管式加热炉排烟温度升高的原因与防治

王 刚，夏友山

（吐哈油田公司鲁克沁采油厂，新疆鄯善 838202）

1 管式加热炉

（1）管式加热炉是指被加热介质(气体和液体，它们通常都是易燃易爆的烃类物质)在管内流动的加热炉，加热方式为直接受火式，燃料为气体或液体燃料，工作方式为长周期连续运转。

（2）管式加热炉一般由烟囱、对流室、辐射室、燃烧器4个主要组成部分构成（图1）。

（3）管式加热炉正常工作时，被加热介质首先进入对流室，利用烟气的余热对介质进行预热，预热后的介质进入辐射室，通过金属管壁与燃烧器燃烧后的高温烟气进行热交换，提高温度后的介质再流出加热炉。

2 排烟温度升高

2.1 基本情况

鲁克沁采油厂现有2台管式加热炉，型号为GW2300-Y/8-Q，由北京百恒达石油技术有限公司设计制造，额定热功率2300 kW，加热炉盘管设计额定工作压力8 MPa，使用奥林GP-280M全自动比例调节燃气燃烧器。2010年8月出厂，2010年10月底完成安装、调试及投运。2台加热炉开1备1，将原油外输泵加压后的合格原油从40℃加热至70℃外输，外输原油压力高，流量大，流量稳定，加热炉的炉膛温度、排烟温度、空气系数、热效率、炉体外表面温度、介质进口温度、出口温度、全部达到设计要求。

图1 管式加热炉示意图

2.2 工艺及运行参数发生变化

随着鲁克沁采油厂产能的增加，原来大罐沉降脱水工艺已无法满足生产的要求。2011年11月，随着2台三相分离器的投运，2台加热炉工艺流程随之改变，被加热介质由两相分离器分离后在原油大罐沉降脱水处理合格的外输原油改为经三相分离器脱水之后的含水原油，工作压力由（6～8）MPa降至0.3 MPa。由于含水原油的处理量较大，且工作压力较低，1台加热炉无法满足使用要求，故2台加热炉基本上全负荷并联运行；由于管式加热炉进口管线没有安装流量计及自动调节阀，进入2台管式加热炉的介质流量不稳定，由于工作压力降低，流速也大大降低；三相分离器油出口来的原油由于没有加热，温度只有约20℃，而鲁克沁采油厂采出原油为极稠原油和轻质原油、水的混合物，黏度很高，流动性很差，原油黏度见表1。

表1 鲁克沁采油厂原油温度与黏度对应表

2.3 排烟温度逐渐升高

自2012年3月份以来2台管式加热炉的出口油温度始终升不上去，长时间＜50℃，后将燃烧器的燃烧盘位置前移，将燃烧器的负荷调高，出口油温略有提升，可达到55℃正常运行，排烟温度有所升高。

2013年开始管式加热炉管理人员发现2台管式加热炉排烟管表面发白，怀疑是排烟温度过高，经过查看监控数据发现炉膛温度高达530℃，排烟温度高达330℃。后来请有加热炉节能检测资质的机构对这2台管式加热炉进行了监测，所测试的平均排烟温度262℃（评价指标≤200℃），空气系数1.52（评价指标≤1.8），炉体外表面温度31℃（评价指标≤50℃），热效率81%（限定值η≥82%，节能平均值η≥85%）；

监测结论：2台管式加热炉排烟温度远＞200℃的限定值，热效率不达标。

3 原因分析

（1）运行参数发生了变化。这2台管式加热炉原本是为合格原油外输加热用，合格原油含水率低（＜0.5%），压力高（6～8）MPa，流量稳定在100 m3/h，温度≥40℃，黏度不高，流动性好；后改为经三相分离器脱水之后的含水（30%～40%）原油加热，各个工作参数都发生了变化，工作压力由（6～8）MPa降至0.3 MPa，流速低，流量是时高时低，介质温度＜20℃，黏度大，流动性差。

（2）由于炉膛内温度过高，被加热介质（液体烃类）温度低，黏度大，流速低，在炉管内的停留时间也越长，则边界层越厚，热传导系数越低，管壁温度越高，结果是介质越易结焦。

（3）原油含水矿化度高(高达145 570 mg/L)，长期高温运行导致炉管内壁结垢。

（4）管式加热炉的烟道挡板锈蚀无法正常调节，大量高温烟气过快排出，导致排烟温度过高。

4 防治对策及效果

（1）通过取样分析，证实管式加热炉炉管内确实存在结焦、结垢现象。

（2）组织有资质的施工队伍对2台加热炉的炉管进行了化学清洗，后进行监测，排烟温度＜190℃，达到排烟温度＜200℃的标准。

（3）在排烟管后端加装螺旋管式换热器，利用烟气余热对进入管式加热炉的低温介质进行第一次预热，然后进入对流室进行第二次预热，最后进入辐射室进行加热，逐步提高介质温度，降低介质黏度，改善介质的流动性及换热效果，减少结焦、结垢程度，降低排烟温度，达到节能，保证管式加热炉长期平稳运行的目的。

（4）优化了管式加热炉的运行方式，特别是在介质刚进入管式加热炉时，先点炉，让加热炉在手动小火状态下对炉管内的介质进行慢慢预热，慢慢提高介质的温度，降低介质的黏度，增加介质的流动性，然后慢慢的手动调高加热炉的负荷，待炉管内的介质正常流动后改为自动运行状态，同时要根据负荷要求及检测数据合理调整负荷大小、炉膛温度烟囱内挡板开度，保证炉膛内具备（-19.6～-39.2）Pa的负压。

（5）时时关注加热炉的炉膛温度、排烟温度，介质的进出口温度、进出口压力差及燃气的消耗量，发现异常，及时查找原因，如果是炉管内部结焦、结垢，要及时组织有资质、有经验的队伍进行化学清洗。

（6）吐哈油田公司技术监测中心节能监测站，依据GB/T 31453—2015《油田生产系统节能监测规范》于2015年11月19日对鲁克沁采油厂鲁中联合站2台燃气管式加热炉进行节能测试，达到了很好的效果。评价指标D（加热炉额定容量）选取的是2.00＜D≤2.50，单位为MW。测试台数2台，合格台数2台，合格率100%。评价结果如表2。

表2 燃气加热炉实测数据与标准指标对比综合评价表

经过改造，烟气经余热利用装置后，2台燃气管式加热炉的排烟温度由平均190℃降到137℃，降低53℃，热效率由2012年的82%提高到89%，提高了7%。每台管式加热炉年节约燃气 12万 m3。