机泵节能改造汇报（共8篇）
机泵节能改造汇报 篇1
热电一车间锅炉给水泵节能改造效果评价
一、存在问题及立项过程
热电一车间共有7台HDG-100/59离心式锅炉给水泵，是保证电厂锅炉给水安全、稳定运行的重要设备，原制造厂家为上海第一水泵厂，经过20多年运行（90年投运），主要存在以下问题：
1、出口压力过低，效率仅50%，能耗高。
2、无法找到原生产厂家，原装备件采购困难。
3、现采购备件与设备安装后，不仅存在配套、密封等问题，效率无法达到要求。
4、由于老化和备件等原因，给水泵检修带来种种困难，检修费用逐年升高。
因此，通过申报立项为2011年公司节能技术改造项目，项目设计单位为镍钴研究设计院，计划投资270万元。
二、改造方案
在保证运行方式不变，满足工艺参数的情况下，选用DG(P)85-80XP自平衡多级锅炉给水泵（长沙佳能水泵厂），技术参数如下：工作流量：Q=101m3/h、扬程：620m、工作效率：66%，配套电机功率：280KW、工作电源：6KV材质：转子部件304不锈钢、外部耐磨铸铁，密封为搏格曼密封，对给水泵及电机基础进行重新浇筑，其管路和阀门都保持不变。
三、改造实施过程
2011年6月，先采购一台给水泵对原5#给水泵进行改造试验，通过冬季运行，该泵运行工况良好，各项运行指标都达到工艺要求。2012年4月，完成其余6台泵采购，5-8月完成土建和设备安装，于2012年8月底全部试车成功并投入运行，截止目前，未出现故障，运行状况良好。
四、经济效益及效果分析
1、效果分析
7台给水泵改造完成后，通过分析2个月运行情况，给水泵压力和流量达到了锅炉设计上水压力要求，给水压力在6.0Mpa以上，给水流量在104M3/h，给水泵和电机的振动值和温度都处于良好，泄漏点大大减少，汽机“0”厂房环境大大改善。运行方式进一步优化，如果运行三台锅炉以上，给水泵运行可比锅炉运行少一台运行即可满足锅炉上水。
2、经济效益分析
根据车间全年的运行方式，按照平均年运行5个月计算，则每台给水泵可节电（350-280）*0.75*30*24*5=18.9万Kwh，7台给水泵年节电132万Kwh，按照电能价格为0.5元计算，则每年可节约资金66万。
机泵节能改造汇报 篇2
1 改造对象的基本情况
该厂600MW机组脱硫系统, 主要包括吸收塔、除雾器、循环浆泵和氧化风机等设备。运行以来, 吸收塔排出泵系统、石灰石浆液供给泵系统运行状态不稳定, 回流阀损坏严重, 经常需要更换, 系统检修工作量大。
1.1 吸收塔排出泵系统运行情况
脱硫装置石膏排出泵有2种运行状态:
(1) 对石膏旋流器供浆, 压力200kPa, 流量105m3/h。但由于用水情况不稳定, 经常产生突变, 流量变化为100～1300m3/h, 这样该泵组的水压变化很大, 母管压力太高时都可能出现超压力, 值班人员紧急通过调整出水阀门开度来控制母管压力, 水泵内部的压力就更高, 造成能源大量浪费, 而且这种情况容易造成水泵和母管的损坏, 特别是母管上的卸压阀动作频繁, 经常损坏。
(2) 石膏排出泵的扬程50m, 流量105m3/h, 由于扬程大, 石膏旋流器顶部压力采用再循环门调节, 导致再循门及后衬胶管段磨损严重。当石膏旋流器不工作时, 石膏排出泵要向密度计和p H计供浆, 仍然采用再循门调节压力和流量, 泵的能耗、管道阀门磨损尤为严重, 平均每2个月就要更换一次阀门和管道。
1.2 石灰石浆液泵运行情况
石灰石浆液供给系统共配有2座石灰石浆液箱, 设置2台石灰石浆液供浆泵。吸收塔配有一条石灰石浆液输送管, 石灰石浆液通过管道输送到吸收塔。每条输送管上分支出一条再循环管回到石灰石浆液箱, 以防止浆液在管道内沉淀。与排出泵运行情况相同, 采用再循环门调节压力和流量, 泵的能耗、管道阀门磨损尤为严重。
1.3 改造原因
在运行过程中, 由于液体浓度的不均匀, 电机的恒转速使流量大小随浓度不断变化, 电机运行电流达86.5A, 旋流器区压力在125～160kPa之间;如果需要获得相对稳定的流量, 就需要频繁调节再循环门, 来控制浆液的流量。但电动回流阀响应慢, 达不到迅速调节的目的。
系统运行其存在以下缺陷: (1) 由于浆液浓度的不均匀, 系统运行不稳定; (2) 旋流器压力调整幅度在30～40kPa之间, 管道压力不正常, 引起旋流子爆裂1次/3月, 需要经常更换, 增加运行成本; (3) 调节响应慢, 调节流量不准确; (4) 再循环管机阀门磨损严重, 修补频率为1.5次/2月; (5) 电机温度异常, 轴承更换率1个/2月, 烧毁皮带2付/月; (6) 损失大量能源。
2 变频改造方案说明
石膏排出泵和浆泵的变频改造必定会影响脱硫系统整体运行。改造方案要求在不改变原先的运行方式下, 达到改善脱硫系统运行状况, 减少设备维护, 节约能源的目的。要充分考虑运行和维护的安全、简捷、方便。本设计方案正是基于以上要求而设计的。
(1) 总体方案为一用一备单台系统方案, 当变频器出现故障时, 可以切换到另一台完全独立的备用系统运行。
(2) 具有变频改造人性化特点, 充分考虑了运行人员和检修人员的操作流程习惯, 维持原先的运行方式。各种参数均与改造前相匹配。
(3) 变频监控接入DCS系统。在DCS界面增加附加操作窗口, 界面简捷亲和, 易于操作。
(4) 两路变频输出模拟量和一路输入模拟量, 接入DCS系统提供的I/O备用接口, 实现远程控制, 响应时间小于1秒。
(5) 现场运行找出转速下限, 设定下限, 以防止调节失控。
(6) 在输出电抗器前端, 设计有摇电机绝缘刀闸和接线端子, 方便对电机的日常检测。
3 改造效果
3.1 改造后脱硫系统整体运行效果评价
改造以后, 由于变频系统具备自动转矩补偿功能, 使脱硫系统运行稳定度提高, 浆液的浓度将不再成为影响流量的因素。改造后电机运行正常, 循环时的电流为20A, 进行脱水时的电流为40A, 较改造前降低了50%。
由于变频调速装置的频率控制精度为0.1%, 因此压力控制精度大大提高, 保护管网安全稳定运行。旋流器压力区间仅1kPa, 较改造前波动幅度显著减少。依靠再循环门调整旋流器压力的幅度为0.5kPa, 减少更多。由于取消了再循环管机阀门调节, 使得该阀门磨损减小, 以前平均每2个月修补1.5次, 运行3个月来无修补。
电机的软启软停, 还减少了设备机械冲击, 延长设备使用寿命。使得电机及泵部温度正常, 管道压力稳定, 消除了设备的缺陷, 保证了脱硫系统的安全运行。
3.2 经济效益分析
每年节电效益:
吸收塔排出泵:4×37kW×5000h×50%×0.36元/kWh=13.32万元 (1)
脱硫供浆泵:2×37kW×5000h×50%×0.36元/k Wh=6.66万元 (2)
(1) 式+ (2) 式=19.98万元
