空气加热机组范文

空气加热机组范文（精选7篇）

空气加热机组 第1篇

在热泵热水机组的测试中,机组的制热量普遍采用国标GB/T 21362—2008附录B规定的测试方法进行测试,在实际测试过程中,由于测量误差不可避免,被测量真值无法获知,测量结果只是一个估计值。我国制冷空调行业对测量不确定度的重视程度不够,研究不充分,现有的研究多数只是从理论角度进行分析,缺少数据量化支持,本文以循环加热式空气源热泵热水机组的实际测试数据为例,对测量结果进行了A类和B类评定,分析了影响制热测量的主要因素,为改善测试系统的精度提供参考。

1建立数学模型

循环加热式空气源热泵热水机组热水侧按GB/T 10870—2001中5.1.1规定提供水侧条件,空气侧采用GB/T 17758规定的空气焓差法中的室内空调装置使其达到热源侧环境温度条件。热水侧试验装置如图1所示,通过测量标准水箱中水的质量、初始温度、终止温度、加热时间、加热时间内耗电量来计算热水机组制热量。

1—热水机组2—水泵3—标准水箱4—温度计

机组制热量计算公式:

式中Qh——机组制热量,kw;

C——热水平均比热容,J/(kg•℃);

G——被加热水质量,kg;

t1——初始水温,℃;

t2——终止水温,℃;

H——加热时间,h;

QX——标准水箱和管道的蓄热,kw;

QL——标准水箱和管道的漏热,kw。

从上述公式可知,影响其测量结果的不确定来源主要有以下几个方面:

(1)测量重复性引起的不确定度;

(2)热水平均比热容引起的不确度,由于计算时取的是水的平均比热容,而且比热能受温度影响不大,可视为常数;

(3)被测热水质量引起的不确度;

(4)初始热水温度引起的不确定度;

(5)终止热水温度引起的不确定度;

(6)加热时间引起的不确定度,加热时间由计算机直接计算,计算机时间精度较高,因此不考虑时间引起的不确定度;

(7)水箱及管道的蓄热、漏热引起的不确定度,由于水箱及管道质量恒定不变,故可视为常数。

根据不确定度合成原理,得到制冷量的合成标准不确度表达式和扩展不确定度表达式如下:

合成标准不确定度:

扩展不确定度:

式中U(Qh)——制热量扩展不确定度;

u(Qh)——制热量合成标准不确定度;

k——包含因子;

u1——重复测量引起的标准不确定度分项;

u2——被测热水质量引起的不确度分项;

u3——初始热水温度引起的不确定度分项;

u4——终止热水温度引起的不确定度分项;

u5——水箱及管道的蓄热引起的不确定度分项;

u6——水箱及管道的漏热引起的不确定度分项;

Ci——各项灵敏系数。

2标准不确定度评定

2.1标准不确定度的A类评定

标准不确定度的A类评定是对观测列进行统计分析的方法,来评定标准不确定度,对一台额定制热量为19.2 kw的热水机组进行了7次独立的重复测量,测量结果如表1所示。

用贝赛尔公式计算测量结果,可得A类方法评定的不确定度分量u(xi),具体计算公式如下:

式中u(xi)——制热量的A类标准不确定度;

n——独立的重复测量总次数(7次);

xi——第i次独立测量值;

——n次独立测量的平均值。

所以u1=u(xi)=0.049。

2.2标准不确定度的B类评定

2.2.1制热量的标准不确定度B类评定

标准不确定度的B类评定,是用不同于A类对观测列过行统计分析的方法评定标准不确定度,称为不确定度B类的评定,B类标准不确定度和包含因子直接由计量证书给出,表2中给出了本次试验中制热量测量的各影响因素的B类标准不确定度,具体数据及计量过程如下:

2.2.2各标准不确定度的确定

2.2.2.1被测热水质量引起的不确定度分项u2

被测热水质量G计算公式:

式中ρ——加水时密度,kg/m3;

v——热水的体积,m3。

机组测量前先向标准水箱中加水,水量通过流量计测量,由于水的密度随温度变化不大,而且补水水温基本不变,可视密度为常数。

故:

根据校准证书,补水流量计的测量扩展不确定度为Urel=0.23%,其中k=2,所以标准不确定度:

2.2.2.2初始热水温度t1引起的不确定度分项u3

根据校准证书,水温度铂电阻的测量扩展不确定度为U=0.021,其中k=2,所以标准不确定度:

2.2.2.3终止热水温度t2引起的不确定度分项u4

根据校准证书,水温度铂电阻的测量扩展不确定度为U=0.025,其中k=2,所以标准不确定度:

2.2.2.4水箱及管道的蓄热QX引起的不确定度分项u5

蓄热的最大允许误差为△=±3%,区间半宽度a1=±1.5%,QX测量值落在该区间的概率分布为均匀分布,包含因子k1=1.732,其标准不确定度u5为:

2.2.2.5水箱及管道的蓄热QX引起的不确定度分项u6

漏热的最大允许误差为△=±3%,区间半宽度a2=±1.5%,QL测量值落在该区间的概率分布为均匀分布,包含因子k2=1.732,其标准不确定度u6为:

2.2.3各灵敏系数计算

灵敏系数Ci,是通过对公式求偏导数得到,具体数值如下:

3合成标准不确定度评定

制热量合成标准不确定度:

4扩展不确定度评定

取置信概率P=95%,包含因子k=2,按公式U=ku,制热量扩展不确定度:

5结语

本文通过对循环加热式空气源热泵热水机组不确定度评定,可准确地找出测量不确定度的主要影响因素,为提高测试系统的精度提供了参考,从上述分析可知,主要影响来自被测热水质量和重复性测量的一致性,因此通过提高被测热水质量测量精度和测试水温度平稳度,可提高测试系统的精度。

参考文献

[1]GB/T 21362—2008商业或工业用及类似用途的热泵热水机[S].

[2]GB/T 17758—2010单元式空气调节机[S].

[3]GB/T 10870—2001容积式和离心式冷水(热泵)机组性能试验方法[S].

