汽、水回收

汽、水回收（精选4篇）

汽、水回收 篇1

由于蒸汽品位低, 且不易进行工业应用, 目前正在运行的电厂中多将定排排汽直接排向大气, 这样不仅造成了能源和资源的巨大浪费, 热量无法进行回收, 也造成水资源的浪费。特别是寒冷地区冬季气温较低, 排汽管排出的汽在附近建筑物上凝结成冰, 越积越厚, 也影响电厂安全运行。

针对以上问题, 提出了一种定排排汽余热回收系统改造思路, 其工作原理是将具有一定压力的除盐水 (>0.35MPa) 引入射水抽气器作为工作介质, 后经喷嘴喷出, 在抽气器吸入室中形成负压, 抽吸定排排汽, 同时两种介质瞬间混合并传热, 除盐水温度升高, 排汽凝结为水, 后经扩压段进入汽液分离罐中, 分离出的除盐水经泵进一步回收至凝结水系统。

1 数学模型

正常运行阶段定排排汽主要有两个来源, 一是汽包连续排污经连排扩容器排至定排扩容器排污水的闪蒸蒸汽;二是锅炉定期排污至定排的排污水的二次闪蒸。

在连续排污扩容器中, 根据能量守恒和物质守恒可得:

式中:

G0─汽包连续排污水量, t/h;

G1─连排闪蒸蒸汽量, t/h;

G2─连排至定排排污水量, t/h;

h0─汽包连续排污焓值, kJ/kg;

h1─连排闪蒸蒸汽焓值, kJ/kg;

h2─连排至定排排污水焓值, KJ/kg。

在定期排污扩容器中, 根据能量守恒和物质守恒可得:

式中:

G2─连排至定排排污水量, t/h;

G3─定排闪蒸蒸汽量, t/h;

G4─定排排污水量, t/h;

h2─连排至定排排污水焓值, kJ/kg;

h3─定排闪蒸蒸汽焓值, kJ/kg;

h4─定排排污水焓值, kJ/kg。

2 工程实例

2.1 数学计算

某电厂一期工程2×125MW供热机组, 相关参数如表1。

经查水蒸气的焓熵表, 汽包工作压力对应饱和水焓1625.9kJ/kg, 连排工作压力对应饱和蒸汽焓2765.64 kJ/kg, 连排工作压力对应饱和水焓709.38 kJ/kg。

锅炉连排排污水先经过连排扩容器扩容闪蒸, 产生的乏汽回收至除氧器, 疏水进入定排扩容器, 后进行二次闪蒸扩容。把相关参数代入数学模型, 经计算锅炉连排闪蒸率约为44.6%, 由连排进入定排扩容器的疏水量约为4.82t/h;定排二次闪蒸率约为12.9%, 闪蒸蒸汽量约为0.62 t/h。

经与运行人员求证, 该电厂运行实际情况是锅炉定排每2天排1次, 每次排放约30min, 折合到每天定排排放时间约770s, 排污率约为0.5%。将相关参数代入模型, 经计算定排闪蒸率约为53.5%, 闪蒸蒸汽量约为435×0.5%×0.535=1.16t/h (此部分不连续) 。

若机组每年运行7800h, 全年每台锅炉定排扩容器闪蒸排出的蒸汽量约为0.62×7800+1.16×770×7800/ (24×3600) =4916.63t。

2.2 改造方案

根据该电厂现场条件及要求, 结合以上计算结果, 对该电厂定排扩容器乏汽回收系统提出设计改造方案见图1。

将原给水系统中具有一定压力的低温除盐软水 (去凝汽器补水管路) 引入抽气器引射定排排汽, 两种介质的传热与传质瞬间混合, 除盐软水加热, 乏汽凝结为水, 然后经过扩压段进入汽液分离罐中, 罐内的热水, 通过泵打回至6号低压加热器入口的凝结水管路, 既可回收一部分除盐水, 又可回收定排排气热量, 也可根据现场管道布置情况将除盐水经泵打至其它低加入口。

2.3 经济效益

(1) 热量回收

本工程燃煤低位发热量为20.42MJ/kg, 每年可节约燃煤:4916.63×2674.95/20420=644.061t。

每吨煤价格以3 5 0元/t计, 每年可节省费用:350×644.061×10-4=22.54万元。

(2) 工质回收

每年回收除盐水量为4916.63t;回收的凝结水按成本价6元/吨计算, 每年回收的凝结水折合人民币约为2.95万元。

(3) 汽机热耗率

经了解, 该厂补向凝汽器的年平均除盐水量约为15t/h, 除盐水平均温度为20℃。定排排污二次闪蒸蒸汽量与连排排污闪蒸蒸汽量相比很小, 可忽略不计。除盐水与定排排气在混合式换热器中充分换热后, 除盐水温度升高约:

0.62×2674.95/ (15×4.2) =26.32℃;

从图2.1可知, 升温后的除盐水在汽液分离罐中进一步分离, 不凝结性气体排出, 此部分气体含量较小, 理想工况下可忽略, 认为定排排汽热量完全被回收。除盐水回收至末级加热器 (6号低加) 入口, 其温度 (46.32℃) 稍高于6号低加入口的凝结水进水温度。从整个凝结水系统来说, 相当于给6号低加额外增加了一个带工质的热源, 这将导致排挤汽机抽汽, 经详细计算, 汽轮机热耗将降低约1.0kJ/kWh, 若管道效率取99%, 锅炉效率为92.04% (原锅炉协议保证效率) , 则煤耗降低约:1.0/ (0.99×0.9204×20420) =0.537×10-4kg/kWh;单台机组全年共降低煤耗约:0.537×10-4×7800×125×103=52357.5kg;每年约降低运行费用:52.358×350×10-4=1.833万元。

