注汽锅炉系统效率

2024-08-06

注汽锅炉系统效率（共6篇）

注汽锅炉系统效率篇1

摘要：本文论述了通过对热采设备油田专用湿蒸汽发生器即注汽锅炉的精益管理与技术改造升级来提高其热效率, 为注汽锅炉高效、经济、平稳、安全运行提供了有力的保障。

关键词：湿蒸汽发生器,精益管理,技术改造,注汽锅炉系统效率

辽河油田稠油从投入蒸汽吞吐开发以来, 在稠油开发、注汽系统工艺技术配套等方面已取得可喜成绩, 稠油产量逐年增加的良好局面, 注汽锅炉在油田的稠油开采中发挥着重要作用。对油田专用注汽锅炉的日常生产管理及工艺技术要求也越来越高, 为了确保油田专用注汽锅炉的安全运行, 就必须有一套安全、可靠性好、高效率、高准确度的油田专用注汽锅炉系统和管理方法, 以尽可能降低注汽锅炉系统的热损失, 进而提高其系统效率。

1 要夯实基础, 加强注汽锅炉

的精益管理, 优化管理机制, 摸清查准可降能耗因素, 实现锅炉高效运行

(1) 根据对不同类型锅炉在注汽过程中逐步摸索出最佳的燃烧状态, 针对每一台锅炉摸索制定各自不同的最佳燃油温度、雾化压力并随时调控, 及时清洗油枪油嘴、调整布风器, 使燃料始终处于最佳燃烧状态。

(2) 根据不同注汽井次参数的分析, 在注汽过程中逐步摸索出最经济的运行排量, 达到节约燃料的目的。针对不同注汽井次、不同注汽排量的状况下, 依据不同的燃料消耗筛选出最经济的排量运行, 总结出最经济的注汽模式。

(3) 是降低烟气温度。锅炉燃烧器瓦口老化是影响燃烧的直接原因, 不仅能造成油耗上升, 而且对辐射段、炉管造成危害。只要及时进行烟气监测, 合理解决风量与炉膛火形的矛盾, 就能实现降低单耗的目标。严格执行锅炉对流段、辐射段清灰制度。烟温达到270℃对流段清灰, 累注1万方辐射段清灰1次。每旬度对所有注汽锅炉进行烟气监测, 根据检测结果调整锅炉燃烧状态, 合理配风控制空气过剩系数。并采用“砂打”、“气吹”、“高压水吹”相结合的清灰方法, 同比烟气温度平均下降约16.3℃。

(4) 是减少炉体散热。每月对锅炉辐射段、对流段、过渡段的表面温度进行监测2次, 对局部表温超高的部位及时修补保温层。使整改后的部位表温降低, 有效减少了炉体散热损失。

2 根据辽河油田专用注汽锅炉

系统现状并结合国内外成熟技术, 采取以下几方面的技术改造工作来提高油田注汽锅炉系统效率

(1) 利用油田专用注汽锅炉烟气增加助燃空气温度, 提高油田专用注汽锅炉系统热效率。主要通过一套热交换器, 降低烟气热损失, 提高助燃空气的含热量, 提高油田专用注汽锅炉热效率。

(2) 应用油田专用注汽锅炉辐射段陶纤表面喷涂红外辐射涂料技术, 降低油田专用注汽锅炉的热损失。当油田专用注汽锅炉辐射段的工作温度在650℃以上时, 热传递以辐射为主, 辐射占总传递的90%以上, 当炉膛陶纤表面涂上高温红外辐射涂料后, 在高温下, 炉膛表面的陶纤辐射率提高一倍 (从理论上讲, 辐射率提高一倍即可节能10%以上) 。注汽锅炉炉膛内壁陶纤表面喷涂高温红外辐射涂料后, 可提高油田专用注汽锅炉热效率2.5%~7%, 平均为4.5% (即节油4%~10%) 。

(3) 应用油田专用注汽锅炉对流段免维护声波除灰技术, 降低烟气热损失。该装置是以空气为原动力, 通过特别的声波发生器转换, 将一定强度的声波, 送入运行中注汽锅炉的对流段部位空间, 通过声能量的作用, 使这些区域中的空气分子与粉尘颗粒产生振荡, 破坏和阻止粉尘颗粒在翅片管表面或粒子之间的结合, 使之始终处于悬浮流化状态, 以便烟气或重力将其带走, 达到清灰的目的。使用后油田专用注汽锅炉排烟温度可降低10~30℃, 热效率可提高1%~3%。

(4) 维修改造部分油田专用注汽锅炉对流段翅片管和给水预热器, 提高油田专用注汽锅炉热效率。更换对流段部分翅片管和给水换热器, 将有效提高油田专用注汽锅炉对流段的换热系数, 降低油田专用注汽锅炉烟温, 提高了油田专用注汽锅炉系统热效率。

