油田原油站场加热炉区区域划分

王延辉（大庆油田设计院）

大庆油田位于我国高寒地区并开采三高原油，在原油站场采用多种类型的加热设备，特点是数量大、热功率高、功能多、分布零散、介质多样[1]。各种加热设备在原油站场按功能分区称为加热炉区或加热装置区，大中型站场加热炉区布置的特点是集中布置的台数多，经常存在几种加热设备类型，部分扩建产生不同危险等级的加热设备交叉。

自2017年以来，新建及扩改建项目加热炉区的区域划分由无需划分区域转变为划分区域。为了统一设计准则并正确实施区域划分，探讨了区域划分的转变问题。

1 在用加热炉区的建设现状及新建加热炉区的区域划分

1.1 加热炉区布置和加热设备配置

加热炉区一般以人行道路间隔成独立的功能分区，其主要包括各种加热设备、燃料气排水器、管汇及分支管道、阀门、仪表等。加热炉区的一般布置原则为采用成排布置，同种加热炉毗邻布置，按危险等级高低顺序布置。

大庆油田早期的加热设备采用明火燃烧器，火焰在设备燃烧器端直接外露大气或在烧火间内。近年来，新建的加热设备均采用全自动燃烧系统，配套烧火间可燃气体报警，在用明火燃烧器逐步改造为全自动燃烧系统并增加烧火间，现存的明火加热设备总数量占总加热设备的数量小于5%，部分加热设备烧火间无可燃气体报警和通风设施。

1.2 加热炉区区域划分依据

在用加热炉区区域划分的依据是：1）在生产条件下，可燃气体或可燃液体蒸气可能与空气混合形成爆炸性气体混合物。

2）加热炉区为室外通风良好场所。

3）在生产过程中使用明火的设备附近，或炽热部件的表面温度超过区域内可燃物质引燃温度的设备附近的条件[2]。

1.3 加热炉区区域划分

独立布置的在用加热炉区划分为非爆炸危险区域（图1）。

图1 在用加热炉区划分

1.4 新建加热炉区的区域划分

新建加热炉区内使用的加热设备型式和工艺布置未发生变化，新的划分标准将加热炉区含原油介质加热设备炉体附近区域划分为2区。烧火间内为非爆炸危险区域，设有自然通风和可燃气体报警。新建加热炉区区域划分见图2。

图2 新建加热炉区划分

2 加热炉区区域划分影响因素分析

2.1 释放源和通风

区域划分是基于易燃性混合物存在的可能性而进行的[3]，对加热设备可能的释放源考察释放等级和通风情况。原油加热设备及管路可能的释放源包括法兰、人孔、阀门、控制阀、安全阀和取样阀等，其释放等级为二级释放源，主要考虑比空气重的可燃气体或蒸气，加热设备附近通风良好，可降低爆炸危险区域等级。烧火间参照锅炉房锅炉间的规范要求，为无需划分的非爆炸危险区域，设置防爆通风装置和吸风口满足燃烧用风量和换气量[4]。

2.2 非电气引燃源

已建加热炉区未进行划分，是依据加热设备附近存在明火或高温表面，即只要加热设备含有这样的非电气引燃源，就不进行划分。其原因一是通风良好降低了划分等级，二是在泄漏初期，明火或高温表面的温度足以引燃可燃气体，而不发生爆炸。

但是随着原油加热技术的发展，不进行划分所依据的“明火”、“高温表面”和“设备附近”条件均有不同程度的变化。各种加热设备的非电气引燃源变化示例见图3。

2.2.1 非电气引燃源种类和位置的变化

明火加热炉数量较少并被逐步淘汰，加热设备采用全自动燃烧系统后，引燃源由火焰明火转变为高温表面；设置烧火间后，中低位置具有较高温度的和较大表面积的尾部烟箱和烟囱起点段“封闭”于烧火间内，室外烟囱高温表面的引燃源面积缩小、位置升高（明火加热设备的火焰距地面高度1.5～2 m，带有烧火间加热设备的烧火间外烟囱起点高度约3 m）并受烧火间顶部阻挡（烧火间顶面尺寸一般为2.6 m×2.2 m和3.0 m×2.8 m）。非电气引燃源的上述变化，缩小了其作用范围。

图3 各种加热设备的非电气引燃源

2.2.2 高温表面温度的变化

高温表面指加热设备尾部裸露烟箱和光管烟囱。油田原油站场爆炸性气体混合物的引燃温度分组为T4组别，引燃温度135℃＜t＜200℃，加热组合装置和水套炉尾部裸露烟箱和光管烟囱起点段设计温度为260℃，高效相变炉设计温度为200℃，烟箱至烟囱顶点温度逐渐降低。加热设备在低负荷运行时排烟温度会显著下降，在油田经常发生排烟结露产生尾部烟道和烟囱低温腐蚀，根据2011年对大庆油田正常运行的400台加热炉运行效率测试结果，加热炉平均运行负荷率为52.19%，平均运行排烟温度为175℃，最低排烟温度为140℃[5]。因此，部分加热炉烧火间顶部以外的烟囱高温表面已不能作为可靠的非电气引燃源。

2.2.3 加热设备尺寸

石油、石化行业一般将距加热炉外壁1.2～1.5 m范围内划分为非爆炸危险区域[6-7]。多功能组合加热装置本体尺寸较长，加上高温表面的位置和温度变化，不能将“设备附近”作为划分依据。例如，2.5 MW加热分离缓冲沉降装置的炉体长度达到20.028 m，烧火间外的烟囱高温表面无法对其长度范围内、积聚于地面附近的可燃气体进行引燃。大庆油田常用的几种加热设备炉体尺寸见表1。

