节能降耗方法模板(10篇)

导言：作为写作爱好者，不可错过为您精心挑选的10篇节能降耗方法，它们将为您的写作提供全新的视角，我们衷心期待您的阅读，并希望这些内容能为您提供灵感和参考。

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1海拉尔油田概述

海拉尔-塔木察格盆地横跨中蒙两国，占地7万多平方公里，石油总资源量13.03亿吨，我国境内的海拉尔油田已提交预测探明两级储量3.05亿吨。该油田产出条件差，油层埋藏深度大，储层泥化水化严重，缝隙、孔洞双重发育，属于复杂断块油田，自然产能低，渗透率低，开采难度极大。平均泵挂深度约1700m，乌东地区深井可达3500m，平均单井日产液量低，仅3.1t/d。另外海拉尔地区自9月份进入冬季生产，长期低温，最低气温可达-40℃，生产管理难度大。鉴于复杂的开发环境，海拉尔油田自投入开发以来主要以常规游梁式抽油方式为主，截止2014年底，海拉尔油田油井总数1174口，机采井数1069口，比例占到91.1%.

2生产现状及存在问题

海拉尔油田开采难度大，不仅体现在开采技术上，还体现在生产成本上。近年来，为节能降耗，提高经济效益，采油工程方面做了大量的工作，通过分类管理，采取针对性措施，加大低产井转间抽、转提捞力度，应用节能配套措施，降低举升能耗；完善管理与工艺配套，确保机采井“两率”指标稳定运行，但生产中仍存在一定问题，在节能降耗上仍有较大的提升空间。

2.1低产井数连年增多，举升效益下降

截止2014年年底，海拉尔油田机采井开井825口，供液不足井比例高达64.7%，平均沉没度为仅为128m，而小于100m油井已占到68.8%。低产井数量整体上居高不下（详见图1），举升效益下降。除低产液量外，相当部分油井短时间内达到了中、高含水的状态，部分区块综合含水上升较快。为节能降耗，目前已有421口抽油机井实施间抽生产制度，整个油田间抽比例已达49.4%，远远高于大庆老区的油田。而同样是油田，对比老区的，虽然海拉尔油田系统效率可持平，但日产液量<1t的油井系统效率仅为9.2%，而井数高达328口，占全部机采井比例的38.6%，目前这部分井间抽比例已达91.3%，要想在这部分油井上实现举升效益进的提升难度较大。

2.2井下杆管柱偏磨严重，检泵率高费用高

海拉尔油田泵挂普遍较深，平均下泵深度最浅的贝301区块为1124.3m，乌东、贝中区块近3000m，这直接导致了井下运动的复杂性，杆管柱偏磨问题比较严重。对因偏磨而进行检泵作业的53个井次的统计分析中，我们发现偏磨位置在上、中、下三个部位的比例分别为7.55%、5.66%和86.79%，可见管柱下方偏磨最为严重。造成偏磨的原因有很多，如下泵深度、产量、精神结构等，而造成海拉尔油田油井主要偏磨的原因是井斜（或井筒弯曲）、杆管失稳弯曲、产出液具有腐蚀性这三个方面。从以上原因着手，减轻偏磨的危害降低检泵率，延长检泵周期，节能降耗工作将有一定的进展。

2.3部分区块注水难度大，产能下降快措施见效短

海拉尔油田水井总数459口，日注水量10m3以下的低注井比例为46.9%。由于注水效果差，导致地层压力下降较快，无法保持正常的水驱效果，即便是进行油井压裂等增产措施，后期效果也不理想，措施有效期短。油田开发的过程中，由于原油的持续采出，原始地层压力逐渐下降，一般来讲如果地层能量充足，可进行弹性开采，而海拉尔油田属于复杂断陷低产低渗油田，天然能量不足，因此注水与开发几乎同步。但兴安岭群层、布达特群层地层条件较差，注水一直处于欠注状态。油井稳定产能时兴安岭群和布达特群储层的每米采油指数为0.02～0.06m3/d•MPa•m，采油井单井产能仅3t/d左右[1]。压裂作为低渗透油田最常见的增产手段，在该区块效果也不尽人意。2012年，平均单井累计增油为555t，开发到2014年，平均单井累计增油下降到456t，产出远远没有达到预计的水平。

2.4二氧化碳驱处于试验阶段，有待进一步完善

二氧化碳驱油技术在我国应用虽然不是很广泛，但其本身是一项相对成熟的采油技术。与水驱、聚驱采油相比，二氧化碳的成本较低、采收率较高。其原理是使气体溶解于地下的原油中，使地下原油体积膨胀，从而起到降低粘度、界面张力的作用，增加了原油的流动性，起到良好的驱油效果。根据二氧化碳驱在海拉尔的试验进展情况，目前采油工程主要还存在以下三个问题，一是防腐防垢措施需完善，二是封窜技术需配套，三是作业费用需降低。根据作业施工情况的跟踪反馈，井下杆管柱、工具腐蚀结垢的现象比较严重，比其他水驱井的比例要高。从日常生产数据可以看出，二氧化碳驱油井套压较高，套管中存有大量气体，高压气体会降低油井动液面的高度，产生供液能力不足的假象，不利用生产管理，因此封窜技术亟待解决。由于该项目目前仍处于试验阶段，存在较大不适应性，作业频率较高，作业费用较大，需要进一步的解决完善。

3建议

针对海拉尔油田采油工程方面存在的问题，本文从以下几个方面入手，给出几点意见及建议，有助于将节能降耗更加具体的应用到生产实际中。

3.1提高降本增效意识，加强典型事迹宣传

要想更大程度地实现降本增效，应采取技术与管理并行的方法。意识是行为的前提，意识指导行为首先就要从意识这个本质出发，从上到下，从管理者到技术人员，再到具体的岗位操作员工，都要深刻的理解“节能降耗、降本增效”的内涵。推广一项节能新技术是降耗，节省一块盘根同样也是降耗，节能降耗的思想意识不能量化，无论大小都应受到重视并加以鼓励。各级部门应层层分解，将工作做严做实，广泛宣传教育，挖掘身边降本增效的典型案例，大力推广，将“效益”这个概念植入每个员工的心中。

3.2加强机采系统管理，严格控制机采指标

对于油井的管理应本着从地面到地下的原则，管理范围从地面相关采油设备设施，到地下井筒、井下工具管理，再到深层次的油井动态分析、油层地质分析。生产中应继续加大低产举升方式和举升参数优化，深化低产井转间抽、转提捞工作，加大参数调整工作力度。具体实施起来首先要保证基础生产资料的全准，包括产量、含水、压力、测试资料等。其次要确定合理的工作制度，保证油井的系统效率。参数偏大井及时调小参或改为间抽，产液量持续过低者，应报计划关井。针对含蜡量高、含砂量高、偏磨严重的情况，生产中应确定科学合理的洗井制度，降低检泵率，保证油井的开井时数。水井部分的管理主要是把好注水质量关、平稳操作关，防止水敏、速敏等现象对地层产生污染进而增加开采难度，防止不合格水质对井下工具、杆管柱、地面管线的腐蚀，增加生产运行成本。其次要按时取全取准基础资料，并且能够及时分析、及时拿出调整措施，主要包括水质、吸水能力、压力、井下作业四方面的资料。尤其作为水敏性比较严重的油田，日注水量、注水压力等体现吸水能力的资料更为重要，其规律直接影响到注水开发方式的调整。最后要做到四个提高，即提高注水合格率、测试质量、封隔器使用寿命和施工作业水平。

3.3加强配套技术应用，合理优化生产结构

针对油田高含水井数多、产水量高的现状，应进一步加强机械堵水措施，控制无效注水，保证增油降水效果，同时也能起到缓解平面、层间矛盾，挖掘油层潜力的作用。为提高泵效，可推广高效液压自封低摩阻泵。相比常规整筒泵该泵可减小偏磨、提高泵效、降低能耗。现场试验试验表明，在泵径相同的情况下，采用液压自封泵泵效可提高10%。更换节能电机，如LP/CJT-12C型节能电机，其平均有功节电率9.80%，综合节电率14.36%，年节电率不可小视。对二氧化碳驱油井应综合应用防腐技术、腐蚀监测技术，选取适当的封窜工艺、封窜剂体系。偏磨严重的井应选用抗磨蚀油管、抗磨接箍、加重杆等技术措施，降低作业成本。水井方面，应加强注水调整，包括平面调整和层间调整，细分、重组注水层段，缓解地下矛盾，控制含水上升速度，从而减缓产量递减。

