过热锅炉技术说明

YZG23-17.2/380-D型过热注汽锅炉

技术说明

中国石油天然气第八建设有限公司2008年

5月目录一、概述二、主要技术参数三、过热注汽锅炉结构及配套设备四、过热注汽锅炉汽水流程五、自动控制要素六、技术性能论述七、经济效益评估概述

一、概述随着油田稠油开发的不断深入，用湿蒸汽锅炉注蒸汽的方法已不能满足当今稠油开采新技术日益发展的需要。根据最新研究成果显示，稠油后期的高轮次开采主要是依靠蒸汽汽化潜热加温原油，所以蒸汽中的水不仅对生产毫无帮助，反而会增加占据地层孔隙体积，使采出液含水率上升，原油产量降低。为了大幅度提高稠油的采收率，要求注入蒸汽干度越高越好，井底蒸汽干度达100%或过热为最佳。另外，稠油的粘度对温度十分敏感，只要温度升高8℃～9℃，粘度就降低1倍。若以高压过热蒸汽注入油层进行热采，不仅可大幅度提高单井产量，而且采收率可达到50%～70%。提高采收率的关键是要改善注入油层的蒸汽品质，蒸汽的干度越高，单位重量的蒸汽所携带的热量就越大，注入地层的有效热概述量也就越大，产量和采收率就越高。据相关资料介绍，稠油开采采用过热蒸汽吞吐技术后，产量可增加3～8倍，采收率显著提高。因此，注过热蒸汽是增加稠油产量的有效途径。过热蒸汽一般是由自然循环锅炉或直流锅炉产生的。自然循环锅炉的给水不仅要求除硬而且还必须进行二级除盐，直流锅炉比自然循环锅炉的给水更为严格，这样水处理的运行成本很大，同时水的利用率也低。这种对水的处理方式不太适用蒸汽一次性利用的油田注汽锅炉。目前国内外热采注汽锅炉的出口蒸汽干度控制在80%以内，原因是采用了只软化除硬而不除盐的水处理工艺，以降低水处理的运行成本，因此必须保留至少20%的的盐分，避免在锅炉炉管内壁上结垢，影响安全运行。为了提高蒸汽干度，国内

概述外通常的做法是:在注汽锅炉出口加装汽水分离装置，把湿蒸汽中的饱和水分离出来。虽然这样获得了高干度的蒸汽，但系统的热效率却大为降低，分离出污水的处理成本也相应增加。

为提高注井蒸汽的利用率，有效降低锅炉运行成本，贯彻执行国家节能降耗减排的政策，以适应水平井、蒸汽驱、SAGD等当今国内外新型采油工艺技术对热采设备的更高要求，我公司开发了YZG23-17.2/380-D型过热注汽锅炉。主要技术参数二、主要技术参数

1、额定蒸发量

23.0t/h2、额定工作压力

17.2MPa3、过热蒸汽温度

370～390℃

4、热效率

≥85%5、燃烧方式

油气两用

6、控制方式

PAC+触摸屏+工控机7、装载方式

橇装过热注汽锅炉结构及配套设备三、过热注汽锅炉结构及配套设备1、结构形式

过热注汽锅炉是由辐射段、对流段、过热段、汽水分离装置及喷水减温器等几部分组成，辐射段采用卧式直流结构，单管水平往复布置。对流段是由单翅片管水平往复组成的梯形结构，位于烟气低温区域，其功能是将烟气温度进一步降低，提高锅炉热效率。

过热段是由单光管水平往复组成的矩形结构，位于辐射段出口处的高温烟气区域，其功能是将分离出的干饱和蒸汽

继续加热升温。

汽水分离装置核心是球形分离器，内设置四个独立的旋风分离器，在旋风分离器上部及蒸汽出口处设置了一、二次分离元件—百叶窗分离器，可进一步分离蒸汽中的细小水滴,其过热注汽锅炉结构及配套设备分离效率可达到99%以上，满足了过热器对蒸汽品质的要求。在辐射段出口增设汽水分离装置，既可达到汽包式锅炉的功能，又不用对水质作深度除盐处理，从而极大地降低了锅炉运行成本。

喷水减温器是目前锅炉行业调节过热蒸汽温度最常用的设备，它是以减温水高于过热蒸汽至少0.4MPa的压差注入减温器，通过减温器内部的喷水嘴以雾状方式喷到过热蒸汽中，与过热蒸汽混合，从而降低过热蒸汽温度。过热注汽锅炉结构及配套设备2、配套设备a）燃烧器选用ENERGY介质雾化燃烧器，最大出力为19.6MW。型

