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摘要：分析了火筒式加热炉损坏的主要原因，研究火筒炉烧损机理及试验效果。相变真空加热炉使用中存在结垢、维修困难等制约生产管理的难题，采取了防护技术措施，并提出了生产管理方面的建议。
关键词：火筒炉；真空炉；损坏；除垢
中图分类号：TE963 文献标识码：A 文章编号：
一、原因分析
（1）由于火管局部高温造成的火管鼓包烧损。因火管鼓包烧损大修最大，因烟火管等构件腐蚀维修较少，因烟火管或封头结合部开裂等其它原因维修最少。转油站掺水、热洗二合一炉管烧损频繁，有的加热炉陆续出现火管鼓包现象，均为火筒耐火砖出口内外烧损。统计A油田脱水外输系统（加热低含水原油）运行加热炉，多数为火筒式结构，其中运行时间较长，炉体已严重老化。由于火筒炉是炉体正压炉，被加热原油与火源只有火筒筒壁间隔，一旦发生筒体损坏，原油直接向火筒内泄漏接触火源，极易造成着火或爆炸事故。
（2）由于硫酸露点腐蚀、高腐蚀性污水腐蚀、垢下腐蚀等造成的烟火管内外壁腐蚀损坏。
（3）由于焊缝未焊好或腐蚀造成的构件结合部开裂。
针对二合一火管烧损问题，进行了深入分析研究，并对损坏火筒材质进行了检测，排除了钢材质量问题；与燃烧器生产厂家进行结合，研究了解燃烧器基本结构、火焰燃烧形状、火筒受热状态等。火管烧损破裂是因为较长时间的过热运行，使材料的热强性能降低发生蠕变引起破裂。（一般低碳钢在315℃以上就达到屈服点，450℃以上就开始蠕变，根据GB713和GB6654，火筒材质普遍采用的20G和20R钢材，其最高允许使用温度上限分别为450℃和475℃。）加热炉火管耐火砖出口处最易造成烧损，此处炉管屈服强度最小，钢材力学性能衰减最大，分析主要有两方面原因造成损坏：首先新型燃烧器与原火管设计结构不配套，火筒式加热炉炉管长径比大，目前A油田普遍使用的新型高效燃烧器火焰组织长度较短，燃烧放热集中，火焰中心温度过高，造成炉管局部热流密度过高。其次是加热炉加热过程中在火管壁上沉积大量的垢和泥沙等悬浮物，形成隔热层，使火管受热面局部位置超温。
试验一：对某站进行了火筒内壁温度测试试验，现场运行工况及录取数据。
试验条件：加热炉进口温度35℃，加热介质流量40m3/h（现场掺水流量计计量，单台加热炉运行），试验时间3小时。
测试点：A点—左侧火筒耐火砖内0.2m内壁温度（℃）；B点—左侧火筒耐火砖外0.2m内壁温度（℃）。见图1和表1。
图1 某站加热炉火筒内壁温度测试点分布示意图
表1火筒内壁温度测试现场数据统计表
实验表明，加热介质流量稳定运行工况下，火筒内壁高温测试点温度接近钢材许用温度上限时（465.4℃），炉出水温度较低，证实此类燃烧器火焰短、粗特点与炉管不匹配，燃烧过于集中造成局部高温。
试验二
为充分对比验证，于同站同炉更换了老式燃烧器，并增加测温点1处，进行了火筒内壁温度测试试验，现场运行工况及录取数据。
试验条件：加热炉进口温度35℃，加热介质流量40m3/h，试验时间3小时。
测试点：A点—左侧火筒耐火砖内0.2m内壁温度（℃）；B点—左侧火筒耐火砖外0.2m内壁温度（℃）；C点—左侧火筒耐火砖外1.1m内壁温度（℃）；见图2和表2。
圖2某站加热炉火筒内壁温度测试点分布示意图
表2加热炉火筒内壁温度测试现场数据统计表
对比表明，相同加热介质流量工况下，安装老式燃烧器后，火筒内壁高温测试点温度接近钢材许用温度上限时（444.6℃），炉出水温度高于高效节能燃烧器。证实老式加热炉燃烧器的长、细火焰特点更适用于二合一火筒结构。
