节能增效措施
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节能增效措施范文第1篇
中图分类号：TM3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）36-0345-01
前言
目前油田进常用的三相异步电动机，在理想情况下的效率为90%左右，且大多功率因数小于0.4，所配的电动机装机功率较大，而电动机正常运行时都是轻载运行，造成抽油机负载率低，与电动机不匹配，形成“大马拉小车”的生产状况，浪费电力严重。抽油机使用的电动机工作载荷是带冲击的周期变载荷，与按恒定载荷设计制造的通用电动机的工作特征不匹配。通用电动机的机械特征是硬特征，在运行过程中其转速随载荷变化不大，而抽油机的交变载荷增加了电动机的电动损耗，再加上选择的抽油机与实际需要不匹配，降低了整机的地面效率。分析抽油机的用电特征，根据每台抽油机具体的“症结”所在，综合考虑制定出相应的节电措施，实现其经济运行。
1 电动机带动抽油机生产存在问题
1.1 电动机负载低
为保证抽油机的启动要求和在运行时有足够的过载能力，通常所配的电动机装机功率较大，而电动机正常运行时都是轻载运行，造成抽油机负载率低，与电动机不匹配，形成“大马拉小车”的生产状况，使线路、变压器、电动机的功率损耗增大；电动机的运行效率取决于负载率，轻载时电动机的效率很低，当负载增加到一定值时，变化则很小，有实验证明：负载率〈0.4时，效率的变化不大，负载率>0.7时，效率最高。当电动机负荷很低时，电动机仍要从电网吸取较大的无功功率，从而降低了功率因数，这就是目前电机功率因数低的主要原因。
1.2 平衡率低
现场使用的抽油机平衡率低，严重的不平衡造成电力的浪费，造成多数电动机电流变化不均匀，使电动机内耗大大增加，影响整个抽汲系统的效率。
1.3 存在发电现象
现有的节电措施大都是针对电机低负荷率下效率低和功率因数低造成的电能浪费的情况，而抽油机浪费电能的另一个重要原因是抽油机拖动电机发电，有实验证明：目前使用的各种类型的电动机都多少存在这种情况。由于抽油机负载波动很大，在抽油机的正常运转中会出现抽油机减速箱输入轴的运转速度大于电机对它的驱动速度的情况，这时，抽油机就拖动电机发电，其发的电不会完全与电网同步和存在线路损耗，可以肯定电机发的电不能完全被电网利用。在整个电能―机械能―电能的转换过程中能有很大的一部分能量被浪费掉。
2 游梁式抽油机节能特点和应用
常规型游梁式抽油机工作特点是承受交变载荷，悬点运动速度和加速度的变化使载荷极不均匀，工作能耗偏高，不平衡现象普遍存在，地面系统效率偏低，用电多。异向型游梁式抽油机具有峰值扭矩低、所需电动机功率低等特点，运转时平衡效果较好。在相同的情况下，其系统效率比常规型高2.5-4%。前置式游梁抽油机具有平衡效果好、光杆最大载荷小、节能效果好等特点。其缺点是悬点载荷低于额定悬点载荷，造成抽油机资源的浪费，工作时前冲力大，影响机架的稳定性，使它的应用受到制约。现场应用的节能电动机主要有：变级调速、电磁调速电机（滑差电机）、变频调速、高转差率电机、永磁同步电机、双功率电机几种，下面对它们的特性和现场应用情况做一简单陈述。变频调速可以低速轻载启动，抽油机冲次及上下冲程的速比可实现无级调节，可以根据油井井况进行抽空控制，自动调节抽汲参数，有电流保护、过电压保护等作用，但由于价格昂贵和维修不方便等的原因，在现场应用极少。滑差电机可实现无极调速，电机转轴与负载之间为软特征连接，可以平滑启动，但低速时损耗大、效率低，由于应用调速电机的油井多为供液能力差、需实现低冲次运行的油井，此种电机在现场应用不广泛。高转差率电机具有较高的转差率和软的机械特征，较高的堵转转矩和较小的堵转电流，较高的效率、功率因数，适用于转动飞轮转矩较大和不均匀冲击载荷，特别是抽油机用冲击载荷。双功率电机是油田与石油大学合作研究生产的，采用改变绕组的接法来改变电机的极数和输出功率，以便与机械负载的负载特征相匹配，可以简化其变速系统，从而实现节能的目的。永磁电机是一种同步电机，具有体积小、重量轻，结构简单，效率高，功率因数高，运行稳定的特点。特别在抽油机轻载时在一定范围内的效率还要高于额定值的94%，最高可达96%，又可获得任意高的功率因数，最高为0.98左右，还可起到补偿电容器的作用，启动力矩大，过载能力强，从根本上解决了“大马拉小车”的现象，节电效果非常明显。
3 抽油机井节电措施
可以根据每一台抽油机具体的“症结”所在，综合考虑制定出相应的节电措施，实现抽油机的经济运行，下面提几点措施：（1）提高电动机的负载率。电机低负荷率下的效率低和功率因数低是抽油机浪费电能的原因之一，电动机负载率提到7-12%，则系统效率可提高2-4%，当电机负载率低于25%时，应考虑奉还一个低容量级别的电动机。（2）油井参数优化。针对供液不足井泵效低，耗电量大的现状，采取低速电机和变频器手段进行参数优化，达到节电的目的。（3）合理选用抽油机机型，充分发挥抽油机潜力。抽油机的悬点载荷状况是影响抽油机能耗的主要因素，其理想载荷率为80%左右。由于油井井况多变，因此需要经常调节平衡，另外的原因是，平衡度好的抽油机，在稳定生产的情况下，抽油机拖动电动机发电少。（4）选用节能电动机，改造普通电动机。根据现场情况，选择节能电动机，减小机内损耗，提高电动机本身的运行效率，使抽油机与电动机保持良好的功率匹配，提高效率，节约用电。改造现有普通电动机，在电动机机轴处安装一个带蓄能器的离合器，使电动机实现空载启动，降低启动电流，从而减小电动机的装机功率，提高电机的负载率。电动机的星角接线自动变换装置，在轻载时，Y接线运行，负载增大时，改为角接线运行。（5）安装无功补偿装置。单井功率因数补偿柜是在变压器低压侧投加电容，利用无功就地补偿装置产生的容性电流抵消电动机的感性电流，油井安装无功补偿器后，降低了线路的损耗和变压器的铜耗，从而提高功率因数，提高效率，达到节电目的。（6）使用节能减速器。抽油机节能减速器由一个轴承支座和两个大小不同的皮带轮组成，两个皮带轮通过轴和轴承固定在轴承支座上，轴承支座通过底座螺栓固定在抽油机底座上，大皮带轮通过皮带与电机相连接，小皮带轮与抽油机皮带轮连接，通过加大传动比，在电机功率降低的情况下，满足抽油机悬点负荷要求，实现0.5-4.0次达到降低冲次和节电的目的，其具有启动平稳、运行平稳、优化油井参数、降低电耗与成本的特点。