(4) 厂用电增加

改造后的系统需增加一台除盐水泵, 除盐水泵的参数暂定为20m3/h, 2.5MPa, 电动机功率约为30kW。上网电价为0.2911元/kWh, 每年多耗电费用:30×0.2911×7800=6.81万元。

(5) 总经济效益

经了解单台机组系统设备及工程投资需约51万元, 除盐水回收至末级低加入口, 每年可节约费用:22.54+2.95+1.833-6.81=20.513万元;在设备正常运行阶段的投资回收年限约为51/20.513=2.486年;即设备投运后两年多时间即可收回全部投资。

根据现场管道的布置走向情况, 也可将升温后的除盐水经泵打回至其它级低加入口, 回到凝结水系统, 其经济效益略差与本方案, 也可达到同样的环保收益及社会收益。

3 结论

(1) 运用射水抽气器原理用除盐水回收排气热量与工质, 原理简单, 实践丰富, 不影响机组的可靠运行, 且施工周期短, 具有重大的环保收益及社会收益。

(2) 本工程提出的定期排污扩容器的排气回收改造方案, 每年可节煤近700t, 可回收除盐水4916.63t, 具有显著地经济效益;对于机组的节能降耗具有一定的指导意义。

工业乏汽回收利用技术研究与探讨 篇2

“工业生产过程低温乏汽回收利用关键技术研究”是国家863计划先进能源技术领域2006年立项研究课题之一。到目前为止, 该课题还处在研究阶段, 没有见到 “关键技术”的相关报道。

本文旨在就解决水—汽混合式乏汽回收若干技术问题的措施及效果做一论述, 以期推动节能减排的实施。

1 乏汽回收利用的可行性

目前工业乏汽还没有确切的定义, 其特性状态参数也没有明确描述。大部分乏汽多与蒸汽锅炉系统有关, 因此, 研究与实施锅炉热力系统的乏汽回收利用技术, 具有实用意义。

就锅炉热力系统而言, 进除氧器的补充脱盐水往往需通过汽水换热器从常温提升到60~80℃或更高。进除氧器之前这部分补充水流经流量调节阀时, 有一个较大的压力降。通过热力除氧器后的氧及二氧化碳、氮等不凝气体随剩余蒸汽一起排入大气。乏汽以这种方式排了近百年。这类乏汽压力较低, 但其热焓值与除氧加热用的新鲜蒸汽的热焓值相差仅1%~4%。

上述热力系统中有3种能源可以利用:排出乏汽的热能, 补充脱盐水在调节阀前后的压力降, 汽水换热器消耗的新蒸汽。如果能利用补充水的压力降作动力, 将排出乏汽回收, 并加热补充水, 以代替部分新鲜蒸汽, 同时排出不凝气, 就可以实现节能减排、乏汽循环再利用的目的。

借助传统的射吸技术, 设计用补充脱盐水作吸热介质, 利用其压力降, 射吸低压的除氧乏汽, 并使之汽水混合, 从而将其加热到一定的温度, 并辅以不凝气排出结构, 就可以达到上述目标。这是一个理想的再循环利用的技术方案, 在理论上和技术上是可行的。

然而, 在20世纪90年代末期, 北方某石化企业应用某公司的射吸回收技术, 将乏汽回收加热水进低位热源 (60℃左右) 系统没有成功;几乎同年代, 南方某石化企业自行研制射吸技术用于乏汽回收加热水, 也没有成功。

将3kg/cm2压力的蒸汽与水进行射吸加热的混合加热器的应用已有很多个案[1,2], 而用于低压或常压乏汽只是近几年才见报导[3,4]。关于乏汽回收利用技术笔者认为需要研究探讨的几个关键技术如下:

(1) 回收装置几个关键参数的确定:乏汽量, 射吸能力 (回收能力, 抽吸系数) , 可达到热水温度, 混合后热水中不凝气体去除量及去除方法等。

(2) 如何实现连续稳定运行:包括正常运行和故障防止的系统设备及控制连接技术, 平均排汽负荷与冲击负荷时的运行, 对原运行设备的零负面影响及安全性评估等。

(3) 回收乏汽的效益评价:涉及到投资驱动力, 节能减排理念及具体计算方法, 投资回收期评价等。

2 乏气回收原则性系统图

设计乏汽回收的原则性系统, 如图1所示。

本系统以除氧乏汽回收系统为例, 锅炉定排乏汽和疏水乏汽回收原理也基本相同。

该回收系统由回收装置本体、不凝气分离及排出单元、防汽蚀单元、热水回输单元、全系统控制与安全防护单元及连接配置组成。

乏气回收基本流程如下:待加热水经过调节进入回收器, 同时, 乏汽经过安全防护及管路进入回收器, 经射吸作用, 乏汽与水混合并将水加热到较高温度, 进入平衡罐, 经过压力和液位平衡, 分离并排出不凝气, 热水经防汽蚀后由水泵 (或直接) 送入用户, 乏汽热能与凝结水全部回收。全系统由集中控制单元实现无人值守。

