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加热炉燃油改燃气在油田中的应用

文档作者：王文江文档来源：新疆石油勘察设计研究院(有限公司)		点击数：	更新时间： 2024年06月16日
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2012年第l期
(总第352期)
节能
ENERGY CONSERVATl0N 一69一
加热炉燃油改燃气在油田中的应用
王文江
(新疆石油勘察设计研究院(有限公司)，新疆克拉玛依834000)
摘要：针对在新疆油田已运行多年的燃油加热炉改造成燃气的工程，介绍改造实施过程及改造前后经
济效益对比、环境污染程度的变化等，提出该改造工艺推广的应用建议。
关键词：加热炉；燃油；燃气；环保；经济
中图分类号：哪32．3+4文献标识码：B文章编号：1004—7948(2012)0l一0069—04
doi：103969／j．issn．1004—7948．2012．01．叭8
引言
为保证原油输送中油品流动性，需消耗大量的
热能对原油进行加热升温。为降低热能消耗，提高
热能利用率，将加热炉由燃油改为燃气是一种有效
手段。
新疆油田公司站库有很多燃油加热设备，若能
改造为燃气加热设备，将在提高经济效益和环境保
护方面取得较好的效益。随着准噶尔盆地天然气
环网的建立，许多泵站具备了使用天然气作为燃料
的条件，可将原油加热炉的燃料由燃油改为燃气。
来气分离调压计量后进入燃烧器，其典型工艺流程
如图1所示。
除液器
1工艺计算
图1典型工艺流程图
加热炉
1．1燃气量确定
单台2500kw加热炉满负荷工作时气量计算
结果为：天然气低发热值35649kJ／m3，加热炉热负
荷2500kw，加热炉热效率O．80／％，加热炉用气量
8000m3／d。
1．2主要设备及功能
1)分离设备。
为了保证输气管道气体的气质要求，在站内设
置分离装置，选用立式分离器，分离从上游管线携
带的游离水、残留的液烃及粉尘。用保证同等分离
效率的流量范围(40％～120％)×设计流量，分离
器参数表如表1所示。
表1分离器计算
操作参数低压气
设计压力／MPa
设计流量／×104m3·d。1
设计温度／℃
选用设备数量／台
操作压力范围／MPa(G)
分离固体粒度／“m
分离液体粒度／斗m
外形
安装环境
分离精度要求压力降控制在o．02MPa以内；
分离固体与液体颗粒的效率同时达到99％，且不
允许出现液体夹带、卷吸、抽吸、二次破碎现象；分
离固体粒度≥10“m；分离液体粒度≥20斗m。
2)调压与计量。
a．调压。
输入干线的连接点应保持稳定的输入压力，并
规定其波动范围，以利于对干线输送的控制。故在
站内设置调压装置，对进入输气管线的气体进行压
力调节，选用自立式调压阀。
b．计量。
站内用天然气计量子系统采用智能旋进流量
计，该流量计集压力、温度、流量传感器及流量积算
0，
一
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万方数据
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仪于一体，可对被测气体进行温度、压力、压缩因子
进行补偿计算，达到精确计量的目的。
3)气体燃烧器。
燃烧器采用进口全自动比例调节燃气燃烧器，
其具备以下优点：
a．燃烧系统应能实现程序点火和切断，具有
燃气压力低、燃气压力高、火焰检测、鼓风压力低等
多项安全联锁保护功能，使整个系统安全可靠。
b．燃烧器采用前混合燃烧方式，燃烧时万一
熄火，火焰检测器立即动作，阻断燃气，继而燃烧停
止。
c．燃烧系统应该匹配燃烧器控制系统，并能
结合氧量分析系统精确地对燃烧状况进行调节，达
到最佳燃烧工况。
d．燃料气系统可实现燃料气的稳压、调节、计
量等功能。
e．燃烧器的输出功率应具有自动调节功能，
根据原油的加热温度自动调节燃烧器输出功率。
￡风机为燃烧器提供助燃空气，并在点炉前
对炉膛进行程序吹扫。
4)安全设施。
该工程新增设备、装置均为露天布置，在分离
器区设置可燃气体检测变送器，进行可燃气体检
测。
1．3工艺特点
1)安全、可靠。
站内设置仪表及站控系统，站控系统由PLc
与操作站组成，操作站为标准PC，监控软件为
Espider 6．5。实现数据采集并上传及管道储运、输
送生产控制、监测、管理一体化。
站内设置可燃气体检测报警系统，建有通道。
站控系统具有(不限于)以下主要的监测功
能：接受和执行控制中心的控制命令，并可独立完
成本站测控任务；过程变量的巡回检测及数据处