(5) 引进应用数字化湿蒸汽干度在线监测控制系统, 有效提高油田专用注汽锅炉系统效率。在普通的水火跟踪系统控制下, 由于存在热惯性, 当发现干度变化以后, 运行工没有办法知道需要准确调整多少, 而只能根据平时的经验进行粗略调整, 因此一般情况下注汽平均干度在65%左右, 而且干度波动在15%~20%左右。实现高压湿蒸汽干度在线测量与PLC自动化控制以后, 当油田专用注汽锅炉系统发生偏差时, 控制计算机能够综合考虑偏差量等因素并对被控对象进行定量调整, 可以明显提高注汽干度的稳定性, 干度测量精度可达2%~4%, 干度控制的稳定性方面, 其波动一般可以控制在2%~3%以内, 最大不超过5%。另外, 实现自动化监控以后, 运行干度可以明显提高, 这种提高干度的方法, 在对稠油生产带来有利影响的同时, 不会造成任何损失。该系统采用了全数字化设备与新技术进行组合, 构成了高压湿蒸汽干度在线测量与自动化控制系统。

(6) 改造油田专用注汽锅炉计量仪表系统, 以提高计量准确度, 实现流量数据的自动采集。对我厂油田专用注汽锅炉燃烧控制系统上所有计量仪表全部进行技术改进, 用新型智能磁电式流量计替代原来的水表, 以解决计量不准确的问题。用新型智能涡轮流量计替代原有的普通燃油流量计, 提高计量准确度, 实现流量数据的自动采集。同时以便于对现场情况进行准确的分析。

(7) 采用变频调速控制技术, 实现给水流量的自动控制和油田专用注汽锅炉燃烧运行的双重安全保护, 同时节约油田专用注汽锅炉系统注汽用电单耗。油田专用注汽锅炉系统除自身具有低液位保护、高液位保护和高压保护外, 还增加了柱塞泵停机安全保护, 有效地提高了油田专用注汽锅炉燃烧运行的安全可靠性, 应用变频调速技术后可以大大减少节流损失, 节约电耗, 提高注汽用电单耗水平。

3 结束语

综上所述最大限度地调动广大管理人员和班站员工的主观能动性, 使精益管理增效变为现实, 从影响系统效率提高的诸因素入手, 依靠科技进步, 不断开展节能新技术的试验研究和应用, 积极开展技术改造, 提高油田专用注汽锅炉系统效率实现平稳注汽、优质注汽、安全注汽目标。

注汽锅炉系统效率篇2

目前很多注汽锅炉确定过量空气系数都是根据以往的经验, 而实际生产中过量空气系数的确定需要考虑生产现场的各方面因素[1]。过量空气系数过大会增加排烟热损失, 而过量空气系数过小又会使燃料不能够充分燃烧, 增加气体不完全燃烧热损失和固体不完全燃烧热损失[2]。

1 过量空气系数和各项热损失的关系

在实际生产过程中, 锅炉供燃料燃烧的实际空气量要比燃料燃烧所需的理论空气量多一些, 这样才能保证燃料尽可能的完全燃烧[3]。实际空气量与理论空气量的比值为过量空气系数, 即

式中:

α——过量空气系数;

Vs——实际空气供给量, m3;

V0——理论空气供给量, m3。

1.1 过量空气系数与排烟热损失的关系

排烟热损失可根据如下经验公式计算:

式中:

q2——排烟热损失, J;

tpy——排烟温度, ℃;

t0——排烟处空气温度, ℃。

根据实际运行中的现场检测, 排烟热损失是锅炉热损失中最大的一项, 所以要尽量降低这项损失, 从式 (2) 中可以看出, 降低过量空气系数就可以有效地降低排烟热损失, 从而提高锅炉热效率。

1.2 过量空气系数与化学不完全燃烧热损失的关系

根据如下经验公式计算:

其中

式中:

q3——化学不完全燃烧热损失, J;

β——燃料特性系数;

RO2——烟气中二氧化硫和二氧化碳的含量。

化学不完全燃烧热损失占锅炉热损失中很小一部分, 但是对整个锅炉的热效率还是有一定的影响。在实际生产中, 一氧化碳的含量微乎其微, 可以认为是不变的。由式 (3) 可以看出, 化学不完全燃烧热损失与过量空气系数几乎成线性关系。

1.3 过量空气系数和物理不完全热损失的关系

根据如下经验公式计算:

式中:

q4——物理不完全燃烧热损失, J;

tk——环境温度, ℃。

由式 (5) 可以看出, 物理不完全燃烧的热损失不仅与过量空气系数有关, 还与排烟热损失有关。

2 确定最佳过量空气系数

在锅炉正常运行过程中, 排烟热损失、化学不完全燃烧热损失、物理不完全燃烧热损失的总和占锅炉总热损失的80%左右[4]。因此, (q2+q3+q4) 最小时锅炉的热效率达到最大, 所以就要确定 (q2+q3+q4) 最小时的过量空气系数。q2、q3、q4与过量空气系数的关系如图1所示。

如图1所示, 当α=αzj时, (q2+q3+q4) 达到最小值, 此时, 锅炉的热效率最大。在实际生产中, 就要让过量空气系数无限的接近αzj, 但是实际中由于燃料种类和工况都是不断变化的, 所以我们根据以往的经验来调整过量空气系数就无法使其达到最佳值, 而且还会有很大的误差存在。如果能够根据不停变化的工况和燃料种类来得出相应的过量空气系数最佳值, 即αzj, 就可以根据这个值对过量空气系数进行修正, 从而保证锅炉在一个较高的热效率下运行。

