软?仙?--盖德问答-化工人互助问答社区

软?仙?

影响力0.00

经验值0.00

粉丝9

工艺专业主任

关注已关注 私信

他的提问 2338 他的回答 13660

哪位大神有2016年中国石化加氢技术年会论文集? 如题，想找2016年中国石化加氢技术年会论文集来学习下。查看更多 2个回答 . 3人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

溶剂型消防泡沫废液如何处置？ 溶剂型消防泡沫废液如何处置查看更多 4个回答 . 2人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

A1~A8，B1~B8耳式支座的区别？ A1~A8，B1~B8耳式支座的区别是什么？A型和B型，带夹套的是不是就是叫有保温层（例如一个带夹套的反应釜，夹套内走的是蒸汽，那么这个设备就要选用B型？）500~1000A2型支耳，700~1400A3型支耳，100~2000A4型支耳，假设设备DN为1000，那么选用哪个更为合适，选用的标准是什么？麻烦大虾们给解释一下，谢谢！！！查看更多 23个回答 . 3人已关注

#耳式支座

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

IGCC中的氧煤比和水煤浆浓度是如何定义的？输入参数水煤浆浓度氧气纯度氧煤比水煤浆流量氧气流量气化炉压力单位％ v％ kg／kg kg／min kg／min MP 数值 68 95 0.94 732 575 4.235 以下是煤的参数：工业分析 W% A% C% V% S% 8.84 9.98 49.52 31.66 1.08 元素分析 C% H% O% N% S% 75.2 4.35 7.51 0.81 1.18 这里水煤浆浓度是68%，那么：煤干基流量=那水煤浆流量*水煤浆浓度=732*68%=479.76 kg/min 煤的流量=煤干基流量/(1-煤中水分含量)=479.76/（1-0.0884）=526.28 kg/min 氧煤比=氧气流量/煤流量=575/526.28=1.09 而文献里写的是氧煤比0.94。我的算法错在哪里，是不是对氧煤比和水煤浆浓度的定义搞错了，应该是怎么定义的，望高手指点。查看更多 3个回答 . 2人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

相平衡的一些看法？ 有气液和液液吧·· 主要是相平衡方程···查看更多 1个回答 . 2人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

低温腐蚀液体泵的选型？ -50°C低温腐蚀液体泵,选用什么形式的泵,具体厂家＆型号能否推荐一下查看更多 2个回答 . 1人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

多晶硅切片？ 想问一下盖德，从还原炉得到的硅棒是经过处理后直接切片，还是进入铸锭炉，铸锭然后切片查看更多 1个回答 . 2人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

管壳程式换热器不锈钢无缝管标准？ 请教各位大师，管壳程式换热器不锈钢换热管可以用焊接管吗？按哪个标准呢？查看更多 3个回答 . 4人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

精馏系统气密性实验？ 请教高手精馏系统气密性实验怎么做（详细的步骤）？急！查看更多 6个回答 . 1人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

换热器管程打水试压有行业标准或者国家标准码? 包括U形管换热器，浮头式换热器等，有高压的也有低压的，试压的保压时间以及压力保持等有什么具体的要求，有知道请回答一下。查看更多 3个回答 . 3人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

低压瓦斯气脱硫后硫化氢的纯度是多少? 一般工艺要求低压瓦斯气脱硫后硫化氢的纯度是多少啊？查看更多 2个回答 . 4人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

怎么样能让新能源产品为大众所接受？ 再有必须宣传到位可能刚开始的时候需要政策的优惠支持查看更多 44个回答 . 3人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

W型单级直连旋涡泵哪个厂家的质量好？ W型单级直连旋涡泵兄弟们谁用过，给点意见查看更多 1个回答 . 5人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

预加氢床层引氢气气密时，出现温升是怎么回事? 氢气是在加氢车间制氢工段的PSA过来的，预加氢上部床层有27度涨到了38度，制氢的氢气做样是分析的氢纯、CO含量，请大家分析一下是什么原因？查看更多 4个回答 . 5人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

许用应力的问题。？ 在做化工设备设计时，有材料的许用应力这个值，这个值是客户提供的？还是自己算出来的？如果是自己算的，该怎么算？查看更多 1个回答 . 5人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

关于O型圈的一些问题？ shore在这里是：80度肖氏硬度。 http://china.rs-online.com/web/s ... oduct&R=1591478 http://www.8617.com/new_page_725.htm 查看更多 1个回答 . 5人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

