老旧注汽锅炉烟气余热回收探讨

李庆阳

摘 要：辽河油田是全国最大的稠油生产基地，稠油开采方式主要以注蒸汽为主。目前，注汽锅炉运行时间大多在20～30年左右，锅炉热排烟温度较高。因此，如何降低排烟温度，回收烟气中的余热，是降本增效的重要途径之一。该文对注汽锅炉安装空气预热器提高鼓风温度和安装省煤器提高给水温度两个方面进行论述，并对其进行对比。

关键词：注汽锅炉 排烟温度 余热回收 空气预热器 省煤器

中图分类号：TK229 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）11（b）-0045-02

辽河油田是全国最大的稠油生产基地，稠油产量占总产量的70%左右。目前稠油开采主要采取蒸汽吞吐、蒸汽驱和SAGD等方式，现有固定式、移动式注汽站250余座，注汽锅炉300余台，注汽管线约600 km。目前，注汽锅炉运行时间较长，锅炉排烟温度较高，一般在200 ℃左右。性能能耗的注汽锅炉单位生产成本为86 m3（天然气）/t（蒸汽）。

目前稠油开采已经进入中后期，开采难度增大，采出含水率增高，为了进一步提高热采的采收率，每年稠油热采蒸汽的需求量将会在现有的年注汽量的基础上不断增加，现有的老、旧低效的注汽锅炉将继续运行。同时，油价一直在低价位徘徊。因此，提高产油率，降低采油成本，势在必行。

1 烟气余热回收改造方案

注汽锅炉的排烟温较高，烟气中热量全部排入大气，造成较大的排烟热损失，同时污染环境。因此，应当增加烟气余热回收装置，最大限度利用烟气中的热量，可以有效减小燃料的消耗，提高锅炉热效率。

注汽锅炉烟气余热回收，主要是使用换热器回收烟气中的热量，使烟气温度降低。回收的烟气热量可以加热锅炉给水或鼓风，从而提高给水温度或鼓风温度，降低单位蒸汽所需热量，节省天然气。

改造方案一：在注汽锅炉烟道尾部安装空气预热器。

改造方案二：在注汽锅炉烟道尾部安装省煤器。

2 方案概述

下面以辽河油田某注汽站为例，对两个改造方案进行描述。

该注汽站有2台23 t/h注汽锅炉，年注汽量为8万t（蒸汽）/台，锅炉鼓风温度为10 ℃，锅炉给水温度为67 ℃，锅炉排烟温度为200 ℃。

方案一：在注汽鍋炉烟道尾部安装空气预热器。

该工程在2台23 t/h注汽锅炉尾部烟道安装空气预热器，风道吸风口设于室内，通过增压风机将空气输送至空气预热器，经过换热后，空气温度由10 ℃提升到50 ℃，再由风道输送至锅炉鼓风机；风道设置在室外，架空布置，风机安装在室内，风道外设保温层。换热后的烟气由190 ℃降低至136 ℃，通过烟囱排放。该方案主要工程量：空气预热器及平台、风门、增压风机、风道等。

方案二：在注汽锅炉烟道尾部安装省煤器。

该工程对特油大三站2台23 t/h注汽锅炉进行改造，在其尾部烟道安装省煤器，对柱塞泵前的锅炉给水管道进行改造，经换热后给水温度由67 ℃提高到80 ℃后输送至柱塞泵。由于水温较高，对柱塞泵进行局部改造。该方案主要工程量：省煤器、电动阀门、烟囱及操作平台等组成。

3 方案对比

对以上两个方案进行对比，对比见表1。

根据以上对比表，由于锅炉给水温度较高，省煤器对锅炉给水提升的温度较少，导致方案二节省燃料仅仅略高于方案一10%左右，但是方案一投资远低于方案二。因此，对该注汽锅炉的改造，方案一要优于方案二。

4 经济评价

（1）成本主要包括节约天然气费、增加耗电费等。

①年节约天然气费：17.8×104 m，价格按1.752元/m（不含税）。

②年增耗电量：6.48×104 kW·h，价格按0.682元/kW·h（不含税）。

③折旧费：按平均年限法进行折旧，综合折旧10年，残值为0。

④修理费：固定资产修理费按原值（扣除建设期利息）的2.5%计算。

（2）财务指标见表2。

5 结论

项目建成后，该工程年节约天然气量17.8×104 m，价格按1.732元/m?（不含税），与改造前相比，年节约费用为23.86万元。

经测算，此项目固定资产平均年成本（静态）-12.21万元，固定资产平均年成本（动态）-6.5万元，年成本节约额为23.86万元，实施技措项目的固定资产平均年成本低于不进行技措项目的固定资产平均年成本。内部收益率11.74%，大于行业基准收益率8%，满足行业最低要求。财务净现值19万元，大于零，表明采取技措项目可行。

参考文献

[1] 薜瑞.低品质锅炉烟气循环利用的研究[D].宁夏大学，2014.

[2] 朱春雷.大型火电厂锅炉烟气袋式除尘技术与应用[J].安全与环境学报，2005（4）：1-4.