伴热范文10篇

伴热范文篇1

关键词：伴热火电厂自控温电伴热

0概述

伴热作为一种有效的管道保温及防冻方案在火电厂中一直被广泛应用。其工作原理是通过伴热媒体散发一定的热量，通过直接或间接的热交换补充被伴热管道的热损失，以达到升温、保温或防冻的正常工作要求。过去很长一段时间内,在绝大多数火电厂中，蒸汽伴热始终是一种主要的保温方式。其工作原理是通过蒸汽伴热管道散热以补充被保温管道的热损失。由于蒸汽的散热量不易控制，其保温效率始终处于一个较低的水平。而且，由于电厂中需要伴热的管道一般以仪表管线、工艺管线及化学管线为主，这些管线比较复杂，铺设蒸汽伴热管道十分不便。另外，在冬季运行时，蒸汽伴热管道经常会出现"跑、冒、滴、漏"现象，每年冬季电厂维修部门都不得不在管线保温上花费大量的人力、物力来确保电厂的冬季运行安全。

20世纪70年代，美国能源行业就提出用电伴热方案来替代蒸汽伴热的设想。70年代末80年代初，包括能源业在内的很多部门已广泛推广了电伴热技术，以电伴热全面代替蒸汽伴热。电伴热技术至今，已由传统的恒功率伴热发展到以导电塑料为核心的自控温电伴热。

1自控温电伴热原理及应用

自控温电伴热方案主要通过自控温电伴热线完成。自控温电伴热线由导电塑料和2根平行母线加绝缘层、金属屏蔽网、防腐外套构成。其中由塑料加导电碳粒经特殊加工而成的导电塑料是发热核心。当伴热线周围温度较低时，导电塑料产生微分子收缩，碳粒连接形成电路使电流通过，伴热线便开始发热；而温度较高时，导电塑料产生微分子膨胀，碳粒逐渐分开，导致电路中断，电阻上升，伴热线自动减少功率输出，发热量便降低。当周围温度变冷时，塑料又恢复到微分子收缩状态，碳粒相应连接起来形成电路，伴热线发热功率又自动上升。由于整个温度控制过程是由材料本身自动调节完成的，其控制温度不会过高也不会过低。因此电伴热所具有的良好特性是其他伴热系统所无法比拟的。自控温电伴热系统应用于工业管道保温和防冻过程，针对发电厂伴热的特殊技术要求，自控温电伴热系统能够准确、方便地起到保温、防冻的作用，为电厂冬季的良好运行提供有力保障。由于电伴热相对于传统的蒸汽伴热具有明显的优势，因而在美国及欧洲得到了广泛应用，，在发达国家的电厂中已经很难找到蒸汽伴热管道了。电伴热方案最早进入电力市场是在1986年，在一些世行或亚行贷款的发电厂如山东石横电厂已较早地采用了美国瑞侃（RAYCHEM）公司的自控温伴热技术。目前，一些较为化的发电厂如河北三河电厂、大连华能电厂、以及正在建设中的山西阳城电厂、天津盘山电厂、山东菏泽、聊城电厂等都已采用了自控温电伴热系统。

2蒸汽伴热与电伴热方案的比较

电伴热技术在火电厂的保温防冻应用中。具有发热效率高、安装简便、质量可靠及使用寿命长(通常为20a)等优势。但采用自控温电伴热技术的一次性投资较蒸汽伴热方案高，这是目前我国电厂尚未普遍采用电伴热技术的主要障碍之一。本文着重从经济效益和效益2方面以火电厂1000m长仪表管线防冻伴热（维持温度为5-10摄氏度）采用蒸汽伴热和电伴热方案为例进行比较。

2．1投资比较

2．1．1蒸汽伴热方案

(1)伴热管道:按工艺要求选用1根DN20伴热钢管,管线全长1000m总重量2.27t(DN20,2.27KG/m),单价为5000元/t,则材料费为5000×2.27=11350元；安装费用（包括安装材料和人工工资）为7850元。

(2)供汽管道:选用DN100供气管道,全长1000M。则材料费用为102180元，安装费用（包括安装材料和人工工资）为40423元。

(3)供汽管道保温:选用50mm厚岩棉,外保护层为镀锌铁皮,全长1000m。经估算，材料费用为20250元，安装费用为44200元。

(4)供水和疏水系统:包括蒸汽供汽阀门、伴热管给汽阀、疏水器切断阀、疏水器及疏水器检查阀等费用为2550元。

2．1．2电伴热方案

伴热范文篇2

关键词：伴热火电厂自控温电伴热

0概述

伴热作为一种有效的管道保温及防冻方案在火电厂中一直被广泛应用。其工作原理是通过伴热媒体散发一定的热量，通过直接或间接的热交换补充被伴热管道的热损失，以达到升温、保温或防冻的正常工作要求。过去很长一段时间内,在绝大多数火电厂中，蒸汽伴热始终是一种主要的保温方式。其工作原理是通过蒸汽伴热管道散热以补充被保温管道的热损失。由于蒸汽的散热量不易控制，其保温效率始终处于一个较低的水平。而且，由于电厂中需要伴热的管道一般以仪表管线、工艺管线及化学管线为主，这些管线比较复杂，铺设蒸汽伴热管道十分不便。另外，在冬季运行时，蒸汽伴热管道经常会出现"跑、冒、滴、漏"现象，每年冬季电厂维修部门都不得不在管线保温上花费大量的人力、物力来确保电厂的冬季运行安全。

20世纪70年代，美国能源行业就提出用电伴热方案来替代蒸汽伴热的设想。70年代末80年代初，包括能源业在内的很多工业部门已广泛推广了电伴热技术，以电伴热全面代替蒸汽伴热。电伴热技术发展至今，已由传统的恒功率伴热发展到以导电塑料为核心的自控温电伴热。

1自控温电伴热原理及应用

自控温电伴热方案主要通过自控温电伴热线完成。自控温电伴热线由导电塑料和2根平行母线加绝缘层、金属屏蔽网、防腐外套构成。其中由塑料加导电碳粒经特殊加工而成的导电塑料是发热核心。当伴热线周围温度较低时，导电塑料产生微分子收缩，碳粒连接形成电路使电流通过，伴热线便开始发热；而温度较高时，导电塑料产生微分子膨胀，碳粒逐渐分开，导致电路中断，电阻上升，伴热线自动减少功率输出，发热量便降低。当周围温度变冷时，塑料又恢复到微分子收缩状态，碳粒相应连接起来形成电路，伴热线发热功率又自动上升。由于整个温度控制过程是由材料本身自动调节完成的，其控制温度不会过高也不会过低。因此电伴热所具有的良好特性是其他伴热系统所无法比拟的。自控温电伴热系统应用于工业管道保温和防冻过程，针对发电厂伴热的特殊技术要求，自控温电伴热系统能够准确、方便地起到保温、防冻的作用，为电厂冬季的良好运行提供有力保障。由于电伴热相对于传统的蒸汽伴热具有明显的优势，因而在美国及欧洲得到了广泛应用，目前，在发达国家的电厂中已经很难找到蒸汽伴热管道了。电伴热方案最早进入中国电力市场是在1986年，在一些世行或亚行贷款的发电厂如山东石横电厂已较早地采用了美国瑞侃（RAYCHEM）公司的自控温伴热技术。目前，一些较为现代化的发电厂如河北三河电厂、大连华能电厂、以及正在建设中的山西阳城电厂、天津盘山电厂、山东菏泽、聊城电厂等都已采用了自控温电伴热系统。

