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怎样看待最新中石化外采柴油追加的检测指标!?
项目 质量指标 试验方式 硝酸 酯型 十六烷 值 改进剂 无 车柴,普柴标准的附录B 浊点 不高于冷滤点的5℃ GB/T 6986
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电动机开关柜的接地?
请问各位电动机的 开关柜 是否必须接地?如果开关柜本身就是埋地的,那么是不是依然必须接地呢?至少我们装置是这样的
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砂浆泵的选型?
需提供:流量 扬程、输送的介质名称、颗粒 杂质 含量、工作温度等要素,总之越详细越好。
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你们见过最严重的润滑事故是什么?
众所周知,动设备一旦缺 润滑油 会导致很严重的后悔,首当其冲就是轴承磨损,各位见过或者经历过最严重的由于润滑不良导致的事故是什么?
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炼油化工建设项目三方签字(设计院)有什么要求?
我公司正在建设炼油化工项目,请问甲乙双方的技术协议都必须,是有设计院签字的三方技术协议吗?有规定或要求吗?
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基础油生产公司?
请问大家: 中国目前有几家主要的生产 润滑油 基础油 的厂家?分别在哪里?他们都归中石油还是中石化管?规模多大?售价如何?有知道的在群里讨论一下。另外, 调和油 品一般是在厂里完成还是卖给底下分销商后由他们再去调和?都不懂。
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2015年煤电发展会面临些啥?
本文由 盖德化工论坛转载自互联网 2015年是“十二五”收官之年,也是全面深化改革的关键之年,更是治理雾霾改善大气环境的重要一年。雾霾治理的关键在于清洁利用煤炭,作为燃煤大户的煤电,要实现清洁发展,面临哪些问题?日前,中电联发布《中国电力工业现状与展望》,对煤电清洁发展面临的问题进行了梳理。 低成本超低排放技术还需突破 按照规定,2014年7月1日,现役燃煤电厂开始实施《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011);同年4月,环境保护部要求京津冀地区所有燃煤电厂在2014年底前完成特别排放限值改造;9月12日,发改委、环保部、能源局印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014~2020年)》,要求燃煤电厂达到燃机排放水平。仅2014年,对燃煤电厂污染物排放要求就有三次变化,致使大量燃煤电厂环保设施重复改造,边际成本增大。 中电联初步分析认为,目前烟气治理2.7分/千瓦时的环保电价对应的煤质污染物排放浓度限值为:烟尘20毫克/立方米、二氧化硫100毫克/立方米(一般含硫量)、 氮氧化物 100毫克/立方米(高挥发分煤)。多个超低排放改造项目的成本体现在电价上,是在现行2.7分/千瓦时基础上再增加0.5-2分/千瓦时甚至更高,即在低硫、低灰和高挥发分煤的条件下,比起特别排放限值规定,烟尘再降10毫克/立方米、二氧化硫降65毫克/立方米、氮氧化物降50毫克/立方米,致使超低改造的污染物控制边际成本过高,且能耗增加。降低每千克污染物的排放量的代价为12-60元。如果仅烟尘治理需增加0.5分钱的话,则去除每千克烟尘的代价为100元以上,而全社会的治理成本约为2元。 中电联称,低成本超低排放技术还需突破。2014年,有数家电厂燃煤机组超低排放(比特别排放限值的要求排放还少)改造后投入运行。采取的主要措施:一是对已有技术和设备潜力(或者裕量)进行挖掘、辅机改造、系统优化;二是设备扩容,增加新设备;三是研发采用创新性技术;四是对煤质进行优化。总体来看,采用设备扩容(如增加脱硫塔)、增加新设备(如采用 湿式除尘器 )的方法较多,而采用创新性低费用的技术较少。在面对超低排放改造新要求时,大量煤质难以保障、场地受限、技术路线选择困难的电厂实现超低排放改造的困难很大。 考核更加严格 《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)没有明确火电厂大气污染物的达标考核的方式。但实际考核中,有的地方政府按小时均值考核,也有按4小时均值,或日均值、或周均值考核的。 2014年3月,国家发改委、环保部印发了《燃煤 发电机组 环保电价与环保设施运行监管办法》(发改价格[2014]536号),该文件变相明确了按照浓度小时均值判断是否达标排放,是否享受环保电价和接受处罚等。 中电联在《中国电力工业现状与展望》中表示,按小时均值考核要求远严于按日、月均值考核。