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1概述

随着人们对环境和资源问题的广泛关注，也越来越重视在生产生活中的节能问题。在化工工艺生产过程中会涉及大量的能源消耗，也会严重破坏生态环境，对生存环境产生恶劣影响。在我国，化工工艺生产过程中产生的能源消耗主要来源于两个方面，其一是人为原因导致的能源浪费，主要原因包括工作人员对方案的设计不合理，或者是化工工艺加工过程中设备使用不恰当等等。可以通过一系列措施实现降低能源的损耗，例如，加强人员管理、设备上的改造以及加工工艺技术上的改进等措施。其二是机械设备等必然产生的能源损耗。能量的转换效率在实际生产过程中不可能达到百分之百，设备运行等产生的能源损耗是属于无法消除的。

2化工工艺中节能降耗的必要性

在理论上，化工工艺中的能源损耗主要包括最小功和能量损耗。其中，能量损耗指的是在化工生产过程中，因为设备自身存在问题或者一些措施不达标导致的能量消耗。另外，最小功指的是，由于一些原因在生产过程中不可避免的或必要的消耗。从理论上来看，对于能量损耗能够通过一定的节能过程分析和措施研究，进行一系列的节能措施，从而实现能源的节约。一方面，在化工工艺中，资源的使用一般情况下是不可再生。不可再生资源的使用时是不可逆的，其数量只能逐渐减少。对于当前能源紧缺的情况来说，这是一个十分严重的问题。另一方面，由于化工生产过程中产生的能源损耗比较大，而且能耗越大，生产成本越高。另外，化工工艺生产过程中的能耗越大，对环境会产生更大的恶劣影响，导致环境问题更加严重。所以，不论是从减少化工生产成本的角度，节约生产原料，使最后获得的经济效益最大化的角度，还是从减少能耗，降低对环境的污染的角度，在化工工艺中采用节能降耗措施都是十分必要的。

3化工工艺中的常见节能降耗方法

3.1使用变频节能技术

为了化工设备负荷率较低的问题能够得到更好的改善，建议在化工工艺生产过程中，对传统工艺进一步更新升级，采用变频节能的新型节能技术。既减少处于工频状态下电机长时间运行产生的能量损耗，又确保电机维持长时间的平衡输入和输出状态。在使用电机拖动系统的过程中，优化设计拖动系统，采用变频控制的方法。避免出现电动运行设备系统处在相同的工作频率，而使运行状态持续过长时间的现象，有效降低能耗，实现节能降耗的最终目的。

3.2改善供热系统，改良工艺生产技术

化工工艺流程科学规划，坚持节能理念，改进升级生产技术，并使用新技术，不断学习与借鉴国外先进的技术水平。将化工供热系统进一步改善优化，并进行及时升级改造。要综合考虑到化工供热系统的自身特点，将化工生产设备的转换效率提高到更高水平，各个子模块之间的结合更加有效，避免造成能源浪费，加快冷能源和热能源的交换速率，高效的利用现有的资源。化工供热系统的热转换范围进一步扩大，争取将化工工艺能源消耗减少到最大程度。优先选择有着较高能量转换率而且容易上手操作方便的生产工艺。化工工艺的优化与升级，达到降低能耗的目标，增强企业的收益，提高市场竞争力。

3.3提高催化剂活性，优化化工分离

化工生产中催化剂能够加快化工反应的速度，还可以使化工工艺的能源损耗有效降低，减少原材料的使用量，减少产生的副产物，从而在分离过程中，将化学物质的负荷损耗有效降低。使用合适的催化剂能够明显提高化学反应效率，降低原料的消耗量及温度压力。化学生产的分离环节是化学生产过程的重要组成部分。通过采用高效的分离方法和合理的分离装置，可以降低化工生产过程的能源消耗，有效的提升反应速率，优化分离过程，使反应过程中的副反应的发生得到有效抑制，降低过程中的产品分离能耗和能量消耗。

3.4改进设备，提高利用率

分离提纯是一项重要的工艺。在化工工艺分离提纯的过程中，会消耗大量的能源。因此，化工工艺中建议减少反应压力，减少分离提纯过程的吸热分度，采用降低供热温位的方式，采用效率更高的分离提纯的机械设备，创造更加适合的化工工艺环境。降低化工工艺气态反应物的压缩性能和反应时间。还可以采用热蒸馏的方法，减少化工过程中的能量流失。机械设备会产生一部分的综合能耗，为了降低这部分能耗，采用先进的旋转以及传质等节能型电气设备，例如优选高效换热器、空冷器、加热炉电机拖动系统以及分馏塔等等。

3.5做好废水回收处理及循环利用

我国化工企业的废水回收利用率普遍较低。造成了水资源以及热能的巨大损耗。是因为开放式回收引起闪蒸降温，高温凝结水泵气浊，或者是蒸汽疏水阀在型号与安装上存在错误等等，进而导致加热以及漏气等。所以采用闭式冷凝水回收系统，运用自动监控闪蒸消除装置，将会显著提高整个热力系统的效率，节约电、煤、水及污染处理费用，对工厂的节能降耗，提高经济效益有显著的作用。

3.6提高设备运行效率

引进新工艺随着设备的升级和更新，生产新工艺的引进，提高设备运行效率，达到节能降耗。

4结束语

随着可持续发展战略的推广，科学信息技术的不断进步。化工企业必须充分重视工艺过程中的节能降耗。实现可持续性发展。化工企业要引进先进设备以及技术，改善化工工艺生产的条件，同时还要提高催化剂的活性以及利用效率。采取科学有效的节能措施，从而实现将化工工艺生产过程中的能源消耗尽可能地降到最低。不仅能够降低化工生产的成本，提供企业的经济和社会效益，而且能够实现人与环境的和谐发展。

作者:张伟云 单位:平顶山市工业学校

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2开展节能降耗工作的途径及方法

2.1矿井开采方案设计贯彻国家节能标准

依据GB50215-2005煤炭工业矿井设计规范、GB51053—2014煤炭工业矿井节能设计规范和有关法律、法规、规章的规定及合理用能标准的要求，矿井开采方案对井田开拓开采、矿井运输、提升、通风、排水、压风、安全设施、电气、地面生产系统、总图、地面运输与建筑、给排水、暖通、环境设施、其它能源的利用，总体规划能源计量及能耗指标等方面，进行工程设计（初步设计、施工图设计），合理采区布置，选用经过能效认证的安全、高效、节能和环保的设备，编制节能评估报告，开展能耗评价，制定煤矿工序能耗指标，并在建设和生产中贯彻落实，提高煤矿节能水平。

2.2完善管理体系及制度

完善节能减排管理体系及规章制度，制定节能降耗工作实施方案，明确指导思想、原则、具体内容等。在成本控制管理上形成成本预算、生产现场和过程控制，将可控成本指标、项目、措施分解到班组、岗位个人，层层控制严格落实；同时将完成情况纳入月度考核中，直接与个人工资挂钩，做到奖惩兑现。

2.3合理选择工艺流程和高新技术装备

煤矿采掘、通风、瓦斯抽采、排水、提升、运输和锅炉是主要的耗能设备，也是节能降耗管理的重点。设立节能资金专户、专款专用，用于现有生产环节和设备更新、系统优化及推广节能技术。通过主要机电设备节能技术改造，选用节能型变压器、空载运行自停装置，均可达到节电效果。

2.4加强节能基础管理，合理控制消耗

加强能源消耗监测，利用分析找出企业节能降耗的重点。通过实施定额、统计、计划、技术管理措施，降低煤炭生产过程的能耗，合理减少电、油、水、煤、钢材、水泥等原材料的消耗。

