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兖矿国宏余热发电安全节能兼得

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7月9日,记者在兖矿集团国宏公司自备电厂看到,一台单纯利用甲醇生产余热发电的机组正在静静运行。该厂负责人告诉记者,不用其他任何附加设备和生产工艺,仅仅利用甲醇生产余热、安装一台发电机组进行发电,不仅是兖矿首创,在目前国内现有的甲醇生产企业中也是首次。

据该负责人介绍,甲醇生产过程是一个放热过程,尤其在甲醇的合成和变换环节会产生大量的热能。这些热能是甲醇生产的巨大安全隐患,及时降温是甲醇生产过程中重要任务。他们曾因为对温度控制不力,出现过烧坏锅炉的事故。利用这些热能发电,不仅可以实现能源的充分利用,创造经济效益,更给安全生产提供了保障,可谓一举多得。


这套发电机组一次性投资3200万元,装机容量25兆瓦。根据目前的生产状况,每年至少可以发电1.2亿千瓦时,可基本满足自身用电需要。按照用电价格为0.58元/千瓦时计算,这台发电机组每年可以创造效益近7000万元。


由于该项目属于国家环保政策支持的范畴,项目的立项、建设得到了国家发改委的大力支持,并享受能源政策优惠。

辽阳石化公司减排5000多万吨当量CO2

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中国石油天然气股份有限公司首个成功注册CDM项目的辽阳石化公司N2O减排装置已连续平稳高效运行超过50个月,累计实现减排温室气体5000多万吨当量CO2,气体减排监测数据通过17次国际核查。

N2O减排装置采用国际先进的催化分解工艺技术,将N2O气体分解为无害气体N2和O2,年减排温室气体约1200万吨当量CO2。

在实施节能减排中,辽阳石化公司将“节能低碳,绿色发展”的社会责任理念上升到公司的战略高度。为确保N2O减排装置平稳运行,该公司在加强基础管理和落实各项安全管理制度的同时,建立和完善员工发现隐患奖励机制,鼓励员工练就善于发现问题的“火眼金睛”,对压缩机组、减排反应器等重点设备实施特护,遇到突发问题及时处理。

与此同时,该公司还对装置运行的监测数据进行收集、归纳、整理和分析,不断优化参数控制,摸索分解反应器进料浓度、进料温度与N2O分解转化率的关系,最大限度地延长催化剂的使用寿命,使N2O减排装置的尾气转化率和生产能力均优于设计水平。该项目的成功实践,为减缓全球变暖趋势、保护环境作出了积极贡献。 

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以酸制酸变废为宝 BDO废硫酸回收利用有新途径

小编阅读(252)

长期困扰1,4-丁二醇(BDO)生产的废硫酸,现在有了回收利用新途径。废硫酸经高温汽提净化处理后直接用于磷酸生产,这样既可减轻环境污染,又可避免资源浪费,并能取得较大的经济和环保效益。目前应用该技术建设的1.5万吨/年工业化项目已经开始初步设计。这是记者昨日从陕煤化集团陕化公司了解到的。

  陕化公司副总工程师、复肥厂副厂长王发定告诉记者,通过高温汽提处理,废硫酸中的有机物部分挥发,部分固化产生新的化合物。净化后的硫酸含量仍为90%~92%,但含固量增加到2.24%。因有效利用磷酸的萃取和过滤工艺,处理后的硫酸无需过滤和脱色,就能达到生产磷酸的要求,使废硫酸变废为宝。同时净化回收工艺简单,成本较低。通过进一步处理,可达到商品硫酸的要求。

  1,4-丁二醇生产过程中所用的乙炔气需用浓硫酸洗涤净化,产生的废硫酸为稳定的黑褐色黏稠液体,除含90%~92%的硫酸和5%~7%的水以外,其余为杂质。由于杂质中难以处理的有机物较多,若直接排放或经简单中和处理后排放,会造成环境污染和资源浪费。这也是我国1,4-丁二醇生产困扰已久的技术难题。

