3#循环水系统节能节水优化

节能技术石油石化节能与减排Energy Conservation and Emission Reduction in Petroleum and Petrochemical indust2014年第43循环水系统节能节水优化何华祥(中国石化四川维尼纶厂,重庆401254)摘要:分析了3循环水系统存在富裕压头过大、浓缩数倍不高、水泵效率低的原因;采用分压供水、回收直排水、将一元流叶轮水泵更换成三元流叶轮水泵;循环水系统得到全面纠偏,降低了电耗、水耗,节能效果明显,实现全系统节能节水高效运行。关键词:循环水分压供水三元流叶轮优化四川维尼纶厂3循环水场主要供老区发电车2)纺丝车间主要用水设备有蒸发机组、射水间、锅炉车间、乳液车间、纺丝车间冷却用水。该器、纺丝空调、热处理冷却罗拉、机封冷却水。纺系统由原来的纺丝循环水场、发电机力塔循环水场丝水溶、VHT、3S装置扩能后用水将新增1000~等循环水场优化整合而成,整合后克服了原来各自1900m/h独立并且生产能力小、条块分割,抗冲击能力弱的3)乳液车间用水主要是乳液装置、甲醛装置缺点。但在近几年的生产实际运行中发现循环水场产品冷却用水。的运行效率仍然不高,主要表现在水泵的设计工况4)锅炉车间用水主要用水设备有锅炉高低压与实际工况相差较大,存在富裕压头过高、水流失给水泵、球磨机、引送风机。量大、浓缩倍数低。因此利用新的节能技术,对3各车间用水情况见表1。循环水系统进行综合节能改造。1.3优化前存在的主要问题1.3.1富裕压头过大13循环水系统优化前的基本情况通过以上对3循环水系统用户用水状况分析1.1水场概况与多次压力测试,只有纺丝车间、VAE车间以及发3循环水场主要供老区南区装置工艺、设备冷电车间的三台射水泵所需的压力较大,需要水压为却用水。配置有2座4500mh、3座300mh机械039MPa以上,但其用量只占总量的32%左右。抽风式逆流冷却塔,系统设计供水能力18000m3h。而占总量68%左右的发电车间凝汽器实际用水只5台5500mh,1台3000m3/h离心泵,给水温度需要水压为017~0.23MPa左右,而水泵设计扬程≤33℃,回水温度≤43℃,给水压力044-046MPa,为46m,在额定扬程下运行时,其母管出水压力为6台水泵设计扬程均为46m。经过多次实测,整个系045MPa,高出实际需求压力622%,存在严重的统实际供水量在14000-1800m3h之间,给回水温大马拉小车”现象,有较大的节能潜力差在6~8℃之间。13.2循环水流失严重1.2用水状况发电车间3台射水抽汽器循环水长期溢流;1)发电车间主要用水设备有凝汽器、射水锅炉部分机泵冷却水收集口长期溢流;纺丝车间蒸器、冷风器、冷油器。其中凝汽器是整个系统中用水量最大的设备,其用水占总循环水量的68%左(倏改稿)右,用水压力为017~023MPa,采用调节进水阀作者简介中国煤化工从事化工生产及节能开度控制水压和水量。技术工作。CNMHG何华祥.3″循环水系统节能节水优化石油石化节能与减表1各车间用水状况换热设备压力MPa流量(t·h)进返液温差/℃回水方式供水压力0440.46凝汽器7000~12000回冷却塔实际需要0.17~0.23发电车间射水器0.44-0.46回水池冷油器0.44~0.462-3回水池冷风器0.44-046回冷却塔蒸发机组0.44-0.46300~6003下给排水池射水器纺丝车间空调、罗拉、机封0.44-0.46100~4003-4下给排水池纺丝扩能0.44-0.46回冷却塔乙烯装置0.44-0.466~8乳液车间500~800回冷却卩塔甲醛装置0.44-0.466-8高低压给水泵0.44-0.46锅炉车间回冷却塔球磨机、引送风机0.44~0.463~5发站冷凝水抽出泵冷却用循环水也长期存在溢流;乳液、甲醛和纺丝部分用水设备的极限条件用水南循下给排水池及南循水场间断出现高位溢流;部4)水泵出口压力保持在039MPa时,循环水分用户回水直接利用位差返回循环水池,而未上冷温上升到33也能满足发电车间射水器、纺丝车却塔,这部分水也易出现溢流。最大溢流量可达到间蒸发机组等运行需要。260m3h2.2优化方案的论证1.3.3水泵效率不高如实施降压供水后,对远离3·循环水场且所通过检测水泵实际扬程、流量、电流,计算需水压较高的纺丝蒸发机组的影响,以及对没有安出水泵实际效率均为80%以下。