废热回收利用

2024-07-23

废热回收利用（精选七篇）

废热回收利用篇1

炼油厂硫回收车间汽提装置产生90 t/h净化水,汽提塔底净化水换热后温度约为130 ℃,外送需要水温控制在90 ℃左右,该温降原工艺是通过两台空冷器实现,净化水空冷器为湿性空冷器,使用时不仅需要消耗大量电能,也需要消耗一定量的软化水。

根据以上所列举的问题,可将硫回收车间净化水部分经过空冷器降温,直接送至油品车间加热原油,把原油温度由35 ℃ 升至42 ℃,充分利用净化水所含热量,不仅节省了加热原油的蒸汽,同时节省至少一台空冷器运行所需的电能和软化水。

1 改造内容及具体方案

1.1 工艺流程简介

硫回收车间的净化水经过部分开启的空冷器降至100 ℃ 送至油品车间15单元,进入新增原油换热器E101加热鲁宁管输原油,净化水降温后,再送往常减压、加氢等装置回收利用。原油被加热后,送至原油罐储存,可减少加热蒸汽的消耗,同时节省至少一台空冷器运行所需的电能和软化水,达到节能降耗的目的。

工艺流程简图见1。

1.2 物料参数

1.2.1 净化水主要成分:水;

组成:H2S≤10 mg/L;

NH3≤50 mg/L;

密度:943 kg/m3;

温度:100 ℃;

粘度:0.282 cp;

比热:1.0 kcal/kg.℃;

导热系数:0.584 kcal/h·m·k;

压力:1.15 MPaG;

流量:90 t/h。

1.2.2 原油[1]

外观与性状:黄色、褐色或黑色粘稠液体;

燃烧性:易燃;

密度 :913 kg/m3;

温度:35 ℃;

粘度:230 cp;

比热:0.438 kcal/kg·℃;

导热系数:0.09 kcal/h·m·k;

压力:0.2 MPaG;

流量:300 t/h;

闪点:20~100 ℃;

爆炸极限:1.1%~8.7%;

溶解性:不溶水,溶于苯、乙醚、三氯甲烷、四氯化碳等有机溶剂。

活性:与硝酸、浓硫酸、高锰酸钾、重铬酸盐等强氧化剂接触会剧烈反应,甚至发生燃烧爆炸。

1.3 换热器初步设计

1.3.1 能量守恒计算[2]

由于下游净化水回收装置对净化水温度要求不超过90 ℃,根据能量守恒Q=CmΔt,由原油加热需要的总热量初步计算得出净化水经过换热器温降为10 ℃,由以上数据可得出换热器入口温度为100 ℃;由于净化水在硫回收车间空冷器之前温度为130 ℃,因此需部分开启空冷器,使温度降至100 ℃,以达到工艺设计的要求。

1.3.2 换热器选型[3]

(1)由于原油粘度较大、较脏、易结垢,因此原油适应走壳程;

(2)由于净化水走管程,介质较干净,换热管选用Φ19 mm;

(3)由于净化水同侧进出,以获得较大的换热面积,因此选用2管程;

(4)由于现场场地长度的限制,换热器管长控制在3000 mm 范围内;

(5)由于考虑到可拆式,便于清洗,选用管壳式(BES)。

1.3.3 HTFS软件初步计算[4]

HTFS 系列软件创始于 1967 年,是世界上非常优秀的管壳式换热器软件,早在20世纪80 年代初就已进入中国,原会员用户遍及化工及石化业,以计算准确性和工程实用性而闻名。

由于将流程模拟软件 HYSYS 中功能强大的流体物性计算系统引入 HTFS 系列软件,所以新一代的 HTFS 具有功能强大的物性计算系统。该系统有 1000 多种纯组分,可选择各种状态方程、活度系数法、或其他 HYSYS 流程模拟软件具有的方法。

将以上得出的数据输入HTFS软件DESIGN模式,可得出初选结果,具体见图2。

1.4 换热器具体设计[5]

1.4.1 根据初步计算结果,以下数据需要调整

(1)换热器直径圆整为800 mm;

(2)折流板间距圆整为450

mm,数目为4块,切割率为30%;

(3)该换热器设计裕量仅为5%,要求设计裕量达到20%。

将以上圆整数据输入HTFS软件CHECK模式,可得出如下结果,具体见图3。

1.4.2 根据复核结果,继续对以下数据进行调整:

(1)换热器设计裕量超过39%,大大超过设计裕量要求,对换热管根数做相应圆整,由777根减至700根。

将以上圆整数据输入HTFS软件CHECK模式,可得出如下结果,具体见图4。

2 换热器设计参数

总传热量:1069.72 kW;

换热面积:125.35 m2;

管程(程数):2;

壳程(程数):1;

换热管规格Φ×t×l:19 mm×2 mm×3000 mm;

换热管(根数):700;

折流板(块数):4;

壳程进出口直径:DN400;

管程进出口直径:DN150;

由于考虑到开停车和检修的需要,管程和壳程分别设置了高点排气和低点导淋。具体结构见图5。

3 节能改造效果评价

3.1 现场评价

改造后,经过1年多的运行,现场评价良好,当室外气温很低的情况下,由于原油温度较低,造成换热器负荷不足,需要适当提高净化水入口温度,以达到更好的加热原油的效果。

3.2 节能数据

(1)本设计由净化水的废热取代原本1.0

MPa蒸汽,节省蒸汽量约2 t/h;

(2)净化水部分空冷器的停用,节约电能48 kW·h;

(3)净化水冷却降温的软化水使用量减少,节约软水2 t/h。

3.3 经济效益

改造后,每小时产生经济效益430元,年运行时间按8000 h计,每年可产生经济效益344万元。

参考文献

[1]张德义.石油化工危险化学品实用手册[M].北京:中国石油出版社,2005:1-2.

[2]姚玉英.化工原理(上册)[M].天津:天津大学出版社,1998:220.

[3]汪镇安.化工工艺设计手册(上册)[M].北京:化学工业出版社,2003:2-264-331.

[4]陈绍云.TASC3用户手册(上册)[M].兰州:兰州石油化工设计院,1990:1.