其中控制项目包括:乏汽回收装置的进汽回收、排放切换与防护, 进水控制与事故防护, 不凝气排放与事故防护, 乏汽回收量的测算仪表及与主系统通讯连接等。

2.1 乏汽回收装置

传统的射吸式水—汽混合乏汽回收装置多为文丘里结构。这种结构比较简单紧凑, 但其流体动力效率低, 需要有一定压力的补充水, 且混合后的热水温度不高, 常压乏汽大约为60~65℃, 回收单位乏汽量所需水量 (射吸比) 大约为1:14 (对20℃补充水而言) ~1:23 (对40℃补充水而言) , 在很多系统中往往不能满足这一条件, 同时, 回输热水所消耗的电量增加, 影响其综合经济效益。

由于很多热力系统凝水返回比较充分 (尤其在进行凝结水回收技术实施之后) , 补充水较少, 并靠补充水量的调节来实现原系统的水平衡时, 乏汽回收系统用水量大会给该调节带来失控的负面影响。

目前, 已有非射吸式乏汽回收装置投入在线运行, 回收常压乏汽, 可以使混合后的热水温度达到80~90℃, 相应“射吸比”大约为1:9 (对20℃补充水而言) ~1:14 (对40℃补充水而言) , 消除了传统回收装置的弊病。

2.2 不凝气排出单元

随着低温补充水被乏汽混合加热升温的过程, 乏汽与水中的不凝气也会自动溢出, 其关系服从亨利定理。

理论与试验证实, 如果不排出这些不凝气体, 不仅使回输水中的不凝气含量增加, 恶化其性能指标, 加重水处理的负荷, 更重要的是会破坏文丘里管的基本流动形态, 以至不能工作。这也许是前述不成功两个案忽略的重要环节。其分离与排出量化分析见本文3.3。

2.3 防汽蚀单元

目前, 高温水泵采用的防汽蚀方法大概有三种[5]: (1) 传统的提高高温水箱液面高度或降低泵的负标高位置, 这使水箱结构及基础结构投资增加, 设备庞大, 在乏汽回收场合不适宜。 (2) 泵入口或水箱内增压的方法, 提高剩余压头, 系统也很复杂。 (3) 降低泵入口高温水的温度, 有节流降温、表面冷却降温等, 其结构也很复杂。

在线运行的某常压乏汽回收个案中, 热水温度已达85~90℃, 而液面与水泵中心的高度差仅1.6m左右, 而且空余可用占地面积很小, 由于投资有限, 应从根本上解决高温水在泵入口的汽蚀问题。

试验研究了一种防涡旋的结构, 可消除形成容器出水口涡旋的作用力, 使1.6m左右的静水头形成的过冷度, 足以防止最低液位时的汽蚀产生。运行证实, 当热水温度达到93℃时, 采用普通水泵仍可正常运行。

2.4 控制单元

要保持系统连续、稳定、安全运行, 控制单元必须完成以下几项任务: (1) 要保证回收乏汽的射吸装置的背压稳定, 通常是保证在中间罐中保留一定的空间, 维持常压或微压。这可以通过控制罐中液位稳定, 相应空间容积稳定来实现; (2) 乏汽进汽系统必须保持在任何运行状态下乏汽有通畅的排放, 因此, 有故障自动切换功能; (3) 当由于外扰使进水流量波动较大时, 进水系统要有能维持在一定范围内的调节功能; (4) 事故状态下, 能自动解列, 保持原系统的运行状态。另外, 热工测量、乏汽回收量测算、信号联系等也应予以全面兼顾。

3 几个技术问题的研究与探讨

3.1 乏汽量的确定

有这样一例, 某除氧器排汽管直径为89mm, 带出口消音罩, 工作压力为0.07MPa。车间认为排汽量有3~4t/h, 有关技术部门认为有4~5t/h, 更有人认为有7~8t/h, 经验估算约2.5t/h。

至今为止, 对于乏汽的排放量, 没有一种公认的确定和测量仪表与方法。然而乏汽量的大小是回收装置设计的依据。数据的准确性直接关系到设备本体及配套设备的选型, 相应的设备投资及运行成本。

就乏汽排出状态而言, 一种是有较稳定的排汽量。这种情况, 只要数据可靠, 设计与运行值基本吻合;另一种是有瞬间的冲击负荷, 在方案设计中, 要有相当经验才能选择好配套设备及安全防护方法。

目前有3种方法确定乏汽排出量:理论计算法、测算法、经验估算法。有时3种方法混用, 互为校核。

3.1.1 理论计算法

(1) 喷管计算法——适用于较高排出压力的乏汽排量确定。

(2) 热平衡计算法——适用于高温水闪蒸排出的乏汽排量确定。

(3) 水质分析法——适用于锅炉排污水闪蒸排出的乏汽排量确定。

(4) 间断负荷计算法——适用于特殊工况, 用汽平衡、水平衡、热平衡综合计算。

(5) 回归计算法——适用于多因素中可确定主要因素的计算与回归分析。

热力除氧器的排汽量至少与8个因素有关, 主要因素有:乏汽排出量、除氧器出力、补充水率、结构因素 (喷淋、旋膜、排汽节流孔等) 、人为因素 (排出阀开度大小的操作等) 。

人为因素为不可测因素, 其余为强相关因素。当结构选定后, 通过分析, 排汽量大小主要由补水率α、出力Dch制约。

经对统计数据进行回归分析, 并进行曲线拟合, 得到式 (1) 。

Df/Dch=a+bα (1-1/enα) (1)

