节能降耗材料(集输)（精选7篇）
1.节能降耗材料(集输) 篇一
(1)在科技高度发展的大局势下，计算机技术、信息技术也应逐步应用于油气集输系统中，在生产、加工、输送的全过程进行实时监控，不仅可以有效进行运行的管理控制，同时通过对集输系统数据的采集、整理、分析，对整个集输系统进行能量供求考证，防止能源浪费的同时对整个集输系统进行优化，达到最佳运行效率。(2)通过改进革新油气集输系统工艺降低能耗。目前工艺上的突破有以下几点。采用低温、常温集油技术。随着油气开发进程发展，现在的油质发生了很大的变化，重点表现在含水量的增加。可以通过添加常温水或低温水对油温进行控制，同时促进原油转向实现低温集油，或者通过添加化学试剂增加液体粘稠度来实现无加热集油，添加的化学试剂用量大，可通过添加破溶剂的方式进一步降低用料及能耗。采用无功动态补偿技术。目前油气的实际开采量与油气集输系统的功能处理量不相符合，这就造成了大量能源的浪费，明确集输系统能量供需比。对实际集油温度有清楚的认识和把控，明确集油脱水技术界限。通过严格的计算和科学论证实现能量的合理高效利用。采用油气混输技术。油气混输技术即未经加工从原油开采口将油气水混合输送至利用端。作为一种新兴的技术为节能降耗提供了更多的可能性，同时，在运行过程中需要对能量损耗做出准确判断并加以控制，实现节能降耗。(3)通过设备革新降低油气集输系统能耗。设备损耗主要在于加热器和各种机泵。针对机泵，目前的技术改革体现在油水泵变频技术和热泵回收余热技术。面对现在日益复杂的开采局面，单一频率的机泵不但无法持续进行高效运转同时还会造成巨大的能量流失。油水泵变频技术不仅可以通过生产实际情况进行调频控速还可进行实时检测方便管理控制。面对含油废水的能量流失，热泵回收余热系统利用逆卡诺循环的原理实现了低热能到高热能的自由转换，通过吸收废水中的热量而降低系统能耗。针对加热器，可以从多方面进行改良。增强保温性能，减少热量流失。采用新式燃烧器实现能源的高效利用。通过控制烟气排出温度降低能量损失，通过合理控制空气供量实现能源的高效利用等。在局部改进的同时加强系统的集成优化，实现能量的最大化利用。
3结语
本文通过对现阶段油气田集输系统的降耗节能技术方面的探究，结合目前油气田集输系统的能耗情况，针对性的提出了适合我国油气田集输系统的降耗节能技术，助力油气行业的可持续发展。日益严重的全球环境变暖要求各行各业进行的转型升级，不仅是对环境日益恶化的危机应对，也是企业为获得未来发展的基石而做的努力。在油气田开发项目中，对油气田集输系统进行优化升级，在开采技术中灌入节能降耗理念，对油气田集输系统节能降耗技术的优化升级，降低油气集输过程中的损耗率，将多种节能降耗技术糅合引发新的技术革命，在新时代背景下对油气行业的发展大有益处。
参考文献：
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[2]王康.探讨油气田集输系统的节能降耗技术[J].化工管理,,(23):224.
[3]马文明,杜永成,熊红武,赵延平,杨永欣.油气田油气集输系统的节能降耗技术研究[J].化工管理,2014,(20):216.
[4]张蕾,杭雅洁.油气集输系统节能降耗技术的研究[J].化工管理,2014,(15):178.
[5]卢洪源.新时期油气集输系统节能降耗技术研究与分析[J].中国石油和化工标准与质量,,(19):74.
2.节能降耗材料(集输) 篇二
安塞油田集输系统分为集油、脱水、稳定和储运4个过程,在原油储运过程中需要消耗大量的能源,外输设备用电、锅炉用水、加热装置用气等占集输总能耗的60～80%。目前安塞油田集输大队年耗电量为1420×104kw.h,用水量为21×104t,用气量为1000×104Nm3。如何降低电、水、气的消耗是集输系统节能降耗的关键所在,也是技术攻关的方向。
一、优化工艺,提高综合效益
1、撬装增加一级空冷,年创造经济效益500余万元
王窑站轻烃回收装置采用高压低温的处理工艺,利用原料气压缩机对稳定闪蒸气进行加压,导热油循环加温,空气冷却器和换热器进行降温冷却。前期,由于冷却降温效果不理想,造成部分液化气组分以气态的形式进入放空火炬焚烧,造成了大量的浪费。
为此,我们对进入火炬系统的干气成分进行了为期10天的检测,所得数据见表1。
从表1可以看出:原料气中有37.2%的液化石油气组分(C3、C4)没有进行回收,造成资源浪费。以平均每天处理8×103m3原料气计算,8×103×37.2%=2976m3,即每天有近3吨液化石油气进入火炬烧掉。
正常工艺为:原料气经经一级、二级压缩机加压后,通过空冷制冷后进入低温分离器分离。
根据液化气物性,C3、C4在标准状况下的沸点为-42℃,而在现场运行过程中压力为0.82MPa,此时C3、C4的沸点上升至20℃,利用此特点,我们通过合理的工艺改造,将原有的一级空冷增加为三级空冷,使原料气中液化石油气组分液化分离出来。改造后工艺流程图如图1,液化石油气产量增加为8～10t/d。
以每天增产5吨液化气,液化气的售价3500元/吨来计算,每月(按30天计算)可创收为:3500×5×30=525000元=52.5万元;每年(按11个月计算)则可创收577.5万元,具有极为可观的经济效益。
2、轻烃罐区轻、重烃分开,年可创造经济效益270余万元
该站2套原油稳定装置生产的稳定轻烃为合格轻烃;而轻烃回收装置脱丁烷塔底重沸器内生产的轻烃密度低,饱和蒸气压高,为不合格轻烃,两种产品同时进轻烃罐,影响了轻烃产品的质量。同合格轻烃相比较,这种产品销售价格较低。
