水套炉露点腐蚀原因及防治策略

胡江川，韩玉杰，张 洪，孔雨晗，张 伟

（1.中国石油大学 （华东） 新能源学院，山东 青岛 266580；2.黑龙江农业工程职业学院 信息工程系，黑龙江 哈尔滨 150088）

近年来随着石油产量的减少，油气田生产中大量使用的水套加热炉出现了尾部换热面腐蚀现象，严重缩减了其使用寿命并增加了维护费用[1]。为确保水套炉的安全经济运行，减少腐蚀停炉，有必要研究水套炉腐蚀原因并提出防腐措施。

基于现场实际情况与理论分析，一些研究者对加热炉的腐蚀进行了研究。董江洁等[2]针对现场水套炉烟道冷凝水腐蚀进行原因分析，认为系生产负荷低、排烟温度低所致，提出炉群一体化改造措施，实施改造后水套炉负荷和烟气温度得到提升，减少了水套炉烟道腐蚀现象的产生。成强等[3]对实际运行加热炉进行了腐蚀检测，发现了高硬度水腐蚀、燃料气对烟管内表面的腐蚀、二氧化碳对炉体的腐蚀、吸氧腐蚀及停炉腐蚀等5种腐蚀，并提出了软化水处理、加强燃气的净化处理以及抽真空进行保养等防腐措施。梁金强等[4]针对水套加热炉存在的严重盘管腐蚀进行研究，结果表明腐蚀的主要原因不是原油中含酸有机物，而是油田采出液中的氯化物、硫化物及溶解氧，提出了加注缓蚀剂、提高材质、套管内外壁做特殊防腐、加强对燃料和烟气成分的监测以及预防水套炉排烟温度过高等改进措施。虎振山等[5]将水套加热炉腐蚀总结为炉内腐蚀、盘管腐蚀与烟道腐蚀3种类别，提出了清理烟道来降低酸腐蚀的防治措施。邬忠国等[6]对水套炉低温硫腐蚀现象进行分析，提出了对烟囱实施外保温和内涂防护层的改造办法，减弱了水套炉的酸腐蚀。苏海鹏[7]提出通过减少烟气中的水和三氧化硫含量、控制排烟温度、提高受热面尾部金属壁面温度等措施来减轻和防止水套炉受热面尾部腐蚀。

上述研究中，部分学者提出了水套炉排烟温度过低是造成腐蚀的直接原因，但未能深入研究排烟温度过低原因，以及排烟温度与可调运行参数间的关系，因而未能提出露点腐蚀的预防和根治措施。王坚等[8]建立了水套加热炉模型的三维实体模型，对水套加热炉热场分布进行了分析。孙立君[9]探讨了排烟温度、过量空气系数及散热损失对水套炉热效率的影响。梁光川等[10]改进了锅炉热效率计算方法，介绍了改进算法的实际应用。郑炜博等[11]编程比选了水套加热炉热力计算方法，为计算排烟温度等与腐蚀相关的热力参数提供了参考。文中基于现场采集的水套炉运行测试数据，编写了水套炉热力计算程序，理论计算了加热炉排烟温度的影响因素，提出了露点腐蚀防治措施。

1 水套炉运行现状分析

从某采油厂1#～9#水套炉采集露点腐蚀理论计算及分析需要的现场运行测试参数，见表1。

由表1可知，9台水套炉负荷率均低于25%，其中有3台负荷率低于10%。SY/T 6275—2007《油田生产系统节能监测规范》中要求烟气过量空气系数不能高于1.8，排烟温度不能高于200℃[12]。而现场水套炉实际过量空气系数普遍偏高，最高达到2.9；排烟温度大都较低，其中有4台低于100℃。烟气中有含有一定量的SO2，存在酸腐蚀隐患[13]。由此可以初步推断，排烟温度低、负荷率小、过量空气系数大以及燃料含硫可能是造成水套炉烟管腐蚀的重要原因。

