蒸汽平衡

2024-06-06

蒸汽平衡（共3篇）

蒸汽平衡篇1

充分、合理用能是化工生产追求的目标之一。煤化工项目能源消耗巨大,一般需要配置庞大的蒸汽动力系统。有种说法是:一个合理的蒸汽平衡系统可以节省30%的成本[1],做好全厂蒸汽平衡对保证生产稳定,降低生产成本和减少建设投资是至关重要的,因蒸汽平衡没做好导致煤化工项目开车困难的例子屡见不鲜。

1 煤化工项目确立蒸汽平衡需要重点考虑的问题

蒸汽平衡一般由设计院的热工专业来设计、计算。由于设计院热工工程师缺乏现场经验,对工艺装置和设备性能不熟悉,难以从全厂的蒸汽系统来考虑平衡,需要业主及时提出改正和优化的意见。根据笔者从事煤化工项目建设的经验,业主对蒸汽平衡主要应做的是:立足设备采购和生产实际及时与设计者沟通,确定全厂蒸汽平衡;检查蒸汽管网设计的安全性与经济性。

1.1 全厂蒸汽平衡的确立

本文以某30万吨/年煤制甲醇项目全厂蒸汽平衡的确立为例,探讨蒸汽平衡主要的掌控点。

该项目设计2台240 t循环流化床锅炉为全厂提供蒸汽,正常运行一开一备。全厂设计4个蒸汽管网,即:9.81 MPa, 540 ℃高压蒸汽管网,3.82 MPa, 435 ℃中压蒸汽管网,1.6 MPa和0.6 MPa两个低压蒸汽管网。

设计者的愿望是:空分空压机组和变换气压缩机组都采用9.81 MPa,540 ℃高压蒸汽驱动的抽凝式汽轮机,抽汽压力分别为1.6 MPa和0.6 MPa,用来建立两个低压蒸汽管网;设两台进汽压力为3.82 MPa,排汽压力为1.6 MPa的汽轮机驱动的循环水泵,用来节能并补充低压蒸汽的不足;气化废热锅炉副产94 t/h的3.82 MPa中压蒸汽、甲醇合成副产48 t/h的1.6 MPa低压蒸汽、甲醇变换、硫回收副产的13 t/h的0.6 MPa低压蒸汽用于补充各级管网。

这样设计的全厂蒸汽平衡存在很多问题,基本不能使用。主要表现在:

1.2 全厂蒸汽平衡存在的设计缺陷

(1)循环流化床锅炉的正常负荷在90%左右,可能存在高压蒸汽不足;

(2) 3.82 MPa及以下蒸汽管网主要蒸汽来源于两大机组的抽汽、各装置的副产和减温减压站,可靠性不强,特别是气化废热锅炉的运行工况对全厂蒸汽平衡影响较大;

(3)若按蒸汽平衡选取的空压机组及变换气压缩机组的汽轮机不是成熟机型,性能不好保证,经济性差,合适的机型选择应为:空压机组汽轮机进汽压力是9.81 MPa,抽汽压力为3.82 MPa,变换气压缩机组的汽轮机进汽压力是3.82 MPa,抽汽压力为0.6 MPa。

1.2.1 循环水泵驱动方式的设计缺陷

如果用进汽压力为3.82 MPa,排汽压力为1.6 MPa的蒸汽做汽源,单台循环水泵耗汽量为43 t/h,如果用进汽压力为9.81 MPa,排汽压力为1.6 MPa的蒸汽做汽源,单台循环水泵耗汽量为23 t/h。存在的问题是:设备造价高、需增建长距离管道和厂房、操作、维护和检修费用高、为保持备机状态,需要长期运行或者连续暖管,同时因为上述第3条的原因,引起的蒸汽不平衡需要两台锅炉都保持60%的负荷运行,仅锅炉用煤的消耗量每小时至少要增加10 t,全厂每小时增加的运行费用在3000元以上,总的来看得不偿失,不如使用电机驱动。

1.3 优化后的蒸汽平衡

鉴于以上原因,业主与设计院多次沟通协商,新的全厂的蒸汽平衡见表2。

按照这个蒸汽平衡,通过对开车工况、100%负荷工况、事故状态和全厂120%高负荷运行工况的详细分析,结论是:9.81 MPa和3.82 MPa蒸汽管网无论在任何工况下都可以平衡; 1.6 MPa和0.6 MPa蒸汽管网只在全厂双系列达到120%负荷生产时出现小量的不平衡。全厂的蒸汽平衡较为合理,符合实际,能够满足生产需要。