此外，抽油机拖动电动机发点过程很浪费电能，目前还没有对抽油机拖动电动机发点的节能技术进行更深入的研究，以后这方面是一个研究方向，是一个节能增效点，具有广阔的节能前景。
节能增效措施范文第2篇
关键词：供电企业；供电系统；节能增效技术；问题；措施
中图分类号：F426 文献标识码：A
本文主要从大型工、矿企业角度的供电系统现状进行阐述。大型工、矿企业供电系统中的受电电源通常为电力系统中的变电站，所受到的电压也各不相等，主要是由企业性质、用电负荷大小及变电站供电电压而决定。大型工、矿企业通常具有一、二级负荷，因而其受电电源主要采用35千伏的双电源，按照相关规定的结转方式将总降压变电站和高压配电线路进行联接，以此构成企业的高压供电系统，从而为企业各部门用电提供服务。
1 供电系统概述
1.1供电系统的定义
供电系统即是由能产生电能的电源系统和输送给用电的输配电系统共同构成。主要能分为三种，分别是TT、TN、IT。供电企业电力系统中的重要组成部分就是供电系统，是按照规定的接线方式将配电线路和电气设备有机结合；供电系统的电能来源于电力系统，通过对电能进行合理变换、分配及输送等，将电能安全、有效、实时的输送到各个用电场所，而后利用相关的电气设备来控制用电场所的运行状态，最终使电能服务于人民日常生产、生活及社会经济发展。
1.2供电系统现状
配电线路和变压器配置不合理，大型工、矿企业供电系统中电力变压器与配电线路耗能最多，这主要是由市场需求变化和企业生产工艺变化而决定的，通常最为常见的情况就是设计配置的电力变压器容量无法与企业实际负荷所匹配，例如变压器损耗大、容量大、负荷率小；配电线路长短不一，不规范、不合理；这些均是造成线路损耗加大的主要原因。
当前，在我国工、矿企业中普遍存在用电设备和供电线路陈旧老化情况，例如变压器、压缩机、电动机、电焊机机等，这些用电设备和供电线路在日常运行时电能耗损大且效率低下，导致过多的电能资源被浪费。此外还有瞬变电压、浪涌电流、谐波以及供电电压不稳定等，这些因素均会对工、矿企业供电系统的正常运行及用电的安全、有效、实时造成极大的影响。
2 供电系统中存在的问题
（1）节能增效技术不完善，导致节能增效设备成本投入过大且不易回收；（2）节能增效设备操作较为繁琐，导致工作量加大，出于经济利益考虑，便将这些设备弃之不用；（3）供电系统相关工作人员检查力度不足及技术水平有限，由于供电系统具有复杂、专业技术性强等特点，一旦发生故障，不仅无法及时发现且修复耗费的时间也较长、较困难；（4）部分供应商供应的系统设备不合格，易发生故障；（5）供电系统中的配电线路过长及布局零乱，这样极易产生干扰和出现人为事故；（6）电力产品质量不合格，配置不合理，导致系统时常发生不明故障。
3 加强供电系统节能增效的有效措施
3.1供电系统节能增效技术措施
3.1.1加强配电网规划和建设力度
供电企业应加强配电网规划和建设力度，并以提高当地电网供电可靠性、有效性、实时性以及降损增效为原则并结合供电企业和当地实际建设发展状况不断对配电网网架结构进行优化。在进行配电网建设时，应将节能降损增效提高到足够重要的工作层面上，加大对节能降损增效项目的投资力度并贯彻落实该项目，从而做到以有限资源获取最大经济消耗。
3.1.2加强配电系统自动化建设
配电系统自动化建设能进一步实现供电系统节能降损增效的目标，提高供电企业服务质量，还能降低线路冗余容量，节省供电企业对线路的投资。所以供电企业应加强配电系统自动化建设，同时不断学习国内外先进经验，并进行深入研究，结合供电企业特点发展出适合自身的自动化配电系统，从而为供电系统的节能降损增效提供有力的支持。
3.1.3做好用电设备检修和输配电线路维护工作
供电企业应做好用电设备检修工作，以降低停电次数与时长，从而提高服务质量；还应做好输配电线路维护管理工作，防止或减少电能泄漏。用电设备检修和输配电线路维护工作主要内容有对用电设备进行严格的检查、维修并定期进行清扫和更换绝缘子，对输配电线路进行定期维护，修剪树枝，测量接头电阻，不管是用电设备还是输配电线路都应做到定期检修、维护，做到及时发现问题迅速解决。
3.1.4采用先进技术，促进电量远传工作
供电企业应积极采用并大力推广各种先进手段，例如自动化配电系统、集中抄表系统、在线监测系统在线监测系统等，以此促进电量远传工作更快速、有效的完成。电量数据能为线损工作提供重要依据，实现电量数据远传有助于提高线损管理水平。供电企业应加强变电站电量远传系统建设工作，并最大程度开发利用电量远传的系统功能，从而促使电量远传系统功能更完善、更有效。
3.2供电系统节能增效管理措施
3.2.1加强线损管理工作
