“气代油”配套改造技术应用及效果分析

卢文清 李晓晓

【摘 要】近几年随着国家、地方对大气环保要求的跨越式提高，标准日趋严格、法规日趋严细。实现锅炉大气污染物达标排放，是国家政策、法律法规、技术标准的强制硬性要求，故“气代油”是锅炉及加热炉达标排放改造的大方向、大趋势和最终途径。滨南采油厂针对燃油烟气排放的烟尘、NOx和SO2浓度高于国际及山东省烟气排放标准的问题，在前期开展注汽锅炉烟气达标治理技术应用的基础上，开展了“气代油”配套改造工作。注汽锅炉“气代油”改造后，锅炉烟气排放满足国家、地方锅炉大气污染物排放标准要求，社会效益显著。

【关键词】气代油；锅炉； 烟气排放；效果分析

一、概述

滨南采油厂稠油自1984年投入开发，产量比重逐年增加，目前已占全厂的40.5%。“十三五”以来，稠油生产形势异常严峻。开发上，随着吞吐轮次的增加，含水逐渐升高，稠油产量递减加大；效益上，稠油需采用注汽的方式进行开采，开采成本较高，注汽锅炉改造前燃料均为原油，燃油烟气排放的烟尘、NOx和SO2浓度高于国际及山东省烟气排放标准。同时随着近几年国际油价急剧下跌，对稠油实现高效开发提出更加严峻的挑战。

二、采取的主要措施

（一）前期开展的注汽锅炉烟气达标治理技术

1.油田燃油注汽锅炉脱硫脱硝技术研究。

技术借鉴：燃煤火力发电厂环保改造技术

除尘：低温静电除尘、布袋除尘、电袋除尘、旋转电极除尘、湿式静电除尘；

脱硫：石灰石-石膏湿法脱硫、循环流化床干法烟气脱硫、氨-硫铵法脱硫；

脱硝：低氮燃烧（低氮燃烧器、空气分级燃烧技术和燃料分级燃烧技术）、SCR（选择性催化还原法）脱硝技术、SNCR（选择性非催化还原法）脱硝技术、SNCR-SCR联合烟气脱硝技术。

《火电厂氮氧化物防治技术政策》倡导合理使用燃料与污染控制技术相结合、燃烧控制技术和烟气脱硝技术相结合的综合防治措施，以减少燃煤电厂氮氧化物的排放。低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术。当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求时，应建设烟气脱硝设施。

2.锅炉温度场测试分析研究

开展注汽锅炉辐射段、过渡段温度场分布情况现场测试研究，并通过西安交大实验室数模，在锅炉过渡段存在850-1000 ℃温度区域，满足还原法脱硝技术要求。

3.钠碱法脱硫脱硝装置现场试验

尾部脱硫脱硝装置于2016年2月4日，在滨南采油厂2001#活动注汽站和1101#注汽站进行了现场试验，经过装置处理后，烟气中SO2基本在20mg/m3以下；NOX含量下降49%左右，接近达标。

4.低氮燃烧器试制及现场试验

与东南大学、南京创能公司合作进行低氮燃烧器研发，确定了“分段供油、分级配风”燃烧方案。历经半年时间，进行了技术论证、样机研发、安装调试、第一次点火、第二次点火。同时对燃烧器进行CFD数模建型，模拟动态火焰形状、温度场分布，氮氧化物生成，分析各种参数变化对燃烧状况以及NOx生成量的影响。

试验结论：出现了点火初期压缩空气流量不够、火焰刚性差、火焰燎管等问题，

低氮燃烧理论上可行，具体设计加工细节需优化。

5.低硫低氮原油试烧工作

2016年11月25日，分别在滨南902#、004#、1101#等3台锅炉试验燃烧了纯梁花沟原油（含硫0.039%，含氮0.086%），共计拉油102.7吨。通过测试，燃烧花沟油能达到2020年烟气排放指标（烟尘20mg/m3、100 mg/m3、200mg/m3）要求，烟尘含量平均为12.1mg/m3，SO2含量平均为3.5mg/m3，NOX含量平均为136.5mg/m3。

