高温凝结水闭式回收工艺的节能减霾效益评估

摘 要：在以蒸汽为热媒的生产、生活供热系统中，密闭式凝结水回收装置回收高温饱和凝结水，具有回收效率高、节能减霾效果显著，得到越来越广泛的应用，高温凝结水回收的环保节能效益评估是项目立项、验收的一项重要工作。本文结合实际生产工艺，讲述该工艺节能、减排的计算方法，供设计院、用户在设备选型时参考。

关键词：高温凝结水；回收；节能减霾；评估

中图分类号：TK227 文献标志码：A

在市政供热、电力、石油、化工、造纸及橡胶等高耗能行业中，大部分生产过程是采用蒸汽供热系统进行，伴随生产工艺会产生大量高温凝结水，传统开式凝集水回收，是凝结水从用热设备排出，经疏水器进入开式凝结水箱，然后经凝结水泵送入热力除氧器，与软化水混合除氧后，再经给水泵送入锅炉。

开式回收系统回收凝结水时，凝结水在进入开式凝结水箱后，因与大气相同，导致压力、温度骤降，凝结水发生闪蒸，生成闪蒸汽。闪蒸汽逸入大气，一方面造成10%～15%凝结水的损失，另一方面，闪蒸汽带走了20%～30%凝结水的热量，使凝结水的温度降低。这种开关凝结水回收系统，造成凝结水及其热能的损失，同时又增加了CO2，SO2等有害气体的排放，是造成天空雾霾重要成因。

为了减少传统开式凝结水回收造成的耗能雾霾影响，取而代之的是密闭式凝结水回收装置研发、应用。该装置通过引汽喷射泵，拟将生产加热系统经疏水器回收的凝结水，通过密闭装置，全部送入除氧器或锅炉中，由于对凝结水的回收是在密闭系统中实现的，因而实现了最大程度的节能。目前，高溫凝结水回收装置的环保节能评估是项目立项、验收的一项重要工作内容。本文中以长庆油田某天然气净化厂高温凝结水回收系统改造为例，介绍密闭式凝结水回收装置节能、减排指标量化计算方法。

1 系统工艺过程与技术参数

1.1 高温系统改造前工艺流程说明

长庆油田某天然气净化厂高温凝结水回收系统改造前，净化区凝结水是通过开式水箱进行加收。系统高温凝结水汇集到汽水分离器（工作压力为0.20MPa，对应的饱和水温度为133℃、液体焓值为559.18kJ/kg）后，然后经总回水管道进入开式水箱（工作压力为0.1MPa，工作温度大约是70℃，对应的饱和水液化焓值293.1kJ/kg）减压降温后，再进到高位除氧器（工作温度104℃，液体焓值435.74kJ/kg）除氧后送入锅炉（工作温度大约156℃，汽化热2099.96kJ/kg）。

由于原系统无法解决加压泵的汽蚀、饱和水二次闪蒸蒸汽收集等问题，故采取将高温饱和水送入开式凝结水水箱，将133℃高温降到70℃低温，压力从0.2MPa降至常压0.1MPa，形成低压低温凝结水，而后同补充的软化水一起送入除氧器，加热升温到104℃并除氧后进入锅炉。此工艺过程中产生大量的闪蒸汽直排空中，造成大量热量损失和汽污染，另一方面，回收的凝结水再次被氧污染，增加了锅炉水处理成本。

1.2 高温凝结水回收系统改造后工艺流程情况说明

采用高温凝结水闭式回收装置对原系统改造升级后。系统高温凝结水汇集到汽水分离器（工作压力为0.20MPa，对应的饱和水温度为133℃、液体焓值为559.18kJ/kg）后，经总回水管道进入工作温度120℃（对应的饱和水的液体焓值为503.7kJ/kg）闭式回收装置，133℃的高温水进入闭式回收设备产生的闪蒸汽，经过引射器抽吸后连同凝结水用高压泵送进高位除氧器（工作温度大约104℃，液体焓值435.7kJ/kg）。过饱和水除氧后再送入锅炉（工作温度大约156℃，汽化热2099.96KJ/kg）。

技改前回收工艺温度梯降为133℃→70℃→4℃，技改后高温凝结水回收工艺温度梯降为133℃→120℃→104℃。由此可见，凝结水回收温度显著提高。技改后的高温凝结水闭式回收工艺流程见图1。

