生产高压过热蒸汽的烟气余热注汽锅炉、方法和系统与流程

本申请涉及一种余热烟气锅炉改造的注汽锅炉，尤其涉及一种涉及采用“直流”型式的余热锅炉，将燃气轮机或内燃机等产生的烟气余热回收利用，主要用于生产高压或超高压(7mpa至17mpa)过热蒸汽的注汽锅炉、方法和系统。

背景技术：

燃气发电设备配套的常规余热蒸汽锅炉，主要型式为锅筒式水管锅炉或火管式锅炉，高温烟气通过炉膛，对水、导热油等介质进行加热，起到生产热水、蒸汽或加热介质的作用，过热器通常设置于烟气进口处。但由于其结构特性和耐压能力等因素，通常只能生产1mpa至2.5mpa的常规蒸汽，无法生产油田地区稠油生产过程中所需的10mpa级蒸汽。

注汽锅炉，又称为湿蒸汽发生器，是油田工业企业的基础设备，其专门用于开采高粘度的稠油的专用注汽设备，利用高温高压蒸汽注入油井，加热油层重点原油，降低稠油粘度，提高稠油的采收率。传统注汽锅炉通常是一种直流式锅炉(卧式直流水管锅炉)，辐射段是单路会多路直管水平往复式排布，对流段为单路或多路直管往返错列排布，由于直流锅炉没有汽包且采用直径较小的蒸汽管，锅炉存水量较小，不受压力限制，因此可适用于任何压力，尤其是超高压力。

传统注汽锅炉通过化石燃料的燃烧(如煤、天然气等)提供给水汽化所需的热量，是一种将化石燃料的化学能直接转化为热能利用的方式，由于注汽锅炉燃料燃烧不完全，能源利用效率较低。此外，输出的热量也不会全部用来产生蒸汽，使得注汽锅炉输出的热量包含有效利用热量和损失热量两个部分，热效率低下。

技术实现要素：

针对目前燃气轮机、燃气内燃机等烟气余热难以生产较高压力等级蒸汽的问题，在余热锅炉中应用“直流”的形式，本申请提供了一种生产高压过热蒸汽的烟气余热注汽锅炉、方法和系统。

本申请第一个方面是提供一种生产高压过热蒸汽的烟气余热注汽锅炉，优选地，提供一种对高温烟气进行回收利用并生产高压过热蒸汽的烟气余热注汽锅炉。

其中，所述生产高压过热蒸汽的烟气余热注汽锅炉包括省煤器、炉膛和过热器，其中：

省煤器包括腔室，腔室内设有水管以及水管两端的进水口、出水口，腔室还设有烟气进口和烟气出口，水管通过管壁与腔室内烟气换热；

炉膛包括两端均连通炉膛外部的烟气通道和蒸汽通道，烟气通道与蒸汽通道通过通道壁换热；烟气通道连通至省煤器的烟气进口，省煤器的水管的出水口连通至蒸汽通道的进口；

过热器包括两端均连通过热器外部的余热烟气通道和过热蒸汽通道，余热烟气通道和过热蒸汽通道通过通道壁进行换热，余热烟气通道的出口连通炉膛的烟气通道的进口，炉膛的蒸汽通道的出口连通至过热蒸汽通道的进口。

在一种优选实施例中，所述生产高压过热蒸汽的烟气余热注汽锅炉还包括给水预热器，所述给水预热器包括第一通道和第二通道，第一通道与第二通道通过通道壁换热；

第二通道出口连通至蒸汽通道的进口；

省煤器出水口连通至第二通道进口。

在一种优选实施例中，所述蒸汽通道优选为高压蒸汽通道。

在一种优选实施例中，炉膛的烟气通道进口与蒸汽通道出口位于同一侧(例如远离省煤器的一侧)，炉膛的烟气通道出口与蒸汽通道进口位于同一侧(例如靠近省煤器的一侧)。

在一种优选实施例中，过热器的余热烟气通道的进口和过热蒸汽通道的出口位于同一侧(例如远离炉膛的一侧)，余热烟气通道的出口和过热蒸汽通道的进口位于同一侧(例如靠近炉膛的一侧)。

在一种优选实施例中，给水预热器的第二通道进口与第一通道出口位于同一侧(例如靠近省煤器的一侧)，给水预热器的第二通道出口与第一通道进口位于同一侧(例如远离省煤器的一侧)。

