粮油公司蒸汽系统节能改造

粮油公司蒸汽系统节能改造（精选4篇）

粮油公司蒸汽系统节能改造 篇1

某粮油公司是一家日处理油料700吨的食用油生产企业。2011年，新建日处理油料350吨的色拉油车间。在进行蒸汽系统设计时，与我们苏州瑞克阀门的工程师进行了多次讨论和项目论证后，决定采用瑞克25P先导式隔膜减压阀对压力进行控制，并选用了蒸汽流量计对车间蒸汽系统的使用效率进行监控。当年实际投产运行后，统计数据表明：减压阀和流量计达到了满意的效果。特别是蒸汽流量计有效帮助监控蒸汽流量，控制生产成本，节约了能源。

20103年，在对瑞克公司及其产品性能有直接认识后，该公司进行能量监管和成本控制，决定对蒸汽系统进行改造，具体内容包括：

1.蒸汽流量：新增三套蒸汽流量计，分别用于蒸汽总管、预处理车间及浸出车间。这样，就实现了对整个蒸汽系统流量进行了监控的目的。

2.疏水阀组：选用瑞克FT14浮球蒸汽疏水阀、波纹管密封截止阀及止回阀等对预处理车

间及浸出车间的疏水组进行了改造。

3.冷凝水回收：该公司原已进行冷凝水回收，所有冷凝水回收至一个埋在地下的储水罐，再由热水泵回收。这种回收方式导致了大量的二次蒸汽产生及热能损失，同时占地面积大、热泵需维修、管理。改造中他们选用了瑞克公司冷凝水回收泵组合，直接将冷凝水自动送回锅炉给水箱。不再有大量二次蒸汽产生及热能损失。整套装置占地不到2立方米，同时无需维修和管理。

经过上述改造后，公司整个蒸汽系统的效率有明显的改进。各个车间的用汽量得到了有效的监控和管理；采用浮球式疏水阀和截止阀后，车间的设备换热效率提高，阀门无泄漏问题，用汽量显著减少；凝结水回收泵回收了高温冷凝水，使锅炉给水箱温度显著上升。

粮油公司蒸汽系统节能改造 篇2

资料显示, 我国一次能源的70%以上由锅炉所消耗, 其中工业锅炉约有53万台, 每年消耗4.4亿吨标煤, 占整个国家能源消耗的19.8%。蒸汽系统的能源使用状况并不如人意。

蒸汽作为一种热能载体, 由于其具有的热值高、传热快、便于控制和输送等特性, 广泛应用于石油、化工、造纸、食品、酿造、烟草、钢铁、纺织、印染、军工等领域, 占工业用能的50%以上, 部分企业蒸汽能耗占总能耗的90%以上。

在能源日益紧缺的今天, 蒸汽能源浪费严重, 蒸汽系统的节能优化是工业企业长期节能减排目标的重点和关键。那么, 要解决这个问题到底缺什么?既要有优良的产品, 更需要系统技术。

许多专家、企业在蒸汽系统领域深耕细作, 致力于它的节能优化贡献。王汝武和他的辽宁飞鸿达蒸汽节能设备有限公司 (简称“飞鸿达”) 就是其中之一。

致力于蒸汽系统节能

王汝武, 上世纪6 0年代毕业于哈尔滨工业大学热能动力专业、西安交大研究生班, 历任沈阳汽轮机厂总工、辽宁省节能中心总工等职, 发表专业论文数十篇, 节能专著2部 (《电厂节能减排技术》、《节能技术及工程实例》) 。同时还兼职中国电机工程学会热电专业委员会委员、高级工程师;中国化工热工技术委员会委员。数十年来一直从事热能专业工作, 在热动节能领域具有很深的造诣。到目前为止, 已研制出7项国家发明专利产品, 均为热动领域节能产品。

