乏汽回收范文

乏汽回收范文（精选7篇）

乏汽回收 第1篇

关键词：乏汽,回收,排放,热能

国外少数发达国家如美国、日本等已采用喷射式热泵技术回收乏汽, 而国内大多数企业的乏汽直接排放, 只有少部分企业采用换热、喷淋等传统方式进行间接回收, 但效果不理想。

胜利石化各装置乏汽外排一直采用直接外排方式, 损失了大量的能量。为了降低生产成本和能源消耗, 同时消除乏汽直接排放对环境的影响, 采用KLAR乏汽回收技术对低位热能进行了回收利用, 取得了明显的效果。

1工作原理

外排乏汽在以除盐水为工作水的抽吸动力头作用下, 进入动力头内, 与工作水混合, 瞬间完成热交换。乏汽完全冷凝成水, 形成气-水混合物, 进入气液分离装置, 被分离出的氧气经锁压自动从顶部排出装置;温度升高后的混合水由气液分离器底部 (自动控制液位) , 经升压泵提升至一定压力后, 返回除氧器进水总管进水阀后循环使用, 至此乏汽热能及冷凝水被完全回收利用[1]。乏汽回收工艺流程见图1。

2技术对比

2.1各种乏汽回收技术的比较

表1是对各种乏汽技术的对比, 从中可以看出, KLAR乏汽回收技术与常规乏汽回收技术相比, 在许多方面有着很大的优点;为此, 采用该技术对原本直接外排的乏汽进行回收利用。

2.2KLAR乏汽回收技术特点

通过伯努利方程计算动量平衡, 采用旋流分离、界面膜化、释压扩吸等相关技术, 在充分回收乏汽的同时, 保证回水品质, 使回水能够被完全利用。

使用大流量小容积的比例叠加调节技术。气-液分离罐的罐体小巧, 储水量容积只有常规设计的几分之一, 而且液位波动控制精度很高, 可实现无人值守全自动稳定运行。回收装置可以在狭小的空间里安装, 甚至可安装在除氧器平台上, 从而使得热能回收效率最高, 热损失最小。

运用宽负荷稳定运行的动力头。在启动—运行—停止过程中设备无任何振动、噪音, 能在进水流量、压力及乏汽量大幅波动的工况下稳定运行。

具有高效的气液分离单元。在回收乏汽热能的同时, 回收了冷凝水;在回收乏汽的同时, 有效地将排汽中的不凝气体 (氧气和二氧化碳) 排除, 使得作为工作水的除盐水有效地转变为除氧水, 减轻了原有装置的除氧消耗。

乏汽回收系统安全可靠。KLAR乏汽回收系统具有双重安全保护, 当不能回收乏汽时, 压力控制开关发生作用, 电动排汽阀会自动打开排入大气, 对装置出口压力无影响;当电气控制故障时, 机械排放阀能够自动排汽。

3应用效果

为了达到节约能源, 降低生产成本, 提高经济效益, 增强企业竞争力的目的, 在动力除氧站除氧器及重催定排增设了KLAR乏汽回收设备。正常投入使用后, 原排放的除氧器外排乏汽和重催定排外排乏汽不再直接外排入大气, 而是通过乏汽回收技术进行回收利用[2]。KLAR乏汽回收技术自2013年11月应用以来, 回收乏汽量1.3 t/h, 进KLAR水温达到80℃, 温升15℃, 产热水量35.3 t, 取得了明显的效益。

1) 该装置具有双重安全保护:当不能回收乏汽时, 由于压力控制开关作用, 电动排汽阀会自动打开排入大气, 对装置出口压力无影响;当电气控制故障时, 还有机械排放阀自动排汽。由于采用射吸混合方式, 无振动, 无噪音, 无锈蚀, 高速流动而不易结垢, 保证系统无故障期长;因而, 具有维修少、无故障期长的安全效益。

2) 运行性能优良:该装置可以连续运行, 储罐内液位能一直维持在一定值范围, 能自动排出溶解于水中的不溶性气体, 无须配备人员值守。

4经济效益

乏汽回收项目在动力除氧器及重催定排分别增设了1套KLAR乏汽回收装置, 年节约蒸汽1.84×104t, 折合1682 t (标煤) 。项目总投资为170.8万元, 投用后每年创造的总效益为200.62万元 (其中:动力除氧器为112.44万元;重催定排为88.18万元) , 10个月就收回了全部投资。

5结论

KLAR全自动乏汽回收技术应用以后, 设备运行稳定, 没有对其他系统产生不良影响。除氧器及定排工作过程中产生的外排乏汽得到了最大程度的回收利用, 节约了大量的热能, 为石化总厂带来了可观的经济效益;同时避免了乏汽直接排放造成的热污染和噪声污染, 改善了工作环境, 创造了良好的社会效益。该技术自动化程度高, 适用性广, 可以广泛应用于低温乏汽回收。

参考文献

[1]王汝武.热力除氧器乏汽回收新技术[J].节能, 2006, 25 (4) :30-30.

发电厂连排乏汽热能回收技术的应用 第2篇

关键词：发电厂  连排扩容器  乏汽热能回收技术

1 概述

近年来，随着国际能源价格的上升，煤炭价格始终居高不下，通过节约能源来降低生产成本已成为企业亟待解决的问题。发电厂发电过程中，其汽水系统及除氧器的定排、连排扩容器及疏水扩容器都要有大量乏气和低压蒸汽排放出来。与此同时，企业运用蒸汽时，因为工艺等方面因素会出现大量低压蒸汽，这些都造成能源的严重浪费。如果在发电厂运用乏汽热能的回收装置和回收技术，就能够有效回收连排扩容器、定排扩容器及疏水装置所排放的乏汽，及其他生产装置所排放的蒸汽。

2 回收发电厂乏汽的重要意义

发电厂在生产电力过程中存有大量工业乏汽，一些电厂设计建设时未充分考虑乏汽回收工作，例如：热力除氧器装置释放氧气过程中，经常会排掉大部分乏汽，锅炉连排系统疏水闪蒸汽也要直接向外排出。由于乏汽中有大量低品的热能，乏汽价值具有较高的除盐水价值、原水价值及除氧价值。运用乏汽回收技术或装置回收乏汽，不仅能够节约热能，还能有效节约水资源，进而降低总的生产成本，促使企业取得良好经济效益。除此之外，回收乏汽还能够消除环境中的热污染，使人们生活在良好的空间环境中。