2.5增强节能意识，开展节能降耗活动

通过广播、宣传栏、黑板报、局域网等宣传工具，大力宣传节能降耗工作的意义和重要性，树立节能新观念，引导广大职工从生产的每一道生产工序入手，坚持同班组建设、安全质量标准化建设、技术攻关和合理化建议活动相结合，对全矿井上下各作业场所，地面各生活地点、各科室和队组进行全面成本、节能降耗管理情况督查，真正做到工作落实有效果。开展推行修旧利废，加强生产原材料、配件和办公用品的重复利用率，极大地降低材料消耗。

3煤矿节能降耗的主要措施

煤矿的能源损耗和节能的重点是在生产过程控制消耗，采取技术上可行、经济上合理的各项节能措施，制定行之有效的管理办法，达到节能降耗的目的[3]。

3.1组织管理措施

a)设置专职节能管理机构，构建节能网络管理体系。成立节能领导组和领导组办公室，在采、掘、机、运、通、地测防治水、地面后勤专业科室设置节能技术管理小组，配备专职管理与业务人员，明确领导、科队、班组及岗位职责，细化分工，落实责任。奖励节能工作中贡献突出的单位或个人，提高全员积极性和主动性；b)建立符合实情、合理的能源消耗考核指标体系、有效的激励、约束和考核管理机制。加强以生产成本为重点的内控预算管理、材料消耗指标量化考核管理，实行节奖超罚。根据生产条件和进度控制物资申报、领用，严格控制不合理的用料现象，切实杜绝浪费；c)修旧利废是节能降耗的一项重要措施，开展修旧利废、降耗增效活动。制定修旧利废管理办法，对煤炭生产中常用物资的回收、维修、复用、奖罚做详细规定；通过发挥职工聪明才智，鼓励职工围绕生产和管理的薄弱环节，献计献策利用革新和技术创造、节省材料支出，节约资金。

3.2矿井节能降耗的技术措施

3.2.1优化开拓开采和生产工艺

a)合理采区布置，减少井巷工程量，使生产系统更加简单化，提高生产效率、矿井资源回收率，避免资源浪费，总体上降低矿井能源消耗；b)推广沿空留巷、无煤柱开采、高水材料充填开采等技术，合理减少能源消耗。

3.2.2矿井供电系统和主要机电设备节能措施

煤矿节电的主要范围是供电系统和用电设备。结合现场实际，认真分析用电的各个环节，采取多种措施节约电能消耗，减少电费支出。a)优化供配电系统，改善功率因数，减少线路附加损耗。(a)各级变压器应选用低损耗节能型变压器，条件允许时可选用非晶合金变压器；(b)设置、投运无功功率补偿装置对矿井主变电所6kV或10kV高压供配电系统进行集中补偿，确保功率因素运行在90%以上；(c)合理选择线路导线截面、敷设路径，减少线路长度，降低线路损耗。井下设有采区变电所，采掘工作面采用移动变电站供电；b)所有系统、装备、设施选型应与采掘工艺、生产能力相匹配，杜绝高耗低效。选用节能电气设备，产品自身能耗低，对老旧设备要进行节能技术改造或更换。严禁采用《产业结构调整指导目录》中限制类和淘汰类的技术工艺、设备和产品；c)井上下各变电所采用计算机远程监控信息系统，实时监测设备、各馈出线路电能消耗等运行状态和参数，实现电能管理信息化和自动化。(a)供电线路正常工作时应采用两回线路同时工作、分列运行的方式，不仅可降低线路损耗，而且提高供电质量，保证供电的可靠性和连续性；(b)严格按机电设备操作规程进行操作，科学合理组织生产，加强对设备的维护和保养，减少设备空运转，降低用电量；(c)充分利用电价政策，合理调整用电负荷，严格控制高峰期用电，搞好避峰填谷，有效降低生产用电成本；d)利用高新技术实现有效节能降耗。(a)采用变频调速装置，大力推广软启动控制，减少电气及机械冲击，延长工作系统寿命；(b)地面、井下照明选用LED高光效照明灯具，应设自动照明控制装置，减少电量损耗。

3.2.3矿井地面建筑的节能标准要求

结合当地气候及建筑物功能要求，对建筑物朝向、布局和建筑平面、立面、体型、构造、材料等各方面均采取有利于节能的最佳选择。必须严格执行国家标准GB50189-2015公共建筑节能设计标准和JGJ26-2010民用建筑节能设计标准（采暖居住建筑部分），积极应用节能新技术、新产品、新材料，建设低耗绿色建筑[4]。

3.2.4节约使用煤水和油的技术措施

a)煤矿节煤包括两个方面，一是节约自用煤量，二是提高煤炭质量，为其它企业节煤降耗打下良好的基础。通过采用新型高效、节能锅炉，推广节煤新技术，不断提高采暖工业锅炉司炉工操作水平，同时提倡集中供热、节约用热，包括热水、热风、蒸汽等。采取煤炭筛选、入洗等方式，提高煤质，提高煤炭资源利用水平和改善矿区环境；b)节约用水主要表现在采用矿井水及生活污水净化处理技术提高水资源的利用率。处理后的矿井水回用作地面生产系统冲洗用水、井下洒水、绿化、降尘等用途；处理后的生活污水回用于防火灌浆站和地面绿化灌溉。同时通过管网改造和优化结构，加强对管网系统的检查，杜绝管路的跑冒滴漏现象，加大水的复用率，减少不必要的损失；c)煤矿用油主要包括车辆耗油和采掘机械、电气设备用油，加强车辆耗油指标和设备的管理，合理核定指标，减少设备漏油，达到降低油耗的目的。

3.3其它能源综合利用技术

a)研究煤矿瓦斯抽采技术，提高瓦斯抽采浓度和流量，利用矿井瓦斯（煤层气）高（低）浓度瓦斯发电及余热利用技术，实现变害为宝，节约利用能源，保护生态环境。高瓦斯矿井气源稳定可以考虑燃气锅炉等；b)煤泥、煤矸石综合利用可以提供给矿区电厂作燃料、生产烧结建材的原料；c)太阳能或风能资源充足的矿区，结合实际进行可行性分析，制定光伏发电、风能发电、太阳能热水利用方案，以满足自用。

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中图分类号：TH311 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）03-0030-01

油田是由油井、水井、计量间、配水间、转油站、联合站组成的一个油、气、水处理的综合系统，而联合站是该系统中最重要的组成部分，它对各转油站来液进行集中处理。其方法是在含水原油流向的横截面上，施加高压电场，用电离的方法使含水原油破乳，油和水根据自身的比重而分层，从而达到脱水的目的。

在电脱水处理后，原油含水率在5%以下，达到商品原油的要求；此后还要进行污水处理系统、成品油外输系统、污水回注系统，各系统之间相互串联、相互影响、相互关联，是一个复杂的生产循环过程，该过程需要消耗大量能源，是油田的耗能大户，尤其在油田的中后生产期，原油含水量增加的情况下，如何解决好油田联合站集输处理问题，使油田保持较低的能耗和运行成本，实现联合站系统的节能降耗，提高油田的整体经济效益是各油田当务之急。一般说来，油田脱水转油系统的能耗主要是电能、天然气以及各种药剂的消耗，所以，节能降耗工作必须从节省电能、节省气量、节省加药剂量等3个方面入手。

1. 节省电能

在油田联合站脱水转油系统中，泵尤其是离心泵，是主要的耗电设备，所以节电重点是做好离心泵的节能工作。效率是泵的经济性能指标，但节能不能仅限于提高泵的效率，还应包括整个系统（电机、调节阀等）的节能，选用高效节能系列离心泵，这是离心泵节能的基础，即提高泵的运行效率。科学选型，合理配套，是提高运行效率的关键。

1.1 对运行的离心泵进行节能技术改造

改进离心泵的水力性能，以此增大过流能力，降低水力损失，提高离心泵效率。

1.1.1 切割或更换叶轮 当泵的运行流量和扬程均比工艺所要求的流量和扬程大时，可通过切割工作叶轮或更换为小叶轮来提高运行效率， 防止“大马拉小车”带来的能量浪费，功率节省明显。