号EBR9MNV备

注最大出力19.6MW鼓风机电机功率75KW燃料类型燃油、燃气300号以下重油火焰长度（10档可调）2.9～5.3m火焰直径（10档可调）1.3～2.3m风量25000m3/h雾化方式蒸汽或空气耗油量351～1755Kg/h耗气量248～1981Nm3/h雾化蒸汽耗量60Kg/h雾化压力≤10bar过热注汽锅炉结构及配套设备EBR9MNV燃烧器过热注汽锅炉结构及配套设备b）给水泵及变频装置

给水泵选用容积式往复五柱塞泵，型号为5GP125-23/22，最

大给水流量25t/h，额定压力22.0MPa，电机功率185KW；

柱

塞泵实现软启动，流量控制采用变频调节，工效稳定、波动

小，配套的变频装置选用FUJI-FRNC185G11S-4C主机。

c）空气压缩机和电加热器

空气压缩机选用活塞式或螺杆式空压机。电加热器选用棒式

电热器，功率为25KW。过热注汽锅炉汽水流程四、过热注汽锅炉汽水流程

生水通过水处理装置处理后,合格的软化水供到高压柱塞泵入口端,入口安装了减震器以保证入口水的稳定供应，出口安装了减震器以保证出口水的压力平稳。水经强制升压后进入水-水换热器，使给水超过“露点”温度,通常要求在110～120℃左右，以避免烟气对翅片管的低温腐蚀。经预热后的水进入对流段，在这里吸收热量后再进入水-水换热器作为热源加热给水，经冷却后进入辐射段的入口，水在辐射段经加热汽化后达到70～80%的蒸汽干度，然后进入到球形汽水分离装置进行汽水分离，分离出的干蒸汽(99%以上)再进入到过热段加热，温度达到470℃左右进入喷水减温器，与分离出的饱和水再混合，混合后的温度降到约370～390℃，最后将过热蒸汽注入井下。自动控制要素五、自动控制要素1、总体描述：系统采用集散控制方式，包括现场控制级和上位

机。系统结构框图自动控制要素

系统具备过程检测与控制、故障报警、故障诊断、历史数据查询、历史故障查询、数据报表自动生成及打印，数据远传与网络共享等丰富的控制、数字化管理功能。2、系统硬件

系统由可编程自动化控制器（PAC-ProgrammableAutomationController）及现场仪表、本地操作界面（LOI-LocalOperationInterface）、上位机（HMI-HumanMachineInterface)组成。a）PAC：选用OMRON-CS1系列高性能可编程控制器，具有强

大的数据处理能力和网络功能；b)本地操作界面LOI：选用昆仑通态TPC150-15″彩色平板触摸

屏操作显示器，配套嵌入版编程软件，可对锅炉及水处理控自动控制要素

制系统进行组态，操作方便直观；

c）上位机HMI：系统选用台湾研华产品，可实现数据网上浏览

与永久保存，报表自动生成与打印，适应油区数字化管理；

d）一次仪表：压力、温度、流量以及液位等变送器选用智能仪

表，性能稳定可靠、校验方便。3、系统软件

由LOI人机操作界面、PAC控制程序、HMI监控界面三套软件组成。自动控制要素水火跟踪界面自动控制要素分离器液位控制界面自动控制要素干度显示与燃烧控制界面自动控制要素a）PAC控制程序作为现场控制级，对锅炉及水处理主要运行参数、状态进行采集处理；同时对锅炉的启动、运行全过程及安全警报进行监控；对重要运行参数进行最优化控制；b)LOI人机操作界面作为人机接口，可实现对锅炉及水处理设备的全部日常操作，同时具有多级用户权限保护，不同级别用户只能完成特定操作，最高级别用户可查询历史数据、历史报警记录；普通操作员用户可完成点火、停炉等日常工作；c)HMI操作界面作为管理级，具有与本地LOI完全相同的友好用户界面，但具有数据报表即时打印、数据永久保存、值班室远程操作等丰富的数据管理功能，也可通过网络交换机将现场数据直接发送给更高一级用户。自动控制要素4、主要控制功能a)蒸汽干度在线显示：系统可根据分离后的干蒸汽流量自动计算出辐射段出口的蒸汽干度，并在LOI和HMI上实时显示，从而不再进行人工化验，节约了化验药品，同时也降低了操作人员的劳动强度；b)燃烧工况自动调节：通过计算出的辐射段出口蒸汽干度，来自动调整燃烧器的过程出力，以保证锅炉运行的最佳工况；c)安全警报：为保证锅炉的安全运行，设计有多项安全警报，当锅炉的运行参数出现异常，可自动快速安全停炉，同时HMI和LOI自动记录报警的时间和内容，高级管理员用户可随时查询；d)PID调节：分离器通过PID调节保证液位稳定

