蒸汽利用

2024-07-08

蒸汽利用（共8篇）

蒸汽利用篇1

0前言

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

上述计算和分析结果表明, 上图所设计两个水箱串联使用可以更好的回收锅炉污水进行热利用, 热回收3299.24MJ后, 每天可以节约标准煤134.56千克。与传统的排水方式相比, 通过热交换器冷却排污水可以节省大量消耗原水, 具有明显的节能, 节水效果。

蒸汽利用篇2

浅析汽车生产厂蒸汽凝结水的回收与利用

介绍并分析了汽车制造企业凝结水回收系统一般设计存在的缺陷和问题,针对无法集中回收凝结水的区域,力图探讨最佳的回收利用方法及设计方案.

作者：覃平阳李毓亮 QIN Ping-yang LI Yu-liang 作者单位：上汽通用五菱汽车股份有限公司技术中心,广西,柳州,545007刊名：装备制造技术英文刊名：EQUIPMENT MANUFACTURING TECHNOLOGY年，卷(期)：“”(3)分类号：U468关键词：蒸汽凝结水余热送风机组

利用电厂富裕蒸汽改造供暖系统篇3

盐湖制盐有限责任公司是一家远离城镇的盐化工企业(以下简称公司),除正常生产经营外,还担负着需多社会化功能,供暖工作就是其中之一。目前,公司供暖面积8.6×104 m2(生活区采暖面积7.1×104 m2,办公区采暖面积1.5×104 m2),一直采用热水锅炉供暖,由于供暖系统老化,设备落后,造成供暖不稳定,供热效率低,燃煤消耗高,环境污染大。为响应国家建设资源节约型、环境友好型和谐社会,公司对供暖系统进行节能技术改造,从根本上解决供暖中存在的有关问题。

1 改造前供暖系统状况

公司有供暖锅炉房2座,生活区锅炉房坐落在居民区,办公区锅炉房位于办公楼北侧50 m处,煤厂、渣场污染物和风机噪声极大的影响着周围居民正常生活及办公。

a)生活区供暖主要设备,3台20世纪80年代初天山锅炉厂生产的型号SZL4.2-0.7/95/70-AⅡ水暖锅炉,4台循环泵,2台运行,2台备用,日常运行的2台泵,1台功率55 kW、流量342 m3/h、扬程40 m,另一台功率30 kW、流量200 m3/h、扬程32 m。备用泵分别为功率55 kW、30 kW,流量400 m3/h、179 m3/h,扬程32 m、40 m,二套型号HYFS-4272树脂交换器。供暖期间由3台锅炉,一大一小循环泵及一套树脂交换器承担。锅炉使用年限长,系统老化陈旧,供热效率低;

b)办公区供暖主要设备是1台20世纪60年代中期为小型汽轮发电机组配套的CT4-13型4吨工业蒸汽锅炉,汽轮发电机组拆除后,锅炉改为自燃式水暖炉供暖,2台循环泵,开一备一(功率30 kW,流量174 m3/h,扬程38 m),1台老式交换器。因单台锅炉供暖,所以,经常出现冬季停暖现象;

c)室外供热管网采用枝状连接布置,因多年未进行有效修缮,管道油漆脱落,保温破损,锈蚀外露,常有热水泄露侵蚀管道的现象,热能损失大;

d)室内采用机械循环上供下回采暖系统,由于年限已久,室内管道及散热器结垢严重,散热效果不好,室内温度偏低,时有用户放水现象。

2 供暖改造技术问题的解决

2.1 供暖热源

公司有自备发电厂1座,属热电联产机组,内装2台2×3000 kW汽轮发电机组(汽机型号B3—3.43/0.49、C3—3.43/0.49),2台2×35 t/h循环流化床锅炉,型号YG-35/3.82-M,除正常的发电和供生产用汽外,还可提供富裕蒸汽15 t/h。

2.2 供热方式

利用电厂抽凝机发电做功后的抽汽,其抽汽压力0.49 MPa,温度238℃,抽汽量20 t/h,将过热蒸汽减温或由锅炉抽取新蒸汽经减温、减压后,由蒸汽主管道输送到换热站,通过汽水换热器,把软化水加热到75℃,利用生活区锅炉房原有的热水循环泵进行强制水循环达到热水采暖的目的。

2.3 换热站位置及主要设备

为节约供暖改造投资,利用原生活区锅炉房,拆除锅炉房5号供暖锅炉,在原基础上安装2台型号STQW600—50—1B双螺纹湍流高效率汽水换热器,且在换热器进出口分别安装压力表、温度计,该换热器运行噪音小,占地面积少,换热面积大。增设1个3000 mm×2500 mm×3 00 mm冷凝水罐和2台型号IJ50—200、功率5.5 kW、流量12.5 m3/h、扬程50 m冷凝水泵,热水循环泵及水处理树脂交换器利用锅炉房原有设备。

2.4 输汽管路

充分利用原有的主蒸汽管道,新建输汽管路选用∮273×8无缝管,采用室外管支架架设,增设流量计、安全阀、疏水器,由电厂分汽缸接出输送到换热站,管道输送过程中的热力补偿采用自然伸缩器、方形伸缩器与波纹伸缩器相结合,保证蒸汽管道的安全运行。选用耐高温的岩棉材料保温,外用镀锌白铁皮包裹,防雨雪及美观。

2.5 供热管网

利用原有枝状连接布置的供热管网,对其更新改造,更换地下锈蚀泄漏管道。因热负荷重新分配,调整部分热网管线,对更换调整的管线采用聚氨酯硬质泡沫塑料保温。为减少污染排放,集中供热,将生活区外管网与办公区外管网改造接通,由新建换热站统一供暖,停用办公区锅炉房。

2.6 换热效率

汽水换热器和循环泵是供暖的主要设备,选用双螺纹湍流高效率换热器,换热面积2×50 m2,进入换热器的蒸汽绝对压力0.49 MPa,温度151℃,加热水量413 t/h,换热器进出口温度分别为55℃与75℃,冷凝水出水温度60℃,由冷凝水泵打回电厂回收使用,提高水资源及热能利用率。

3 换热设备特点

双螺纹湍流换热器是国内目前新研制开发出的一种新型高效节能换热器,其特点:a)三维螺旋、三元导流。换热管内外壁呈螺旋形波纹结构,换热流体流经螺旋波纹管内外管壁时,远离管壁部分保持原有流动状态,靠近管壁部分呈速度和大小不断改变的螺旋运动,此部分螺旋运动流体同时改变远离管壁流体的流动状态,两者相互作用,在管内外形成速度大小、方向瞬息变化,形态复杂的混合三元流;b)双面湍流、双重强化。单相流体在管内外作螺旋三元流动,呈湍流状态,湍流流体不断破坏和减薄管壁层流边界层,有效降低热阻,提高管内外传热系数,双重强化传热;c)减少污阻、不易结垢。由于三维螺旋换热管的特殊结构,流体的湍流程度大大增强,流体在换热管壁面形成涡流,使污垢难以附着,减少污垢热阻;湍流流体高速冲刷管壁,不易结垢,换热效果高效持久;d)结构紧凑、运行稳定。由于换热器传热系数的提高,故传递相同的传热量,所需的换热面积减少,外形尺寸变小,因而占地面少。从结构上看,采用固定管板结构,无运动部件,受热应力影响显著减少,使用寿命长,运行费用低。

