热管式锅炉在焦炭生产烟气余热回收中的应用

分析了焦炭生产过程中的烟气余热,介绍了热管式锅炉技术原理和特点及适用性。采用热管式锅炉回收焦炉烟气和锅炉烟气余热,前者可生产0.8 MPa饱和蒸汽8.7 t/h,后者可生产0.23 MPa饱和蒸汽3.45 t/h,每年可增收1 100万元。     

催化余热锅炉热效率降低原因及处理措施

催化裂化装置余热锅炉2009年由卧式锅炉改造为立式锅炉后,过热能力由20多t/h增加至38～40 t/h。然而经过两年多运行,存在一系列问题,制约余热锅炉取热效率的提高。本文重点分析了余热锅炉运行过程取热效率不高的原因,并采取相应的措施,达到降低能耗的目的。     

聚酯装置有机热载体锅炉烟气余热的回收利用

分析了150 kt/a聚酯装置有机热载体锅炉排烟系统的现状以及烟气余热回收的必要性;根据锅炉热平衡提出了烟气余热回收利用方案。结果表明:采用由蒸汽发生器和空气预热器组成的余热回收装置,可将锅炉烟气余热处理成0.8 MPa的蒸汽及锅炉入炉热空气;根据能量平衡建立了余热回收量的数学模型;结合数学模型及装置运行数据,该余热回收方案节能效果明显,烟气余热回收量达31 679 GJ/a,可节约蒸汽8 788 t/a,节约煤3 271 t/a。     

热管技术在硫酸生产余热回收中的应用

在150kt/a一转一吸制酸系统,采用碳钢—水热管锅炉回收转化工序出口的SO_3气体的中温位余热。烟气从300℃降温至250℃,蒸汽产率为1.3t/h,压力为0.7MPa。锅炉立式放置,整体插入烟道。热管可单根拆卸,独立置换。烟箱与汽包间实行双重密封,以确保水汽不漏入系统。该锅炉结构紧凑,操作简便,安全可靠。投资回收期为16个月。     

炼化装置热网联运存在的问题及建议

针对炼化装置热网联运过程中蒸汽管网末端温度偏低,分析了管线输送过程中的理论热损失和实际热损失,推断要满足蒸汽管线末端最低温度时起点的最低温度。对比燃机排气特性在不同负荷运行下设计与实际运行的差异,余热锅炉初始设计产汽量与实际产汽量的区别以及热网的供需平衡,提出了提高4.2MPa中压蒸汽产量,避免中压蒸汽减压至低压;停输化肥厂中压蒸汽;优化燃机余热锅炉运行;提高余热锅炉运行效率;减少电力工程部至化肥厂蒸汽管线热损失运行改进措施,并要求上级生产运行部门要根据各用户蒸汽需求,及时调整燃机余热锅炉运行,尽量使整个热网系统高效运行。     

催化裂化高温烟气的能量回收

介绍了垦利石化总厂催化裂化高温烟气能量的回收利用，通过装置改造前后的对比看出：改造后利用了部分高温烟气余热，产生蒸汽48，000t／a，年新增经济效益432万元；采用新型热管式余热锅炉，本设备具有传热效率高、结构紧凑、流体阻力小，利于控制露点腐蚀等优点；充分利用装置改造的有限空间，烟道采用双层衬里，补偿器采用南京晨光集团生产的炼油专用补偿器。     

RFCC装置外取热器产中压蒸汽盐含量问题的研究

研究了催化裂化装置(RFCC)外取热器汽产中压蒸汽盐含量问题。吉林石化公司炼油厂Ⅰ套140万t/a催化裂化装置实施外取热器汽包改造、余热炉使用新型吹灰器、加强锅炉给水质量等措施,解决反应系统外取热器汽产3.5 MPa中压蒸汽盐含量高问题,避免了大型机组蒸汽透平叶轮因积垢频繁切换清洗,实现了大机组的长周期运行,消除了生产瓶颈问题。     

巴陵石化烯烃部新技术促烟气能量有效回收

自2008年1月至今，巴陵石化烯烃事业部改造后的余热锅炉已连续运行460天，实现了与催化主装置的同步运行，创周期运行最长纪录，中压蒸汽平均产量达到80t，较改造前增加10t。该公司副总工程师兼生产管理部部长夏金魁说：“以前烟气能量回收既是节能降耗的难关，也是影响装置安稳长满优运行的瓶颈，现在终于从源头上解决了问题，一系列的技术改造发挥了支撑作用。”     

利用烟气余热降低CO2生产成本

利用催化再生烟气余热,通过热管换热器加热一乙醇胺溶液,从而减少蒸汽消耗,降低二氧化碳生产成本,吨成本降低122元,产量按1.5万t/a计,年节约费用183万元.     