6.气相脱硫脱硝现场试验

采用粉体输送设备将专有活性物脱硫脱硝剂，喷入炉膛或者烟道温度在800℃-1200℃的区域，被高温激活气化后，与烟气中的NOx和SO2化学反应，还原成N2/H2O和硫酸盐颗粒物。当加药量大于9kg/h，氮氧化物和二氧化硫含量均能达到2017年烟气排放标准要求。测试30小时后，由于锅炉炉膛压力上升较快（200-800pa），积灰结垢严重、烟气粉尘超标严重等问题，停止试验。

7.通过前期开展燃油注汽锅炉烟气治理得出六点认识：

2.1.7.1 燃油注汽锅炉是目前油田独有的，国内外无经济成熟、可借鉴技术实现烟气达标排放；

2.1.7.2 试验验证了“优选低硫原油+后端尾气处理+前端低氮燃烧器”技术路线是可行的；

2.1.7.3 低硫低氮原油（如花沟油）可满足2020年标准要求，但因产量低，可用于环保压力大、天然气无法铺设管线的活动注汽区域；

2.1.7.4 尾部钠碱法脱硫脱硝技术，可进一步降低烟气中的污染物浓度，但距离标准要求仍有差距；

2.1.7.5 低氮燃烧器是必要技术，结合调研浙江大学热能工程研究所、国家能源清洁与利用重点实验室的“高速隔离风的低氮燃烧技术”，优化最佳一次风率和助燃风引入时机，实现NOx降低30%，但SO2无法有效减低；

2.1.7.6 实施“气代油”势在必行。

（二）开展“气代油”配套改造工作，确保烟气排放达标

1.燃油锅炉烟气治理探索试验表明排放污染物烟气治理后其浓度不能达到规范规定的排放指标，因此对锅炉燃料进行更换，将原油改为清洁的天然气，实现达标排放。采油厂区域内的31台锅炉分布在20座注汽站及7个临时注汽点，配套自控工程、电力工程、暖通工程、道路工程、消防工程，对注汽锅炉燃烧器的改造，达到注汽锅炉烟气排放达标的目的。

2.按照注汽锅炉新旧程度、改造进度和调试难度逐台投产运行，降低“气代油”改造人员及设备安全。针对前期用气不稳定及天然气指标不足等情况，在注汽锅炉“气代油”改造调试过程中，根据锅炉的运行状况合理安排投产，确保上游天然气平稳运行的同时，31台锅炉逐步实现投产运行。

3.按照效益优先原则优化选井，降低“气代油”运行成本风险。针对稠油热采 “气代油”带来的成本压力及运行风险，重点做好稠油转周工作量、单井注汽量的优化等“全方位”优化配套；同时，注重注汽环节的全过程保干，确保注入热焓值不變的情况下优化注汽量；并做好注汽质量、锅炉以及天然气的监督运行，确保注汽一次成功，降低“气代油”后运行风险。

4.在天然气运行上优化调整各稠油管理区用气指标。采油厂成立了 “气代油”运行保障小组，把“气代油”运行责任层层分解到科室部门和稠油管理区。同时制定天然气应急调峰预案，对管输天然气用量及时调控。

三、取得效果

（1）注汽锅炉“气代油”改造后，锅炉烟气排放满足国家、地方锅炉大气污染物排放标准要求，社会效益显著。

（2）燃油时，大部分锅炉需蒸汽雾化，站内油罐需蒸汽加热，蒸汽量损失较大。“气代油”后，单井注汽量可有效优化。

（3）燃油时，注汽锅炉对流段翅片管经常出现腐蚀，“气代油”后减少锅炉的维修成本。

【参考文献】

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