供电企业应加强线损管理工作，以此从根源上降低电量损耗，制定针对性的电量降损计划，逐渐实现电量数据远传，以此提高供电量数据同时率，减小线损率波动。不断完善线路考核计量装置，对线损率进行统一规范，实行量化考核，做到责任到人，并建立有效的奖惩机制，根据考核结果执行考核机制。此外，供电企业还应加强线损预测分析和理论计算工作，以便对供电系统电网运行损耗情况进行充分掌握，对降损方向有明确了解，从而为制定科学合理的降损方案和年度降损计划提供重要依据。
3.2.2加强计量管理
供电企业应加强计量管理并加大对计量装置的投入力度，以此提高计量的精准度，确保计量的准确性。供电企业应被市场淘汰的电能表进行全部更换，并不断优化升级低压电流互感器。对计量装置进行合理改造，采用将电能表集中安装于专用表箱、专用计量柜的方式，以此防止窃电情况的出现；对低压电力用户安装漏电保护开关；对高供高计用户采取使用高压计量箱并配备磁卡表的方式。此外，供电企业还必须定期对计量装置进行检查和轮换，采取定检、抽检有机结合的手段，以此确保计量的准确性。
3.2.3开展普查活动，加强反窃电工作
（1）供电企业应积极组织开展营业大普查活动，采取定期或不定期的突击检查，对偷、漏电情况、电力用户帐卡、电表、接线等进行重点检查；并加强对临时用电的检查，对电能表和计量装置的检查，做到现场实测电能表，现场核查电能表底数，对电能表接线、电压和电流互感器进行检查，以此提高供电企业抄收和计量的准确性，提高其业务经营管理水平。
（2）供电企业应加强反窃电工作，并严格按照相关法律法规对窃电行为进行严厉打击。加强电力营销部门的管理，并建立有效的管理体制，促使每个职工在实际工作中做到相互监督、相互制约。加强用电营销稽查，充分发挥营销稽查作用，同时加强对电力营销部门的监督。加大用电宣传教育力度，促使供电企业的所有职工和人民群众对用电知识有足够的了解，并要求人民群众积极配合从而共同创造出一个安全、有效的用电环境。此外，供电企业还应建立健全完善的反窃电机制，并邀请公安机关、检察机关等密切配合，共同打击窃电犯罪。
结语
综上所述，对供电企业供电系统节能增效技术进行分析与探讨具有十分重要的意义。不仅能提高供电企业服务质量，增加企业经济效益与社会效益，还有助于促进电力事业的可持续发展，从而有助于实现我国节能减排的宏伟目标。
参考文献
[1]唐整生.供电企业供电系统节能增效技术浅析[J].化学工程与装备，2011，04：99-101.
节能增效措施范文第3篇
【关键词】注水 节能增效 潜力
油井开采后期，由于压力降低或石油黏稠带来开采困难，多通过注水理提高地层压库力，提升采油效益。然而许多注水系统设施存在问题，导致注水工作产生的能耗大，效率低，所以分析现阶段油田注水中存在的问题，并采取合理措施改进，优化注水的地面配套工作，挖掘节能增效的潜力成为采油工作者面临的课题。下面就围绕这个问题谈谈笔者的看法。
1 影响油田注水系统效率的因素分析
油田注水系统，结构复杂，系统庞大。受到影响的因素有许多，总体来讲，导致效率降低的原因主要有如下方面：
（1）电动机型号有匹配问题。某些油田所采用的电机型号在电机功率的选择问题上出现偏差，主要是和注水泵型号不相匹配，结果出现了电机出力不足问题，电机损耗过大，俗话叫大马拉小车，导致无功功率的损失过大。
（2）注水泵的效率偏低。根据有关数据的调查分析，现除段注水泵的平均效率并不太完美，主要为总效率的百分之七十二，这一点明显偏低，离总公司要求的百分之七十五再差三个百分点。而相比来言，国外在注水泵运行的效率方面，其效率几乎达到百分之八十。分析其原因发现，导致泵效低的主要问题有：一是注水泵牵扯到多种因素出现泵体本身效率低下，二是在注水泵的型号选择与配套问题上出现事故，比如泵管的压差大，导致出现节流损失，能量损失严重的现象，这些问题不容忽视。
（3）注水系统管网设计较为复杂，造成能耗损失过大。导致能耗损失大注水管网能量损耗主要是管件的沿程阻力损失和局部阻力损失，如阀门三通等，它们都与流量输送距离和流速平方成正比。主要表现在：注水系统是由大量的简单管元部件组成一个复杂大系统。由于各油田注水系统的差异，系统内管件数量是不确定的；且对于同一类管元部件，其参数又是千差万别的，从而导致在计算过程中需要分别研究。
注水站在布局上存在不合理现象，有些注水站的注水半径过长，都能达到十几公里左右，长距离导致由注水站至注水井的压降达到三点五兆帕，甚至还要多，这里面，泵管的压差控制约一兆帕，配水间内控制约一点五兆帕，其余为沿程阻力损失。
（4）注水系统某些环节匹配不合理。一是注水系统效率较低。由于注水泵的管网之间存在匹配不合理现象，比如注水站与管网，以及阀门等配置也有不合理，出现注水泵的运行偏离高效区，注水系统较低。二是为满足不同时期、不同开发阶段的部分油田对于注水量的变化存在不同要求的现状，注水站要频繁地调整注水系统的生产方案。而有些生产方案的调整可能存在问题，比如，多数注水系统的运行要靠注水管理人员的主观认识和主观经验来判断，缺乏严格系统科学的程序或方法，从而导致出现生产方案不够合更，不能及时保证注水系统在比较优化的状态下工作，从而导致系统的效率比较低下。而有时候，注水系统中的系列参数又不能及时围绕油田注水实际的变化而调整，因此导致问题频发。
2 优化注水地面配套，挖掘节能增效潜力的措施
（1）提高注水泵效率，合理匹配电机。要想提高水泵的效率，应该尽量减少机械摩擦和漏水量，并力求改善过流部分的设计和提高制造、装配质量。而在进行注水工艺设计时则应做到合理选用高效大排离心注水泵大排量离心泵的过流面积大，阻力小，容积效率和水力效率也较小排量泵有显著提高。因此，选择大排量泵是提高注水泵效率最有效的途径之一。油田开发早期，由于注水量较小，多选用排量较小的一一注水泵，该泵运行效率一般不大于，注水耗电指标也大大超过总公司要求。随着油田进入开发中后期，注水量大幅度上升小泵很难适应这种变化。因此，应适时根据注水系统的需要，优先选用高效大排量注水泵。笔者单位新民采油厂根据设计规模，在6#站规划设计时进行了两种泵的对比，采用离心泵需用2台，采用柱塞泵则需4台泵。经过计算分析，采用一离心泵注水耗电远远大于采用柱塞泵耗电，后者的耗电明显低于前者，选用柱塞泵，淘汰低效离心泵，使泵效提高了。