为创造可观的经济效益,我们新增了一条脱丁烷塔底重沸器到轻烃储罐的专用管线,使重沸器内组分较轻的轻油单独进罐储存、计量;使稳定轻烃产品质量得到提高。我们对改造前后轻烃的物性进行分析,具体情况见表2。
经济效益:
改造前混合轻烃销售单价为3800元/吨,改造后,重沸器塔底轻油销售单价为3600元/吨,稳定轻烃销售单价为4000元/吨,按照该站实际情况,日平均生产重沸器轻油量为5吨,稳定轻烃50吨。
日创造经济效益:
4000×50+3600×5-3800×55=9000元
年创造经济效益(每年按300天计算):
9000×300=2700000元=270万元
3、沉降罐改造,降低破乳剂用量
年初,侯市站日产含水原油1500m3,而两具1000m3沉降罐的沉降时间仅为16小时,破乳效果不好,破乳剂浓度一度增到超过300ppm,但溢流口含水仍不稳定。而按照《油田开发处关于油田集输系统原油脱水及污水处理暂行办法(2004年)》有关规定,破乳剂的浓度不得高于150ppm。为了降低破乳剂的用量,对6#罐进行了清罐作业,并改造为溢流沉降罐,使沉降时间由16小时延长至24小时,破乳剂浓度也下降至该站历史最佳水平的120ppm。
经济效益分析,按照破乳剂价格10000元/吨计算:
日可节约费用:
年可节约费用:
2700×300=810000元=81万元。
4、破乳剂自动投加调控装置有效控制破乳剂用量
以前,集输系统均采用计量柱塞泵在各转含水原油来油汇管处注入破乳剂,不管来液多少,破乳剂的注入量始终是一定的,而由于各站含水原油来液有着较大的波动(杏河站、王窑站尤为明显)。为了有效控制破乳剂的投加量,节约破乳剂用量,引进了破乳剂自动调控装置,它能根据来液量的多少自动调节破乳剂的加入量,这样就能有效控制破乳剂的投加量。
工艺原理:将各输油管道上流过流量计的原油流速,由微控制器MCU061按照一定的控制规律计算出加药泵所需加载的电源频率,然后控制变频器输出该频率工作电源给加药泵,即可实现对破乳剂投加量的控制。
杏河站由于来液波动大,破乳剂自动调控投加装置发挥了较大的作用。由于该站原油物性差,破乳剂浓度已大大超出了正常范围80～150ppm,在确保溢流口含水正常的情况下,该站破乳剂浓度一般在240ppm左右。
我们对杏河站破乳剂自动调控装置使用前后几天,对作业区来液量、实际加入浓度、实际加药量进行统计,具体数据见表3。
从表3中可以看出,使用后比使用前日节约破乳剂23kg,年节约费用:23×10000×365=8.4万元。
5、光电杀菌装置的投运,年可节约杀菌剂50余万元
光电杀菌装置利用紫外光进行杀菌,2006年4月恢复张渠集输站光电杀菌装置运行,按照张渠站日处理采出水1200m3,杀菌剂浓度为120ppm来计算,日需加入杀菌剂:。杀菌剂的价格为2万元/吨,则该杀菌装置在张渠站使用的6个月共节约费用为:万元。
二、采用新设备、新工艺,降低用电量
集输系统所有动力设备均采用电带动方式,集输系统80%的能耗为电的消耗,而电的消耗主要存在输油、供水设备及各种照明设施上。
1、采用柱塞泵输油,降低输油单耗
目前,集输大队共有输油泵17台,供水泵20台,其中输油泵功率都是100KW以上的大功率设备,为主要的耗能设备。而在2002年前,集输系统输油设备全部为多级离心泵,这种泵的泵效低,且泵的生产厂家众多,以致输油成本高,维修难度大。从2003年开始,往复泵凭借其泵效高、易维修的优势在集输系统中大力推广,截至目前,集输系统中已有5台往复式输油泵投入使用,极大地降低了输油能耗。
集输大队侯市站由于其周转量大(日周转量为3500m3),库容小(净化库容为3800m3),储备天数仅为0.92天的现状,在外输泵的选取上就显得尤为重要,因此改造外输泵具有较大的意义。2002年在该站投运了两台5DYB-100/6.3型往复式输油泵,该泵一经投运,其高效率、低能耗的优点便显现出来。
下面将新投运的5DYB-100/6.3型往复泵与以前的两台功率为1 6 0 K W的YD60-50*12型离心泵在单耗上做以对比。
表4为侯市站2003年7～12月离心泵运行参数统计情况,根据参数可以算出离心泵的输油单耗。
泵的能耗公式:
式中:P—能耗,W;
COS∮一功率因素,大小为0.85;
U—实际电压,380V;
I一实际电流,260A。
离心泵的能耗为:
按照电费价格为0.62元/kw.h,输油泵排量按60m3/h计算,输油单耗为:
2004年我们对侯市站4～9月5DYB-100/6.3型往复泵运行参数进行了详细的统计,具体情况见表5。
同上,根据能耗公式求得往复泵的输油单耗:
按照电费价格为0.62元/kw.h,输油泵排量按91m3/h计算,输油单耗为:
由上可以看出,往复泵比离心泵输油单耗下降了0.36元。以侯市站2004年日外输量3500m3,年运行天数360天计算,年节约电费为:
考虑到杏河区产能建设,侯市站的周转量还将会增加,一台柱塞泵不能满足外输要求,在正常情况下,必须启一台柱塞泵和一台离心泵并联运行,2005年在该站增建了一台5200Y-180/6.3型柱塞泵,该泵实际排量达170m3/h,电压为10000V,电流为17A,而仅需启用这一台柱塞泵即可满足该站的外输要求,输油单耗下降至0.92元/m3,年可节约电费24.6万元。
2、优化工艺,降低外输能耗