1.1.2 变速调节 当排量波动范围较大时，可通过变速调节达到良好的节能效果，避免节流损耗，而泵的效率变化不大，变速调节基本原理如下：① 泵入口压力（Ps）：当Ps较小时，降低电机转速；当Ps较大时，提高电机转速。② 泵出口压力（Pd）：当Pd较大时，降低电机转速；当Pd较小时，提高电机转速。③ 管道流量（q）：当q较大时，降低电机转速；当q较小时，提高电机转速。这样做可以使泵始终保持在高效区工作。因为靠调节泵出口阀门的开启度实现排量变化，节流损耗大，泵管不匹配，压差较大，管网效率低。据有关资料介绍，利用变频调速装置，功率因数可提高到0 .95以上，平均节电率达58%，系统运行效率可大大提高。

1.1.3 减少叶轮数量 对于排量适当而扬程过大的多级泵，可以通过拆除叶轮降低级数的办法得到解决。

1.1.4 提高光洁度 可采用电解抛光的方法提高离心泵过流部件及叶轮外表面的光洁度，从而减小水力摩阻损失，提高泵效，附电解抛光流程表。附表 电解抛光工艺流程

1.1.5 加强离心泵的维护保养 离心泵的维护保养，不仅要及时发现并消除故障，还要注意泵的密封、冷却（有轴封箱和填料箱）和，以利于延长离心泵寿命并节约能源，减少功率损失和介质损失。

1.2 根据生产情况灵活确定运行时段

要求联合站等站库内所有能间断运行的泵一律躲峰运行，启泵、收油等操作必须在用电低谷期进行，节约电能。具体到不同用途的离心泵，还须采取以下具体措施：

1.2.1 输油泵等节电 输油泵以及输水泵要消耗大量电能，须根据具体情况，运用现代化管理方法，科学确定最佳的电流运行区间，并严格执行，以得到最佳的节电效果。

1.2.2 收油泵节电 要采取有效措施，减少污油产量，减少污油回收操作对电能的消耗。必须加强日常生活、照明用电的管理，这其中的节电潜力也不小，同样值得重视。

2 节省气量

油田脱水转油系统对天然气的消耗很大，天然气主要是作为加热炉、加热装置如水套加热炉以及食堂等处的燃料用气。因此，要降低耗气量需要从多方面入手。

2.1 降低加热炉用气

首先选用高效节能型加热炉，安装节能型燃烧喷嘴，提高天然气的燃烧质量。加热炉的年度检修要保证质量，尤其是炉膛部分，以此增大热传导系数，提高加热炉效率。同时还要加强采暖、伴热管网的检查维修，保持管网畅通，防止穿孔，减少加热炉热水的漏损量。其次，要根据大气温度变化和受热介质的物理特性，合理确定供热温度，可随时通过调整用气量来调节热水温度。最大程度地利用热能，防止浪费。还要根据站内实际情况，在不影响生产、生活用热的情况下，通过研究、试验、摸索，确定最佳启停炉时间，既要保证介质有良好的流动性，又要防止管道结蜡、冻堵，还要避免因停炉过迟或启炉过早而浪费天然气。同时做好采暖、伴热管道的保温，做到定期检查，及时维修，防止热能无为散失，进一步提高热能利用率。

2.2 降低加热装置如水套加热炉耗气

采用新型燃烧器，目前国内、外高效加热炉大都使用预混式微正压燃烧器，空气与燃料气预混，风机鼓风，炉内微正压燃烧，火焰长度可调，能有效地控制过剩空气系数，燃气燃烧充分，烟气温度高，因而大大提高了高温烟气的辐射传热能力，预混式微正压燃烧器加上自控设备后可以使加热炉在较高的热效率下运行，并严格执行规范要求的掺水制度，合理确定最佳掺水温度，在保证正常集油的情况下，降低掺水量和掺水温度。在试验成功的基础上，实施常温集油，加热缓冲装置停用，回掺不加热沉降水，大幅度减少天然气消耗量；同时提高一段脱水质量，降低通过加热炉的介质流量，减少加热炉的耗气量。可采用现代化管理办法，确定最佳脱水（电化学脱水）温度（一般在48～55℃之间）。尤其是在夏季，可视本站实际停炉或小火烧炉。根据天然气压力、脱水温度和介质流量的变化情况，精心操作，及时调节用气量。做到定期检查火嘴，防止结焦或堵塞，做好受热管道和加热装置的保温，把热量散失降低到最低限度。

2.3 降低食堂等后勤设备耗气

选用节能型炉灶，提高使用效率，并加强管理，严格执行用气制度，合理利用，做到人走火灭。

3. 节省加药剂量

联合站脱水转油系统生产用药剂主要有清防蜡剂、防垢剂、脱水用的破乳剂、含油污水处理用的絮凝剂和净水剂，还有杀菌剂等等。要严把药剂验收关，保证药剂质量和数量，还要根据介质物理特性、流量和药剂投加后的效果，科学确定最佳用药量，做到既不浪费药剂，又不影响生产。必须按制度要求投加，规范操作，避免随意性和非规范性。

油田脱水转油系统的节能降耗工作点多面广，涉及专业也比较复杂，除上述途径外，仍有其他多种方式如合理调节站内各设备的实际运行参数等，值得进一步深入研究，以更好的节约能量，降低生产运行成本。

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中图分类号：TE866 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）03-0347-01

一般来说，油田脱水转油系统耗能部分有机泵生产运行耗电，站内处理、加热、掺水装置消耗大站气、干气，药剂等生活物资的日常消耗等。本文结合芳5站的实际应用，对以上几个问题进行初步的探讨。

1、机泵合理选择、技术改造级及日常管理：

转油站耗能中，机泵的耗电占有很重比例，因此根据转油站生产参数设计及油田生产动态变化选择相匹配机泵、进行技术改造及时优化机泵运行参数是提高机泵泵效和系统效率、降低机泵生产耗电的重要手段

1、1 合理选择机泵

在油田的生产中，日产液量的波动较大，同时油田进入高含水期开采，油井产液、含水逐渐上升，油井回油温度也逐渐升高，使油井生产所需的掺水总量随着油井回油温度和环境温度的升高逐渐变化。因此，需要在建站初期，根据转油站的设计及长远需求，选择合理参数及数量机泵。杏南五站外输油泵选择：2台外输泵，运1备1.2台排量均为85立方米/小时，扬程均为135米。杏南五5转油站，主要机泵的选择，既满足了站的设计需要，又合理的减少了能耗。

1.2 及时优化机泵运行参数

目前为保证站的平稳输出，普遍采用手动改变泵出口闸门开启程度来调节泵的排量，或起停泵。节流损耗大，泵管不匹配，压差较大，管网效率低。为使泵始终保持在高效区工作，提高泵效，减少耗电。当排量波动范围较大时，可采用变速调节。变频调速技术是通过改变电机输入端的电源频率，从而改变电机转速，使与电机相连的泵转速与电机转速相同。因泵的流量与泵叶轮转速成正比，所以改变了电流频率即改变了泵的流量。在实际应用中根据这个原理，按照液量的多少改变电流频率，从而使电机不出现低负荷运行。据有关资料介绍，利用变频调速装置，功率因数可提高到0.95以上，平均节电率达58%，系统运行效率可大大提高。优化泵的运行参数，还要及时调节排量，提高机泵的运行效率。离心泵在工作时的实际效率是随其工况而变化的，只要不在最优工况点工作，泵的效率就会降低，偏离最优工况点越远，效率越低；只有在最优工况下，才能保证离心泵的效率最高。将每台机泵的特性曲线制成牌并挂在机泵上，使岗位工人都熟知每台泵的特性曲线，并按特性曲线及时进行调节，保证运行机泵在最优工况下工作，提高运行泵的泵效。

1.3 搞好离心泵的维护保养离心泵的维护保养

不仅要及时发现并消除故障，还要注意泵的密封、冷却（有轴封箱和填料箱）和，以利于延长离心泵寿命并节约能源，减少功率损失。

2、掺水装置选用、回油温度控制等降低能耗

油田脱水转油系统对天然气的消耗很大，天然气主要是作为锅炉、加热装置以及食堂等燃料用气的消耗，因此做好掺水温度调控和优化掺水炉运行工作，对降低油田用气消耗效果十分显著，是转油站节能的重要途径。