1996年, 王汝武创立沈阳飞达新技术研究所, 即飞鸿达前身, 开始了蒸汽设备领域节能的征程。从此, 他与他的飞鸿达成为蒸汽系统节能领域的真正践行者。

蒸汽系统是工业企业能量流的最大交换平台, 为企业提供生产所需要机械驱动力、换热伴热、工艺混合蒸汽以及采暖吹扫等多种功能, 贯穿于蒸汽的发生、输配、使用、回收及净化等环节。蒸汽系统能效状况直接决定了单位产值或单位产品的能耗水平。

王汝武介绍, 长期以来, 由于设计不合理、系统很复杂、管理不到位、维修不及时, 用能状况粗放, 很多企业的蒸汽能效水平不高。总体而言, 我国蒸汽热力系统整体效率极其低下。

我们不妨来看一组数据:

蒸汽系统年耗能量约5亿吨标准煤, 占全国化石燃料总耗量的三分之一以上;

整个蒸汽热力系统的热能利用率仅30%左右, 比发达国家低25%;

每年由于热效率低下而浪费的能源高达12000万吨标准煤;

输送效率低于92%的蒸汽管网约占全部蒸汽管网的30%以上, 由此每年损失1800万吨标准煤;

蒸汽系统上使用的疏水阀达100万只以上, 60%处于超标准的漏汽状态, 30%处于严重漏汽状态, 正常工作的只有10%;

1963年毕业于哈尔滨工业大学动力机械系汽轮机专业, 1966年西安交通大学热能动力研究生毕业。现任辽宁飞鸿达蒸汽节能设备有限公司董事长, 高级工程师, 全国化工热工技术委员、在热电领域从事技术工作几十年, 发表专业论文百余篇, 著有“电厂节能减排技术”和“节能技术及工程实例”等专著。并已获得发明专利2项, 已申请待批发明专利5项, 获得实用新型专利7项。节约能源是发展低碳经济的重要举措, 低碳经济是人类改善自身生活环境, 保护地球的必由之路, 也是每个人的责任和义务。

凝结水回收系统设计极不合理, 凝结水回收率不足30%, 浪费大量余热资源和水资源。

正是因为看到了蒸汽系统节能的潜力, 王汝武和他的飞鸿达以蒸汽系统 (及流体动力学) 节能技术设备为主攻方向, 以市场大量的节能需求为课题, 以喷射技术为基础, 研制了蒸汽喷射式热泵、热泵式凝结水回收装置、汽轮机压力匹配器, 喷射式混合加热器为主的16大系列、50余种节能设备。

其中获得国家专利的有6项:可调式多喷嘴蒸汽压力匹配器;汽轮机压力匹配器;新型抽汽式汽轮机;安全节能型电厂锅炉给水高压加热系统;热泵式凝结水回收装置;喷射式减压减温器。公司多项产品被评为“全国节能装置十佳品牌”;被辽宁省、浙江省推荐为重点节能产品;“安全节能型电厂锅炉给水高压加热器”被广州市评为“清洁能源设备”, 开创了新型高压加热器的应用先例。

2007年, 飞鸿达获得国家批准的“特种设备制造许可证”, 制造高温高压参数的喷射节能设备的质量检验管理纳入国家级标准轨道。

作为最早从事节能产品研制生产销售的公司, 在十几年的耕耘中, 飞鸿达亲身体验并参与了中国10年间翻天覆地的变化, 从热电系统到石化系统、从轻工系统到电力系统、从冶金行业到纺织行业……飞鸿达节能产品在中国的身影随处可见, 为国家节能减排、为企业节能增效做出了很大贡献。

