运行能耗（精选7篇）
运行能耗 篇1
提高油田系统效率是原油集输系统节能降耗工作的主要内容之一, 自从2005年以来, 对M油田四座转油站的输油系统进行改造, 取得明显的经济效益, 使输油泵泵效由2005年的55.6%提高到2012年的61%, 输油系统效率由2005年的40%提高到2012年的44.5%, 输油单耗由原来的0.8k w h/t下降到0.42kwh/t。
1 影响能耗的因素
M油田共有12台输油泵, 原有的输油泵都是老式Y型油泵, 效率低、耗电量大, 影响了输油泵的泵效和系统效率。M油田输油泵改造前存在的主要问题:
(1) 油泵运行负荷率较低。M油田四座转油站的12台油泵, 平均负荷率仅为额定负荷率的55%, 其中1#站油泵负荷率在50%以下。
(2) 输油泵泵效低。M油田输油泵平均泵效在50%左右, 其中泵效在50%以下有1座转油站。
(3) 输油泵系统泵管压差比较大, 阀门截流严重。
2 降低能耗措施
2.1 合理匹配泵, 降低输油耗电量
M油田共有四座转油站, 随着油田开发的进一步发展, 产油量逐年下降, 产液量也发生变化, 导致原油集输系统又面临新的形式, 其体现为负荷率分布不均匀, 部分负荷低的转油站只用一台油泵就可满足生产需要, 即出现大马拉小车的现象。如S3#转油站共有3台油泵。设计规模5000t/d, 日外输液量950t/d, 按照理论排量计算, 运行F D Y D35-50×3输油泵, 在实际运行过程需要控制生产, 因此更换一台FDYD25-50×3的输油泵运行, 前后对比日节电120kw.h/d。
2.2 以高效泵代替低效泵, 降低输油单耗
M油田转油站原有机泵是“D”型泵和“Y”型泵, 这两种机泵型号陈旧, 而且在设计、制造及结构、材料上都有局限性从而导致机泵额定效率偏低。经过现场分析、对比、论证, 决定采用YD系列高效机泵替代原低效机泵。同时对配套工艺流程进行改造, 使进出口管线与机泵相匹配, 保证机泵在高效区域内运行。如:X转油站原有3台KYT25-35×4输油泵, 泵效低, 单耗高, 每天运行2台。在2007年和2008年更换2台Y D50-50×3、F D Y D30-50×3输油泵, 目前运行一台, 备用2台。目前日外输液量为1250 t/d, 日耗电量610kw.h/d, 输油单耗为0.488kw.h/吨, 平均日节约电量245kw.h/d。
2.3 车削叶轮, 降低输油单耗
车削叶轮是调节扬程排量, 改变输油泵运行特性曲线的一种简易办法。投资少, 见效快。可提高输油泵效率5%, 可减少截流损失, 从而提高输油泵系统效率。对系统效率匹配不合理, 造成机泵运行工况较差的泵站, 采用这项措施是有效的, 每天可以节电10%, 可直接计算出经济效益。因此我们在输油泵管路匹配上下功夫, 转油站输油泵的叶轮车削一台, 降低能耗。在2007年W矿对S3#转油站2号输油泵进行减级试验。见下表1所示:
减级后扬程从150米降到100米, 下降了50米, 泵压从1.4M P a降到1.0M P a, 下降了0.4MPa, 电流从40A降到32A, 下降了8A, 日节电189kw.h, 单耗从0.55 KW.h/m3降到0.37 KW.h/m3, 下降了0.18 KW.h/m3。
2.4 利用变频调速装置, 提高外输油系统的运行效率
转油站外输油系统是一个受外部条件限制较大的生产环节, 受来液量的大小、罐液位的高低、外输油管线的长短、管经的大小等外界条件的影响, 使输油泵的排量也随着波动, 输油泵不能在高效区运行, 为了达到平稳输油, 对外输液量的调节是靠调节阀开启程度的大小来控制的, 节流损失非常大, 泵管压差非常大, 泵的管网运行效率低, 从而导致一部分电能消耗在调节阀的阻力上, 功率损失可达到15%-20%以上。为了解决这个问题, 采用变频调速技术, 来改变电机频率, 调节外输泵的转数, 即能调节流量的大小, 也取代了泵出口阀的开启程度来调节流量的功能, 降低电能消耗。M油田先后对泵管压差偏大、能耗偏高的E二号转油站1#输油泵、Y一号转油站2#输油泵安装变频。平均日节电约202 KWh, 实现了能耗的进一步降低 (表2) 。
从运行情况看, 取得了节电效果, 在外输液量基本不变的情况下, 泵管压差下降, 电流下降13.7A, 输液单耗从0.50 KW.h/m3降到0.38 KW.h/m3, 下降0.12KW.h/m3。
3 结论
(1) 提高集输系统效率, 降低系统能耗, 首先必须从管理上入手, 根据液量的变化, 随时合理匹配运行机泵, 尽量以小泵代替大泵, 避免大马拉小车, 降低能耗损失。