2 水套炉计算编程及验证

2.1 影响因素分析

水套炉（图1）主要由燃烧设备和传热部件组成，传热部件包括火筒、烟管及盘管[12]。水套炉工作时，燃烧器燃烧产生的热烟气先通过火筒辐射放热、再流经多根截面较小的烟管对流放热，加热壳体下部分的液态水。水蒸发的蒸汽加热壳体上部盘管中的油气等介质，水蒸气放热后凝结成水落回水层中。

图1 水套加热炉结构示图

表1所列的烟气中CO含量很低，说明燃料可以充分燃烧，因此决定排烟温度（露点腐蚀）的是传热过程。排烟温度与烟气露点温度是理论计算及深入分析的核心内容。利用传热原理及模型，可研究排烟温度随负荷率、过量空气系数等的变化规律。根据燃料含水、含硫及含灰量等参数，运用露点温度计算模型可计算露点温度。

2.2 计算程序设计

水套炉排烟温度及露点温度计算程序框图见图2。首先进行烟气露点温度计算，即运用烟气露点温度经验模型，根据给定的燃料成分、燃料低位热值进行计算。然后基于盘管结构、被加热介质的流量及温度、污垢热阻进行盘管热平衡与传热计算，得出水浴温度与水套炉负荷率的关系，为计算排烟温度奠定基础。基于水浴温度、水套炉负荷率及水套炉火筒烟管结构等，进行水套炉火筒及烟管的热力校核计算，最终得到排烟温度与水套炉负荷率的关系。计算完成后，进行排烟温度与烟气露点温度的比较，确定出该工况是否会出现露点腐蚀问题。

图2 水套炉热力计算及露点温度计算程序框图

2.3 程序验证

水套炉排烟温度及露点温度计算过程比较复杂，运用计算机C语言将计算思路编写成应用程序可以提高计算的准确性和计算速度。在编写出程序后，对计算程序的准确性进行验证。验证过程为，选用2台额定功率分别为200 kW及50 kW的水套炉，将其设计书中的炉体结构参数、燃料和介质数据输入程序，计算水浴温度、热效率及排烟温度，将计算值与设计值进行对比，结果见2。从表2可以看出，3个对比指标相对误差绝对值最大为2.04%，最小为1.25%，符合度均很好，说明计算程序可靠。

表2 水套炉设计值与程序计算值对比

3 水套炉露点腐蚀原因探讨

3.1 负荷率对排烟温度的影响

3.1.1 理论公式分析

对于水套炉而言，加热负荷就是盘管传热量，计算如下。

式中，Qpg为盘管传热量，kW；Kpg为盘管内工质与管外水蒸气间的传热系数，kW/(m2·K)；Spg为盘管传热面积，m2；Ts为水蒸气（水浴）温度，Tgz为盘管内工质的平均温度，K。

对于给定的水套炉，传热面积Spg和被加热工质的温度是定值，传热系数Kpg变化也不大，应用式（1）进行分析可知，当水套炉负荷增大，即传热量Qpg增大时，水浴温度Ts随之增大，这意味着水套炉为盘管供应的水蒸气的温位更高。

对于水套炉，加热负荷等于火筒与烟管向水浴的传热量，用对流传热公式粗略计算如下：

式中，Qhy为火筒和烟管传热量，kW；Khy为火筒和烟管传热系数，kW/(m2·K)；Shy为火筒和烟管传热面积，m2；T11为燃料理论燃烧温度，Tpy为排烟温度，K。

由式（2）可知，因理论燃烧温度Tll和传热面积Shy不变，而传热系数Khy随负荷变化较小，再考虑水浴温度Ts随负荷增加而增大，所以需要显著提升排烟温度Tpy，才能实现负荷的增大。

3.1.2 计算程序分析

为了准确描述水套炉负荷对排烟温度的影响，针对额定功率200 kW、以收到基含硫量为0.8%的燃油（Sar=0.8）为燃料的水套炉，应用编写的计算机应用程序计算排烟温度和露点温度，将数据绘制成排烟温度、露点温度随负荷率变化曲线，结果见图3。图3中，露点温度td采用式（3）进行计算[14-15]：