离心泵不上量请求帮助分析？两台离心泵一开一备，正常操作入口为负压，出口压力0.2MPa。节前常规切泵，备用泵充分灌泵，排气充分。泵启动后，压力在0.2MPa之间晃动，慢慢开启出口阀致全开，压力掉到0.18MPa左右。主泵关闭出口阀过程中，备用泵压力又逐渐降低，从0.18MPa，降到0.1最后几乎为零，流量几乎为零，请论坛的前辈帮着分析一下是什么原因。泵从来没有发生过气蚀，入口过滤网很干净，介质为不易挥发的液体，170度左右。泵体所有接头、接口均把紧过，垫片也是新的。泵为塔釜回流泵，入口连接塔釜，出口连接塔再沸器，塔顶由真空泵抽真空，为负压。查看更多 26个回答 . 2人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

5L隔膜泵后面加电子流量计示数不稳定怎么办? 一套气体分析系统，用的5L 隔膜泵，采购选了个广州产的电子流量计，用氮气瓶实验不错，一加上示数就乱飞，问了下厂家的人，说是得延长气路……试了下基本没用，现在就是两条路，换流量计或者换泵，但觉得小型泵怎么都不行，只能换流量计了，那位大能盖德指导下吧？查看更多 0个回答 . 1人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

神华包头煤制烯烃项目128项技改力促节能减排？本文由盖德化工论坛转载自互联网增设油水分离设施、回用水装置改造、增加在线排放监测仪表……走进神华包头煤制烯烃项目现场，这里采用的先进节能减排技术令人惊叹。作为世界首套特大型煤基甲醇烯烃工业化示范工程，该项目自2011年投入商业化运行以来，已实施了128个以节能降耗为目标的技术改造项目，取得了良好的经济效益和社会效益。神华包头煤制烯烃项目是我国5个现代煤化工项目示范过程中最早进入商业化运营的项目，也是拥有甲醇制烯烃自主知识产权的特大型煤化工项目。经过近7年的摸索建设，该项目已基本实现设计规划的满负荷生产能力。在运营过程中，该项目始终把节能减排作为一项重点工作来抓，从精细化管理入手，将节能管理纳入管理的每一个环节，3年来累计完成节能降耗投资4.9亿元，在国内化工企业中首家通过能源体系认证。通过对热电中心省煤器改造，使锅炉的热效率提高2%左右，锅炉平均产汽煤耗降低10%，既节约了燃料煤的消耗，又提高了汽轮发电机组负荷，年可增加发电量4.8亿千瓦时以上。通过增设油水分离设施，不仅大幅降低了污水处理场生产负荷，每年还增加收益785万元。通过反渗透浓盐水回收改造，增加了中水回用率，每年减少外排水180万吨，而中水作为循环水补水，减少了同等数量的原水用量。通过甲醇制烯烃装置反再系统改造，提高了反再系统催化剂的循环和烧焦能力，使聚烯烃装置达到了满负荷运行。增加在线排放监测仪表，对公司外排烟气中二氧化硫浓度、烟尘含量、氮氧化合物以及外排废水中化学需氧量和氨氮指标进行实时监控，并通过互联网上传实时数据至国家环保监测部门，随时接受有关部门监督。与此同时，该项目正在进行热电锅炉脱硝和除尘改造，预计今年7月1日前完成。查看更多 0个回答 . 2人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