以前侯市站采用YD60-50*12离心泵和5D YB-100/6.3柱塞泵各自单独走Φ159×6管线,该管线的最大经济输量为108m3/h,排量为60m3/h的离心泵走①159×6管线,虽说实际排量基本能达到60m3/h,但耗电量基本不会降低,导致该管线存在极大的浪费;另外排量为100m3/h的柱塞泵虽充分利用了该管线,但是由于管压较高使泵耗电量增大,如果能综合利用这两条管线,将会起到提高排量和降低耗电量两方面的作用。
2004年将泵进口管线及出站管线连通,示意图如下。
对改造前后外输泵的运行参数进行了监控,发现排量增加,电流下降,具体数据见表6。
另外,改造后管压也由以前的5.0MPa降低为4.5MPa,保障了长输管线的安全、平稳运行。
根据前面能耗公式可求得改造前后输油单耗:
改造前:
改造后：
按照目前该站实际外输量每天3800m3,年按360天计算,年节约电费为:
3、采用节能灯具,降低照明耗电
以前集输系统共有400W的照明灯150具,以每天照明10小时计算,年耗电量为21.6×104kw.h。2006年将原有的大功率照明灯全部更换为功率为18W的新型节能灯具,该节能灯耗电低、照明性能好,按照照明灯每天使用10小时,每年360天计算,
全大队年节约电费为:
三、采用新设备,降低用水量
水的消耗是集输系统的又一主要耗能,集输系统主要用水设备是锅炉。目前,集输系统有各种型号的加热设备共计25台,其中加热炉10台,锅炉11台,分体相变加热装置4台,承担着13000m3/d毛油(含水35%)和8100m3/d净化油的加温以及各站的采暖任务。由于加热炉热效率低,逐渐被淘汰,锅炉效率较高,在集输系统备受欢迎,但冷凝水无法回收利用,造成了大量水资源的浪费,分体相变加热装置弥补了锅炉冷凝水浪费的缺点,在集输系统表现出了极大的优势。
2 0 0 4年侯市站投运了型号为DHM1500-DY-0.09/Q的两台新远分体相变加热装置,2005年张渠站投运了型号为ZW3J1200-4.0/Y10-Q的外质分体真空相变加热装置,这两种加热装置原理相同,其优点为节能高效,安全环保,节约用水。
工作原理:燃烧器将燃料充分燃烧,产生的高温烟气与低压蒸汽发生器的受热面充分换热。热量被受热面吸收传给中间介质水,中间介质水受热蒸发产生水蒸气,水蒸气自水蒸气接口进入蒸汽发生器上部的换热器,与换热器内的热管壁面发生相变换热。热量被热管内的被加热工质吸收后升温,完成加热。蒸汽相变后的冷凝水返回蒸汽发生器,继续被加热蒸发,如此循环往复。
经济效益:侯市站原有水套加热炉5台、张渠站有3台,日需要补入水量50m3,按照年360天计算,年节约水量1.8万m3,按照目前水费2.7元/吨计算,年节约水费4.86万元。
如果在整个集输系统推广,代替现有的8台WNS4-1.25-Y(Q)型锅炉和3台WNS4-0.98-QT型锅炉,按实际运行情况,每小时消耗水量20吨计算,年可节约软水20*24*360*=17.28万吨。
四、采用自动燃烧器,节约燃气量
集输系统中主要用气设备为加热设备,包括稳定系统的3台高效加热炉、1 1台锅炉及4台分体相变加热装置,这些加热设备以前均采用人工点火的方式进行点炉,对来气只进行粗略的调节,消耗了大量的燃气。
2001年后,各种加热设备纷纷采用全自动燃烧器,目前,集输系统全部使用百德燃烧器,使采用该种燃烧器,能大量减少氮氧化物和低一氧化碳生产量,使烟气排放洁净,无污染。另外,现有的锅炉及加热装置采用优质的保温隔热层,保证即使在寒冷的冬天,炉体表面散热也小于1.5%。也能大大提高加热设备的热效率,原有的加热设备热效率基本在60%左右,2005年2月由长庆石油勘探局节能检测站对侯市集输队两台加热装置进行了热效率测试,通过实测,加热装置的实际热效率为85%左右。
侯市站原来的5台HJ630-SY/4.0水套加热炉用气量为400Nm3/h左右,现有的两台加热装置天然气用量在300Nm3/h左右,目前集输系统共有自动燃烧器14台,年节省天然气150×10Nm3。
五、集输系统节能降耗潜力分析
1、锅炉冷凝水的回收利用,日节水480吨
目前,集输系统有锅炉11台,塞一站、杏河站、王窑站共有8台,型号为WNS4-1.25-Y(Q)的锅炉,坪桥站有3台,型号为WNS4-0.98-QT,在实际生产中,每小时一共需要20吨软水,一天需要480吨,而锅炉冷凝水几乎全部排放,这是较大一笔水资源浪费,如果能将480吨水回收利用,年可节约水费30余万元。
2、杏河站采用往复泵,将油直接输至王窑站,年可节约电费150余万元
2007年7月侯市联合站即将投运,该站原设计采用了两台FDYD200-50*7型离心外输泵和两台倒罐泵将油输送至王窑站,离心泵配套轴功率为315KW。
考虑到侯市联合站位置高,加上侯市站原有一台5200Y-180/6.3往复泵将面临闲置,一方面可以充分利用该泵,另一方面考虑节能,年可节约电费150余万元。
六、认识及建议
根据集输系统能耗特点,集输系统的节能降耗应从系统着手,泵站布置、工艺的优化设计,尽可能降低集输能量消耗,同时利用末站有效剩余水头,集输站点设备,在设计建站时就以利用效率高、稳定性能好、多功能合一的设施设备为设计思想,以减少集输系统能量的消耗。
1、采用新技术,改进系统工艺流程及设备,使工艺流程与设备配置合理,系统优化运行。
2、大力提倡节能的集输设计思想,它是保证油气集输系统节能的基础。
3、优化工艺,提高集输系统的综合效益。
摘要：安塞油田油气集输系统的能量消耗在整个油气生产开发过程中占较大的比例，其能量消耗主要为设备用电、锅炉用水、加热装置用气以及工艺缺陷造成的能量消耗。本文主要从电、水、气及综合效益方面着手．浅析集输系统目前能耗现状及潜力挖掘。
