辽河油田注汽锅炉节能改造

马铭泽（中油辽河工程有限公司）

辽河油田作为国内千万吨大油田之一，已经连续37 a 稳产1 000×104t，其中稠油产量占主产量的70%左右，是国内最大的稠油生产基地，稠油开发方式主要以蒸汽吞吐、蒸汽驱、SACD、火驱为主[1-3]。蒸汽吞吐、蒸汽驱、SACD 的开采主要依靠对地层注入高温蒸汽以驱使原油流动达到可以开采的条件[4-5]。由此可见，高温蒸汽对于稠油开采以至于辽河油田的千万吨产量至关重要，高温蒸汽的产生依靠注汽锅炉，辽河油田共有可运行注汽站299座，注汽锅炉376 台。近几年油田总体注汽量在2 400×104t/a 以上，注汽锅炉能耗占稠油开发总能耗的70%以上，注汽锅炉是辽河油田稠油开发中最重要和能耗最大的设备[6]，提高注汽锅炉热效率，降低燃料消耗将会降低油田的生产成本，并产生显著的经济效益。同时，辽河油田的主要稠油生产区块位于辽河三角洲国家自然保护区，通过对注汽锅炉节能改造，不仅可以节约能源，还可以减少碳排放，为生态保护做出巨大贡献，产生显著的社会效益。

1.1 工艺流程

注汽锅炉工艺流程见图1。首先污水站的软化污水到水罐缓冲储存，给水泵抽取水罐中的软化污水加压至注汽锅炉柱塞泵处，柱塞泵加压至17.2 MPa 后软化污水进入给水预热器换热内管，通过阀门对给水预热器出口水温进行调节。经过给水预热器换热之后的软化污水进入注汽锅炉的预热段提升温度，在这里吸收约40%的热量，然后从预热段出口再进入给水预热器外管对软化污水进行换热，换热后的水温降低，直接进入注汽锅炉辐射段。软化污水在依次流经注汽锅炉辐射段串联的全部炉管，吸收约60%的热量，最后产生干度为75%高温湿饱和蒸汽，通过注汽管线输送至井口，达到驱油、补充地层压力的目的。

图1 注汽锅炉工艺流程Fig.1 Process flow of steam injection boiler

1.2 热量损失

因辽河油田目前注汽锅炉大部分为燃气注汽锅炉，极少部分为燃油燃气混烧的注汽锅炉，不同于电厂中的燃煤锅炉，注汽锅炉热量损失方面不会存在机械不完全燃烧热损失和其他热损失，所以注汽锅炉热损失主要有三项：排烟热损失，炉体散热损失，燃料未完全燃烧热损失。张洪江等[7]对注汽锅炉热效率与排烟温度进行了关联分析，陈军等[8]分析了给水预热器及膜式水冷壁对注汽锅炉热效率的影响，王建勋[9]、秦成[10]介绍了节能涂料对炉体散热损失的应用。

辽河油田对近百台次注汽锅炉的测试结果表明，注汽锅炉排烟温度一般在170～220 ℃，通常，这些烟气携带了大量热量被排到大气中，排烟热损失是锅炉各项损失中最大的一项，约占总热损失的90%～96%；
炉体散热损失次之，约占总热损失的3.5%～6.0%；
燃料未完全燃烧热损失占总热损失的0.5%～4.0%。众所周知，降低排烟温度可提高注汽锅炉效率，注汽锅炉烟气温度每降低15～20 ℃，炉效可提高1%，如果将这部分热量回收并利用起来，在节约能源方面将具有很大的现实意义。

2.1 现状

辽河油田某注汽站有两台额定蒸发量为19.5 t/h，额定压力为17.2 MPa，产生75%干度湿饱和蒸汽的注汽锅炉。目前，每台注汽锅炉年注汽量约为11×104t，预计未来注汽量基本保持不变，拟先对其中的一台注汽锅炉的对流段进行改造，改造前注汽锅炉的排烟温度为170～190 ℃，排烟温度较高，高温烟气直接排入大气中，造成较大的排烟热能损失，同时造成污染环境。注汽锅炉燃料为天然气，锅炉用水为软化污水，水温为67 ℃。

2.2 改造方案

通过改造注汽锅炉对流段，降低排烟温度以提高注汽锅炉效率，进而达到节能的目的，改造方案不改变原有生产流程，不增加定员，提高了能源的利用效率。通过在注汽锅炉对流段顶部安装空气预热器，利用锅炉烟气的余热将送风机吹入的冷空气加热，经过风道将热空气送入炉膛内，提高炉膛温度，即节约燃料又降低了排烟温度，最终实现节能的目的。