2.1 高效节能设备及相关配套设施的选择

降低锅炉用气首先选用高效节能型锅炉，安装节能型火嘴，提高天然气的燃烧质量。锅炉的年度检修要保证质量，尤其是炉膛部分，以此增大热传导系数，提高锅炉效率。同时还要加强采暖、伴热管网的检查维修，保持管网畅通，防止穿孔，减少锅炉热水的漏失量。其次，要根据大气温度变化和受热介质的物理特性，合理确定供热温度，可随时通过调整用气量来调节热水温度。最大程度地利用热能，防止浪费。还要根据站内实际情况，在不影响生产、生活用热的情况下，通过研究、试验、摸索，确定最佳启停炉时间，既要保证介质有良好的流动性，又要防止管道结蜡、冻堵，还要避免因停炉过迟或启炉过早而浪费天然气。同时做好采暖、伴热管道的保温，做到定期检查，及时维修，防止热能无为散失，进一步提高热能利用。

2.2 降低掺水加热耗气

严格执行规范要求的掺水制度，合理确定最佳掺水温度，在保证正常集油的情况下，降低掺水量和掺水温度。根据天然气压力、脱水温度和介质流量的变化情况，精心操作，及时调节用气量。做到定期检查火嘴，防止结焦或堵塞，做好受热管道和加热装置的保温，把热量散失降低到最低限度。放5站掺水炉热负荷率低的影响。转油站掺水炉的规格都在400×104kJ以上，而每小时油井所需掺水用量冬季最多达70m3以上，夏季30m3以上。通过热能计算冬季只需运行2台掺水炉，春季、秋季仅需运行1台掺水炉就能保证油井正常生产的供热需要，夏季不需点掺水炉油井也能正常生产。目前转油站掺水炉冬、春、秋都点火运行，夏季一般也点1～2台掺水炉，而加热炉点火运行的最高炉效在80%左右，所以只要多点1台加热炉就造成天然气的浪费。

2.3 合理调控掺水炉温度

合理调控不同环境温度下的掺水炉温度，必须计算出抽油机井在不同环境温度下正常生产所需的最低掺水囟龋运用热力学中的热油管线沿轴向温降公式和能量平衡方程来计算抽机井在不同环境温度下正常生产所需的最低掺水温度，将计算结果绘制成掺水温度控制曲线。该曲线实现了掺水温度随季节调控，经过实践应用完全符合生产要求，避免了天然气的浪费。经计算掺水温度达41℃就能满足正常生产，而转油站掺水温度不点炉火时温度在37℃以上，6月～9月可停掺水炉火生产，大大减少了耗气量。

2.4 优化掺水炉运行，提高掺水炉热负荷

为了解决掺水炉负荷率低的问题，先计算出不同环境温度下全队抽油机井正常生产所需的掺水总量，通过掺水总量、掺水温度计算出掺水总热量，由总热量来决定生产运行掺水炉台数。

2.5 降低食堂等后勤设备耗气

选用节能型炉灶，提高使用效率，并加强管理，严格执行用气制度，合理利用，做到人走火灭。

3.其他方面

脱水转油系统生产用药剂主要有清防蜡剂、防垢剂、脱水用的破乳剂、含油污水处理用的絮凝剂和净水剂，还有杀菌剂等等。要严把药剂验收关，保证药剂质量和数量，还要根据介质物理特性、流量和药剂投加后的效果，科学确定最佳用药量，做到既不浪费药剂，又不影响生产。必须按制度要求投加，规范操作，避免随意性和非规范性。

油田脱水转油系统的节能降耗工作点多面广，涉及专业也比较复杂，除上述途径外，仍有其他多种方式值得进一步深入研究，以更好的节约能量，降低生产运行成本。

4.结束语

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二、电机减少耗能的方式方法

（1）通过改变电机工作电源频率的节能方法这是一种相对更为先进的节约能源，减少损耗的技术。因为它拥有优良的调节能力，比较稳定的工作平稳程度，现在已经在多个行业的生产设备中得到极为广泛的应用，成为了企业公司进行节约能源，降低损耗与减少使用电量的主要趋势。风机水泵专用变频器是当前工业生产中应用最多的设备。这类变频器，可由于季节更替、气候变化、超负荷等等诸多方面的影响，它们仍然常处于非满效能下工作运行，大多数只能达到正常功率的一半。（2）降低电压的节能方式当Y型电动机未满载的时候，降低它的电压，即可以实现节约能源的成果。因为当电机从满负荷变化到非满负荷的时候，电动机内转子转速开始减小，但是它的功率并未转化为机械能的部分不变，那么非满载情况下的耗能中对转化成为的热能等其他能量一点都没有减小。因此电动机的工作效能就会很低。当降低电动机电源电压，在匀强磁场中，磁通量就会成比例下降，那么转子所产生的除了机械能之外的其他能量也会成比例下降。这样的话转子电流中的额外损耗减少，功效也就提高了，而且伴随着电源电压的下降，转子电压随之下降，摩擦也会快速下降，使电机的运行效能有了很大的提高。（3）提高有功功率节能的方法Y型电动机在转动的过程当中会在电路之中吸收很多的无用能量，因此导致对电能的额外损耗，系统的运行效能就会下降。这类情况可采取无功功率补偿的方式来进行调整。在Y型电动机的输出线端口并上适当的电容量来提高有功功率所占比例，减少无功功率比例。在保证之前条件的前提情况下，使系统的传输的电流减少，以降低供电程序的电能损耗，实现节约能源的目的。（4）确保三相电压相位差相同当电机的三相电压相位差处于不相等的时候，电机内就会出现与转子运动方向相反的磁场，形成阻碍转子运动的力。从电机轴承上吸收的部分效能，并且成为在电动机其他无用的能量消耗掉，导致电动机的机械能减少。与此同时，转子运动反方向的磁场还会在转子运动上引起额外的能量损失，使电机的损耗更大，转换成的热能会引起电机发热。通过使电路系统三相负荷，使电动机的三相电压相位差相同，避免了电动机因为这类原因的额外能量损耗。（5）利用电动机节能器件降低电能损耗电动机智能节电系统是一种完全与VFD的新型电动机控制系统区别开的产品，它不仅不影响电动机的转动速度、转子转动的力矩以及输出量从初始状态到最终状态的响应，更不需要降低电动机的转动速度来达到节约能源的目标，它可以通过监测电机转动过程中交流电流和电压的相差来进行调整供给电动机的总体能量，使电动机一直保持在最优效率的工作状态。电动机智能节电系统在检测到电动机处在非满载不断变化的时候，通过整流元件能在极短的时间内调整输送给电动机电能，致使电机输出的机械能和电器负载刚刚相等，以此来降低器件各方面的损耗，达到改善电机运行的一系列最佳方式，最后达到节约电能的目的。它还具备较完整的平滑启动功能，可降低电机的转子与定子间磨损，减少维护次数和成本，尽最大可能地节约能源。但对于负荷大于60%以上的电动机节能效果不明显。（6）经常对电动机的器件进行保养对于不同的工作情况下的电机需要选择不同的剂。转动速度较快的电动机，由于温度上升速度快易使剂变稀而损耗掉，所以应选用粘稠度大的剂；通常满负荷工作的电动机应优先选用油粘度较高、粘稠度较大剂；多数时候处在有腐蚀性物品环境中的电动机应优先选用含有抗腐蚀剂。在保证、降低器件间的摩擦、良好养护等等的基础上再考虑使用价格低廉型的剂，节省投资等相关费用。并且由于电机轴承牢靠平滑质量不高，同样会增加电动机器件间摩擦增大电能损耗。在高速转动的电动机上尽量使用外国厂家的轴承或国产性能优秀的轴承尽量避免无谓的损耗。在转速较慢的电动机上尽量使用性能比较好的轴承，不仅能保证器件质量，还可降低相关的投资费用。