2蒸汽伴热与电伴热方案的比较

电伴热技术在火电厂的保温防冻应用中。具有发热效率高、安装简便、质量可靠及使用寿命长(通常为20a)等优势。但采用自控温电伴热技术的一次性投资较蒸汽伴热方案高，这是目前我国电厂尚未普遍采用电伴热技术的主要障碍之一。本文着重从经济效益和社会效益2方面以火电厂1000m长仪表管线防冻伴热（维持温度为5-10摄氏度）采用蒸汽伴热和电伴热方案为例进行比较。

2．1投资比较

2．1．1蒸汽伴热方案

(1)伴热管道:按工艺要求选用1根DN20伴热钢管,管线全长1000m总重量2.27t(DN20,2.27KG/m),单价为5000元/t,则材料费为5000×2.27=11350元；安装费用（包括安装材料和人工工资）为7850元。

(2)供汽管道:选用DN100供气管道,全长1000M。则材料费用为102180元，安装费用（包括安装材料和人工工资）为40423元。

(3)供汽管道保温:选用50mm厚岩棉,外保护层为镀锌铁皮,全长1000m。经估算，材料费用为20250元，安装费用为44200元。

(4)供水和疏水系统:包括蒸汽供汽阀门、伴热管给汽阀、疏水器切断阀、疏水器及疏水器检查阀等费用为2550元。

2．1．2电伴热方案

(1)电伴热线:自控温电伴热线,电压220V,伴热温度为5摄氏度，价格为人民币133元/m。全长1000米，则材料费用为1000×133＝133000元；安装费用(主要是人工工资),按每m3元计算,为1000×3=3000元

(2)供电配电系统:包括配电室、输电线路等材料费用为157000元。安装费用为6810元

综合以上数据,得到投资估算表

两方案总投资比例：蒸汽伴热:电伴热=1:1.31

2.2运行费用比较

2.2.1蒸汽伴热方案

(1)管道伴热耗汽费用:仪表管道伴热耗热量及供汽管道自耗汽量为0.30t/h,每吨蒸汽按50元计算,运行日为100天,全年耗汽费用为0.3×100×24×50=36000元

(2)伴热管道维护费用包括巡线检查、检修更新及各项维护费用，每年大约为42000元

2.2.2电伴热方案

(1)耗电量

应用最广泛的自控电伴热线每米用电量为33W。管道全长为1000m,每小时用电量为1000×33/1000=33kW.h。当管道温度达到维持温度上限时，电伴热的发热量将逐渐减少，输出功率亦随之下降，从而电伴热的耗电量一般为额定功率的60％；厂用电价按0.20元/kW.h计,运行日为100天(2400小时),则每年正常耗电费用为:（33×2400)×0.20×60%=9504元

(2)维修费用

自控温电伴热,几乎不需要维修,按规定每年只需要摇表测绝缘即可,这里按10000元/年估算。经以上分项估算，两方案的运行费用估算

2．3经济效益分析

由表1和表2可知，蒸汽伴热方案投资是电伴热方案的80％，但运行费用是电伴热的4倍。两方案的产出效果相同，都可达到仪表管线的保温防冻要求，因此可以通过对两方案年费用的比较进行分析（取蒸汽伴热的经济寿命为10a，电伴热的经济寿命为12a）,根据计算:

蒸汽伴热方案的年费用为:

年折旧费用+年运行费用=228803/10+78000=100880.3元

电伴热方案的年费用为:

年折旧费用+年运行费用=299810/12+19504=44488.2元

由年费用最小判断准则可知,电伴热方案的年费用大约是蒸汽伴热方案年费用的2/5,明显优于蒸汽伴热方案。

还可从动态追加投资回收期角度进行比较。电伴热方案一次性投资费用较大，但其每年运行费用远远小于蒸汽伴热方案，用电伴热方案的成本节约来回收多花的投资，所需期限即为追加投资回收期。根据相关公式计算,1.4年即可收回两方案投资的差额部分。

2．4社会效益分析

自控温电伴热因本身根据感应管壁（介质）的温度而自调发热量，是一种节能措施。蒸汽伴热只能利用一部分热能，大量热能由高品位变为低品位，无法利用，白白损耗掉了，经国外的专业伴热产品公司测算，电伴热与蒸汽伴热的耗能之比为1:5.8。另外，由于自控电伴热可以有效地杜绝跑、冒、滴、漏现象，还可改善企业生产环境。

伴热范文篇3

关键词：石油化工；工艺管道；伴热管；设计原则；基本注意事项

在工业化和城市化快速发展的大环境下，现在很多的产业积极地发展建设，人们的生产生活在各个方面都用到能源开发，而且开发要求出现了一定的改变和优化，除了更加强调数量和规模的拓展之外，也注重安全性和稳固性的提升，这种变化也给企业的创新提供了更加鲜明的思路。石油化工作为支撑社会现代化建设的关键基础，在这个形式下应该对其给予充分关注，尤其是工艺管道的一些施工情况。工艺设备和使用的管道出现的一些伴热问题，一直以来都是石油化工比较重视的方面，而伴热技术的不断发展，满足了热量的供给问题，还解决了保温和防冻的相关要求。

1石油化工工艺管道伴热技术主要内容

管道伴热技术是随着石油化工工业发展应运而生的先进产物，是具有科学性的保温防冻技术，现在逐渐应用在社会的各个方面。而实际的伴热方式和伴热技术有很多不同的类型，主要有传统伴热和自动调控电伴热这两个不同的方面，以前的伴热只包含伴管伴热和夹套伴热。根据电伴热的一些工作原理可以看出，伴热管道在工作的时候，四周环境所受的温度呈现明显地下降趋势，因此分子会出现收缩情况，如果碳颗粒中存在电路流动时，随之伴热管出现发热情况，温度不断上升，电塑料中存在的分子就在一定时间内快速地膨胀，分开很多的碳颗粒，导致电路出现中断问题，在一定程度上使电阻不断升高，降低输出的部分伴热线，然后形成一套比较完整的、有效的闭合电路，这样可以快速提高伴热线的一定发热功率。就传统伴热管的设计来看，工作人员需要考虑到伴管或者是夹套伴热这两类工艺。这两类工艺的应用标准也分为不同的层次，具体来讲，如果工艺的应用能够满足内部介质的一些损失热量，确保温度能够满足使用管道的一些标准和需求，那么工作人员就应当考虑传统的伴热设计方法。除此之外，管道在传输的过程中，必然会因为热气损耗而出现不良的凝液情况，直接影响相应的气体输送。相关的工作人员在进行操作的过程中，介质压力会明显降低，管道出现堵塞的现象。如果管道在不运输的情况下，其中的介质也容易受到热损耗因素的不断影响，温度快速降低，使得里面的介质无法被清理干净，最终导致管道的凝固。以上这些，都应当成为传统伴热管道设计的参考标准。

