四川省达科特能源科技有限公司的公司特色
2009年9月软银中国投资有限公司已与四川省达科特公司在成都签约：一期投资3000万人民币，二期投资3亿人民币。在气体分离与净化方面进行新技术推广应用，并出租气体生产设备、销售各种气体。公司在变压吸附制氮、制氧、制氢、一氧化碳、工艺气体脱出二氧化碳、炼厂干气回收高浓度乙烯以及回收乙烯原料、天然气中脱除二氧化碳并回收二氧化碳和、膜分离回收氢、氯气干燥、氯化氢干燥、瓦斯气脱氧及回收浓缩甲烷以及硅业脱除氯硅烷回收氢气等技术领域居于国内领先水平，并有多项技术在世界上处于领先地位。
四川省达科特能源科技有限公司的公司简介
四川省达科特能源科技有限公司是由四川省达科特化工科技有限公司及软银(中国)投资有限公司共同组建成立的中外合资企业。其主体四川省达科特化工科技有限公司成立于2003年，主要从事气体分离与净化（相配套的程控阀门及专用吸附剂生产）、环境保护（回收净化各种尾气中的有效成分）、新能源回收与利用（各类气体的综合回收利用）、化工新产品的研究、推广、应用。公司现有一个新技术研发中心（成都市的技术中心）、一个正在建设一个特种吸附剂生产厂。公司拥有在本领域从事多年的专家和工程经验十分丰富的专业技术人员，配置有国内最先进的精确吸附剂性能测试装置、变压吸附工业中试装置，这些装置为我公司开发新的变压吸附技术提供了有力的可靠保障。公司已通过“ISO9001-2000质量体系认证”,并获得了“四川省高新技术企业认证”。并获得四川省最具成长性的中小企业，和四川省第二批创新型试点企业之一的称号。
四川省达科特能源科技股份有限公司电话是多少？
四川省达科特能源科技股份有限公司联系方式：公司电话028-85249678，公司邮箱[email protected]，该公司在爱企查共有4条联系方式，其中有电话号码1条。公司介绍：四川省达科特能源科技股份有限公司是2009-08-21在四川省成都市成立的责任有限公司，注册地址位于中国（四川）自由贸易试验区成都市高新区荣华南路366号3栋1单元12楼1210号。四川省达科特能源科技股份有限公司法定代表人朱代希，注册资本3,100万(元)，目前处于开业状态。通过爱企查查看四川省达科特能源科技股份有限公司更多经营信息和资讯。
国外煤层气产业相关政策
国外在煤层气勘探开发中政策支持起了很大作用，我们可借鉴其所采用的政策和法律的成功实例，包括明确的法规框架、能源定价和补贴、所需的投资选择方案、对外国投资者的税收鼓励和免税期政策、环境保护鼓励政策、市场销售及用气鼓励政策等，有助于形成适用于中国煤层气工业的政策和法规。一、税收优惠政策政府可以采用不同的税收鼓励政策促进煤层气开发。美国的煤层气工业很大程度得益于为鼓励非常规能源项目的开发而制订的《1980原油意外获利法》中第29条税收优惠政策。该政策规定，1980～1992年钻成的煤层气井以及于1992年12月31日以前开钻的井中，投产井于2003年前卖出的煤层气均可享受与气价有关的税收补贴。根据该政策，若煤层气热值为8500k cal/m3，则在1998年、2000年和2002年，每1000m3煤层气的税款补贴额分别为42美元、45美元和49美元（表9-1）。表9-1 美国历年煤层气补贴① 1Btu（英制热单位）=1055.056 J。美国目前对煤层气生产实行“先征后返”政策，即先按联邦税法征税，然后根据第29条税收优惠政策给予税款补贴。在多数情况下，煤层气生产者得到的税款补贴比上交的税款要多，因而可以得到实惠，积极性很高。尽管新井的煤层气生产不再有资格享受税收优惠政策，但是第29条税收优惠政策刺激了美国20世纪80年代煤层气工业快速发展，对其产量迄今仍保持强劲的势头起到了十分有效的作用。二、投融资优惠政策即使在一个预可行性评估已表明目标区的煤层气项目的经济性具有吸引力后，缺乏投资仍然可能拖延项目。煤炭企业自己通常没有多余的现有资金投资于煤层气开采和利用项目，因为现有的资金必须投资于其主要的煤炭生产方面。另外，一些借贷机构可能对仍然比较新的煤层气开采和利用概念不熟悉，所以项目开发者不能保证获得进行项目所需的预先投资。在美国，已有广泛的解决方式帮助项目获得投资。这些方式包括提供拨款、贷款、贷款担保、证券投资及其他的资助。（一）提供拨款从联邦、州及地方政府获得的这种资助中，州政府提供给企业的资助是最多的。除了美国能源部的科研攻关项目外，并没有专为煤层气而设立的拨款和贷款项目。但是，联邦、州及地方政府已设立了许多项目资助总体经济开发、能源开发、环保项目、小企业发展及农业地区的开发，其中许多项目可用于煤层气项目。拨款是对企业资助最直接的形式。拨款不同于贷款的是其将来不用偿还。在美国，因为拨款不需要企业偿还，所以政府对企业直接的巨额拨款很少。尤其是联邦政府不直接向企业拨款，但确实向州政府和地方中介机构如非盈利性的转借公司提供拨款。许多州政府直接向企业提供拨款。这些拨款趋向少量，并不是大型预先资本开支的全部。宾夕法尼亚能源开发局（PEDA）资助开发、促进或更有效地利用宾夕法尼亚的能源资源拨款最大数额为75000美元。（二）美国与煤层气项目有关的援助资金渠道虽然各州和地方政府对煤层气企业的财政支持可能更为直接，但是仍然可以从联邦政府部门得到有力的资金支持。根据美国环保局1996年3月发表的报告《联邦政府对煤层气项目资助指南》，下列部门能提供优惠贷款和援助。（1）农业部。农业部农村企业与合作开发局为农村企业提供贷款、贷款担保和援助资金，其主要对象是农村地区新技术应用项目或微利项目。其援助形式主要有3种：向农村地区的私人机构、公共机构及个人提供贷款担保，以帮助他们获得资金；向当地中介部门和州中介部门直接提供贷款，让他们能够向农业地区的企业或社区发展机构提供贷款；拨款给当地的中介部门，作为企业的循环贷款、成本资金等。1993～1995年直接贷款总额为1.6亿美元，年利息为1%，最长贷款期为30年。由于许多高瓦斯矿井处于农村地区，比较容易从本地农村信贷部获得煤层气项目贷款，贷款限额为15万美元。贷款担保项目限额为1000万美元，最长期限也为30年，1993～1995年提供贷款担保8.49亿美元。（2）商业部援助项目。商业部经济发展局援助对象主要是长期经济困难地区。1992～1994年提供援助资金总额为4610万美元。据该局称，高瓦斯矿井发展煤层气发电、管道输气销售或居民用气项目都有资格获得援助。（3）小企业管理局援助项目。小企业管理局主要是为那些无能力获得私营银行贷款的小企业提供贷款担保，从而使得银行愿意向这类小企业提供贷款，节能项目可获优先考虑。1993～1995年小企业管理局共提供贷款担保215亿美元。煤矿回收煤层气项目一般都属于节能项目，特别是煤层气提纯、矿井乏风利用、生产甲醇或瓦斯汽车燃料项目都是优先考虑项目。（4）科研资助。能源部下属的摩根顿能源技术研究中心从事天然气利用技术研究以及煤层气技术开发。能源部还向有关公司提供资金，帮助开发煤层气商业性示范项目所需要的技术。另外，美国各界也纷纷在煤层气领域投入大量资金。美国在1975～1992年间科研投入达1.4亿美元，而煤层气项目基建投资则达45.4亿美元。三、环境政策近年来，由全球气候变化引起限控温室气体排放问题越来越成为国际社会关注的一个焦点。化石燃料燃烧引起的二氧化碳排放，是人类社会活动中最主要的温室气体排放源，而煤层甲烷的“温室效应”相当于二氧化碳的22倍。开发利用煤层气，是限控温室气体最有效的技术手段之一。美国政府为了实现其控制温室气体排放的目标，制订了以市场为导向的经济鼓励政策，主要包括可交换排放权和排放费等。（1）可交换排放权。可交换排放权是由政府规定的允许某一工业形成的全部排放量或排放率。这一总排放量在该部门各企业之间进行分配，并采用允许排放量管理制度，因此每个企业获得一定数量的排放权。内部分配后，企业便可以交换这些配额，在排放权的交换市场中，每排放单位的价格大致相当于未来排放物的减排成本。可交换排放权制度能使更经济地减少排放量的企业将多余的排放权出售，而减排成本高的企业可选择从其他人手里购买多余的排放权。回收煤层气的定额可以在二氧化碳可交换排放权制度中进行交换。（2）排放费。征收排放费可使企业以它们能够实现的最低成本来减少其排放量；此时排放物的减排成本低于排放成本。排放费收得过低，只能起到一种特种税作用，并且管理成本过高；排放收费标准过高，虽然会明显减少排放量，但会影响企业产品的竞争力。