有效余热利用率（精选8篇）
有效余热利用率 篇1
1 前言
钢管公司现有2 台20 吨、3 台35 吨燃煤锅炉, 属于国家级控制污染源排放点。钢管公司积极响应国家和天津对节能减排工作的号召, 研究利用现有余热资源实施燃煤锅炉替代。针对该项重点工作, 钢管公司能源部成立专业工作小组, 对公司蒸气生产供应、输送分配、终端用户等环节进行梳理, 平衡分析现有蒸气供需状况, 从增加汽源、强化输送效果、减少末端用户等方面开展工作。
通过一系列基础调研工作的开展, 重点从三方面进行入手, 一是实现炼钢二区、炼钢三区热回收系统共用一套换热系统, 增加炼钢余热供暖面积, 减少采暖对蒸气需求。二是提高输送效率, 完成对蒸气、采暖管网优化调整, 减少管网输送过程中的热损失。三是强化用户管理, 调研各蒸气用户进行摸底调查, 研究用户蒸气替代的可行性, 减少蒸气用量。
2 电炉循环水余热利用情况
钢管公司建有三座电炉, 炼钢一区为150t电炉, 炼钢二区为100t电炉, 炼钢三区为100t电炉, 炼钢一区配套建有一套热回收系统, 利用循环水余热换热后供暖, 原带采暖面积12×104m2, 所带采暖用户冬季采暖效果良好。炼钢二区未建设热回收回收系统。炼钢三区配套建有一套热回收系统, 利用循环水余热换热后供暖, 原带采暖面积4.14×104m2。由于钢管公司产品结构调整, 增加普通连铸坯外购量, 炼钢二区、炼钢三区电炉交替生产, 炼钢三区电炉停产期间, 其热回收系统停运, 所带采暖用户需通过汽水换热器进行采暖, 增加了蒸气消耗。为增加余热利用, 减少蒸气消耗, 论证实施炼钢二区、炼钢三区共用一套换热系统, 炼钢一区增加采暖用户, 对余热资源进行充分回收利用。
3 炼钢循环水余热利用改造内容及技术方案
3.1 项目技术方案
钢管公司炼钢一区配有热回收系统, 目前, 冬季供暖面积为120904.89m2, 按50W/m2标准核算, 炼钢一区热回收系统共具有16 ×104m2供热能力, 考虑设计余量, 拟在原基础上增加约12024m2。增加供热区域:包括炼钢一区食堂 (640m2) 、办公楼 (960m2) 、浴室 (240m2) ;炼钢二区办公楼 (1100m2) 、 浴室 (1275m2) 、变电站 (500m2) 、调度楼 (700m2) ;计控地泵房 (60m2) ;5# 热处理 (6549 m2) ;石灰窑区域 (1333m2) 。
炼钢三区配有热回收系统, 由于间断性生产等原因, 2014~2015 年采暖仍为汽水换热方式, 耗汽量6 t/h~8t/h。现计划将炼钢二区电炉循环水接入炼钢三区热回收系统, 采用余热供暖方式, 实现节约蒸气。经核算, 该热回收系统可供热面积约为15×104m2, 现供热面积仅为41389.8 m2, 拟增加彩板换热站 (73511.49m2) ;720 换热站 (36131.8 m2) ;拟减少包括炼钢一区食堂 (640m2) 、办公楼 (960m2) 、浴室 (240m2) , 炼钢二区办公楼 (1100m2) 、浴室 (1275m2) 、变电站 (500m2) 、调度楼 (700m2) , 计控地泵房 (60m2) 。
经上述调整后, 原彩板换热站、720 换热站换热设施停用, 预计节约蒸气耗量7t/h, 炼钢三区可节约蒸气耗量6- 8t/h。优化项目实施后, 采暖季可节约蒸气约14t/h。
热平衡计算:供热量计算公式为Q=cqmΔt
其中, c为水比热容, 取4200J/ (kg.℃) ;qm为质量流量, kg/s;Δt为供回水温差, ℃。
一炼钢供热区域热平衡计算:原供热面积为120904.89m2, 现新增面积12024m2。热负荷计算同上所述, 按50W/m2标准进行核算, 切改前后供热参数及所需负荷见如表1 所示。
注：表中流量、供回水温度均为一次侧参数，现有热负荷的计算考虑板式换热器的热效率 η=0.9。计算热负荷应将表中质量流量除以 3.6 换算为 kg/s。
三炼钢供热区域热平衡计算:原供热面积为41389.8m2, 新增彩板换热站 (73511.49m2) 、720换热站 (36131.8m2) 供热区域, 现总供热面积145558.09m2。按50W/m2标准进行核算, 切改前后供热参数及所需负荷如表2所示:
注：表中流量、供回水温度为一次侧参数，流量为板换设计最大值。现有热负荷的计算考虑板式换热器的热效率 η=0.9。计算热负荷应将表中质量流量除以 3.6 换算为 kg/s。
3.2 主体流程布置图
炼钢二区电炉循环水接至炼钢三区热回收系统, 流量约2000m3/h, 设计管径DN500, 架空敷设, 增加新设落地支架, 部分管路沿污脱楼敷设, 其余管路利用原桁架加固敷设。涉及改造阀门依据三炼设备选型 (型号:D341H- 16;规格:DN500/DN600;压力等级:PN=1.6MPa, 带配对法兰;螺栓、螺母、垫片) 。如图1、图2 所示。
炼钢三区热回收供热水至彩板换热站、720 换热站, 流量约695 m3/h, 建设DN400 主管道, 长度约3400m。炼钢三区水处理泵房集回水包调整现有两个DN200 用户接口后可用, 接出后合流沿水处理泵房布置, 另新增落地支架, 与7 号路现有桁架连接。如图3 所示。
4 炼钢循环水余热回收利用效益分析
4.1 炼钢循环水余热回收利用经济效益
项目9 月20 日开始施工, 10 月28 日冷循环调试状态, 10 月30 日热负荷试车正常。11 月3 日, 完成项目主体施工完成。项目新增余热供暖面积为116192.29 m2, 可节省蒸气14t/h, 年节能效益预期为725.76 万元。
项目采用合同能源管理模式, 由天津耀华能源管理有限公司投资801.51 万元完成项目建设, 并负责效益分享期内 (分享期为6 年) 的运营。分享期结束后, 钢管公司获得全部设备资产, 并独自分享节能效益。
4.2 炼钢循环水余热回收利用项目社会效益
炼钢循环水余热回收利用项目投运后, 每年采暖季可节约蒸气耗量40320t。按照钢管公司35t/h燃煤锅炉生产效率, 每生产1t蒸气消耗153kg动力煤计算。烧结环冷余热利用项目可减少燃煤消耗6168.96t, 折合标准煤4406.49t。根据标准煤的煤质 (硫含量为1%;C转化CO2的比率约为1:2.841;灰分按20%计算) , 项目投运后可有效减少SO2、CO2等污染物排放量, 见表3。
5 结语
炼钢循环水余热回收利用项目投入运行后, 系统运行效果良好, 各项参数达到预期目标。通过回收利用生产工艺过程中产生的余热资源, 为企业降低能源成本, 减少污染物排放打下坚实基础。
摘要：本文论述天津钢管集团股份有限公司 (下称钢管公司) 加大节能减排力度, 强化对余热资源的回收使用, 实施炼钢循环水余热综合利用项目, 利用炼钢电炉本体循环水余热资源进行采暖, 替代原有汽水换热站, 减少蒸气资源消耗和燃煤锅炉开启, 降低了一次能源消耗。项目采用合同能源管理模式, 减少企业因实施节能技改项目过程中的资金占用, 并取得了较好的经济效益和社会效益。
关键词：电炉,余热,采暖
参考文献
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[2]马晓茜.冶金炉冷却及余热回收方式的比较.钢铁, 1997 (08) .