3 乏汽回收技术

3.1 乏汽的种类 根据乏汽成分和排放压力，可以将乏汽回收分成有压含不凝气的乏汽回收、有压洁净的乏汽回收、无压洁净的乏汽回收、有压污染的乏汽回收、无压污染的乏汽回收及无压含不凝气的乏汽回收。除氧器乏汽是无压废汽，它含有气体杂质，排放压力较低，输送能力极差，不能直接被运用。

3.2 乏汽回收的基本原理 乏汽回收时运用系统里有剩余压力的水或者蒸汽作为动力，让流体出现射吸式的流动，与此同时，乏汽和水发生质与热的混合，进而加热较低温度的流体，混合温度可以利用调整进水量来实现。气液分离罐中有混合水时，分离罐不仅会输出一些凝结水，还会分离空气减压排气。

近年来，我国的乏汽回收技术发展的非常快，主体结构方面都是由气液分离罐、乏汽动力头、排气装置、液位调节器所组成，乏汽动力头通常采用抽吸方式，与普通乏汽动力头有明显区别。乏汽回收技术适用于各种乏汽稳定并且乏汽量较少的场所，该场所最好没有乏汽、不凝气体及动力冷水的波动，以免产生憋汽。目前，我国的JRW型喷射混合加热器和KLAR型乏汽回收器运用的都是这种技术。也有一些乏汽回收装置运用多段沿程式吸收方法，充分利用多程喷射降淋室与高效汽井吸收室的卷吸作用，让乏汽在流动式渐渐分阶段的被吸收，特别适合不凝气体很多、乏汽压力不稳定的场所。

3.3 乏汽回收运用的可行性 我国关于工业乏汽一直没有明确的定义，很多乏汽和蒸汽锅炉系统紧密相连。对锅炉热力系统来说，除氧器脱盐水经常要经过汽水换热器才能提高水流温度，补充水流进入除氧器前要先经过流量条件控制装置，进而获得很大压力降。热力除氧器的二氧化碳、氧气等跟随蒸汽排放到大气。这种排放乏汽方法的乏汽压力很低。热力系统中的脱盐水通过调节阀的前后压力降、排放乏汽热能及换热器的新蒸汽均是可以运用的。如果运用补充水压力降作为动力，回收排放的乏汽，可以替代一些新鲜的蒸汽，且不会排放不凝气，能够实现乏汽的循环利用。结合以往射吸技术，设计出运用补充水作为吸热的介质，运用补充水压力降，吸收低压状态除氧乏汽，让其和汽水相混合，这种方法在技术方面和理论方面均是可行的。

4 霍州方山发电厂的定排系统和连排系统

霍州方山发电厂的机组是2套66MW的空冷凝汽机组，机组同时配有2台循环硫化床式的锅炉、2台连续排污的扩容器及1台定期用来排污的扩容器。其中，连续排污系统是一个运用并联方式进行排污的系统，锅炉的持续排污水和连续排污的扩容器相连接。为降低热损失，连续排污的二次蒸汽和高压除氧器平衡管直接相连，这样排污水就可以和连续排污系统的冷却汽，连续排污系统加热排污水运用化水车间除盐水，加热后排放到定期排污系统，最先进入排污扩容器，经过扩容以后和排污冷却的并排地沟相连接定期排污系统扩容器型号为DP-7.5，连续排污系统扩容器型号为LP-3.5，最大汽水损失约15t/h。

5 回收连排扩容器的乏汽热能的方案

5.1 应用乏汽热能回收技术前的情况 进行乏汽热能回收前，该发电厂的整年蒸汽量约530t/h，根据5%的污染率推算，每小时约有26t污水排至连排系统扩容器，经过计算每小时约6吨闪蒸气排放，由于蒸汽排放既浪费能源，也会带来噪音，对排放设备附件其他设备产生腐蚀性作用。另外，冬季里排放大量蒸汽的排汽点周围会容易结冰，大量结冰给附近的行人和操作机器的工作人员带来安全隐患，夏季极易产生热污染。

5.2 回收乏汽热能方案的制定与实施 发电厂技术人员经过仔细分析发电系统机组特征及各类设备的运行参数，科学设计回收乏汽系统，将乏汽回收装置与发电机组热力系统有效融合到一起。为减少设备用地面积，便于管理，也节约投入成本，可以安排2台连排系统的扩容器共享一套回收装置，具体是在扩容器的排放蒸汽的管上装设阀门，阀门型号可以选用直径250mm的，回收热能过程中能够停止蒸汽的排放，而后安装一个三通，用阀门把扩容器所排放的蒸汽输至回收装置的汽水混合器内。对于化学车间除盐水，可以在锅炉房和系统管架间的管线处接一些冷水管线，再将其进行合并，最后铺设到连排系统的扩容器位置，汽水混合器位置要装设一些快速切断阀门及手动总阀，以在有紧急需要时及时关闭水源。装设完回收装置以后，关闭原来的排气管阀门，打开汽水混合器蒸汽阀门，使排放的蒸汽经过脱气储水罐进行排放。

5.3 连排系统的控制系统 连排系统的控制系统不仅能够独立运行，还能够利用DCS来控制。运用DCS进行控制时，进水阀开关、变频器的投入及退出、液位信号、水泵的启动停滞信号均能够直接传送给DCS。控制参数主要有：Bp代表变频控制器，D代表进水处的电磁控制阀门，L0代表低液位，Lh代表高液位，Lhh代表超高液位。控制内容：Lh和Lhh液位开关的高、超高液位讯号，当液位介于L0和Lh之间时，表示系统处于正常运行状态，讯号灯会指示正常的液位。流量计是数字式流量计，可以进行瞬时指示和累计指示。磁翻柱显示就地液位，当液位临近超高液位时，电磁阀会自动关闭，进而停止进水，系统也就停止运行。

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图2  连排系统和扩容系统的乏汽热能回收系统控制图

6 结束语

增设连排乏汽热能回收装置总成本为130万，从应用效果看，发电厂连排导致热能浪费的现象得到改善，仅需半年时间就能够收回所有成本，连排乏汽热能回收装置的效益非常好。因此，电力行业要大力推广和使用连排乏汽热能回收装置。

参考文献：

[1]刘颖，吴建伟.乏汽回收装置在热电企业的应用[J].节能，2011（06）.

[2]李东明，李永亮，赵云龙，王丹.锅炉定排扩容器乏汽回收的实际应用和产生的经济效益[J].科技资讯，2013（36）.

[3]陈林养.浅谈大中型火电厂锅炉连续排污余热利用方案[J].广东科技，2012（13）.

