魏江東 惠熙祥 顧利民 解紅軍 林冉 呂亳龍

（中國石油規(guī)劃總院）

中國石油勘探與生產(chǎn)分公司是中國石油集團公司的耗能大戶，能耗總量約占集團公司的43%，而加熱爐是油氣田生產(chǎn)的重要耗能設備，主要分布在油氣井口、計量站、接轉(zhuǎn)站、聯(lián)合站以及天然氣處理廠[1]，總數(shù)量達到2萬余臺，年耗能量達到400×104t標準煤。由于油氣生產(chǎn)的特點，加熱爐工作環(huán)境惡劣，被加熱介質(zhì)復雜，運行負荷多變，管理難度大，并且存在設備老化、自動化水平低等問題，導致加熱爐熱效率平均效率僅有80%左右[2]。

1 加熱爐存在問題分析

爐總數(shù)量的46%。這些加熱爐結(jié)構(gòu)簡單，運行熱效率僅為40%～60%，影響了加熱爐整體平均效率[3]。并且，由于油氣田生產(chǎn)用熱需求具有顯著的季節(jié)性，即冬季高、春秋低，夏季部分加熱爐停運，運行負荷季節(jié)性波動較大，且加熱爐建設安裝時一般按最大負荷設計。隨著區(qū)域性產(chǎn)量遞減以及采出液含水率上升，用熱負荷降低，導致加熱爐“負荷不足”問題凸顯，加熱爐熱效率下降。從油氣田加熱爐普測結(jié)果（圖1）看出，加熱爐運行負荷率控制在50%～90%時較為合理，而加熱爐平均運行負荷率僅為41.5%。

1.1 設備老化嚴重，新度系數(shù)低

油氣田在用加熱爐使用時間超過20年的占9%，使用時間10～20年的加熱爐占29%。在油氣田上大量使用的水套爐和火筒爐新度系數(shù)僅有0.45，相變加熱爐新度系數(shù)也只有0.61。這些老舊加熱爐多存在換熱面結(jié)垢嚴重、保溫層脫落、承壓件和煙筒腐蝕等問題，不但運行熱效率遠低于新加熱爐，還容易發(fā)生鼓包、穿孔等安全事故。

1.2 單機功率小，運行負荷率低

油氣田加熱爐分布點多、面廣、單機容量小，加熱爐裝機容量小于0.4 MW的占總數(shù)的74.0%，其中井口加熱爐平均功率在150 kW左右，卻占加熱

圖1 油氣田加熱爐監(jiān)測熱效率與運行負荷率關系

1.3 自控水平低，排煙熱損失大

老式的水套爐、火筒爐以負壓燃燒方式為主，為滿足空氣抽力要求，煙囪設計較高，導致煙箱出口處排煙溫度高且煙筒熱損失大；同時，由于加熱爐煙氣換熱系統(tǒng)結(jié)構(gòu)簡單、內(nèi)部積灰結(jié)焦和換熱面介質(zhì)側(cè)結(jié)垢等原因，導致煙氣熱量不能充分換熱，排煙溫度偏高。根據(jù)現(xiàn)場監(jiān)測和計算，加熱爐排煙溫度每升高20℃，爐效就要降低1%；并且，這些加熱爐使用自然吸氣簡易燃燒器，主要以人工手動調(diào)節(jié)閥門的方式控制火焰大小，從技術上無法根據(jù)負荷變化精細調(diào)節(jié)配風，導致加熱爐空氣系數(shù)高，大量空氣被無效加熱，進一步加大了排煙熱損失[4]。根據(jù)現(xiàn)場監(jiān)測和計算，空氣系數(shù)每增加0.1，加熱爐熱效率降低0.56%。

1.4 運行參數(shù)調(diào)整及運行管理欠缺

由于油氣田加熱爐安裝區(qū)域分散，工作條件惡劣，管理難度較大，且存在一定程度上的粗放管理，導致加熱爐運行參數(shù)沒有隨著負荷量、氣候及燃燒情況進行及時和動態(tài)調(diào)整，設備不能始終在經(jīng)濟高效工作區(qū)運行；出現(xiàn)問題未能及時維修、維護，也一定影響了加熱爐效率[5]。

2 加熱爐提效技術研究

2.1 研發(fā)新型加熱爐

1）“殼程長效相變加熱爐”。對被加熱介質(zhì)走殼程的加熱爐，采用分體式結(jié)構(gòu)，換熱殼內(nèi)設置在線機械清淤除垢機構(gòu)（刮板毛刷），對換熱面介質(zhì)側(cè)進行在線清淤，可用于替代泵前加熱爐或低壓力等級加熱爐。