(2) 在输油系统节能降耗工作中, 具体实施应从系统优化、节电等方面入手, 通过对转油站的系统优化调整, 提高系统负荷率, 并以高效泵代替低效泵, 充分利用变频调速技术, 提高输油系统的运行效率, 尽可能与管路特性匹配, 达到降低泵管压差, 减小节流损失的目的。
降低南堡联合站运行能耗分析 篇2
1.1 南堡联合站简介
南堡联合站天然气处理能力为135×104m3/d,原油处理能力为178×104t/a。主要任务为处理冀东油田海上所产天然气及海上原油的处理。是冀东油田最大的联合站,也是油田场站能耗大户,联合站装置运行主要耗费能源为电能和天然气。2010年全年共计耗电5618×104kWh,耗气732×104m3。
1.1.1 耗电设备设施
主要耗电设备有——原料气压缩机电动机3台(3 432 kW),丙烷压缩机电动机1台(700 kW),稳前泵电动机3台(132 kW),循环水泵电动机3台(132 kW),此外还有各类空冷器电动机14台,事故泵、屏蔽泵、大罐搅拌器、热水泵等小电动机几十台。
1.1.2 耗气设备设施
主要耗气设备有:采暖、伴热用的相变炉2台,导热油炉3台,火炬长明灯一套。
1.2 选题理由
南堡联合站始终以“优质、低耗、高效”为目标,不断完善节能挖潜体系和管理机制,2011年以来,由于进气量的减少,装置运行的高能耗、低效率成为制约联合站推行精细化管理进一步发展的瓶颈。为进一步做好油田节能减排活动,以集输公司开展的“对标管理”为契机,成立了“降低南堡联合站运行能耗”为目标的课题小组。通过对现有运行模式的调整和工艺改造,以提高运行效率为目标,深入开展各项研讨活动,在保证本站生产经营指标完成的前提下,最大限度的降低生产运行成本,提高能源利用率,实现节能降耗、挖潜增效的目标。
2 耗能分析
联合站运行能耗主要分为耗电与耗气两个方面,根据生产实际耗能情况,从以下方面展开耗能分析,进而确定研究重点,能耗因素分析见图1。
2.1 节能可行性分析
1)办公系统耗电不节约。南堡联合站出台了相关管理规定,并每天不定时检查各办公室空调温度,保证夏季不低于26℃,下班时确认各办公室电器是否做到人走灯灭、电脑关机等,并做检查记录,此项节能空间较小。
2)现场照明设施设计不合理、开关不及时。生产区域照明利用经纬度调节开关时间,在保证正常巡检的前提下,能做到及时开关,此项节能空间较小。
3)电伴热系统耗电量大。电伴热采用自控系统能够根据管线温度变化自动调整用电负荷;电伴热系统根据环境温度变化进行分区域投运(环境温度低于15℃投运原油系统电伴热,低于0℃投运水系统电伴热);根据管线内介质不同合理设定测点温度(原油管线设定温度为27℃,水管线设定温度为8℃),此项节能空间较小。
4)阴极保护设计不合理。阴极保护电压在-800～-950 m V之间,没有超出许可范围,此项节能空间较小。
5)天然气系统运行模式不合理。每天的进气量在85×104m3,最大日进气量在90×104m3以上,联合站原料气压缩机处理能力为81×104m3/d,为保证天然气不放空,采取两台压缩机同时启运的运行模式,同时为保证压缩机入口压力在规定值,每天需要有20×104m3左右的天然气进行回流处理。这样造成了天然气装置,特别是压缩机效率低下,此项原因省电空间较大。
6)辅助系统运行模式不合理。空压机系统能够根据储罐压力情况自行进行加减载操作;水冷、空冷系统能够根据生产参数变化自动进行频率变化,人为辅助停运操作等,尽可能的减少了用电量,此项节能空间较小。
7)蒸汽系统设计不合理。南堡联合站蒸汽炉为相变空加热炉,蒸汽系统可分为天然气装置区、三相区、球罐区、事故罐轻烃罐区、装车场区5个区域。
蒸汽系统设计为检修期间的间歇运行;冬季为随时提供解冻用的蒸汽,蒸汽系统必须连续运行。经过投产1年多的流程改造和优化,天然气装置出现冻堵的情况很少,使用蒸汽的频率也很低;其它几个区域冬季基本不用蒸汽。冬季整个蒸汽系统运行,造成极大的耗气浪费,此项节气空间较大。
8)采暖伴热运行不合理。采暖伴热系统主要是供给办公楼、现场各厂房的采暖与事故罐、消防罐及部分管线等的伴热使用。有很多厂房例如:压缩机厂房、稳前泵房、流量计阀组间、UPS间等,本身设备运行就有大量热辐射,不需要大量暖气散热片;消防罐、事故罐的温度控制的也较高。因此造成采暖炉运行时负荷居高不下,造成部分燃料气浪费,此项节气空间较大。
9)相变炉、热媒炉运行效率低下。联合站每年都对加热炉的热效率进行评估。2011年检修时评估的相变炉的运行效率平均值为84%,热媒炉的运行效率平均值为81%,运行效率较高。
10)外输油温度设定高。投产初期,原油长输管线处于摸索运行期间,原油外输的温度控制在55℃左右,外输至老爷庙联合站的收油温度在48℃左右。经过2年的运行和不断的取样化验,测得原油凝点在26℃左右,收油温度远高于凝点温度(SY/T 5536-2004原油管道运行规程规定末站收油温度高于凝点3℃[1]),由此确定为外输温度设定高,造成了燃料气浪费,此项节气空间较大。