征收煤层气排放费将使煤炭成本增加，进而影响煤炭销售，但煤矿的经营者有义务承担环境成本。四、鼓励利用煤层气发电政策煤层气利用的一个重要领域是煤层气发电。在德国，2004年颁布《可再生能源法》规定：利用煤矿瓦斯的供暖发电厂可享受20年每千瓦时6.6%～7.7%的固定退税率，新厂税率每年还可递减2.0%。5×104kW以下的煤层气发电设备，每生产1kW电补贴7欧分（相当于每立方米气补贴0.21欧元），鼓励有效利用煤矿抽排瓦斯和煤层气开发，并将减少煤层气排放和加强煤层气开发利用列入“国家气候保护计划”。1998年在蒙特斯尼斯矿开采利用已关闭矿井瓦斯的供暖发电厂运转成功。2004年出台《可再生能源法》后，在各项优惠政策的鼓励下，最近又有多个3×104～5×104kW能力的供暖发电项目陆续投产。截至2004年，已建成利用矿井瓦斯的35个供暖发电项目，总发电能力约600×104kW。美国对利用可再生能源的小型发电厂给予“合格设施”鼓励政策，并将这一政策逐步扩大到适用于煤层气发电厂，鼓励煤矿将煤层气发电厂的部分电力售给供电局，支持煤层气利用。五、价格政策美国实施绿色定价与电力公司补偿。绿色定价就是用户可以选用标准价的常规电力或电价略高的绿色电力，电力公司负责购买足够的环境友好性能源来满足用户的需要。例如，美国的尼亚加拉莫豪克电力公司是全美第一家实施绿色定价的公司，该公司的绿色定价计划包括每月收取6美元的用户附加费，其中1美元用于植树，其余5美元用于开发可再生能源。考虑到温室气体减排成本和常规发电设施的增容，电力公司投资绿色电力是具有吸引力的。电力公司可通过多种方式加入绿色定价计划。例如直接向煤层气回收项目投资；从回收甲烷的煤矿购买排放许可；以SO2排放许可交换温室气体减排额；参加由多个电力公司合资建设的煤矿甲烷回收项目并共享减排额。例如俄亥俄电力公司购买该州内尔姆斯一矿甲烷所发的电，用这种绿色电力代替部分常规电力，从而减少CO2的排放；而尼亚加拉莫豪克电力公司则已用CO2减排额来交换SO2排放许可。六、煤层气的所有权和法规问题煤层气开发是受众多的因素所制约，除了储层地质条件、开采技术和经济条件以外，还必须考虑其他方面的综合因素，包括煤层气的所有权和煤层气开采法人的稳定性问题。其中煤层气所有权是个最复杂的问题，甚至在一个国家里由于制定法规机构的不同，会对煤层气所有权的含义也有所变化。即使在煤层气即将开发的地区，要给煤层气所有权明确的规定也是很困难的。因此，长期以来煤层气所有权一直是一个有争议的问题，多种法律的解释和悬而未决所有权立法问题成为煤层气开发利用的一大障碍。常规的石油和天然气在地质上是可以分离的，而煤层气的储层是煤层，很难将煤层与煤层气所有权完全分离开来，而煤炭、石油和天然气的开采者和土地所有者都可能声称拥有煤层气所有权。因此，煤层气所有权问题是影响煤层气开发最重要的法规问题。（一）美国煤层气的所有权和法规问题在美国亚拉巴马州的黑勇士盆地和阿巴拉契亚盆地中煤层气的开发，也存在所有权问题的约束。现美国对煤层气所有权问题有两种看法：一种看法认为拥有土地就拥有地下矿产的一切所有权；另一种看法认为拥有土地，但对地下的煤层气无所有权，这是由于煤层气可以流动，因此需要对这些气体建立实际的所有权。甚至在美国一些地区煤炭企业主与煤层气企业主之间在煤炭和煤层气开采上也存在矛盾，煤层气钻井影响煤炭的开采作业，妨碍煤炭长壁工作面的开拓，同时钻井的水力压裂激励也危害煤层顶板；而煤炭企业主为了安全生产，用通风方式排放甲烷，使煤层中煤层含气量大大减少。在美国煤层气所有权问题一直是长期争论的一个问题。目前美国的伊利诺伊州、印第安纳州、肯塔基州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州、田纳西州、西弗吉尼亚州等制定了适用于本州的煤层气所有权的法规，主要如下：（1）煤层气与煤炭分立所有权。美国蒙大拿州法院认为，煤层气是属于煤炭资源的一部分（1993年）。而亚拉巴马州最高法院认为，煤层气与常规天然气一样，法律应给予所有权，如果煤层气属于煤炭，煤炭企业主就必须勉强去开发有竞争性的资源，但煤炭企业主缺乏开发煤层气的专门技术和知识。（2）早期获得权利者优先。煤层气的所有权是依据早期获得的资源权利，而决定分配给煤炭或煤层气企业主。这种情况类似于澳大利亚昆士兰州的煤层气开发，例如早期获得了煤炭开采租借权，然后煤炭主将有权开采煤层气。1994年这项政策开始在美国部分地区执行。（3）彼此共同存在的权利。煤层气企业主有权进行煤层气的开采，而煤炭企业主也有权在煤炭开采活动中抽取相关的煤层气。例如在美国科罗拉多州煤炭承租人有权抽采煤层中的甲烷，作为煤炭开采中的一种安全步骤，而煤炭承租人无权开采煤炭未开发区的甲烷资源。（4）分享所有权。煤炭企业主和煤层气企业主们对煤层气开发将有相同的份额，这可鼓励物主们合伙经营，以最小的风险和最大的灵活性去开发煤层气。（二）英国煤层气的所有权和法规问题在英国，目前尚未采用大量地面钻进进行抽取煤层气，而主要是从井下进行煤层气的抽采。井下煤层气的抽采仅存许可权，而无煤层气所有权的问题。在英国，土地拥有者一般对地下矿床不具备拥有权。1946～1994年间有关的英国煤炭工业法规中曾规定，煤炭是属于英国煤炭公司，石油和天然气由国家拥有。英国煤炭公司对煤层气开采的法规有监督的权利，并每年颁发煤层气钻井的许可证。1994年英国又通过《煤炭工业法》，规定任何石油或天然气以及包含在煤炭中吸附或解吸的气体均属国家所有，新建立的煤炭权力机构（Coal Authority）将对煤炭和煤层气开发的许可权负责，并制订煤层气勘探责任的法令。英国煤炭权力机构在一般条件下，将不会同意煤层气企业主申请进入煤炭开采区开采煤层气，如有助于煤炭开采又可促进煤层气回收条件下可以例外。如果煤炭权力机构同意在煤炭开采区进行煤层气开发，就必须考虑到煤层气钻井煤层激励等对煤炭开采危害的程度，并需要采取措施尽量减少危害的程度。（三）德国煤层气的所有权和法规问题在德国煤层气的开发所有权问题，已在1993年8月的联邦会议上正式通过公布规定：煤层气是一种独立的资源；按德国的各种法律规定，煤层气是一种碳氢化合物，不属于煤炭的一部分；在煤炭开采过程中，遇到煤层气可以进行抽取或排放，并且采矿公司把抽取的煤层气可用于市场交易。（四）澳大利亚煤层气的所有权和法规问题在澳大利亚，新的《石油法》将煤层气定义为一种碳氢化合物，因此，煤层气勘探开发许可证的发放与石油天然气一样。这一规定使外国公司在煤层气开采和销售方面享有更大的合法权利，它成功地解决了煤炭开采公司和煤层气开发公司之间的纠纷。截至1996年5月，仅在澳大利亚昆士兰地区就颁发了21个煤层气开发许可证。
煤层气田地面集输工艺技术
王荧光( 中油辽河工程有限公司 辽宁盘锦 124010)摘 要: 由于煤层气田“低产、低压、低渗”和地区地形复杂，相对高差较大的特点，不同程度地加大了工程设计与建设的难度，开采与输送成本相当较高。如继续沿用传统技术和石油天然气工程相关标准，将无法大幅度降低工程投资、减少操作成本、节省土地，无法实现煤层气田的效益开发。根据煤层气田集输工艺特点，坚持地面与地下充分结合的原则，研究出了一套先进合理、经济适用并符合中国煤层气特点的煤层气田地面集输技术 “枝上枝‘阀组布站’”工艺技术。并从集输半径、压缩机的选型、管材的选择、节能和水力学等方面进行了研究。结果表明新技术的应用极大地改善了流体流动环境，简化了流程。关键词: 煤层气 地面集输 低压 低产 低渗 节能基金项目: 国家科技重大专项项目 39 ( 20092 ×05039) 资助。国家高技术发展项目 “沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程”资助。作者简介: 王荧光，男，工程师，2005 年毕业于辽宁石油化工大学，化学工程与工艺专业，硕士学位，现主要从事石油天然气工程设计及研究工作。地址: ( 124010) 辽宁省盘锦市兴隆台区石油大街 93 号。