锅炉烟气余热回收及减排一体化技术在油田生产中的应用

邓宝

（大庆油田有限责任公司第九采油厂）

某油田先后在10个采油厂发现了稠油开发生产区块。目前，这10家开发单位对稠油进行热采注汽开发，在用注汽锅炉130余台，完成年注汽量750×104t，年消耗自用天然气约5.3×108m3。稠油生产井生产成本高、开采难度大、采油效益低、水驱稠油采收率低等问题，对油田开发生产经营带来严重的困境，相比于稀油，新常态下稠油开采带来了更大挑战。一方面，随着热采规划，年注汽量逐渐增加，锅炉烟气排放将进一步增大。注汽锅炉燃料主要为天然气，绝大多数注气锅炉投入运行时间已超过10年，部分注汽锅炉运行效率低、能耗高、烟气排放超标，这既不利于绿色低碳企业发展要求，也不利于高质量可持续发展要求。燃气烟气治理已刻不容缓。另一方面，锅炉排烟温度高不达标，能源利用效率低，造成能源的大量浪费[1-4]。

1 原因分析

蒸汽锅炉是一种能量转换设备，向锅炉输入的能量有燃料中的化学能，燃料经燃烧器燃烧，而经过锅炉转换，向外输出具有一定热能的蒸汽，而锅炉燃料经燃烧后产生的NOx、SO2、CO2、CO和剩余氧气等废气则通过锅炉烟筒外排。其存在的问题主要有：

1）燃烧工况差，在能量转换环节，燃烧器选择不合理，燃烧不充分。其燃烧效率低，烟尘排放量大不达标。

2）传热工况差，在能量利用环节，炉膛积灰结焦严重，能量热交换效率低，热量损失大，烟尘量大，SO2排放严重超标。某注汽锅炉烟气烟尘每立方米测试数据见表1。该注汽锅炉NOx、SO2、烟尘等指标均超出不大于50 mg/m3标准要求，属于废气排放不达标设备。

表1 某注汽锅炉烟气烟尘每立方米测试数据Tab.1 Test data of flue gas and dust of steam injection boiler

3）热损失大，在能量回收环节，锅炉烟气排烟温度高，锅炉烟气余热没有得到有效利用，造成热损失。如某油田注汽锅炉所用燃料主要为油井伴生气，通过检索文献发现伴生气组分见表2。

表2 伴生气组分Tab.2 Associated gas composition %

甲烷含量仅为68.2%，明显低于常规天然气（CH4大于95%），而C2+以上的烷烃含量合计达16.5%。烃类燃料，碳含量越高、越难烧透，因而导致烟尘和CO生成量大，锅炉烟气排烟温度高，热损失大。

2 对策措施

针对注汽锅炉生产运行机制中存在的问题，提出锅炉烟气余热回收及减排一体化技术在油田生产中的应用这一重要研究应用课题。主要采取以下措施：

1）采用高效低氮燃烧器替代原有燃烧器[5-6]。低NOx燃烧器技术具有燃烧效率高、运行成本低、具有烟气再循环技术功能（采用自身再循环燃烧器把部分烟气直接在燃烧器内进入再循环，并加入燃烧过程）、现场安装方便快捷（采用插件连接安装，加快了电气和自控系统的快速现场安装）、智能控制系统自动化程度高（采用智能化在线控制和范围更大的调节）、更低的NOx排放（NOx的标准生成量小于30 ppm，CO小于30 ppm）、现场适应性强且具有良好的性价比等优点。低氮燃烧器工作原理见图1，低NOx燃烧器及低NOx燃烧器，是指燃料燃烧过程中NOx排放量低的燃烧器，采用低NOx燃烧器能够降低燃烧过程中NOx的排放。在燃烧过程中所产生的氮的氧化物主要为NO和NO2，通常把这两种氮的氧化物通称为NOx。大量实验结果表明，燃烧装置排放的NOx主要为NO，平均约占95%，而NO2仅占5%左右。燃烧器是工业加热炉的重要设备，它保证燃料稳定着火燃烧和燃料的完全燃烧等过程，因此，要抑制NOx的生成量就必须从燃烧器入手，通过应用低NOx燃烧器及低NOx燃烧器，降低工业加热炉氮氧物的排放，达到节能减排和改善工作作业环境的目的。