  陕化下属的比迪欧化工公司和复肥厂分别拥有3万吨/年1,4-丁二醇装置和20万吨/年磷酸二铵生产装置,其中1,4-丁二醇装置每年产生1000~3000吨废硫酸。1,4-丁二醇项目2010年建成投产后,复肥厂技术人员结合磷酸二铵生产需要硫酸的实际,不断摸索攻关废硫酸净化回收处理技术。

  王发定说,陕化2011年8月启动废硫酸净化处理实验研究,经过反复试验及磷酸生产模拟,最终采用高温汽提间接法处理废硫酸,并取得了初步成功,获得了相关数据。今年2月,该厂在原有的硫酸设施上新建了1吨/时废硫酸处理中试装置,累计生产硫酸81吨,与正品硫酸按15%比例(硫酸含量)掺混后用于磷酸生产,工艺运行和产品质量稳定。今年5月,BDO废硫酸净化回收中试项目通过技术评审。

  据了解,陕化比迪欧公司10万吨/年1,4-丁二醇二期扩建工程正在加紧建设,明年上半年投产后产生的废硫酸总量将达近1万吨。为此,陕化公司在废硫酸净化回收中试技术取得成功后,加快启动实施1.5万吨/年废硫酸净化回收工业化项目,并拟全部用于磷酸生产,目前已进入项目初步设计阶段。

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近期协会活动:征集石油和化工工业炉(窑)节能论文 

晋煤集团煤化工再获重大突破

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世界首家煤基甲醇合成油企业——晋煤集团天溪煤制油分公司的10万吨/年煤合成油示范项目,自去年产出了第一桶合格的煤合成油后,经过9个多月的试产运行至今,全系统已实现了长周期稳定运行,劣质煤摇身变为甲醇、汽油、均四甲苯等化工产品。目前,该公司已经获得山西省醇醚办批准,正在积极开发甲醇汽油系列产品。

该项目是晋煤集团“基础化工、精细化工、煤制油品”三箭齐发、全力打造全国最大煤化工企业集团的关键一环。其示范意义在于所使用的原料煤是俗称为“臭煤”的“三高(含硫高、灰分高、灰熔点高)”、无单独开采和直接利用价值的劣质煤;同时,创新了我国间接煤制油生产工艺,为煤制油从示范工程走向大型产业化奠定了基础。天溪公司生产出的煤基合成油经太原、洛阳等专业检验所检测,被鉴定为低烯烃、诱导期长、无铅无硫、无残留物、完全达到国Ⅲ标准的高清洁车用燃料,产品显示出广阔的市场前景。

据天溪煤制油分公司总经理、党委书记曹永坤介绍,晋城矿区地下不仅有优质的无烟煤,劣质的15号煤地质储量也相当丰富,统计可达42亿吨,该项目为晋城地区乃至全国劣质煤洁净开发利用探索出了一条新路。尤其是为“三高”劣质煤的合理利用提供了先进可靠的技术途径,使天溪成为世界首家实现“三高”劣质无烟煤变油工业化的工厂和首个煤基多联产示范基地。

该项目由煤制甲醇和甲醇制油两部分组成。“我们采用自主研发的灰熔聚流化床粉煤气化技术,将‘三高’劣质煤进行了转化,率先在世界上实现了使用劣质粉煤造气生成甲醇。”曹永坤说。自2009年初开始冷态试车以来,公司共进行了110余项改造项目,对系统进行了不断完善与改进。目前,灰熔聚气化炉运行稳定,已能实现5台炉并气运行。

MTG(固定床甲醇制汽油)技术是煤制油后半段的核心工艺,是打通整个系统的瓶颈。该技术从美国美孚公司引进,但此前世界上已20多年未使用过。天溪公司将此项世界性技术激活,实现了工业化,不仅生产出了较同类产品更为优质的93号汽油,而且还产出了液氮、液氧、均四甲苯等多种高端精细化工产品。