（2）改造老式离心泵。注水站大多采用低效小排量注水泵。在注水量增加不大或全部换型不现实的情况下，可结合泵的大修采取技术改造办法，提高泵效，实现节能。调整注水泵的级数。注水泵泵压大多是根据地质部门提供的注水压力这一基础数据计算得出的，但此压力往往高于实际需要的注水压力。尤其是经过一段时间的采油之后再转注时，需要的压力更低。当运行泵压超过注水压力并大于泵的单级叶轮产生的压力时，即可撤级。因为注水耗电与泵压成正比，撤级即是降低泵压，可以收到明显的节电效果。
（3）合理井站布局，采用低压供水。通常情况下，一旦油田面积太大，而又仅安装一台注水泵，就会导致高压管线变长，从而造成管网损失过大，如果区块中的压力不同步，根据能够满足高压区块的设计要求，泵压的损失会尤为明显。这就要经过经济技术之间的比对，进行集中低压供水，当然也可以单独设置注水站的小站加以注水。新民采油厂在井站布局改造设计时，通过一座注水站提供合格水，并经过低压送到三座注水站的小站注水工艺。经过实践探索，发现管网的效率比改造前提高了不少，可见采用低压供水对于节能增效来讲，是完全可行的。如：吉林油田新民采油厂3#注水站、6#注水站采用了单独设置注水站的小站注水流程，减少了管网损失，同时满足了高压区块的注水需求，泵压损失明显减少。
（4）做好注水规划设计减少管网损失。要遵循整体降压、分区分压、局部增压、合理搭配的原则。提高管网效率的一条基本原则是注水站泵压与所辖范围内的注水井井口压力有一个比较经济合理的匹配值，以使其沿线压力损失最小，又能满足注水压力的要求。如个别区块注入压力远超其他临近区块，属于高压注水井，将少数高压井采取局部增压和分区分压的注水工艺，利用增注泵，将原不能满足注入压力需求的低压注入水，分段提高注入压力，解决了个别区块注入压力高过的问题。
（5）选用耐腐蚀材料。大多数油田的注入水腐蚀性都较强，随着泵过流部分的腐蚀，容积效率也大大降低，整体泵效下降很快。因此，选择合适的泵体材料至关重要。另外还要合理匹配电机，选择节能型高效电机。
3 结束语
综上，笔者围绕着四大方面谈了油田注水中存在的问题，并通过五点措施进行优化，通过采取合理措施改进，以实现优化注水的地面配套工作，挖掘节能增效的潜力。希望笔者所谈能为此问题的解决起积极作用。
参考文献
[1] 张黎.油田注水系统节能措施分析[J].中国石油和化工标准与质量，2011，（07）
[2] 江林，窦红梅，吴红伟，傅绍斌.尕斯油田注水系统腐蚀原因和影响因素研究[J].广州化工；2011，（12）
节能增效措施范文第4篇
关键词：先进控制；节能；化工过程
中图分类号：TP311 文献标识码：A 文章编号：1009-3044（2015）31-0204-03
Advanced Control Technology to Promote Energy Conservation of Chemical Production For Refining & Chemical Company
TANG Juan
（Lanzhou Research Institute of Petrochemical Industries Co， Lanzhou 730060， China）
Abstract： In recent years， facing tremendous pressure in the energy consumption and energy efficiency levels for the petrochemical plants， advanced control and optimization technology as an energy saving technology measures has been successfully applied in Lanzhou petrochemical chemical production process， which play an important role in the energy saving and efficiency. First， this paper introduces the technological base to realize energy saving and efficiency， including soft measurement technology， multi variable predictive control， and advanced control and conventional control’s Synthesis and integration. And then ， it discusses in detail the typical application of advanced control and optimization technology in the process of chemical production， focusing on Acrylonitrile Unit， Aromatics Unit， Ethylene Unit， and Polypropylene Unit.
