油田注汽锅炉烟气冷凝节能技术-正式版

第43卷第0期当代化工Vol.43，No.02014年0月ContemporaryChemicalIndustry0，2014基金项目：克拉玛依市科技局基金项目，项目号：SK2013-30。收稿日期：2014-05-18作者简介：王华（1988-），女，辽宁省东港市人，助理工程师，2011年毕业于大连工业大学自动化专业，研究方向：从事油田节能技术工作。E-mail：[e-mail]。油田注汽锅炉烟气冷凝节能技术王华1，张伟1，武建飞2，马树杰2，陈杰1，（1.克拉玛依市科力节能环保技术有限公司，新疆克拉玛依市邮编834000；2.上海晟煜科贸有限公司，上海市邮编200233）摘要：油田注汽锅炉是随着稠油热力开采而迅速发展起来的新型工业锅炉，热效率普遍偏低，它的热损失主要包括化学未完全燃烧热损失、排烟热损失、锅炉向环境散热热损失等，其中排烟热损失和散热热损失是影响注汽锅炉热效率的两个主要因素。本文主要针对油田注汽锅炉的排烟热损失进行了一些措施与研究，有效的降低锅炉排烟温度，降低排烟热损失，在一定程度上提高了锅炉的热效率。关键词：油田；注汽锅炉；烟气冷凝；节能中图分类号：TQ000文献标识码：A文章编号：1671-0460（2014）00-0000-00OilBoilerFlueGasCondensingSteamInjectionEnergy-savingTechnologyWANGHua1，ZHANGWei1,WUJian-fei3，MAShu-jie3,CHENJie1（1.KaramayCityKeliEnergy-savingTechnologyCo.,Ltd.,XinjiangKaramayCity邮编834000，China；2.ShanghaiShengyuTradeCo.,Ltd.,Shanghai邮编200233，China）Abstract:Asoilissteaminjectionthermalrecoveryofheavyoilandtherapiddevelopmentofanewtypeofindustrialboilers,generallylowthermalefficiency,heatlossincludingitschemicalincompletecombustionheatloss,heatlosses,boilerheatlosstotheenvironment,suchasheatwhereheatlossandheatexhaustheatlossarethetwomainfactorsofsteaminjectionboilerthermalefficiencyimpact.Thispapermainlyforoilfieldinjectionsteamboilerheatlosseswereanumberofmeasuresandresearch,effectivelyreducingtheboilerexhaustgastemperature,reducingheatlosses,toacertainextent,improvethethermalefficiencyoftheboiler.Keywords:Oilfield;Steaminjectionboiler;Fluegascondensation;Energysaving1引言随着油田的开发，现已趋向于特、超稠油的开采，而蒸汽辅助重力泄油是较成熟的手段，因此油田专用注汽锅炉作为生产高温、高压蒸汽的特种设备，在目前油田稠油注采设备中起着非常重要且不可替代的作用，但与此同时，它也是油田稠油开采中的主要耗能设备，其能耗占开采总成本的60%以上。根据新疆油田注汽锅炉的热损失特点，重点针对排烟热损失进行分析研究，并实施一系列试验，可将锅炉的热效率提高至90%以上。