一起工业锅炉系统节能改造分析

对某胶黏剂厂工业锅炉系统的实地考察和能效测试表明,该锅炉系统存在热效率偏低、排烟温度高、过量空气系数高等问题,对锅炉进行了烟气余热利用、改造燃烧装置、维护水处理系统、改造锅炉辅机等措施,达到节能的目的。     

燃油锅炉烟气余热回收对锅炉热效率的影响

文中分析了燃油锅炉三种余热回收方式对锅炉热效率的影响，指出了不同烟气余热回收方式对影响锅炉热效率的利弊，通过测试分析得出烟气余热预热空气、预热燃油、预热给水三种余热回收方式对锅炉本体热效率的影响。     

浅析催化裂化装置余热锅炉烟气脱硝的技术要点

催化裂化装置余热锅炉是炼油企业继自备电厂锅炉之后的又一主要大气污染物排放源。其排放的氮氧化物、二氧化硫、粉尘等大气污染物如得不到有效处理,会对环境造成不利影响。结合某石油化工企业催化裂化装置余热锅炉烟气脱硝工程实例,对催化裂化装置余热锅炉烟气脱硝的技术要点进行了初步分析。     

复合管在燃油锅炉烟气余热回收中的应用

目前国内石油仓储企业需要利用燃油锅炉产生蒸汽对高凝点、高黏度油品进行保温,而燃油锅炉的实际运行效率大都低于90％。介绍了复合管余热回收技术是通过利用复合管换热器来降低锅炉排出的高温烟气,使燃油锅炉烟气排放温度控制在120～160℃,同时回收利用其热能提高锅炉补水温度,达到锅炉烟气余热利用,可节约燃料4％～5％。文章结合工程实例阐明复合管技术回收利用锅炉烟气余热实现节能,具有重大的理论与现实意义。     

推广应用烟气余热利用技术降低注汽锅炉排烟热损失

随着锅炉投运时间的增加，锅炉运行工况逐渐变差，锅炉运行效率也呈下滑趋势。文中对利用烟气余热，提高锅炉热效率的可行性进行了分析与研究，提出了注汽锅炉烟气余热回收利用的方法，实施了烟气余热预热给水，降低排烟温度的方案。经过一年来的测试分析，证实了注汽锅炉烟气余热回收利用技术能够取得明显的效果。     

模块式锅炉在催化裂化装置余热回收中的应用及技术改进

介绍了在ARGG装置改造中应用新型模块式高调节性余热锅炉的设计思路、结构特点和实际应用情况。此锅炉采用过热蒸汽旁路法调节蒸汽温度,实现锅炉的高调节性。无论何种工况,总产过热蒸汽流量均在60t/h以上,烟气中的CO得以充分燃烧,烟气余热也得到充分回收。通过对过热器工艺流程的改进,以及在一级过热器出口增加喷水降温器,消除了过热器的偏流及超温现象,提高了烟气余热的回收效率。     

重油催化裂化余热锅炉节能技术改造

为了进一步回收烟气余热,对克拉玛依石化分公司800kt/a重油催化裂化装置烟气余热利用进行改造,通过拆除低压余热锅炉和中压余热锅炉,新建一座余热锅炉,采用新的节能技术,使排烟温度由190℃降到164℃,节能效果明显。     

稠油热采注汽锅炉烟气余热利用设想

针对稠油热采油汽锅炉烟气余热利用进行了全面的技术经济分析和比较，根据技术可行性，价格性比和初投资，提出了适宜的方案，通过烟气余热利用可在大大降低锅炉运行成本。     

燕化公司三催化装置余热锅炉的节能改造

中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司炼油二厂三催化装置的余热锅炉通过的再生烟气量较大,必须应用瓦斯补燃系统对烟气进行升温.补燃后烟气温度仅升高10℃左右,瓦斯补燃每年要增加能耗。通过余热锅炉改造,增加了一组高温过热器、一组高温省煤器和汽包给水预热器,使三催化装置余热锅炉停用了瓦斯补燃系统,保证了余热锅炉出口过热蒸汽温度达到420℃,余热锅炉排烟温度由改造前的230℃降低至165℃,中压蒸汽产量增加了5,8 t/h,还降低了装置能耗。     

采用复合相变换热器技术回收CFB锅炉烟气余热

采用复合相变换热器（FXH）回收CFB锅炉尾部烟气余热,代替原汽轮机2。低压加热器抽汽加热凝结水,并利用Matlab软件对烟气余热系统进行了热力仿真计算。改造后的运行结果表明,锅炉排烟温度从150～155℃降低至120℃,节省的抽汽可增加发电量175．284×10^4（kW·h）／a,供电标煤耗降低1．323g／（kW·h）,锅炉热效率提高1．85个百分点,改造静态投资回收期约为2．3a;FXH的进口烟气温度不宜超过150℃,所选燃煤的烟气露点温度在108—114℃较适宜。     

催化裂化可再生湿法烟气脱硫工艺应关注的工程问题

典型的已工业化的催化裂化可再生湿法烟气脱硫技术有DuPontTMBELCO公司的LABSORBTM工艺和Shell Global Solutions公司的CANSOLV工艺,对两者的主要技术指标和技术特点进行了对比。介绍了由中国石化集团洛阳石油化工工程公司自主研发的RASOC工艺与工程技术的主要特点,同时对成都华西化工科技股份有限公司开发的离子液循环法烟气脱硫技术进行了阐述。着重分析了可再生湿法烟气脱硫技术在催化裂化装置上应用时对上游催化烟机、余热锅炉或CO锅炉的影响以及对下游硫黄回收装置操作参数和规模的影响。指出吸收剂(洗涤液)是可再生湿法烟气脱硫技术的核心技术,决定了烟气脱硫技术的先进性,决定了烟气脱硫装置的工程投资和能耗。国产化可再生湿法烟气脱硫技术用于催化裂化装置烟气脱硫的工程技术开发还有待于进一步提高,需要结合催化裂化装置的特点,重点解决长周期运行、设备平面布置和占地、工程投资、装置能耗和生产成本等问题。在催化裂化装置上实施可再生湿法烟气脱硫技术,需要综合考虑对上游催化烟机、余热锅炉或CO锅炉的影响以及对下游硫黄回收装置的影响,形成催化裂化装置、烟气脱硫装置、硫黄回收装置一体化的解决方案。     

影响催化裂化再生烟气中NOx浓度的因素及控制方法

中国石化海南炼油化工有限公司2.8 Mt/a重油催化裂化装置在2018年第四周期开工后出现外排烟气NO_x质量浓度接近排放限值200 mg/m³的情况,成为制约装置加工负荷的瓶颈。以催化裂化焦炭中氮的转化机理为切入点,从原料油、再生器操作、余热锅炉操作3个方面进行分析,查找影响因素,最终利用源头控制、操作条件、应用助剂3种措施,使外排烟气NO_x浓度得到有效控制。     

WGS湿法烟气脱硫技术在催化裂化装置上的应用

中国石油锦西石化分公司1.0 Mt/a催化裂化装置采用WGS湿法烟气脱硫技术对烟气进行净化处理,该技术不需要改造余热锅炉,且能够适应催化裂化装置长周期运行的要求。运行结果表明：该技术对烟气中SO2和颗粒物的脱除率很高,且净化烟气中不夹带碱液, SO2和颗粒物浓度达到《大气污染物综合排放标准》（GB16297—1996 ）的要求;该技术不影响原催化裂化装置操作,烟气压降为负值,对烟机做功无不利影响;外排污水量很小,达到《辽宁省污水综合排放标准》(DB21.1627—2008)的要求。     

影响催化裂化再生烟气中NOx浓度的因素及控制方法

中国石化海南炼油化工有限公司2.8 Mt/a重油催化裂化装置在2018年第四周期开工后出现外排烟气NO_x质量浓度接近排放限值200 mg/m³的情况，成为制约装置加工负荷的瓶颈。以催化裂化焦炭中氮的转化机理为切入点，从原料油、再生器操作、余热锅炉操作3个方面进行分析，查找影响因素，最终利用源头控制、操作条件、应用助剂3种措施，使外排烟气NO_x浓度得到有效控制。     

CO焚烧炉设计注意事项

介绍了催化裂化装置含CO再生烟气的处理方式,讨论各种处理方式的应用场合及优缺点;并结合格尔木炼油厂改造过程中CO焚烧炉设计工作,分析了再生烟气中CO的焚烧机理和对启燃温度的要求。根据现场出现的问题提出,针对CO焚烧炉设计过程中应注意的燃烧器布置、燃烧时间控制、炉膛压力分布、防止燃烧器熄火以及焚烧炉和余热锅炉统筹考虑等诸多事项,对催化裂化装置内CO焚烧炉的设计工作具有指导意义。     

甲醇制烯烃装置余热锅炉技术改造

某甲醇制烯烃(DMTO)装置配套的卧式余热锅炉运行时,存在入口烟道炉膛顶部壁温较高、穿墙管道高温烟气泄漏、锅炉排烟温度过高及受热面积灰严重等问题。在利用原余热锅炉土建基础上,将卧式余热锅炉改为立式π型模块化余热锅炉,将原余热锅炉的立柱通过横梁连接成整体框架,同时更换了受热面换热元件并选用新型激波吹灰器。技术改造后余热锅炉的总蒸汽产量由48 t/h上升到53.53 t/h,排烟温度由高于310℃下降至160℃,运行周期延长至1 a以上,取得了良好的经济效益和社会效益,为类似DMTO装置余热锅炉改造积累了经验。     

催化装置余热锅炉节能技术改造

淮安清江石油化工有限责任公司用于回收烟机出口再生烟气余热的锅炉原设计为0.3 Mt/a催化装置配套的,装置扩容为0.5 Mt/a后,余热锅炉载荷偏小,排烟温度高,导致装置能耗增加,经济效益下降。经对蒸发器、省煤器、激波吹灰器等实施一系列改造后,余热锅炉排烟温度从改造前358℃降至180℃,经济效益显著。     

基于吸收式热泵的锅炉烟气余热回收工艺系统性能研究

为提高锅炉烟气余热综合利用效率,降低锅炉热损失,基于溴化锂吸收式热泵原理,开发了锅炉烟气余热回收工艺系统;采用理论分析方法,分析了系统的性能及其动态特性。分析结果表明:具有良好的制热效率并能有效节省锅炉燃煤量,减少CO_2的排放;年节省标准煤量为5.13×10~5 kg,年减少CO_2排放量4.04×10~5 m~3;制热系数随蒸发温度增加略有减小,但变化趋势基本保持不变;热能转换率随循环水温差增大而逐渐升高;回收量标准煤与循环水温差紧密相关,受其他因素影响较小;热能转换率与减少CO_2排放量呈正线性关系。以上结论为锅炉余热回收系统分析计算提供了理论依据。