4 蒸汽用量及相关参数计算

为进一步落实电厂提供的富裕蒸汽能否满足供暖所需,对所需蒸汽用量进行计算,确认富裕蒸汽量能否满足供暖所需。

给定条件:a)考虑企业发展,采暖总面积按120 000 m2选取;b)采暖单位面积热指标选80 W/m2;c)采暖供水温度75℃;d)采暖回水温度55℃;e)进入汽水换热器的蒸汽绝对压力0.49 MPa,温度151℃,汽化潜热2 110.6 kJ/kg;f)水的比热容4.187 kJ/kg·℃;g)蒸汽冷凝水出水温度60℃;

设:Q为采暖的热负荷,W;F为采暖总面积,m2;qF为单位面积热指标,w/m2;G水为供暖热水流量,kg/h;C为水的比热容,kJ/kg·℃;t出为采暖供水温度,℃;t回为采暖回水温度,℃;G汽为供暖蒸汽流量,kg/h;r为蒸汽汽化潜热,kj/kg;T151为饱和冷凝水温度,℃;T60为冷凝水出水温度,℃。

采暖热负荷、供暖热水流量[1]、供暖蒸汽流量[2]计算见表1。

由表1计算结果可以看出,电厂提供的蒸汽量可满足供暖所需蒸汽用量,原有的循环泵可以利用。

5 供暖改造前后运行对比

改造前供暖系统,运行费用高,劳动强度大,供热品质差,室内温度低,烟囱黑烟多,运行噪音大,燃煤消耗高,刮风煤场粉尘漫天飞,居民区环境污染非常严重。

改造后的供暖系统,利用电厂蒸汽通过换热器加热系统软化水供暖,停用原有锅炉,节省了燃煤,没有了噪音与烟尘,煤场不复存在,居民区环境得到明显改善,且运行费用下降,员工劳动强度降低,供暖平稳,质量提高,老百姓投诉减少。

采暖锅炉拆除前后烟气排放变化情况见表2。

由表2可以看出,按GB13271-2001锅炉大气污染物排放标准二类区时段标准(烟尘:250 mg/m3,SO2:1 200 mg/m3)执行,各锅炉烟尘均超标,SO2均达标。

6 经济效益

老的供暖系统,每个采暖期消耗燃煤(5000 kcal)8000 t,电864000 kW·h,水20000 m3,工日4 860个,维修费用35×104元,改造后,供暖系统运行正常,供暖质量提高,蒸汽消耗21600 t,电302400 kW·h,水5 00 m3,工日2 700个,维修费用5×104元。供暖改造前后运行成本详见表3。由表3可以看出,改造后的供暖系统,每年可节约运行费用109×104元,供暖系统改造总投资300×104元,按每年节约运行费用计算,3年内可收回全部投资,经济效益非常可观。

从能源消耗的角度看,供暖系统改造前后能源消耗折标煤见表4,由表4数据可知,供暖系统改造后,每个采暖期节约标煤3441.95 t。

7 结语

利用电厂富裕蒸汽改造供暖系统,a)节约能源,减少排放,改善居民区居住环境;b)供暖质量稳定,用户满意度高;c)改善员工工作环境,降低员工劳动强度;d)供暖成本下降,电厂经济效益提高。是贯彻落实国家节能减排,建设资源节约型、环境友好型和谐社会的具体表现。

参考文献

[1]周朝霞.水暖工程[M].北京:中国劳动社会保障出版社,2000:160,251.

蒸汽冷凝水的余热利用实践篇4

在某大型纯碱装置搬迁改造项目的设计过程中,遇到大量高温蒸汽冷凝水富余的问题。装置中有很多工序是利用电厂送来的蒸汽做加热介质,运行过程中会产生大量的高温蒸汽冷凝水,而这些高温蒸汽冷凝水必须降到100℃以下才可送回电厂祛除杂质并重新利用。大量的带压高温蒸汽冷凝水要转化为100℃以下的热水势必要增加很多投资,同时也浪费较多的热量。所以,对用汽装置的工艺进行切实可行的优化设计成为该项目节能创效的重要途径。

在多方论证和详细计算的基础上,决定对用能大户成品干燥工序的空气加热工艺进行调整改造,通过采用蒸汽冷凝水和蒸汽两段复合式加热的方法,充分利用全厂富余冷凝水。

该项目自2009年下半年投产运行,3年多来装置运行平稳,蒸汽冷凝水余热利用部分各项运行参数与设计指标吻合,达到了预期效果,实现了节能降耗的目的,给企业带来了可观的效益。

以下通过对干燥工序空气加热部分优化设计前后的工艺流程、能耗、设备选型等进行详细对比来介绍该节能改造实践。

1 工艺流程

1.1 干燥工序空气加热部分优化设计前的工艺

干燥工序空气加热部分优化设计前的工艺流程如图1所示。

传统工艺中,干燥工序空气加热部分冷空气全部由蒸汽来加热,经闪蒸获得低品位蒸汽后的蒸汽冷凝水被送出装置,未进行余热利用。

1.2 干燥工序空气加热部分优化设计后的工艺

干燥工序空气加热部分优化设计后的工艺流程如图2所示。

优化设计后干燥工序采用两段复合型空气加热器:第一段热源为蒸汽冷凝水,第二段热源为蒸汽。冷风先与高温热水充分换热,再与蒸汽进一步换热达到所需温度。第二段蒸汽加热器产生的蒸汽冷凝水经凝水罐回收后进入闪发器,在闪发器中部分蒸汽冷凝水闪发为低品味蒸汽送入管网利用,而剩下的蒸汽冷凝水则被带有防汽蚀装置的热水泵加压送至热水段进口总管处,与来自其他工序的富余高温蒸汽冷凝水汇流,一同被送入第一段加热器,以此达到蒸汽冷凝水余热利用的目的。

2 能耗计算

2.1 基础数据

本次成品干燥的设计中需要5组相同规格的空气加热装置同时运行,单组空气加热装置需将质量流量为42488kg/h的空气由10.4℃(全年平均温度)加热至180℃;加热蒸汽参数为1.35MPa(G)、197℃;全厂可利用富余蒸汽冷凝水约120000kg/h,单组空气加热装置可利用冷凝水量24000kg/h,参数为145℃、0.5MPa(G),这些富余蒸汽冷凝水,换热至94℃送至电厂。

2.2 优化设计前加热空气所需蒸汽量

计算空气达到预定温升所需热量Q为:

Q=G·Cp·(t2-t1) (1)

式中:Q—空气加热至预定温度所需热量,kJ/h;