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0 引言

燃煤电厂在国内发电企业中占据相当大的一块比重，这些电厂的经济运行直接影响到能源的节约和发电成本的高低，进而影响到发电企业利润的大小。所以实现燃煤电厂的节能减排既是环境保护的要求也是燃煤电厂提高盈利能力的有效途径。燃煤电厂涉及到的主要设备包括锅炉、汽轮机、发电机、凝汽器、高压加热器、除氧器、低压加热器以及省煤器等设备。汽轮机是燃煤电厂中将蒸汽的内能转化为机械能的重要设备，汽轮机能量的合理利用直接影响到电厂对能源的利用率。提升汽轮机效率，实现汽轮机的节能降耗具有深刻的现实意义。实现汽轮机的节能降耗一般可以从三个方面入手：汽轮机本体的改造、汽轮机冷端优化以及汽轮机运行优化。

1 汽轮机常见的能源浪费问题

了解汽轮机常见问题是改进汽轮机实现燃煤机组节能减排的前提，汽轮机能源的浪费一般是由多方面引起的，一方面汽轮机长时间运行难免会发生一些常见的故障，无法及时处理就会引起汽轮机运行性能的下降甚至引发安全事故；另一方面即使汽轮机运行正常不存在任何的故障，汽轮机设计不合理不能高效的利用蒸汽的内能将会直接导致能源的浪费，再者汽轮机运行管理不善，使汽轮机长时间处于非正常工况下运行会使汽轮机效率明显下降，最后引起汽轮机运行效率降低的一个重要因素就是汽轮机冷端温度和真空的控制，改进汽轮机冷端设备，合理提高凝汽器真空度将实现汽轮机运行效率的提升。

综上可知，汽轮机的节能降耗要从多方面入手，发现汽轮机运行能源浪费过程中的主要矛盾，对症下药将对汽轮机节能降耗起到事半功倍的效果。

2 汽轮机本体改造

目前，国内部分机组的汽轮机在设计建造过程与实际运行中存在一些问题，可以通过一些改进实现其运行性能的提升，当然在改造过程中要结合成本和汽轮机运行性能的提升。汽轮机在设计中常见的问题主要包括如下几点内容：（1）汽轮机设计不合理，汽轮机机组通流子午面设计不够光滑，从而造成蒸汽通流过程不必要的能量损失；（2）有些机组的汽轮机叶片仍然采用直叶形叶片，叶形空气动力学性能差，叶型损失较大，通过设计和采用先进的弯扭叶形叶片可以大幅度降低因叶形设计不合理而造成的损失，提高机组的运行效率；（3）由于级组设计的不合理性，汽轮机级间焓降的分配不够合理，级效率低，造成不必要的蒸汽的能量损失，使机组运行性能降低。针对以上问题，本文提出了汽轮机节能改造的几点措施和建议：（1）叶片采用全三维设计技术进行流道优化分析，并且尽量采用目前较为先进的弯扭叶形作为叶形的设计基础。采用数控工艺和设备进行加工，提高加工的精度，降低因叶形设计不合理造成的损失，保证叶片的型线和气动性能符合设计要求。（2）取消高压汽缸法兰螺栓加热装置，采用加厚窄法兰，既能简化结构，又使机组起动时操作方便，充分适应调峰运行。前轴承座定中心凸肩由固定式改为可调整式结构。（3）不改变高压导汽管以及各抽汽口的位置，不改变原来的回热系统。（4）前轴承箱、轴承座安装位置以及汽缸与前后轴承座的联接方式不改变。

3 汽轮机冷端优化

所谓的汽轮机冷端优化，是对汽轮机凝汽器背压进行控制，提高汽轮机末端排汽的压力，从而提高热力系统整个循环的效率，降低机组的能耗，达到节能减排的目的。本文主要提供了两种改造方案：（1）真空系统的改造技术。其实上，在电厂实际运行过程中凝汽器真空的控制对机组的运行是十分重要的一个指标，改造凝汽器优化汽轮机的真空系统可以提高机组的运行效率、性能。真空系统的改造属于发电厂的节能领域中的一项，它主要是针对水环式真空泵的抽气系统设计的一项装置。通过智能的制冷系统，给真空泵提供低温度的水，从而使真空泵的抽气效率提高，并同时降低了凝汽器的压力，通过这种方式提高凝汽器的压力，获得节能的效果。这首先可以通过低温的工作水提高凝汽器真空效果，空气是主要的凝汽器传热热阻来源，凝汽器中空气量的增加会涉及到不凝结气体的换热，从而使换热性能极具的降低，所以控制凝汽器中空气的分压力可以有效的保证凝器的真空度。要实现对凝汽器中空气分压的控制，一方面要适时的检查真空系统的严密性，凝汽器的严密性保持的越好就可以尽量减少空气等不凝结气体的进入，减少空气在凝汽器中的分压；另一方面，要合理提升真空泵的工作效率，增大对空气的排出量，降低空气的分压。其次，可以将冷端系统的冷源统一协调，更加合理的控制凝汽器的真空度。对于某些大型机组来说，凝器系统的真空泵通常不止一台，所以在多数真空泵中总会存在开始启用和停止启用的状况。而不同的真空泵之间的负荷和工作水量也不尽相同。如果我们能够做到冷端系统的冷源统一协调的话，就可以降低凝汽机的分压力。最后，可以合理利用废蒸汽及低品位的热水。真空系统可以选择多种方式，比如电力驱动方式、低品位热水驱动，不过这个要根据各发电厂的要求来确定使用哪种方式。在多个方式中，低品位水驱动效率是最高的，它不仅增加了凝汽机的真空效率，也降低了能源的需求。（2）设计时采用双背压式凝汽器，双倍压式凝汽器相对于普通凝器来说有其独特的优势。首先对于大容量机组，低压缸一般设计为多排汽口，这就为制造双压式（或者更多压式）凝汽器创造了条件。其次，在同样的凝汽器热负荷下，双压凝汽器的折合压力要低于单压凝汽器的折合压力，因此循环的热效率可以提高。就一般而言，多压凝汽器的气室数目越多，折合压力也就越低。实践中的结果显示，当机组采用多压凝汽器后，凝汽器的效率一般可以提高0.15%～0.25%。

4 汽轮机运行优化

汽轮机的阀门调节一般有两种方式。一种为单阀调节，即通过调整汽轮机蒸汽参数来进行调节，这种调节方式难免在调节阀门过程中产生节流损失，造成能量的损失；另一种为顺序阀调节，即通过喷嘴来实现蒸汽阀门的开关，这样做一个优势就是当一个阀门全开时将不会存在节流损失，相对于单阀调节来说可以有效提升机组在非额定工况下的运行效率。当前汽轮机的配汽方式主要是复合型的配汽方式，这种方式在启动或者低负荷阶段，都可以通过单阀的方式来实现汽轮机的运行，也可以在额定负荷下，通过顺序阀来实现汽轮机的配汽运行。但是，这种复合型的配汽方式在高负荷作用时，可以有着相对较高的效率，然而在低负荷作用时，这种配汽方式的弊端逐渐凸显，即节流的损失很大。为了实现汽轮机运行的优化，故对汽轮机的配汽方式进行优化，实现节能降耗、提升经济性的目的。

当前运行的汽轮机大多采用复合配汽的方式来实现，汽轮机在较低的负荷作用下启动时，通常采用的是节流调节方式，此时的四个阀门同时启动，在一定负荷作用时，关闭部分阀门，转化为顺序阀调节方式。传统的复合型配汽方式的最优负荷点为90%以上负荷，然而汽轮机在运行过程中，为了有效的提升部分负荷的运行效率，减小阀门调节方式转变所带来的损失，很多的负荷都是通过滑行参数来进行控制，即保持阀门开度不变，通过蒸汽压力来实现负荷的转变，由于存在瞬间的负荷转变，为此导致调节阀门的顺序阀调节方式损失较大。