煤电机组受低负荷(烟气温度不符合脱硝投入运行条件)、环保设施临时故障、机组启停机等影响,都会导致污染物排放的临时性超标。按小时均值考核成为世界最严考核方式,企业的违法风险加大。在美国,排放标准以30天的滚动平均值考核,煤矸石机组则是以12个月的滚动平均值进行考核;欧盟则按月均值考核,同时规定小时均值不应超标准200%,日均值不超110%。 提效空间越来越小 2005年以来,供电煤耗快速下降。据中电联统计快报显示,2013年全国6000千瓦及以上火电机组供电标准煤耗318克/千瓦时,同比下降3克/千瓦时,比2005年下降了52克/千瓦时。中电联表示,这既缘于积极对现有机组进行节能改造,更缘于大量新建低煤耗机组提高了行业清洁利用水平。 受国家宏观经济及产业结构调整影响,目前煤电发展速度明显低于“十一五”及“十二五”初期。中电联称,经过“十一五”以来大规模实施节能技术改造,现役煤电机组的经济节能降耗潜力很小,再改造的经济投入与产出比大幅度下降,继续提高效率空间有限。同时,伴随风电、太阳能等可再生能源发电比重的快速提高,煤电调峰作用将显著增强,机组参与调峰越多,煤耗越高。且通过增加新机组方法优化煤电机组结构降低供电煤耗的空间越来越小。数据显示,2014年火电平均利用小时同比减少314小时,是1978年以来的最低水平。火电利用小时、负荷率将持续走低,也严重影响机组运行经济性,尤其是大容量、高效率机组的低煤耗优势得不到充分发挥。 中电联指出,煤电节能与减少排放矛盾日趋加大。受技术发展制约,主要靠增加设备裕度、增加设备数量等来提高脱除效率,在去除污染物的同时,也增加了能耗。如一台60万千瓦机组脱硫改造时增加了一个吸收塔,造成脱硫系统阻力增加1000帕,电耗增加3800千瓦,增加厂用电率0.5-0.6个百分点。根据企业实际反映,环保改造影响供电煤耗1.2克/千瓦时以上。 来源: 中国能源报 作者: 李凤琳
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关于无回收焦炉?
我国 焦炭 产量2007、2008两年都在3.3亿吨,焦炭产量决定煤 焦油 产量,但是不知道无回收焦炉在我国有多少产量,以及无回收焦炉工艺情况怎样,大家交流一下。
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汽提塔液位的高低对净化水合格有影响吗?
大家的 汽提塔 液位控制在多少范围?液位高低对净化水合格不合格有影响吗
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碳五何从去?
催化重整碳五除了调油,还有什么用处?
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哪位知道神华集团近期的制烯烃项目?
哪位知道神华集团近期的MTO项目信息,如地点,规模,投产日期etc .注, ) # , . 。
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膜法除硝系统进入游离氯,该怎么处理?
膜法除硝系统进入游离氯,该怎么处理?有什么防备措施? , , -
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识别的标志?
识别的标志 本技术条件符合GB7251.1的规定。 本部分应和其他部分一起使用。 1 主电路和辅助电路导体的识别 除了2中提到的情况外,识别导体的方法和范围,例如利用连接的端子上的或在导体本身末端上的排列、颜色或符号,应由制造厂负责,而且,应与接线图和图样上的标志一致。在适合的地方,可以采用GB/T4026和GB7947中的识别方式。 2 主电路的保护导体(PE)和中性导体(N)的识别 用形状、位置、标志或颜色应很容易地区别保护导体。如果用颜色区别,必须是绿色和黄色(双色)。如果保护导体是绝缘的单芯电缆,也应采用此种颜色识别法,颜色标记最好贯穿导线的整个长度。 注:绿、黄双色鉴别标志严格地专供保护导体之用。 主电路的任何中性导体用形状、位置、标志或颜色应很容易区分。如用颜色进行识别,建议选用浅蓝色。 外接保护导体的端子应按照GB/T4026标注。若用图形符号标注,如果外部保护导体与能明显识别的带有黄绿颜色的内部保护导体连接时,则可不标此符号 。 3 开关位置的指示和操作方向 如果电器有规定,则必需符合它们的规定。 对于其他情况,GB4205是适用的。 4 功能单元电气连接形式的标示 在 成套设备 或成套设备部件的内部功能单元电气连接的形式可由三个字母表示: ——第一个字母表示进线主电路电气连接的形式; ——第二个字母表示出线主电路电气连接的形式; ——第三个字母表示辅助电路的电气连接的形式。 以下字母用于表示: F—固定连接; D-可分离连接; W-可抽出式连接。
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最低月平均-11℃时,储罐选材?
