蒸汽采暖系统（共12篇）
蒸汽采暖系统 篇1
中国每年的CO2排放量是62亿3千万吨, 我们每个人都希望尽自己最大的努力来降低碳排放。斯派莎克的工程师们几乎能在任何一个蒸汽系统中发现节能的机会。以下是一些需要我们重点关注的方面:
1 按照需求加热
储存热水将会造成很大的热量损失。因此用板式换热器替换容积式换热器将是一个很好的选择, 板式换热器是根据需求用蒸汽加热水。板式换热器反应很灵敏, 其紧凑的结构设计确保其热量损失远低于相同功能的容积式换热器。
2 冷凝水回收
冷凝水所含能量达到蒸汽总能量的20%。回收冷凝水供给锅炉水箱可利用其所含一半能量, 剩余能量可通过闪蒸罐回收, 当然也可以使用闭式冷凝水回收系统来回收冷凝水。冷凝水回收系统还可以节约水费、水处理费以及水排放费。
3 安装自动锅炉排污装置
所有的蒸汽锅炉都需要排污。排污主要是通过排除足够污水以控制TDS (总溶解性固体) 在允许范围内。过度排污不但会造成能源的浪费, 同时也会造成水处理和化学试剂的浪费。自动T D S排污控制系统随时监测炉水中的T D S值, 在需要排污的时候打开排污阀。
4 关注贮水罐
加热热水产生蒸汽需要的燃料更少。利用回收的冷凝水每提高供水6℃则可节约1%的燃料。理想状态下, 给水温度应保持在90℃。
5 良好习惯
监测目标系统 (M&T) 可以帮助管理人员监视每台设备的运行情况。根据实践, 在很多地方正确的M&T设计可以节能10%, 平均来说可以节能5%。
6 联系斯派莎克
我们的工程师可以去现场调研并且提供整套蒸汽系统解决方案, 以帮助降低碳排放和提高系统运行效率。当然, 您还可以参加斯派莎克的能源节约培训课程。三天的课程主要内容是高能效的解决方案, 控制碳排量和能源利用。更多信息, 请与斯派莎克市场部陈洁联系, 电话021-64854898转128。
蒸汽采暖系统 篇2
蒸汽锅炉管道系统主要由蒸汽输送母管、分汽缸、凝结回水系统和锅炉补软化水系统等组成，
(1)蒸汽母管:连接锅炉出汽口与分汽缸之间的管道称蒸汽母管。
(2)分汽缸:又称集配器，可稳定蒸汽压力，控制和调节各支管用汽量，制作和安装与分水器相同，但应保证母管、接出管、安全阀接管、压力表接管、紧急放空管及凝结水疏水器组接管(从分汽缸底部接出)的位置，
(3)凝结水系统:主要有回收凝结水箱、凝结水泵、二次蒸发器(用于高压凝结水系统中)等组成。凝结水箱和水泵宜设在锅炉房外较低处，也可设在锅炉房地下层(或局部地下室)内，以便于凝结水的回收，在蒸汽系统中凝结水的回收仍可再补人锅炉内使用，可减少软化水的处理量，听以不宜采用无凝结水回收系统。
蒸汽凝结水闭式回收系统的应用 篇3
关键词：蒸汽管网 凝结水系统 闭式回收
中图分类号：TE96 文献标识码：A 文章编号：1007—3973（2012）009—011—02
1 兰州石化公司炼油区蒸汽管网简介
兰州石化公司炼油区的设计和建设起始于20世纪50年代。在近50年的发展过程中，由于缺少统一规划、缺少整体优化设计以及缺少资金投入的原因，管网中还存在着不少的问题。庞大的蒸汽管网，在运行中必然会产生大量的蒸汽凝结水，蒸汽管道无自动排凝设施便是问题之一。为有效排出管线内的凝结水，采用蒸汽主管线手动放空式排凝，带来安全问题、能源浪费问题和环境污染问题，同时还影响到企业的形象。
2 蒸汽凝结水闭式回收系统原理
2.1 汽动式排凝回收装置
汽动式排凝回收装置是一种闭式蒸汽和凝结水回收系统，它兼有闭式回收系统的优点和功能，同时可以实现热能的梯级回收利用。它是对正常排凝疏水的回收利用：即对长期需要排凝的地方增加疏水器和汽水分离设施，正常回收，减少排放损失和环境污染。为了解决正常的排凝放空问题，建立汽动式排凝回收装置是一种有效的方法，这种方法不改变蒸汽管网的排凝管的位置、数量和管径，采用受控的蒸汽喷射携带排凝方法，集中进行汽水分离；3.5MPa的中压蒸汽汽水分离后多余的“次中压蒸汽”经过动能利用后，并入低压管网；没有蒸汽数量上的泄漏；1.0MPa的低压蒸汽汽水分离后的次低压蒸汽，以及中压凝结水闪蒸出来的二次蒸汽，被“次中压蒸汽”喷射提升压力后，能级恢复如初，重新回到低压蒸汽管网。完全没有低压蒸汽损耗与降质，并且回收了15%的中压闪蒸汽；低压凝结水与中压凝结水在“泵阀凝结水排汽站”内再次闪蒸出0.3MPa的乏汽，该乏汽被“次中压蒸汽”提升压力后，能级上升一级，并入低压蒸汽管网。中压和低压两级分离出来的凝结水在“泵阀凝结水排汽站”内自动加压后，将凝结水打入厂内的凝结水泵压管线，完全闭式回收，没有任何乏汽泄漏以及凝结水的浪费。在气动式凝结水回收站中，中压蒸汽在数量上没有损耗，在品质上由于它对低压蒸汽和乏汽进行了加压做功，动能基本没有损耗。
2.2 排汽加压回收装置
凝结水排汽加压回收装置实际可看成是的汽动式排凝回收装置的一部分，也是一种闭式蒸汽凝结水回收系统。主要作用是有效排除乏汽管网的蒸汽凝结水，它的工作原理是经乏汽管网排出的汽水混合物进入凝结水罐，凝结成水的部分从凝结水罐底部进入汽动凝结水泵，经低压蒸汽加压后进入蒸汽凝结水泵压管线，最终进入蒸汽凝结水除油除铁装置进行回收。凝结水罐闪蒸出的二次蒸汽从上部排除，经低压蒸汽提升后进入乏汽管网回收利用。整个过程中没有蒸汽和凝结水的排放损失。
3 蒸汽凝结水闭式回收系统在兰州石化炼油区的实施
3.1 平面布置
300万吨重催装置位于14#路东侧7#路北侧，做为兰州石化公司东区主要余热产汽装置之一，在装置运行正常的情况下，其余热输出量可达到到150～160t/h，其中输出中压蒸汽10～20 t/h，输出低压蒸汽130～140 t/h。长期以来，该装置所产生的蒸汽品质较低，300万吨重催装置所产生的中压蒸汽温度最低时为230℃，接近饱和蒸汽温度，低压蒸汽温度也远低于本厂自备锅炉和电厂来低压蒸汽的温度装置，考虑了以上因素，在14#/7#路东北角建立一台汽动排凝装置。随后在蒸汽中低压蒸汽交汇的小重催南侧、14#/5#路东南和西北两侧各建立一台汽动排凝装置，在东三、四线末端的14#/7#路东南角和14#/3#路西北角各建立一台汽动排凝装置；在乏汽带水最为严重的14#/5#路东南角和14#/7#路东南角各建立一台排汽加压装置。
3.2 技术标定
2007年3月23日开始6个汽动排凝装置和2个凝结水排汽加压装置施工验收完毕，开始投用和现场调试的条件。
为了对14#路蒸汽排凝治理项目投用以来的运行效果，进行一个定量的评价，在该措施投用一段时间后，我们有代表性的选择了914、714、514A、314B四个排凝装置和714、514两个排汽加压装置进行了标定，并得到数据积累。
中压蒸汽串入低压蒸量=低压蒸汽总出口流量—低压蒸汽总入口流量=4891—1365=3526kg/h。
本次14#路蒸汽排凝回收装置标定共有74条排凝回收系统，其中运行排凝回收系统51条，投用率占68.92%，停用系统23条，占31.08%。
通过本次标定和计算，14#路蒸汽排凝回收装置低压蒸汽回收量在运行51条排凝系统线时可回收低压蒸汽11.747t/h，可回收凝结水4.1t/h（详见表1和表2）。
按百分比计算蒸汽排凝回收装置总回收能力如下：
（1）低压（1.0MPa）蒸汽：11.747t/h？8.92%=17.044t/h。
（2）凝结水：4.1t/h？8.92%=24.231t/h。
从表1和表2可以看出，回收蒸汽和凝结水最多的位置在314B，原因是该处排凝点最多，相对而言，由于914排凝点较少，产生的蒸汽和凝结水量也最少。
还可以看出，蒸汽压力、温度参数越低，则回收的蒸汽和凝结水越多。
4 蒸汽凝结水闭式回收系统实施后效果
4.1 安全隐患得到解决
利用集管式排凝代替原有放空式排凝，大口径集水管才能充分地在主管线内全部“陷落”凝结水，再由疏水器排出。有效排出蒸汽管道内的凝结水，消除“水击”隐患，确保蒸汽系统的安全平稳运行。该项目实施半年来，凡安装了排凝措施的管段，从未产生“水击”现象，也从未收到用户关于蒸汽温度低或蒸汽带水的投诉。
4.2 节能节水效果可观
根据汽动排凝的原理可知：本次改造属于“零泄漏”效果，实施后，71个排凝管线的蒸汽直通现象消除了，目前所泄漏的蒸汽就完全回收了，产生了可观的节能节水效果。
（1）节水效果：由表2可知，回收凝结水平均为4.1吨/小时，每年可回收蒸汽凝结水3.28万吨。
（2）节能效果：由表1可知回收蒸汽11.75吨/小时，年回收蒸汽热能折合标煤10217.4吨；每年可回收的蒸汽凝结水余热折合标煤505.8吨。两项共计回收热量折合标煤10723.2吨。
4.3 减少环境污染
排凝优化治理后，有效消除放空式排凝带来蒸汽排空产生的噪声污染，每年减少热量排放3.51？08MJ，减少向工业污水系统排放蒸汽凝结水3.28万吨，减少了环境污染，美化了环境。
5 结论
蒸汽凝结水闭式回收系统的研究和应用，能够有效的排除蒸汽管网在运行中产生的蒸汽凝结水，从根本上消除了“水击”隐患，确保蒸汽系统的安全平稳运行，还解决了传统的放空式排凝带来的蒸汽排空的现象，节约了大量的排空蒸汽和蒸汽凝结水，经济效益十分显著，同时解决了蒸汽排空带来的噪声、热量排放、污水排放等环境污染问题。
参考文献：
[1] 唐习锋.中国石油兰州石化公司动力系统现状.企业内部资料，2006（4）.