传统汽轮机的复合型配汽方式会导致负荷作用改变时，由于蒸汽压力的转变，导致瞬间的热损失较大。为此将传统的复合型配汽方式进行优化，通过单阀调节方式向顺序阀调节方式转变的“两阀式”运行过程优化为单阀式―顺序阀式―单阀式的“三阀式”调节过程。这种“三阀式”调节具有以下几个优势。第一，调节级强度的优化。通过汽轮机配汽方式的转变，可以实现对负荷作用的有效调节，为此需要对调节级强度进行重新校核。对于“两阀式”运行方式，由于瞬间的负荷作用相对较大，对调节级强度的要求相对较大，进而增大对机械的一种负担，同时提高了能耗。“三阀式”调节由于可以有效的适应汽轮机的负荷转变方式，且需要通过三阀进行负荷的分担，其调节效果明显优于“两阀式”。且调节级强度会相对较低，实现能耗的减小。第二，滑压运行曲线的优化。三阀的流通能力会明显高于两阀，为此“三阀式”方案的最佳运行方式会有所不同。由于三阀调节能力的增强，其不同负荷的最佳运行方式将可以实现更加圆滑的转变，转变瞬间的能耗会明显降低。

5 总结

实现燃煤电厂汽轮机的节能减排是实现燃煤电厂节能降耗提高其运行经济性的重要途径和方法，汽轮机属于燃煤电厂中的大型旋转设备，了解并熟悉燃煤电厂中常见的能源浪费问题是实现电厂节能减排的前提。本文从燃煤电厂汽轮机能源浪费常见问题出发，从汽轮机本体改造、汽轮机冷端优化以及汽轮机运行优化三个方面讨论了汽轮机节能降耗的可行措施和方案。本文的分析结果可以为燃煤电厂汽轮机节能改造提供一些可行的建议。

【参考文献】

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Word是使用人数最多的办公软件，目前使用Word 2007的人居多，在其中进行双面打印比较容易实现。

单击Office按钮，在下拉菜单中选择“打印”，在“打印”对话框中勾选“手动双面打印”复选项，再单击打印按钮进行打印。Word会先把1、3、5……等单页的内容发送到打印机打印，打印完单页后会弹出一个对话框提醒换一面打印，按对话框中的提示，将出纸器中已打印好一面的纸取出并将它们放回到送纸器中，然后按下“确定”，则可打印出双页内容。注意纸张的正反和页码的先后顺序。这个可针对你自己所用的打印机，找几张纸进行实验，获得规律后就不会因放置纸张出错而浪费纸张了。

表格双面打印法

有时候我们需要对一些连续的或多幅Excel表格进行双面打印。但是，Excel 2007并没有提供双面打印功能，要在Excel 2007中实现双面打印，需要先下载安装一个小插件ExcelPrinter。

安装ExcelPrinter后，再打开Excel 2007切换到“加载项”选项，你会发现比原来多出了“手动双面打印”和“打印当前页”这两项工具按钮。单击“手动双面打印”，效果就和Word中的双面打印一样，会在打印完单页内容后弹出对话框提醒你换一面，确定后再打印出双页内容。

驱动双面打印法

有些打印机的驱动程序中提供了双面打印的设置。我们可在控制面板的“打印机和传真”里调出安装的默认打印机，右键单击默认的打印机图标，选择“属性”，打开该打印机的属性窗口，在这个窗口中一般就可以找到设置双面打印的项目了。

例如，HP LaserJet P2035打印机的属性窗口“打印首选项-完成”选项下有一个“双面打印”复选项，选中此项即可进行双面打印（图1）。而佳能IP1600的双面打印选项则是在“页设置”选项下。

需要提醒的是，为了保证获得驱动级别的双面打印功能，一定要安装打印机随机提供的驱动光盘，使用Windows提供的默认驱动一般是不可能有这些特殊打印功能的。

工具双面打印法

除了某些打印机的驱动程序支持双面打印功能以外，我们还可以使用一些专门的打印工具软件来实现双面打印功能，比如用FinePrint来实现双面打印。

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一、引言

COD测定是水质监测分析中一项重要的指标之一。COD是化学含氧量，主要表明水质中还原性的物质有多少，是环境监测中的必测项目。目前试验室多采用重铬酸钾硫酸回流法，此方法能够准确地对水质进行分析，重现性高，但其分析同样也存在着一定的缺点，如分析时间长、对于批量测定困难问题，并且会产生严重的二次污染，对于目前在水质调查中大批量样品的测定以及水质在线监测适应度不够，需要进行改进。随着我国经济的发展，在化工行业中的能源消耗问题变得十分严峻，国家政府也在积极倡导建立资源节约型、环境友好型社会，通过优化组织结构的方式，实现现代工业产能的提升。对于COD测定方法，其改进后也将进一步降低能源消耗，同时对环境起到保护的作用。

二、标准测定方法的改进

首先是消解方法的改进，标准方法中消解回流需要两个小时，为了进一步缩短时间，提高效率，密封消解法、开管消解法与超声波消解法等应运而生。其次对于氧化剂的选择，国标方法中以重铬酸钾为氧化剂，虽然能够对水质中的绝大多数有机物氧化反应，但对芳香族有机物氧化能力差。使用硫酸高铈来进行替代。第三主要是对酸体系的研究，通过以硫酸-硫酸银体系研究，可以有效缩短反应时间，但需要大量浓酸、银盐来消除氯离子。另外对于代替催化剂的研究、氯离子消除的研究都促进了COD测定方法的改进。[1]

三、COD测定方法实验研究

1.COD测定原理

在水质样品 中增加一定量的重铬酸钾，并在强酸溶解下使用银盐当作催化剂，沸腾回流后，以试亚铁灵为指示剂，使用硫酸亚铁铵对水中没有被还原的重铬酸钾进行滴定，通过对硫酸业铁铵的消耗量，可以换算出消耗氧的质量浓度。

2.实验步骤

准备好实验所需要的试剂与仪器，试剂主要有硫酸银、硫酸汞、硫酸、重铬酸钾、硫酸亚铁铵、指示剂与COD标准溶液。仪器主要有加热装置、酸式滴定管与回流装置等。[2]

首先，把20ml的水质样品放置于250ml锥形瓶内，加入10ml重铬酸钾标准溶液，对回流装置进行安装，在冷凝管上口滴入20mlH2SO4-AG2SO4溶液，混合均匀后回流约80分钟，冷却后将其进行稀释，直到140ml，加入三滴指示剂，当采用硫酸亚铁铵溶液的颜色由绿变成红褐色时，进行空白试验。

3.实验结果

首先进行的加热回流时间的试验，对不同的废水样品采用同样的条件方法下对COD值进行测定，观察回流40分钟、60分钟、80分钟以及100分钟等多种时间下的氧化效果。通过实验结果可以看出，COD值在700mg/L之下时，其会随回流时间加长先提高后稳定到一定值，而在回流80分钟与回流100分钟时，测定的COD值基本相同。如果COD值大于700mg/L，则需要按照国际标准法回流2小时则测量更为准确。[3]

在试验过程中，催化剂的加入量不同时，COD值也出现一定的变化趋势。当COD的测定值大于500mg/L时，水体污染严重，催化剂的加入量不够时，将会使测量结果偏低，而如果COD测量值低于500mg/L时，水质污染并非严重，可以少量加入催化剂。

通过此方法与国际标准法在实验结果方面存在着一定的差异，数量更为准确。改进的分析方法可以大量节省试剂，同时效率得到明显的提高。

表一 本实验方法与国标法COD值对比

四、COD测定改进进展

由于国际标准法对COD测定有着一定的不足，在近年来环境工作者不断改进测定方法，发现了相关系数法、电化学法与分光光度法等众多快速测定法。[4]

相关系数法主要是在一定的条件下对水样中的TOC值进行测定，发现TOC与COD的关系，从而预报出系统中的COD值，以缩短测试的时间。催建升在对市政污水进行研究时发现，其中的COD与TOC测定值间有着明显的相关性，甚至可以利用TOC测定来对COD测定进行取代。重庆建筑大学吉方英通过试验最终确定出了二者的相关系数为2.91。相关系数法极大地简化了测定程序，降低了工作量。通过大量的试验得出的经验性公式适用范围可以会存在着一定的局限性。

电化学法对COD值进行测定使用的试剂更少，操作更为简单。某专家提出的Ce（SO4）2为氧化剂，利用PH电极与氧化还原电极，直接对电势进行测定，从而完成COD值的测定。[5]另外有专家以两种完全不同的玻璃电极组成电池，对电势进行直接测定，也对水样中的COD值进行测定。

