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有毒气体的标气浓度范围选择？我们的有毒探测器选好型号后，需要配标定气体。查了下H2S、SO2、NH3、CO的标气浓度范围要求似乎有区别。现在探测器范围 H2S 0-20PPM SO2 0-100PPM NH3 0-100PPM CO 0-100PPM 我需要选的标气浓度范围在多少比较合适呢？另外N2平衡和空气平衡区别是什么？选用哪种平衡有要求吗？因为差不多比较规范的文件，所以求教大家，谢谢！查看更多 1个回答 . 2人已关注

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安装11.1的时候说证书又问题，求大神帮帮忙？我下来一个 aspen plus 11.1，按照教程安装的，过程没有问题，但是在电脑重启导入license.dat后，出现“connect to engine ”对话框，在“server type”中，选择了“local PC”，结果弹出了“unable to load simulation engine. simulation engine reports a license problem. check control panel for details ”请问各位是什么问题，谢谢！查看更多 0个回答 . 1人已关注

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不环评就开厂？小心碰到这些法律高压线？生产制造项目开工前要有环评审批，可实际中要顺利拿到这一纸批文并非易事，必须通过环保从报批到验收层层从严把关，方能修成正果。可现实中，总有心存侥幸者尝试不拿环评就直接开厂生产，企图逃避环评审批，在生产过程中又置环评于不顾，为了减少环保支出违法排污。可他们中的大多数或许不清楚，在环境执法日益频繁、污染打击持续保持高压态势的今天，这种侥幸心理可能会让产污者付出大！大！大！的代价。在我国，环评制度由来已久，早在1979年出台的《环境保护法（试行）》便明确了要对单个建设项目进行环评。2003年实施的《环境影响评价法》专章规定了“规划环境影响评价”，国务院2009年颁布《规划环境影响评价条例》，将环评制度由建设项目，延伸到规划层次，是一个重大进步。近年来，国家环保部会同发改、水利、交通运输等部门，先后发布了关于规划环评审查基本程序、水利水电规划、交通运输规划等规划环评的规范性文件，我国环评已经形成了较为完善的管理和技术体系，逐步实现我国环评制度与国际经验接轨。 2015年正式实施的新《环保法》，更是将政策环评的内容加入其中，可以说，给环评制度增加了多重紧箍咒，为涉环评违法添置了多条法律高压线。在包括东莞在内的中国绝大多数城市，以前很多新建项目都是边开工、边设计、边环评，环评办理好了，项目都建设好了，“补票”方式完成了环评手续，甚至还有一些重污染企业因怕被淘汰而擅自运行生产不“补票”的。这是因为之前的环保法并没有对环评制度进行强制性规定，其法律依据主要是环评法。对未批先建的项目，环评法提出的要求是“限期补办”。该规定从某种程度上来说是对未批先建的一种默认。一些企业抓住这个制度漏洞，肆无忌惮地在未批复环评的情况下进行建设，因此导致现实中“先上车后补票”成为环评审批的常规模式。然而，对于未批先建项目补办的环评，环保部门很难拒批；对逾期未补办环评手续的，将处最高限额20万元的罚款，这对投资动辄上亿的重大项目来说，简直无关痛痒，对相关责任人也仅限于行政处分，对污染企业并没有起到威慑作用。这使环评制度失去了事前预防功能的初衷，使环评审批沦为一种形式和手续，政府环境管理十分被动。