电站燃气锅炉废热的回收利用篇2

钢铁企业自备电站燃气锅炉的燃料为高炉煤气, 按钢铁企业的煤气平衡, 锅炉炼钢产生副产品——高炉煤气, 高炉煤气作为钢铁企业的炼钢、炼铁的自用外, 还有剩余。为充分利用剩余煤气, 减少剩余煤气的放散, 钢铁企业建设自备电站, 设计燃气锅炉, 煤气在锅炉炉膛燃烧, 将燃料的化学能转化为蒸汽热能, 蒸汽进入汽轮发电机, 实现热能、机械能到电能的转换, 为企业提供部分电力, 实现有限资源最大价值。

锅炉的连续排污水一般只占到锅炉容量的1%~2%, 在电站锅炉系统设计中, 一般采用直接排到排污扩容器, 扩容减压后排至排污井, 然后排至下水道, 排污水热量没得到利用。

燃气锅炉的排烟温度一般为150~160℃, 经引风机排至烟囱, 烟气热量白白浪费。

下面按2台130t/h中压锅炉计算以上两部分的热量回收利用。

2 锅炉排污水热量的回收

蒸汽锅炉130t/h共2台, 排污率取2%, 则锅炉排污水流量

锅炉排污水焓取锅炉汽包压力4.4MPa下的饱和水焓hbl=1102kJ/kg.

排污扩容器排污水焓取排污扩容器压力Pbl=0.2MPa下的饱和水焓hn=505kJ/k g, 对应温度1 2 0℃。

排污扩容器二次蒸汽的焓hf=2 7 0 6kJ/kg。

热平衡式:Dbl×hbl=Df×hf+Dn×hn

物质平衡:Dbl-Dn=Df

联合上述两式, 得:

按《锅炉房设计规范》GB 50041-2008要求, 锅炉排污水应降至小于40℃排放。设置排污水冷却器 (即水——水换热器) , 间接加热部分锅炉补给水 (2 0℃加热至3 0℃) , 回收锅炉排污水热量为

折合标煤345×1000/1.163/7000/0.9=47kg/h

年节约标煤:4 7 k g/h×8 0 0 0 h/1000=376t/h

标煤价按800元/t折算, 年折合收益600×376/10000=22.56万元, 基础投资 (换热器、阀门、管道) 不超过8万元, 对企业具有明显的效益。

3 锅炉排烟热量的回收

1 3 0 t/h电站锅炉, 燃料为高炉煤气, 钢铁企业高炉煤气经过炉顶余压发电 (TRT) 后, 压力~30kPa, 经煤气柜、厂区管网输送至电站锅炉, 温度一般为常温, 取2 0℃。

燃气锅炉的排烟温度一般为150~160℃, 在锅炉尾部设置煤气预热器, 利用排烟热量间接加热煤气, 使入炉煤气温度提高, 此而提高锅炉效率, 减少煤气耗量或提高蒸汽产量, 提高发电量。

若1 6 0℃锅炉烟气经引风机排至烟囱, 烟气热量白白浪费。考虑回收烟气废热, 预热锅炉燃料——高炉煤气, 设计选用“煤气预热器”, 通过烟气与煤气的间接换热, 降低烟气的温度 (从160℃降到100℃) , 煤气温度从20℃提高到60℃, 从而回收的烟气热量。

1 3 0 t/h燃气锅炉, 排烟量为380000m3/h, 排烟温度从160℃降至100℃。

按2台130t/h锅炉计算, 排烟温度为160℃时, 烟气流量为2×380000 m3/h,

烟囱上口径:

注:ω——烟囱出口烟气流速, 取18m/s。

按2台130t/h锅炉计算, 排烟温度为100℃时, 烟气流量为2×380000× (273+100) / (273+160) =654688 m3/h,

烟囱上口径:

即:烟囱排烟温度降低, 烟囱出口内径由3.8m可减小到3.4m, 烟囱及基础投资约减少6万元。

增设煤气预热器后, 2台130t/h燃气锅炉回收热量为

注:式中数据

(1) 查《全国勘察设计注册设备工程师》教材, 160℃烟气焓为220kJ/Nm3;100℃烟气焓为138kJ/Nm3。

(2) 热交换利用系数取:0.85

回收热量 (9270kW) 折合标煤:

年节约标煤:1240kg/h×8000 h/1000=9920t/h

标煤价按600元/t折算, 年折合收益600×9920/10000=595.2万元,

基础投资 (煤气预热器、阀门、管道) 不超过5 0 0万元, 对企业具有明显的效益。

4 结语

企业的节能降耗具有巨大的潜力可挖, 电站燃气锅炉废热的回收利用具有较大的回收价值, 在设计之初应加以考虑, 较少的投入带来较大的效益, 为节能降耗增一份力量。对于已建项目, 若场地具备条件, 建议企业尽早增设排污水冷却器和煤气预热器, 回收利用燃气锅炉的废热, 降低企业的生产成本, 减少污染物的排放, 为我们的蓝天作出力所能及的贡献。

摘要：如何充分回收锅炉废热, 减少热量损失, 从而有效地提高锅炉效率, 是电站企业的课题。本文从锅炉排污水热量的利用及锅炉排烟热量的利用两个方面介绍锅炉废热利用情况。

关键词：锅炉,废热回收,节能降耗

参考文献

[1]小型火力发电厂设计规范.GB50049

[2]小型热电站设计手册

[3]《全国勘察设计注册设备工程师》教材

废热回收利用篇3

海洋石油111FPSO是以原油为燃料发电, 经过调研, 其主机烟气的废热基本可以满足FPSO热介质用户需求, 如果加以有效利用, 每年可减少约5000方左右的原油消耗, 相当于节约标煤7140吨标煤, 减少7500万方烟气排放, 相当于减少18564吨二氧化碳排放。

2 FPSO烟气充当惰气回收利用

经过燃烧后的烟气含氧量如果低于5%即可充当惰气回收利用, 在实际生产操作中, 通过锅炉风油比等调节, 可以使锅炉烟气的含氧量达到低于5%的要求。海洋石油111F P S O于2007年通过调节锅炉风油比等手段, 使其烟气达到了惰气含氧量要求, 每年可节约柴油约360方, 节省柴油开支约210万人民币 (包括柴油海上运输, 每方柴油的成本将超过6000元) , 可减少烟气排放约540万方, 减少二氧化碳排放约1388吨。

