汽阱乏汽回收装置在热力除氧器的应用

在不影响除氧器除氧的前提下,利用汽阱乏汽回收装置对除氧器的乏汽进行回收利用,取得了良好的经济效益和社会效益。     

基于能源多级利用的高效定排乏汽回收技术研究

某企业高温超高压机组在运行过程中通过定期排污、连续排污、本体疏水等产生大量对空排放的具有低位热能的乏汽,造成能源资源的浪费.针对该问题,通过乏汽回收装置将乏汽与除盐水混合实现热能回收利用,混合后的热水通过板式换热器与冷渣机来水换热加热除盐水.改造完成后,消灭了定排扩容器上冒白气现象,实现能源多级利用.     

除氧器乏汽回收节能技术应用

中国石化集团四川维尼纶厂自备热电厂锅炉给水采用大气式热力除氧,大量蒸汽排至大气,造成环境污染和能源浪费。介绍了除氧器乏汽回收装置运行情况,改造后每年可回收脱盐水2.4万t,节省标煤2 000 t以上,为企业降低成本140多万元。     

乏汽回收及热力除氧一体化装置的应用

通过对中石化巴陵分公司化肥事业部合成车间热力除氧器改造前后的运行情况比较,以及对除氧乏汽回收技术成功应用实例的叙述,阐明了乏汽回收及热力除氧一体化装置的除氧效果,同时杜绝除氧乏汽排空浪费,减少低压蒸汽消耗,达到节能降耗的目的。     

回收除氧器乏汽进行溴化锂制冷节能技术的研究与实践

为了保证除氧器水质溶氧合格,除氧器需对空排出乏汽,乏汽中携带大量蒸汽。为了利用这部分蒸汽,达到节能增效的目的,将高压除氧器排氧阀排出的乏汽进行回收,作为蒸汽溴化锂制冷机组中央空调的工作汽源,可充分利用除氧器乏汽的能量,提高能源利用效率,同时减少用电量。     

压差再利用实现乏汽发电

我厂除氧器加热蒸汽原由背压汽轮机排汽供给,排汽是热网用户的汽源,由于蒸汽压力高出除氧器工作压力较多,需经阀门调节,节流损失大,浪费能源多。我们在该流程中安装了小型背压式汽轮发电机组(旧机组,以下称乏汽轮机),将上述背压蒸汽先作功发电,再送到除氧器,使蒸汽再次得到合理利用,实现了压差二次发电,达到了节约能源的目的。一、乏汽发电装置热力系统简介35吨/时锅炉原以3.43兆帕、435℃蒸汽供3000千瓦背压汽轮发电机组,排汽压力0.49兆帕供各热用户、除氧器及其他设备。现增加乏汽汽轮机两台,发电后,排出蒸汽0.137兆帕,通向除氧器,作加热蒸汽用。     

300MW汽轮机组润滑油系统运行工况分析

主机润滑油系统不仅为汽轮发电机组轴系的主轴承、推力轴承和盘车装置提供润滑油,还为机械超速紧急跳闸系统提供压力油.主机油系统在启动、停机和正常运行三种工况下,油系统的工作方式有很大的不同.因此,分析油系统三种工况的特点,对机组的安全运行调整和油系统的故障分析具有十分重要的意义.     

5×10~4m~3/h(标准)制氢装置低负荷生产运行分析

中国石油锦西石化公司5×10~4m~3/h(标准)制氢装置在43%负荷、50%负荷与75%负荷时生产运行状况表明,装置低负荷运行时,通过提高水碳比、调整配氢量和降低转化炉出口温度等措施优化转化炉操作,水碳比提高到4.7,较设计值提高1.7个单位,配氢量为天然气进料量的25%,较设计值提高15个百分点,转化炉炉膛最高温度控制在950℃,较设计值降低60℃以上,转化出口温度控制在760℃,较设计值降低100℃以上,保障转化炉平稳运行;通过调整空冷入口温度和除盐水预热器换热负荷等措施,优化中变气换热系统,保证设备不超温、除氧器上水温度不超温和除氧水质量合格;转化进料不能再降低的前提下,适当提高PSA系统吸附时间,降低氢气回收率,仅为73.12%,较设计值降低16.88个百分点,减少产氢外送量。同时,针对低负荷运行出现的问题,提出中变气换热系统低温热回收、过剩除氧水回收和炉膛氧含量自动控制等合理化建议。     

凝汽器补水方式改造的经济性分析

对机组在夏季纯凝工况运行时凝汽器补水方式改造的可行性和经济性进行分析,以等效焓降原理计算由此而带来的经济效益,改造后,补水的除盐水达到初步除氧效果,增强了除氧器的运行稳定性,而且使机组后汽缸排汽起到冷却、凝结作用,提高了机组运行的真空度,提高了机组运行的经济性。     