2.2.4 全自动燃烧系统的可靠性

加热炉主要依靠全自动燃烧系统提供高温表面能量和安全保护，根据长庆油田2013年加热炉燃烧器专项安全检测结论，检测的312台燃烧器中允许使用的99台，监控使用的35台，建议整改的178台，其中点火保护装置不合格率10.9%，熄火保护装置不合格率12.5%[8]。

表1 常用加热设备炉体尺寸

2.3 电气引燃源

对区域划分是为了便于电气设备的选择、设计和安装，即在爆炸危险区域防止产生电气引燃源。加热炉区内电气引燃源的位置和不考虑加热设备非电气引燃源时的危险区域划分见图4。

图4 各种加热设备的释放源和电气引燃源

2.3.1 原油直接加热型组合装置

虽然独立的法兰、阀门、控制阀、安全阀和取样阀等在正常操作条件下，释放可燃气体的可能性很小，但与含原油介质的压力容器组合起来危险性较高，这也是含原油介质压力容器整体划分为爆炸危险区域的原因。原油加热组合装置设备容积常大于95 m3，为大容量设备。在非电气引燃源的有效作用范围外或在非电气引燃源停止作用时，来自装置的电气引燃源具有引燃爆炸性气体混合物的危险，电气引燃源来自于如图4所示设备区域内较多的仪表。

2.3.2 原油间接加热相变炉和水套炉

原油间接加热相变炉和水套炉由于可能的释放源仅为换热盘管法兰、阀门，加热盘管内的原油容量较小且无直接泄漏可能，爆炸危险性较低。电气引燃源较少，来自于如图4所示相变炉和水套炉进出口端的温度、压力仪表。

2.4 毗邻分级区域

长尺寸的加热组合装置（如ϕ4000 mm×20 028 mm加热分离缓冲沉降装置）相对于烧火间的另一侧，往往与2区的厂房或原油压力容器毗邻布置，此时加热设备的进出口端需考虑毗邻分级区域的影响。

3 加热炉区提高安全性的措施

3.1 区域划分

大庆油田原油站场新建加热设备主要是相变加热炉和各种加热组合装置。加热炉区主要布置多台加热组合装置、加热组合装置和相变加热炉、多台相变加热炉。危险性最高的原油加热组合装置布置区域宜进行区域划分，在有可靠的安全应用依据时，原油相变加热炉布置区域可不进行区域划分。通过提高电气防护要求来提高加热炉区整体安全度时可以对所有含原油介质加热设备布置区域进行区域划分。

3.2 电气仪表

在原油加热设备非正常工作状态下，在加热设备和生产管道内存有大量原油并处于压力运行时，电气引燃源的存在仍然有较高的引燃爆炸风险。油气集输过程中所发生的着火爆炸，由电气引发的占19.8%[9]。加热炉周围虽然不划为爆炸危险区，仍建议该区域尽量使用防爆电器。因此，原油加热装置在非燃烧工作状态自动切断燃烧器送电时，装置范围内的工艺仪表应能独立停止送电或工艺仪表按爆炸危险环境采用防爆仪表。生产汇管的压力温度仪表设置点易远离加热设备进出管道阀门、法兰处的释放源危险区域，仪表电气线路宜沿炉体顶部避免受热敷设或埋地附设。

3.3 烧火间可燃气体报警

可燃气体报警器的设置只能保证及时发现油气泄漏，不能消除引发火灾事故，应考虑设置可燃气体检测联锁控制系统，高限值报警、高高限值报警联锁控制系统紧急停运烧火间内加热炉的燃烧器，同时切断其燃料控制总阀[10]。

3.4 烧火间通风

烧火间防爆通风装置和吸风口设置应保证燃烧用风供给和换气充分，吸风口宜在烧火间底部两侧非障碍位置设置，防止与顶部通风装置形成置换气体短路而产生可能积聚易燃气体的死角。对于受毗邻划分区域影响的相变炉，吸风口底部应高于地面0.6 m以上安全距离，防止吸入易燃气体。

3.5 烧火间围堰

相变炉烧火间底部设有围堰，虽然设有通风口，仍然存在可能积聚易燃气体的死角，围堰内区域应考虑毗邻分级区域的影响。

4 结论

大庆油田原油站场采用多种加热设备以满足生产工艺需求，随着原油加热技术的发展，产生了一些影响加热炉区区域划分的因素。原油加热炉区的划分已不能仅将明火、高温表面、设备附近等作为划分的依据。虽然部分小型加热设备附近有据可依可以不进行爆炸危险区域划分，但是大庆油田大中型站场加热炉区集中布置多台含原油介质加热设备，由于建设水平、管理、操作等各方面的因素，法兰、阀门等泄漏可能性较低的释放源在长期使用、检修、清淤、故障、异常操作等情况下很容易在加热炉区产生爆炸性气体混合物。在非电气引燃源的作用范围受限或停用时，电气引然源很可能引燃爆炸性气体混合物并产生爆炸。大庆油田1座原油站场负责几百口甚至上千口油井的生产处理任务，加热炉区的建设水平直接影响油田的安全生产和经济产出。在加热炉区含原油介质加热炉区域进行区域划分，以适当提高电气防护要求来提高加热炉区安全度是一种适应油田发展的技术措施。