由式 (6) 可以看出, (q2+q3+q4) 是α的一个二次函数, 所以当 (q2+q3+q4) 为最小值时有

由式 (7) 可知, 当知道锅炉运行中的排烟温度、环境温度和烟气中CO的含量, 就可以算出此时的最佳过量空气系数。

3 结论

从理论分析结果可以看出, 合理调整过量空气系数可以有效的降低锅炉的热损失, 提高锅炉热效率, 从而使经济效益显著提高。通过现场测试环境温度、烟气温度及CO含量确定该工况下的最佳过量空气系数, 并及时对锅炉进行调整, 保证注汽锅炉的运行始终保持在一个较高的水平上。

参考文献

[1]韩秀丽.空气过剩系数对锅炉热效率的影响[J].陕西工学院院报, 2002, 18 (4) :56-58.

[2]施益昌.通过控制过量空气系数提高注汽锅炉热效率[J].管道技术及设备, 2004 (1) :16-17.

[3]叶江明.电厂锅炉原理及设备[M].北京:中国电力出版社, 2004:57-58.

注汽锅炉系统效率篇3

使排烟温度降低, 从而提高锅炉运行的安全性和经济性, 成为一大技术难点。经过理论计算与实际应用结合, 通常认为将炉膛内辐射的换热速度进行加速是非常重要的, 更是主要的渠道, 也是能够使烟温下降的主要办法。

1 远红外节能剂节能机理

根据传热学原理, 在锅炉和烟气的受热面之间存在着热量的传递:

即烟气向锅炉受热面积传递的总热量由辐射热、对流热两部分构成, 单位面积受热面的总传热量可表示为

式中TW1、TW2——分别为受热面内侧和外侧的温度。K;

λ——受热面材料的导热系数, W/m K;

δ——受热面材料厚度, m。

对于固定的锅炉λ、δ认为是常数, 而TW1、TW2与受热面两侧的烟气、水的温度有关, 随着水温的降低和烟气温度的增加, TW1、TW2两者间的差将加大, 总体的热量也将增加。同时, 式 (1) 右侧的两项分别代表对流热和辐射热对总传热量的贡献大小, 总的传热过程可以认为是两种传热过程互相独立互不影响单独过程的叠加。

单位面积辐射传热量的计算公式是:

式中Tf、Tw——分别为烟气和受热面外表面的热力学温度, K;

C0——黑体的辐射系数,

C0=5.67W/ (m2k4)

εn——当量吸收率, 决定于烟气特性及锅炉受热面外表面的状况。

式 (3) 表明, 在被辐射物体与辐射源之间的温差较为接近时, 辐射能会占有很小, 这就是在低温范围内一般不计辐射换热的原因。但对于锅炉这类温度较高的换热系统, 在锅炉炉膛内, Tw由于受内侧水的温度限制, 温度较低, 锅炉内的高温烟气温度Tf能够达到1700℃以上, 造成了四次方差很大, 导致了辐射的换热量增加非常明显。通常锅炉这种较为固定的换热系统, 可以近似简化为等温灰气体与等温灰界面间的辐射换热, 当量黑度可近似表示为

式中εf、εw——分别为烟气和受热面的吸收率。

明显看出, 燃料的种类以及燃烧的燃烧状态直接影响了烟气的燃烧黑度, 一般认为其是一固定值, 而壁面条件一般不同程度影响了受热面的黑度。使用远红外辐射节能涂料有利于使受热面的吸收率增大, 这样可以增大锅炉炉膛内的黑度, 同时也是辐射换热量增大, 也达到了将换热强度增强, 从而达到了节约燃料, 节约能源的目的。

FHC远红外节能剂, 是采用高温区具有较高辐射能量的原料为基础, 吸收了国内、外高新技术, 经过科学配比研究而成的。它能将一般的热量转换成远红外线辐射能, 直接辐射到被加热的物体上, 引起被辐射物质分子激烈振动, 提高了辐射率, 使物体变热, 传导速度增快, 迅速升温, 从而达到加热、节能的目的。

2 现场实施情况

2013——2015年选取曙光采油厂的50台次锅炉的炉管进行了远红外节能剂喷刷, 实施前后技术监督部门对其中部分锅炉的运行状况进行了跟踪测试, 测试结果如下:

从测试结果可以看出:炉管喷刷远红外节能剂后, 节能效果明显, 排烟温度降低, 节能率提高范围在2—5.9%。

3 结语

锅炉节能技术在辽河油田的成功推广应用表明:该项技术施工简单, 技术先进, 节能效果明显, 具有较好的推广应用前景, 可在具备内部喷涂条件的所有加热炉上推广应用。缺点是远红外节能剂作用炉管周期较短, 只能维持一年的节能效果, 如果能进一步完善该项技术, 使其效果周期延长3—5年, 则经济效益会更加显著。

摘要：对目前油田生产中使用的加热锅炉的热效率情况进行分析, 针对普遍存在的排烟温度高现象, 分析解决的方法, 描述采用远红外节能剂喷刷技术实现解决这一生产难题的研究与应用过程

