力1.0 MPa，额定排量1.9 m3/h 以上。锅炉实际运行蒸发量一般在5.5～9.0 t/h（即最低限制蒸发量和额定蒸发量之间），常用蒸发量一般在8.0 t/h 上下，配套的机泵容量偏大，空载损耗占比大，处于“大马拉小车”的状态。设备运行不同时段，对配套机泵有不同的要求。

表1 柱塞泵理论功率与实测功率对比

压缩空气。启炉初期，介质雾化的锅炉（如采用北美燃烧器时）采用空气雾化需要大流量的压缩空气用于燃油雾化，正常运行期间投用蒸汽雾化后，压缩空气主要提高气动仪表和水处理气动阀使用，用气量大幅减少。

生水泵流量。软水器正常运行期间，生水泵流量与后面水汽流程的除氧器、锅炉流量一致，流量在较小范围；软水器进入再生程序后，其出口流量需同时满足后面除氧器、锅炉使用需要和再生程序的反洗、置换、正洗用水要求，流量在较大的范围。

综合考虑以上因素，结合注汽站的实际工况，合理进行了注汽站配套机泵设备降容改造。柱塞泵、鼓风机、供油泵、除氧器的真空泵、增压泵、盐泵、排污泵等根据实际工况进行合理选择，不保留余量。空压机、生水泵等工况负荷变化较大的机泵设备，由原来的一用一备调整为一台根据大流量工况选型，一台根据小流量工况选型，由“两大”改为“一大一小”。

措施四：减少保温能量投入。因冬季设备停运后，需启用电暖器、伴热带保温，对各站冬季保温情况进行测量，发现每天保温耗电高达90 kWh，降低冬季等井时间可有效节电。

注汽站活动值班室、水处理操作间等地方安装暖气片，利用锅炉加温的废蒸汽来取暖，以代替大功率电暖器。改造后，设备运行期间每站每天可节电100 kWh。

注汽站将温度控制器应用到注汽锅炉冬季施工的电暖器上，平均每站每日节电约10 kWh。

措施五：优化设备运行挖潜。现场测试15 kW的空压机空载电流为10～11 A，打压时空压机电流约21 A，正常运行时只供给水处理设备，打压与空载时间约1∶5，空压机运行方式由连续运行改为间隙运行，减少空载耗电，按功率因数0.9 计算，一天空压机可节电约102 kWh。

注汽井压力的高低直接影响着用电单耗，初步统计注入压力每提高1 MPa，单耗将上升0.3 kWh左右。为降低注汽用电单耗，根据注汽井史、施工方案、设备生产能力、压力等级等，对井和锅炉实施“双向选择”，避免大排量锅炉注小排量井，尽可能的降低注入压力，从而降低吨汽电耗。

3.2 能量转化环节

1#活动注汽锅炉为油汽两用锅炉，燃料以原油为主，其能量转化过程为燃料燃烧释放热量的过程，影响燃料能量转化的因素包括6个方面，分别为锅炉产出蒸汽热量、排烟热损失、化学不完全燃烧热损失、机械不完全燃烧热损失、散热损失和灰渣物理热损失。对于油田燃油燃气锅炉，其中主要影响因素为Q2、Q3、Q5，其平衡方程式如下：

式中：Qr——燃料释放热量，kJ/kg；

Q1——锅炉产出蒸汽热量，kJ/kg；

Q2——排烟热损失，kJ/kg；

Q3——化学不完全燃烧热损失，kJ/kg；

Q4——机械不完全燃烧热损失，kJ/kg；

Q5——散热损失，kJ/kg；

Q6——灰渣物理热损失，kJ/kg。

要提高能量转化效率，首先应保证燃料充分燃烧，尽可能减少燃烧热损失。为实现上述目标，注汽大队主要采取了以下措施：

措施一：提高燃料燃烧效率。燃料空气比的调整实际上就是过量空气系数的调整，锅炉排烟热损失与过量空气系数有很大关系，从降低锅炉排烟热损失角度出发，希望过量空气系数越小越好，然而过量空气系数的减小常会引起化学不完全燃烧损失和机械不完全燃烧损失的增大。从降低化学不完全燃烧损失和机械不完全燃烧损失角度出发，希望过量空气系数越大越好，这样就形成一个矛盾[3]。不过，从锅炉热效率反平衡计算法可知，只要锅炉各项热损失之和达到最小，就能保证最高的热效率。因此，最合理的过量空气系数应使Q2、Q3、Q5之和为最小，这个合理的过量空气系数即为最佳过量空气系数。确定最佳过量空气系数之值可用曲线法求得，如图2所示。

