会计准则运行效果（精选3篇）
会计准则运行效果 篇1
采油七厂注水系统分为老区和外围, 老区注水系统采用注水站离心泵高压供水、单干管多井配水流程。由于运行时间较长, 已建的注水系统不能满足节能的要求, 目前存在以下几个较突出问题:站内注水泵压力根据所辖区块最高注水井压力需求而定, 注水压力虽满足小部分高压水井注水压力, 但远高于大部分注水井的压力需求, 造成注水压力损失过大, 能量浪费严重;随着油田开发的深入, 存在部分无效低效注水循环;注水管道运行接近三十年, 注水管线内部腐蚀结垢严重, 管径变细, 管线摩阻增大。
外围注水系统采用注水站柱塞泵高压供水、单干管单井配水流程。由于柱塞泵参数基本相同, 无法实现调节能力, 只能通过阀门开启度调节注水量, 导致部分能量损失。
1 注水系统优化措施及效果
针对油田注水系统能耗现状, 通过能耗大调查, 认真分析, 采取综合节能措施, 应用精细地质研究成果, 加强注水结构调整, 控制油田低效无效循环, 积极探索应用节能新技术, 降低注水站、管道能量损失, 同时加强优化运行管理, 取得了很好的节能效果, 为采油七厂油田注水系统节能优化运行提供了经验。
2011年注水量比2010年降低53.3×104m3, 注水耗电量比去年同期减少379.47×104k Wh, 注水单耗下降0.03 k Wh/m3。
1.1 减少低效无效注水循环, 实现源头控制
1) 加大水井方案调整力度。针对油田存在低效无效循环注入体, 以多学科研究成果为指导, 细化分层注水调整, 改善水驱开发效果。2011年实施水井方案控制注水调整243口井, 337个注水层段, 其中方案控水71口井89个层段, 日配注减少895 m3, 日实注减少934 m3, 截至目前已累计减少注水19.45×104m3。方案实施后, 共有对应的79口油井见到明显效果, 累计减少产液0.34×104t。
2) 开展“免测试层段轮换”周期注水。在外围油田开展了“免测试层段轮换”周期注水试验研究, 即每次只注一个层段, 其他层段投死嘴;根据年注水量要求, 确定单层段合理的注水周期;通过控制井口注水压力, 保证日注水量。通过优选试验区块, 试验区内共有注水井25口, 91个注水层段, 方案实施后, 平均注水压力下降1.76 MPa, 平均日减少注水152 m3, 年减少注水2.84×104m3。
3) 扩大外围地区周期注水技术应用规模。在外围地区新增加周期注水井62口, 与全年注水相比, 累计减少注水36.1×104m3;同时为控制含水上升, 降低油田注采比, 在外围油田老井区实施周期调整24井次, 累计减少注水2.68×104m3。
1.2 注水站节能优化措施
老区由于多年生产运行, 随着开发调整, 注水系统也在变化、调整, 部分注水站泵况与站外系统不匹配, 注水站泵管压差大, 站内能量损失严重。针对这种问题, 采取注水泵减级和安装前置变频来降低泵管压差及注水站内能耗。
葡1-1注水站站外注水系统所需注水压力为15.0 MPa, 而该站2#泵为10级泵, 泵压为17.9MPa, 管压差为3.4 MPa;2#注水泵减级并安装前置变频后, 泵压平均降低2.8 MPa, 泵管压差平均降低3 MPa, 日耗电平均减少3371 k Wh, 注水单耗平均降低1.8 k Wh/m3。
葡一联注水站2#注水泵减一级, 变频开始投入运行, 运行后, 泵压平均降低1 MPa, 管压平均降低1.1 MPa, 日耗电平均减少797.1 k Wh, 注水单耗平均降低0.06 k Wh/m3。
1.3 高压注水井优化措施
通过老区注水站注水井油压调查发现, 部分注水站为满足极少数高压注水井压力要求, 注水泵扬程均远远高于大部分注水井所需压力, 致使泵管压差大, 截流损失大, 能耗高。在葡一联地区开展注水系统管网优化运行, 对站外高压注水井采取增压泵增压措施, 满足高压井注水压力。
葡一联地区注水井井口最高油压为14.8 MPa, 最低4.3 MPa, 配水阀截流损失3.6 MPa, 能量损失严重。经分析该地区高于12.5 MPa的注水井23口, 占该地区注水井数的10.2%。