注汽锅炉系统效率篇4

辽河油田不同的采油区块井场面积情况也有所不同, 冷家油田的井场面积比辽河油田单井井场平均面积小, 井场面积非常有限。由于湿蒸汽发生器附属设备数量多、占地面积大, 单井注汽时, 现场搬迁摆放场地紧张, 操作难度大。研制占地面积小, 便于灵活搬迁的湿蒸汽发生器附属设备是一个新的课题。

1 活动注汽锅炉配套储供油系统应用情况分析

由于井场平台的面积有限, 就要有效地利用井场来进行各项作业。湿蒸汽发生器附属设备多, 占井场地面积大, 更需要占地面积小的设备设施。在国家提倡节能减排的方针下, 也更需要节能、安全的设备设施。

1.1 分体式储供油系统

1) 现有燃油热泵组有2个活动卸油台 (9 m×3 m) 、1个储油箱 (3.3 m×4.6 m) 、1个预热箱 (3.3 m×4.6 m) 、1间油泵房 (3.3 m×8 m) , 井场摆放占地面积达到83 m2。在搬迁的过程中由于井场场地面积大小不一, 燃油热泵组组件较大, 且零散、占地面积多, 在吊装摆放时十分困难。

2) 每次搬迁都要用活动的螺茨泵将油箱内底油抽出, 为避免燃料油流出造成现场污染, 要对油箱及连接管线进行封堵。由于劳动量大, 工艺流程安装复杂, 每次搬迁仅燃油热泵组组件就需要15 t卡车3台。搬家车辆的数量较多, 也增加了搬运费用和搬运时间。

3) 燃油热泵组各部件之间工艺管线连接每次搬家时, 都要将各部件组装拆卸并再次安装才能使用。搬迁时配电系统中的各电动机、油箱中的电加热器、温度控制器等电器线路都要进行拆卸和重新安装。外接电缆线较多, 现场接线散乱, 拆装工作量大, 用电也不安全。

4) 在冬季生产中, 由于燃油热泵组组件多, 拆卸前要对各组件间的油路系统管线用蒸汽或空气进行扫线, 安装后要对管线进行预热投运, 防止燃料油冷却凝结, 这个过程既费时、费力, 又不安全。

启炉投运时如果燃油不符合炉前燃烧的油温要求, 就要对燃料油进行循环加热, 循环时间越长, 耗能越大。

在预热过程中, 燃油要从储油箱、预热箱、油泵房至锅炉房逐级加热, 当加热油温达不到燃烧要求时, 再经回油流程返回预热箱循环加热 (图1) 。

式中:

m——油箱油量;

T——预热时间;

C——油比热, 取值0.453;

P——加热电功率, k W;

Δt——加热温差, ℃;

η——换热效率。

已知预热油箱油量为15.18 t, 加热温差Δt为10℃, 24 k W静态加热器换热效率为64%, 可得预热时间为5.7 h。

燃油加热温度提升慢, 加热时间长, 致使耗电量大, 启炉投运时间长, 影响注汽投产。

1.2 原有外置卸油泵式一体化储供油系统

1) 整装橇座式的一体化储供油系统是改进后的储供油设备。它是由储油箱、卸油箱、卸油泵、供油泵房及供油泵等设备组成。由于该整体橇座能够集中卸油、储油、供油及加热为一体, 故称为一体化供油系统[1]。

2) 该系统优势为占地面积小, 搬迁方便灵活, 现场摆放及工艺连接方便快捷, 是原分体式供油系统的替代设备。

3) 外置卸油泵式一体化储供油系统不足之处是:冬季外置的卸油泵启动非常困难, 由于处于低温状态, 卸油泵及工艺管路内存留的燃料油极易凝结, 从而需要加热、扫线等各种方法来启动卸油泵, 极大地增加工作量、缩短卸油泵的使用寿命;该系统必须与锅炉燃油流程连接后才能运行使用, 不能独立自成系统, 影响灵活运用;受卸油口限制, 在工作现场极大限制了卸油车辆的卸油通道。

现场运行表明, 以上分体式和外置卸油泵式两种储供油设备都有不足之处, 遇到油井同平台作业的情况下, 都严重制约着现场安全。为达到安全规范, 占地面积控制在20~30 m2内, 减少连接的工艺管路、电缆。要快速进入热备状态就必须要设计出新的储供油设备。

2 新型一体化储供油系统研究方案

将现有的燃油热泵组件中的卸油台、卸油箱、储油箱、油泵房, 以及供电设施整合为一体, 形成多功能一体化储供油系统。当拉油车卸油时可直接将燃料油卸入内置卸油箱内, 省去了以往卸油过程中必须将油车开至卸油台上向卸油箱卸油再转入储油箱中的过程[2] (图2) 。

这种方法大大节约了储供油系统的现场占地面积, 搬家时减少吊装车辆和吊装时间, 使搬家现场的工艺连接和电器连接工作量大大减少。这种一体化储供油系统每台活动注汽锅炉配置一套, 即可投入使用。

一体化储供油系统可按油车放油口的离地高度确定卸油口高度, 这样就可以省去卸油台装置。

另外, 根据活动注汽锅炉最大排量 (单位时间内锅炉的蒸发量) 所需的耗油量来确定卸油箱和储油箱的容量, 再根据供、卸油泵泵组工艺, 电加热器及配电控制系统所占的面积来确定一体化储供油系统的外形尺寸, 既能满足搬运的车辆要求又能满足正常的生产运行。