G—空气质量流量,取G=42488kJ/h;

Cp—空气比定压热容,查表得Cp=1.004J/(kg·℃);

t2—加热器出口空气温度,t2=180℃;

t1—加热器进口空气温度,t1=10.4℃。

代入数据,得Q=7234789kJ/h。

计算加热空气所需蒸汽耗量G′为:

G′=Q/(i-i′)η (2)

式中:G′—蒸汽质量流量,kg/h;

i—蒸汽焓,查表得i=2790kJ/kg;

i′—饱和水焓,查表得i′=837kJ/kg;

η—加热器热损失效率,取η=0.98。

代入数据,得G′=3630kg/h。

2.3 优化设计后加热空气所需蒸汽量

计算全厂可利用富余蒸汽冷凝水冷凝至94℃时所能提供的热量Q1为:

Q1=G′·Cp′·(t2′-t1′) (3)

式中:Q1—蒸汽冷凝水提供的热量,kJ/h;

G′—蒸汽冷凝水质量流量,取G=24000kg/h;

Cp′—蒸汽冷凝水比定压热容,查表得Cp′=4.175J/(kg·℃);

t2′—蒸汽汽凝水出口温度,t2′=145℃;

t1′—蒸汽汽凝水进口温度,t1′=94℃。

代入数据,得Q1=5110200kJ/h。

计算蒸汽所需给出热量

Q2=Q-Q1=7234789-5110200=2124589kJ/h。

计算此时蒸汽耗量G″=Q2/(i-i′)η=2124589÷(2790-837)×0.98≈1066kg/h。

通过计算可知,优化设计后单组空气加热装置蒸汽消耗量减少了2564kg/h,5组空气加热装置共节省蒸汽12820kg/h,按目前当地蒸汽价格240元/t计算,每年可节约用汽费用2461万元。

3 空气加热器选型

1)空气加热器选用扎制铝翘片钢管型式,根据空气流量选择迎风面积S=2.88m2的加热片。由选型样本查得加热片的传热系数,热水段传热系数K1=40.0W/(m2·K);蒸汽段传热系数K2=39.3W/(m2·K)。

2)计算空气加热器所需换热面积。

热水段计算换热面积F1为:

F1=0.278Q1/(K1·Δtm1) (4)

式中:系数0.278—翘片换热管的面积系数;

Δtm—对数平均温差。

undefined

式中:T1、T2—加热介质进出口温度,℃;

t1、t2—被加热介质进出口温度,℃。

代入数据,F1=0.278×5110200÷(40.0×39.0)≈910m2。

蒸汽段计算换热面积F2=0.278×2124589÷(39.3×28.8)≈522m2。

3)根据计算得出的传热面积乘以安全系数,最终选择的两段复合型空气加热器情况。

第一段热水段加热器为18排管串联,9个流程,换热管翅片为钢制X型翅片,换热面积为1220m2,管排阻力损失546.6Pa,设备重量4860kg/台;第二段蒸汽段加热器为6片加热片串联而成,换热管翅片为钢制矩形翅片,换热面积为967.8m2,管排阻力损失315Pa,设备重量4680kg/台。为应对特殊工况要求,蒸汽段换热面积预留量较大。两段复合后整台加热器的占地面积为4.48m2。

4)优化设计前后空气加热器对比。

优化设计前后空气加热器参数对比如表1所示。

通过上述数据可知,在留有较大余量的情况下空气加热器优化后的各项数据与优化前没有太大偏差,空气加热器优化后的换热效果、风侧阻力及占地要求均符合工艺要求。

4 结语

此次改造通过对用能工艺的调整、加热设备型式的改变,有效利用了富余蒸汽冷凝水的余热,实现了节能降耗,给企业带来了可观的效益。该蒸汽冷凝水余热利用优化设计对其他具有蒸汽冷凝水富余这一共性装置的节能设计具有一定的参考性。

摘要：某大型纯碱生产装置富余大量蒸汽冷凝水,如果不加以利用将造成大量能源浪费,设计改造过程中通过对用汽装置工艺进行调整,最终将其充分利用。对蒸汽冷凝水余热利用优化设计前后的工艺流程、能耗、主要设备等进行对比,并结合节能措施实施后现场运行情况,说明该节能设计的节能效果和可行性。

关键词：蒸汽冷凝水,余热利用,节能降耗,空气加热器

参考文献

[1]中国石化集团上海工程有限公司.化工工艺设计手册[M].北京:化学工业出版社,2003.

[2]谭天恩,等.化工原理[M].北京:化学工业出版社,1998.

[3]王敬凯,霍兆义,尹洪超.考虑压降的换热网络优化设计[J].节能,2012,(3):29-31.

[4]李蒙.低压蒸汽凝液回收系统设计[J].节能,2008,(7):42-44.

蒸汽利用篇5

随着社会经济的高速发展, 越来越多的工厂企业拔地而起, 在带来可观的经济效益的同时, 节能问题也面临着巨大的挑战。钢铁厂、食品厂、造纸厂、浴池等诸多工厂企业在生产环节中产生大量的蒸汽, 据统计, 我国年产蒸汽约20亿t[1]。然而通过调查发现只有部分蒸汽被利用, 而很大部分清洁蒸汽被直接排入大气, 蒸汽利用率低, 损失量大, 造成蒸汽资源的严重浪费。另一方面, 在被利用的蒸汽部分, 普遍存在着能级和能级的匹配性差、高质低用、低质无用的现象。冬季采暖期对蒸汽的需求明显高于非采暖期, 因此非采暖期蒸汽被放散掉的现象严重。蒸汽冷凝水是较为纯净的蒸馏水, 含有其同温同压下饱和蒸汽15%~28%的能量[2]。因此冷凝水若能有效地加以回收利用, 将会带来巨大的经济、社会和环境效益。

针对工矿企业多余的大量清洁蒸汽浪费的现象, 本文建立一个蒸汽供暖加湿回流综合利用系统, 实现蒸汽的运输、利用蒸汽余热辅助供暖和为住户空气加湿的目的。同时在供暖和加湿完毕后把剩余的蒸汽通过冷却装置和处理装置得到较为清洁的蒸馏水, 作为直饮水供给居民, 从而实现蒸汽资源和水资源的充分利用。

1 系统设计原理及设计思路

本系统利用气体的流动性以及现有供暖管道, 可以简便快捷地实现蒸汽余热辅助供暖及冷凝水的回收利用, 可显著降低能源消耗, 节约蒸汽资源及水资源。

系统工作原理见图1。

夏季非采暖期, 采集后的蒸汽在蒸汽收集室汇集;经夏季阀门通过蒸汽冷凝回收管道到达蒸汽冷凝室进行冷凝液化;液化后的冷凝水收集到冷凝水回收室, 达到一定量后通过回收管道输送到地下修建的水处理室中进行水处理, 之后便可输送到用户家中作为饮用水。