每年设备备品配件节约效益:
电机轴承损耗:1个×525元×6次=3150元/台×6台=1.89万元 (3)
皮带损耗:2付×600×12月=14400元/台×6台=8.64万元 (4)
阀门损耗:1.5次×1200×12月=21600元/台×2台=4.32万元 (5)
旋流子损耗:6个×18600×4次=446400元/台×2台=89.28万元 (6)
(3) 式+ (4) 式+ (5) 式+ (6) 式=104.13万元
节能改造服务合同 篇3
编号：
上海市节能改造服务合示范文本（2014版）
上海市工商行政管理局
制定
同上海市节能工程技术协会
使用说明
一、本合同文本是根据《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国节约能源法》等有关法律法规制定的示范文本，供双方当事人约定采用，合同签订前请仔细阅读。
二、节能服务行业专业性强，涉及诊断、设计、改造、系统集成等内容，为更好地维护双方当事人的权益，双方签订合同时应尽到审慎义务，力求合同条款约定具体、严密。
三、节能服务公司应具有相应的资质，用能单位签订合同前应验看节能服务公司的《企业法人营业执照》和企业资质证书。
四、本合同中名词的含义：
用能单位：指在合同中约定的具有项目发包主体资格，承担支付项目价款义务的当事人。
节能服务公司：指在合同中约定的被用能单位接受的具有项目承包主体资格的当事人。
项目：指用能单位与节能服务公司在合同中约定的承包范围内的节能改造服务内容。
项目价款：指用能单位与节能服务公司在合同中约定，用能单位用以支付节能服务公司按照合同约定完成承包范围内全部项目的款项。
节能率：报告期节能量与基准期的能源消耗量之比，即采取节能措施之后节约的能源量与未采取节能措施之前能源消费量的比值。
五、经备案的节能服务公司在实施合同能源管理模式的节能改造项目时，应按GB/T24915的要求执行。
六、本合同文本自发布之日起使用。今后凡未制定新的版本前，本版本延续使用。
合同编号：
上海市节能改造服务合同
（2014版）
甲方（用 能 单 位）： 乙方（节能服务公司）：
根据《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国节约能源法》等有关法律法规的规定，结合本节能改造服务项目（以下简称“项目”）的具体情况，甲乙双方在自愿、平等、诚实守信的基础上，经双方协商一致，签订本合同。
第一条 项目内容
1.1项目名称：。1.2项目地址：。1.3节能改造服务范围：。1.4节能要求：□□节能率 □节能量 □节能效益。第二条 项目工期
2.1施工日期：。2.2竣工日期：。第三条 项目标准 3.1能耗基准：。3.2测量与验证方法
□ 方案A：隔离改造部分：测量关键参数 □ 方案B：隔离改造部分：测量所有参数 □ 方案C：整个耗能设施 □ 方案D：经校准的模拟
□。3.3执行技术标准：。第四条 项目总价
本合同总价款为人民币 元，（大写）元（价款明细另列附件）。
第五条 付款方式。
第六条 项目设计
6.1本合同签订后 日内，双方根据能耗统计结果及节能潜力协商确认节能改造设计方案。
6.2双方根据方案确定待采购的主要设备和原材料的清单作为本合同附件，乙方于双方确认后开始项目的深化设计和设备的采购。
6.3在节能改造项目实施过程中，甲方提出变更设计的，应当签订项目设计变更单。
第七条 项目实施
7.1乙方的节能设备和原材料到达现场时间 年 月 日，双方应对设备到达现场的事实予以确认。
7.2节能改造过程中，乙方发现甲方指定或提供的原材料、设备有质量问题、工程缺陷或规格差异的，应及时向甲方提出。甲方认为可以继续使用的，应向乙方作出书面确认。
7.3乙方应按照双方确认的设计文件安装到位，设备稳定运行后 个工作日内，双方应进行项目竣工验收。
7.4对竣工验收或测量与验证结果存在争议的，双方可共同委托具有相应法定资质的第三方检测机构对争议事项进行检测确认。
7.5双方约定维保期限自竣工验收之日起 月，维保日期为（每月/季/半年）。
7.6甲乙双方竣工验收后，乙方应自确认签字之日起承担质保责任，质保期自竣工验收合格之日起 月，质保范围为。对实施节能量分享型的节能改造项目，乙方应实施分享期内的质保服务。
第八条 甲方权利义务
8.1甲方应提供节能改造项目的设计、施工所需的交通、环卫和防治施工噪音管理等必备手续。
8.2甲方应根据合同约定提供项目的相关资料，并确保其真实、准确、完整。
8.3乙方运送至甲方的设备、原材料、施工工具等物品，甲方在安装前负有无偿保管义务，并应提供存放场地或仓库。
8.4在项目施工阶段，甲方应为乙方提供项目实施的工 作条件：
（1）进出甲方项目现场的通行证；
（2）项目场地在甲方专属区域的，甲方应提供办公和生活场所等，并负责现场保安工作；
（3）提供节能项目实施所需要的现场条件，如提供动力源、管道图纸、清理施工现场等；
（4）为利于节能改造项目实施而合理地调整生产经营；（5）其他必要的条件。
8.5对乙方提交的设计、施工方案在收到之日起__个工作日内以书面形式予以确认；如甲方认为乙方提交的设计、施工方案与合同不符，应在该期限内提出书面意见。
8.6甲方应根据项目操作规程和保养要求，对设备进行操作、维保，以保证系统与设备正常运行和满足设计要求，并对乙方服务质量进行评价。
8.7如设备发生故障、损坏，甲方应在获悉情况后 个工作日内书面通知乙方，并对乙方检测和维保工作予以配合。
第九条 乙方权利义务
9.1乙方应根据本合同约定的节能设计方案、采购和供应相关设备，进行施工、安装和调试。
9.2项目开工前，应将设计、施工等资料及项目计划表提交甲方。
9.3在收到甲方确认开工之日起 个工作日内，书面答复甲方对设计、施工方案提出的要求或意见。9.4项目竣工合格验收后，乙方应对甲方指派的操作人员进行系统的工作原理、操作规程、常见故障及处理措施等的免费培训。
9.5乙方应做好分项验收记录、竣工验收记录、项目结算记录、项目竣工图，设备和系统调试记录及报告，设备和原材料合格证等的归档工作。项目结算后应移交本项目档案资料及继续运行所必需的相关技术资料。
第十条 违约责任
10.1由于乙方原因逾期竣工的，每逾期一日，乙方支付甲方本项目价款 ‰的违约金。
10.2由于甲方原因导致延期开工或中途停工的，甲方应补偿乙方因停工所造成的损失。需乙方后续进场施工的，甲方承担后续进场费用。
10.3如甲方未按合同约定付款的，每延误一日，按未支付部分价款的 ‰向乙方支付违约金，逾期付款金额达到合同总价款的 %，乙方有权解除本合同。
10.4如乙方提供的节能改造设备存在质量问题或节能改造方案存在瑕疵，致使节能设备不能稳定运行，则甲方可要求乙方修理更换，并赔偿相应损失。
10.5一方违反保密义务，致使另一方损失的，应当予以赔偿。