图1 低氮燃烧器工作原理Fig.1 Working principle diagram of low nitrogen burner

2）采用低温烟气余热回收技术[7]。加装低温烟气余热回收装置，利用新型热管技术和低热阻高温防腐涂层技术共同实现低温烟气的余热高效回收及初步脱硫。选用新型热管技术，其热传输能力强（单管功率可达300 W）、启动温度低（常温50℃即可启动）、自制介质（自制混合介质，相容性好，不易产生不凝性气体）、换热效率高（把排烟温度降低到80℃以下，充分回收了烟气中的显热和水蒸汽的凝结潜热，提高锅炉燃烧效率）。锅炉烟气余热回收装置原理见图2。

图2 锅炉烟气余热回收装置原理Fig.2 Schematic diagram of boiler flue gas waste heat recovery device

3）采用低热阻高温防腐涂层技术。该技术具有耐高温性、耐腐蚀性、耐磨性、导热性、自洁性、耐温差骤变性等优点。防腐蚀涂层能有效抵御烟气露点腐蚀，将烟气冷却到100℃以下[8]。

4）采用烟气脱硫余热回收热管换热[9]。该技术承担降低硫排放功能。尽管烟气低于100℃时，水蒸汽及烟气灰尘能吸收一定的硫化物，但还不能达到国家排放标准，因此设计了二次硫系统。二次硫结构设计，使水蒸汽及烟尘（偏碱性）更好地吸收烟气中的硫化物，达到国家排放标准。自动除尘系统，使其不积灰。烟气脱硫余热回收热管换热流程见图3。

图3 烟气脱硫余热回收热管换热流程Fig.3 Heat exchange flow diagram of heat pipe for waste heat recovery of flue gas desulfuration

3 现场应用情况

该技术于2019年7月在低温烟气余热回收技术方案的基础上，在某油田注汽生产现场进行节能减排技术改造，开展了换热及脱硫现场应用试验，并取得了良好试验应用效果。603#注汽锅炉节能减排技术应用前后测试数据对比结果见表3和表4。试验应用结果表明，节能减排技术改造效果良好。

表3 603#注汽锅炉节能减排技术应用前后测试数据对比Tab.3 Comparison of test data before and after application of energy-saving and emission reduction technology in 603#for steam injection boiler

表4 注汽锅炉节能减排技术应用前后排放测试数据对比Tab.4 Comparison of emission test data of steam injection boiler before and after the application of energy saving and emission reduction technology

4 综合效果评价分析

1）换热效率高。传统热管余热回收换热器，烟气出口温度110～160℃，而热管余热回收换热器，烟气出口温度可达到80℃以下，与传统换热器相比，能将锅炉效率进一步提高两个百分点。

2）节能效果好。采用锅炉烟气余热回收及减排一体化技术后，空气过剩系数运行在最优区间，603#注汽锅炉为年耗量由改造前的147.1×104m3下降到改造后的120.9×104m3，减少了26.2×104m3，按每立方米天然气价格2.6元计算，则年产生直接节能效益68.12万元，节能效果明显。

3）脱硫效果好。经测算，采用烟气脱硫余热回收热管换热技术后，烟气排放SO2浓度比技术改造前下降了110 mg/m3，单位注气量（即每生产一吨蒸汽）所排放的SO2由原来的1 274 mg下降到50.4 mg，脱硫效果良好。

4）实现注汽锅炉的达标排放。采用锅炉烟气余热回收及减排一体化技术后，注汽锅炉烟气排放中的烟尘、SO2、NOX、CO等排放浓度均控制在排放标准要求之内，改善了工作环境质量，实现了注汽锅炉系统的达标排放[10]。

5 结束语

实践证明，燃烧工况差、传热工况差和热损失大是注汽锅炉生产过程用能能流损失大和废气排放不达标的主要原因，通过采取锅炉烟气余热回收及减排一体化技术，即高效低氮燃烧器替代原有燃烧器技术、低温烟气余热回收技术、低热阻高温防腐涂层技术和烟气脱硫余热回收热管换热技术，有效地解决了燃烧工况差、传热工况差和热损失大等问题，提升了注汽锅炉的运行系统效率，降低了烟尘、SO2、NOX、CO等排放浓度，实现了注汽锅炉节能降耗和废气的达标排放。