注汽锅炉过热及提效改造技术的研究

杜丰（中油辽河工程有限公司）

辽河油田是一个具有多油气藏类型、多套含油层系，油品性质丰富、地质情况复杂的大型复式油气田，目前已形成多元开发格局，在千万吨规模以上稳产36 a，是国内最大的稠油、高凝油生产基地；每年的稠油产量占全国总产量的70%以上，稠油开发方式主要以蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD 为主[1-4]，其稠油热采技术位于国际领先地位。直流注汽锅炉是稠油热采的主要设备，锅炉可以产生干度为75%的湿饱和蒸汽，通过注汽管线输送至注汽井口注入地下，高温、高压蒸汽将携带的热量传递给稠油以使其黏度降低、流动性增强，最终得以开采[5-6]。但由于蒸汽热值在管线和井筒输送过程中的能量损失较多[7-8]，到达井底的干度只剩下约50%～60%，真正进入到油层的蒸汽会含有大量的凝结水，降低了加热效果，原则上到达井底的蒸汽干度越高，原油采收率越高[9-10]，因此提高锅炉出口干度，可以改善开发效果，增加原油产量。目前辽河油田有注汽锅炉300 多台，平均热效率约89%，距离国家标准规范《锅炉节能环保技术规程》[11]要求的燃气锅炉热效率（92%以上）有一定的差距，注汽锅炉消耗天然气量约15×108Nm3/a，热注系统能耗占总能耗约70%，是能源消耗的重点环节，因此锅炉提效对辽河油田节能降耗有着重要意义。

1 注汽现状

某采油厂热注站始建于1997 年，每台注汽锅炉规模为19.5 t/h（1#炉、2#炉、3#炉）。2008年，2#和3#炉各增加1 台汽水分离器，用于高干度注汽。1#炉吞吐注汽量约为9.5×104t/a，2#炉和3#炉汽驱注汽量均为12×104t/a，汽驱注汽压力约为10 MPa。经相关部门出具他热效率测试报告，1#炉和2#炉锅炉热效率约92%，3#炉的热效率约88%，3#炉热效率偏低且锅炉排烟温度已达到170 ℃以上。目前热注站汽水分离器产生的25%高温分离水与汽水分离自带的给水换热后温度降至90 ℃，经减压后，进到污水箱，由污水泵输送至站内高架污水罐内，再由污水泵加压输送至联合站进行深度污水处理，处理后回用锅炉。存在的问题如下：分离水外排造成了25%分离水的浪费及约15%热量的浪费，增加联合站的污水处理费用；排烟温度高，热效率未达到《锅炉节能环保技术规程》规范要求（要求新建的燃气锅炉热效率达92%以上）。因此，对3#炉进行升级改造，采用注汽锅炉过热及提效改造技术，解决上述的问题，对今后注汽系统节能降耗有着重要的意义。

2 改造工艺流程设计

对3#炉进行升级改造，采用注汽锅炉过热及提效改造技术，保留锅炉辐射段、过渡段、烟囱，改造对流段，增加过热段以及喷水减温器，改造汽水分离器汽水流程。改造后的工艺流程见图1。

图1 改造后的工艺流程Fig.1 Process flow after transformation

42 ℃给水由柱塞泵加压输送至锅炉自带的换热器，水温升至69 ℃，进入锅炉对流段加热升温至230 ℃，经锅炉换热器换热至205 ℃，再进锅炉辐射段进一步加热升温变为干度75%、温度353 ℃的湿饱和蒸汽，湿饱和蒸汽经汽水分离器分离，分离后变成两部分，一部分为高干度蒸汽，另一部为25%的高温分离水，高干度蒸汽经过锅炉过热段加热升温变为464 ℃的过热蒸汽，过热蒸汽与高温分离水在喷水减温器进行掺混，混合后产生压力为16 MPa、温度为353 ℃、过热度为5 ℃的微过热蒸汽。

3 设计参数

注汽锅炉过热及提效改造后，排烟温度降低，热效率提高，锅炉出口额定蒸汽温度为464 ℃。

改造后参数如下：额定蒸发量为18 t/h；额定蒸汽压力为16 MPa；设计热效率大于或等于92%；过热段额定蒸汽温度为464 ℃；额定掺混后的压力为16 MPa；额定掺混后的温度353 ℃（过热度5 ℃）；烟温小于120 ℃；燃料为油、天然气；控制方式为PLC；最低运行的负荷为9 t/h。

4 改造技术

4.1 新增过热段

过热段将汽水分离器分离出的蒸汽进一步加热，在降低炉膛出口烟气温度的同时，将高干度蒸汽加热，转变为高过热的过热蒸汽。过热段采用12Cr1MoVG（GB/T5310）D89×10 光管及翅片管组成，采用单管呈蛇形结构，过热段尺寸4 060 mm×1 849 mm×1 580 mm，质量为16.8 t。

翅片部分受热面积：

管子部分受热面积：

式中：Scp为翅片部分受热面积，mm2；SGZ为管子部分受热面积，mm2；d为管子直径，取值89 mm；h为翅片高度，取值15 mm；δ为翅片厚度，取值2 mm；t为翅片节距，取值8 mm；L为管子长度，取值3 156 mm；n为管子根数，取值19。