蒸汽采暖系统 篇4
蒸汽管道作为稠油热采工艺中注汽系统的主要设备之一 ,是影响井口干度的主要因素,也是降低能量利用率的重要因素。饱和蒸汽在输汽管线中流动时,不断地同周围环境、分支管路之间进行热量交换和质量交换,导致蒸汽的流量、压力、热焓和蒸汽干度逐渐变化,引起输汽管路内各处的注汽压差和蒸汽干度不同 ,进而使热采井口处蒸汽压力和蒸汽干度发生变化。本计算方法通过计算蒸汽压力、热损失等一系列参数,进而分析管路中蒸汽干度变化情况。
影响管道保温效果的因素很多,主要有:保温材料的导热系数,保温层表面散热系数,管道所处环境常年平均气温及常年平均风速、管道架空的高度系数、保温层厚度及施工质量等。一般来说,在同样热损失的情况下,导热系数及保温层表面散热系数愈大,保温层厚度愈厚。所处环境常年平均气温越低、常年平均风速愈大、室外管道架得愈高,所需的保温层厚度就愈厚。如果管道是深埋于地下的那么热损失就和土壤的温度和导热系数有关。以下就是针对管道深埋于土壤中进行的热损失计算及其温度场进行分析。
本计算方案所采用的所有原始数据均来自辽宁石油化工大学课题研究小组在辽河油田锦州采油厂8号站所做的锅炉出口蒸汽干度实验所得。该课题组已成功的研发了锅炉蒸汽干度采集系统,并且已经长期在辽河油田锦州采油厂的多台锅炉上实施了检测。
1 物理数学模型建立
1.1 物理与数学模型
蒸汽管道输送情况受诸多因素的影响,为了问题的简化,对蒸汽管道内的汽液两相流做出以下假设[1,2,3]:①管道的横截面积A不变;②混合物在水平管道中是一维稳态流动;③在理想情况下,蒸汽和水均匀混合,流速相同,可以把汽水混合物看成是均匀流体;
在蒸汽管道内,取任意截面进行分析,建立数学模型如下:
1)管道热损失的传热过程及计算
供热介质的热量通过管道内表面向管道外表面传递,然后再从保温结构的内表面传到外表面;从保温结构的外表面向保温结构的空气传递。传热方式先是导热、对流。
式中 Q——单位质量的蒸汽向环境的散热量,J/kg;
t0——环境温度,℃;
λus——保温层的导热系数,W/(m·K);
dus——保温结构的外经,m;
dmp——蒸汽管道的外经,m;
λ土——土壤的导热系数,W/(m·K);
H——管道的埋地深度,m。
2)求出管道内水蒸气的干度
湿蒸汽是干饱和蒸汽和饱和水的混合物, 干饱和蒸汽的质量与湿蒸汽质量的比值定义为蒸汽干度。对蒸汽的热力过程存在一点、两线、三区、五态:一点是临界点;两线为饱和液体线和饱和蒸汽线;三区为未饱和液体(过冷液体)区、湿蒸汽区、过热蒸汽区;五态为未饱和液体(过冷液体)状态、饱和液体状态、湿饱和蒸汽状态、干饱和蒸汽状态和过热蒸汽状态。
把整个系统看作与外界达到良好绝缘,根据能量守恒:
h1-Q=h2 (2)
式中 h1——锅炉出口的蒸汽焓值,kJ/kg;
h2——蒸汽对环境散热之后的焓值,kJ/kg。
蒸汽的干度
式中 h′——饱和水的焓值,kJ/kg;
h″——保护水蒸汽的焓值,kJ/kg。
1.2 参数确定
1)压降计算[2]
根据各国研究学者所提出了各种计算方法,总的来说,摩擦阻力除了与管道尺寸,流速有关以外,还与水蒸气的干度有关。可以把汽水混合物看成是均匀流体,写成单相流体的摩擦阻力计算公式的形式,然后在用实验数据加以修正。可得到以下公式:
式中 φ——实际情况下摩擦阻力损失校正系数。
摩擦阻力损失校正系数φ是通过实验得出来的,表示实际情况和理想情况的差别。经实验证明,φ与工作压力、水蒸气干度χ、质量流速ρω有关。对于受热管而言,管内水不断汽化,各个管截面的汽水混合物的流速也随之而变化,使用起来不方便。因此人们采用质量流速ρω来表示管内工质流量。定义为:单位截面上在单位时间内流过工质的质量。
式中 ω0——循环流速,m/s;
ρ′——饱和水的密度,kg/m3;
ρ″——饱和水蒸气密度,kg/m3;
λ —— 管段摩擦阻力系数。
因为锅炉蒸发管内的工质流动的雷诺数很大,基本上都处在阻力平方区范围,计算公式如下:
式中 k——管内壁绝对粗糙度,mm;
d1——管子内径,m。
汽水两相流体流动的局部阻力损失的计算与摩擦阻力类似,先按照理想的情况写成均匀流体的局部阻力计算公式,然后用实验数据加以修正。计算公式如下:
式中 ξ——两相流体局部阻力系数。
2 计算过程及算例
2.1 计算过程
主要计算过程由以下及部分组成
①根据基础数据;
②根据基础数据计算压降,绝热层表面温度及其它物性参数;
③计算保温层散热系数;
④计算水蒸气对环境的散热量;
⑤计算未知点处水蒸气的压力及其焓值。
⑥计算水蒸气的干度。
2.2 计算数据及求解过程
以下是计算距离地面200 m处管道内蒸汽干度的方法。
蒸汽管道外经dmp为89 mm,内径d163 mm,壁厚为26 mm,外侧包有厚度δ为50 mm的硅酸铝保温层,其导热系数λus为0.085 W/(m·K),垂直安置在地下,周围土壤温度t0为27℃的空气中,管内蒸汽温度tm为320.77℃,出口压力p出为11.4 MPa,出口干度χ为58.25%,介质的流量Ws为10.7 t/h。
Δp总=Δpm+Δpjb=1.3+0.086=1.386 MPa
距离地面200 m处的蒸汽压力为10.014 MPa,相应的温度为311℃。蒸汽的平均温度
单位质量的热损失 Q=39.87 kJ/kg
h1=h′+χ(h″-h′)=2 144.82 kJ/kg
h2=2350.82-25.88=2104.41 kJ/kg
蒸汽的干度
3 用有限元的方法分析蒸汽管道的温度场
本文应用有限单元思想,使用ANSYS,通过计算机仿真,模拟了蒸汽管道及其保温层的温度场变化情况。通过ANSYS进一步分析了本文所提出的蒸汽干度计算方法的可行性。在图2中,因为管道是轴对称的所以只对其截面进行分析。其中的黑线表示蒸汽管道和保温层的分割线,保温层和土壤的分割线。
4 结论
(1)在注汽锅炉正常运行过程中,可以看出给水流量、蒸汽压力、锅炉热效率、饱和水焓、汽化潜热、给水焓和环境温度的扰动都将引起蒸汽干度的波动。
(2)考虑了传输过程中导热系数的变化,增加了模型的可靠性。对于不同的保温材料,管道热损失也不一样。因此,为了计算更加符合实际情况,需适当的调节参数。
(3)通过此项算法结果证明,蒸汽管道中的热损失、蒸汽干度损失是客观存在的。为了取得较高的经济效益,尽量减少热损失和蒸汽干度损失,选择导热系数小的保温材料和控制好蒸汽的流量和压力。
参考文献
(1)武占.油田注汽锅炉(M).乌鲁木齐:新疆大学出版社,1997.
(2)苏宾.管道绝热的材料装置方法和计算(M).北京:冶金工业出版社,1967.
(3)冯青,李世武,张丽.工程热力学(M).西北工业大学出版社,2006.
(4)杨世铭,陶文铨.传热学(M).北京:高等教育出版社,1980.
(5)瓦格纳,克鲁泽.水和蒸汽的性质(M).北京:科学出版社,1997.