Key words： advanced control technology； energy conservation； chemical production
1 概述
国家“十二五”规划提出了节能减排的目标和要求，石油石化等高耗能行业企业到2015年末完成单位GDP工业增加值能耗分别比2010年下降18%，主要污染物排放总量减少10%的目标。规划明确提出石油化工行业节能途径与措施：全面推广大型乙烯裂解炉等技术；重点推广裂解炉空气预热、优化换热流程、优化中段回流取热比、中低温余热利用、渗透汽化膜分离、气分装置深度热联合、高效加热炉、高效换热器等技术和装备；示范推广透平压缩机组优化控制技术、燃气轮机和裂解炉集成技术等；研发推广乙烯裂解炉温度与负荷先进控制技术、C2加氢反应过程优化运行技术等。针对乙烯、芳烃、合成材料及单体等石油化工行业重点产品提出了指导性节能措施。
石油化工行业面临严峻的节能减排形势，“十二五”是实现节能减排约束性目标的关键时期。石油化工行业节能减排工作开展需全方面行动，加强能源管理，开发节能生产工艺、节能设备与技术评价、能源管控人才培养等方面同时进行，实现石化工业的可持续发展。除节能管理措施外，节能减排技术的突破是石油化工行业降低能耗的关键。近年来，随着某兰州石化公司“十一五”、“十二五”信息化发展规划的建设与实施，先进控制与优化、能源管理系统（EMS）、流程模拟及生产全过程评估、排产系统等信息化技术在化工过程节能降耗中得到广泛应用。先进控制与优化技术在多套重点装置的成功实施在促进化工生产过程节能增效中发挥了重要的作用。国外先进的石油化工企业已经走在该领域的前沿，应用实践表明先进控制技术应用广泛、运行水平良好、投用率高、效果明显、投资回报率高，是实现节能降耗、减排增效的良好技术手段。
2 先进控制实现节能增效的技术基础
2.1软测量技术简介
软测量技术基本思想是把自动控制理论与生产工艺过程有机结合起来，应用特定的计算机技术，针对一些难以测量或暂时不能测量的重要变量，选择另外一些容易测量的变量，通过构成某种数学关系来推断和估计，以软件来代替硬件（传感器）功能，它的核心技术是建模。这类方法具有响应迅速，连续给出主导变量信息，且具有投资低、维护保养简单等优点。现阶段工业过程的软测量实现流程主要包括：辅助变量的选择、过程数据的预处理、软测量的建模和模型的校正。
2.2预测控制技术
预测控制有三个基本特征：模型预测、反馈校正、滚动优化。预测控制是一种基于模型的控制算法，这一模型称为预测模型。预测模型的功能是根据对象的历史信息和未来输入预测其未来输出。状态方程、传递函数这类传统的模型都可以作为预测模型。对于线性稳定对象，甚至阶跃响应、脉冲响应这类非参数模型也可直接作为模型使用。此外，非线性系统、分布参数系统的模型，只要具备上述功能，也可以在这类系统进行预测控制时作为预测模型使用。
反馈校正的形式是多样的，不论采取何种修正形式，模型预测控制都把优化建立在系统实际的基础上，并力图在优化时对系统未来的动态行为做出较准确的预测。因此，模型预测控制中的优化不仅基于模型，而且构成了闭环优化。为了在模型失配中时有效地消除静差，可以在模型预测值的基础上附加一个误差项。在预测控制中使用一种反馈修正法，即闭环预测。
预测控制中的优化是一种有限时段的滚动优化。在每一采样时刻，优化性能指标只涉及从该时刻起未来有限的时间，而到下一采样时刻，这一优化时段同时向前推进。因此，预测控制不是用一个对全局相同的优化性能指标，而是在每一时刻有一个相对于该时刻的优化性能指标。不同时刻优化性能指标的相对形式是相同的，但其绝对形式，即所包含的时间区域是不同的。因此，在预测控制中，优化不是一次离线进行，而是反复在线进行，这就是滚动优化的含义。
2.3先进控制与常规控制的集成
1）软硬件平台
先进控制系统一般建立在集散控制系统（DCS）之上实施，采用先进控制上位机方式实现。多变量控制系统的输入输出变量可分为被控变量、操纵变量和干扰变量，先进控制上位机选用可24小时运行的服务器，为先进控制提供相关运算运行环境，具体操作在DCS中实现。先进控制硬件系统由先控服务器和工程师站两台上位机、网络交换机、DCS应用站下位机构成。上位机通过网络交换机与DCS应用站连接在以太网上，由于上位机与下位机通过OPC标准协议建立了数据传送的物理链接，先进控制系统与DCS控制站实现了数据传送的物理链接。根据各装置生产工艺特点，选用合适的先进控制软件平台。
2）先进控制与集散控制（DCS）无扰切换
先进控制器通常运行在上位机上，其输出的操作变量为DCS上PID回路的设定值。在常规控制时，PID回路由操作人员手工设定。APC控制器的输出作为PID基本回路设定值的前提是当前调节回路处在先控运行状态，这样就存在先控运行模式和常规运行模式两种运行模式之间的无扰切换问题。先进控制操作界面、逻辑切换及有关保护程序在DCS中实现，即保证了先控系统运行时生产装置的安全，同时又满足了操作人员的操作习惯。根据生产装置对先进控制系统的安全要求，在DCS中建点并实现安全切换程序。
3 先进控制技术在炼化公司化工生产中的典型应用