3 FPSO烟气脱硫除尘

烟气脱硫除尘技术在陆地应用广泛, 但在FPSO空间及海洋环境条件下, 陆地采用的烟气脱硫除尘技术不能适用。为了研究适合FPSO空间及海洋环境条件的烟气脱硫除尘技术, 中海油于2009年进行立项, 提出了一种规格尺寸小而脱硫除尘效率比较高的设计, 并在海洋石油115F P S O得到应用, 脱硫效率达到99%以上, 除尘效率达到75%以上。

4 废热利用、脱硫除尘、惰气回收一体化设计

以上的废热利用、脱硫除尘、惰气回收利用现阶段都只是在独立应用, 达不到提高FPSO综合能源利用效率的目的, 如果对烟气处理排放进行一体化设计, 不仅可以简化设备, 降低建造成本, 还可以提高能源利用效率, 减少烟气排放。

废热利用、脱硫除尘、惰气回收利用一体化设计方案。

从主机排出的高温烟气经过废热锅炉换热后再进行脱硫除尘处理, 由于主机烟气含氧量比较高, 达到12%左右, 不能回收作为惰气利用, 因此净化处理后直接排放, 减少烟尘污染。

当主机烟气的废热量不够时, 采用小型补热锅炉进一步将热介质升温, 满足热介质升温要求, 同时将小型补热锅炉的烟气含氧量控制在5%以下, 满足惰气含氧量要求, 这样烟气经过脱硫除尘净化处理后就可以充当惰气加以回收利用。设计示意图如图1:

如果主机烟气废热充足, 完全满足热介质的加热需求, 这样就可以将主机烟气分流一部分出来, 采用补燃的方式降低烟气含氧量, 满足惰气含氧量要求。在设备选型时选择带有补燃模式的惰气发生器 (图2) 。

在使用原油作为F P S O主要的一次能源消耗中, 电站、热站和惰气三个系统分别独立, 烟气直接排放, 如图3图所示:

在这样的设计中, 三个系统都是独立成撬, 设备体积、重量、占地都比较大。而一体化设计与之相比具有设备、建造、能源综合利用效率、排放等优势。具体分析如下:

(1) 设备配置对比:

传统设计的设备配置根据安全操作需求, 采用冗余设计, 最大限度保障生产。

主机, 一般布置三台或五台, 采取一用两备、两用一备或三用两备等操作方式, 烟气直接排放。热介质锅炉一般布置三台, 采取一用两备或两用一备的操作方式。惰气发生器一般采用两台或两大一小配置, 采取一用一备的操作方式。一体化设计以主机为主, 在每台主机烟道上布置一台高效废热锅炉, 烟气废热利用之后进行脱硫除尘净化处理, 然后排放。主机, 与传统一样, 一般布置三台或五台, 采取一用两备、两用一备或三用两备等操作方式, 烟气直接排放。废热锅炉每台主机烟道上布置一台。如果主机烟气废热不够, 则配置两台小型补热锅炉, 一用一备。小型补热锅炉的烟气含氧量可调节至5%以下, 净化后可充当惰气使用。如果主机废热充足, 考虑系统启动需求, 则只需配置一台小型锅炉备用。如果主机废热充足, 可配置一台具有补燃模式的惰气发生器生产惰气。根据补热或补燃设计配置烟气脱硫除尘装置。

(2) 能源综合利用效率对比

传统设计烟气废热直接排放, 没有得到利用。

一体化设计, 主机烟气的废热得到利用。

(3) 烟气污染对比

传统设计烟气废热直接排放, 没有进行净化处理, 给FPSO造成比较严重污染, 特别是风道极其附属设备深受其害。

一体化设计, 烟气经过脱硫除尘净化处理, 大大减轻了烟气对周边环境造成的污染。

(4) 设备占地与布置对比

在传统设计中, 电站、热站与惰气都是FPSO主要设施, 是独立的系统和撬块, 占地很大, 设备与建造成本都比较高。

在一体化设计中, 以电站主机为主, 配套的废热锅炉和补热锅炉都是小型设备, 不需要占用太大面积, 设备也比较便宜。

一体化设计中, 增加了烟气脱硫除尘装置和系统, 该装置和系统可布置在M C C间房顶或单独成撬, 单独控制。

5 结论

FPSO是海上能源生产的重要设施, 能源消耗也很大, 且能源消耗基本来源于自身生产的能源, 再加上海上生产的特殊性, 因此一般FPSO能源冗余设计都比较大。如何充分利用这部分冗余的能量, 是一个值得深入研究的课题。废热利用、脱硫除尘、惰气回收一体化设计, 利用现代先进的废热和烟气净化等技术, 将FPSO排放的烟气和废热进行综合利用, 简化设备配置, 降低建造成本, 提高FPSO综合能源利用效率, 减少废气排放, 减少烟尘污染, 对FPSO产业的发展, 具有重要意义。

摘要：FPSO一次能源消耗主要是原油、天然气或柴油, 用于发电、加热和生产惰气, 以满足FPSO生产需求。一般以原油为燃料发电的主机烟气都是直接排放, 烟尘污染比较严重, 大量废热被浪费, 而惰气又还需要燃烧柴油来生产, 因此综合能源利用效率偏低。将FPSO主机锅炉烟气废热利用、脱硫除尘、惰气回收一体化设计, 将大大提高FPSO一次能源的综合利用效率, 减少废气排放, 减少烟尘污染。

废热回收利用篇4

经“十—一五”其间汽车行业的飞跃发展,我国已经成为汽车市场的第一大生产国和第一大销售市场。2013年我国汽车产量为2211.68万辆,汽车行业在高速发展的同时,汽车生产过程中的节能减排也面临空前压力。汽车整车制造过程主要由总装、冲压、焊接和涂装四大工艺车间构成,而涂装工艺是汽车制造四大工艺环节中能耗最大的环节,其涂装前处理工艺过程中需要消耗大量的热量,而整车厂中空压机运行、焊接工艺车间有大量的工艺废热需要排放,利用余热回收再利用技术及工业高温热泵系统技术回收焊接、空压机运行中的废热作为涂装前处理工艺的热源,可节约大量蒸汽的使用,对汽车涂装节能具有极大的意义。