2伴热方式的主要内容和选择标准

2.1概述

就现代化的工艺伴热管来讲，伴热介质主要包括热水、蒸汽热载体和电热等多个方面的元素，其中最为常见的是蒸汽伴热和电伴热。再加上，化工厂生产本身就具有一定的特殊性，所以在内部也会有副产蒸汽或者是乏汽可以利用，这就能够在很大程度上降低伴热管设计的费用，而且副产蒸汽的开发潜力是尤为巨大的，能够适合于不同类型的管道设计。只要现场的操作温度在150℃以下，那么工艺管道都可以与化工厂的副产蒸汽相结合。也正是在这一态势的影响下，化工管道伴热设计最早采用的介质也是蒸汽，早期的电伴热产品也都是恒功率产品，在运行的过程中会存在一定的不足和缺陷，即便是在通电之后，功率也始终恒定不变，一旦加热，其自身的温度就无法得到有效地控制。除此之外，恒功率产品在散热不良处和重叠交叉处也会产生高温热点，久而久之，加热器本身也会受到严重地磨损，最终会被烧毁，给化工厂带来一定程度的经济损失。目前，许多化工厂采用的是自限温管道电热带，这一装置是由特定的导电高分子复合材料制成的，具有自动限制加热温度的功能，而且还可以根据被加热系统运行的实际需求，调节自身的输出功率，以上这两部分功能可以相对独立运转，按照不同的层次分批进行。例如，就同一管道来讲，管道在户外的某一部分温度是相对较低的，自限温电热带就会提高该区域的输出功率，如果管道的某一部分在室内，温度就相对较高，自限温电热带又会减少输出功率。

2.2选择标准

化工厂应当保证输送介质的终端温度或者是环境温度要始终低于其凝固点的管道，如果介质本身的凝固点已经低于50℃，应选用伴管伴热的设计方法。如果介质凝固点大于50℃小于100℃，应选择夹套管伴热的设计方法。无论是管道上的法兰还是阀门，都应当选择夹套型的结构。除此之外，如果输送气体介质的露点高于环境温度需要伴热的管道，应当选用伴管伴热的形式。对于液体介质凝固点低于40℃，气体介质露点高于环境温度且低于40℃的管道，需要选择热水伴管伴热的方法，热敏性介质管道也同样如此。如果易凝介质管道长期处于中立自留或者停滞状态，化工厂也应当选择夹套管伴热的方法。伴热方式的选择需要根据管道施工的要求来科学调整，只有这样才能真正保证资源输送的可靠与稳定。

3伴热介质和伴热温度的选用标准

如果管道内部的介质温度在95℃以下，那么化工厂应当选择0.3～0.6MPa的蒸汽作为核心热源，如果伴热点相对集中，那么化工厂也可以用热水作为伴热的资源。如果管内介质温度在95～150℃之间，应当选择0.7～0.9MPa的蒸汽伴热。如果管道的输送温度达到了150℃以上，而0.9MPa蒸汽无法满足工艺要求时，化工厂就可以选择热载体，当作伴热的介质。就温度的选择来看，化工厂要尽可能保证，伴管的介质温度高于被伴介质温度30℃以上，如果被伴介质温度较高，热水温度可以高于100℃，但不得高于130℃，套管的介质温度可以等于或者高于被伴介质温度，两者之间的温差应控制在50℃以内。

4石油化工工艺管道伴热管设计的注意事项

4.1内伴热管伴热设计

化工厂可以把伴热管正确的安装在相应的工艺管道中，不过所说的工艺管道是进行输送资源的最主要的管道，伴热介质所释放的大部分热量都要毫无保留的用在补充工艺管道内部的热量损失。这也就足以说明，内伴热管的设计具有热效率高的特点，而且，蒸汽式散热所使用的一些热源和外伴热管是有明显区别的，能够减少25%的蒸汽耗量。另外，内伴热管在一侧的传热系数和使用管道内部的一些机制的流速，都存在密切的关系。由于伴热管安装在内部，所以化工厂也应适当加厚其内壁，无缝钢管的自然长度应当控制在8～13m之间。但不可否认的是，伴热管的焊缝，不应当在工艺管道内部显现出来，因此化工厂也会选择增加弯管数量这一途径，解决焊缝的问题，这就在无形中增加了自己的工程量和负担。除此之外，化工厂应当重视伴热管的热变形问题，一旦出现管道这类的问题，在一定程度上会影响产品的使用效果，还会增加后期的维修成本[1]。

4.2外伴热管伴热设计

在石油企业的生产过程中，会使用外伴热管作为一种伴热手段，这是较为普遍的使用方式，都是依靠不同的介质，主要是蒸汽和热水等。如果伴热管释放出很多的热量以后，大部分的热量补充工艺管道内部的损失，另一部分可以穿过保温层，全部分散到生存的环境当中。外伴热管在大多时候会使用一些保温管壳，这样可以在主要管道和伴热管道中间留出很多的保温空间，伴热管在之后会放出大量的热量，全部用于补充热量的损失。换句话说，就是这种类型的保温结构，可以最大限度的节省热能的消耗，压缩化工企业的生产成本。值得注意的是，如果主要管道输送温度超过150℃，主要管道在运行过程中会对温度升高有明确的标准，这样普通的伴热设计就不能满足目前的生产需求，化工厂就应当增加伴热管的数量，实现多管的共同运作。在这里化工厂需要使用传热效果较好的伴热胶泥，相较于过去的对流和辐射传热来讲，传热胶泥的辅助，可以实现多管齐下的效果[2]。外管伴热之所以能够得到石化企业的青睐和信任，主要原因在于，外伴热管的适用范围非常广，管道在操作过程中要保持温度始终在170℃以下，这样可以与之进行联系。并且，管道运行会有强烈的腐蚀性，在运行来讲，化工厂不能使用内伴热或者是夹套伴热的方法，但只要用石棉板把主管和外伴热管间隔，也不会影响管道的正常运转。而且，外伴热管的检修工作较为方便，即便出现了损坏现象，检修人员也可以随时到现场做出应对，既不会影响正常的生产，也不会造成产品质量问题的出现。除此之外，如果外伴热管带有传热胶泥，那么其自身的热传导率也会非常接近夹套管，保持温度的均衡且稳定。再加上，传热胶泥的使用寿命本身相对较长，抗震能力十分优秀，即便环境有很大的波动，也不会发生破裂或者是损坏现象。

4.3电伴热设计

以前传统管道的伴热很多都是用蒸汽当作相应热源的，根据伴热管来降低能量的一些损失。这种落后的形式没有科学性，并不能完全满足温度控制的需求，甚至会在一定程度上给现场埋下安全隐患和风险，耗热量相对较大，安装和维修的步骤十分繁琐。对此，化工厂也可以使用电伴热的设计方式，有效利用能量，灵活控制管道的运行温度，例如：有感应加热法、电阻加热法等。

5结语

综上所述，工艺管道的伴热管设计形式是多种多样的，而且能够有效应对石油化工生产的不同情况，正因为如此，化工厂才更应根据自己的发展水平做出科学的判断。文章通过内伴热管设计、外伴热管设计、电伴热设计这三个角度，论述了伴热管设计的途径，充分结合了石油化工的发展现状，在理论上有明显的合理性，实践上具有可行性，可以发展成为企业的重要参考依据。在以后的发展过程中，企业也可以在夹套伴热设计中进一步改良创新。

参考文献：

[1]彭文强,杨英.石化工艺管道热水外伴热设计[J].化工设计通讯,2019,45(03):112-113.

