“十二五”期间油气管道输送系统设备能效监测分析

刘国豪管维均徐洪敏许铁张轩翟星月赵国星

（1.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；2.中国石油天然气与管道分公司油气调运处；3.中国石油西南管道分公司）

“十二五”期间油气管道输送系统设备能效监测分析

刘国豪1管维均2徐洪敏3许铁1张轩1翟星月1赵国星1

（1.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；2.中国石油天然气与管道分公司油气调运处；3.中国石油西南管道分公司）

通过介绍“十二五”期间油气长输管道系统各类主要耗能设备能效监测情况，分析了耗能设备运行效率变化趋势和主要参数合格率，输油泵、加热炉、天然气压缩机组的平均运行效率呈现逐年上升趋势反映了“十二五”期间能效监测工作为节能管理和节能措施的实施起到了保驾护航的作用；研究给出了主要耗能设备在运行过程中普遍存在的问题和对应采取的建议措施，为“十三五”期间节能工作有针对性地开展提供了方向和技术措施，有助于促进油气管道系统节能运行水平的进一步提高。

油气管道；耗能设备；节能监测

2011—2015年，管道节能监测中心共对相关管道运营企业1406台耗能设备进行能效监测，其中包括输油泵638台，加热炉238台，锅炉97台，压缩机组432台。从监测数量、设备运行的效率、监测设备的合格率等方面对上述耗能设备的监测情况进行分析。

1 输油泵机组能效监测

监测设备的数量逐年增加，“十二五”总体任务量较“十一五”增长120%。耗能设备测试见表1。

表1 “十二五”期间测试设备完成情况

输油泵机组共测试638台，其中原油泵424台，合格160台，合格率37.74%。在各分项评价中，机组效率合格206台，合格率48.58%；节流率合格236台，合格率55.66%。成品油泵214台，合格102台，合格率47.66%。在各分项评价中，功率因数合格167台，合格率78.04%；机组效率合格143台，合格率66.82%；节流率合格186台，合格率86.92%。主要评价指标机组平均效率变化曲线分析见图1。

图1“十二五”期间输油泵机组平均运行效率趋势

输油泵机组存在的主要问题[1]：实际流量长期比额定流量小，导致输油泵运行在低效区；电动机侧的就地功率因数补偿不到位，电动机功率因数偏低；管道输油量偏低导致定速泵靠出口阀节流，造成大量的能量损失。

建议采取的措施：技术改造时优先选用变频调速装置，使节流损失基本消失，使泵机组在高效率区运行，大大降低电能浪费；安装电动机无功就地补偿柜，并定期检查维护。

2 加热设备能效监测

1）节能监测直接炉143台，合格设备75台，

合格率52.45%。在各分项评价中，热效率合格90台，合格率62.94%；排烟温度合格104台，合格率72.73%；空气系数合格111台，合格率77.63%；表面温度合格126台，合格率88.11%。直接炉平均热效率趋势见图2。

图2“十二五”期间直接炉平均热效率趋势

直接炉存在的主要问题为[2]：炉子设计不合理，对流室换热面积不够，造成排烟温度高；加热炉在运行过程中没有及时、定期吹灰，换热效率下降；部分直接炉更换了比例式燃烧机，去掉了空气预热器，虽然增加了对流室的面积，但是换热面积仍偏小，造成部分炉子排烟温度偏高，合格率下降；冬季1台炉子不够，2台并联，秋春季地温上升热负荷要求低，导致加热炉负荷普遍偏低，热效率低；加热炉烟道设定的停炉报警温度已经把负荷率限制在80%以下。

建议采取的措施：加强对排烟处含氧量的监控，热负荷发生变化时及时调整供风量；按时吹灰并根据排烟处含氧量对烟道挡板的开度做适当的调节；增加对流室换热面积；加强吹灰，根据情况对排烟停炉报警温度重新调整，提高负荷率。

2）节能监测热媒炉96台，合格设备57台，合格率59.38%。在各单项评价中，热效率合格91台，合格率94.79%；排烟温度合格90台，合格率93.75%；空气系数合格74台，合格率77.08%；表面温度合格91台，合格率94.79%。热媒炉平均热效率趋势见图3。

图3“十二五”期间热媒炉平均热效率趋势

造成部分热媒炉综合评价不合格的主要原因是：燃烧器的配风比例调节不当，雾化燃烧效果不好，过剩空气系数超标；个别设备在大负荷运行时排烟温度较高以致超标；部分热媒炉的炉体保温效果不好，炉体前、后墙及两侧面多处区域表面温度超高。

建议采取的措施：维修时加强炉体内的保温性能，改善保温效果；在不同负荷下适当调节燃烧器的风量配比，保持良好的燃烧效果，提高燃烧效率；检修空气/烟气换热器，加强密封效果，排除空气泄露现象；定期检定流量计等在线仪表，校正各项远传监控参数[3]。

3）节能监测锅炉97台，合格设备41台，合格率42.27%。在各分项评价中，热效率合格50台，合格率51.55%；排烟温度合格75台，合格率77.32%；空气系数合格80台，合格率82.47%，表面温度合格90台，合格率92.78%。锅炉平均热效率趋势见图4。