1、汽车涂装前处理工艺能耗现状

1.1 汽车涂装前处理工艺

汽车涂装前处理的目的是祛除白车身底层表面的油污、锈蚀等异物,提供适合于涂装的清洁表面,涂装前处理工艺的好坏直接影响涂层使用寿命和汽车的外装饰效果,直接关系到涂装质量的优劣。

汽车前处理一般分为喷淋式、半喷半浸式、全浸式。为了满足汽车车身的高质量要求,一般选择全浸式前处理方法。但一般小工件等由于设备投资少等原因采用喷淋式前处理工艺。其处理工艺流程图如图1、图2。

汽车涂装前处理不管采用何种方式,具体工艺流程根据汽车类型、大小有区别,但基本原理一致,一般为手工清洗→脱脂→水洗(1)→水洗(2)→表调→磷化→水洗(3)→水洗(4)→循环去离子水洗一新鲜去离子水洗一干燥。在脱脂、水洗、特别是磷化过程一般为全浸式清洗方法,在特制的中低温槽液中进行,槽液温度一般根据不同汽车工件,在40℃—60℃之间。

特别是磷化工艺中,磷化槽一般采取槽外加热方式。槽外加热方式如下:

磷化槽与温水之间的循环[1]。首先用蒸汽加热水,热水通过热水板式换热器加热磷化液,一般磷化液进出口温差控制在△T=5℃左右,企业为了减少换热器换热板片上的结垢,温水温度一般比磷化液温度高20℃—30℃,如果磷化液温度控制在40℃,则温水温度则需要60℃上下。如图3青岛五菱涂装前处理工艺加热原理。

1.2 汽车涂装前处理工艺的能耗分析

汽车涂装过程中的能源动力消耗巨大,根据德国杜尔公司[2]数据,涂装能耗占汽车生产总能耗的70%,零部件及装配之占30%,涂装车间消耗了整个汽车生产80%的热能。其中涂装前处理工艺中热能的消耗占到涂装整个过程热能消耗的30%以上。

笔者在实际考察中发现,大部分汽车涂装车间如上汽临港生产基地涂装车间、通用五菱青岛公司涂装车间、东风汽车商用车车身厂涂装车间(十堰)均采用蒸汽加热槽液的方法,蒸汽一般为饱和低压蒸汽,为电厂蒸汽或外购市政蒸汽,采购价格在180元/吨一280元/吨之间。

以上汽通用五菱青岛分公司涂装车间为例,上汽通用五菱青岛分公司以生产五菱荣光系列车型为主,目前年生产能力超过50万辆。该涂装线每天下线汽车约1800台,其涂装车间前处理工艺原采用低压饱和蒸汽为槽液加热,其槽液温度一般控制在45℃-55℃左右,蒸汽消耗量约2吨一3吨/h左右。该涂装线加热方式如图3。

如上图所示,清洗车身等工艺过程所需要的槽液温度一般在40—60℃之间,该涂装前处理设置了2台板式换热器,低压饱和蒸汽首先与热水进行换热,加热热水至60—65℃左右,再通过热水板换加热槽液,使槽液温度满足相应清洗汽车工件的需求。

如图3所示,电动阀根据如图中位置的温度传感器进行调节控制,当温度达到设计要求时,关小电动阀开度以节约蒸汽消耗。由青岛五菱公司业主提供数据,2013年仅涂装前处理工艺一处,全年消耗蒸汽约15.6万GJ左右,蒸汽费用1400多万元。由此可见涂装前处理工艺中热能消耗量较大。

2、废热回收用于涂装前处理的技术可行性

2.1 汽车制造厂中的废热

由于笔者亲自参与了青岛五菱工厂废热回收用于涂装前处理工艺用热的节能改造项目,仍然以该项目为例。青岛五菱厂的焊接、空压机等全年运行,需要大量的工艺冷却水对其进行冷却,以保证其长期稳定运行。

该厂热源为外购蒸汽,热网蒸汽价格89.3元/GJ,12月、一月、二月供暖加工艺用蒸汽平均90GJ/小时,4-11月份清洗车身平均需要蒸汽6GJ/h,每天23小时有需求,脱脂需要水温55℃。由此可见,冬季最冷时采暖加涂装前处理工艺约需热能约90GJ/h,4-11月份仅涂装前处理约需6GJ/h的热能。

且本工厂车身焊接冷却水1038m3/h,环境温度为7℃时,供水温度为14℃,回水温度为17℃,有3℃温升,通过冷却塔排放至大气中,其废热资源有13GJ/h排放至大气中。

空压站有710KW空压机两台,1400KW空压机一台,340KW空压机两台,空压机冷却水540m3/h,环境温度为7℃时,供水温度为16℃,回水温度为21℃,有5℃温升,其废热资源有约10GJ/h排放至大气中。

以上数据显示,一方面建筑采暖和涂装前处理需要大量的热量,一方面生产工艺中产生大量的冷却水,冷却水中蕴含大量的热量需要消耗电能排除,这种情况造成了一边放热,而另一边却需热的不合理的能量利用构架,浪费严重。不但造成能源的浪费而且还对环境造成污染。

2.2 废热回收的技术原理

由上述分析可知,其工艺冷却水中蕴含了大量的低品位热源,一般夏季可达35—40℃,冬季15℃以上,直接作为涂装前处理工艺用热显然不满足要求。可采用工业中高温热泵,利用热泵逆卡诺原理,通过输入少量的电能,制冷剂吸取冷却水中蕴含的大量低品位热量,制冷剂相变在冷凝器中释放冷凝热,获得高品位热源。

该项目利用工业中高温热泵实现把空压机冷却水的热量吸收并提高温度到65℃,用来替代涂装前处理工艺中的蒸汽,从而实现热量的梯级及重复利用。其回收思路如图4

该废热回收运用于汽车涂装前处理工艺的技术难点在于中高温热泵的设计与选择,必须满足工艺冷却水全年水温变化较大的特点以及系统合理的集成与控制。

其一,夏季冷却水温度较高,一般35℃,产量较高时,可达到40℃以上,普通的热泵技术蒸发器进水温度一般不超过20℃,达不到要求,需要进行混水设计;