目前，先进控制与优化技术已经在兰州石化公司生产过程中的11单元、500万吨/年常减压、550万吨/年常减压、300万吨/年重催、烷基化、连续重整、延迟焦化等装置，以及化工生产过程的苯乙烯装置、40万吨/年芳烃抽提装置、乙烯裂解炉、丙烯腈装置、聚丙烯装置和丁二烯装置等重点装置得到成功应用，为炼化行业带来了显著的经济效益和社会效益。下面是着重论述先进控制技术作为工业节能新技术在兰州石化石化公司化工生产过程中的典型应用情况。
3.1先进控制技术在丙腈烯装置中的应用
兰州石化公司丙烯腈装置采用美国索荷俄公司丙烯氨氧化专利技术，将丙烯、氨和空气按一定比例在钼系催化剂作用和一定温度、压力条件下在流化床反应器中进行氧化反应得到主产物丙烯腈及副产物乙腈、氢氰酸等。装置采用丙烯、氨、空气为原料，在硫化床反应器中通过催化剂制得丙烯腈，装置生产能力为3.12万吨/年，装置分合成、分离、后处理、乙腈四个工序。
针对丙烯腈反应器控制情况和用户的需求，设计反应器温度和进料量先进控制的方案。反应温度的主要控制手段是26组撤热水，微调（反应温度小于5℃）可以通过丙烯进料量实现。广义预测控制（GPC）的被控制变量为反应温度，GPC的控制量为丙烯进料量的调整值，这个调整值与丙烯进料量的设定值（车间生产任务决定）相加作为实际的丙烯进料PID回路设定值，通过微量的丙烯流量变化达到调整反应温度的效果。通过对反应器运行机理及历史数据分析，建立了反应温度、丙烯进量、氨进量、空气进量、反应压力及饱和蒸汽压力的GPC控制，将反应温度控制在0.5℃之内，平稳操作，提高丙烯腈的收率。对丙烯腈装置流化床催化反应器进行操作优化，考虑到丙烯腈流化床反应器的复杂性，在项目实施过程中采用了基于多元逐步回归分析的在线优化。建立丙烯腈产量的Hammerstein模型，再计算满足各种约束条件的反应器优化操作参数。
根据项目验收标定数据，在常规操作时温度运行方差为0.08，温度最大波动1.15℃；在GPC控制时温度运行方差为0.01，温度最大波动0.4℃。两组运行数据比较，反应温度方差减少了88.2%。在一定的反应器负荷下，在线优化方法，计算出相应的优化操作参数，调整反应器操作参数的设定值，从而改善反应器的操作条件，能够自动跟踪反应器负荷、工艺条件和环境等不确定因素，使反应器一直处于良好的工作状态，实现在线优化，使反应器工作在最优的操作条件下，达到了降低原料丙烯、氨的单耗，抑制副产物生成，降低催化剂损耗，延长催化剂寿命，提高丙烯腈收率。
3.2 先进控制技术在芳烃抽提装置中的应用
40万吨/年芳烃抽提装置是兰州石化公司大乙烯装置配套项目，采用北京金伟晖工程技术有限公司研发的SUPER-SAE-Ⅱ芳烃抽提技术。以乙烯副产裂解汽油经加氢后的加氢汽油为原料，经抽提、精馏后生产三苯。装置于2007年6月29日建成投产。由抽提单元、精馏单元、溶剂再生单元、辅助单元、蒸汽及冷凝水单元五个单元组成。
芳烃抽提装置先进控制系统建立1个大的APC-Adcon控制器来对装置进行控制。整个控制器由提单元、水循环系统、精馏单元三个部分组成，包括7个子控制器。抽提单元由抽提塔子控制器、汽提塔子控制器、回收塔子控制器构成，精馏单元针对苯塔、甲苯塔、二甲苯塔设计了3个子控制器。装置的经济目标通过多变量模型预测控制和过程参数平稳控制基础上的“卡边”优化来实现。
根据用户方提供装置标定报告，芳烃抽提装置先进控制系统使装置重要运行参数运行方差减小40%以上；主要产品（苯、甲苯及混合碳八芳烃）产率由投用先控前的98.7%提高到目前的99.03%，提高了0.33%；装置综合能耗下降0.76kgEO/t加氢汽油，降低了能源消耗量；溶剂消耗量降低1%以上。
3.3 先进控制技术在乙烯装置裂解炉中的应用
46万吨/年乙烯装置裂解炉采用KBR和ExxonMobil共同开发的SC-1型管式裂解炉。可以加工处理石脑油、加氢尾油、LPG、丙烷、循环乙烷/丙烷等五种原料。裂解炉的工艺流程可分为原料预热、对流段、辐射段、高温裂解气急冷和热量回收等几个部分。
乙烯裂解炉先进控制系统以模型预测控制为技术手段，为每台裂解炉设计了一个平均COT温度控制器，一个裂解炉管出口温度平衡控制器及总进料流量提、降量控制器。
整个5台裂解炉先进控制系统正式投入运行后，经生产装置连续运行考验，控制系统反映出良好的动态和稳态性能，改善了裂解炉的运行状态，提高了控制品质，大幅度降低了操作人员的劳动强度。根据装置连续运行的结果，通过对比先控投用前后的标定数据，取得如下控制效果：平均COT温度波动幅度由投用前的士5℃左右下降到士1℃，大干扰时，由原来的土10℃下降到±3℃以内；管间温差由原来的6℃左右下降到2℃以内，温度的波动小了，超高温现象减少。
3.4 先进控制技术在聚丙烯装置中的应用
30万吨/年聚丙烯装置采用意大利Basell公司的Spheripol-Ⅱ代聚丙烯工艺技术，2006年10月建成投产。装置设计生产能力为30万吨/年聚丙烯颗粒，年操作8000小时，可生产均聚物（56个牌号）、无规共聚物（21个牌号）、抗冲共聚物（26个牌号）共103个产品牌号，产品用途覆盖面广，技术指标先进。