注汽锅炉投产调试时，设定最佳过量空气系数为1.05～1.20。同时，将油温、油压和雾化压力最佳配合与过量空气系数的调整同步进行，以满足燃烧火焰好，锅炉受热面积灰慢，烟温上升幅度慢，降低了排烟热损失的目标。

图2 确定最佳过量空气系数之值

注汽锅炉运行过程中，利用固定式氧化锆烟气分析仪和便携式测氧仪，定期测定烟气含氧量，使烟气含氧量保持在3%～5%。及时调整油压、油温、雾化压力、风门开度等，注意观察火焰形状颜色，保证燃料在炉膛高效燃烧。

措施二：寻找最优参数组合。为便于寻找锅炉最优参数组合，把锅炉参数按关联关系分为四类，重点分析可以单独调节，互不影响两类；关系密切，相互影响两类（锅炉流量、对流段入口水温、燃油温度、燃油压力、雾化压力、风门开度等）。

由于锅炉运行涉及参数较多，且互相影响，为提高试验准确性和便于后期分析，遵循以下原则：

1）单参数调整及优化试验，保持其他参数基本不变。

2）保持注汽干度恒定在73%±0.5，增强可比性。

3）确定好合适的参数调整次序，尽量降低互相影响。

4）所有参数录取采取统一模式和标准，降低系统误差和人为误差。

满足上述条件基础上，借助6δ 管理中的JMP数据分析软件，对锅炉参数影响因子配对相关性统计见表2，通过关键因素的识别，找出锅炉参数优化措施，实现锅炉热效率提升。

通过对锅炉运行参数的优化调整，注汽大队探索出锅炉最佳运行工况，为保证锅炉热效率始终处于较高区间，制定了以下巩固措施。

锅炉运行期间，在注汽井压力允许和施工方案设计要求下，应尽可能提高锅炉排量；燃料为渣油时，为保证不发生对流段低温腐蚀，对流段入口水温在烟气露点（90 ℃）左右，应控制在烟气露点温度5～10 ℃以上，即95～100 ℃。

油温应保持在85～90 ℃，燃油压力应保持在0.48 MPa 左右，雾化压力与燃油压力差值应在0.01～0.015 MPa，通过观察火焰形状、颜色确定。

烟气含氧量应保持在3%～3.5%，应同时观察火焰形状、颜色和排烟温度变化确定。

燃烧根据情况调整：火焰形状、长度、颜色等；排烟温度上升幅度的快慢；烟气中O2的含量，从而确定三个参数的最佳配合值，并调整阀件使其稳定在最佳值上。

3.3 能量利用环节

注汽锅炉能量利用环节包括锅炉辐射段换热、对流段换热、给水换热器换热、炉前燃油加热器换热4 部分，提高该4 处换热器换热效率，是提高能量利用环节效率的关键。为此，主要采取了以下措施：

措施一：提高炉膛辐射换热系数。锅炉辐射段换热过程是指炉膛中火焰的辐射和吸收。火焰一般由双原子气辐射换热体（N2、O2、CO）、三原子气体（CO2、H2O、SO2）和悬浮固体粒子（炭黑、飞灰、焦炭粒子）所组成。其中N2和O2对热辐射是透明的，CO 等的含量一般很低，因此火焰中具有辐射能力的成分主要是H2O、CO2和各种悬浮的固体粒子[4]。对于燃油，发光火焰辐射主要靠炭黑;发光火焰辐射力一般比透明火焰大2～3倍。辐射换热通常受火焰总黑度的影响，通过平均有效射程和辐射减弱系数表征。火焰的总辐射减弱系数K 可近似地认为等KCO2、KH2O、K 灰、K 焦炭等项减弱系数之和。实际运行过程中，采用合理过量空气系数，提高燃烧完全程度，增加CO2比例。同时，结合蒸汽雾化，增加火焰中H2O含量，提高火焰辐射能力。

表2 锅炉参数影响因子配对相关性统计

措施二：提高对流段对流换热系数。影响对流换热的因素是由影响流动和影响流体热量传递因素综合作用结果。主要有流体流动起因、流体有无相变、流体的流动状态、流体的物性条件、换热表面的几何因素五个方面。锅炉对流段换热器属于管程走蒸汽，壳程烟气横略冲刷的换热方式[5]。