11)大罐维温运行不合理。联合站原油储罐内原油存储形式为长期储存,短期内没有外输任务。为了确保原油的流动性,采取对大罐内的原油进行维温的运行模式,2011年共计维温时间3 353 h,损耗了大量的热量和动力费用,此项节能空间比大。
12)再生加热器耗热多。天然气处理装置脱水单元再生加热系统运行正常,各参数均按照设计运行,再生气出口有冷热气换热器,极大的减少了热量损耗,没有造成不必要的热量浪费,此项节能空间较小。
13)分馏单元耗热多。天然气装置的分馏单元各项参数均符合设计和使用要求,装置热效率正常,产品均达到国家标准,采取控制阀限位的方法,缩小了参数波动,保证了回流量的稳定,减少了热量损失,此项节能空间较小。
14)长明灯耗气过大。火炬长明灯系统设计用气量为1 000 m3/a左右,火炬系统在中控室有自动点火系统,当装置大量放空时,没有长明灯火炬也能及时点燃,火炬长明灯长期燃烧造成了天然气大量浪费,此项节气空间较大。
15)设备故障放空量过大。每天都有专业的维修和技术人员对压缩机进行及时的监控,并对停运压缩机进行定期的盘车和维护保养工作,将压缩机的故障率降到了最低,由此因为压缩机的故障造成的天然气放空量也降到了最低,此项节能空间较小。
16)阀门及管线连接处跑、冒、滴、漏造成气量损失。运行班组人员实行两小时巡检制度,对发现的跑、冒、滴、漏等现场隐患进行及时的汇总上报,并由班组长每天对隐患进行整改。在整改完成后,由相应的主管领导到现场进行核实。严格杜绝了跑、冒、滴、漏等隐患的出现,此项节能空间比小。
2.2 确定节能方向
通过对联合站耗能项目的系统分析,确定了以下6个节能的主要方向:
1)针对天然气压缩机运行模式不合理的问题进行生产上的调整。
2)针对蒸汽系统设计不合理,进行部分流程改造。
3)针对采暖系统耗热量多,采取调整采暖运行模式。
4)针对外输原油温度过高,采取降低原油外输加热温度的措施。
5)针对目前原有储存现状,采取停止大罐维温运行。
6)针对长明灯耗气量大,停运火炬长明灯系统。
3 合理化建议实施及效果分析
3.1 调整压缩机运行模式
由两台运行改为一台压缩机单独运行,将多余天然气通过外围管网倒入高尚堡地区(流程示意图见图2),满足了油气处理厂25×104m3天然气处理装置的高负荷进行。
调整运行模式后,提高了南堡联合站及高尚堡油气处理厂的压缩机运行效率。南堡联合站单台压缩机运行时压缩机电流为205 A左右,若压缩机采取补气,两台压缩机同时运行,单台压缩机电流为145 A左右。
单台压缩机运行每小时耗电量为3 053 kWh;两台压缩机运行每小时耗电量为4 319 kWh。由此可得出:调整运行模式后,每小时可节省电量约1 266 kWh,即每天可节约电量约3.3×104kWh。
3.2 停运蒸汽系统
天然气装置区、三相区、球罐区、事故罐轻烃罐区、装车场区分别加装区域切断阀,见图3;冬季时将蒸汽加热炉停运,将整个蒸汽管线用氮气吹扫干净。若其中一个区域需要用蒸汽时,只要切换流程启运蒸汽加热炉,半个小时内炉子就能烧出蒸汽,对设备及管线进行解冻。这样既节省了燃料气又不会延误冻堵的处理时间。
南堡联合站分体相变加热炉的额定热负荷是1 500 kWh、热效84%。蒸汽相变炉下线温度120℃、上线温度140℃。根据去年冬天相变炉炉膛温度变化选取具有代表性的几组数据,见表1。
用于蒸汽的热负荷:4.95×107kJ;停运蒸汽可节约燃料气量为1 490 m3。
由此估算出停运蒸汽系统后,每天可以节约燃料气量大约为1 500 m3。
3.3 调整采暖、伴热运行
1)对压缩机厂房、采暖泵房、循环水泵房、外输油泵房等厂房只留一到两组暖气用作管线流通使用,其他暖气停用。
2)对事故罐体采暖管线实施间歇运行方式,控制事故罐温度在26℃～33℃之间。这样既节省了加热炉热负荷又防止事故罐温度过高而造成蒸发损耗。
通过对采暖伴热系统的调节,使采暖炉的采暖水进出口温度由原来的平均值41℃和60℃,变成45℃和60℃;采暖炉的锅筒温度设定值下线温度115℃、上线温度135℃变成100℃和120℃。由此可以算出一天节约的燃料气量为:
式中:
V2——每天调整采暖运行节可约气量,m3;
C水——水的比热容,kJ/(kg·℃);
M——采暖水进入加热炉的流量,kg/h;
Δt1——调整前加热炉进出口温差,℃;
Δt2——调整后加热炉进出口温差,℃;
η1——相变炉的热效率,%;
q——燃料气热值,kJ/m3。
通过计算可以得出,措施实施后一天可以节约的燃料气量约为1 000 m3左右。
3.4 停止大罐维温
南堡联合站1#原油储罐目前含水3 700 m3,原油液量为7.81×104m3。原油密度为0.832。当原油储罐温度降至26.5℃时,开始维温,加热到40℃时停止维温操作,其中温度差为13.5℃。