其二,冬季冷却水温度又较低,一般15℃—20℃,而出水温度仍需要稳定在65℃甚至更高,一般的热泵机组其压缩机压缩比难以满足要求,且难以满足全年变化较大的要求,需要专门为工艺冷却水热回收设计的工业级中高温热泵才能满足其废热资源不稳定的特点。

其三,各个汽车制造厂其废热资源品位、种类均不一样,且涂装前处理工艺的特点及现场分布方式均有区别,其工厂运行时间上的协作等均不同,需要设计人员仔细了解项目实际情况及需求特点等信息,合理设计热回收系统形式、控制方式、设备选型等才能达到节能减排的预期目的。

青岛五菱项目根据项目实际情况,配置了1台工业级中高温热泵,额定制热量2000kW,该热泵负荷调节性能好,蒸发器进水温度范围广其压缩机能提供更高的压力和更大的压缩比,从而使工业热泵中温热泵最高出水温度可达70℃,工业高温热泵最高出水温度可达85℃。如图5。

工业热泵主要运用于化工、冶金、电镀、纺织印染等有废热排放且有热量需求的工业场合。在北方许多工业甚至办公类建筑都有运用。该技术发展成熟,技术可靠,为该项目的热回收提供了技术保障。该机组有以下特点:

(1)经济高效

机组能效比平均4.7以上,即输入1KW的电能得到4.7KW的热能;比原有蒸汽加热可以节约运行费用50%以上!

(2)安全

热泵机组采用两套电子膨胀阀,增加系统的安全性;

(3)可靠

热泵采用两套热泵专用控制器,互为备用提高系统的可靠性;

(4)控制先进

具有GSM无线远程监控功能,可通过手机短信息的方式控制机组启停机,另外在机组系统发生故障报警的同时向业主以及厂家发送一条短信息报警,缩短售后服务响应时间。

该项目节能改造流程简图如图6。

该项目总投资30多万元,于2014年3月开始建设,同年5月底竣工,目前已投入运行半年时间,其节能效果显著,投资回收期约1.5年。

3、废热回收用于涂装前处理的经济可行性

该项目于2014年5月底竣工,截止发稿已运行半年有余。根据业主反馈数据如下。

注:上表中10号为未开启热泵热回收系统,仍用原来的蒸汽加热系统制取涂装前处理工艺热水,1 1号为开启热泵热回收系统,优先使用热回收热量所消耗的蒸汽量。以上数据由青岛五菱业主能源部门提供。

上表中,6月10日,该热回收系统关闭,开启原蒸汽加热系统,通过原蒸汽系统计量表读出蒸汽消耗量164GJ,成本为14645元;11号开启热回收系统,蒸汽作为补充,蒸汽总耗量为43GJ,用电量为5666KWH,成本为8373元。以上数据均为对外结算流量计显示数据。运行设备当天节省6272元。则全年约节约蒸汽费用225万元。根据实测,6月份由于用热量较小,压缩机一直一个机头运行,机组并没有满负荷开启,按此推算,全年节约超过300万元。

通过分析,原工艺每天消耗能量折标准煤5.596吨,使用该余热回收系统后,平均每天消耗能量折标准煤2.164吨,节能率61.33%,节约标准煤1235.52吨/年,减排CO22627.58吨/年。节能效果显著。同时热回收用于汽车涂装前处理工艺的节能效果、经济效益和社会效益正让其显示着强大生命力和广阔的市场,势必将带动同行业以及相关地区、相关产品的发展。

下图为采用热泵热回收作为涂装前处理工艺热源后,汽车生产单耗数据对比表。

由上表可知,汽车涂装前处理工艺用热采用热泵废热回收技术后,其单产能耗下降75%,可为整车能耗降低0.069GJ/台。按蒸汽价格89.3元/GJ计算,每台车的生产成本约下降6.16元。且该项目总投资310万元,其项目投资回收期约1年。

注:上表数据由青岛五菱业主提供。

由上表可知,该项目截止发稿运行5个月,与2013年同期相比,每月节约蒸汽量约2500-3000GJ左右,节约运行费用20多万元/月,节能效果十分显著。

4、结论

本文给出了汽车涂装车间涂装前处理工艺运用工厂废热回收替代其蒸气的技术可行性及经济性分析,通过项目实例的运行数据及分析可得出以下结论:

(1)汽车整车厂中涂装前处理工艺所耗热源(大部分为蒸汽)较大,且同一厂内焊接、空压机均有大量的工艺冷却水存在,可通过热泵热回收技术在厂内实现冷、热的回收综合利用,在汽车整车厂均可以采用此方法;

(2)该技术已通过实践验证,其运用的技术均较成熟的技术、设备,具有技术可行性,且运用该技术后,其涂装前处理工艺中的单台汽车能耗可下降50%—75%,项目实际案例中涂装工艺单台汽车能耗降低0.069GJ/台,节能潜力巨大,一般投资回收期在1-2年,极具推广价值;

(3)汽车整车厂涂装车间涂装工艺虽随着车型不同、大小不同而有差别,但其基本原理相似,该技术可在汽车行业大量推广使用,对汽车行业节能具有很大意义。

摘要：汽车制造行业高速发展的同时,也带来了能源的大量消耗及环境的污染,汽车涂装工艺是汽车制造中的能源消耗大户,针对汽车涂装车间前处理工艺中用热特点,利用余热回收再利用及高温热泵技术回收汽车制造厂中排放的余热来替代涂装前处理工艺的蒸汽使用,实现能源的综合利用,降低汽车制造业单位产量的能源消耗和污染排放,实现新型工业化发展的目标。

关键词：汽车制造,涂装节能,余热回收利用

参考文献

[1]洪光日涂装前处理工艺设备[J].汽车工艺与材料.

[2]王锡春汽车涂装节能的新工艺技术[J].现代涂装.2012年4月第15卷第四期.

[3]田文彪、魏明、尹娟、宋衍国汽车制造企业能耗分析及节能新技术[J].节能.2007年第11期.