2 蒸汽管网的经济性与安全性的考虑

全厂蒸汽平衡确立后,业主主要应当检查各级管网的放空、调节、疏水、膨胀节、支、吊架、抱箍、安全阀、蒸汽母管、汽轮机抽汽旁路、减温减压站、冷凝水回收等的设计,在保证安全的基础上提高经济性。

仍以前文为例,结合高压蒸汽母管、汽轮机抽汽旁路、减温减压站设计探讨如何在保证安全性的前提下提高经济性。

2.1 高压蒸汽母管管径方案经济性

考虑到工程的二期扩建,9.81 MPa高压蒸汽母管管径有两种方案。

方案一:一、二期母管合并为一条,走一期主管廊,一期蒸汽母管为二期预留接口;

方案二:一、二期独自走各自内管廊,一期管廊为二期预留管架位置。

两种方案的经济性对比见表3、表4(两套方案在管架及施工费用上的差别很小,可以忽略不计)。

通过对比,可以得出采用方案二更经济,约节省305.87万元,但一期两台锅炉之间的联通总管必须按480 t/h的流量进行设计(管径610×60)才能保证安全。

2.2 空压机组的汽轮机旁路的设计优化

正常设计的空压机组的汽轮机抽汽为抽3.82 MPa、435 ℃中压蒸汽145 t/h,进3.82 MPa蒸汽管网,用于驱动全厂其他压缩机组和满足全厂生产需要,抽汽调节阀的可靠性非常重要,为此必须设置合适的旁路。设计院给出的设计是采用集减温、减压、快开为一体的160 t/h的进口调节阀,俗称“一秒阀”,可靠性较强。 “一秒阀”对阀体材质、加工、执行机构都有很高的要求,单套阀门价格在200~300万,经济性较差。业主结合汽轮机调节、锅炉负荷调节、各级蒸汽管网压力调节、全厂生产特点以及关键设备故障处理原则、抽汽阀故障等方面的实际情况,和设计院进行了深入的探讨,最终优化为采用2套5秒全开的国产80 t/h普通减温减压器并联替代“一秒阀”,既可保证安全,又把汽轮机抽汽旁路的投资减少到100万左右,实现了安全性与经济性的结合。按照同样思路,对高压、中压蒸汽管网的放空阀、调节放空阀也进行了优化。这种优化不是以单纯追求节约投资为目标的,仍然把安全性放在第一位,比如要求关键阀门必须使用锻件、有快开要求的阀门执行机构指定国际知名产品。

2.3 减温减压站能力的设计

减温减压站能力的确定是建立在全厂蒸汽平衡确立的前提下结合生产工艺制定的,单纯依靠设计院热工专业工程师很难做到准确设置。例如上例煤制甲醇工艺里,如果只按各蒸汽管网的需求量定减温减压站的能力,就会把1.6 MPa低压蒸汽管网减温减压站能力定为55 t/h,但是0.6 MPa低压蒸汽管网在变换气压缩机组未开机之前蒸汽来源缺失,只能通过上一级减温减压而来。另外,设计者往往只从单纯的数据上考虑蒸汽平衡,忽视了蒸汽用户的使用顺序和各自的负荷调节特性,对生产调度的作用缺少概念,会造成减温减压站设置偏大或偏小,甚至难以平衡的假象。上例中就曾出现设计者认为全厂蒸汽无法平衡要求改变设备型式或开两台锅炉的设计方案,经业主结合实际经验与设计者充分协商,最终设计者认同了业主的意见,找到了合适的全厂蒸汽平衡方案,确定了合理的三级减温减压站。

3 结语

确立煤化工项目全厂蒸汽平衡是一项复杂、长期、细致的工作。做好这项工作对实现工业节能、降低生产成本、增强系统的安全性和稳定性有重大的作用。建议相关人员在从事这项工作时注意:

