放空气回收范文

放空气回收范文（精选8篇）

放空气回收 第1篇

放空火炬系统是石油化工企业生产中不可缺少的安全设施, 其作用是燃烧正常生产时和事故状态下排放的可燃气体。每年在火炬中被烧掉的可燃气体量相当可观, 为最大限度提高能源利用率, 同时减少环境污染, 有必要将火炬气回收再利用。

中国石油吐哈油田分公司所属的温米、鄯善、丘陵、红连、丘东联合站在原油和天然气处理的同时, 也产生了部分需排放到大气中的天然气, 由于受建设初期技术条件的限制, 各联合站的放空火炬处于常年燃烧状态, 其系统现状见表1。

二、火炬气回收工艺研究

火炬放空气成分比较复杂, 主要有来自联合站两相、三相分离器、原稳气及轻烃装置, 有湿气, 也有干气。放空量受诸多因素的影响波动较大。

本次研究主要是正常工况下回收火炬放空天然气、消灭火炬;事故工况下和放空量超过回收能力时候, 确保自动点火成功率100%, 并且在当地恶劣气候条件下, 火炬能稳定燃烧, 保证油田生产安全。

1. 工艺方法研究

(1) 工艺流程

方案一:从火炬总管上引出放空气到回收压缩机入口, 增压后再进到轻烃装置入口分离器流程;或者直接进到干气外输管线, 同时用水封控制火炬总管压力, 用阻火器防止回火, 达到火炬放空气回收利用的目的 (图1) 。温米、丘东火炬回收适合该方案。

方案二:充分利用现有流程设备, 对原稳压缩机吸气流程做适当调整, 从火炬总管上引出火炬气到原稳压缩机入口, 利用原稳压缩机的富裕回收能力回收火炬放空气, 火炬总管线上增加气动蝶阀控制火炬总管压力、并联爆破片旁通流程及手动闸阀回路, 用阻火器防止回火。鄯善、丘陵火炬回收适合该方案。

在正常工况下, 采用以上2种方案可以实现火炬气回收利用, 达到消灭火炬的目的。在事故放空状态或超过压缩机最大回收能力时, 气体突破水封或气动调节阀打开, 排放燃烧。

(2) 回收压缩机选型

压缩机是火炬气回收的关键设备, 因此压缩机的选型很重要, 以下对3种压缩机从投资、运行费用等方面进行比选 (表2) 。

根据上表的比较。选择螺杆压缩机, 其投资适中、运行费用较低、适应火炬气气量波动较大的特点, 容易使用变频控制方式跟踪连续调节, 适应性强。

(3) 高空火炬点火方式

目前, 各联合站火炬均采用人工手动点火, 难度较大, 且不安全, 现有技术成熟的高空自动点火装置, 可保证点火成功率达100%。

高空点火装置由自动点火控制PLC柜、火焰探测、火炬流量检测、火炬压力检测、高能点火发生器、高压电缆、抗蚀电极发弧装置、电磁阀组以及高空点火枪组成。

PLC接收火炬总管压力、火焰探测等信号, 接收压缩机组PLC控制信号, 并根据火炬总管压力设定值, 结合火焰探测等信号实现自动点火算法, 触发高空点火装置, 用高空点火枪引燃火炬。

(4) 防回火措施

火炬发生回火是严重的事故危害, 必须严加防范。火炬系统可设置分子密封器、水封罐、阻火器3种防止回火措施。

分子密封器是保证火炬筒体发生回火普遍采用的设备, 向分子密封器内通入惰性气体氮气。由于目前各个联合站没有制氮装置, 现场没有氮气可用, 因此, 分子密封器不适合做为防回火措施。

水封罐能够可靠的保护火炬排放系统, 即使发生了回火事故, 火焰传播至水封面即被阻止。水封罐要有自动补水系统, 但是由于冬季气温低, 易发生冻堵, 要做好防冻措施。

在进火炬筒体前的火炬总管上安装阻火器, 能有效阻止火焰向工艺系统传播。

2. 研究结论

五座联合站的火炬现状是均采用人工手动点火, 放空燃烧处理, 总的放空量约30 000~70 000m3/d, 无火焰监测熄火报警装置和自动点火装置, 一旦熄灭, 点火难度较大。

回收工艺流程, 主要是选择螺杆压缩机或对原稳压缩机吸气流程做适当调整, 回收火炬放空气, 技术是可行的;设置火焰监测和高空自动点火装置, 保证点火成功率;设置水封罐或阻火器, 防止发生回火事故。

三、项目实施

吐哈油田火炬放空气回收工程被列为2006年股份公司的重点环保节能项目, 同年3月开始设计, 9月开工建设, 12月正式投运。

1. 实施的主要内容

(1) 温米油田:选用22 000m3/d的螺杆压缩机, 额定排气压力0.35MPa, 压缩机采用空冷方式。用水封控制火炬总管压力, 用阻火器防止回火。设高空自动点火装置和配套FCS控制系统, 设水封罐及自动补水系统、并联爆破片旁通回路。

(2) 丘陵油田:对原稳压缩机吸气流程进行调整, 从火炬总管上引出放空气到原稳压缩机入口, 利用原稳压缩机的富裕回收能力, 增压后再进到轻烃装置入口, 回收火炬放空气。火炬总管线上设置气动蝶阀控制总管压力, 设高空自动点火装置和配套的FCS控制系统。

(3) 丘东气田:选用回收能力28 000m3/d的螺杆压缩机, 额定排气压力0.9 MPa, 采用水冷方式。用水封控制火炬总管压力, 用阻火器防止回火。设高空自动点火装置和配套的FCS控制系统, 设水封罐及自动补水系统、并联爆破片旁通回路, 更新火炬头。螺杆压缩机回收简易工艺流程自控图见图2。

2. 主要应用设备

(1) 螺杆压缩机参数

机组型式:喷液内冷变频调节双螺杆压缩机;机组功率:185k W (丘东) 、90k W (温米) ;吸入压力/温度:0~50 k Pa/-5~50℃;排气量:15m3/min (温米) , 20m3/min (丘东) ;排气压力/温度:0.35MPa/75℃ (温米) 、0.9MPa/75℃ (丘东) 。