除氧器乏汽回收技术研究 第3篇

在电力生产过程中, 目前锅炉给水除氧方式大多采用热力式除氧, 但在排出氧气的过程中夹带排出蒸汽, 造成能源的浪费和环境的热污染[1]。因此, 除氧器乏汽回收对电厂的安全、经济运行具有重要意义。

关于除氧器乏汽回收利用技术近年来进行不懈实践, 目前国内外已有多种成熟型式[2]。从利用对象分, 有工质回收利用和工质热量回收利用两种;从回收利用途径分, 主要包括非生产供热 (供工业和生活用汽用水) 、加热除盐水或凝结水、利用于某级抽汽等;从利用核心技术分, 主要包括汽 (液) 喷射式热泵利用技术、表面式换热器技术、混合式换热器技术和直接利用技术等。

为了减少工质及热量的损失, 回收这部分热能, 本文采用汽 (液) 喷射式热泵利用技术的除氧器乏汽回收装置[3], 对高压除氧器的乏汽进行回收改造。采用的乏汽回收技术利用系统中具有一定剩余压力的除盐水作动力, 使流体产生射吸流动, 同时进行水与乏汽的热与质直接混合, 使低温流体被加热, 并在后续过程中, 恢复加热后的流体压力进入系统, 以维持连续流动。回收器中设有多个文丘里吸射混合装置, 水汽通过吸射器后, 得到充分混合, 达到热与质的良好交换[4]。

本文以等效热降理论为基础[5], 通过计算分析, 除氧器排放乏汽回收改造技术, 减少了工质及热量的损失, 使机组供电煤耗下降, 节能效果显著。

1 项目实施的技术路线与主要改造内容

1.1 项目实施的技术路线

除氧器乏汽回收利用的主要困难是蒸汽中混有一定的氧气, 如作为蒸汽回收, 则氧气会被带入用汽系统, 增加系统设备氧腐蚀。理想的热力除氧器等乏汽回收, 应该是尽可能多地将乏汽凝结, 而氧气等其它不凝结气体, 通过分离器排出。

1.1.1 除氧器乏汽回收至轴封加热器

将除氧器乏汽直接排至轴封加热器的轴封回汽母管中, 其蒸汽在加热器中被凝结水冷却凝结成水回收至凝汽器, 不凝结的氧气被轴抽风机排出, 除氧器乏汽得到有效回收、利用。

1.1.2 利用乏汽回收装置回收除氧器乏汽

除氧器余汽回收装置具体工作原理是利用具有一定剩余压力的蒸汽或一定压力的低温水作动力, 在汽流引射器使流体产生射吸流动, 同时在乏汽回收装置内进行水与乏汽的热与质直接混合, 使低温流体被加热, 乏汽冷却为冷凝水。恢复加热后的流体, 重新进入系统流程, 以维持连续流动。除氧器乏汽回收装置中设有四个文丘里吸射混合装置, 水汽通过文丘里吸射混合装置, 得到充分混合, 达到热与质的良好交换。

将除氧器乏汽回收至乏汽回收装置中, 并通过乏汽回收装置中高压水泵将疏水输送至机组凝结水系统。乏汽回收汽装置采用动态两相流原理、文丘里管原理和微过冷度原理, 利用低温凝水作冷媒介质吸收除氧器乏汽, 在乏汽吸收器内形成微负压, 利于乏汽的排出。

1.2 项目实施的主要改造内容

1.2.1 除氧器乏汽回收至轴封加热器

如图1、图2所示, 在除氧器排氧电动门后增加一道管道截门, 将除氧器运行排氧管 (两道阀门之间) 接至轴加进汽管路。将回收的除氧器乏汽进行回收, 同时在轴加中将不凝结气体分离排出。

1.2.2 利用乏汽回收装置回收除氧器乏汽

乏汽回收装置是由汽液混合式加热器 (以下称为动力头) 、汽液分离器 (或称为除气罐) 及气体排放、热水压力恢复提升回输三个单元 (模块) 及随机液位控制和热能回收计量仪表组成的一体化装置。由3个接口接入乏汽回收系统即可, 对原有系统改动少, 影响小, 收益大, 装置投运后不影响原有设备正常运行。

本装置与原系统连接的地方只有进水, 出水和乏汽管路。进出水部分就相当于在原系统的水路上开两个接口, 增设了一个旁路, 分流一部分水, 对原系统不做任何其他改动。当不使用本装置时, 水流则不通过该旁路, 完全按原系统运行。使用本装置时则打开该旁路就可以了。

乏汽管路也是在原乏汽排汽管上开一个接口, 原排放口仍然保留, 只是增加两个阀门, 通过这两个阀门, 可以使乏汽在进入本装置和进入原排汽口之间相互切换。进入本装置后, 也设置有安全排汽装置, 在超压时自动排汽。

基本流程如图3所示:取凝结水 (35~45℃) 作为工作水源, 经抽吸动力头的作用, 将乏汽冷凝成水, 并变成气—水混合物, 补充水被加热。热水进入气液分离装置, 被分离的氧气及不凝气体经排出装置自动排出。工作水体在高精度液位控制作用下, 经升压泵, 复归到轴封加热器处, 排汽的热能与冷凝水被全部回收。除氧器乏汽回收装置可以安装在汽机6.3 m工作平台上, 安装时各管道的连接要严密无渗漏。为减少热损失, 可以设备外表面加6 mm玻璃棉保温。

除氧器乏汽回收汽装置所需补水用除盐水。乏汽回收装置设计回收量为10 t/h, 为确保安全运行, 并考虑到未来可能有新的乏汽接入, 故选型时以最大量考虑。在除氧器乏汽出口加装新管线连接至乏汽回收装置, 原管线不必拆除, 可在其上安装截止阀, 作为备用。

2 项目实施的主要技术问题及应对措施

2.1 除氧器乏汽回收至轴封加热器

轴封加热器为表面式热交换器, 用于凝结轴封漏汽和门杆漏汽。轴封加热器以及与之相连的汽轮机轴封汽室依靠轴封风机维持微负压状态, 以防止蒸汽漏入环境或汽轮机润滑油系统。除氧器乏汽回收至轴封加热器, 增加了凝结水冷却蒸汽量, 对轴封加热器的运行产生一定的影响。

2.1.1 轴封风机出力问题

“轴加—凝结水—轴封风机”类似于“凝汽器—循环水—真空泵”组成的系统, 轴封风机主要抽吸不凝结气体及其携带的少量蒸汽, 其中溶解蒸汽量取决于空气量、压力和温度, 机械携带蒸汽量取决于流速 (空气量) 。2.2 t/h的乏汽回收至轴封加热器时, 绝大部分凝结成水, 只有很少一部分不凝结的空气需要轴封风机排出。轴封风机在选型时一般留有一定裕量, 因此对轴封风机影响相对较小。