(1)建议设计者及时、充分与各专业设计人员和业主进行沟通,了解一些工艺和设备性能。

(2)全厂蒸汽平衡是公用工程设计、施工中的关键一环,鉴于蒸汽平衡确立的条件较多和减温减压装置的制作周期较长,对全厂蒸汽平衡有足够的重视,有利于缩短项目建设周期。

(3)业主与设计者要经常与蒸汽用户和设备厂家沟通,及时掌握用汽参数变化情况,提出应对措施,并结合工艺特点和生产调度作用,修正全厂蒸汽平衡方案。

(4)全厂蒸汽平衡在满足生产需要的同时还应保证安全性与经济性。

(5)在生产运行中仍需优化蒸汽平衡,挖掘节能降耗的潜力。

摘要：以某30万吨/年煤制甲醇项目全厂蒸汽平衡的确立为例,探讨蒸汽平衡主要的掌控点。从确立全厂蒸汽平衡、蒸汽系统安全与经济性等方面,对煤化工蒸汽系统的平衡总结提出一些经验和建议。实现煤化工项目工业节能、降低生产成本、增强系统的安全性和稳定性。

关键词：蒸汽平衡,设计,优化,总结

参考文献

[1]徐晓明.煤化工项目全厂蒸汽平衡及蒸汽系统设计[J].中国科技纵横,2011(15):371-372.

蒸汽平衡篇2

湿蒸汽汽轮机组蒸汽经高压缸做功后湿度较大,因此普遍设置有汽水分离和再热等设备,可以降低进入低压缸的蒸汽湿度、提高进入低压缸的蒸汽温度、提高热力循环效率、改善低压缸工作条件、减少低压缸湿蒸汽腐蚀。小型汽轮机组通常指单机功率在300 MW以下的核电机组,与当前运行的主流机组相比,小型机组具有规模小、投资少、灵活性强的特点。

1湿蒸汽汽轮机组热平衡参数选取方法

1.1热平衡计算与原则性热力系统组成

汽轮机组热平衡计算是指在给定汽轮机进汽热力参数(压力、温度或干度)、排汽热力参数(压力)、汽轮机组功率的条件下,对汽轮机原则性热力系统进行设计计算,并得到各位置的汽水参数(流量、焓值、温度、压力等)。汽轮机组热平衡计算依据的主要原理为热量守恒原理(热平衡原理)、热功转换原理、质量守恒原理。电站原则性热力系统是将各主辅机设备作为整体考虑的全厂性热力系统,其实质是表明循环的特征、工质的能量转化、热量利用程度及技术完善程度。通过对原则性热力系统的计算,确定某些典型工况的热经济性指标。根据设计工况下计算的各项汽水流量,作为汽轮机具体设计的依据。

笔者所述的湿蒸汽汽轮机组采用汽水分离加一次中间再热的热力系统,主要由汽源、汽轮机、汽水分离再热器、凝汽器、凝结水泵、汽封冷却器、低压加热器、除氧器、给水泵、高压加热器组成。

小型湿蒸汽汽轮机组原则性热力系统主要由以下6个部分组成。

1.1.1通流做功

蒸汽在汽轮机中膨胀做功,压力、温度降低, 热能转化为机械能。

1.1.2汽水分离

分离出湿蒸汽中的水分,避免造成较大的湿汽损失,主要用于核电机组。

1.1.3再热

对做功后的蒸汽进行二次加热,保证汽轮机排气湿度在允许范围内,同时可以提高经济性,核电机组采用来自蒸发器的新蒸汽进行再热,再热削弱了回热的效果,但其经济性仍高于无再热的机组。

1.1.4冷凝

使用循环冷却水将汽轮机排汽凝结为水。

1.1.5回热加热

利用汽轮机抽汽加热给水,提高给水温度。参数越高,回热系统越复杂。采用回热抽汽使得汽耗增加,热耗减小。

1.1.6除氧

对给水进行除氧,提高机组运行安全并避免化学腐蚀。

机组热平衡参数选取的关键是再热参数和回热参数的选取。

1.2再热参数的选取方法

再热参数主要包括分缸压力ph0和再热蒸汽温度trh。

分缸压力指高压缸后的蒸汽压力。分缸压力越高,附加循环热效率 η△越高,但再热过程的附加循环在整个循环中所占比重Arh会减小,这两者的提高对循环效率的提高都是有利的,因此存在一个最佳再热压力。分缸压力与主蒸汽压力的比值ph0/ p0,湿蒸汽汽轮机组推荐选取0.08~0.2,常规火电机组推荐选取0.15~0.22,这个比值的选取依赖于不同厂家的设计习惯和设计经验。根据通用电气公司的设计经验,无再热比有再热的ph0/p0更小。

分缸压力一定时,从提高循环效率的角度考虑,再热蒸汽温度越高越好。再热蒸汽温度越高, 低压段发出功率越大,同时需要的再热新蒸汽流量越大,还要考虑换热结构及尺寸的影响。湿蒸汽汽轮机组采用新蒸汽再热,其再热蒸汽温度相对较低,比主蒸汽温度低5~20 ℃。