冬季采暖期, 采集后的蒸汽在蒸汽收集室汇集;通过冬季阀门后到达蒸汽处理室, 简单的过滤处理后直接沿保温运输管道运输到居民区;多余的蒸汽通过蒸汽冷凝回收管道被输送到蒸汽冷凝室进行类似夏季的冷凝回收过程;被运送到居民区后的蒸汽通过蒸汽分配管道分送到各住户家中, 由住户自行制定加湿标准, 系统中采用湿度控制开关, 当室内湿度达到标准时开关自动关闭不会造成室内过度潮湿, 保证了室内湿度适宜[3]。多余的蒸汽则进入冷凝水回收管道进行冷凝作用, 释放大量热能起到辅助住户供暖的作用, 释放热量后的蒸汽液化形成冷凝水在重力作用下沿管道流回建于地下的回流水处理室中, 进行简单的处理后再输送到用户家中作为饮用水。

2 系统设计中的关键问题

1) 理论上清洁蒸汽冷凝水是纯净的蒸馏水, 适合重新作为工业锅炉等设备给水。但是由于工业蒸汽给水是软化水, 而且除氧工艺不完善, 导致了蒸汽冷凝水p H值偏低、氧含量偏高, 氧腐蚀和酸腐蚀严重, 这是冷凝水污染程度大的主要原因[4]。所以在蒸汽输送前需进行简单处理, 液化后再进一步处理可供给用户。

2) 蒸汽的热能由显热和潜热两部分组成, 通常用汽设备只利用了蒸汽的潜热和少量的显热。释放潜热和少量显热后的蒸汽还原成高温的冷凝水, 其热能价值占蒸汽热能价值的25%左右[4], 故在蒸汽运输过程中应尽量减少蒸汽热量的损耗。分析评价现有的输汽管线保温状况, 针对输送管道保温的薄弱环节和存在问题, 选择适宜的管道材料, 减少蒸汽输送和利用过程中的能量损失。

3) 钛和铜都是蒸汽管道系统中常用的材质。钛及钛合金具有较低的密度, 较高的强度, 良好的塑性和韧性, 足够的抗腐蚀性, 是一种优良的轻质结构材料, 但其成本造价较高[5]。铜及铜合金具有优良的导电、导热性能, 良好的冷、热加工性能, 高的抗氧化性以及抗腐蚀性能, 有些铜合金还具有较高的强度, 并且价格相对低廉。故此研究中冷凝室采用铜质冷凝蜂窝网, 蜂窝状设计更能增大蒸汽与金属接触面, 加快冷却。

4) 目前蒸汽管道采用的保温材料大多吸水性强、强度低, 故本研究中改用憎水性强、强度高的保温材料替换。该材料是一种高铁铝低钙型固体粉料, 在活化剂的作用下, 它会与水发生化学反应而形成固化物, 这种固化物在420℃高温的反复冲击下无裂缝、不开裂, 强度和保温性能基本不降低[6]。

3 创新特色

1) 该冷凝水的回收利用装置无需任何压力容器, 可以大大避免蒸汽气蚀影响设备实验寿命, 保护系统安全。

2) 在蒸汽输送环节, 采用冬夏双阀门。冬季采暖期大部分蒸汽进入供暖及加湿管道, 而非采暖期为保护供暖管道, 蒸汽直接通过夏季阀门经过冷却管道进入冷却室。

3) 在加湿环节采用智能湿度控制开关, 保证室内湿度适宜。

4) 在剩余蒸汽的冷却环节, 采用分段分区冷却的方式, 以小区或者街道为单位安装冷却装置, 这样既能避免某个区域冷却水过剩又能减轻冷却装置的工作荷载。每个区域所分担的蒸汽量不需要安装离心泵冷却器等设备, 只需简单的冷却室, 降低了系统成本。

4 结语

本研究对于大量多余的清洁蒸汽进行回收再利用, 以提高蒸汽这一清洁能源的利用率, 减少能源浪费、能量损失。通过建立一个蒸汽供暖加湿回流综合利用系统, 实现蒸汽余热辅助供暖及冷凝水的回收利用, 达到高质高用, 低质充分利用的目标, 实现蒸汽资源循环利用的目的。在能源、资源日益紧张的当下, 具有非常重要的战略意义和较大的推广应用价值。

摘要：针对工矿企业大量清洁蒸汽浪费的现象, 建立了一套蒸汽供暖加湿回流综合利用系统, 详细介绍了其设计原理及设计中的几个关键问题, 并指出了该系统的创新特色, 以期通过系统的开发及推广应用, 提高蒸汽资源的利用率。

关键词：蒸汽,冷凝水,回收利用,供暖

参考文献

[1]石书喜.蒸汽流量测量的现状及发展[J].中国仪器仪表, 2002, 22 (2) :1-5.

[2]汤凤, 尹显录, 胡念武, 等.蒸汽锅炉冷凝水回收控制方法及效益分析[J].工业锅炉, 2008 (4) :32-34.

[3]宋元平.简易智能加湿器设计[J].民营科技, 2010 (11) :11.

[4]杜玉辉.工业锅炉冷凝水余热利用与回收一体化装置[D].广州:华南理工大学, 2011.

[5]冯振.钛/铜异种金属冷金属过渡技术及接头腐蚀行为[D].兰州:兰州理工大学, 2014.

蒸汽驱热利用率影响因素分析篇6

关键词：蒸汽驱,储层,热利用率,数值模拟,经济效益

目前对蒸汽驱热采的研究大多基于物理模拟研究、热采数值模拟及油田现场试验, 对蒸汽驱地面注汽管线和井筒热损失的研究较多, 而对于考虑油层蒸汽热利用率的合理注采参数及井网井距的研究较少[1], 也缺乏合理的评价方法, 而弄清这些问题对提高储层蒸汽驱的利用率是十分重要的, 有利于特殊地质体开发方式的合理设计, 从而提高油藏最终开发效果和经济效益[2]。

1储层热利用率评价方法

蒸汽驱开采过程中, 注入的蒸汽进入储层后对储层进行加热, 储层温度升高与上、下覆盖层产生温度差, 从而导致储层与外界发生热量交换, 造成注入热量的大量损失。目前计算储层热损失率常用的方法主要是Willmanetal法和Marx-langenheim法[3]。两种方法假设条件有所差别, 威尔曼 (Willmanetal) 方法假设加热带形状是以注入井为中心的圆形, 蒸汽以活塞形式向前推进, 直到生产井底;马克斯-兰根海姆法 (Marx-langenheim) 法假设加热带的面积形状可以是任意的。然而, 两种热损失评价方法都没有考虑蒸汽超覆、边底水等的影响, 对于特殊地质体储层热利用率的评价具有很大的局限性, 如边低水、倾斜油层。

2储层热利用率影响因素数模研究

蒸汽在储层中的热损失, 是指注入的蒸汽携带的热量 (包括潜热和显热) 向上、下覆盖层散失的热量。在蒸汽驱过程中, 蒸汽的热效率受很多因素的影响[4]。主要由蒸汽干度、储层纵向渗透率分布、隔夹层、注入速度四个方面。

