凝结水回收系统

凝结水回收系统（精选8篇）

凝结水回收系统 篇1

在炼油企业中, 用蒸汽作为热源的加热器是通过吸收蒸汽释放汽化潜热的原理来取热, 而蒸汽则被冷凝成同温度的凝结水。凝结水通过疏水阀排出, 同时也将显热带出, 这部分热量约占蒸汽总热量的20%~30%。如果凝结水直接排空, 则不能回收凝结水的热量又浪费高质水, 并且会产生环境污染。因此, 回收利用凝结水成为炼厂重要节能措施之一。

1 凝结水回收方法的介绍

所谓凝结水的回收, 就是对凝结水的热量和水进行回收再利用。回收蒸汽系统排出的高温凝结水, 可最大限度地利用凝结水的热量, 节约用水, 节省燃料。在原理上, 凝结水的回收利用方法分为3种:直接利用、间接利用、闪蒸蒸汽的利用。

直接利用, 即将凝结水直接供给锅炉, 或先输入给水罐再进行利用, 直接利用凝结水时必须预先对凝结水的水质进行分析, 保证锅炉给水水质符合规定。我公司非含油系统的回收就属于直接利用, 而含油系统经过除油除铁装置深度处理后进动力除氧器利用。

间接利用是炼油厂常用的方法。它是利用换热器把凝结水所具有的热量用于锅炉给水和其他流体的加热。采用换热器回收热量, 凝结水温度和被加热介质的温差越大, 回收热量就越多。除凝结水被污染时采用间接利用外, 当凝结水产生处距最终使用场所较远时, 可设置间接回收凝结水热量的工程。

闪蒸蒸汽的利用是充分利用凝结水在低压下再蒸发生成的闪蒸蒸汽。闪蒸蒸汽的产生量, 不仅与凝结水量有关, 还与闪蒸后压力差有很大关系。闪蒸蒸汽一般的利用方法是作为低压蒸汽管网的补充, 不能作为低压蒸汽利用时, 也可把闪蒸蒸汽直接回收到给水罐内作为锅炉给水利用, 或者采用冷凝器回收冷凝水。上述方法, 要在全厂蒸汽平衡基础上, 结合实际运行情况, 进行技术经济比较, 择优而定。

2 凝结水回收利用现状

长庆石化公司凝结水回收系统未经统一规划, 随装置多次扩建改造而逐步实施, 各单元的凝结水汇集通过除油除铁装置处理后回用动力锅炉除氧器 (见图1) 。凝结水管网运行以来逐渐暴露出一些问题, 主要存在管网布局不完善, 部分凝结水未回收;部分凝结水补进循环水系统, 造成除氧水生产成本增加, 同时提高了循环水出水的温度, 对循环水系统易滋生细菌, 增加了药剂加入量也减低生产装置的冷却效果。总图管线伴热凝结水直接排放;各装置因疏水阀质量较差, 直通率高, 漏汽严重;二次闪蒸蒸汽直接排空等问题, 造成凝结水没有达到高水高用, 凝结水不能全部回收。

表1所示, 全厂凝结水回收流程如下:凝结水总量为137t/h, 按照非含油和含油系统设置了按质回收流程, 非含油系统62t/h已经得到合理利用直接回用动力除氧器;含油系统42t/h还未全部回收, 目前存在直接补进循环水系统的问题;气分、渣蜡油罐区、催化伴热凝结水、总图管线伴热凝结水还存在直接排放问题。

3 凝结水回收问题的分析

3.1 疏水问题

目前该公司使用的蒸汽疏水阀以热静力型为主, 该型式疏水阀虽然有价格低廉的优点, 但也具有使用寿命短的缺点, 国标规定国产疏水阀的平均使用寿命为8000h, 而通常所用的国产疏水阀的寿命远远低于8000h。

2008年7月中石油西北石化节能监测站对长庆石化公司蒸汽疏水阀进行了监测, 此次共检测蒸汽疏水阀102个, 总的合格率63.7%。中石油的企业标准疏水阀的完好率要求达到93%, 监测结果与标准差距较大。

各装置配备的疏水阀管径大部分为D N15~D N30, 疏水阀直通后阀座孔径均在5 mm以内, 考虑到阀后仍有部分凝结水出现, 按阀孔直径3.18 mm孔径计算漏损蒸汽。则单个疏水阀失效而引造成的蒸汽损失为28.58kg/h, 由于疏水点排出的不全是干蒸汽, 按其80%计算, 则每年因单个疏水阀漏汽造成的经济损失为:蒸汽泄漏量×蒸汽价格×年平均运行时间÷1000=5350元/年。

由于疏水阀失效, 蒸汽的浪费很大, 由此可见选择运行可靠, 使用寿命长的疏水阀是节汽、降耗的重要手段。

3.2 凝结水管网水击

该公司凝结水回收总管网出现水击点有两处:一是在连续重整与总图连接点处;二是在常减压西侧到二联合东侧凝结水总管。

造成管道内凝结水积存产生水击主要有以下情况:一是蒸汽直接通过短路进入凝液系统, 这种情况比较多、蒸汽换热器通过凝液直接进入凝液系统等。二是凝液管网系统内某处管路存在液袋, 管路有变径时, 尤其是放大的位置。三是有未被发现的高等级的蒸汽凝液错误的接入管线。长期水击现象的存在, 会对沿途管架支撑和管线本体造成难以预料的损伤, 存在较大安全隐患。因此, 消除水击现象是必须解决的问题之一。

长庆石化公司含油系统凝结水输送有以下两种:装置伴热凝结水依靠疏水阀后余压输送到凝结水总管;凝结水泵输送。两种不同的输送方式在压力、温度上不同, 加之各装置疏水阀质量较差, 直通率高, 漏汽严重, 造成从常减压西侧到二联合东侧凝结水总管水击情况严重, 导致管道产生剧烈振动, 存在安全隐患。由于不能保证各装置凝结水输送畅通, 不得已设置了三个临时排放点补进循环水系统 (图1所示) 。连续重整和苯抽提装置凝水温度高145℃, 压力高0.9MPa, 流量较大40t/h, 造成凝结水总图管线水击剧烈。

4 完善方案

4.1 更换疏水阀

建议对全公司安装的疏水阀进行全面检查, 分装置建立疏水阀台帐, 将完好率纳入到管理考核内容中。疏水阀安装应考虑:疏水阀应尽量靠近加热设备, 使凝结水自然流入疏水阀, 提高工作效率, 减少热量损失;疏水阀的入口管应设在加热设备的最低点, 避免凝结水在设备内积聚, 出口管尽量减少背压, 管径要大而短, 少拐弯, 尽量减少向上的立管;用汽设备安装疏水阀一般尽量采用单元疏水方式, 即每个设备的疏水点上安装一只疏水阀, 然后在接到一根总管上, 使设备之间不产生干扰, 避免短路。

根据疏水特点, 更换具有寿命长、蒸汽泄漏率低、抗污物能力强的疏水阀。

4.2 管路局部完善

4.2.1 联合回收方案

根据长庆石化公司装置密集特点, 采取扩容闪蒸、冷却降温方案, 建立联合回收系统。

具体方案是:常减压、制氢、加氢裂化、催化原料预处理装置伴热凝结水, 蜡油罐区加温凝结水, 总图管网伴热系统凝结水 (共计25t/h) 统一回收, 进入密闭闪蒸罐, 使汽液两相分离, 凝结水自压至换热器与除盐水换热降温, 换热后进入凝结水罐, 经泵送入总管。闪蒸汽自排汽管排出与循环水换热冷却, 冷凝水回到闪蒸罐形成自循环。

流程调整如下:根据就近原则, 地点选在催化原料预处理东侧, 回收流程如图2所示.

