“氣代油”配套改造技術應用及效果分析

盧文清 李曉曉

【摘 要】近幾年隨著國家、地方對大氣環保要求的跨越式提高，標準日趨嚴格、法規日趨嚴細。實現鍋爐大氣污染物達標排放，是國家政策、法律法規、技術標準的強制硬性要求，故“氣代油”是鍋爐及加熱爐達標排放改造的大方向、大趨勢和最終途徑。濱南采油廠針對燃油煙氣排放的煙塵、NOx和SO2濃度高于國際及山東省煙氣排放標準的問題，在前期開展注汽鍋爐煙氣達標治理技術應用的基礎上，開展了“氣代油”配套改造工作。注汽鍋爐“氣代油”改造后，鍋爐煙氣排放滿足國家、地方鍋爐大氣污染物排放標準要求，社會效益顯著。

【關鍵詞】氣代油；鍋爐； 煙氣排放；效果分析

一、概述

濱南采油廠稠油自1984年投入開發，產量比重逐年增加，目前已占全廠的40.5%。“十三五”以來，稠油生產形勢異常嚴峻。開發上，隨著吞吐輪次的增加，含水逐漸升高，稠油產量遞減加大；效益上，稠油需采用注汽的方式進行開采，開采成本較高，注汽鍋爐改造前燃料均為原油，燃油煙氣排放的煙塵、NOx和SO2濃度高于國際及山東省煙氣排放標準。同時隨著近幾年國際油價急劇下跌，對稠油實現高效開發提出更加嚴峻的挑戰。

二、采取的主要措施

（一）前期開展的注汽鍋爐煙氣達標治理技術

1.油田燃油注汽鍋爐脫硫脫硝技術研究。

技術借鑒：燃煤火力發電廠環保改造技術

除塵：低溫靜電除塵、布袋除塵、電袋除塵、旋轉電極除塵、濕式靜電除塵；

脫硫：石灰石-石膏濕法脫硫、循環流化床干法煙氣脫硫、氨-硫銨法脫硫；

脫硝：低氮燃燒（低氮燃燒器、空氣分級燃燒技術和燃料分級燃燒技術）、SCR（選擇性催化還原法）脫硝技術、SNCR（選擇性非催化還原法）脫硝技術、SNCR-SCR聯合煙氣脫硝技術。

《火電廠氮氧化物防治技術政策》倡導合理使用燃料與污染控制技術相結合、燃燒控制技術和煙氣脫硝技術相結合的綜合防治措施，以減少燃煤電廠氮氧化物的排放。低氮燃燒技術應作為燃煤電廠氮氧化物控制的首選技術。當采用低氮燃燒技術后，氮氧化物排放濃度不達標或不滿足總量控制要求時，應建設煙氣脫硝設施。

2.鍋爐溫度場測試分析研究

開展注汽鍋爐輻射段、過渡段溫度場分布情況現場測試研究，并通過西安交大實驗室數模，在鍋爐過渡段存在850-1000 ℃溫度區域，滿足還原法脫硝技術要求。

3.鈉堿法脫硫脫硝裝置現場試驗

尾部脫硫脫硝裝置于2016年2月4日，在濱南采油廠2001#活動注汽站和1101#注汽站進行了現場試驗，經過裝置處理后，煙氣中SO2基本在20mg/m3以下；NOX含量下降49%左右，接近達標。

4.低氮燃燒器試制及現場試驗

與東南大學、南京創能公司合作進行低氮燃燒器研發，確定了“分段供油、分級配風”燃燒方案。歷經半年時間，進行了技術論證、樣機研發、安裝調試、第一次點火、第二次點火。同時對燃燒器進行CFD數模建型，模擬動態火焰形狀、溫度場分布，氮氧化物生成，分析各種參數變化對燃燒狀況以及NOx生成量的影響。

試驗結論：出現了點火初期壓縮空氣流量不夠、火焰剛性差、火焰燎管等問題，

低氮燃燒理論上可行，具體設計加工細節需優化。

5.低硫低氮原油試燒工作

2016年11月25日，分別在濱南902#、004#、1101#等3臺鍋爐試驗燃燒了純梁花溝原油（含硫0.039%，含氮0.086%），共計拉油102.7噸。通過測試，燃燒花溝油能達到2020年煙氣排放指標（煙塵20mg/m3、100 mg/m3、200mg/m3）要求，煙塵含量平均為12.1mg/m3，SO2含量平均為3.5mg/m3，NOX含量平均為136.5mg/m3。