江苏常熟氟化工力促循环经济防范安全风险

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位于江苏省常熟市的中国氟化学工业园内聚集了一批国内外著名的氟化工企业,它们用氟化工产出的废酸发电、供热,用作水泥辅料,通过再处理供给化工企业。经过10年发展,园区内进驻的企业也越来越多,企业间的“互帮互助”,已形成了一条极富特色的循环经济产业链。

据了解,中国氟化学工业园成立于1999年10月,是我国目前唯一的国家级氟化工业园区。工业园吸引了美国杜邦、法国阿科玛、日本大金、比利时苏威等世界氟化工巨头以及全国最大的氟化工企业三爱富公司,投资总额超过60亿元。2008年,园区已投产氟化工生产企业完成销售36.98亿元。众多化工企业进驻园区,园区以何种标准选择入驻企业?园区内生产、贮存、运输的化学危险品和数量的急剧增长,如何把环境风险降到最低限度?一旦发生了环境突发事件,应该怎样面对?
  “互帮互助”形成循环经济产业链

工业园从招商引资这一源头着手,在提高土地利用率和投入产出率上狠下功夫,实施绿色招商,着力引进“高科技、高产出、低能耗、低污染”的项目,注重上下游配套,加快引进与现有企业上下游产品关联项目,大力发展循环经济。目前园区已形成欣福化工硫磺制酸,中昊、阿科玛、大金、杜邦等公司氟化工产品生产的产业链。

欣福化工年产25万吨硫酸提供给中昊和阿科玛,生产6.5万吨/年氟化氢及8万吨/年F22,并分别提供给杜邦生产5000吨/年的各类氟利昂替代品及大金生产1万吨/年的各类氟树脂、氟橡胶等;同时,中昊和阿科玛对生产F22过程中的副产F23进行收集焚烧,实施CDM项目。

利用欣福化工硫磺制酸产生的余热,园区配套建设了3000KW余热发电机组,每年可产出2700万度电能,同时在发电过程中还可提供30吨/小时的高压蒸汽,供区内企业使用,每年可节约热电能源开支1000万元。

中昊、阿科玛生产过程中的副产废盐酸提供给三福化工,将废盐酸结合碳酸钙生产氯化钙或进行脱氟处理,提供给化工、钢铁企业,每年可解决废盐酸20万吨,产生效益近1000万元。

发展循环经济,使园区污染物排放总量得到明显下降:大气污染物,实际排放量为300吨/年。金陵热电完成脱硫除尘改造,实现SO2减排580吨;实施的CDM项目,每年减排约1391万吨二氧化碳当量的温室气体。
  加强健康、安全和环保质量管理
  园区遵循责任关怀原则,积极推进自主管理,努力改善健康、安全和环保质量管理。
  园区严格执行环境影响评价制度和环保“三同时”制度。实施绿色招商,确保入园企业技术装备、清洁生产达到国内外先进水平。
  在建设园区环境安全防范体系方面,2005年,园区委托江苏省环境科学研究院编制了《江苏高科技氟化学工业园环境风险应急预案》,建立起各企业、园区和市三级突发事故应急响应救援机制和企业负责人、安全管理人员、安监、环保、消防等职能部门的联系网络。各企业建立起应急池或应急内循环河,设置专用闸门,污水厂设置应急收集池,从而确保非正常情况下的园区污水排放安全。重点企业安装了污染物排放在线监测装置包括COD在线监测仪、气体浓度报警仪器、视频监控头、DCS操作系统等。园区建成了大气环境质量监测系统。各企业也编制相关预案,加强对员工培训,并定期进行演练,不断完善防范措施。
  同时,坚持高起点、高标准,做好环保工程的建设和按期投用,环保设施完好率和运转率均达到100%。不断完善和加强各项环保管理措施,落实专人负责、专人管理,加大对各企业治污设施运转的监管力度,分别采取重点监控、定期抽查,跟踪详查等形式,有效控制了废水、废气、废渣、噪声等污染,各项污染物指标始终控制在规定标准之内。同时,建立了园区企业环保例会制度。
  园区积极配合上级部门开展高毒物品专项整治、剧毒品调查登记等工作,督促企业积极辨识有毒有害岗位、采购配发合格的职业防护器具、督促员工正确佩戴,制订合理的作业时间,并要求定期对涉及有毒有害物品的员工和新进员工进行体检。
  园区严格执行国家关于化学危险品、可燃易爆品的管理制度,确定危险源点,落实由厂级、车间、班组进行监控。