(1) 总体原则

(1) 目前长庆石化公司未建乏汽系统, 闪蒸汽利用最好的方式是进除氧器, 或者直接冷却回收冷凝水, 鉴于这部分闪蒸汽直接进除氧器含油量不能保证, 而回收冷凝水比较易于实现, 故采用如上图所示的直接冷凝自循环方式回收闪蒸汽。为保证凝结水与换热器换热, 闪蒸罐需要密闭保持一定的压力。凝结水压力一般为0.35~0.4 MPa, 闪蒸罐压力在0.15~0.2 MPa, 适当架高可以满足凝结水输送到凝结水罐, 凝结水罐为常压, 有排气管与大气相通。凝结水热能方面采取间接利用方式, 与除盐水换热, 做为汽包上水的初级换热系统, 换热后的凝结水温度低, 进凝结水罐不会产生二次蒸汽, 也便于输送。

(2) 加氢裂化装置疏水点多, 疏水阀效果不好, 凝结水带蒸汽严重需单独进罐, 管线按照原设计DN80线;总图管线伴热凝结水压力低, 与其它线相串容易引起凝结水排水困难, 单线进罐;常压、催化原料预处理、蜡油罐区、制氢凝结水联合进罐, 管径为DN150。

本改造方案中冷凝器、闪蒸罐、换热器、凝结水罐都可以利旧, 泵选择普通凝结水泵可以满足生产要求, 需要给闪蒸罐、凝结水罐安装液位计, 自控阀以及DCS显示系统, 方便控制。

(2) 注意事项

(1) 闪蒸罐设置溢液口, 若出现油品大量泄漏, 根据液位计观察, 提前将油层溢流;

(2) 在进凝结水罐之前设置副线和采样点, 平时进行日分析含油、含铁等主要项目, 异常情况水质被大面积污染, 可以不直接进罐改补进循环水系统, 这样可以确保水质的稳定, 降低后续处理难度。

通过统一回收, 将原系统凝结水与总图的连接从七处减少至三处, 实现统一用凝结水泵输送, 维持了总管压力稳定, 凝结水的二次闪蒸汽也得到了利用, 避免了管线水击, 达到了平稳输送目的。

4.2.2 连续重整装置凝结水改造

连续重整装置凝水温度高145℃, 压力高0.9MPa, 流量较大40t/h, 直接接入全厂凝结水总管网, 造成凝结水总图管线水击剧烈。增设闪蒸罐, 降温降压后回收凝结水和蒸汽。

4.2.3 产品精制、催化伴热凝结水回收方案

在产品精制装置新增闪蒸罐, 回收催化装置、气分、产品精制凝结水, 经凝结水泵输送至除油除铁原水罐。

5 含油系统凝结水的回收效益

经过测算, 高温除油除铁装置多回收蒸汽凝水46t/h (冬季) 、35 t/h (夏季) 。凝结水的直接价值等价于除盐水的价值+热值-水处理成本, 以下对含油系统凝结水的经济效益核算。除盐水水价格:6元/吨, 蒸汽外供150元/吨, 凝结水的热值折合成低压蒸汽价值约为蒸汽价格的10%, 水处理成本2元/吨, 冬季水量46吨/小时, 时间3600小时, 夏季水量35吨/小时, 时间4300小时, 每年直接补进循环水凝结水价值为885.08万元/年。我公司平均新鲜水价值3.18元/吨, 同等凝结水补进循环水系统水的价值为100.52万元/年, 若将含油系统凝结水全部补进循环水, 有784.56万元/年的价值没有得到充分利用。

整个完善方案疏水阀更换约100万, 局部完善约150万, 管材施工费用约200万, 投资费用共计约450万元, 投资静态回收期为6个月。

6 结论

本文通过对长庆石化公司凝结水回收系统的调查、分析, 发现装置疏水阀完好率很低, 回收流程不够完善, 凝结水回收潜力比较大。提出联合回收和产品精制凝结水回收方案, 方案的实施可以有效回收高质水, 杜绝凝结水的直接排放, 达到节能降耗的目的。

参考文献

[1]李树生.凝结水回收器的研制与应用, 北京节能, 1998.5.15-17

[2]侯辉、凝结水回收和利用、北京机械工业出版社, 1996, 89-95

[3]张家荣, 吴树成.凝结水回收及疏水阀, 北京中国建筑工业出版社, 1989, 45-68

[4]邓曾禄.疏水阀及凝结水回收装置, 河南科学出版社, 1989, 56-60

[5]G B/12712-91蒸汽供热系统凝结水回收及蒸汽疏水阀技术管理要求[S]

凝结水回收系统 篇2

关键词：冷凝水 除油 凝结水

0 引言

2000年初与美国拓峰阿姆斯壮公司合作，开始组建凝结水回收系统，于同年底投入运行，初步实现了全厂凝结水封闭式回收。

由于当初受技术瓶颈限制，其除油系统采用传统的活性炭除油技术，由石化行业凝结水经常含有轻质油，导致该系统运行三个月后活性炭失效，再生后明显除油效果下降，经过几次活性炭的更换，仍然解决不掉含油问题，为保障后部离子交换系统的安全，2002年后开始将含油凝结水全部拍放掉，造成高品质凝结水的浪费和对环境的污染。

2011年06月新凝结水除油回收系统建成后，将这部分冷凝水回收到动力车间作为中压锅炉给水，减少锅炉除氧器蒸汽消耗，同时减少水处理的处理量同和酸碱再生剂的消耗量，排污水量相应减少，取得了环保效益，使高品质的蒸汽冷凝水得到更合理的应用。

1 冷凝水除油的技术特点

作为蒸汽冷凝水再回收利用，该项技术已经在热力发电厂等企业广泛得到利用，但是由于石化行业的特殊性，除使大部分蒸汽冷凝水中铁离子除去以外，经常还由于透平机械密封不好造成润滑油泄露和冷换设备的介质泄露而含有油类，所以在石化行业上蒸汽冷凝水的再利用一直存在一个比较重要的除油的问题，以便保障后续的设备安全。