维温一次需要耗费燃料气可估算为:
(以上计算将原油储罐维温期间的温度降忽略,如果考虑维温期间原油储罐的温度降,则实际节约的天然气将大于估算值)。
式中:
V3——维温一次耗气量,m3;
C水——水的比热容,kJ/(kg·℃);
M水——储罐中水的质量,kg;
C油——原油的比热容,kJ/(kg·℃);
M油——储罐中原油的质量,kg;
Δt3——维温过程中的温升,℃;
η2——热媒炉的热效率,%;
q——燃料气热值,kJ/m3。
2011年共维温2次,总共消耗的燃料气量约为15×104m3。所以2012年停止维温后一年也可以节约相同的气量,也就是15×104m3,平均到一个季度就是3.75×104m3。
3.5 降低原油外输温度
降低原油维温外输的温度,将原来维温外输的平均温度由55℃降到45℃。
南堡联合站2011年1季度外输液量平均为3 150 m3,其中原油含水按平均值约为10%,则每天外输原油为2 835 m3,外输水315 m3,外输油温平均由55℃变为45℃,则存在温差为10℃。原油外输降低温度每天可节约的气量:
式中:
V4——原油外输降低温度后每天节约气量,m3;
C水——水的比热容,kJ/(kg·℃);
M水——每天外输油含水量,kg;
C油——原油的比热容,kJ/(kg·℃);
M油——每天外输原油质量,kg;
Δt4——原油外输降低平均温度,℃;
η2——热媒炉的热效率,%;
q——燃料气热值,kJ/m3。
3.6 停运火炬长明灯系统
停运火炬长明灯系统,南堡联合站火炬长明灯每天耗气量约为1 000 m3,停运长明灯后年可节约燃料气36.5×104m3。
4 节能效果检查
经过以上6项整改措施的实施,南堡联合站整套系统的运行更为经济,天然气系统压缩机运行效率明显提高,厂站运行耗电、耗气量大大降低。数据对比见图4。
5 下步节能打算
原油在1#岛经泵增压后进入联合站三相分离器,联合站站原油只脱气后用原油外输泵增压外输至老爷庙联合站进行进一步处理。联合站可倒运流程使1#岛原油直接泵至老爷庙联合站处理,停运联合站原油处理系统,进一步减少运行能耗。
摘要：冀东油田油气集输公司南堡联合站装置运行的高能耗、低效率成为制约厂站推行精细化管理进一步发展的瓶颈,开展能耗分析、调整运行模式、进行工艺改造,提高运行效率势在必行。通过对南堡联合站整体能耗情况的研究,在保证厂站正常生产运行的基础上,提出了调整压缩机运行模式、降低原油外输温度、停运火炬长明灯系统等6项节能合理化建议,并在此基础上做出了节能分析。通过全面推行合理化建议,进行能耗对比,节能效果显著。
关键词：能耗,合理化建议,耗能分析
参考文献
运行能耗 篇3
1 主要耗能设备介绍
1.1 增压风机
增风压机的主要任务是对进入FGD系统中的烟气压力进行提升, 从而能够保证烟气顺利通过FGD系统, 并完成脱硫排入大气。增风压机的在脱硫系统中虽然只是辅助设备, 但是增风压机的运行稳定以及结构特征对于FGD系统的顺利进行都有着决定性的意义, 其能耗所占的比例也是FGD系统设备中较大的。因此在进行增风压机选择以及布置时, 一定要重视。
1.2 循环浆液泵
循环浆液泵的主要作用是对抽取石灰石浆液并将其输送到吸收塔的顶部, 并把吸收剂浆液喷洒下去。被浆液泵输送的浆液一般由两个部分组成, 一部分是自制浆系统所提供的新鲜浆液;另一部分则是已经经过脱硫反应之后重新被淋喷的浆液, 以此来提高浆液的利用效率。
1.3 氧化风机
氧化风机的主要是强制氧化系统中的配置。由于传统的氧化工作是通过暴露于空气并进行自然氧化的方法, 但是这种方法无法满足脱硫产品再次利用的目标, 造成了资源的浪费。因此, 在吸收塔内配置氧化风机已经成为脱硫产品中一项不可或缺的方式。
2 大型燃煤机组影响脱硫效率的因素
2.1 烟气流量
一个完成的系统有锅炉燃烧与FGD共同组成。而对于燃烧系统来说, 其运行的参数时直接影响烟气参数的变化的重要因素, 燃烧系统为了使煤粉能够燃烧起来, 就要为其提供一定量的空气, 且能保证充分的燃烧。燃烧之后的烟气中也会含有一部分过量空气, 而大这些大量的烟气最终会进入到FGD系统中去。
烟气进入FGD系统中后, 烟气流量的大小会对增压风机的运行造成影响, 使增压风机的出力产生阻碍。由此可见, 找出一个合适的送风量, 才能达到系统的脱硫效果与燃烧效果的目的。
2.2 烟气中SO2浓度
烟气中SO2的含量主要取决于机组燃烧的煤种。如果煤种中硫的含量较高, 则燃烧后烟气中硫的含量也会将对较高, 反之, 硫的含量较少。而FGD系统的主要作用是净化烟气, 脱除烟气中的含有SO2的物质, 由此可知, SO2的含量也直接影响着脱硫效果以及设备的能耗。