3.节能降耗材料(集输) 篇三
关键词：辽河油田 集输 节能 管理 高含水
1 概述
2004年11月25日，国家发改委印发了《节约能源中长期规划》，提出了全国到2020年的节能目标，节能任务十分艰巨。目前某区块综合含水80.73%，平均单井产油1.62t/d，按单井0.8m3/h的掺水量计算，集油系统内的含水可达到95%，另外降温集输是油田生产的实际需要。缺少天然气的现实情况促使我们加快了降温集输试验与应用步伐。
2 降温集输的内涵与主要做法
油田生产原油与老区相比具有产量低、含水低、含蜡量高、凝固点高的特点，不同区块生产原油品质差异很大，集输能耗高，开展降温集输工作难度非常大。集输系统传统的集油模式是掺水温度不能低于70℃，回油温度不能低于35℃，单井掺水量控制在0.8m3/h左右。降温集输是根据油田含水不断上升的实际情况，减少含水油集輸的掺水量，同时降低掺水温度，使油井生产含水油在较低的温度下安全集输。
根据加热负荷公式计算，减少1m3掺水（掺水出站58℃，沉降后进加热炉35℃），可节气3.15m3，节电0.70kW·h。双管掺水流程设计单井掺水量为0.8m3/h，如果将双管掺水量控制在0.5m3/h以下，可节省掺水0.72×104m3/d，节气2.3×104m3/d，节电0.05×104kW·h/d。
2.1 通过前期试验，确定降温集输的可行性
一是开展了某区块含水原油流变特性等试验研究。分析原油粘度和含水率的关系，管壁结蜡量和原油含水率的关系，研究原油流型变化情况。当原油含水率超过60%后，含水油表面粘度下降；含水在80%以上时，管壁形成水膜，蜡晶体在管壁上附着力减弱；管道中的水为连续相，油团为分散相，流动阻力降低。根据我厂含水比较高的实际情况，降温集输可以扩大规模，并且有些油井可以采取常年停掺水运行。
2.2 监测管输介质流态，在计量间安装了流动状态可视装置。通过回油可视窗，直观看到液体流态，当回油温度高于原油凝固点时，管道内原油连续流动，回油压力相对平稳；当回油温度在原油凝固点以下1-2℃时，管道内原油断续流动，回油压力略有波动，原油输送平稳。
2.3 监测油井井口出液温度，对油井停掺后，进行井口温度普查。平均出液温度为29℃，最低的14℃（仅1口），最高的41℃。其中出液温度低于22℃的井8口，占普查井数的1.3%；出液温度22℃-25℃的井96口，占普查井数的15.1%；出液温度25℃-30℃的井291口，占普查井数的45.9%；出液温度31℃-36℃的井145口，占普查井数的22.9%，出液温度高于36℃的井94口，占普查井数的14.8%。统计有83.6%的油井出液温度高于25℃原油凝固点。研究表明在高含水开采阶段，因油田长期注入有一定温度的污水，油井出液温度比较高，有利于降温集输。
2.4 通过深埋冷输试验，确定降温集输的冷输模式一是不加热集输管道埋深在冻土层以下（-2.0m）比较合适，在此埋设深度下可不设保温层，井口回压低于1.5MPa，对油井产液量基本没有影响；二是产液量高的井可以单管输送，日产液量<10t，含水率<80%的油井不适合单管冷输集油，但可由高含水、高产液油井串联冷输集油。
3 通过完善技术标准，确保降温集输规范运行
针对采油厂的实际生产情况，对油井、集油环采取的集油模式进行了界定。对于中转站油井平均产液量大于20t、含水大于90%，但所辖部分单井产液量小于5t、含水小于70%，全站实施夏季掺常温水集油；对于中转站油井平均产液量大于20t、含水大于90%，所辖油井产量大于5t、含水大于80%，全站实施夏季停掺水集油；对于含水大于80%、液量大于10t，管长小于1000m的油井，实施单管停掺水集油；对于含水大于90%，管长小于1000m的油井，夏季实施单管停掺水集油；对管径大于60mm，含水大于60%，产液量小于25吨，环长小于3000m，回油压力小于0.7 MPa的环井，夏季实施停掺水集油；外围油田含水在40%以下的低含水集油环回油温度可以降到30℃；含水在40%-70%的中含水集油环的回油温度可以降到27℃。当进行系统调整改造时，采用单管深埋冷输集油模式，高含水、高液量油井单输；高含水、低液量的串输；低含水、低液量的掺输。针对不同季节在不同环境温度条件下进行降温集油的实际情况，制定了不同的集油界限标准；针对同一油井、计量间、中转站在产量、含水等条件发生变化的情况下，相应的调整集油界限，保证了降温集油的时效性，使降温集输工作可以稳步实施。
4 通过制定配套措施，实现油井生产平稳运行
一是厂制定了降温集输工作实施方案，完善了管理制度及考核细则，节气指标分解到各小队。在降温集输过程当中，严格检查考核各采油队、中转站的掺水出站温度、掺水量、回油温度。
二是加强资料录取分析，保障生产安全。管井人每天上、下午各取一次单井回压资料；计量间资料员按时观察、记录单井回油温度及汇管压力；中转站小班按时录取各计量间来液温度、压力和气压、终点温度和终点压力。
三是制定热洗制度、干线冲洗制度。在冷输期间认真分析单井回压变化情况，单井回压上升到1.3MPa以上时采取热油车冲洗干线。
参考文献：
4.企业节能降耗汇报材料 篇四
尊敬的各位领导：
欢迎大家在百忙之中抽出宝贵时间莅临益发合公司检查指导工作。在此我代表公司全体员工对诸位领导的光临表示热烈欢迎和衷心的感谢！下面我就益发合公司节能工作向各位领导做一下汇报。
通榆县益发合大豆制品有限责任公司成立于2001年，厂区占地11.2万平方米，建筑面积2.3万平方米，铁路专用线342延长米，固定资产8000万元。现有年加工能力12000吨的大豆蛋白生产车间，采用先进的连续萃取酸沉生产工艺，生产全过程实现微机程控管理，产品质量稳定，理化指标居于国内前列。