根据提凝结水实际参数、组分以及要求达到的成品水品质。经过严格的考察与调研后，经研究决定采用超微过滤、纤维吸附组合工艺对凝结水进行处理。

工艺流程如下：

为了提高装置的抗冲击性、保障装置运行的安全，凝结水在进入处理系统前需进行相关指标的监测，监测项目包括油、电导、pH和温度，未达到进水要求的超标凝结水自动进入企业污水处理系统，以确保装置安全长周期稳定运行。达到进水要求的凝结水进入原水箱（可以利旧），经泵提升依次进入超微过滤器、纤维吸附罐，以脱除凝结水中的机械杂质、悬浮物，除去油和高价金属离子。出水再次经在线检测，未合格的净化水则由自控系统自动切入原水箱重新处理，合格的净化水进入除氧器。超微过滤器、纤维吸附罐运行一段时间后需进行蒸汽反向再生，再生排水排放至企业污水处理系统。

2 设备性能特点

2.1 超微过滤器 超微过滤器选用耐高温陶瓷过滤元件，运用中能环科专有技术，用化学药剂在微孔内覆盖搭桥，使陶瓷过滤元件表面形成纳米级活性分子膜，是吸附、表面过滤、深层过滤相结合的一种过滤方式。过滤机理主要是化合、惯性冲撞、扩散和截留。这样不仅可以起到物理的过滤作用，还有范德华力及化学键的吸附作用，可除去乳化态、溶解态的油及高价金属离子。活性分子膜适用温度不高于300℃，pH>6，分子膜的有效使用周期大于3年。

2.2 超微过滤器参数

型号：ZN-C-50

公称直径：DN1200

设备数量：2台

设计压力：0.78 MPa

设计温度：180 ℃

单台额定出力：50t/h

本体材质：Q235+SS304

运行参数：运行流量：30～60t/h

操作压力：<0.5MPa

反洗蒸汽流量：约50kg/次

2.3 纤维吸附罐 该装置所选的吸附材料由复合吸附纤维毡制成。活性碳纤维是集吸附、分离、催化、过滤为一体，吸脱附速度快，吸附容量大，纳米微孔大小和表面化学性质可调，材料为可方便多次再生的低成本材料。吸脱附速度是常规活性炭的10～100倍，吸附容量是常规活性炭的5～10倍，再生容易且彻底。比表面积：1600m2/g，COD和氨氮化合物能大量脱除。纤维毡经活化加入各种官能团，这些官能团可根据凝结水不同的水质情况（以现场检测为准）作不同的活化工艺。多官能团烧结温度为900℃，复合活性碳纤维的有效使用周期大于3年。

2.4 纤维吸附罐参数

型号：ZN-X-50

公称直径：DN1200

设备数量：2台

设计压力：0.78 MPa

设计温度：180℃

单台额定出力：50t/h

本体材质：Q235+SS304

运行参数：运行流量：30～60t/h

操作压力：<0.5MPa

反洗蒸汽流量：约250kg/次

2.5 处理前后凝结水水质（图2） 经过一系列的处理，水质可以达到国家中压锅炉标准，即含铁≤50PPb；含油≤1mg/L。其处理前后的水质指标对比见表1。

3 除油系统的自动控制

根据工艺的技术要求，凝结水自动控制系统进行集中控制，实现对工艺流程、运行工况进行监视、控制、报警、数据处理、数据记录、实时/历史数据曲线显示等功能。

采用PLC+上位PC机+工控软件的结构模式，控制系统采用可编程序控制器（PLC）进行程序控制，顺控逻辑设计符合工艺系统的控制要求。PLC的CPU内置以太网通讯接口，无须另外配置通讯模块，即可通过高速的以太网与上位机通讯。

4 效益计算

年回收凝结水量：50t/h×8400h=42×104t。

凝结水热值：按处理后凝结水95℃与常温25℃下热能差值折算标煤为6.5元/吨。

凝结水水值：按凝结水价格（12元）与新水价格（4元）差价计为8元/吨。

凝结水总价值：6.5元/吨+8元/吨=14.5元/吨。

年回收凝结水效益：42万吨×14.5元/吨=609万元。

年运行成本费约：17.45万元（含蒸汽：1.96万元、 水：2.86万元、电：12.63万元）。

5 结束语

蒸气凝结水的合理有效的回收利用，是企业挖潜增效的捷径之一，较小的投资取得较大的效益，同时取得了环保和社会的良好效果。但凝结水除油系统尚存在一定的缺陷，含油>2mg/l时凝结水排放掉是一种浪费，增设高效除油设备，把这部分凝结水回收回来，效益相当可观。

参考文献：

[1]陈安民.石油化工过程节能方法和技术[M].年中国石化出版社出版.1995.

[2]Armstrong公司.《蒸气、空气和热水系统》，2012.06.25.

凝结水回收系统在延迟焦化的应用 篇3

1 项目工艺概况

1.1 主要工艺及控制流程

全厂凝结水汇合后进入抗冲击罐V003, 处理后的凝结水进入新增的凝结水调节罐V004, 凝结水调节罐内的凝结水经通过凝结水进料泵和工艺循环泵为除油除铁装置供水, 经过集中除油除铁处理后, 净化后的水通过净化水提升泵 (P201/202) 分别输送至总厂软化水管网, 不合格水返回凝结水调节罐。工艺流程示意图和DCS罐区画面分别见图。

1.2 主要工艺设备说明

处理系统主要包括:凝结水除油除铁成套设备、凝结水来水收集抗冲击罐、凝结水调节罐、凝结水净水罐、凝结水输送管线、自控系统 (PLC监视控制系统) 及配套配电配管。该技术采用一种具有选择性过滤特性的无机陶瓷滤膜, 能有效阻止大于50nm的微粒、胶体 (如大部分Fe3+) 通过, 达到除油除铁的目的。

1.3 工艺部分主要设计技术指标

(1) 设计流量:Q=50m3/h, 设计温度≤120℃, 处理系统压力≤1.0MPa。

(2) 处理前的凝结水水质:油含量≤100mg/L, 铁含量≤500µg/L

(3) 处理后的凝结水水质:油含量≤1mg/L, 铁含量≤50µg/L, 硬度≯进口指标, 碱度不≯进口指标, Si O2≯进口指标, 电导率≯进口指标

(4) 处理装置产水率≥95%

2 实施过程中效果及经济效益

2.1 投用后凝结水水质对比结果 (表1)