式中:Df—乏汽排出量;Dch—除氧器出力;α—补充水率;a、b—常数;n—常指数 (n≠0) 。

当补水率α=0, 主要由凝水返回, 但同样要排出一定量乏汽, 以消除返回水中的氧气污染。

当补水率α=1.0, 排汽量达到最大值。

如:某除氧器出力75t/h, 压力0.2kg/cm2, 补水率α=0.56, 用式 (1) 计算求出Df=417kg/h。

由运行数据热平衡反算, 求出Df平均值为410~420kg/h。

由上可见, 回归分析求出值与实际运行值基本吻合。

必须说明, 式 (1) 适用于一级除氧工况。对于二级除氧工况, 须作进一步修正。

3.1.2 测算法

目前没有专门用于乏汽量测量的仪表。借助各种风速表测量乏汽流速, 并用热工仪表测量蒸汽状态参数, 对测量值进行必要的修正后, 依据排汽管径可以确定其排出量。测速位置对准确性影响很大。

上例用风速表实际测量, 并按蒸汽状态参数进行修正, 测得Df=432kg/h, 运行值也基本一致。

3.1.3 经验估算法

有的场合无法测量, 状态参数只能粗略确定, 这时只好应用经验估算法, 主要是估算乏汽排出速度。排汽口的形状各异, 对流速及排量计算有明显影响。估算时还要确定其状态参数。

乏汽从有压容器中排出最大速度可达80m/s;乏汽从无压容器中排出最大速度可达15~30m/s。

按经验估算的速度, 已知的乏汽状态参数及排汽管径及管口形状, 就可以确定排出乏汽量。准确度与经验有关, 但不会出现如3.1所述的那样大的差异。

比较合理可信的方法是用经验方法估算后, 再用其他方法反算校核一下。

3.2 可达到最高热水温度值

理论研究表明, 蒸汽反向凝结成水, 有一个过冷度。常压下水沸腾的起点从比饱和温度低一个Δt值开始。在Δt值范围内, 是不稳定状态的沸腾[6]。因此, 将乏汽冷凝时可达到的热水温度, 应比饱和温度低至少Δt值。

另一方面, 用水—汽混合法回收乏汽属于流动凝结过程, 比池凝结、膜状凝结等更不稳定, 相应可达到的水温还要低一点。目前还没有关于此温度值研究的有关报道。

作者通过工业应用分析研究认为, 此Δt值与乏汽压力有关, 压力越高, 其值越小。对于常压乏汽此值大约为10±2℃。乏汽回收装置可达到的水温, 应作为一个装置效率的衡量指标。与可达到最高温度值越接近, 该回收装置效率越高。这一方面使混合后热水品位提高, 循环再利用能力值提高;另一方面, 可减少设备投资, 降低运行成本, 使省能效益最优化。那种只要“乏汽100%回收就是高效”的论点是不确切的。

作者开发一种非射吸原理乏汽回收技术, 用于将常压乏汽 (103~105℃) 回收加热脱盐水, 从40℃左右提升至85~90℃, 最高93℃, 运行在80~90℃, 实践证明该技术基本可达到最高温度值。

3.3 不凝气排出量分析

补充脱盐水用汽—水换热器从常温加热到85℃, 它的含氧量是多少?很多从事热工和运行的人员不以为然, 或者不能确切回答。其实, 还是换热前常温下的含氧量, 例如, 20℃, 8.3mg/L。

采用乏汽回收装置, 将除氧乏汽回收后加热脱盐水的温度为85℃, 它的含氧量是多少?不少相关人员认为, 由于乏汽中含氧浓度高, 所以85℃水中的含氧浓度大大高于进水常温下的浓度, 甚至认为这样回收, 水中的氧气在不断循环中会越来越高。事实上, 设计不凝气排出结构后, 运行结果经化验分析, 当热水温度为80℃时, 水中含氧量为3.0mg/L左右, 与常压下80℃水中氧含量理论值2.9mg/L相近, 远低于8.3mg/L。显然, 用水—乏汽混合加热并排出不凝气结构与汽—水换热方式相比, 其热经济性、运行经济性、降低热水中的含氧量从而减轻除氧负荷方面的优越性不言而喻。

究竟要排出多少不凝气, 笔者对此进行了专题的研究, 并确立了排气 (不凝气) 量与其他相关量之间的关系:

∇P=1.3AαDch×10-3 (2)

式中:∇P—不凝气排出量, kg/h;A—经验系数;α—补充水率, %;Dch—除氧器出力, t/h。

按此设计的不凝气排出装置工作正常, 连续稳定运行成功。

必须说明, 式 (2) 适用于一级除氧工况。对于二级除氧工况, 须作进一步修正。

3.4 对波动负荷的适应性

波动负荷的概念应包括进水量的最大、最小与进汽量的最大、最小4种工况。一个制约条件为水温可达到最高温度值, 超出这个制约条件, 乏汽就不可能完全回收, 并出现超压外排。某除氧乏汽回收装置, 由于有时脱盐水量不足, 原来全部回收的乏汽, 在热水达到最高温度后, 便自动排出一部分。因此, 合理地设计并对波动负荷峰值进行测算, 使之能在较宽负荷运行, 同时, 充分考虑排放安全防护装置的选择, 是十分重要的。