，燃油温度通过PID调节持续得到恒定供给。仪表位号检测点仪表位号检测点TT01泵出口温度PT01、PI01泵入口压力TT02、TI02对流段入口温度PT02、PI02泵出口压力TT03对流段出口温度PT03、PI03对流段入口压力TT04辐射段入口温度PI04对流段出口压力TT05辐射段出口温度PT05、PI05辐射段入口压力TT06过热段入口温度PT06、PI06辐射段出口压力TT07、TI07主蒸汽温度PT07、PI07过热段入口压力TT08、TI08燃油温度PT08、PI08主蒸汽压力TT09燃烧器温度PT09、PI09天然气压力TT10排烟温度PT10、PI10燃油压力TT11辐射段管壁温度PT11、PI11仪用空气压力TT12过热段管壁温度FT01锅炉供水流量FTO3分离水流量FTO2干蒸汽流量FTO5天然气流量FTO4燃油流量LT01分离器液位5、主要检测仪表设置如下：仪表符号说明：PI：就地压力指示TI：就地温度指示PT：压力远传TT：温度远传FT：流量远传LT：液位远传技术性能论述六、技术性能论述

过热注汽锅炉是将饱和蒸汽通过汽水分离装置从汽水混合物中分离出来，再送入过热器中加热，使蒸汽温度提高从而转化为过热蒸汽，是锅炉广泛采用的方法，其技术是完全成熟的。为确保锅炉运行达到其安全性、可靠性的品质，过热段管束及弯头材料设计选用12Cr1MoVG材质，强度得到充分保证，可耐温565℃。

我公司自主研发的球形汽水分离装置经过近四年时间的运行，其性能已验证是安全可靠的，经在各种工况条件下，对蒸汽含盐量进行取样化验分析，其含盐量均在50μg以下,分离效率完全达到过热器的安全运行要求。见下表:技术性能论述2004年9月22日～9月23日用钠度计测试数据序号蒸汽Na+浓度(μg/L)炉水Na+浓度(mg/L)蒸汽干度(%)辐射段出口干度(%)13953699.975.921556499.976.6349.757299.977.143954199.971.852757299.977.061559499.978.074156499.984.7技术性能论述电站锅炉的蒸汽品质指标

工业锅炉的蒸汽品质指标蒸汽压力(MPa)Na+(μg/kg)凝汽式电厂热电厂<5.88<15<205.88～18.62<10<10有过热器无过热器饱和蒸汽湿度(%)<1Na+(μg/kg)<300技术性能论述

喷水减温器是工程上普遍采用的一种调节过热蒸汽温度的设备，其技术已日益完善，该设备由减温水雾化装置与组合单元两大部分组成。雾化喷嘴对减温水进行压力雾化，使减温水分散于高温蒸汽汽流中。

在蒸汽锅炉中导致受热管结垢有二种情况：一种是由Ca+、Mg+形成非溶解垢，一种是由Na+等形成的可溶解垢

。锅炉给水已完全祛除Ca+、Mg+等，剩存在水中的Na+在蒸汽过热的工况下才会迅速析出并结在受热管内壁上，其原因是受热管管壁的温度远大于蒸汽介质的温度。而含盐饱和水与高过热度的蒸汽在喷水减温器中喷雾汽化再转化成的过热蒸汽，盐分将以微小固态颗粒状析出，但不会粘附在输送管道的内壁上，其原因是管道不受热，蒸汽介质的温度大于管壁的温度，不具有吸附力。故此饱和含盐水因瞬间汽化而在过热后析出的微小固

技术性能论述态颗粒将会被高速的蒸汽流带走。根据以上理论，可以判定过热蒸汽在输送注汽管道中不会出现结垢现象。

综上所述，强制循环锅炉所产生的饱和湿蒸汽经过分离将干蒸汽再过热，避开受热区析盐，高过热度的干蒸汽再与分离出的含盐水通过喷水减温器混合后，得到仍是过热状态的蒸汽，这样既增加了单位蒸汽的热量、提高了锅炉热能的利用率、降低了水处理的运行成本，又达到了一般汽包式自然循环锅炉的功能，同时还达到了零排放的目的，既保护了环境又节约了资源，完全符合国家现行方针政策。

经济效益评估七、经济效益评估

若以采出液按200℃计，计算三种注汽方式下热量利用率（忽略散热损失及采出液提升、运输及油水分离所消耗的能

量）。

工作压力MPa注汽方式810121517.221干度75%湿饱和蒸汽64.4564.4264.2863.87