图3 水套炉排烟温度和露点温度随负荷率变化曲线

由图3可以看出，排烟温度随着负荷率的增大而增大，与理论分析是一致的。露点温度受负荷率的影响较小。在负荷率为26%时，排烟温度等于露点温度，若负荷再进一步降低，排烟温度将低于露点温度，发生露点腐蚀。因此，水套炉实际运行时，一定要保证负荷率不能过低，或者采取必要措施，避免露点腐蚀发生。

3.2 过量空气系数对排烟温度的影响

3.2.1 理论公式分析

表1测得数据显示，过量空气系数可能与排烟温度有一定关系，如果过量空气系数增大会导致排烟温度降低，那么过量空气系数就是影响露点腐蚀的重要因素。由式（2）可知，在负荷一定时，水浴温度Ts不变，过量空气系数引起排烟温度的变化，需借鉴单位质量参与燃烧燃料的理论温度计算式分析[16]：

3.2.2 计算程序分析

通过编程计算结果曲线图进一步分析过量空气系数对排烟温度的影响。额定功率200 kW水套炉排烟温度随过量空气系数的变化曲线见图4，可以看出过量空气系数严重影响排烟温度，两者几乎呈正比关系，过量空气系数越大，排烟温度越高。由此看来，表1中的较大过量空气系数不是导致露点腐蚀的参量，反而是避免露点腐蚀的因素。

图4 200 kW水套炉排烟温度随过量空气系数变化曲线

3.3 火筒烟管传热面积对排烟温度的影响

火筒和烟管承担着将烟气的热量传递给水的任务，即加热负荷，两传热部件的面积对传热过程有极大影响。从式（2）可以看出，在给定热负荷下，传热面积增加，传热温差就要减小；热负荷恒定，水浴温度不变，烟气平均温度就必须降低；理论燃烧温度又不变，所以排烟温度必然要降低。因此，增大火筒和烟管传热面积会降低排烟温度。

针对额定功率200 kW水套炉，应用编写的计算程序计算传热面积与排烟温度，将计算结果绘制成排烟温度随传热面积变化曲线，见图5。从图5可以看出，计算出的排烟温度随传热面积增大而减小，这与上述理论分析结果一致。因此，为了确保排烟温度不低于酸露点温度，水套炉就需有足够大的传热面积。从另一个角度说，表1中部分水套炉传热面积相较于加热负荷明显偏大，因而导致排烟温度过低，出现了露点腐蚀情况。

图5 200 kW水套炉排烟温度随传热面积变化曲线

4 水套炉露点腐蚀防治策略

通过前面的研究发现，水套炉热负荷率越低，对应的排烟温度也越低；过量空气系数越低，对应的排烟温度越低；烟管传热面积越大，对应的排烟温度越低。这说明，这3个因素都可能导致水套炉酸露点腐蚀的发生。在这3个因素中，负荷率是无法任意调节的，由现场加热需求决定。因此，为了避免露点腐蚀，可以通过对过量空气系数和烟管传热面积的调控来提升排烟温度，使其高于露点温度。

4.1 临界过量空气系数

从表1可以看出，低负荷运行已经是水套炉的运行常态。在烟管传热面积和过量空气系数不变的情况下，负荷率低至一定程度时，排烟温度与露点温度相等，如果负荷进一步降低，则必然发生低温露点腐蚀。前面的研究表明，过量空气系数与排烟温度呈正相关关系，则可通过提高过量空气系数提升排烟温度，弥补负荷下降引起的排烟温度降低。因此，一定存在一组或多组负荷率与过量空气系数配组合，能保证排烟温度不低于露点温度，将此时的过量空气系数定义为临界过量空气系数。