第十一条 知识产权
本合同涉及的专利实施许可和技术秘密许可，双方约定如下：。
第十二条 其他约定。
第十三条 争议解决
双方发生争议的，可协商解决，或向有关部门申请调解：也可提请上海仲裁委员会仲裁（不愿意仲裁而选择向法院提．．．．．．．．．．．．起诉讼的，请双方在签署合同时将此仲裁条款划去）。．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．第十四条 附则
本合同自双方签字或盖章之日起生效。本合同一式两份，具有同等效力，甲乙双方各执一份。
甲方（盖章）： 乙方（盖章）： 住
所： 住
所： 法定代表人： 法定代表人： 授权代表签字： 授权代表签字： 电
话： 电
话： 传
真： 传
真： 开户银行： 开户银行： 帐
号： 帐
号：
电梯节能设备改造方案 篇4
——前景光电DTDH电梯电能回馈装置改造为例
[导读]
DTDH系列电梯电能回馈装置自动测量再生发电量的大小，并自动作出响应，用户除阈值外无需设定任何参数。适用的电机功率按连续工作制确定，这些参数于海拔1000米以下有效。
电梯节能改造解决方案
一、电梯工作原理：
电梯由曳引机拖动负载上下运行，而曳引机拖动的负载由载客轿厢和对重平衡块组成，只有当轿厢载重量约为50%（１吨载客电梯乘客为７人左右）时，轿厢和对重平衡块才相互平衡，否则轿厢和对重就会产生质量差。电梯运行过程就是电能与机械能转换的过程，当电梯电梯重载上行或轻载下行时，需要给电梯提供能量使机械势能增加，电梯通过曳引机将电能转换为机械势能，曳引机处于耗电状态；当电梯轻载上行或重载下行时，运行过程需要使机械势能减少，电梯机械势能通过曳引机转换为电能，曳引机处于发电状态。
另外电梯在从高速运行到制动停止的过程，是机械动能消耗的过程，其中一部分动能则通过曳引机转换为电能，曳引机处于发电过程。曳引机发电过程产生的电能需要及时处理，不然对曳引机有严重的危害。对于交流变频电梯，曳引机发电过程产生的电能通过变频器的三相逆变桥反向回到变频的直流端，存储到直流电容里面，而直流电容的容量有限，当曳引机产生的电能足够大，超过直流电容的容量，将造成直流电容损坏，所以多出的电能部分必须消耗掉。常规的交流变频电梯处理此部分电能的方法是在直流电容端加装制动单元和制动电阻，当电容两端的电压到达一定值，制动单元动作，多余的电能通过制动电阻转换为热能散发到空中。电能回馈装置与电梯制动单元并联，通过自动检测变频器的直流母线电压，将变频器的直流环节的直流电逆变成与电网电压同频同相的交流电，经多重噪声滤波环节后连接到交流电网，达到绿色、环保、节能的目的。因加装回馈装置后，机房散热电阻不再发热，机房温度将大大降低，用于降温的空调或散热风机可以不启用或少启用，从而达到间接节能的目的。
二、电梯节能设备技术性能：
(1)、电梯电能回馈装置采用了先进DSP内核的微控制芯片，该芯片具有快速、实时、可靠性高等特点。
我们用IPM模块构成全桥逆变电路，利用具有DSP体系结构的微控制器SPMCCPU对IPM的控制，完成了逆变器的设计和调试，采用了驱动电路、缓冲电路和基于SPMCCPU控制的软件IPM保护电路。设计实践表明：使用IPM可简化系统硬件电路、缩短系统开发时间、提高可靠性、缩小体积，提高保护能力。
(2)、电梯电能回馈装置采用了双向电压跟踪的PWM脉宽调制控制输出正弦波，减少了高次谐波电流的损耗。
电梯电能回馈装置内置电抗器和隔离变压器，滤除高次谐波，保证输出波形的纯正。其中电抗器需是高频电抗器，感抗在几毫亨，在高频下，电抗器不应发热。为解决容性负载问题，采用加装须加隔离变压器。隔离变压器须带漏抗。
(3)、逆变电压与电网电压同步。
电能回馈对电网电压频率，幅值，相位，电流方向进行采样。使用精密电压、电流互感器把交流信号逆变成直流信号，再送如A/D进行转换，以便实现输出的跟踪调整。
逆变电压与电网电压同步包括相位同步和幅值同步，采用全电压自动跟踪技术，配以冗余度高的软件设计，使控制电路能自动识别三相交流电网的相序、相位、电压、电流瞬时值，有序的控制IPM工作在PWM（PulseWidthModulation脉宽调制）状态，保证直流电能及时的回送到交流电网。当电网电压突变，导致系统与电网电压不同步，系统通过计算过零点信号，得到电网电压的频率，保证3个周期内系统调整输出交流电压，使之与电网电压恢复同步。
电梯电能回馈还包括有逆变器故障检测电路和逆变器输出交流电流检测电路；逆变器故障检测电路的输入端接逆变器的故障信号输出端，逆变器故障检测电路的输出端接自动控制电路的输入端；逆变器输出交流电流检测电路的输入端接逆变器的交流输出端，逆变器输出交流电流检测电路的输出端接自动控制电路的输入端。
同时电能回馈具有过温、过压、缺相、过流保护，以及相间短路、停振、输出关闭、高阻保护等功能。
三、电梯电能回馈装置技术参数：
1、产品型号：DTDH系列
2.使用条件：
我公司回馈装置产品适合安装在曳引机功率异步30Kw、同步20Kw以下的交流变频直梯，变频器输入电压在AC150-400V之间，回馈装置DTDH-P3为通用型产品，适合安装在满足条件的电梯上，如果曳引机功率在异步30Kw、同步20Kw以上，需两台及以上DTDH-P3并联使用。
3.运行原理
DTDH系列电梯电能回馈装置，通过自动检测变频器的直流母线电压，将变频器的直流环节的直流电压逆变成与电网电压同频同相的交流电压，经多重噪声滤波环节后连接到交流电网，从而达到能量回馈电网的目的，能量转换率达到97%以上，有效节省电能。其原理方框如下图所示：
4、技术参数（以下介绍如不加说明均以DTDH-P3产品为例）
制动方式双向自动电压跟踪方式制动响应时间﹤2ms变频器输入电压AC300V～460V，45～56HZAC150V～230V,45～56HZ适用电机功率0～40kW输入动作电压DC560～760V（可调），误差2VDC280～380V（可调），误差2V输出方式正弦波电流方式电压畸变﹤5％制动转矩150%设计工作制长期保护过热，过电流环境温度－10℃～60℃大气压力86kPa～106kPa相对湿度不大于90％RH振动1g(10～20Hz时),0.2g(20～50Hz时)防护等级IP00
关于印发《节能技术改造 篇5
为加快推广先进节能技术，提高能源利用效率，实现“十二五”期间单位国内生产总值能耗降低16%的约束性指标，根据《节约能源法》和《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》，中央财政将继续安排专项资金，采取“以奖代补”方式，对企业实施节能技术改造给予适当支持和奖励。为加强财政资金管理，提高资金使用效率，我们制定了《节能技术改造财政奖励资金管理办法》，请遵照执行。