伴热范文篇4

关键词：焦化；节能；降耗；消泡剂

1焦炭塔消泡剂灵活注入操作分析

背景：在延迟焦化装置实际生产中，由于原料性质、操作条件等多因素影响，渣油在焦炭塔内进行裂解反应产生的泡沫层高度会有很大的差别。为了充分利用焦炭塔有限容积，降低三剂费用，可以降低泡沫层的高度确保装置安全平稳生产，取消原来焦炭塔24h均注入消泡剂，改为根据生产的实际情况灵活注入的方法。原因分析：为了测量焦炭塔内泡沫层和焦层的高度，大多数延迟焦化装置都在焦炭塔的外侧安装几点中子料位计。某延迟焦化装置的中子料位计安装位置是从底往上分别是15m、20m和25m，如图1所示。该装置设计的焦炭塔生焦安全高度不大于24m。正常生产时，焦炭塔内的安全空高大约是5～6m，过高的泡沫层或生焦高度都很容易引起焦炭塔冲塔。中子料位计显示数值的变化对应焦炭塔内泡沫层、焦层高度的变化。中子料位计显示出来的数值与表示的意义见表1。延迟焦化发生的化学反应主要是热裂解反应，生产的汽油柴油含烯烃较多，安定性很差，必须经过后续加氢工艺处理方能合格。但焦化装置所使用的消泡剂中的硅元素会造成加氢装置的催化剂发生中毒失去活性，影响催化剂的使用寿命。同时焦炭塔内热裂解产生的油气温度都在430℃以上，注入焦炭塔内的消泡剂需要一定量的硅元素才能起到消泡效果。在实际中，低硅甚至无硅的消泡剂就没有起一定的消泡效果，只有硅含量较高消泡效果才会好。这样就形成了加氢装置不能有硅而焦化装置必须使用硅的矛盾。实施措施：当焦炭塔的泡沫层上升到一定高度后再注入消泡剂。因为在焦炭塔的生焦初期，塔内泡沫层高度较低，对安全生产影响不大，这时可以不用注入消泡剂；当第三点中子料位计显示为10%时，说明此时焦炭塔内的泡沫层高度已经上升到了25m处，这时就必须往焦炭塔内注入消泡剂，以降低塔内泡沫层的高度，避免油气携带焦粉到分馏塔影响装置的安全平稳生产。某延迟焦化装置的实际操作经验是：当第三点中子料位计显示为10%时开始注入消泡剂，直至老塔进行大吹汽时结束，消泡剂注入时间只有约5h。实施效果：改为当焦炭塔内泡沫层高度上升到了25m处才注入消泡剂的操作方法，能有效地减少消泡剂的用量，降低生产成本。因为若按20h生焦周期4h后换塔，在换塔时中子料位计显示的数值为30%～60%，模拟焦高显示的泡沫层高度为29m左右，但测量的实际焦层高度大约是21～24m。操作人员结合实际情况，采取新措施，当第三点中子料位计显示10%时才注入消泡剂，确定在4～6h后换塔是能确保生焦高度在安全范围的。那么焦炭塔的实际注消泡剂时间只有5h。以装置20h生焦周期计算，灵活注入消泡剂操作比以往的24h注消泡剂减少了3/4的消泡剂用量，同时避免了加氢装置因原料含硅而发生催化剂中毒现象。

2停用稳定塔进料泵节约电能

背景：机泵是延迟焦化装置的耗电大户，约占延迟焦化装置能耗的28%左右。装置正常运行后，通过对工艺技术和机泵运转分析，在不影响操作的前提下，可以采取停运机泵这项措施达到节能的目的。停运机泵措施之一，若是机泵进口压力高于所要输送到的设备内的操作压力，可适当提高机泵进口设备压力或降低机泵出口设备压力，便达到停用机泵节电的目的。原因分析：某延迟焦化装置正常生产时的吸收稳定系统，脱吸塔底脱乙烷汽油脱去乙烷后由稳定塔进料泵升压送至稳定塔。脱吸塔操作压力为1.15MPa,稳定塔操作压力为1.0MPa。提出“提高脱吸塔与稳定塔压差，停用稳定塔进料泵”的方法。优化措施：装置通过适当提高脱吸塔操作压力(由1.15MPa提至1.2MPa)，再保证液化气质量合格的前提下，适当降低稳定塔操作压力(由1.0MPa降至0.9MPa)，即增加了脱吸塔和稳定塔之间的压差(由0.15MPa增加至0.3MPa)。利用两塔压差停运稳定塔进料泵。使脱乙烷汽油通过稳定塔进料泵副线自压至稳定塔，而不再通过稳定塔进料泵增压。实践证明，将稳定塔和脱吸塔之间的压差控制在0.2MPa以上，即可停用稳定塔进料泵，对生产没有影响。节能效果：通过提高两塔压差，停运机泵，节约电能。稳定塔进料泵功率为37kW。按装置运行8400h/a，全年节电37×8400=310800kW，按电价格1元/kW每年创效益：37×8400×1=31.01万元。

3延迟焦化装置伴热站串联节约蒸汽

背景：延迟焦化装置属于重油加工，生产周期中消耗大量蒸汽，伴热线也网络繁多，可从焦化装置伴热线上想办法降低蒸汽消耗。原因分析:对伴热线进行梳理。把有些流程较短且位置集中的伴热疏水站与距离较近的给汽站梳理出来，如果将两者进行串联，减少伴热蒸汽给汽点并加长伴热流程，从而达到了节约蒸用量目的。经对各个伴热线疏水站和给汽站的梳理，发现S12疏水站上的四条伴热线伴热距离较短，离G7给汽站距离较近，只有约15m，G7给汽站同样连接四条伴热线，故提出将疏水站S12和给汽站G7进行串联试点。

伴热范文篇5

1取样和宏观检验

在整条管线上取2道焊口进行分析［1］，1道焊口为发生泄漏的焊口，见图1；另1道焊口为未发生泄漏的焊口，见图2。在泄漏的焊口处仔细观察，发现在焊缝中部有1条穿透性裂纹，裂纹长度为50mm，见图3。将带裂纹的焊口切开后观察，断口表面有一层黑色物质覆盖，断口平齐，无明显塑性变形，呈脆性断口特征［2］，见图4。

2扫描电镜断口分析

将切开的焊口进行扫描电镜观察。经高倍观察，断口表面被一层产物所覆盖，无法观察到原始形貌见图5。图5扫描电镜结果为去除断口表面覆盖的产物，取2块断口试样，在稀盐酸中反复清洗，直至断口表面显露出金属光泽，再经超声波清洗后装入扫描电镜内进行观察，发现经过稀盐酸清洗后的断口表面均显露出沿晶界断裂的特征［3］，见图6。