图4“十二五”期间锅炉平均热效率趋势

锅炉运行中存在的主要问题：个别进口燃烧器的配风比例调节不当，锅炉因助燃风量过大或不足，气体不完全燃烧热损失较大；部分锅炉的排烟温度超高，排烟热损失较大，从而导致热效率不能达标；锅炉前、后墙区域的表面温度较高。

建议采取的措施：对于进口燃烧器，应定期调节其油（气）风配比，使助燃风量保持适量；定期清除炉膛及烟道内的积灰与积垢，降低排烟温度；改进炉体前后墙区域的保温措施，提高保温性能。

3 天然气压缩机组能效监测

3.1 长输管道压缩机组

燃气轮机驱动离心式压缩机组共测试170台，合格167台，合格率98.24%，历年测试数据见图5。

图5“十二五”期间燃气轮机驱动离心式压缩机组平均效率趋势

管道站场电驱离心式压缩机组共测试95台，合格87台，合格率91.58%，测试数据见图6。

图6“十二五”期间电驱压缩机组平均效率趋势

储气库燃气发动机驱动压缩机组共测试45台，合格39台，合格率86.67%。历年测试数据见图7。

图7 “十二五”期间燃气发电机驱动压缩机组平均效率趋势

目前压缩机铭牌效率仅为38%～44%，大部分能量以热能的形式散发，造成能源的浪费。各燃气轮机驱动的压气站，可以通过加装余热锅炉，利用燃气轮机排出的高温烟气加热水，除提供站场生活需要外，还通过换热器将热水与燃料气橇进口的天然气换热，加热燃料气，减少站场运行能耗[4]。

对较大规模的燃气轮机驱动站场，开展余热发电可行性研究和试点应用，利用燃机尾气通过余热锅炉产生高温蒸汽，通过蒸汽轮机发电机组发电，提高燃机整体的能源利用效率。

3.2 城市燃气CNG加气站电驱往复式压缩机组

目前国内没有合适的能耗指标和标准进行评价，因此主要工作是将各台设备加气电单耗测试结果列出，提出相应能耗建议。管道节能监测中心根据业务需求，正在负责起草行业标准《天然气加气站能耗测试和计算方法》[5]。

“十二五”期间，城市燃气加气站共测试电驱往复式压缩机组122台。各类站场平均电单耗数据趋势见图8。

图8 “十二五”期间CNG加气站加气平均电单耗趋势

CNG加气站能耗方面存在的共性问题：电动机侧实际功率因数很低，距离额定功率因数较远，电能没有充分做有用功；单台电动机均没有安装单独的电表，无法实现单台能耗计量和统计分析；部分机型老旧、排量小、加气时间长，存在能耗高的问题；进站压力对加气电单耗的影响很大，进站压力高，最高能节省一半的耗电，一般节电20%～30%。

建议采取的措施：加强无功功率就地补偿，提高功率因数，减少耗电；按照标准GB/T 20901—2007《石油石化行业能源计量器具配备和管理要求》，从加强能耗管理的角度，为压缩机组加装单台电计量表；在资金可行的前提下更换新型排气量大的压缩机，减少电耗；新建母站和长输管道高压分输站相连，可以直接利用长输管道分输站高压管线压力给槽车充气至平压后再启动压缩机加压；对已经运行的站场在设计允许的情况下加装旁通管路，直接利用长输管道分输站高压管线压力给槽车充气，减少耗电。

4 结论

“十二五”期间，长输油气管道系统主要耗能设备——输油泵、加热炉、天然气压缩机组的平均运行效率呈现逐年上升趋势；原油泵机组平均效率

从2011年的63.33%提高到2015年的70.27%；直接炉平均热效率从2011年的84.89%提高到2015年的85.67%；热媒炉平均热效率从2011年的88.39%提高到2015年的90.83%。节能监测工作为节能管理和节能措施的实施起到了保驾护航的作用。测试机构在文中给出了主要耗能设备在运行过程中普遍存在的问题和对应采取的建议措施，对于油气输送管道系统能耗管理和分析工作有一定的实践指导意义。

[1]刘国豪，张帅，施若斯，等.长输原油管道主要耗能设备节能测试与分析[J].石油石化节能，2013，29（3）：10-11.

[2]许铁，许彦博，王春荣，等.加热炉、锅炉节能测试与分析[J].油气储运，2009，24（4）：56-61.

[3]刘国豪，管维均，张旭东，等.十一五油气输送管道系统能耗设备节能监测情况分析[J].油气储运，2013，32（11）：1202-1205.

[4]李云杰，赵堂玉，王春荣，等.天然气压缩机组运行效率的测试与分析[J].油气储运，2009，28（7）：55-57.

[5]刘国豪，管维均，张旭东，等.CNG加气站电驱往复式压缩机组节能监测分析[J].石油石化节能，2014，12（4）：15-16.

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.11.004

2016-07-25

（编辑 巩亚清）

刘国豪，工程师，2006年7月毕业于天津大学（电气自动化专业），从事油气管道输送系统耗能设备节能监测工作，E-mail：kjlgh@petrochina.com.cn，地址：河北省廊坊市金光道51号，065000。