2.2 经济性评价

2.2.1 凝结水回收的节能效益

凝结水精处理后加以利用, 其效益体现在凝结水热值、节约软化水和减少污水处理费用的几个方面。

处理回用的凝结水量以年平均实际处理量12t/h计, 经过处理的凝结水用于替代除盐水使用, 年运行时间8000小时, 则年节能效益如下:

年效益=回收凝结水量×年运行时间× (软化水价值+凝结水热值+污水处理费) /10000=104.35 (万元/年)

2.2.2 增加凝结水电泵的运行费用

本项目改造后, 其用电增加约112kw/h, 年运行时间8000小时计算, 则年增加用电费用:

耗电费用=用电量×年运行时间×电价/10000=43 (万元/年)

2.2.3 增加凝结水除油、除铁系统的运行费用

凝结水除油、除铁设备增加后, 需相应增加运行成本, 主要为更换陶瓷膜管、清洗时使用的烧碱、柠檬酸。按照每两年更换一次陶瓷膜管, 需要花费20万元, 平均每年消耗10万元, 每年清洗消耗化工原材料2万元, 则

消耗费用=更换陶瓷膜管费用+化工原材料消耗费用=12 (万元/年)

2.1.4总的净节能效益

总的节能净效益约为104.35-43-12=49.35万元/年。

3 存在的问题及整改建议

凝结水处理装置近几年的运行, 暴露出工艺和设备方面存在较多的问题。处理量偏低, 只有10~15m3/h, 远没有达到50m3/h的设计处理量。存在的主要问题有:

(1) 原料供水温度偏高, 进料泵和循环泵气蚀相当严重, 严重制约了单体处理量, 建议降低原料供水温度。

(2) 原料含油较多, 进入单体后, 对单体陶瓷膜管造成堵塞, 严重影响单体处理量;酸洗、碱洗次数较多, 易对设备及管线造成腐蚀。建议从上游装置控制乏汽含油。

(3) 处理单元没有设计在线反冲洗系统;处理单元也没有在线质量检测分析系统, 当处理后水质严重不达标时不能及时发现, 会影响管网水质。建议检修时增加在线反冲洗系统和在线质量检测分析系统。

4 结论

50t/h凝结水除油除铁装置采用先进的陶瓷膜处理技术, 装置设计理念先进, 自动化程度较高, 可以达到除油除铁的目的, 凝结水处理后输入厂除盐水管网, 并且回收了大量的热能, 为全厂增加了经济效益。

注:表中数据采自2013年化验分析数据, 其中Si O2和电导率没有化验。

摘要：本文主要介绍了凝结水回收系统在延迟焦化的应用, 对于处理全厂凝结水、增加经济效益起到了较好的效果;同时分析了在运行过程中产生的问题以及建议。

凝结水回收系统 篇4

1.凝结水水质分析

1.1凝结水水质指标

进入水处理装置凝结水水质指标见表1。

1.2锅炉补水水质要求指标

锅炉补水水质要求指标见表2。

1.3凝结水水质特性分析

凝结水指标与锅炉补水水质指标对比可以看出, 凝结水有以下特性:

a.铁含量超标, 未作除铁处理不能满足锅炉补水标准。

b.水质较好, 接近一级脱盐水水质, 但未作除盐处理不能满足锅炉补水指标。

c.水温高较, 达到80℃。

1.4凝结水回收工艺的确定

根据凝结水水质特点, 确定相应的处理工艺:

活性炭过滤器-高效除铁过滤器-高温混床-外输至锅炉除氧器

其中, 活性炭过滤器主要利用活性炭的吸附特性起到保安作用, 在上游炼油、化工装置漏油时吸附油, 避免造成凝结水含油超标;高效除铁过滤器主要是除去Fe2+和Fe3+离子, 避免凝结水铁含量超标;高温混床主要去除高温凝结水中的阴阳离子, 使处理后的凝结水水质达到二级脱盐水水质, 供锅炉直接使用。

处理后的凝结水要求达到的指标见表3。

2.凝结水回收过程中除铁、除盐的应用与探讨

2.1凝结水除铁机理及效果分析

2.1.1高效除铁过滤器除铁机理

凝结水中Fe以Fe2+和Fe3+离子形式存在, 有磁性和非磁性两种分子团, 带磁性基因的组分易被电磁铁去除;除铁器的微孔滤元是以Fe基为主体的316L成分, 其中含有磁性组分, 因而在去除铁、铜杂质过程中, 对铁、铜分子团的去除机理主要靠“过滤和磁性吸附”功能;除铁器的微孔滤元是属粉末冶金加工工艺制作而成, 其加工工艺为:加工粉末-配制粉末-高压成型 (130MPa) -高温烧结 (120℃) -束焊装配-检验包装, 其孔隙度在0.2-5μm, 孔隙率≥36%-42%。

除铁过滤器的核心部件磁性滤元, 是用含铁基的特殊材料, 其中含有磁性组分, 在特定的工艺条件下制成的一种磁性滤管, 孔隙度在0.2-5 μm。对铁的去除机理主要靠“过滤及磁性吸附”功能。凝结水中的铁杂质在水中有磁性和非磁性两种分子团, 由于滤元具有磁性、微孔的特点, 因而能有效地去除凝结水中的磁性和非磁性腐蚀杂质铁。

高效除铁过滤器的滤元自身具有磁性, 因而无需连续电能加磁, 设备投资小, 操作简单, 便于运行管理, 降低了运行成本。

高效除铁过滤器反清洗是以靠压力差推动, 以无油空气 (大于或等于0.2 MPa) 反吹清洗最佳, 气冲洗强度为0.2～0.4m3/min/m2, 其次是以清水 (大于或等于0.3 MPa) 反清洗。如果运行压差严重超标时即过滤量减少, 可将滤元取出用高温 (大于或等于400℃) 电热炉烘烤2小时/次, 然后用无油空气反吹 (从滤元壁内向壁外) 10分钟, 仍可恢复滤元的原功能。

2.1.2高效除铁过滤器使用效果分析

凝结水通过高效除铁过滤器的处理后, 具体指标见表4。

由表4数据可以看出, 凝结水经过高效除铁过滤器处理后, 水质稳定, 可达到20μg/L。以下。

2.2高温混床除盐应用探讨

为降低凝结水中含盐量, 达到二级脱盐水指标, 在高效除铁过滤器后增加三套高温混床。高温混床关键技术在于耐高温离子交换树脂。目前, 国内一些树脂生产厂家已可以生产耐温树脂, 但能否保证耐温树脂在80℃的工况安全使用, 还需进一步筛选。