实际运行过程中，定期对对流段换热器进行冲洗，去除聚结在换热器翅片管上炭黑、飞灰等物质，防止因烟气流道变小造成的烟气流速增加，造成单位体积烟气带走热量增大，换热器管束数量不变前提下，烟气温度上升，造成对流换热效率降低。

调整对流段入口水温，控制高于烟气露点的同时，尽量降低入口水温，使烟气携带热量在对流段换热过程中得到充分吸收。

措施三：提高套管换热器换热效率。注汽锅炉给水换热器、燃油加热器均为套管式换热器，该换热器结构简单，传热面积增减自如。传热效能高，适合高压小流量液-液换热。

套管式换热器长期运行存在水垢沉积，污垢热阻增加，使效率降低、能耗增加、寿命缩短现象。锅炉运行过程中，严格监测换热器冷热两侧的水质，通过前端水质软化处理，去除水质残硬办法，降低换热器结垢可能，达到降低换热器污垢热阻目的。

给水预热器为逆流换热方式，按照对流段换热器入口温度在90～120 ℃的设计要求，尽可能降低冷侧流体的温度，使逆流时对数平均温差最大。通过提高换热器对数平均温差的方法实现换热效率提升。

换热器阻力也是影响对换热系数的主要因素。提高换热流道内介质的平均流速，可提高传热系数，减小换热器面积。但提高流速，将加大换热器的阻力，增加柱塞泵的耗电量和设备造价。柱塞泵的功耗与给水流速的3次方成正比，通过提高流速获得稍高的传热系数不经济。当锅炉运行流量比较大时，可采用调整旁通流量保证有较高的传热系数。实时监测换热器前后压降，当压降超过0.2 MPa 后，采用高效、环保、安全、无腐蚀环保清洗剂进行清洗，有效去除水垢，提高换热器高换热效率。

3.4 能量回收环节

能量回收环节主要包括伴热蒸汽、烟气和再生水等能量，且该部分能量未进行回收，造成该环节能量损失较多。

措施一：伴热蒸汽热量梯级利用。注汽站伴热蒸汽主要用于燃油加热、油罐伴热。高温伴热蒸汽（300 ℃）进行减压到1 MPa后，通过炉前燃油加热器，将50 ℃燃油加热到100 ℃，经过换热器后约120 ℃蒸汽进入油罐盘管换热器，将30 ℃来油加热到50 ℃，此时蒸汽约90 ℃，携带热量品味已经降低，直接通入盐池、水罐，对常温盐水和来水进行传热传质，从而实现蒸汽热量梯级回收。

措施二：燃气锅炉降低排烟温度。燃气锅炉烟气中蕴含着大量的显热和潜热，充分回收烟气中的热量可以减少能源消耗。燃气锅炉烟气的露点在55 ℃左右（过剩空气系数在1.15时），烟气含湿量较高，水蒸气冷凝过程会放出大量的气化潜热，同时产生大量的水，其中水蒸气潜热约占天然气所产生热量的10%左右。注汽站油气两用锅炉改烧天然气时，可将排烟温度从170 ℃降低到60 ℃，此时，可大大减少烟气排放所带出的热量，同时可以回收烟气中水蒸气的潜热，从而较大幅度回收烟气散热能。同时，所产生的冷凝水吸收烟气中的污染物，减少了NOx和CO2的排放量。

措施三：再生水回收再利用。注汽锅炉工艺水汽流程共有水源、储水罐、树脂软化罐、除氧器、注汽锅炉、注汽井6 个关键点，5 个中间过程，注气站用水工艺流程框图如图3所示。耗水主要来自再生耗水，这是由于用于生水软化的阳离子交换树脂，在工作一段时间之后，需要再生，以恢复其正常的工作机能。再生耗水包括冲洗用水、进盐用水、置换用水三部分，占吨汽耗水总量的90.8%；其他耗水，主要包括生活用水、清洗设备用水两部分，占吨汽耗水总量的9.2%。

水处理再生过程运行时间长，再生频繁，在使用的过程中发现，存在再生各步设置余量过大，没有根据具体水质及时修订设置的状况；再生后期排出水已经达到锅炉用生水的标准，而以往都是将这部分水外排掉，造成白白浪费。

