赵庆来 赵金昕

（1.大庆油田有限责任公司第六采油厂；2大庆石油管理局公共汽车公司）

1 加热炉优化可行性分析

某转油放水站有加热炉4台，其中掺水炉2台、掺水热洗两用炉2台，为某区块11座计量间77口抽油机井、103口螺杆泵井掺水、热洗。平均井距在1.1 km左右，其中有87口井距转油站2 km以上。实测平均单井掺水量0.7 m3/h，夏季平均温降2～3℃。站内消耗天然气量冬季1.7×104m3/d，夏季1.5×104m3/d。2台掺水炉，冬季掺水温度63℃，夏季掺水温度55℃。通过录取加热炉运行参数，采用KN950便携式烟气分析仪检测的结果可知，加热炉最大负荷率为39.18%，热效率为73.38%。4台加热炉热负荷较低，某空气系数、排烟温度明显超过GB/T 31453—2015《油田生产系统节能监测规范》 中规定的评价指标限定值（表1）。

通过数据分析确定以下措施：对加热炉运行数量优化，提高加热炉负荷率，停运1台掺水炉，运行3台加热炉；对加热炉运行中空气系数、排烟温度进行参数优化，提高加热炉热效率[1]。

2 加热炉优化运行措施及其效果

2.1 增大加热炉运行负荷率

分析认为，1#、2#、3#加热炉负荷不足是造成效率低的主要原因之一。低负荷运行时，加热炉火管温度低，燃烧反应速度减小，炉管换热能力低于设计值，相应增加了加热炉散热损失比重，造成加热炉运行效率下降[2]。为提高加热炉负荷率，确定停运1台加热炉，运行3台加热炉。

在停运1#加热炉前1周内对站内耗气量进行计量。站内4台加热炉共用1块燃气流量计，日平均消耗天然气1.45×104m3。6月28日15时停运1#加热炉。29日9时，对2#、3#加热炉进行效率测试，并开始记录天然气表底数，连续运行2天，日消耗天然气1.41×104m3（假设4#炉运行状态不变）。测试结果表明：停运1#加热炉后，2#、3#炉负荷率显著提高，热效率也相应提高，但耗气量变化不大，节气效果并不明显。分析原因认为：2#炉已经清洗除垢运行15个月，炉管内部又存在着结垢现象，提温缓慢，而且排烟温度高，影响传热效果，建议管理部门对其进行炉管清洗作业；而1#炉刚清洗5个月，结垢较轻，因此决定运行1#加热炉，停运2#加热炉，并进行现场负荷率及炉效测试（表2）。

6月30日15时起停运2#加热炉。7月1日9时，对1#、3#加热炉进行效率测试，1#炉负荷率由39.18%提高到64.25%，热效率由73.38%提高到79.46%；3#炉负荷率由38.8%提高到66.64%，负荷率与热效率都有明显提高。对比加热炉总耗气量，日平均消耗天然气1.13×104m，日节气0.4×104m3，达到优化效果（表3）。

2.2 优化加热炉运行空气系数、排烟温度

对比表3与表1可以看出，1#、3#加热炉负荷率提高，空气系数、排烟温度都上升，针对加热炉空气系数值，进行现场摸索。通过手动调节燃烧器风门开度，多次测试空气系数、排烟温度、加热炉的热效率，分别绘制1#、3#加热炉空气系数与热效率关系曲线（图1）。

表1 加热炉运行状态测试

表2 2#、3#加热炉运行状态测试

表3 1#、3#加热炉优化前测试

表4 1#、3#加热炉优化后测试

图1 空气系数与加热炉热效率关系

由图1可知，2台加热炉空气系数α在1.2～2.0时，热效率达到最佳值。α低于1.1时，随着α的降低，加热炉热效率不断降低，且变化较快。α大于2.0时，随着α的增大，加热炉热效率总趋势是不断降低的[3]。调整空气系数，排烟温度也相应变化。通过协调燃烧器厂商对空燃比进行修正，并通过调节加热炉烟囱挡板的位置，摸索出空气系数平衡点[4]。当挡板开度为28°～50°时，排烟温度达到最佳值，虽然没达到节能限定值要求，但热效率得到明显提升。根据监测结果显示，排烟温度在200℃左右时，1#、3#加热炉热效率达到最大值（表4）。

3 经济效益

通过对某转油站加热炉负荷率、空气系数、排烟温度优化运行，加热炉出口温度保持55～60℃，满足油田正常生产需求。截至2016年9月26日，共计运行85天，日节天然气0.4×104m3。天然气价按照0.6元/m3估算，节约成本20.4×104元。

目前油田有多座转油站加热炉，夏季都存在低负荷运行的状况，在满足生产的情况下，可推广实施优化启停数量，实现节能降耗的目的。

4 结论

1）通过对某站加热炉运行数量优化，在满足生产需求的前提下，实现运行负荷率和热效率的提高。油田有多座转油站加热炉，采取加热炉优化运行技术措施可实现节气的目的。

2）加热炉烟气实时监测，修正空燃比和调节烟囱挡板位置，优化加热炉运行参数，提高加热炉运行负荷率和热效率[5]。

3）各站加热炉自身存在着个体的差异，因此在优化启停运行时，应选择提温快、传热效果好、效率高的加热炉优先运行[6]。