高科技、高附加值的诉求

与业内同类产品比较, 飞鸿达的蒸汽节能产品均为国家专利产品, 系自主研发, 且应用实例多达近百例, 其节能技术具有独创性、新颖性和很好的经济实用价值。

在蒸汽供热的各环节中, 飞鸿达产品使蒸汽供汽与使用压力相匹配, 从而使汽轮机多发电;原未热电联供的, 做到热电联供;蒸汽节能减压减温;提高低压蒸汽或放散蒸汽的压力重新利用;凝结水与闪蒸汽全部回收;各种低压蒸汽 (气体) 的升压回收;电厂除氧器排汽和锅炉排污闪蒸汽回收;造纸、纺织、轻工等各行业工艺中产生的凝结水与闪蒸汽回收;各种形式的节能型加热器等这些节能产品节能率20%以上。近年新开发的“多喷嘴蒸汽压力匹配器”广泛用于大电厂大型凝汽机组改造为供热机组作为关键设备, 使发电厂煤耗大幅度下降。这源于飞鸿达把做高科技含量、高附加值产品作为企业发展的立足点。

飞鸿达由国内知名热能专家王汝武领衔, 拥有一批高中级专业科技人才, 技术力量雄厚, 建有专门的新产品压阀实验室, 装有1.0兆帕以上蒸汽汽源, 可以进行蒸汽喷射器、换热器等系列产品的试验。在技术、生产方面一直以科研、创新为核心理念, 以认真、严谨的态度贯穿整个科研过程。其在科研方面的努力有目共睹。

以公司核心产品多喷嘴压力匹配器为例。目前压力匹配器产品都是单一驱动入口、单喷嘴的结构形式, 伴随这种单一结构形式的必然结果就是:这种压力匹配器的调节压力、流量范围小, 不能满足参数变化较大的用户要求。

王汝武介绍, 多喷嘴压力匹配器的技术创新点在于:设计了压力匹配器的新结构, 采用多喷嘴、多驱动结构的压力匹配器提高了压力匹配器的适用工况和压力范围;将多喷嘴蒸汽压力匹配器创新性地应用于凝汽机组向供热机组的改造, 提高了汽轮机的热效率;利用蒸汽流体模型的建立, 取得适用于压力匹配器工作原理的更精确的热工经验公式。

2008年, 经过公开招标竞争, 飞鸿达获得四川石油管理局土库曼斯坦天然气工程回收大流量低压蒸汽的节能设备制造合同。其关键设备为国内独家生产的多喷嘴二级蒸汽喷射式热泵, 成功回收大流量低压乏汽, 年节能效益630万元。

土库曼斯坦天然气处理厂工艺中凝结水有大量低压闪蒸汽需回收, 其回收难度较高:低压乏汽压力0.08兆帕 (表压) , 1 2 0摄氏度 (饱和温度) , 流量9吨/小时, 流量变化范围0%~100%, 要求将乏汽升压至0.5兆帕 (表压) 再利用。根据现场技术条件, 飞鸿达专门设计制造了含减温器成套的多喷嘴二级蒸汽喷射式热泵, 用现场1.2兆帕, 191.6摄氏度 (饱和) 蒸汽作驱动蒸汽, 引射上述低压乏汽, 将其全部吸入, 混合输出158.8摄氏度 (饱和) 、0.5兆帕 (表压) 的蒸汽89吨/小时。该套回收装置于2009年9月末正式试车, 一次投运成功。

飞鸿达专业生产蒸汽节能产品, 掌握有核心技术, 在蒸汽系统节能方面具有潜力和实力。难能可贵的是, 在坚持蒸汽节能设备产学研发展的同时, 王汝武和他的飞鸿达依然不忘主持国家科研项目, 担当起蒸汽系统节能领域的业内领导者地位, 推动行业发展。

卷烟厂蒸汽锅炉的节能运行与改造 篇3

新郑卷烟厂于2009年10月安装2台WNS20-1.57YQ燃气燃油两用锅炉,所生产的蒸汽供全厂卷烟生产和办公使用。额定蒸发量20t/h,额定蒸汽压力(1.1±0.1)MPa,设计吨汽耗气量72.5m3。锅炉给水由凝结水和软化水混合后,通过大气式热力除氧器除氧后送入锅炉,锅炉排污控制方式是根据水质化验结果采用人工手动排污模式。2台锅炉分别采用S7-300PLC独立控制,缺少上位工控机的协调控制,不能实现根据生产用汽负荷量大小的变化科学合理地分配每台锅炉的负荷量。