(6)冯俊凯,沈幼庭.锅炉原理及计算(M).北京:科学出版社,1992.
(7)尚思贤,过洪波,任印堂.提高蒸汽分配系统中蒸汽干度的研究(J).特种油气藏,1998,5(1):33-36.
(8)杨方,韩玉生.测量和控制蒸汽干度的方法(J).国外石油机械,1998,5(1):63-67.
蒸汽购销协议--示本 篇5
甲方：
乙方：
为明确蒸汽购销双方的权利义务，维护采育经济开发区良好的蒸汽购销秩序，保证安全、经济、合理地供汽和用汽，经甲乙双方充分协商，订立本合同，并严格遵守履行。
第1条：用汽接口及热力参数
1．1 用汽位置：
；
接口管径：
；
接口位置：
。1．2 用汽性质：
。1．3 合同申请用量：
吨/小时。1．4 用汽压力范围：
MPa(表压)。1．5 用汽起始日期：
年
月
日。第2条：蒸汽价格及付款方式
2．1 蒸汽销售价格
元人民币/吨。
2．3 本合同履行期间，如遇国家发改委或北京市物价局调整能源价格，甲方应于能源价格调整前10日通知乙方，届时甲方蒸汽销售价格按
比例调整。（同等比例或根据燃气价格波动对蒸汽成本的影响确定相应比例）
2．4 蒸汽计量费按月收取，乙方应在每月20号之前向甲方报下月蒸汽使用计划，同时按照40%比例预付蒸汽销售费用，次月20日前按其蒸汽计量仪表显示并经双方有关人员确认的实际蒸汽使用量结清上月蒸汽费用，并预付第三个月的蒸汽使用费，以此类推。
2．5 乙方延期支付上述费用的，每日按迟付款总额的千分之五计付延期付款违约金；迟延超过三十天的, 违约金加倍，甲方除有权继续追收欠费及违约金外，并有权停止供汽。
第3条：蒸汽系统所有权及管理范围的划分
3．1 双方所有权划分：甲乙双方蒸汽系统的所有权划分以蒸汽计量表接口点为界，接口点以上（非用户一侧）管线和设施归属甲方，接口点及以下管线和设施归属乙方。
3．2 双方管理权限划分：甲乙双方的管理分界点为计量系统下口的第一道截门，管理点及其以上设施由甲方管理，管理点以下设施由乙方管理。
第4条：计量
4．1 乙方计量装置应安装在乙方红线处并由乙方设置计量室。计量系统的设计、施工由甲方负责，费用由乙方承担。
4.2 乙方每月的最低使用量为合同申请用量的40%，即：月最低使用量=合同申请用量×24×本月日历天数×40%。
在本合同履行期间，如遇乙方停产检修，乙方应提前书面通知甲方，甲方采取相应的停汽措施，并且乙方该月合同申请用量依据乙方向甲方提交的书面文件按停产天数核减。
如果乙方每月实际用量高于该月最低使用量，乙方按照该月实际用量支付计量蒸汽费。如果乙方每月实际用量等于或者低于该月最低使用量，乙方应按照该月最低使用量支付计量蒸汽费。
4.3 甲方每月15日到乙方查表，乙方核对无误应在“用户确认单”上签署确认。如乙方对使用量有异议，需先确认表数，然后由双方进一步核查，乙方的异议内容须在“用户确认单”上注明。
4.4 乙方蒸汽表每年应交甲方按照国家技术监督部门的规定进行定期校验，校验由国家认定资质的校验部门进行，费用由乙方承担。
4.5 甲、乙双方任何一方就蒸汽计量装置计量提出疑义时，应由甲方先行更换临时计量装置，并由双方将计量装置送交有资质的校验部门进行校验，校验费用由提出疑义方先行垫付，并根据校验结果由未获支持方最终承担。校验完成后，购销双方应按照校验结果对上一交费日至更换临时计量装置期间的蒸汽费进行核减或补增。
计量仪表有二次传输系统的，当二次表与基表指数有差异时，以基表指数为准。4.6 如遇计量装置发生故障，乙方应立即通知甲方，由甲方在故障发生后三天内提供临时计量装置并进行安装。故障期间（自计量装置发生故障之日起至临时计量装置安装完毕之日止）的用汽量由双方协商确定；协商不成的，按照故障发生前六个月的平均蒸汽用量标准计算。
因乙方原因造成计量装置在发生故障后三天内仍未更换的，则故障期间的用汽量按故障发生之前六个月中的最高月用汽量标准计算，同时甲方在发出书面通知后有权对乙方停供蒸汽。发生故障的计量装置经国家认定资质的校验部门鉴定已损坏并超出保修年限的，乙方应支付重新购置计量装置的费用。
4.7 计量装置如遇定期校验、超出其使用年限、人为破坏、损坏或丢失等情况均按本合同4.6条款执行。
4.8 如遇计量装置断电未计入用汽量，乙方应及时通知甲方，且断电未计入用汽量期间的用汽量按蒸汽合同申请用量与断电时间的乘积计算。
4.9 乙方超合同用量或超量程使用的，乙方应办理蒸汽增容。未办理蒸汽增容前，甲方对因此而导致的用汽压力下降不承担责任。此外，乙方超量程使用的，双方应以甲方的远传
装置所记载的用汽量作为乙方支付蒸汽费用的结算依据。
第5条：供、用汽管理
5.1 蒸汽只能用于企业生产过程，不得用于其它用途。如确有需要用于其他用途，须甲方同意并于本合同中注明。
5.2 甲方所供蒸汽，乙方不能直接使用于食品、医药等产品，乙方应间接使用蒸汽。5.3 乙方应自建与甲方冷凝水回收系统相匹配的冷凝水回收装置。因公共系统原因或乙方原因（包括但不限于冷凝水在生产过程中被有害物质污染等）致使冷凝水不宜回收的，乙方应采取措施循环利用冷凝水热量。因乙方原因冷凝水不宜回收的，则乙方应在蒸汽计量价格基础上增加4.5%作为补偿。
5.4 乙方使用压力等于或低于0.7 Mpa（表压）时,需在计量系统后做减压装置。减压装置的设计、施工由甲方负责，费用由乙方承担。
5.5 乙方的用汽设施，须经甲方审查是否符合与甲方蒸汽管网的对接条件，经确认合格后方可供汽。
5.6 乙方作为新用户或停供用户或乙方使用过程中发生停用的，乙方应当在首次用汽或者恢复用汽前进行吹扫。
5.7 甲方检修供汽设施，需暂停供汽的，应提前书面通知乙方，计划检修提前7 天、故障检修提前3天，乙方在接到通知后应做好相应安排以避免损失。
5.8 如甲方供汽系统发生紧急故障或其他突发事件需临时停止供汽，甲方应立即通知乙方，不能提前通知乙方时，应在停汽后立即通知乙方。甲方在确认修复后方可恢复供汽。
5.9 乙方因自身原因需暂时停止使用蒸汽时，应及时通知甲方，由甲方在4小时内派人到乙方处关闭进户阀门。在关闭进户阀门前，乙方应在计量装置后放空消压，排放疏水，以保证甲方系统的正常运行。
5.10 乙方需停用六个月以内的，应申请临时停汽。甲乙双方应在三日内办理书面停供协议，并由甲方在约定的时间作截（停）汽留表处理，由此发生的工程费用按照实际发生额由乙方承担。乙方要求恢复用汽的，应提前十五天书面通知甲方，办理恢复供汽手续，甲方应按照乙方的申请时间接通供汽。
5.11 甲、乙双方均应保证其产权范围内的供汽设施完好，如发生损坏或故障，应及时修复，甲方发现乙方设施存在重大隐患时，甲方有权停止供汽。供汽设施修复或故障排除前发生的热能损失及维修费用，由供汽设施发生故障的一方承担。
5.12 有下述情形，造成供汽质量达不到规定标准或中断供汽的，使乙方受到损失的，甲方不承担责任：
（1）乙方擅自拆改蒸汽设施的；
（2）停水、停电造成供汽中断的；（3）蒸汽设施正常的检修、抢修；
（4）由于不可抗力的原因或者政府行为造成停止供汽的；（5）本合同约定或法律法规规定的其他情形。