财政部 国家发展改革委
二〇一一年六月二十一日
附件：
节能技术改造财政奖励资金管理办法
第一章 总
则
第一条 根据《中华人民共和国节约能源法》、《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》，为加快推广先进节能技术，提高能源利用效率，“十二五”期间，中央财政继续安排专项资金，采取“以奖代补”方式，对节能技术改造项目给予适当支持和奖励（以下简称奖励资金）。为加强财政资金管理，提高资金使用效率，特制定本办法。
第二条 为了保证节能技术改造项目的实际效果，奖励资金与节能量挂钩，对完成预期目标的项目承担单位给予奖励。
第三条 奖励资金实行公开、透明原则，接受社会各方面监督。
第二章 奖励对象和条件
第四条 奖励资金支持对象是对现有生产工艺和设备实施节能技术改造的项目。
第五条 申请奖励资金支持的节能技术改造项目必须符合下述条件：
（一）按照有关规定完成审批、核准或备案；
（二）改造主体符合国家产业政策，且运行时间3年以上；
（三）节能量在5000吨（含）标准煤以上；
（四）项目单位改造前年综合能源消费量在2万吨标准煤以上；
（五）项目单位具有完善的能源计量、统计和管理措施，项目形成的节能量可监测、可核实。
第三章 奖励标准
第六条 东部地区节能技术改造项目根据项目完工后实现的年节能量按240元/吨标准煤给予一次性奖励，中西部地区按300元/吨标准煤给予一次性奖励。
第七条 省级财政部门要安排一定经费，主要用于支付第三方机构审核费用等。
第四章 奖励资金的申报和下达
第八条 符合条件的节能技术改造项目，由项目单位（包括中央直属企业）提出奖励资金申请报告（具体要求见附1），并经法人代表签字后，报项目所在地节能主管部门和财政部门。省级节能主管部门、财政部门组织专家对项目资金申请报告进行初审；省级财政部门、节能主管部门委托第三方机构（必须在财政部、国家发展改革委公布的第三方机构名单内）对初审通过的项目进行现场审核，由第三方机构针对项目的节能量、真实性等相关情况出具审核报告（格式见附2）。
第九条 省级节能主管部门、财政部门根据第三方机构审核结果，将符合条件的项目资金申请报告和审核报告汇总后上报国家发展改革委、财政部（格式见附3）。
第十条 国家发展改革委、财政部组织专家对地方上报的资金申请报告和审核报告进行复审，国家发展改革委根据复审结果下达项目实施计划，财政部根据项目实施计划按照奖励金额的60%下达预算。
第十一条 各级财政部门按照国库管理制度有关规定将资金及时拨付到项目单位。
第十二条 地方节能主管部门会同财政部门加强项目监管，督促项目按时完工。
第十三条 项目完工后，项目单位及时向所在地财政部门和节能主管部门提出清算申请，省级财政部门会同节能主管部门组织第三方机构对项目进行现场审核，并依据第三方机构出具的审核报告（格式见附2），审核汇总后向财政部、国家发展改革委申请清算奖励资金（格式见附3）。
第十四条 财政部会同国家发展改革委委托第三方机构对项目实际节能效果进行抽查，根据各地资金清算申请和第三方机构抽查结果与省级财政部门进行清算，由省级财政部门负责拨付或扣回企业奖励资金。
第五章 审核机构管理
第十五条 财政部会同国家发展改革委对第三方机构实行审查备案、动态管理，并向社会公布第三方机构名单。
第十六条 列入财政部、国家发展改革委备案名单的第三方机构接受各地方委托，独立开展现场审查工作，并对现场审查过程和出具的核查报告承担全部责任。同时接受社会各方监督。
第十七条 委托核查费用由地方参考财政性投资评审费用及委托代理业务补助费付费管理等有关规定支付。
第十八条 地方委托第三方机构必须坚持以下原则：
（一）第三方机构及其审核人员近三年内不得为项目单位提供过咨询服务。
（二）项目实施前、后的节能量审核工作原则上委托不同的第三方机构。
（三）优先选用实力强、审核项目经验丰富的第三方机构。
第六章 监督管理
第十九条 地方节能主管部门和财政部门要加大项目申报的初审核查力度，并对项目的真实性负审查责任。对存在项目弄虚作假、重复上报等骗取、套取国家资金的地区，取消项目所在地节能财政奖励申报资格。同时，按照《财政违法行为处罚处分条例》（国务院令第427号）规定，依法追究有关单位和人员责任。
第二十条 地方节能主管部门和财政部门要加强对项目实施的监督检查，对因工作不力造成项目整体实施进度较慢或未实现预期节能效果的地区，国家发展改革、财政部将给予通报批评。
第二十一条 项目申报单位须如实提供项目材料，并按计划建成达产。对有下列情形的项目单位，国家将扣回奖励资金，取消“十二五”期间中央预算内和节能财政奖励申报资格，并将追究相关人员的法律责任。
（一）提供虚假材料，虚报冒领财政奖励资金的；
（二）无特殊原因，未按计划实施项目的；
（三）项目实施完成后，长期不能实现节能效果的；
（四）同一项目多渠道重复申请财政资金的。
第二十二条 财政部会同国家发展改革委对第三方机构的审核工作进行监管，对核查报告失真的第三方机构给予通报批评，情节严重的，取消该机构的审核工作资格，并追究相关人员的法律责任。
第七章 附
则
第二十三条 本办法由财政部会同国家发展改革委负责解释。
第二十四条 本办法自印发之日起实施，原《节能技术改造财政奖励资金管理暂行办法》（财建〔2007〕371号）废止。
附：
1、企业财政节能奖励资金申请报告的主要内容
2、××××单位××项目现场审核报告
油田站库机泵节能降耗措施及效果 篇6
1 站库机泵能耗分析
1.1 能耗概况
经统计, 大庆油田有限责任公司第六采油厂第三油矿近几年注水、污水、集输油系统机泵年耗电为1.55×108k W·h, 占年综合耗电的59%左右, 其中注水系统年均耗电为1.13×108k W·h, 主要为外输水耗电;污水系统和集输油系统年均耗电为0.42×108k W·h, 主要包括转油站外输油、掺水、热洗耗电, 污水站污水处理、外输耗电, 联合站脱水及原油外输耗电。由于注水系统均为强电高压系统, 采油矿无法对其采取有效的节电措施, 因此, 重点解决的是污水系统和集输油系统的耗电。
1.2 集输油和污水系统能耗分析
第三油矿2007—2009年各系统机泵耗能情况:集输油系统年耗电约为2 500×104k W·h, 污水系统年耗电约为1 700×104k W·h。根据统计数据, 我们对各站之间进行了横向对比, 通过数据对比发现, 相同系统间不同站库能耗存在较大差异, 如转油站外输油系统输液单耗, 最高的站输液单耗为0.46k W·h/t, 最低的站输液单耗仅0.1k W·h/t。经过进一步现场落实, 认为造成部分站库机泵能耗高的主要原因有以下几个方面:
(1) 机泵的排量过大, 存在“大马拉小车”问题, 而为了保证正常生产, 需控制泵出口阀门, 造成机泵运行能耗过高。