神虹化工抓节能技改 提高企业市场竞争力

小编阅读(96)

四川神虹化工有限责任公司(以下简称“神虹化工”)作为一家主要生产无水硫酸钠(元明粉、芒硝)和工业硫化钠(硫化碱)的高耗能工业企业,从2006年“十一五”规划节能减排工作全面开展第一年中的步履蹒跚,到今年8月超额提前完成节能减排任务,其节能减排之路受到了社会各界的关注。

神虹化工5年来总共节能超过15000吨标准煤。按照环保部门规定的统一计算模式:节约15000吨标准煤,意味着少向大气排放120吨二氧化硫;而按照每减少1吨标准煤的消耗就可少向大气排放8.86公斤二氧化碳计算,15000吨标准煤则可减少132.9吨的二氧化碳排放量。

今年1至8月,神虹化工共完成节能8000多吨标准煤。以工业燃煤折标系数计算,8000多吨标准煤相当于15000多吨原煤。按照目前市场中的原煤价格平均为350元/吨计算,总计可节约500多万元的成本资金。

量变挫折中积淀力量

芒硝是轻工、化工工业原料。随其伴生的多种化学产品被广泛应用于化工、轻工、纺织、建材、医药等20多个行业。芒硝在生产过程中需要燃烧大量的燃煤,属于相对典型的高耗能产业。

2006年,是“十一五”规划节能工作全面开展的第一年。面对来自资金、市场等各方面的困难,神虹化工虽经努力,却不得不接受第一年节能任务“败北”的现实。同时,由于未能如期实现降低单位产品能耗,产品在市场中的竞争力受到较大影响。

2007年,在经历了上一年度的“阵痛”后,神虹化工在这一年将淘汰落后产能作为完成节能任务的第一个阶段性目标,投入资金300多万元,淘汰了冷轧机等部分落后的生产设备,并进行了初步节能改造。

2008年,作为企业生产所必需的燃煤价格一路飙升,从最初的180元/吨,上涨至目前的近400元/吨。面对生产成本大幅度提高,企业利润下降,以及技改目标任务的巨大压力,在这一年8月,神虹化工依然选择了投入更多的资金和精力继续进行节能技改。
“开弓没有回头箭。节能技改既然已经开始,就不能半途而废。”回忆当年技改的过程,神虹化工负责人罗志洪说,当时放弃节能技改,等待企业的只能是被市场无情的淘汰。

质变提前超额完成任务

按照“十一五”规划节能减排的目标任务,被列为四川省节能重点企业之一的神虹化工,节能任务为降低能耗10110.6吨标准煤。这意味着,该公司平均每年需完成2220.12吨标准煤的节能任务,才能实现节能减排的预期目标。

从2006年至2009年的4年间,神虹化工共完成了目标任务总量的64.5%,约6835.5吨的节能任务。而此时,距离“十一五”规划收官仅剩1年的时间,但距离预期节能目标还有35.5%的空缺。

罗志洪说,公司凭借在节能技改中逐步积累下的经验和初步取得的节能成果,最终在“十一五”规划的最后一年,实现了从量到质的转变。截至今年8月,公司共完成节能近15000吨标准煤,超过预期目标任务近5000吨。