5.13 乙方不得在蒸汽设施上截取热能,或向第三方提供热源，或对供汽设施拆改或做其他变动。如果乙方有前述行为，甲方有权立即停止供汽，乙方并应承担下述违约责任：承担恢复热力系统原状的工程费用；如果造成甲方热能损失，乙方应承担赔偿责任。
5.14 乙方用汽增容、减容应提前60日向甲方申请办理，乙方办理增减容应对蒸汽系统重新设计、施工，并相应修订蒸汽合同。
5.15 乙方的实际用汽量高于合同申请用量或蒸汽瞬时流量超过计量装置的仪表量程时，乙方应在一个月内办理增容手续并更换计量装置及相应设施。因乙方原因在一个月内未办理增容手续的，甲方有权按现有合同申请用量限制乙方用汽。
5.16 乙方应合理申报使用量，自本合同签订之日起两年内双方不办理蒸汽减容变更。乙方办理蒸汽减容变更的，应以减容用量向甲方补偿建设配套费用。已办理过减容的一年内不再办理减容手续。
5.17乙方迁出，新用户进入，在用汽状况完全不变的情况下，乙方与新用户应于新用户进入一个月前持用气资产转让有效文件共同到甲方办理过户手续。乙方有拖欠蒸汽费的，补齐欠费后方可办理供汽过户手续。
用汽状况发生变化的，不办理过户手续，由甲方与新用户重新签订供汽合同。乙方有拖欠蒸汽费的，应在迁出前补齐。
第6条：附则
6.1 本合同经双方法定代表人或其授权代理人签字并盖章后生效。
6.2 本合同在甲、乙双方蒸汽购销关系存续期间始终有效，甲、乙双方经协商一致，可以对本合同做出书面修改和补充。
6.3 甲方向乙方发出催收欠款通知书及其它相关文件，只要按照本合同通知条款所列地址寄出，即视为送达给乙方。乙方变更联系地址的，应提前三日书面通知甲方，乙方未进行书面通知的，新地址甲方不予确认。
6.4 甲、乙双方就本合同发生的争议，可通过协商解决或直接向供汽地点所在地人民法院起诉。
6.5 本合同及补充协议未尽事宜，双方可签订补充协议进行约定。第7条：其它约定：
（1）由于不可抗力因素或通过认真谨慎的行动也无法阻止的外力原因造成的供汽未达到规定标准或中断供汽的，甲方不承担责任。但发生前述事件，甲方应及时通知乙方并采取措施防止损失扩大，否则甲方对扩大的损失承担赔偿责任。
上述“不可抗力因素”系指人力无法预料、无法防备、无法制止的自然灾害或政治事件，包括但不限于地震、地陷、火灾、洪水、**、军事行动、政府行为等。
上述“无法阻止的外力原因”系指第三方违章施工、挖土等原因造成的蒸汽管道及设施的破坏，以及供汽管道爆裂等。
（2）双方同意，本合同签署前，甲、乙双方没有签署书面蒸汽购销合同但甲方为乙方实际供汽的，其遗留问题也依照本合同处理。
第8条：通知条款
甲方：北京博创家和节能技术有限公司
乙方： 甲方代表：
乙方代表： 电
话
电
话： 开 户 行：
开 户 行： 帐
号：
基本帐号： 联系地址：
联系地址： 邮政编码：
邮政编码：（以下无正文）
甲方：（签章）乙方：（签章）
蒸汽采暖系统 篇6
关键词：真空提高 蒸汽喷射 节能降耗
中图分类号：TK229 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）07（b）-0078-02
1 概述
华电包头公司#1机组原凝汽器真空系统高、低背压凝汽器直接由管道连通，由3台水环真空泵（二用一备）保持真空。由于包头所处地理位置大气压较低，当夏季到来，开式水温度升高时，凝汽器系统真空偏低，汽轮机效率降低，发电煤耗增大。
为提高凝汽器真空从而提高汽轮机运行效率，包头公司于2014年采用蒸汽喷射技术对#1机组真空系统进行技术改造。
系统改造后，有效提高了凝汽器真空，从而提高了汽轮机运行效率，达到降低煤耗的目的，同时解决真空泵夏季高温因汽蚀生产的噪音大和叶轮裂纹甚至断裂等安全问题，并且真空泵运行方式由原来的两用一备变成一用两备，可以降低真空泵的运行成本，达到减少厂用电的节能效果。
2 改造方案
本次改造是从除氧器中取出一路汽源作为整套系统的工作汽源，通过调门控制稳压罐中蒸汽压力在一定范围后，将蒸汽送入喷射器；分别有抽汽管路将高、低背压凝汽器与蒸汽喷射器相连，并且在高、低背压凝汽器的两条连通管路上分别新增了一道隔离门；喷射器出口与冷凝器相连，疏水排至凝汽器集水器气相空间，余汽由原系统中的水环真空泵抽排。
改造系统原理图见图1。
系统改造后，正常运行时，需打开抽真空管线气动蝶阀111、311、132，关闭高低压侧联通用气动蝶阀101、102和真空泵吸气母管气动蝶阀313，此时凝汽器真空系统由新系统控制，真空建立稳定后只需保留一台真空泵运行。
为保证系统运行可靠性，在整套系统中设置手动切除按钮及保护切除功能，当蒸汽喷射系统异常时，可手动或依靠保护动作切除系统，打开高低压侧联通用气动蝶阀101、102和真空泵吸气母管气动蝶阀313，关闭抽真空管线气动蝶阀111、311、132，联锁启动备用真空泵，恢复改造前运行方式。
3 改造效果
调试期间对蒸汽喷射器系统进行了切除，就切除后与投入时真空情况进行对比，试验前后真空泵冷却水始终为10℃，试验要求为30℃，电厂考虑安全因素，未升高冷却水温度，实验数据见表1。
通过表1数据看出，在蒸汽喷射装置切除时，高压真空为-86.33 kPa，低压真空为-86.86 kPa，真空逐渐下降，到20 ，min左右真空达到稳定值，此时高压侧为-86.07 kPa，低压侧为-86.55 kPa；由此可以看出在投入与切除蒸汽喷射装置前后，高压侧降低0.34 kPa，低压侧降低0.31 kPa，平均影响为0.325 kPa。
4 调试常见问题
单体调试。因系统调试必须在机组启动后进行，因尽量在机组启动前完成所有阀门的静态调试及上位机相关保护逻辑；若必须在机组运行时进行单体调试，应保持两套系统并列运行，逐个进行调试。
保护定值整定。当凝汽器背压高于限值、除氧器压力低于限值、喷射器供汽压力低于限值时系统必须退出运行，因此在调试中需要根据系统实际情况与设备说明书，对以上3个参数的保护定值进行在线整定。
真空泵逻辑修改。考虑新系统切除后，真空系统运行方式与改造前相同，故尽量保持原有逻辑不变；新系统运行时，通过运行人员调整设备运行方式使得3台真空泵中1台运行、1台备用、1台切除，只在原真空泵联启逻辑中新增蒸汽喷射系统切除条件。
5 改造后设备运行情况
系统改造后，不但有效提高了凝汽器真空度，而且减少了一台真空泵的使用，使得本来准备在夏季应急使用的此套设备在全年都有比较强大的适用能力。
从运行人员操作量来看，此系统在正常运行时除压力调节阀自动调节外，其他阀门均无需动作，没有增加运行人员劳动强度，目前该套系统在我厂#1机组使用情况良好。
6 结语
蒸汽喷射技术是一种设备结构简单、性能稳定可靠的真空获得技术，广泛应用于石油、化工、油脂、制药、冶金、轻工、纺织、食品、制糖、制盐等行业，但在火力发电企业中使用较少，此次改造成功，为解决开式水温度高，凝汽器真空偏低提供了一个新的解决方案。在节能降耗与空冷岛技术逐步推广的背景下，蒸汽喷射技术在火力发电企业中的应用前景将更为广阔。
参考文献
[1]阳俊.蒸汽喷射制冷系统数值模拟与分析[D].大连：大连交通大学，2012.
[2]宋力钊.喷射器对水蒸汽喷射制冷系统性能的影响分析[D].天津：天津商业大学，2013.