随着节能新技术装压力表的发电车间冷风器的换热效果进行重点的不断发展,特别是三元流叶轮节能技术的成熟应论证。用,相关资料表明三元流叶轮泵要比一元流叶轮2.2.1纺丝车间泵节能5%~10%。而3″循环水系统所用的6台循纺丝车间提浓工段蒸发机组的换热器与射水器环泵全是一元流叶轮泵,如将其更换成三元流叶轮是共用一个水包,容易形成“抢水”,采用对射水泵,将有较大的节电空间。器单独供水的方式加以解决。蒸发机组换热器的使用情况见表22实施优化的可行性21各用户极限条件下所需最低水压表2纺丝车间蒸发机组检测结果极限条件是指在夏天最高气温时,经现场实名称蒸发机组水泵出口压力MPa0.456测,各用水设备的最低需求水压。DN700母管压力MPa0.411)水泵出口总管压力020MPa时,可以满足机组进口压力MPea0.335锅炉车间高低压给水泵、球磨机、引送风机的极限循环水显示流量(含射水器)/(mh)条件用水。循环水进口温度/℃循环水出口温度/℃2)水泵出口总管压力0.23MPa时,可以满足控制参数MPa负压0.093发电凝汽器、冷风器、冷油器等设备的极限条件用水。从主管中国煤化工差为0075MPa3)水泵出口总管压力0.2MP时,可以满足实行降压YHaCNMHG器水路另建管道石油石化节能与减排☆2014年第4卷第4期☆后,蒸发机组用水量约为200mh,优化后的压差50mh。将下降为:根据热能量交换方程:△P=△P()=00530000xMmP)△t_m2c如果水泵扬程降为38m,泵出口压力为50×=325(℃)0.39MPa,换热器流量比为:循环水温差只有325℃,对换热能力的影响p2也很少,并且蒸发机组又有备台。因此实施降压供水对纺丝蒸发机组换热器的√(0456-073+03)99%水压差、流量、温差的影响是有限的,不影响生产运行。如果实施整体降低后,最大流量将只下降222发电车间3.1%。发电车间冷风器循环水没有安装压力表,分不纺丝水溶装置、VHT装置一浴液控制温度均同时间对循环水进出口压力、温度及机组进出口温为(44±1)℃,返液温度为56~58℃,流量为度进行多次检测,数据记录见表3表3发电车间冷风器性能检测循环水进口循环水出口循环水压差工艺控制水泵出口压力温度/PMPa温度PMPaPy/MPa进口温度C出口温度/CP/MPa0.19030.60.1320.06351.032.50.4420.1890.1250.06451432.80.4560.19630.60.1303340.45229.70.1330.0510.4550.19030.60.1300.06151.133.0上述冷风器的进出口温度是在满足发电机进口△r1=AT=△T风温20~40℃,发电机出口风温<65℃,机台生In产正常运行时进行实测而得的。测试数据换算及初步分析如下:(511-33)-(30.6-295=607(℃)1)水泵扬程有效度n30.6-29n=p0.061p-p10451-0.08=16.7%4)传热单元数NTUP为水泵出口与进冷风器进口处的液面压差。M=ATmE=(51.-2950837=2986.07数据表明水泵功耗实际利用率偏低,管路消耗过大。参照换热器的换热标准,冷风器的换热效果2)换热器有效度良好。-:=-3=33=037从上述测试数据中可以看出,水泵扬程的有效度为167%,循环水进口平均温度295℃,出口平均温度为3)对数平均温差△Tmn1热器。换热HH中国煤化工,属于小温差换CNMH061MPa。所以何华祥3”循环水系统节能节水优化石油石化节能与减实施降压供水能够保证发电车间冷风器的正常运行。根据各用户用水水压相差较大的特点,将整个3综上所述,实施总体降压,并分压供水可以满循环水场分为高压A区和低压B区,进行分压供水。足3循环水系统所有用户生产需求。1)高压区A区。供水压力0.37~0.40MPa扬程为38m,向纺丝车间、乳液车间以及发电车3优化改造内容间三台射水泵提供高压用水。为最大限度地降低供3.1调整工艺流程,将水场分为高压水区和低压水压差,还将发电车间与纺丝车间的射水泵的标高水区,实行分压供水下降了2m。整个高压水区由1"、2两台大泵以本着满足所有当前用户安全生产运行,力求对开一备的形式供水,流量为5800m/h。