有效余热利用率 篇2
电厂烟气余热利用研究
电厂烟气余热利用研究
电厂烟气余热利用研究
一、概述
在全球气候变暖的背景下，低碳经济成为全球热点。低碳经济核心是能源技术和减排技术创新、产业结构和制度创新以及人类生存发展观念的根本性转变。因此节能是我国经济和社会发展的一项长远战略方针，也是企业的生存之本，谁怠慢了它，轻视了它，谁就会失去立足之基。电厂锅炉余热资源的利用是节约能源的重要措。
煤粉炉的烟气排烟温度一般在在140℃左右。众所周知，排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项，一般约为5%～10%，占锅炉热损失的60%～70%。影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般情况下，排烟温度每增加10℃，排烟热损失增加0.5%～0.6%，相应多耗煤0.5%～0.6%。若以燃用热值为20000 kJ/kg煤的220 t/h高压锅炉为例，则每年多消耗近1300吨动力用煤。所以，电厂烟气余热的利用对于节约燃料、降低污染具有重要的实际意义。合理的有效利用烟气余热可减少煤耗，增加发电量。
二、锅炉烟气余热利用的途径
锅炉烟气余热的途径从被加热的介质的不同大体可分为预热并干燥燃料、加热凝结水、热网水等；以余热利用装置位置不同，分为锅炉省煤器后部、空气预热器后部、除尘器后部及脱硫吸收塔前部；就烟气余热的换热方式不同，可分为直接接触和间接接触，或以中间介质为热媒，由中间介质吸收热量，再将热量释放给吸热的介质。
三、烟气余热回收技术
进一步降低锅炉排烟温度必须考虑锅炉尾部低温腐蚀和堵灰的影响，两者综合考虑，才能达到节能降耗、提高锅炉热效率的目的。以下是电厂烟气余热回收常用的几种技术：
1、低压省煤器技术在烟气余热回收中的应用 1.1 低压省煤器系统
低压省煤器的结构和换热方式与一般省煤器类似，只是其给水为来自机组回热系统中低压加热器水侧的部分凝结水，它的压力比一般省煤器的给水压力要低很多，因此称为低压省煤器。凝结水在低压省煤器中吸收锅炉的部分排烟余热使
电厂烟气余热利用研究
水温升高，温度升高后的凝结水又被送回到机组的低压加热器系统中，这样就节省了汽轮机的部分低压抽汽，提高了机组的热经济性。有计算表明：对一台670t／h锅炉加装低压省煤器后，锅炉排烟温度每下降10℃，对应的供电煤耗下降0．838～0．9029／kWh。由此可见，在锅炉尾部加装低压省煤器的节能效果是十分显著的。低压省煤器一般加装在空气预热器的后部，为防止低压省煤器低温腐蚀和堵灰，需提高其进口水温，使低压省煤器壁温高于烟气露点温度或避开最大腐蚀区。使用湿法脱硫系统的锅炉可以采用低压省煤器系统进行热量的回收。采用此装置时，低压省煤器系统可以安装在湿法脱硫反应塔的前面。这样既可以回收烟气热量，又能够降低反应塔入口的烟气温度，减小湿法脱硫的耗水量。1.2 低压省煤器一暖风器系统
低压省煤器一暖风器系统与单纯的低压省煤器系统不同，它将低压省煤器与暖风器相结合，其工作原理是：利用在低压省煤器中加热后的热水供给暖风器来加热空气，以提高空气预热器的人口气温，减轻空气预热器的低温腐蚀。低压省煤器一暖风器系统主要由膨胀箱、暖风器、低压省煤器、旁路阀、风机和循环泵等几部分组成。膨胀箱的作用是提供系统中的水温度升高时的膨胀空间以及系统泄漏时可通过它及时补充循环水；循环泵提供给系统介质流动压头，以使系统正常运行；当环境温度较低时，风机送入暖风器的冷空气温度也低，因此系统循环水通过暖风器时放热量增大，导致低压省煤器进口水温过低，易造成低压省煤器的低温腐蚀和堵灰，此时，可通过调节旁路阀的开度来调节旁路中热水的流量，从而达到调节低压省煤器进口水温的目的。与单纯的暖风器系统相比，低压省煤器一暖风器系统加热空气的热量来源于烟气排烟余热，从而节省了汽轮机的低压抽汽，提高了系统的经济性。
2、热管技术在烟气余热回收中的应用
热管技术的实质是有相变的对流换热，它较一般的对流换热器换热系数高、传热能力强。在锅炉中采用热管作为换热元件，可以实现加热段与冷凝段的分离，这样为预防烟气的低温腐蚀提供了方便。
热管的工作原理：热管一般由管壳、具备毛细管作用的通道、以及传递热量的工质构成，热管自身形成一个高真空封闭系统，沿轴向可将热管分为三段，即蒸发段、绝热段和冷凝段。其工作原理如下图：
电厂烟气余热利用研究
热管的工作原理是：外部热源的热量，通过蒸发段的管壁和浸满工质的吸液芯的导热使液体工质的温度上升；液体温度上升，并在液面蒸发，直至达到饱和蒸气压，此时热量以潜热的方式传给蒸气。蒸发段的饱合蒸汽压随着液体温度上升而升高。在压差的作用下，蒸气通过蒸气腔流向压力和温度均较低的冷凝段，并在冷凝段的气液界面上冷凝，放出潜热。放出的热量从气液界面通过充满工质的吸液芯和管壁的导热，传给热管外冷源。冷凝的液体通过吸液芯回流到蒸发段，完成一个循环。如此往复，不断地将热量从蒸发段传至冷凝段。绝热段除了为工质提供通道外，还起着把蒸发段和冷凝段隔开的作用，并使管内工质不与外界进行热量传递。
2.1 前置式热管空气预热器