按照我们公司的选材(用户没有指定的情况下),北京以南我们选Q235-B,北京以北,我们选择Q345R,主要用要夹层外筒,承受-0.1公斤负压(大气压),十几年未出现任何问题!
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生物质裂解成天然气成份采用什么工艺及催化剂呢?
请教各位专家,生物质裂解成天然气成份采用什么工艺及 催化剂 呢?
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关于液化石油气C4烷基化反应的猜想?
经预处理后的C4原料进入 反应器 ,生成烷基化油。以碳正离子反应机理入手,则烷基化油的收率最大为C4烯烃的含量×2,而实际生产中烷基化油的收率远大于这个理论值,这是为什么? 猜想除 异丁烷 与烯烃1:1参与了反应,还有部分异丁烷与正丁烷也直接参与了反应,生成的所有产物(包括烷基化油、脱异丁烷塔顶产品、脱正丁烷塔顶产品)皆为烷烃。 假设异丁烷与正丁烷直接参与了反应,这儿有个悖论,氢原子不守恒。烯烃的通式为CnH2n则氢碳比为固定值2。烷烃的通式为CnH2n+2,则烷烃的氢碳比例随碳链的延长而递减,逐渐趋于2。举例如下:C1H4氢碳比例为4,C2H6氢碳比例为3,C3H8氢碳比例为2.67,C4H10氢碳比例为2.5,C5H12氢碳比例为2.4,C6H14氢碳比例为2.33,C7H16氢碳比例为2.29,C8H18氢碳比例为2.25,C1H4氢碳比例为2.22,C10H22氢碳比例为2.2……异丁烷与正丁烷氢碳比例为2.5,而生成的常温常压下液态产物碳链最小产物为C5H12氢碳比例为2.4。以及C6H14、C7H16……等更小氢碳比例的烷烃。这些氢去哪儿了呢? 参考异丁烷、正丁烷、进料C4等的化验结果和烷基化油的收率。经假设计算(随废酸排出的烃及随碱洗水、水洗水排出的烃没计算),除异丁烷与烯烃1:1参与了反应,还有大约8%的正丁烷和10%的异丁烷参与了反应(这包括进料中C4烯烃含量高低补充或不补充异丁烷的情况)生成烷基化油。从化验结果和物料守恒计算,多余的氢以丙烷(约为0.15%)、乙烷(约为0.03%)的形式存在。所以冷剂中的轻组分逐渐累积要适时排出,没有生成氢气、 甲烷 等难凝不凝气所以反应器压力波动不大。 综上所述,在模拟计算中可以满足正丁烷与异丁烷反应。但是理论上却没有烷烃与烷烃反应的理论支持,请专家和前辈指点。
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关于避雷接地和保护接地?
长期以来,这个问题就一直困惑着我,到底避雷接地能不能和保护接地共用一个接地装置?在什么情况下可以共用?在什么情况下不能共用?如果共用,有哪些注意事项?欢迎有识之士展开讨论!
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煤化工陷“囧境”: 新政或倒逼产业升级?