电话: ( 0427)7806753，15842701850; E mail: wangyingguang7@ 126. com.Ground Gathering and Transportation Technology of Coal bed Methane ( CBM)WANG Yingguang( PetroChina Liaohe Petroleum Engineering Co. ，Ltd. ，Panjin 124010，Liaoning ，China)Abstract: Exploitation and construction of CBM field has just started up stage in china. Neither specification nor successful experience can be learnt for design of CBM field yet. It is inevitable that copying indiscriminately the Petrleum Industial Standards leads to increase project investment，which Lowers the whole economic benefit of the CBM field. Technologies of independent Innovation are formed in Panhe CBM field in the South Qinshui basin in accordance with the characteristics of low yield，low pressure，low permeability，relative complicated topography and large height difference，etc. The main contribution includes the following aspects: diamond well spacing，run- ning in tandem between two wells，simple measurement at valve block，gas collection under low pressure，cent ral- ized turbocharged，which is called“multi branch manifold”disposal station to own its special ground const ruc- tion style. The new technology is character by low investment，quick results，convenient for managing and maintai- ning，fewer operators ＆ equipments and less energy consumed，active organization，environmental protection and less land occupation，etc.Keywords: coal bed methane，ground gathering and transportation，low pressure，low production，low per- meability，energy saving引言我国油气资源短缺，2010年中国天然气供需缺口达到(210～250)×108m3，而成分、热值与常规天然气相似，且资源丰富的煤层气自然是目前最现实的天然气接替资源。目前，煤层气地面已实现大规模商业化开采的国家仅为美国和加拿大，其中美国是煤层气商业化开发最为成功、煤层气产量最高的国家。我国由于煤层气田“低产、低压、低渗”和地区地形复杂，相对高差较大的地势特点，如继续沿用传统的集输技术，将无法实现煤层气田的效益开发，减慢了我国煤层气产业进入实质性商业化生产的进程。所有这一切，都说明，要达到煤层气田高效低成本的规模性开发，实现我国煤层气工业自主创新的要求，就必须研究出一套先进的全新工艺技术来指导目前及今后的煤层气田的地面工程建设。因此根据国内煤层气资源和开发情况，以实现大幅度降低煤层气田地面建设工程投资、减少操作成本、节省土地和煤层气田的效益开发为目标。通过对煤层气田集输工艺特点的详尽分析，坚持地面与地下充分结合的原则，紧紧围绕煤层气集输工艺技术开展大量的创新、研究、比选等工程技术攻关工作，研究出了一套先进合理、经济适用并符合我国煤层气特点的煤层气田地面集输技术———“枝上枝'阀组布站'”工艺技术。新技术突破了从我国解放到现在的60多年间标准规范中一直规定的采气管道长度不宜大于5km的限制，极大地降低了投资、能耗和操作复杂程度，多项指标均处于国际先进水平。1 煤层气地面集输工艺新技术1.1 “枝上枝'阀组布站'”工艺技术的原理［1］图1“枝上枝'阀组布站'”工艺技术原理图1.1 “枝上枝'阀组布站'”工艺技术的原理［1］“枝上枝'阀组布站'”工艺技术(图1)是对传统的布站技术的挑战，它将集气计量站改为阀组，而阀组在天然气集气干管与大量采气支线之间形成了结点，通过这个节点将若干条采气管道中的天然气集中到集气干管中。集气站的外输管道就像是树干，阀组到集气站的集气支线就像是树枝，每一个阀组又像树枝上的结点，而所有与结点连接的采气管道就像是小的树枝。新技术与传统技术之间的本质区别在于:传统技术是用一个站(有值班间、仪表、电气、设备、门卫、维修、围墙及大门等有人值守的站)，把10～20口采气管道汇集在一起;新技术是用一个阀组(通常位于采气井口周边，相当于一个普通管件)把大量的采气管道汇集在一起，理论上讲，新技术的应用取消了传统技术中需要建设的无数个有人值守的站，最重要的是极大地简化了流程和投资。1.2 “枝上枝'阀组布站'”工艺技术的理论验证1.2.1 按允许压降计算出的采气半径采用国内公认的《油气集输设计规范》中规定使用的威莫斯(Weymouth)公式，根据实际压降计算得:“枝上枝”阀组布站中采气井口至阀组部分长度8.3km，阀组至集气站23.5km，采气管道总长31.8km;传统布站中采气管道总长11.3km(图2)。图2 不同布站方式采气半径计算示意图1.2.2 “枝上枝”阀组布站采气半径较传统布站方式增加的原因分析(1)阀组布站与传统分散增压布站非共有管段的采气管道长度之比Y/Z的理论推导。管道共有段根据《油气集输设计规范》的威莫斯(Weymouth)公式:中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集将其两侧平方并变形得到如下公式:中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集在本计算中两种布站方法管道共有段的5033.112(P12－P22)/△ZT可看成常数，因此根据实际计算数据得“枝上枝”阀组布站(d8/3)1/传统布站(d8/3)2为中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集“枝上枝”阀组布站(1/qv)1/传统布站(1/qv)2得中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集最后得［(d8/3/qv)1/(d8/3/qv)2］2=(35.63/12)2=8.8，即Y/Z=8.8。(2)“枝上枝”阀组布站阀组至集气增压站采气管道长度与共有段采气管道长度之比Y/X的理论推导。管道共有段根据《油气集输设计规范》的威莫斯(Weymouth)公式:中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集将其两侧平方并变形得到如下公式:中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集在本计算中取决于(d8/3/qv)2与(P12－P22)/T。将实际数据带入得中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集得Y/X=3.3解方程组:图3“枝上枝”阀组布站与传统分散增压布站采气半径计算示意图Y/X=3.3，Y/Z=8.8得(X+Y)/(X+Z)=3.13即“枝上枝”阀组布站采气管道长度是传统分散增压采气管道长度的3.13倍。(3)“枝上枝”阀组布站与传统的集中增压布站之间的比较。