在一种优选实施例中，省煤器换热后的水在第二通道的流动方向与第一通道内水的流动方向相反。

在一种优选实施例中，炉膛内烟气通道内流体流动方向与蒸汽通道流体流动方向相反。

在一种优选实施例中，过热器内余热烟气通道内流体流动方向与过热蒸汽通道内流体流动方向相反。

在一种优选实施例中，所述生产过热蒸汽的烟气余热注汽锅炉还包括给水管道，给水管道包括第一给水支路和第二给水支路，第一通道位于第一给水支路上(作为第一给水支路的至少一部分)，第一给水支路和第二给水支路在给水预热器下游一起连通至省煤器的进水口。更优选地，所述第二给水支路位于给水预热器外部。

在一种优选实施例中，所述炉膛内蒸汽通道为直流管束列排布。

优选地，所述炉膛内蒸汽通道包括平行于烟气进口的管，管从烟气出口方向至烟气进口方向依次首尾连接组成的直流管束。

一种生产高压过热蒸汽的方法，包括：

给水在省煤器中加热给水生成热水；热水送入炉膛的蒸汽通道；

烟气在炉膛内与热水进行热交换，对热水进行加热生成高压饱和蒸汽，高压饱和蒸汽送至过热器；

过热器内，余热烟气对高压饱和蒸汽进行加热，将高压饱和蒸汽加热成过热蒸汽送出；进行了热交换的余热烟气进入炉膛，并在炉膛内与热水换热后进入省煤器中加热省煤器中的给水。

在一种优选实施例中，所述余热烟气为回收的余热烟气。

在一种更优选实施例中，给水进入省煤器之前，通过给水预热器进行预热，预热后的给水在省煤器中加热给水生成热水；热水送入给水预热器，对通过给水预热器的给水进行预热，然后送入炉膛。

在一种优选实施例中，给水还包括未通过预热器的部分，其与预热后的给水混合后一起进入省煤器。

在一种优选实施例中，给水在预热器中加热到110-150℃，更优选为115-145℃，如116℃、120℃、125℃、130℃、134℃、138℃等等。

在一种优选实施例中，给水在省煤器中加热到(热水的温度)200-300℃，更优选为220-280℃，如230℃、240℃、250℃等等。

在一种优选实施例中，炉膛内高压饱和蒸汽压力为8-20mpa，更优选为8.5-20mpa，更优选为8.7-17mpa，如9mpa、10mpa、12mpa、15mpa等。

在一种优选实施例中，进入过热器的烟气温度优选为400-600℃，更优选为450-550℃。

在一种优选实施例中，高压饱和蒸汽在过热器中加热至过热度为1-20℃，更优选为3-18℃，更优选为5-15℃，如8℃、10℃、12℃等等。

本发明第三个方面是提供一种生产高压过热蒸汽的系统，包括：

软化水提供设备，用于提供给水；

加压设备，将给水加压；

省煤器，省煤器包括腔室，腔室内设有水管以及水管两端的进水口、出水口，腔室还设有烟气进口和烟气出口，水管通过管壁与腔室内烟气换热；

炉膛，炉膛包括两端均连通炉膛外部的烟气通道和蒸汽通道，烟气通道与蒸汽通道通过通道壁换热；烟气通道连通至省煤器的烟气进口，省煤器的出水口连通至蒸汽通道的进口；

过热器，过热器包括两端均连通过热器外部的余热烟气通道和过热蒸汽通道，余热烟气通道和过热蒸汽通道通过通道壁进行换热，余热烟气通道出口连通炉膛的烟气进口，炉膛的蒸汽通道出口连通至过热蒸汽通道的进口。

在一种优选实施例中，所述生产高压过热蒸汽的系统还包括给水预热器，给水预热器包括第一通道和第二通道，第二通道与第一通道通过通道壁换热，省煤器的出水口与第二通道的进水口连通；软化水管将软化水提供设备与给水预热器的第一通道连接；

炉膛，炉膛内设有两端均连通炉膛外部的蒸汽管道和烟气通道，蒸汽管道的进口连通第二通道的出水口，烟气通道的出口连通省煤器的腔室。

在一种优选实施例中，软化水提供设备在加压设备下游包括并联的第一给水支路和第二给水支路，给水预热器的第一通道位于第一给水支路上(作为第一给水支路的至少一部分)，第一给水支路与第二给水支路在给水预热器下游一起连通到省煤器的进水口。优选地，第二给水支路位于给水预热器外部。

在一种优选实施例中，软化水提供设备还包括总管路以及反馈调节阀，反馈调节阀安装于总管路上，反馈调节阀为三通阀，三通阀的第一连接口和第二连接口安装在总管路上，第三连接口通过分流管道连通至反馈调节阀上游的总管路上。

在一种优选实施例中，软化水提供设备还包括反馈调节阀，反馈调节阀安装于第一给水支路上，反馈调节阀为三通阀，三通阀的第一连接口和第二连接口安装在第一给水支路上，第三连接口通过分流管道连通至反馈调节阀上游的第一给水支路上。