二、真空相变加热炉运行问题分析
A油田真空相变加热炉有一体式和分体式，经现场调研，运行问题主要有四个方面：
（1）因加热污水水质差，换热管程结垢严重，炉效、炉温不满足生产需要。目前油气集输系统生产用真空炉主要为外输炉、热洗炉和掺水炉，其中热洗炉问题突出，进行酸洗除垢后出口温度可达80℃以上，但短期运行后炉出口温度下降幅度较大，甚至低至70℃以下，达不到生产要求。
（2）因设备质量不过关，附属自控系统易出故障，需由厂家专业人员进行维修，依赖性较强。
（3）按照真空炉的构造特点，每年应由专业队伍进行一次系统检修，但由于检修费用及厂家服务原因，做不到一年检修一次；
（4）真空炉对气源质量要求高，使用湿气时附属元件易损坏，更新费用高。
三、加热炉防护技术
（1）防烧损技术。针对油田加热炉的运行状况及结构特点，研究设计了引射式辐射管，并对其热工特性进行了试验。安装使用引射式辐射管后，加热炉火筒壁面热流密度的分布明显均匀，局部热负荷最高值显著降低，缓解了热量集中于上部释放的现象，降低了火管烧损鼓包的可能性。此外，经测试，使用辐射管后，加热炉排烟温度平均下降20-30℃，加热炉炉效提高5％以上，降低火筒炉炉管烧损几率。
（2）防腐蚀技术。优选了高品质涂料，利用防护涂层的化学惰性和抗结垢性能，起到高效耐蚀作用，同时使含油污水中的结垢物不易粘附在涂层表面。应用表明，火管外壁涂层仍基本完好，未发生明显的腐蚀状况，火筒外壁涂层保存率高，腐蚀状况缓解。涂刷高效防腐防垢涂料，延缓构件腐蚀速度。
（3）防垢技术。在常规化学药剂除垢、加强清淤管理、加密清炉次数的基础上，逐步应用具有良好效果的除防垢装置。现场勘察，无明显结垢，说明此除防垢装置除防垢效果较好。
四、加热炉防护技术改进及建议
1.1脱水加热炉改进
相变真空炉采用水套蒸汽换热方式，原油在管程内流动，且与燃烧段分开，即使腐蚀泄漏，也只能流入中间热水腔体而不会被引燃，因此加热低含水原油时安全性较高。A地区采用相变真空炉加热低含水原油，运行状态基本良好。真空炉设计为管程换热结构，被加热介质需要炉前保证一定压力以克服管程摩阻，油田现场生产工艺中，脱水站一段游离水出口压力0.2～0.3MPa，低含水原油经真空炉加热升温，压损一般在0.02MPa，后端电脱水器运行压力处于0.2～0.25MPa范围内，可保证正常运行。脱水站一段运行压力较高，具备脱水泵升压功能，均可直接将现有火筒式脱水炉更换为真空炉。
1.2加热炉运行管理建议
（1）加强加热炉的日常运行、检查、修理管理力度，严格执行操作、保养规程，制定合理有效的管理措施，建立加热炉定期检查维修信息表，形成管理基础信息档案，为加热炉的安全平稳运行提供有效的参考依据。
（2）加强加热炉清淤、收油管理，达到有效清淤防垢防护目的。
（3）鉴于短期内A油田仍将使用火筒炉加热低含水原油，建议管理、安全部门加强重点部位加热炉定期检测，发现问题及时处理，降低安全隐患。
（4）相变真空炉配套控制、监控系统时有损坏，出现故障后均需由厂家维修服务，但目前厂家不固定，售后服务不及时，影响正常生产，建议厂内成立专业维修队伍。
五、结束语
油田加热炉在内外腐蚀介质、燃烧器匹配不当及沉积垢物的综合作用下，造成了火管、烟管及烟筒的损坏和热效率的下降。通过对加热炉损坏机理的研究，提出了延缓加热炉损坏、结垢的技术对策，达到降低加热炉损坏比率，并提高加热炉热效率的目的，综合应用各种加热炉防护技术，将加热炉损坏和能耗降到最低，可实现油田加热炉安全生产、节能降耗。
参考文献：
[1] 冯叔初，郭揆常.油气集输[M].东营：石油大学出版社，2004.