新接一根系统的改变最小化,以及节能效果最佳的原则,并DN350的管道到发电车间,供三台射水器用水,流充分考虑到未来发展所需,特别是维纶项目二、三量400m3h期完成后,以及为了平衡新老区用电量停运4发电2)低压区B区。供水压力08~0.25MPa,机组,确定了分压供水方案。向发电车间、锅炉车间供低压水。由34~6泵负主要供水母管有两根,发电车间与锅炉车间共责输送,泵扬程26m,为了既满足生产需求,又用一根母管供水,纺丝车间与乳液车间共用另一根能始终保持泵运行在高效点,34~5"泵额定流量为母管。优化前所用水泵配置情况见表4。5670mh,6泵额定流量3400m3h。为让低压水也进旁滤池,新接了一根DN300的管道。共进行了表4改造前水泵配置情况6台泵的改造。改造后运行效果良好。泵型编号数量冶台流量/(m3h)扬程m水压/MPa3)在高压A区和低压区B区之间连结有阀门32SAP-131~55500460.44~0.4624 SAP-7-1,主要起着由于负荷变化时对高压区与低压区63000460.44~0.4的水量进行调节的作用。改造后工艺流程见图1。8-1DN000DN200收集池4塔冷却塔5·塔冷却DN250乳液甲醛装置N402池工业水蒸汽DN400发电射水器x一PE泵DN600DN600溢流纺丝扩能、3发电冷油器DN1400蒸DNIODN1400DN1400DN7G0 DN150发电凝汽器蒸发站射水器冷风器纺丝蒸发站锅炉泵风机机PD剩P有封冷却水DN350集水池排污纺丝罗拉空调旁滤池1池纺丝机封冷却机力塔1塔2“塔3“塔下给排水池3池DN500回水DN900DN900图1优化改造后的工艺流程(红色为新增管线)3.2直排水回收利用浓缩倍数中国煤化工)发电射水抽汽优化前存在水流失量大、浓缩倍数低,平均器常出现循HCNMHG机泵冷却水收石油石化节能与减☆2014年第4卷第4期☆集口长期溢流;3)纺丝车间蒸发站冷凝水抽出泵理论是把叶轮内两个相邻叶片之间形成的流道,冷却用循环水直排地沟,未回收。平均水流失量为视为一个截面变化的弯曲流管,认为沿流线的流200m3/h速大小随截面大小而变化,在每个横断面上流速对此,采取的措施有:新增管线,将发电车是均匀的。然而由于叶轮流道的三元曲线形状又间、锅炉车间的溢流水和纺丝的直排水收集回收利是在等速旋转之中,流速不但沿流线变化,而且用,杜绝溢流现象的发生。在低压B区旁边新建了沿横截面任一点都是不同的,即流速是三元空间个体积为50m3的回水收集槽,带有自动液位控函数。制系统,并通过一个流量为150m3/h,扬程为14m以6泵设计为例,当不考虑所送液体粘度的增压泵增压后上冷却塔。时,要求流量为900kg/s,利用CFD技术,其水3.3三元流叶轮泵的运用泵效率、扬程与流速和叶片包角的函数关系见图三元流叶轮泵的理论依据6:传统的一元流2,3。0.850.850.800.750.750.700.65之0820.65原始叶轮一原始叶轮原始叶轮0.60一包角110一包角110°0.55一包角120°一包角120包角120°0.500011001300700900110013000070090011001300流量Qkg:s)流量Q(kg:s)流量Q(kg·s")图2叶片包角对水泵效率、扬程及流速的影响实际由于液体粘性的存在,泵轮出口沿叶片吸同样运用CFD技术对3~5泵各参数进行了力面及前盖板表面都会有流体的脱流,形成“尾迹重新设计。并实现在不变动管路、电路和电机的前区”,消耗了泵的功率,同时还对流道产生堵塞,提下,新设计的三元流叶轮泵与原泵互换。使流量减少。所以叶轮出口宽度对水泵效率及扬程针对全系统进行的以上三方面的节能改造工也是有影响的,见图3。作于2012年11月全部完成并投入使用,共计投资综合图2、3,6"泵的叶片设计参数为叶片包610万元。经现场和试验测试,改造后水泵效率提角110°,出口宽度90mm升8%~10%。0.940.850.800.800.880.750.70≈0.840.650.65一原始叶轮原始叶轮一原始叶轮0.800.60出口宽度110mm出口宽度110mm一出口宽度110mm0.76出口宽度90mm0.55出口宽度90mm出口宽度90mm0700900110013000.5090011001300070011001300流量Q(kg·s")流量Q(kg·s)图3叶轮出口宽度水泵效率、扬程及流速的影响4改造后节能效果系统跑水现象完全杜绝,经过近几个月的试运行,41节水分析万吨循环aYH中国煤化工64.31m3万t下全系统实施优化改造后,实现了全封闭管理降到了24CNMHG历t,循环水量何华祥3"循环水系统节能节水优化石油石化节能与减挑以1.4万th,全年以8000h计算,全年节约补水造后,水泵运行的电流和系统万吨循环水耗电量明4497万t,年节约费用近35万余元。