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输油管道加热炉大修技术及经济效果分析

2020/11/25 阅读:

摘要:某原油输送管道首站A#直接加热炉已运行超过10年,存在燃烧器老化、炉膛积灰、炉管结渣等问题,导致燃烧、传热效果欠佳,造成排烟温度偏高,多次监测均为节能监测不合格设备。经大修改造后,对比分析了燃油和燃气状态下同等负荷运行条件的测试结果。结果表明,该加热炉经过大修理措施后,加热炉的排烟温度降低、空气系数下降、表面平均温度下降,热效率明显提高,改造效果良好。且燃气状态比燃油状态节能效果更明显,从节能环保与经济效益角度考虑,以天然气为燃料能更有效降低加热炉运行成本,约3年即可收回投资,投资回报率较高。

关键词:输油管道;加热炉;热效率;排烟温度

1现状

目前中石油管道有限责任公司在役长输油气管道安装使用的各式加热炉(直接炉、热媒炉)、锅炉(蒸汽锅炉、热水锅炉)有200余台,总装机容量约750MW,是原油管道生产运行的主要耗能设备。由于西部管网和东北管网均采用了掺混输送等优化运行措施[1-2],目前中国石油在用直接加热炉主要集中在管道分公司,特别是以长庆原油外输管道为主,如惠银(惠安堡-银川)原油管道、长呼(长庆-呼和浩特)原油管道等,公司炉类设备合格率偏低,能源消耗成本较高。“十一五”期间加热炉监测合格率为39.58%[3]。“十二五”期间加热炉监测合格率52.45%[4]。加热炉存在的问题普遍为炉子设计不合理,对流室换热面积不够,造成排烟温度高;运行过程中没有及时、定期吹灰,换热效率下降等[5]。长庆管网投产运行已近10年,部分设备年久失修,能效持续降低。为了挖潜加热设备降本增效的空间,拟采取各种技术措施提高加热炉的热效率,如开展加热炉大修改造[6]。为考察加热炉大修前后节能效果,在某原油管道选择1台加热炉进行大修前后节能测试,通过对比同等负荷运行条件下的加热炉节能测试结果,以分析加热炉的节能技术及经济效果[7]。

2加热炉概况

某原油管道2010年建成投产,首站A#加热炉主要为外输原油提供热能,该加热炉型号是GJ5000-Y/6.3-YY,额定容量5000kW。节能监测机构分别于2018年3月20日、2019年3月21日对该加热炉进行了节能监测,发现该炉运行热效率偏低、空气系数超标、排烟温度偏高,多次监测均为节能监测不合格设备。分析原因可能是该炉运行时间过长,且长期以原油为燃料,存在燃烧器老化、炉膛积灰、炉管结渣等问题,导致燃烧、传热效果欠佳,造成排烟温度偏高。为解决上述问题,生产运行单位组织对该炉进行了大修,大修主要内容包括:1)燃烧器更换并增加供气管线。大修前燃烧器为芬兰奥林燃烧器,以原油为燃料,燃烧器型号是GRP-700M-I;大修后改造为油气两用燃烧器,型号是RGMS70/1-B。改造前以烧原油作为燃料,其燃料油系统较为完善,改造燃烧器工艺设计采取新增燃气输配系统,并保留已建燃料油系统。2)氮气灭火系统改造。拆除原有氮气瓶组灭火系统,更换为氮气罐灭火系统,以提高氮气灭火系统的效率。3)加热炉辐射室修理。清除炉管上及炉膛内积灰、结焦等污物,清除弯头表面的积灰,更换辐射室及过渡段烟道保温层。4)加热炉吹灰器系统改造。将原气动旋转式吹灰器更换为强力脉冲吹灰器,更换不锈钢吹灰管,清理吹灰器前过滤器、更换滤芯。5)对流室清焦清灰。利用高压空气清除对流室炉管上的积灰,人工清焦、喷砂清灰。