随着全球能源紧张和能源价格的不断上涨,需要利用先进的节能技术对锅炉设备进行节能改造。为此,有必要摸索出适应卷烟生产负荷变化的锅炉节能运行模式。

1 运行中存在的问题

1.1 蒸汽负荷大范围剧烈波动

卷烟厂锅炉生产的蒸汽主要用于烟丝生产中的增温、增湿与中央空调加热、加湿、办公取暖及每年4～10月的溴化锂制冷机的热源动力。其中制丝车间真空回潮机的生产工艺决定了锅炉的热负荷波动范围很大,负荷最小时不足3t/h,最大时将近40t/h。这样大范围、剧烈的波动,给2台锅炉的正常安全运行带来了很大困难:无法合理分配热负荷、锅炉运行效率大大降低、锅炉水位控制困难而蒸汽中带水、燃烧不稳定。卷烟厂制丝线的生产受蒸汽供应品质的影响很大,当蒸汽中含水量波动较大时,控制程序会使设备强制预热,频繁启动,影响正常生产。

1.2 锅炉额定蒸发量与热负荷需求量不匹配

每天的22:00到次日的8:00,制丝车间不用蒸汽,2台锅炉的负荷量很小,特别是春秋季节,溴化锂制冷机没有运行,中央空调加湿采用微雾加湿方式,该时间段锅炉负荷在5t/h左右,最低不足1t/h。由于锅炉额定蒸发量20t/h,所以该时间段即便单台锅炉运行,也属于大马拉小车,远远偏离其额定蒸发量。再者,每年的春秋季节,从每天的9:00之后到22:00之间,蒸汽的需求量在25t/h左右,大于单台锅炉的额定蒸发量,远小于2台锅炉的蒸发量。此时,单台锅炉运行不能满足要求,2台炉运行仍然是大马拉小车的状态。一般燃气锅炉的经济负荷为其额定负荷的90%左右[1],超负荷或低负荷都会降低锅炉热效率,因此应避免长期低负荷或超负荷运行。

2 节能运行模式的探索和应用

针对全年生产用汽负荷的大范围、剧烈波动和锅炉额定蒸发量与热负荷需求量不匹配的现状,找出了以下节能运行的方法。

1)分别将2台锅炉设为主运行锅炉和副运行锅炉(也叫调荷锅炉),通过设定2台锅炉的启停压力,实现2台锅炉协调运行、自动开停。方法:主锅炉控制压力设定为1.1MPa,启动压力设定为1.0MPa,停炉压力设定为1.25MPa;副锅炉控制压力设定为1.1MPa,启动压力设定为1.05MPa,停炉压力设定为1.2MPa。负荷大时副锅炉及时自动投入运行,负荷低时,副锅炉能及时自动退出运行,这样就缓解了蒸汽压力和锅炉水位波动大的问题,保证了锅炉蒸汽压力在(1.1±0.1)MPa之间运行,减小了水位波动范围,使锅炉在相对稳定工况下运行。

2)每天9:00时,即制丝车间开机生产前,副锅炉(调负荷锅炉)提前预热,然后停炉进入热备用状态,使副锅炉在达到设定的启动压力启动,尽快达到带负荷运行状态。这就解决了副锅炉启动后预热时间长、不能及时带负荷问题,及时稳定蒸汽压力和水位波动,减少吨汽耗气量,节约能源。

3)在低负荷时段,采取主锅炉降压运行的方法(副锅炉停炉进入热备用),设置控制参数,拉大启停炉压力控制区间,锅炉启炉设定为0.6MPa,停炉压力设定在1.2MPa的办法,以尽量延长启停炉时间,减少锅炉启停次数。避免了锅炉运行压力一直保持1.1MPa情况下,造成频繁开停锅炉,不但浪费大量能源,同时也影响锅炉设备寿命。