前置式热管空气预热器加装在原有空气预热器之后，冷空气经热管空气预热器加热后再进入原有空气预热器，从而有效减轻了原有空气预热器的低温腐蚀。热管空气预热器传热能力强，结构紧凑，漏风小，而且热管空气预热器一般在同样条件下能比管式空气预热器提高壁温10～15℃，所以其本身的防腐性能就比较好，并且即使部分热管因腐蚀或磨损而损坏，也不影响其他热管的传热。加装前置式热管空气预热器后，回收的排烟余热被送入炉膛，在锅炉各受热面上重新分布。因此，在设计时必须对锅炉整体进行热力计算，重新核算锅炉各受热面的吸热量及工质温度。2.2 充气热管空气预热器
一般的热管换热器是通过改变加热段与冷凝段的受热面积来调节壁温，以避免低温腐蚀。但是，对于参与调峰的机组和启停炉较频繁的工业锅炉，进入热管
电厂烟气余热利用研究
空气预热器的烟气温度和流量变化较大，采用一般的热管空气预热器时就容易发生低温腐蚀和堵灰，这时，采用充气热管空气预热器就能收到很好的效果。充气热管空气预热器的工作原理为：在热管内不仅充入液态工质还充入惰性气体，该
气体停留在冷凝段的末端，其体积随热管内的工作温度的变化而变化，当热管工作温度低时，气体体积变大，从而使热管实际的冷凝段长度变小，蒸发段壁温就得到提高，以避免烟气温度较低时热管发生低温腐蚀。2.3 热管式低压省煤器
热管式低压省煤器将低压省煤器系统与热管技术相结合，它的工作原理是：烟气冲刷热管蒸发段各蒸汽联管，管内工质吸收烟气热量蒸发，蒸汽由上升管流至冷却段，经管外冷却水冷却为冷凝液，在重力作用下回流至热管蒸发段重新吸收烟气热量，如此循环。一般低压省煤器在进口水温较低时，容易发生低温腐蚀和堵灰，而热管式低压省煤器将烟气放热段和冷却水冷凝段分离开来，这样可以通过调节蒸发段与冷凝段的换热面积(如在蒸发段使用螺旋肋片管等扩展表面)，使烟气侧管壁温度高于露点温度，从而达到避免低温腐蚀的目的。当热管式低压省煤器进口水温只有50℃左右时，也可通过合理的设计，控制烟气侧热管管壁温度在100℃左右，这是一般低压省煤器所无法实现的。
3、新型低温省煤器在排烟余热回收中的应用
新型低温省煤器抛开以往余热回收装置金属壁温高于烟气酸露点的设计思路，采取主动方式，允许排烟温度低于露点温度，能够在更大程度上降低锅炉排烟温度，更加充分地回收锅炉的排烟余热。新型低温省煤器主要由受热面蛇形管、箱板、机械清灰器和上下联箱组成。为防止烟气腐蚀，低温省煤器中被烟气冲刷的部分都采用不锈耐酸钢(1Crl8Ni9Ti)制造。低温省煤器运行时，清灰板在驱动装置的带动下顺着受热面管子的长度方向作往复运动，清除掉受热面管子外表面的积灰。测量低温省煤器的出口烟气温度和入口冷却水温度，将之与设计值比较，就可估算出受热面管子外表面积灰厚度，此积灰厚度可作为控制清灰器行走或停止的信号。鉴于低温省煤器的烟气出口温度已经低于露点温度，所以低温省煤器的安装位置要做如下考虑：对于安装有电除尘器和布袋除尘器的锅炉系统，低温省煤器应该安装在引风机和烟囱之间；对于使用了湿式除尘器的锅炉系统，低温省煤器应安装在锅炉和除尘器之间。低温省煤器的体积比较大，因此要针对锅炉系统的实际情况，可采用化整为零的思想分别布置，必要时可考虑安装在烟
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囱内。另外，由于烟气温度下降和增加了烟道阻力，引风机需重新设计更换。
四、总结
1、若要进一步降低锅炉的排烟温度、充分利用锅炉的排烟余热，可在锅炉尾部加装一定的余热利用辅助设备加热燃料或其它形式的介质。
2、在锅炉尾部增加辅助设备时必须综合考虑低温腐蚀和堵灰的影响，才能达到提高锅炉热效率的目的。
3、新型低温省煤器能够在结露的烟气环境中工作，并且防腐蚀不堵灰，能够更加充分地利用锅炉的排烟余热，值得研究和应用。
汽车余热利用技术研究 篇3
汽车行驶消耗了约30%的能量,70%的能量转化成废热,且排气温度最高可达600—700℃;发动机冷却系统通过大小循环将来自发动机的部分热量排到大气中。这两方面都造成了热能的极大浪费。通过余热能量分析,确定合适的余热利用技术,有效减少能量损失,可达到最好的节能效果。
1、废气涡轮增压
利用发动机排气能量驱动废气涡轮增压器实现进气增压。废气涡轮增压器主要由涡轮机和压缩机等组成,如图1所示。发动机排出的高温高速废气经排气管引入涡轮机,利用废气的能量推动涡轮机旋转,涡轮再带动与它同轴的压缩机叶轮旋转。压缩机将吸入的空气压缩,增压后的空气进入气缸。增压后空气压力和密度增大,可以燃烧更多的燃料,提高发动机的输出功率。
2、汽车余热制冷
由于太阳的辐射热、车外热空气、乘员密度大、发动机的散热等使得汽车空调负荷大,用于空调消费的汽车动力较大。充分利用余热制冷,可有效提高汽车动力性能。目前,国内外对汽车余热制冷技术的研究主要包括三个方面。
2.1汽车尾气余热驱动的吸收式制冷技术
吸收式制冷是一种以热能为动力的制冷技术。利用汽车尾气作为热源,如图2所示,加热发生器中一定浓度的溶液并使之蒸发,于是溶液中作为制冷剂的低沸点组分大部分被蒸发出来,进入冷凝器,在冷凝器中凝结成液体,经节流阀降至蒸发压力,然后进入蒸发器中进行蒸发制冷,把车厢内的部分空气冷却后再送回车厢。在蒸发器内产生的低压制冷剂蒸汽直接进入吸收器。另外,在发生器中,发生过程剩余的吸收剂经溶液热交换器冷却后进入吸收器,与从蒸发器来的低压制冷剂蒸汽混合并吸收这些蒸汽,而恢复了原来溶液的浓度。吸收器中的浓溶液再通过溶液泵升压后送入发生器,这样完成了吸收式制冷的基本循环。