例如, 某乏汽回收装置, 对锅炉最高水位紧急放水所产生的冲击负荷做了充分考虑, 使得进水流量波动达到1.5倍, 乏汽波动峰值是正常时的2.0倍左右时, 仍正常运行。

3.5 控制与安全防护

要实现装置的连续、稳定运行, 必须实现回收装置的中间罐内的压力平衡, 这可以通过其液位控制和压力控制来实现。同时还要实现故障时的各种安全自动保护。

液位控制中, 传统的PID调节系统复杂, 成本高, 故障率高, 维护运行费用高。更重要的是中间罐水容积小, 受进水流量的阶扰时, 其反应速度不适应。例如, 传统的中间水容器的水容积, 设计值为其最大流量 (出力) 值的0.2~0.5倍, 而某在线运行的回收装置的中间罐有效水容积仅为其最大流量值的0.03~0.05倍。显而易见, 其流量波动的阶扰非常明显。为此, 采用PLC加变频控制的方法, 改变回输泵的转速, 实现快速调节流出侧的流量。

这种控制方法不仅节电, 而且液位控制精度高于锅炉汽包水位控制 (三冲量PID调节) 精度, 设备相对简单, 少维护, 易调节 (易整定) , 适应宽负荷运行, 投资及运行成本大幅降低。

此外, 对于故障时乏汽的安全排放, 保证原系统的安全运行, 回收乏汽量的测算 (效果) 必须的热工仪表, 都是很重要的组成部分。

这里有一个十分重要的控制设备选型问题。

例如, 回收装置需要配置回输100t/h的水泵, 相应的电机功率为55kW, 如果配置55kW级的变频控制器及相应电器件, 看起来是正确的, 但是, 在实际运行过程中, 并不是要调节100t/h的幅度, 调节的只是其中的一部分, 还有一部分是基本稳定的。调节量的大小视具体对象而定。

笔者在1984年就对供汽波动负荷采用F氏 (Fourier) 分析法, 确定出平均负荷与调量负荷, 成功解决了用汽大波动负荷 (~70%) 时的供汽难题[7]。在乏汽回收装置的配套设备选型中, 应用这一原理 (分频调节原理) , 可以收到异曲同工的效果。

采用两台以上水泵分别承担稳定负荷和调节负荷时, 上例可选用一台30kW变频器, 采用一机多控方法实现集控[8], 从而可降低设备投资和运行费用。

综上所述, 优秀的乏汽回收方案, 不仅有高效 (100%乏汽回收且更高回水温度) 的本体装置, 还必须有与之配套的相关外围设备与技术。

4 运行个案主要参数对比

为了提供借鉴, 选择几个个案的主要运行数据对比 (见表1) 。

由表1中对比数据可以看出:

(1) 回收后的热水温度与乏汽压力有关。压力越高可达到的水温越高。对射吸式回收装置, 乏汽压力0.1MPa时, 回收后水温可达75~80℃或更高。乏汽压力≤0.02 MPa时, 回收后热水温度≤70℃。

(2) 回收后的热水温度与回收装置的设计原理有关。在相同的乏汽压力条件下, 非射吸原理比射吸原理可以达到的水温高。如乏汽压力均为0.02MPa, 前者比后者可高出20℃左右。

(3) 乏汽回收量都可以全部回收, 但非射吸方法的经济性、适用性更为优越。在水量不足或进水温度为60℃左右时, 更加明显。

(4) 电耗与回输点的运行条件有关, 不能做出简单的优劣判断。但同一个案中, 水温温升大, 相应用以回收单位乏汽所用水量小, 因而省电和降低投资是肯定的。

5 结语

用水—汽混合加热方法回收乏汽的一个十分重要的技术课题, 该技术将使回收后的热水温度达到更高 (有一个极限值) , 该温度越高, 其再利用的价值也越高, 节能减排效益就更优化。

目前不少企业的低位热大都有富余, 而低于0.05MPa乏汽量约占排出乏汽的70%以上 (据不完全统计) 。因此, 通过必要的政策杠杆, 利用低位热能并使之社会化, 将会在节能减排方面发挥乏汽回收再利用的重要作用。

参考文献

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[2]鲁世栋, 等.高效节能换热设备J MH-300型喷射式混合加热器在我厂的应用[J].节能, 2000, (8) :41.

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[4]王汝武, 曹猛.提高热电厂效率的几项措施[J].节能, 2007, (3) :41-43.

[5]殷贤炎.乏汽回收的经济性评价[J].节能, 2007, (10) :37-39.

[6]J.R.威尔特.动量、热量、质量传递原理[M].北京:国防工业出版社, 1984.

[7]殷贤炎.承受脉冲负荷时的供汽系统特性[J].重型机械, 1984, (6) :34-39.