2.1.2 轴加疏水问题

在正常的调峰负荷范围内运行时, 轴加回收蒸汽的量变化不大, 约为1 t/h, 除氧器乏汽进入轴加为2.2 t/h, 大于轴封加热器设计2.38 t/h。轴封加热器疏水管设计直径在25 mm。经核算除氧器乏汽进入轴加后的疏水超出原轴加疏水管通流能力。除氧器乏汽进入轴加后则需对轴加后疏水管路进行加粗。

2.1.3 轴加温升问题

本机组轴封加热器设计温升0.6℃, 最大允许温升2℃。而除氧器乏汽直接进入轴加提高温升2.64℃。势必影响轴封加热器的安全运行, 排挤轴封漏汽和门杆漏汽。排挤轴封回汽造成轴瓦进汽、进水, 影响汽轮机组的安全经济运行。因此, 为保证机组安全、稳定运行, 除氧器乏汽回收至轴封加热器是不可行的。

2.2 利用乏汽回收装置回收除氧器乏汽

2.2.1 防止系统超压

为防止除氧器排空管压力升高, 在各个除氧器排空阀门上并联一个安全阀, 整定压力调到0.25MPa, 安全阀位于逆止阀前, 排空管也不会产生汽水冲击, 当排空管压力超过0.25 MPa时, 安全阀打开。除氧器排空蒸汽进入激波加热器管路上加装低阻力逆止阀, 水不会倒流入排空气管。进入除氧器前加装逆止阀, 防止管内低压除氧给水倒流。为防止系统发生故障时, 造成乏汽管路憋压发生安全事故, 本装置在乏汽进汽管路上均设置了安全排汽装置, 当乏汽管路压力超过警戒值, 安全阀自动开启排汽。

2.2.2 溶解氧问题

在乏汽回收装置运行时, 为防止除氧器溶解氧超标, 汽液分离罐自动排空阀会及时排出气体, 分离罐内水温保持在60~90℃, 压力保持在0.2~0.25MPa。这样溶解氧比常温除盐水的还低。

2.2.3 乏汽回收装置超压问题

本回收装置不属于压力容器, 不会发生装置超压事故。压力容器是指最高工作压力大于或等于0.1 MPa (表压) 的容器, 而本装置的除气罐设计工作压力为常压, 并且在运行中除气罐的最终凝结水温远低于100℃, 不会产生大量蒸汽, 只有少量不凝气体从排汽口排出, 不会发生装置超压事故。

3 项目改造预期达到的主要技术指标

机组实施“除氧器排放乏汽回收”改造后, 不但消除了排汽的噪音污染, 使厂区的空气环境得到改善, 而且减少了工质及热量的损失, 使供电煤耗可下降0.10~0.30 g/k W·h, 节能效果显著。

4 项目投资估算

350 MW机组除氧器排放乏汽回收改造工程投资估算如表1所示。

5 除氧器排放乏汽回收改造经济性分析

机组实施“除氧器排放乏汽回收”改造后, 通过对除氧器乏汽回收节能装置设备进行全面更换, 提高运行可靠性和经济性, 降低电耗, 减少材料、配件消耗, 减轻检修工作量。下面以350 MW机组为例, 进行经济性分析, 相关数据依据如下:

(1) 凝水价格15元/t;

(2) 上网电价0.385元/k W·h;

(3) 综合标煤单价取500元/t;

(4) 年运行时间按5 000 h计算。

5.1 经济效益分析

除氧器乏汽直接回收至轴封加热器与除氧器乏汽通过乏汽回收装置回收至轴封加热器, 二者年可创经济效益相同。但除氧器乏汽直接回收至轴封加热器, 势必影响轴封加热器的安全运行, 排挤轴封漏汽和门杆漏汽。排挤轴封回汽造成轴瓦进汽、进水, 影响汽轮机组的安全经济运行。经过综合分析比较, 认为除氧器乏汽通过乏汽回收装置回收至轴封加热器在技术上是可行的, 且能够达到预期的改造目标, 同时投资回报率最佳。

60%负荷THA工况下, 除氧器排汽量一般约为进汽量 (44 t) 的5%左右, 约为2.2 t。此蒸汽排向大气, 造成热量及优质工质损失, 且噪声较大, 污染环境。

按照年运行5 000 h、冷凝水价格15元/t计算: (1) 每台机组全厂年回收水2.2×5 000=11 000 t, 年节约化学水处理费15×11 000=16.5万元。

(2) 每台除氧器连续排汽量估算约在2.2 t/h, 60%负荷压力0.54 MPa, 饱和蒸汽焓2 572 k J/kg, 进入轴加提高温升 (2572-412) ×2000/ (466800×4.18) =2.64℃, 排挤8#低加抽汽2.64×4.18×466800/ (2525-164) =2169.94 kg/h, 回收做功2169.94× (2525-2393.3) /3600=112.29 k W, 降低发电标准煤耗0.10~0.30 g/k Wh。年节标煤150~450 t, 节约燃料费7.5~22.5万元。

保守计算每台机组除氧器乏汽回收年可创经济效益19.73~34.73万元。两台机组保守计算除氧器乏汽回收年可创经济效益39.46~69.46万元。具体经济效益比较如表2所示。

单台除氧器乏汽回收节能装置总投资约63.96万元左右。每套除氧器乏汽回收节能装置使用上全年可节约19.73~34.73万元。投资回收期约为2~3年。

注:按照年运行5 000 h, 冷凝水价格15元/t计算。

6 结论及建议

本文以等效热降理论为基础, 通过计算分析, 对除氧器乏汽直接回收至轴封加热器及通过乏汽回收节能装置回收至轴封加热器两种回收方案, 从安全性、经济性进行比较。结果表明除氧器乏汽回收采用乏汽回收装置至轴封加热, 可实现99%以上的乏汽热能回收, 即节省了能源, 又消除了除氧器乏汽的噪音污染, 改善厂区环境。

除氧器排放乏汽回收改造技术, 减少了工质及热量的损失, 使机组供电煤耗下降0.10~0.30 g/k W·h, 节能效果显著, 对开展节能降耗工作具有重大的节能示范作用, 建议企业实施除氧器排放乏汽回收改造。

参考文献

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[4]朱登科.热电厂锅炉除氧器乏汽回收利用[J].科技与企业, 2013 (4) :31-34.

[5]聂勇, 孟俊峰, 樊丽平.企业自备热电厂乏汽回收综合利用[J].漯河职业技术学院学报, 2013 (3) :1-3.

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[8]何卫军.方山发电厂连排乏汽热能回收技术的应用[J].山西焦煤科技, 2009 (6) :47-49.

