热介质锅炉热效率低故障分析处置研究

于浩

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

热介质锅炉为海上油田的原油处理及储存、辅助设备运行、空间加热等提供热源，促进原油中的油、气、水三相分离，维持辅助设备正常运行的介质温度，确保空间始终维持在设定温度，在油田的开采运营阶段起到了重要作用。渤海油田某平台3台热介质锅炉投入运行至今已达152000h，热负荷仅能达到额定负荷的60%，对油田的正常运营产生了较大影响。综合分析问题的原因并采取措施提高锅炉的热效率是确保油田正常生产的重要举措。

1 热介质锅炉热负荷低故障分析

本平台有3台德国AURA公司生产的额定负荷为10MW的直燃式热介质锅炉，运行过程中实际最大负荷仅能达到6.1MW，此时热介质油出口温度为210℃，排烟温度为235℃，热介质油的进出口温差为37℃，烟气含氧量为7.70%。根据此锅炉的原始计算书，分析认为该锅炉没有达到最佳运行效率，有40%左右的负荷提升空间。

结合热介质锅炉系统的运行原理，分析原因如下：(1)热介质油变质后粘度增大，使残碳含量升高，导致传热效率下降；(2）热介质油使用时间超过15年，受热分解、碳聚合形成盘管结焦，影响换热；(3）锅炉长时间使用，盘管表面积灰较厚，影响换热；(4）燃烧器风气配比不当，燃烧不充分；(5）炉体密封不严，热量散失。为了彻底解决该问题，对以上5方面进行详细排查及处理。

2 故障诊断及排除

2.1 热介质油化验及净化

2.1.1 热介质油化验

化验结果显示，其丙酮不溶物的含量达到3742mg/100ml（远超首诺导热油有限公司的标准规定值：125mg/100ml和GB24747—2009有机热载体安全技术条件——残炭含量小于1%），反映出热介质油变质严重，影响换热。

2.1.2 热介质油在线净化

热介质油整体更换以及在线净化是应对热介质油变质的主要方法。本平台热介质系统总量约400m³，整体更换热介质油存在如下问题：(1）费用高；(2）需要系统停止运行，整体泄放、补充。考虑到降低操作成本、油田在生产不允许停止热介质系统的现状，平台采用热介质油在线净化技术完成整体净化工作。

在线净化系统由冷却降温模块、循环处理模块、高频振动膜模块3大模块组成。冷却降温模块负责将系统内180℃的热介质油降至85℃达到净化设备的操作温度，循环处理模块负责热介质油的初级过滤，高频振动膜模块负责热介质油的二级精细过滤。净化步骤如下：（1）向冷却模块冷却水槽内添加约200L淡水、打开热介质油进口阀门，待冷却模块热介质罐液位达到200L左右关闭阀门停止进液，打开冷却循坏泵及冷却风扇，对热介质进行降温，待温度降低到85℃左右关闭冷却风扇；（2）开启粗滤增压泵，使热介质通过循环处理模块的袋式过滤器过滤后进入热介质中间储罐、待热介质全部进入中间储罐后关闭粗滤增压泵；（3）打开振动膜处理主机和细滤增压泵对热介质进行细滤，观察清液罐液位，当清液罐液位上升非常缓慢时关闭振动膜主机及细滤增压泵、开启热介质油进油循环泵，将清液罐内的热介质排入原热介质系统；（4）开启循环处理模块的中间罐底部阀门，将罐内杂质排出至废液桶内。不断重复以上操作对热介质进行在线净化。

该套净化设备每天的处理量大约为15m³左右（因杂质含量较高，前期处理量只能达到每天7～8m³，后期处理速度会越来越快），热介质油净化共耗时78天，循环净化热介质油1047.98m³，滤除废油54.96m³。最终使热介质油达到首诺公司标准（丙酮不溶物含量小于125mg/100ml；水分含量小于360ppm）和GB24747—2009有机热载体安全技术条件（残炭含小于1%；水分含量小于500mg/kg）。

2.2 盘管窜洗

考虑到平台3台热介质锅炉投入运行已达152000h，而且热介质油没有整体更换过，受热分解、碳聚合等因素影响，热介质在盘管内壁必定存在不同程度的结焦物影响换热。为此使用药剂溶解循环净化设备来达到去除结焦物的目的。该类型药剂将锅炉盘管内壁覆盖的胶质、沥青质、碳化质等结焦物溶入清洗液中，然后通过滤网去除，以达到清洗效果,提高传热效率，延长锅炉盘管的使用寿命。