200MW机组转子惰走润滑油压暂态过程试验研究

鉴于一些机组轴瓦烧坏事故发生在转子停机惰走过程,通过对某型国产200MW机组停机启动交流润滑油泵和之后停机过程若干参数的测量,对该型200MW机组润滑油压暂态过程进行了试验研究。结果表明,虽然交流润滑油泵出力在增加,但润滑油母管压力却呈下降趋势。得出了润滑油泵单独供油的切换转速和主油泵入出口压力变化的特性并进行了分析。     

热泵技术在火电厂除氧器废汽回收上的应用

介绍将蒸汽喷射泵技术用于回收火力发电机组除氧器排汽的工程实例,介绍其工作原理、系统构成、控制方式及效益分析.本项目在驱动/引射汽源压力均在较大范围波动的情况下,得到了出口压力稳定的蒸汽以实现除氧器废汽的回收再利用,并实现回收系统排汽压力自动调节,完成自动排氧功能.     

混合干气压缩机出口压力无法达到设计值原因分析及对策

通过研究某公司干气回收装置混合干气压缩机出口压力无法达到设计值的问题,阐述了该装置情况、机组的流程、机组参数,并进行了相关问题描述和分析。针对压缩机振动值超标联锁跳停的现象,调取了压缩机状态监测系统数据,表明该机组联锁停车前振动值没有变化,工艺流量和转速平稳,没有异常波动。通过查阅机组安装资料,确认各项装配参数未超标,结合系统监测数据判断出压缩机在运行阶段机械性能良好。对转子进行稳定性分析,结果表明满足API 617标准要求。对压缩机拆检后发现瓦块有磨损,结合该机组结构得出喘振是损坏设备的主要原因。通过原料气分析和其他技术分析,得出原料气的相对分子质量偏小是导致压缩机出口压力无法升到设计值的主要原因。经过采取调整原料气组成、调整防喘振线、增加返回线、降低压比操作等措施,压缩机出口压力有了大幅上升。通过日常运行稳定机组操作,稳定原料气组分及流量,保障了压缩机平稳运行。     

催化烟机回收功率异常状况分析

中国石化长岭分公司2.8Mt/a催化裂化装置主风机-烟机能量回收机组在近期的装置检修中,进行了再生器增设一组外取热器及烟气改入烟气脱硫等工程项目施工。检修后对主风机功率进行核算,机组电机功率较检修前上升1800k W左右,装置能耗大幅增加。对烟机的实际回收功率进行计算,并对影响烟机回收功率的各项因素进行分析,判断造成目前状况的主要原因为:主风机实际耗功增加、增设外取热器造成烟机入口压力下降以及烟气改入烟气脱硫后引起烟机出口压力上升等。相应的整改措施包括降低烟机出口背压,降低主风机出口至烟机入口线路系统压降等。主风机-烟机能量回收机组是催化裂化装置的核心设备,装置任何工艺上的调整,都应使其与机组的原设计工况尽量保持一致,并积极做出调整,避免造成烟机做功损失甚至机组损坏事故的发生。     

醇胺法溶剂再生装置运行异常原因及解决办法

四川石化醇胺法溶剂再生装置共有两套,加工规模均为350t/h,设计加工弹性为60%~110%。装置运行近36个月,出现过工况频繁波动、塔顶堵塞、塔顶回流罐及泵出口管线腐蚀穿孔及非计划停工等问题。分析认为,上游加氢裂化装置外送管线中的富胺液含油带烃,导致返回溶剂再生装置的富胺液含有大量烃、油及氢气,是引发溶剂再生装置、硫磺回收装置波动的主要原因;硫化铵等结晶物是造成溶剂再生塔顶气相管线堵塞的直接诱因;而溶剂再生塔顶回流罐入口及回流泵出口管线腐蚀穿孔,主要是在含有大量硫化氢、氨及水蒸气环境下发生的均匀腐蚀、应力腐蚀、晶间腐蚀。针对上述问题,制定并实施优化改造方案。通过连续11个月的数据观察,装置运行平稳,未出现操作波动、塔顶堵塞、塔顶回流罐(泵)出口管线腐蚀穿孔等问题。且技术改造前,贫胺液H_2S含量平均值为0.61g/L,蒸汽单耗为158.25kg/t;技术改造后,贫胺液H_2S含量平均值下降为0.26g/L,蒸汽单耗下降为127kg/t。     

M701F机组低油压联锁异常分析与处理

介绍了M701F单轴联合循环机组低油压联锁方式,在执行机组低油压联锁试验中发现直流润滑油泵联锁启动后其出口压力起压过慢的异常现象,分析检查后认为,引起润滑油供油压力起压慢的主要原因是直流润滑油泵积空气,通过将直流润滑油泵出口最小流量孔由管道水平位置改至顶部,解决了直流润滑油泵起压慢问题,消除了断油烧瓦隐患,可为同类型机组提供借鉴。     