[9]赵伟光.除氧器乏汽回收技术在热电厂的应用[J].包钢科技, 2009 (4) :76-78.

锅炉定排乏汽回收用于电厂采暖设计 第4篇

关键词：电厂采暖,乏汽回收,系统设计

引言

随着社会经济的发展, 能源消耗的日益增加, 节能减排已成为人们越来越重视的焦点, 工业能耗在国民生产能耗中占有较大的比例。电厂在为人民提供电能和热能的同时, 生产过程中会产生大量的废热余热, 而这些余热废热直接排入大气中就会造成浪费能源和对环境造成热污染。本次设计通过利用锅炉定排乏汽用于冬季采暖系统进行了详细说明。

一、常规电厂采暖系统设计

常规电厂设计采暖热水汽源接自汽轮机抽汽, 通过管壳式汽水换热器换出采暖热水供至各单体建筑物, 而锅炉定排乏汽则直接至大气中, 如此一来, 一方面汽水换热器消耗蒸汽提供采暖热水, 而余热乏汽部分热量则白白损失掉。一般项目处在西北、华北等缺水地区, 一般当地水资源紧缺, 工业用水水价较贵, 长期运行, 运行成本、能源消耗方面, 都带来了极大浪费。

二、乏汽回收用于采暖系统

1.项目基本参数

1.1本项目处于严寒地区, 冬季供暖室外计算温度为-11.1℃, 采暖季为5个月.本次电厂主厂房及其附属建筑采用热水采暖, 热媒参数为85/60℃, 电厂热负荷为1050KW (常规折算采暖汽轮机抽汽量1.7m3/h) , 热网循环水量37m3/h热网补水量0.5 m3/h。

1.2锅炉定排乏汽流量2.5 m3/h, 压力0.1-0.2MPa.

2.本次采暖系统原理说明

2.1本电厂采用锅炉定排乏汽用于电厂采暖系统, 代替常规的汽水换热采暖系统, 系统图如下:

2.2系统图说明

1) 锅炉乏汽流量2.5 m3/h, 压力0.1-0.2MPa, 进入乏汽回收装置, 被压力为0.35-0.45MPa的采暖回水吸收, 制出温度为80-93℃的采暖热水进入汽水分离器, 而后经采暖循环泵加压后通过分水器进去各单体建筑采暖。

2) 由于锅炉定排乏汽为常年排放, 考虑采暖系统仅为冬季运行, 非采暖季乏汽经由另外单独两台除盐水泵加压后直接送至除氧器。冬夏切换运行:冬季采暖工况 (FM2关闭FM3打开) , 夏季工况: (FM2打开FM3关闭) 采暖管路及控制系统关闭。

2.3此系统冬天正常运行, 还需解决如下问题;

1) 乏汽回收每小时正常回收乏汽2.5 m3/h, 而采暖系统正常补水量为0.5 m3/h, 此运行工况下, 根据质量平衡, 乏汽回收量大于采暖系统补水量. 在采暖供水管路设置自力式流量控制阀 , 使之流量恒定不变, 通过流量计监测, 多余热水可通过打开阀门FM1送至化学二次凝结水回水母管, 换热回收处理后作为锅炉补水。

2) 常规电厂采暖循环泵压力为0.4MPa左右, 回水压力0.2MPa左右;此次设计由于考虑回水压力要大于蒸汽乏汽压力才能将乏汽完全吸收, 故采暖循环泵压力为0.8MPa, 采暖回水压力0.35-0.45MPa;管路系统设备及管件工作压力0.8MPa, 设计压力为1.0MPa.

3) 为防止乏汽回收装置进水温度即采暖回水温度大于60℃, 影响其吸收乏汽效果, 在采暖回水管装三通温控阀, 当采暖回水温度大于60℃时, 打开三通温控阀除盐水 (20℃左右) 路阀门, 使其与采暖回水混合后温度≤60℃后进入回收器回收乏汽。

4) 常规电厂补水定压为补水泵补水定压, 由于此次系统相当于开式系统, 且乏汽每小时吸收流量大于系统补水量, 故不需要再设置补水泵补水定压。考虑到系统安全运行, 如突然停电或者循环泵故障, 管路出现倒空现象, 在采暖管路系统定压采用高位水箱定压, 定压水箱设置于煤仓间采暖管路高处 (水箱安装高度高于系统最高点1m) , 水箱容积2立方米. 此次高位水箱系统与常规高位水箱系统相比, 少了补水管和循环管, 且膨胀管上设置电动阀, 原因如下:1煤仓间设置采暖, 高位水箱安装于煤仓间高处, 水箱内水不会冻结, 故而不设置循环管 (循环管为防止水箱内水冻结) ;2此膨胀管和高位水箱已不作为系统膨胀之用, 只用于管理系统故障时补水, 且平常不投入使用;

3.本次乏汽回收采暖与常规电厂采暖比较

3.1.初投资减小:常规采暖加热站设备为:汽水换热器、循环水泵、补水泵等, 乏汽回收采暖采暖加热站设备为:乏汽回收装置, 循环水泵等

3.2.常规电厂消耗汽轮机抽汽1.7 m3/h, 整个采暖期耗汽量3800 m3, 而此次乏汽回收采暖利用废热, 汽轮机抽汽耗汽量为零, 节省了大量蒸汽消耗。

3.3.常规锅炉定排废热直接排至大气, 造成热污染, 此次则热污染为零。

总结

本设计对电厂乏汽回收采暖系统进行了认真分析比较, 在符合要求的电厂项目中, 适用性还是比较强的, 项目方案和设计过程可供相关设计人员参考。

参考文献

[1]李善化等·火力发电厂及变电所供暖通风空调设计手册·2001.1·

[2]贺平等·供热工程·中国建筑工业出版社2009.08·

[3]民用建筑供暖通风与空气调节设计规范·GB50736-2012

热电厂乏汽回收经济性研究 第5篇

本文结合该热电厂改造前后试验数据, 研讨改造经济性, 供同类型机组参考。

1 热泵乏汽回收系统概述

溴化锂吸收式热泵由取热器、浓缩器、加热器和再热器四个部分组成。取热器内一直保持真空状态, 利用水在一定的低压环境下, 便会低温沸腾、气化的原理, 将水变为水蒸气。

然后, 将水蒸气引入到加热器, 再以溴化锂溶液喷淋, 利用溴化锂溶液强大吸水性的特性, 其吸收水蒸气会产生大量的热, 将加热器中循环管路的水加热, 使其温度升高。浓缩器的作用就是对溴化锂浓溶液吸收水蒸气后溶液变稀后再进行浓缩, 重新得到具有强大吸水性的溴化锂浓溶液。