以辽河油田某蒸汽驱稠油油藏17-028 井组为例, 利用petrel建立地质模型。17-028井组为反九点井网, 17-028为注汽井, 其余八口井为采油井。1987 年8 月份进行蒸汽吞吐开采2007 年1 月份转蒸汽驱开采至今。油藏中深750m, 孔隙度29%, 渗透率2.24μm2, 储层倾角25°, petrel建模划分为11 个小层, 物源方向为西北方向。

从数模结果看, 干度越高, 热利用率越高;正韵律储层利用率最高, 其次是均质油藏, 反韵律储层热力用率最低;油层有隔夹层可提高热利用率;注入速度越大, 热损失越大。

3储层热利用率影响因素分析

(1) 井底蒸汽干度的影响

蒸汽在井底干度越大, 蒸汽温度不变, 蒸汽与储层热交换速度不变;而干度高的蒸汽含有的潜热大, 能与更大面积的储层进行热交换, 从而热利用率高。

(2) 纵向渗透率分布的影响

当纵向渗透率正韵律分布, 储层底部渗透率大于顶部渗透率, 储层底部对蒸汽有较好的容纳能力;在储层纵向渗透率为反韵律分布情况下, 纵向渗透率越高, 蒸汽超覆作用越强, 蒸汽首先沿着垂向运移, 在靠近顶盖层附近往径向扩展, 容易造成纵向波及效果差, 从而影响最终采收率;纵向渗透率分布较均质条件下, 蒸汽超覆状况介于正韵律与反韵律之间, 纵向波及状况及开采效果大于反韵律情况, 同时较正韵律条件下差。

(3) 隔夹层对储层热量用率的影响

当存在泥岩隔夹层时, 由于泥岩渗透性差抑制了蒸汽在储层隔夹层的上下移动, 只能通过特定区域从注汽井向生产井流动, 注入热量通过油藏岩石的散失变得相对缓慢, 从而加长了对油藏底部区域的加热时间, 隔夹层储层的总体动用程度大于没有隔夹层的储层, 提高了蒸汽能量的利用率。

(4) 注汽速度的影响

随着注汽速度增加, 蒸汽驱采收率也会增加[5]。在高注汽速度条件下, 油藏吸收的热量多, 地层温度高, 采收率高。同时, 如果蒸汽注入速度过高, 容易造成储层中流体流动速度过快, 加快了储层顶底层的对流传热作用, 造成储层流体携带的能量较快的在储层中散失, 从而降低注入蒸汽的热利用率。

4结语

在蒸汽驱过程中, 保证高的蒸汽干度, 合理注入速度, 针对不同韵律油层优化射孔密度, 有利于提高蒸汽热利用率, 从而提高蒸汽驱经济效益。

参考文献

[1]姜继水等.提高石油采收率技术[M].北京:石油工业出版社, 1999.

[2]李佳宁等.论稠油在21世纪能源中的地位[J].油气田地面工程, 2000, 19 (4) 4-6.

[3]刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M].北京:石油工业出版社, 1997:348.

[4]王弥康.热力采油与提高原油采收率[J].油气采收率技术, 1994, 1 (1) :9-10.

蒸汽利用篇7

某钢厂现有1080m3高炉、120t/h炼钢转炉各2座。经过除尘处理的高炉煤气主要用于热风炉、烧石灰等, 全厂还剩余高炉煤气6万 ~7. 4万m3/ h, 多余的高炉煤气被直接排空或放散燃烧, 由于高炉煤气中含有大量CO和其他有害化学物质, 严重污染了环境, 同时也造成了能源浪费。2座120t/h转炉汽化冷却烟道产生1. 3MPa、36t/h饱和蒸汽, 除少量用于生产工艺和生活采暖外, 其余都排入大气, 浪费能源的同时造成了热污染。为了综合利用全厂剩余高炉煤气和富裕饱和蒸汽, 解决环境污染和资源浪费, 同时解决公司生产用电缺口, 创造更好的经济和社会效益, 拟建设一套高炉煤气和转炉蒸汽综合利用发电工程。

1 发电方案选择

对6万 ~ 7. 4万m3/ h、低位发热量2914k J / m3的高炉煤气和1. 3MPa、36t/h转炉蒸汽综合利用发电方案进行以下对比与分析:

1) 方案一: 采用饱和蒸汽在高炉煤气中过热与高炉煤气锅炉联合发电方案。

根据上述剩余高炉煤气和富裕饱和蒸汽量, 经过热力计算, 回收7. 4万m3/ h煤气可建设1台75t / h中温中压煤气燃烧高炉煤气锅炉, 同时将2座120t/h炼钢转炉汽化冷却烟道产生的1. 3MPa、36t / h饱和蒸汽在高炉煤气锅炉中过热到350℃ , 并配1×20MW汽轮发电机组; 该工程也就是将饱和蒸汽过热器布置在煤气锅炉内, 采用补汽凝汽式机组, 将高炉煤气锅炉产生的过热蒸汽作为汽轮机的主蒸汽, 将转炉饱和蒸汽过热后作为补汽进入汽轮机, 两者有机结合, 可节约投资, 经济性高。另外, 相对于饱和湿蒸汽, 过热后的转炉蒸汽可有效控制汽机叶片的水蚀问题, 同时提高机组的效率, 有利于机组的安全经济运行, 余热利用效率高。

2) 方案二: 采用饱和蒸汽在加热炉中过热与高炉煤气锅炉联合发电方案。

经过热力计算, 该方案建设1台75t/h中温中压煤气锅炉、1台36 t/h蒸汽过热炉、配1×18MW汽轮发电机组; 将1. 3MPa、36t/h的饱和蒸汽过热到350℃的过热蒸汽, 需要设置1台独立蒸汽加热炉, 该方案余热利用效率不高, 由于蒸汽加热炉是蒸汽和高温烟气换热, 排烟温度太高, 效率低, 又受到加热炉结构限制, 在蒸汽加热炉中需要布置省煤器保护炉墙和降低烟气温度。同时还要消耗一部分高炉煤气, 和方案一比较, 主蒸汽产量减少, 且系统较复杂, 占地面积大。

3) 方案三: 采用高炉煤气及转炉蒸汽余热分别回收的方案。

经过热力计算, 单独回收7. 4万m3/ h煤气可建设1台75t/h中温中压煤气锅炉, 配1×15MW凝汽式汽轮发电机组; 2座120t炼钢转炉汽化冷却烟道产生1. 3MPa、36t/h饱和蒸汽可建设4MW低压饱和汽轮发电机组。该方案2个独立系统运行, 简单可靠, 有成熟的运行经验, 但有2套发电系统, 占地面积大, 投资相对较高, 同时低压饱和蒸汽利用效率低且饱和汽轮机工作不稳定。

经过综合比较, 采用方案一的系统比方案二、方案三简单, 锅炉效率高, 发电量大, 占地省, 节约投资及运行维护费用, 所以方案一是高炉煤气与饱和蒸汽发电结合最优的方案。