企业以大豆精深加工为主，主导产品大豆分离蛋白，是肉制品加工的重要原料。产品主要出口俄罗斯、哈萨克斯坦、乌克兰、芬兰等国家，国内主要销往河南双汇集团、南京雨润集团、天津新共同商贸有限公司、阜新德美客食品有限公司、吉林华正农牧业有限公司、长春皓月清真实业有限公司、长春阿瞒食品有限公司等。
公司是吉林省科技厅认定的高新技术企业，拥有自营产品进出口经营权，吉林省农业产业化重点龙头企业，通过了ISO9001质量管理体系认证，ISO22000食品安全管理体系认证，ISO14000环境管理体系认证和OHSAS18000认证职业健康安全管理体系认证。是国家大豆深加工技术研究推广中心大豆蛋白基地，中国食品工业协会大豆与植物蛋白专业委员会理事单位，长春大学食品科学与工程产学研基地。
为响应建设节约型社会的号召，贯彻《节约能源法》，实现企业节能增效，我们一直把节能降耗工作作为企业成本控制、节能增效的一项重要工作来抓。我们始终坚持以科技为先导，利用新技术、新工艺降低生产用电。注重在设备运行、设备改造、用电管理等方面的节能工作。
一、注重节能工作，成立节能降耗工作领导小组。
节能降耗小组由总经理担任组长，各部门负责人和部分骨干员工组成。通过部门制定的各项日常节能工作管理制度，详细规定了部门在节能方面要遵守的各项规定，并将这些管理规定落实到人，使节能工作规范有序、有条不紊地展开。
二、深挖潜力，提高设备生产效率，加强设备的节能控制
针对现有的设备基础，如何采用先进工艺流程、提高设备的使用效率一直是公司致力探索的工作重点。在保障日常节能工作的同时，继续在设备运行与工艺流程中寻求节能挖潜机会，通过革新挖潜，技术改造，提高员工技术，提高工作效率。同时淘汰落后设备，2010年公司主动淘汰了一台6吨往复式锅炉。
三、从源头抓起，节约用水，节能降耗
为确保水的循环利用、减少用水量，从设计建设直至整个生产过程我们始终把节水、促进水的循环利用放在首位。首先我们对各车间用水制订用水标准，实行严格的考核制度，促进了员工节水意识的提高。其次，投资兴建凉水塔、凉水池、电制冷设备及其他辅助设备、设施，确保了冷却
水全部循环利用。实现了整个生产用水系统过程的封闭循环。
四、加强重点耗能设备的监管计量，密切监管用电设施，合理使用用电设备
为了降低公司内一些耗能量大的设备如大型电机、蒸汽锅炉等设备的能耗，设备部根据节能小组的要求，在不影响生产的情况下针对每台大型耗电设备都安装了变频器，并对对这部分高能耗的设备用电情况进行记录分析，同时根据实际情况合理调配设备的使用，以达到节能目的。
五、大张旗鼓地进行节能降耗宣传，鼓励员工进行节能降耗的合理化建议
公司针对节能环保进行了主题宣传，确定了“节能环保，减低能耗”宣传主题，通过张挂宣传标语，在用电区域张贴节能标识，大张旗鼓地进行宣传，进一步让节能与环保深入人心，也让所有员工了解到节能降耗的意义，理解节能降耗、保护环境是与自已切身相关的事业，激发员工关心节能，关爱环境的人文情怀，形成了自下而上的节能意识，起到了很好的宣传效应。
与此同时，公司鼓励员工进行节能降耗方面的合理化建议，积极为公司献策献力。2012年以来，公司在收到的100多条合理化建议中，筛选出确实可行的节能降耗方面的合理建议10多条。在通过历年大的能耗项目方面合理化建议的改进取得较大的成效后，今年主要体现在细节方面的创新与改进同样为公司在节能方面起到了很好的作用。生产一线员工的许多合理化建议，在改善工艺流程细节、改进设备细节后对提高生产效率、降
低产品的不良率方面也取得了很好的成效。与此同时，公司针对合理化建议，给予了相应的奖励，增加了员工节能降耗的工作热情。
5.节能降耗工作总结交流材料 篇五
节能减排已经成为我国当前经济社会发展的一项重要而紧迫的任务，我公司领导对此十分重视，为推动全体员工参与节能减排工作，落实完成法定节能指标，责成公司节能办加大节能降耗宣传力度，提高员工节能生产意识。为此公司节能办还定期举办节能培训大会，如日常生活如何节能，高耗能设备的管理和维护等等。我们从一点一滴抓起，提倡大家携手节约一滴水、节约一度电、节约一铲煤，做到人走水断流，及时开关灯，紧握手中铲，以杜绝不良的浪费行为；针对生产中高耗能设备节能办还召集一线操作工（离心工、锅炉工、行车工、机电工）进行专业知识的培训和学习，加强对设备的管理和维护，避免因设备带病运转、空转或低负荷运转造成不必要的能源损耗；节能办平时也注意这方面的宣传，经常张贴一些节能简报，努力开展节能的普及工作，借此充分调动员工参与节能减排的积极性，此举对公司完成的节能指标起到了良好的推动作用。
（二）加大节能技改力度，积极开展节能生产
节能减排与我们的日常生活诚然密不可分，但是如果没有节能技改的大力支撑，显然节能生产将沦为空谈，我们的节能目标也无法实现。我公司领导非常重视节能技改工作，积极引进节能型电器和设备，坚决淘汰高耗能、低功率的落后设备和设施，继2010年组织清洁生产完成3台离心机的变频改造和蒸汽锅炉改造外，今年年初决定进一步加大技改力度，积极组织节能生产。我公司蒸汽锅炉未改造前设备严重老化，锅炉热耗损问题相对比较突出，热利用效率明显偏低。为了彻底改变这种能耗高、经济效益低的现状，公司继去年蒸汽锅炉改造之后，今年进一步加大节能技改力度，斥资3.5万元为蒸汽锅炉加装了一台4吨余热回收水箱以提高锅炉的热效率。余热水箱由烟道、进水口、换热管、水箱、出水口、入孔、水位计等组成，烟道贯通水箱，在烟道内设有多排立式换热管，利用锅炉烟道的余热来加热水箱中的水。先将水直接经水泵到余热水箱，利用锅炉烟道的余热来加热水箱中的水，水温可达９０℃左右，再利用热水泵将热水打到锅炉，如此循环使用。锅炉省了将常温水加热这一道工序所需的煤，节约了能源及锅炉运行费用。仅此一项每年即能为公司节省100吨标煤以上。另外，针对生产车间离心机耗能大我公司今年又投入3万元将1台110kw直流电动机更换成57kw交流电机，并采取变频措施进行调速，通过这一改造为公司年节电16万千瓦时。此外公司还计划对另外5台离心机逐步进行更换，以进一步加大节能技改力度，使之形成良好的格局，让公司节能降耗能够持续有效地发展、壮大。