空气加热机组 第2篇

1 材料与方法

1.1 供试材料

1.1.1 供试仪器设备。

GC-2010型气相色谱仪 (日本岛津公司生产) , 具有氢火焰离子化检测器 (FID) ;Rtx-wax毛细管柱 (规格为30 m0.25 mm0.25 umdf) ;意大利HTA200H顶空自动进样仪 (带40位样品盘和6位加热槽) ;20 mL顶空进样瓶;加盖器和起盖器各1个;微量注射针1个。

1.1.2 试剂。

甲醇 (色谱纯) 、重蒸馏水。

1.2 气相色谱条件

Rtx-wax毛细管柱柱温120℃;进样口温度200℃;氢火焰离子化检测器温度200℃;载气 (N2) 流量45 mL/min;氢气流量:36 mL/min;空气流量320 mL/min;分流比1∶10;保留时间6.0 min。

1.3 顶空自动进样器条件

进样针温度75℃;待机时进样针温度70℃;加热炉温度70℃;待机时加热炉温度65℃;加热平衡时间30 min;抽提体积1 mL。

1.4 校准曲线配置

吸取50μL色谱纯甲醇溶液于50 mL容量瓶中, 加入重蒸馏水至刻度, 此时该标准溶液含甲醇7.91μg/mL, 在4℃下避光保存。取上述标准溶液适量, 用重蒸馏水稀释成6个不同浓度的标准水样, 其浓度分别为:0、7.91、15.80、23.70、31.60、39.50μg/mL (表1) 。将6个不同浓度的标准水样各取10 mL分别放入6个20 mL顶空瓶中, 盖上硅胶垫和铝盖并用压盖器将其密封, 按照试验要求将顶空瓶放入样品盘指定位置, 设置好顶空条件, 取顶空瓶上方1 mL气体注入气相色谱仪进行分析。

2 结果与分析

2.1 加热炉温度对测定结果的影响

将配置好的标准曲线各浓度点样品分别设置在50、60、70、80℃加热炉温度下加热, 加热炉平衡时间均为25 min, 抽提体积为1 mL。经气相色谱仪分析 (表2) 发现, 当其他条件不变的情况下, 随着加热炉温度升高, 甲醇的峰面积也在逐渐增大, 至加热炉温度达到70℃后甲醇的峰面积不再有显著变化。另外, 不同温度下测得的标准曲线线性趋势也不相同, 温度越高曲线线性越好, 至70℃后不再有显著变化。

2.2 加热平衡时间对测定结果的影响

根据亨利定律可知, 当待测组分在水相和气相间达到两相平衡时, 可通过测定气相中待测物质浓度计算出其在液相中的浓度。因此, 加热平衡时间对顶空气相色谱法结果影响较大。将配制好的标准曲线各浓度点的加热平衡时间分别设置为10、20、25、30、35 min, 加热炉温度为70℃, 抽提体积为1 mL, 经气相色谱仪分析 (表3) 发现, 当其他条件不变的情况下, 随着加热平衡时间的增加, 甲醇峰面积逐渐增大, 当平衡时间达到25 min后, 甲醇峰面积已无显著变化, 这说明此时甲醇在两相间已经达到分配平衡, 此时平衡时间再增加也不会对分配平衡造成影响。另外, 试验数据也说明随着加热平衡时间的增加标准曲线线性提高, 至25min后再无明显变化。

2.3 精密度测定

将浓度为20μg/mL的标准样品放置于20 mL顶空瓶中, 设置加热炉温度为70℃, 平衡时间为25 min, 去顶空瓶上方1 mL气体进样, 然后对同一浓度甲醇样品进行6次平行测定, 经气相色谱多次分析 (表4) 说明, 当加热炉温度为70℃, 加热平衡时间为25 min时, 测定的数据精密度较好, 样本标准偏差和样本平均值标准偏差均符合实验室要求。

2.4 准确度测定

使用国家环境保护局标准样品研究所生产的1支标样进行测定, 顶空条件为加热炉温度为70℃, 加热平衡时间为25 min, 抽提体积1 mL。气相色谱仪分析 (表5) 说明, 当加热炉温度为70℃, 加热平衡时间为25 min时, 测定结果的准确度符合实验室要求, 结果可靠。

3 结论

(1) 通过对比试验证明, 顶空气相色谱法测定甲醇时, 随加热炉温度的增高峰面积也随之增大, 当加热炉温度到达70℃时峰面积已无显著变化。

(2) 加热平衡时间增加时甲醇峰面积逐渐增大, 当加热平衡时间达到25 min时峰面积已无明显变化。

(3) 当加热炉温度为70℃, 加热平衡时间为25 min时测定所得数据的准确度、精密度符合实验室要求, 结果真实可靠。

摘要：顶空条件设置的差异是影响顶空气相色谱法结果的重要因素之一, 加热炉温度和加热平衡时间是顶空条件中最主要的2个因素。该文通过大量的试验数据证明了顶空气相色谱法测定甲醇时最佳的加热炉温度和加热平衡时间, 同时保证数据的准确性、精密性和可靠性。

关键词：顶空气相色谱法,甲醇,加热炉温度,加热平衡时间

参考文献

[1]国家环境保护总局《水和废水监测分析方法》编委会.水和废水监测分析方法[M].4版 (增补版) .北京:中国环境科学出版社, 2002.

[2]李磊, 赵汝松, 刁春鹏, 等.顶空气相色谱法同时测定水中甲醇和苯[J].光学试验室, 2008, 25 (3) :455-457.

[3]李刚, 阿加尔古丽.赛依提.正交法优化顶空-毛细管气相色谱法测定水中甲醇的实验条件[J].干旱环境监测, 2009, 23 (2) :69-72.

[4]姜玲玲, 吕琳琳, 齐畅, 等.气相色谱法测定药物中的溶剂残留[J].畜牧与饲料科学, 2009 (4) :36-37.

[5]陈思, 马云, 屈撑囤, 等.对变色酸分光光度法分析采气污水中甲醇含量的改进[J].西安石油大学学报:自然科学版, 2011, 26 (6) :70-74

[6]龙庆云, 李杰, 韦桂欢, 等.气相色谱法测定大气中甲醇、丙酮的不确定度评定[J].舰船防化, 2011 (4) :26-31.

