摘要：追踪泵站工程技术、设备及标准的新发展,结合泵站存在的具体问题,对西湖站更新改造工程规划设计参数、主机泵更改方案、电气及监控系统设置等设计方案的确定进行了简要论述。

摘要：本文介绍了轻烃多气流纯氧自热转化的节气、增产、减排CO2创新工艺的工艺原理、技术特征以及天然气合成氨装置的扩改方案；阐述了天然气三一段换热转化制合成氨的工艺流程设计以及蒸汽转化炉、换热转化炉、二段自热转化炉等主要设备的专有技术特点；以300t／d合成氨装置为例，论述了天然气一段转化等压一次变换联尿装置的设计规模、单元组成、工艺流程和生产开车原则。结果表明，该创新工艺比传统法工艺增产20％-100％，节气20％～30％，减排CO2 20％～80％，老厂改造或新建装置皆可采用。

摘要：采用熵序列法对电网大数据异常状态实时监测进行研究,通过计算考察窗口和参考窗口的强度比率来进行异常判断,实现对异常模式的提取,同时将所提取的异常模式作为检测样本数据,通过熵序列实现对异常状态的实时监测。最后将熵序列法和小波模极大值模糊熵法应用于智能电网系统持续六个月的数据流分析中,对比结果表明,熵序列法对异常状态实施监测更加准确、快速,具有更高的实用价值。

摘要：天然气三一段纯氧转化制合成气新工艺中,外加热蒸汽转化工艺段承担10%～15%的CH4负荷,用于为开车和保障自热部分氧化提供较高温度的一段转化气(>650℃);其余85%～90%的CH4负荷由换热转化工艺段和二段炉纯氧自热转化工艺段承担。所用的换热转化工艺,将传统的两段蒸汽转化工艺加热用的占天然气总耗量1/5～1/4的燃料天然气省下用作原料,从而使每吨合成氨的天然气耗量从传统的两段蒸汽转化的1000m3(标准)降到800～850m3(标准)。三一段纯氧转化制合成气新工艺比传统一段外加热蒸汽转化工艺可减少85%～90%的燃料气,同时降低相应的CO2排放。从开车到投产所需的时间为6～8d,大大缩短了开车周期。介绍了用该新工艺对我国天然气生产合成氨装置进行扩建改造的工程设计方案,以及天然气三一段转化等压一次变换制氨联产尿素的生产设计方案。

摘要：能源化工是一个国家国民经济发展的基础。我国能源资源量中煤炭占90%,煤炭占一次能源产用量的约70%。分析了我国发展煤化工的基本方针政策和发展方向。阐述了我国能源生态现代化战略和人口资源环境可持续发展战略。指出煤炭与气体烃转化成液态甲醇替代石油能源化工的发展道路,将产生一场工程技术革命,成为保障我国能源、环境、粮食安全的必由之路,提出了发展具有中国特色的现代化能源化工的战略建议。

摘要：论述了CO2在自然生态环境中的产生与循环以及碳元素化学反应平衡理论基础;分析了国内几大工业生产中碳的利用率与CO2排放量;针对节能减排,揭示了我国煤炭转化工艺技术存在的误区,从工艺流程、设备开发、资源优化配置等方面,阐述了粉煤气化同水电解氢制甲醇的CO2零排放工艺技术;提出了在我国建设大型煤制甲醇能源化工基地的战略方案。