3微观检验

在与断口垂直的焊缝上磨制显微金相试样，经抛光后用光学显微镜观察，未见超标冶金缺陷。断口2侧的焊缝试样上均存在裂纹，裂纹较深，有分枝和断续现象，裂纹尖端较尖锐，呈树枝状，见图7。图7光学显微镜观察结果将带有裂纹的焊缝采用4%硝酸酒精腐蚀后观察，组织为：铁素体+珠光体，裂纹呈树枝状沿晶界扩展，见图8。图8用4%硝酸酒精腐蚀后的组织在未发生泄漏焊口部位的焊缝、热影响区和母材上分别制取显微金相试样，经4%硝酸酒精腐蚀后观察，焊缝组织为：铁素体+珠光体，见图9；热影响区组织为：魏氏组织铁素体+珠光体，见图10；母材组织为：铁素体+珠光体，见图11。

4力学性能检验

由于泄漏焊口在弯头部位，无法加工成力学试验试样，故在未发生泄漏的直管段焊缝部位分别制取1件拉伸试样和1件弯曲试样。经力学试验，拉伸试件抗拉强度为477MPa，断裂位置为母材。焊缝弯曲后未见缺陷，材料强度合格［4］。

5分析讨论

根据对管线焊口部位的综合分析，特别是宏观检查、金相分析及断口分析所揭示的各种宏观和微观形态，可以看出：断口平齐，无明显塑性变形，呈脆性断口特征，高倍观察断口表面有沿晶断裂特征，裂纹有分枝和断续现象，裂纹尖端较尖锐，呈树枝状。结合断口表面氧化腐蚀产物的能谱分析和力学试验结果，认为该碱线焊口的开裂属于碱脆破裂。碱脆破裂的原因是焊缝区在碱液中的应力腐蚀引起开裂。在电化学腐蚀中，当NaOH的浓度大于30%时，阳极区的Fe和NaOH发生溶解反应：Fe+2NaOH=Na2FeO2+H2，生成物中的Na2FeO2为可溶性的铁酸盐，不会在焊缝区表面形成保护膜，故该反应会不断进行，在残余拉应力的作用下，焊缝区最终会产生裂纹，形成开裂。NaOH含量30%时，碳钢易发生碱脆的温度是60℃至沸点。实验证明，金属中的碳含量在0.01%~0.25%范围内容易产生碱脆现象，大于或小于这个范围时，都难以发生碱脆，20#钢的碳含量0.17%~0.24%之间，正处于发生碱脆的条件范围内，再加之蒸汽伴热温度为180℃，因而促成了碱管线焊口发生碱脆。

伴热范文篇6

关键词：排水器；防泄漏；耐腐蚀

1前言

冶金企业煤气管道由于温度的逐渐下降部分饱和水蒸汽凝结成水，煤气排水器的主要作用就是将沉积在煤气管道的底部的水排出，以保证煤气的正常输送。

目前冶金企业使用的煤气排水器有两个缺点：一是结构比较简单，用钢板焊接而成，内部不进行任何防腐处理，使用寿命一般在2~3年，筒体就会因为腐蚀严重而失效；二是当煤气管网压力波动较大时，排水器水封容易被击穿，造成排水器煤气泄漏，易造成煤气中毒事故。

煤气排水器经常设在交通要道的路口、村庄附近。排水器泄漏容易引起煤气中毒，影响煤气用户的正常生产。

2喷塑防泄漏煤气排水器简介

针对煤气排水器抗腐蚀性差和无防泄漏功能，车间应用了喷塑防泄漏煤气排水器，喷塑防泄漏煤气排水器结构图如下：

排水器主要结构部件：

（1）防泄漏装置

防泄漏装置由浮筒、指示导杆、杠杆、支点、阀板、销轴等组成。其动作原理：当排水器水位降低到一定程度或被击穿时，浮筒在其自重的作用下，向下移动，通过杠杆作用与浮筒连接的阀板自动关闭水封管下口，阻止了煤气泄漏。

（2）筒体连接法兰

筒体连接法兰主要作用，一是方便对筒体内外部喷塑防腐处理。排水器各组装部件制作完成后，首先对排水器各组装部件进行酸洗，去掉各组装部件的锈迹和杂质，然后对排水器各组装部件进行喷塑，喷塑完成后各部件组装。二是排水器拆装简单，容易对排水器内部进行检修检查及清理。

（3）电伴热装置

电伴热是在排水器外壳表面，按照当地冬季气象条件，缠绕一定负荷的电热带，并在电热带的外侧，用50mm的保温材料进行保温，保温层外侧用彩板或镀锌板作为保护外壳。

3喷塑防泄漏排水器优点

3.1耐腐蚀性能

采用静电喷塑工艺，对排水器内外进行静电喷塑(涂膜以聚酯树脂为主要原料、经过高温固化成膜)，提高了排水器的使用寿命，是普通排水器寿命的一倍以上。

3.2防泄漏性能

防泄漏型煤气排水器主要由煤气排水器本体和防泄漏煤气装置组成。其主要用于架空煤气管道冷凝水的排出。当煤气管网压力波动或其它原因引起的排水器有效水位异常降低，造成煤气泄漏时，防泄漏装置能自动关闭末室排水口，防止煤气瞬间过压击穿。排水器防泄漏煤气装置可有效地遏止煤气的外泄，从而有效地防止煤气着火、爆炸、中毒等恶性事故的发生。

3.3安全警示功能

排水器当因煤气压力瞬间压力升高（或水室水位降低至一定高度）时，防泄漏装置动作，关闭末室煤气水封口，指示导杆处于底部，提醒沿途过路人员和维修作业人员，注意安全、此处煤气排水器异常。

3.4远程监控功能

在排水器集中区域或距离厂房较近的排水器，实施对排水器远程监控，当某一排水器出现水位降低至一定高度（或因煤气系统瞬间压力升高击穿）时，在值班室控制面板上发出声光报警，及时提示操作人员某一排水器出现异常状态，操作人员根据提示对出现异常的排水器进行检查处理。

3.5蒸汽伴热和电伴热

冬季由于气温低，排水器内的冷凝水容易结冰使排水器失去作用，严重时排水器被冻裂，造成煤气泄漏。冬季需要对排水器的下降管及筒体进行保温处理。

现场有蒸汽时，采用DN15蒸汽管沿排水器下降管伴热，用胶皮管子连接下降管蒸汽伴热和末室排气口对排水器内的冷凝水进行保温。

现场不具备蒸汽条件情况下，可以采用电伴热装置，加热温度在10-30℃内自动温度控制。当水温低于设定值时，电伴热系统自动工作，当水温加热到高于设定值时，电伴热系统自动工作系统自动停止工作，进入自动保温状态，如此周而复始，确保煤气主管道正常运行。筒体外侧采用保温层，保温材料采用硅酸铝纤维（厚度50mm），用彩板做为排水器外壳，即美观又坚固耐用。

伴热范文篇7

过敏性紫癜（HSP）是一种全身性毛细血管变态反应性疾病。常累及皮肤、关节、胃肠和肾脏。典型病例诊断不难，但腹痛、便血等症状出现在紫癜之前往往易造成误诊。现将我院1997～2006年住院期间初诊的误诊的9例作一分析，报道如下。