政策扶持煤化工产业规模快速扩大？本文由盖德化工论坛转载自互联网　“煤改气”似乎为近期煤制油项目获得“路条”提供了动力，煤化工又出现一轮投资潮。有鉴于此，今年7月22日，国家能源局发布《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》。该通知称，国家发展改革委、能源局正在研究制定《关于有序推进煤制油示范项目建设的指导意见》和《关于稳步推进煤制天然气产业化示范的指导意见》，近期将发布实施。该通知强调，将进一步规范煤制油气产业，禁止建设年产20亿立方米及以下规模的煤制天然气项目和年产100万吨及以下规模的煤制油项目。　　在需求增长、煤价持续走低、地方政府利益等各种因素驱动下，近年来中国煤化工产业规模快速扩大，2013年已投产煤制油项目的产量达到170万吨，甲醇产量达到2900万吨，煤制烯烃产量180万吨，煤制天然气示范项目产量也达到了27亿立方米。　　但产能过剩现象也由来已久。举几个例子：2013年中国焦煤过剩的产能已超过1.5亿吨，从而导致价格不断下降，行业亏损面积达到40%左右;甲醇方面，如果按海关总署数据，中国2013年甲醇消费量为3287万吨，而2012年甲醇产能就已超过5000万吨，占世界总产能的一半。如今新型煤化工产业也逐渐显现出产能过剩的迹象。有数据显示，截至2014年6月，煤制气项目计划产能总量已达2250亿立方米/年，是国家能源局初定的“十三五”末计划煤制气产量目标500亿立方米/年的4.5倍。这一数字甚至比去年全国1676亿立方米的天然气消费总量还大。而目前煤制油项目建设完成、建设中以及计划建设的数量已超过10个，计划产能总量已超过3000万吨，已达到2020年末的计划目标产量。煤化工发展的动力和疑问　　煤化工从来都是煤炭企业和地方政府所向往的，因为其产业链的延伸可能意味着更多的盈利和更多的GDP、税收和就业。还有大道理可以讲：中国“富煤、少气、贫油”的能源储备提供了发展煤化工产业的基本条件和论据，而充足的煤炭供应和相对其他能源品种较低的煤炭成本是煤化工产品竞争力的关键，煤化工发展还可以优化能源结构和缓解石油供应压力。发展煤化工理由似乎很充分。另一方面，即便目前煤炭价格走低，市场形势不好，单单煤炭企业的生存也足够提供发展煤化工的动因。　　最近煤化工的发展热潮除了煤炭富裕省份地方政府的推动，也有市场难以阻挡的力量。地方政府大力发展煤化工的目的是为了提高煤炭的附加值，实现煤炭的就地加工转化，以拉动地方GDP增长和就业。而企业主要考虑的是煤化工产业的成本与利润问题。早些时候有煤制油项目研究的基本结论是：在投资上，在中国投资建同等规模工厂只有美国成本的65%;在煤炭成本上，煤炭开采成本比美国低得多;在人力资本上，同等规模工厂，内蒙古的一个项目是每位工人一年8万元人民币，而在美国则是8万美元。因此企业认为，煤制油项目有利润空间。　　这笔账反映出地方政府和企业的乐观判断，但没有足够的说服力。煤化工是资本密集型产业，需要从投资周期的收益衡量其经济性。企业盈利受市场容量的影响，还受水资源成本、环境成本、人力资源成本等动态因素的影响，而且这些成本都将进入快速增长期。　　最近低迷的煤炭价格使得煤化工投资的热情更加高涨，新一轮比较大规模的产能过剩似乎看得见了。在已有产能规划比较大的情况下，投资又一拥而入。但雾霾治理背景下的煤化工行业如果对市场空间和利润没有足够的把握并做好功课，将面临很大的风险。　　大力发展煤化工是否有利于环境治理，这个问题可以以煤制气为例。一方面，我国的能源结构是“多煤少气”，另一方面，环境治理要求减少煤炭消费而增加天然气消费。大规模发展煤制气似乎是为了解决天然气短缺矛盾，为解决城市雾霾提供可能性。因为，至少从表面上看，煤制气是排放量低的清洁能源。其实没有那么简单。　　首先，煤制气得到的天然气属于对煤炭加工后的二次能源，其原料是煤炭，煤制气的过程本身也是一个高耗能的生产过程，意味着更多的煤炭生产同一单位的能源产品。如果从全国范围来看，煤制气没有达到改变以煤炭为主的能源结构的目的，也达不到减少排放的目的，因为将生产过程考虑在内，煤制气的温室气体和其他污染物排放，比直接使用煤炭要多。其次，大规模发展煤制气替代燃煤，实际上只是将污染排放从东部转移到了西部;而从整体上增加全国的排放量，也不利于应对减少碳排放。　　煤化工对水资源的消耗同样不容忽视。生产煤制气需要消耗大量的水资源。