高空自动点火装置

自动点火装置重点参数表如表3所示。

(3) 水封罐及自动补水系统

温米联合站新建水封罐采用双层孔板结构, 有利于气液分离, 减少放空气的雾沫夹带。

水封侧设有液位计和液位变送器, 液位变送器设高、低液位报警。水封罐采用高液位溢流控制水封高度。其具体参数见表4。

为了提高回收系统运行的稳定性、可靠性和安全性, 同时也为了减少操作强度, 新建水封罐设置自动补水电磁阀。自动补水设手动和自动2种操作模式。

(4) 气动蝶阀

丘陵联合站初始建设没有设置传统的水封罐, 本次改造考虑冬季防冻措施难度大, 不考虑增设水封罐, 设计采用火炬总管蝶阀, 国内首次使用。气动蝶阀DN500, 气关型, 远程自动控制, 带防爆阀位反馈。由于近年蝶阀技术发展迅速, 大口径蝶阀的密封等级能够达到5级密封, 满足火炬气封的要求, 技术上是可行的。

气动蝶阀的控制引入到FCS控制系统中, 并将阀位状态传到中控室显示。

(5) 爆破片

温米和丘东联合站水封罐各设置并联爆破片旁通回路1套, 丘陵联合站在火炬总管气动蝶阀上并联爆破片旁通回路1套, 以防止水封冻堵或气动蝶阀故障时火炬总管的通畅, 从而达到保护站内装置和火炬系统的目的。

(6) 火炬头

火炬头采用分散火炬气、小孔对撞的燃烧方式以达到良好的燃烧效果。火炬头上设有聚火块稳焰器, 用以保证放空气火焰稳定, 防止火炬头出现脱火现象。火炬头参数风表5。

(7) 火炬阻火器

各联合站设置波纹板式火炬阻火器1套。材质304SS。

阻火器可有效防止火炬回火, 产生的压力降满足火炬回收和正常排放的需要。

(8) 控制系统

丘陵、温米、丘东联合站各设置SIEMENS分布式现场总线控制系统 (FCS) 1套。

丘东、温米联合站FCS控制系统分别由2套PLC控制柜、1套变频控制柜和1套马达配电控制中心组成。四者通过高速高可靠的Profibus总线相联结, 整合成一套既相对独立又完整无缝的现场总线控制系统 (FCS) , 实现实时数据共享和协同调度控制。

3. 主要控制策略

(1) 温米、丘东联合站

用水封高度控制火炬总管压力。

当总管压力控制在1~8k Pa时, 放空气回收。

当总管压力>8k Pa时, 回收部分放空气并启动自动点火程序。

当总管压力>12k Pa时, 水封罐自动补水系统停止。

当总管压力<8k Pa后, 恢复补水到自动模式。

当水封罐后气体流量大于30m3/h, 且火焰探测显示火炬熄灭时, 系统自动启动点火发生器, 直到点火成功。

(2) 丘陵联合站

用气动蝶阀自动控制火炬总管压力。

当火炬总管压力在5 k Pa~35 k Pa时, 原稳压缩机入口调节阀自动开启, 正常回收。

当总管压力超过50 k Pa时气动蝶阀开启, 启动点火程序, 当总管压力超过100 k Pa时爆破片破裂。

当总管压力逐渐减小到10k Pa以下时, 火炬调节阀关闭。

四、火炬放空气回收效果评价

油田火炬放空气回收项目实施后, 回收火炬放空气约52 000m3/d (其中温米联合站20 000m3/d, 丘东联合站25 000m3/d, 丘陵联合站7 000m3/d) , 每年回收天然气0.156亿m3, 回收的天然气进入轻烃装置再处理加工, 经计算折合生产混轻约11t/d, 运行时效按300d/a计算, 天然气价格按吐哈0.616元/m3, 混轻价格按4 500元/d计算。经计算得出:每年天然气的产值960.96万元;每年混轻的产值1 485万元;年总产值2 445.96万元。

依托各采油厂现有人员统一管理, 不需要增加定员, 成本主要是压缩机的耗电和维护费用, 温米、丘东2台耗电198万k Wh/a, 年电费162.23万元。温米、丘东、丘陵各联合站运行维护费用估算为300万元。年运行成本=电费+运行维护费用=462.23万元。

新增利税=年产值17%=415.81万元。年纯利润=年产值-年运行成本-新增利税=1 567.92万元。该项目投资967.22万元, 投入产出比为967.22:2 445.96=1:2.53。

从现场应用效果来看, 工艺流程简化, 取得了良好的经济效益和社会效益, 项目具有良好赢利能力。

五、推广应用前景

研究成果适用于联合站或天然气处理装置火炬气的回收应用, 既可利用已建设施, 减少占地面积、降低运行成本、减少投资, 也可进行局部改造提高处理能力。也适用于边远单井天然气的回收利用。本成果目前已在温米、丘东、丘陵联合站的火炬中进行应用。对国内其他油田的火炬气的回收具有借鉴意义。

参考文献

[1]陈永江.火炬气回收系统的设计[J].石油化工设计, 2002 (3) :25-30.

[2]李国诚, 何祥初等.吐哈油田自动化系统研究与应用[J].吐哈油田科技论文.哈密:中石油吐哈油田公司, 1997.

放空气回收 第2篇

文昌13-1/2油田放空天然气回收技术的应用

摘要：介绍中海油文昌13～1/2油田放空天然气吲收LPG工艺改造及原理,论述该改造所采取的技术措施.目前LPG回收装置运行稳定,各项指标均达到原设计要求,净化了油田环境.作 者：刘祖仁    邵智生    谢协民  作者单位：中国海洋石油有限公司湛江分公司,广东,湛江,524057 期 刊：节能与环保   Journal：ENERGY CONSERVATION AND ENVIRONMENTAL PROTECTION 年，卷(期)：, “”(2) 分类号：X7 关键词：天然气    放空    LPG    回收   

放空气回收 第3篇

1 工艺路线设计

1.1 对移动撬装式井口气回收装置的整体要求

由于探评井试气、试采周期相对较短, 因此回收设备需具有较强的机动性, 拆装和运输要简单快捷。在转场的过程中需要用平板车进行运输, 因此, 设备的尺寸需要符合国家的道路运输相关标准。探评井的位置多数在野外及农田内, 根据新环境保护法的规定, 不能对土地进行硬化处理, 因此, 压缩机、发电机等主要动力设备都不能设有固定基础, 对设备的性能要求较高。

针对上述问题, 大庆油田设计的回收装置, 采用撬装化设计[2], 尺寸符合国家道路运输标准, 用水泥枕木或钢板作为设备基础, 即符合环保要求, 又可以满足设备的正常运行需要。

