加热炉节能潜力分析

聂怀勇（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

加热炉节能潜力分析

聂怀勇（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

目前，加热炉年消耗天然气占油田总能耗的2 5%左右，是油田的用能大户，加热炉能耗的高低直接影响到油田节能减排目标的实现。因此，提高加热炉热效率、降低热损失对提高经济及社会效益有着重要的意义。通过对影响加热炉热效率的因素进行分析，找到了问题的关键，并采取了针对性措施，取得了较好的节能效果。对5台加热炉进行了试验，平均炉效由71.3%提高到81%，实现年节气30.7×104m3。

加热炉 热效率 能耗 节能 潜力

随着油田开发进入特高含水期，开采成本日益增加，吨油成本大幅上升，能耗控制难度加大。在保证产量的同时，降低能源消耗、控制生产成本成为油田生产的主线，节能降耗成了提高油田经济效益及行业竞争力的一个重要途径。油田生产能耗主要分为机械采油系统能耗、原油集输系统能耗、注水注聚系统能耗等，其中原油集输系统能耗占总能耗的比例约为70%，存在较大的节能空间。加热炉作为原油集输系统中的主要耗能设备，消耗着大量的一次能源，产生大量的废热，造成较大的热污染和能源浪费[1]。因此，能否提高加热炉的热效率，降低加热炉能耗，成为油田节能降耗的关键所在。同时，研究加热炉节能降耗技术，不仅节约能源，而且有利于环境保护，具有较好的经济及社会效益。

1 生产现状

目前，油田用加热炉主要应用在中转站内的掺水、热洗系统。随着井数的增加及开采方式的转变，掺水、热洗所需热量仍居高不下，导致加热炉能耗较大。加热炉运行年消耗天然气约占油田总能耗的25%，是油田的用能大户，加热炉运行效率的高低直接影响油田总的能耗水平及油田节能减排目标的实现[2]。油田用加热炉存在的主要问题是炉效低，热损失大。现场测试结果显示，加热炉炉效平均为75%，低于设计标准；排烟温度平均为200℃，最高可达400℃；过剩空气系数平均为2.68，远高于规范要求的1.25。因此，急需进行加热炉节能技术的研究及应用，对加热炉运行状况进行系统优化，以提高加热炉热效率、降低加热炉热损失。

2 节能潜力

针对加热炉存在的问题及现场运行情况，对影响加热炉热效率的因素进行分析，挖掘加热炉节能潜力，并采取针对性的措施，提高加热炉热效率，达到节能减排的目的。

2.1 影响因素

根据现场测试结果分析可知，影响加热炉炉效的主要因素是排烟热损失、化学不完全燃烧热损失和炉体散热损失。其中排烟热损失为主导，占加热炉热损失的99%[3]，也是加热炉节能治理的关键。排烟热损失的大小，主要取决于加热炉排烟温度和过剩空气系数两个参数。

排烟温度是指在烟囱底部的烟管出口处的烟气温度。此温度不应低于烟气露点的温度，否则会造成低温腐蚀，但排烟温度过高会导致大量热量随烟气散失，增加热损失。排烟温度的高低直接影响到排烟损失率的大小，排烟温度每降低12～15℃，加热炉热效率就可以提高1%。因此，应将排烟温度控制在合理范围之内，即：气体燃料不含硫、烟囱不保温时，不应低于120℃；气体含硫为0.05%～1%、烟囱不保温时，不应低于150～205℃，烟囱保温时不应低于120～175℃。排烟温度的高低主要由受热面和水套的热传导情况决定。研究表明，当水垢的导热系数为0.58 1～2.33 W/（m·℃）时，加热炉受热面结水垢1 mm，热效率降低2%～3%。水垢对热效率的影响见表1。

表1 水垢对加热炉热效率的影响

烟垢的导热系数是水垢导热系数的1/10，仅为0.0581～0.116W/（m·℃）。由表1可知，若受热面和水套结垢将严重影响换热，导致排烟温度过高，使得热损失增大。

过剩空气系数是指实际入炉空气量与理论空气量之比。过剩空气系数也直接影响着排烟热损失，另外还对气体未完全燃烧热损失有一定的影响。过剩空气系数太大，入炉空气量多，相对降低了炉膛温度和烟气的黑度，影响传热效果；过剩空气系数太小，燃料燃烧所需空气量不足，燃烧不充分，造成燃料浪费，所以过剩空气系数也是影响加热炉经济运行的一个非常重要的参数。在加热炉的排烟温度一定时，过剩空气系数大则排烟量大，烟气从烟囱带走的热量多，增加了热损失，全炉热效率降低。过多的空气还会使烟气中含氧量高，加剧炉管表面的氧化腐蚀，缩短管子的寿命。因此，在保证燃料完全燃烧的前提下，合理控制过剩空气系数，可减少排烟热损失、提高加热炉热效率。影响过剩空气系数的主要因素有燃料性质、燃烧器的性能、炉体的密封性能、加热炉的测控水平、烟囱挡板开度等。经验表明，过剩空气系数每增加0.1，排烟热损失就要增加0.5%左右。加热炉热效率与过剩空气系数的变化关系见图1。