3 锅炉的节能改造

3.1 采用防腐阻垢技术替代锅炉除氧环节

蒸汽锅炉普遍采用软化水外加热力除氧的供水方式。由于热力除氧具有溶解氧残余量最低、除氧效果稳定的优势,目前仍是电站锅炉及蒸发量≥6t/h蒸汽锅炉的首选除氧技术。但是热力除氧器存在着能耗高的突出弱点,要消耗大量的热能[2]。新郑卷烟厂锅炉热力除氧的能耗情况计算如下。

除氧器进水硬度≤0.03mmol/L,溶解氧含量8.1mg/L,pH值>7,由于混合有冷凝水,水温达40～60℃,给水压力≥0.25MPa,处理水量24t/h,要求除氧后水中残氧含量﹤0.05mg/L。除氧器消耗蒸汽量可按式(1)计算[3]:

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式中:D—除氧器的耗气量,kg/h;

G—需要除氧的给水量,kg/h;

i2—除氧器内饱和水热焓值,kJ/kg;

i1—除氧器进水热焓值,kJ/kg;

i2—蒸汽热焓值,kJ/kg;

η—除氧器效率,一般取0.96～0.98;

d—余气排出量,一般取3%～5%。

将除氧器有关参数和查表所得的数据带入(1)式中有:

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代入计算得D=2754.97kg/h=2.75t/h。

即1台锅炉的热力除氧器每小时消耗蒸汽2.75t,占蒸发量的13.5%。这仅是理论计算,在实际操作中,为确保除氧器出水溶解氧含量不超标,实际用气量经常超出理论计算值,除氧耗气量常达到额定蒸发量的20%左右[4]。

按保守方法进一步计算,2010年2台锅炉运行了8个月,共生产蒸汽62.7×103t,经计算,热力除氧至少消耗蒸汽9785.55t,按当时蒸汽成本价约230元/t计算,价值225.07万元。

近年来,由于BV-200蒸汽锅炉防腐阻垢剂的推广使用,为锅炉节能运行开辟了新的天地。通过在锅炉给水中加入防腐阻垢剂技术,突破性地解决了锅炉运行期间的腐蚀结垢问题和停用期间的腐蚀问题[5]。防腐阻垢剂可有效地去除了电化学反应必备的阴极,况且对金属材质涂上了保护膜。该技术无需离子交换器和除氧器,随锅炉供水系统加入相应剂量的防腐阻垢剂即可,且运行年费用仅为目前广泛使用的软化法、除氧器法等的1/2～1/4,具有操作简单,费用低,效果显著的特点。新郑卷烟厂2010年底,与中化化工环境保护研究所、北京化工大学合作,利用BV-200防腐阻垢剂,同时增加水质监测、自动加药控制系统,去除了锅炉除氧环节。原来的热力除氧器作为中间水箱为锅炉供水,通过系统实现对中间水箱补水的自动控制。改造后锅炉给水工艺流程图如图1所示。

3.2 改手动表面排污为自动排污

改造前,锅炉采用手动表面排污的方式来降低炉水含盐量,控制炉水品质。即以化学滴定的方法,定时分析炉水的盐浓度,以此为依据,手动调节安装在连续排污膨胀器进口处的截止阀,把靠近锅内蒸发面含盐浓度高的炉水排出炉外,同时向锅炉内补充含盐浓度相对较低的补给水。

2010年通过对2台锅炉实际运行数据进行统计测算,平均每生产蒸汽1t,需要供给软化水1.31t,就是说,锅炉表面排污加上定期排污,生产1t蒸汽排掉0.31t的废水。按此计算,2010年生产蒸汽62.7×103t,经计算排污排放量为19437t。按照新郑烟厂软化水成本价13元/t计算,单就软化水成本费(不含热力除氧费用),排污排放水价值量计算为25.27万元。