图4“枝上枝”阀组布站与传统集中增压布站采气半径计算示意图管道共有段根据《油气集输设计规范》的威莫斯(Weymouth)公式:中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集将其两侧平方并变形得到如下公式:中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集在本计算中取决于(d8/3/qv)2与(P12－P22)/T。将实际数据带入得中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集得Y/X=3.3。则得(Y+X)/X=4.3，即“枝上枝”阀组布站采气管道长度是传统集中增压采气管道长度的4.3倍。1.3 “枝上枝”阀组布站工艺技术的创新点(1)新技术极大地简化了流程。与传统的三级布站或二级布站相比，一步简化成一级布站;(2)由节点技术取代了集气计量站，使得工艺得到实质性的简化，取消了所有建筑、容器设备、值班人员，阀组占地小于井口占地，投资得到大幅度降低，新技术与传统技术相比投资降低了55%;(3)采气半径由规范规定的小于5km，延长到3倍以上，不仅进一步简化了采集气系统，投资得到进一步降低，而且产能规模成倍扩大;(4)新技术使气田能耗仅为5431.56MJ/104m3，远低于国内6949MJ/104m3能耗先进指标;(5)新技术使气田占地面积由67.8亩减少到42.3亩，减幅达37.6%;(6)操作人员由63人减少到21人，减幅达66.7%。1.4 井口集输工艺煤层气井采用排水降压采气工艺(图5)，通过抽油机把地下煤层里的水从油管里抽出，直接排放到井场附近的晾水坑，进行晾晒，自然蒸发;煤层气随地下水的采出地层压力降低而不断的析出，当套管压力被节流到0.2mPa(G)时，通过采气管道，进入煤层气采集系统。图5 井口采气原理示意图1.5 集气阀组工艺由于目前煤层气中含水量很少，故阀组不设分离器，既节约了占地又节省了投资。井口来的煤层气到达集气阀组后压力为0.15MPa(G)，进入集气阀组的生产汇管，经总计量后进入集气管道;在集气阀组设置单井轮换计量，可以根据需要轮换计量每口井的产气量。每口井的采气管道在集气阀组都有放空流程，当采气管道检修时，打开放空阀，进入放空汇管，经放空管排入大气;阀组的总流量以及温度、压力参数通过RTU利用无线传输系统传输至增压站。生产阀组汇管上设有安全阀，当采、集气管道压力达到0.4MPa(G)安全阀起跳，将超压部分气体排放至放空管(图6)。图6 阀组工艺原理示意图1.6 集中增压站工艺在进站汇管上设有紧急关断和紧急放空阀，当出现事故时立即关闭紧急关断阀，同时打开紧急放空阀，进入火炬系统。在进、出站煤层气管道上设有温度、压力等参数以及压缩机的运行等参数进入仪表间的过程控制系统，进行检测、显示。在集气站的外输管道上设有流量计量装置，煤层气的外输气量进入仪表间的过程控制系统，进行检测、显示。在压缩机的进、出口分离器设有液位计及液体自动排污装置，进入仪表间的过程控制系统，进行检测、显示(图7)。图7 集气增压站工艺流程示意图2 煤层气田地面集输其他配套技术2.1 互换式烟气节能转换技术研究［2］对燃气发电机的废热利用是通过烟气采集、废热锅炉换热，再配以驱动泵，让水在换热系统中循环来吸收烟气热能这一途径来达到废热利用的目的。完成换热后的热水或者水蒸汽用来采暖或者做功，其实质就是提高燃气的利用率，以达到节约燃气的目的。互换式烟气节能转换系统主要由两部分组成。第一，采热装置:热交换器。第二，动力设备:循环水驱动泵(如果集气站比较大，可增设能量转换装置，如蒸汽发电机及乏汽回收装置冷凝塔)。将上述设备利用管路连接，循环水在其间循环流动，构成废热利用系统。完成热交换后的烟气还可以送入吸收式空调(溴化锂空调)，完成供暖或制冷。发动机烟气和循环水同时通过热交换器，进行热交换，达到温度要求后的循环水在动力泵的作用下进入循环，提供采暖和生活用水，在水源缺乏的地区，废水回收处理后可进入系统进行循环利用。换热器内设有换热管，水在换热管内循环，发动机排放的烟气通过换热管间隙，在对流过程中完成换热，对烟气的热能进行利用。2.2 煤层气增压设备的优选［2］压缩机的种类有很多、分类的方法各异，按工作原理的不同可分为两大类:容积式压缩机和速度式压缩机。在容积式压缩机中，气体压力的提高是由于压缩过程中气体的体积密度增加所造成的;而速度型压缩机是先使气体在动力作用下达到很高的速度(动能)，然后在扩散器中急剧降速，使气体的动能转化为压力能(势能)，提高被压缩气体的动力。在煤层气矿场集输中，一般经常采用的是容积型的往复式压缩机或速度型的离心式压缩机。2.2.1 压缩机的比较从表1可以看出，往复式压缩机与离心式压缩机相比，其特点为:(1)压力适用范围广:从低压到超高压都可适用，目前工业上使用到350MPa，实验室中使用的压力更高。(2)效率高:由于活塞两侧高、低压流体间的密封性好，往复式压缩机的效率比离心式压缩机高得多。(3)适应性强:往复式压缩机的排气量可在大范围内变动，气体的密度变化对压缩机工作的影响不如速度型的显著，对负荷变动和气质变化的适应能力都强。目前煤层气矿场增压的处理量小，压比波动幅度大，因此多采用往复式压缩机。为了适应矿场的实际工作环境的条件，以天然气为燃料，由燃气发动机提供的一体化活塞式压缩机组在矿场增压中得到了广泛应用。表1 压缩机优缺点对比表2.2.2 压缩机原动机的比较在煤层气田上使用的往复式压缩机，以燃气发动机和电动机为驱动力为宜。最终采取何种驱动方式应作技术经济对比后才能确定。方案对比应包括设备自身投资、供电线路投资、管理方便等方面。如果外供电条件好，应优先选用电机驱动，电机驱动具有操作简单、管理方便的优点。燃气驱动更适用于无外供电条件或外供电条件差的情况(表2)。表2 压缩机机驱动方式综合对比表2.3 管道材质的选用［3］由于煤层气井产出的煤层气节流后的压力为0.2MPa(最大0.4MPa)、温度≤20℃，因此，合理的选用采气管道的材料对降低工程造价，提高施工速度起着关键的作用，根据目前生产实际情况，采用PE管道和钢制管道在技术上均是可行的。我们在经济上对两种管道材料进行了对比，由PE管、钢管管道投资对比表及管径与管道总投资关联曲线看出，当采、集气管道的公称直径DN≤250，采用PE管道材料等级为PE100更为经济，当公称直径DN>300采用钢制管道更为经济。2.4 水力学计算的优化选择(1)根据大量研究数据发现，由于油气集输设计规范(GB503502005)中所用Weymouth公式的管内壁粗糙度较大(0.0508mm)，且忽略了管线起伏变化过程中压降的加速成分，因此，计算结果较保守。同时，由于管道使用一段时间后，其粗糙度较新管道越来越大，计算结果也会较符合实际情况。(2)对于计算软件，PIPELINESTUDIO是专业计算调峰和水击计算的，其优势是动态分析，尽管内部具有压降计算方法，但方法有限，且有使用限制。而PIPEPHASE是专业进算管道压降，段塞流和水合物的软件，内置公式较多，通用性较强，且具有经过大量工程验证的校正系数，故本研究最终确定选用PIPEPHASE作为煤层气田水力学计算软件。(3)对于水力学计算方法，根据上述对比表明Mukherjee-Brill，Dukler-Eaton，Beggs，Brill ＆ Moody，Beggs ＆ Brill计算结果一样，均可作为煤层气田的水力学计算方法。但使用过程建议首选Beggs，Brill ＆ Moody公式，因为其具有经大量工程验证和被行业普遍采用的管道起伏校正因子，可使结果更接近实际情况，其次在不知道选择何种计算方法时可以选择Mukherjee-Brill，因为该方法适合使用到山区地形变化起伏的管道上，该水力学计算方法是唯一适合所有流体构造的计算流体状态的模型。3 煤层地面集输工艺技术的应用效果3.1 应用情况“枝上枝'阀组布站'”工艺技术已应用推广到我国两大煤层气产业基地建设中，如:沁南煤层气开发高技术产业化示范工程、山西沁水盆地南部煤层气直井开发示范工程、山西柿庄南项目2011年集输系统、柿庄南区块总体开发规划、鄂东气田韩城区块5亿产能建设工程、韩城市煤层气集输工程(二期)。推广速度较快，推广范围较大。其中“十一五”期间国家重大科技专项示范工程项目———沁南煤层气开发高技术产业化示范工程于2009年9月28日全部建成，一次投产成功，年创收入1.6亿元，经济效益显著。通过实际生产运行，各项参数均表明:该工程所采用的“多点接入，柔性集输”地面集输工艺技术已达到国际水平，为国内今后煤层气田的大规模开发提供了良好的经验，同时也对大型天然气气田的开发建设有着十分重要的指导意义。