6.氣相脫硫脫硝現場試驗

采用粉體輸送設備將專有活性物脫硫脫硝劑，噴入爐膛或者煙道溫度在800℃-1200℃的區域，被高溫激活氣化后，與煙氣中的NOx和SO2化學反應，還原成N2/H2O和硫酸鹽顆粒物。當加藥量大于9kg/h，氮氧化物和二氧化硫含量均能達到2017年煙氣排放標準要求。測試30小時后，由于鍋爐爐膛壓力上升較快（200-800pa），積灰結垢嚴重、煙氣粉塵超標嚴重等問題，停止試驗。

7.通過前期開展燃油注汽鍋爐煙氣治理得出六點認識：

2.1.7.1 燃油注汽鍋爐是目前油田獨有的，國內外無經濟成熟、可借鑒技術實現煙氣達標排放；

2.1.7.2 試驗驗證了“優選低硫原油+后端尾氣處理+前端低氮燃燒器”技術路線是可行的；

2.1.7.3 低硫低氮原油（如花溝油）可滿足2020年標準要求，但因產量低，可用于環保壓力大、天然氣無法鋪設管線的活動注汽區域；

2.1.7.4 尾部鈉堿法脫硫脫硝技術，可進一步降低煙氣中的污染物濃度，但距離標準要求仍有差距；

2.1.7.5 低氮燃燒器是必要技術，結合調研浙江大學熱能工程研究所、國家能源清潔與利用重點實驗室的“高速隔離風的低氮燃燒技術”，優化最佳一次風率和助燃風引入時機，實現NOx降低30%，但SO2無法有效減低；

2.1.7.6 實施“氣代油”勢在必行。

（二）開展“氣代油”配套改造工作，確保煙氣排放達標

1.燃油鍋爐煙氣治理探索試驗表明排放污染物煙氣治理后其濃度不能達到規范規定的排放指標，因此對鍋爐燃料進行更換，將原油改為清潔的天然氣，實現達標排放。采油廠區域內的31臺鍋爐分布在20座注汽站及7個臨時注汽點，配套自控工程、電力工程、暖通工程、道路工程、消防工程，對注汽鍋爐燃燒器的改造，達到注汽鍋爐煙氣排放達標的目的。

2.按照注汽鍋爐新舊程度、改造進度和調試難度逐臺投產運行，降低“氣代油”改造人員及設備安全。針對前期用氣不穩定及天然氣指標不足等情況，在注汽鍋爐“氣代油”改造調試過程中，根據鍋爐的運行狀況合理安排投產，確保上游天然氣平穩運行的同時，31臺鍋爐逐步實現投產運行。

3.按照效益優先原則優化選井，降低“氣代油”運行成本風險。針對稠油熱采 “氣代油”帶來的成本壓力及運行風險，重點做好稠油轉周工作量、單井注汽量的優化等“全方位”優化配套；同時，注重注汽環節的全過程保干，確保注入熱焓值不變的情況下優化注汽量；并做好注汽質量、鍋爐以及天然氣的監督運行，確保注汽一次成功，降低“氣代油”后運行風險。

4.在天然氣運行上優化調整各稠油管理區用氣指標。采油廠成立了 “氣代油”運行保障小組，把“氣代油”運行責任層層分解到科室部門和稠油管理區。同時制定天然氣應急調峰預案，對管輸天然氣用量及時調控。

三、取得效果

（1）注汽鍋爐“氣代油”改造后，鍋爐煙氣排放滿足國家、地方鍋爐大氣污染物排放標準要求，社會效益顯著。

（2）燃油時，大部分鍋爐需蒸汽霧化，站內油罐需蒸汽加熱，蒸汽量損失較大。“氣代油”后，單井注汽量可有效優化。

（3）燃油時，注汽鍋爐對流段翅片管經常出現腐蝕，“氣代油”后減少鍋爐的維修成本。

【參考文獻】

[1] 李文秀，張傳佳，胡俊芳，肖震，韓慶芬. 開發技術與管理并重 提高稠油熱采效果 [J]. 中國科技博覽，2013，（6）.

[2]周少祥，姜媛媛，吳智泉，楊曉偉，胡三高，徐鴻.電廠鍋爐單耗分析模型及其應用[J].動力工程學報. 2012（01） .

[3]姚宇平，肖婭. 淺談鍋爐煙氣測試中應注意的問題[J]. 環境科學導刊. 2009（04）.