因此, 为了能够保证机组燃烧中煤种的稳定, 能够对煤种变化时对FGD系统设备的运行参数以及状况进行及时的调节, 从而来确保脱硫系统与燃烧系统的顺利运行以及同步运行, 也是提高脱硫效率的重要对策。
2.3 烟气流速
适当的烟气流速对脱硫的效果所有增强, 在此基础上还能够节省增压风机、氧化风机的电耗以及循环浆液泵。从脱硫设备的能耗方面出发考虑, 适当的烟气流速可以降低设备的电耗。且烟气流速与增压风机的能耗情况是成正比的, 吸收塔中的烟气流速越高, 气液之间的的阻力也会相对较大, 从而增加了增压风机提升烟气压力的压力, 同时也增加了能耗。
由此可见, 在实际的工程运行中, 对于设备的能耗、烟气的流速以及风机的能耗量好充分考虑, 能够从中选择出合适的、经济的吸收塔烟气流速。
2.4 锅炉投油助燃
锅炉的顺利安全运行, 主要是靠粉机来决定, 在工作的过程中难免会出现故障, 这时就需要投油来助燃, 从而保证锅炉的正常运行。在投油的过程中, 往往或因为氧量较小或者是炉膛燃烧区域的温度偏小而造成燃油无法燃尽。而这些没有燃尽的油污会随着烟气进入到脱硫系统的吸收塔中, 甚至还会造成电除尘器停运的情况, 最终导致油污以及粉尘被吸入到吸收塔浆液中, 大大影响了吸收剂以及SO2的反应过程, 降低了脱硫的效率。
因此, 在锅炉投油助燃的过程中, 应该讲烟道系统旁的路挡板打开, 并降低增压风机的风量运行负荷, 从而降低了吸收塔内脱硫环境的污染, 确保FGD系统的正常运行以及脱硫效率。
3 脱硫系统运行节能总结与展望
3.1能够根据石灰石湿磨能耗以及石灰石量的对脱硫的效率以及石灰石的消耗量进行综合考虑, 对其运行时间进行优化, 并保证浆液量充足的情况下降低对石灰石湿磨的能耗。
3.2氧化风机优化。主要是通过氧化空气的理论流量以及机组的负荷、燃煤硫分变化、脱硫塔中氧量需要进行氧化机变频改造。从而避免吸收塔内脱硫环境的恶化, 并降低氧化风机的运行能耗。
3.3循环浆液泵的运行优化。在确保出口排放浓度的基础上, 能够关闭一台或多台泵来进行能耗的节省。还可以根据实际的运行经验, 来对循环泵的运行卡片进行控制, 以此来降低循环浆液泵的开启数量, 达到节能的效果。
4 结语
总之, 为了在保证脱硫效果的前提下降低能耗是目前最为重要的一个话题, 能够根据设备的自身特点以及找出调节设备的关键参数是非常重要的工作, 从而为大型燃煤机组脱硫设备的顺利运行提供有力的帮助。
参考文献
[1]徐钢, 袁星, 杨勇平, 陆诗原, 黄圣伟, 张锴.火电机组烟气脱硫系统的节能优化运行[J].中国电机工程学报, 2012, 32:22-29+5.
[2]杨勇平, 袁星, 黄圣伟, 徐钢.火电机组湿法脱硫系统能耗的回归分析[J].工程热物理学报, 2012, 11:1854-1859.
[3]王红.燃煤电厂烟气脱硫工艺生命周期评估[D].浙江大学, 2012.
运行能耗 篇4
1原油管道运行方案的数学模型
优化数学模型中包含了优化目标函数、优化变量和约束条件。
1.1目标函数
原油长输管道的运行优化目标是降低管道的运行费用,原油管输运行费用包括动力费用(Sp)和热力费用(Sc)(1-4),因此,原油长输管道的优化运行的目标函数为:
1.2优化变量
如果管道的流量G一定时,管线的运行费用与泵站、热站的费用相关。而泵站的费用与泵站的扬程、泵的组合方式、泵的转速相关;热站的费用与热站的进出站温度相关。因此,可以总结出原油长输管道运行的优化变量为:
即:泵站泵的组合方式、泵的转速、热站的出站温度。
2管道优化运行数学模型求解
利用穷举法,对相关的开泵方案作为计算的基本数值,使其温度逐渐上升,以便增加内层基数,对每一种可能实行的开泵方案进行计算,由于数据组合的原因,要经过计算出相关的优化方案所需的时间较长,通过试验很容易看出泵站的温度难以进行长时间的维持,显然需要将其规定在一定的数据范围内,才能开始穷举法的运算,使用动态规划的方式,对内部嵌套温度进行限制,最终得出所需消耗能源的基础数值范围,并用相关设备进行记录,以便在利用穷举法计算时,排除重复的方案,在最后的结论中,所消耗费用最低的方案即为最佳题解,从而影响其与之相对应的开泵方案,即可作为最佳的开泵方案。
在多种管道开泵方案中,需要对每种方案的相对温度与能耗进行计算,通过穷举法进行排除,从而得出多种方案的最高消耗费用与最低消耗费用的数据对比,通过比较其中的优势与劣势,加强对最佳方案的优化程度,从诸多数据中,选择最佳的进站温度,从而与最优的开泵方案相搭配,解决进站温度与开泵方案数据不符的问题,为降低全局消耗费用,做出正确的决策。
3原油管输能耗预测模型