所以,粗放的排污控制方式,其排污量的多少容易受人为因素的影响,无法实现按需排污,造成水质不达标或过量排污,不利于锅炉的安全且造成大量的能源浪费。

现在在连续排污管道加装电动阀门组、电导率检测探头、连续排污电脑控制器等装置,锅炉运行时炉水进入取样冷却器冷却,通过电导率检测探头(自动补偿温度对电导率的影响)连续测量炉水中的实际电导率,将数据输入到电脑控制器中与设定值进行计算比较,然后通过电动阀控制排污量的多少,使炉水电导率基本保持在设定值附近。这样既保证了炉水品质合格,同时避免了过量排污,有效减小了锅炉排污热损失,节约燃料,提高锅炉效率。

3.3 对排污闪蒸汽进行回收

锅炉排污的同时,也带走了一部分热能。现在,增加一个排污平衡器,使连续排污、定期排污水全部进入排污平衡器内,降压扩容后汽水分离,产生的闪蒸汽全部回收送入中间水箱,与给水进行混合换热将其全部利用。

3.4 对锅炉取样器冷却水回收利用

原来的给水取样器,使用常压式冷却系统,做完功的冷却水当做废水直接排放地沟。为了对冷却水进行回收利用,现在改冷却器的常压式为压力式,使做完功的冷却水全部回收送入中间水箱,作为锅炉给水使用。

4 改造后的效益分析

1)将2010年3月15日～11月26日2台锅炉天然气消耗、产汽量、吨汽耗气量指标同2011年同期相应指标进行了列表比对,通过优化锅炉运行模式和以上节能改造,2台锅炉平均吨汽耗气量由86.17m3/t降到80.33m3/t,每吨蒸汽耗天然气量下降了5.84m3。

2)2012年4月,即锅炉改造完成并运行1a,郑州市锅炉压力容器检验所对两台锅炉进行年度检测,检测结果表明,防腐阻垢技术在防止锅体腐蚀、消除结垢方面具有良好的效果。

3)防腐阻垢技术的使用,彻底消除了锅炉自耗蒸汽的问题,且节约的大量蒸汽可用来增加锅炉的带负荷能力。防腐阻垢剂BV-200平均的消耗量为0.025kg/吨水,药剂价格约15元/kg,经计算处理1t炉水的费用约为0.375元。假设2010年采用防腐阻垢剂,仍按照8个月计算,药剂消耗量计算约为2.9万元,比使用热力除氧器至少节约价值222万元,经济效益相当可观。

4)通过对2011年2台锅炉运行数据的统计测算,实现自动表面排污后,生产1t汽排污量为0.1t,比原来少排污0.21t,仍按照2010年计算,改造后排污量减少13167t,折合价值17.12万元。

5)排污改造后,排污平衡器工作压力为0.3MPa,排污量为1125kg/h。通过式(2)可以计算排污闪蒸汽的回收量W1。

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式中:W1—排污闪蒸汽量,kg/h;

W—排污水量,kg/h;

ipwg—锅炉饱和水焓值,kJ/kg,1.1MPa压力ipwg=781.35kJ/kg;

isz—闪蒸压力饱和水焓值,kJ/kg,0.3MPa压力isz=419.54kJ/kg;

izf—闪蒸压力下蒸发焓值,kJ/kg,闪蒸压力下izf=2725.54kJ/kg。

将数据带入式(2),得闪蒸汽回收量为:

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8个月(按照210个生产日计算)可计算出回收闪蒸汽量为752673.6kg,按照式(3)进一步可折算出因回收闪蒸汽而节约的燃料量B。

B=W点·i饱和/i气 (3)

式中:B—燃料量,m3;

