蒸汽干度及过剩空气系数控制技术

杨立华 张伟 蔡军 吕洪超 邓治家

（1.辽河油田公司曙光采油厂；2.辽河油田公司特油公司；3.辽河油田金海采油厂）

随着我国社会经济发展越来越快，对石油资源的依赖程度也越来越高。稠油油田广泛使用注蒸汽的方式进行开采。注汽锅炉是稠油热采的专用注汽设备，主要是利用燃料的热能，把一定量的水加热成一定压力、温度和干度湿饱和或过饱和蒸汽。将合格的蒸汽注入井下，使原油受热膨胀，黏度降低，从而提高稠油的开采能力。蒸汽干度的合理控制[1]，是保证注汽锅炉的蒸汽质量重要前提。生产现场受设备性能、注汽井汽窜、井下工具失效及外供燃料经常更换等原因影响[2]，造成蒸汽干度波动较大，降低注汽质量，甚至影响注汽锅炉安全运行。现场缺少在线蒸汽干度自动测试技术手段[3]，需要员工对蒸汽干度参数反复进行调整，劳动强度大。目前已有的测试方法存在精度低、人为影响因素大等不足，为了对注汽锅炉蒸汽干度进行有效的监测和控制[4]，提高锅炉热效率以满足生产需要，研发一种高精度、高稳定性的蒸汽干度智能在线监测控制系统已刻不容缓。燃烧过剩空气系数太小，燃烧不完全，浪费燃料[5]，而燃烧过剩空气系数太大，入炉空气太多，会造成炉膛温度下降，烟气带走热量多，热损失大，大量浪费燃料，导致注汽锅炉热效率下降。通过蒸汽干度及燃烧过剩空气系数精确控制技术，实现蒸汽干度及燃烧过剩空气系数连续在线测量与控制[6]，保证注汽锅炉运行参数稳定，降低燃料消耗量。

1 现状

1.1 蒸汽干度控制的现状及存在的问题

1.1.1 蒸汽干度控制现状

蒸汽干度是指每千克湿蒸汽中含有干饱和蒸汽的质量百分数，是油田注汽锅炉安全运行中的一个重要参数，直接影响稠油热采效果。蒸汽干度过低，无法满足注汽井热量要求，加热降黏效果不明显，不能有效提高地下油层稠油的流动性，不能有效增加地层能量。蒸汽干度过高时，湿饱和蒸汽中水相减少，不能及时带走锅炉给水中的结垢物质，导致锅炉炉管内壁结垢，降低锅炉的热效率，甚至会危及设备安全运行，发生爆管事故。目前辽油油田现场在用注汽锅炉绝大部分采用人工化验蒸汽干度，部分可实现在线电导率检测蒸汽干度[7]，两种方法检测后均需要人工通过控制火量及水量来调整蒸汽干度。

1.1.2 存在问题

1）人工采用滴定方式进行测定时，存在以下三个方面问题：烧污水时需进行加药处理，有时无法测出湿蒸汽干度；受药品质量及人为等因素影响，测定的准确性不能保证；无法时时跟踪检测，且检测结果滞后。

2）通过电导率检测方法进行检测时，检测后在锅炉触摸屏上显示注汽蒸汽干度[8]，岗位员工通过显示蒸汽干度对锅炉进行调整。但电导率测量的蒸汽干度值经常出现误差大、易损坏、使用周期短等问题，这样就造成蒸汽干度显示不准确，无法保证注汽质量。

3）在注汽锅炉工作过程中，当蒸汽干度参数发生变化时，由于检测手段的滞后性以及人工手动调节参数的方式存在一定的操作误差，无法实现蒸汽干度精确调整。现场所采用的注汽锅炉是直流锅炉，具有升温快的特点，但易发生瞬时过热现象，过热频繁造成炉管脱碳变形，继而严重影响注汽锅炉的安全运行。