光管部分受热面积：

式中：SGG为光管部分受热面积，mm2；n为管子根数，取值46。

经计算后，过热段总的受热面积为132 m2。

4.2 改造对流段

由于给水温度较低，为42 ℃左右，低于烟气露点温度，会在尾部换热面形成冷凝水。冷凝水的聚积易造成金属腐蚀，保温层损坏，需要设置回收与导流装置，将冷凝水排出。同时对侧门密封进行改进，防止冷凝水渗出腐蚀对流段外表面。改造前后整体的参数对比见表1。

表1 改造前后整体的参数对比Tab.1 Comparison of overall parameters before and after transformation

4.3 过渡段保温改造

过渡段金属构件部分利旧，拆除原有硅酸铝保温层，采用气凝胶复合保温技术降低外表面温度。气凝胶复合保温技术采用高纯硅酸铝折叠块+气凝胶的结构形式，由于气凝胶良好的绝热性能，在满足气凝胶耐温要求的条件下，将气凝胶安装于高温区段，可有效减少保温层厚度。在筒体向火面采用高纯硅酸铝纤维模块保温，近筒体侧采用普通硅酸铝纤维毯和高纯硅酸铝纤维毯，在高纯硅酸铝纤维毯上敷设气凝胶保温，保温层之间用铝箔隔开，防止窜烟。

4.4 汽水流程调整

对锅炉本体部分汽水流程进行调整，拆除原有水换热器与对流段及辐射段连接管线，按照新流程连接水换热器、低温冷凝段、对流段以及过热段管线。管线改造如下：

1）断开汽水分离器间去往井场的注汽管线，与过热段出口管线连接，管线上安装喷水减温器。管线上设置蒸汽孔板、高压阀门、压力表、压力变送器、温度计、安全阀等。

2）断开分离器到换热器管线，改为喷水减温管线。管线上设置电动调节阀、高压阀门、压力表、温度计。

3）原三级减压管线进口改为与喷水减温管线连接，阀门及设备利旧。

4.5 自控系统升级

1）汽水分离器控制盘。锅炉改造后，在汽水分离器间需要测量过热段出入口的温度和压力、蒸汽出口温度和压力、过热度、分离器液位、过热蒸汽流量、分离水流量、调节阀开度、过热段压降等参数。

原分离器间有汽水分离器液位控制盘，采用Omron CS 系列PLC+昆仑通态工控机（触摸）系统，模拟量输入模块为AD003，模拟量输出模块为DA004，已有分离器液位、调节阀开度、过热蒸汽流量、分离水流量、蒸汽出口温度和压力等参数，需增加过热段出入口温度、压力、过热度等，以及新增AD003 输入模块 一个、输出模块DA004 一个。

2）锅炉控制盘。锅炉改造后，在锅炉间需增加过热段出口管壁温度测点。原锅炉控制盘位于炉前，采用Omron CS 系列PLC+Omron 触摸屏系统，模拟量输入模块为AD003，模拟量输出模块为DA004，数字量输出模块CS1W-OC201，数字量输入模块为CS1W-IA111，增加的过热段管壁温度测点（两个）直接并入原输入、输出模块的空裕接口。汽水分离器控制盘信号传至锅炉PLC 控制系统。

5 实施效果

对注汽锅炉进行升级改造，采用注汽锅炉过热及提效改造技术，增加过热段及低温冷凝段，提高烟气吸热量，降低排烟温度，过渡段采用新型保温结构，减少散热损失，提高了热效率，效率由原来的88%提高到92%以上；采用分离水回掺产生微过热蒸汽技术，回收了分离水外排造成的25%分离水及约15%的热量。由于分离水获得了有效的回掺，柱塞泵的排量降低25%，因此柱塞泵电能消耗降低。目前按照实际运行压力为10 MPa 进行节气量计算，10 MPa 压力下蒸汽和给水焓值见表2。

表2 10 MPa 压力下蒸汽和给水焓值Tab.2 Enthalpy values of steam and feedwater under 10 MPa pressure

标煤和CO2减排折算系数依据《油气田节能低碳示范区建设技术要求》中的附录1，天然气折合标煤系数为13.3 tce/104m3；天然气折合碳排放系数为21.621 9 tCO2/104m3。根据表2 数值计算，注汽锅炉天然气用量由改造前816.8×104m3/a 下降到712.3×104m3/a；注汽单耗由68.1 m3/t 上升到80.2 m3/t；改造后年过热蒸汽用量为8.88×104t。该技术节能效果显著，单台锅炉年可以节省天然气量104.5×104m3，年替代标煤1 389.9 t，年减排CO2为2 259.5 t，年节约电能7.5×104kWh，年节省天然气费用176.6 万元。

6 结论

注汽锅炉过热及提效改造技术不仅提高了锅炉的热效率，而且回收了分离水外排造成的能量浪费，节能降耗效果非常显著；另外，提高了锅炉出口干度，从而提高了蒸汽到达井底的干度，改善油藏的开发效果，可以增加一定的产量，给油田企业带来一定的经济效益。该技术对今后开采更深的油藏，以及后续SAGD 注过热蒸汽开发提供了重要的技术支持和储备，因此具有一定推广价值。

但该项技术不太适用于二氧化硅含量高的水质，由于分离水是浓缩水，如果水质不好，回掺后喷水减温器很容易结垢堵塞，导致操作员工需要经常清洗喷水减温器，影响注汽锅炉的正常运行。