(2) 机泵的扬程过高, 运行时泵管压差较大, 第三油矿转油站全部采用掺水泵, 最高的站泵管压差达到0.7 MPa, 造成机泵能耗浪费。
(3) 各系统配备的泵大部分为同一规格型号, 适应性较差。单泵运行的, 季节适应性差, 如掺水泵由于冬夏掺水量不同, 夏季运行时就需控制出口阀门;多泵运行的, 富裕的排量较多, 需控制泵出口阀门, 造成机泵运行能耗过高, 如污水外输泵。
2 机泵的节能措施
机泵能耗高是由机泵运行效率低引起的, 机泵的运行效率是由泵的运行工况点所决定的。所谓泵的运行工况点从理论上讲是由离心泵的流量——扬程曲线与管路特性曲线的交点, 它随着泵的流量和扬程的变化而变化, 而管路特性曲线在给定的管路系统中其所需的扬程基本不变。如果泵的运行工况点正好是泵能提供的扬程与管路所需扬程, 那么此时泵运行效率最高;如果泵运行工况点偏离了额定工况点, 泵的运行效率就会变低。
离心泵运行的工况点决定了泵运行效率的高低, 而要提高离心泵运行效率就要用技术的手段调整离心泵的工况点, 使离心泵工况点在高效区运行。从理论上讲, 调整离心泵的工况点的方法有两种:一是改变管路特性;二是改变离心泵性能曲线。由于在已建的系统中, 管路特性曲线一般无法改变 (改变管路特性曲线投资高) , 因此广泛采用的是改变离心泵性能曲线的方法。根据第三油矿各系统机泵存在的主要问题, 采取了具体措施加以解决。
2.1 合理确定泵的型号, 实现梯级匹配
由于站库各系统所配备的机泵均为同一型号, 而冬夏生产运行模式不同, 机泵已不适应生产需求, 因此我们根据各站库的实际生产情况, 选择合理的泵型进行更换, 实现泵大小的梯级匹配, 满足不同生产需求。如喇661中转站原掺水泵型号为DYGZ100-50×4, 排量100m3/h, 扬程200m, 日均掺水耗电2 340k W·h。由于掺水泵排量较高, 日常生产需控制阀门, 根据该站所辖井数等实际情况, 我们选择更换DY65-50×4型掺水泵, 更换后排量65 m3/h, 扬程仍为200 m, 满足了日常生产需要。由于选择泵型合理, 掺水耗电大幅降低, 由更换前的2 340 k W·h下降到1 280 k W·h, 日均实现节电1 060k W·h, 见到较好的节电效果。
2.2 合理降低泵的扬程, 实现降压运行
2.2.1 离心泵减级[1]
根据水泵所需扬程, 对原泵进行减级改造。如喇551转油站1#外输泵型号150D-30A×4, 排量150 m3/h, 扬程122.8 m, 运行时泵压0.5 MPa, 管压0.4 MPa, 日耗电550 k W·h, 输液单耗为0.19k W·h/t。2010年4月对该泵实施减级, 由四级减为三级, 减级后泵压降至0.4MPa, 管压为0.35 MPa, 泵管压差进一步降低, 耗电量由减级前的550 k W·h降至350k W·h, 输液单耗由0.19k W·h/t下降至0.13k W·h/t, 日均节电200k W·h。
2.2.2 叶轮切削
通过对离心泵叶轮外径进行切削, 合理降低离心泵的扬程, 同时使其排量也得到有效降低, 满足生产需求, 达到节能目的。如喇560一段污水外输系统, 平时运行两台污水外输泵, 一台型号为300DFSY58, 排量792 m3/h, 扬程58 m, 另一台型号为200SS59, 排量533m3/h, 扬程60m, 日均外输污水30 500m3左右, 日均耗电6 500k W·h。考虑到两台泵扬程不匹配, 且排量有富余, 我们对型号为200SS59的污水外输泵叶轮进行了切削, 切削后泵排量降为490 m3/h, 扬程为52 m, 切削后仍运行两台泵, 虽然总体排量有所下降, 但仍能满足生产需要, 在外输污水总量不变的情况下, 耗电量由切削前的6 500k W·h下降至5 760k W·h, 日均实现节电740k Wh。
2.3 合理运用变频装置, 实行降速运行
变频调速技术的应用, 较好地解决了控制阀门生产的难题, 合理的优化调整, 解决了装置对机泵设备的冲击损坏。通过对各系统安装的变频拖动装置的不断优化, 也使各系统耗电进一步降低, 见到较好的节电效果。如喇601转油站日均外输为3 850 t, 未安装变频时, 需控制阀门进行生产, 日均外输耗电1 550 k W·h, 输液单耗为0.4 k W·h/t。安装变频器后, 通过优化调整, 外输泵泵压大幅降低, 由安装变频器前的1.5 MPa下降至0.5 MPa左右, 变频器运行频率仅为33 Hz, 由于频率降低, 外输泵转速明显降低, 耗电量由安装前的1 550k W·h下降至900k W·h, 输液单耗由0.4k W·h/t下降至0.24k W·h/t, 日均节电650k W·h。
3 应用效果评价
2010年, 第三油矿在站库各系统机泵共实施大泵换小泵7台、多级泵减级3台、单级泵叶轮切削5台、变频精细调整18台次。通过对第三油矿站库系统能耗高的机泵采取一系列的措施, 2010年第三油矿站库系统耗电3 419×104k W·h, 与2009年耗电3 938×104k W·h相比, 实现节电519×104k W·h, 节电率13.2%, 见到了较好的节电效果。
4 结束语
机泵的综合单位能耗取决于机泵运行效率的高低, 在油田实际生产中, 采取什么样的降耗增效措施要考虑操作成本等因素, 需结合现场条件和实际情况灵活应用, 前提条件是满足生产所需。
(1) 对给定泵装置降低单位能耗的方法很多, 但投资少、收效快的最好办法是对叶轮进行改造, 使其提供的扬程接近泵所在系统的管路所需扬程和流量, 满足生产要求。
(2) 对于可控制总量的系统, 可以通过合理的机泵梯次匹配来实现。
(3) 对于变频拖动的机泵要合理调整运行频率, 运行频率在额定频率50%以下时, 机泵节能效果明显降低, 且易损坏机泵装置, 应采取换泵措施。
参考文献
尿素节能改造及优化控制小结 篇7
刘肇庆
（山东阳煤恒通化工股份有限公司
山东郯城
276100）
一、基本概况
山东阳煤恒通化工有限公司现有二套化四院设计年产四万吨、六万吨水溶液全循环法尿素装置各一套，近年来采用同行业先进的尿素系统化改造技术，分步骤对尿素装置进行了技术改造，已具备日产800吨的生产能力，各项消耗指标均有所下降。
二、系统节能改造情况 1.高压系统
1.1在原设计为40kt/a和60kt/a生产能力的基础上，先后对两套尿素进行双塔并联流程改造，由于产能的扩大，合成塔生产强度的提高，相应合成塔转化率有所下降，通过应用新型高效塔板，在塔板上增加气泡式泡罩，使气液相接触反应的几率增加，并加快反应热的扩散速度，从而提高第一反应式的完成程度。同时增加了塔板的安装数量，增加了塔内的反应区段，从而提高了气液传质效果。改造后，在高生产强度下，合成转化率可提高到67%，生产能力提高的同时，中压系统负荷也大大降低。