蒸汽发电系统的优化 篇7
该项目以DCS系统为基础,结合DEH(汽轮机数字电液控制系统)和TSI(汽轮机安全监视系统)。其中DEH贯穿机组开机、并网、负荷控制投抽汽、停机整个过程,是系统的关键环节;TSI是轴系检测系统;DCS则是连接DEH和TSI系统的纽带,提供机组的人机操作平台。各个控制系统之间相互关联,结构如图1所示。
1.1 优化DEH控制系统
1.1.1 消除干扰
DEH系统,是以32位微处理器为核心的模块化计算机控制装置,根据用户运行参数、条件组态,通过输入输出接口,接受、输出模拟量、开关量信号进行控制。调节器接收转速传感器输入的转速信号,压力传感器输入的抽汽压力信号,功率传感器输入的电功率信号以及过程、辅助控制等回路输入的控制信号,运算后输出标准电流信号给电液转换器,电液转换器输出与电流信号相对应的油压信号。该油压信号经液压伺服机构放大后,控制油动机活塞移动。这一控制过程时常会出现“干扰”信号,采取信号导线扭绞、屏蔽、接地、平衡、滤波、隔离等方法加以消除或避免。
1.1.2 添加机组自动启动顺序功能
对DEH系统添加机组的自动启动顺序(见图2)。该顺序逻辑使机组完成从零转速到额定转速完整的系统启动过程。采用这一功能,机组启动升速率和暖机转速的保持时间取决于机组停机时间的长短,大于40h是冷态启动,低于20h是热态启动。在执行顺序自动启动过程中,可以随时暂停进程。
1.1.3 添加机组抽汽/功率联调控制
抽汽/功率联调控制如图3所示,即以操作员设定压力作为给定,以实际抽汽压力作为反馈,通过PID调节器控制抽汽压力,其输出与功率调节器的输出一同送到前置解耦运算逻辑进行解耦运算,实现热电联调与静态自整。
功率功能则是采用闭环控制,根据运行人员设定的目标值及变化率,并综合各功率限制条件及频差修正,形成功率定值,以机组实际电功率作为反馈,通过PID调节器对机组功率进行闭环调节。当机组运行于抽汽工况时,该回路与抽汽控制回路一起牵连运算,实现热电联调及静态自整。
1.2 优化TSI系统
TSI系统完成整个控制系统的轴系检测,测量8个轴振动、2个轴位移、2个胀差、2个转速信号,并且提供轴系参数的报警、停机以及零转速信号。轴系振动测量系统的噪声是无法避免的,它可以歪曲数据,妨碍从数据中提取机器状态信息。优化过程中,采用电路方法,运用3500系统的组态软件的滤波功能,使噪声降低到最小程度。这一方法具有以下特点:低通滤波可以滤去传感器频率周围的高频成分,其低通截止频率为传感器相应频率的1/3;高通滤波可以滤去加速度信号积分和二次积分,积分会产生低频噪声;带通滤波可以从振动信号中分离特定的频率成分;带阻滤波从振动信号中滤去某一频率成分。
2 软测量技术应用
软测量就是选择与被估计变量相关的一组可测变量,构造某种以可测变量为输入、被估计变量为输出的数学模型,用计算机软件实现重要过程变量的估计。收集现行的25MW发电机系统运行过程数据,引入BP网络,并对工业过程的操作数据进行处理,从中提取系统的特征,对数据采用回归分析法,完善模型,得出待测变量的估算值。
软测量模型结构如图4所示,X为被估计变量集;d1为不可测扰动;d2为可测扰动;i为对象的控制输入;u为对象可测输出变量;X1为可能有的离线分析计算值或大采样间隔的测量值;X2为最优估计值。
2.1 BP网络
基本的BP网络是一个三层感知器模型,由输入层、隐含层和输出层组成,如图5所示,它能够使网络的输出逼近目标值。
图中每个节点均为一个神经元,输入层神经的输入值即为其输出值,其余神经元的输入值由该节点所有输入和阈值的加权和组成(其中阈值的加权值令为1),即
式中,xi为所有节点的输入及阈值;wij为从i节点到j节点的权值。
相应地该节点的输出值一般采用:Oj=f(netj),其中,f(x)=[1+exp(-x)]-1。
网络输入、输出节点的确定也属于网络拓扑结构的确定,一般根据具体问题来解决。隐节点的确定一般要多次试探,比较以确定其具体个数。
2.2 基于回归分析建模
软测量建模具体实施办法是采用经典的回归分析法。以最小二乘法原理为基础的一元和多元线性回归技术目前已相当成熟,常用于线性模型的拟合。蒸汽汽轮发电机机组中,测得的轴系位移、振动与蒸汽流量、压力、温度和止推瓦温度等,存在一定关系:
式中,为待估测变量的期望值;x1…xP为相对应时间的温度、压力、流量以及轴系等的测量值。
由汽轮机的工作原理决定,当调节门开大后,流入喷嘴室蒸汽面积的汽量增多,喷嘴室内的蒸汽压力升高,流入汽轮机的蒸汽流量增多,汽轮机的功率增大。在发电机组正常运行时,蒸汽流量、压力以及轴位移和止推瓦温度存在一定的相互关系。合适建立模型的过程数据为蒸汽流量、压力以及轴位移和止推瓦温。取蒸汽流量、压力、温度、轴位移作为辅助变量,以推导推力瓦块的估测值。取参数列表4组数据,分别对应以上参数,得到检测止推瓦温的数学模型:
式中,x1为汽轮机进汽流量;x2为汽轮机进汽压力;x3为汽轮机蒸汽温度;x4为汽轮机轴位移;y为推力瓦温度。
2.3 软测量模型校正
由于装置操作条件及原料性质都会随时间而变化,软测量模型只适用于一定的操作范围,因此需要不定期地对模型进行修正,以适应工况的变化。本项目中,由模型得出止推瓦温度估算值,通过DCS系统的历史数据采集功能,将该值作成历史趋势在画面上进行显示,以此来比较与实际测量值的相互误差。软测量历史趋势如图6所示。
参考文献
[1]韩忠旭,周传心.燃煤发热量软测量技术及其在超临界机组控制系统中的应用[J].中国电机工程学报.,2008
浅谈工厂蒸汽系统节能 篇8
1 减温减压节能
蒸汽输送的原则是高压过热输送, 低压饱和使用, 在各用汽点设减压及减温站。高压输送蒸汽管道口径小, 散热损失小, 节省管道及保温费用, 末端减压过程提高蒸汽干度的过程, 通过减压可在用汽点得到更干燥的蒸汽。输送过热蒸汽可减少输送过程中的凝结水, 减少水击的发生。热用户时采用低压饱和蒸汽热效率会更高, 因为随着蒸汽压力的降低, 蒸汽的汽化热值升高, 低压蒸汽热值更高, 低压流速低, 噪音小, 故工厂蒸汽入户必须设减压减温装置。
1.1 减 压阀 的形式 、原理及优缺点
蒸汽减压阀的形式:自作用式 (直接自作用式、波纹管自作用式) , 先导式 (先导薄膜式, 先导活塞式) , 气动式。
自作用减压阀, 寿命长, 结实, 易于安装, 维护简单, 承压承温高, 可适应蒸汽品质较差的场合。在蒸汽如今压力波动较大的场合也可以使用, 造价较高。
直接作用式减压阀利用弹簧挤压膜片, 利用膜片的自恢复性能调节压力。波纹管自作用式所需的下游压力可以通过一个简单运动的调节器增加或减少作用在驱动器隔膜上的弹簧力设定。下游压力通过管道作用于隔膜的另一面, 以相对于设定的弹簧力。下游压力的任何变化直接作用于阀门的开闭。
先导隔膜式减压阀减压比高, 较稳定, 需要在蒸汽品质较好的环境, 耐温度较低, 体积较大。
气动减压阀控制精确, 适用于很高压力的应用, 能适应很高的流量, 很好的调节比, 比较复杂。工作原理利用压力传感器感受下游压力, 通过气动调节阀调节阀门开度, 进而控制蒸汽压力。
1.2 减温装置的形式 、原理及 优缺点
使用端低压饱和蒸汽的焓值较高, 与饱和蒸汽相比, 过热蒸汽部分所含的热量很小, 使用过热蒸汽会由于其低的传热系统而降低效率, 换热器的换热面积会加大到非常不经济的程度, 极大降低了换热效率。过热蒸汽温度对阀门及用气设备产生应力变化, 超过150度以上, 阀门的耐压均有较大程度降低。高压蒸汽减压也产生过热度, 所以需要减温。
减温器有管束式减温器、水浴式减温器、机械喷雾式、水喷射式, 文丘里式、复合蒸汽雾化式。
文丘里式减温器利用管道对过热蒸汽节流, 过热蒸汽在冷却水喷入点产生高速流动和湍流, 使冷却水和过热蒸汽充分混合以提高减温过程的效率。操作简单, 无运动部件, 有较大的蒸汽压力降, 减温器后吸收段距离较长, 冷却水量需要保持一个最低值, 否则容易失效。
水喷射式减温器主体为轴向喷射嘴及混合器。冷却水雾喷入过热蒸汽, 冷却水量由控制阀的位置控制, 特点操作简单, 蒸汽压力降小, 吸收距离短, 费用较低, 适用于较稳定的蒸汽负荷参数。
机械喷雾式减温器主体为一个或多个机械喷嘴, 喷嘴将很细的冷却水雾喷入过热蒸汽, 水转化为蒸汽, 蒸汽的过热度随之下降。操作简单, 蒸汽压力降较小, 吸收距离较长, 费用较低, 适用于温度的蒸汽负荷参数。
蒸汽减温水量的计算, 基于热量平衡的方法, 可得出减温水量的值, 即蒸汽释放的热量=减温水吸收的热量。
2 蒸汽输水节能