汽、水回收 篇3

国家“十二五”节能减排综合性工作方案中提出了以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导, 深入贯彻落实科学发展观, 坚持降低能源消耗强度、减少主要污染物排放总量、合理控制能源消费总量相结合, 形成加快转变经济发展方式的倒逼机制的总体要求, 确保实现“十二五”节能减排约束性目标, 加快建设资源节约型、环境友好型社会。

1 项目实施必要性

工业蒸汽系统乏汽回收现状, 由于乏汽为低品位蒸汽, 工业生产过程中很难利用, 但是从能源回收及高品位凝结水角度来看, 对其进行回收利用意义非常重大, 尤其在现阶段能源日期短缺的时代, 更有必要进行乏汽热量回收以及凝结水回收。

该公司所属热电车间拥有三台锅炉 (260t/h) 排污水经过定排疏水扩容器扩容后产生的100℃左右低压乏汽全部直接对空排放, 造成了能源及水资源的极大浪费, 也加大的公司的生产运行成本。

2 项目工艺原理

2.1 传统回收方式

(1) 面接触式:通过面接触式热交换回收热能, 但考虑到要求乏汽低压特性很难有理想流速达到换热器设计要求, 必然导致换热设备庞大, 回收率较低, 在30%左右, 且处理过程中共产生的冷凝水, 还需集中后由增压泵送回系统。

(2) 直接混合式:通过将乏汽直接混入需要加热介质来回收利用乏汽热能, 如喷淋系统, 方式直接简单, 但热能回收率很低, 且应用场合受到许多限制, 更为主要的是低压乏汽能否顺利进入回收系统。

(3) 储热罐式:将乏汽集中于大容量储水罐, 再通过闪蒸产生二次蒸汽进行回收利用, 回收率最大仅到30%-40%, 余下冷凝水需增压回送, 并且系统复杂, 占地面积大, 投资大, 运行困难, 而且罐体内压力达到一定程度势必导致乏汽背压过高无法进入储罐。

2.2 项目采用装置

该装置具有国际先进水平的新型专利产品----汽液混合加热器乏汽回收装置, 它可以有效的回收除氧器、定排、连排、疏水扩容器等装置排出的具有低位热能的蒸汽, 以及各种工艺乏汽, 创造出巨大的经济效益和环境效益。同时节省蒸汽, 是对煤、油、电的综合节省, 并对企业的水平衡、热平衡有着重要的集约优化作用。对整个国民经济的宏观调控和持续发展, 有很好的助推作用。同时由于节能而减少了能源的消耗, 也就间接减少了向大气排放烟尘和硫化物的机会, 也可大大降低排汽噪音, 起到了环保的作用, 社会综合经济效益也极为可观。该乏汽回收装置特性:

(1) 装置结构简单, 无转动部件, 运行可靠; (2) 操作方便, 检修、维护量极小; (3) 安装方便, 占地面积小, 可水平安装, 也可垂直安装; (4) 节能效果明显, 整个装置及系统各密封件无任何跑、冒、漏现象。加热效率高, 可达100%.同等条件下, 比其他表面式换热器节省蒸汽量可达20%--30%; (5) 选材科学、精细:内芯全部采用防腐、耐高温、耐冲刷优质不锈钢材使用寿命长; (6) 设计原理先进, 流体在加热器内流速高, 混合充分, 因而流体中不论含任何化学物质, 在装置运行过程中均不易产生结垢、结疤现象。加热器内部采用内收圆弧设计, 因而在设备停运时不积液, 所以停运时也不易结疤、结垢。

3 项目改造方案

该项目是在0米层二期脱盐水罐上方平台上面安放东冠公司开发生产新型专利技术的乏汽回收装置一套, 在定排扩容器排气管道旁新搭建一个约2 2 3m操作平台, 在平台上方定排扩容器排汽管到吹灰疏水扩容器排汽管道汇合处后面加装DN300隔离蝶阀一台, 并在定排扩容器排汽管道上离定排较近处加装DN150安全阀两台, 在隔离蝶阀前定排排汽管道汇合处后引DN150管道接入到乏汽回收装置蒸汽进口, 然后从除氧器上水管道调节阀后引一DN100管接入乏汽回收装置引射水入口, 其将定排及疏水扩容器现场产生的100℃左右低压乏汽抽吸进入乏汽回收装置本体内, 乏汽和凝结水充分换热凝结后送入疏水箱内, 最后全部由疏水泵送到除氧器内全部回收利用。

4 项目投资及工期

工程总造价28万元, 该部分费用不包含现场保温及乏汽回收后需输送脱盐水泵费用, 建设工期从2014年12月至2015年2月。

5 项目改造后效果

(1) 经过乏汽回收改造后, 计算节约蒸汽为:

式中:3——回收排放量, 单位:t/h

8000——全年锅炉计划运行时间, 单位:h

34——低品位蒸汽市场价, 单位:元/吨

(2) 安装回收装置电耗计算:

式中:37——回收装置电耗, 单位:kwh/h

8000——全年锅炉计划运行时间, 单位:h

0.6——耗电价位, 单位:元/kwh

回收净利润:81.6-17.76=63.84万元 (不包含脱盐水回收的效益)

综上计算, 投入回收期为4.4个月。

(3) 节约能量折合为标煤约:

3t/h×7000h×60万大卡/7000000大卡=1800吨标煤/年

6 结论

我公司通过乏汽回收项目的实施, 实现了节能降耗的目标, 积极响应了国家节能减排的号召。在经济效益上取得了明显的收益。同时, 乏汽的回收避免了对环境造成的影响, 也避免了对现场员工的噪音危害以及周边居民的噪音干扰, 在经济和社会效益, 实现了预期的目标, 通过该试点项目的实施, 根据后续运行情况和节能减排效果分析, 为公司全系统范围的乏汽回收提供了有力的借鉴, 奠定坚实的基础。

参考文献

[1]锅炉及凝结水闪蒸乏汽回收节能技术[J].北京大通龙源能源技术有限公司.

[2]黄琴, 黄家永, 黄振.乏汽回收综合应用[J].广西节能, 2011 (01) :27-28.