在另一方面，公司也积极引进节电技术，从生产车间到办公楼，从员工宿舍到户外照明设施也广泛使用节能灯，并严格控制照明设施的使用，以尽量减少不必要的能源损耗；与此同时公司还努力推广节水技术，采用节水型冲洗设施，如车间搅拌机的冲洗就是利用水泵将地面积水池的水（可以反复利用，无污染，对混凝土和钢筋没有损害）提升加以利用，如此一来大大地降低了自来水使用率；在节约用煤方面，公司明令各车间锅炉工严格执行相关操作规程，并引入适当的奖惩机制以调动其积极参与节能降耗的热情，鼓励其以最低的能耗创造最大的经济效益，尽量提高锅炉的热效率。在确保车间蒸养池的及时升温和降温的同时，也要加强用汽部门的能耗管理，锅炉工必须保证在蒸汽管具有良好的保温性能的前提下才能供汽，并严禁蒸养池有“跑”、“冒”、“滴”、“漏”等现象，以达到尽量减少热损耗的目的，从而提高锅炉的热效率，为积极开展节能生产提供良好的条件。与此同时，我们也要求养护工做到适时开关蒸汽阀，蒸养池内有积水时严禁供气，当班质检员相机监督，让合理有效用能真正落到实处。
（三）推行节能奖惩机制，走可持续发展道路
单位的节能减排工作是一个系统工程，不仅要有全体工作人员的配合，还必须有合理的规划和得力的措施。公司根据实际情况，制定切实可行的节能减排工作方案并且细化工作细节，按将节能目标分解到车间、班组和个人身上，并及时对目标落实情况进行考评，推行节能奖惩机制，走可持续发展道路。公司鼓励员工为节能减排出谋划策，对节能创收的涌现的典型予以表扬和适当奖励，并作为年终评优的依据，让其分享节能带来的实惠；对没有完成节能任务的车间、班组和个人其奖金与绩效挂钩，且年终不得参与先进评选。通过这项措施的努力，为节能工作的长期开展和高效、创新打下了坚实的基础。
6.节能降耗材料(集输) 篇六
2013年成功召开十八大，也是完成“十二五”目标的重要一年，这也给公司节能降耗工作带来更大的考验，为做好今年的节能降耗工作，我公司从建立和健全各项规章制度入手，采取合理有效的节能技改措施，积极开展节能生产，在节能减排方面取得了可喜的成绩。总结起来有以下几点：加大节能降耗宣传力度，提高节能生产意识；加大节能技改力度，积极开展节能生产；推行节能奖惩机制，走可持续发展道路。
（一）加大节能降耗宣传力度，提高节能生产意识
节能减排已经成为我国当前经济社会发展的一项重要而紧迫的任务，我公司领导对此十分重视，为推动全体员工参与节能减排工作，落实完成法定节能指标，责成公司节能办加大节能降耗宣传力度，提高员工节能生产意识。为此公司节能办还定期举办节能培训大会，如日常生活如何节能，高耗能设备的管理和维护等等。我们从一点一滴抓起，提倡大家携手节约一滴水、节约一度电、节约一铲煤，做到人走水断流，及时开关灯，紧握手中铲，以杜绝不良的浪费行为；针对生产中高耗能设备节能办还召集一线操作工进行专业知识的培训和学习，加强对设备的管理和维护，避免因设备带病运转、空转或低负荷运转造成不必要的能源损耗；节能办平时也注意这方面的宣传，经常张贴一些节能简报，努力开展节能的普及工作，借此充分调动员工参与节能减排的积极性，此举对公司完成的节能指标起到了良好的推动作用。
（二）加大节能技改力度，积极开展节能生产
节能减排与我们的日常生活诚然密不可分，但是如果没有节能技改的大力支撑，显然节能生产将沦为空谈，我们的节能目标也无法实现。我公司领导非常重视节能技改工作，积极引进节能型电器和设备，坚决淘汰高耗能、低功率的落后设备，公司选用易扬磁悬浮潜水电泵进行设备改造，同工况下与原用进口知名品牌水泵相比，供水单耗由0.32降到0.23，节能效果达到27%，一台水泵每年可节电7.5万度，年节电费5.2万余元。节能降耗取得了前所未有的突破。此外公司还计划对剩余设备逐步进行更换，以进一步加大节能技改力度，使之形成良好的格局，让公司节能降耗能够持续有效地发展、壮大。
在另一方面，公司也积极引进节电技术，从生产车间到办公楼，从员工宿舍到户外照明设施也广泛使用节能灯，并严格控制照明设施的使用，以尽量减少不必要的能源损耗，让合理有效用能真正落到实处。
（三）推行节能奖惩机制，走可持续发展道路
单位的节能减排工作是一个系统工程，不仅要有全体工作人员的配合，还必须有合理的规划和得力的措施。公司根据实际情况，制定切实可行的节能减排工作方案并且细化工作细节，并及时对目标落实情况进行考评，推行节能奖惩机制，走可持续发展道路。公司鼓励员工为节能减排出谋划策，对节能创收的涌现的典型予以表扬和适当奖励，并作为年终评优的依据，让其分享节能带来的实惠。通过这
项措施的努力，为节能工作的长期开展和高效、创新打下了坚实的基础。
7.集输系统节能措施及效果 篇七
一、集输系统运行现状