空气加热机组 第3篇

关键词：空气加热炉,安全仪表系统,炉膛燃烧管理系统

0 引言

加热炉是石油化工、电力等行业工艺流程中的关键设备, 是装置稳定顺利运行的基础。通常, 加热炉按照应用不同分为3大类:焚烧炉用于尾气处理, 以满足环保要求, 包含硫回收、酸性气体回收、尾气焚烧等;预热炉用于原料加热, 为工艺系统提供热量, 包含合成氨、甲醇合成、丙烷脱氢、常减压、催化裂化、加氢裂化、分馏等装置, 反应需要大量的热量;转换炉用于原料炉内反应转换, 包含天然气/干气制氢、炉内燃烧发生反应等。

加热炉属于高危险装置, 采用炉膛燃烧管理系统 (BMS) 对装置进行关键控制、联锁保护等, 既是装置本身高危险性的要求, 也是保障装置长周期、高稳定运行的需要, 更是发展现代大型石油化工, 实现企业产业规模化、利益最大化的有力保障。国内最大规模的丙烷脱氢装置加热炉的安全联锁控制由浙江中控的安全仪表系统实施完成, 该装置一次投料成功后, 近1年的运行数据表明, 系统的各项性能均满足系统设计要求。

1 再生空气加热炉机械设计条件

该项目加热炉筒体直径6400mm, 切线长约9000mm, 有衬里部分的筒体材质为碳钢, 空气入口无衬里部分的筒体材质为铬钼钢, 高温空气出口无衬里部分的筒体材质为347不锈钢。炉膛衬里为110mm/150mm的热/冷两层浇注料复合结构。壳体焊接Y-120和Y-220锚钉, 以固定浇注材料。再生空气加热炉的燃烧器为管道式燃烧器, 1支长明灯燃烧器, 配置有高能电子点火器, 9支主支烧嘴。燃烧器材质均为310不锈钢, 配置有3套长明灯和火焰监视器。

2 再生空气加热炉工艺流程

再生空气加热炉正压炉操作, 炉内空气流速极高, 结构为立式圆筒, 其燃烧器属于特殊管道式燃烧器结构, 被加热的再生空气从炉底部进入炉膛, 穿过管式燃烧器平面后被加热混合的烟气从炉膛顶部送入到丙烷脱氢反应器, 为反应器的催化剂再生提供高温的助燃物。工艺操作参数:空气流量, 1121913kg/h;进口空气温度, 375℃;出口空气温度, 625℃;进口空气压力, 设计0.24MPa (A) , 最低0.155MPa (A) , 最高0.195MPa (A) ;进出口空气压降, 0.007MPa。

3 炉膛燃烧管理系统的实施方案

再生空气加热炉是丙烷脱氢装置中极其重要的设备, 结合装置在整个工艺流程中的重要性、易燃易爆等特点, 为达到安全操作、人身、环境保护方面提出的更高要求, 采用独立于基本过程控制系统 (BPCS) 的炉膛燃烧管理系统 (BMS) 完成加热炉的联锁控制, 使得装置投运、运行、停工阶段更加安全可靠。

3.1 BMS系统硬件配置

根据装置的特点, BMS系统配置一套三重化安全仪表系统, 共3个机柜。为方便系统调试, 现场机柜间设置工程师站兼SOE站, 采用冗余工业以太网方式和系统通信, 中央控制室和系统的连接采用冗余光纤通信模式, 操作站通过光纤实现对系统的操作。安全仪表系统和DCS系统采用Modbus协议进行通信。系统网络及硬件配置如图1所示。

3.2 关键控制方案

为保障再生空气加热炉的顺利开车以及安全平稳运行, BMS系统要实现以下控制功能:

(1) 开车点火控制。BMS系统依次动作高能点火器、燃料气阀、放空阀等多个阀门, 完成点火。在点火过程初始阶段, 通过系统程序的设计, 自动检查所有阀门状态、燃料气压力及相关工艺参数, 待检查通过后由人工确认进行管线防爆吹扫, 当吹扫自动完成后进行点火。

点火时首先进行长明灯点火, 通过高能点火器高压直流放电产生电弧点着燃料气, 并打开长明灯燃料气阀。如果长明灯一次未点着, 需要等到炉膛30s吹扫后再将空气吹扫阀关闭, 为防止炉膛内的燃料气和空气混合后点燃发生爆炸, 需等到测爆合格后才能再次进行点火。

为保证加热炉出口再生空气温度达到工艺值, 需要点燃主火嘴提供更多的热量, 9支主火嘴分布在加热炉四周同一高度, 结合工艺需求决定点燃的火嘴数量。

当供应的燃料气为丙烷 (C3H8) 时, 考虑到丙烷的热值大大高于天然气, 需要将氮气 (N2) 和丙烷 (C3H8) 混烧, 此时BMS系统对氮气管线相关切断阀门进行控制。开车点火控制顺序如图2所示。

(2) 炉膛联锁保护。再生空气加热炉运行时, 炉内温度高、压力大, 属于高危险性装置。同时, 加热炉在现场处于核心装置区, 一旦发生事故, 对周边设备的危害性极大。为确保装置的安全运行, 保护设备人身安全, 在加热炉运行过程中除了常规的对燃料气压力、空气出口温度值等进行监测外, 对装置工艺相关参数也进行监测, 当出现任何参数达到联锁值时, 控制系统进入停车步序。装置联锁保护逻辑如图3所示。

(3) 灭火顺序控制。加热炉停车的顺序以及启动相应的保护措施均有特殊的要求, 触发系统停车的信号除来自装置联锁保护程序段外, 对装置主火嘴、长明灯均单独设置紧急停车按钮, 按钮集成于中央控制室的操作台上。

在灭火顺序控制中, BMS系统有先后顺序地关闭物料阀门、打开仪表风吹扫保护阀门, 及时顺利地将装置置于安全状态, 减少事故损失, 为装置再开车赢得有利条件。装置紧急停车灭火顺序、主火嘴停车灭火顺序分别如图4、图5所示。