1临床资料

1.1一般资料文本误诊的9例，男6例，女3例；年龄3～6岁1例，6～12岁6例，12～14岁2例。

1.2初诊的误诊的病种及临床表现误诊为急性胃炎3例，均表现为突然剧烈阵发性痉挛性腹痛，以脐周为主，伴不同程度恶心、呕吐，呕吐物为胃内容物，未见咖啡样物，低热1例，血WBC:7.5～13.0×109/L，血小板均正常。入院后仔细查体确诊2例，1例在12小时后出现紫癜确诊；误诊为急性胰腺炎一例，患儿此前有腮腺炎病史，入院后查血尿淀粉酶正常，后经仔细查体确诊，误诊为肠系膜淋巴结炎2例，患儿有上感史，伴发热，体温37.5℃～38.6℃，血WBC大于11.0×109/L。入院后8～12小时双下肢出现紫癜而确诊，误诊为急性阑尾炎2例，患儿均存在下腹压痛，无肌紧张、反跳痛，不伴发热，血常规正常，均先收入外科，后请儿科会诊而确诊。误诊急性细菌性痢疾1例，大便常规不支持，大便培养阴性，入院后1天双下肢出现紫癜而确诊。9例患儿血小板均正常，BT、CT正常，经抗过敏、对症治疗，均痊愈出院。

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某化工企业每年合成氨20万t、尿素43万t、乙二醇25万t，需要对其工艺管线进行施工设计。本工程的工艺管线施工工作量相对较大，主要为氢气、一氧化碳、甲醇、循环水、氨蒸气、中压蒸汽、低压蒸汽等介质管线。净化装置工艺系统操作压力较大，温度高，整个工艺管线系统中采用的管道材质种类多。在工艺管线施工过程中，整个施工现场占地面积较小，预制与吊装难度偏高，需要对整个施工过程进行合理的安排。

2施工技术要点

2.1施工技术准备及现场技术准备。2.1.1施工技术准备。首先根据工程合同、设计方案以及相应的施工规范编制工艺管线施工方案，施工过程应按照编制好的施工设计方案进行施工，施工设计图纸中的管线图在这个管道施工中有着举足轻重的作用，因此在施工技术准备阶段要仔细核对管道单线图，主要包括管道特性参数、管段下料尺寸、管道施工规范、探伤比例、管道焊缝位置、焊缝编号等内容［1］;从设计图纸的管道单线图中可将各个管道的焊接方式和使用数量整合统计，根据相应的施工技术标准来确定管道的检测形式，汇总整个工艺管线系统中焊接的主要材质、焊接形式、检测方法，作为管道焊缝探伤委托依据，经压力管道质保工程师确认后与无损检测人员进行交接并交底;在管道施工开始前，技术人员与施工人员应进行技术交底工作，主要包括工程概况及特点，工程内容及工作量，施工工艺及关键技术，施工安全措施，工程施工记录及要求等。2.1.2现场技术准备。现场技术准备过程中，现场条件要达到三通一平，这是工程项目施工的前提条件，即水通、电通、路通和场地平整，其中水通指给水，电通指施工用电接到施工现场具备的施工条件，路通指场外道路已扑倒施工现场周围入口处，场地平整指现场场地基本平整，无需机械平整［2］;施工工艺管道所需要的原材运输至场内，根据施工设计平面布置图将其运输至各个阶段的指定施工位置。2.2施工阶段主要的技术方法。2.2.1管道预制。本项目中的预制管段需要考虑管廊内穿管、吊装安装就位要求，固定口部位的管段不能过短要留一部分管;利用机械设备对管道的坡口进行加工处理，利用氧乙炔焰对碳钢管道进行加工，可利用加热设备将坡口表面的氧化皮熔渣去除，并将不平处打磨，不锈钢管道坡度内侧应覆盖石棉板，防止一些碎屑进入管道内对管道进行腐蚀，按照施工设计方案严格控制坡口形式和尺寸，壁厚≥4mm的管道对接前，管道要进行坡口，坡口角度控制在55°～65°，坡口及其内外表现清理范围≥20mm［3］;合金钢管宜采用机械方法切割，切口表面要保持平整、无裂纹、重皮、毛刺、熔渣、铁屑等，在切口断面部位产生的具有一定倾斜角度的偏差应小于等于管道直径的1%，且在3mm范围以内;不锈钢管道焊缝在探伤检查合格后进行酸洗。2.2.2预制管道验收。管道预制完成后要对其进行预制管道验收，预制管道的尺寸要以设计图纸中规定的尺寸一致，其中的管线号、管段号、焊口编号等内容应与设计图纸和设计方案中规定的内容保持一致;预制管段的尺寸要符合场地运输和吊装的要求;预制管段外管检查符合规范要求，焊口按设计图纸中的规定委托无损检测，检测结果合格;预制管段管道的内壁要保持清洁，不得含有碎屑等物质，油脂含量符合规范要求，管道内壁保持干燥状态;预制管段验收主要是通过眼睛观察、随机抽样检查、程序资料记录检查进行验收［4］。2.2.3管道安装。管道的安装按照《工艺管道安装图》和《工艺管道》中规定的要求进行安装。在安装过程中要遵循一定的原则和一些注意事项如下:(1)管道安装顺序应先大管后小管，小管与大管相碰时应小管让大管，可以多层分组安装，应严格遵循设计图纸要求，避免产生错位。(2)热电阻温度计应顺流动方向安装，取压头应安装在流动平稳或压力稳定的位置;流量计安装应符合流向、直管段、水平或垂直安装位置的要求，并且保证流量计安装牢固无晃动。(3)管子对口时应在距接口中心200mm处测量平直度，当管子小于100mm时，允许偏差为1mm;当管子直径超过100mm，允许偏差2mm，但全长允许偏差均为10mm，管道安装的允许偏差标准如表1所示。(4)伴热管安装伴热管与工艺管道主线管处于同一条水平线上，并自行排液，一般状况下一根管道主线管周围有多根伴热管，同时要求伴热管之间保持一定的间隔。水平伴热管和铅锤伴热管安装部位不同，水平伴热管宜安装在主管下方，而铅锤伴热管分布呈圆形布设与管道主线管的四周，其中规定伴热管不可直接点焊在管道主线管上［5］。采用绑扎带或镀锌铁丝等固定在主管上，弯头部位的伴热管绑扎带不得少于三道，直伴热管绑扎点间距应符合绑扎规定的间距，如表2所示。2.2.4管道焊接。管道焊接接头组对前，首先对管道内外表面进行清理，在管道坡口处200mm范围内不得有油漆、毛刺、锈斑出现，不锈钢管采用电弧焊，焊接接头组对前应在坡口两侧各100mm范围内涂抹防黏污剂;承插焊组对时，在承插端头与承插管件之间应留有1～1.5mm的间隙，主管上须开坡口，避免出现未焊透、未熔等现象。每道焊口应一次性焊接完成，若遇特殊原因不能连续焊接，须对未完成的焊口采用塑料布等进行封闭保护。2.2.5管道试压。根据编制的试压方案进行试压，利用工业用水试压，规定水中的氯离子不得超过25mg/L，试验温度要高于5℃。在工艺管线试压过程中，要确保每一条管线中不发生内漏或串压现象要保证试压各系统间不受到内漏或串压，在进行管道试压试验前，首先要检查核对管道的施工图、焊接状况、管道处理情况、探伤报告等于管道试压相关的内容。试压完成对试压试验的结果进行记录，检验管道合格后出具检验报告合格证明，在该试验期间要严格遵循施工质量安全管理和控制措施，该工程的工艺管道经管道试压后合格，可投入后期的使用。