以12.5 MPa作为葡一联注水压力分界线, 高于12.5 MPa的水井采取单独增压, 一方面降低注水站内注水泵出站压力, 对注水泵进行减级, 安装变频器, 降低注水泵泵压, 使得泵压减为13.5 MPa, 此泵压可满足葡一联地区油压小于12.5 MPa的水井注水压力需求;对高于12.5 MPa水井, 在配水间内安装增压泵, 提高注水压力, 满足高压水井的注水需求, 同时降低注水站的出站水压, 节约注水泵的耗电量, 减少能耗, 年节约电量90×104k Wh。
1.4 注水管线射流冲洗
为了减少管路压降损失, 开展了注水管线空穴射流冲洗试验, 彻底冲洗管线, 提高注水管线内壁光滑度, 降低压力损失。当射流压力达到60 MPa以上时, 除垢效果极佳, 清洗速度较快, 除垢率达到98%以上[1]。经过对注水干线空穴射流冲洗试验, 统计管线前后压力损失, 可知冲洗后每公里注水干线压降降低0.1 MPa, 每公里注水单井管线压降降低0.42 MPa。在采油七厂部分地区对30.5 km注水管线采用空穴射流清洗技术, 降低管线压降, 达到注水管网节能降耗的目的。
1.5 优化生产运行
1) 加强柱塞泵的维修工作, 保证设备在良好状态下运行。采油七厂外围油田属于低渗透油田, 注水井注水压力高, 最高达到20 MPa, 采用低压供水柱塞泵增压注水工艺。由于柱塞泵运行中配件易损坏, 维修工程量大, 影响柱塞泵使用效率。为提高柱塞泵使用效率及保证注水井正常注水, 该厂与柱塞泵生产厂家签订协议, 所有柱塞泵都由厂家进行维修, 维修人员住在前线, 柱塞泵出现问题能够及时进行维修, 保证设备完好率达到100%, 使柱塞泵始终处于良好的运行状态, 提高柱塞泵运行效率, 达到降低柱塞泵维修费用及节能的目的。
2) 抓好注水泵启停管理工作, 严格控制在用电峰值启停注水泵。为加强注水站注水泵运行管理, 运用科学管理办法, 降低注水泵耗电。注水站启停注水泵首先向主管部门汇报, 同意后方可启停注水泵;倒泵必须在用电平谷段进行操作, 注水泵在峰段时出现紧急情况, 停泵后及时汇报, 及时做好备用泵启泵前准备工作, 请示电调同意后方可启泵。
3) 细化注水管理, 满足油田开发方案需要。采油七厂部分地区属于低渗透油田, 在不同时期不同阶段注水量和注水压力都会发生变化, 因此, 注水站在运行过程中, 应考虑不同时期运行不同参数的注水泵, 来满足注水压力和水量的需求。例如, 该厂某地区间注井较多, 冬季和夏季油田注水量差异较大, 注水站采用同一参数的注水泵运行, 就会造成冬季耗能大的问题, 因此, 为满足冬夏季正常生产要求, 采取对该地区注水站3台注水泵中1台注水泵进行减级, 由原来的10级减到9级。当夏季油田用水量大时, 运行10级注水泵, 满足注水压力和注水量的需求;当冬季油田注水量小时, 运行9级注水泵, 就能满足注水压力和水量的需求, 达到节能的目的。
2 结论及认识
采油七厂老区注水系统运行三十余年, 当年设计模式近年来逐渐显露出一些弊端, 系统能耗高, 运行成本大, 导致注水系统成为油田一个能耗大户, 年注水耗电占油田生产耗电比重逐年增长。通过今年采取的一系列节能降耗优化运行措施, 取得一些显著效果, 同时还有以下几方面工作需要继续努力。
1) 注水系统能耗是在水注到地下过程中发生的, 因此, 降低无效低效注水循环、实现源头控制是注水系统节能的关键。
2) 根据开发形势的变化, 部分注水站已不能满足油田节能形势的需要, 因地制宜地采取优化措施, 降低泵管压差, 减少截流损失是站内优化的必要措施。
3) 所辖高压注水井比例较小的注水站, 考虑单井增压措施时, 需进行增压泵增加耗电量与注水站减少耗电量的综合对比, 寻找临界值。
4) 对老区内部结垢严重的注水管线应定期冲洗, 减小管线内部摩阻, 提高管线光滑度, 降低压力损失。
5) 继续抓好注水泵启停管理工作, 严格控制在用电峰值启停注水泵, 达到节能的目的。
参考文献
[1]周战军, 王汝广, 周峰, 等.注水管线物理清洗技术[J].油气田地面工程, 2007, 26 (12) :48-49.