理；天然气流量计量管理；上传经选择的数据及报
警信息；显示站运行状态、工艺流程、动态数据，并
可报警、存储、记录、打印。
2)环保。
该工程实施后，加热炉燃烧器将由燃油改为燃
气。原油燃烧产生大量的so：、NOX、cO，天然气
燃烧的主要产物是H：O和CO：，只有少量的硫化
物及氮化物，污染较小。按各站加热克拉玛依原油
的运行状况，分别以原油和天然气为燃料计算燃料
燃烧排放大气污染物，具体如表2所示。
表2燃料燃烧排放大气主要污染物物料衡算表蚝
由表2可以看出，以天然气为燃料比原油为燃
料燃烧排放大气污染物大大减少了。
3)节能。
与燃油燃烧器相比，相同功率的燃气燃烧器的
效率约高2％～3％。单台2500kw加热炉燃气费
用为40．22万元／a，燃油费用为121．75万形a，燃
气比燃油每年约节省81．53万元，符合新疆油田公
司挖潜增效，节约能源，提高能源利用效率和经济
效益的方针政策。
2施工要求
燃气燃烧器成品设备由厂家提供，一般配套提
供供货商的供货范围，包括如下内容。
1)燃气(油)燃烧器及燃料供给系统：包括自
动比例调节式燃气(油)燃烧器、风机、燃烧器烧火
口耐火砖、点火装置、火焰探测器、控制盘、电磁阀、
调(稳)压阀、燃料气(油)压力指示仪表等。
2)配套的仪表、阀门、管线等。
3)供货方应提供符合技术协议和合同要求的
设备，设备到货后由业主负责所有设备的安装，供
货方免费提供现场技术服务。
4)供货方应提供安装、维修燃烧器所需的专
用工具。
因此，建设方只要做好以下相关配套的施工工
作即可。
2．1阀门检验、安装
所有阀门抵达现场后要严格按照规范进行检
验；所有设备抵达现场后，严格按设备制造图纸核
对尺寸及附件，若发现损伤和缺少部件应及时与厂
家联系退换。
阀门配对法兰、螺栓螺母、垫片均由生产厂家
自带，配对法兰、螺栓螺母、垫片要求如下：
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1)阀门所配法兰为带颈对焊法兰，HG／T
20592—2009。
2)螺栓采用全螺纹螺柱，HG／T 20610—2009。
3)垫片采用金属缠绕式垫片，HG／T 20613—
2009。
2．2设备安装要求
流量计及除尘分离器按照质量检验评定标准
中的有关规定就位安装。
2．3管道材料检验、安装
站内管线采用20号无缝钢管，钢管的制造标
准及订货要求按国家标准规范。管件制造标准及
订货要求按国家标准规范。
1)对使用的材料在安装前应按有关规定进行
检验，其性能应符合要求。
2)站内管道安装严格按规定进行施工验收。
3)管道连接应在自然状态下进行，不得强迫
对应，管道焊接处必须按规定进行坡口加工。
4)在组焊前，应对站内管道管内、管端进行清
理，应达到管内无砂、无尘，同时应对坡口及其内表
面用手工或机械进行清理，清除管道边缘100mm
范围内的油、漆、锈、毛刺等污物。
5)焊接施工时，应根据连接件的材质，先进行
试焊以选择适当的焊条。
6)管道组焊过程中，若有下列情况之一的，如
雨天、雪天、风速大于等于8彬s，相对湿度大于
90％，环境温度低于一20℃(不采取措施)，均应禁
止施焊。
7)管道对接焊缝位置的要求：
a．相邻的对接焊缝距离不得小于150mm；
b．管道对接焊缝距离支吊架不得小于50mm，
需要热处理的焊缝距离支吊架不得小于300mm；
c．管道对接焊缝距离弯管起点不得小于
100mm，且不宜小于管子外径。
8)工艺管道上使用的弯头应根据设计订货，
必须采用直口组对焊。
9)施焊时严禁在坡口以外的管壁上引弧；焊
机地线应有可靠的连接方式，以防止和避免地线与
管壁之间产生电弧而烧伤管材。
10)预制好的防腐管段，焊前应对管端防腐层
采用有效的保护措施，以防电弧灼伤。
2．4钢质管道焊接施工要求
1)管道施工前，应做出管道焊接工艺评定报
告，管道的焊接应严格按照该工程批准的焊接工艺
评定报告执行。
2)当环境条件不能满足焊接工艺规程所规定
的条件时，必须按照要求采取措施后才能进行焊
接。
3)阀门焊接过程中应保证阀门密封部位的阀
体温度不超过阀门出厂说明书中规定的温度。
4)施工过程中，对焊工资质认证、焊条干燥、
对口及坡口整形、焊前预热、焊接顺序及层数、焊缝
成型要求、焊后保温等一整套工序应严格按焊接工
艺评定报告中的有关规定和要求执行。
5)站场管道与干线管道相连区段内所有焊
缝，应进行100％的射线探伤检查；站内管道以及
站内和管道干线连接的死口处必须进行100％的
x射线照相检测。
6)不能满足质量要求的焊接缺陷的清除和返
修应符合返修焊接工艺规程的规定，返修仅限一