3.3 BMS系统控制重点

(1) 设置主燃料气与再生空气压差高高和低低联锁, 防止因压差的异常出现炉膛“回火”、“灭火”现象, 保护加热炉及相关设备。

(2) 长明灯点火后检测炉膛内火焰状况, 需要对火焰及火焰强度进行检测, 在点火控制中, 通过定时器确定火焰是否稳定可靠。

(3) 在加热炉正常运行期间, 长明灯管线吹扫切断阀常开, 保持吹扫管线始终有仪表风流过高能点火器, 降低高能点火器在炉内高温的侵蚀造成损坏的风险。

4 装置实际运行效果

该项目装置规模为年产60万t丙烯, 再生空气加热炉是装置中及其关键的设备, 装置近半年的运行情况表明, 设备的稳定性、自控系统先进性、装置安全性已达到石油化工行业加热炉设备先进水平。BMS系统具备实时监测工况、设备点火开车、紧急停车联锁控制功能, 能够准确无误地发出停车信号, 其稳定性、可靠性优于工艺要求。

5 结语

BMS系统在避免工业灾难、减少工业事故损失、保障企业长周期平稳满负荷生产方面起到了积极和重要的作用, 为工业过程中要求最大安全与连续生产的关键控制提供了一种最佳选择。

参考文献

[1]张建国.安全仪表系统在过程工业中的应用[M].北京:中国电力出版社, 2010

[2]阳宪惠, 郭海涛, 等.安全仪表系统的功能安全[M].北京:清华大学出版社, 2007

空气加热机组 第4篇

空气源热泵技术是近年来在全世界备受关注的新能源技术, 是一种能从自然界的空气中获取低品位热能, 通过介质传递, 提供可利用高品位热能的装置, 其节能效果显著, 已成为热水器行业发展趋势之一。因为空气源热泵 (能效比超过4.3) 能效比比较高, 与传统的热水器 (能效比小于1) 相比较它最大的优势就是节能, 所以, 采用空气源热泵对锅炉给水进行预加热, 可以得到事半功倍的节能减排效果。

复烤厂由于打叶复烤车间生产需要用蒸汽, 一般配有蒸汽锅炉供生产用, 锅炉额定蒸发量在10~15t/h。根据《GBT 1576-2008工业锅炉水质》要求, 锅炉额定蒸发量在10t/h以上的锅炉给水应进行除氧, 由于热力除氧器运行可靠, 除氧效果好, 一般蒸汽锅炉都配热力除氧器进行给水除氧, 以保证锅炉安全运行。

1 热力除氧器的工作原理及现阶段存在的问题

1.1 热力除氧器的工作原理是:将锅炉给水加热至沸点, 使氧的溶解度减小, 水中氧不断逸出, 而后, 再将水面上产生的氧气连同水蒸汽排除, 这样能除掉水中各种气体 (包括游离志CO2、N2) 。除氧后的水不会增加含盐量, 也不会增加其他气体溶解量, 操作控制相对容易, 而且运行稳定、可靠。热力除氧是目前应用最多的一种除氧方法。

1.2 热力除氧器现阶段存在的问题

热力除氧器加热时耗用的蒸汽一般是锅炉蒸发量的15~16%左右, 这部分蒸汽没有直接用于生产, 它直接降低了锅炉蒸汽的有效利用率, 企业为了保证生产正常运行就必须加大锅炉额定蒸发量, 购买更大蒸发量的锅炉, 燃烧更多的燃料, 导致的问题是增加了企业锅炉采购成本和生产成本, 同时也增加了锅炉烟气及废渣的排放量。

2 改进措施

本方案在锅炉原有给水系统的给水泵和除氧器之间增设一套空气源热泵系统装置 (见图1) , 将空气中的低温热能通过有机介质吸收, 经过压缩机压缩后转化为高温热能对锅炉给水进行预加热至55℃左右后, 再利用部分锅炉蒸汽将水温从55℃提高至104℃, 这样就减少了锅炉蒸汽的自耗量, 从而提高蒸汽利用效率, 降低蒸汽生产成本。该系统可实现对锅炉给水的连续预加热, 以满足工艺生产需要, 不仅可以降低锅炉的燃料消耗量 (以每年生产9个月计算, 每年可节约燃料费90.44万元) , 而且可以减少烟尘及CO2、SO2的排放量, 保护环境, 企业从而达到节能减排的目的, 并获得良好的经济效益与社会效益。新增的空气源热泵系统可放置在热力除氧器所在的屋面上或者锅炉房内空气温度较高的地方, 以提高空气源热泵的热效率, 热水箱靠近软水箱布置。空气源热泵占地面积约100m2。

3 改进效果

3.1 预期达到的技术经济指标 (以1台15t/h燃煤工业锅炉为例)

3.1.1 将给水从20℃加热至55℃的蒸汽消耗量计算

额定蒸发量Gzq=15t/h

额定工作压力P=1.25Mpa

蒸汽温度t=194℃

锅炉给水流量Ggs=18t/h (按100%新水计算)

20℃水热焓[1]:hgs=84k J/kg

饱和蒸汽温度194℃热焓[1]:hzq=2795k J/kg

55℃水热焓:hgs=230k J/kg

除氧器加热效率按98%计;15t/h燃煤工业锅炉按每天连续生产24小时、每年生产9个月 (270天) 考虑;将18t/h给水从20℃加热至55℃的热量Q为:

Q= (Hgs-hgs) Ggs= (230-84) 18000

=2628000k J/h;

每小时需要消耗194℃的饱和蒸汽量为:

G=Q (/h10000.98)

=2628000/ (27950000.98)

=0.96t/h

每年加热热水所需蒸汽量:

Gj=Gz24270

=0.9624270

=6221t/a

每年消耗的蒸汽费用 (按每吨蒸汽费用250元/t计算, 本数据由大理复烤厂锅炉运行实测费用得出) :