3.2 经济效益沁南煤层气开发高技术产业化示范工程及韩城市煤层气集输工程(二期)分别于2009年和2010年建成投产。沁南煤层气开发高技术产业化示范工程年创收入1.6亿元，应用新技术后，节省工程投资1.97亿元，使建设工期提前了6个月，提前投产带来的销售收入达0.8亿元。韩城市煤层气集输工程(二期)应用新技术后节省工程投资0.08亿元，使建设工期提前了3个月，提前投产带来的销售收入达0.063亿元。4 结论煤层气“枝上枝'阀组布站'”工艺技术地面技术工艺技术就在经济和社会效益中取得如此成效，其技术优势特别明显［4］，为煤层气田实现规模化开发提供了技术保障，在具有明显的经济效益的同时，具有显著的社会效益。此外，煤层气田及页岩气田在我国属于刚刚起步阶段。煤层气田资源总量约为31.46×1012m3，与陆上常规天然气资源量相当;页岩气田在我国分布广泛，总资源量可达100×1012m3，相当于天然气储量的3倍。“枝上枝'阀组布站'”工艺技术完全可以在上述各类气田开发建设中发挥作用，应用前景十分广阔。参考文献［1］裴红，刘文伟.2010.“枝上枝”集输工艺在大型低渗、低产天然气田及煤层气田建设中的应用，石油规划设计，21(2)，12～15［2］王荧光，裴红，刘文伟等.2010.煤层气田地面集输技术研究.辽宁:中油辽河工程有限公司(研究报告)［3］裴红，刘文伟.2008.煤层气集输工程设计思想及在潘河项目中的实践.北京:2008年煤层气学术研讨会论文集［4］王荧光.2009.苏里格气田苏10井区地面建设优化方案，天然气工业，29(4)，89～92
沁水盆地南部煤层气开发示范工程潘河先导性试验项目的进展和启示
叶建平 吴建光（中联煤层气有限责任公司 北京 100011）作者简介：叶建平，男，1962年生，浙江宁海人，博士，教授级高级工程师。长期从事煤田地质与勘探、煤层气勘探开发生产和科研工作。现在中联煤层气有限责任公司，地址：北京市安外大街甲88号，邮编：100011，E-mail：[email protected]。摘要 潘河项目是国家发展改革委员会正式批准设立的国家级煤层气开发示范工程。先期仅用了一年时间，完成了100口井的钻井和完井、40口井的压裂，完成了地面集输工程建设，并投入商业化生产。地面集输工程包括：单井井场工艺流程和4套阀组；集气站一座，日增压处理80000m3；供气站一座，日压缩80000m3；燃气发电站一座，日发电2175kW，输气管线总计约41km。自动传输系统和远程监控系统一套，以及相应的配套工程。初期排采生产结果显示，单井产气量高，单井套压高，产水量低。单井平均产气量达到2000m3/d，单井最高产量7434m3/d，产水量平均7m3/d。本区具有良好的煤层气生产能力。潘河项目在地质和储层研究、工程部署、井网优化、钻井完井技术、增产改造技术、排采技术、煤层气田集输技术等各方面取得了丰硕成果。采用的空气钻井技术、氮气泡沫压裂技术、煤层气田集输技术、数据自动采集系统等属于国内领先的技术，多项技术成果具有高度的创新性，成为潘河项目建设过程中耀眼的光辉。它将科学研究和工程项目密切结合，成为科研与生产相结合的典范。潘河项目的成功建设和投产，使公司从煤层气勘探阶段步入开发阶段，也成为我国煤层气产业发展的一个标志性的里程碑。关键词 煤层气 勘探开发 沁水盆地 潘河项目Progress and Inspiration of Panhe Pilot Project of CBM Demonstration Engineering in South Qinshui BasinYe Jianping Wu Jianguang（China United Coalbed Methane Corp.，Ltd.，Beijing 100011）Abstract：Panhe pilot project is a State-level CBM demonstration engineering formally approved by National Development and Reform Commission.In the first phase，it only took one year to finish drilling and completion of 100 CBM wells，fracturing operations of 40 wells as well as construction of surface gathering engineering and to realize commercial production and gas sale.The surface gathering engineering includes gas flow system of single well，four sets of valve group，one gas gathering station with feeding capacity of 80000 cubic meters，one gas supply station with compression capacity of 80000 cubic meters，gas power station with daily output of 2175 kilowatt，CBM pipeline totaling 41 kilometers long，a set of automatic data transmission system and long-distance supervision and controlling system and other corresponding units.The production data from Panhe gas field shows that the CBM production of single well is high with high annulus pressure and low water production.At present time，the daily average CBMand water production of single well is respectively about 2000 and 7 cubic meters and peak CBMproduction reached 7434 cubic meters per day，which already suggested a promising CBMdevelopment potential in this area.Panhe pilot project has obtained rich achievements in research of CBM geology and reservoir，engineering programming，optimization of well pattern，technology of drilling and completion，stimulation and production technologies，gathering and transportation technologies of CBM field，etc.