根据确定的可行性方案, 设计出新型一体化储供油系统 (表1) 。

2.1 结构一体化

新式储供油系统设计是将储油区、泵组区、配电控制区3个功能区有序紧缩在同一泵房内;又根据锅炉耗油量设定储油箱有效容积为20 m3, 并将卸油箱设计为嵌入储油箱内 (图3) ;这样的设计减少了卸油工艺管路, 而且储油箱包裹卸油箱, 使储油箱内的油温直接与卸油箱油温进行热传导, 不用在卸油箱内安装电加热器也可进行保温, 减少热损失。

2.2 工艺改进

1) 新型一体化储供油系统去掉了卸油台, 卸油口采用90°双面转角设计, 经多次与拉油罐车的试验调整, 确定卸油口的离地高度为900 mm, 这样使拉油罐车在任何注汽现场都能直接卸油, 不需其他附件配合。

2) 卸油泵移至室内安装, 省去启动前的火烤、电加热、蒸汽加热等不安全措施, 提高安全系数, 降低用电能耗。

3) 在电加热器出口至卸油泵出口连接内循环工艺, 通过阀组可以灵活方便切换流程, 达到循环加热和正常供油的目的。

4) 回油连接端口双向预留, 这样新式一体储供油设备在现场摆放位置不受连接限制, 节省连接管材, 减少连接工作量。

5) 在储油箱上安装防爆式浮球液位计, 使储油箱内液位能够一目了然, 操作人员可以随时观察, 对油箱内液位及时监控, 防止卸油过程中冒罐, 造成卸油污染。同时, 根据液位计刻度变化可计算出锅炉的耗油量及燃油单耗。

新型一体化储供油系统工艺流程见图4。

2.3 优化供配电系统

燃油热泵组只经1根主电缆即可连到配电间, 减少搬家现场中电缆拆卸数量, 实现集中供电。

供油泵采用变频控制, 降低耗电。通过供油出口安装智能压力变送器和控制柜安装PID智能压力控制器, 可在压力控制器上根据锅炉用油压力情况灵活设定, 实现变频器的压力自动调节, 达到本地控制目的。同时, 在控制柜上安装冗余切换开关和外接端子, 使锅炉控制盘燃油压力通过PID自动调节, 实现锅炉供油压力远传控制, 使本体控制、介入控制一体化, 达到冗余设计的目的, 使供油的变频调节更加方便灵活。

通过以上3项实施应用, 新燃油一体化装置不仅在外观上有所变化, 而且实用功能也得到了进一步的改善 (表2) 。

3 应用效果

3.1 效果评定

在新型一体化储供油设备设计制做完毕后, 首先对卸油情况进行投运测试。

1) 卸油车在不同注汽现场卸油, 因为采用了90°卸油口, 拓展了卸油车在现场停摆角度, 经多次测试, 效果十分理想。

2) 现场去掉了卸油台, 卸油口高度适中, 在不同注汽现场拉油罐车都能卸油, 并且卸油效果较好, 达到了设计要求。

3) 新型一体化设备摒弃了原来的燃油泵组的积木式组合方式, 所有组件都设计制做在了一个彩板房内, 占地仅为26.4 m2, 相比原燃油泵组83 m2占地面积大大减少, 这样搬家时只需一辆卡车就可以轻松吊装, 达到了预期效果。

4) 由于卸油箱与储油箱为嵌入式结构, 并且一体化燃油泵组的储油箱与供、卸油泵相间设计, 这样一来, 油箱内燃油自带温度与供、卸油泵组件间可自行热传导, 无须再对卸油过程进行扫线和预热, 既节能又省时省力。

电加热器出口内循环工艺可迅速提升油箱内的油温, 达到快速启炉的目的。通过预热时间公式计算出一体化储供油系统在与原燃油热泵组在相同储油量和加热温差下, 预热时间由5.7 h降至了3.7 h。根据公式 (1) 计算如下:

原燃油热泵组采用静态电加热器, 加热效率为0.64 (根据热功计算) , 计算可得预热时间为5.7 h;一体化储供油系统采用节能型流态电加热器, 加热效率为0.96 (根据热功计算) , 计算可得预热时间为3.7 h。

实际计算表明, 一体化储供油系统的各项指标达到了活动前设定的目标值, 并取得较好效果。

3.2 效益分析

原燃油泵组搬一次家需15 t卡车3辆才能吊装搬走, 现一体化燃油泵组只1个彩板房, 1辆卡车轻松吊装, 省去了2辆卡车的费用, 其中运输费1600元, 吊装费800元, 人工费240元。以活动炉全年注汽搬迁20井次, 计算全年可省52 800元, 注汽作业区6台活动注汽炉全年节约316 800元。

制做成本:原积木式燃油热泵组制做成本为29万元左右, 而新型一体化储供油系统的制做成本仅为19万元左右, 如果全部采用新型一体化储供油系统, 冷家油田注汽作业区共6台活动注汽锅炉, 可节约成本为60余万元。