目前通过发改委审批开展前期工作或者已经被核准的煤制气项目，大多集中在新疆、内蒙古和山西等煤炭资源比较丰富的地区，这些地区的水资源往往比较缺乏。如果新建的煤制气项目加剧这些地区缺水现状，水资源供给问题反过来将会对煤制气生产和收益造成负面影响，这需要慎重对待。　　煤制气本身的问题　　作为经国家发改委核准的首批煤制气示范项目之一，位于内蒙古克什克腾旗的大唐克旗煤制气项目于去年投产后曾出现故障，已于今年3月恢复正常生产并向北京供气。这是国内首个大型煤制气项目进入商业运营。据统计，目前我国煤制气项目主要集中在新疆和内蒙古，两地计划产能占全国的80%，其中新疆备案的项目有22个，产能约千亿立方米。内蒙古有12个，产能规模约740亿立方米。大唐项目通气引发业界高呼煤制气重大突破，煤制气迎来黄金时代。　　当前中国以煤炭为主的能源结构是我们遭遇雾霾的一个主要原因。2013年9月份发布的《大气污染防治行动计划》要求，到2017年实现我国煤炭占能源消费总量比重降到65%以下，京津冀、长三角、珠三角等区域力争实现煤炭消费总量负增长。充足的能源供应是保障经济增长的重要因素，减少煤炭消费比重需要其他替代能源，短期内天然气作为清洁能源无疑是最佳选择。随着我国“煤改气”进程的加快，天然气消费量迅速增加，供需缺口严重。2012年我国的天然气消费1471亿立方米，其中进口量为425亿立方米，对外依存度高达28.9%。　　燃煤发电提供我国电力消费的近80%，因此采用燃气代替燃煤发电是治理雾霾的一个重要措施。但是，煤制气是一个高耗能的生产过程，是指通过煤炭与蒸汽、氧气在高温高压下进行反应，产生主要由一氧化碳和氢气组成的混合气体，再进一步合成甲烷的过程。这个生产过程需要消耗煤炭，同时排放二氧化碳、氮氧化合物、二氧化硫和粉尘。考虑到煤制气的副作用，应将煤制气的生产环节和终端应用环节综合考虑，计算煤制气生命周期的排放量总和。粗略计算，煤制气发电的每一度电耗煤在386-455克标准煤之间，而2011年全国火电行业的平均煤耗为329克标准煤，煤制气发电的煤耗比直接使用煤炭高17.3%~38.3%。这意味着，从一次能源消耗的角度来讲，使用煤制气发电会消耗更多的煤炭。　　另外，在控制污染排放方面煤制气没有优势。不仅是发电，将煤制气的应用扩展到交通、烹饪和供暖等领域，煤制气的生命周期中碳排放也将比直接使用煤炭高36%~108%。据估计，将煤炭转换成天然气再进行发电，比直接燃煤发电多排放40%~50%的二氧化碳;其中煤制气生产环节的二氧化碳排放占总排放的70%~80%，天然气发电产生的排放占20%左右，此外还包括在运输环节产生的一些碳排放。煤制气发电会形成硫化物、氮氧化合物和粉尘等大气污染物，这也是煤制气利用中值得关注的排放问题，因为上述三种物质是形成雾霾的一个主要原因。并且，煤制气发电的二氧化硫、氮氧化合物和粉尘排放均高于燃煤发电。近年来我国加大了对工业二氧化硫排放的治理，燃煤发电的二氧化硫排放得到很大改善，由2005年的6.4克/千瓦时下降到目前的2.26克，脱硫率也达到95%以上。煤化工多采用克劳斯硫回收工艺，目前的技术水平能使脱硫率达到97%左右。但是，由于煤炭投入量大，煤制气发电的二氧化硫排放比直接使用煤炭发电高出很多。　　目前火电的脱硝和除尘技术也已经成熟，氮氧化合物减排效率在70%~90%之间，除尘效率更是达到99%以上。煤制气生产过程中的除尘标准大体和火电相近，其氮氧化合物减排效率甚至达到90%以上，比火电更高。但煤制气发电的氮氧化合物和粉尘的排放还是分别比燃煤发电高出11.7%和80%，主要原因在于煤制气发电较低的综合能源效率。在现有的技术水平下，煤制气发电的综合能源效率在27%~31.8%之间，而最新的超临界燃煤机组发电效率已经达到40%左右。也就是说，煤制气的能源转换效率较低，形成同样的发电量需要消耗更多煤炭，从而可能造成更多污染物排放。　　政府的政策应对　　为引导煤化工产业良性、持续地发展，政府应实行有针对性、前瞻性的政策措施。　　对于煤化工，国家的基调应当是支持的同时加以限制。无论如何，政府应当制定合理的规划，对煤化工产业的有序发展加以引导，对在什么地方该做、什么产品该做这两个关键问题上慎重规划，实行总量控制。在对地方的考虑上，要使得煤化工产业的发展从当地资源能源禀赋及经济基础条件出发，充分考虑市场因素，符合当地建设与运输条件，避免不结合当地情况和不考虑资源特点的盲目发展。