1.2 回收装置与试油试采装置的流程衔接

回收装置流程如图1所示, 回收撬装在试采公司的三相分离器与火炬之间的放空管线取气, 然后对天然气进行除杂质、压缩、脱水等处理后, 装入长管拖车外运。

回收装置与试采装置的衔接:考虑到试采装置需要三相分离器后端的放空管线时刻保持畅通;每口井的试采的放空气量相差很大 (3×104~20×104m3/d) , 回收设备的操作弹性有限;回收设备故障停机后不能影响到试采装置运行等因素后, 天然气分公司设计了一个符合上述条件的取气阀组撬 (图2) 。

取气阀组撬上设1个DN50调节阀, 压力设定为0.5 MPa, 当放空管线压力高于0.5 MPa时, 调节阀打开, 将部分气量泄放至回收火炬引燃, 当放空管线压力低于0.5 MPa时, 调节阀关闭, 尽可能的回收放空气。阀组设有1个DN80的两位式ESD切断阀, 在来气压力高于0.7 MPa时, 打开放空。阀组另设有1个DN20的两位式ESD切断阀, 与压缩机撬形成互锁, 在压缩机停机时, 打开放空。由于火炬不具有自动点火装置, 阀组另设有1个DN20的长明灯截止阀, 设有一定开度, 使火炬处于长明状态, 当故障停机时大量的放空气可以直接引燃。

试采流程取气阀组另设有2个安全阀, 第一个安全阀开启压力为1.0 MPa, 第二个安全阀开启压力为1.1 MPa, 当来气量过大时, 第一个安全阀开启后仍不能满足放空要求, 第二个安全阀打开, 对天放空, 最大限度地保证取气流程的安全。

1.3 移动撬装式井口气回收装置的工艺路线

经过取气阀组的放空气经过除杂质、增压, 脱水后, 充入长管拖车外运, 具体流程如图3所示。

天然气回收装置的处理规模均为5×104m3/d, 主要由进气阀组撬、预处理撬、压缩脱水撬、加气撬、仪表控制撬、发电撬、辅助工具撬等7个撬装组成。预处理撬主要由入口缓冲罐、过滤器和计量加臭等设备组成, 目的是除去井口气的游离水及杂质, 经计量、加臭后进入压缩单元。压缩机是往复式压缩机。压缩机一级排气压力为2MPa, 二级排气压力为5 MPa, 三级排气压力为10MPa, 四级排气压力为25 MPa。各级出口均设有空冷器及分离罐, 将各级原料气冷却至40℃后, 进行气液分离。脱水单元是将压缩后的天然气进行深度脱水, 系统以分子筛为吸附剂, 采用双塔流程, 吸附周期为6~8 h, 处理后的天然气含水量为1×10-6以下。经脱水单元脱水后[3]的天然气经加气机计量后充入长管拖车[4]。

由于回收装置采用撬装化设计, 当试采井天然气日产量超过5×104m3/d时, 可将多套回收设备同时在井场并行使用, 最大限度对放空气进行回收。

1.4 撬装尺寸及质量

各撬装尺寸及质量均符合国家的道路运输相关标准, 见表1。

2 应用效果和经济效益分析

回收装置于2016年4月21日在宋深103H气井正式投产, 现运转良好, 在下游用户用气稳定情况下, 每天可回收放空气5×104m3。宋深103H气井预期试采时间为180天, 单井预计可回收放空气900×104m3。预计每套回收装置每年可回收放空气200×104~1200×104m3。

放空气的成本价格为0.56元/m3, 加工后的CNG销售价格为2.5元/m3, 装置的运行成本约为0.52元/m3。回收天然气的利润为1.42元/m3, 预计全年可产生经济效益284万元~1704万元。每套回收装置的购置费用为565万元, 因此购置当年就可收回投资成本。

对放空气进行回收的同时可以减少二氧化碳排放, 按每年回收200×104~1200×104m3计算, 每年可减少二氧化碳排放992.4~5 954.4 t, 节约标准煤2500~15 000 t。

参考文献

[1]许多, 李俊, 郑杰, 等.国内油田放空气回收技木调研[J].天然气与石油, 2010, 28 (3) :29-31.

[2]王协琴.回收边远小油田放空天然气的撬装设计[J].天然气技术, 2007, 1 (2) :72-75.

[3]王协琴.车用压缩天然气脱水[J].天然气工业, 1999, 19 (6) :75-78.

空气压缩机热能回收系统的应用 第4篇

1空气压缩机热能回收系统的组成

空气压缩机热能回收系统主要有热能回收期、热泵暖风机、热泵热水器和保温水塔等几部分组成的。

1.1 热能回收器

热能回收器主要是吸收空气压缩机在运行过程中产生的热量, 利用热交换的原理, 将空气压缩机冷却系统中热水的热量转移到冷水中, 然后通过管道将被加热的冷水输送到热水储水塔以供各种热水使用。同时, 热能回收器可以将空气压缩机的运行温度降低到80℃以下, 保证了设备的安全运行温度, 延长设备以及各部件、耗材的使用寿命, 提高设备运行的安全系数。

1.2 热泵暖风机

热泵暖风机主要是通过吸收空气的热量, 并将其转移到房内, 用来提高烘干房的温度, 通过和相应设备的配合, 从而保证物料的干燥。

1.3 热本热水器

热泵热水器是使用电能来驱动空气压缩机, 利用工质循环将空气中的潜热吸收掉, 再经过空气压缩机的压缩之后变成高压高温的气体, 从而实现对水的间接加热。

热能回收器安装在空气压缩机的油循环管路当中, 通过热交换原理将冷水加热之后, 通过输送管将热水输送到储水塔, 以供各种热水使用, 而热泵热水器安装在储水塔中, 在空气压缩机不工作的时候对储水塔的水进行辅助加热。

2应用空气压缩机热能回收系统的意义

2.1 充分利用能源, 节能环保

空气压缩机排放的多余热量, 其温度高达85℃到95℃, 如果直接排放到空气中, 不但是巨大的浪费, 同时也对环境造成一定的影响。而利用空气压缩机热能回收系统, 可以对其排放的热能进行充分的回收利用, 更加节能环保。

2.2 利于空气压缩机散热

由于热能回收系统吸收了大部分的热量, 使得空气压缩机的运行温度保持在65℃到85℃之间, 起到很好的散热效果。而同时, 在此温度范围内, 空气压缩机的散热风扇会停止运转, 这样就减少了设备的耗能, 也缓解了风扇润滑油变质以及电线接头老化的问题, 延长设备的使用寿命, 降低故障率。