W点—回收散蒸汽量,m3,取W点=752673.6kJ/kg;

i饱和—饱和闪蒸汽热焓值,kJ/kg,取i饱和=2725.5kJ/kg;

i气—天燃气热焓值,kJ/m3,取i气=36000kJ/m3。

代入数据,得B=56983.66m3,新郑市天然气价格为2.75元/m3,计算出8个月节约天然气价值是15.67万元。

6)2台锅炉共有4个取样冷却器,每个冷却器每小时按1.5t的耗水量计算,每小时可回收冷却水6t,8个月(按照210个生产日计算)可回收冷却水经计算为30240t。这些水被直接回收送入锅炉全部作为锅炉给水利用,应按软水13元计价,经计算8个月可节约39.312万元。

5 结语

锅炉运行结果表明,通过对锅炉节能运行模式的探索、利用防腐阻垢技术改造热力除氧器、改造自动表面排污、对排污闪蒸汽回收利用和取样冷却器软水回收,成效明显,其节能方案是可行的。2台20t的燃气蒸汽锅炉每年可节约能源价值284万元以上,扣除当年技改费用约40万元,年净节约价值244万元以上。通过节能运行和技术改造,取得了明显的经济效益和社会效益。

参考文献

[1]胡玉龙,孟庆,苏江,等.在用工业锅炉节能运行与改造[J].应用能源技术,2009,(3):15-16.

[2]李元章.对锅炉现有热力除氧器的节能改造[J].节能,2003,(8):31-34.

[3]刘耀先,刘健,孙立文.锅炉给水除氧方式的分析与选用[J].工业锅炉,2002,(4):33-35.

[4]刘耀先,刘建,孙立文,等.锅炉给水除氧方式的分析与改进[J].工业水处理,2002,22(12):55-56.

蒸汽热力管网系统的优化与节能 篇4

1我国蒸汽热力管网系统存在的问题及优化措施的概述

就目前来看, 我国大部分工厂中的热网主干系统的建设时间都比较早, 主要都是在20世纪60年代左右建成的, 尽管经过了多次的扩增和技术改造, 但其流程仍然存在许多不合理的问题一直迟迟未能解决, 使得系统的蒸汽遭到了很大损失。例如, 在蒸汽主管线中, 凝结水和蒸汽同时进行开放式排放, 使得蒸汽造成了很大浪费。通过实地考察可以发现, 蒸汽系统损失主要是由三个部分组成的, 分别为排凝放空损失、主干管线散热损失以及蒸汽计量损失这三部分。而凝结水的排汽加压站以及气动式的排凝回收站的建立能有效杜绝或降低排凝放空的损失。关于蒸汽主管线的带汽排凝所研发出来的专用装置CVA, 不仅能实现对蒸汽凝结水回收, 而且也有助于排凝损失的减少。此外, 通过建立在线职能检测对优化离线的模拟系统以及蒸汽系统的实施数据采集系统也能有效地减少主干管线的散热损失和蒸汽计量损失。

2热力管网实现优化节能所采取的措施

2.1 更新蒸汽管网系统保温

关于这一项措施的实施, 可通过采集模拟监控和蒸汽数据对蒸汽管网的保温和散热速率进行评估, 从而实现改进管线保温。具体操作如下:通过观测蒸汽管线的表面温度, 如发现管线外表面的温度与环境温度差比其它管线大许多, 则可确定此段管线的保温效率出现严重下降。而蒸汽管网中的大部分管架是与钢管的外壁直接接触的, 由于其裸露的缝隙比较大, 因此这些管线的保温效果也不理想。管托裸露也是造成管线总散热损失超过标准值的最重要因素。通过有关的实验模拟结果可得, 蒸汽管网在实际操作过程中的散热量要比理论上的散热量大1.3倍左右。因此要实现减少散热损失, 必须对散热量较大、保温损失严重、保温效率较差的管线进行及时地保温更新。