在对产品的考虑上，要尽量选择一些相对环保、市场缺口大、有利于进行精深加工以提高附加值的产品，关注煤化工主要研究领域以及关键技术的进展，尽量采用环境友好型的高新技术。　　首先，以“十三五”规划为契机，规范项目审批程序，制定严格的产业准入要求，把握总量控制。国家能源局于今年7月间发布的上述通知再次强调，禁止建设20亿立方米及以下规模的煤制气项目和年产100万吨及以下规模的煤制油项目。实际上，这一标准在2013年就已经提出过。自2006年以来，政府基本上每年都会出台政策，明确煤化工产业的审批标准，试图引导产业发展，事实上这些标准并没有被严格执行。地方政府为了获得煤炭产业链延伸带来的收益，拉动GDP和就业，明知违反国家标准，也上马了各种煤化工项目。所以，对于国家来说，规范审批程序和制定严格标准是一方面，更重要的是加强惩罚和监督力度，使政策标准具有应有的约束力和执行力。地方政府则需要全力配合，重新定位自己的角色，以引导和服务为主，避免过度参与地方经济发展。　　其次，要充分考虑环境和水资源问题。煤化工产业是以大量耗煤为生产基础的，这一过程势必带来环境污染问题，并且煤化工需要水资源保障。我国煤矿资源和水资源逆向分布，使得煤化工项目多建设在新疆、内蒙古、山西等突出缺水地区，许多地区的煤化工企业不但挤占生活用水、农业用水，甚至利用地下水来发展煤化工产业，给水资源带来了极大的污染隐患。因此政府在项目规划时，要充分考虑当地的环境承载力和治理成本。并且要制定严格的排污和耗能标准，甚至可进行强制性的技术改进。另一方面，对于降低污染，提高能源转换效率的煤化工技术研发，要给予更多政策支持。　　最后，政府要对煤化工的投资进行合理规划和有效引导。发展煤化工产业对环境要求非常高，必须要充分考虑各方面因素，谨慎论证项目的可行性。一方面，从自然环境来看，一个煤化工项目每年的煤炭消费量在几百万吨左右，综合考虑项目的投资收益年限以及煤炭的开采率，就需要有几十亿吨的煤炭储量，才能满足一个煤化工企业的长期发展需求。因此，一个地区如果煤炭资源不足或者质量不佳，则不适宜发展煤化工产业。另外，正如前文提到的，地区的环境承载力、治理成本以及水资源条件也需要谨慎考虑。　　另一方面，从项目收益性的角度来看，目前的投资过热也是由于一些企业和地方政府盲目认为煤化工产业存在巨大的利润空间。其实，煤炭价格不会持续低迷，随着煤价逐渐趋于稳定，环境成本、人力成本会急速上升，煤化工项目的利润空间将会受到压缩。更重要的是，一旦产能过剩严重，造成一些煤化工产品供过于求，用煤制成的产品收益极低甚至是没有市场，那还不如干脆直接卖煤。　　结论　　总结一下，如果“煤改气”是为了治理环境污染，那么发展煤制气将与初衷相背。煤制气大规模发展的主要动力应该来自保障能源安全或者是其经济性。因为，将煤炭转换成天然气，本身是一个高耗煤的生产过程。大规模发展煤制气不利于煤炭消费总量控制，其污染排放也要高于直接使用煤炭。尽管煤制气可能采用比燃煤发电更先进的减排技术，但由于煤制气发电的综合能源转换效率较低，其排放也要高于燃煤发电。大规模发展煤制气替代燃煤，实际上只是将污染排放从东部转移到了西部，从整体上会增加全国的排放量，也不利于应对气候变化。因此，煤制气应该至多是一个保障天然气供需和治理雾霾的补充手段。除非煤质不适合发电，否则同样是二次能源，在西部发展大型超临界燃煤电站，通过特高压输送到东部，可能更清洁和更有经济性。　　政府最近设立了较高的煤制油气准入门槛，也明确了基本产业政策：煤制油不能停止发展、不宜过热发展、禁止无序建设;坚持“量水而行”、清洁高效转化、示范先行、科学合理布局、自主创新等原则;示范项目必须符合产业政策;满足具体的能源转化效率、能耗、水耗、二氧化碳排放和污染物排放等指标要求。综合起来看应该是很全面了，但现实中能否真正规划和引导煤化工产业健康发展，还需要地方政府的配合，以及对行业发展的有效监管。查看更多 0个回答 . 1人已关注

关注问题已关注 回答

登录后参与回答

上一页103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113下一页

简介

职业：亚东石化（上海）有限公司 - 工艺专业主任

学校：中山大学 - 化学系

地区：浙江省

个人简介：你对谁有爱意，你就对谁无能为力。查看更多

喜爱的版块返回首页

已连续签到天，累积获取个能量值

第1天
第2天
第3天
第4天
第5天
第6天
第7天