原油输送的距离决定了基础能耗的费用,长距离的原油输送需要庞大的资金消耗,输油泵与加热炉是原油输送的基础动力,但供能有限,使远距离的原油输送需要经过多个输油泵及加热炉的加压后,才能向既定方向运行,因此极大的增了能源的消耗,使原油输送的资金成本也随之增加,对原油价格也有一定的影响,因而在确定原油管道输送方案时,需要进行能源消耗的预测,而测算的最佳方法是建立能耗预测模型,准确的在实践中判断原油输送所需要的总能耗,从而计算出费用资金的使用量。
3.1数学模型的建立
式中:Cp为全线的泵组合矩阵;TR为全线各站的出站温度向量,f1和f2分别为单位时间内全线的燃料消耗和电力消耗,qi为第i站的实际热负荷,kW;qi,min和qi,max分别是第i站的热负荷下限和上限;yi为第i站是否开加热炉的逻辑变量;tR,i为第i站的出站温度;t'Ri为第i站的出站温度下限;t"Ri为第i站的出站温度上限;I'为全线热站(包括热泵站)的序号集合。
3.2数学模型的求解
第一,输油温度及站内热负荷分配。对于管径、管长、高差、地温以及所输油品固定的热油管道,其摩阻与输量间的变化关系随着管道的热力工况而不同。具体步骤描述为:验算是否需要加热,首先假定为常温输送,根据公式依次类推,直到生成所有站的点炉方案,循环结束。
第二,站间压头的最优分配。在原油输入量稳定的情况下,对输油管道的摩擦力与阻力进行计算,原油输油管的两侧定压量是相同的,在经过的输油站之间,建立计算差公式,利用输油站之间输油设备的相关数据,得出原油输送中,重要的阻力段与阻力节点,通过疏导分配,与压力分流测试,对可能对原油输送起到巨大阻力及摩擦力的位置进行勘测,并计算原因,最终通过增加节流压力的方式,来增加原油运输的流畅程度,从而降低原油输送的基础消耗,提升原油输送的效率。在进行输油管阻力检测过程中,需要注意将总压头进行调节,确保输油管道的压力在各输油站之间能够达到足够均衡,保障最低压限,使测试的数据更加准确。
通过输油站所提供的信息可以得出,总压头的压力分配数据与输油量成正比,所以可以判断在输油过程中没有原油遗漏的现象,同时保障输油管道的封闭性,一旦有原油管道泄漏的现象,压力数据将高于输油站输油段的输油数量,因此需要对相关数据进行动态观察面,以保证两种算法能够发挥最大的作用,从而使输油管内的原油顺利的流向既定方向。
第三,总传热系数及摩阻修正系数。热油管道的计算普遍在温度及状态较为稳定的状态下进行,其中温降与增压对于热油管道计算数据的准确性具有一定的影响,输油管的传热系数对温降产生较大的改变,因此在热油温度的计算过程中,需要对总传热系数的数据进行积累与记录,通过对一段时间数据的分析,从而得出相关测试的结果,但由于输油管道材料及阻力与摩擦的影响,使测试数据与实际运行数据有一定的差距,为能够及时的对数据进行修改,需要对潜在因素进行计算,普遍的方式是在数据式中引入修正系数f,并在排除相关因素对输油管道的影响后,对数据进行剥离,最终得出准确的计算结果。
3.3输量分布模型的确定
第一,平均分配法。输油量数据的比对应以月为单位,进行计算,根据对每月的输油量与其余输油站进行比对,将月输油的总数进行分化,拆解成每日的输油量,通过利用综合数据,进而得到输油站的基本日消耗量,依照其余输油站的基本输油量进行计算,找出差额,并将其抛出在总输油消耗量之外。
第二,历史分配法。输油管线不同,其输油的基础数据不尽相同,但稳定的需求量决定了输油管线间的差距保持均衡,因此根据历史月份的输油量,作系统的分析,并对日期进行有效的拆解,选择输油量较高的日期为初始点,选择输油量较低的日期为终点,以数据表格的方式进行计算,将不同的输油方案,对各输油站进行模拟输出,从而得出最适合的输油方案,由于区域性等因素的限制,各输油站之间的输油量依旧具有轻微的波动,为稳定数据并增加准确性,要将输油指标与输油波动差进行计算与解析,通过分解式,找出差额基准,并将其计算在影响能耗的基础指标内。
综上所述,能耗预测数学模型是普遍应用的能耗计算方式之一,在现代输油管道能耗管控中发挥着重要的作用,有效的计算出在输油管道运行中的能耗变化情况,能够避免输油管道的不合理建设投入,同时在运行过程中,有利于根据输油需求变化,及时调整优化管道工艺条件,制定出降低相关能耗的基本方案,持续管控好输送成本,对保障输油管道的安全平稳高效运行起着至关重要的作用。
摘要：原油是国民经济的重要命脉,输油管道是当前主要的原油运输方式。原油管道工艺条件变化,气候变化,输量大幅度变化引起管道综合能耗变化,需要适时进行量化评估,以便优化和促进管道安全节能高效运行。本文即以原油管道运行方案优化措施与能耗预测展开探究,并总结出原油管道能耗预测的一般方法,强调了原油管道优化运行的重要性及能耗预测所需注意的相关事项。
关键词：原油管道,运行优化,能耗预测,数学模型
参考文献
[1]沈艳,王自发.原油管道能源消耗现状及发展趋势[J].科技创新导报,2011(18).