新《环保法》弥补了现有《环评法》中“限期补办”的漏洞，明确凡是依法应当进行环评的建设项目，环评未批情况下，不论该项目建设本身是否须经有关部门批准，项目都不得开工建设，否则将依据新《环保法》第61条、63条进行处罚，轻则责令停止建设、处罚、责令恢复原状，重则拘留责任人。这些法律条文表明，未批先建项目将不得再以补办手续的方式进行“补票”，而是被直接责令停建，罚款处罚；对拒不执行停建的，可以拘留责任人。这意味着只要未批先建，项目就得下马，真正落实了“不环评、无开工”。从环保部门那里公开的典型案例看，当前环评还存在另一种乱象：部分企业出钱让环评机构给企业项目做环评，环评机构拿了企业的钱后，就会顺着企业的意思做环评内容，怎么容易通过审批就怎么做内容，所谓“拿人钱财，替人消灾”。这样就失去了环评原本的功能和意义，本来是作为环境把关环节，阻止污染企业进行生产，一旦演变成企业的一种“拿钱买路”行为，功能和意义也就变质了。想提醒这些环评机构的是，新《环保法》已经对此规定了污染连带责任。也就是说，产污企业造成污染了，环评单位不能置身事外，须要承担连带责任，不仅要接受法律规定的基本处罚，还要承担额外的民事责任。新《环保法》第六十五条明确规定，环境评价机构、环境监测机构、从事环境监测设备维护、运营的机构、从事防治污染设施维护、运营的机构，在环境服务活动中弄虚作假，对造成的环境污染和生态破坏负有责任的，除依照有关法律法规规定予以处罚外，还应当与其他责任者承担连带责任。” 　　别以为这是一条咬不了人的纸老虎法律，就在国家环境保护部就对外通报称，东莞市长安镇生活污水处理厂存在污染源在线监测设施弄虚作假、私设暗管偷放自来水稀释水样等多种违法行为，性质十分恶劣。责成广东省环境保护厅彻查涉案企业、在线监测负责单位、第三方运营单位的环境违法问题，依法查处、严肃追责，对涉嫌犯罪的要移送公安部门，依法追究刑事责任，并要求将案件办理进展情况及处理结果及时向社会公开。查看更多 2个回答 . 4人已关注

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冷氢化硅粉加料管道磨损严重，重复维修率高，应该怎么处 ...？ 弯头加个管套，即使内管磨损后硅粉沉积在管套与内管之间，这样弯头处就有了沉积硅粉作为保护，避免了硅粉与管道的摩擦。查看更多 20个回答 . 1人已关注

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塔底再沸器的安装高度！？精馏塔底再沸器的作用就是给精馏塔提供热源。我的理解是再沸器的安装高度是和塔底平行的，也就是说塔底液位和再沸器的高度是一样的！大家怎么看待这个问题，望赐教！查看更多 7个回答 . 3人已关注

#安装高度

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为什么澄清槽的操作温度应保持在80-90℃? 为什么澄清槽的操作温度应保持在80-90℃？查看更多 5个回答 . 3人已关注

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煤制油是最不经济的利用方式？本文出处如下，楼上几位讨论的也比较到位，我觉得是根据热值计算的，根据一般的化学原理，加工链越长，损失的热值越多，大家如果感兴趣可以慢慢测算一下对我国煤基能源化工品发展的思考 2008-04-07 中国化工信息网　　问题的提出　　煤化工是以煤为原料，经过化学反应生成化工、能源产品的工业，是煤炭的深加工产业。　　近几年来，我国煤化工发展逐步升温，呈现无序、过热的态势。