由于采用了节能型流态电加热器和内循环加热工艺, 在同等条件下, 使油箱内温度上升10℃就可节电48 k Wh。每台锅炉全年按300天注汽计算, 启炉每天卸油一次, 注汽作业区共6台活动注汽锅炉, 计算可节电86 400 k Wh, 折合费用69 120元。仅搬迁费与电费全年共计节约可达38.592万元。

因减少了搬家吊装车次, 缩短了搬家和安装时间, 减小了管线连接时间、电器连接时间和注汽站员工投运该系统时间, 大大降低了人员的劳动强度, 使注汽锅炉能够及时启炉注汽, 提高注汽时率, 增加注汽效益。

4 结论

通过应用新型一体化储供油系统, 有效降低了井场占地面积, 减少了搬迁工作量, 缩短了搬迁后启炉热备时间, 提高了工作效率, 降低了耗电量, 该工艺改进技术具有很好的推广应用价值。

摘要：通过对原有储供油设备使用的分析, 明确其不足之处, 从而改进其技术工艺, 实现了活动注汽锅炉节省占地面积、搬移拆装方便快捷、有效缩短启炉预热时间的目的, 研制了新型一体化设备。现场应用证明, 改善工艺后, 新型一体化储供油系统提高了工作效率, 降低了耗电量, 节能降耗效果显著。

关键词：注汽锅炉,储供油系统,内嵌卸油箱

参考文献

[1]韩安荣.通用变频器及其应用 (第二版) [M].北京:机械工业出版社, 2000:8-10.

注汽锅炉系统效率篇5

从现状看, 在我国有三种干度测试方法, 第一种是利用电导率测量的方法, 简单地说就是去测量炉水电导率和注汽锅炉进水电导率。运用注汽锅炉蒸汽干度测试这种方法在不标定的情况下就可以实现在线的检测。因为它是根据调到率的不同来计算电阻率, 并且不需要对承压部件进行改动。第二种是运用标准的孔板去测量差压。它是根据以往总结出来的经验的公式去进一步的判断出蒸汽的干度。但是由于这个方法的出发点是流动的模型理论, 而且在测量的过程中需要大量的设备费用。因此在一定程度上它还是存在一些漏洞。第三个是通过蒸汽焓不变的原理去测量干度。它的局限性在于它只能在蒸汽压力在2MPa以下和蒸汽干度大于95的情况下采用。

以上三种方法中第一种方法最实用, 但是还存在着一些弊端。例如:运用电导率的测量计算干度的系统中, 对于一些刚安装的仪器运行的稳定性不是那么的精准, 并且在长期的运用传感器过程中, 它会不断的出现结垢现象, 这会直接影响到数据的准确性。而且对传感器的清洁需要时间这样就在一定程度上影响着使用。还有一个问题是电导率在测量过程中的误差, 因为电导率会随着测量介质温度的变化发生一定的变化, 给水温度和炉水温度的不同导致的误差降低了电导率测量的精准度。另外一个是因为摸索不定的气候和进水水源的不稳定导致进水电导的不稳定性。

了解了以上的几个问题后, 为了研制出高标准, 高精度的在线干度测试仪, 本论文设计出油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统。

二、油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统

1. 注汽锅炉蒸汽干度控制系统具备的设备

(1) 控制系统中的传感器具有抗干扰性能强, 工作起来相当稳定还具备多种报警功能等优点。

(2) 注汽锅炉蒸汽干度控制系统中使用的换热器为不锈钢材料, 这样可以保证其效率高, 体积小还有抗腐等多方面的优点, 在一定程度上带来了巨大的效益。

(3) 为了能够更精准, 对于计算的控制部分使用了可编程控制器, 它源于著名公司的sle500。这个设备具备着操作简单易懂, 运算能力超强并且它的工作稳定性强等好处。

(4) 触摸屏采用的是Rockwell公司的Panel View Plus.这种先进的设备可以适应现场的各种不好的工作环境并且可以独立完成显示记录。

(5) 这种方案它具备四种运行数据的工作状态分别是给水流量、蒸汽的温度、蒸汽的压力、火量。利用停止, 启动报警等状态量可以提供大量的参考数据。

2. 关于油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统的运作原理

(1) 在初期, 换向干度显示会屏蔽。因为在换向阀的初期管道里及换热器中炉水与进水的混合在一定程度上影响检测的精准性。在以往大量的调试经验中它只花费屏蔽显示时间是10到15分钟。但是注汽锅炉一般运作的时间不会过于频繁, 所以可以利用启炉的同时去切换换向阀以便减少屏蔽的显示时间。

(2) 干度测试系统流程主要包括五个, 电导传感器、人机界面的组成、换热装置、电动阀及电导控制器。利用这五个去计算炉水和进水的电导率然后进一步的去计算它的干度值。这种方法完全不用标定装置便可以单独实现在线测量。

(2) 在换向阀的控制过程中要把注汽锅炉启动开始的时间到发出信号驱动电动阀换向所设定的时间控制在两到三周的时间。如果太长它会使换热器运用中结垢过多以至于清洗不利。如果太短的话它的操作过程就会过于冗长从而直接影响到设备的使用寿命。因此可以在程序中去设定炉水与进水的数据更换, 使得在短时间内仍可以正常的操作。

