吸收式热泵用于稠油污水余热回收的仿真和优化

目前 ,辽河油田稠油生产过程中产生大量 6 0℃以上的污水 ,总量在 30 0 0〔10 4t/a ,其中包含的余热量很大 ,回收稠油污水的余热可以获得巨大的经济效益和社会效益。回收稠油污水的余热 ,可以为长输管线拌热、用户供暖、锅炉来水加热等提供热源。为了选择适当的余热回收方案和余热回收系统的工作参数 ,本文对回收稠油污水余热的吸收式热泵进行了仿真和优化。1 稠油污水余热回收方案根据现场的实际情况 ,设计了两种利用第一类吸收式热泵回收稠油污水余热的方案。方案一 :利用典型的第一类吸收式热泵回收稠油污水的余热。本方案的基本流程是 :…     

采用热泵技术回收油田污水余热

大庆油田采用热泵技术回收油田污水余热,用于采暖和生产供热,取得了节能降耗的明显效果。根据现场调研资料介绍了大庆油田在联合站、注水站采用热泵回收污水余热代替锅炉等常规供热设施的技术路线。热泵应用于含油污水余热回收在技术和经济上都是可行的。     

油田污水余热回收利用技术

采用污水源热泵技术回收油田污水中的余热,作为低温热源供热,是实现污水热能综合利用的有效途径。本文结合设计实践,举例说明了油田污水余热回收利用的原理、装置和节能等方面的技术。     

龙一联合站余热回收利用

龙一联合站作为采油九厂北部油田的枢纽站,随着北部油田新区块的生产开发,该站处理量逐年增大,导致耗电、耗气等耗能量不断增加。而该站处理工艺中没有充分利用污水余热和燃气发电机组高温烟气的余热,造成能源浪费。针对这一问题,通过分析龙一联热负荷和余热现状,提出了压缩式热泵机组联合烟气余热回收装置的余热回收工艺,利用该工艺回收余热6.33 MW,可以完全替代采暖炉和脱水加热炉,部分替代掺水加热炉和外输加热炉。龙一联合站通过这种余热回收工艺回收低温余热和烟气余热,每年节省标准煤3 579.4 t,最终达到降低生产运行成本、节约能耗的目的。     

热泵替代原油加热炉进行污水处理

作为热泵机组的热源,油田污水与普通污水相比具有明显的高品位热能优势。分析中国东北地区污水排放现状和常规污水源热泵的特点,利用吸收式热泵技术回收油田生产中的污水余热,用于油田生产和居民生活供热。现场测试表明利用热泵系统取代原加热炉系统是可行的,且具有显著的节能效益。     

丙烯腈污水焚烧炉烟道气结垢原因探析

介绍了丙烯腈污水焚烧炉在进行烟气余热回收时，烟气易在换热器中结垢而造成阻塞的原因，指出焚烧炉的烟气余热回收时事先需解决烟气结垢的问题，分析了国内同类装置的污水和烟气垢样，找出了换热器结垢的原因并提出了解决结垢的对策。     

规模化高温半焦余热回收工艺简述

本文对规模化高温粉料半焦余热回收系统中,常用的几种技术方案,进行了详细的介绍和分析,其中重点对热泵技术在余热回收中的应用提出了工艺和参数。针对不同生产规模、投资等因素下,合理选用余热回收方案,提供了依据。     

直燃型第一类溴化锂吸收式热泵的应用与节能效果分析

针对目前油田原油生产过程中产生的大量污水余热,以及原油加热过程中大量的用热需求,华北油田结合各联合站低温污水资源和生产过程能源利用现状,加强地热资源的开发,替代原油、天然气和原煤等其他燃料,提出了在任一联合站利用直燃型第一类溴化锂吸收式热泵对污水余热回收系统进行改造,有效利用原油分离水的热量,提供中温的联合站办公采暖和工艺用热水。实践证明直燃型第一类溴化锂吸收式热泵替代燃油锅炉供热项目取得了巨大的经济效益。     

基于热泵技术的热冲压系统余热回收分析

探讨了用热泵技术将热冲压系统中的余热进行回收的可行性。研究采用了基于热泵技术的余热回收系统,分析了系统组成、工作原理、热工参数和热回收效率等。根据热泵的技术特点本文运用热力学原理着重对生产过程中的中频加热机组、中频电源的热能散失进行了分析与计算。通过对热冲压过程中采用热泵技术进行余热回收方案的制定,分析得出了余热回收系统在热冲压过程中应用的可行性,由计算结果可知每小时可回收的余热 3.18×106kJ,回收的热量每小时可产生 60 ℃的热水 11.77 t。     

海上油气田燃气透平机组烟气余热回收技术应用探讨

燃气透平是海上油气田生产中广泛应用的设备,由于海上生产平台空间的局限性,大部分高温透平烟气余热没有进行回收利用而直接排入大气,造成极大的能源浪费。通过对燃气透平烟气余热回收技术原理及应用实践进行介绍,为海上油气田类似节能改造项目提供良好技术指导。     