2 主要设备选型

锅炉、汽轮机和发电机是该工程的三大主机。锅炉选用纯烧高炉煤气的中温中压锅炉。由于煤气的特性, 存在着火、稳定燃烧、炉膛蒸发吸热量偏低等问题[1], 应用炉内蓄热稳燃器, 很好地解决了此类问题。目前, 国内高炉煤气锅炉技术已成熟, 且具有燃烧效率高、调负荷调广等特点。

为了进一步提高低压饱和蒸汽的做功能力, 提高发电量, 降低锅炉排烟温度, 在煤气锅炉尾部烟道高温省煤器前设置一组过热器, 将低压饱和蒸汽过热到1. 3MPa, 350℃。

主要设备参数如表1所示。

3 工艺方案

3. 1 燃烧系统

厂区来高炉煤气通过管道架空母管敷设至锅炉岛, 依次经电动蝶阀、电动扇形盲板阀、U形水封、电动调节阀后接至锅炉附近, 分两侧从锅炉燃烧器送入炉膛燃烧, 两侧煤气支管分别设一个电液联动快关阀, 每个燃烧器入口配一个电动调节蝶阀、手动蝶阀和气动快关阀。高炉煤气燃烧器采用旋流式燃烧器, 分3层四角切圆布置在炉膛下部, 下层燃烧器配有高能电子点火装置, 与炉膛下部的蓄热稳燃装置相配合, 保证了高炉煤气的着火、充分燃烧与燃尽, 提高了水冷壁的利用率和吸热量, 确保锅炉达到设计参数。

3. 2 烟风系统

烟风系统选用单台送风机和引风机, 平衡通风, 锅炉微负压运行, 风机采用变频调节。送风机将冷空气经空气预热器加热后送至燃烧器, 提供燃烧所需空气; 引风机将烟气经烟囱排入大气。

3. 3 主蒸汽与补汽系统

由锅炉产生的中温中压蒸汽经过热器出口集箱、主蒸汽管道引接到汽轮发电机组自动主汽门, 经自动主汽门调节后进入汽轮机进行做功, 带动发电机发电。由于转炉为周期性工作, 吹炼期产生蒸汽, 非吹炼期不产生蒸汽, 为有效地利用这种波动的蒸汽, 在蒸汽系统中装设了蓄热器, 其作用是将转炉汽化烟道产生的周期性波动的蒸汽, 通过蓄热器的调节, 能连续而稳定地向外供汽, 使蒸汽得到最大限度的回收和利用。

从蓄热器出来的饱和蒸汽送入高炉煤气锅炉中进行过热。经过热后的低压蒸汽经补汽管道送入汽轮发电机组补汽口。

3. 4 其他辅助系统

回热系统采用三级, 包括一级低加, 一级高加, 1台除氧器, 加热蒸汽分别由汽轮机的1 ~ 3段抽汽, 各汽水系统均为单元制系统。给水系统由除氧器出水分两路进入高炉煤气锅炉给水泵以及转炉给水泵。高炉煤气管道系统采用氮气吹扫和仪表用气, 在外部煤气管道上敷设氮气管道, 氮气接自电厂外部氮气管道。其他如疏放水系统、抽真空系统、排污系统、凝结水系统等与常规电厂相同。发电工艺流程图如图1所示。

4 安全保护

4. 1 保护措施

高炉煤气成分中CO、H2、CH4为易燃易爆气体, 且CO是有毒气体, 该项目采取如下措施:

1) 在煤气管道支管及燃烧器入口分别设置快速切断阀, 并与炉膛安全监控系统联锁。在锅炉运行中出现火焰异常熄灭、汽包水位异常和炉膛压力异常等情况时, 可迅速切断煤气供应; 在煤气管道设氮气吹扫及多点放散, 并设取样点, 以保证置换并排尽可燃气体。

2) 为防止煤气设备和管道泄漏的煤气聚集, 锅炉间采用半露天布置, 高炉煤气管道布置在室外。

3) 在锅炉尾部烟道中设有CO和O2在线监测装置。

4) 锅炉本体附近、控制室设多点CO检测报警装置, 以监视煤气泄露情况。

5) 为保证厂区和人员安全, 放散管口高出煤气管道、设备和走台4m[2]。

6) 设置炉膛火焰工业电视, 实时监视炉膛火焰燃烧情况。

7) 锅炉配有炉膛安全监控系统 ( FSSS) , 主要实现炉膛吹扫、主燃料跳闸、火焰检测、火检冷却风检测、与燃烧安全有关的联锁和保护、电子点火等功能。

8) 锅炉燃烧室设计压力满足有关防爆标准的要求; 每个燃烧器设置火检装置, 并与燃烧器前快切阀联锁, 做熄火保护。

4. 2 过热器安全保护

考虑转炉饱和蒸汽的波动及只有一座转炉正常生产等情况, 为保护饱和蒸汽过热器管子不过烧, 管子壁温控制在允许范围内, 设置一路保护管路, 即从高炉煤气锅炉锅筒引一路饱和蒸汽经减压后送至饱和蒸汽过热器进口集箱入口。

5 运行情况及效益

该项目自建成投产以来, 运行情况如下:

煤气耗量7. 3万 ~ 7. 4万m3/ h时, 高炉煤气锅炉主蒸汽流量70t/h, 压力3. 82MPa, 过热蒸汽温度450℃, 在1台转炉停产的情况下再热蒸汽流量19 ~ 20t / h, 机组发电量达到1. 8万k W, 厂用电率为7. 5% , 外供电量16650k W; 在2台转炉同时投运情况下再热蒸汽流量达到36 ~ 39t/h, 煤气耗量7. 4万 ~ 7. 5万m3/ h, 机组发电量达到20. 8MW, 厂用电率为7. 5% , 外供电量19240k W。

按年运行时间8000h计算, 年外供电量1. 54×108k W, 电价按平均0. 5元 / k Wh计算, 直接经济效益7696万元/a, 节约标煤5. 54万t/a, CO2减排量15. 33万t / a。

根据目前的运行状况分析, 在2台转炉运转正常, 高炉煤气锅炉的蒸汽压力、蒸发量、过热蒸汽温度、热效率达到了设计指标, 同时机组完全达到设计的装机容量20MW。

6 问题及解决方案

1) 由于转炉饱和蒸汽不能满足中温中压锅炉对水质的要求, 为使整套系统稳定运行, 将转炉给水由软化水改为除盐水。

除盐水补水系统的设计容量须满足运行初期对转炉进行换水的要求。

2) 在高炉煤气锅炉内设置转炉蒸汽过热器时, 必须设有过热器超温保护蒸汽管道, 即从锅筒自用蒸汽口引饱和蒸汽减压后进入过热器, 冷却过热器管子。

原设计自用蒸汽口为DN50, 在转炉供汽不足时, 实际最大出汽量为12t/h左右, 导致再热器管壁超温, 后经现场改造, 在锅筒至低温过热器进口集箱的蒸汽管道上各增加一路抽汽管道, 引至原保护管道来增加引汽量。当引汽量达到19t/h时, 才能满足壁温控制要求。因此, 在锅炉锅筒设计预留引汽口时, 应考虑转炉不供汽时保证再热器不超温的特殊情况。过热器入口蒸汽管道改造图如图2所示。