别古庄作业区管理着古一联合站、古一接转站、安一站、京九站和采油一站的9 座计量站、 采油二站的5 座计量站、采油三站的3 座计量站、采油四站的2 座计量站, 19 个计量站总机关。 在用原油加热炉和脱水加热炉8 台, 热水加热炉9 台, 是作业区天然气燃气消耗主要设备。 每个转油站的原油加热炉和热水加热炉, 均采用温度上限运行, 冬季运二备一的情况普遍存在。 为了保证外输线运行, 有的首站采取掺水输油, 增大输油量, 既增大热水量的重复加热, 又给外输泵带来更大负担。 同时, 增大联合站二次处理量, 既浪费天然气、又浪费水源, 还增加了员工劳动强度。 每天天然气和清水资源在不停地消耗浪费。 如何降低天然气消耗, 减少清水资源浪费, 最大限度地做到安全、节能、高效、平稳运行的问题摆在每个技术人员的面前。 为了寻找切入点, 我们深入现场, 做了大量调研和实验, 展开了“向精细管理要节能”的活动。
二、结合现场实际, 采取科学合理措施
1. 古一接转站4 月份逐步停运1#油炉而利用换热器加热:考虑到古古线末点温度较高, 因三相分离器油水分离含水指标要求不高, 因此, 三相分离器进口的油温可以适当下调, 在满足安全生产前提下, 经过现场摸索, 温度由原来的55 ℃降到42 ℃, 采取逐步降温, 直至停运1#油炉。 停运1#油炉后, 每天节约电能96 k W·h, 节约天然气量760 m3/d。 1#油炉仅二季度, 节约电能:8736 k W·h, 节气6.9×104 m3。
2.古一接转站停运一台热水炉:古一接转站共5 台加热炉, 其中3 台热水加热炉, 冬季运二备一, 夏季运一备二。 冬季在保证安全的基础上, 将热水加热炉的出口温度由85 ℃降至75 ℃。 逐渐由运二备一改为运一备二, 停运一台热水加热炉后, 各站总机关和单井的伴热温度仍能满足安全生产, 每天节气约75 m3。 11 月节气2250 m3。
3.减少外输排量、降低外输温度:古一接转站在输油最小排量允许的情况下, 由原来的外输排量7.5 m3/h降到6.5 m3/h, 温度由58 ℃降到53 ℃, 既满足最小输油量, 又减少了掺水量, 外输泵每天节约电能140 k W·h, 仅二季度节电12740 k W·h。
4.京九站提前一个月执行夏季生产参数。 根据京九断块原油物性的凝固点低的特点, 京九站从五月份开始执行夏季运行参数, 油炉温度从68 ℃降到63 ℃, 燃气量从778 m3/d, 降到597 m3/d, 每天节约燃气181 m3。 一个月节约天然气5430 m3。 热水炉温度从82 ℃降到62 ℃, 燃气量从1357 m3/d降到283 m3/d, 每天节约燃气1074 m3。
5.安一站提前一个月执行夏季生产参数。 根据安11 断块原油含水高的特点, 安一站从五月份开始执行夏季运行参数, 油炉温度从65 ℃降到60 ℃, 燃气量从185 m3/d, 降到33 m3/d。 每天节约天然气152 m3, 一个月节气4560 m3。 热水炉温度从82 ℃降到70 ℃, 燃气量从1531 m3/d降到541 m3/d, 节气990 m3/d。
6.古一联更换3#炉燃烧器:古一联由于原3#炉燃烧器使用年限长, 运行过程中故障频发, 且炉效不高, 外输温度得不到保障, 燃气消耗量大。 为了保证古龙外输线安全平稳运行, 经厂、作业区职能部门科学论证, 对3#加热炉燃烧器进行设备更新改造。 将古一联合站3#加热炉燃烧器更换为意大利GP-140H型高效节能型燃烧器, 改造后, 燃烧效率由更换前的68.3%提高到91.7%, 日燃气消耗由1319 m3降为909 m3, 日均减少燃气消耗410 m3。 既保证了外输温度的要求, 又节约了天然气能源。
7.古一联4#热水炉为5 MW功率加热炉, 大小火天然气燃气量瞬时流量变化情况较大。 根据加热炉出口温度大小火力自动调节, 因设定温度下限为80 ℃, 上限温度设定为90 ℃, 所以, 频繁切换大小火, 小火时燃气瞬时流量191.45 m3/h, 而大火时燃气瞬时流量504.43 m3/h, 大小火瞬时相差312.98 m3/h。为更好地控制大小火切换, 将上下限温度进行调整, 下限调至70 ℃, 上限调至80 ℃, 每天平均按12 小时运行小火一天可节约燃气3755.76 m3。
8.及时清理各站加热炉烟灰或水垢:作业区先后组织专业人员对四个站的加热炉烟道烟灰进行定期检查清理, 以减少因烟灰过多影响加热炉热效率, 从而使每个站的加热炉燃烧效率得到提高。
9.加强对各站热水温度的督导和检查。 厂工程研究所输油管理室和作业区技术组输油管理不定期对岗位进行督导检查, 确保计量站和单井伴热水温度在要求范围内, 有效控制热量的调整, 减少过热现象发生。
10.从制度上和技术管理上进行督导, 确保制度执行到位, 参数落实到位, 考核兑现到位。
11.积极配合输油系统效率仪表的完善工作, 通过系统效率仪表的完善, 各站热量分配有了科学依据, 合理分配热源, 合理调节热量。
12.保持各站总机关热水伴热管、阀门、热水罐保温材料发挥作用。 古一联总机关 (1) 、总机关 (2) 、热水泵房, 京九站总机关、热水泵房, 安一站总机关、热水泵房的室内热水管网、阀门以及热水罐用保温材料进行隔热保温。由于总机关热水管网和热水罐用保温材料进行了隔热保温, 从而使总机关工作温度冬季由42℃降到28℃, 夏季从由52℃降到32℃, 有效控制了热源的流失, 同时, 改善了员工工作环境。
13.各站对热水罐上水量进行有效控制, 减少清水消耗, 合理分配热力。 各站合理调整排量, 科学分配热源, 减少不必要的浪费。
三、取得的经济效益和社会效益