，especially，air-drilling technology，stimulation technology of nitrogen foam，gathering technology of CBMfield and automatic data sampling technology are in the leading position in China due to the high creativity，which has formed the shining points of Panhe pilot project construction.Panhe pilot project will become a model of combining scientific research with production practice resulting from the combination of research work with engineering construction.The successful construction and start of commercial production of Panhe project will bring CBMexploration of CUCBMinto development stage and become a symbolic milestone in the history of development of China's CBM industry.Keywords：CBM；exploration and development；Qinshui Basin；Panhe project；Demonstration project前言沁水盆地南部是我国迄今为止发现的最好的煤层气田。1997年，中联煤层气有限责任公司部署了本区第一批勘探钻井，第一口探井——TL-003井在1998年投入排采，获得7000m3/d单井产量，取得了我国煤层气勘探的突破。之后在其周围部署F Z 井组，到2002年形成15口井的生产试验井组，实现商业试生产。同时在沁南煤层气田获得432×108m3煤层气探明地质储量，为煤层气商业开发奠定了良好的基础。2004年3月12日，公司领导换届后，新一届领导班子提出了明确的目标，要尽快实现煤层气商业化生产，确定在山西潘庄区块和陕西韩城区块部署煤层气先导性试验井组。同时，向国家发展和改革委员会申请设立“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程”。国家发展改革委员会在2004年12月22日以发改办高技[2004]2395号文件正式批准设立该国家级煤层气开发示范工程。该示范项目计划分三期进行，第一期部署150 井，到2006年建成1×108m3年产能；第二期，再部署400口，达到4×108m3年生产能力；第三期再部署350口，累计达到900口井。三期完成后年生产能力达到7×108m3，从而初步建成沁水盆地煤层气生产基地。《沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程——潘河先导性试验项目》（以下简称潘河项目）的目的是通过煤层气先导性井网的开发试验，确定该地区的煤层气产能，为煤层气规模开发提供可靠的技术和经济依据，实现煤层气商业开发。第一期工程分三个阶段完成，第一阶段部署施工40口井钻井、压裂工程，进入排采，同时完成地面建设工程。第二阶段部署施工60口井，第三阶段钻井50口，压裂110口。潘河项目第一期第一阶段从2004年11月8日正式开始钻井，到2005年7月，完成了100口井的钻井任务。到2005年10月底，完成了先期40口井的压裂工程，进入排采，同时完成地面建设工程。2005年11月1日第一阶段工程正式竣工投产，公司在潘河现场举行竣工剪彩仪式，宣布潘河先导性试验项目进入商业化试生产阶段，也标志着中国煤层气产业进入到一个新的发展阶段。本文主要对潘河项目第一期第一阶段40口井的工程进行简要的技术总结，包括地质和储层特征、井网部署、钻井、压裂技术、排采生产、地面建设工程，交流经验，以飨读者。1 地质和储层特征潘河项目位于沁水盆地南部潘庄区块。本区地质构造简单，地层平缓，倾角5°～15°。次级背向斜发育，呈近南北向展布。区内发育郑庄背斜、潘河向斜、柿沟背斜。发现一条小断层，位于桐树庄南。3煤是本项目的目的层。该煤层埋藏深度浅，266～544m，平均400m。厚度5.20～7.21m，平均6.20m。含夹矸1层，厚度0.40～1.20m。下距15煤84～88m。3煤煤变质程度高，含气量高，气体质量好。3 煤属无烟煤，镜质组最大反射率3.59%～3.70%。含气量4.34～25.88m3/t，daf，平均12m3/t，daf。PH1-009 井测得3煤含气量23.43m3/t，daf，甲烷浓度98.0%，少量CO2、N2，分别为0.38%、1.62%。3煤渗透率0.20～2.00mD，储层压力1.97MPa，储层压力梯度7.8kPa/m。储层温度18.8℃（250.8～257.2m）。分析表明，本区在向斜部位煤层含气量相对较高，是煤层气相对富集区。含气量是控制本区单井产量的一个重要因素。生产产量统计结果，向斜部位单井产量相对较高。2 井网部署和优化利用数值模拟手段，进行了井网优化，结合枣园井组生产经验，本次采用五点式井网，按照300m×300m 井距进行部署，单井控制面积较小。实际井网方位确定为N60°E方向和N30°W，沿此方向进行布线、布井。布井原则：主要从含气性、资源条件、地质条件，结合地形地貌特点，作为选区要素，选择含气量高、资源丰度高、勘探（控制）程度高、地形比较开阔平缓、适宜修路的地区和地点。3 新技术的应用3.1 完井潘河项目煤层气井全部为垂直井井型。井身结构：一开井径 φ311.15mm，下φ244.5mm表层套管。二开井径φ215.9mm，下φ139.7mm技术套管。目标煤层一层，即3煤。3.2 钻井技术潘河项目首次大规模采用空气钻井技术。空气钻井具有钻井效率高、成本低、对煤层污染小的优点，克服了丘陵地区设备搬迁困难等问题。同时，还采用常规泥浆钻机施工。在煤层段清水钻进，保护储层。3.3 增产改造技术本项目主要采用水力携砂压裂技术进行煤储层的改造，同时，适时地将国家“十五”科技攻关成果“氮气泡沫压裂技术”进行工业试验，并在本项目获得成功，开创了煤层气增产改造新的高效的技术。选择PH1、PH1-006两口井做试验井。目的是探索适宜的增产改造技术，改善地层的渗流条件，提高单井产能。在此之前，进行泡沫压裂夜配伍性研究，选用无固相伤害的表面活性剂压裂液体系，应用三维压裂设计软件进行裂缝计算与施工模拟，优选施工参数。氮气泡沫压裂具有压裂液粘度高，携砂能力强，可有效降低压裂液在多裂缝发育的煤层中的滤失性，控制裂缝形态的发育；用液量少，对煤层污染较小，压裂后返排速度快，产气速度快。泡沫压裂井在排采1～2d即产气。试验结果，在地质情况基本相同的条件下，通过对周围井的产量对比分析发现，PH1、PH1-006两口氮气泡沫压裂井比活性水加砂压裂井平均日产气量提高3倍以上，气量稳定在较高水平上，增产效果非常显著。2口氮气泡沫压裂井平均日产气量2721m3。因此氮气泡沫压裂井产量明显好于常规压裂井。3.4 探索适合本区储层和产层条件的煤层气排采技术针对无烟煤储层和产层的特点，探索了一套适宜的煤层气井排采技术。在泵型选择、泵挂结构设计、地面单井流程方面提出一套工艺流程。制定合理的排采制度，处理好液面、套压、产量关系，控制一定的井底压力，保持合理的压差，控制煤粉流出和堵塞，控制压裂砂回吐。3.5 煤层气田自动数据采集系统首次在煤层气生产管理中得到建设和应用其功能包括：接收、显示并存储产气信号，监控生产情况；接收设备运行信号，监控设备运行状况；对供气站、集气站和各阀组实行远程监控。通过自动控制系统和远程监控系统，实现各种生产数据、主要设备运行状况完整传输至控制中心，实现各种数据在电视墙的实时显示和自动保存，能够实现通过网络上传至公司，能够实现站场无入值守，能够实现紧急状况下控制中心的快速反应和及时处理。4 煤层气田地面集输工程煤层气田地面集输系统建设填补了我国在煤层气产业的空白。主体工程包括：单井井场工艺流程和4套阀组；集气站一座，日增压处理80000m3；供气站一座，日压缩 80000m3；燃气发电站一座，日发电 2175 kW，输气管线总计约41km。配套工程：10 kV送电线路6.5km和380 V 送电电缆约50km，信号传输光缆43.1km，自动传输系统和远程监控系统一套，彩钢房11栋（32间）及护坡和水工保护等。5 商业化生产销售到2005年年底，潘河项目共完成100口生产井的钻井，对其中40口井进行了压裂，有38口井进入排采。排采生产结果显示，单井产气量较高，单井套压较高，产水量较低。排采井中，单井套压大部分在0.8～1.2MPa，单井平均产气量达到2000m3/d。单井最高产量7434m3/d。产水量平均7m3/d。从2005年7月陆续开始排采，到2006年5月底，累计产气1160×104m3。初期排采显示，本区具有良好的煤层气产能。2006年，将继续完成50口井的钻探，以及60口井的压裂、排采工作。