2 节能计算

长庆油田某天然气净化厂供热中心共有4台蒸汽锅炉，经测试，整个净化供热系统凝结水平均回水量

G回=30 t/h

经测算，技改前除氧软化水补水量

G补=10 t/h

技改后为5 t/h。

（1）技改前凝结水采用开式系统回收的热能损失计算

凝结水采用开式水箱回收的热能损失分两部分：①是凝结水进入开式水箱，温度从133℃降到70℃时损失的热能（饱和凝结水蒸发量按回水量的16.7%计），②是开式水箱回收的凝结水及补充的软化水进入热力除氧器加热消耗的热能，回收凝结水的温度从70℃～104℃，补充软化水的温度从20℃～104℃。

①凝结水进入开式水箱的热能损失

Q损=Q降+Q排=G回·（1-r）（i1-i2）+G回ri1=30×103×（1-16.7%）（559.18-239.1）+30×103×16.7%×559.18=9.45×106 kJ/h

式中：

i1为133℃饱和凝结水热焓值。

i2为70℃凝结水热焓值。

r为开式系统饱和凝结水蒸发率。

②开式水箱凝结水、补充软化水进入热力除氧器消耗的能量

Q耗=Q开耗+Q补耗=G回（1-r）（i3-i2）+G补（i3-i4）=G回30×103（1-16.7%）（435.74-293.1）+ G补10×103（435.74-83.7）=7.085×106 kJ/h

式中：

i3为104℃饱和凝结水热焓值。

i4为20℃常温水热焓值。

r为开式系统饱和凝结水蒸发率。

③开式回收工艺能量总损失

Q开损=Q损+Q耗=16.535×106 kJ/h

（2）技改后凝结水闭式回收系统的能量损失计算

采用凝结水闭式回收系统，饱和凝结水二次闪蒸蒸发量很少，可忽略不计。该工艺能量转换分两个过程，一是饱和凝结水回水进入闭式设备，水温下降释放出的热量，用于补充的5 t/h除氧软化水升温用掉大部分热量，余下热量形成部分闪蒸蒸汽通过引射器抽吸进行除氧器。二是凝结水和加热后的补充水进入除氧器，温度从120℃下降到104℃，此热量损失是闭式回收工艺唯一能量損失。

Q闭损=（G回+G补）（i5-i3）=（30+5）（503.7-435.74）=35

×103×67.96=2.379×106 kJ/h

式中：

i3为104℃饱和凝结水热焓值。

i5为120℃饱和凝结水热焓值。

闭式回收系统节能计算包括：节能凝结水5t/h和节约能量（两回收系统损失能量之差），为

Q节=Q开损-Q闭损=16.535×106-2.379×106=14.156×106 kJ/h

3 综合效益评估

（1）节能效益。生产运行时间为8000h，标准煤价格为320元/t，标准煤的当量热值为29400kJ/kg，全年节能为

Q节=8000×14.156×106=113.25×109 kJ

全年节能效益为

（113.25×109÷29400）×（320÷103）≈123万元

（2）节能率。蒸汽锅炉工作设定温度156℃，对应汽化热2099.96 kJ/kg，锅炉出力30t/h蒸汽，总耗能

Q总耗=30×103×2099.96=62.999×106 kJ/h

节能率为

η能=Q节/Q总耗=（14.156×106）÷（62.999×106）=22.47%

（3）节水效益。技改前，系统补水10 t/h，技改后，系统补水5 t/h，每吨软化水成本按6元/ h计算，全年节水效益

5×6×8000=24万元

（4）节水率。技改前，系统补水10 t/h，技改后，系统补水5 t/h，全年节水量

5×8000=40000t

节水率为

η水=5/10=50%。

（5）CO2、SO2减排量。全年节约标准煤为

113.25×109÷29400×10-3=3852 t

年减排CO2为

3852×0.7106=2737t

（吨煤燃烧CO2排放系数为0.7106），年减排SO2（可燃S含量按5%计）：3852×0.01779=68.5 t；（吨煤燃烧SO2排放综合系数为0.01779）。

结论

通过密闭式凝结水回收装置工艺流程，节能、减排计算工作步骤：

（1）确立进行节能、减排量化计算比较时所需的工艺方案。

（2）明确工艺流程及主要工艺点工况参数（流量、压力、温度）。

（3）明确饱和凝结水、补充软化水对应不同压力的焓值（非典型焓值按照插入法计算）。

（4）根据热能平衡原理，进行热能变化计算，确定节能量。

（5）依据节约标准煤量、燃烧排污经验系数，计算减排量。据此得出的节能、减排指标才是有理论根据的，也才是符合生产实际的，才能对节能减排、治污减霾具有指导作用。

参考文献

[1]谭天恩.化工原理（第2版）[M].北京：化学工业出版社，1998.

[2]李树生.北凝技术在供热系统的应用[J].节能与环保，1999（2）：15.

[3]赵玉珍.热工原理[M].哈尔滨：哈尔滨工业大学出版社，1986.

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