5年总共节能超过15000吨标准煤。按照环保部门规定的统一计算模式:节约15000吨标准煤,意味着少向大气排放120吨二氧化硫;而按照每减少1吨标准煤的消耗可少向大气排放8.86公斤二氧化碳计算,15000吨标准煤则可减少132.9吨的二氧化碳排放量。

发展技改是企业生存之道

2009年1月,在经过长达4个月的可行性论证后,神虹化工投入约1011万元(企业自凑460万元,国家节能改造奖励资金550万元),启动了对企业生产用35吨、20吨燃煤工业锅炉的节能技术改造。其中,35吨燃煤锅炉节能技改项目通过国家发改委的审核,获得国家节能技术财政资金奖励。

改造前,该燃煤锅炉锅炉为半自动化运作。在运作中需要通过观察口和填料口,对煤炭输送速度、煤层厚度、炉膛温度,以及锅炉水位等进行人工观察和控制。这种较为落后的燃烧方式,最大的缺陷是不能保障燃煤的充分有效燃烧,浪费了大量的燃煤热能。改造后,该台锅炉的燃烧过程将全部实现自动化操作,工人只需坐在仪器前,通过摄像头就能对整个燃烧过程进行全面监测,然后按照规程拨动按钮,就能将此前需要人工控制的煤层厚度、煤炭输送速度等进行更为精确的控制。改造后的锅炉,可实现对燃煤的二次燃烧,将改造前的燃煤热效率从52%大幅度提升至81%。

持续5年的节能技改,让神虹化工在更趋激烈的行业市场竞争中尝到了甜头。今年1至8月,神虹化工共完成节能8000多吨标准煤。以工业燃煤折标系数计算,8000多吨标准煤相当于15000多吨原煤。按照目前市场中的原煤价格平均为350元/吨计算,总计节约500多万元的资金成本。

与此同时,节能技改在给企业节约大量成本之时,也进一步提高了自身产品的市场竞争力。今年1至10月,该厂总共销售芒硝约20多万吨,与去年同期相比,销售量增加近15000吨,企业效益得以稳步提升。

罗志洪说,在新一个五年计划中,公司将继续加大淘汰落后生产能力、工艺、技术和设备,大力发展高技术,坚持走新型工业化道路,提高高技术在企业中的比重,以实现公司节约发展、清洁发展、安全发展和可持续发展的目标,进一步提高企业在市场中的生存能力。

乙烯裂解炉节能改造有样板

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截至6月8日,扬子乙烯装置样板炉已经运行2周时间。运行结果显示:裂解炉排烟温度下降约35℃,热效率提高约2个百分点,运行负荷由90%提高到100%。截至目前,样板炉运行效果良好,完全达到了预期的节能指标。今后中国石化集团公司所有裂解炉将以此为样板,进行节能改造。


  乙烯裂解炉能耗占整个乙烯装置能耗的70%以上,对乙烯装置经济技术指标构成有着重大影响。国内多数乙烯装置建成于上世纪,裂解炉普遍存在炉型老、热效率低、能耗高、运行周期短等问题。


  为了赶超国外先进水平,并为国内乙烯裂解炉节能改造提供参考标准,中国石化集团公司依据国外先进的裂解炉标准,将扬子石化新区01号裂解炉定为样板炉,利用多种先进的节能技术,对该炉实施改造。改造从今年2月开始,4月底中交,5月25日投料开车。


  据扬子石化烯烃厂乙烯专家胡天生介绍,此次改造采用了中石化最为先进的CBL炉管构型,并安装了扭曲片,提高了炉管的传热效率,裂解炉运行周期从50天延长至80天,并使裂解炉负荷提高到100%。同时,他们还在裂解炉对流段增加了换热管束,换热面积增加了20%~30%,充分利用了烟气热能,提高了裂解炉热效率,降低了排烟温度。裂解炉的风机也采用了变频调速装置控制系统,比原来节电20%~25%;裂解炉耐火材料更换为新型高等级材料,裂解炉外墙温度由82℃降至70℃以下,有效减少了裂解炉散热损失。此外,除灰器也由原来的机械式改为声波式,除灰效率大大提高。