针对额定功率200 kW水套炉，应用编写的计算程序计算水套炉在热负荷率在12%～108.3%、过量空气系数在1.1～2.2条件下的排烟温度，结果见表3。根据燃料的硫含量，计算得到烟气露点温度为117.3℃，基于此酸露点温度和表3的计算结果，在表3中划出了1条用虚线表示的界区线，虚线上部区域的排烟温度均低于露点温度，处于腐蚀区域；虚线下部区域的排烟温度高于露点温度，处于安全区域。

表3 不同热负荷率及过量空气系数下200 kW水套炉排烟温度 ℃

由表3可以发现，临界过量空气系数与负荷率是相关联的，负荷率越低，临界过量空气系数越大，将两者进行关联拟合，得到临界过量空气系数随热负荷率变化曲线，见图6。此拟合关系曲线可以作为一个参考用于指导水套炉的生产操作。根据已知热负荷率，应用此拟合关系曲线确定临界过量空气系数，调节过量空气系数大于临界值，即可避免露点腐蚀的发生。

图6 200 kW水套炉临界过量空气系数随热负荷率变化曲线

4.2 临界烟管传热面积

水套炉的火筒和烟管传热面积在设计时已经确定好，实际应用中是不能随意改变的。当运行负荷低于设计值时，就会出现传热面积相对过剩导致的排烟温度过低和进一步的烟气酸露点腐蚀现象。虽然炉体的传热面积不能改变，但是可以设法封堵一部分烟管，不让烟气流过所有烟管，这就等同于减小了传热面积。根据传热面积与排烟温度的反相关关系可知，减小传热面积能提升排烟温度，因此可以推断，对于特定的加热负荷，一定存在类似于临界过量空气系数、可以确保排烟温度高于露点温度的临界传热面积。

针对额定功率200 kW水套炉，应用编写的计算程序计算水套炉在热负荷率在12%～108.3%、烟管传热面积在21～31 m2条件下的排烟温度，结果见表4。基于117.3℃的酸露点温度和表4的计算结果，在表4中划出了1条用虚线表示的界区线，虚线上部区域为腐蚀区域，虚线下部区域为安全区域。

从表4可以看出，临界传热面积与负荷率呈现正相关关系，负荷率越高，临界传热面积越大。绘制两者之间的关系规律，得到临界传热面积随热负荷率变化曲线，结果见图7。此拟合关系曲线可以作为一个参考用于指导水套炉的生产操作。运行人员只需根据负荷率计算出临界传热面积，据此决定封堵烟管数量，使得传热面积小于临界值，就可以确保烟管不发生露点腐蚀。

表4 不同热负荷率及烟管传热面积下200 kW水套炉排烟温度 ℃

图7 200 kW水套炉临界烟管传热面积随负荷率变化曲线

5 结论

对水套炉测试数据的分析发现，低负荷、高过量空气系数、低排烟温度运行是普遍存在的现象，存在极大的露点腐蚀隐患。为了从理论上分析负荷率、过量空气系数及火筒烟管传热面积对排烟温度的影响，以及提出切实可行的露点腐蚀防治策略，编写了水套炉热力及露点计算程序，研究得到的结论有：

（1）水套炉的负荷率降低、过量空气系数减小、火筒烟管传热面积增加，均会引起排烟温度的降低，当其低于烟气露点温度时，尾部受热面就会发生露点腐蚀。

（2）鉴于负荷率不是人为可控量的现实，只能调整过量空气系数和烟管传热面积，以确保排烟温度不低于露点温度。为此，提出了临界过量空气系数与临界烟管传热面积的概念。在一定的负荷下，运行的过量空气系数大于临界值，或者烟管传热面积小于临界值，即可以防止露点腐蚀。

（3）因露点温度与燃料组分有关，不同的水套炉设计参数也不同，所以临界过量空气系数和临界烟管传热面积的大小因情况而异。本文提出的这2个概念，拓展了防治露点腐蚀的思路，对指导水套炉安全运行有重要意义。