1.2 过剩空气系数控制的现状及存在的问题

1.2.1 过剩空气系数控制的现状

注汽锅炉（油田湿蒸汽发生器）无论是采用北美燃烧器、利雅路燃烧器、奥林燃烧器还是扎克燃烧器的注汽锅炉，在运行过程中，注汽锅炉烟温每上升10～15℃，锅炉热效率下降1%[9]，烟气仅氧含量每增加1%，锅炉热效率就下降0.6%左右。经现场实测，大多数锅炉运行中氧含量平均在4%～6.7%，过剩空气系数在1.3以上造成烟温普遍偏高20～35℃。由于油田注汽锅炉在运行。过程中，风门与燃料阀开度采用了相对固定的联动控制方式，燃料与空气配比难以实现精确实时调整。

1.2.2 存在问题

注汽锅炉在运行过程中，受燃气压力波动或燃油压力、温度、成分、雾化压力、燃料含水率等诸多不确定因素影响，使锅炉运行过程中烟气过剩空气系数波动过大，导致锅炉排烟温度增加、炉火偏烧、化学不完全燃烧、热损失增大、热效率下降等系列问题[10]，增加了热采成本。燃烧过剩空气系数精确控制技术是注汽锅炉多年悬而未决的一线生产难题，管理者和现场操作员工都迫切渴望解决这一行业难题。

2 蒸汽干度及过剩空气系数控制技术研究

2.1 蒸汽干度自动控制研究

1）在线监测研究。对现有技术进行检索分析，蒸汽干度测量方法包括化验测量法、非热力学方法、热力学方法等，现场进行蒸汽干度测量一般使用化验检测及电导率法，受操作精细程度、操作熟练程度等因素的影响，蒸汽干度值经常出现误差大。通过对注汽锅炉的蒸汽压力、蒸汽温度、蒸汽体积流量、锅炉给水温度、给水压力、给水流量的测量分析，利用体积变化与蒸汽干度之间的关系模型，计算得到注汽锅炉蒸汽干度值，实现注汽锅炉蒸汽干度的准确在线监测。

2）自动控制研究。通过分析发现，给水流量、天然气流量、蒸汽压力、锅炉热效率、饱和水焓、汽化潜热、给水焓和天然气低位发热量等都会影响注汽锅炉的蒸汽干度，而在蒸汽压力稳定时，蒸汽干度主要受给水流量和天然气流量的影响。因而将蒸汽干度作为主被控变量，水流量、天然气流量为副被控流量，组成串级控制，采用PID最优控制算法调整给水流量，主回路控制器自动控制蒸汽干度的控制方法。

3）自动控制技术。蒸汽干度控制系统包括以下几个部分：非线性跟踪-微分器、前馈模糊控制器、模糊预测控制器、乘法计算器等组成，采用模糊控制方法能够在注汽锅炉运行参数发生波动时稳定蒸汽压力，将给水流量及其变化率作为前馈控制量，与串级回路构成前馈-反馈控制系统。通过给水流量的控制量与回路控制量相乘，来实现对给水流量的自动监控，另外，在模糊预测控制系统中加入非线性跟踪-微分器来增强系统的抗干扰能力，蒸汽干度控制系统的最终控制量是由前馈模糊控制器输出量与模糊预测控制器输出量通过乘法计算器进行乘积后的值来确定的。

通过以上分析和研究，基于模糊预测控制的蒸汽干度控制方法，是通过模糊前馈-后馈控制系统实现的，该系统在预测控制原理和模糊控制原理的基础上形成的，将前馈模糊控制器、模糊预测控制器、非线性跟踪-微分器、计算器等部分组成。该控制方法同构对给水流量、天然气流量、蒸汽压力的有效控制，实现了蒸汽干度的有效控制，能够大大降低噪声的干扰，具备较强的抗干扰能力，实现了油田注汽锅炉蒸汽干度的自动化控制。

2.2 过剩空气系数精准控制研究

过剩空气系数精确控制系统见图1，通过反复调整鼓风机风门以及频率，实现建立燃烧过剩空气系数精确控制数学模型的目标，确保燃料的充分燃烧，过剩空气系数一般控制在1.1～1.25。

图1 过剩空气系数精确控制系统Fig.1 The accurate control system of excess air coefficient

1）烟气过剩空气系数与热效率。热效率是锅炉的综合指标，体现了锅炉作为一个能源转换设备的综合性能。在标准规定的监测项目中，对排烟温度和空气系数的监测，其本质是对排烟热损失的控制。不同类型的锅炉，都有一个最佳过量空气系数，但实际上几乎所有的炉子都超过设计值。过量空气系数过大或过小都会产生不良后果，过大会导致烟气体积增大，炉膛温度降低，增加排烟热损失，热效率降低。过小会使天然气燃烧不充分，产生大量CO，污染环境，同时也增大了不完全燃烧热损失。可以说过量空气系数的大小直接影响天然气锅炉的热工性能，即锅炉热效率。