1.2入塔立式止回阀全部更换成卧式止回阀，不仅方便了检修，降低了维修费用，而且使用效果较好。
1.3两套尿素各增加一台14m3/h的3JA-14/21-TB一甲泵和一台20m3/h的3A-20/21-T的液氨泵。2.中压系统
2.1中压分解系统改造。中压分解系统的改造重点通过新技术的应用改造一段分解系统，降低一段分解蒸汽耗。原一段分解采用预蒸馏流程，2000年5月，2#尿素新上一台φ800mm预分离器，采用预分离—预蒸馏流程，即合成塔出来的反应熔融物，经减压绝热膨胀，进入预分离器，分解所需的热量由合成塔出来的熔融物自身降温提供，使大部分游离氨得到分离。提高了CO2的吸收率，大大降低了一吸塔的热负荷，减少了一吸塔塔顶和塔底回流氨用量，同时一分塔蒸汽消耗也明显下降。但是随着负荷的增加，由于预分离器容积较小（￠800×2600，V=0.8m3），安装位差达不到要求，在运行中预分离器气相带液严重，达不到理想的预分离效果。2006年11月，2#尿素新上一台φ1200mm F=333m2的自气提式一分塔，分上下两段，上段为五层GC型高效翅片式塔板，下段为降膜式换热器。改造开车后得到了较好的效果：一分塔气相温度由原来的130℃下降为123℃，一吸塔运行稳定；吨尿素蒸汽消耗下降约50Kg。由于效果显著，在2009年6月1#尿素进行了同样改造。
2.2中压吸收系统改造。中压吸收系统的改造重点在于中压吸收塔的优化，扩大一吸冷却器面积，尽可能的降低一吸塔精洗段的负荷，并相应增加氨冷器面积，满足扩能的需要。一吸塔是水溶液全循环法工艺的“心脏”，其塔盘泡罩高度，鼓泡段容积、分布器开孔情况对热平衡和物料平衡影响很大。1#尿素原φ1000mm的一吸塔更换为φ1200mm的一吸塔，2#尿素在原φ1100mm一吸塔下部加长了2m，对 分布器重新开孔；对一吸冷却器设备流程进行优化改造，1#尿素增设一台φ600mm、F=71m2的第二一吸冷却器，与原71m2串联；2#尿素增设一台φ800mm、F=90m2的第二一吸冷却器及一台φ1000mm、F=150m2的第三一吸冷却器，与原71m2串联，使一吸塔的吸收负荷外移。从而提高了一段吸收系统的生产能力，使一吸塔内的吸收负荷下降，减少了顶底回流氨用量，增加了一吸塔调节裕量，进一步提高了一吸塔的操作稳定性和生产能力。
2.3对氨冷器进行了改造，1#尿素增设一台φ800mm、F=220m2氨冷器；2#尿素增设一台φ800mm、F=110m2氨冷器，同时把氨冷器A由原来F109m2更换为F350m2的氨冷器，增加一根φ57mm气相平衡管，平衡了氨冷器的负荷，提高了氨冷器的冷却效率，从而提高了整个吸收系统的生产能力。解决了以前因水温高造成氨冷器积液，引起工况波动，为稳产高产提供了保证。
2.4两套尿素的二甲泵由原来2台增加到3台；改变了原来二循二冷溶液中CO2含量超标的现象，吨尿素氨耗进一步下降。
2.5对两套尿素的脱盐水冷却系统进行改造。1#尿素增设一台换热面积为139m2卧式脱盐水换热器。2#尿素增设一台换热面积为200m2立式脱盐水换热器，提高了换热效率，吨尿素脱盐水消耗由3.0m3左右降到2.0 m3以下。
2.6更换了两套尿素框架内的原料氨管线，对两套系统液氨缓冲槽液位调节阀、中压压力调节阀进行了改造，由六楼移到三楼，降低了操作人员的劳动强度，提高了工作效率，减少了工况波动。3.低压及解析系统
为降低改造的投资费用，低压分解系统基本利用一段分解系统设备进行改造，扩大低压分解系统的能力，并利用新技术，降低分解消耗，降低低压吸收系统的负荷。
3.1把原一分塔改为二分塔使用。并把一分加热器液位槽的膨胀蒸汽送给二分加热器使用，不足部分由中压蒸汽管网提供。1#尿素二循一冷更换为F=220m2，原F=168m2的二循一冷作为二循二冷使用。利用废旧的闲置设备，在二循一冷前增设预冷器，减轻了二循一冷和二循二冷的吸收负荷。改造后，不仅完全满足了高负荷生产的要求，而且吨尿素氨耗和蒸汽消耗进一步降低。
3.2对尾吸系统进行了改造，采用双尾吸流程。在常压尾吸塔前，增设0.4Mpa带压尾吸，提高了尾吸吸收效率，减少了尾吸塔排放气中的氨含量，由原来设计的8%降至1%以下，尿素氨耗进一步降低。
3.3对尿素深度水解装置的回流冷凝器流程进行改造，改变了以往因回流液温度高，解析超压问题。深度水解回流液温度控制在45~50℃送二循一冷。处理后含氨≤20ppm，尿素≤5ppm的废水送往水解废液和甲醇残液回处理系统，经处理合格后给造气夹套汽包使用，既节约了脱盐水，又提高了经济效益和环保效益。
3.4对高压柱塞泵填料密封水进行改造。正常运行时，氨泵填料密封水、一甲泵填料密封水、熔融泵密封水、二甲泵、氨水泵的填料密封水收集后送往碳铵液槽，经解析泵泵送入水解系统，既控制了环保排放，又降低了氨耗。同时增加了φ5000mm、V=100 m3和V=50 m3 的碳铵液事故槽，供生产不正常时使用。
4.蒸发造粒及包装系统
4.1二蒸分离器进行改造，改为旋风分离器，二蒸加热器的换热面积由原来7.5m2增加为F=12.85 m2，使用钛材材质，有效的延长了加热器的使用寿命，由原6个月左右的使用周期到目前使用10年。
4.2一尿的闪蒸由原来￠500mm改为￠700mm。并增设了闪蒸冷凝器，有利于蒸发真空度的控制。
4.3对表冷器流程进行优化改造。一表冷进行更换由F=112m2改为F=207m2，新增了二表水冷，与原二表水冷串联，改造后，保证系统的冷却效果，满足了生产能力提高的需要。
4.4一尿二表氨冷改用冷却水冷却，因原二表氨冷换热面积偏小，在其后又串联一个第二表冷器，以满足二段真空度的要求。氨冷改用水冷后，吨尿素节约冷量2.63~3.05GJ，可节约合成氨冰机吨氨电耗1度。但近年来由于一次水资源比较紧张，夏季循环水温度高，氨冷改用水冷后，二段真空度难以控制。
4.5对二蒸下液管进行改造，对易出现冲刷腐蚀的二蒸出口管道进行加粗，由￠159mm改为￠219mm有效的减少了设备的腐蚀情况，同时提高了管道的使用材质，使用316材质的管道，延长了管道的使用寿命，由一年到现在的3年左右。
4.6增设水力喷射装置。原有的蒸发系统喷射器采用蒸汽作为动力，既浪费了蒸汽，又造成氨损失。经过考察论证，两套尿素各增1套水力双吸喷射装置，取代了原一段蒸汽喷射器和二段蒸汽喷射器。水力喷射循环槽用水由熔融泵密封水供给，循环提浓后送水解系统，这样不仅节约了密封用脱盐水，而且减轻了环保压力。改造后，吨尿素蒸汽消耗下降了50Kg，日回收氨0.5t。
4.7对蒸发系统的蒸汽冷凝液系统进行改造，一、二蒸加热器不使用疏水器疏水，使用了液封自流式液位槽，降低了蒸汽消耗。
4.8对造粒系统进行改造，有效的改善了造粒塔粘塔的现象，同时尿素质量也有所提高，保证了系统扩能的要求。
5.空压站循环水系统