先进控制系统采用多层次结构。由软测量系统根据软测量机理模型，利用DCS常规控制层提供的生产过程的实时可测数据计算控制熔融指数、等规度和悬臂梁冲击强度等聚丙烯产品重要的质量指标。先进控制层根据基于机理分析的状态空间模型，利用软测量提供的质量指标以及DCS常规控制层提供的生产过程实时数据进行预测和控制，实现质量指标的闭环控制，针对200单元的R200单环管预聚合反应器和R201、R202双环管聚合反应器以及400单元气相聚合反应器实施先进控制，控制器包括反应温度、反应密度、氢气浓度、熔融指数、等规度、反应器压力、悬臂梁冲击强度、乙烯含量等16个被控变量。同时，以催化剂作为操作手段对丙烯聚合产量进行“卡边”约束优化。自动牌号切换系统通过先进控制系统和常规控制系统实现各个牌号的自动切换，聚丙烯装置重点实施T38F、T30S、T28FE等三种熔融指数相近牌号的切换控制与配方管理。
在保证产品质量前提下，稳定了反应器反应温度，减少夹套水水量，节省燃料气消耗量，起到节能节水作用。根据标定数据，R201与R202反应温度投用先进控制前后方差分别减少28%、26%，R201与R202反应密度投用先控前后方差分别减少25.7%、26.9%，R201与R202熔融指标投用先控前后方差分别减少26.6%、26.7%。产品质量指标实现闭环控制，稳定提升了产品质量，通过产量优化控制，提高了装置处理量，增加了经济效益。牌号切换过程以最优的路径平滑协调地完成切换过程，减少了牌号切换时间及过渡料，牌号切换时间减少了30%以上。
4 结论
在建设节约型社会、循环经济、绿色工厂的要求下，石化企业在节能减排方面面临巨大压力，但节能降耗也有很大潜力空间。相对节能管理措施，节能技术措施对节能目标更重要，先进控制技术作为新节能技术在节能降耗方面的作用不容忽视。先进控制技术已经在兰州石化公司化工生产过程得到广泛成功应用，先进控制保证过程参数的稳定，并达到比常规控制精度要高的技术指标，从而稳定生产、提高产品质量，而在线优化（RTO，Real Time Optimization）与MES（ManufacturingExecutionSystem）、ERP（Enterprise Resource Planning）、APS（Advanced Planning System）等信息化技术的结合应用，能够实现装置操作优化使装置长期处于最优或良好的状态，有效推动企业生产安全、自动化和信息化程度、节能减排、增产增效等目标的实现，是化工过程节能增效的加速器。
参考文献：
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[5] 王立行.石油化工过程先进控制技术的现状与发展趋势[J].炼油设计，2000，30（2）：6-11.
节能增效措施范文第5篇
【关键词】节能降耗降本增效供水企业
城市供水是一个高成本低收益的行业，许多城市供水企业均存在不同程度的亏损。供水生产成本主要集中在能耗和生产物资消耗两大块，约占供水企业生产成本的65%以上。如何在企业管理上下功夫，把成本管理做精做细，在保证安全、优质供水的前提下，千方百计的降低供水生产过程中的能耗和生产物资消耗以及提高供水回收率，是我们供水企业降本增效的有效途径。下面就节能降耗方面发表一下个人见解。
加强企业管理，强化全员节能降耗意识
在企业管理中，节能降耗不但需要企业领导的高度重视，而且应该积极发动企业全员参与，要让员工充分认识到节能降耗的意义所在，将员工的切身利益和节能降耗工作紧密的联系起来，让节能降耗成为企业全员的自觉行动，企业节能降耗工作才能真正高效的开展起来。供水企业可以通过以下两个方面来加强全员的节能意识。
1、进行广泛的节能降耗宣传。在企业利用形式多样宣传方式，如：标语、节能降耗座谈会和节能报道等，让企业员工充分认识到节能降耗工作的重要性。在节能降耗的宣传工作中，要让企业全员明白以下几点：⑴节能降耗是贯彻执行我国基本国策，建设节约型社会的必然选择，是落实科学发展观的本质要求。⑵节能降耗是企业降本增效和企业自身发展的客观要求，与每个人的切身利益息息相关。⑶节能降耗是企业和社会经济发展的一项长期战略任务，需要每个人坚持不懈，长期参与才能做到企业高效、节能和可持续发展。⑷领导对节能降耗工作的高度重视。
2、加强企业管理，严格考核制度，将节能降耗与员工切身利益相结合，提高员工参与的积极性。节能降耗工作的落实如果只作宣传，不与员工切身利益相结合，就会让员工觉得节能降耗只是喊喊口号而已，是一个很抽象化的概念，完全是一件事不关己的事情，根本没有热情去参与。节能降耗工作的落实可以通过与车间、班组签订节能降耗考核指标，严格指标考核，建立奖惩制度；对节能降耗做出突出贡献的单位和员工给予重奖，让员工感受到节能降耗与切身利益息息相关，从而可以更好的提高员工参与的积极性，刺激员工不断提出挖潜和节能降耗的合理化建议。
加强节能技术应用，降低生产电耗
电耗在供水企业生产成本中约占50%左右，控制好电耗可以大大降低供水企业的生产成本。供水企业降低电耗的措施很多，只要运用得当，对供水企业的降本增效和推进企业的可持续发展具有非常重要的意义。