6221250=155.50万元/年

3.1.2 将给水从20℃加热至55℃的空气源热泵耗电量计算

(1) 空气源热泵数量的确定

将18t/h给水从20℃加热至55℃的热量Q为2628000k J/h;空气源热泵能效比按4.3选取 (按设备厂家技术参数选取) ;每台空气源热泵功率按5.77k W计:

1k W=8604.1868=3596k J

则空气源热泵选用数量N为:

N=Q/35964.35.77=29台;

根据计算选用功率为5.77k W, 出水量520kg/h, 出水水温55℃, 空气源热泵32台 (3台备用) 。

(2) 空气源热泵加热系统自耗电费用

29台空气源热泵加热系统自耗电总功率:

295.77=167.33k W

29台空气源热泵每天自耗电费用 (工业用电价格按市价0.6元/k W.h暂定) :

167.33240.6=2409.55元

每年自耗电费用为:2409.55270=65.06万元/年

3.1.3 蒸汽加热和空气源热泵加热系统费用对比

蒸汽加热每年消耗的蒸汽费用 (按每吨蒸汽费用250元计算) :155.50万元/年。

空气源热泵加热系统每年自耗电费用为:65.06万元/年。

蒸汽加热和空气源热泵加热系统每年费用差为:155.50-65.06=90.44万元。

3.1.4 空气源热泵加热系统投资

32台空气源热泵系统总投资预算为284.00万元, 系统设备包括空气源热泵、热水箱、加压泵、控制系统、管道等。

投资回收期为:284.00/90.44=3.14年。

4 结束语

综上所述, 利用空气源热泵吸收空气中的热能对锅炉给水进行预加热, 可以得到事半功倍的节能减排效果。以1台15t/h燃煤工业锅炉为例 (每天生产24小时、每年生产270天) , 将锅炉给水从20℃加热至55℃, 如果使用蒸汽加热法, 每年的运行费用是155.50万元/年, 如果使用空气源热泵加热法, 每年的运行费用是65.06万元/年, 二者相差90.44万元, 亦即每年可节约燃煤费用90.44万元。其次, 使用空气源热泵加热锅炉给水系统3.14年即可收回投资成本, 投资回报率高, 不仅可以节约燃料、节约电能, 而且可以减少烟尘及CO2、SO2的排放量, 保护环境, 企业从而达到节能减排的目的, 并获得良好的经济效益与社会效益。

参考文献

空气加热机组 第5篇

1 原因分析

根据加热炉烟气中的氧含量、一氧化碳含量、排烟温度等运行参数, 计算出空气系数、排烟热损失、未完全燃烧损失、散热损失, 进而确定加热炉热效率。通过现场调研和测试评价, 找出了导致炉效低的原因。

1.1 过剩空气系数没有控制在合理的范围之内

油田生产系统节能监测规范规定:1.16~2.5MW加热炉空气系数的合格值在1.8~2.0之间。测试的36台加热炉, 有11台过剩空气系数大于2.0。过剩空气系数受燃料性质、燃烧方式、燃烧设备、风速因素的影响, 是动态变化的。空气系数小, 会造成不完全燃烧损失;空气系数大, 加热炉排烟量增多。

1.2 加热炉排烟温度没有控制在合理的范围之内

油田生产系统节能监测规范规定:1.16~2.5MW加热炉排烟温度应控制在180~220℃之间。测试的36台加热炉, 有7台排烟温度高于220℃。排烟热损失是加热炉的主要热损失之一, 可达10%~20%。现场测试数据表明, 排烟温度每降低12~15℃, 加热炉效率可提高1%, 排烟温度的高低直接影响加热炉的效率。

1.3 加热炉烟道挡板开度不易调节

烟道挡板可以调节进出加热炉空气量, 控制调整炉内负压, 以及调节火焰燃烧情况。目前加热炉烟道挡板位置高, 只有控制手柄, 不利于调节挡板。烟道挡板的开度需要根据加热炉负荷变化、风力的大小进行实时调节。烟道挡板开度的大小直接影响炉膛负压、排烟温度及过剩空气系数, 影响加热炉的燃烧效率。

1.4 自动熄火保护燃烧装置运行参数不合理

加热炉自动熄火保护燃烧装置开发时侧重于安全管理, 主要实现熄火保护、自动点火功能。燃烧器空燃比控制原理是运用理论燃烧计算公式, 根据不同负荷计算出加热炉燃烧曲线, 执行机构依据燃烧曲线调节合风开度。当炉膛负压变化时, 自动燃烧器控制系统不能实现实时的动态调节, 致使燃烧器空气系数不合适;同时由于炉膛负压不合适, 影响了加热炉的热效率。

2 解决措施

推广不加热集输技术后, 二合一加热炉停运较多, 且运行负荷偏低, 因此加热炉炉效治理应以高效炉为主。根据加热炉热效率工艺特点, 采用下列数学模型:

式中:

η热效率, %;

O氧含量, %;

TP排烟温度。

保证加热炉热效率最优的约束条件是:aO

2.1 对于应用自动燃烧器的高效炉, 应用烟气含

氧量检测技术和烟道挡板调节技术

采油六厂喇400站4#热洗炉 (1.74 MW) 使用自动燃烧器, 经连续监测, 平均效率只有72%, 低于设计炉效。应用含氧量实时检测技术和烟道挡板调节技术优化加热炉运行参数, 具体措施如下。

2.1.1 检测烟气中的氧含量, 实时调节空气系数

通过氧化锆氧分析仪检测烟气中的氧含量, 开发以氧含量为输入信号的运行软件, PLC可编程控制器对输入氧含量信号进行判断, 进行比例、积分、微分运算后, 计算出控制量, 校正燃烧曲线。系统输出指令给合风控制器, 调节合风, 把过剩空气系数控制在最佳状态。空气系数调节控制系统各部分功能如下所述。

◇检测部分

氧分析仪完成氧含量检测, 转换器把氧浓度电势转换成4~20 m A标准信号。

氧分析仪测氧部件是锆管, 电炉对锆管加热后, 其内外壁接触氧分压不同的气体, 氧化锆管就成为一个氧浓差电池, 在两个铂电极上将发生如下反应:

在空气边 (参比边) 电极上:O2+4e2O2-

在低氧边 (被测边) 电极上:2O2-O2+4e

根据参比气体的浓度可得出烟道中的氧浓度, 为参数调节提供依据。

◇控制部分 (图1)

PLC可编程控制器对氧分析仪检测出的信号进行计算、比较, 使氧含量界于4%~4.5%, 然后输出。

◇执行机构

根据控制部分发出的指令调节合风, 使空气系数处于合理范围。

2.1.2 改进烟道挡板控制机构, 提高操控性能

通过传动机构将烟道挡板控制点由炉子上转移到地面, 可根据加热炉负荷变化、风力的大小进行实时调节, 控制过剩空气系数, 延长换热时间, 减少排烟损失。挡板开度与加热炉负荷有近似比例关系, 开度越大, 加热炉热负荷越大。根据加热炉进出口温度和加热流量估算出加热炉负荷率, 确定挡板开度。

2.1.3 加热炉烟道安装排烟温度表, 监测排烟温度

加热炉烟道安装排烟温度表后, 可以随时监测加热炉烟道出口温度, 初步掌握加热炉排烟热损失的情况。

2.1.4 运行效果及推广应用

喇400站4#炉实施各项技术措施后, 对热效率进行了测试, 结果见表2。

措施后, 喇400转油站4#热洗炉过剩空气系数由1.73下降到1.26, 排烟温度由373℃下降到213℃, 效率由72.5%提高到81.1%。加热炉改造投入为3万元, 年节气9.5104m3, 投资回收期为7个月。控制系统依据氧含量信号调节合风, 配合调节烟道挡板, 可将排烟温度和空气系数控制在合理的范围内。

后期效果跟踪时发现, 虽然4#加热炉的空气系数在合理范围内, 但排烟温度仍有超标现象, 炉效测试数据见表3。

现场调查发现, 喇400站热洗泵实际流量36m3/h, 超出了加热炉额定负荷, 由于加热炉超负荷运行, 导致排烟温度升高, 热效率下降。针对喇400转油站4#热洗炉超负荷情况, 通过控制热洗泵流量, 避免了加热炉超负荷现象, 炉效达到80.9%, 符合节能标准。测试数据见表4。

在试验取得成功的基础上, 推广了该项技术。在喇150-4#、290-1#、360-5#加热炉上安装氧分析仪、挡板调节机构, 年节气28.5104m3。

喇600转油站1#、2#加热炉、喇560外输炉共安装3套烟道挡板调节机构, 可及时调节炉膛负压, 控制排烟损失, 年节气5.2104m3。

2.2 对于没有应用自动燃烧器的的高效炉, 应用

烟道负压测试技术和烟道挡板调节技术

加热炉的炉膛负压是反映燃烧工况的重要参数, 炉内燃烧工况发生变化, 炉膛负压随即发生相应变化。控制炉膛负压就能控制炉内的过剩空气系数, 减少排烟损失, 提高加热炉的热效率。加热炉空气过剩系数与炉膛负压有直接关系[1]。加热炉设计规范规定炉膛负压应控制在20 Pa为宜, 以保持炉子抽力正常。喇381转油站热洗炉容量为1.16MW, 使用普通燃烧器。喇381站热洗炉应用了烟道负压测试技术, 在加热炉侧面安装U型管压力计, 用耐高温软管将烟气引入U型管压力计, 检测烟道负压。现场试验发现, 调节烟道负压可以控制炉膛负压, 当负压过大时, 排烟损失大, 燃烧效率低;负压过小时, 燃烧不充分。通过调节合风、烟道挡板, 喇381站热洗炉炉效达到79.4%, 达到节能标准。炉效测试结果见表5。

通过调节合风、烟道挡板, 喇381站热洗炉烟道负压由80 Pa降到25 Pa, 空气系数由2.397下降到1.42, 排烟温度由229℃下降到211℃, 效率由71.1%提高到79.4%, 年节气6.5104m3。加热炉改造投入为0.7万元, 投资回收期为2个月。

目前在喇271、501、600等7座转油站12台加热炉推广应用了U型管压力计和烟道挡板调节装置, 监测调节烟道负压, 将排烟温度和空气系数控制在了合理范围, 年节气66104m3。

3 应用前景预测

通过现场调查和测试评价, 针对加热炉实际运行情况, 采取个性化组合型技术改造措施, 控制排烟温度及空气系数, 降低加热炉运行能耗 (表6) 。

实施后, 预计年节气401104m3, 天然气价格按每立方米0.9元计算, 经济效益为360.9万元。

4 结论

通过对加热炉运行情况的分析, 找到影响加热炉运行效率的主要因素。通过应用烟气含氧量实时检测技术和烟道负压测试技术, 并辅以烟道挡板调节技术, 优化加热炉各项运行参数, 使空气系数和排烟温度处于合理范围, 提高了加热炉热效率, 减少了燃料消耗。同时降低CO、NOX等有害气体的废气排放量, 减轻工业废气对环境的污染, 具有良好的经济效益和社会效益。

摘要：随着不加热集输技术的逐渐推广, 节气的空间越来越小, 因此提高加热炉的运行效率至关重要。通过现场调查和对加热炉测试数据的分析发现, 影响加热炉效率的主要原因是过剩空气系数不合理、排烟温度过高、炉膛负压不合理等问题, 导致运行效率降低。针对运行时率高的加热炉, 采用加热炉烟气含氧量实时检测技术和烟道负压测试技术, 并辅以烟道挡板调节技术, 优化加热炉各项运行参数, 实现对过剩空气系数和炉膛负压的控制, 使空气系数和排烟温度处于合理范围, 提高了加热炉热效率。