本文由 盖德化工论坛转载自互联网 近年来, 煤化工 行业在相关产业政策的鼓舞之下,呈现如火如荼的增长之势,但又因该行业环境污染事件频遭曝光,而倍受质疑。 一直以来,现代煤化工技术被冠以清洁的环保理念,甚至有业内人称其为零排放,一时间关于煤化工的各种概念层出不穷。 然而,业内对现代煤化工技术零排放观点素有争议。甚至有声音认为,现代煤化工废水零排放,实际是一个伪命题,截至目前没有一家煤化工企业真正能做到纯零排放。 尴尬处境 纵观我国煤炭资源布局,其主要分布在中西部地区,而这些地区长年干旱少雨,水资源匮乏,生态系统也相当脆弱,而现代煤化工项目则恰恰集中在这些区域。从目前阶段的技术来看,其工作过程很难离开水的作用,现代煤化工生产废水经过技术处理后,虽然可以实现达标排放,但因为国内承载这些项目的区域,水资源紧张,水资源自然净化系统较差,这样导致废水零排放实际很难做到。同时,煤化工项目存在着高耗能、消耗大量水资源的问题,也同样遭业内诟病。 “煤化工项目一直受到环境主管部门的重点监管。”北京师范大学环境学院教授陈彬接受媒体采访时说。 另据新华能源了解,在煤化工企业集中的内蒙、山西、陕西等区域,当地环保部门也经常挂牌督办与煤化工相关企业的污染事件。 无法否认,目前煤化工项目暴露出来的废水和烟气污染问题并非个案,以煤气化为龙头的煤化工项目,在近几年投产后都出现类似的种种环境问题。本以为能为煤炭资源升级利用煤化工技术,却不断遭遇环保危机。 对于煤化工企业的环保困局,官方的一个举动,所表达出的态度,让该行业萌生了更多不确定因素。 2014年7月17日,国家能源局在其官方网站上发布了《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》。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。 随后不久,上述两份指导意见的草案开始征求意见和修改。然而,时至今日再无下文。据发改委相关官员对媒体称,这两份指导意见已经搁置,因为“争议比较大,条件不成熟”。 事实上,煤化工目前面临的窘境不仅仅是环保问题。 据中国石化经济技术研究院首席专家舒朝霞介绍,以 丙烯 系为例,2020年前我国将有26套 甲醇 制烯烃装置、1套甲醇制丙烯装置投产,新增丙烯产能近800万吨/年;还有19套丙烷脱氢装置投产,新增产能1004万吨/年;新增炼油及裂解副产的丙烯产能900万吨/年。 如果以上装置产能均能实现,到2020年国内丙烯产能将达4500万吨/年。“就算部分产能存在资源及项目不落实,到2015年我国丙烯产能也会达到3000万吨/年,2020年将超过4100万吨/年。”舒朝霞说。 而根据丙烯下游衍生物需求折合计算,到2015年我国丙烯当量需求是2960万吨,2012-2015年的年均增长率为7.6%。2020年预测丙烯当量需求是3800万吨,2015-2020年的年均增长率为5.3%。这样一比对,预计2020年,我国丙烯能力就会出现过剩。 其次,多数煤化工项目经营不善,难以盈利的信息,近年来也一直频现报端。 据公开资料显示,中海油包头煤化工公司的业绩并不好,2013年亏损1283.89万元。无独有偶,据南都报道,2014年8月中下旬,大唐公司因为准备把煤制气项目卖给神华公司而停产,进行相关的整理核算。 困中求变 我国明确提出要建设生态文明,摆在面前的似乎只有两条路,要么积极接受挑战,要么被淘汰出局。煤化工企业要实现转型升级,首先要实现企业环保的转型升级。 “新修订的《中华人民共和国环境保护法》,在区域污染物总量控制、项目环评审批、项目建成后的环保监管方面要求更加严格,对煤化工行业未来发展必将产生重大影响。”北京火德恒泰能源有限公司董事长王兴道表示。 此外,我国在2013年公布的《大气污染防治行动计划》中,提出对全国47个城市新建火电、钢铁、石化、化工等项目要执行大气污染物特别排放限值,尽管煤化工行业的具体限值还没有制订出来,但“新的法律法规实施以后,煤化工企业的环保压力将会更大”,王兴道分析认为。 但业内也有声音认为,环保政策的日趋严格,带给企业的不仅仅只是压力,也将暗含许多机遇。 中国石油大学经济学院教授冯连勇就认为,国务院出台的大气污染防治十条措施明确提出 “加快调整能源结构,加大天然气、煤制 甲烷 等清洁能源供应”,这些政策的出台,对煤制天然气在内的一些煤化工项目是绝对的利好消息。 