关键词：火筒炉；真空炉；损坏；除垢
中图分类号：TE963 文献标识码：A 文章编号：
一、原因分析
（1）由于火管局部高温造成的火管鼓包烧损。因火管鼓包烧损大修最大，因烟火管等构件腐蚀维修较少，因烟火管或封头结合部开裂等其它原因维修最少。转油站掺水、热洗二合一炉管烧损频繁，有的加热炉陆续出现火管鼓包现象，均为火筒耐火砖出口内外烧损。统计A油田脱水外输系统（加热低含水原油）运行加热炉，多数为火筒式结构，其中运行时间较长，炉体已严重老化。由于火筒炉是炉体正压炉，被加热原油与火源只有火筒筒壁间隔，一旦发生筒体损坏，原油直接向火筒内泄漏接触火源，极易造成着火或爆炸事故。
（2）由于硫酸露点腐蚀、高腐蚀性污水腐蚀、垢下腐蚀等造成的烟火管内外壁腐蚀损坏。
（3）由于焊缝未焊好或腐蚀造成的构件结合部开裂。
针对二合一火管烧损问题，进行了深入分析研究，并对损坏火筒材质进行了检测，排除了钢材质量问题；与燃烧器生产厂家进行结合，研究了解燃烧器基本结构、火焰燃烧形状、火筒受热状态等。火管烧损破裂是因为较长时间的过热运行，使材料的热强性能降低发生蠕变引起破裂。（一般低碳钢在315℃以上就达到屈服点，450℃以上就开始蠕变，根据GB713和GB6654，火筒材质普遍采用的20G和20R钢材，其最高允许使用温度上限分别为450℃和475℃。）加热炉火管耐火砖出口处最易造成烧损，此处炉管屈服强度最小，钢材力学性能衰减最大，分析主要有两方面原因造成损坏：首先新型燃烧器与原火管设计结构不配套，火筒式加热炉炉管长径比大，目前A油田普遍使用的新型高效燃烧器火焰组织长度较短，燃烧放热集中，火焰中心温度过高，造成炉管局部热流密度过高。其次是加热炉加热过程中在火管壁上沉积大量的垢和泥沙等悬浮物，形成隔热层，使火管受热面局部位置超温。
试验一：对某站进行了火筒内壁温度测试试验，现场运行工况及录取数据。
试验条件：加热炉进口温度35℃，加热介质流量40m3/h（现场掺水流量计计量，单台加热炉运行），试验时间3小时。
测试点：A点—左侧火筒耐火砖内0.2m内壁温度（℃）；B点—左侧火筒耐火砖外0.2m内壁温度（℃）。见图1和表1。
图1 某站加热炉火筒内壁温度测试点分布示意图
表1火筒内壁温度测试现场数据统计表
实验表明，加热介质流量稳定运行工况下，火筒内壁高温测试点温度接近钢材许用温度上限时（465.4℃），炉出水温度较低，证实此类燃烧器火焰短、粗特点与炉管不匹配，燃烧过于集中造成局部高温。
试验二
为充分对比验证，于同站同炉更换了老式燃烧器，并增加测温点1处，进行了火筒内壁温度测试试验，现场运行工况及录取数据。
试验条件：加热炉进口温度35℃，加热介质流量40m3/h，试验时间3小时。
测试点：A点—左侧火筒耐火砖内0.2m内壁温度（℃）；B点—左侧火筒耐火砖外0.2m内壁温度（℃）；C点—左侧火筒耐火砖外1.1m内壁温度（℃）；见图2和表2。
圖2某站加热炉火筒内壁温度测试点分布示意图
表2加热炉火筒内壁温度测试现场数据统计表
对比表明，相同加热介质流量工况下，安装老式燃烧器后，火筒内壁高温测试点温度接近钢材许用温度上限时（444.6℃），炉出水温度高于高效节能燃烧器。证实老式加热炉燃烧器的长、细火焰特点更适用于二合一火筒结构。
二、真空相变加热炉运行问题分析
A油田真空相变加热炉有一体式和分体式，经现场调研，运行问题主要有四个方面：