2）鼓风机风门开度与过剩空气系数。注汽锅炉的鼓风机风门开度与燃料阀的开度是联动的，通过在燃气流量控制阀和风门传动轴上，安装高精度大扭力电动比例执行器，可以有效克服原锅炉连杆控制系统机械滞后性大、调节燃气量精度低的问题。采用先进的比例调节控制程序，可以确保火量在从小火到大火之间的控制达到最佳的燃料空气比。实现精确燃烧、提高了燃烧效率、克服了机械联杆装置带来的磨损和漂移。高精度的方法克服了动态控制错误，智能化、自检和补偿功能克服了人为操作的缺点，同时也提高了安全性。

3）鼓风机转速与过剩空气系数。当鼓风机采用转速调节时，其风量和风压可用比例定律计算，在确定调速范围时应兼顾风量和风压的要求，一般这时将风门开到最大，仅用转速来调节风量，并留有一定的风压裕量。所以一定要知道生产工艺所要求的最小风压，作为确定最低转速的根据。当然，当最小风压要求低于最小风量要求时，可以以风量要求为准。计算时应以中心调节频率为准，中心调节频率则为最低频率和额定频率（50 Hz）的中心值。如最低调速频率为30 Hz，则中心调节频率为40 Hz，为额定转速的80%。

4）过剩空气系数与火焰轮廓、火焰长度。调整燃气阀与风门开度控制实现对燃气阀和风门的精确控制，保证空气过剩系数和锅炉的火焰轮廓、火焰长度始终在最佳状态，从小火到大火全程跟踪调节，始终处于最佳燃烧状态，达到精确燃烧的效果。

5）过剩空气系数精准控制技术。通过分析蒸汽干度的影响因素，摸索出天然气（燃油）流量与给水流量的比值关系，确定了使用计算吨气单耗，通过调整燃料调节阀来调控蒸汽干度，加之反馈系统的蒸汽干度自动调节方法。这种方法既能了解燃烧状况，又能很好的掌控蒸汽干度的变化，使蒸汽质量得到较大提高，锅炉运行更加平稳。同时减轻劳动力，实现了油田注汽锅炉蒸汽干度的自动化控制。

通过安装烟气连续监视系统，实现了氧含量在线实时跟踪监测，调节鼓风机频率，控制炉膛进风量来优化燃烧，实现节能减排的目的。烟气连续监视系统操作直观、方便，操作人员通过人机界面即可进行观测及操作。当系统选择自动时，仅需要对目标烟气氧含量的数值进行设定，烟气连续监视系统会根据设定的氧含量自动调节鼓风机频率。控制调整锅炉进风量及空燃比，在保证火焰轮廓的同时，使燃料在低氧条件下充分燃烧，建立天然气流量、锅炉风量、烟气含氧量的数学模型，形成燃烧参数的对应关系，实现火量、风量、氧量自适应闭环控制系统。

将烟气参数通过检测仪表转换后送入锅炉PLC，来改变控制风门连杆的执行器输入信号，达到风门连杆根据过剩空气系数自动调节。通过自动改变鼓风机送气量，达到精确控制过剩空气系数的目的。风机配套安装变频器、锅炉具有蒸汽干度在线监测系统，将烟气参数通过检测仪表转换后送入锅炉PLC，来改变鼓风机变频器输入信号，达到送气量根据过剩空气系数自动调节。依托现场注汽锅炉，鼓风机风门开度比例调整与变频器精细调整，三位一体精准控制。实现真实工况的连续模拟，不断修正蒸汽干度测量计算模型，并对压力、温度、差压进行修正等测量方法，建立计算模型，加之系统自适应、自学习技术，实现精准控制技术，确保蒸汽干度及过剩空气系数精确控制的实现。