1. 经济效益: 仅二季度古一接转站三项措施合计节电30576 k W·h, 节气15.6×104m3。 古一联3#炉改造燃烧器日均减少燃气消耗410 m3, 节气3.7×104m3。 京九站提前一个月节气3.8×104m3, 安一站提前一个月节气3.4×104m3, 古一联每天节气1929 m3, 提前一个月实施夏季生产参数, 节约天然气9.3 ×104m3。
合计:节气35.8×104m3, 节电3.1×104k W·h。
2.社会效益:
(1) 培养了员工们节能降耗的意识, 减轻了员工劳动强度。
(2) 按照燃烧1m3天然气产生2kg二氧化碳换算, 少向大气排放二氧化碳71.6 吨, 为清洁生产, 节能降耗做出了贡献。
(3) 采油站各总机关工作环境温度由42 ℃降到了28 ℃, 为员工营造了良好的工作环境。
四、结束语
优化运行, 节能降耗, 是石油企业搞好安全生产的保证。作为石油企业的员工, 在工作中, 时刻都牢记要为企业创造效益, 实现自己的价值。 通过采取以上节能措施有几点认识:
1.油田生产中存在着可以挖潜的环节很多, 我们要结合实际, 开动脑筋, 以科学的态度, 严谨的作风, 深入现场, 大胆实践, 摸索经验, 就能找到并制定出更加合理的运行参数。
2.从加热炉燃气上可以找到挖潜措施, 寻找各站正常生产所需的运行参数, 把高于运行参数的环节进行梳理, 逐步进行调整, 使生产运行达到既安全又经济。
3.在输油泵运行上, 油田后期生产, 存在着最小输油量的控制问题, 如果一味追求宽裕的运行量, 而忽略大量的掺水输送, 既浪费水资源, 又浪费电能, 还给输油末站带来不必要的处理能力增大、二次处理的负担。
4.计量间总机关管网上进行保温。 在热水罐上进行习惯保温, 这是减少热能损失的好方法, 既减少了热量损失, 又改善了员工工作环境, 利用保温材料的隔热效果, 能够有效降低加热炉的燃气量。
5.从加热炉自身提高燃烧效率。 要定期对加热炉烟道烟灰进行有效清理, 以保证加热炉燃烧有效率。
6.从燃烧器的调整上, 淘汰陈旧的设备, 科学合理地利用新技术、新工艺, 保证高效节能运行, 达到最大限度地节约天然气。
参考文献
[1]杨久勇, 王琳.降低配电网线损的技术性措施探讨[J].城市建设理论研究, 2014 (33) :30-32.[2]夏丽.民用建筑电气设计中变压器选择方法[J].建筑工程技术与设计, 2015 (5) .
[3] .减少外输排量、降低外输温度:古一接转站在输油最小排量允许的情况下, 由原来的外输排量7.5 m3/h降到6.5 m3/h, 温度由58℃降到53℃, 既满足最小输油量, 又减少了掺水量, 外输泵每天节约电能140 k W·h, 仅二季度节电12740 k W·h。
[4] .京九站提前一个月执行夏季生产参数。根据京九断块原油物性的凝固点低的特点, 京九站从五月份开始执行夏季运行参数, 油炉温度从68℃降到63℃, 燃气量从778 m3/d, 降到597 m3/d, 每天节约燃气181 m3。一个月节约天然气5430 m3。热水炉温度从82℃降到62℃, 燃气量从1357 m3/d降到283 m3/d, 每天节约燃气1074 m3。
[5] .安一站提前一个月执行夏季生产参数。根据安11断块原油含水高的特点, 安一站从五月份开始执行夏季运行参数, 油炉温度从65℃降到60℃, 燃气量从185 m3/d, 降到33 m3/d。每天节约天然气152 m3, 一个月节气4560 m3。热水炉温度从82℃降到70℃, 燃气量从1531 m3/d降到541 m3/d, 节气990 m3/d。
[6] .古一联更换3#炉燃烧器:古一联由于原3#炉燃烧器使用年限长, 运行过程中故障频发, 且炉效不高, 外输温度得不到保障, 燃气消耗量大。为了保证古龙外输线安全平稳运行, 经厂、作业区职能部门科学论证, 对3#加热炉燃烧器进行设备更新改造。将古一联合站3#加热炉燃烧器更换为意大利GP-140H型高效节能型燃烧器, 改造后, 燃烧效率由更换前的68.3%提高到91.7%, 日燃气消耗由1319 m3降为909 m3, 日均减少燃气消耗410 m3。既保证了外输温度的要求, 又节约了天然气能源。
[7] .古一联4#热水炉为5 MW功率加热炉, 大小火天然气燃气量瞬时流量变化情况较大。根据加热炉出口温度大小火力自动调节, 因设定温度下限为80℃, 上限温度设定为90℃, 所以, 频繁切换大小火, 小火时燃气瞬时流量191.45 m3/h, 而大火时燃气瞬时流量504.43 m3/h, 大小火瞬时相差312.98 m3/h。为更好地控制大小火切换, 将上下限温度进行调整, 下限调至70℃, 上限调至80℃, 每天平均按12小时运行小火一天可节约燃气3755.76 m3。
[8] .及时清理各站加热炉烟灰或水垢:作业区先后组织专业人员对四个站的加热炉烟道烟灰进行定期检查清理, 以减少因烟灰过多影响加热炉热效率, 从而使每个站的加热炉燃烧效率得到提高。
[9] .加强对各站热水温度的督导和检查。厂工程研究所输油管理室和作业区技术组输油管理不定期对岗位进行督导检查, 确保计量站和单井伴热水温度在要求范围内, 有效控制热量的调整, 减少过热现象发生。
[10] .从制度上和技术管理上进行督导, 确保制度执行到位, 参数落实到位, 考核兑现到位。
[11] .积极配合输油系统效率仪表的完善工作, 通过系统效率仪表的完善, 各站热量分配有了科学依据, 合理分配热源, 合理调节热量。