1.3回热参数的选取方法

1.3.1焓升分配 τ

1)无再热机组焓升分配。现有的比较成熟的加热器给水焓升分配方法主要有循环函数分配法、焓降分配法、平均分配法、几何分配法。不同回热分配方法的热经济性效果略有差异,蒸汽参数不高时,数值上差别不是很大。另外,在工程设计中, 需要考虑抽汽口位置的限制,因此各分配方法的最终分配结果差别会减小。这些简便的计算方法对于初始设计无参考的情况和参数不高的小型机组较为适用。

2)有再热机组焓升分配。采用再热前冷端蒸汽作为一级回热抽汽,并加大该级的焓升分配。该级加热器的给水焓升通常可取为再热后第一级抽汽所对应加热器给水焓升的1.3~1.5倍,甚至更大, 平均为1.5~1.8倍。再热后各级的焓升分配仍用非再热机组最佳焓升分配方法求得。

1.3.2 最佳给水温度topfw

1.3.3回热级数z

2计算通用性研究

研究中的计算通用性主要指的是回热系统的计算通用性。第77页图1为汽轮机组回热系统图, 其中的回热系统的级数为3高4低1除氧。

笔者采用简捷算法[2]计算回热系统的汽水流量。对于小型湿蒸汽汽轮机组,其回热系统一般在8级以下且基本采用疏水逐级自流的方式,不设置疏水泵。高压加热器疏水逐级自流进入除氧器,低压加热器疏水逐级自流进入冷凝器热井。除氧器对汇集式加热器单独计算,对水泵单独计算,将最后一级低压加热器和汽封冷却器、凝结水泵作为整体性的汇集式加热器进行计算。

计算时从最高压力的高压加热器开始进行逐级计算。下列公式是根据热平衡法定义和简捷算法计算推导得出的,不同于文献[2] 中的公式,笔者所做研究的换热效率加在了各级加热器抽汽量百分数计算公式分子当中的第一项。

2.1高压加热器热平衡计算通式

再热用新蒸汽放热后,与第一级高压加热器出口给水混合并送入蒸发器。高压加热器抽汽量的热平衡计算通式为

其中:α 为汽水质量百分数;τ 为单位质量凝给水的吸热焓升;η 为换热效率;q为单位质量抽汽的放热焓降;γ 为单位质量上一级回热加热器疏水在本级回热加热器的放热焓降;各物理量的下标i与j为回热加热器所在级数,fw表示凝给水。

2.2低压加热器热平衡计算通式

与推导高压加热器抽汽量的热平衡计算通式的方法类似,可得到低压加热器计算抽汽量的热平衡计算通式为

2.3比功计算通式

比功指单位质量蒸汽输出的功[3],单位为k J/kg, 笔者所做研究中比功计算以主汽阀前主蒸汽作为比较基准,即1 kg主汽阀前主蒸汽可以输出的机械能。根据比功的定义,采用分段计算的方法,进行简化计算可得

3结束语

笔者研究的小型湿蒸汽汽轮机组的热力系统采用汽水分离加一次中间再热,最高回热级数可达到3高4低1除氧。笔者对此系统进行了热平衡计算通用性研究,给出了关键性的再热参数、回热参数的选取方法,并利用热平衡原理和简捷计算方法对回热部分热力参数进行了通用性计算,最后给出了汽水分离加一次中间再热有回热的汽轮机组热力系统的比功计算通式。

摘要：文章介绍了热平衡计算的概念与小型湿蒸汽汽轮机组原则性热力系统组成,论述了再热参数与回热参数的选取方法,采用热平衡原理和简捷计算相结合的方法,对小型湿蒸汽汽轮机组热平衡进行计算通用性研究,得出了高压加热器热平衡计算通式、低压加热器热平衡计算通式、比功计算通式。

关键词：湿蒸汽,汽轮机组,热平衡计算,通用性

参考文献

[1]严俊杰,黄锦涛.发电厂热力系统及设备[M].西安:西安交通大学出版社,2003.

[2]林万超.火电厂热系统节能理论[M].西安:西安交通大学出版社,1994.