2注汽锅炉烟气冷凝技术2.1烟气冷凝通常碳氢燃料燃烧产生的烟气中的水以气态存在，以此得到的燃料热值称低热值（燃料的低位发热量），若使烟气中的水以液态存在，则得到高热值（燃料的高位发热量），两者的差值等于烟气中水蒸气的汽化潜热。热能工程领域为控制尾部烟道的低温腐蚀，排烟温度高于烟气中水蒸气的露点，故而计算锅炉的热效率都是用燃料的低位发热量为基准的，因此存在排烟损失、散热损失等锅炉的热效率小于100%。如果排烟温度降低得足够低（低于露点），不仅使排烟的显热损失降低，并使烟气中部分水蒸汽凝结放出潜热加以利用，锅炉的热效率会提高。若能使排烟显热损失、散热损失等之和小于蒸汽凝结利用的潜热，锅炉的热效率甚至会达到和超过100%。在一些能源利用率较高的欧美国家，燃气冷凝式余热回收的热水锅炉热效率高达103%以上。国内开发的家用冷凝式燃气热水器，其热效率也已提高到105%。2.2注汽锅炉烟气冷凝节能效益分析2当代化工2014年0月为了回收烟气中的水蒸汽的潜热，必须把烟温降到露点温度以下。因此，在回收利用潜热前，先通过空气复合换热器吸收烟气显热，降低烟气温度。2.2.1烟气显热的回收下图为不同空气过量系数α下的回收显热提高的热效率图（效率提高以180℃的排烟温度的热效率为基准）。图1回收显热提高热效率图Fig.1Recoveryofsensibleheattoimprovethethermalefficiency该图是通过热工计算及经验公式得出，由于计算过程繁琐，因此不在此详细叙述计算过程。从图中可知，空气过量系数越大，热损耗就越大，可回收的显热就越多。经多年的实践证明，正常工况下，该图与实际测算结果基本一致。2.2.2烟气的潜热回收对于烟气温度从100℃降到50℃时，冷凝换热器工作在湿工况下工作，此时可对回收的热量进行估算。表1是以700kW为计算基础，多次试验冷凝换热器在相同的工作条件下余热回收量的平均值。表1回收烟气余热提高热效率经验数据表Table1Recoveryoffluegaswasteheattoimprovethermalefficiencyexperiencedatatables对于不同功率的锅炉，以此表为基础乘以相应的倍数，即可得出粗略的余热回收量。2.2.3烟气显热与潜热提高锅炉热效率分析下图给出了空气过剩系数α=1.1回收烟气显热与潜热提高锅炉热效率图。图2烟气显热与潜热提高锅炉热效率图Fig.2Sensibleheatandlatentheatoffluegastoimprovethethermalefficiency从上图可知，锅炉热效率的提高分为两个比较明显的区域，60~160℃变化较缓慢，而在30~60℃变化较大。这主要是因为烟气的热焓中水蒸汽的潜热所占的比重要大于烟气显热的结果。2.3系统工艺针对燃用天然气烧清水的锅炉，在其尾部装气-气换热器和烟气冷凝换热器。考虑到余热回收系统发生故障时不影响油田注汽锅炉本体运行，方案设计为通过风机从现有烟道中抽取烟气，整个烟气余热深度利用系统须新增一个独立的烟道系统。并在整个新增烟道入口处设置烟气开关阀。同时由于位于冷凝换热器下游的烟道排出烟气为湿烟气，烟道做了耐腐蚀处理。1—锅炉本体2—引风机3—气-气换热器4—烟气冷凝换热器5—热风管道6—燃烧器7—燃烧器配套鼓风机8—冷凝水回收水箱9—烟道阀图3烟气冷凝换热流程简图Fig.3Fluegascondensationheattransferprocessdiagram为适应油田简配站锅炉安装形式，设计采用模块化冷凝器装置集成单元结构。该单元为一个撬装0123456786080100120140160烟气温度（℃）提高热效率（﹪）α=1.1α=1.2α=1.3α=1.4150-100100-50回收总热量（KW）提高效率（%）回收热量（KW）提高效率（%）回收热量（KW）α=1.2～1.617.6～22.652.3～57.6占总热比例（%）25.2～28.174.8～71.9提高效率（%）2.3～2.96.7～7.4150℃-50℃100℃-50℃烟气温度锅炉容量1吨69.9～80.29.0～10.352.3～57.66.7～7.9第41卷第0期王华，等：油田注汽锅炉烟气冷凝节能技术3式的彩板房，集中安装了气-气换热器、烟气冷凝换热器、引风机、锅炉原鼓风机、冷凝水回收箱及相关烟风道等。