热电厂除氧器排汽回收利用 篇4

某单位热力公司目前3炉3机并列运行, 除氧系统设有2台出力为263t/h的高压除氧器, 1台出力为400t/h的低压除氧器, 除氧系统为高、低压除氧器窜级系统。除氧器工作过程中需随时将水中析出的其他气体连续不断地排到系统外的大气中, 势必会携带部分高温水蒸气一起排入大气, 会浪费热能及工质, 而且对环境产生一定的热污染和较大的噪音污染。

针对这种状况, 分析了目前热电厂除氧器排汽的回收情况, 发现目前热电厂普遍采用外置混合式换热器加汽水分离器或表面式换热器, 再辅以回收水泵达到回收热量和工质、降低环境污染的目的。这样的回收系统能够回收绝大部分热量和工质, 但在使用过程中也存在一定问题, 如在高、低压除氧器窜级系统中, 由于排汽压力不同, 回收系统需要分别设置回收装置, 且为了能达到满意的回收率, 回收装置通常至少设置需要两级, 使得工艺系统变得复杂, 给操作人员增加了额外的工作量, 尤其是在除氧系统出现异常情况时, 会影响到异常情况的快速处理, 运行中调整不当也会影响到除氧器的除氧效果。此外, 由于增加了部分设备, 也增加了维护维修人员额外的工作量。

2 改造措施

2.1 高压除氧器排汽回收改造

经过分析, 对该公司热电厂的2台高压除氧器进行了排汽回收节能技术更新改造 (见图1) 。

将高压除氧器的排汽通过ϕ108管道直接接入低压除氧器, 作为低压除氧器加热蒸汽的一部分。由于高压除氧器排汽量相比低压除氧器的加热蒸汽需求量来说所占份额比较小, 对低压除氧器运行压力以及温度的控制影响较小, 因此这部分蒸汽不需要经过调节阀控制流量的大小, 直接接到了低压除氧器加热蒸汽二次阀后端。该项改造利用现有的设备 (即低压除氧器) 作为高压除氧器排汽回收装置, 既达到了回收排汽热量和工质的目的, 又简化了回收系统, 在除氧器正常或异常运行以及启停情况下, 几乎不会带来额外的操作, 回收系统对除氧系统也不会产生不利的影响。

2.2 低压除氧器排汽回收改造

对于低压除氧器的排汽, 增设1台排汽回收装置进行回收, 具体工作原理如下。

低压除氧器排汽通过ϕ159进入排汽回收装置, 通过回收装置内的不锈钢换热管将热量传递给低温除盐水。蒸汽放热后冷凝成水, 吸收热量的除盐水进入低压除氧器, 作为低压除氧器补充水的一部分。蒸汽冷凝水汇集起来通过ϕ57管道输送到发电厂设置的疏水箱, 通过疏水箱回收到除氧器, 从而使排汽携带的热量以及工质均得以回收。不凝结的气体通过排汽回收装置顶部排气口排入大气, 此气体基本不含有水蒸气, 且气体压力接近大气压, 所以排气时基本不产生噪音;而且排气温度可通过调节进入回收装置的除氧水量控制, 通常排气温度约在40℃或更低, 所以基本不会对环境产生热污染。

为了保证系统在异常情况下不会对原有系统产生影响, 在两路排汽回收管路上均设置有逆止阀, 这样即使在异常情况下, 仍可维持系统正常运行, 不需要对回收系统进行相应的操作调整, 不会增加异常情况下额外的工作量, 完全能够保证除氧设备的安全和正常运行。

该项技术改造是利用现有的疏水箱收集回收装置的凝结水, 利用疏水泵输送到低压除氧器, 不需要设置额外的凝结水回收泵或出水输送泵, 降低了运行和设备维护费用, 减轻了操作工人的劳动强度。

3 运行状况

该热电厂除氧系统经过排汽综合回收系统改造后, 自2005年10月投入使用以来, 系统一直保持连续稳定地运行。该项节能改造只增加了1台回收装置, 在系统投入运行后不需要人工值守, 系统的维护工作量也基本接近于零。根据现场安装仪表的监测和DCS的传送数据, 对综合回收系统进行了测试分析, 现场测试数据如表1和图2～图4所示。

注:数据摘录自2005年12月18日《热力公司汽轮机运行日志》, 测试期间3台除氧器均投入运行。

注:源数据为2006年全年月低压除氧器出水含氧量, 原始数据摘自2006年度《热力公司汽轮机运行日志》

注:源数据为2009年全年月高压除氧器出水含氧量, 原始数据摘自2009年度《热力公司汽轮机运行日志》。

注:源数据为2011年全年月高压除氧器出水含氧量, 原始数据摘自2011年度《热力公司汽轮机运行日志》。

在上述测试数据的基础上, 分析了该系统投运后近6年的运行记录, 分析结果表明:在正常运行工况下, 该企业热电厂的低压除氧器除氧水含氧量一直低于10μg/L, 高压除氧器除氧水含氧量一直低于5μg/L, 其中2007年4月由于全厂停车检修, 2008年6月由于集团公司电解装置频繁跳闸的原因, 造成除氧系统频繁启停和大幅度调整负荷, 从而使除氧器出水含氧量月平均值超过5μg/L, 其他正常情况下, 指标远远优于原电力部门颁布的标准 (低压除氧器除氧水含氧量低于15μg/L, 高压除氧器除氧水含氧量低于7μg/L) , 而且指标完全符合该企业内部标准的要求。锅炉给水含氧量合格率一直保持在100%, 除氧器排汽回收率100%, 能够完全满足电厂工艺系统的各项要求。