废热回收利用篇5

采用水源热泵从热电厂冷却水中回收废热, 不仅可以解决废热、废水等直接排放造成的能量浪费, 为建筑供热和制备生活热水, 而且还可以间接解决环境污染问题。目前, 我国发电厂的平均发电效率均在50%以下, 采用水源热泵从热电厂冷却水中回收废热, 是提高综合发电效率的有效途径。另外, 水源热泵机组对各类中低品位的余热资源进行余热回收, 没有燃烧过程, 不排放废水、废气等废物, 符合现在国家的可持续发展及环保的要求。

2 水源热泵系统

热泵供热实质上是以消耗一部分功作为补偿条件, 把热量由低温处转到高温处。热泵循环在被加热物体温度TH和环境温度TA之间工作, 热泵从作为低温热源的环境介质中吸热, 而向作为高温热源的被加热物体供热, 以维持其温度高于环境温度。

热泵可以采用吸收式热泵, 利用蒸汽、燃油、燃气等作为驱动热源, 也可以采用压缩式热泵, 利用电力作为驱动能源。根据循环水源热泵系统的运行工况分析, 采用压缩式热泵的Co Ph可以达到4~7, 采用吸收式热泵的Co Ph可以达到1.7~2.3。即如果采用电力驱动的压缩式热泵, 系统制热量是耗电量的4~7倍;如果采用蒸汽驱动的吸收式热泵, 系统制热量是耗电量的1.7~2.3倍, 节能效果显著。

3 发电厂循环冷却水参数分析

我国发电厂循环冷却水资源非常丰富, 不仅分布广, 而且利用潜力大, 具有余热温度较高且载热体流量稳定的特点, 由于发电厂循环冷却水的温度往往只比环境温度高10℃左右, 品位不高, 因此人们对这部分能量的利用不够重视, 往往直接排放到大气中去。这样不但造成了能量的浪费, 还给环境带来了热污染。而且, 目前我国火力发电机组供热多为热电联供的方式。对于抽汽供热的方式, 供热蒸汽一般都要经过降温、减压, 进入用户前通常还需要热交换, 因此会大大降低能量的品质, 既不合理也不经济, 若利用循环水的热量, 使用可控制温湿度的热泵系统, 不仅能使人感到更加舒适, 而且这种方式比抽汽供暖要经济得多。

4 以火力发电厂循环冷却水为热源的水源热泵系统可行性分析

4.1 发电厂循环冷却水在主厂房吸热后携带大量热能

经过冷却塔进行冷却过程中, 大量热量被浪费掉, 同时, 有一部分循环冷却水被携带蒸发, 损失了可贵的水资源, 造成循环冷却水系统必须补充一定水量以满足系统运行。电厂冷却水余热回收较污水热能回收更容易实现, 因为电厂冷却水较污水有着更清洁的水质, 对管道的腐蚀和结垢没有污水严重, 不容易形成生物膜。

4.2 以发电厂循环冷却水为热源的热泵与目前常用热泵的热源相比具有下列显著优点

1) 蕴含的热量巨大。2) 循环冷却水的温度和流量都稳定, 一般都保持在20℃以上, 蒸发器不会出现结霜现象。3) 循环冷却水比较清洁, 无腐蚀问题, 不易导致传热效果的恶化, 换热器清洗也比较方便。4) 利用了循环冷却水的余热, 可以减少冷却塔向环境的散热和冷却水的蒸发损失, 减少污染, 节约水源。5) 能降低凝汽器循环冷却水进水温度, 提高汽轮机凝汽器的真空度, 增加机组的通流量和发电功率。

4.3 以发电厂循环冷却水为热源的热泵具有以下特点

1) 环保效益显著。水源热泵是利用了发电厂循环冷却水作为热源, 进行能量转换的供暖系统。供热时省去了燃煤、燃气、然油等锅炉房系统, 没有燃烧过程, 避免了排烟污染。不产生任何废渣、废水、废气和烟尘, 使环境更优美;2) 高效节能。水源热泵机组可利用的水体温度冬季为12~22℃, 水体温度比环境空气温度高, 所以热泵循环的蒸发温度提高, 能效比也提高。据美国环保署EPA估计, 设计安装良好的水源热泵, 平均来说系统运行费用可以节约30~40%。3) 运行稳定可靠。水体的温度相对稳定, 其波动的范围远远小于空气的变动, 是很好的热泵热源。水体温度较恒定的特性, 使得热泵机组运行更可靠、稳定, 也保证了系统的高效性和经济性。不存在空气源热泵的冬季除霜等难点问题。4) 自动运行。水源热泵机组由于工况稳定, 所以可以设计简单的系统, 部件较少, 机组运行简单可靠, 维护费用低;自动控制程度高, 使用寿命长可达到15年以上。

4.4 一般中高温水源热泵机组可以产生70℃以下的低温热水

高温水源热泵可以产生70℃~95℃的热水。因此, 水源热泵一般用在低温散热器采暖、地板采暖、空调系统比较合适。

5 以火力发电厂循环冷却水为热源的水源热泵系统存在问题

当然, 以火力发电厂循环冷却水为热源的水源热泵也存在一些问题, 比如当电厂供热用户距离电厂较远时, 可能会影响到供热效果, 为了解决这一问题, 有以下几点需要注意:

1) 热泵产生的热能利用城市供热热网几乎不太可能, 因为城市供热管网供水温度一般在150℃左右。因此, 一般应考虑单独敷设管网来解决这一问题。2) 用户末端建议尽量采用风机盘管或地板辐射采暖系统, 因为这两种采暖系统需要的供水温度较低。

6 小结

通过以上分析可以看出, 以火力发电厂循环冷却水为热源的水源热泵进行供暖是经济可行的, 同时, 也减少了火力发电厂向大气中的废热排放量, 降低了大气的温室型效应。热泵技术还减少了发电厂中的循环冷却水的蒸发损失。对机组而言, 他还降低了循环冷却水的进水温度, 提高机组的真空度, 增加了机组的发电量, 降低机组的热损耗。由此可见, 合理充分的利用发电厂循环冷却水中蕴含的热量进行供热, 既可以达到节省能源的目的, 又可以降低对换将的污染。

参考文献

[1]仇保兴.中国建筑节能年度发展研究报告[M].北京:中国建筑出版社, 2007.