2）“高效盤管式相變加熱爐”。對被加熱介質(zhì)走管程的加熱爐，采用單體臥式結(jié)構(gòu)，在換熱盤管內(nèi)應用在線周期性通球方法除去換熱盤管內(nèi)壁的垢質(zhì)和淤積物，可用于替代泵后加熱爐以及高壓力等級加熱爐。這兩種加熱爐設計效率超過90%，在大慶油田安裝應用并運行一段時間后進行測試，熱效率可長期保持在85%以上，尤其適用于聚合物驅(qū)、三元復合驅(qū)等化學驅(qū)開發(fā)方式的區(qū)塊。

3）“冷凝式加熱爐”。在加熱爐煙道中設置煙氣冷凝換熱器，吸收煙氣余熱中的顯熱和汽化潛熱，預熱被加熱介質(zhì)并降低排煙溫度，關鍵部件采用不銹鋼材質(zhì)，解決了低溫腐蝕問題。加熱爐設計效率為93%，在冀東油田進行應用，運行熱效率超過90%，排煙溫度可降低到50℃，適合在各油氣站場使用。

4）“反燒式一體化井口加熱爐”。改變了原有井口加熱爐簡單化設計，采用立式結(jié)構(gòu)，設置主、副火筒，副火筒采用煙管結(jié)構(gòu)，煙氣到達火筒頂部后經(jīng)副火筒向下流動，到達底部后經(jīng)煙筒排出。這種結(jié)構(gòu)設計增強了煙氣與被加熱介質(zhì)的換熱，大大提高了井口加熱爐效率，可應用于區(qū)塊優(yōu)化、平臺集中加熱輸油、偏遠井單管熱輸?shù)裙に嚒?/p>

2.2 優(yōu)化用熱負荷，消減井口加熱爐

開發(fā)了油氣集輸系統(tǒng)用熱優(yōu)化軟件，開展了不同工況和原油物性下不加熱集油邊界條件試驗研究。根據(jù)研究，對含水率較高的油井直接停用井口加熱爐；對三管伴熱等高耗能工藝流程進行改造，推廣單管不加熱集油工藝；合并計量站、接轉(zhuǎn)站等小站的低負荷加熱爐；聯(lián)合站內(nèi)提高一段脫水效果，高含水期實施加熱前預脫水，降低整體用熱需求[6]。

2.3 實施加熱爐設備提效技術改造

篩選加熱爐提效技術，開展技術評價和集成技術研究，并在各油田推廣實施。針對空氣系數(shù)高的加熱爐，應用全自動燃燒器，并配置比例調(diào)節(jié)控制器；較大功率的加熱爐配套安裝煙氣在線監(jiān)測系統(tǒng)，及時調(diào)節(jié)空燃比；負壓燃燒的加熱爐選用自動配風的燃燒器。針對排煙溫度高的加熱爐，及時采取清除垢和除灰措施，涂刷遠紅外涂料，提高傳熱效率；較大功率的加熱爐尾部配置余熱回收系統(tǒng)；對于結(jié)垢特別頻繁的加熱爐，應用機械式自動除垢裝置或可抽式煙火管技術。

2.4 制定加熱爐標準、規(guī)范和管理規(guī)定

完善油氣田用加熱爐能耗測試和評價標準，制定加熱爐經(jīng)濟運行規(guī)范、操作規(guī)程、設計選型指南，油氣集輸系統(tǒng)用熱技術導則和油氣田加熱爐提效技術應用指南等標準、規(guī)范和指導性文件，開發(fā)加熱爐和注汽鍋爐熱效率在線監(jiān)測技術。根據(jù)生產(chǎn)工況和季節(jié)變化，及時調(diào)整加熱爐運行參數(shù)，定期清淤、清垢、除灰，配備能源計量儀表，實現(xiàn)加熱爐的精細化管理。

3 加熱爐提效工程實施

按照“摸清現(xiàn)狀、確定目標、指標分解、科研攻關、工程實施、監(jiān)測評價”的總體工作思路，在各油氣田進行了“優(yōu)化核減、設備更新、技術改造和運行管理”四大提效工程。通過用熱負荷優(yōu)化，消減加熱爐1500余臺，對老舊加熱爐實施整體更換1000余臺，對自動化水平低、排煙溫度高的加熱爐實施提效技術改造3000余臺，采取調(diào)參、維修、維護等管理提效措施1.4萬臺次。工程實施后油氣田加熱爐平均排煙溫度下降了6.5℃，空氣系數(shù)下降了0.6，負荷率提高了8.3個百分點，加熱爐整體熱效率提高了5.3個百分點。

4 結(jié)論

通過技術應用和工程實施，各油氣田合計實現(xiàn)節(jié)能27×104t標準煤，減少CO2排放51×104t，創(chuàng)經(jīng)濟效益3.3×108元，保障了油氣田企業(yè)實現(xiàn)持續(xù)、綠色發(fā)展，有力支撐了集團公司節(jié)能目標的實現(xiàn)。下一步將加快科技成果轉(zhuǎn)化應用，在設備采購過程中強化源頭控制，持續(xù)優(yōu)化和降低用熱負荷，加強集輸系統(tǒng)余熱利用，促進油氣田熱力系統(tǒng)效率整體不斷提升。