2.2汽车尾气余热驱动的金属氢化物制冷技术
金属氢化物制冷系统属于固体吸附式制冷系统,是一种以热能为动力的制冷系统。利用储氢合金可大量、可逆地吸氢和放氢的能力,在释放氢气时吸收热量实现制冷。两种金属氢化物即低压贮氢化合物A与高压贮氢化合物B密封在管道容器内,如图3所示,当B受汽车尾气余热加热时,释放出氢气被金属氢化物A吸收,A由于吸氢放出的热量由散热器带走。B释放完氢气后,联动阀门M和N自动关闭,同时开启阀门D,则尾气余热供热系统关闭,吸热器吸热系统开启,由于B不再被加热,温度逐渐降回到环境温度,此时A的氢压高于B的氢压,B开始吸收氢气,A则释放氢气的同时吸收外界的热量,实现制冷降温。
2.3汽车尾气余热驱动的喷射式制冷系统
利用汽车尾气余热驱动的喷射式制冷系统的主要特点是以喷射器代替压缩机,以消耗热能作为补偿来实现制冷。如图4,由汽车尾气作为加热器的热源,来自加热器的高温高压工作蒸汽,通过喷管进行绝热膨胀,形成低压、高速气流,从而将蒸发器内的低压气体制冷剂吸入喷射器内与之混合,在扩压器内增压后进入冷凝器,被冷凝成液体。然后一部分凝结液作为制冷剂通过节流阀降压降温,在蒸发器中吸热气化变成低温低压蒸汽,另一部分则通过循环泵提高压力后送回加热器,用作工作蒸汽,完成整个喷射式制冷循环。
2、汽车余热温差发电
将发动机的尾气通过特定装置将余热转换成电能给蓄电池充电,可提供汽车行驶辅助动力,同时可提高汽车的燃料利用率,减少汽车尾气排放和空气污染,从而提升整车综合性能。
温差发电装置由两种不同类型的半导体构成回路,当半导体的一端处于高温状态,另一端置于低温状态时,两端便形成温差,从而产生直流电。将半导体材料制成的热电模块布置在汽车排气管上,位于三元催化装置之后和尾管消声器之前如图5示。当发动机工作时,排气管变热,利用尾气的高热量给发电片的一个端面加热,另一端面利用冷却液进行散热,使发电片两端面形成温度差,产生电能。将汽车尾气温差发电装置应用在混合动力电动汽车上,配合混合动力电动汽车已有的电力装置进行辅助充电,以延长混合动力电动汽车的续驶里程,增强其实用性。
3、汽车余热采暖
水暖式采暖装置以发动机冷却水为热源,结构简单,运行经济,已在轿车和货车中广泛应用。但由于冬季发动机冷却水温度低、散热量小、升温慢,该供暖装置无法满足大客车需要。
气暖式采暖装置以发动机排气作为热源,如图7示,利用换热器收集发动机尾气的热量给汽车车厢供暖并给前、侧挡风玻璃除霜。气暖式暖风装置由于漏气、增加发动机排气阻力、供暖能力有限等原因,现在已很少使用。
废气水暖式采暖装置,如图8示,利用发动机排气加热冷却水,被加热之后的冷却水流经加热器,放热并使其温度降低,然后流回发动机;冷空气被加热器鼓风机强制流经加热器,在加热器中被加热后由不同的出风口吹入车厢内,进行采暖和除霜。废气水暖式采暖装置不仅克服了气暖式空气温度高、干燥、舒适性差的缺点,而且结构比较简单,产热量高,不影响发动机的性能,是一种非常有发展前景的采暖装置。
4、汽车余热制氢
氢可再生、热值高、燃烧后生成物是水,是理想的代用燃料。余热制氢发动机以甲醇代替氢气随车携带,并利用发动机排气余热将甲醇裂解为氢,解决了难于将氢燃料直接在汽车上储存和安全性问题。如图9示,甲醇进入氢发生器,在废气余热和催化剂作用下裂解生成氢气并与雾化的汽油混合,作为混合燃料。氢气除代燃之外,还能帮助混合燃料中的汽油燃烧得更彻底,节省燃料并改善了发动机废气排放。
5、汽车余热储存
汽车余热的现采现用,容易出现热能供给与需求失配的矛盾,从而引出余热储存问题。相变蓄能是能量存储技术中最具有良好前景的一项技术,它利用相变蓄热材料如六水氯化钙、三水醋酸钠、有机醇等在凝固/熔化、凝结/气化、凝华/升华以及其他形式的相变过程中,常伴有较大能量的吸收或释放的原理,进行能量的蓄存和释放。
相变蓄能利用汽车发动机冷却系统进行余热蓄能。以发动机冷却液作为热源,如图10时示,在发动机运转时将冷却液携带的间歇性热量储存在蓄热器中,停机后保温一定时间,供汽车再次启动时暖风、暖车、除霜等应用。车用相变余热蓄热过程是一个复杂多变的动态传热传质过程,受多种因素的作用和影响。目前,进行相变传热的分析研究也是蓄能领域的一个研究热点。
6、小结
各种余热利用技术均可将通过冷却液和排气浪费的热量加以回收再利用,但同时也都存在着不同程度的不足或困难。废气涡轮增压系统,目前存在的最大问题是很难实现与发动机的全工况匹配;余热制冷,无论是吸收式还是吸附式,存在COP值较小(对压缩式)、体积过大不适应汽车运行状况等致命缺陷;余热温差发电,尚未发现高效率的热电转换材料;在严寒地区利用废气余热供暖存在着明显的季节性,废气能量的利用不充分;余热制氢经济性较差;余热储存所用的相变蓄热材料以及蓄热过程效率有待于进一步提高。
综上所述,将废气能量转换为机械能进而转换为电能,对废气能量的利用率较高,且通过转换得来的电能可灵活方便地使用,更重要的是这种方法不需对原有汽车设备做较大改动,易于实现产业化,可作为废气能量利用的主要研究方向。此外合理解决氢燃料储存、运输问题,以氢气作为代用燃料必将会为人类的发展、社会的进步带来意想不到的收获!