循环水出水废热利用篇6

某火电厂为满足机组供热改造后除盐水耗用量大大增加的要求,实施了化学系统扩容改造,化学水处理系统采用超滤反渗透预脱盐装置制取除盐水,满足发电、供热需要。但是超滤反渗透系统制水所需化学清水温度达到20℃才能满足制水要求,否则超滤反渗透系统出力将大大降低,而冬季水温较低,系统设计上采用蒸汽加热的方法将化学清水加热到20℃以满足超滤反渗透制水要求。这种方法不仅大大增加了蒸汽使用量和生产成本,而且不利于节水、节电。该火电厂机组凝汽器采用直流循环方式,即使在冬季长江水温较低的情况下,经过凝汽器的换热作用,循环水出水可提高10℃左右,基本能够满足超滤反渗透系统对水温的要求,因此拟采用循环水出水作为化学水处理的原水,以减少或不使用蒸汽加热[1]。

2化学水处理原水取水系统改造方案分析

2.1改造方案

化学水处理原水取水系统的改造主要将原水泵的取水口由循环水进水口搬迁至循环水出水口,#1原水泵也随系统的重设搬迁至机组凝汽器北侧A墙边,输水管道重新敷设,供电电源不变,即控制系统不改变。改造后的系统示意图如图1所示。

2.2改造方案可行性分析

原水泵安装在凝汽器北侧零米层,泵中心线距零米层约0.5m,距凝汽器循环水出水最高点弯头处的距离约5m左右,原水泵进口管道相对较短,管道阻力可以忽略不计,原水泵进口管道的装置汽蚀余量约4.77m(20℃时,水的汽化压力约0.23m水柱),小于水泵的汽蚀余量,运行中可能出现叶轮轻微汽蚀,但不影响运行,因此改造中将叶轮更换为铸钢或不锈钢材料。冬季情况下可以在不影响机组真空情况下,适当关小循环水出水阀来调节原水泵进口压力,尽量保证水泵不汽蚀运行。

(1)水力计算[2]

管径的选择:根据《火力发电厂汽水管道设计规程》要求,原水的最大流速为2.5m/s[3]。

原水泵参数如表1(表1括号内为改造后的数据)。

r=167mm,即D=334mm,因此选则管径为350mm的管道。

(2)管道压损计算[2]

由于管道摩擦系数λ=

式中,Kd为管子的等值粗糙度,考虑正常条件下工作的无缝钢管,Kd=0.19mm。

因此λ=0.017

管道总阻力系数ξ=

其中L为管道总展开长度,实际安装长度为400m左右。

因此ξ=19.43

管内介质动压力Pd=

其中:Pd为管内介质的动压力,kgf·cm2;w为管内介质的流速,m/s;g为单位换算常数,取9.81,kg·m/(kgf·s2);v为管内介质的比容,m3/kg。

在管内介质动压力计算过程中,考虑到管道腐蚀、结垢等因素,管内介质流速选为2.5m/s。

因此

管道压损为Pd×ξ=19.43×0.032=0.62kgf/cm2=0.062MPa

压力为20-6.5=13.5m水柱的压力可以送到原水澄清池。

即可以确定原水泵的扬程为20m。

3化学水处理原水取水系统改造

2009年9月利用机组检修机会将#1原水泵搬迁至#1机组凝汽器北侧A墙边,进水取自#1机凝汽器A侧循环水出水,利用管道将取水引至化水制水车间,管道上设置原水加药点,移位后的原水泵控制方式不变。

4改造后节能效益分析

#1原水泵取水系统2009年12月上旬使用至2010年5月上旬,共运行5个月,期间未使用蒸汽加热便满足了制水需要。

根据水的比热容,可以计算出不同月份将化水取水温度加热到20℃所需热量。而在换热器使用过程中,运行人员一般将换热器疏水温度控制在20℃～25℃之间(计算时采用23℃),疏水压力为0.5MPa,即疏水的焓值为97.03kJ/kg。因此可以计算出过热蒸汽通过换热器后释放的热量。

假设每月用于加热化水原水实际需要的热量为Q,1kg过热蒸汽至饱和水释放热量为Q1,Q1=过热蒸汽焓值-疏水焓值。则每个月所需蒸汽量T=Q/Q1,具体计算值见表2。换热器换热效率为0.8。

通过计算分析,2009年12月至2010年5月使用化水#1原水泵后,5个月共减少化学水制水蒸汽用量约1.59万t,节约用水约2.3万t。

5结语

该火电厂化水原水取水系统的改造项目是结合该公司生产实际实施的,节能效果明显,给发电行业水处理节能改造提供了一个可以参考的方法。

参考文献

[1]刘桂玉,刘志刚,等.工程热力学[M].北京:高等教育出版社,1998:23-46.

[2]伍悦滨,朱蒙生.工程流体力学泵与风机[M].北京:化学工业出版社,1980:55-69.

铝用炭素煅烧系统烟气废热综合利用篇7

冶金企业属于耗能型企业, 其能耗占全国能耗的10%左右, 占工业部门能耗的15.25%。目前, 能源生产的增长速度尚难以适应国民经济发展的要求, 能源价格仍呈上升趋势, 这对于能源费用占企业生产总成本20%～30%的冶金企业将是新的挑战。因此, 节能降耗是冶金企业长期的战略任务。有色金属行业中从事电解铝生产的企业, 无论是在电解生产过程中还是在铝用炭素生产过程中, 都会产生大量含有可利用热量的废气、废水、废渣, 同时在各工序之间存在着含有可利用能量的中间产品和半成品。充分回收和利用这些能量, 是企业现代化程度的标志之一。

在各种工业炉窑的能量支出中, 废气余热约占15%～35%, 这些废气净化处理后是一种输送和使用方便、燃烧后又无需排渣和除尘、不易造成环境污染的优质能源。但是由于企业生产结构和工业炉窑配置等原因, 目前我国许多冶金企业仍排放大量富含热量的废气。这是造成企业能源消耗高的一个重要原因, 也是造成我国环境污染严重的根源之一。