各产煤省(地)纷纷抛出了庞大的煤化工发展规划，不仅以合成氨、甲醇、PVC等为代表的传统煤化工产品的产能急剧膨胀，而在建和规划中的产品主要定位在煤制油、甲醇/ 二甲醚和甲醇制烯烃等方面。各类企业、各种资金纷纷进入煤化工产业，包括煤炭企业、电力企业、化工企业，国有资金、民间资金、国内资金、国际资金等。投资之巨，规模之大，出手之快，令人咂舌。令人真正感到担心的不光是规模，而是正在出现的建设**。　　国家对发展煤化工有若干政策规定。近几年来，煤化工发展出现的一些情况值得关注：　　煤化工是规模效益非常明显的产业。一些在建或规划中的煤化工项目多数达不到国家规定的规模。一些企业往往受资金、技术等某些条件的制约采取将规划做大，分期实施的方式，化整为零、以小堆大，这样做不仅有利于顺利通过审查，而且可圈占更多的资源，但并不能体现出规模效益。　　煤化工是高耗水行业。发展要量水而行，以不与农、民、生态争水为前提，严格控制在缺水地区建设煤气化或煤液化项目。但一些产煤省区为了发展经济，以资源为手段，不顾及生态和环境的承载能力，大举招商引资，甚至在同一地区，同一开发区内引进多个结构雷同的大型煤化工项目；在许多严重缺水地区布置了多个大型煤化工项目。有关水利部门已警言[1]，在黄河中段建设超越水资源承载能力的重化工业，很可能引发工业、农业、生态间的“争水大战”，并对黄河下游省份取水构成严重威胁。　　不少地区以建设煤化工项目为名，行圈占和攫取资源之实，大量夺取煤炭资源，以牺牲资源为代价，片面追求产业快速发展。不少地区煤化工产业刚刚起步，煤资源就已被瓜分殆尽。　　不少国外大公司正在与有关方面接触，直接参股大型煤化工项目。我国《外商投资产业指导目录(2007年修订)》规定:大型煤化工产品生产由中方控股。资料称，目前外资的投入已占到我国“十一五”期间煤化工计划投资的相当大的部分。各种变相的由外商控股、相对控股的项目相继而出。　　我国的煤化工热，带来新的一**型煤气化技术无序的重复引进热。某干法煤气化技术在国外仅用于循环发电，并未应用于化工生产。但国内一些企业却不顾风险争相引进，截至2007年底已引进20多套。据报道[2]，使用该技术正在运行的几套装置，至今尚没有一套能够实现长周期稳定运行。　　世界上几乎所有的煤气化技术(有些技术并不成熟)在我国都有引进。我国已成为多个国外煤气化技术首例应用于化工领域的试验(或放大或改进或示范，使其适用、成熟)基地，承受着巨大的付出和风险的代价。　　我国煤化工过热的突出表现就是“逢煤必化”。为谋求把资源优势转化为经济优势，几乎所有煤产地甚至煤炭调入地区都要大力发展煤化工(全国约有近20个省、区规划，把煤化工“打造”成支柱产业)，寄希望于煤化工的GDP。至今全国到底有多少个在建或规划中的煤化工基地和煤化工项目？总投资是多少？产品的产需平衡如何？煤化工发展所需的各方面的条件是否匹配？以上种种恐怕是很少有人能够说得清楚。　　为统筹规划、合理布局、科学引导和规范煤化工产业的发展，切实纠正一些地方不顾资源、生态、环境等方面的承载能力，盲目规划、竞相建设煤化工项目，可能对经济社会持续、健康、稳步发展将产生潜在的负面影响，国家发改委于2006年7月7日发出了《关于加强煤化工项目建设管理，促进产业健康发展的通知》。其后又相继出台了一系列相关的政策和规定，使煤化工的无序发展得到一定程度的遏制，但远未达到预期的目标。由于种种原因，无序、过热的发展态势并未完全得到遏制。　　以上种种煤化工产业的超强、超高速度的发展引起了业内人士的深思。这种情况符合科学发展观吗？对国民经济可持续发展和能源安全是喜是忧？　　发展煤化工是有条件的。不是逢煤就应“化”、就能“化”得起来的，亦不是有钱就能办到的，不能不顾条件“逢煤必化”。当前煤化工的发展热点是能源化工产品，本文试就有关问题进行思考、探讨，直言浅见，供参考。　　