蒸汽疏水阀就是能将凝结水及空气瓦斯气排出蒸汽系统, 却将蒸汽保留的一个自动装置。疏水阀应在启动阶段排除加热空间中的空气, 排除凝结水, 若排水不畅易造成管道及设备腐蚀及水锤。热静力疏水阀可以做到定温排放, 提高系统热效率, 增加可靠性, 节约能源, 运行良好的疏水阀可保证蒸汽节能, 通常一个系统的改造中, 疏水阀的费用占7%~10%, 而其对整个系统的节能效果达到40%以上的贡献。
浮球式疏水阀排量大, 是换热器等加热设备的理想选择, 不受压力波动的影响, 可自由排放空气, 缺点易冻, 须选择坚硬的浮球, 否则易受水锤破坏。主要应用在换热器、蒸汽支管末端、换热器, 蒸锅等工艺设备。
倒吊桶疏水阀, 优点结构简单, 使用寿命长, 防水锤效果较好, 进口家装止回阀, 可用于过热蒸汽。缺点排气孔小, 排空气性能差, 经常出现气堵, 压力波动易失去水封, 造成蒸汽泄露, 小负荷下, 易微量泄漏蒸汽。应用于石油、化工、印染、造纸、制药等工业蒸汽加热设备和蒸汽管网的阻汽排水。
热动力式疏水阀, 原理简单, 部件少, 价格低廉, 阀前无冷凝水。缺点, 用二次蒸汽密封, 能源效率低, 使用寿命短, 在寒冷条件下易失效。在压力为17kg以下的蒸汽主管和伴热管上有限制的使用, 因使用受限制较多, 效果较差, 重要场合不推荐使用。
热静力疏水阀排空气性能最好, 可兼具蒸汽排气阀使用, 定温排放, 能源效率最佳, 是蒸汽节能主要使用产品, 体积较小, 可任意位置安装, 在寒冷条件不易冻坏, 可依据工作压力变化自动调节排水温度, 具有防水锤功能, 过热条件亦可输水。缺点, 阀前有积水, 要求较高条件下需加冷却段, 流量较小, 适用于蒸汽主管线、蒸汽伴热管网、仪表伴热和小型加热设备的阻汽排水, 使用范围很广。
3 冷凝水回收节能
冷凝水是有价值的资源, 含有高热量, 锅炉给水采用冷凝水, 可减少锅炉排放污染, 降低水处理费用。另超过43度的冷凝水不能排放到公共排水系统, 高温水破坏环境, 损坏排数管道。锅炉给水温度越高, 锅炉效率越高, 回收的凝结水的显热占蒸汽总热量的25%的能量, 保留在凝结水中。锅炉给水采用凝结水, 可减少总的可溶固体含量, 从而提高蒸汽的质量, 通过提高给水温度, 最大程度的减小氧含量, 因此可以减小对整个系统腐蚀之危险。
凝结水是一种高温水, 当蒸汽释放其潜热转变为凝结水状态, 大约还有25%总量保留在凝结水中。如果把凝结水排放掉, 所失去的热必须通过燃烧更多的燃料加热低温的补水来弥补。没升高6度水温, 锅炉燃料可节省1%。
凝结水是理想的锅炉补充用水, 因为它是已经被处理过。回收凝结水可以大幅度的减少锅炉的排污次数, 节省燃料, 节省化学处理, 以及水的用量。水中溶解的空气量取决于水的温度, 温度越高, 空气含量越低。如果不回收凝结水, 给水的温度将会比较低, 当给水在锅炉中加热时, 不溶解的空气将从给水中跑出来, 这些空气将于蒸汽一起被输送进管道, 并占具蒸汽的空间。空气是一种差的传热体, 它会延长升温时间, 降低工作效率, 1mm厚的空气膜的热阻与1720mm厚的铁板的热阻相同。空气中含有的氧气和二氧化碳会造成管道的腐蚀。
蒸汽系统冷凝水回收有三种方式。通过重力回收凝结水, 这是最好的回收凝结水的方法, 在这种系统中, 凝结水通过适当地安排凝结水管子并依靠重力流回锅炉。凝结水管道安装设计没有任何升高点。通过压力回收凝结水是利用疏水阀中的蒸汽压力来回收的。凝结水管道被提升到高于锅炉给水箱的高度, 因而疏水阀中的蒸汽压力必须能够克服静态压头和凝结水管道的摩擦阻力。在冷启动时, 凝结水量最高、蒸汽压力低, 不能够回收凝结水, 将造成启动延迟以及水锤的可能性。通过利用凝结水回收装置回收蒸汽凝结水, 凝结水通过重力方式排放到一个通大气的凝结水收集箱里, 在那里一个回收泵将凝结水送回到锅炉房中。
摘要：从工厂蒸汽入口减温减压、蒸汽疏水、凝结水回收等方面阐述工厂蒸汽系统节能措施。
关键词：蒸汽,节能,减温加压,疏水,凝结水回收
参考文献
[1]机械工业部.GB50041-2008锅炉房设计规范[M].北京:中国计划出版社, 2008.
蒸汽采暖系统 篇9
太原钢铁(集团)有限公司(以下简称太钢公司)新建150×104t不锈钢系统工程是太钢公司为适应新形势、抢占不锈钢高端市场、实现其“建设全球最具竞争力的不锈钢企业”战略目标而实施的改造工程。其中,冷轧工程作为“高附加值、高效益”的末端工序是其建设重点。该工程在主厂房内建不锈钢系统冷轧流程所有处理、轧制及精整设施,主厂房面积为693 m×204 m,柱间距为15 m,跨度为30 m/27 m七连跨,厂房高度3种:36.0 m、23.5 m及17.5 m,厂房内设置120台落地式大型暖风机,单台散热量555 kW,蒸汽耗量1.02 t/h,暖风机沿柱列布置,每列平均15台,在厂房外门两侧设有箱式侧吹热风幕。
1 凝结水回收系统分类
由于冷轧主厂房的重要性,保证其冬季室内温度是各生产设施按期建设、正常发挥全部新建生产线生产能力的确保手段之一。该采暖系统的凝结水回收是蒸汽供热系统的最后1个环节。该环节的好坏,直接影响整个供热系统的经济性和合理性,直接影响到生产建设的最终效益。因此,设计之初就反复比较了目前各类凝水回收方式的特点与优劣。
1.1 重力凝结水回收系统
重力凝结水回收系统依靠用汽设备和凝结水回水箱(罐)之间的位差,克服凝结水在管道中的流动阻力。这种系统简单,运行可靠,但受系统影响,设备布置受很大限制。
1.2 背压凝结水回收系统
背压凝结水回收系统是凝结水依靠疏水阀的背压返回凝结水回水箱(罐)。这种系统简单,运行可靠,但不适用于蒸汽压力(或疏水背压)太低的情况,同时,对于多个用热设备效果较差。
1.3 加压凝结水回收系统
压力凝结水回收系统(也叫加压凝结水回收系统)在1个或几个用汽设备后部设置凝结水箱,汇总收集凝结水,用凝结水泵将凝结水送至锅炉房总凝结水箱。这种方式凝结水输送距离远,可用于多台用汽设备,对于蒸汽压力无特殊要求,是目前使用最普遍的系统。
加压凝水回收系统按照工作压力,分为开式系统与闭式系统;按照驱动介质分为电动与气(汽)动系统。
开式系统由于与大气相通,系统简单方便,可从并联的多台用汽设备中收集冷凝水,凝结水水温较低。因为闪蒸汽排至大气会产生“冒白汽”的现象,既减少了回收量,又会对附近的墙壁或设备产生腐蚀,且不美观。
闭式系统由于与大气隔绝,运行压力较高,回收的凝结水温度高,回收的热能较为充分,品质较高。缺点是系统中的不凝性气体不易排出,对系统运行产生影响。
电动系统采用的电动泵凝水回收装置主要由疏水阀、凝水收集罐体、防气蚀定压装置、高温凝结水泵及相应测温测压电控部件构成,适用范围广,压力设置调节灵活,保险系数高。缺点是占地面积较大,存在离心泵气蚀现象,多套回收设备并联运行时各离心泵扬程应符合要求。一般该装置用于多路用汽设备并联(此时应视情加设多路收集器等辅助平衡装置)和闭式系统。
气(汽)动系统采用的凝水回收装置主要由气(汽)动机械泵、排空气阀、真空破坏器、疏水阀等部件构成,无需电力,温度控制稳定,能有效避免凝结水积存产生的气蚀,结构简单,无控制单元,维护检修量小,占地小。缺点是需要汽/气驱动介质,应用于闭式系统较为困难,且单设备流量较小,故该装置一般用于单体设备的凝水回收、用于开式系统较为简单适宜。
2 凝结水回收系统的选择与设计
150×104t冷轧主厂房内的采暖用汽设备(喷射暖风机)单体用汽量为1 t/h左右,间距约40 m～50 m,厂房内各种介质管道敷设标高较高(一般约高于疏水点6 m),用水点离最末端用汽设备距离约为1100 m,用汽设备入口蒸汽压力不高于0.4 MPa,建设单位对现场观感质量要求较高,不允许出现“冒白汽”的现象。
针对此种情况,首先被排除的无疑就是开式系统。因凝结水需爬高的距离太大,故多路暖风机并联设置1套凝水装置的方案也是不可行的。从采暖设备布置情况等方面考虑,电泵凝水回收装置也不适宜。
经过多方研究,最终确定使用汽动凝水回收装置设计闭式凝水回收系统。具体措施为,在用汽设备蒸汽/凝结水出口设置集水管,收集放热后的蒸汽凝结水,再由集水管下部接出管道将凝结水引入气(汽)动机械泵(即凝水回收泵);泵体后部接疏水阀,阀后凝水管道接入凝结水总管;机械泵采用压力为1.8 MPa经减压至0.6 MPa的过热蒸汽作为驱动介质,泵体上部乏汽排出口用管道接至集水管内。
该系统在每台大型暖风机设备一侧均设置1套热风幕与小型采暖系统,分别将各自凝结水经疏水阀后接入附近暖风机凝水系统中。系统流程示意图见图1。