冯连勇分析称,我国今后推广的清洁高效的新型煤化工,尽管不是降低污染的最佳选择,但却是最现实的选择。大气污染严重的重要原因,就是我国能源结构以煤炭为主,燃煤已成为中国最主要的污染源。中国现有以煤炭为主的能源结构在短期内很难发生改变,如何提高煤炭的清洁利用率成为降低污染的关键,而新型煤化工提供了一条可供选择的道路。目前新型煤化工技术已经比较成熟,以生产石油替代品为方向,可高效利用煤炭资源,兼具节能、环保、减排等特点。以煤制天然气为例,相比直接燃烧煤来说,天然气可减少污染,节能降耗。 “从这个角度来讲,环保新政对煤化工发展又是个难得的机遇。”冯连勇说:“煤化工审批项目多半为天然气项目,就是国家出于提高天然气能源占比的考虑。” 王兴道分析称,目前我国煤化工行业处于一种迷茫期,政策面打压及产能过剩问题无疑给了正在发展中的煤化工当头一棒。但随着煤质烯烃以及煤制油等新兴行业投产及有效运行,煤化工行业或渐入佳境。从政府调控和产业发展看,“绿色、环保”将成为行业发展的必然方向。 如何降低煤化工企业的污染和排放问题,已经成为煤化工发展中的重要课题,加紧攻关研究,找出技术可靠、成本低廉的实用方法,才是未来产业发展的有力方向。 中国石油和化学工业联合会副秘书长胡迁林之前在接受媒体采访时也表示,水资源和环境制约等问题是煤化工产业发展中的瓶颈,与其他新兴产业起步一样,关键看我们如何对待。只要正视、不回避这些问题,采取积极措施,目前,煤化工所面临的行业问题都是可以解决的。
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锅炉结焦的成份和处理方法?
由于燃料中含有燃料硫,燃料燃烧后总有一部分会形成 SO3 ,并和烟气中的水蒸气形成硫酸蒸气。硫酸蒸气能在较高温度下冷凝,使烟气露点温度升高。当硫酸蒸气流经受热面时,如果金属壁温低于烟气露点,则硫酸蒸气就在管壁冷凝下来,当烟气流过时, 硫酸溶液 就吸附灰粒子与灰中钙的 氧化物 进行化学反应生成 CASO4 粘在管壁上,形成了一硫酸钙为基质的低温粘结灰。低温粘结灰呈硬结状,不易清除,也会无限增长,甚至会产生堵灰,电站锅炉中常在空气预热器中发生,而工业锅炉中常发生在省煤器中,尤其是铸铁式省煤器中。(注:烟气露点温度指硫酸蒸气冷凝时的温度。)尾部受热面的积灰包括松散灰和低温粘结灰两种。 在高温烟气环境中飞灰沉积在管束外表面的现象叫高温积灰。过热器与在热器管外的积灰既属于高温积灰.煤灰根据其易熔程度可分为三部分。底熔灰主要是金属氯化物和 硫化物 (NACL,NA2SO4,MGCL2,AL(SO4)3)等他们的熔点大都在700--800℃。中熔灰的主要成分是FES,NA2SIO3,K2SO4等,熔点900-1100 ℃。高熔灰是由纯氧化物(SIO2,AL2O3,CAO,MGO,FE2O3)等组成,熔点1600-2800 ℃ 高熔灰的熔点超过了炉膛火焰区的温度,当它通过燃烧区时不发生状态变化。高温过热器与再热器布置在烟温高于700—800℃的烟道里,管子的外表面积灰由两部分组成,内层灰紧密,与管子黏结牢固,不容易清除,外灰层松散,容易清除。 由于燃料中含有燃料硫,燃料燃烧后总有一部分会形成SO3,并和烟气中的水蒸气形成硫酸蒸气。硫酸蒸气能在较高温度下冷凝,使烟气露点温度升高。当硫酸蒸气流经受热面时,如果金属壁温低于烟气露点,则硫酸蒸气就在管壁冷凝下来,当烟气流过时,硫酸溶液就吸附灰粒子与灰中钙的氧化物进行化学反应生成CASO4粘在管壁上,形成了一硫酸钙为基质的低温粘结灰。低温粘结灰呈硬结状,不易清除,也会无限增长,甚至会产生堵灰,电站锅炉中常在空气预热器中发生,而工业锅炉中常发生在省煤器中,尤其是铸铁式省煤器中。(注:烟气露点温度指硫酸蒸气冷凝时的温度。)尾部受热面的积灰包括松散灰和低温粘结灰两种。
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职业:福建大力石油化工有限公司 - 分析员
学校:濮阳职业技术学院 - 石化系
地区:福建省
个人简介:
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