对煤基能源　　化工品的思考　　煤制油[3] 　　高油价催生我国的煤制油产业　　各地发展煤制油的热情很高，凡是有煤炭资源的省份都纷纷开展大型煤制油项目前期研究和规划及集资建设。据不完全统计，截至2006年底全国已有15个煤制油项目规划。众多煤制油项目中，除神华320万吨/年、兖矿100万吨/年、潞安16万吨/年3个项目得到发改委的批准外，其余项目均属于地方或企业规划。在建(132万吨/年)和规划中的煤制油项目总规模达到4017万吨/年。　　充分重视发展煤制油的风险　　以煤制油最大的动力是煤的储量比油、气资源相对要多，其次按现有油价，煤制油可能有利可图。然而煤制油是一项巨大的系统工程，涉及煤资源、水资源、生态、环境、技术、资金以及诸多社会配套要求，且条件要求较高。应高度重视煤制油产业的风险性。　　——在技术方面，国内没有运行中的工业化装置可以借鉴直接法煤制油技术连国外也没有可借鉴的工业化装置。神华的直接液化的煤制油工业化装置在世界范围内是首次建造，存在着从工程放大、装备制造、催化剂性能、生产工艺控制等诸多工程风险。南非沙索公司虽有成熟的间接法技术，但转让费过高。兖矿和潞安的间接法技术正处在工业示范阶段。我国的煤制油技术均没有达到大规模工业化推广阶段。　　——在投资方面，建设1万吨/年煤制油装置就需要1亿元的投资建设一套百万吨级以上的煤制油装置，动辄投资数百亿元。投入产出比过低，造成产品成本核算中摊入的设备折旧费和银行贷款利率偏高。煤制油的成本居高不下。　　——在成本方面，以立项时的油价和煤价进行比较，建设大规模的煤制油项目预期可获得巨大的经济利益然而油价涨，煤亦会相应涨价。随着国家资源费、环保费新政策的出台，税费增加，煤炭价格亦相应提高。煤炭的价格每上涨100元/吨，煤制油的成本就相应增加5～8美元/吨。时至今日，煤炭价格已经比评估时涨了多倍，今后煤价还会继续上涨。此外，装置建成投产时，水、电、汽、运输等公用工程的费用和人工费也远远超出评估时的费用。煤制油的成本还将面临国际油价波动的市场风险。　　启动煤制油项目初期　　阶段布点应从严控制　　基于国情，国家有必要从能源安全战略的高度将煤制油列入能源安全战略储备项目中。为规避风险，国家在启动煤制油项目的初期阶段应集中财力，选择不同的装置规模、不同的工艺路线、不同的技术来源分别建设一套工业化示范装置，待装置建成后，由专家对这些示范装置进行综合评估，从中选出技术经济指标最佳的煤制油工艺，择时适度推广。目前我国的煤制油产业正处在工业试验示范阶段，在首套技术没有通过评审之前，不宜再开工建设同类新项目。　　我国应掌握煤制油的核心技术　　在部署煤制油项目时，要统筹引进技术和采用国内技术。加大力度，重点扶植自主创新的国内新技术。神华的直接法煤制油技术、中科院山西煤化所等开发的间接法技术均有明显进展，应组织力量推动国内技术的示范试验的进程，争取早日掌握煤制油的核心技术。　　审时度势、权衡利弊、适度发展　　随着高油价时代的到来，发达国家都很重视煤制油技术的研发，美国、欧洲、日本等国家和地区虽然已掌握了煤制油的核心技术，但缺少工业示范装置，没有达到工业应用阶段。据报道[4]，美国至今没有煤制油项目。由于投资太大，而且技术风险、市场风险也很大，企业目前还在观望。另外，妨碍煤制油发展的重要因素是环境污染问题，生产过程中产生大量的废水、废气、废渣，污染严重。　　当前，我们要集中力量进行产业化技术开发，工业示范装置要力求做到先进、可靠，搞好技术储备，并全面深入研究发展煤制油的问题。要统观国内外情况，审时度势，权衡利弊，稳健决策。我国在替代能源的战略安排上，不能主要盯着自己仅有的那些不可再生的资源上，应把重点放在可再生的清洁能源上。　　