3试验测试

3.1试验描述A#加热炉大修改造工程于2019年6月份开始,持续施工至10月底结束。为验证该加热炉大修后的热工性能,节能监测技术人员11月25日对该炉进行了大修后测试。正常生产时,该炉为自动控制运行模式。测试期间该炉由自动切为手动控制状态[8],该炉大修前后现场先后在50%负荷、68%负荷和最大运行负荷3个工况下进行了节能测试。3.2测试及评价标准加热炉测试方法执行SY/T6381—2016《石油工业用加热炉热工测定》[9],进行大修理对比测试时按照二级测试标准开展,同时进行了正平衡法和反平衡法测试,测定结果以正平衡法和反平衡法测定的效率平均值为准。大修理后,该炉具备油气两用条件,分别进行了以原油为燃料和天然气为燃料下的对比测试,以验证燃料技术及经济效果。加热炉评价标准执行GB/T34165─2017《油气输送管道系统节能监测规范》[10]。3.3测试仪器及精度等级测试仪器及准确度等级见表1。其中燃烧效率分析仪用来分析排烟气组分及测试排烟温度,表面温度计用于测试炉体表面温度,液体超声波流量计用于测试工艺油流量。压力传感器、温度传感器、燃料油流量计、燃料气流量计均采用现场仪表远传参数,以上仪表均在检定周期内,精度等级符合测试标准要求。3.4测试结果对比测试前,该炉均提前运行8h以上,炉体及燃烧器正常。测试过程中设备运行工况稳定,在50%负荷、68%负荷和最大运行负荷3个负荷下每隔15min各记录5组数据,计算参数取算数平均值。大修前后相关参数与测试结果见表2。从表2可以看出,该加热炉经过大修理措施后,加热炉的排烟温度降低、空气系数下降、表面平均温度下降,热效率明显提高,改造效果良好。

4技术及经济效果对比分析

4.1技术效果对比A#直接加热炉与该原油输送管道一起投产,已运行超过10年,存在燃烧器老化、炉膛积灰、炉管结渣等问题,导致燃烧、传热效果欠佳,造成排烟温度偏高,多次节能监测均为节能监测不合格设备。经生产管理部门2019年组织大修改造后,分别在燃油和燃气状态下以同等负荷运行条件进行了测试,测试结果表明大修后空气系数、排烟温度、表面平均温度及热效率等指标均符合评价标准节能限定值要求,均为节能监测合格设备。在相同负荷测试工况下,对比该炉大修前后热效率平均提高11.68%、空气系数平均下降0.47、排烟温度平均下降86.3℃、表面平均温度平均降低22.45%,单位有效热耗油/气量平均降低10.96%,在燃油状态下平均节能率为6.73%,在燃气状态下平均节能率为8.37%,大修改造效果良好。4.2经济效果分析经测算加热炉大修后在燃油状态下平均节能率为6.73%,在燃气状态下平均节能率为8.37%,燃气状态下节能率更高且更为环保。以该台加热炉每年运行200天,每天运行20h,燃料油平均2600元/t计算,燃料气平均2000元/103m3计算,燃油状态供给同样热值年节约费用22万余元,燃气状态供给同样热值年节约费用23余万元,节能效益十分显著。以该加热炉大修投资70余万元算,约3年即可收回投资,投资回报率较高。

5结论

1)对比分析A#直接加热炉大修前后测试结果表明,该加热炉经过大修理措施后,加热炉的排烟温度降低、空气系数下降、表面平均温度下降,热效率明显提高,改造效果良好。2)分析经济效果表明,大修后以原油和天然气两种燃料测试效果对比,该炉在燃气状态下的热效率更高、空气系数更低、排烟温度更低、节能率更高,因此燃气状态节能效果更明显。

参考文献:

[1]陈衍飞,林冉,朱英如,等.油气长输管道节能降耗技术综述[J].石油规划设计,2016,27(2):15.

[2]白晓航.长输原油管道节能降耗技术及经济性分析[J].工艺技术,2019,66(5):253-254.

[3]刘国豪,管维均,张旭东,等.“十一五”油气输送管道系统耗能设备的节能监测[J].油气储运,2013,32(11):1202-1204.

[4]刘国豪,管维均,徐洪敏,等.“十二五”期间油气管道输送系统设备能效监测分析[J].石油石化节能,2016,6(11):10-13.

[5]许彦博,许铁,许元伟,等.提高输油管道加热炉热效率的主要途径[J].石油石化节能,2017,7(8):28-30.

[6]王晓丽.加热炉操作与控制[M].北京:冶金工业出版社,2016:1-10.

[7]邓元江,洪建忠.一高线加热炉大修改造实践[J].山西冶金,2018(4):83-85.

[8]何建强.火筒式加热炉控制方法研究及应用[J].化工管理,2020(21):165-166.

[9]国家能源局.石油工业用加热炉热工测定:SY/T6381-2016[S].北京:石油工业出版社,2016:3-21.

[10]国家质量监督检验检疫总局.油气输送管道系统节能监测规范:GB/T34165—2017[S].北京:中国标准出版社,2017:4-6.

作者:潘腾 刘国豪 王乾坤 田磊 李东阳 穆承广 翟星月 任波涛 单位:中国石油管道科技研究中心油气管道输送安全国家工程实验室 中国石油天然气集团有限公司生产经营管理部    

输油管道加热炉大修技术及经济效果分析

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