再热器是利用浓缩器内蒸汽加热浓缩溴化锂稀溶液变成溴化锂浓溶液而蒸发出来的二次乏汽, 对上述循环管路中经过加热器加热后的热水进行再加热, 从而达到更高的温度。

2012年该热电厂对#3、#4机组进行了利用热泵回收乏汽余热供热系统改造, 采取吸收式热泵回收汽轮机的排汽余热。热泵驱动蒸汽及热网加热器用汽均为原采暖抽汽, 分别在两台机组供热抽汽管上连接一条至热泵驱动蒸汽进口。热泵驱动蒸汽在热泵内做功后凝结成水, 由两台 (一用一备) 凝结泵打至#5低加前凝结水管道。汽轮机乏汽凝结水通过前置凝汽器进一步与热网循环水换热后引进到汽轮机排汽装置。

2 系统改造前后试验数据对比分析

(注:供热季节按185天确定, 标煤量按照标准煤的低位发热量折算)

投切#3机组乏汽系统试验数据表明:1) 在目前供热条件下, 平均电负荷250MW, 平均背压18KPa时, 一台机组可回收热量约164.3万GJ, 折合标煤5.6万吨。2) 在当前负荷及环境条件下, 背压为20KPa左右, 机组整体经济性较好。

3 项目效益分析

1) 根据试验结果计算出:两台机组改造后, 全年余热供热量可达330万GJ以上, 可新增供热面积450万m2以上, 每年可节约标准煤11.2万吨, 减少SO2排放量0.27万吨, 减少CO2排放量26.1万吨, 减少NOx排放量256.23吨, 减少烟尘排放量0.22万吨, 减排灰渣4.24万吨。2) 项目收益:a.电厂实际增加供热面积的供热量收入。按照热价17元/GJ (含税) 、14.79元/GJ (不含税) 计算, 电厂整个采暖季新增供热面积的供热量330万GJ收入为14.79x330=4880.7万元。b.乏汽代替抽汽供热节省的发电量。根据本工程数据, 每采用1GJ乏汽供热, 节省抽汽的发电量为44kwh/GJ。

按照电厂纯凝工况的发电标煤耗为320g/kwh计, 相当于节约标煤44x320=0.014t/GJ, 按照标煤单价345元/t, 相当于节约燃煤支出4.83元/GJ。本工程乏汽代替抽汽供热188万GJ, 折算到节省燃煤费用为188x4.83=908.04万元。

综上所述, 热泵改造, 电厂得到的直接收益体现在两块:增加供热面积带来的供热收入, 节省燃煤量带来的收入。所以, 项目年总收益为4880.7+908.04=5788.74万元 (未计电费、维修费、人工费等) 。本工程总投资为1.15亿元, 近3年内工程将会收回投资。

4 结语

2×300MW机组热泵的投运为我厂的安全稳定供热奠定了良好的基础, 同时也带来了不菲的经济效益。通过实践的检验, 乏汽回收系统改造是正确的、成功的, 值得有类似情况的电厂去借鉴。

摘要：介绍某热电厂300MW机组空冷机组热泵改造乏汽回收所带来的经济效益, 对同类型机组改造具有一定的借鉴作用。

乏汽回收 第6篇

关键词：热力除氧器,乏汽,余热,回收技术

在石油炼化的催化裂解工艺中有余热汽化锅炉系统,在余热锅炉系统中配置了热力除氧器,热力除氧器用蒸汽将常温脱盐水(25℃)加热到104℃的除氧器温度[1],从而降低脱盐水中的含氧量,脱盐水中的氧气由除氧器的排氧口排出,在排氧的同时大量的乏汽随着氧气排到大气中,乏汽的外排浪费大量的热能。这些乏汽含有大量的热能,其热量占除氧器所用蒸汽的5%~10%左右,乏汽热焓和新蒸汽的热焓价值理论上相同的;乏汽的价值=软化价值+热量价值[2]。

目前我公司第一联合车间280万吨/年催化装置有一套产汽量为300吨/小时左右的余热产汽系统,配备一台300吨/小时低压热力除氧器、一套连续排污扩容器和一套定期排污扩容器。

1热力除氧器乏汽排放现状

1.1除氧器乏汽排放存在的问题

目前国内炼油催化装置中的余热锅炉汽化系统中除氧器的乏汽大多直接排放到大气中,目前现状如下:

(1)除氧器排氧管排氧夹带大量二次蒸汽对外排放,这部分二次蒸汽约占除氧器消耗蒸汽的总量的5%~10%,总质量大约为除氧器除氧能力的1%。

(2)除氧器乏汽的排放,冬天热雾弥漫,在设备框架附近形成“冰挂”,夏天热浪滚滚,既对生产环境造成严重的热污染,又可能烫伤现场职工,存在一定的安全隐患。

(3)二次蒸汽夹带水滴附着在周围的设备和管道上,加重了金属设备的锈蚀,缩短设备的使用寿命;

(4)乏汽排放时带走一定量的脱盐水,造成水资源的浪费。

1.2乏汽回收装置的特点及原理

该乏汽回收装置利用工质换热原理、动态两相流原理、文丘里管原理和微过冷度原理,通过用低温水来吸收除氧器乏汽和热量,乏汽回收装置内能达到常压甚至微负压,有利于乏汽的排出,对乏汽的排放不憋压,不影响上游乏汽工艺的排放。

乏汽回收装置由乏汽吸收动力头、集水容器、动力输送单元三个部分组成。汽水混合吸收主要在乏汽吸收动力头内完成,乏汽吸收动力头由文丘里管吸射装置、填料混合吸收装置、旋膜快速吸收装置、排不凝气体装置四个部分组成,其中文丘里管吸收、填料吸收、旋膜吸收等三级汽水吸收装置,能实现高效快速的汽水混合吸收。排不凝气体装置能使空气、氧气等不凝气体和乏汽分离,排出乏汽吸收动力头,不对后续工艺产生影响。汽水混合吸收后形成的高温热水进入集水容器,集水容器设置有导流装置、定压快排装置,汽蚀消除装置、汽蚀消除装置、除污装置、集水容器、碟阀、流速控制管、等组成,主要起到收集高温水的功能。动力输送单元包含高温水输送泵、液位温度控制系统,保证能将汽水混合吸收的高温能自动高效的输送到制定地点再利用。

乏汽余热闭式回收技术具有以下的特点:

(1)无背压运行,有利于乏汽的顺利排出。乏汽回收装置采用独特的动力头吸射装置,利用文丘里管原理,在设备的进口形成相对的“负压区”,有利于乏汽的排出,不影响产生乏汽的生产工艺。