在一种优选实施例中，软化水提供设备还包括反馈调节阀，反馈调节阀安装于第二给水支路上，反馈调节阀为三通阀，三通阀的第一连接口和第二连接口安装在第二给水支路上，第三连接口通过分流管道连通至反馈调节阀上游的第二给水支路上。

在一种优选实施例中，所述炉膛设有蒸汽压力检测装置，蒸汽压力检测装置发送检测到的压力数据给处理器，处理器根据收到的压力数据控制反馈调节阀的工作状态。

在一种优选实施例中，压力数据高于预设值时，处理器控制反馈调节阀接通分流管道，将至少部分给水送回到反馈调节阀上游。

本发明上述内容中，所述炉膛下游蒸汽出口连通至补燃过热装置和/或干度提升装置。

本发明上述内容中，优选地，所述炉膛采用直流式炉膛结构。

在一种优选实施例中，所述炉膛内蒸汽通道为直流管束列排布。

优选地，所述炉膛内蒸汽通道包括平行于烟气进口的管，管从烟气出口方向至烟气进口方向依次首尾连接组成的直流管束。

本发明上述内容中，优选地，所述炉膛内蒸汽通道为翅片管。

更优选地，所述蒸汽通道由翅片管组成，翅片管以水平或纵向保持一间距排列，相邻管束均为串联，形成一排排管列，前后两排管列之间也通过一根串联管串联。

更优选地，所述炉膛内炉管为直流式，优选为单路、直管，更有选为螺旋翅片管。更优选地，所述炉管呈管屏结构立式布置，并用180°弯头将钢管连成管束。

本发明上述内容中，优选地，所述烟气来源于燃气发电产生的烟气。

本发明上述内容中，优选地，所述生产高压过热蒸汽的系统包括燃气发电设备，燃气发电设备的烟气排放管道连通至过热器的余热烟气通道的进口。

本发明所提供的生产过热蒸汽的方法、系统以及注汽锅炉，可以充分利用燃气轮机发电产生的烟气余热，进一步回收利用除不可逆损失之外的该部分能量，与燃气轮机所组成的系统热效率可达到53％或以上，总效率达到85％或以上。

附图说明

图1为本申请生产高压过热蒸汽的注汽锅炉组成示意图；

图2为本申请生产高压过热蒸汽的系统组成示意图。

图3和图4为直流管束列排布示意图。

具体实施方式

实施例1

参照图1，本实施例提供了一种生产高压过热蒸汽的烟气余热注汽锅炉，包括：省煤器4、给水预热器3(可选)、炉膛5、过热器6。

省煤器4的腔室内设有供给水通过的水管以及水管两端的进水口、出水口，腔室还设有烟气进口和烟气出口，水管通过管壁与腔室内烟气换热。

给水预热器3包括用于给水通过的第一通道和供加热水通过的第二通道，第一通道与第二通道通过通道壁换热。省煤器4的出水口连通至第二通道进口。

炉膛5包括两端均连通炉膛5外部的烟气通道和蒸汽通道，第二通道出口连通至蒸汽通道进口，烟气通道与蒸汽通道通过通道壁换热；烟气通道连通至省煤器4的烟气进口。参照图3和图4，所述炉膛内蒸汽通道包括平行于烟气进口的管50，管50从烟气出口方向至烟气进口方向依次首尾连接组成的直流管束，例如直流管束可以是翅片管。

过热器6包括两端均连通过热器6外部的余热烟气通道和过热蒸汽通道，余热烟气通道与过热蒸汽通道通过通道壁换热；过热蒸汽通道进口连通至蒸汽通道出口，余热烟气通道出口连通至炉膛5的烟气通道的进口。

参照图1，所述生产过热蒸汽的烟气余热注汽锅炉还包括给水管道，给水管道包括第一给水支路和第二给水支路，第一通道位于第一给水支路上，第二给水支路位于给水预热器外部，第一给水支路和第二给水支路在给水预热器下游一起连通至省煤器4的进水口。

在省煤器4内经过烟气将给水加热至220-260℃，经过给水预热器3后，送入到炉膛5的蒸汽通道，烟气从蒸汽通道出口的一侧进入炉膛，蒸汽通道内的给水进行加热，生成8-20mpa的高压饱和蒸汽。烟气在炉膛5内与给水进行热交换后降温，送至省煤器4内，对省煤器4内的给水进行加热。

省煤器4内加热的热水通过第二通道进入给水预热器3，在给水预热器3内将第一给水支路的给水进行预热至110-150℃。第一给水支路的给水从给水预热器3出来后与第二给水支路的水混合在一起，将进入省煤器4的给水进行预热。