2.2.1高温离子交换树脂工作机理

离子交换树脂结构见图1。

离子交换树脂是由基本骨架以及骨架间的交换因子进行交换的, 对于耐高温树脂, 阳离子交换树脂一般耐温可达到120℃, 而目前国内强碱性阴树脂则很少能达到80℃。

耐高温阴离子交换树脂的加工原理主要是在聚合过程中用明胶作胶联剂, 与普通的201×7树脂用量相比增加5%, 使聚合成的白球更加致密, 并且在聚合过程中采用一定的新技术, 以增加其热稳定性, 然后在氨化过程中严格控制工艺流程, 氨化过程中适当增加温度, 这样特殊处理的强碱性阴树脂的耐温性可达到60-100℃。

2.2.2高温离子交换树脂的筛选

通过对三个厂家提供的耐高温强碱性阴树脂进行筛选, 来寻找出在80℃工况下能够安全运行的耐温树脂。

适量取三个厂家提供的耐高温树脂, 在80℃的工况下运行24小时后, 取样检验, 检验后具体数据见表5。

数据分析:

1、由表5数据可以看出:厂家l提供的耐高温树脂经过24小时耐温运行后, 交换容量完全达到国家标准指标。

2、由表5数据可以看出:厂家2及厂家3提供的树脂交换容量大大降低, 说明在24小时耐温运行后, 树脂骨架已经变型, 交换基因失去交换能力, 不适合80℃的工况下运行。

因此, 通过耐温试验的方法筛选出适合高温混床的耐高温树脂, 在运行中可以保证高温混床的安全运行。

2.3凝结水除铁、除盐运行效果分析

凝结水经过活性炭过滤器——高效除铁过滤器——高温混床流程处理后, 出口水质指标见表6。

从表6数据可以看出, 凝结水经过除铁、除盐后, 各项指标均达到二级脱盐水指标, 能够满足锅炉补水要求, 处理合格的凝结水直接送至锅炉除氧器使用。

3.凝结水除铁、除盐过程中存在的问题及对策

3.1凝结水水温控制问题

为保证高温混床内树脂的长周期运行, 在运行过程中水温不超过80℃, 避免因为温度过高而损伤混床树脂, 导致水质恶化。

3.2高效除铁过滤器反洗问题

由于高效除铁过滤器滤元较精密, 所以在反洗过程中要严格按照操作规程控制好参数, 在运行时注意出水水质的检测, 如失效后需要及时反洗, 以免造成高效除铁过滤器的深度失效。

4.结论

经过对凝结水回收途径的探讨, 寻找出凝结水处理的合理方法, 有效的回收了凝结水, 使用以上途径每小时可多回收凝结水40吨, 提高了凝结水的回收率, 降低了生水消耗, 同时回收了凝结水中的热量, 减少了除氧器的自耗蒸汽, 对于节约水资源、降低能耗有着长远的意义。

摘要：通过对炼化企业动力系统凝结水回收新途径的研究与探讨, 寻找出回收凝结水的合理方法, 将处理合格的凝结水直接送至锅炉除氧器回收使用, 提高了凝结水的回收率。

凝结水回收系统 篇5

炼油企业的凝结水总量一般都比较大, 随着近年来国家和企业对节能环保的重视, 炼油企业已开始对老厂区的凝结水进行回收利用, 但因凝结水自身的特性, 使得凝结水回收效果并不是很好。以某炼油厂老厂区为例, 该区域于2006年将现有装置的凝结水由开式就地排放改为闭式回收, 建立了凝结水管网, 并建成了1套凝结水除油除铁设施, 处理后的凝结水经换热冷却后, 作为除盐水送入全厂除盐水管网。但运行后, 主要存在以下两个问题:

1.1 管网背压偏低, 高温凝结水大多为饱和态水, 进入管网后因卸压而迅速汽化, 以致管网水击严重, 影响到管网安全运行;

1.2 因凝结水温位大部分位于100~150℃之间, 热品位不高, 难以找到合适的热阱, 其低温热不易被利用。该项目原设计计划将处理后的凝结水并入到除盐水中, 作为工厂除盐水使用, 后因除盐水衬胶管道对使用温度的限制及其它各种原因, 项目没有达到设计规定的节能指标, 节能效果不明显。

为解决上述问题, 本文就该系统的优化改造进行针对性的探讨。

2.回收系统改造前状况

该系统共回收7套装置的凝结水, 详见表1。

凝结水回收后, 先与除盐水或循环水换热至95℃后, 进入除油除铁设施, 处理后再并入除盐水站的除盐水罐。因该工厂除盐水管道均为衬胶管道, 且运行时间已较长, 生产部门担心温度过高会影响到管道的安全运行, 从而在运行中将除盐水温度设限为55℃, 导致凝结水冷却的冷源不足, 只能采用增加循环水的耗量来冷却凝结水, 或将回收的凝结水部分直排, 使凝结水的低温热不能得到合理利用, 造成项目没有达到规定的节能指标。

3.管网优化改造方案

在实际生产过程中, 导致管网水击的因素很多, 经对本系统凝结水管网产生的水击问题进行研究分析, 认为其最主要原因为凝结水以饱和态从装置进入管网后, 压力下降使凝结水部分汽化, 产生汽液两相流, 从而造成管网水击的发生。

改造方案为:1) 提高凝结水管网背压, 在管网末端增加压力调节阀, 使管网压力维持在0.3MPa以上;2) 在部分装置内增设增压措施, 确保凝结水以非饱和态进入管网;3) 在凝结水温度偏高的装置, 诸如连续重整装置, 增加换热措施, 有效利用此部分凝结水的高温位热能, 并使其进入管网后不汽化。

针对普通凝结水泵易汽蚀的问题, 装置内增压方式采用目前成熟的闭式凝结水回收器技术进行增压。闭式凝结水回收器主要原理是:凝结水先进入凝结水压力储存罐内, 罐内设汽蚀消除装置, 尽量减少汽蚀的发生;同时, 将凝结水专用泵直接安装在水罐的正下方, 以尽量减少泵入口管道的阻力;在泵出口设置文丘里管, 利用泵出口流体的压力抽吸罐顶部的闪蒸汽, 将闪蒸汽并入到凝结水管道内。

4.凝结水低温热利用方案

基于尽可能地对凝结水低温热源进行合理利用, 本次改造遵循“温位递减利用, 热能匹配平衡”的原则, 进行了以下三方面的优化。

(1) 利用连续重整装置的除氧水生产设施, 并改造其除盐水加热流程, 将装置凝结水直接加热除盐水, 减少除氧器的蒸汽消耗, 并增加除氧水产量, 用来给其它装置供应除氧水。

(2) 对于其它装置的凝结水, 在送至凝结水站前, 先去储运罐区代替蒸汽给储罐维温, 以降低凝结水的温度, 同时减少储罐加热蒸汽的消耗。

(3) 在凝结水站内利用凝结水余热给除盐水源水 (新鲜水) 加热至40℃, 一方面凝结水余热得到了利用, 另一方面40℃有利于除盐水离子交换设施的运行。

4.1 连续重整装置内凝结水低温热优化利用

优化前, 连续重整装置凝结水闪蒸罐排出的凝结水温度为150℃, 流量为35t/h;装置内设有50 t/h除氧器1台, 由1.0MPa蒸汽加热除盐水至104℃除氧。该除氧器优化前实际制水量约为26 t/h, 存在较大的富裕空间。优化后, 停用该区域部分装置的除氧器, 改由连续重整装置供给, 停用的除氧器见表2。