甲醇/二甲醚　　国际市场甲醇供需格局发生变化，　　煤制甲醇价格能否与天然气制　　甲醇的进口价相抗衡值得关注　　世界各国的甲醇生产主要以天然气为原料。2006年世界甲醇总产能为4695万吨/年。2007～2010年全球甲醇产能年增长率为4.5%～5.0%，到2010年产能将达到5800万～6000万吨/年。　　进入本世纪以来，新建装置集中在中东、拉美和东亚等地天然气资源丰富的地区，谋求以成本优势占领市场。装置的规模也呈现出大型化(5000～12000吨/天)的趋势。世界甲醇生产格局的变化导致消费格局发生重大变化。美国、欧洲、日本等发达国家和地区甲醇消费已由自给逐步转变为依靠进口。中国也成为世界甲醇生产商的目标市场。　　在全球经济一体化的今天，国际贸易竞争己进入中国市场。我国在发展甲醇产业时，应统筹考虑两个资源、两个市场。我国煤制甲醇能否与天然气制甲醇的进口价相抗衡值得关注，特别在东南沿海地区。同时亦要密切关注甲醇主产地在西部，而主市场在东部的地域不平衡带来的运输问题。　　国内甲醇呈高速、无序发展的态势　　我国甲醇生产以煤为主要原料，产业结构不尽合理，装置规模偏小，企业数目过多，原料路线和工艺技术五花八门。由于对醇醚燃料需求的高度期待，我国甲醇发展过热，几乎“遍地开花”。据报导[5]，2000～2007年我国甲醇产能年均增长率为24.8%，2007年我国共有甲醇生产企业177家，总规模已突破1600万吨/年。目前在建、拟建甲醇项目有34个，到2010年总产能将达到2600万吨～3060万吨/年。我国规划中的甲醇产能已超过同期世界其他各国的总产能。　　2007年下半年甲醇出口激增。而煤基甲醇是资源消耗型产品，是低附加值产品，依靠大量出口来消化过剩的产能是不妥的。　　要采取措施遏制甲醇产能过快增长，有些项目应缓建。与此同时，宜加速淘汰一批能耗高、污染重、规模小的落后企业。努力推行“关小建大”总量平衡的方针。甲醇装置规模效益非常明显，要力推甲醇装置的大型化。　　随着标准的出台，　　二甲醚已进入高速发展期　　《城镇燃气用二甲醚》行业标准已获批准，《城镇燃气用二甲醚混合气》国家标准也有望在2008年内颁布。随着标准的出台，二甲醚正迎来新一轮的建设热潮。目前国内二甲醚的有效产能已超过120万吨/年，2007年新开工的二甲醚项目有13项，总产能近700万吨/年。预计2008年二甲醚的消费量将达到220万吨左右；2010年总产能将达到1000万吨/年。　　醇醚燃料发展过快　　可能面临的风险　　大面积推广甲醇汽油尚有待标准出台和时间的考验据悉，低比例甲醇燃料标准已送审，高比例甲醇燃料标准送审稿也将于2008年一季度完成。山西等省市多年试用甲醇汽油积累了经验，但大面积推广甲醇汽油过程中能否避开甲醇毒性、对环境的影响及对发动机的损害等问题，均有待实践的考验[6]。　　二甲醚生产面临成本偏高与低价进口甲醇冲击的市场风险以目前甲醇市场价格3000元/吨计，二甲醚的生产成本要超过5000元/吨。LPG与二甲醚的热值比为1:1.6，即1.6吨二甲醚相当于1吨LPG。目前LPG的到岸价在7000元/吨左右，不考虑贮运费用，二甲醚的生产成本只有低于4400元/吨才能被市场所接受。此外，二甲醚的主要生产基地在西北部，而消费市场在东南部。一旦中东甲醇冲击中国市场，东南沿海地区采用低价进口的甲醇生产二甲醚，则对西北地区的二甲醚生产构成威胁。　　甲醇制烯烃　　以煤或天然气为原料生产甲醇，再以甲醇为原料生产乙烯、丙烯等低碳烯烃的生产工艺技术，简称MTP/MTO。煤基甲醇制烯烃项目的实施，可有效缓解我国石脑油的不足和低碳烯烃对国际市场的依赖程度。　　