1、变频调速技术的应用。随着工业技术的快速发展，变频调速技术以其优异的节能效果已广泛应用于工业企业。供水企业多在加压泵站使用变频调速，根据实践结果证明，节电率一般在10%～20%。随着人们节能意识的不断加强以及对运行的可靠性要求越来越强，建议在加压泵站采用变频恒压供水技术，在使用变频调速的过程中增加电子压力监测装置，通过可编程控制器（PLC）调节以控制单台或多台水泵机组并联运行，完成供水压力的闭环控制，在管网流量和压力发生变化时实时调节水泵机组运行方式，从而将管网压力稳定在要求范围，达到恒压供水的目的。变频恒压供水，不但节约了能耗，而且保证了管网水压的稳定，提高了用户的用水质量。
2、选用适合的高效节能型水泵、电机。在供水企业中，供水设备的选型非常重要。首先，水泵设备选型要通过认真细致调查用户的用水量和压力需求情况后，选用在最佳工况下运行能够满足用户需求的高效节能设备；水泵流量和扬程在满足用户最高日平均需求的情况下，设5%～10%左右的富裕量，并增设变频控制。其次，所选设备台数不易过多，在供水量比较稳定的泵站（如：源水取水泵站），供水压力一定的情况下，最好选用大流量水泵，尽量避免多台小流量水泵并联运行；用水不均匀，流量变化大时，宜采用多台水泵并联运行，一般不超过3～4台（其中1台采用变频调速，其余采用恒速运转的方式搭配运行）。最后，所选水泵和电机要匹配，一定要避免大马拉小车或小马拉大车的现象发生。
3、采用无功补偿设备提高功率因数。
供水企业一般在各泵站都设有配电系统，供水企业可根据自身企业的特点，采用低压或高压电容进行无功补偿，采用无功补偿对保证电能质量，降低电能损耗，提高设备利用率具有重要的作用和意义，功率因素一般维持在0.95左右较好。
4、根据用水量的变化情况，灵活调配供水压力。
对于用水量季节性变化或时变化较大的供水企业，建议根据季节和高低峰用水时段的用水量不同，合理调配管压。首先，查找管网末端多个最不利供水用户点，安装管网压力远传装置，将管网压力信息传入供水调度中心，以便实时监测管网末端压力变化情况。其次，根据供水时段的不同，在保证用户点压力稳定的情况下，在用水量高峰时期，适当调高供水压力；在用水量低峰时期，可适当调低供水压力。根据用户压力情况采用灵活调配供水压力的方式，不但可以满足用户的用水需求，而且节能效果较为显著，并且对降低管网的漏损率也有一定的作用，从而可在多方面达到节能降耗的目的。
完善生产工艺，降低生产过程中的物资消耗
供水生产过程中的物资消耗主要集中在净水剂和消毒剂两大块。在净水剂的使用方面，首先，水处理构筑物的设计要合理，在满足水处理要求的情况下，一定要采用混凝和沉淀效果较好的反应池（如：网格反应池）和沉淀池（如：斜管沉淀池）；也可以采用多种混凝和沉淀相结合的水处理方式（如：前端为网格后端为折板相结合的反应池，平流式沉淀池末端增加斜管沉淀等），以达到更佳的水处理效果。其次，在每批新使用的净水剂投加前进行混凝搅拌试验，以确定最佳的投用量，并制作净水剂投加量参考表，以供员工参考投加。最后，在适当的情况下（如：低温、低浊度时）合理使用助凝剂，也可以达到降低净水剂使用量的目的。
在消毒剂投加方面，以氯气消毒为例，一般分为预加氯、前加氯、清水池入口加氯和吸水井补加氯几种方式相结合进行自来水消毒杀菌。氯气消毒一定要根据水质和季节性的变化适时调整，如夏季源水中的藻类较多，可采用预加氯杀灭微生物和藻类，冬季没有藻类等则可不投加。清水池入口加氯量可不必太高，一般保证清水池余氯在0.3～0.5mg/L即可，因为清水池内加氯量大挥发量也大，容易造成浪费；出口余氯不足部分可采用吸水井补加氯的方式进行余氯补充，这样可有效避免氯气的挥费，保证管网的有效余氯量，从而达到节约消毒剂的目的。
强化供水管网和计量收费管理，降低供水损失率
我国城市供水企业随着城市的发展不断壮大，供水管网也随着城市规模增长而不断扩大，当前我国许多城市老城区的部分供水管道老化严重,管道内壁腐蚀结垢,输水能力减退,超期服役的管网占总管网长度平均达到10%以上,管道漏损率逐年增高,致使每年有大量自来水白白流失浪费。国家建设部确定的管网合理漏损率应小于12%,而实际上许多城市管网漏损率远高于此，严重的高达20%以上。强化供水管网和计量收费管理，降低供水漏损率,减少水量损失是供水企业节能降耗、降本增效最直接有效的措施。
1、加强供水管网管理队伍的建设。设立专业的供水管网维护管理队伍，明确和细化管理范围、职责和考核办法。建立健全供水管网资料，在供水管线经过的路线都设置明显标识（界碑），组织巡视人员每天对管线进行巡查,对管网的跑、冒、滴、漏以及管线附近施工情况等进行汇总和监察，组织维修队伍进行及时维修和与施工方进行及时沟通，防止施工队供水管线造成的不必要损坏。加强用水监察，组织用水监察单位对违章用水进行严格执法,打击盗水行为。加强供水管网管理队伍的技术能力培训，配备相关的探漏设备,培养专业的探漏人员,提高检漏率,达到有效控制暗漏的目的。
2、提高水表计量的准确度。新水表在安装前要经过专业的计量检测中心进行校核，合格后才能安装。对使用年限较长和计量不准确的水表要及时更换或维修；对于用水量变化较大的用户，可采用复式水表进行计量，从而提高计量的准确度。
3、提高抄表、收费人员的工作质量。对抄表、收费采取专人分片区负责的管理方式，并对水量回收率采取严格的奖惩制度。抄表、收费人员对所管范围内的用户用水性质每季度都要进行一次认真、细致的摸底，对改变用水性质的用户要及时调整收费标准；并认真做好欠费用户的水费、滞纳金、罚款的追收工作等。
其他方面