热水在第二通道内对给水进行加热后，送至炉膛5的蒸汽通道，如上所述，通过烟气在炉膛5内加热可生成8.8mpa至17mpa饱和蒸汽。

饱和蒸汽进入过热器6，由过热器内的400-600℃余热烟气进行加热，生产过热度为5-15℃的高压过热蒸汽，可用于送入油田井口。

实施例2

参照图2，本实施例提供了一种生产过热蒸汽的系统，包括给水设备1、加压设备2、给水预热器3、省煤器4、炉膛5、过热器6。

给水设备1包括给水管道，用于提供软化水，加压设备2位于给水管道上，用于给软化水进行加压，在加压设备下游，给水管道分为第一给水支路和第二给水支路，第一给水支路穿过给水预热器3，第一给水支路在给水预热器3内部的部分形成第一通道。第一给水支路和第二给水支路在给水预热器3下游合并，一起进入省煤器4的进水口。

省煤器4的出水口连通至给水预热器3的第二通道的进口，第二通道与第一通道可以通过通道壁进行换热。第二通道的出口连通至炉膛5内的蒸汽通道进口。炉膛5在蒸汽通道出口一端设有烟气通道的进口，烟气通道内的烟气与蒸汽通道内的蒸汽整体流向相反，并通过通道壁进行换热。烟气通道出口连通到省煤器4的烟气进口。

过热器6包括两端均连通过热器6外部的余热烟气通道和过热蒸汽通道，余热烟气通道与过热蒸汽通道通过通道壁换热；过热蒸汽通道进口连通至蒸汽通道出口，余热烟气通道出口连通至炉膛5的烟气通道的进口。

工作时，给水在省煤器4内被烟气加热，然后加热后的热水进入给水预热器3，对后续进入给水预热器3的给水进行预热至116～138℃。热水进入炉膛被烟气加热汽化，烟气温度约为400℃至600℃，烟气进入炉膛将省煤器出水加热汽化为8.8mpa至17mpa高压饱和蒸汽，可送入油田井口，烟气温度降低，再进入省煤器4对给水进行加热。

饱和蒸汽进入过热器6，由过热器内的400-600℃余热烟气进行加热，生产过热度为5-15℃的高压过热蒸汽，可用于送入油田井口。

在给水管道上，加压设备2下游设置反馈调节电磁阀d1控制给水流量，当出口蒸汽压力低于10mpa时，可调整d1增大给水流量，当蒸汽压力过高时，调整d1减少给水流量。或者，当需要降低负荷时，烟气流量降低，通过调节电磁阀d1减少给水流量，保障出口蒸汽压力，降低蒸汽产量。

实施例3

本实施例中，烟气来源于燃气轮机。某品牌6630kw燃气轮机耗气量为2059nm³/h，发电效率为32.2％，按照燃气热值35.5mj/nm³计算，包括机械损失及其他不可逆损失在内，有每小时有13766kwh(67.8％)的能量未能有效利用。

按照新疆某油田稠油生产所需蒸汽数据为例，蒸汽需求为10mpa高压饱和蒸汽。本申请烟气余热式注汽锅炉与该品牌6630kw燃气轮机相匹配，燃气轮机发电所产生的505℃高温烟气，流量为93153kg/h进入烟气余热式注汽锅炉的炉膛，初始给水温度20℃，省煤器排烟温度120℃。采用实施例1或2的方式，可生产10mpa饱和蒸汽约15t/h，充分运用了燃气轮机发电所产生的烟气余热热量。本申请进一步回收利用除不可逆损失之外的该部分能量，烟气余热式注汽锅炉每小时有效利用了11259kwh的能量，占该燃气锅炉未有效利用能量的77.7％，使得与燃气轮机所组成的系统热效率达到53.1％，总效率达到85.3％。

本实施例中，回收高温烟气制备高压饱和蒸汽的同时，减少了整个油田生产区利用传统能源制取高压饱和蒸汽的负荷压力，提高了宝贵的伴生气资源的利用效率，创造了额外的经济价值，对油田行业供能及用能形式具有很强的启发作用。

本申请解决了传统形式的烟气余热锅炉不能生产高压饱和蒸汽的难题，使得燃气轮机发电后的高温烟气余热在油田生产中得以应用，对油田稠油开采中的节能减排具有重大的意义，能够有效减少能源的消耗和有害物、二氧化碳等物质的排放。

以上对本发明的具体实施例进行了详细描述，但其只是作为范例，本发明并不限制于以上描述的具体实施例。对于本领域技术人员而言，任何对本发明进行的等同修改和替代也都在本发明的范畴之中。因此，在不脱离本发明的精神和范围下所作的均等变换和修改，都应涵盖在本发明的范围内。