中科院大连化物所已掌握甲醇制烯烃(MTO)的核心技术，乙烯和丙烯的比例可根据市场需要进行调整，这项具有自主知识产权的新技术已完成现场中试，现正按国家批准建设工业示范装置，期待这一项目的成功。目前不宜再布新点进行示范试验。现在各地大有看好甲醇制烯烃，抢势快上之势，建议稳健决策，在首套工业示范装置运行成功并经鉴定通过后再作决策为宜。国内目前尚不具备大规模产业化推广的技术条件。　　我国已有多个甲醇制烯烃项目规划，总规模达到700万吨/年。其中2007年开工建设的有3项，合计产能113万吨/年。根据资料，甲醇的价格是技术经济的关键。根据MTO项目规模的不同，甲醇的完全成本占MTO完全制造成本的70%～85%。为降低甲醇的成本,要使甲醇装置大型化(100万吨/年以上)。煤价上涨，煤基甲醇的成本相应增加。煤基烯烃的成本与石油基烯烃的成本相比能否有竞争力，值得高度关注。另外甲醇制烯烃的煤烃比为6.1∶1[7]，用6吨多煤换1吨低碳烯烃的代价是否划算，需对煤价、资源消耗以及对环境和生态的影响进行综合评估。同时应对油价、煤价、甲醇价格的长期走势进行前瞻性的分析预测。　　关于煤基能源化工品　　的能源利用率　　煤制油　　根据资料[8]，采用直接法煤制油工艺，煤烃转换系数(包括原料、燃料、动力总能耗)为5∶1，即5吨煤换1吨油。根据美国国家标准局提供的热当量换算公式，石油与标准煤的热当量比为1∶1.4286，以此为依据进行测算，煤的热能转化率为28.6%，即有71.4%的热能在煤制油的过程中被消耗掉。采用间接法煤制油工艺，煤烃转换系数为5.3∶1，煤的热能转化率只有26.9%。　　煤制甲醇　　根据资料[9]，甲醇的热值为22.7GJ(0.776吨标准煤)，大型煤制甲醇装置的平均综合能耗为1.54吨标准煤，热能转化率为50.4%；联醇的平均综合能耗高达2.73吨标准煤，热能转化率仅为28.4%。　　煤制合成气/合成天然气　　根据资料[10]，以西安热工研究院两段式干粉加压气化技术制合成气为例，入炉煤的82.5%的热能转化为合成气。随着采用的气化炉炉型和工艺的不同，煤的能量利用率亦有所差别。　　将煤气转化为甲烷(合成天然气)是一项成熟技术。根据资料[11]，1吨煤可以转化为400m3合成天然气，按照美国国家标准局给出的热当量换算公式：1m3天然气＝1.33kg标准煤计算，煤制合成天然气的能量转化率为53%。据悉，近日国家有关部门已批准某企业开展煤制天然气示范工程前期工作[12]。　　煤基液体能源化工品　　的能量转化率偏低　　我国将煤转化为能源产品的方式有煤制油、煤制甲醇/二甲醚、煤发电、煤制合成气/合成天然气等。不同利用方式的煤的热能有效利用率如下:煤制油(26.9%～28.6%)＜煤制甲醇(28.4%～50.4%)＜煤发电(40%～45%)＜煤制合成天然气(53%)＜煤制合成气(82.5%)。　　通过煤的热能有效利用率排序可以看出，以煤制油或甲醇等液体燃料的能量利用率偏低。全国各地正在蓬勃兴建的大型煤化工项目的目标产品大多是煤的能量利用率低的煤制油和甲醇。煤制油或甲醇等能源化工品，只是将一次能源转化变为二次能源，但在转化过程中却消耗掉大量的煤炭，提高了我国不可再生能源的消耗总量。　　我国以煤为主体粗放利用的能源结构，己形成资源、环境难以承受的压力。我国SO2排放量和CO2排放量己分别居世界第一和第二，其中80%SO2来自煤的使用，这是使我国在大气环境治理方面陷入困境的重要原因。如今后仍以通过增加煤的产量来保证能源需求，必将受到资源、环境和运输等多方面的制约，难以为继。　　超强、超高速度发展煤基能源化工产业，不但没有降低煤炭在国家能源中的比重，反而加速了我国煤炭资源的枯竭速度，而且还带来了环境污染问题。考虑到我国煤炭资源相对丰富的国情，也许这就决定了煤制油等能源替代化工品只能在可控的条件下适度发展。　　