3管道质量保证措施

(1)建立质保体系，落实责任制建立完善的施工项目质量保证体系，实行质量责任制。建立项目质量管理和控制办公部门，在质量监督管理过程中要委托给监理部门，要求派遣持有质检工程师证书的项目监理，项目经理作为整个工艺管线施工的第一施工质量负责人，要严格把控好各个环节的施工质量。要求质量保证工程师和各个专业责任工程师是质量负责人，将施工过程进行分工，责任到人。(2)加强施工技术方面的培训加强职工对施工质量体系文件和质量管理要求的培训和教育，提高工人的施工质量意识，明确个人在施工环节中的责任［6］。在管道材料进场之前要对其进行检验，若发现不合格的材料将不允许进场不能通过验收，项目监理要根据其工程的特点制定严格的监督和检验制度;在施工过程中除了施工工人之外，还需要调集技术能力强的技术人员参与施工，在施工开始之前，设计人员需要跟施工人员进行交底，对技术方案和设计施工中的注意事项进行详细的交接。(3)加大施工质量管理和控制力度严格落实执行“三检制”:自检、互检、交接检，建立管理部门、施工部门、工班三级自检，有效加强工序质量的内部检查，发现施工中的问题及时进行纠正，制定相应的技术复核制度，明确复核内容和复核方法。针对整个施工团队进行分级，实施分级质量管理和控制，将各个阶段的工作分配到人，每个人都需对各自的工作负责，同时需对技术难度大、质量要求高的工序加强检查和指导。

4结论

通过本文工艺管线的施工及质量管理分析，该工程在工艺管线施工过程中，严格按照施工技术标准进行，在施工前期做好了技术交底工作和施工前期的准备工作，施工过程中严格按照施工设计方案进行。同时，在整个工艺管线施工过程做好了管道质量保证措施，将责任落实到个人，确保了工艺管线施工的质量和安全。该工程工艺管线的施工质量经管道试压后满足施工质量技术标准，可投入使用。

参考文献

［1］郭凯.市政工程中给排水管线施工工艺浅析［J］.城市建筑，2012(12):102－103.

［2］韩勇，陈之中，甘宇亮，等.城市地下管线信息系统的结构设计［J］．测绘通报，2002(3):45－46.

［3］孙玉国，刘成军.长距离大直径顶管施工纠偏纠扭技术［J］.铁道标准设计，2005(3):24－26.

［4］尹忠保.石油化工工艺管道安装工程施工管理中的常见问题及处理［J］.中国石油和化工标准与质量，2012(6):221－224.

［5］王迟.石化装置工艺管道施工监理要点分析及控制措施［J］.建设监理，2011(10):70－71.

伴热范文篇9

关键词：节能减排；单项功能；节能减排；原油储罐

在油品储运中，节能工作受到油罐空间、储藏温度、时间的影响，很难得到解决。但在大范围的油品储量联合工作中，油罐的储存还具有一定的优化空间，节能减排工作还能够进一步发挥作用。

1油品节能减排完成情况

目前，我国整体计划水量消耗略低于实际水量消耗。实际节能范围和计划范围有一些差距，但是同比去年还是有明显的进步。在全年计划工程的节水量的解决中，实际节水范围要比计划节水多出20个百分点，同比与去年有很大程度的改观。而节能减排工作没有达到目标的根本原因是整体油品出库工程的需求量太低，没有达成对应的要求，导致节能减排工作一直发展缓慢。

2对于油品储运的节能减排措施

2.1总体要求

在油品储运的节能减排工作中，工作重点在于将以前的节能要求分配到不同的储运阶段。按照不同阶段的实际需求对生产状况进行考虑，分析不同阶段的能源损耗问题，结合实际的节能减排计划对其进行划分，并将实际的计划分配到基层生产管理中去，按照规定下发到班次，实现目标工作。盯紧现场工作：首先要对用水量严格要求，防止所有偷漏水行为的发生，从一点一滴做起，对基层员工要做好管理；在达到生产需求的前提下，减少油品存储泵的工作时间以及照明灯的使用时间，定期检查灯的开闭情况；做好定期检查工作，防止外网供热发生大量的热能损失，引起能源损耗；应该做好对管理办法的渗透，工作人员结合具体的工作状况，对工厂的设备进行蒸汽量的调节，在维持相对稳定的状态下，降低蒸汽使用量。做好严格把关：在原有的能源损耗基础上，进行定期的管理工作，每天都要对不同种能源的损失做好相应的记录，并且按照实际情况对数据进行分析整理，反馈给上级部门。各组织按照实际生产的情况出发，把能源损耗控制在一定的范围，如果超出这个范围，应该做好能源支出计划调整，对发生这种状况的原因进行记录、分析，不断进行调整；管理工作者应该定期将不同工作状态下的能源损失记录下来，反馈到电子表中，和其他能源的损失进行对比，对计划工作做好调整；在进行能源损耗的汇报情况时，各部门应该结合审计情况对工程运行状态进行分析，反馈给上级部门，再由公司统一管理；在进行月末的总结工作时，按照各部门能源的损耗情况进行总结，并反馈给各部门，及时做出疏导。

2.2单项节能措施

首先要对水源的质量做出要求，水质一定要好，在用水时才能够保证工程的顺利完整进行，调节好施工顺序，对工作进行准确衔接，让水压能够得到循环利用。在对大型球罐设备进行检验时，应该考虑到计划用水量的多少，尽量控制在一定范围内。在外网进行对应方案的调节时，应该考虑到气温变化的影响状况，结合外界气温条件的变化，对温度进行适当的调整，在间歇性使用的管道中，应该考虑到伴热线的影响，及时做好调节工作。在比较炎热的天气进行温度的调节时，应该尽量控制排热管在单管。从节能计划的影响出发，对更换疏水状况的水利进行分析，在原有的蒸汽管道影响下，控制原油储存结构在一定的范围中，定期更换疏水器，将蒸汽流失情况控制在一定范围。对于原油存储量温度的维持，应该尽量将原油罐的蒸汽伴热改为凝结水伴热。改善储罐区的环境，尽量采取合适的蒸汽凝结方式对蒸汽能源使用情况进行调节。在对电量进行调整时，要控制储油罐周围的温度变化情况，及时对伴热状态做好调整，就能够节省一大部分的电能。而对于油品运输工作中，按照生产状况对油泵的开启形态进行调整，一定要结合所需油量的开采方式进行调整，尽量调节设备的变频温度在对应范围内，控制电量的使用情况。

3存在的问题

目前，我国油品储存节能减排工作已经初见成效，各项关于能源结构的调整工作起到了相当的效果，但仍然存在一些影响能源损耗的重要问题：在油品的存储中，油罐中有大量的储油，导致工厂需要定期对温度进行调节，大量的储油造成很大的温度控制能源损失。在温度较低的情况下，容易造成管线不够流畅导致运行出现问题，为减少能源消耗，对于不同区域油量的存储设备进行调整，热水伴热改为蒸汽伴热、加氢改质原料罐区，调节生产工作，防止工艺水准的落后。对产品进行再次的回调工作，在长期的油量存储中造成温度控制的多次变动，引起能源大幅消耗。外网蒸汽伴热管道较多，造成管道中的水无法进行回流，导致能源浪费。