（1）因加热污水水质差，换热管程结垢严重，炉效、炉温不满足生产需要。目前油气集输系统生产用真空炉主要为外输炉、热洗炉和掺水炉，其中热洗炉问题突出，进行酸洗除垢后出口温度可达80℃以上，但短期运行后炉出口温度下降幅度较大，甚至低至70℃以下，达不到生产要求。
（2）因设备质量不过关，附属自控系统易出故障，需由厂家专业人员进行维修，依赖性较强。
（3）按照真空炉的构造特点，每年应由专业队伍进行一次系统检修，但由于检修费用及厂家服务原因，做不到一年检修一次；
（4）真空炉对气源质量要求高，使用湿气时附属元件易损坏，更新费用高。
三、加热炉防护技术
（1）防烧损技术。针对油田加热炉的运行状况及结构特点，研究设计了引射式辐射管，并对其热工特性进行了试验。安装使用引射式辐射管后，加热炉火筒壁面热流密度的分布明显均匀，局部热负荷最高值显著降低，缓解了热量集中于上部释放的现象，降低了火管烧损鼓包的可能性。此外，经测试，使用辐射管后，加热炉排烟温度平均下降20-30℃，加热炉炉效提高5％以上，降低火筒炉炉管烧损几率。
（2）防腐蚀技术。优选了高品质涂料，利用防护涂层的化学惰性和抗结垢性能，起到高效耐蚀作用，同时使含油污水中的结垢物不易粘附在涂层表面。应用表明，火管外壁涂层仍基本完好，未发生明显的腐蚀状况，火筒外壁涂层保存率高，腐蚀状况缓解。涂刷高效防腐防垢涂料，延缓构件腐蚀速度。
（3）防垢技术。在常规化学药剂除垢、加强清淤管理、加密清炉次数的基础上，逐步应用具有良好效果的除防垢装置。现场勘察，无明显结垢，说明此除防垢装置除防垢效果较好。
四、加热炉防护技术改进及建议
1.1脱水加热炉改进
相变真空炉采用水套蒸汽换热方式，原油在管程内流动，且与燃烧段分开，即使腐蚀泄漏，也只能流入中间热水腔体而不会被引燃，因此加热低含水原油时安全性较高。A地区采用相变真空炉加热低含水原油，运行状态基本良好。真空炉设计为管程换热结构，被加热介质需要炉前保证一定压力以克服管程摩阻，油田现场生产工艺中，脱水站一段游离水出口压力0.2～0.3MPa，低含水原油经真空炉加热升温，压损一般在0.02MPa，后端电脱水器运行压力处于0.2～0.25MPa范围内，可保证正常运行。脱水站一段运行压力较高，具备脱水泵升压功能，均可直接将现有火筒式脱水炉更换为真空炉。
1.2加热炉运行管理建议
（1）加强加热炉的日常运行、检查、修理管理力度，严格执行操作、保养规程，制定合理有效的管理措施，建立加热炉定期检查维修信息表，形成管理基础信息档案，为加热炉的安全平稳运行提供有效的参考依据。
（2）加强加热炉清淤、收油管理，达到有效清淤防垢防护目的。
（3）鉴于短期内A油田仍将使用火筒炉加热低含水原油，建议管理、安全部门加强重点部位加热炉定期检测，发现问题及时处理，降低安全隐患。
（4）相变真空炉配套控制、监控系统时有损坏，出现故障后均需由厂家维修服务，但目前厂家不固定，售后服务不及时，影响正常生产，建议厂内成立专业维修队伍。
五、结束语
油田加热炉在内外腐蚀介质、燃烧器匹配不当及沉积垢物的综合作用下，造成了火管、烟管及烟筒的损坏和热效率的下降。通过对加热炉损坏机理的研究，提出了延缓加热炉损坏、结垢的技术对策，达到降低加热炉损坏比率，并提高加热炉热效率的目的，综合应用各种加热炉防护技术，将加热炉损坏和能耗降到最低，可实现油田加热炉安全生产、节能降耗。
参考文献：
[1] 冯叔初，郭揆常.油气集输[M].东营：石油大学出版社，2004.