2.3 无运行成本

空气压缩机热能回收系统的运行不需要烧煤烧油、也不需要用电。利用余热加热水, 靠自有压力实现油、气、水的输入和输出, 不需要运行成本。

2.4 降低空气压缩机的运行成本

热能回收系统的应用可以降低空气压缩机的运行成本, 并提高设备的运行效率, 减少散热风扇的运行耗能。

3空气压缩机热能回收系统的选择和应用

热能回收器加热水的方式有直接加热和间接加热两种, 直接加热的热水器可以实现将冷水一次性加热到所需温度, 而且空气压缩机的工作状态比较稳定, 温度波动不大, 余热的回收率比较高;而循环加热热水器一次加热的温度有限, 需要进行反复加热才能达到所需温度, 所以空气压缩机的工作温度和余热的回收率也会随着水温从低到高呈现周期性变, 使得空气压缩机的工作状态不稳地, 对设备的使用寿命造成影响。在这里, 直接加热的优势是很明显的, 但其对技术的要求比较高, 而间接加热虽然有所不足, 但对技术的要求相对较低。

空气压缩机运行时会排放高热量的空气, 利用热能回收系统, 可以对其进行回收, 以实现企业各方面的热水使用, 例如职工澡堂的热水供应、洗衣房的衣服烘干等, 可以减少过了供热产生的用煤量和用电量。

现在有很多煤矿的职工洗澡用水、更衣室供暖以及烘干房供气一般都是采用锅炉进行加热的, 以某单位为例, 对其锅炉运行进行统计, 每月需要用煤22t, 用电4136kWh, 在春冬两季的时候用煤量和用电量更大。而为了减少锅炉供热的用煤量和用电量, 该单位采用了空气压缩机热能回收系统, 对空气压缩机所产生的油、水、气余热进行回收利用, 用于洗澡、烘干和供暖的供热, 而在空气压缩机不工作的时候, 采用热泵热水器来进行热水的辅助加热, 利用热泵暖风机来进行洗衣房的烘干, 很好的实现了锅炉供热用煤用电量的降低, 为改企业节省了煤电的能耗。

4结语

空气压缩机热能回收系统可以将空气压缩机产生的废热进行回收利用, 并铲除70℃到90℃的高品质热水, 这些热水可以供工矿企业的生活用水和生产用水。同时, 除了采用环保型制冷剂外, 空气压缩机热能回收系统由于借助电能, 从空气中取热, 在居住小区内不造成任何空气污染, 是一种清洁、安全的采暖系统, 年减排二氧化碳706.02千克 (以碳计) 。热能回收系统的应用适应了时代的发展要求, 响应国家节能环保的号召, 对节省企业开支, 减低生产能耗具有重要意义。

参考文献

[1]叶聿漳.空气压缩机热能回收系统的应用[J].煤矿机电.2012 (06)

[2]刘晓东.浅析压力露点对螺杆式空压机润滑油品质的影响[J].机电工程技术.2011 (06)

放空气回收 第5篇

1.1 工艺特点

天野化工甲醇装置的主要工艺特点是在设计上综合利用能量, 来提高装置的整体效率。主要生产单元包括:配气站、压缩、天然气转化、湿法回收CO2、甲醇合成、粗甲醇精馏、膜分离回收氢气技术、中间罐区、火炬系统等。

一段蒸汽转化炉前采用了天然气饱和塔流程来回收蒸汽冷凝液, 以降低工艺冷凝液的处理成本和节省部分蒸汽转化所使用的中压蒸汽;补碳工艺采用了转化炉前补CO2, 以调整转化气中CO与CO2的比例, 提高CO来提高总碳利用率。甲醇合成塔为气冷式合成塔, 由杭州林达化工技术工程有限公司 (简称林达) 设计, 冷进料气在塔内往返一次由反应热加至反应温度, 再进入催化剂床层, 同时控制催化剂温度。甲醇精馏采用四塔精馏工艺, 包括预塔、加压塔、常压塔和回收塔, 精甲醇产品由加压塔和常压塔各采出一股进入精甲醇罐, 杂醇油由回收塔采出, 保证了产品质量。

精馏工序设计优缺点分析

优点1:合理利用转化气的余热, 节约了蒸汽;

优点2:设计上采用了多效精馏, 节约了能量, 降低了成本;

优点3:操作方便, 易于控制, 弹性大。

缺点1:精馏放空气体直接排入大气, 对现场环境造成破坏, 浪费能源;

缺点2:放空气体带走了甲醇, 降低了装置收率, 降低了产量;

缺点3:回收塔达不到设计性能, 产品与废水只能达到一个指标合格;

缺点4:从预塔回流槽采出的轻馏份中带走的甲醇含量高;

缺点5:转化气腐蚀造成装置检维修工作量的增加;

缺点6:转化气热源管线长, 开车过程中容易造成液封, 水击现象。

1.2 装置流程简图 (附图1, 图2, 图3)

2 论点的产生

1) 针对缺点1、缺点2中放空气体的危害, 决定研究回收利用。

2) 回收方法:利用氢回收去转化炉的尾气作动力, 依托喷射泵带入转化炉燃烧。

3 回收放空气体

3.1 放空气体标准

(GB14554-93) 二级新扩改建标准, 见表1, 2。

3.2 各放空气体组成

3.3每天排入大气中CH3OH的量

(98+156) ×24=6 096kg/d

每月6 096×30=182 880kg/月=182.88t/月

3.4 每天排入大气中轻馏份的量

546×24=1 3104kg/d, 每月13 104×30=393 120kg/月=393.12t/月

3.5 每天排入大气中物质热值合计

3.5.1甲醇的低位燃烧值:638 514J/mol

(1) 放空甲醇气的燃烧值总和:

182 880 kg/月 ÷ 32 × 638 514J/mol=3 649 107 510kJ/月

(2) 天然气的燃烧值:

根据公司测算目前使用天然气热值34 297kJ/m3 (标)

(3) 放空甲醇浪费的热量相当于多少天然气的热量:

3 649 107 510kJ÷34 297kJ/m3 (标) =106 397m3 (标)

(4) 按照每m3 (标) 2.05元计算, 每月可节约费用:

106 397m3 (标) ×2.05=218 114 元≈21.8万元

3.5.2轻馏份的燃烧值

放空轻馏份的量:

546kg/h×24×30=393 120kg/月≈393t/月

3.6轻馏份的低位燃烧值

526 385J/mol

3.6.1 放空轻馏份的燃烧值总和

393 120 kg/月 ÷ 20 × 526 385J/mol=10 346 623 560kJ

3.6.2 放空甲醇浪费的热量相当于多少天然气的热量

10 346 623 560kJ÷34 297kJ/m3 (标) =301 677m3 (标)