摘要：汽车余热利用技术以其环保、节能等诸多优点在汽车上具有广阔的应用前景,是解决能源问题的一个有效途径。文章全面介绍了废气涡轮增压、汽车余热制冷、汽车余热温差发电、汽车余热采暖、汽车余热制氢、汽车余热储存等相关技术及其特点,有效指导并推进汽车余热利用从技术层面迈向产业化。
关键词：涡轮增压,温差发电,余热制氢
参考文献
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石化企业低温余热利用设计 篇4
某石化企业新建300万吨/年重芳烃加氢综合利用项目, 制氢装置、延迟焦化和常减压装置建成后, 在生产过程中产生大量的低温余热, 约15.69MW。如果通过循环水冷却, 需要增加循环水量约2000t/h, 这样既浪费了热量, 又增加了循环水场的规模及循环水场的电能和水处理费用 (如加药系统、过滤系统等) 。因此, 本项目设计低温热回收站, 低温热主要用于厂区建筑物的冬季采暖、罐区加热、除盐水加热等, 可以节约蒸汽 (1.0Mpa;250℃) 14.46t/h;在夏季和过渡期, 主要用于热水型溴化锂制冷机组为厂区办公楼及及其他建筑物空调提供冷水系统, 可节约用电700Kwh。
二、低温余热回收利用原则
(1) 低温位热源≥158℃, 尽可能按发生≥0.4 MPa蒸汽设计;温位为80℃-158℃之间的热源可作为低温余热进行回收。
(2) 各装置低温热在尽量避免用循环水冷却的前提下, 首先考虑在本装置内使用, 多余的考虑送出装置统一回收。
(3) 各装置应采取措施 (如采用防腐材质;U型管型式;管与管板胀焊加工等) , 防止油品漏入热媒水系统。
(4) 热媒水供给各装置的温度按70℃设计, 压力按0.8Mpa设计, 装置内压降应小于0.3MPa。各装置供出的热媒水按95℃设计。热媒水系统补水为低压除氧水。
(5) 厂区、生活采暖采用热水;装置伴热、罐区加热等用途, 应优先使用热媒水, 热水温度95℃ (回水温度70℃) , 若热水温位不能满足要求时, 方可使用蒸汽。
(6) 使用热水伴热时, 要求在回水管线上安装恒温阀, 保证回水温度在70-75℃范围内, 防止大量热媒水走短路。
三、低温热负荷及用户热负荷
1. 低温热负荷
2. 用户及热负荷
四、低温余热利用方案设计
1.方案设计
根据上述负荷统计, 全厂低温热负荷共15.69MW, 制氢装置出来的低温热水温度稍高, 比较稳定, 主要供制冷站使用, 为保证制冷站的热水用量, 在全厂系统管网上设有旁通管, 制氢装置的低温热水不能满足制冷站的需求时, 旁通管阀门打开, 延迟焦化和常减压装置出来的低温热水补充过来。延迟焦化和常减压装置出来的低温热水主要供罐区加热、采暖用热, 剩余的低温热水用来加热除盐水, 作为除氧器预热。为使返回工艺装置取热的热媒水温度不高于70℃, 在热水循环泵后加循环水换热器冷却, 以保证返回装置的水温在各种工况下均维持在70℃。
2.工艺流程简介
从工艺装置来的95℃的热媒水, 一路去采暖系统和罐区加热;一路去制冷站;另一路经换热器加热除盐水。然后三路低温热水 (70℃~90℃) 汇集经过热水过滤器后进入热水循环罐定压补水, 再经热水循环泵升压至1.10Mpa后, 由循环水换热器冷却至70℃返回工艺装置。以此循环往复传递热量, 返回装置的水温在各种工况下均维持在70℃。
3. 低温余热回收站主要设备
设备投资主要是增加了脱盐水换热器、热水循环泵以及热水循环罐的费用。
五、效益分析
本项目在罐区加热、除盐水加热、冬季采暖方面, 可以有效节省蒸汽用量;制冷站采用热水型溴化锂制冷机组为夏季空调提供冷源, 可以节省用电。如果这些低温热不回收利用, 只能通过循环水冷却, 消耗大量的循环水。具体效益分析见下表:
注:蒸汽 (1.0Mpa;250℃) , 170元/吨计算;电费按0.75元/度计算;循环水按0.3元/吨计算;除氧水按0.5元/吨计算。采暖期按140天计算;全年空调期按5个月计算;其他按照每年8000小时计算。表中负号表示增加的消耗和费用。
低温余热回收站建设投资约600万元, 人工费、消耗等各种费用按250万元计算, 不到半年就可收回全部投资。
小结
低温余热回收是利用了低品位热能, 而节省了高品位燃料, 本项目不仅减少了冷却负荷及循环水的用量, 而且每年可节省1.35万吨标煤, 减少CO2排放, 降低温室效应, 同时还可减少烟尘、SOx、NOx的排放污染。低温热利用完全符合国家节能减排的政策要求, 减少环境污染, 同时提高了企业的经济效益。
参考文献
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水泥窑余热利用技术综述 篇5
水泥窑余热资源主要来源于生料预分解 (预分解炉) 、熟料烧成 (回转窑) 、熟料冷却 (熟料冷却机或篦冷机) 三个生产阶段 (如图1) , 主要包括:①窑尾预热器排出的废气;②窑头篦冷机排出的废气;③窑筒体表面散热;④用于烘干原料磨、煤磨的热量。
2 水泥窑余热利用技术
2.1 水泥窑低温余热发电
目前, 国内水泥产业已发展成熟的水泥窑低温余热发电技术, 该技术采用的热力系统有三种:①单压系统:AQC锅炉与SP锅炉产生相近参数的过热蒸汽;②双压补汽系统:AQC锅炉产生高压过热蒸汽和低压蒸汽, SP锅炉产生高压过热蒸汽, 该系统能够有效降低AQC锅炉的排烟温度, 必要时双压系统可拆分成单压系统;③复合闪蒸系统:在热力系统中增设了闪蒸器, 闪蒸器用于产生低压饱和蒸汽和饱和水, 饱和蒸汽进入汽轮机低压缸, 饱和水进入除氧器作为热力除氧的热源, 闪蒸系统在AQC锅炉和闪蒸器之间形成单独的水循环, 可实现省煤器中工质流量的自动调节, 以避免“汽塞”事故。
针对水泥窑废气余热量及其温度分布, 提高水泥窑纯低温余热发电能力的具体措施主要在于:同时提高汽轮机进汽压力和温度, 合理设置水泥窑废气取热方式。
2.2 窑头篦冷机取风技术、循环鼓风技术
窑头篦冷机废气余热高温部分以二、三次风形式分别供给回转窑和分解炉, 中低温部分主要用于发电。某水泥厂在篦冷机上设置了三个抽废气口, 分别送往不同参数的余热锅炉, 实现了篦冷机废热的梯级利用。此外, 从废气口抽出的废气也可连接至煤磨或原料磨。