5.1在2009年1月份对循环水流程进行改造，增设4台12SA-13A扬程为26米的低压循环水泵，压缩机及二循一冷、二循二冷改用低压水，保证了六楼氨冷器水量，避免了夏季氨冷积液现象，同时节约了水量，减少了开泵台数，节约了电耗。
5.2在2009年2月份循环水系统增设旁滤装置，循环水水质得到改善，保证了冷却器冷却效果。同时减少了排水量，节约了一次水用水量。
5.3在2007年12月份仪表空气增设了冷干机，增加一台100m3的空气储罐，解决了仪表空气带水问题，保证了调节阀门的稳定运行。
三、工况的优化控制
设备具备了降耗的基础，同时再以正确的调整方法，即可达到节能降耗的目的，优化工艺控制操作如下: 1.用水平衡的概念指导操作
水溶液全循环法工艺是指用水吸收未反应物，分解出来的氨、CO2，以甲铵液返回合成塔。循环的内容有：①过量的氨和未反应物中分解的氨循环；②未反应物分解后CO2的循环；③水的循环。水溶液全循环法工艺的核心是保持系统水平衡，水的来源有三个：①用于吸收分解气的水；②解析气相中带的水；③一、二分气相带来的水。如果操作不稳定，带进尿塔的水增多，则转化率下降，进入循环系统的未反应物增多，分解气中水蒸气也增多；一甲液浓度下降速度增加。致使操作难以控制，发展到恶性循环而不能控制的地步。因此，维持系统水平衡的关键在于控制吸收用水和分解气、解析气中的水含量。
根据系统工艺工况，系统水平衡有三个标志：①入塔H2O/CO2比在0.65~0.85；②一甲液中CO2含量在28~34%；③二分后尿液浓度为约67%。由工艺物料衡算可知，吨尿素一段进入合成塔的水330Kg，合成塔生成的水300Kg，最后由解析废液排出。
2.提高CO2转化率
二氧化碳转化率是尿素生产中的重要工艺指标，直接影响蒸汽消耗量和尿素产量，转化率每上升1%，吨尿素在一分加热器的蒸汽耗下降约40Kg。因此，提高尿素合成塔的转化率，是降低消耗的重要因素之一，首先维持好全系统水平衡，控制入塔NH3/CO2比在4.0，H2O/CO2比在0.65（最大限度不能超过0.85），塔温188温度，尿塔顶、底温差控制在6~8度。提高转化率，减少循环负荷，减少损失量。其次是控制好CO2气的纯度，我公司NHD脱碳工艺CO2纯度在98.5%以上，CO2气的氧含量能控制的是加空气量，正常生产时控制在指标的中下限，以减少带入系统的惰性气，减少尾气排放量。同时要稳定 合成塔负荷，避免合成塔压力温度的波动。入塔甲铵液温度严格控制在95℃以内，保证一甲泵长周期稳定运行。
3.控制好一、二段的分解温度
操作中控制好一、二段的分解温度在指标内，保证使一、二段的甲铵分解率和总氨蒸出率达到指标要求。即一段甲铵分解率达89%；二段甲铵分解率达98%，总氨蒸出率达99%以上。若一段分解不完全，则负荷带至二段，一是吸收用水增多，影响系统水平衡，二是尾气中氨含量升高，氨耗高。因为二段分解负荷增加，去蒸发尿液中氨含量上升。
4.吸收系统操作
4.1一吸塔操作是关键，一吸塔工况稳定与否是体现系统水平衡程度的主要标志。稳定一吸塔的操作，控制进水量，使一甲液浓度稳定，维持液位稳定，不排放。一吸塔尽量不用底部回流氨，少用顶部回流氨，塔底部温度控制不能太底，一般在90~95度；对于水溶液全循环法，按吨尿素为基准：氨泵2.2~2.4m3，一甲液1.1 m3，氨水0.16 m3，二甲液0.32 m3，一冷加水50kg，二冷加水100kg。在实际操作中，为提高热能利用段的效率和提高一吸塔下部鼓泡段吸收CO2 的能力，应尽量加大二甲液量，但总的补水量是不变的，但要注意在改变补水量的分配后，不要忘记一吸塔的最少喷淋量，防止过低的减氨水造成精洗段超温。从一吸塔上部进入精洗段的氨水量减少后，提高了该段氨水的浓度，所以该段的温度较好控制，顶氨的补入量也减少了，能够降低一定的氨耗和顶部温度易于控制；由于进入一吸塔下部 鼓泡段的二甲液增加，吸收一分气相中CO2 的能力增强，提高了一吸塔的生产能力，同时到精洗段气相中的CO2 相减少，顶部温度更加容易控制，所以能够达到降低氨耗、增强产能和稳定一吸塔操作的目的。脱盐水温度控制在90~95℃，使浓甲铵在一吸冷却器中不产生结晶的危险。水温调至95℃是上限，如在95~100℃下循环，因汽化而使泵的循环量下降，一吸塔底部温度会上升。
4.2操作中一、二冷液位要保持在下视镜中，防止一、二冷气相带液，同时要注意不能任意排放。
4.3控制好尾吸塔的补水量和塔温，减少放空气中的氨含量。4.4开好解吸，稳定好水解操作。
4.4.1解吸操作的依据：①解析塔气相中水含量尽量少；②解析废液中氨含量，尿素含量达标且尽量低；③达到前两个条件下尽量节约蒸汽。
4.4.2解吸目的：将氨水中的二氧化碳、氨分离出来，得到二氧化碳和氨的混合气体和水的过程，解吸是吸收的逆过程，解吸需降压和提温。为此，解吸压力越低越利于解吸，但解吸气要送至水解回流冷凝故需具有一定压力，克服阻力的影响，解析塔压力控制在0.30~0.43mpa为宜。
4.4.3解析塔上、下塔温度的控制。只要解吸压力确定了，就可以查出对应压力下水的沸点。在此室温下，即可达到解吸效果。解析塔上塔Ｔ≥135℃，解析塔出液Ｔ为145℃~153℃，增大蒸汽量不会改变塔中部和底部温度，而会使顶部温度升高，故应使底部蒸汽刚能使 中底部温度达到沸点为宜。
4.4.4解析塔出气温度的控制。为了保证解析塔气相中水含量尽量少应降低解吸气相温度，通过水解自身回流来控制，但同时要兼顾回流液浓度和解析压力，故解析气相温度不能降的过低，一般控制Ｔ≤121℃为宜。
4.4.5尽量提高碳铵液槽氨水浓度。进解析塔的氨水来自氨水槽、提氢等压回收塔氨水以及铜洗再生气回收氨水，其浓度受系统影响，不易选择，碳铵液槽氨水槽氨含量一般为5％~7％。浓度升高，会使进塔溶液中的氨分压增大，从而影响解析塔的正常操作，当氨水槽浓度升高时，操作要小心。当进解析塔的量及其浓度一定时，适当提高氨水温度，可以降低进解析塔的蒸汽用量，进液温度低，耗蒸汽多，进液温度高，易发生闪蒸，使解吸气相含水量增加。进解析塔氨水经解析换热器温度Ｔ＞90℃，一般为115℃左右。
4.4.6水解目的是回收氨水中的尿素。通过直接加热，产生水解反应。得到氨和二氧化碳。水解反应是在液相中产生的，故为使塔内液体不气化，故压力必须大于该温度下的饱和蒸汽压力。水解压力一般控制为1.5~1.7mpa。水解塔温度越高，水解越充分，但由于水解塔材质允许温度的限度。我公司使用的是316衬里水解塔，故水解塔下部壁温Ｔ≥199℃，出液温度Ｔ≥200℃。水解塔上部温度≥190℃，水解气相Ｔ≥180℃。水解塔液位控制为50％~90％。
5.蒸发系统操作
5.1闪蒸真空度维持在0.02~0.03Mpa，使尿液温度达90~95℃，能稳定真空送料至一蒸加热器底部。若闪蒸真空度过高，则下液不畅，蒸发操作不稳定。