催化裂化余热回收锅炉系统升压改造措施及效果

介绍了增加催化裂化烟气脱硫装置后对催化裂化余热回收锅炉系统的影响,并实施了应对措施。在烟气流程优化中采用烟气蝶阀和相应的盲板隔断保护流程取代水封罐隔断,有效减少了烟气阻力降;采用余热回收锅炉本体壁板加固的措施避免了炉板变形、鼓泡等;对穿墙管密封改造后消除了穿墙管烟气泄漏风险;对锅炉防爆门盖和配重块更新后能满足系统升压后的安全运行;生产运行压力低于5 k Pa,能满足烟气脱硫装置所增加的压力降及安全运行要求。通过实施上述改造措施,比新建余热锅炉系统可节省投资约3 000万元,每年可节约电费39.5万元,经济效益和社会效益显著。     

低温余热利用的技术改造

介绍了中国石油大连石化分公司催化、蒸馏装置低温热水系统的供热和取热用户的热水量、温度、热负荷分配和系统运行现状,分析了低温热媒水系统存在的问题,包括夏季热负荷过剩、热输出管道负荷不足、热量利用不均衡以及余热利用仍有潜力等。提出了优化热媒水利用和运行的改造措施,包括优化蒸馏和中水装置热联合利用、回收余热供油罐维温和家属区采暖、回收凝结水余热、随热用户变化及时扩容并改造热水系统等。提出了热媒水系统增设漏油监测仪表和除油措施,解决换热设备泄漏造成热水系统含油问题,确保安全平稳运行。改造后,有效回收了装置低温余热资源,年节约蒸汽336 kt,取得了较好的经济效益。     

连续重整装置余热锅炉的余热再利用

对中国石油辽河石化公司的连续重整装置余热锅炉连续排水系统和2.2 MPa蒸汽凝结水系统进行了改造。结果表明,装置改造后,二者余热回收量分别为1 196.9,836.14 MJ/h,每年节约的总伴热费用为467.86万元;此外,还提高了装置的伴热效率,避免了冻凝现象的发生,达到了排污余热再利用的目的。     

CO余热锅炉技术改造

针对60×104t/a催化装置CO余热锅炉在运行过程中存在的炉膛压力偏高、再生烟气处理能力不足、放空再生烟气物理显热和CO化学能无法回收、排烟温度偏高及热效率偏低等问题,对CO余热锅炉进行工艺流程分析及热工计算,改造后的省煤器效果较好。     

废热锅炉管板与换热管接头结构改进

通过对硫磺回收装置原有废热锅炉高温侧管板与换热管接头泄漏原因的分析 ,提出了改进管板与换热管接头的连接结构 ,实际应用效果较好。     

激波吹灰在列管式余热锅炉上的应用

针对列管式余热锅炉上蒸发器出现的管内壁严重积灰问题,经对几种吹灰器性能比较后,选择ESW激波吹灰器用于蒸发器清灰,获得了良好效果。     

国外进口废热锅炉修复技术研究

某丁辛醇装置的废热锅炉是从德国进口的设备,该设备在现场运行过程中在发现有泄漏,经技术分析发现在内部急冷盘管上有泄漏点。将设备整体拆卸后查找设备泄露原因,制定修复方案,进行修复。修复后的设备达到了原生产工艺要求。     

第二类吸收式热泵回收炼厂低温余热实例

介绍了采用两级第二类吸收式热泵代替原有锅炉,利用常减压、催化裂化和延迟焦化装置的低温余热产生0.35 MPa蒸汽作为气分装置脱乙烷塔再沸器热源的节能方案。设计了1台热负荷为5 000 kW的热泵,其性能指数为0.321 2。该热泵系统投用后每年可节约渣油4 013 t,同时减少CO2排放量6 947.50 t,投资回收期为0.848 a。     

采用复合相变换热器技术回收CFB锅炉烟气余热

采用复合相变换热器（FXH）回收CFB锅炉尾部烟气余热,代替原汽轮机2。低压加热器抽汽加热凝结水,并利用Matlab软件对烟气余热系统进行了热力仿真计算。改造后的运行结果表明,锅炉排烟温度从150～155℃降低至120℃,节省的抽汽可增加发电量175．284×10^4（kW·h）／a,供电标煤耗降低1．323g／（kW·h）,锅炉热效率提高1．85个百分点,改造静态投资回收期约为2．3a;FXH的进口烟气温度不宜超过150℃,所选燃煤的烟气露点温度在108—114℃较适宜。     

催化裂化余热锅炉的技术特点

催化裂化余热锅炉与普通锅炉相比,因过热汽温的调节范围大,运行工况受装置操作条件制约,具有特殊性。本文阐述了催化裂化余热锅炉及其产汽设备在装置中的作用,提出了过热器、省煤器的设计特点。