蒸汽平衡篇3

1 正常运行情况下蒸汽平衡情况

净化厂每系列联合装置有2个汽驱透平装置 (12个系列共24个汽驱透平, 平均单台耗中压蒸汽量约为20t/h) 。公用工程部分:锅炉A、B、C三台, 单台设计值负荷为75t/h, 两台高压锅炉给水泵单台18t/h, 两台减温减压器单台最大负荷120t/h。空分空压站三台空压机:单台耗30t/h蒸汽;循环水场:7台循环水泵, 单台16t/h;

六套十二列装置, 按照一套备用, 五套运行的方针, 总处理量可以达到2800万方/天。该运行模式下能够满足运行装置20台汽驱运行;空分空压三台汽驱运行;循环水场3台汽驱泵运行;动力站可以一台锅炉在32t/h的工况下运行、2台高压锅炉给水泵运行、减温减压器 (中压蒸汽变低压蒸汽的控制装置, 一旦中压蒸汽压力高或者低压蒸汽管网压力温度达不到设定要求可以通过投用减温减压进行调整) 不投用。可以确保中压蒸汽3.45Mpa, 低压蒸汽0.45Mpa。

2 批处处理期间的蒸汽平衡情况

普光气田上游集输系统每月都要进行一次为期15天左右的批处理作业, 期间原料气的供给受到很大影响, 严重时调产幅度达800万方, 造成装置余热回收产生蒸汽大幅度减少, 全厂蒸汽管网波动, 蒸汽平衡受到严峻考验。而且随着运行时间的延伸, 上游批处理作业周期及原料气波动幅度均逐步增大, 对净化厂的蒸汽平衡影响逐渐变大。

为在每月上游进行批处理时, 将原料气波动对全厂蒸汽平衡的影响降至了最低, 最大限度的保证了各装置的平稳运行。同时也可以在原料气量突发异常波动的工况下, 实现快速、高效的应急平衡全厂蒸汽, 最大限度地保证净化厂的安全、平稳生产。

(1) 在原料气量波动范围在300万方/天以内的情况下 (总气量降至2500万方/天) , 可安排4列装置用于调峰, 调峰装置运行负荷为50-100%, 其余装置在负荷95%左右的情况下平稳运行。因为总气量的降低, 会导致装置负荷的下降装置产中压蒸汽能力下降, 一般情况下100万方/天的原料气会产生15-20t/h的中压蒸汽波动, 因此在动力站要启运一台锅炉以确保中压蒸汽管网的平衡。

(2) 在原料气量波动范围在300-600万方/天的情况下, 可安排6列装置用于调峰, 调峰装置运行负荷为50-100%, 其余装置在负荷95%左右的情况下平稳运行。同时, 安排运行两台锅炉运行, 投用减温减压器。

(3) 在原料气量波动范围在600万方/天以上的情况下, 则需要所有装置共同调整, 但其中6列装置调整幅度大一些, 其余装置根据实际情况小幅。动力站锅炉三台全部运行, 投用减温减压器。

(4) 在异常突发情况下气量突然下降迅速, 如动力站运行锅炉满负荷运行 (实际锅炉在65t/h产蒸汽能力) 不能确保中压蒸汽管网压力的情况下, 可以采取如下方案:

(1) 动力站未运行锅炉进行点炉, 并汽;

(2) 停运空分空压站、循环水场汽驱可以减少中压蒸汽的用量。同时, 也要观察低压蒸汽压力波动情况 (汽驱装置停运中压蒸汽消耗减少, 低压蒸汽也会相应降低)

(4) 短时间内气量仍未提高, 中低压蒸汽压力仍达不到需求的情况下, 可以紧急停止联合装置一列或者两列的脱硫装置的再生低压蒸汽量, 满足管网中低压蒸汽平衡。

3 优化思路和核心技术

3.1 优化思路

净化厂通过收集每次原料气波动的各种蒸汽数据, 找出原料气量, 装置运行列数、负荷, 所产蒸汽之间的规律, 再根据上游每次批处理时的实时工况, 提前安排部署蒸汽供给, 精心调整原料气波动时的蒸汽平衡, 合理调配各装置负荷, 降低上游原料气调产时对各装置工艺参数的影响。

3.2 核心技术

为了降低上游原料气波动时对净化厂整体蒸汽平衡的影响, 净化厂根据各列装置的实际运行工况, 专门制定了调峰操作运行方案, 合理地根据生产工况选出一些的装置调峰运行, 调峰装置在机动负荷下运行, 其余装置平稳运行, 这样就可以保证平稳运行装置蒸汽不波动, 从而尽可能降低了全厂蒸汽整体出现波动。

4 结束语