系统运行如下:a)在离用水点较近的用汽设备中,由于凝结水输送至用水点所需扬程较小,入口蒸汽经泵体、疏水阀后的背压足够,故可直接经由疏水阀将凝结水输送至用水点,回收泵腔内不会积存凝结水,驱动介质入口浮球阀始终处于关闭状态,完全利用蒸汽背压进行疏水工作;b)较远距离的用汽设备,蒸汽背压不足,故在回收泵腔内有凝结水积存,达到一定量时,由于泵体内浮球作用,驱动进汽口打开,驱动汽进入泵腔。由于驱动汽压力较高,其背压满足凝水输送扬程需要,将凝结水排出至凝结水总管内并输送至用水点,泵腔内凝结水积存减少,浮球阀下移,关闭驱动汽入口,乏汽排出口开启,将乏汽排出至集水管。因驱动介质——高压力蒸汽与泵体内的二次蒸汽成分相同,故乏汽与二次蒸汽混合,直至放热成为凝结水一同进入回收泵。
该套闭式凝结水回收系统采用了较为特殊的泵与疏水阀的组合方式,通过使用蒸汽作为驱动介质并将乏汽引至用汽设备,首次实现了气(汽)动机械泵在闭式系统中的应用,较好地解决了机械泵排乏汽所带来的“冒白汽”现象,又充分利用了系统自身的背压,尽可能地节约了能源。同时,由于汽动机械泵与疏水阀的特殊性,多台设备之间存在着良好的压力(扬程)自调节性能,这是远优于电动泵回收装置的一大特点。
3 结语
该闭式凝结水回收系统投用5年来,散热设备及凝水回收系统均工作正常稳定,凝结水回收量不小于95%,充分证明该系统设计的成功。
当然,该系统仍存在一些不尽人意的地方,如,a)由于乏汽的进入,会对用汽设备的热交换装置产生冲击;b)此系统管路较为复杂,阀门数量较多,其观感质量逊于电动回收装置;c)系统适宜对单台设备进行凝水回收,所需介质要求较特殊,这使得该形式系统在推广使用性上较差。
蒸汽喷射抽真空系统故障排查 篇10
1 工作原理
蒸汽喷射真空泵利用流体流动时的静压能与动能相互转换的气体动力学原理来形成真空。具有一定压力的水蒸汽通过拉瓦尔喷嘴喉径时达到声速, 到喷嘴的扩散部时, 静压能全部转化为动能, 达到超声速, 同时喷嘴出口处形成真空, 被抽气体在压差的作用下, 被抽入吸入室, 和以超声速的蒸汽一边混合一边进入文丘里管, 然后以亚声速从文丘里的扩散管排出, 同时混合的气体速度逐渐降低, 压力随之升高, 而后从排出口排出。如果将几个喷射泵串联起来使用, 泵与泵中间加入冷凝器使蒸汽冷凝, 便可得到更高的真空度。整台蒸汽喷射真空泵由若干级泵体与冷凝器两大部分组成。各级泵体均由喷嘴、入室及扩压器组成, 喷嘴可以是单只, 也可以是多只, 喷嘴一般采用不锈钢材料, 吸入室和扩压器等其它部件可采用不锈钢、铸铁及碳钢等材料[2]。 (如图、图2)
2 影响真空的因素分析
2.1 蒸汽品质:
抽真空用的蒸汽是要求有一定压力和过热度的, 蒸汽压力偏低及压力波动均对真空泵的能力有较大影响, 因此蒸汽压力不应低于要求的工作压力, 但所用真空泵结构设计已定型, 过多提高蒸汽压力并不会增加抽气量及真空度。在抽真空过程中如果压力不够, 就不足以形成高速射流, 破坏抽真空过程。在抽真空过程中会出现压力温度的变化, 如果过热度不够会引发蒸汽的相变, 影响抽真空的作用。
2.2 冷却器换热效果的影响:
如果冷却器换热效果不够好, 就会导致部分蒸汽无法冷凝, 致使该冷凝器中的气体总量增加, 变相增加下一级抽子的负荷, 当超出设计能力时, 抽真空就会出现问题, 冷却水温度、流量以及冷却器结垢都直接影响冷却器换热效果。
2.3 系统密封性:
抽真空系统法兰, 导淋阀, 放空阀的气密性都会影响到抽真空系统的整体性能, 另外被抽真空系统的气密性对抽真空系统的影响也是比较明显的。
2.4 喷嘴的问题:
喷嘴的安装质量以及堵塞情况都将直接影响到抽真空效果, 存在的问题有:喷嘴装错、装歪、堵塞、损坏、腐蚀和泄漏, 不管采取何种预防措施, 喷嘴的堵塞在所难免。一方面由于安装蒸汽管道时, 管道中残存的铁屑及焊渣会堵塞喷嘴;另一方面, 真空泵系统停用时, 蒸汽管道易生锈, 锈斑在使用时掉落堵塞喷嘴[3]。
2.5 大气腿的重要性:
大气腿如果出现漏气或水封不好将直接影响到抽真空效果。
3 实际使用中的问题:
蒸汽喷射抽真空在乙二醇装置中主要用于真空塔抽真空;透平抽真空, 在实际应用中蒸汽喷射抽真空系统出现过多次波动或抽不下来真空的现象, 每次出现的问题都不尽相同, 对此做如下分析总结:
3.1 开车过程中真空抽不下来:
3.1.1 被抽真空系统泄露:
在一次大修后的开车过程中, 真空总抽不下来, 最小化系统后, 发现抽真空系统能力没有问题, 分析是由于被抽真空系统泄漏引起的抽真空抽不下来, 随对被抽真空系统进行气密试验, 发现产品泵机封、部分管线法兰泄漏及塔顶压力表膜片导淋泄漏, 在解决这些问题后, 真空系统很快恢复正常;
3.1.2 蒸汽喷嘴堵塞:
2015年大修结束的开车过程中, 最终浓缩塔出现真空抽不下来的情况, 最小化系统后发现抽真空系统抽真空能力有问题, 随即对该抽真空系统进行气密试验未发现问题, 最后通过对抽真空系统解体发现二级抽子处有胶块阻挡, 后来分析认为是大修拆除卡子时遗漏在系统中的胶块;
3.2 正常生产中真空波动:
3.2.1 凝液罐压力、液位:
现场后部三个抽真空系统的一、二级换热器凝液均排到C-6861罐, 二级换热器和C-6861废气均排至废气总管, 由于C-6861没有连续的废气排入, 在系统遭遇波动时, 该罐内部压力P1就会出现变化, 当罐内压力P1与二级冷却器压力P3差值达到一定值时, L3就会接近H, 当L3等于H时, 就会导致一二级换热器串气, 破坏一级换热器内的压力, 最终使得一级换热器内压力与废气总管压力一致, 二级抽真空失去其作用, 一级抽子也不能达到其设计值;而C-6861罐的液位L1控制过低将会直接导致L3等于H, 使得一二级换热器串气, 影响真空。
3.2.2 蒸汽质量:
2016年的临时停车检修过程中, 后部真空出现波动, 因处在停车过程中, 中压蒸汽用户用量较小, 后部抽真空系统又处于接近中压蒸汽官网末端, 分析认为中压蒸汽流动性较差, 经现场检查及分析认为是中压蒸汽过热度问题, 之后通过提高中压蒸汽温度, 真空恢复稳定。 (图3)
3.2.3 废气排气不畅:
这种现象多发生在入冬季节, 因末级换热器排气排入废气总管, 而排废气管线在设计中没有伴热线, 在入冬温度零下后, 排气管线易形成冻堵现象, 直接造成末级换热器排气不畅, 导致末级换热器压力偏高, 破坏真空;
3.2.4 内部构件损坏:
2014年透平抽真空系统出现问题, 在经过反复检查后未查出其它问题, 最终在解体过程中发现喷嘴处金属出现磨损, 导致结构数据发生变化, 直接影响到抽真空效果, 后经更换备件投用恢复正常。
4 结语
通过以上的总结分析, 在真空系统出现问题时应采取的排查步骤为:
(1) 出现问题前做过什么:特别是对蒸汽管道、冷却水、抽真空系统以及被抽真空系统的构件做过什么, 往往一个使用正常的设备, 在经过一些操作后出现问题, 那么就有很大的可能是这些操作导致的;
(2) 确认压力表没有问题:通过对现场和DCS压力的核对, 排除掉DCS压力错误显示的问题;
(3) 确认末级排废气是否通畅:尤其是冬季注意下游关系是否有温度, 如有异常及时将末级换热器直排大气;
(4) 检查流程是否有误:所有阀门是否在其该在的位置上, 包括导淋、放空阀;
(5) 检查水封大气腿情况:主要检查凝液罐真实液位以及凝液罐和排气管压力差值之间的关系, 粗略计算是否能够形成水封, 如不能形成水封及时提高凝液罐液位或将凝液罐压力提高;
(6) 检查蒸汽质量情况:确认蒸汽总管末端疏水器工作情况, 如有问题及时提高该管网蒸汽温度, 保证工作蒸汽为5 (9) ~10 (9) 的过热蒸汽;
(7) 检查冷却水系统:对冷却水出入口温度进行检查, 温差过高时应确认冷却水流量
(8) 最小化系统检查:关闭联塔阀, 观察抽真空系统是否能工作正常, 如能工作正常, 那么就是由于被抽真空系统出现泄漏导致的真空问题, 对被抽真空系统做正压气密试验查找问题根源, 如果抽真空系统工作不正常, 那么做进一步处理;
(9) 检查真空系统气密情况:将抽真空系统隔离, 充压做正压气密试验, 查找漏点;
(10) 检查内部构件情况:对抽真空系统进行解体, 查看内部构件是否有堵塞或损坏。
参考文献
[1]孙胜先, 朱小四.蒸汽喷射泵失效分析及修复, 化工设备与防腐蚀, 2002.2:30-31.
[2]王培红, 李开胜.蒸汽喷射泵穿孔事故分析, 化工设计通讯, 2005.6:15-17.