抽废气口一般设置在篦冷机顶板或侧壁内腔端口处, 为了保持抽废气温度的相对稳定, 防止低温段热风流向中温段, 在抽废气口前设置有废气挡板, 以提高抽气效果。
窑头余热锅炉排出的废气温度还有70-100℃, 采用篦冷机循环鼓风技术可回收这部分热量, 即将这部分废气引入篦冷机中部, 可提高篦冷机中部的抽废气温度, 进而提高余热锅炉入口烟温, 一般来说, 可供选择的取风点有三个:① 窑头余热锅炉出口;② 窑头收尘器出口;③ 窑头排风机出口。
2.3 窑筒体散热的利用
回转窑筒体外表面温度高达250-350℃, 直接向大气中排放的热量可高达水泥生产总热耗的7-12%, 有些水泥厂在回转窑高温带筒体外安装两个半圆形水夹套, 利用窑体散热产生蒸汽或热水。某公司在窑筒体上装设6 组换热罩[4], 窑尾6 号换热装置用于预热给水, 位于烧成带的1-3 号换热装置和位于过渡带的5 号换热装置用作蒸发器, 4 号换热装置用作过热器, 产生的低温低压蒸汽用于纯低温余热发电 (如图2) 。
此外, 还可以在窑筒体外设置全封闭隔热罩, 在隔热罩中通入空气, 以强制对流方式与窑筒体表面换热, 产生的热风可作为系统热源。
2.4 水泥窑旁路放风余热利用
从窑尾排出的废气夹带着碱、氯、硫化合物等挥发份进入预热器内, 这些碱、氯、硫化合物会低温熔融, 使得废气管道内发生物料粘结, 造成风道堵塞。国内外采取旁路放风技术来解决该问题[5], 即在窑尾和预热器之间增设旁路放风装置, 从而减少挥发组分的循环和富集。旁路放风方式主要有两种:间歇放风和连续放风。某水泥厂旁路放风采用10% 的连续放风方式, 将旁路放风的部分废气输往SP炉或AQC炉。
3 结论
本文针对我国水泥窑余热资源特点, 总结出水泥窑余热发电、废气循环利用等相关有效节能措施, 在水泥工程实践中, 把握水泥工业余热资源、合理布局水泥窑余热发电工艺、推动篦冷机配风和循环鼓风技术的发展, 将对水泥工业能效水平的提高做出更大的贡献。
摘要：本文分别介绍了水泥窑低温余热发电、窑头篦冷机取风、废气循环利用、窑筒体散热利用和水泥窑旁路放风余热利用等技术, 这些技术能有效促进发展低能耗、高效益的水泥工业。
关键词：回转窑,篦冷机,余热利用
参考文献
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蒸汽锅炉排污余热再利用 篇6
锅炉排污分为连续排污和定期排污两。连续排污就是不断排出锅炉水中含盐量浓度最高的部分, 减少锅炉水的酸、碱含量和悬浮物, 所以连续排污管设置在正常水位下80-100毫米;定期排污主要排出污泥泥质沉积物, 污水排放口设置锅筒下部。
锅炉的排污存在两个问题:一是, 经过排污膨胀器的排污水仍具备较大未利用热能;二是, 浪费大量自来水来冷却排污水。本文就4台蒸汽锅炉实例探讨连续排污热能回收的技术方案。
1 连续排污余热回收量的估算
现以4台蒸发量为10t/h的蒸汽锅炉为例进行计算, 其连续排污率为3%。锅炉产生的饱和蒸汽分别用于换热供暖热水和生活热水。其中制取供暖热水和生活热水产生的冷凝水被回收利用。
若将连续排污水的余热进行回收利用, 排污水经换热器后温度降至35℃, 管内污水总放热量为:
回收的热量折合成标准煤量可用下式计算:
式中B为节煤量, kg/h;η为热效率, 取90%;Q标为标准煤低位发热值, k J/kg。
2 技术改造方案
冷凝水温度的蒸汽加热产生的热水在75℃, 流量为10t/h, 如果连续排污水由软化水回收, 软化水的出口温度将高于规定的排放温度若冷凝水和软化存储在水箱中的水, 根据各自水量的关系, 污水出口温度仍然不能降至规定的排放温度。因此, 为了使连续污水温度低于规定的排放温度和合理利用排污水携带的余热, 需要设置两个水箱, 两个水箱的布置和工艺流程如图1所示。
3 结论
燃气轮机余热利用方式分析 篇7
在海上油气资源的开采过程中, 海上石油平台电力系统为整个海上石油开采系统提供能源和动力, 保证了石油开采和运输的日常运营, 是海上油气开采作业系统的重要组成部分, 其优越性主要表现在: (1) 海上浮式生产储油轮 (FPSO) 的电力系统与陆地上相比有其独特性, 主要表现在:海上平台电力系统的发电机调压动作时间短、速度快、励磁能力和过载能力较强;此外, 燃气轮机发电机还具有启动快、运行平稳、效率高等优点。 (2) 海上电力平台系统可以充分利用海上油气开采平台采集到的天然气作为燃气轮机的能源供给, 既降低了燃气运输的风险, 又节省了燃气运输费用。 (3) 燃气轮机具有功率大、体积小、效率高、运行灵活、启动快捷、排放气体污染小等特点。因此, 其在海洋采油生产设施上应用的优势不言而喻。
2 燃气轮机余热利用必要性
目前, 燃气轮机的单循环热效率为20%-42%, 而小型、微型燃气轮机的热效率低于20%, 既浪费了大量燃气热能, 又造成了氮氧化物等的超标排放, 对燃气轮机未来的应用与发展是极为不利的。为了推动燃气轮机的进一步发展, 提高燃气轮机排气余热的利用率, 降低能源消耗。加大科技投入积极开发绿色产品, 实现燃气轮机余热的高效回收利用, 是我国当前燃气轮机发展的必由之路。
3 燃气轮机余热利用的方式
燃气轮机排气余热回收方式一般分为2种:联合循环式和回热式。
3.1 联合循环式
余热锅炉是一种典型的热交换器, 主要用于燃气轮机排气余热的回收和利用, 可有效提高热效率10%以上, 在此过程中产生的蒸汽或热水可用于取暖、制冷、发电等;将蒸汽回注可以有效提高热效率, 将热效率提高4%以上。
余热锅炉装置主要由省煤器、余热锅炉、过热器三部分构成, 一方面其外壁不承受压力, 但另一方面其换热管和外壁都要承担热负荷。一般地, 单纯使用余热锅炉并不能达到余热回收的理想效果, 而要使用单压式余热锅炉装置 (简称单压锅炉) 进行余热回收 (如下图所示) , 按照安装形式划分, 可分为卧式和立式;按照循环方式划分, 可分为自然循环和强迫循环。为了降低其辅助设备的能耗和制造成本, 余热锅炉装置一般采用卧式自然循环。