运行能耗 篇5
如今，电热水器已在我国普遍存在。随着用量的进一步增长，热水器能耗也不容忽视。但热水器连续运行与间歇运行的能耗差别并没有引起人们足够的重视。在此，本文通过建模对热水器在不同设定参数和不同运行方式下的能耗做了计算。
1 电热水器简化模型的建立
电热水器的能耗是通过对热水能耗和热水器的散热能耗计算确定的。所谓热水能耗是洗浴时热水所具有的能量，而散热能耗主要针对于电热水器连续运行时由于散热而引起的能量损失。热水器热水能耗可以由能量平衡直接得到(输入电量与热水能量增量的平衡)。
散热过程是一个非稳态的传热过程，因此计算过程需要运用总传热系数法进行运算[1]。同时对电热水器建立等温容器的换热模型[2]并对其进行散热分析。
1.1 物理模型的描述
电热水器的结构简化图如图1所示，电热水器内部是用聚氨酯发泡材料做成的保温材料，保温材料外部是保护层，其材料一般是钢材，最外层做喷塑或是烤漆处理。本文所研究的电热水器为圆筒形，热水器的有效容积:V(m3)，保温层长度和外径分别为L(m)和d(m)。
电热水器散热模型见图2。
1.2 物理模型简化
为了便于数学模型的建立与推导，作如下假设:
1)热水器内的温度均匀分布;
2)忽略保温层与外保护层、外保护层与烤漆层之间的接触热阻;
3)最外层与环境的换热视为均匀壁温边界条件的大空间自然对流[3]。
1.3 数学模型建立
1.3.1 连续运行数学模型建立
保温层的导热热流方程:
微分方程:电热水器可以抽象成一个圆柱体，故通过电热水器保温层的导热热流方程为:
其中，
由上述微分方程以及边界条件得到通过热水器的导热热流方程为:
热流穿过保温层后，还要以导热的形式通过保护层以及烤漆层传到室内空间，此时通过保护层以及烤漆层的导热热流方程为:
热量在烤漆层外是以对流散热的方式传递到室内的，对流散热的热流方程为:
对于层流c,n[4]分别为0.48,0.25，通过对散热过程的分析与数学模型的建立与式(1)～式(5)的求解可以得到总的热流方程为:
洗浴时电耗方程的建立:
根据能量守恒定律可有:
解此微分方程得到:
由此微分方程可以得到洗浴结束时热水器内热水的水温，以此作加热初温可以得到电热水器的电耗方程为:
1.3.2 间歇运行数学模型建立
对于电热水器的间歇运行，本文按节能方式运行考虑，即第一个人洗浴时首先将热水器内的水从室温加热到设定温度，当第一个人洗浴完成后，将热水器内的水从当前水温加热到设定温度后第二个人洗浴，依此类推。故，电热水器间歇运行的电耗可由下式计算:
2 参数设定及计算结果
电热水器保温时的温度设定，见表1。
查相关规范[5]及样本得电热水器的结构及部分性能参数，如表2所示。
℃
平均每人每次洗浴时间τ'为1 200 s;平均每户家庭人数为3人/户。
3 连续运行与间歇运行比较
将以上参数代入能耗方程，得到电热水器在两种不同运行方式下的年耗电量，如图3，图4所示。
4 结语
从图3中可见，间歇运行时热水器的年耗电量要大于连续运行时的年耗电量，而从图4中可见，随着热水器容量的增加，连续运行的节能效果更加明显。这主要是由于容量越大，电热水器的散热量越大。同时，当采用间歇运行方式时，容量越大，将热水从室温加热到沐浴温度的耗电量也越大。同时连续保温运行还具有加热时间短的优势，所以从节能与便捷性方面我们都要优先考虑选用电热水器的连续运行方式。同时，基于电热水器的连续运行模式，我们还可以进一步运用余热回收装置，利用洗浴后的热水余热加热流经余热回收装置的冷水，将回收的能量保存在热水器中，此时，采用电热水器的连续运行就可以将回收的热量储存在电热水器中，实现进一步的节能。而若采用间歇运行，则储存的能量会在热水器停止运行时通过向环境散热而损失掉，因此余热回收对于间歇运行电热水器的节能意义不大。
一直以来，电热水器给人的感觉都是耗电大户，尤其是近两年，由于人们使用的频率越来越高，已经成为紧随空调之后的第二大耗电家用电器。在有些城市，电热水器的耗电量占家庭总能耗的20%～40%。每年消耗电量达400亿度～600亿度之多。因此，不用置疑，电热水器的节能潜力巨大。通过本文对电热水器运行方式的探究从而提出的连续运行加余热回收的节能措施将会在节约能源方面产生巨大的经济效益，同时在保护环境方面也将会有潜在的意义。
注:符号说明:
δ:保温层的厚度，m
tw1:保温层外壁温度，℃
tw2:电热水器外壁温度，℃
RA:外保护层与烤漆的综合面积热阻，(m2·K)/W
Num:采用定性温度下的努塞尔数
Gr:格拉晓夫数
λ2:空气的导热系数，(W·m)/K
h:外壁侧的对流换热系数，(W·m2)/K
Φ:热水器的散热热流量，W
cp:水的定压比热，J/(kg·K)
mo:热水器的质量容量，kg
n:家庭人口数
tsh:保温时热水器内的温度，℃
Δt:保温时的浮动温差/℃
A:电热水器的外表面积/m2
λ1:保温层的导热系数，(W·m)/K
c,n:与空气流态有关的系数
Pr:普朗特数
t∞:空气的温度，℃
W:电热水器的电加热功率，W
min:热水器进水流量，kg/s
tin:进水温度，℃
τ:沐浴时间，s
τ':一次洗浴时间，s
参考文献
[1]邹光中.一种测定非稳态传热总传热系数的简易方法[J].黄石高等专科学校学报,1999,15(1):10-13.
[2]叶骞,孟国香,谢文华.等温容器的换热模型建立与分析[J].液压与气动,2007(1):22-25.
[3]杨世铭,陶文铨.传热学[M].北京:高等教育出版社,2006:268-269.