优化后流程为:除盐水 (Q=51t/h, 55℃) 进装置后分成两路, 一路与装置凝结水 (Q=35t/h, 143℃) 换热, 约41t/h, 换热后除盐水温度约为100℃, 凝结水温度降至约97℃, 换热器选用两台串联运行;另一路接至除氧器乏汽回收设施, 约10t/h, 用来吸收除氧器顶部外排的乏汽。

4.2 其它装置凝结水低温热优化利用

将3#酮苯装置和2#酮苯装置凝结水引至石蜡罐区, 作为罐区内26 台储罐的加热器热源。经换热后凝结水温度降至约125℃, 进入凝结水管网, 与催化裂化装置和常减压装置的凝结水混合后送至蜡油罐区, 作为罐区内25台储罐的维温热源。经换热后, 凝结水以约101℃的温度进入凝结水站。

4.3 凝结水站内优化改造

老区各装置凝结水进入凝结水站后, 混合后温度为99℃, 总量为105.5t/h。该凝结水先与除盐水源水 (新鲜水) 换热, 换热后新鲜水温度上升至约40℃, 进入离子交换设施, 凝结水温度降至66℃, 进入除油除铁设施 (要求不大于95℃) ;除油除铁后, 进入除盐水罐, 与除盐水装置来的除盐水 (40℃, 175t/h) 混合, 混合后温度约为50℃ (要求不大于55℃) 。

5 优化改造效果评价

5.1 项目实施效果

项目实施后, 该炼油厂老区的凝结水管网的水击问题得到了彻底的解决, 有效地降低了管网运行的风险。

在凝结水的低温热利用和节能上, 本项目也取得了很大的效果。项目实施后, 年节约1.0MPa蒸汽量为64764t (详见表3) , 年节约用电量3300 k W·h。

根据《石油化工设计能量消耗计算标准》 (GB/T50441-2007) 计算, 本项目实施后, 每年节能约2.06×108MJ, 详见表4 (正值表示能耗增加, 负值表示能耗减少) 。

5.2 经济效益分析

按该炼油厂的实际电价0.36元/k W•h和1.0 MPa蒸汽176元/t测算, 该项目实施后每年可节约1100 万元的成本支出, 经济效益良好。

6 结语

本项目不仅解决了该炼油厂凝结水管网水击的问题, 还一举解决了凝结水低温热回用的问题, 满足了工厂节能减排的要求。该项目实施后, 不仅有很好的节能经济效益, 而且每年可减少CO2排放约18293 吨, 符合国家大力提倡的绿色工厂的政策导向, 具有一定的社会效益。

摘要：凝结水管网的水击, 及凝结水的低温热回收利用一直是困扰炼油企业的难题, 本文以某炼油厂为例, 对该厂凝结水系统的运行现状分析研究, 分别对回收系统、凝结水管网以及凝结水低温热利用等方面提出改造方案, 并对改造后运行效果进行分析评价。

关键词：凝结水,水击,低温热,回收,优化利用,节能

参考文献

[1]高田敏则, 平正登.凝结水回收与利用[M].机械工业出版社, 1990-1992.

[2]穆萍.炼油厂凝结水回收与利用的探讨[J].石油化工设计, 2008.

热电厂凝结水热能回收项目 篇6

关键词：供热,节能,回收

石河子市供热热源主要由石河子热电厂、东热电厂、南热电厂及两个调峰热源组成。这些热源通过总站或换热站进行换热后送给热用户。针对供热过程存在的热能浪费的项目进行改造, 达到节能的目的。

1 石河子东热电厂总站凝结水回收

电厂输出的蒸汽在经过总站进行汽水热交换后, 其凝结水仍具有70℃的高温, 水量达到918000m3/年, 必须加以回收利用, 否则将是极大的能源浪费。管道建设之初虽早已建好自总站返送回东热电厂的凝结水管, 但因为总站凝结回水管线原有的循环水泵、水箱容量较小, 无法满足返送要求, 并且有部分阀门无法关严, 导致一直未能实现凝结水返送。另外凝结回水管线的保温都是早期的岩棉保温, 保温效果很差, 须拆除后采用硅酸铝保温。针对以上情况, 计划在总站建较大容量的水箱并保温, 用以临时贮存凝结水, 增设凝结水循环泵, 将水箱中的凝结水通过现有管道送回东热电厂。考虑到凝结水的水量波动较大, 总站及首站的凝结水泵须安装变频器。拆除凝结水管线原有的岩棉保温, 采用硅酸铝重新保温。更换无法关严的阀门。此项目计划投资150万元, 增设凝结水泵两台及改造站内管路系统, 需5万元, 凝结水泵安装变频器需13万元, 新建水箱需5万元, 管线及水箱保温需125万元, 更换阀门需2万元。项目实施后, 每年可回收凝结水91.8万m3, 节热21.114万GJ, 以等价热值0.03412吨/GJ计算, 年折标煤7204.1吨, 可减少经济损失达550.8万元 (考虑到凝结水的水费、热费及制水费用, 以每方6元计, 下同) 。

2 换热站凝结水回收

供热公司糠醛厂站、八一糖厂站、柴油机厂站、八毛东站及西站共5个换热站由热电厂蒸汽供热, 供热蒸汽经汽水换热后, 凝结水仍具有70℃左右的高温, 水量达到159840 m3/年, 因无回收系统而白白排入下水, 造成了极大的能源浪费。计划在以上5个换热站加装凝结水回送系统, 在站内分别新增凝结水泵、凝结水管, 使用凝结水泵将凝结水通过凝结水管打入热电厂一次水网, 再通过附近各交换站一次水补充二次水, 将凝结水的热能、水资源充分利用。此项目总投资30万元, 每年可回收凝结水159840m3, 节热36763.2GJ, 以等价热值0.03412吨/GJ计算, 年折标煤1254.36吨, 每年可减少经济损失95.9万元。