摘要：粉煤气化制生产甲醇的合成气(CO+H2),其H2/CO(物质的量比)为0.42,而合成甲醇的H2/CO应为2。所推荐的创新工艺,通过配入水电解制的H2,使合成气中的H2/CO达到2,从而免除了传统煤制甲醇工艺中把多余的CO同水蒸气转换成H2+CO2,传统工艺不但浪费了资源,还造成CO2大量排放。有人曾实验用CO作水电解介质制氢,使1m3的H2的耗电量从4.76kW·h降到1.667kW·h,所推荐的创新工艺可利用高CO含量的部分煤气作水电解介质循环制氢配入合成气中,使其H2/CO达到2,这样煤气中的CO还可增产1倍的甲醇。所用的壳牌粉煤纯氧气化工艺,通过改造使气化压力从4MPa提高到6～6.5MPa,就可实现等压合成甲醇,从而可省去合成气压缩机,简化工艺流程,节省能耗和投资。建议国家进行投资,在四川沪州地区开发建设煤气化配水电解制氢联合制合成气用于生产2×(60×104t/a)甲醇的示范装置,然后完善推广。

摘要：我国轻烃资源丰富,是制氨、尿素与甲醇的主要原料。我国现年产合成氨和甲醇近3000×104t,耗用轻烃(折CH4计)近300×108m3/a,大都采用外燃蒸汽转化,其中包括用干燃料的轻烃约100×108m3/a,并燃烧排放出CO2达2000×104t/a。采用我国成功开发的纯氧自热转化替代外燃蒸汽转化,用2m3O2可替代出燃料1m3CH4,免除产生CO2排放2kg/m3CH4,同时将节省下来的轻烃燃料作原料用可增产30%。与外燃蒸汽转化相比,新工艺原料消耗可降低20%～30%,甲醇合成能力可提高20%～100%,减排CO220%～80%,而且新工艺的转化炉体积小、造价低、省去了耐高温贵镍合金材料、使用寿命长。我国近3000×104t/a轻烃制氨、甲醇生产厂,如果应用此新工艺替代传统外燃蒸汽转化工艺,每年可节省轻烃燃料约100×108m3,可用于增产氨、甲醇125×104t/a,减排CO22000×104t/a。我国若在四川苍溪,采用纯氧自然转化、无CO2排放的等压合成甲醇转化制乙烯工艺,建设2×50×104t/a乙、丙烯基地,仅耗用天然气20×108m3/a。

摘要：煤炭液化制油技术投资大、煤耗高、耗水多、污染严重,以目前的技术水平,生产1t油往往需要4～5t煤,折算其热能利用率为50%,若按南非的煤耗(6t)计,其热能利用率仅为33.3%。改用煤炭气化制甲醇技术,采用6MPa纯氧高压气化制合成气(CO+H2),合成气可产双倍的甲醇,则1t甲醇的煤耗仅为1.3～1.5t,甲醇用作汽车发动机燃料时,以1.3～1.5t甲醇相当于1t汽油作功计算,则煤炭的热能利用率可以达到66%～76%。如果配套水电解制氢技术,还可以实现CO2的零排放。中国每年有20×108t的煤炭产量,如果将其中的12×108t纳入煤炭气化制甲醇产业链,可每年创造产值约2.67万亿元,可减排CO2约30×108t。

摘要：从煤炭中的C转化成CH4,需要进行煤气化、脱硫、CO变换、脱除CO2,然后甲烷化反应。在这一生产过程中,碳的利用率和热能转换率均约为1/3,制取1000m3的CH4要放出约3.34t的二氧化碳。按照我国拟建和在建的煤制天然气规模360×108m3/a、碳的利用率1/3计,将浪费煤炭5664×104t标煤,排放二氧化碳1.2×108t,总投资需2100亿元。据测算,煤制天然气生产成本约为3元/m3CH4,与管输进口天然气相比,价格上没有竞争性,并带来环境污染。由于煤制天然气投资费用高(1000m3/a天然气的投资费用约合5833元)、碳与热能利用率低、污染源处理费用高,所以煤制天然气不应该是煤清洁利用的发展方向。我国常规天然气储量和产量迅速增加,预计到2020年天然气产量将达到2000×108m3(约合2×108t油当量),而有关机构预测我国2020年天然气消费量为1.46×108t油当量,国产常规天然气产量就可满足国内燃料消费需求,为此我国完全没有必要大规模建煤制天然气项目。