关于煤制合成气/天然气　　的利用问题　　煤制油、甲醇/二甲醚、煤制合成天然气均可用作发动机的燃料。煤制合成气的能效较高。在煤产地，如将煤制成合成气后就近输入天然气管网，通过天然气管网将天然气和合成气的混合燃气输送到终端用户，是煤炭资源高效利用和清洁利用的可选途径之一。天然气与合成气的混合燃气理论上同样可以驱动汽车。　　思考与建议　　煤化工产业的发展不仅关系我国化学工业发展道路，也涉及国家能源安全。要从国家整体利益出发，站在全局的高度，以战略的眼光来审视世界化学工业的发展潮流和我国的现实，对我国怎样发展煤化工，发展什么样的煤化工等重大问题进行冷静客观的思考。必须要以科学发展观为指导，按可持续发展战略的要求，探索符合中国国情的煤化工发展道路。　　发展煤基能源化工品，　　需要稳健决策　　从世界发展前景看，未来发展必须依赖可再生资源，但中近期(如2025～2030年前)仍然离不开化石资源(主要是油、气和煤)。在化石资源中煤的贮藏量大，开采利用方便，必然受到广泛的关注。近年来油气价格上涨，发达国家(主要是美、欧、日)和地区对煤的利用投入很大，取得很多成果。但是总的趋势是通过洁净煤技术达到煤的清洁化利用，同时提高煤的利用率，其关键技术是气化，前提是大型化。煤的利用方向是发电，没有发展煤基能源化学品的规划[13]。甲醇制烯烃以及煤制油等技术虽有不断取得进展的报道，但国外迄今尚无一座工业示范装置，并未提供成熟的产业发展经验。　　煤与石油、天然气都是化石燃料，以煤替代油气是以一种不可再生资源代替另一种不可再生资源。能源替代战略必须综合统筹考虑，煤基能源化工品的发展是否可行，取决于能源利用是否合理、环境得到控制和治理、经济上有一定的效益，这三条必须兼而有之，即采用高能效、低污染、经济可行的技术经济路线。我国在石油替代能源发展战略的政策导向和执行上一旦有失偏颇，将导致煤炭资源的过度消耗和浪费，虽然在短期内或可略微缓解我国石油和天然气的进口压力。　　煤基化工能源品发展中有许多问题有赖于我们积极地探索和深入研究，有些问题还有待试验或示范实践后才能得出结论。为此，切不可低估前进中的问题。需要审时度势，权衡利弊，统筹兼顾，稳键决策，实现有序、适度、科学发展。　　转变发展方式，　　发展现代煤化工[14] 　　传统的煤化工是以低技术含量和低附加值产品为主导的高能耗、高排放、高污染、低效益、即“三高一低”行业，这种对资源过度消耗、严重污染环境、粗放的不可持续的发展方式己难以为继。为此，必需适时加速转变煤化工的发展方式，着力推进现代煤化工的发展。　　煤炭属低效、高污染能源。要把这种不清洁能源转化为清洁的化工原料，所经过的环节多、能耗高、排放大、污染重。以煤制氨(用先进的煤化工工艺)为例，所排出的CO2是天然气制氨的5倍。资源利用率低及高消耗必然带来高排放、高污染。解决这些问题的主要途径，是努力采用新技术。　　现代煤化工是以新技术为基础。现代煤化工与传统煤化工的主要区别在于洁净煤技术、先进的煤转化技术以及节能、降耗、减排、治污等新技术的集成应用，发展有竞争力的产品。与时俱进地采用新技术，是现代煤化工的核心。　　现代煤化工是技术密集型和投资密集型产业，应采取最有利于资源利用、降低污染、保护生态、提高效益的建设和运行方式，实现可持续发展。为此，要坚持矿化一体化、基地化、大型化、现代化，实施集约经营。现代煤化工的发展是有相当难度的，必须依托素质好、实力雄厚的大企业来承担。　　现代煤化工是资源节约型、环境友好型产业。在新形势下，能否实现可持续发展取决于节能、降耗、减排、治污以及经济效益两方面都能通得过。煤化工的发展决不能以浪费资源、牺牲环境和破坏生态为代价。　　