3 现场应用

2021年5—11月，在曙光采油厂热注作业一区32+49站进行了项目实施。在注汽锅炉对流段安装了一体化烟气含氧分析仪，在控制盘安装一台风机变频控制与数据采集运算器，研发了一套蒸汽干度及过剩空气系数控制操作系统，项目实施后效果明显，实现蒸汽干度及过剩空气系数连续在线测量与控制，保证锅炉全天候运行过程中，锅炉出口压力、温度及蒸汽干度稳定，在确保蒸汽干度、给水流量不变的前提下，将锅炉过剩空气系数量精确控制到1.2以下，锅炉热效率可提高2%以上，燃料消耗下降2%以上。将原系统升级为烟气连续监视系统，以实现烟气含氧量在线连续的监视和控制。确保燃料的充分燃烧，燃油烟气中的氧含量在3%～5%，燃气烟气中的氧含量在2%～4%。

为了验证该项目的节能效果，由中国石油天然气股份有限公司油田节能监测中心于2021年8月进行工况对比测试，并出具了《注汽锅炉燃烧过剩空气系数精确控制节能效果测试报告》。通过对锅炉控制系统应用前后的正常运行负荷工况的正反平衡热效率对比测试计算，实施前后测试数据对比见表1。测试结论为32-49站32#注汽锅炉应用前平均热效率为89.62%，应用后平均热效率为91.12%，节能率为1.98%。

表1 实施前后测试数据对比Tab.1 Comparison of test data before and after implementation

4 效益分析

4.1 经济效益

以目前辽河油田运行注汽锅炉共376台，其中固定锅炉231台，活动锅炉145台。工业燃气价格1.806元/m3，注汽单耗67 Nm3/t，节能率为1.98%。在用注汽锅炉按23 t注汽锅炉每小时注汽量18 t，每日注汽24 h，年注汽运行时间320 d。9.2 t注汽锅炉每小时注汽量8 t，每日注汽24 h，年注汽运行时间330 d，实施前后对比见表2。

表2 实施前后对比Tab.2 Comparison before and after implementation

4.2 社会效益

降低环境污染，注汽锅炉蒸汽干度自动控制及过剩空气系数精确控制实施应用后，避免了注汽锅炉因蒸汽干度过高导致水垢、悬浮物等杂质在炉管内壁的沉积，有效减少因炉管化学清洗带来的环境污染。燃料消耗量下降2%以上，因燃烧产生的温室气体相应同比下降，减少了大气污染。

节约运行成本，现场实施后，降低了注汽锅炉燃料消耗，减轻工人劳动强度，可解决当前注汽一线操作工人年龄偏大，员工逐年减少带来的生产瓶颈问题。节约生产运行成本，减少稠油开采成本，提高油田注汽锅炉运行管理水平，提质增效有利于油田可持续发展。

5 结论

1）通过注汽锅炉蒸汽干度及燃烧过剩空气系数精确控制，实现了蒸汽干度的准确、迅速监控及自动调整，蒸汽干度测量误差±2%，蒸汽干度波动率小于±5%，更好的保证注汽质量，因蒸汽干度过热导致锅炉爆管事故为零。最大程度上防止因锅炉运行参数变化而产生的过热、超压等事故的发生，实现了锅炉优质、安全、平稳运行。

2）锅炉燃烧控制方式技术升级应用，实现了通过对锅炉烟气过剩空气系数连续在线检测，实施闭环精确控制，使锅炉燃气量、进风量实现精确配比，过剩空气系数控制精度达到0.5，将锅炉过剩空气系数控制在1.15以下，且含氧量在2%以下，燃料消耗量下降2%以上的控制目标，锅炉热效率明显提高。

3）烟气过剩空气系数变化后，注汽锅炉蒸汽干度自动跟踪调节。降低注汽锅炉燃料消耗，燃料消耗量下降大于2%，减少稠油开采成本，减轻工人劳动强度，减员增效，节约生产运行成本，提高油田注汽锅炉运行管理水平，提质增效有利于油田可持续发展。

4）各油田在用各型吨位、型号的注汽锅炉，均可应用。在实现经济效益和社会效益的同时，杜绝了因蒸汽干度过热导致爆管事故造成的不必要经济损失。节能效果明显，达到减员增效，提高了锅炉热效率，可在各油田注汽锅炉上推广应用。