原油管道蒸汽鍋爐熱工性能驗證測試與分析

劉國豪王雷魏甲強楊楊徐姍李東陽

（1.國家管網集團研究總院技術推廣中心；2.國家管網集團北方管道有限責任公司；3.國家管網集團山東運維中心）

鍋爐作為高黏、高凝原油管道輸送中必不可少的設備，主要用于為管輸原油及站內伴熱、供暖等提供熱能，保證原油的流動性及站內采暖需要。出于安全性和經濟性多方面考慮，新建管道已經普遍使用熱水鍋爐，僅剩的蒸汽鍋爐主要在較為老舊的中朝線等管道站場和油庫使用[1-2]。在蒸汽鍋爐運行過程中，應定期開展現場熱工性能測試，驗證其運行狀態和能效水平；同時由于管道輸送的高凝原油存在易凝等風險，所以還需定期驗證管輸原油在凝點異常升高后，蒸汽鍋爐能否及時升溫，滿足出冰點溫度要求保證、便于安全輸送。

1 測試情況

丹東輸油站有3臺蒸汽鍋爐。1#、2#蒸汽鍋爐額定蒸發量為20 t/h，3#蒸汽鍋爐額定蒸發量為15 t/h；平時運行1臺，只有在冬季采暖季節熱負荷不足時運行2臺。鴨綠江輸油站有2臺蒸汽鍋爐，2臺蒸汽鍋爐額定蒸發量均為4 t/h；平時運行1臺，只有在排量較大時運行2臺。

分別于2019年4月19—20日、2019年6月28—29日分兩次對丹東輸油站的1#、2#、3#蒸汽鍋爐以及鴨綠江輸油站1#、2#蒸汽鍋爐的熱工性能進行測試，并在第二次測試時對丹東輸油站和鴨綠江輸油站在不同噸位蒸汽鍋爐正常負荷情況下運行能否滿足換熱系統出站溫度提升需求進行驗證測試。

于4月19—20日首次測試了丹東輸油站1#、2#和鴨綠江輸油站1#、2#共4臺蒸汽鍋爐；第二次于6月28—29日進行測試。第二次測試為全面摸清熱負荷情況，先后再次測試了4月份測試過的丹東輸油站1#蒸汽鍋爐和鴨綠江輸油站1#蒸汽鍋爐，同時補充測試了4月份不在測試計劃里的丹東站3#蒸汽鍋爐，一共測試3臺蒸汽鍋爐；熱工測試時每臺鍋爐均進行正常熱負荷及最大熱負荷2個工況的測試，由于在測試現場不具備對蒸汽鍋爐進行蒸汽濕度和蒸汽流量的測試條件，對鍋爐進行反平衡測試和計算。

測試鍋爐熱工性能的同時，在保持鍋爐運行負荷不變的情況下，通過調整輸油站外輸區換熱器前蒸汽閥門的開度，測試經換熱器加熱后的原油出站溫度，以此來驗證鍋爐在正常運行負荷（低熱負荷）情況下出站原油溫度能否滿足從目前的72℃提升到80℃的需求。

以上測試、計算、評價依據標準分別為：GB/T 6422—2009《用 能 設 備 能 量 測 試 導則》[3]；GB/T 10180—2017《工業鍋爐熱工性能試驗規程》[4]；GB/T 34165—2017《油氣輸送管道系統節能監測規范》[5]。

2 測試結果及分析

2.1 測試結果

進行蒸汽鍋爐兩次熱工性能測試計算結果見表1。

表1 蒸汽鍋爐兩次熱工性能測試計算結果Tab.1 Two thermal performance test calculation results of steam boiler

進行出站提溫驗證測試，輸油站換熱器后出站原油溫度驗證測試結果見表2。

表2 輸油站換熱器后出站原油溫度測試結果Tab.2 Test results of crude oil temperature after heat exchanger in oil station

2.2 測試結果分析與建議

1）丹東輸油站和鴨綠江輸油站共5臺工業蒸汽鍋爐其運行熱負荷從最低20.14%到最大91.36%，可以根據運行需要進行調節，可以滿足不同運行條件下工藝熱負荷的需求。