显下降,详见表5,642节电分析根据改造前后的《生产月报》显示,节电效果实施系统分区、分压供水和水泵三元流叶轮改尤其明显。表5分压供水前后泵电流对比分压供水后分压供水前高压区低压区管网压力MPa泵平均电流A管网压力MPa泵平均电流A管网压力MPa泵平均电流/A0.44~0.46102.50.37~0.4086.90.18-0.25表6改造前后万吨循环水耗电量对比日2013年14月累计2012年41-4月累计万吨循环水耗电量/(kW·h万t)15121956由表6可知,改造后累计万吨循环水耗电量减果明显,实现了全系统节能高效运行,也为进一步少444kW·h,降幅达29.4%,按照装置当前14优化其他循环水系统提供了很好的思路。万m/h的循环量,全年以8000h计算,全年节约2)在运行过程中,由于将锅炉车间的定联排电4973万kW·h,电0.56元/(kW·h)测算,年水和机泵冷却水全部收集起来汇集到了3·循环水节电效益为2785万元以上,节电收益十分可观。场,当循环用水量较少时,这些水不但满足了3循表5、6中所列的泵电流是改造前后实际所测,流环水场的补充水需求,还有约为200mh的水量富量为150m3/h,扬程为14m的增压泵是间歇运行,裕,可考虑将其引到1“循环水场加以利用。且量很少,所以就未单独将这台增压泵进行核算,且表6进行对比是单位水耗电量。参考文献按照中石化的统一折标系数,工业水024291刘殿魁,孙玉民,梁卫星三元流技术及其在循环水泵节吨标煤/吨,电0.1229吨标煤斥kW·h,全年共能改造中的应用J石油和化工节能,2010(1):71计节约72041吨标煤。全年实现节约费用为313.5[2]王致清.工程流体力学M哈尔滨:哈尔滨工业大学出版社,1983:217-219万元,预计195年就可收回投资。[4]苏铭德,黄素逸计算液体力学基础M北京:清华大学出版社,1997:113-1165结论及探索[5]林殿滨,葛嫚丽,马辉.应用三元流技术降低循环水场电1)3·循环水系统实施优化改造后,经过近几耗应用能源技术,2009(7):27个月的运行,完全能满足生产需要,且节水节电效[6]潘小强,袁璟,CFD软件在工程流体数值模拟中的运用J南京工程学院学报,2004(3):52Water-saving Optimization for Water Circulating SystemnglaxianSINOPEC Sichuan Vinylon Works, Chong Qing 401254, China)Abstract: This paper analyzes the causes of the excessive spare pressure head low concentration timespump efficiency in the No. 3 circulating water system in the company. Several measures, including water supply withmultiple pressures, recycling of waster water and replacement of 1-D flow impeller with 3-D flow impeller for waterpump, are adopted to correct the above-mentioned issues in the water circulating system, resulting in lower power andwater consumption, and higher efficient operation of the whole system.Key words: cooling water circulation; cooling water supply with中国煤化工 dimentional fImpeller; optimizationCNMHG