关键词：加热炉,含氧量检测,负压测试,参数优化,排烟温度,空气系数

参考文献

空气加热机组 第6篇

1 工作流程

复叠式空气源热泵机组主要由压缩机、中间蒸发冷凝器 (中间换热器) 、热力膨胀阀、蒸发器、冷凝器等组成[2]。

图1为单/双级混合复叠式空气源热泵系统流程图。通过电磁阀的启闭实现单级、双级复叠两种制热模式的切换。当室外环境温度较高时, 电磁阀6、9开启, 电磁阀7、8关闭, 机组按单级制热模式运行, 仅低温级压缩机1运行;当室外温度较低时, 电磁阀7、8开启, 电磁阀6、9关闭, 机组按双级复叠制热模式运行, 低温级压缩机、高温级压缩机同时运行。

2 现场应用

单/双级混合复叠式空气源热泵在江苏油田天33-4井的单井罐集输系统进行了应用。该井位于夏热冬冷气候区域, 全年温度范围-5~40℃, 冬季气温较低, 夏季温度较高, 适合采用单/双级混合复叠式空气源热泵。经过调试和试运行, 使其工况达到最佳状态, 并对该空气源热泵运行情况进行了现场制热性能测试。

1—低温压缩机;2—高温压缩机;3—中间蒸发冷凝器;4—换热器;5—蒸发器;6、7、8、9—电磁阀;10、11—膨胀阀;12、13—过滤器;14、15—储液器;16—气液分离器。

罐内原油含水37%, 环境温度为3℃左右, 量取储罐空高为142 cm, 并计算罐内原油液量。2014年2月28日运行空气源热泵, 并录取了热泵运行过程中有关参数、数据, 现场记录数据见表1, 基于当前环境温度, 机组为双级复叠式制热运行模式。

空气源热泵的制热性能系数COP值反应了其制热能力, 一般为2~5, 它等于热泵系统的制热量与输入能耗的比值, 在相同工况下, COP值越大, 说明空气源热泵的制热效果越好、越节能, 计算公式为:

式中:

COP——制热性能系数, 无量纲;

Q——制热量 (被加热介质所获得的热量) , k Wh;

E——输入能耗 (消耗的电能) , k Wh。

根据表1取第二组与第三组数据计算空气源热泵的COP值, 罐内原油14.23 t, 原油温度由22.7℃, 升至27.6℃, 消耗电能18 k Wh, 取原油比热容0.5 kcal/ (kg·℃) , 水的比热容1.0 kcal/ (kgg·℃) 。由于环境温度较低, 考虑储油罐的散热损失, 表面积为70.85 m2, 热损失传热系数取1.1 W// (m2·℃) , 测试取散热时间为2 h, 取罐内外温差为24.5℃。经过计算, 测试出空气源热泵的COP值为3.38, 能满足原油加热的需要。

2014年2月至2015年1月共计录取了14次数据, 如表2所示, 从表中数据计算得知, 平均COP值为3.66, 节能效果显著。且随着环境温度的升高, 空气源热泵的COP值也增大, 即制热能力受环境温度影响较明显。

3 效益分析

根据表2数据可测算出空气源热泵的全年性能系数即COP值为3.66, 根据天33-4井年产液量2100 t, 平均电价按0.8元/k Wh计算, 采用空气源热泵比采用电加热棒加热能够节约电费约2.74万元。项目投资10.5万元, 投资回收期约为3.8年。

空气能为绿色能源可再生能源, 将空气源热泵技术应用于原油加热系统, 没有废弃物排放, 达到环保要求, 热泵性能系数均在2.5以上。

4 结论

1) 空气热源泵技术在环境温度-5~40℃的范围内时, 热泵的制热系数COP值为2.5~5。

2) 该技术可在单井储罐加热系统及其他类似的供热系统中推广应用。

3) 该技术可与地源热泵技术、太阳能加热等技术联合使用, 应用于拉油点、站库等原油加热集输系统供热。

参考文献

[1]柴沁虎, 马国远.空气源热泵低温适应性研究的现状及进展[J].能源工程, 2002 (5) :25-31.

空气加热机组 第7篇

高压加热器 (简称:高加) 是电厂重要的辅属设备, 对机组经济性有重要影响。高压加热器是利用汽轮机的抽汽来加热锅炉给水, 使其达到所要求的给水温度, 从而提高电厂的热效率, 保证机组出力。双鸭山发电有限公司600 MW超临界机组高加系统采用管板、U型管全焊接结构, 内部设有过热蒸汽冷却段、蒸汽凝结段和疏水冷却段, 采用单系列、卧式大旁路布置, 设置3台高加, 即JG-2500-1高加、JG-2150-2高加、JG-1600-3高加和附件。正常运行时, 给水由除氧器水箱经给水泵升压进入高加管程, 通过汽轮机抽汽对其加热达到一定温度后进入锅炉。高加疏水采用逐级自流, 在正常情况时, 3号高加疏水进入除氧器;危急情况下, 高加疏水经疏水扩容器至凝汽器或排至地沟。

2 内部管束漏泄分析及处理

2.1 内部管束漏泄判断

双鸭山发电有限公司6号机组在168 h试运过程中, 3号 高压加热器在运行中水位突然上升, 危急放水动作, 将排水放至疏水扩容器。在日常机组运行中, 利用给水对高加做通水试验, 根据高加水侧压力变化及汽侧水位变化情况判断有无漏泄, 并估计漏泄程度。一般情况下, 漏泄量大的是管子本身漏泄, 漏泄量小的是管板胀口或焊缝处漏泄, 由此初步判断高加内部管束漏泄, 应紧急停止高加系统运行。

2.2 高压加热器紧急停用操作措施

在运行中快速关闭高加进汽门及各段抽汽逆止门, 开启各抽汽管道疏水门。解列高加水侧给水走旁路。关闭疏水至除氧器电动门, 注意高加汽侧压力。打开高加事故疏水门, 使高加水位保持在可监视范围内。当高加汽、水侧同时解列时, 应密切监视给水压力和流量, 避免给水中断事故的发生。机组在高加解列退出运行期间, 应保证各监视段压力不超限。