(2)无声、无震动。乏汽吸射装置特殊的流道结构设计,并装于吸收动力头内部,特殊的内部结构设置,有效的消除汽水混合时产生的“水击现象”,保障乏汽回收装置运行不发生震动或嚣叫。

(3)吸收效率高,实现乏汽零排放。通过高效的三级吸收技术,完全吸收工艺产生的乏汽,实现零排放,消除热污染,实现节能减排,清洁文明生产。

(4)水泵无汽蚀,全自动运行。在回收装置内利用汽水动态两项流技术和微过冷度原理,消除水泵因输送高温水时产生的汽蚀现象,确保设备能将高温水输送到指定位置,在液位控制下能实现自动连续运行,具有实现无人值守功能

2乏汽回收系统改造工艺流程

在前期技术方案论证和外出考察现场应用的基础上,我公司决定在一联合装置余热回用中采用除氧器乏汽余热回收技术。

在除氧器平台框架下安装一套XR-FH30型乏汽回收装置,用温度在35℃左右的脱盐水(流量在30吨/小时左右)吸收热力除氧器产生的乏汽,吸收乏汽后的脱盐水(85℃左右)再回到除氧器进水调节阀前再利用。将除氧器的乏汽通过管线引到乏汽回收装置的吸收动力头,在回收装置内利用三级吸收装置的一级文丘里射流装置、二级填料混合装置、三级旋膜汽水混合装置低温水和乏汽进行汽水混合吸收,通过回收装置内置的分离装置将氧气分离,乏汽和低温水混合后形成85℃左右的高温水,高温热水经导流装置进入回收装置的集水容器,乏汽回收装置分离出的氧气通过专用排不凝气体口直接排出装置外,在回收装置下安装有热水专业泵,在液位信号的控制下,热水经过热水泵和泵后调节阀被输送到进入除氧器的入水母管再利用,乏汽回收装置的液面保持稳定液面。同时在水泵出口管路上安装计量流量计,用以计量混合水量的大小,实现节能监测。

3工程投资费用及效益回报

3.1工程投资费用

乏汽回收改造项目整个工程的投资包括设备购置、设备安装、管道安装工程等内容,整体项目工程投资约为90万元。

3.2经济效益回报

一联合催化装置除氧器乏汽回收装置改造项目主体安装已完成,于2015年11月20日投用,通过近段时间的各组数据收集分析,对装置投用后的效益测算如下:

(1)乏汽回收装置安装后的除盐水水表的读数分析,如表1所示。

(2)通过表1分析得出乏汽回收装置各项指标参数,如表2所示。

3.3综合效益

催化装置除氧器乏汽回收系统回收了水资源和能源,具有显著的经济效益,同时还可以减少温室气体、SO2等有害物的排放量,减轻除氧器周边设备和建筑物的腐蚀,改善工作环境,该回收系统在炼油化工催化装置余热利用系统中将有很大推广应用价值。

参考文献

[1]热工技术手册(汽轮机组)[M].北京水利电力出版社,1991.

乏汽回收 第7篇

锅炉给水中的氧是给水系统和锅炉的主要腐蚀性物质, 国家规定蒸发量≥2t/h的蒸汽锅炉和水温≥95℃的热水锅炉都必需除氧, 根据亨利定律可知水中氧等气体的溶解度与其在液面上的分压力成正比, 同时与水的温度有关, 并随着水温升高而降低。水的温度达到沸点时, 就不再具有溶解气体的能力, 热力除氧就是将锅炉给水温度提高, 以减小锅炉给水中的溶氧量, 由于工艺的原因, 从水中逸出的气体需要随着除氧器的乏汽直接对空排放。如果能将这部分具有低位热能的蒸汽有效回收利用, 同时又能排去从水中逸出的气体, 不仅可以减少对环境的热污染还能为企业带来可观的经济效益。

一、催化装置余热锅炉乏汽现状

1、Ⅱ催化装置余热锅炉除氧器

Ⅱ催化装置余热锅炉配套的是一台35吨/小时的除氧器, 除氧温度为104℃左右, 外排乏汽压力0.05MPa左右, 除氧头的排氧外排乏汽管径为DN50, 随着氧气的外排夹带了大量的二次蒸汽排放到大气中, 除氧器的上水分为两个部分, 第一部分为脱盐水, 温度在80℃左右, 流量13吨/小时, 第二部分为凝结水, 回水温度在89℃左右, 由于凝结水的水质具有不确定性, 所以凝结水的流量不是很稳定。根据排氧管径和现场排乏汽的情况, 初步估算外排乏汽的流量在1.0吨/小时左右。

2、Ⅲ催化装置余热锅炉除氧器

Ⅲ催化装置余热锅炉配套的是一台处理量75吨/小时的除氧器, 除氧温度为104℃左右, 外排乏汽压力0.05MPa左右, 除氧头的排氧外排乏汽管径为DN100, 随着氧气的外排夹带了大量的二次蒸汽排放到大气中, 除氧器的上水主要为脱盐水, 温度在60℃左右, 流量50吨/小时。根据排氧管径和现场排乏汽的情况, 初步估算外排乏汽的流量在2吨/小时左右。

二、乏汽回收的必要性

1、乏汽的性质:

(1) 乏汽的热能由显热和潜热两部分组成, 含有大量的低品位热能;

冷凝水是较好的蒸馏水, 适合重新作为锅炉给水。

乏汽的价值=原水价值+软水价值+热量价值。

2、乏汽回收的优点:

(1) 进行乏汽回收, 既节约了热能, 又节约了软化水资源, 从而降低生产运行成本, 符合当前的节能降耗政策。

(2) 进行乏汽回收, 消除热污染、噪声污染和潮湿环境, 达到清洁生产。

三、除氧器乏汽回收实施方案

1、乏汽回收工艺流程

在Ⅱ催化除氧器平台下安装一套XR-FH10型乏汽回收装置用以回收除氧器产生的乏汽, 将除氧器排氧口的乏汽经DN50管接到乏汽回收装置的吸收动力头, 利用脱盐水作为冷媒水来吸收除氧器排出的乏汽, 乏汽和水在动力头内经过吸射装置、吸收盘、旋磨群, 三级混合吸收, 最后形成90℃左右的热水进入回收装置水箱, 冷媒水进水量的大小根据吸收动力头内的温度来进行自动调节, 冷媒水水压不小于0.35MPa, 接自脱盐水管道。冷媒水水吸收乏汽形成高温热水, 在乏汽回收器内维持一个微正压, 既有利于氧气的外排, 又保证热量的成分吸收, 而且乏汽回收器不产生水击和震动等现象, 在乏汽回收装置水箱内的水在90℃左右, 通过乏汽回收装置专用水泵和液位调节阀稳定的输送至除氧器进水口。 (注:乏汽回收流程图见附件)

