用水煤浆作燃料加热集输系统

油气田地面工程第26卷第8期(2007.8)57用水煤浆作燃料加热集输系统张艳(中国石油化工股份公司油田事业部)摘要:以胜利油田坨六站水煤浆代油实用鼓风机1台,Q=5900m3/h,p=11000Pa;选验工程为例,对水煤浆替代原油为油田集输系用引风机1台,Q=14000m3/h,p=3600Pa统加热技术进行了探索,并从工艺技术、经济2适应性评价性、环保等方面对其可行性进行了评价。关键词:燃料;水煤;可行性1)技术评价。通过实验证明水煤浆燃烧加热技术是可行的,能满足油田集输系统加热的需水煤浆是一种清洁能源,由65%~70%的精要。项目于2006年8月竣工投产,试运行锅炉房洗煤粉与30%~35%的水及少量的添加剂(起稳热水出囗温度为106℃,回水温度77℃,流量为定作用)通过物理方法制成。在没有气源的地方,80m/h,原油换热器进油温度为50℃,出油温度水煤浆既经济又环保的特点使它受到更多人的关为87℃,各项设计指标均达到了设计要求,生产注,胜利油田坨六站水煤浆代油实验工程正是在此运行平稳,完全满足了原油生产加热的需要。背景下开展的。(2)环保评价。项目通过脱硫和除尘,完全坨六站建于1974年,具有油气分离、沉降脱符合环保要求。虽然水煤浆用精煤制成,硫含量为水、原油加热、污水处理、原油和污水外输等功0.39%,但如不采取脱硫措施,SO2排放浓度为能。目前有超导热管加热炉2台,负责将沉降罐出1093mg/m3,排放浓度超标,因此,方案要考虑口2500υd的原油由48~53℃加热到85~90℃,脱硫措施。设计采用炉内脱硫工艺,即定期由加料燃料为原油,全年运行,年耗油量2656t。预计口向炉内投放粉碎的石灰石。水煤浆锅炉运行在脱未来3年最大热负荷为2794kW。硫的最佳温度范围内(850~950℃),脱硫剂在炉1工艺技术方案内的平均停留时间可达数十分钟,炉内强烈的湍流混合也利于脱硫,当Ca/S为1.5~2.5时,脱硫效鉴于坨六站没有天然气源,水煤浆与煤相比,率可达85%以上。取平均效率为75%,采取脱硫具有经济环保的特点,加之东营地区严格限制小型措施后,水煤浆锅炉SO2排放浓度不大于273mg燃煤锅炉房(单台容量低于10th)的建设,因m,比目前燃油加热炉的排放浓度752mg/m3降此,本次燃料结构调整选用水煤浆作燃料。低64%。经计算,本项目排污量为烟尘2.1t/a方案设计新建28MW水煤浆热水锅炉1台,SO2为1.5va、NOx为44.3va油、水换热器3台,原燃油加热炉作为备用热源仍(3)经济评价。项目建设总投资392万元继续保留。自原燃油加热炉区引一条原油管线至换投资回收期为3.66年,具有较好的经济效益。如热器,由水煤浆锅炉生产的高温热水通过新建油、果联合站原油自用量大,则水煤浆代油工程的效益水换热器加热原油。水煤浆锅炉设计供、回水温度会更好。为115~95℃。水煤浆锅炉运行热效率为82%(4)适应性评价。最适合没有天然气源且环原油进换热器温度为48~53℃,出口为85~90保要求高的地方。℃。根据计算,锅炉房水煤浆最大耗量为659.83结语kg/h,新建100m3储浆罐1座,能够满足锅炉房6d的生产需要。储浆罐上配备水煤浆专用搅拌装置坨六站水煤浆替代原油作为油田集输系统燃料1台,每天搅拌时间不少于30min,以保证燃料的工程的成功实施,为油田通过燃料结构调整减少原均匀性,有利于锅炉燃烧。油自用量指明了方向,胜利油田2007年计划对4水煤浆卸浆及供浆系统停运后需进行扫线,以座联合站实施水煤浆代油工程。防止管线内结块、冻结。[作者简介]张艳,工程师,现从事油气田开水煤浆锅炉为微负压燃烧。燃料燃烧及流化用发和地面工程计划管理工作。010-64998218、anzhang sinopec com. cn