3.6.3按照每m3 (标) 2.05元计算, 每月可节约费用

301 677m3 (标) ×2.05=618 438元≈61.8万元

3.7 每月排入大气中有机物的量

182.88t/月+393.12t/月=576t

3.8 可见其对现场环境的污染程度非常严重

3.9 利用氢回收装置去转化大烧的尾气做动力源, 带动抽气器, 送入转化燃烧的可行性研究

3.10 选择喷射器

由于喷射器是非标设备, 所以需要与厂家沟通制作, 按照厂家型号规范, 初步选择以下两个型号的喷射器, 作为此次技改的主要设备。

P0.03-5000/7.0

P0.02-3000/7.0

4 结论

4.1 通过技改, 采用驰放气带动喷射器回收精馏放空气体, 每年为公司节约费用:

(21.8+61.8) ×12=1 003.2万元

4.2每年少排入大气中有机物:

576×12=6 912t

4.3 虽然排放符合《大气污染物综合排放标准》 (GB16297-1996) , 但是实施技改后既为公司节约了费用, 又净化了现场, 保证了员工身体健康的环境, 而且达到了节能减排、清洁生产的国家要求。

参考文献

[1]TY-JC-05-09-01, 甲醇装置流程图册.

[2]汪镇安主编.化工工艺设计手册[M]. (第三版) / (上下册) .北京:化学工业出版社, 2003.

[3]成大先主编.机械设计手册[M]. (第五版) /第4卷.北京:化学工业出版社, 2008.

[4]张子峰, 张凡军主编.甲醇生产技术[M].北京:化学工业出版社, 2008.

放空气回收 第6篇

本单位所属的温米、鄯善、丘陵、红连、丘东在原油和天然气处理的同时, 也产生了部分需排放到大气中的天然气, 由于受建设初期技术条件的限制, 各联合站的放空火炬处于常年燃烧状态。放空燃烧天然气约3-7万标方/天。

二、火炬天然气回收工艺研究

火炬放空天然气来源比较复杂, 主要有来自联合站两相、三相分离器以及原稳气。放空量受诸多因素的影响, 本次研究主要是正常工况下回收火炬放空天然气, 事故工况下火炬能安全燃烧, 保证油田生产安全。

1. 工艺技术研究

(1) 工艺流程

从火炬总管上引出天然气到回收压缩机入口, 增压后再进到轻烃装置回收处理, 火炬总管线上增加气动蝶阀控制火炬总管压力、并联爆破片旁通流程及手动闸阀回路, 用阻火器防止回火, 达到安全回收利用的目的。

(2) 回收压缩机选型

压缩机是火炬气回收的关键设备, 因此压缩机的选型很重要, 以下对三种压缩机从投资、运行费用等方面进行比选。

根据上表的比较。选择螺杆压缩机, 其投资适中, 运行费用较低, 对火炬气气量波动较大的特点, 容易使用变频控制方式跟踪连续调节, 适应性强。

2. 研究结论

五座联合站的火炬现状是均采用人工手动点火, 放空燃烧处理, 总的放空量约30000-70000标方/天, 无火焰监测熄火报警装置和自动点火装置, 一旦熄灭, 点火难度较大。

回收工艺流程, 主要是选择螺杆压缩机或对原稳压缩机吸气流程做适当调整, 回收火炬放空气, 技术是可行的;设置火焰监测和高空自动点火装置, 保证点火成功率;设置水封罐或阻火器, 防止发生回火事故。

三、项目实施

吐哈油田火炬放空气回收工程被列为2006年股份公司的重点点环保节能项目, 2006年3月开始设计, 9月开工建设, 12月正式投投运。

1.实施的主要内容

(1) 温米油田, 选用22000Nm3/d的螺杆压缩机, 额定排气压力00.35MPa, 压缩机采用空冷方式。用水封控制火炬总管压力, 用阻火火器防止回火。设高空自动点火装置和配套FCS控制系统, 设水封封罐及自动补水系统、并联爆破片旁通回路。

(2) 丘陵油田, 对原稳压缩机吸气流程进行调整, 从火炬总管上上引出放空气到原稳压缩机入口, 利用原稳压缩机的富裕回收能力力, 增压后再进到轻烃装置入口, 回收火炬放空气。火炬总管线上上设置气动蝶阀控制总管压力, 设高空自动点火装置和配套的FFCS控制系统。

(3) 丘东气田, 选用回收能力28000Nm3/d的螺杆压缩机, 额定排排气压力0.9MPa, 采用水冷方式。用水封控制火炬总管压力, 用阻阻火器防止回火。设高空自动点火装置和配套的FCS控制系统, 设设水封罐及自动补水系统、并联爆破片旁通回路, 更新火炬头。螺螺杆压缩机回收简易工艺流程自控图见下图:

2.主要应用设备

(1) 螺杆压缩机

机组型式:喷液内冷变频调节双螺杆压缩机。

机组功率:185Kw (丘东) 90Kw (温米)

吸入压力/温度:0~50 KPaG/-5~50℃

排气量:15m3/min (温米) , 20m3/min (丘东)

排气压力/温度:0.35MPa G/75℃ (温米) , 0.9MPa G/75℃ (丘东)

(2) 水封罐及自动补水系统

温米联合站新建水封罐采用双层孔板结构, 有利于气液分离, 减少放空气的雾沫夹带。

水封侧设有液位计和液位变送器, 液位变送器设高、低液位报警。水封罐采用高液位溢流控制水封高度。

为了提高回收系统运行的稳定性、可靠性和安全性, 同时也为了减少操作强度, 新建水封罐设置自动补水电磁阀。自动补水设手动和自动两种操作模式。

(3) 气动蝶阀

丘陵联合站初始建设没有设置传统的水封罐, 本次改造考虑冬季防冻措施难度大, 不考虑增设水封罐, 设计采用火炬总管蝶阀, 国内首次使用。气动蝶阀DN500, 气关型, 远程自动控制, 带防爆阀位反馈。由于近年蝶阀技术发展迅速, 大口径蝶阀的密封等级能够达到5级密封, 满足火炬气封的要求, 技术上是可行的。

气动蝶阀的控制引入到FCS控制系统中, 并将阀位状态传到中控室显示。

(4) 爆破片

温米和丘东联合站水封罐各设置并联爆破片旁通回路1套, 丘陵联合站在火炬总管气动蝶阀上并联爆破片旁通回路1套, 以防止水封冻堵或气动蝶阀故障时火炬总管的通畅, 从而达到保护站内装置和火炬系统的目的。

(5) 火炬头

火炬头采用分散火炬气、小孔对撞的燃烧方式以达到良好的燃烧效果。火炬头上设有聚火块稳焰器, 用以保证放空气火焰稳定, 防止火炬头出现脱火现象。

(6) 火炬阻火器

各联合站设置波纹板式火炬阻火器1套。材质304SS。

阻火器可有效防止火炬回火, 产生的压力降满足火炬回收和正常排放的需要。

(7) 控制系统

丘陵、温米、丘东联合站各设置SIEMENS分布式现场总线控制系统 (FCS) 1套。

丘东、温米联合站FCS控制系统分别由两套PLC控制柜、一套变频控制柜和一套马达配电控制中心组成。四者通过高速高可靠的Profibus总线相联结, 整合成一套既相对独立又完整无缝的现场总线控制系统 (FCS) , 实现实时数据共享和协同调度控制。

3. 主要控制策略

(1) 温米、丘东联合站

用水封高度控制火炬总管压力。

当总管压力控制在1-8KPa时, 放空气回收。

当总管压力>8KPa时, 回收部分放空气并启动自动点火程序。

当总管压力>12KPa时, 水封罐自动补水系统停止。

当总管压力下降到8KPa以内后, 恢复补水到自动模式。

当水封罐后气体流量大于30Nm3/h, 且火焰探测显示火炬熄灭时, 系统自动启动点火发生器, 直到点火成功。

(2) 丘陵联合站用气动蝶阀自动控制火炬总管压力。

当火炬总管压力在5 KPa-35 KPa时, 原稳压缩机入口调节阀自动开启, 正常回收。

当总管压力超过50 KPa时气动蝶阀开启, 启动点火程序, 当总管压力超过100 KPa时爆破片破裂。

当总管压力逐渐减小到10KPa以下时, 火炬调节阀关闭。

四、火炬放空气回收效果评价

油田火炬放空气回收项目实施后, 回收火炬放空气约52000标方/天 (其中温米联合站20000标方/天, 丘东联合站25000标方/天, 丘陵联合站7000标方/天) , 每年回收天然气0.156亿立方米, 回收的天然气进入轻烃装置再处理加工, 经计算折合生产混轻约11吨/天, 运行时效按300天/年计算, 天然气价格按吐哈0.616元/标方, 混轻价格按4500元/天计算。

1. 年产值计算

每年天然气的产值:52000标方/天300天0.616元/标方=9609600元

每年混轻的产值:11吨/天300天4500元/天=14850000元

年总产值:9609600元+14850000元=24459600元=2445.96万元

2. 运行成本来计算

依托各采油厂现有人员统一管理, 不需要增加定员, 成本主要是压缩机的耗电和维护费用, 温米、丘东2台耗电 (90KW+275KW) 24300=198万度/年。

年电费=1980000度/年0.82元/度=162.23万元

温米、丘东、丘陵各联合站运行维护费用估算为300万元

年运行成本:电费+运行维护费用=162.23万元+300万元=462.23万元

3. 新增利税=年产值17%=2445.96万元17%=415.81万元

4. 年纯利润=年产值-年运行成本-新增利税=1567.92万元

5. 投资情况:该项目投资967.22万元, 投入产出比:967.22:2 4 4 5.9 6=1:2.53

从现场应用效果来看, 工艺流程简化, 取得了良好的经济效益和社会效益, 项目具有良好赢利能力。

五、推广应用前景

本项研究成果适用于联合站或天然气处理装置火炬气的回收应用, 既可利用已建设施, 减少占地面积、降低运行成本、减少投资, 也可进行局部改造提高处理能力。也适用于边远单井天然气的回收利用。

通过对油田火炬放空气现状的调查, 进行火炬放空气回收技术分析研究, 针对各联合站火炬的不同特点, 采用相应工艺成熟、安全可靠, 一次性投资相对较低的回收利用新方法, 本成果目前2006年已在温米、丘东、丘陵联合站的火炬中进行应用。对国内其它油田的火炬气的回收具有借鉴意义。

参考文献

[1]《火炬气回收系统的设计》——石油化工设计, 2002, 3:25-30.陈永江.

[2]《吐哈油田自动化系统研究与应用》——吐哈油田科技论文.中石油吐哈油田公司, 19971, 李国诚, 何祥初等.

放空气回收 第7篇

塔中联合站位于沙漠腹地, 是塔中作业区的核心生产单元, 也是一座集油、气、水、电于一体的高度自动化综合处理站。该站天然气处理系统包括120×104m3/d天然气处理装置和86×104m3/d天然气处理装置两部分, 其中120×104m3/d天然气处理装置设计目的是净化处理塔中油田伴生气, 以上游油处理系统分离出的天然气为原料进行生产, 脱除其中水分, 回收其中重烃组分后外输。86×104m3/d天然气处理装置设计目的是净化处理塔中六凝析气田天然气, 经过J-T阀节流制冷, 脱水脱烃达到合格产品气。目前120×104m3/d天然气处理装置实际处理量为50×104m3/d, 该装置全面停产年度检修工期一般控制在20天左右, 期间伴生气只能全部放空, 并且当天然气处理装置运行中出现故障时, 也只能采取放空的措施, 这不但造成了天然气资源的极大浪费, 还影响了45 t/d的轻烃产量。

由于塔中六凝析气田至86×104m3/d天然气处理装置集输管线刺漏严重, 极大影响了正常生产, 现已采取就近原则重新铺设一条集输管线至新建的塔中一号气田第一处理厂进行处理, 86×104m3/d天然气处理装置一直处于停运氮封状态。从节能减排的角度上讲, 对于年度检修和故障停产期间的放空天然气进行回收是十分必要的[1,2]。

1 技术思路

新建一座增压站, 主要包括2台压缩机及配套的工艺、自控、电气等辅助设施, 其中低压压缩机K-101用来回收油处理系统低压伴生气, 约5×104m3/d, 中压压缩机K-102用来回收油处理系统中压伴生气, 约45×104m3/d。低压伴生气经压缩机压缩后并入中压伴生气, 再经中压压缩机压缩后进入86×104m3/d天然气处理装置节流制冷, 脱水脱烃后合格产品气外输至用户。这既实现了放空天然气的回收目的, 又对停运闲置的处理装置进行了合理利用, 可谓一举两得。

2 可行性分析

2.1 工艺设备

油处理系统低压伴生气压力为0.2 MPa, 中压伴生气压力为0.7 MPa, 温度均在40~50℃之间。因此低压压缩机K-101进出口压力应分别设计为0.2 MPa和0.7 MPa (表1) 。为了保证天然气产品品质合格 (水露点≤-10℃, 烃露点≤-5℃) 和靠自压正常外输至用户, 经86×104m3/d天然气处理装置节流制冷后的温度和压力应分别达到-10℃和3.5 MPa, 并且中压压缩机K-102出口进入处理装置前的温度最低可空冷至40℃ (年度检修一般在夏季进行, 室外气温高达45℃) , 经过计算得出J-T阀前端压力需要达到7.5 MPa, 才能实现设计运行工况。86×104m3/d天然气处理装置建站时J-T阀前端设计压力为10 MPa, 后端设计压力为6.3 MPa, 因此按照设计计算压力运行条件具备, 并且中压压缩机K-102进出口压力应分别设计为0.7 MPa和7.5MPa (按照此工况设计, 应采用两级压缩) 。为了保证压缩机能够正常运行, 两台压缩机进口均需设计旋流分离器, 可有效除去天然气中的液体和固体组分。处理装置运行中, 压缩机和旋流分离器液相组分可输送至油处理系统重新进行处理。由于沙漠地区水资源匮乏, 压缩机组工艺气冷却采用空冷方式, 节约水量, 降低能耗[3]。

2.2 自控电气

86×104m3/d天然气处理装置控制室建站时已设置有独立的DCS、ESD和FGS控制系统, 通过在原有DCS和ESD控制系统基础上扩容组态, 来实现对新建增压站工艺参数和设备运行状态进行监控管理。原有FGS控制系统为二次盘装仪表形式, 机柜扩容已没有足够空间, 故将可燃气体、火焰检测信号接入ESD控制系统进行监视和报警。电驱压缩机组的控制系统由压缩机组成套提供, 该系统独立完成压缩机各项工艺参数的采集、控制和联锁保护, 且该系统具有自动关断功能, 机组在通信系统出现故障时, 也能正常运行。压缩机组控制系统集成安装在压缩机组现场设置的就地控制盘内, 远程停机、运行状态和综合报警等信号用硬线接入DCS控制系统, 机组就地控制盘与DCS控制系统通过RS485接口进行通信。根据电源实际情况, 中压压缩机 (10 k V) 电源可从110 k V变电所引接, 低压压缩机 (380 V) 和装置区辅助用电可从10 k V变电所引接。

2.3 安全保护

为了防止压力容器和管道因误操作、停电、火灾等故障造成超过设计压力而发生事故, 需设置必要的安全阀3个。为了保证处理装置检修期间进行有效隔离, 需要设置8字盲板7块。消防给水系统可依托塔中联合站消防系统, 从厂区消防管网就近引两根专用消防给水干管至增压站, 沿装置区成环状布置, 在环状管网上适当位置设置消火栓。

2.4 公共工程

压缩机组及工艺管道吹扫置换用氮气均从86×104m3/d天然气处理装置氮气管线引接, 在需要接入氮气的部位设置氮气吹扫甩头。自动控制部分需消耗净化空气, 为保证用气稳定和气质清洁, 采用不锈钢管线就近引接至各用气点。淡化水主要用于场地和设备卫生, 从厂区淡化水主管线引出至各用水点。

3 应用实践

1) 2013年, 120×104m3/d天然气处理装置检修期间, 按照设计工艺参数平稳运行20天, 共计回收天然气约1000×104m3/d, 轻烃约900 t, 折合油气当量约1×104t, 产生经济效益1000多万元, 并且减少CO2排放量2×104t, 社会效益和环保效益异常显著[4,5]。

2) 120×104m3/d天然气处理装置1998年建成投产, 15年的生产运行使得该装置存在不同程度的腐蚀, 且运转设备故障率较高, 最重要的是油处理系统进入120×104m3/d天然气处理装置的伴生气管线无备用流程, 一旦刺漏, 天然气无法放空导致全油田停产, 影响极大。目前, 当出现管线刺漏和设备故障停机时, 可从油处理系统将伴生气直接切换至86×104m3/d天然气处理装置。

3) 120×104m3/d天然气处理装置年度检修项目多、任务重, 为了争取产量主动, 减少天然气放空, 每年均投入大量人力物力, 岗位员工加班加点, 极力缩短休息时间, 可能导致人员疲劳作业及现场标准化的降低。在以后的年度检修中, 可适当延长检修时间, 降低单日劳动强度, 提高现场标准化水平。

摘要：某联合站在现有2套天然气处理装置的基础上, 新增2台压缩机及配套的工艺、自控、电气等辅助设施, 对年度检修和故障停产期间的放空天然气进行回收利用。通过从工艺设备、自控电气、安全保护和公共工程角度上进行分析, 确认了技术思路的可行性。经过应用实践, 取得了一定的经济效益和社会效益, 并且为装置的安全平稳运行、生产管理的人性化和提高现场标准化水平提出了可行性方案。

关键词：天然气,回收,处理装置,可行性,应用实践

参考文献

[1]赵军艳, 蔡共先.浅谈塔里木油田放空天然气回收措施[J].天然气与石油, 2012, 30 (5) :13-15.

[2]李循迹, 王立辉, 侯秉仁, 等.塔中地区零散试采井放空天然气回收技术应用[J].天然气与石油, 2012, 30 (5) :23-26.

[3]李俊, 许多, 郑杰.油田放空天然气回收利用探讨[J].油气田地面工程, 2010, 29 (3) :58-59.

[4]丁志飞, 徐庆磊, 王立华, 等.低压天然气回收再利用与节能环保[J].油气田环境保护, 2011, 21 (5) :62-63.

放空气回收 第8篇

能源、资源的有效利用和地球生态环境保护作为社会经济可持续发展的基本条件已受到人们的高度关注, 特别是日本, 为完成2010年比1990年减排CO26%的任务更亟待采取有效对策。民生用能不断上升导致CO2排放量上升, 成为各方关注的重点, 为此, 以强化民生节能而修订的《节能法》已从2003年4月开始实施;相关部门亦于2003年公布了《防止地球变暖对策推进大纲》, 以促进减排CO2等温室气体。

热泵、蓄热系统由可收集大于投入能量的热泵和蓄热器组成, 乃节能环保性极优的系统, 是《节能法》和《防止地球变暖对策推进大纲》所推广的对象。本文就热泵、蓄热系统的节能环保优越性和目前取暖、空调、供热水的燃料直烧式进行对比说明。

1 以可再生能源、未利用能源为热源的热泵

空气中存在大量热能, 过去有人错误地认为0℃以上方为热能, 认为常温20℃左右的空气中热能有限;其实世界上的物质在绝对温度 (-273℃) 以上即具有热能。能够利用我们周围空气热能的热泵为空气源热泵, 它利用冷媒的压缩和膨胀使冷媒的温度变为大气温度以上或以下, 以向空气吸收或释放热能。