次，返修后的焊缝应按规程要求进行复检。
2．5焊缝检验
管道对接焊缝应进行100％外观检查。外观
检查应符合下列规定：
1)焊缝焊渣及周围飞溅物应清除干净，不得
存有电弧烧伤母材的缺陷。
2)焊缝允许错边量不超过壁厚的lO％，且不
大于1．6mm。
3)焊缝宽度应为坡口上口两侧各加宽1～
2mm。
4)焊缝表面余高应为。一1．6mm，局部不应大
于3mm且长度不大于50mm。
5)焊缝应整齐均匀，无裂纹、未焊透、气孔、夹
渣、烧穿及其他缺陷。
6)盖面焊道局部允许出现咬边。咬边深度应
不大于管壁厚的12．5％且不超过0．8mm。在焊缝
任何300mm的连续长度中，累计咬边长度应不大
于50mm。
7)焊缝进行100％x射线照相检验，即按《石
油天然气建设工程施工质量验收规范站内工艺管
道工程》(sY4203—2007)中相关内容执行。
万方数据
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2．6管线吹扫
1)管线施工验收完毕后应吹扫，介质采用压
缩空气，空气吹扫。
最小流速不宜小于20Ⅱ∥s且不宜大于40Ⅱ∥s，
吹扫压力不应大于0．30MPa。
2)吹扫前，必须将流量计器、仪表等不允许吹
扫的设备拆下用临时短节代替，待吹扫完毕后复
位。
3)吹扫时，管道中的脏物不得进入设备，设备
吹出的脏物也应避免进入管道。
4)吹扫时，应用橡皮锤敲打管子，对焊缝弯头
管底等部位应进行重点敲打，但不得损伤管件。
2．7管线试压
1)工艺站场的管道和设备组装焊接完毕后，
各主要管道应分系统和压力等级进行整体强度和
严密性试压，在整体试压合格后才能和干线管道连
接。
2)工艺站场试压时，站场内所有阀门均应处
于全开的位置，阀门(排污阀、放空阀除外)不能作
为站内管道系统试压的截断阀门使用。
3)流量计等主要设备不包括在管道系统试压
范围内，在试压完毕后再与设备连接，连接处的焊
道必须进行100％的x射线照相检测和100％的
超声波检测。
4)站内钢质管道采用干燥空气试压。强度试
验压力不得小于设计压力的1．5倍，升压应缓慢，
达到强度试验压力后，稳压4h，经检查不泄漏为合
格。然后将压力降到设计压力，进行严密性试验，
稳压24h，经检查不泄漏为合格。因温度变化或其
他因素影响试压的准确性时，应延长稳压时间。
5)试压完毕后必须将管内的空气排放干净并
用氮气置换，气试压后和线路干线连接的死口必须
进行100％的超声波检测。
6)试压时安装的临时排空阀门和管道在试压
完毕后必须清除，管道开口处必须进行100％的超
声波检测。
2．8其他要求
1)管道之间及设备、机组、阀门之间连接法
兰，其接地电阻大于0．03Q时，应用金属线跨接。
2)管道系统的对地电阻值超过looQ时，应设
两处接地引线，接地引线宜采用焊接形式。
3)所有设备、阀门均设防静电接地，防静电接
地的安装，应在设备、机组、储罐等的底角边缘上钻
孔丝，连接端子(或螺栓)，用不小于M10的螺栓连
接，并应有防松措施。
4)用作静电接地的材料或零件，安装前不得
涂漆。导线接触面必须除锈并紧密连接。
5)静电接地安装完毕后，必须进行测试，电阻
值超过规定时，应进行检查与调整。
3应用效果
通过分析加热炉运行情况，计算出燃油改燃气
前后每年运行费用，具体运行费用如表3所示。
表3燃油改燃气前后年运行费用对比
加热炉功率2500kw
耗油量／t
日均耗气量／×104m3
耗油费用／万元
耗气费用／万元
节约盈余／万元
1171．4
140．6
245．6
82．3
163．4
注：冬季加热原油按180d计，燃料油(中质油)价格取2096
元／t，天然气价格取0．585元／m3。
4结语
加热炉“油改气”工艺具有成熟合理、改造投
资小、见效快、可节约大量不可再生资源、降低生产
成本并提高企业效益等优点，符合环保经济型社会
的要求。因此，加热炉“油改气”工程是合理必要
的，节能效益评价良好，具有较好的推广前景。
参考文献
[1]GB5025l一2003，输气管道工程设计规范[s]．
[2]sY0402—2000，石油天然气站内工艺管线工程施工及
验收规范[s]．
[3]sY 6503—2008，石油天然气工程可燃气体检测报警系
统安全技术规范[s]．
[4]sY／T 0090一2006，油气田及管道仪表控制系统设计规
范．
作者简介：王文江(1969一)，女，上海人，大学，工程师，从
事石油储运设计工作。．
收稿日期：2011—08—05；修回日期：2011—11—01

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