3) 因没有设置煤气柜, 煤气量和煤气管网压力波动较大, 导致机组发电量不稳定, 在安装煤气柜后可有效解决这一问题。

4) 合理设计及布置点火管路, 方便操作, 减少劳动强度。如果采用液化石油气点火, 气罐尽量集中布置。

7 结语

该项目实施后, 由于充分利用了钢厂富裕的高炉煤气和转炉饱和蒸汽, 实现了节能减排, 达到改善环境、提高经济效益的目的。同时在一定程度上缓解钢厂用电紧张情况, 大大节约了用电成本, 并且符合国家产业政策, 创造了较好的经济效益和社会效益。

参考文献

[1]焦志武.浅谈220t/h高温高压高炉煤气锅炉的设计[J].能源与环境, 2006, (3) :62.

蒸汽利用篇8

节能减排、建设节约环保型社会是我国明确提出的一项重要决策,同时节能也被认为是解决当前能源危机问题的重要方法,甚至被称为第五大能源。我国工业余热资源丰富,广泛存在于工业生产过程中,占到燃料消耗总量的43%,其中可回收率约60%,节能潜力巨大[1]。

蒸汽作为一种清洁、安全的动力能源,其全热能量由潜热和显热两部分组成。蒸汽通过做功释放潜热后,还原成高温冷凝水(是饱和的高温软化水),往往被直接排掉,造成能源的浪费和对生态环境的热污染。以锅炉蒸汽冷凝水为例,在蒸汽压力0.1~1.0 MPa情况下,约含有蒸汽全热量的20%~30%,而且冷凝水中溶解的杂质很少,是优质的热源给水,合理利用能够降低锅炉排污率,并减少锅炉补水,从而降低蒸汽的生产成本(经测算,利用蒸汽冷凝水作为锅炉补给水,补水温度每提高5~6℃可以节约1%的燃料,燃气锅炉效率将提升10%~15%[2,3]);同时,蒸汽冷凝水与软化水混合后补水温度提高,还具有热力除氧的效果,对防止锅炉的氧腐蚀有积极作用。

目前我国在用工业蒸汽锅炉总量达50多万台,平均冷凝水回收利用率仅为20%左右。若按照每台锅炉蒸发量3 t/h,年平均运行250 d,平均冷凝水回水和补水温差65℃计算,每年冷凝水排放热损失为6 711万t标准煤。工业蒸汽锅炉冷凝水回收利用率若提高至80%,则每年可节约5 038万t标准煤;同时从降低排污率、减少排污热损失方面,据测算锅炉排污率每降低1%,全年又可节省燃料几百万t标准煤。因此,如果对蒸汽冷凝水进行充分地回收利用,将产生极大的社会、经济和环境效益[4,5]。

本文结合公司节能改造项目,按照合同能源管理(Energy Performance Contracting,EPC)模式[6],选择当前比较成熟的密闭式蒸汽冷凝水回收利用技术,以备用的WNS4-1-Y(0)锅炉实施了冷凝水回收改造工程。综合考虑锅炉蒸汽冷凝水回水质量受换热介质、换热装置和蒸汽管线等的影响,分析了冷凝水回水中存在游离CO2、溶解氧、铁离子和油污染物等的原因,提出了为保证回收水质达标进行水质控制处理的方法,并进行了经济效益分析。

1 项目实施中水质常见问题与处理措施

蒸汽冷凝水理论上是纯净蒸馏水,但不论是开放式还是密闭式回收系统,冷凝水回收运行中存在一个共性问题:即回收的冷凝水呈酸性、全铁含量超标。利用其作为锅炉补给水后,锅炉容易出现腐蚀、产生氧化铁垢沉积等现象,影响锅炉安全运行。

1.1 原因分析

1.1.1 游离CO2产生的酸性腐蚀

游离CO2是冷凝水系统腐蚀的根本原因,通常锅炉的补给水不是除盐水(含有碳酸氢盐和碳酸盐阻垢剂)。锅炉水碳酸盐和碳酸氢盐在高温高压下部分分解,放出游离的CO2气体;CO2被蒸汽携带会使冷凝水或湿蒸汽显酸性。水中CO2虽然只显弱酸性,但由于蒸汽一般都比较纯净,冷凝成水后缓冲性很小,少量的CO2就会使其p H值显著降低,形成酸性腐蚀溶液。(据统计,当1 L纯水中溶有1 mg CO2,水的p H值便可由7.0降至5.5左右)[7]其化学反应过程公式如下

值得注意的是,弱酸的酸性不能单凭p H值来衡量,因为弱酸只有一部分电离,随着腐蚀的进行,CO2既能够使金属铁发生酸腐蚀,又使其发生电化学腐蚀。消耗掉的H+会被弱酸继续电离所补充。水中的CO2可使水产生H+,而H+与溶解氧同是腐蚀电池中阴极去极化剂,大大加速了阳极金属铁的腐蚀,对回收管网等影响很大。其化学反应过程公式如下

1.1.2 溶解氧会加剧腐蚀

按照GB1576-2008《工业锅炉水质》标准:对于蒸发量<10 t/h的锅炉没有给水除氧要求。一方面,锅炉给水中会有一定的溶解氧进入,在高温锅炉水中一部分的溶解氧随蒸汽溢出进入到蒸汽相,然后又随着蒸汽凝结溶解到冷凝水中;另一方面,对于并非绝对密闭的冷凝水回收系统,空气中的氧气也会溶解到冷凝水中。冷凝水中的CO2和溶解氧会对系统的设备、管网和回收系统造成酸腐蚀和氧腐蚀。其化学反应过程如下

冷凝水中的CO2具有较强的腐蚀性,特别是在有氧存在时。当冷凝水系统中同时存在游离的O2与CO2时会使钢的腐蚀更严重:CO2使水呈微酸性破坏管路保护膜,随着O2含量增加会加速钢管的腐蚀,冷凝水呈红褐色、铁含量大。常见的蒸汽管道和冷凝水管道腐蚀穿孔就是这个原因。

1.1.3 其他影响因素

锅炉的水处理设备、再生系统、水箱等未做防腐处理,或者防腐层脱落,使补给水系统产生的铁腐蚀产物进入到给水;给水p H值较低,给水系统本身的腐蚀产物致使给水含铁;某些用汽设备,如除湿机组等使用润滑油进行润滑,这些薄层润滑油也能进入蒸汽,进而转入冷凝水中。若给水含油量高,则会使锅水产生泡沫,影响蒸汽品质,也会使锅内受热面上形成导热系数很小的含油水垢。