5.2维持一、二段操作在工艺指标内，一、二段真空差保持在0.03 Mpa，否则通过二段加热器时间长，缩二尿增高。
一、二段分离器中不能存液。
5.3二表氨冷的操作，对提高二段真空度很重要，必须使液位维持在30%以下，气化后的气氨能释放出去，二表液温度在15~25℃左右。
5.4减少造粒过程中尿素的损失，根据负荷大小及时调整造粒喷头转速，减少造粒粉尘的产生和尿素粘塔现象。
6.压缩机操作
重点是提高压缩机的打气量，特别是在夏季，水温高，传热效果差，能耗高是制约生产的主要问题，因此如何有效的降低一段进气温度是提高压缩机打气量关键问题所在。
6.1提高一入气体压力，增设了一入压力调节阀，便于提高和稳定一入气体压力。
6.2加强循环冷却水管理，降低水温，保证水质；定期清理各段水冷器，提高冷却效果，降低压缩机功耗。
6.3定期清理汽缸夹套；定期清理活门，提高压缩机出力率。6.4进口气阀选择弹性适宜的弹簧，降低吸入阻力 6.5坚持每班按时检查各排油阀，防止泄漏。
6.6保证气质，提高CO2纯度，提高一入气体中的有效成分，减 少压缩机虚功。
四、结束语
小区既有建筑节能改造的论文 篇8
1、项目概况及存在问题
济水苑小区(一期)位于济源市济源大道与愚公路交叉口，共19栋楼，总建筑面积为10.6万m2。小区竣工时间为，均为6层，砖混结构，项目采暖能耗偏高，但部分用户室内温度不达标，用户满意度极低。通过调查分析，该小区外墙采用240mm厚烧结粘土砖，未做保温，外窗为单框单玻普通铝合金推拉窗，屋面保温材料为50mm厚挤塑聚苯板;小区建筑的供热系统是传统的上供下回双管系统，未进行分户计量，大部分散热器支管上未设置温控阀;采暖系统供热为城市集中蒸汽供热，经小区换热站送至热用户，换热站内未安装热计量及调温装置，小区部分楼栋热用户室内温度未达到设计温度，室外供热管网系统存在明显的水力失衡现象。为了降低采暖能耗，提高人体热舒适度，该小区节能改造势在必行。
2、节能改造内容
既有建筑节能改造，是指对不符合民用建筑节能强制性标准的既有建筑的围护结构、供热系统、采暖制冷系统、照明设备和热水供应设施等实施节能改造的活动。对既有居住建筑进行节能改造前应首先进行抗震、结构、防火安全评估，对不能保证继续安全使用的建筑不宜开展建筑节能改造，或者对此类建筑应同步开展安全和节能改造。小区节能改造工程于4月开始，月结束。改造内容主要包括：室内采暖系统热计量及温度调控改造、热源及管网热平衡改造、建筑围护结构节能改造。
2.1室内采暖系统热计量及温度调控改造
室内采暖系统改造应以温度调控和热计量为手段、实现建筑节能为目的，优先实行热源计量和楼栋计量。改造后的室内采暖系统既要满足室温可调和分户计量的要求，又要满足运行和管理控制的要求。该小区原建筑的供热系统为上供下回双管系统，末端为散热器采暖，供暖用户均未安装热计量表，大部分散热器未设置温控阀，用户不能自行调节室内温度。本次改造为用户每组散热器安装温控阀，在采暖用户入口安装调节阀、过滤器、户用热量表及回水管截止阀。
2.2热源及管网热平衡改造
热源的节能改造方案应技术上合理，经济上可行。锅炉、热力站所采用的调节手段应与改造后的`室内采暖系统形式相适应。室外供热管网改造前，应对管道及其保温质量进行检查和检修，及时更换损坏的管道阀门及部件。室外管网应进行严格的水力平衡计算，当各并联环路之间的压力损失差值达不到要求时，应在建筑物热力入口处设置静态水力平衡阀。该小区热力站位于小区内，通过集中供暖为整个小区提供热源，热力站内共4组板式换热器，二次侧循环水泵8台，未安装总热量表、变频器、气候补偿器等装置。室外供热管网运行以来，部分管网腐蚀，承压能力降低;保温结构出现破损、同时有些管道阀门漏水，调控不灵活，部分并联环路压力不平衡，出现冷暖不均的现象。本次改造在热力站一次供水管段安装总热量表，循环水泵配电柜安装变频器，热力入口安装平衡阀，更新部分管网、阀门，对破损的保温结构进行修复。见图3、图4。
2.3围护结构节能改造
建筑围护结构节能改造的重点可根据建筑所处的气候区、结构体系、围护结构构造类型的不同有所侧重。改造前应首先对外墙平均传热系数、保温材料的厚度，以及相关的构造措施和节点做法等进行分析和评价，确定围护结构节能改造的重点部位和重点内容。应首先考虑透明围护结构节能改造，提高门窗的热工性能和气密性。建筑围护结构节能改造工程必须确保建筑物的抗震、结构安全、防火和主要使用功能。
3、节能改造效果计算与分析
通过对该小区室内采暖系统热计量及温度调控改造、热源及管网热平衡改造、建筑围护结构节能改造，小区用户能够自行调控、按需用热，提高了供暖房间的舒适度，围护结构的保温隔热性能得到了增强，降低了采暖能耗。具体分析如下：
(1)实现了热用户自行调控、按需用热
据了解，小区未进行热计量及温度调控改造之前，用暖费用一直实行按面积收费，用户不能自行调控，室内温度较高时，只能开窗散热。不仅用户采暖费用得不到公平合理收取，而且冬季大量燃煤供热造成了大气污染和资源浪费。通过室内采暖系统热计量及温度调控改造，小区用户可以按每天每个家庭的起居、上班规律适时调整温度，实现自行调控、按需用热，从而节省了采暖费用，节约了能源。经实际运行后统计，改造后该区域的平均供热能耗量下降25%。
(2)提高了供暖房间的舒适度
由于小区部分管网存在水力失调，导致系统流量分配不合理，造成某些区域用户室内温度不达标，有时还需要开空调辅助加热，降低了供暖标准和房间的舒适度。通过热源及管网热平衡改造，整个管网供热基本达到了热平衡，克服了“大流量，小温差”的不合理现象，有效的限制了近端流量，使远端用户达到预定的采暖效果，经现场实测，远近端用户室内平均温度可以达到16℃-22℃，有效地提高了供暖房间的舒适度。
(3)增强了围护结构保温隔热性能
小区竣工时，外墙未做保温，外窗为单框单玻普通铝合金推拉窗，仅对屋顶做了保温处理，部分墙体出现水泥皮脱落、外墙涂料风化褪色的现象，原有围护结构保温隔热性能较差。
(4)降低了采暖能耗，提高了小区居民的满意度
由于改造前小区供暖无计量装置，因此根据热力公司计量收费统计表明：该小区未改造前冬季采暖耗气量0.8万蒸吨，改造后冬季采暖耗气量0.44万蒸吨，同比耗气量节约45%，节能效果显著。同时，根据该小区物业公司对在住545户的调查，对本次改造工程非常满意的用户为234户、满意的用户为207户、比较满意的用户为104户，分别占总户数43%、38%、18%，非常满意和满意率为81%，为下一步节能改造工作的推行建立了良好的群众基础和示范效应。
4、结论
(1)通过采用围护结构保温、中空玻璃、供暖系统改造、分户热计量等节能技术后，该小区建筑物围护结构的热工性能显著提高，改造前后节能率达到45%，节能效果显著，同时减少了二氧化碳、二氧化硫等气体排放，带来良好经济效益和环境效益。