具体方案为：在注汽锅炉尾部烟道安装空气预热器，风道吸风口设于室内，室内空气通过增压风机输送至空气预热器，经过换热后的空气，通过风道输送至锅炉鼓风机，风道架空布置，风机安装在室内，风道外设保温层。空气预热器进出口配带压力表，出口设置风门，用以调节鼓风机风量、风压。工艺流程效果见图2，蓝色箭头方向为冷空气流向，红色箭头方向为热空气流向。改造完成后现场装置见图3。

图2 工艺流程效果Fig.2 Effect of process flow

图3 现场装置Fig.3 Field device

空气预热器系统组成如下：该系统由空气预热器、送风机（9 kW）、输风管道(分冷风管道、热风管道)、风量分配阀、锅炉入口转换阀、变频调速控制柜、温度测控系统以及其他附件等组成。

系统中空气预热器是最重要的部件，超导热管是空气预热器的主要热传导元件，与普通的热交换器有着本质的不同。热管余热回收装置的换热效率可达98%以上，这是任何一种普通热交换器无法达到的。超导热管空气换热器体积小，只是普通热交换器的1/3。超导热管装置见图4，左边为烟气通道，右边为清洁空气(水或其它介质)通道，中间有隔板分开互不干扰。高温烟气由左边通道排放，排放时高温烟气冲刷热管，当烟气温度大于30 ℃时，热管被激活便自动将热量传导至右边，这时热管左边吸热，高温烟气流经热管后温度下降，热量被热管吸收并传导至右边。常温清洁空气在鼓风机作用下，沿右边通道反方向流动冲刷热管，这时热管右边放热，将清洁空气加热，空气流经热管后温度升高。

图4 超导热管装置Fig.4 Superconducting heat pipe device

由若干根热管组成的空气预热器，安装在锅炉烟口，将烟气中的热量吸收并高速传导至另一端，使排烟温度降低至高于露点而减少热量排放损失。加热后的清洁空气可补充到锅炉前端（入风口），提高锅炉的热效率，降低燃料消耗，将送风温度提高，炉膛温度上升40 ℃左右，使燃料能够充分燃烧，延长燃烧时间，并使排烟温度降低40 ℃左右，且减少了吹灰次数从而达到节能的目的。

改造完成后室内空气通过增压风机输送至空气预热器，经过换热后，空气温度由12 ℃提升至50 ℃，再经由风道送至注汽锅炉鼓风机入口，经鼓风机加压后送入注汽锅炉。换热后的烟气由189 ℃降低至137 ℃，由烟囱排入大气。改造前后注汽锅炉运行数据对比见表1。

表1 改造前后注汽锅炉运行数据对比Tab.1 Comparison of operation data of steam injection boiler before and after renovation

通过表1 可以得出，改造后注汽锅炉热效率提升1.7%，按每年注汽锅炉运行330 d 考虑，进注汽锅炉软化水为67 ℃，给水焓值为292.37 kJ/kg，注汽锅炉出口蒸汽为15.7 MPa，75%干度的饱和蒸汽，焓值为2 352.05 kJ/kg，天然 气热 值按35 000 kJ/m3，每年可节约消耗天然气16×104m3，天然气价格按1.69 元/m3计算，可节约运行成本27 万元，减少碳排放量14.3×104t/a。

空气预热器系统组成中包括一台9 kW 送风机，每年耗电71 280 kWh，电价按0.907 1 元/kWh，每年增加电费6.5 万元，综合节约天然气费27 万元，每年可节约运行费用20.5 万元，注汽锅炉改造的工程投资为64.8 万元，预计3.2 a 可收回成本。

1）通过对辽河油田某注汽站的一台19.5 t/h 注汽锅炉进行改造，对其对流段改造加装空气预热器，降低注汽锅炉的排烟温度，提高进入注汽锅炉燃烧的空气温度，改造后可使注汽锅炉热效率提升1.7%。

2）改造后注汽锅炉每年可节约消耗天然气16×104m3，节约成本27 万元，减少碳排放量14.3×104t/a，该项改造对辽河油田今后稠油生产降本增效，实现“双碳目标”具有重要的借鉴意义。

3）改造中新增耗电设备，送风机一台每年可节约运行费用20.5 万元，经济效益显著，可在辽河油田大范围推广。

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