混流式核主泵中压力脉动特性分析

核主泵是反应堆冷却剂系统的主要设备和压力边界的设备之一,对安全可靠性要求极高。由于核主泵叶轮与导叶的动静干涉作用,以及运行过程中偏离设计工况时,其流道内流体会产生非常复杂的压力脉动,并会对核主泵水力单元零部件产生复杂的附加动态应力而导致疲劳破坏。为提高核主泵的安全可靠性,采用对混流式核主泵进行全流道非定常数值模拟途径来探究核主泵水力单元,在不同运行工况下的瞬态流场,通过研究叶轮、导叶流道压力的时域变化规律,并利用快速傅里叶变化的频域分析方法对压力脉动特性进行特点分析。结果表明:在设计工况下压力脉动幅值最小,若运行工况的流量远远低于设计工况,流道内的压力脉动幅值将大幅度上升,压力脉动最为剧烈点位于叶轮出口。流量的减小对叶轮出口流动影响较小,但对叶轮进口影响较大。压力脉动的频率与叶轮叶片数和导水机构的导叶数有关,叶轮与导水机构的压力脉动主要发生在主频及谐波位置,且为低频压力脉动。     

催化裂化装置蒸汽系统节能优化

石油化工是重要的能源加工行业,同时也是能量消耗大户。蒸汽能耗约占炼油厂总能耗的10%~20%。蒸汽系统的节能可以从两方面入手:采用新的工艺技术降低装置的蒸汽用量;通过合理手段进行蒸汽的回收和利用,尽量减少蒸汽使用过程中的损失。洛阳石化催化裂化装置所用蒸汽分为3.5MPa、1.0MPa、0.3MPa三级蒸汽管网,通过对三级蒸汽网络存在问题进行分析,结合装置特点提出优化措施,并对改造后的节能降耗效果进行计算:增加再生器过热盘管,将过剩3.5MPa饱和蒸汽全部过热,每年产生经济效益1278.96万元;使用气压机性能控制系统,汽轮机消耗3.5MPa过热蒸汽减少,每年产生节能效益315.36万元;将主风机和气压机主油泵出来的乏汽由放空改为并入除氧器中,让乏汽作为除氧器的热源之一,减少了除氧器热源1.0MPa蒸汽用量,每年产生节能效益260.172万元;增加一台重沸器,用分馏一中油过剩的热量给解吸塔重沸器供热,减少解吸塔重沸器1.0MPa蒸汽用量,每年产生节能效益308.352万元。结果表明,节能优化措施效果显著,经济效益巨大。     

基于蒸汽喷射式热泵的火电厂除氧器乏汽回收系统热经济性分析

针对火电厂汽轮机回热系统中的工质损失和热损失,以某电厂600MW机组为例,对采用蒸汽喷射式热泵将除氧器乏汽回收到低压加热器中的节能技术进行研究,利用等效焓降法对各个节能方案的热经济性指标进行了计算,并对不同节能方案的热经济性进行了比较.结果表明:除氧器乏汽通过蒸汽喷射式热泵回收到5号低压加热器(方案4)的节能效果最显著,经济效益最好.与原方案相比,采用方案4,每发1度电平均可以节约标准煤0.3g,按机组年运行5 500h计算,每年可以节约标准煤990t.     

汽动给水泵流量分配对机组热经济性的影响分析

不同的流量分配使汽动给水泵出口压力发生变化,给水泵的效率随之改变,因此会影响机组的热经济性。以N1000-26.25/600/600超超临界机组为例,考虑了给水母管管道水力特性影响,建立了机组热经济性模型;计算出了6种不同给水方案的机组热经济指标,确定了给水泵的最佳运行方式。结果表明:两台汽动泵给水流量不同时,会导致与给水泵相连的除氧器和高压加热器抽汽量发生变化,进而引起机组热经济性的改变;不同工况下,当两台给水泵流量相同时,机组热经济性指标最佳,所对应的给水系统运行方式亦最优。     

竖井贯流泵装置压力脉动数值分析

为深入研究竖井贯流泵站机组振动产生的机理,以国内某大型竖井贯流泵站泵装置模型为例,基于ANSYS-CFX商用数值模拟软件,在不同工况下利用N-S方程和标准κ-ε方程模型分别计算全流道三维非定常湍流。结果表明,采样频率影响压力脉动特性预测、泵装置内压力脉动的主频率为叶片通过频率、在各工况下叶轮进口压力脉动从轮毂到轮缘逐渐增大、运行工况偏离设计工况时脉动幅度变大、水泵叶轮进口前的压力脉动沿轴向向前至0.5倍转轮直径处消失。通过对比泵站模型试验结果与数值模拟结果,验证了本文数值模拟结果的有效性。