1煅烧系统烟气废热应用状况及趋势

大屯铝业铝用炭素阳极生产设计产能为6.4 t/年, 采用煅后石油焦为主要原料, 煅后石油焦由延迟石油焦经Φ2.6 m×50 m的一条旋转煅烧窑在1 250 ℃温度下煅烧而成。每生产一吨炭素阳极需消耗0.927 t延迟石油焦。正常工况下, 延迟石油焦经燃烧窑煅烧后生成的煅后焦约为生料的70%, 其余30% (其成份主要为挥发份、水份、部份固定碳) 则在燃烧过程中, 化为高温烟气。据了解, 目前同行业已有部分铝厂着手对此类热源回收利用的研究。

我国冶金工业余热资源丰富, 回收利用的潜力很大, 但“七五”后期以来乃至整个“八五”期间, 节能工作进展缓慢。“八五”以来, 能源涨价幅度加大, 能源费用在产品成本中的比重不断增加, 市场竞争的形势要求企业寻求降低生产成本的措施。

大屯铝业炭素工程己建成10～12 t/h下料量的煅烧窑一座, 正常运行时, 烟气排放量为57 000 m3/h, 烟气温度为900～1 100 ℃, 此类高温烟气长期直排, 会对区域大气环境造成热污染, 不符合环保要求。合理解决废热高温烟气的利用, 不仅社会效益显著, 同时经济效益也是相当可观的。

根据贵阳铝镁设计研究院的设计分析, 大屯铝业现有煅烧窑按设计产能形成的烟气热焓足以驱动28～30 t/h蒸汽锅炉。按设计, 年产6.4万t炭素阳极生产线现配套的石油焦锻烧窑年运行时间为6 000 h, 若以所配余热锅炉理论上年产蒸汽热焓折算, 其热能相当于年燃烧2.45万t原煤 (以上海能源姚桥矿原煤平均发热量5 600 Kcal/kg计, 煤的燃烧效率按92%计, 锅炉热效率按95%计) 。

铝用炭素煅烧回转窑废热烟气热能综合利用项目的合理规划及顺利实施, 对于铝用炭素生产及钢铁等冶金行业的废气热能利用具有实践意义。

2烟气综合利用方案

2.1烟气加热, 采用烟气热煤炉取代燃油热煤炉

按照当今行业余热利用趋势, 以高温烟气的直接利用为最佳选择方案。

大屯铝业阳极炭素成型车间导热油系统为贵阳铝镁设计研究院设计, 使用的是常州综研加热炉有限公司生产的YYL-240 (210) Y型导热油炉, 最大供热量为Q=8.8 GJ (210×104 Kcal/h) , 循环泵流量为200 m3/h。系统运行过程中存在如下问题:

①燃油热媒炉运行稳定性差。自2006年7月运行以来, 多次出现燃烧器结焦熄火, 影响热媒炉的正常运行, 且德国扎克公司生产的燃烧器工艺复杂、维修量大、备件价格昂贵。

②系统稳定性差给安全生产带来重大隐患。据统计全国同类热媒炉失火、爆炸等重大事故发生率高达80%。

③燃油热媒炉油耗高, 增加了生产成本。在正常情况下, 以热媒炉风门开度为70%计算, 全年生产320天计, 全年共用重油1 440 t, 按3 000元/t计算, 其燃料费高达432万元/年。

在本方案利用高温烟气进行热媒加热, 无论供热量或供热温度均能满足生产用热的要求。根据测算, 其供热量或供热温度均能满足生产用热的要求, 能保证阳极生产的稳定运行, 收效明显。将热媒炉改为用部分回转窑高温烟气加热, 故障率低, 便于维护, 不仅能保证成型系统的生产, 同时可节约大量的燃料重油和设备备件, 大大降低生产成本。

在回转窑沉灰室后与余热锅炉并接设一台利用烟气加热的导热油炉。从沉灰室后烟气管道各引出一支管进入导热油加热炉, 从导热油加热炉出来的烟气经旋风除尘器净化后由引风机送入烟囱排空。利用导热油炉前的阀门及引风机的转速来控制热收入, 满足稳定的自动化生产需要。流程图见图1。

阳极生产系统导热油的改造, 不仅为成型系统生产带来稳定的热源, 而且大大增加了导热油的使用寿命和系统安全运行系数, 并带来可观的经济效益及社会效益, 也为回转窑烟气余热利用开辟了新的道路。

系统改造完成后, 保证烟气热媒炉正常运行所需的高温烟气只有回转窑废热烟气总排量的15%, 也就是说在采用烟气热媒炉进行热媒加热的过程中, 后续的余热锅炉仍能保证25 t/h能力的余热蒸汽提供。

2.2蒸汽供暖, 作为铝业公司厂区采暖气源

本方案敷设管道引余热锅炉蒸汽接入铝业公司生产用汽及采暖管道, 以此锅炉蒸汽作为沥青保温等工艺生产用汽, 及冬季采暖气源。其中大屯铝业常年生产用汽5 t/h, 冬季采暖用汽4 t/h。

采用以上两方案后, 冬季余热锅炉仍有16 t/h以上的供热能力, 非冬季供暖期间, 余热锅炉可提供20 t/h以上的供热能力。

2.3蒸汽发电, 作大屯铝业自配套余热发电机组的蒸汽源

在铝业公司厂区内就地自配小型汽机发电。由于煅烧窑、余热锅炉以及发电设备同在一个厂内, 上下工序间协调联动容易。因此窑、炉、机组停运比较平稳。此方案借鉴于南屯铝业余热锅炉运行经验, 从余热锅炉运行特性适配的角度, 蒸汽发电的方案是可行的。

该方案实施时, 机组用汽量与锅炉供汽量负荷可按预先设计匹配, 具有工序间连动协调性好、蒸汽利用率高、受外界因素制约小等特点。

此方案蒸汽发电的原理是:将余热锅炉产生的28 t/h、1.25 MPa、194 ℃饱和蒸汽, 首先引入两套QSF14-1.2型汽水分离器, 使汽水干度达到99.5%;再将其分别引入凝汽式汽轮机, 带动一台3 000 kW发电机产生发电。

2.4控制系统设计原则

在系统的废热利用的控制流程上有3个环节, 这就需要设计完善的控制系统, 实现配合和闭锁的控制功能: