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。     

余热锅炉的综合节能技术改造

中国石油大连石化分公司对140万吨／年重油催化装置余热锅炉进行了综合节能技术改造，改造后锅炉过热蒸汽温度由改造前350℃提高到405℃以上，排烟温度由260℃降低至185℃，装置能耗降低了2kgEo／t左右，节能效果显著。另外，改造所带来的间接效益有余热锅炉烟气阻力下降，炉膛内部压力降低，从而烟机背压降低，烟机出力提高。     

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。     

紊流器在余热锅炉上的应用

针对大口径管内流动时烟气在管内放热系数低的问题，研制了一种壁、芯结合的烟气紊流器。本文介绍了该紊流器扰流强化传热原理及其在硫酸余热锅炉改造上的应用。经过一年多的运行实践表明：应用该技术后，该余热锅炉排烟温度比原来降低50℃，不仅锅炉热回收率提高了6．53％，锅炉蒸发量提高27．2％，而且达到了转化炉对硫酸烟气进口温度的工艺要求，硫酸日产量提高4％，年增效益12万元，节能效果明显，经济效益显著。     

催化裂化装置节能技术改造

中石化金陵石化分公司1.3 Mt/a催化裂化装置节能技术改造的具体措施主要包括:余热锅炉扩容改造,以实际进入余热锅炉的烟气流量与饱和蒸汽量为基础重新进行设计改造,提高余热锅炉的过热能力及烟气处理能力,充分回收烟气中的能量;中压蒸汽流程优化改造,在装置自产中压蒸汽进入蒸汽管网前增加压控阀组,气压机用汽改用自产汽,提高气压机用汽品质,减少外界干扰的影响;增设解吸塔中间重沸器,利用稳定塔底稳定汽油做热源,充分利用稳定汽油低温热能。改造后,余热锅炉排烟温度从206℃降低至150℃,气压机用中压蒸汽下降了2.0 t/h,解吸塔底重沸器低压蒸汽消耗降低了2.5 t/h,冷却稳定汽油循环水用量减少了60t/h,装置综合能耗下降了100.6MJ/t,年直接经济效益542.6万元。     

注汽锅炉烟气余热利用技术现场应用

通过对注汽锅炉烟气余热利用潜力分析和开展余热利用方式对比分析 ,采用了针形管换热技术 ,通过余热利用技术的现场应用 ,实现了注汽锅炉热效率达到 88%的目标 ,取得了良好的节能效果。     

重油催化裂化装置余热锅炉技术改造

为了解决中国石油锦西石化重油催化裂化装置余热锅炉蒸发段严重变形导致多次泄漏停工问题,同时提高对高温烟气余热有效的回收。对余热锅炉进行了技术改造,重新设计锅炉的汽包、水保护段、高低温过热器、减温器和蒸发段,同时增设固定旋转式吹灰器。提高蒸汽过热能力,降低排烟温度,提高高温烟气回收能力,装置的节能效果和经济效益得到显著提高。     

注汽锅炉烟气余热利用技术现场应用

通过对注汽锅炉烟气余热利用潜力分析和开展余热利用方式对比分析，采用了针形管换热技术，通过余热利用技术的现场应用，实现了注汽锅炉热效率达到88％的目标，取得了良好的节能效果。     

火电锅炉烟气余热利用概述

据研究表明,火力发电中最大的热损失就是排烟热损失,而回收锅炉烟气的排热量越多,电厂的发电效率就越高;反之,回收锅炉烟气的排热量越少,电厂的发电效率就越低。由此可见,火电锅炉烟气余热的合理利用是非常有必要的。现如今,大多数的电力企业都是利用锅炉内的烟气余热进行回收发电。这种发电方式能够有效的促进发电量以及发电效率的提高,也大大降低了燃料的消耗量,从而起到了节能减排的作用。若是锅炉排烟温度过高,会对燃煤电厂的正常运行产生影响,也会降低燃煤电厂的经济效益。因此,本文对火电锅炉烟气余热的利用进行探讨及研究。     

催化裂化装置余热锅炉的节能技术改造

介绍了中国石油化工股份有限公司洛阳分公司2#催化裂化装置余热锅炉在运行过程中出现的问题并分析了实施节能技术改造的必要性,提出了相应改造方案,还就改造后的3种运行工况进行了热力计算。实施节能技术改造后,2#余热锅炉可实现长周期运行,排烟温度可由目前的216℃降至178℃,烟气热量回收量增加2.520 MW,年节能量为1 957 t标准燃料油,直接经济效益为626万元/a;同时还可消除省煤器的低温露点腐蚀隐患,使省煤器的使用寿命延长,检修和维护费用减少量约为100万元/a。     

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。     

重油催化裂化装置能耗现状及对策

分析了重油催化裂化装置经过历次改造后节能方面的现状，找出了目前工况下在烟气回收利用、余热回收利用方面的差距；并就烟气热量的回收、油浆高品质能量的合理回收、低温热的利用和降低富气线路压力降等方面的节能措施进行了探讨分析。     

气田燃气式增压机烟气余热发电初探

为了提高气田增压机的能量利用效率、减少热排放污染,采用?分析方法,对烟气余热品质(做功能力)进行了评价。基于气田增压站地理位置普遍较偏僻、供电成本高、电力供应稳定性较差的实际情况,拟采用有机朗肯循环(ORC)对气田增压机烟气余热进行回收利用发电;根据现场测试的烟气参数,利用热力学模型、传热模型和系统经济性模型对烟气余热发电技术方案进行了优化。研究结果表明:①四冲程燃气式增压机能量利用率较低,输入能量仅有30%转化为有用功,约有33%的热量以烟气形式排出;②烟气值为342 kW,?百分比为34.8%,具有较高的品质,若被充分利用可使得增压机能量利用效率提高10%;③利用增压机烟气余热发电的功率和投资回收周期受工质种类、工质蒸发压力、冷凝温度和烟气换热后温度的影响较为明显,发电功率变化范围为10～80 kW,投资回收周期为3.0～6.5年;⑤对ORC工作参数进行优化后的余热发电功率为66.73～82.00 kW,可满足增压机工作的基本供电需求,投资回收周期为3.2～3.8年。结论认为,该研究成果可以为气田增压站烟气余热回收利用提供一项选择方案。     

某石化厂自备电厂白色烟羽治理技术应用总结

介绍了某电厂7台锅炉采用烟道冷凝+MGGH(水媒式烟气换热器)技术,进一步减少溶解性盐类和可凝结颗粒物的排放,实现了"烟气温度在非采暖季应低于48℃,在采暖季应低于45℃"的地方标准要求。同时利用余热对烟气再加热,可以实现消除白烟的目的,通过回用冷凝水节约了系统水耗。     

水热媒空气预热器在延迟焦化加热炉上的应用

介绍了水热媒空气预热器的基本原理和应用情况,其在延迟焦化加热炉上工业应用的结果表明,该类型空气预热器能够适应加热炉负荷和燃料性质的变化,余热回收效率高、节能效果好,使加热炉热效率提高了7.12%,排烟温度调节灵活,能有效防止低温腐蚀,延长设备使用寿命;另外还提出了该空气预热器在实际使用中应注意和需改进的问题.     

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。     

加热炉余热回收技术综述

加热炉是炼油企业的主要耗能设备,采用烟气余热回收技术可以大幅降低加热炉排烟温度,提高加热炉热效率,对于炼油企业降本增效具有重要意义。从技术原理、技术特点、适用范围、节能效果等多方面,分析了目前炼油企业加热炉上常用的几种烟气余热回收技术：管式空气预热器、热管式空气预热器、水热媒空气预热器、管式—水热媒组合式空气预热器、板式空气预热器以及余热锅炉等。指出应根据生产实际的需要、节能效果分析等,针对不同排烟温度的加热炉采用不同的余热回收技术。     

空气预热器的改造

介绍了中国石化青岛炼油化工有限责任公司余热回收系统的空气预热器的改造情况,分析了如何通过对空气预热器的改造来降低余热回收系统排烟温度,从而提高加热炉的热效率。改造后,烟气排烟温度比改造前降低30℃左右,空气所获得的能量比更换热管前有较大提高,节能效果显著。     

重油催化裂化装置再生烟气线路技术改造及效果分析

中国石化北京燕山分公司2.0 Mt/a重油催化裂化装置在上一个周期的运行时间超过1 100天,再生烟气线路存在如下问题：烟道内多处衬里裂缝或开裂、高温取热器入口三处膨胀节腐蚀开裂,导致运行末期局部超温;高温取热器及余热锅炉存在积灰结垢现象,取热能力不足,导致运行末期余热锅炉出口温度高于200 ℃;高温取热后蒸汽过热器管束多处因碰撞造成硬伤,一条管束爆裂;烟机入口管线及临界喷嘴管线多次泄漏。检修期间对再生烟气线路进行了技术改造,大面积更换及修复衬里,更换膨胀节,对烟机入口管线材质进行升级,增设四级旋风分离器及临界喷嘴免维护系统,在余热锅炉出口增设复合相变换热器。改造后烟气外排温度降至150 ℃,再生线路无超温现象,在长周期高效经济运行方面取得了良好的效果。