(3) 在干度闭环控制的参考范围内, 在热采工艺和注汽锅炉这两个特定条件下, 可以使用调整较小的范围方式来达到微调效果。而且在达到稳定的需要条件下它可以适当的去延长时间常数。如果超出调整后的数据可以利用声光进行报警, 依次做好记录。

(4) 对于进水与炉水在时间上滞后的问题可以考虑在程序上去加数据来拖后时间有利于使干度的计算变得更加的精准。它就是利用数据堆积的方法来延长进水的电导数据, 来达到在同时间炉水和进水的电导率的比较。

3. 分析油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统的效果

第一在操作的过程中会产生大量的结垢, 它通过不断的去溶解并及时的冲洗达到系统构件的清洁。并且通过调整系统前端的电动阀门的方式来达到炉水与进水之间的互换效果。

第二由于炉水与进水之间会有老化和结垢等问题, 这种方案可以使炉水与进水之间巧妙的交换, 然后不断的探索出问题的关键所在。结合相应的一些硬件来合理的优化系统的配置。这种简单方式有利于操作人员的使用。

第三是运用换热装置去调整注汽锅炉的炉水与进水的温度差所造成的电导率的测量偏差。在换热装置情况下, 注汽锅炉的炉水与进水运用对流换热。

第四是利用先进稳定的操作系统和控制技术、优秀的工业级产品, 使得在操作过程中性能强结构稳定, 以至于在非常恶劣的环境下也能够工作。并且油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统具有多方面的声光报警的功能, 给复杂的操作简单化。

结语

在辽河油田锦州采油厂成功的运用油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统这种方案。运用这个方案后一年之内暂未出现因探头的污染使监测精度下降。并且在运用过程中它的测量误差有所减少, 大大降低了现场监测的劳动。油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统给社会带来了很大的影响。

参考文献

[1]于亚明.油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统解决方案[J].中国仪器仪表, 2013, 05:53-55.

[2]牛占涛.浅谈油田注汽锅炉蒸汽干度控制系统[J].化工管理, 2013, 12:163.

注汽锅炉系统效率篇6

在油田的油气生产整个流程中，稠油热采是一项应用较为广泛的技术。这其中的关键设备是注汽锅炉，通过注汽锅炉的运行，在锅炉的出口产生湿度较高的饱和蒸汽，这种液相和汽相相结合的混合物。通过这种蒸汽进入生产井中，对稠油进行加热，从而实现原油的流动并被采收出来。这其中对于蒸汽干度的概念，就是表示液相质量在整个湿饱和蒸汽中的比例值。蒸汽干度数值高低能够表明在蒸汽注入过程中，所注入的热量。如果在工作过程中，蒸汽干度出现过热现象，会对锅炉造成不必要损害，在极端条件下，甚至会造成锅炉爆管发生重大的事故给生产带来重大的不确定性。所以，我们要尽可能地实现蒸汽干度控制在一个合理的范围内，这是保证锅炉良好运行的基础。蒸汽干度值也是锅炉自身运行参数的一个很重要的参考，是直接决定着确保注汽锅炉安全运行的重要指标。传统锅炉控制方式无法实时保持注汽干度的稳定，原因是多方面的，一是热采锅炉老化，设备本身存在缺陷，二是油温、油压等变化，三是注汽锅炉为高温高压设备，员工每1小时巡检一次，无法做到时时调节，所以就需要一种能够解决上述所面临问题的新型控制系统。综合分析，以往控制锅炉的方法比较落后，技术方面不能保持注汽干度一直保持稳定状态，这就需要我们加强研究，在技术上有所突破，能够实现对干度的有效控制。

目前存在的干度的检测和控制方式：

1.PH值电极：锅炉干度是通过人工化验测试的入水和炉水的碱度，水的PH值和碱度根本就是两个不同的概念，PH值测试的只是水中的酸碱度，因此不能有理想的效果。

2.电导率电极：这种测试方式是对锅炉入水和炉出口分离器分离出来的水的电导率进行测试，由于HCO3-受高温加热的作用，会在炉管中产生电离现象，所测量到的电导率值存在偏差，一般情况下偏高，参考的意义也不大，效果不好。

3.选择性电极：一般采用Na+和CL-，理论上是可以实现干度测量的，由于这种设备本身属于试验室所用设备，无法达到长期使用的目的。

刚才上面这三种方法的共同之处，是在炉水中实现电极长期浸泡的基础上，使结垢现象在电极表面不同程度地产生变化。另外，电极温度低于70℃，是一般的耐温值。但由于生产情况的变化，一般情况下，油田都是用处理过的污水作为锅炉用水，它的温度无法保证这个70℃的要求，并且水的温度会不断变化，而且，经过深度处理的污水中会有一定的杂质存在，比如悬浮物、含油，无法保证电极表面的洁净，所以无法保证这种方法检测结果的准确性。