4继续开展节能工作的方向

从节能减排的角度应该对油品的储运工作作出如下规划：节能储藏的利用、回收以及转换，按照这三个步骤可以进行储藏环节的原则制定。

4.1储量最小化

保持原油储量最小化，在施工阶段保持最低的原油储藏量，在进库前做好对应的脱水操作，在油罐区进行储藏时尽量避免脱水操作，或者减少在罐区进行脱水操作，提高原油在不同罐区的库藏，或者还可以利用不同的出款多少，进行油厂污水的处理工作，对于部分油罐区还有大量污油造成加热负担大的情况，应该及时做好处理。按照原油的比例来降低原油的储量，在我国中间原料的供应上，大体上呈现以下情况：在上游提供冷却操作，然后经过中间罐的位置进行降温，在到下游进行处理，通过合适的温控指标来使其达到合适的温度，在此过程中造成了能源的浪费。通过对渣油职工技术的总结，将整体控油水平保持在同一水平线上，并且还要通过公司油品的多少进行平衡原则，减少油品的产生，避免不必要的能源损耗。控制成品油的储油量。将以往油量的数据进行调和，从节约成本的角度来考虑，降低目标效益，将剩余油量控制到最低，促进油罐使用效率的提升。

4.2储运参数最优化

将降低运行参数和回收利用的原理展现出来，就是储运参数优化的形式，控制进罐油量的具体指数，在温度允许的范围内，做好保温工作，控制油量的最小储存在一定范围，油品温度应该和允许温度最小指标平衡的温度接近，在油罐散失热量的基础上进行补充。

5结束语

就目前而言，油品的储运节能减排工作一直是我国原油储藏工作中的重点，控制油品储藏位置节能减排，时刻监控对应参数以及能源供给的调节工作，保持正常生产的前提下，将能源损耗降低到最低。从不同角度来分析节能减排工作的实际情况，来对油品的储运工作进行调整。

作者:刘德斌 单位:中海油东方石化有限责任公司

参考文献：

[1]王红梅.油品储运系统对污染减排的优化管理[J].化工管理，2016,(15):187.

[2]王基铭.石化工业节能减排与低碳发展——试论过程系统工程在石化工业的应用[J].当代石油石化，2010,(09):1~4+49.

伴热范文篇10

1原油集输系统的耗能

1.1机泵

在原油集输处理当中，最主要的用电负荷则为输水及输油泵，所以，想要节电，则需对其进行控制。当前，联合站生产选取的泵，大部分是离心泵，其耗电量和输送量、输送压降构成正比，与泵效构成反比。对离心泵效率构成影响的重要因素为：首先，由于扬程、吸程管道在配置方面不够合理，且管道的阻力较大，令离心泵在运转过程中，耗费较大的能量。其次，选取泵需偏离正常工况，构成较大的富余量，令水泵效率过低[1]。

1.2生产工艺

对于油田的低、中含水阶段的开发过程而言，大部分联合站通过两段脱水的方式进行。这一流程虽然对提升油气分离、脱水速度与效率十分有利，可是需耗费较多热能。在油田处于特高含水开发期之后，因为原油液量较大、含水量较大，如果依旧使用井场高含水原油进站后进行直接加热升温、沉降等方式，不只会令加热炉加大热负荷，还会有较大一部分热能耗费于污水加热升温之中，形成庞大不必要的能源耗费。所以，这一技术工艺已经无法良好的顺应当前油田高效生产模式的所需。

1.3加热炉

加热炉成为了油气集输工艺内无法或缺的专用设施。原油脱水以及外输、渗水、冬季取暖乃至管线伴热等流程都要通过加热炉提温加热，所以，其也变成了联合站最重要的耗气设备。加热炉的耗气量主要和被加热介质的量、加热前后的温差以及加热炉的效率相关[2]。原油脱水以及外输加热炉、采暖伴热炉中的加热介质乃至加热前后的温度是依照油井在产量方面、处理工艺方面乃至实际生产方面的所需进行判断，虽然其调整余地过小，可是透过具有针对性的技术改造来提升炉效以及灵活掌控运转时间，依旧具有良好的节能余地。

2主要的节能技术及措施

2.1选择高效的加热炉

影响加热炉效率的原因有很多，比如说加热炉的类型、燃烧器的类型、排烟的温度、空气的系数、炉体散热情况等。随着众多新技术的涌现，推出了各类全新产品，例如分体变相加热炉、真空加热炉等。就分体变相加热炉来讲，在热效率方面能够达到90%以上。在这一系统中水成为最重要的介质，在于外界处在隔离状态时，耗费程度最低，系统长时间透过无氧的形式进行工作，方能延长其使用的时间。蒸气发生器和换热器透过重力可以让水在蒸发后回落，并再次进行蒸发。由于炉体的蒸汽较高，极大降低了换热器的体积，令运转时的动力情况适当减少，从而起到减少成本的目的。在运用真空加热炉时，经由真空状态将中间介质进行气化，并将热盘管内的水、油进行同时加热。

2.2降低热损失

为了达到减少原油损耗的目的，在散热过程中可以安装不同辅助设备，比如伴热盘管或伴热管线等。如此才能够令温度维持在适当范围中，并且还能够避免管线产生凝油的现象。在各种储油罐的输送设施乃至水罐收油罐线中，需要具备伴热流程。对联合站节能降耗而言，降低损失提升效率成为关键。应当将各种输油管线的保温工作做好，把散热量降至最低。并且，需降低排烟中加热炉的热损耗。排烟温度越高，排烟量则越大，损耗越多。并且，在加热炉处于运行状态时，空气过剩系数应当处于适宜的状态，一旦此系数过大，就会直接提高出口温度，从而降低加热的效率，造成严重的热损失。正确判断空气过剩系数，能够有效提升效率，燃料耗费明显下降。当负荷变化处于明显的状态时，将空气量以及工况进行迅速调节，以此减少排烟的损耗[3]。就未来工作方向而言，在持续开发油田的情况下，井口采出液在含水率方面不断提高，使得处理环节更加复杂，为油田集输系统在处理油水时造成阻碍，并且，在通过节能提升效率方面也更加艰难。由于油水比例不断变动，不能顺应目前的状况，设施老化，速度迟缓，无法匹配等等，令正常的生产工作受到严重的影响。而且在新研发的工艺甚至油藏的产生方面，造成了原本油水在性质方面产生严重的变化，令集输系统在分离脱水方面的难度系数不断加大。由于使用了较多化学制品、化学药剂，不仅令企业的生产成本随之加大，而且也为环境带来了恶劣的影响。

3结束语

综上所述，只有通过创建全新的原油集输地面工程，通过改造老站的工艺，加强全新、高效的化学剂研发，通过全新的节能设备，推广废物资源化的技术，不断加强生产运转在管理方面的能力，才能够为油田原油集输系统的节能技术获取较好的前景。

作者:李奉波 单位:胜利油田纯梁采油厂

参考文献:

[1]谢飞，吴明，王丹，等.油田集输系统的节能途径[J].管道技术与设备，2010（1）：57-59.