1）应用PE管线，杜绝沿程水管线漏失。在用水输送方面，采用了PE 管替代原有水龙带管线，由于其零渗漏、抗磨损、耐腐蚀，降低了沿程用水漏失。平均每天每站减少管线漏失约5 m3。

2）按质判断再生，充分利用树脂效能。优化周期制水量。软水器出厂设计是按照生水硬度为300 mg/L，实际生水硬度一般低于这个数值，设备到达设定制水量自动转再生，浪费了一部分有效工作交换能力。在确保反洗效果的前提下，尽量多装树脂，提高周期的工作交换容量。根据测量的水源水硬度和软水器一级罐树脂装填量计算工作交换容量，确定周期制水量。

定期分析优化再生各步骤结束标准，根据理论计算和实际应用情况，及时修正控制系统的再生各步骤的定时定量参数，减少再生用水量。通过再生参数的优化，降低每次再生用水量的同时，还大大降低了再生次数，即提高了周期制水量，由原来的两天再生三次到现在的一天再生一次。

3）合理进行回收，减少再生污水排放。对于水耗主要是再生耗水的情况，应用了水处理再生节水减排装置，针对水处理一、二级正洗外排水回收，降低再生用水总量，节水减排。

注汽锅炉节水减排装置由测量部分、控制部分、执行部分三部分和管线流程组成，其构成了一个单回路反馈控制系统。测量部分主要由一个电导率仪和一个电磁流量计构成，完成再生外排水流量和电导率的实时监测采集；控制系统信号取自水处理再生启动和停止信号独立运行，实现监测采集的信号输出至控制器并能和设定值判断比较，进而控制执行部分动作；执行部分主要有两个气动阀和管线流程组成，实现回收水进入水处理入口，节水装置分解如图4所示。

通过选择合适的电导率测试仪，选择合适的控制仪控制模块，利用气动控制阀作为执行机构。由于当电导率小于6 ms/cm 时，一、二级正洗外排水的矿化度低于700 mg/L，硬度低于25 mg/L，可以很好的满足生水用标准。因此在水处理再生至正洗过程时，通过电导率自动测量，对外排水进行回收。目前，该项成果在注汽大队进行了推广，解决了活动锅炉水耗较大的问题。水处理再生水回收工艺流程改如图5所示。

图3 注汽站用水工艺流程框图

图4 节水装置分解图

图5 水处理再生水回收工艺流程

应用再生回收装置，每次再生用水降为24 m3左右，回收水量近7 m3。以上三项措施，日节水约16 m3。

4 注汽锅炉节能效果评价

注汽站实施上述节能措施后，能量输入环节单位时间吨汽输入电能减少11.6 kW，占总输入电能的5%。能量转化环节机泵损失减少7.326 kW，锅炉散热损失减少27.912 kW，总计37.238 kW，转化效率提升20%。能量回收环节伴热蒸汽回收能41.75 kW，烟气散热回收13.048 kW，再生水回收6.524 kW，总计61.322 kW，回收环节效率提高47%。

5 结论

1）通过环节能流分析结果得知，能量转化、能量利用环节能量转化和利用较高，分别为72.39%和96.6%，而第三环节的能量回收率比较低。造成注汽站系统效率低的主要因素可以归纳为以下方面：一是热能利用率低，二是电能利用率低，三是未进行能源回收。按各因素影响系统效率的重要程度依次为：散热损失、换热损失、烟气损失、伴热损失和机泵损失。

2）针对能流分析结果，开发并实施了以下的节能措施：能量输入环节通过注汽压力、机泵功率反推，得出注汽站日常运行总功率，采用单机单表实测比照，找出功率不匹配节点，实施变压器减容，油泵、排污泵、生水泵、柱塞泵电动机减容，鼓风机电动机调整，减少系统输入电能；能量转化环节实施过量空气系数调整，结合烟气含氧分析，提高炉膛燃烧效率提升，利用JMP分析软件，根据锅炉参数相关性分析结果，合理设置锅炉参数运行区间；能量利用环节从辐射换热、对流换热和换热效率等方面入手，采取提高辐射系数、减少传热热阻、提高对流换热系数等措施；能量回收环节，利用燃气锅炉烟温露点低（55 ℃）的特性，降低锅炉排烟温度，实现烟气携带热量大量回收。伴热蒸汽采用梯级匹配，多级乏汽再循环的办法，实现伴热蒸汽热量充分回收。再生水采用自控回收系统，系统检测水质和来水水质级别一致时，自动开启回收系统，实现再生水能回收。