4 效益分析

4.1 经济效益分析

要保证除氧器出水含氧量达标, 其排汽量损失一般在0.3%～0.5%额定出力。经过现场热平衡测试和分析估算, 在正常工况运行情况下, 每台高压除氧器排汽携带蒸汽量约为1.5t/h, 低压除氧器排汽携带蒸汽量约为2t/h, 除机组大修、维修及其他不正常运行工况的情况, 按正常工况下年运行8000h计算, 该综合回收系统每年可回收高压除氧器排汽携带蒸汽量约24000t, 蒸汽压力约为0.6MPa, 温度约为160℃;每年可回收低压除氧器排汽携带蒸汽量约16000t, 蒸汽压力约为0.02MPa, 温度约为110℃ (其他气体由于量比较少, 忽略不计) 。

1) 热量回收部分产生的效益。

依据热力发电厂相关公式计算, 生成等量的高压除氧器排汽携带蒸汽量需消耗标准煤的量为[1]:

B1=D1× (hc1-h补水) / (Qnet×ηb)

式中:B1—高压除氧器排汽等同于消耗的标准煤量;

D1—高压除氧器排汽携带蒸汽量;

hc1—高压除氧器排汽携带蒸汽的焓值;

h补水—电厂热力系统补充除盐水的焓值;

Qnet—标准原煤低位发热量;

ηb—锅炉效率。

生产等量的低压除氧器排汽携带蒸汽量需消耗标准煤量为[1]:

B2=D2× (hc2-h补水) / (Qnet×ηb)

式中:B2—低压除氧器排汽等同于消耗的标准煤量;

D2—低压除氧器排汽携带蒸汽量;

hc2—低压除氧器排汽携带蒸汽的焓值。

运行工况参数如表2所示。

注:补水取全年平均温度15℃, 锅炉效率以中小型锅炉为例取值。

根据表2数据, 可计算出:B1=1985.7t;B2=1287.1t。

由上述计算可知, 生产同样量的蒸汽需要消耗的标准煤总量约为3272.8t/a, 按目前山东地区标煤价格约680元/t计算, 每年可节约标准煤折合成本约为222.55万元。

2) 工质回收部分产生的效益。

按年运行8000h计算, 每小时回收纯净水约5t, 年可回收纯净水约40000t, 这部分回收冷凝水不需要进行二次处理, 可直接作为除盐水使用, 按该热电厂除盐水成本约为6.5元/t (该厂自来水成本约3.7元/t, 水处理成本约2.8元/t) 计算, 年可节约生产等量除盐水费用约为26万元。

综合上述两项经济效益, 年回收热量和工质可为企业节约费用约248.55万元。

4.2 环境和社会效益分析

改造前每年排放热蒸汽约40000t, 对热电厂周围环境产生巨大的热污染。据现场测算, 160℃ 、0.6MPa的蒸汽直接排入大气, 将会产生110dB以上的噪音, 远远高于国家规定的50～ 60dB允许值, 对热电厂的职工和电厂周边居民生活产生较大的影响[2,3]。

以该电厂燃烧电煤的平均发热量16720kJ/kg计算, 改造后每年可节约3272.8吨标准煤, 相当于节约燃烧电厂原煤约5736.7t, 将少产生CO2约10513t, 少产生SO2约80t, 少产生灰渣约1100t。改造少产生飞灰约100t。改造不仅可有效降低电厂锅炉除尘和脱硫装置的负荷压力, 而且可有效减轻对环境的污染。

在当前国内外能源紧张的严峻形势下, 特别是提倡可持续发展、低碳生活的背景下, 节约原煤能源的消耗, 具有十分重要的意义。

5 项目投资额及回收期

该项目被列为年度技术改造项目, 于2005年2月立项, 2005年8月开始实施, 2005年9月利用停车大修期间实现了系统的接口, 项目施工期共计2个月。该项目投资情况如表3所示。

经过上述效益分析, 该项改造投入为24.94万元运行后年回收热量和工质可为企业节约费用约248.55万元, 折算投资回收期为36天。

6 结语

实践证明, 该项改造投入使用后, 系统运行十分平稳, 无需人工值守, 系统维护工作量几乎接近为零。在项目改造期间, 存在的主要问题有:工艺管线的支吊问题;回收系统与除氧器的接口问题;施工过程如何确保原有系统的安全问题。针对上述问题, 比较妥当的解决措施是在热电厂项目设计时应同步设计回收系统并进行同步施工。对于已经投入运行的热电厂, 以保证不对原有系统产生任何影响为前提, 从设计、施工等方面做好全程安全管理, 利用全厂检修或做好备用设备切换后, 再进行回收系统与除氧系统的接口。

该项改造在某企业热力公司投入运行后, 创造了显著的经济效益和环境效益, 具有改造和施工简单, 投资费用低, 投入产出比较大, 运行中不需要人员值守等显著的优点。该回收系统在某企业热力公司已安全稳定运行多年, 实践证明是一种比较简单而且先进的电厂节能技术, 适合于具有高温排汽 (排气) 装置进行热量或工质的回收。

参考文献

[1]郑体宽.热力发电厂[M].北京:中国电力出版社, 2008.

[2]范文锋, 荣庆善, 官民健.670t/h高压除氧器乏汽的回收再利用[J].节能, 2007, (9) :30.