建立清洗循环流程：清洗循环过滤流程建立前，热介质系统降温，停车，拆除热介质盘管进出口的阀门，隔离加装盲板，将锅炉盘管内的热介质油吹扫到热介质泄放舱；连接临时阀门、管线、过滤系统，建立清洗循环回路；在过滤器内安装150～250目的滤网；拆卸盘管进出口阀门前，提前做好防污染措施。

热介质锅炉药剂量的加入为盘管热介质循环量的10～15%，循环清洗前期添加10%的药剂，循环清洗10h左右，观察滤网出来的垢样情况，判断是否继续添加药剂原液。

清洗步骤：在清洗槽内加入清水，打开相关临时阀门，启动循环泵向锅炉盘管内注水，注水前期将置换出来的热介质油单独存放在洁净的污油罐内，置换出来的热介质以备沉降分离后再使用，水置换过程中观察所有连接是否渗漏，及时紧固；置换作业结束后一切正常，按10%的比例在泵站的药剂槽内加入清洗药剂，启泵将药剂注入到循环流程中开始循环清洗；清洗过程中需要给锅炉盘管加热升温（90±5℃），中温清洗24～36h，清洗过程中打开过滤器旁路阀(过滤器副线全开)，每2h清理过滤网一次，直至没有明显积碳和结焦物出现；药剂清洗结束后，在清洗槽内加清水将清洗液置换到污油舱。

吹扫锅炉盘管残留的清水：将大型空压机与锅炉盘管一端法兰对接，另一端法兰用软管接到清洗槽内；使用隔膜泵将清洗槽内吹扫出来的水抽排到污油舱内；启动空压机吹扫锅炉盘管内的水，排水口无明显出水后，用干净的棉布放在排水口处，5min后棉布没有明显水渍，说明吹扫完毕，停止空压机。

2.3 吹灰

炉内清灰的主要目的是保持热介质盘管表面的清洁，提高热介质换热率，本次炉内清灰作业除进行锅炉年检期间要开展的第一层盘管表面清灰作业外，重点针对以往未曾涉及到的第一层盘管和第二层盘管之间灰尘和第二层盘管与炉膛内壁之间灰尘进行彻底清扫。

2.4 风气配比调节

在调节前，对锅炉参数进行了检查和记录，锅炉燃烧不好，尾气含氧量太高。在燃烧器各个负荷点对风气配比曲线带进行了调节，达到了最佳的燃烧尾气，在最小负荷氧含量是7.6%，中间负荷氧含量是4.0%，最大负荷氧含量控制在2.4%。在调节之前，锅炉发出最大6100kW热量(热介质进出口温差37℃)，调节后锅炉发出最大7500kW热量(热介质进出口温差45℃)，负荷提升14%。关于锅炉发热功率计算反平衡公式：锅炉实际发热功率(kW)=（热介质出口温度-热介质回油温度)/60×10000kW

2.5 炉体密封不严，热量散失

在对锅炉完成以上4项工作后，锅炉发出最大负荷7500kW热量(热介质进出口温差45℃)，此时在热介质出口温度210℃时，排烟温度235℃，根据此锅炉的原始计算书，在最佳效率时，排烟温度和热介质出口温度应该相同，甚至排烟温度会低于热介质出口温度，根据目前的工况，温差25℃的烟气热量被损失。

对炉前端盖使用点温枪进行外边缘温度检测，检测的温度大约都在70～80℃，证明炉前端盖没有漏烟。对燃烧器的燃烧头出气口进行了吹扫和检查，一切正常。使用塞尺对内部盘管的间隙进行检查，未发现管间有缝隙。发现底部加热区的密封绳4个点从内部的卡槽中脱离。

据此分析认为炉体内底部加热区密封绳漏烟是造成烟气短路的主要原因。密封绳的更换工作，日后择机开展。

3 结语

影响锅炉热效率的因素很多，在日常运行维护中，应该采用RCA（根本原因分析法）逐项列出影响因素，逐项印证排除，最终找到主要原因。另外.在日常运行中应该注重如下工作：①避免锅炉超温、热介质低流量、火焰偏火运行，以防止热介质油热劣化，盘管内壁结焦；②始终保持热介质油在密闭空间运行，做好热介质油膨胀罐的氮气填充防护工作，防止热介质油的氧化劣化；③定期对热介质油取样化验，做好热介质油的在线净化工作，防止热介质油品质的进一步恶化；④做好热介质油的在线过滤工作，及时有效清除系统中的异物，防止异物劣化；⑤在锅炉年检期间做好炉内的清灰作业，管壁壁厚的测量，尾端密封条的检查，炉膛耐火砖、燃烧器以及可能影响到炉膛密封的装置等的检查工作；⑥时刻关注火焰的状态，及时调整风气配比，始终保持燃烧器运行在最佳状态。