会计准则运行效果 篇2
尽管abc的优越已是众所周知，但在实务中其成功运用率却不尽如人意，究其原因，大多不是方法本身，而是该方法的运行基础——环境和条件不到位或不合理所致。在未能成功实施abc的原因调查中位居榜首的是：很多公司过分强调abc系统的结构及软件设计，而未能对行为和组织因素给予足够的关注。
根据调查显示，能否成功实施abc，关键取决如下几方面：
1、明确而一致的系统目标：系统的目标决定着系统的设计及其运行结果，目标不同，系统的结构设计、实施方法及其运行结果均会不同。如果没有明确而一致的系统目标，必将导致不明确甚至混乱的设计和结果。
2、最高管理当局的支持：abc系统的运行涉及面广，并需要一定的人力、物力、财力支持。最高管理当局的支持与否，是abc系统能否实施的前提。
3、与业绩评价和报酬计划对接：变革常常会遭遇抵制，
通过提供必要的激励，引导员工支持并参与abc 系统的设计和运行，并保证依据他们的业绩进行恰当的评价和奖惩，将有助于系统的推进。
4、非会计所有：abc系统是贯串公司的所有成员的实践运用，而不是仅仅针对并依赖于会计部门。
5、培训：对管理阶层及全员进行有关abc设计、实施及系统有效性等方面的培训，使他们明白其概念并正确评价其优势，有利于激发大家的参与热情。
此外，为了更好地运行abc系统，还应该注意以下几个问题：
1、在abc系统设计中充分介入管理者和雇员，使他们熟悉并感觉自己已融人且分享这一系统，从而更乐于实施。
2、局部试行abc：abc应该先在简单的工作中试点，那样成功的可能性更大。这种试点能表明该系统是如何运行的、为什么这样运行。成功应用于某一方面后能使人们对abc的成效看得更为清楚。
3、简化abc的初始设计：保持最初abc设计的简单化可减少实施时间并降低成本。
会计准则运行效果 篇3
关键词：脱硝系统;脱硫系统 ;引风机;增压机
当前，钢铁厂向大气排放的气体中，多含有硫化物及氮氧化合物，这些气体均造成大气污染。为此，应对排放气体进行处理。按照相关要求，应为烟气系统安装脱硫和脱硝装置，以减少废气污染物的含量。脱硝及脱硫装置的应用，需要改造烟气系统，以满足设备正常运行的需要，因此，提出了引风机和增压风机合并的改造方法。
1.改造方法
改造前，以串联运行控制的方式连接引风机和增压风机，改造前，引风机与增压风机串联（具备脱硫、脱销装置）。引风机与增压风机合并改造的方法主要有两种，具体如下：
（1）烟气旁路系统拆除法。该方法将旁路烟道、原烟气及净烟气挡板拆除，不拆除增压风机。此方法存在一定缺陷，主要是增加了机组事故停机率，原因为脱硫装置或增压风机易发生故障，故该方法不作推荐[1]。
（2）“增引合一”法，即引风机和增压风机合并。该方法不仅拆除了一组烟气旁路系统，还拆除了一组增压风机，使引风机合并增压风机成为新的风机。由引风机系统、原烟气烟道、净烟气烟道和脱硫吸收塔（FGD）构成新的烟气系统;新的引风机系统，组成部分有：入口挡板、出口挡板、润滑油站、密封风机等。引风机和增压风机合并后，脱硫、脱销装置及整个烟气系统的运行方式都得以简化，为推荐方法。该方法规避了第一种方法缺点，但是大量改造、优化了部分装置的控制系统[2]。
2.“增引合一”改造后效果分析
2.1引风机效率比较
以额定功率、额定电压、额定电流分别为7200kW、 6 kV、 826.3 A的引风机和2 100 kW、6 kV、255 A的增风机为例。经过改造、调试后至稳定运行，1 000 MW满负荷状态下运行，风机流量约为466m3/s（单台），效率约为85.0%;改造前，引风机流量约为474 m3/s（单台）风机效率约为84.0%;可见，引风机效率提升不明显，仅为1%左右。但是，由于去掉了一组增压风机，所以增压风机的效率是提升的[3]。