燃气轮机在工作时, 其排烟温度可高达400-600℃。为提升燃烧空气温度, 降低排气温度达到回收废热目的。厂商经过设计、开发、检验推出了一整套燃气轮机发电机组废热回收装置, 即在燃气轮机发电机组排烟管道原有的基础上加装一套热交换器, 即废气锅炉和一套燃油燃气锅炉组合而成的一套热介质锅炉。这套装置通过对废弃锅炉和燃油燃气锅炉的串联进行介质加热, 将排烟出口的温度降低200-300℃, 实现了废热回收和利用, 降低能源消耗, 实现燃气机余热的二次利用, 减少了大气污染。
3.2 回热式
小型燃气轮机压比小, 排气温度高, 热效率低。而回热循环具有体积小, 运行方便等特点。
3.2.1 板式回热器
板式回热器是在板式热交换器的基础上进行改进发展的, 用于气-气的板式热交换器, 其换热系数可达350W/ (m2/) , 而管式热交换器的换热系数只能达到30W/ (m2/) 。板肋式热交换器具有单位体积传热面积大、传热效率高、流体阻力小、热容量小、结构紧凑及同时允许几种介质进行热交换等优点, 它的传热面积能达到 (1500-2500) m2, 最高可以达到5000m2, 而管式热交换器仅能达到150m2左右, 其采用真空铅焊, 特别适用于小型燃气轮机。
近年来, 波形板式回热器经过一系列的改进, 新型波形板式回热器与原来相比有了很大的不同, 它由两块薄的金属板一次卷压为异型, 用激光焊接手法密封两端, 上下波形板的波形相交呈X形, 冷热流体在波形板两侧的流动时, 通过波形板实现热交换;改良后的波形板式回热器与传统的相比具有很大优势, 主要表现在:体积小、成本低、制造工艺简单、传热面积大等。因此, 波形板式回热器的气体流通度较好, 压力损失率低;以波形接触点作为结构支撑点, 强度较好;同时, 将回热器制成环形, 并安装在燃气轮机的外壳上, 可以构成一道坚实的转子破裂屏障, 具有很高的安全性, 噪声小, 安装拆卸方便。
3.2.2 热管式热交换器
热管式热交换器作为一种新型的高效热交换器, 其应用情况可追溯到上世纪六十年代, 它具有超强的导热能力, 是优良金属的1000-10000倍, 实现了低温条件下的有效传热, 其应用已最初宇航的热控制, 扩展到近期的电子工业、余热回收、新能源、石油化工等方面, 收效明显。专门用于燃气轮机余热回收的热管换热器主要有三部分:壳体、热管、隔板。热管式热交换器在工作时, 利用其高温烟气使工作液液化, 从而使冷流体的温度在热管的流动过程中得到提高, 冷热流体一般是逆向流动的, 具有较高的热传导效率。
4 余热利用实际数据分析
某平台500k W燃气轮机机组正常运转时, 发电功率约为400k W、排烟温度为520℃左右。采用回热器提升燃气轮机机组功率, 烟气余热回收装置排出的烟气温度为160℃, 经测量其每小时产生的烟气量一般约为2250m3/h左右。
平均烟气比重按1.25kg/m3计算,
则每小时排出烟气总重:2250×1.25=2812.5kg
排烟的比热容按烟道气体计算
(烟道气体的成分CO 13%H2O 11%N276%, 在100℃~600℃的平均定压比热容为0.27kcal/kg·℃)
每台发电机组可利用排烟余热为:27.34万kcal/h (317KW)
5 结论
余热锅炉燃气轮机机组的组合适用于回收和利用大中型燃气轮机的余热, 热效率高;回热器适用于压比低于10的中小型燃气轮机的回收与利用, 根据中小型燃气轮机未来的发展趋势, 回热器很可能成为小型燃气轮机的重要组件之一。就海洋石油发电系统而言:大型FPSO和中心平台适合采用余热锅炉进行余热回收;而中小平台由于受空间所限, 适合于采用回热器提升燃气轮机发电效率。实行余热锅炉和回热器的优化重组, 进一步提高燃气轮机余热的能源阶级利用, 提高整个系统的能源利用效率, 实现节能减排, 是海上浮式生产储油轮燃气轮机发展的必然选择。
摘要：作为海上石油开发的关键性设备, 海上浮式生产储油轮 (FPS0) 在海上石油、天然气等的开采、加工及运输上发挥着重要作用。但受其工作环境和自身电力系统等的限制, 燃气轮机大多没有相应的余热回收设备。为降低能耗, 保护环境, 海上燃气轮机的余热回收利用越来越引起人们的广泛关注。本文重点探讨余热利用的方法方式。
关键词：燃气轮机,余热利用,海上石油平台,回热器
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余热利用电厂钢管道支架设计 篇8
1 钢结构管道支架设计一般原则
管道支架(以下简称管架或支架)设计应满足施工及正常使用状态下各种作用,偶然事故情况下结构维持必要的稳定。以可靠指标度量结构构件的可靠度,用含分项系数设计表达式进行计算。
1)管道支架设计使用年限为50年。安全等级取一级,结构重要性系数γ0取1.1。
2)所有结构构件均应进行承载力计算;有抗震设防要求的结构,尚应按规定进行结构构件抗震承载力验算。
3)管道支架横梁在垂直荷载及水平推力作用下,按照双向受弯构件计算。固定管道支架横梁的最大挠度不宜大于梁跨度的L/500。竖向荷载(标准值)作用下的挠度容许值不大于L/400。
4)当管道上敷设的振动管道质量占全部管道质量的30%以上时,该管道应按振动管道考虑,固定管道支架、刚性活动管道支架总振动管道水平力乘以1.3动力系数。
5)牵制影响:管架上管道多于2根时,管托采用滑动或滚动托座时,管道摩擦力及管架位移的计算皆应考虑牵制影响。
6)地震基本烈度为8度及8度以上地区的活动管道支架应采用刚性活动管道支架。
2 独立钢管道支架的设计计算
1)独立式管架包括固定管架、刚性管架、柔性管架、半铰管架、双向活动管架(摇摆管架)。相对于固定管架,其他均属于活动管架。
a.刚性管架:柱刚度较大,管道变形时管道支架顶不能适应管道变形要求,出现相对位移,两者为非整体工作;纵向为管道可移动支点,横向为管道的不移动支点;管架承受的水平推力为管道滑动摩擦力。管架平面内梁与柱刚结(平面内设置支撑除外);柱与基础刚结;平面外柱按照上端自由、下端固定的受弯构件计算;水平推力作用下平面外扭矩计算,两端按照固定计算;平面外弯矩计算,两端按照简支计算。适应于管道重量小、管道变形大和高度较低的管线。电厂的蒸汽管道、高度较低的小型水管。