3 换热站汽水换热改为水水换热

供热公司城南所、城西所、城北所辖区内有10个换热站为汽、水混合供热站, 在气温较低时, 一次水的流量、温度都达不到外网的用热需求, 此时只能将汽、水板换投入运行, 用于弥补高温一次水流量不足部分。而汽水换热产生的凝结水无法回收, 且蒸汽在传输时热能损耗远大于热水, 因此, 天富热电股份公司计划在以上换热站增设水-水板式换热器, 将汽、水混合供热站改为单纯热水供热站, 项目投资概算85万元, 项目实施后年节水108000m3, 节热5.1万GJ, 以等价热值0.03412吨/GJ计算, 年折标煤1740.12吨, 减少经济损失113.1万元/年。另外, 城西所供电公司换热站由热电厂作为热源, 年用汽量约17280t/年, 热电厂输出的蒸汽经过汽水热交换后, 其凝结水仍具有70℃左右的高温, 因无凝结水回收系统, 每年约有17280m3高温水排入城市下水, 造成极大浪费。另外使用蒸汽供热方式较使用热水供热方式热损率至少高出10%, 因此, 天富热电股份公司计划将该站由汽站改为水-水交站站, 该项目总投资60万元从热电厂一次水管网连一条DN200管线至供电公司换热站, 管线长度160米, 将原有汽水板换更换为水水板换, 更换一套水处理设备 (原板换、水处理设备均已严重老化) , 站内管网重新布置安装。

项目实施后年节水17280立方, 节热3974.4GJ, 以等价热值0.03412吨/GJ计算, 年折标煤136吨, 减少经济损失10.4万元/年。因此该项目的节能效果明显, 具有十分显著的经济效益。

4 结论

凝结水回收系统 篇7

在石化企业的生产过程中, 蒸汽作为一种重要的动力能源, 在石化企业的换热、伴热、供暖、吹扫、消防等生产工艺中普遍使用。 (1) 作为一种安全可靠的介质能够在石化的工艺流程提供热源; (2) 能够维持原料和成品在管道或者储罐中的温度, 以确保介质具备较好的流动性; (3) 可以为生产和办公中提供冬季采暖的热源。

由于石化企业中的蒸汽用途广泛, 使其使用场合过于分散, 给蒸汽凝结水的回收也带来一定困难。但蒸汽凝结水回收不仅能有效提高石化企业关于蒸汽的使用效能, 增加经济效益, 而且能够节约能源, 减少排放, 取得更显著的社会效益。而在实际工作中, 石化企业蒸汽凝结水的回收处理存在诸多问题, 严重影响凝结水的回收利用率和企业的投入产出效益, 因此在现阶段加强对于石化企业凝结水回收处理的研究具有重要的现实意义。它能够全面了解石化企业蒸汽凝结回收处理的基本情况, 从而制定有效的措施改善存在的问题, 实现良好的蒸汽凝结水回收效果, 提高蒸汽凝结水回收效益, 促进石化企业的良好发展。

1 蒸汽凝结水回收的必要性

蒸汽凝结水是石化企业生产中广泛使用的加热介质, 经过热量转换后能够得到相应的饱和凝结水, 由于这种凝结水是经过加热后气化产生的, 基本上不含有氧和盐等杂质, 如果将这些凝结水回收利用能够作为锅炉生产中的补充水源直接利用, 可以有效降低生产成本, 提高石化企业的经济效益;这些凝结水的温度都比较高, 往往含有大量热能, 约占蒸汽总热量的25%左右。且石化企业的蒸汽多为过热蒸汽, 其热量储备的大小与蒸汽温度、压力都呈正比, 压力越高, 饱和凝结水中的温度也就越高。如果将这些凝结水直接排放, 该部分热量也会被严重浪费, 而如果能够对这些蒸汽凝结水进行回收利用, 就可以作为石油化工企业生产系统中的辅助热源, 能够为一部分油品管道、换热设备、仪表提供热量, 也可作为除盐水进除氧器前的提前升温使用, 从而有效实现石化企业的节能减排, 实现能源的梯级利用。

因此, 对石化企业蒸汽凝结水进行有效的回收利用一方面能够减轻石化企业的能耗负担, 降低能源成本, 另一方面能够有效保护厂区环境, 减少污染物的排放。因此在现阶段加强对于石化企业蒸汽凝结水的回收处理的研究, 进一步完善相关回收系统是十分必要的, 并且能够获得良好的经济和社会效益。

2 蒸汽凝结水回收存在的问题

石化企业的蒸汽凝结水回收具有巨大的发展潜力, 但是在实际回收工作的过程中仍存在诸多问题, 严重制约了蒸汽凝结水回收工作的作用, 难以真正发挥节能减排的作用。

2.1 蒸汽凝结水回收系统及工艺流程不合理

目前, 许多石化企业已经开始对蒸汽凝结水进行回收利用, 并也构建了相应的回收系统, 投入了大量的专业设备装置。但是由于经验不足, 许多石化企业应用的回收系统及工艺不够完善, 流程设计也不够合理, 影响了蒸汽凝结水的实际回收效果, 而这一问题最主要体现在设备布局和管网规划两个方面。

由于许多石化企业的凝结水回收系统不是与其他化工生产装置同步建设的, 而是在使用过程中后期逐步补充建设的, 许多设备的安装会受到装置区布局的影响, 导致整个回收系统出现各种不合理的布置。而且在石化企业生产运行过程中, 厂区设备会不断更新, 工艺流程等也会进行升级, 而蒸汽回收系统往往不会紧随设备升级进行改造, 即便原来合理的系统也会逐渐变得不合理, 不能很好满足相应的流程需求, 也对蒸汽凝结水的回收量和凝结水回收效率造成不良影响。

在石化企业蒸汽凝结水回收过程中, 也应当区分装置透平凝结水和其他换热、伴热、采暖后产生的凝结水, 并分管网进行回收利用。装置透平凝结水由于蒸汽利用过程中不受污染, 该部分回收的凝结水可直接作为除盐水再利用;其他途径回收的凝结水由于在工艺或输送过程中, 较易受污染, 须进行后续处理再利用为妥。

2.2 蒸汽凝结水回收疏水系统效用低

目前许多石化企业建设初期大多未考虑到蒸汽凝结水的回收, 从蒸汽疏水的设计和使用上就存在较多隐患。

一些企业为了降低成本, 选用疏水阀质量较差, 有的阀门阻汽失效排出的就是蒸汽, 有的排出的是没有背压的冷水, 造成回收管网各支线压力分配失衡, 起不到回收效果。有时设计中疏水阀选取不考虑使用场合和参数, 有的距离回收点较远的疏水阀没有背压, 无法回收;有的距离回收点较近的疏水阀选用远高于饱和温度点排放的疏水阀, 使蒸汽耗量增加, 造成浪费;有的疏水阀前未加过滤器, 运行中被管道中未冲洗干净的焊渣、其他杂质、或者换热设备内漏带入到凝结水的的重油等介质堵塞, 造成疏水阀损坏等。上述情况均严重影响到蒸汽凝结水回收系统的质量。

2.3 回收的蒸汽凝结水质量较差

在石化企业进行蒸汽凝结水回收的过程中, 往往不能对使用的蒸汽系统装置设备进行有效维护导致许多设备配件出现损坏, 造成凝结水被污油、轻烃等物质污染, 回收水质较差。