2.3.1模块化冷凝器装置集成单元模块化冷凝器装置集成单元主要包含气-气换热器和烟气冷凝器以及送、引风机四部分。（1）气-气换热器主要回收烟气中显热，以烟气中不出现冷凝为最大显热回收极限。设计气-气换热器将把锅炉排烟温度从170℃降到80℃（不出现冷凝），烟温下降90℃，空气温升120℃。冬天空气温度可以从大约-20℃（室外进风）加热到90℃，夏天空气温度从40℃加热到130℃。为增强传热效果，降低烟道阻力，传热管采用复合铝翅热管型式。（2）烟气冷凝换热器回收烟气的显热与潜热。是烟气余热深度利用系统中回收烟气潜热的主要设备。以进入注汽锅炉的常温给水为换热器冷源介质，可以把排烟温度从90℃降到70℃--50℃。烟气冷凝换热使用间壁式换热器，采用一系列强化传热技术的换热管。该换热器采用逆向对流换热，即烟气流动方向与冷却水流动方向相反。为便于冷凝水及时排出，烟气流动方向与冷凝水流向相同。（3）从烟气冷凝换热流程图看出，应用烟气冷凝技术后锅炉烟、风系统与原设计相比，烟风阻力均有一定增加。为使烟、风系统运行参数符合设计要求，确保锅炉安全运行，需增加引风机。引风机的参数根据烟、风系统实际情况进行校核后选型确定。现场试验中，锅炉燃烧器为北美燃烧器，送风机利用原装风机，只是移位安装在模块化冷凝器装置单元内。引风机采用变频器控制。2.4现场试验情况试验结果如表2，表3记录所示。表2节能技术改造前后设备运行参数变化Table2Energy-savingtechnologicaltransformationequipmentoperationparametersbeforeandafterthechange锅炉进水温度（℃）燃烧器入口空气温度（℃）排烟温度（℃）燃气瞬时耗量（m³/h）排烟处O2(%)改造前9～1118～30140～16015504～4.5改造后45～4878～10635～501120～11502.8～3.0表3节能技术改造后设备运行报表Table3Energysavingtechnicalreconstructionaftertheequipmentrunthereport水量（m3/h）火量（%）蒸汽压力（MPa）干度（%）排烟温度（℃）燃气瞬时耗量（m3/h）排烟处O2(%)锅炉进水温度（℃）燃烧器入口空气温度（℃）217610814011202.8～3.048883结论本项目为烟气余热深度利用，是烟气冷凝技术在油田注汽锅炉上首次应用，国内没有先例，现场试验后，经中国石油天然气集团公司西北油田节能监测中心对节能技术改造后的油田注汽锅炉进行节能效果测试，测试结果为：烟气冷凝装置的节能率达到9.4%，锅炉平均热效率达到100.9%。以该试验设备为例，改造后，累计运行150天，节约天然气43.2万方，折标煤575吨，按天然气成本价格2.29元/立方米，节约成本98.93万元，改造成本投资回收期约为2年。参考文献：［1］武占.油田注汽锅炉[M].上海:上海交通大学出版社,2008.［2］周杰．正压通风燃气锅炉的排烟热能利用系统[J].煤气与热力,2005,25(7);12-17.［3］赵凤香，杨可耕．燃气锅炉燃烧及烟气冷凝回收原理[J].区域供热,2007,(4);51-54．［4］周建平，谢强，等.稠油热采注汽锅炉节能减排措施实践[J].油田环境保护,2011，21（3）；29-32.［5］娄桂云,魏敦崧．天然气燃烧烟气的冷凝传热特性[J].煤气与热力,2005,25(1);6-10、14.4当代化工2014年0月备注：（不可删除，请作者务必填写，以下内容为编稿和发行时编辑与作者联系时使用，不出现在稿件中）1.收稿序号：05144711122.作者联系人姓名