2.3 进入作业环境采取的有效措施

将汽侧、水侧疏水泄压, 待措施完成后, 再降温一段时间。然后, 打开人孔门, 通过自然散热或用1个防爆风扇对着人孔送风, 通常要4～5 d才能降工作温度至50 ℃以下。6号机组在168 h试运期间为尽快进入作业环境, 3号高加做完措施后打开人孔门, 用一条直径50 mm的通风软管, 将现场的压缩空气从水侧排空气口送入。由于隔板的作用, 空气必须顺着各管子绕加热器一圈后出来, 送气采取先小后大, 容器中的热量很快被管子里的气流带出, 仅用2d时间, 高加内部温度就由原来的200 ℃降至50 ℃, 达到了安全进入容器的作业温度。

2.4 管束漏泄初步分析

双鸭山发电有限公司1号、2号、3号高加最大工况 (600 MW) 运行条件如下:

1号高加:汽侧压力6.62 MPa, 温度370.1 ℃, 进汽量106.336 t/h。

2号高加:汽侧压力4.661 MPa, 温度322.8 ℃, 进汽量144.853 t/h。

3号高加:汽侧压力2.36 MPa, 温度476.1 ℃, 进汽量76.108 t/h。

从上述条件对比, 3号高加汽侧压力最低, 进汽量最少, 但汽侧温度最高, 3号高加给水温度最低, 因此3号高加管系内外温差较大, 运行条件恶劣, 易发生高温腐蚀, 造成管束上部漏泄。

600 MW机组高加管束孔径比200 MW机组管束孔径小, 要防止水侧管壁管束高温结垢腐蚀, 尤其要防止水中杂质在弯管处积聚, 造成管路堵塞而发生超温爆管现象。在启动、试运初期, 水的品质不好, 给水先从3号高加经过, 给水刚投入压力较低, 杂质易在管系下部流通沉积, 超温爆管易发生在管束下部。因管束是U型管上下对应, 不管是上部管漏泄, 还是下部管漏泄, 最终体现的是上下管均渗漏。高加漏泄是高温结垢腐蚀, 还是超温爆管, 应根据实际检测情况确定, 并采取相应防范措施。

2.5 管束漏泄查找与处理

首先在3号高加汽侧水位计管上接1个阀门, 连接压缩空气汽源。检修人员从人孔门进入3号高加水室, 拆除水室内部稳流板上的固定螺栓, 取出稳流板;拆除水室隔板上的固定螺栓, 旋出螺母, 取出隔板。关闭汽侧疏水门, 开启压缩空气截门, 向汽侧注入0.588 MPa的压缩空气, 从水侧管束管口判断漏泄, 必要时在水室管板涂肥皂沫, 标记漏泄部位。

本次管束漏泄5根 (10个管口) 分3行连续排布, 管外径15.88 mm, 厚度2.42 mm。

一般管子漏泄采用堵焊方法处理, 即用ϕ11的锥形铰刀铰圆管口, 根据铰刀深入管内的大端直径, 用20号低碳钢加工成1:50锥塞, 将锥塞塞入铰好的孔内打紧至不漏汽, 堵管所用的堵塞为空心堵塞, 可以减少应力, 塞端露出3～5 mm, 用氩弧焊接。本次为防止周围已损伤尚未漏泄的管子继续漏泄, 将5根漏泄管子周围的9根管子也堵上焊接, 共计堵管14根、28个管口堵塞。

2.6 防止漏泄措施

a.在机组运行中, 高加的投入、停止要严格按照规程操作, 按规定的运行曲线滑启、滑停高加。滑启过程中监视每台高加出口给水温度, 温升速度不大于2 ℃/min, 滑停过程中监视每台高加出口给水温度, 温升速度不大于1.5 ℃/min。

b.保证给水品质, 品质不合格时处理排补, 运行中及时切换清扫凝结水滤网、给水滤网, 在保证流量的基础上增加滤网密度。根据检修计划定期检查高加水室管束, 使用压缩空气吹扫管束, 防止管束结垢及堵塞现象, 机组停运后及时清扫滤网。

c.做好高加停 (备) 汽、水侧防腐措施。采用抽真空法进行余热风干防腐, 机组停 (备) 后要放净凝汽器热水井及各加热器汽、水侧存水, 启动真空泵在凝汽器建立真空, 利用负压对设备进行余热风干防腐。汽侧:调节级温度低于150 ℃后, 保持盘车运行;机组停运高加切除后全开危急疏水门, 在真空到零后开启高压加热器汽侧放水门及启动放空气门 (注意此时除氧器加热不应投入, 除氧器压力为零, 否则应关闭3号高加正常疏水及高加连续排汽) ;启动1台真空泵, 真空度为10 kPa以上时, 关闭真空破坏门。注意高、中压缸上、下缸温差不大于42 ℃。

水侧:机组停运时, 锅炉和除氧器水放净后, 开启高加水侧放水门, 开启高压给水管道放水门、放空气门。

d.保证产品质量。合格的产品是保证设备安全稳定运行的前提条件, 高压加热器为压力容器, 因此要从厂家资质、产品使用性能、厂家信誉、质量验收等方面进行综合考虑。

3 6号机1号、2号高加人孔门密封垫漏泄

在6号机168 h试运后期, 因3号高加内漏做停运措施过程中, 造成1号、2号高加人孔门盖密封面漏泄。检修人员对漏泄点进行了处理, 但没有紧住密封垫。

3.1 高加人孔门密封垫漏泄原因

高加人孔门为自密封结构, 人孔盖与人孔座采用3 mm厚椭圆形高强垫片密封。高加人孔门冷态安装时螺栓有一定紧力, 热态时螺栓伸长紧力变小, 但给水压力将人孔门盖压紧, 不会产生漏泄, 一但高加紧急停运, 螺栓没有来得急收缩而紧力变小, 造成人孔门盖密封面垫片漏泄。

3.2 解决办法及预防措施

停止高加系统运行, 将水室内部存水放净, 用专用工具拆卸人孔盖, 更换椭圆形高强垫片。当检修工作结束, 密封人孔盖时应对两根紧固螺栓交叉均匀施加一定的预紧力, 待管系注水后再适当紧固螺母。高加停运而又不需打开人孔盖时, 应在泄压前拧紧螺母, 并且在今后高加投入后要对高加人孔门螺栓进行适当紧固。

4 结束语