分光光度法又称为比色法，它主要是利用强酸性介质作用下，把水样中的还原性物质被K2CrO7氧化，水体清洁时，可以通过420nm波长比色测定铬离子的含量。[6]这种方法的操作相对简单、快速，在水质监测方面应用较为广泛。分光光度仪与COD反应器联合测定地表水与工业废水的技术，比国标法更好，节省了大量的回流水，试剂用量少，能够有效降低二次污染，使用到的化

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学仪器体积小，便于工作人员携带，对于室验室内与现场监测均具有良好的适用性。而且采用分光光度法有利于向在线自动监测方向上发展。通过相关的研究表明，水样COD浓度值低，其值与对应吸光度间的相关性越好。[7]

连续流动分析法同样也是在以重铬酸钾酸性环境下与标准回流法原理类似，以硫酸银为催化剂，与水质样品中的还原性物质进行反应，形成氧化作用。不过连续流动分析法中的反应试剂与水样是连续进行反应与检测的，采用均匀的空气泡把每段的溶液进行分隔，在150恒温加热后溶液进入检测系统，对420nm波长时的透光率，计算出水样的COD值，流动注射法技术应用于水样中的COD值测定分析速度快，频率高，精密度也更高。[8]

五、结语

我国每年以COD废液形式向环境中释放量高达数吨，在废液中硫酸与硝酸银的排放量更多，对环境造成了严重的二次污染。基于节能降耗的COD测定方法改进对绿色环保有着重要的意义。目前在化工领域内虽然没有一种能够完全替代重铬酸钾标准回流法的手段，但通过催化剂的使用、时间实验等，可以进行一定程度上的改进，提高效率的同时，可以有效降低COD测定的污染程度，同时也促进了现代COD测定自动化程度的提升。COD测定向着自动化、微量化与仪器分析方向发展。随着我国对污染排放控制力度的不断加大，对节能意识的不断增强，水质在线自动监测技术将会进一步发展。适应性强、性价比高的COD在线监测技术、仪器研究将是未来检测研究重点，促进我国环保事业不断进步。

参考文献：

[1]陈丽琼，胡勇.化学需氧量测定方法的现状及研究动态[J].环境科学导刊，2009，S1：114-118.

[2]杨海霞.我国COD监测方法进展及其优缺点[J].环境研究与监测，2010，02：69-72.

[3]温淑瑶，马占青，高晓飞，王晓岚.重铬酸钾法测定COD存在问题及改进研究进展[J].实验技术与管理，2010，01：43-46+76.

[4]李恒.COD测定方法改进[J].中国石油和化工标准与质量，2013，05：13-14.

[5]张一平，杨彤，齐德强.基于光催化的化学需氧量测定研究进展[J].广州化工，2011，04：22-24.

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节能降耗是企业的生存之本，树立一种“点点滴滴降成本，分分秒秒增效益”的节能意识，以最好的管理和各项措施来实现节能效益的最大化，是促进企业良性发展的有效途径之一。随着经济和工业的发展，对油气的需求量日益增高，而原油作为稀缺资源，产量逐年递减，吨油能耗却逐年增加。为了降低能耗，需要对转油站生产运行过程中各个生产环节的能耗情况进行分析，采取措施降低转油站外输运行的费用，开展转油站节能降耗方法的研究和应用。这对于降低油田生产成本，提高油田生产经济效益具有重要的意义。

一、转油站外输运行和节能降耗中的问题

1.油田油气集油系统多采用环状掺水流程，产出油进入站内后，需进行放水，来实现放水回掺。目前部分油田转油站采用大罐沉降放水流程，这一流程可使放水后的油中含水低于10%，达到产多少液、外输多少液的外输指标。采用大罐沉降放水流程流程，虽然可以将原油含水指标控制在10%以下，可是因为这一流程不能实现完全密闭，不可避免地带来油气损耗。根据有关资料显示，原油集输过程中油气损耗一般在0.24%～0.3%之间，其中通过各类储罐损耗占总损耗的60%。为尽量避免生产过程中的油气损耗，转油站采用三相分离器进行油气水分离的密闭流程。但仍有问题存在，分离后的原油含水指标一般在30%以上，而油田初期产液含水通常低于10%，这样一部分水就随着外输液量被带走。采用密闭流程需建设大站补水管道及大战供水泵可解决这一问题。不过对于离开已建设施较远的区块来说，采用大站供水密闭流程，由于产量低、油气比低，大站补水运行成本和一次性投资较高，显得不十分经济。

2.机泵匹配和掺水量不能满足油田生产动态变化的需要。转油站在外输运行过程中，电和气是主要的能源消耗。耗电主要是指各类机泵的动力消耗上，耗气主要是指各类加热炉、锅炉的热力消耗上。在生产过程中，因液量的波动，普遍使用手动改变泵出口闸门开启程度来调节泵的排量，或起停泵保证平稳集输。一般情况下，机泵的输送量较稳定，但如果输量波动较大，偏离了高效区运行，泵就坐了无用功，造成机泵偏离高效区，造成大马拉小马现象，浪费了电能，降低了泵效。同时，随着油田进入高含水期开采，油井产液、含水逐渐上升，油井回油温度也逐渐升高，使油井生产所需的掺水总量随着油井回油温度和环境温度的升高逐渐减少。当前实际生产中，我们应根据实际情况不断进行调整，确定合理的掺水量。

二、降低转油站外输运行的费用和降低能耗的办法

1.采用密闭流程，如果设计采用先进的密闭油水分离技术，使外输含水小于油井初期含水，或者说降低油水分离设备分离后的油中含水率，实现油气处理全过程的密闭，那么就不需要建设大站补水管道及大站供水泵，简化了工艺流程，也大大节省了费用。另外，使用三相分离器进行油气液分离，大多数三相分离器中内部气相空间占设备容积的50%，液积容量小，设备有效利用率不高。针对三相分离器过程中气液分离、油水分离的差异，采用来液旋流预脱气技术，在分离器一段的上方，采用旋流式入口装置设计，使气体不进入分离器内部进行油水分离，提高设备处理能力，从而增加分离器内有效液容积。

2.及时调节排量。根据油田生产动态变化及时优化机泵运行参数，是提高机泵泵效和系统效率，降低机泵生产耗能的重要手段。在生产中，大多采用离心泵，离心泵的实际效率是随其工况而变化的，只有在最优工况下，才能保证离心泵的效率最高，如果不在最优工况点工作，泵的效率就会降低，偏离最优工矿点越远，效率就越低。工作中，要求每位工作人员熟记每台机泵的特性曲线并按特性曲线及时调节机泵，保证机泵在最优工况下工作，提高泵效。

3.应用变频调速技术。根据油田生产动态变化采取变频调速技术，是提高机泵泵效和系统效率，降低生产耗能的重要手段。变频调速技术是通过改变电机输入端的电源频率，从而改变电机转速，使与电机相连的泵转速与电机转速相同。因泵的流量与泵叶轮转速成正比，所以改变电流频率即改变了泵的流量。在实际应用中，根据这个原理，按照液量的多少改变电流频率，从而使电机不出现低负荷运作，使泵始终保持在高效区工作，以节约电能来降低运行成本。在使用这一技术时，采用一拖二或一拖三的设计可全面降低转油站运行成本。

4.合理调控温度。做好掺水温度调控和优化掺水炉运行工作，对降低油田用气消耗效果十分显著，也是转油站节能的重要途径。通过计算分析不同掺水出站温度和不同的采出液进转油站温度所对应的不同掺水量对集油耗电、耗气产生的影响，将计算结果绘制成掺水温度控制曲线。按照曲线实现掺水温度的调控，以避免天然气的浪费。

三、结束语

通过降低转油站外输运行的费用，并采取各项措施来降低能耗，改变了转油站工作粗放型的管理，使节能降耗工作经常化、制度化，并逐步走上科学化的道路，使企业实现节能增效。在今后的工作中，油田企业在贯彻现有各项措施的同时，要加大对转油站节能降耗方法的进研究，应用有效的方法进一步降低油田生产成本，提高油田生产经济效益。

参考文献：

[1]司丽；；转油站微机自动采集与控制系统[J]；油气田地面工程；2008年06期.