2.2 降低蒸汽系统损失

正如上述所提到的, 蒸汽系统损失主要是由排凝放空损失、主干管线散热损失以及蒸汽计量损失这三个部分组成的。首先, 针对排凝放空损失, 我们应采取实现凝疏水的正常排放以及对凝疏水进行回收和利用, 具体的优化措施如下:可在长期需要排凝的位置进行汽水分离设施以及疏水器的设置, 实现凝结水的正常回收, 使蒸汽系统既减少了排放损失, 又达到保护环境的目的。要使正常排凝放空的问题得到解决, 最有效的办法就是在不改变目前蒸汽管网排凝管的管径、数量和位置的基础上, 在整个蒸汽系统中建立起一个气动式的排凝回收站, 在排凝方式上可选用受控蒸汽喷射携带的方法进行排凝, 实现汽水的集中分离。

2.3 建立蒸汽模拟监控和数据采集系统

首先, 可把蒸汽系统中数据采集点化为多个T型站, 而这个T型站既能把采集来的二次仪表信号传发到企业局域网上, 又能与二次仪表实现通讯, 并通过工作站的建立实现与企业局域网服务器联网。此外, 安装在工作站上的客户端软件不仅能和服务端的软件进行实时的通讯, 而且对于工控机的实时数据也能通过客户端软件看到, 工作人员直接在微机上就可以实现对热网运行情况的检测。

其次, 蒸汽管网在线模拟职能检测系统主要是由数据采集系统、模拟分析系统、实时数据库、局域网、蒸汽管网仪表系统、控制器以及工业控制机等各个部分组成的。通过数据采集系统, 可对蒸汽管网上的数据采集点的调节阀开度、流量、压力以及温度进行采集。此外, 在整个监控系统的操作过程中, 可把对蒸汽管网的热力和水力模拟计算结果用于对蒸汽管的分析和监控, 从而实现优化蒸汽管网的目的。

3蒸汽热力管网的优化效果

3.1 改善热力管网的保温性能

通过数据采集和模拟监控系统运行结果可以发现, 经过对蒸汽热力管网的节能性能的更新, 可以改善热力管网中管线的保温效果, 使得热力管网实现了节能降耗的优化效果。实践证明, 当管网外表面积存在比例为1%的管线裸露面积时, 其热损失量就会增加10%左右, 实际散热损失要比理论散热损失大7.5t/h左右, 也就意味着蒸汽管网的节能潜力为7.6左右。通过对热力管网保温的改进, 每年可有效节约蒸汽为60000t左右。

3.2 有效利用低压蒸汽

凝结水回收时所产生的低压蒸汽具有很大的利用价值。可以把回收过来的低压蒸汽作为凝结水泵中的一个驱动力, 不仅使凝结水泵中出现的汽蚀现象得到有效解决, 而且还能实现对凝结水和蒸汽的梯级回收。通过凝结水的回收, 可以对排凝管线中的低点排空以及蒸汽直通的冒汽现象进行消除, 从而让蒸汽排空的损失量出现很大幅度的降低, 而凝结水的回收量也得到加大, 大大提高了整个蒸汽管网运行的经济效益。

3.3 数据自动采集和监控系统取得了很好的成效

通过实践证明, 在计算损失的减少、供气方案的调整与优化、散热损失的减少等各方面蒸汽系统中的数据自动采集和监控系统都取得了很好的成效, 其中散热损失的平均减少量可达3.5t/h左右。此外, 通过对蒸汽方案的不断调整, 使得调整后的蒸汽消耗量比调整前的蒸汽消耗量出现大幅度下降。

4结束语

对于蒸汽凝结水进行回收以及再次利用具有很重要的意义。它不仅能有效减少在蒸汽管网运行过程中对环境造成的污染, 而且还能提高水资源的利用效率。而通过数据采集和检测对热力管网的运行情况的评估和蒸汽管网运行的数学模型的建立, 有效实现了蒸汽管网工况的分析和离线模拟, 且模拟的结果也十分可靠, 具有显著的节能效果。

参考文献

[1]卢丽冰, 高岩波.热力管网小口径节流与节能[J]油气田地面工程, 2005, 24 (5) .