2）對丹東輸油站1#蒸汽鍋爐、3#蒸汽鍋爐、鴨綠江輸油站1#蒸汽鍋爐共3臺鍋爐進行出站提溫試驗結果表明，在蒸汽鍋爐均處于正常運行負荷（低負荷）情況下，原油換熱器前蒸汽閥門在低開度時，由于鍋爐產生的蒸汽大部分被其它設施（大罐、卸油站臺）保溫所利用，此時原油的出站溫度和過去相比變化不大，但當原油換熱器前蒸汽閥門開度逐漸增加后，原油出站溫度也隨之增加，兩個輸油站的出站溫度均滿足出站原油溫度從目前的72℃提升到80℃甚至更高的需求。提溫驗證僅在鍋爐正常運行的低負荷情況下就滿足了提溫要求，考慮到蒸汽浪費，沒有進行高負荷下的提溫驗證。按照推斷，各臺鍋爐在正常負荷和高負荷情況下都能滿足原油出站溫度的要求。

3）按照GB/T 34165—2017中燃油鍋爐評價標準限定值進行評價，測試的5臺鍋爐14個運行工況中，只有丹東輸油站2#蒸汽鍋爐在77.19%熱負荷情況下運行，屬于節能運行鍋爐；鍋爐在其它運行工況下為節能監測不合格設備。存在的首要問題是部分鍋爐尾部未安裝省煤器，排煙溫度偏高，高溫煙氣沒有得到充分利用就排出，大量熱能浪費，造成設備運行能效不合格，建議蒸汽鍋爐通過技術經濟比選后加裝煙氣省煤器，以減少排煙熱損失，提高熱效率[6]。運行存在的第二個問題是鍋爐的過剩空氣系數普遍偏大。越是低負荷情況下過剩空氣系數偏大情況越嚴重，即使同一臺鍋爐，在不同運行時段、不同負荷的情況下，由于配風大小不同，使得鍋爐的過剩空氣系數變化也較大，進而造成鍋爐熱效率變化較大[7]。建議在不影響安全生產的前提下，定期調整燃燒器配風比，使鍋爐煙氣含氧量保持在3%～6%合理區間[8-10]。

3 經濟效益分析

除以上滿足安全運行及升溫要求外，在鍋爐尾部安裝省煤器有助于減少排煙熱損失，降低排煙溫度，充分地利用高溫煙氣的余能，還能產生良好的經濟效益。與安裝省煤器狀態相比，排煙溫度在多個負荷下平均下降35℃，熱效率有平均2%～2.5%的提高。以相同的輸出熱量計算，爐效提高后有助于減少燃料油的消耗。該管道站場鍋爐全年運行，分別使用4 t、20 t兩種類型的燃油鍋爐考慮，經統計，4 t鍋爐在實際熱效率提高2%后，減少消耗燃料油1.8 kg/h，按年運行300 d計算，年節油約12.9 t，按價格較低的汽油計算，每噸7 000元，折合節約燃料費約9.03萬元/a；經統計，20 t鍋爐在實際熱效率提高2%后，減少消耗燃料油7.5 kg/h，按年運行300 d計算，年節油約54 t，折合節約燃料費約37.8萬元/a；可以看出額定容量大的鍋爐節油效果更大。無論那種鍋爐，安裝省煤器后對企業燃料的運行成本下降有一定幫助。

同時，通過降低高溫煙氣的排放溫度，減少了溫室氣體排放量。由于輸油管道站場鍋爐數量眾多、單機額定容量大、年運行時間長，有助于持續減少對大氣溫室氣體的排放，這將助力油氣輸送企業“雙碳”戰略目標完成，體現了油氣輸送企業的社會責任。

4 結論

通過對目前在用的中朝線高凝、高黏原油管道站場加熱用的蒸汽鍋爐開展現場熱工性能測試與分析，驗證了蒸汽鍋爐運行狀態、能效水平和升溫情況，建議蒸汽鍋爐運行和管理部門應在夏季、冬季不同的運行階段定期開展升溫驗證試驗，驗證不同蒸汽使用量下蒸汽鍋爐調大運行負荷后能否及時提高出站溫升，達到要求的出站溫度，解決管輸原油在凝點異常升高后的升溫輸送要求，保證安全輸送。同時應確保蒸汽鍋爐尾部均加裝省煤器，充分利用高溫煙氣，降低排煙溫度，提高運行熱效率。