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陕西兴化氨法脱硫经济环保

小编阅读(99)

利用自产氨水与锅炉烟气在脱硫塔中进行化学反应,进一步生成硫酸铵,这一环保又经济的项目经陕西兴化集团在兴化化工3台锅炉验证,日前达标运行。


  兴化集团采用的湿法氨法脱硫为国内成熟工艺,但采用此技术在烟气脱硫的同时生产出硫酸铵的厂家较少。目前,在陕西省仅有两家在建,而兴化在国内同类型机组处于最先进水平,并且是陕西省内投运并实现环保收益的唯一一家企业。


  该装置于2011年10月投入试运行。目前,兴化二氧化硫排放已达到100mg/Nm3以下,远远低于400mg/Nm3的国家标准。从运行至今,兴化集团共生产硫酸铵1500吨,并已全部销售一空,产生效益210万元。


  兴化集团采用氨法脱硫工艺为大化工4台170吨/时锅炉设计的烟气脱硫装置总投资4000万元,硫铵回收流程采用蒸发、结晶工艺。锅炉烟气经除尘净化后,进入脱硫塔与氨发生化学反应生成亚硫酸铵,亚硫酸铵经进一步氧化生成硫酸铵溶液,达到一定浓度的硫酸铵溶液用泵输送至硫铵储槽,经加热器、蒸发分离器、稠厚器,送离心机脱水即制得化学肥料硫酸铵,从而完成脱硫过程,净化后的烟气经烟囱达标排放。此装置每小时处理烟气量84×104Nm3,二氧化硫浓度为1295mg/Nm3,二氧化硫脱除效率达95%以上,每年可减少二氧化硫排放约1万吨,可以生产硫酸铵2万吨。

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合同能源管理离火电厂还有多远

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11月24日,国家发改委网站公布了千家企业2008年节能目标责任评价考核汇总情况,其中江西大唐国际新余发电有限责任公司(下称“新余公司”)超额完成年度减排任务,提前两年完成了“十一五”节能任务。能提前实现减排目标,离不开合同能源管理机制。

“电力领域单笔合同额最大”

这个合同能源管理项目由国电科环集团公司(下称“国电科环集团”)出资,2007年开始利用自有技术在新余公司机组大修期间对2台200兆瓦机组的燃烧系统、汽轮机通流部分、发电机增容等进行改造,合同额达1.28亿元。“江西新余这个项目可以说是国内电力领域单笔合同额最大的合同能源管理项目。”国电科环集团技术管理部王兵在接受《中国能源报》记者采访时言语之间颇有几分自豪。

新余公司企业策划部副部长李澎在接受《中国能源报》记者电话采访时表示,新余公司2台机组自上世纪九十年代投入商业运行,比较老旧,2006年测试耗煤高达415克/千瓦时,急需改造。国电科环集团主动上门去谈合作,双方一拍即合。国电科环集团自此试水合同能源管理。

16项节能改造技术处行业领先水平

国电科环集团集合国电旗下众多高科技产业。王兵告诉记者,目前可纳入合同能源管理项目的包括等离子点火、锅炉燃烧优化、汽轮机通流改造、电站控制技术、空冷技术等16项火电厂节能改造技术,均处行业领先水平。王兵表示,目前做火电厂合同能源管理项目的节能服务公司大多只具备其中几项技术。国电科环集团的优势在于其技术的集成性和其雄厚的资金实力,可为火电厂实施节能改造提供诊断、设计、融资、改造等一条龙服务。