以节能、减排、降污为重点，　　积极采用新技术，加快结构调整　　我国以煤基产品为主体的化学工业产业结构是造成化学工业投资强度高、资源消耗量大、三废排放多、对生态和环境的负面影响大、煤的能量有效利用率低、资源浪费严重、二氧化碳排放多的主要原因。我国煤化工的发展应坚决告别以粗放为主的发展模式。　　加速制定以技术升级为主要内容的我国煤化工结构调整规划并组织实施。有关企业应限期达到节能、减排、降污的指标；对消耗大、污染重、规模偏小、改造升级无望的落后企业，加速关闭淘汰。要提高市场准入门槛，力推装置的大型化。努力提高煤化工产品的附加值。　　加强宏观调控，　　遏制煤化工盲目过热发展　　国家《煤炭产业政策》(2007年11月)规定，“在水资源充足、煤炭资源富集地区适度发展煤化工，限制在煤炭调入区和水资源匮乏地区发展煤化工，禁止在环境容量不足地区发展煤化工。国家对特殊和稀缺煤种实行保护性开发，限制高硫、高灰煤炭的开发。”国家把煤化工发展分为“适度”、“限制”、“禁止”三类。即使是该地区的煤资源丰富，亦要“水资源充足”才能“适度”发展。而我们在发展评估中往往重煤资源，轻水资源；不是“适度”发展，而是“逢煤必化”。要设法防止项目咨询评估工作的表面化、形式化、走过场。为贯彻可持续发展战略，要切实做好环评和能评工作。　　建议暂停审批及开工新项目，对已审批的项目要组织复查。严格执行各项政策、规定，尽快遏制煤化工产业无序过热的发展势头。要努力纠正各种招商引资中的违规行为。企业要认真贯彻落实国家宏观调控政策和措施，积极支持国家宏观调控，优化煤化工的投资结构，做市场的健康力量。　　加快修订、完善、出台　　煤化工产业中长期发展规划　　规划要深入贯彻落实科学发展观，既要考虑煤化工产业对国民经济发展的正面影响，也要考虑可能带来的负面影响。我国煤化工产业规模应与国民经济发展相适应，产业发展方向应与坚持节约资源和保护环境的基本国策相一致。在发展目标的量化上要兼顾煤炭资源的保护与高效利用，发展规模控制在适当范围内。　　以规划来整合近年来有关部门先后出台若干有关煤化工的政策、规定、办法、指示等。以规划来规范全国的煤化工产业发展，并作为宏观调控的主要手段，使我国的煤化工产业走上有序、适度、科学发展之路。　　坚持技术开发先行，　　加强自主创新工作　　　　我国煤化工技术开发自主创新很不够，重引进轻开发创新，在相当程度上形成对国外技术的依赖，关键技术受制于人。要认真编制和落实煤化工科技开发、创新计划，逐步突破各项核心技术，实现煤化工重大装备国产化。　　当然煤化工新技术的开发是有相当难度的，决非是“举手之劳”的短期行为，需要高强度、坚持不懈地持久投入。开发煤化工新技术是我国取得发展现代煤化工主动权的核心，是国家的战略行为。企业特别是大型企业应真正成为技术开发的主体，坚持产、学、研密切结合。　　我们要认真学习国外先进技术，搞好消化、吸收和再创新。对没有应用于同类装置的外国专利技术应慎重评估，力求规避风险。引进成熟可靠、先进适用，经示范验证有成功实用业绩的新技术。　　发展现代煤化工有利于我国石油替代能源战略的实施，有利于我国化学工业的结构调整，有利于满足国民经济发展的需要。能源需求的快速增长，把我国带入发展现代煤化工的新阶段。切实贯彻科学发展观是煤化工发展的生命力所在。当务之急是结合实际，认真总结经验教训，加速转变煤化工产业的发展方式。查看更多 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简介

职业：杭州双安科技有限公司 - 自控设计工程师

学校：电子科技大学中山学院 - 自动化工程系

地区：青海省

个人简介：读书使人心明眼亮。查看更多

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