b.柔性管架:柱刚度较小,管道变形时管道支架顶能适应管道变形要求而出现相应变形,不出现相对位移,两者为整体工作;纵向为管道可移动支点,横向为管道的不移动支点;管架承受的水平推力为管道位移反弹力。管架平面内梁与柱刚结(平面内设置支撑除外);柱与基础刚结;平面外管架柱按主动管层和非主动管层共同作用下的管道支架位移进行内力分析;水平推力作用下平面外扭矩计算,两端按照固定计算;平面外弯矩计算,两端按照简支计算。适应于管道重量较大、管道变形较小和高度较高的管线;烟风支架、独立电缆支架、独立水管以及直径较小的多介质管道(滑动支架)。
c.半铰管架:半铰接管架的柱脚沿纵向采用半铰接构造,管道支架的位移以立柱的倾斜适应管线的变形要求,不出现相对位移,管架倾斜度不大于2%;纵向为管道可移动支点,横向为管道的不移动支点;管架承受的水平位移反弹力忽略不计。管架平面内梁与柱刚结(平面内设置支撑除外),柱与基础纵向为半铰接,横向为固结;平面外支架柱主动管层按中心受压计算内力、非主动管层按简支梁计算内力。适应于管道重量较大、主动管道变形值不大于2%高度的管线,如高炉煤气、焦炉煤气管道。
2)柱及支撑计算长度。
管道支架柱横向(平面内)计算长度:当采用单柱时按悬臂柱确定柱计算长度;管道支架柱纵向(平面外)计算长度:
a.沿管道纵向为单柱时柱的计算长度按下式计算:H0=μH。其中,H为柱高度,固定管道支架、刚性管道支架取支柱顶面至基础顶面距离,其他类型管道支架取主动管管托底至基础顶面距离;当主动管位于下层梁时,上层柱计算长度为H0=2H上(H上为主动管管托底至支柱顶面的距离);μ值见表1。
b.沿管道纵向为框架时柱的计算长度:按现行GB 50017-2003钢结构设计规范的第5.3.3条确定。
c.柱间支撑:单斜杆按压杆计算;交叉杆可按拉杆计算;按照钢结构规范计算。
3)支架摩擦力计算。
水平力按照工艺专业提资要求,若无提资,刚性及柔性管架摩擦力按照支架所属管道重量乘以摩擦系数:钢对钢滑动时取0.3,钢对钢滚动时一般取0.1,蒸汽管托座和管道若采用四氟乙烯板,可取0.1。
3 常规钢管架设计思路
高炉煤气管、焦炉煤气管道支架可以按照固定支架+半铰支架+摇摆支架的概念进行设计。支架立柱宜采用H型钢,主轴和管道走向一致。平面内设十字交叉支撑。
蒸汽管、高温压缩煤气管支架则可以按照固定支架+刚性支架进行设计。立柱可采用工字钢、H型钢或钢管。采用型钢时,主轴和管道走向一致。烟风管道支架可以按照固定支架+柔性支架进行设计。实际中比较难以处理的是电缆支架、多介质管道支架的综合管架设计。
3.1 单柱独立支架
单柱独立支架上敷设单排电缆桥架、单根管道或多根小管道(DN100以下)。特点是管道直径小,重量轻,水平力小。立柱高度一般不超过6 m,管架跨度不超过6 m。抗震设防烈度7度及以下不考虑风荷载和地震作用影响。可按照钢管式柔性管架设计,平面内外稳定性一致,而且防腐性能较好。当管道沿线无固定支架或拉结措施,立柱计算长度建议取1.25,长细比不宜超过150;当管道沿线设固定支架或有可靠拉结,立柱计算长度建议取1.25,长细比不宜超过170(抗震区除外)。同时单立柱宜考虑外观协调。单立柱间距不宜大于9 m,管道或电缆跨距不大于3 m,单立柱之间需设置管道支撑点,可加设纵向横梁。横梁可采用型钢或蜂窝梁。跨度大于6 m,横梁和立柱连接应有可靠的抗扭措施,防止平面外失稳。
3.2 横梁式支架
单片支架为门型支架。工艺管道分多层敷设,管道数量多,直径小,重量和水平力小。立柱高度一般不超过8 m,管架跨度不超过12 m。当管道沿线无固定支架或纵向支撑,管道中无蒸汽管等主动管,按照柔性管架设计,立柱平面外计算长度建议取1.5,长细比不宜超过180。管道中有蒸汽管,按照刚性管架设计,立柱平面外计算长度建议取1.5,长细比不宜超过150。长细比越大,柱脚刚度应加大,长细比超过150柱脚平面外应设计为固结。当管道沿线设固定支架或设纵向支撑,立柱平面外计算长度建议取1.0,长细比不宜超过150(抗震区除外)。纵向连接梁刚度较大时可适当放宽,不宜超过180,且柱顶平面外位移不应超过限值(H/400)。管道或电缆跨距不大于3 m,门型支架之间需设联系杆件作为管道支撑点。根据支架间距联系杆件设置方式不同,可分为以下几种情况:
1)支架间距小于6 m,可采用两根联系梁。联系梁间距较大且管道较多时,联系梁之间设水平斜撑。联系梁可采用工字钢或H型钢。2)支架间距在大于6 m小于9 m,联系梁可采用H型钢或蜂窝梁。其他要求同上。3)支架间距在大于9 m小于12 m,可设计为联系梁或桁架。联系梁可采用蜂窝梁或组合梁。组合梁可设计为工字钢(H型钢)+角钢(钢管)桁架支撑。两片桁架下弦无结构联系杆件。4)支架间距大于12 m宜设计为桁架式。
3.3 桁架式支架
单片支架为门型支架,支架间采用桁架。适用于工艺管道多,立柱高度高(大于6 m),管架跨度大于10 m。桁架一端宜设固定支架。管架按照半铰管架设计,立柱可采用H型钢或钢管,平面外立柱计算长度取1.0。桁架上下弦兼作管道的支撑梁。桁架弦杆宜采用工字钢或H型钢,弦杆采用角钢或钢管。
4 结语
高炉煤气管、焦炉煤气管道支架可以按照固定支架+半铰支架+摇摆支架模式进行设计。蒸汽管支架则可以按照固定支架+刚性支架进行设计。蒸汽管、氮气管、水管、电缆支架等综合管网则可设计为桁架式,单片支架结构形式根据纵向支撑体系确定。
摘要：介绍了钢铁企业余热利用电厂管道支架设计的一般原则,针对不同的管道支架类型提出相应的计算模型和解决方案,并对综合管网的常规设计进行了优化,最后提出合理建议,以指导实践。
关键词：余热发电,管道支架,设计
参考文献
[1]GB50017-2003,钢结构设计规范[S].
[2]GB50709-2011,钢铁企业管道支架设计规范讨论稿[S].
[3]《钢结构设计手册》编写组.钢结构设计手册[M].北京:中国建筑工业出版社,2004.