图1 加热炉热效率与过剩空气系数的变化关系

由图1可以看出，过剩空气系数在1.25左右时，热效率最大；过剩空气系数小于1.25时，热效率随着过剩空气系数的降低而降低，且变化较快；过剩空气系数大于1.25时，随着过剩空气系数的增大，热效率也不断降低，使得加热炉热损失增大。所以，合理控制加热炉排烟温度和过剩空气系数是加热炉经济运行的关键。

2.2 技术措施及效果

现场测试结果显示，加热炉排烟热损失较大，平均热损失为20%，最高热损失达35%。高温烟气带走大量热能，使天然气的燃烧值中相当部分不能得到利用，降低了能源利用率。为了实现节能减排的目标，在保证设备安全运行的前提下，对加热炉运行参数进行了摸索，以期达到降低排烟热损失、提高加热炉炉效的目的。

1）合理控制加热炉合风。通过合理控制加热炉合风，进而控制过剩空气系数。过剩空气系数太小，空气量供给不足，燃料不能完全燃烧，加热炉效率降低；过剩空气系数过大，相对降低了炉膛温度和烟气辐射能力，影响了传热效果[4]。通过合理控制合风，既满足燃料完全燃烧所需空气量，又使得排烟量最小，从而减少热损失。

2）合理控制烟道负压。如果烟道负压大，燃烧不好，说明进风小，应调大风门，增大进风量；如果负压小，烟气含氧量大，说明进风多，应关小风门，减少进风量[5]。利用烟道内安装的U型管压力计实时监测烟道负压，将烟道负压控制在20~30 Pa之间，进而控制过剩空气系数，延长换热时间，减少排烟损失。根据炉子最大负荷确定挡板最大开度位置。根据季节情况对挡板位置进行定位，控制炉子负压及入炉空气量。

烟气氧含量是加热炉的重要运行参数，可间接反映燃烧的热效率。依据氧气含量这一参数，对加热炉合风、烟道挡板进行调节，进而控制过剩空气系数和排烟温度。为了精确控制排烟温度和过剩空气系数，在加热炉烟道出口处安装氧含量分析仪表，监测烟道氧气含量。并且，开发了以氧含量为输入信号的运行软件，在线实时对烟气中的含氧量进行跟踪监测。把信号送入PLC系统进行处理，把氧含量控制在4%~4.5%；输出指令给合风控制器和烟道挡板调节装置，调节合风开度和烟道挡板位置，把参与燃烧的氧气量控制在最佳状态。

基于以上研究，对5台加热炉进行了试验，平均炉效由71.3%提高到8 1%，效率提高了9.7个百分点，实现年节气30.7×104m3。

3 结论认识

通过分析可知，加热炉的排烟热（下转第4 9页）

图4 R-X 2井钻遇硫化氢情况数据

从图4可以看出，改进后钻台H2S传感器发现H2S时间滞后的问题得到有效解决（比改进前提前3min发现H2S气体），钻台H2S传感器测得H2S气体浓度值偏低的问题得到了彻底解决（实测H2S气体浓度值由原来0~0.39×10-6提高到0~114×10-6）。这样，在钻进过程中，当井口有H2S溢出时，可及时地发现H2S，并且测得H2S浓度的准确性得到了可靠的保证，可及时向有关施工人员发出H2S报警信号，为及时采取预防H2S中毒措施赢得了宝贵的时间，从而达到了预期的技术革新目的。

目前，该项技术革新已经在施工的3个录井队投入使用。自投入使用以来，从现场各录井队的使用情况来看：由于H2S传感器安装位置靠近井口，当有H2S气体溢出井口时，可以被H2S传感器第一时间检测到；由于被检测到的H2S气体受风速、风向以及检测器与气源距离、高度等因素影响较小，不仅可以更加直接、快速地检测到H2S气体，而且所测得的H2S气体浓度值的准确性也大大提高，从而进一步提高了H2S有毒气体预报的及时性、准确性和可靠性。

3 应用前景分析

未能及时预报H2S溢出所造成的主要经济影响主要为：钻机停钻来处理H2S溢出事故所损失的费用；录井仪处理H2S溢出事故所损失的费用；当有H2S显示时，处理1次钻井液（按钻井液总量120m3计算）所需要的钻井液处理药品碱式碳酸锌为0.072t。H2S传感器安装检测方法改进后，RM L项目避免了钻井停工造成的损失，节省了用于H2S处理的钻井液，节约了钻井液处理时所消耗的药品。

本项技术解决了现场迫切要求解决的及时发现和准确预报H2S的问题，并且容易推广，具有非常好的实用效果。革新成果在RM L项目上进一步深入推广后，可以极大提高H2S预报的及时性和准确性，不仅可以为H2S的预防工作争取宝贵的时间，也可为钻井工程的顺利进行提供更加安全可靠的保障，并能有效避免H2S中毒事故的突发。在此基础上，对H2S预报的及时性和准确性相关课题进行进一步的研究，可以为H2S预报工作拓展更为广阔的空间，创造出更好的社会价值和经济效益。

[1]隋秀香.井场硫化氢检测系统的研制[J].天然气工业,2 0 1 1(9):8 2-8 5.

10.3969/j.issn.2095-1493.2012.06.008

2012-02-24）

聂怀勇，2007年毕业于中国石油大学（华东），从事节能测试评价工作，E-mail：niehuaiyong@petrochina.com.cn，地址：黑龙江省大庆油田有限责任公司第六采油厂规划设计研究所，163114。