2.2节能效果分析
改造后，满负荷状态下（1 000MW），引风机电流最大值仍都低于额定电流，但是此时电流高于改造前电流，可知引风机效率的确得到了提高，从经济性角度分析，改造达到了节能的目的。
增压风机总功率与负荷降低值变化呈正相关性，但是，负荷达到950MW时，增压风机达到最高效率，该点及附近节能效果略有减小。满负荷运行状态下（1 000MW），总功率为1 830 kW使，节能效果最佳。总体来说，节能效果是十分明显的。
除总效率提升外，厂用电率下降的效果也较为明显。高负荷时的节能效果要明显优于低负荷时，但总的厂用电率降低明显，详细计算如下：
按上网电价为0.5元/（kW·h）计算，单台机组若全年满负荷运行，则能节省0.5×1830×24×365=801.54万元。虽然改造、优化风道和挡板可产生一部分费用，但是改造所带来的经济效益远大于改造费用，企业获益巨大。
此外，在改造后，如增压风机发生故障，可使用旁路烟道，引风机代替增压风机带动脱硫系统，可有效解决改造前增压风机故障影响脱硫系统的问题。改造后， 可确保脱硫系统的投入率，使企业严格依据国家环保要求从事生产活动，企业不仅获得了巨大的经济效益，还收获了社会效益。
3. 600 MW引风机和增压风机合并案例
3.1一般资料
辽宁某钢铁厂增加脱硝系统后，需对原有的引风机和增压风机进行合并改造。两台发电机组均为600w，型号为 HG-2070/17，5-YM9。原锅炉处于亚临界参数，在脱销系统下，机组安全性得不到保证，为此，进行引风机和增压风机合并。
3.2“引增合一”改造方案
对原型号的引风机进行扩容，改造为双级动叶可调风机（型号为SAF37.5—23.7—2），风机直径未作变动，新风机的转速达到了745 r / min。改造过程中，还优化了脱硫烟气换热器（ GGH）与风机出口间的烟道，拆除了一台增压风机和进口烟道[4]。
3.3运行节能效果分析
引风机和增压风机合并改造后（600w），新风机投入运行中，风机的转速提高，原风机的转速为590 r/min。改造前、后相比，风机运行经济性未发生明显变化，效率与改造前基本相同。高负荷时，改造前效率为90.0%，改造后为88.4%，效率变化不大，较为合理;低负荷时，改造后运行效率出现小幅度下降，下降幅度约为6.2%。
计算用电率的变化可知，预估用电率和实测用电率分别为0.1497%和0.1470%，差异不显著。新风机组的耗能减少，以负荷 460 MW、运行 6000 h 计算，新风机组与原风机组相比，节约电能 409 万 kW·h，与预期节能效果基本相符，改造效果较好。
总体来看，新引风机的运行经济性较为合理，改造后增压风的运行经济性提高较大。
4.结束语
综上所述，“增引合一”改造对于节能和环保具有重要作用，企业可应用此方法达到节能的目的和提高经济收益的效果。此外，改造后引风机和增压风机表现出了较好的节能效果，不仅减少了运行设备数量，还使脱硫装置更加简单的运行，同时也减少了维护成本。
参考文献：
[1]张建中.锅炉炉膛及烟气系统瞬态防爆设计压力取值标准问题的探讨[J].热机技术，2012，12（4）：55-60.
[1]祝文杰，黄晖，王观华. 600MW超临界燃煤发电机组引风机选型分析[ J].湖北电力， 2012， 33 （3）：38-39， 70.
[3]李远飞. 300 MW机组引风机和脱硫增压风机合并分析[J].科技情报开发与经济， 2013， 17 （36）：287-288.