1.2 控制处理方法

回收冷凝水的水质能否符合锅炉给水的要求,是冷凝水回收利用的关键,因此,综合分析各种影响因素,需要采取一定的水质控制处理措施。

1.2.1 投药法控制酸性腐蚀

通过上面分析,提高冷凝水的p H值,可以减少对设备、管网和回收系统等的腐蚀,减少冷凝水中的铁杂质,降低锅炉铁垢结速率。目前通常采用是添加化学药剂的方法。通过添加化学药剂,使金属管道内表面钝化,并在管道表面形成疏水性保护膜,从而抑制水中的CO2与溶解氧对管道的接触和腐蚀;同时,化学药剂还能使冷凝水呈碱性,进而防止金属的酸腐蚀[8]。经过试验,公司选择了天津化工研究院研制的TS—G901C等保护剂,其具有成膜及中和的双重作用,对降低凝结水的Fe含量,减少系统腐蚀效果良好。

1.2.2“阻截除油”技术的应用

针对各种油脂、杂质等去除问题,公司选用具有完全自主知识产权的“阻截除油”技术,通过HK纤维阻截膜来实现油水等分离[9]。与传统的油水分离技术相比,该技术分离精度更高、更安全可靠、更稳定;同时,为了更合理、安全的利用回收的冷凝水,公司在冷凝水进入给水箱之前设置旁路排放阀和取样点,做好日常监测检查,确保锅炉运行安全可靠。

2 蒸汽冷凝水回收的运行分析计算

对公司蒸发量为4 t/h、工作压力1.0 MPa的备用蒸汽锅炉进行分析:按照实际每周运行6 d,每天24 h计算;冷凝水与软化水混合后温度(取全年平均数):67℃;给水补水温度:20℃;天然气热值:35 559 k J/m3;自来水价格7.85元/t;天然气燃烧后变水蒸气热能为70%。

2.1 节约自来水费用

在锅炉正常运行时,自来水用量为蒸汽产量的1.1倍,冷凝水实际回收按照80%计算,则年节约自来水费用

式中P水———自来水费用;

P0———自来水单价/元·t-1,7.85元/t;

D———锅炉蒸汽量/t·h-1,4 t/h;

K1———锅炉蒸汽水耗系数,取1.1;

K2———冷凝水回收率/[%],取80%;

T———年运行时间/h,7 488 h。

将数据代入式(10),可知每年可节约自来水费用206 908.42元。

2.2 节约水处理成本

锅炉运行时补水所使用的自来水需要经过化学处理,其成本约为5元/t;冷凝水回收时进行简单投药处理,成本约为1.5元/t(水处理成本降低3.5元/t)。则全年节约水处理费用

式中P药———水处理费用;

ΔK药———降低的水处理成本/元·t-1,3.5元/t。

把数据代入式(11),得到每年可减少水处理费用83 865.6元。

2.3 节约天然气费用

蒸汽冷凝水回收作为锅炉补给水,提高了锅炉补给水温度。按照补给水由20℃提高到67℃,水温提高了47℃计算:1 t冷凝水相当于利用了1.97×105k J的热量(天然气锅炉热效率η按90%计算),相当于节约天然气8.77 m3;以1 m3天然气3.65元计算,利用1 t高温冷凝水可节约费用32.01元/m3。则全年节约天然气费用

式中P气———天然气费用;

K气———每t冷凝水回收可节约天然气基本费用。

把数据代入式(12),可得每年节约天然气费用约为766 995.35元。

2.4 降低排污率节能方面

2.4.1 公式推导

传统意义上讲,蒸汽锅炉内部循环可以看成是一个水汽循环系统,锅炉正常运行时炉水中化学物质含量是相对稳定的。因此,在一定时间段内,可以认为随着锅炉给水进入锅炉水汽系统的化学元素等于从系统中被饱和蒸汽带走和被排污过程排出的元素和[10]。公式如下

整理得

式中D———锅炉的蒸汽量/t·h-1;

α———汽水损失率;

p———锅炉排污率;

β———排污扩容器分离系数;

S给———锅炉补水中某元素含量/μg·L-1或mmon·L-1;

S炉———锅炉炉水中某元素含量/μg·L-1或mmon·L-1。

2.4.2 排污率计算

公司工业蒸汽锅炉额定蒸汽压力为1.0 MPa,无过热器,无排污扩容器(β=0),设计水处理方式为一级软化,全年平均软化水的碱度为3.0 mmon/L,代入式(14),则无冷凝水回收时锅炉日常运行的排污率为

如果采用蒸汽冷凝水作为补给水,把锅炉排污率控制在10%以内,根据(式)13可以计算出最大的汽水损失率,从而可以得到最小回收率

为把排污率控制10%以内,冷凝水最小回收率应达到:1-a=23.33%,因此,若冷凝水回收率达到80%(α≤20%),其他相关参数不变情况下,锅炉的排污率为

综合上述分析,采用冷凝水回收利用技术(回收率80%)可以实现减排高温炉水10.43%。

3 节能效益分析

公司通过对蒸汽锅炉冷凝水回收改造前后天然气消耗量进行实测:改造前锅炉产生1 t蒸汽需要消耗天然气约130 m3;改造后产生1 t蒸汽需要消耗天然气约113~114 m3,实现了节省天然气约12.31%。该实测数据与按照公司初始运行状态进行计算节约天然气费用76.70万元(占全年燃气总费用的12.36%)基本相符。按照上述分析,全年节约费用总计

P气+P水+P药=766 995.35+206 908.42+83 865.6=1 057 769.37元

综合上述分析,在同等产能情况下,通过蒸汽冷凝水回收利用可以实现节约百万元支出的经济效益(1.12年可以收回投资成本);并可以实现减少10.43%高温炉水排放产生的热污染,具有良好的社会、环境效益。

4 结论

本文通过对公司蒸汽锅炉进行冷凝水回收改造项目的现实需求、水质控制处理、经济效益和实际效果的分析统计,可以得出如下结论:

(1)采用蒸汽冷凝水回收技术,对蒸汽冷凝水进行充分地回收利用,在保障锅炉安全运行、节约降耗等方面具有很大的社会、经济和环境效益。

(2)行业的差异、运行控制条件和冷凝水回收系统不同,会造成冷凝水水质差别,利用新技术进行必要的水质控制处理,是冷凝水回收利用确保水质符合锅炉给水要求的关键。

(3)本次以合同能源管理模式在公司进行的节能改造,1.12年可以回收投资成本,并开始获得投资回报,测算结果与实测数据基本相符。

(4)该节能管理模式在公司正常达产后10T天然气锅炉节能改造和其他节能改造项目等方面具有借鉴推广价值。

参考文献

[1]段坚,马贤伟.小型汽轮机轴封抽汽热能回收[J].节能技术,2015,33(3):287-289.

[2]王群,任保波.蒸汽锅炉冷凝水的回收利用实践[J].产业与科技论坛,2012,11(6):50-53.

[3]王政委,林蒙.低温湿烟气热力特性及余热回收利用分析[J].热能动力工程,2015,30(2):260-266.