这些凝结水如果不经处理就直接作为锅炉给水使用, 会导致锅炉出现严重的结垢, 甚至会导致锅炉炉管泄漏、爆炸。

3 蒸汽凝结水回收改造措施

3.1 优化回收工艺流程

工艺流程和回收系统是蒸汽凝结水回收利用的基础, 因此必须首先对回收装置设备布局进行合理优化, 在改造过程中及时发现回收系统中设计布局不合理的地方, 并制定相应的整改方案。

例如, 凝结水热量的利用可优先选取回收点附近的用热设备或系统, 装置内的凝结水可作为装置仪表伴热的热源, 油品储运罐区的凝结水可作为维持温度较低的罐组加热热源。沿生产区管廊布置的蒸汽疏水和伴热疏水, 可集中后作为热源与采暖水或除盐水进行热交换后再进行后续处理。实现能源的梯级利用。

3.2 合理设计系统管网

凝结水回收系统中管网的设计首先要针对回收凝结水的区域, 根据凝结水的品质加以细分。譬如蒸汽透平凝结水集中回收后可就近直接回用 (进入装置废热锅炉的锅炉给水系统) , 或者核算混合温度后直接接入附近除盐水管网内。其他凝结水可根据回收凝结水的水量, 回收点的距离合理分区, 经过对水力系统的计算, 设计出阻力降最优的枝状管网。在具体设计中, 可根据各分区地形、水量、管网输送距离等要点, 采用凝结水回收罐液位与输水泵联锁控制的模式, 或采用蒸汽作为动力的凝结水泵回收的模式, 以保持整个系统管网水力均衡, 不会出现“短路”或“瓶颈”。

3.3 完善疏水系统, 选择适宜的疏水设备

根据管网输送安全以及凝结水回收的需要, 在生产系统中蒸汽管道和主要设备的凝结水排出口位置都安装适宜的疏水阀, 并严格控制疏水阀的质量, 同时要综合考虑凝结水回收工艺流程以及不同场合下疏水的压力、温度、排水量等参数, 选择满足疏水需求的疏水器, 常用的疏水器主要分为机械型、热动力型和热静力型、浮球式等。疏水器安装设计时要考虑到后期的维护保养, 尽量选择带过滤器以及视镜的疏水阀组, 在日常工作中要对疏水设备进行定期检查, 确保疏水设备的正常使用, 一旦发现功能异常要及时检修或更换。

3.4 及时检查清洁凝结水水质

凝结水水质的高低是凝结水回收使用的重要指标, 所有回收的凝结水必须经过监测系统检验合格后方可进入锅炉使用, 以避免造成严重的事故隐患。因此必须健全凝结水的水质检查体系, 加强水质在线监测, 和定期分析化验。发现水质不合格及时分析原因并进行处理, 保证回收凝结水的质量。目前石化行业比较多的凝结水处理主要集中针对水中含杂质、含油、含铁的处理, 处理后的凝结水经过脱盐和除氧后可以满足锅炉给水的标准。

4 结论

石化企业进行凝结水回收处理具有重要的作用, 能够有效实现节能减排, 降低石化企业的运行成本, 减少污染物质的排放。本文提出的四项措施能够有效提高石化企业凝结水回收处理的效果。

参考文献

[1]李涛.化工装置蒸汽凝结水余热的综合利用分析[J].石油石化节能与减排, 2013年08月.

利用汽机凝结水回收锅炉排渣余热 篇8

冀中能源邯矿集团云宁矸石热电有限公司是一家矸石热电厂, 既是河北省资源综合利用企业, 又是热电联产企业。

该公司建设规模为2台50MW抽凝式汽轮发电机组, 配3台240t/h循环流化床锅炉, 2004年10月正式开工建设, 于2006年底2台机组相继并网发电。年供电量5.5亿kWh, 设计年供热能力298万GJ。2台机组蒸汽系统采用母管制, 发电机出线采用双母线并列, 互为备份方式运行, 3台锅炉为2开1备。主要向云驾岭煤矿矿区、云驾岭社区、厂北化工厂、云驾岭煤矿井口、工业洗衣房及附近居民等区域供热, 替代了该区域内的小锅炉。

该公司3台循环流化床锅炉系济南锅炉集团设计二处设计, 出厂设计排渣热损失占锅炉各项热损失的7.9%, 每台锅炉配2台风水联合滚筒式冷渣机。

该公司投产初期冷渣机为直筒式, 换热面积不足21m2, 排渣温度过高, 严重时能达到200℃以上, 曾出现2次因输渣皮带烧坏而造成锅炉停炉事故, 导致热量白白浪费掉。

2 改造措施

针对这一情况, 该公司对3台锅炉冷渣机进行更新及节能技术改造。原来冷渣机冷却水用冷却塔冷却后循环使用的闭路循环系统, 现改为采用汽机凝结水作为冷渣机的冷却水。凝结水在冷渣机内吸收炉渣热量后送到除氧器, 进入热力循环系统, 从而达到充分利用锅炉排渣热量, 实现燃料热量的最大利用。

该公司锅炉排渣余热利用节能改造项目被集团公司列入2009年二等科技发展计划课题, 由邯矿集团科迈设计院设计, 临漳建设工程有限公司施工。

该项目于2009年4月28日完成全部系统的安装、调试, 5月底投入正式运行。

改造后系统如图1所示。

3 项目监测

1) 监测方法:

利用温度计、压力计、流量计测试冷渣机进、出口冷却水温度、压力、流量, 凝结水作为冷渣机的冷却水在进出冷渣机的过程中温度升高。

2) 监测位置:

冷渣机进、出口。

3) 监测仪器:

流量计、温度计、压力计。

4 监测结果及节能量计算

现将测试数据处理说明如下。

测试数据均为现场实测有效数据的平均值, 如表1所示。

注:测试日期为2009年7月18日, 期间为2台炉运行。

汽机凝结水温度即为冷渣机冷却水入口温度, 锅炉回水温度即为冷渣机冷却水出口温度。由表1可知, 1#、2#汽机凝结水初始平均温度为47.58℃, 经过冷渣机后, 上升为72.30℃。

节能量计算的依据为:凝结水作为冷渣机的冷却水, 凝结水在进出冷渣机的过程中温度升高, 利用焓值差及凝结水流量计算凝结水所吸收的热量, 再折合成标准煤, 节能量数据统计与计算如表2所示。

该项目改造完成后, 运行稳定。该公司锅炉排渣余热利用的项目带来显著的节能效果和经济效益, 该措施值得推广应用。

注:按年运行218d计算, 年节标煤为218×24×21.33×0.0341=3805.51t。表中凝结水流量为1#、2#汽机凝结水流量的和。