4.孔板和喷嘴差压法：这种方法是在锅炉出口安装差压式流量计，通过单位时间内流过的湿饱和蒸汽的体积流量来反向计算。就是通过测定体积流量，通过密度计算公式来计算干度的值，需要对锅炉进行一定设备改造，把差压式流量计安装在锅炉出口的位置，在垂直管道方向，锅炉出口有四种流型，在水平管道方向，汽、水混合物有八种流型，这种方式的缺点在于不能用它的计算值来实现控制干度。由于锅炉出口汽、水混合物在水平管道有8种流型，在垂直管道有4种流型，很难用一个公式将全部流型的湿蒸汽干度计算准确，因此，需要在线与人工化验干度对比，计算误差系数加以修正，人为可以改变显示值。通过在多台注汽锅炉上的现场应用，可以证明这种方法存在缺陷，不能达到正确的使用要求。

5.弱中子源：该方法的技术原理是利用弱中子放射性原理来实现，通过计算穿透汽水混合物的衰减率测试干度，在现场实用中我们发现，由于锅炉管壁一般都会有水垢或者其它的杂质，都会对测量结果产生一定影响，造成误差产生。干度在线测试的准确度、靠性、长期性、适应性是注汽锅炉的干度控制的关键所在。通过研究实验，我们所研究的一种新型的干度控制系统能够满足要求。

二、蒸汽干度测试原理

1. 基本原理

根据热力学知识，我们针对油田稠油热采专用热采锅炉的湿饱和蒸汽进行研究，能够得到计算如下：

式中：Q----锅炉出口蒸汽热焓（KJ/Kg)

h-----饱和水焓（KJ/Kg)

x------蒸汽干度

r-------汽化潜热（KJ/Kg)

因此，注汽锅炉干度的计算，需要我们对锅炉出口饱和水焓、蒸汽热焓、汽化潜热几项数值进行测试，得出相应数据。

2. 湿蒸汽热力学特性

对蒸汽的热力过程存在一点、两线、三区、五态，一点是临界点；饱和蒸汽线和饱液体线为两线；三区分别是湿蒸汽区、未饱和液体（过冷液体）区、过热蒸汽区；五态分别是饱和液体状态、未饱和液体（过冷液体）状态、湿饱和蒸汽状态、过热蒸汽状态和干饱和蒸汽状态。

3. 干度计算公式及其推导过程

假如某一取样管内流过湿蒸汽，已知入口处的温度为t1，干度为x1，（处于II区），在截面处加入压力为P2、温度为t2、质量流量为W2的水（处于I区），调节注入水量W2，使湿蒸汽和水达到完全混合并处于II区。测量处的压力为P3，温度为t3，质量流量为W3。整个系统与外界无热量交换。

设1-1处蒸汽流量为W1，根据质量守恒：

故入口处蒸汽质量流量

设1-1处，饱和水质量流量为W1w，饱和水蒸汽的质量流量为W1g，则

入口处蒸汽干度：

由于整个系统与外界绝热，根据能量守恒

其中h1w、h1g分别为1-1处得饱和水和饱和蒸汽的焓值，h2为2-2处水的焓值，h3为混合后3-3处的焓值，把式（2）、式（3）、式（4）代入式（5）得：

4. 实施方法

按数据要求把混合装置及各种测试仪表高度集成在管道内，判断混合物是否达到稳定并处于未饱和水区，测出式中的流量、温度参数，这样就可以计算出蒸汽干度。我们还要注意在数据统计的过程中，要注重加强数据的科学性、真实性，这就需要通过层层考核，细化分工，用树状管理促进效果得到有效的落实。要尽可能地实施树状管理法，细化分工，即作业区锅炉管理小组组长为树干，以此类推：小组——基层队——站长——岗位员工，他们把将提高干度控制的目的和效果认真领会，提高工作的自觉性。使控制管理的各项工作重点及工作措施层层传达，直到岗位员工，也就是树叶，将具体的管理措施执行到位。最后，运行中出现的问题再以相反方式逐级反馈，作业区根据工作完成的情况进行层层考核，对干度控制管理中好的方法和建议予以推广，相反，哪一级出了问题就由哪一级负责，将属地管理和直线责任落实到位。使实验与生产的数据相统一，真正做到蒸汽干度控制职责落实到人，管理目标明确到位，从而达到管理工作全员参与、精细管理的目的，从而使各项指标不落空档，科学有效。

三、蒸汽干度自控原理

本系统是通过自动控制的方式，实现锅炉燃油量自动调节，同时还能够保持人工调节的效果，在这种情况下来实现干度稳定。通过设定干度控制值，可以使波动值以及检测时间得到一定的调节变化空间和波动范围，在范围内实现自动处理。在这种情况下，当手动调整稳态后，锅炉就可以进入自动控制阶段，达到自动控制的效果。

四、效果分析

1. 干度自控系统的应用能够更好地控制注汽质量

(1)在相同运行工况下，我们观察锅炉系统在安装干度自控系统前，与安装自动控制系统后的变化情况，可以发现产生较为明显的变化，取得了较好的预期效果。

(2)效果分析

干度自控系统的应用后，能够有效降低波动范围达到我们所需要的工作状态，注汽质量得以提高。

2. 实际效益

实际效益主要包括四部分：

(1)干度波动大小直接影响稠油热采收率，一般情况下干度变化1%时，石油产量影响为0.2%。

(2)单耗下降：我们通过现场应用发现，在一般情况下，干度每升高1%，注汽单耗会增加约0.4kg/m3。

(3)延长热采锅炉使用寿命，降低维修费用