届时将达到1×108m3年产能。6 结语潘河先导性试验项目仅用了一年时间，完成了100口井的钻井、完井、40口井的压裂，完成了地面集输工程建设，开始商业化生产。同时在地质和储层分析研究、工程部署、井网优化、钻井完井技术、增产改造技术、排采技术、煤层气田集输技术等各方面取得了丰硕成果，在空气钻井、氮气泡沫压裂技术、煤层气田集输技术、数据自动采集系统等方面的技术是国内领先的技术，多项技术成果具有高度的创新性，成为潘河示范项目的建设过程中耀眼的光辉。它将科学研究和工程项目密切结合，成为科研与生产相结合的典范。潘河示范工程项目的建设和成功的投产，使公司从煤层气勘探阶段步入煤层气开发阶段，也是我国煤层气产业发展的一个标志性里程碑，意义十分巨大。正是潘河示范工程的建设和生产的成果，激励并坚定了广大领导和工程技术人员对煤层气开发的信心和决心，推动和促进了我国煤层气开发产业化进程。通过潘河先导性试验项目，在煤层气开发部署、开发工程技术、地面集输技术、排采生产技术、销售和项目管理等方面，取得了显著的成果，达到了国家示范工程的目的，为我国煤层气开发提供了良好的示范作用。同时，也为我国煤层气产业的发展起到了带动作用。潘河先导性试验项目第一期第一阶段的上马、建设和顺利完成，凝聚了公司新一届领导的魄力和心血、凝聚了公司各个部门的通力协作和支持。同时，广大协作单位的领导、技术人员、作业施工人员也为本项目的建设和完成做出了不可磨灭的贡献。正是由于公司上下的高度团结、鼎力支持，以及施工单位的通力合作，成就了潘河先导性试验项目。参考文献[1]中国石油天然气集团公司钻井承包商协会编.2004.钻井承包商协会论文集[2004].北京：石油工业出版杜[2]The University of Alabama.2001.The 2001 International Coalbed Methane Symposiam
电镀废水毕业设计
电镀含铬废水处理资料总结
来源：中国论文下载中心 [ 08-09-10 10:58:00 ] 作者：未知 编辑：studa20
摘要：电镀工业含铬废水的处理最常用的方法有还原法、电解法，工艺成熟，运行效果好。近来也有很多其他的新方法被研究出来。本文综合比较这些方法，说明各自的优缺点。
关键词：含铬废水 处理 还原
通过查资料，电镀工业含铬废水的处理最常用的方法有还原法、电解法，工艺成熟，运行效果好。但是近来又有很多其他的方法被研究出来，综合比较会发现这些方法也各有优缺点。作为新方法，他们自有借鉴之处。
现将所查到的资料综合总结如下：
一、还原沉淀法
化学还原法是利用硫酸亚铁、亚硫酸盐、二氧化硫等还原剂将废水中六价铬还原成三价铬离子，加碱调整pH值，使三价铬形成氢氧化铬沉淀除去。这种方法设备投资和运行费用低，主要用于间歇处理。
常用处理工艺为在第一反应池中先将废水用硫酸调pH值至2～3，再加入还原剂，在下一个反应池中用NaOH或Ca（OH）2调pH值至7～8，生成Cr（OH）3沉淀，再加混凝剂，使Cr（OH）3沉淀除去。改良的工艺为在第一反应池中直接投加硫酸亚铁，用NaOH或Ca（OH）2调pH值至7～8，生成Cr（OH）3沉淀，再加混凝剂，使Cr（OH）3沉淀除去。使用该技术后，含铬废水日处理量为1000M3，废水中铬含量为10mg/l.该技术适用于含铬工业废水处理。
在一些报道中也有提到利用聚合氯化铝铁处理电镀含铬废水。聚合氯化铝铁兼有传统絮凝剂PAC ，PFC的优点，形成的絮凝体大而重，沉降速度快。其出水色度比聚合氯化铁好，除浊效果和絮凝体沉降性能又优于聚合氯化铝。具体报道内容附于文后。
二、电解法沉淀过滤
1.工艺流程概况
电镀含铬废水首先经过格栅去除较大颗粒的悬浮物后自流至调节池， 均衡水量水质， 然后由泵提升至电解槽电解，在电解过程中阳极铁板溶解成亚铁离子，在酸性条件下亚铁离子将六价铬离子还原成三价铬离子，同时由于阴极板上析出氢气，使废水pH 值逐步上升，最后呈中性。此时Cr3+ 、Fe3+ 都以氢氧化物沉淀析出，电解后的出水首先经过初沉池，然后连续通过（废水自上而下）两级沉淀过滤池。一级过滤池内有填料：木炭、焦炭、炉渣；二级过滤池内有填料：无烟煤、石英砂。污水中沉淀物由过滤池填料过滤、吸附，出水流入排水检查井。而后通过泵进入循环水池作为冷却用水。过滤用的木炭、焦炭、无烟煤、炉渣定期收集在锅炉房掺烧。
2.主要设备
调节池1座；初沉池1座、沉淀过滤池2座；循环水池1 座；电源控制柜、电解槽、电解电源、电解电压1套；水泵5台。
3.结果与分析
某电镀厂电镀废水处理设备在正常工况条件下，间隔不同的时间多次取样，。
电镀含铬废水采用电解法沉淀过滤工艺处理后全部回用，过滤池内填料定期集中于锅炉房掺烧，达到了综合治理电镀含铬废水的目的。
该处理技术虽然运行可靠，操作简单，但应注意几个方面：
a）需要定期更换极板；
b）在一定的酸性介质中，氢氧化铬有被重新溶解的可能；
c）沉淀过滤池内的填料必须定期处理，焚烧彻底，否则会引起二次污染。由此可见，对处理设施加强管理非常重要。
4.结论
1）该处理工艺对电镀含铬废水治理彻底，过滤池内填料定期统一处理，不会引起二次污染；处理后清水全部回用，可节省水资源，具有明显的经济效益。
2）该工艺投资较小，技术成熟，运行稳定可靠，操作方便，易于管理，适应于不同规模的电镀生产企业。
三、其他国内外含铬废水处理方法的研究进展
1.1 生物法
生物法治理含铬废水，国内外都是近年来开始的。生物法是治理电镀废水的高新生物技术，适用于大、中、小型电镀厂的废水处理，具有重大的实用价值，易于推广。国内外对SRB菌（硫酸盐还原菌）[1]、SR系列复合功能菌[2]、SR复合能菌[3]、脱硫孤菌[4]、脱色杆菌（Bac.Dechromaticans）、生枝动胶菌（Zoolocaramiger a）[5]、酵母菌[6]、含糊假单胞菌、荧光假单胞菌[7]、乳链球菌、阴沟肠杆菌、铬酸盐还原菌[8]等进行研究，从过去的单一菌种到现在多菌种的联合使用，使废水的处理从此走向清洁、无污染的处理道路。将电镀废水与其它工业废弃物及人类粪便一起混合，用石灰作为凝结剂，然后进行化学—凝结—沉积处理。研究表明，与活性的淤泥混合的生物处理方法，能除去Cr6+和Cr3+，NO3氧化成NO3-.已用于埃及轻型车辆公司的含铬废水的处理[9].
生物法处理电镀废水技术，是依靠人工培养的功能菌，它具有静电吸附作用、酶的催化转化作用、络合作用、絮凝作用、包藏共沉淀作用和对pH值的缓冲作用。该法操作简单，设备安全可靠，排放水用于培菌及其它使用；并且污泥量少，污泥中金属回收利用；实现了清洁生产、无污水和废渣排放。投资少，能耗低，运行费用少。
1.2 膜分离法
膜分离法以选择性透过膜为分离介质，当膜两侧存在某种推动力（如压力差、浓度差、电位差等）时，原料侧组分选择性透过膜，以达到分离、除去有害组分的目的。目前，工业上应用的较为成熟的工艺为电渗析、反渗透、超滤、液膜。别的方法如膜生物反应器、微滤等尚处于基础理论研究阶段，尚未进行工业应用。电渗析法是在直流电场作用下，以电位差为推动力，利用离子交换膜的选择透过性，从而使废水得到净化。反渗透法是在一定的外加压力下，通过溶剂的扩散，从而实现分离。超滤法也是在静压差推动下进行溶质分离的膜过程。液膜包括无载体液膜、有载体液膜、含浸型液膜等。液膜分散于电镀废水时，流动载体在膜外相界面有选择地络合重金属离子，然后在液膜内扩散，在膜内界面上解络，重金属离子进入膜内相得到富集，流动载体返回膜外相界面，如此过程不断进行，废水得到净化。膜分离法的优点：能量转化率高，装置简单，操作容易，易控制、分离效率高。但投资大，运行费用高，薄膜的寿命短。主要用于回收附加值高的物质，如金等。
电镀工业漂洗水的回收是电渗析在废液处理方面的主要应用，水和金属离子可达到全部循环利用，整个过程可在高温和更广的pH值条件下运行，且回收液浓度可大大提高，缺点为仅能用于回收离子组分。液膜法处理含铬废水，离子载体为TBP（磷酸三丁酯），Span80为膜稳定剂，工艺操作方便，设备简单，原料价廉易得。也有选用非离子载体，如中性胺，常用Alanmine336（三辛胺），用2%Span80作表面活性剂，选用六氯代1，3-丁二烯（19%）和聚丁二烯（74%）的混合物作溶剂，分离过程分为：萃取、反萃等步骤[10，11].近来，微滤也有用于处理含重金属废水，可去除金属电镀等工业废水中有毒的重金属如镉、铬等[12，13].