蒸汽机火车 篇11
等我长大了，火车换成了内燃机车或电力机车，坐火车出行竟失去了绝大部分的诗意。《魂断蓝桥》里玛雅在火车站送别恋人罗伊上校上战场，那时候乘坐的是蒸汽机火车，试想如果改换成现在这种不会喘粗气不会喷白雾不会吼嗓子的火车或者干脆将送别地点改成飞机场，那么这别离还会那么断肠吗？食指的《这是四点零八分的北京》里写道“一声雄伟的汽笛长鸣”，正是这汽笛声使得在场的人的情感达到了最强音，如果换成现在的新型火车，即使还有鸣笛，也是极文雅极轻微的，绝不会雄伟到拨动人们心弦的地步，无法使诗人用以抒情。
蒸汽机火车的原始和朴素使得它更像一个卖力的大动物，把远行和离别渲染得那么隆重。在火车头上工作的人常常需要把半个身子探出车外，还要有人不断地往炉膛里填煤，走在铁路两旁的行人把驾驶室里的动作看得清清楚楚，而那开火车的人手握着罗马怀表和检点锤，经过山谷、平原、河流、高原、隧道，那驾驶室是半敞半露着的，其实自己就等于置身于大自然之中，这样难免不从心底里生出万丈豪情。
我有一个愿望，有朝一日能乘坐火车穿过西伯利亚原野，途经保尔和冬妮亚分手的地方，日瓦格医生和娜娜相爱的地方，玛丝洛娃跟着队伍远去的地方，十二月党人流放的地方。当然我乘坐的火车应该是蒸汽机火车，车轮卡嗒卡嗒地压过枕木，窗外的雪野和白桦林一闪而过，啊整个俄罗斯，整个俄罗斯盛不下我的忧伤。
浅谈蒸汽系统优化节能措施 篇12
1 提高蒸汽品位
一般来说，蒸汽的应用在生产和生活中，主要有三种用途：一是利用蒸汽直接或间接进行加热;二是得用蒸汽推动汽轮机做功，将热能转换成机械能;三是通过蒸汽加湿器对空气进行加湿。而一般化工厂中最常用的功能就是利用蒸汽直接或间接进行加热。对于蒸汽的加热应用，应使用饱和蒸汽进行加热，因为饱和蒸汽可以在瞬间释放出所含有的巨大蒸汽潜热，变成冷凝水，并在换热器内换热面的表面产生激烈的汽水湍流，大大提高了换热系数，进而提高了换热效率。蒸汽的品位直接决定了传热效率。为了提高蒸汽的品位，对于现有蒸汽系统、优化蒸汽品质主要可以从以下几个方面入手：
1.1 安装合适的疏水装置
干度较低的湿蒸汽不适宜加热，由于蒸汽中的水分增加，冷凝水会在换热器壁面的表层中形成水膜，增加了传热阻力，从而降低了换热效率。因此，必须及时除去蒸汽中凝结水。所以，在蒸汽的加热应用中，保证蒸汽的干度，提升蒸汽的品质是至关重要的。蒸汽干度通常要求>0.95，如果冷凝水没有及时的排除，不仅会影响蒸汽的品质和传热效率，有时还会造成严重的水锤，导致设备的损坏。合适，高效，并能随时监控的疏水装置是解决蒸汽中冷凝水的有效方法。应该注意的是不仅用汽设备要装疏水阀，总管分汽缸上都应该装，以减少蒸汽在输送时的能耗，提高蒸汽品位。
1.2 及时消除泄漏
据统计，杜绝泄漏可省蒸汽达30%。一个7.5mm的小孔，在0.6Mpa蒸汽系统中，一年漏汽达880t，折合人民币13万元(蒸汽价格150元/吨)。因此在化工生产中，必须及时做好设备检修工作，消灭泄漏点，以减少能源浪费。
1.3 做好保温工作
蒸汽管道没有保温，不仅损失热量，同时降低了蒸汽品位，造成浪费，如仅10m长一段DN25管道，若通0.6Mpa蒸汽，在没有保温情况下，一年热量损失相当于42吨蒸汽。在保温时要选择导热系数小、容质轻，有一定坚固性的耐温、耐湿材料，且要有保护层和合理厚度。
1.4 安装汽水分离器
在用汽设备前安装汽水分离器是保证蒸汽干燥的最好办法。汽水分离器能最大限度地除去蒸汽中的冷凝水和夹带的小水滴，一般能使蒸汽的干度达到0.98以上，能有效地提高蒸汽的品质和传热效率，使蒸汽的潜能获得充分的利用，从而节省单位做功时蒸汽的用量。
1.5 安装排空气阀
由于蒸汽系统在停车启动阶段或运行不稳定时，系统中难免会有空气进入，蒸汽中的空气会严重影响蒸汽的品质，影响蒸汽换热效率。于是在蒸汽系统的最高点和设备中易集聚空气的位置安装自动排空气阀是很有必要的。
2 冷凝水回收利用
冷凝水回收及其热量的利用，是蒸汽供热系统中节约能源的生要组成部分，提高蒸汽系统的冷凝水回收率对提高企业蒸汽系统的经济性具有重要意义。通过蒸汽换热设备所排出的冷凝水，如果不回收或回收量很少，则不仅浪费大量的软化水，而且还将损失大量热量。冷凝水损失，通常约占蒸汽本身热量的12%～15%，如果包括疏水阀漏气，则可达20%～50%或更高。因此回收冷凝水，对提高能源利用率，节约燃料和减少软化水的处理费用，具有非常重要的意义。为提高冷凝水回收率，必须正确选择冷凝水的回收系统，合理地进行设计和安装。
目前我国很多企业凝结水回收率很低，原因主要有以下几个方面：
1)存在大量关于蒸汽疏水阀选型、安装等方面的认知问题及疏水阀本身质量等问题，致使间接用汽设备无法正常疏水，或影响加热，或漏汽严重;
2)未能彻底解决凝结水对水泵的汽蚀、水击、气塞等问题，或通过开放式方法回收，闪蒸降温的损耗十分普遍;
3)不同用汽设备产生的凝结水压力不同而出现的高低压共网问题未能得到根本解决，使得各蒸汽用户不得不选择单独排放，从而造成了凝结水资源不能进行有效综合利用。
较先进回收系统为无泵背压式回收，通过疏水器和合理的回收管道形成疏水器回收系统。该系统结构简单、安全可靠、无需动力、投资少、收效高、全封闭式，可100%杜绝跑、冒、滴、漏，是实实在在的高效节能，效益十分可观。
3 输汽主管优化
很多工厂进行蒸汽节能改造后，达到了很好的效果，蒸汽用量也比以前少了很多，有些工厂甚至节能达到了原蒸汽用量的一半以上。可是这些节能措施实施后，还有一个很大的节能环节却往往被忽视，那就是蒸汽输送主管的优化节能。
很多化工厂在设计时，一般都是在锅炉房附近或者在外部供热管网接入工厂后，设计一个分气缸，将蒸汽按各个车间的需求减压后送往各用户。实际上这是一个很大的能量浪费。一般蒸汽系统的设计应尊偱“高压输送，低压使用”的原则，高压输送蒸汽有以下优点：一是蒸汽管道口径小，热损失少，产生的冷凝水少;二是通过减压后在用汽设备点可以得到更加干燥的蒸汽，提高蒸汽的热效率;三是蒸汽管道的安装费用，支撑费用，人工费用，隔热费用都会减少。低压使用蒸汽有以下的优点：一是压力降低时可以提供蒸汽中更大比例的潜热;二是减压后不仅可以使蒸汽的干度提高，还可以减少冷凝水所含的热量，以减少二次蒸汽产生的量，提高蒸汽中热量利用的效率。虽然很多工厂在设计之初已经定型，对整个系统进行大的改造投资过于巨大而且在生产过程中对生产的影响过大，实行起来有很大的难度。但是即使对于本身存在设计问题的蒸汽主管输送系统，同样也有对主管进行改造和优化的有效措施。如在流量允许的条件下对并行的数条管道进行合并，减少输送主管的数量以减少管路的热量损失;对节能量较大的主管进行管道缩径，高压输送蒸汽，到用汽车间再进行减压使用等。
以下就某工厂的一条蒸汽输送管线缩径前后的节能效果进行计算示例：
某车间原蒸汽在减压站从1.4Mpa(表压)蒸汽减压至0.3Mpa(表压)后经主管输送至车间，主管长度为400米，口径DN150，设计最大输送蒸汽流量为：2000kg/h。通过一系列的节能优化措施后，该车间的最大用汽量减少到了800kg/h，以高压输送为原则，将1.4Mpa(表压)的蒸汽直接输送到车间用户后再减压至0.3Mpa(表压)。经计算选用主管口径为DN40。通过计算得DN150, 0.3Mpa(表压)的蒸汽主管道运行光管热损失为970W/m;DN40, 1.4Mpa(表压)的蒸汽主管道运行光管热损失为520W/m，假设环境平均温度为20o C，管道保温效率为80%，该蒸汽系统全年操作时间为8000小时，则每年可节约的蒸汽量为： (970-520) *400*8000*3600*20%=1.04*1012J/年=1.04*109KJ/年。折算为蒸汽用量为：532吨/年;直接经济效益约8万元/年(蒸汽价格150元/吨)。
通过对现有蒸汽系统的改进和加强维护，取得了良好的节能效果，这不仅是对国家能源政策的一种支持，更重要的是对企业本身也是降低单位能耗，增加产品竞争力的有效手段。在市场经济的体制下，成本是影响企业生存和发展的重要因素之一，降低企业成本，提高市场竞争力，从蒸汽节能开始。
参考文献
[1]贺平, 孙刚.供热工程[M].中国建筑工业出版社, 1993.