[4]Yang S M,Zhang Z Z.An experimental study of natural conven-tion heat transfer from a horizontal cylinder in high Rayleighlaminar and turbulent region[C].//Hewitt G F.Proceeding ofthe 10th International Heat Transfer Conference.Brighton,2007:185-189.
运行能耗 篇6
为了企业效益达到增效, 在生产运行中, 站库采用优化工艺系统及设备、降低能耗、节约成本等方法, 能使生产有更大的效益, 企业能更好的持续发展。
1 系统现状和存在的问题
1.1 清水、污水处理装置系统
石西油田石南联合站的清水、污水处理装置, 是来水依靠提升泵增压同时加入药剂后进滤罐, 对水中杂质及悬浮物进行过滤和细菌处理, 水质达标后供采油队注水井注水。在运行过程中, 滤罐内滤料要进行反冲洗操作, 每天的工作程序要有两次, 反冲洗工艺采用的是自动化较高的气动力源控制启闭各阀, 在设计方面单独使用了一台型号W-0.36/12.5的空气压缩机, 设置运行工作压力0.5MPa。
1.2 空气压缩机系统
在站内另设有两台型号LU710-22A、LUD11-10R螺杆式空气压缩机, 设置运行工作压力0.6MPa, 在实际生产中是一投一备。设备产生的气动力源, 一是供站内伴生气增压外输的一台燃气压缩机设备, 二是供两台两相分离器出口气动阀自动控制使用。正常生产中, 燃气压缩机只是在启机时使用气源驱动, 两相分离器在实际生产中是一投一备, 螺杆式空气压缩机输出的气动力源, 远远没有充分被利用。
2 系统的改造
利用现有空气储罐后端预留口, 加装了DN20mm长度300m, 设计压力1.6MPa的供气管线, 将螺杆式空气缩机增压空气, 输送至清水、污水处理装置, 使原来型号W-0.36/12.5的空气压缩机停止运行。通过加装供气管线的工艺系统改造, 实现了小成本投入进行工艺改造, 优化了多余设备, 实现节能降耗、降低运行成本。见 (图1)
3 改造前后的对比
3.1 改造前
改造前使用的一台型号W-0.36/12.5的空气压缩机, 设置运行工作压力0.4Mpa, 功率为3千瓦·时。
3.2 改造后
管连接加装DN20mm供气管线, 淘汰停用了改造前的空气压缩机。
3.3 使用中的两台空气压缩机
正在使用的两台型号L U710-22A、LUD11-10R螺杆式空气压缩机运行工作压力0.6MPa, 在改造后运行平稳正常。
3.4 空气储罐管线连头
改造后空气储罐出口加装管线, 充分达到增压气的充分利用。
4 经济效益
改造成本0.3万元。
改造前使用的型号W-0.36/12.5空气压缩机, 功率能耗为3千瓦·时;经观察测试在正常工作时, 每启动十分钟间隙五分钟停一次, 一天16小时运行:16×3=48千瓦。
365天×48千瓦=17520千瓦。
17520度电×0.68元≈1.2万元。
型号W-0.36/12.5空气压缩机一年保养成本约1.5万元。
改造后每年合计节约成本1.2+1.5=2.7万元。
5 结论
运行能耗 篇7
我公司为一石油炼化企业,绝大部分为一、二级负荷,按规范要求,炼化企业变压器的负载系数不宜超过0.5。
扩容前为2台S9-1000/6的变压器,二次电流为1 100A(额定电流为1 443A),负载率为76%。扩容后为2台S9-1600/6的变压器,二次额定电流为2309.4A,在负荷不变的情况下,负载率降为47.6%,这不仅满足了规范要求,提高了配电系统的稳定性,而且还取得预料之外的节能效果。
2 节能分析
众所周知,变压器的损耗主要有铜损和铁损两部分。铁损主要由一次电压决定,相当于空载损耗;铜损主要由负载电流决定,与电流平方成正比。
在同一负荷下,只要分别计算出变压器扩容前后的总损耗,就可得出改造前后的能耗对比。
查相关资料可知,S9-1000/6变压器的空载损耗P1为1.7kW,额定负载损耗P2为10.3kW;S9-1600/6变压器的空载损耗P'1为2.4kW,额定负载损耗P'2为14.5kW。
(1)扩容前负载损耗:
(1 443A)2:10.3kW=(1 100A)2:P2
故P2≈5.99kW。
扩容前变压器总损耗P总=P2+P1=7.69kW。
(2)扩容后负载损耗:
(2 309.4A)2:14.5kW=(1 100A)2:P'2
故P'2≈3.29kW。
扩容后变压器总损耗P'总=P2+P1=5.69kW。
通过对比可知,扩容后,不仅没有增加电能损耗,反而每台变压器每小时节电2kW,全年按8 000小时算,每台变压器年节电可达16 000kW·h。
既然负载率低反而更节能,那究竟低到多少才是最经济的负载率呢?分别将541.2,577.2,692.7,721.5,1 100,1 298.7A电流加在不同容量的S9系列变压器上,计算出各自的负载率及对应的总能耗,结果见表1。
由表1可知,S9系列变压器的最佳负载系数为0.3左右。
3 结束语
综上所述,大部分变压器在30%负载率状态下运行,其经济效益要优于额定负载运行状态,同时提高了变压器运行安全可靠性并延长了使用寿命。在倡导节能减排的今天,科学合理地确定变压器“大马拉小车”的临界负载系数尤为重要。
参考文献