王兵告诉记者,采用合同能源管理模式,既能确保业主节能效果和项目收益,规避了项目风险,又能减轻火电厂的融资压力。以新余项目为例,2008年改造工程完成后,仅单位供电煤耗这一项,在满足合同规定的煤种和厂用电率情况下小于360克/千瓦时,单位煤耗降低35克/千瓦时以上,改造后各项技术指标均高于设计值。2台机组每年节煤7万吨以上,年增加发电量1.8亿度。除节能减排本身收益外,新余公司还获得财政部、国家发改委颁发的节能技术改造奖励1500多万元。

“目前还处于起步阶段”

火电厂作为耗能大户,有节能改造需求也有节能潜力,但目前通过合同能源管理来做节能改造并不多。合同能源管理模式推广究竟难在哪?

王兵和李澎都向记者表示,火电厂的节能改造难度在于其技术复杂、计量难度大。火电厂节能环保指标受燃料、操作、设备等各种参数影响,有些是直接计算,有些则要通过第三方的测试。项目洽谈时双方的技术人员为确定技术指标,“在北京、江西两地奔波不下数十次”。

11月初,北京市发改委和财政局组织选聘了本市合同能源管理项目第一批共15家节能服务机构,参与这次选聘工作的北京节能环保促进会能源部部长周一凡在接受《中国能源报》记者采访时表示,合同能源管理目前还处于起步阶段,尤其是像火电厂这种重大耗能单位,需要的整体投入更大,要求更高。目前相关企业和公众对合同能源管理的认知度不高,对节能改造也没有紧迫感。他还建议政府部门出台具体扶持政策,选择耗能大户进行试点,推动合同能源管理实施。

周一凡表示,尽管困难重重,合同能源管理机制还是应该持续推广,最终促进节能减排。王兵也告诉记者:“只要是有需求,我们都可以做。”今年年底国电科环集团将与国电集团下属其他3家火电厂签订共计2亿元的合同能源管理项目。

化肥企业节能减排拓生路

小编阅读(55)

随着国内能源和环保压力不断加大,化肥企业被迫将节能减排的重要性不断提高。越来越多的化肥企业利用节能减排拓展生路。

河南心连心公司工程研究中心近日通过评审,成为河南省化肥生产系统节能工程技术研究中心。该中心成立以来,科技创新取得了积极成效,不仅为公司节省设计费3000余万元,而且可年节约2.87万吨标煤。其承担的国内最大的废热利用项目工艺已在全国推广,吨氨节电50~100千瓦时,全国年节能9万吨标煤,行业效益十分明显。

兰花集团化肥分公司节能降耗见成效。针对尿素装置氨耗长期偏高的问题,近期该厂尿素车间利用装置检修时机,将大颗粒洗涤系统加液由碳铵液改为解吸废液,使吨尿素减少了5千克的氨耗,按1台装置每天生产1000吨尿素计算,一天就可以节约合成氨5000千克,从而使成本进一步降低。

今年上半年,大庆石化化肥厂通过技术改造使多项节能指标创新高。该厂在合成氨、尿素累计产量达到年计划55%和54%的基础上,合成氨综合能耗、合成氨耗油田气等11项能耗、物耗指标均优于历史同期水平。其中,耗水总量累计196.02万吨,同比减少35.80万吨,下降45.40%;总耗能累计为70637吨标油,同比单位耗能减少7258吨标油,下降12.67%。

另据了解,前不久,国务院办公厅以国办发〔2009〕48号文的形式下发《2009年节能减排工作安排》。其中在“推动重点工程实施”一项中指出,重点支持十大重点节能工程建设,这就包括合成氨、乙烯等企业的能量系统优化工程。在“加快法规和标准建设”一项中,则要求修订重点用能单位节能管理办法、能效标识管理办法,组织制定或修订尿素等高耗能产品能耗限额强制性国家标准。在“大力发展循环经济”一项中,要求包括化肥行业在内的以矿产为原料的企业发展矿产资源领域循环经济,推进矿产资源综合利用。

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