在三催化除氧器平台下安装一套XR-FH20型乏汽回收装置用以回收除氧器产生的乏汽, 将除氧器排氧口的乏汽经DN80管接到乏汽回收装置的吸收动力头, 利用脱盐水作为冷媒水来吸收除氧器排出的乏汽, 乏汽和水在动力头内经过吸射装置、吸收盘、旋磨群, 三级混合吸收, 最后形成90℃左右的热水进入回收装置水箱, 冷媒水进水量的大小根据吸收动力头内的温度来进行自动调节, 冷媒水水压不小于0.35MPa, 接自脱盐水管道。冷媒水水吸收乏汽形成高温热水, 在乏汽回收器内维持一个微正压, 既有利于氧气的外排, 又保证热量的成分吸收, 而且乏汽回收器不产生水击和震动等现象, 在乏汽回收装置水箱内的水在90℃左右, 通过乏汽回收装置专用水泵和液位调节阀稳定的输送至除氧器进水口。 (注:乏汽回收流程图见附件)

2、乏汽回收装置的原理

乏汽回收装置利用动态两相流原理、文丘里管原理和微过冷度原理, 通过用低温水来吸收外排低压乏汽或锅炉定连排的高温低压乏汽, 乏汽吸收器内能达到常压, 有利于乏汽的排出。同时形成的高温水通过系列的汽蚀消除措施解决水泵输送高温低压水时的汽蚀问题。乏汽回收器由吸收动力头和输送段组成。吸收动力头由乏汽吸射装置、膜式吸收装置、稳定吸收盘、定压快排装置、安全阀等组成;输送段由导流装置、稳压装置、汽蚀消除装置、除污装置、集水容器、碟阀、流速控制管、高温水输送泵等组成。通过设备的上述特殊结构, 使低温水与乏汽充分接触, 低温水吸收乏汽的汽化潜热, 使乏汽发生相变凝结成水, 进入集水容器由高温水泵自动送出。

3、XR-FH乏汽回收装置的特点

(1) 吸收效率高, 无乏汽的外排, 吸收后水温高达90℃;

(2) 无震动和嚣叫噪音, 独特内置式结构在保证高效吸收的同时, 消除汽水混合时的水击和水锤现象。

(3) 设计余量大, 有利于后面系统的全面改造。

(4) 无水泵汽蚀现象发生;

(5) 乏汽回收系统安全可靠:

(1) 在设备本体上有安全阀保证设备整体结构安全

(2) 在进水上通过气动调节阀智能控制, 保证除氧系统的供水安全

(3) 在设备上设置排氧和排不凝气体出口, 设备长压运行, 保证除氧器的安全运行

(6) 系统全自动智能运行, 实现无人值守管理;

(7) 完全消灭了原来在除氧器上的“白龙”, 现场不再有二次蒸汽的排放

4、乏汽回收装置的控制过程

本装置系统主要用于热力除氧器外排乏汽的回收再利用系统, 该系统能对热力除氧器由于排氧产生的乏汽进行有效回收再利用, 主要是用低温脱盐水吸收乏汽的汽化潜热, 同时乏汽发生相变凝结成水, 对乏汽进行吸收后形成85℃左右的热水送到除氧器再利用。这样乏汽的低品位热源就回到除氧器的给水中, 减少了加热除氧器给水用汽的消耗。它的系统组成包括:吸收动力头、回收装置本体罐、输送水泵、控制系统等。

其主要流程是乏汽先进入吸收动力头和低温水混合吸收形成90℃左右的热水, 然后进入集水容器回收装置本体, 回收装置本体罐内的水通过液位PID控制仪调控制水泵和气动调节阀形成稳定状态往外输送。吸收动力头内的温度PID控制仪控制进入动力低温水管路上的气动调节阀, 同时在吸收动力头上设置了排氧口和不凝气体排出口并通过阀门来控制往外的排氧量。水泵一用一备保证设备运转的连续性。

四、经济效益分析

乏汽回收的价值:

乏汽回收的价值主要体现在用乏汽加热低温水提高除氧器进水温度从而节约了新蒸汽和软化水的效益

a) 计算数据:

设备年运行时间为8000小时, 外排除氧器乏汽的压力为0.05Mpa, 蒸汽热焓值为640Kcal/kg;

新蒸汽的价格为65元/吨;压力为:0.92Mpa热值为:665 Kcal/kg

电费为0.50元/度;除盐水价格为6元/吨, 脱盐水温度为:60℃;

两台除氧器乏汽的量按3吨/小时计算

1、将3吨/小时定排乏汽用60℃脱盐水吸收后形成90℃需要脱盐水的量为3× (640-90) ÷ (90-60) =55吨/小时

2、回收定排乏汽的价值:

(1) 全年回收除氧器乏汽折合成新蒸汽的价值为:

3×8000×640÷665×65=1501353元/年=150万元/年 (2)

(2) 回收乏汽脱盐水的价值为:

8000×3×6=14400元/年=14.4万元/年

3、总效益:150+14.4=164.4万元/年

4、设备运行费用

两台乏汽回收器水泵总功率为22.5KW/h, 年运行时间为8000小时/年, 则每年的运行费用为:22.5×0.5×8000=9万元/年

5、净效益:164.4-9=155.4万元/年

五、投资回收期预算

1、设备投资

XR-FH10乏汽回收装置 1套 45万

XR-FH20乏汽回收装置 1套 65万

2、工程投资估算;

安装工程投资预计:30万元

3、设备投资回收期

(45+65+30) ÷155.4=0.9年≈11个月

六、乏汽回收后的效果:

1、完全消灭了原来在除氧器上的“白龙”, 现场不再有二次蒸汽的排放。

2、进行能源梯级利用, 用二次蒸汽加热脱盐水从60℃加热至90℃, 降低除氧器的蒸汽消耗, 经估算在改造后除氧器消耗的蒸汽比原来少3吨/小时, 比原来节约用水3吨/小时。使热能和水资源得到了最大限度的回收和利用;

3、消除了厂区热污染和二次汽排放发出刺耳噪音, 净化厂区的环境, 实现清洁生产, 消除安全隐患。

4、系统实现自动运行, 实现无人值守, 具有免维护功能。

5、在整个乏汽回收装置运行过程中无震动和嚣叫现象发生。

6、乏汽回收装置还解决了水泵输送高温水的水泵汽蚀问题, 使凝结水能进行长距离的输送。

结语