空气源热泵利用的能量最终来源于太阳能, 不排放CO2和NOX等污染气体, 是用之不竭的清洁能源。而由热泵收集的空气热量为所耗电力的3～6倍, 且可使冷媒达到100℃左右, 可实现为房间供暖达到20℃和供40℃左右的热水。

目前, 采暖、供热水多采用以煤气和煤油作燃料的燃烧方式, 可得到1000℃以上的高温蒸汽, 其实改由以主要利用空气中热能的热泵即可有效解决。

2 热泵所得热量约为燃烧方式的2倍以上

假设原始能源消耗为100单位, 当用燃料燃烧方式供暖时, 按COP为0.9计算, 最终可供暖房用的能量为1000.9=90;用COP为4的热泵时, 首先所用电力按先进火电机组计算, 其发电效率为53% (HHV) , 扣除辅机用电和送配电损失共4%后, 需求端效率为49%, 由此电力推动的COP为4的热泵可供暖房的能量则为494=196, 其中由空气中收集的热量为196-49=147。从需求侧热效率看, 热泵供热方式是燃料供热方式的2倍以上。日本全国的电力有1/2左右为非化石燃料发电, 考虑这一因素时则热泵对化石燃料消耗产生的能源利用效率更高, 从而其节能环保效果, 特别是减排CO2的效果更好。

3 热泵有望大幅减排CO2

在家庭、办公部门的冷暖房和供热水方面, 若将现在主要采用的燃料燃烧方式全部改为热泵, 则可实现CO2的大量减排, 具体对比计算如下。

(1) 家庭用方面。

目前燃料燃烧方式的暖房年排放CO2为4100万t, 若全部以COP为6 (寒冷地区COP为3) 的热泵代替, 则CO2排放量可大幅压减至1200万t。供热水年排放CO2为3700万t, 若全部以COP为4的供热水器代替, 其CO2排放量亦可大幅压减到1200万t。即总的由燃烧方式的7800万t压减到2400万t, 其减排CO2的效果高达5400万t, 其压减率可达69%。

(2) 办公用方面。

由燃烧方式为主的冷暖房年排放CO2 4300万t, 若全部以COP为6的热泵代替, 则可大幅压减到1400万t;现供热水年排放的CO2量为2300万t, 若全部以COP为4的热泵供热水器代替, 则CO2排放量可大幅压减到800万t。即CO2总排放量可由6600万t压减到2200万t, 压减率高达67%。

由上可知, 对家庭、办公用冷暖房和供热水由以燃料燃烧为主的现有方式全部改为热泵方式后, 每年减排CO2量可达0.98亿t, 和《防止地球变暖对策推进大纲》中所提的全国节能减排目标中的1.07亿t十分接近。

4 热泵对生活环境的贡献

从2003年10月起, 东京都开始对柴油车尾气排放的NOX等污染气进行考核, 因为其对大气环境污染的影响较严重。其实不仅是汽车, 连燃烧式空调机亦在排放NOX。如COP为1.35的高效煤气吸收式冷温水机 (300USRT) , 在标准状态下运行1 h共消耗城市煤气61.2m3。另将该机按低NOX化 (NOX浓度为60ppm) 计算时, 城市煤气1m3的NOX排放量为1.21g, 由此可算出该机的NOX的排放量为1.2161.2=74.1g/h, 其NOX排放量相当于247辆汽油轿车快速行驶的排放量。

若使用热泵, 则NOX的排放量为零;考虑发电厂排出的NOX时, 则COP为6的热泵其NOX排出量亦仅为14.1g/h, 仅为煤气吸收式冷温水机的1/5以下。

5 蓄热系统的CO2减排效果

将热的生产和消费分开, 在生产过程中使热源机的效率在最佳区间运行, 然后将所产出的热量由蓄热器贮存, 在消费量波动下仍可稳定供热。蓄热系统可回避热源机在负荷不满时的低效运行, 可使全年的能源利用效率大幅改善。冷房所需的冷负荷可利用夜间低温时产出, 比无蓄热器的场合又可多节能10%。

此处再和燃烧式空调机作比较, 对热泵能力1USRT及蓄热器1m3可减排CO2的效果进行计算。

(1) 计算条件如下:

冷冻机能力为1RT/h (合3.024kcal/h) ;冷暖房合计相当于全负荷的时间为1200h;热泵的COP为3;燃烧式空调机的COP为0.9。

(2) 据此计算结果如下:

(a) 全部为燃烧式空调机时的CO2排放量为866kg/m2; (b) 采用热泵时ALL-HP方式的CO2排放量为532kg/m2; (c) 加上采用蓄热系统后节能10%的CO2排放量为479kg/m2。减排效果达45%。

(3) 在 (1) 的计算条件下, 并按以下的条件求出所需蓄热器的容积:

(a) 蓄热器的利用时间比为50%; (b) 每天空调工作时间为10h; (c) 蓄热量为1RT50%10h=5RT=6.3MJ/RT; (d) 冰的充填率为50%; (e) 蓄热器温差分别为送7℃/返15℃ (水蓄热器) 和0℃/15℃ (冰蓄热器) ; (f) 蓄热器保存热量分别为33.5MJ/m3 (水蓄热器) 和230.2MJ/m3 (冰蓄热器) ; (g) 蓄热器的功率为90%; (h) 蓄热器的有效热量分别为30.1MJ/m3 (水蓄热器) 和207.2MJ/m3 (冰蓄热器) ; (i) 按空调尖峰日负荷求出的蓄热器容量分别为2.1m3/RT (水蓄热器) 和0.305m3/RT (冰蓄热器) 。

(4) 由以上计算可知:

热泵冰冻能力为1RT的CO2减排效果为332.4kg;水蓄热器的减排CO2效果为53.2÷2.1=25.3kg/m3;冰蓄热器的减排CO2效果为53.2÷0.305=174.4kg/m3。

6 热泵乃民生需要的新能源利用方式

如上所述, 热泵技术可将自然界存在的未利用且可再生的能源, 即空气的热能收集后加以利用, 确实是环保性极优并实实在在为“民生需要的新能源”技术。

热电联产将发电所产生的余热加以利用, 虽然其能源利用率未超过100%的极限, 但将发电效率加上余热利用率已达到空前未有的水平, 因此被某些人认为属超级水平的新能源技术。热泵则可将未利用的空气热能加以利用, 可达到100%以上的能源利用效率, 从而成为消耗电力和未利用能“相乘”的新技术。所谓“相乘”表示其节能、减排CO2的效果极高, 确保它将成为推动今后能源政策中不可缺少的技术。