催化装置CO余热锅炉节能改造

南阳石蜡精细化工厂根据催化装置有关烟气参数、烟气余热回收状况及改造要求,采用国内成熟、可靠的管道式CO焚烧技术。改造后,催化余热锅炉可多产蒸汽8t／h,催化装置能耗降低418．6MJ／t原料;CO对大气的污染显著降低。     

热管蒸发器用于净化工序前的设计方案

某公司现有1套150kt／a硫铁矿制酸装置，进入净化工序烟气温度达320～330℃，经过动力波洗涤器后烟气温度要冷却至60～70℃，烟气通过水冷不仅要浪费大量的水资源而且未充分利用烟气余热。针对这一情况，该公司委托南通贝思特石墨设备有限公司在净化工序前设计1套热管蒸发器，尽量回收该烟气余热。设计数据为：烟气流量5600ITI。／h，烟气进、出15温度分别为325，230℃，给水温度104℃，饱和蒸汽温度180℃，蒸汽压力0．9MPa，蒸汽产量3t／h。     

改造AQC锅炉双通道提高余热发电量的实践

我公司2 500 t/d水泥生产线配套的一组4.5 MW汽轮发电机组于2012年2月投产运行,SP锅炉额定蒸发量为21.5 t/h,AQC锅炉额定蒸发量为5.5 t/h。余热发电系统自运行以来随温度变化波动较大,由于窑系统热工不稳定和余热发电管理水平的欠缺,余热发电系统运行效率低下,发电量较低,2012~2014年平均吨熟料发电量为31 kWh左右。经过几年的运行发现,我公司余热发电SP锅炉入口烟气温度一直在308~328 ℃左右,出口温度180~189 ℃之间,锅炉主蒸汽温度在295~310 ℃左右。AQC锅炉烟风温度随窑工艺状况波动较大且发电量曲线随AQC锅炉烟风温度曲线波动。随着窑系统热工稳定和公司余热发电管理水平的提高,我们逐步认识到要提高发电量必须稳定窑尾锅炉蒸汽量,减少窑尾旁通阀门漏风量的同时,提高AQC锅炉烟气入口温度,从而使窑尾低品位蒸汽与窑头高品位蒸汽混合后提高整体的蒸汽品质以提高系统发电量。     

电除尘器出口烟气废热的利用

介绍了采用热管锅炉回收硫酸系统电除尘器出口烟气废热情况，可回收废热生产0．8MPa饱和蒸汽1．0t/h。通过严格控制饱和蒸汽压力、炉气的三氧化硫含量及入炉原料的水分含量，热管锅炉连续运行两年未发生泄漏。运行一年即可收回成本，经济效益显著。     

热管蒸汽发生器在大型硫酸装置中的设计与运行

介绍了热管蒸汽发生器的结构、工作原理及在祥光铜业700 kt/a冶炼烟气制酸装置中的运行实践。2台热管蒸汽发生器自2007年12月投用以来运行状况良好,工艺指标稳定,热回收效率较高,正常生产时约产2.2～2.5 MPa中压饱和蒸汽700 t/d。     

RFCC装置烟气余热炉防腐节能技术改造

中国石油吉林石化公司炼油厂140万t/a催化裂化装置,通过采用外保温模块式新型结构、水热媒技术、新型吹灰器等措施,对烟气余热炉省煤器、给水系统、吹灰系统实施防腐节能技术改造,提高了余热炉进水温度,消除了低温腐蚀隐患,为装置长周期运行奠定了基础;降低了排烟温度,提高了中压蒸汽产汽量,实现了节能的目的。     

HRS使硫酸厂降低成本

硫酸厂,尤其是硫磺制酸厂,会产生大量的高温位余热。不仅硫磺要在高温下燃烧,而且SO_2转化为SO_3也要在相当高的温度条件下进行。因此,人们长期的实践是,把调节硫酸厂工艺气体温度的方法与回收能量方法结合在一起。此法是让高温的气体通过余热锅炉及与其相连的蒸汽过热器和锅炉给水预热器。现代硫酸厂每产1 t酸(100％H_2SO-4)可发生1.4t高、中压蒸汽。现场其它的工艺装置(例如,磷酸/颗粒肥料生产装置)一般都可非常有效地利用这种蒸汽,或者用于发电。     

余热锅炉省煤器节能技术在催化裂化装置的应用

介绍中国石油大港石化公司1．6Mt／a催化裂化装置利用省煤器回收烟气余热技术改造。该项目实施后，烟气排烟温度由359C降低至160℃左右，装置中压蒸汽发汽量同比增加14t／h，可使催化装置的能耗降低5．3kgeo／t原料，经济效益显著，具有良好的应用效果及推广前途。     

余热锅炉系统技术改造

中国石化洛阳分公司 1 4 0 0kt/a重油催化裂化装置通过更新余热锅炉 ,改造其配套设施 ,充分利用了再生烟气中剩余的CO ,提高了装置 3 5MPa过热蒸汽的产量 ,既降低了装置能耗 ,又改善了环境     

双燃料蒸汽过热系统性能优化及工程应用案例

详细阐述了双燃料蒸汽过热系统的性能特点及工程应用案例,由运行参数可知,该系统将2.73MPa,374.7℃的蒸汽过热至2.72MPa,514.8℃,满足发电机组发电要求且保持稳定,解决了现有余热回收系统回收不稳定,甚至无法开车的问题,下游余热锅炉蒸汽温度和烟气温度双提高,可极大提高系统的回收效率。     

150t干熄焦锅炉系统爆管的原因与处理

济钢焦化厂干熄焦系统年产焦炭112.7万t。为干熄焦装置配套的余热锅炉压力（主蒸汽压力调节阀后）9.5MPa,蒸汽温度540℃,正常蒸汽产量79t/h,额定蒸汽产量86.1t/h。余热锅炉采用膜式水冷壁,高温、高压自然循环,节省强制循环泵。