1.3 黄原酸酯法
70年代，美国研制成新型不溶重金属离子去除剂ISX[14～16]，使用方便，水处理费用低。ISX不仅能脱除多种重金属离子，而且在酸性条件下能将Cr6+还原为Cr3+，但稳定性差。不溶性淀粉黄原酸酯[17]脱除铬的效果好，脱除率>99%，残渣稳定，不会引起二次污染。钟长庚[18，19]等人用稻草代替淀粉制成稻草黄原酸酯，处理含铬废水，铬的脱除率高，很容易达到排放标准。研究者认为稻草黄原酸酯脱除铬是黄原酸铬盐、氢氧化铬通过沉淀、吸附几种过程共同起作用，但黄原酸铬盐起主要作用。此法成本低，反应迅速，操作简单，无二次污染。
1.4 光催化法[20，21]
光催化法是近年来在处理水中污染物方面迅速发展起来的新方法，特别是利用半导体作催化剂处理水中有机污染物方面已有许多报道。以半导体氧化物（ZnO/TiO2）为催化剂，利用太阳光光源对电镀含铬废水加以处理，经90min太阳光照（1182.5W/m2），使六价铬还原成三价铬，再以氢氧化铬形式除去三价铬，铬的去除率达99%以上。
1.5 槽边循环化学漂洗
这一技术由美国ERG/Lancy公司和英国的Ef fluentTreatmentLancy公司开发，故也叫Lancy法。它是在电镀生产线后设回收槽、化学循环漂洗槽及水循环漂洗槽各一个，处理槽设在车间外面。镀件在化学循环漂洗槽中经低浓度的还原剂（亚硫酸氢钠或水合肼）漂洗，使90%的带出液被还原，然后镀件进入水漂洗槽，而化学漂洗后的溶液则连续流回处理槽，不断循环。加碱沉淀系在处理槽中进行，它的排泥周期很长[22].广州电器科学研究所开发了分别适用于各种电镀废水的三大类体系的槽边循环化学漂洗处理工艺，水回用率高达95%、具有投药少、污泥少且纯度高等优点。有时，用槽边循环和车间循环相结合[23].
1.6 水泥基固化法处理中和废渣[24]
对于暂时无法处理的有毒废物，可以采用固化技术，将有害的危险物转变为非危险物的最终处置办法。这样，可避免废渣的有毒离子在自然条件下再次进入水体或土壤中，造成二次污染。当然，这样处理后的水泥固化块中的六价铬的浸出率是很低的。
2、电镀含铬废液及污泥的综合利用
由于电镀含铬老化废液有害物质含量高，成分复杂，在综合利用之前应对各种废液进行单独和分类处理。对于镀锌钝化液、铜钝化液及含磷酸的铝电解抛光液均用酸碱调节pH；对于阴离子交换树脂，只需将它变为Na2CrO4即可。
2.1 利用铬污泥生产红矾钠[25]
在高温碱性条件介质Na2CrO4中三价铬可被空气氧化为Na2Cr2O7，同时污泥中所含的铁、锌等转化为相应的可溶盐NaFeO2、Na2ZnO2.用水浸取碱熔体时，大部分铁分解为Fe（OH）3沉淀而除去。将滤液酸化至pH<4，Na2CrO4即转变为Na2Cr2O7，利用Na2SO4与Na2Cr2O7溶解度差异，分别结晶析出。采用高温碱性氧化铬污泥制红矾钠的条件是n（Na2CO3）∶n（Cr2O3）=3.0∶1.0，温度780℃，时间2.5h，铬的转化率在85%以上。
2.2 生产铬黄[26]
利用纯碱作沉淀剂去除电镀废液中的杂质金属离子，再利用净化后的电镀废液替代部分红矾钠生产铅铬黄。电镀液加入Na2CO3饱和液后，调整pH至8.5～9.5.进行过滤，滤液备用。在碱性条件下将滤渣中的Cr3+用H2O2氧化为Cr6+，再经过滤，滤液与上述滤液混合。将滤液与硝酸铅溶液和助剂，在50～60℃反应1h，然后经过滤、水洗，洗去氯根、硫酸根以及其它部分可溶性杂质，再经干燥粉碎即得成品铅铬黄。利用电镀废液生产铅铬黄，不仅解决了污染问题，而且使电镀废液中的铬得到了回收利用。据估算，按年处理电镀废液200t，年平均回收18t红矾钠，可实现年创收4万余元。效益可观。
2.3 生产液体铬鞣剂及皮革鞣剂碱式硫酸铬[27，28]
含铬废液先用氢氧化钠去除金属离子杂质，控制pH=5.5～6.0，然后过滤，滤液待用，污泥用铁氧体无害化处理。然后，在滤液中投加还原剂葡萄糖，使Na2Cr2O7还原为Cr（OH）SO4，在100℃条件下，进一步聚合，当碱度为40%时，分子式为4Cr（OH）3.3Cr2（SO4）3，即为铬鞣剂。河北省无极县某皮革厂就是利用电镀含铬废水生产液体铬鞣剂。按每天生产5t液体铬鞣剂，每天可得利润为6000余元。可见利用含铬废液生产铬鞣剂的经济效益是十分显著的。另外，可将含铬的污泥与碳粉混合，在高温下煅烧，从而可制得金属铬[29].因为含铬污泥是电镀车间污泥的主要品种，根据电镀处理方法不同，污泥的回收利用也不同[30].电解法污泥：
（1）做中温变换催化剂的原料；
（2）做铁铬红颜料的原料。
化学法的污泥：
（1）回收氢氧化铬；
（2）回收三氧化二铬抛光膏。铁氧体污泥做磁性材料的原料等等。
3、结束语
以上介绍的含铬废水的处理方法及其资源化利用，有的已经实现了工业化，有的尚处于实验室基础研究阶段。在实际使用过程中并不一定限定于上述的处理方法，也可将上述的几种处理方法一起使用。从环保角度出发，人们将摈弃传统的化学法，而选择微生物法、膜分离法等。微生物法将代表21世纪电镀含铬废水处理方法的发展趋势，可以预计在不久的将来，微生物法会得到更为广泛的应用。
【铜、锌络离子废水废渣净化处理方法】
发明人
邹石岗;何俊锡;葛汝明;陈恒如;刘文彬;黄正良;张尊柱;邹谦
地址
概述
本发明属于铜、锌络离子废水废渣净化处理方法，它适用于电镀、表面处理、化工生产过程中的含焦磷酸盐、柠檬酸盐、草酸盐与羟基乙叉二膦酸盐为络合剂或螯合剂的铜、锌络离子废水废渣净化处理。它是对化学治理重金属离子废水的改进，具有沉淀完全，固液分离效果好，废水外排达标可靠，废渣进行闭路自循环处理，达到零排，无二次污染，工程投资与日常运转费用低，能简易可靠地回收金属纯铜粉或其它贵金属元素等特点。
址:http://www.xlresin.com/r/0f/38743.html
用结晶和萃取法分离三氯化铁溶液中的镍离子
在反应锅内对含镍三氯化铁溶液加热，溶液放入冷却槽冷却，冷却后的溶液在结晶槽内结晶，用离心机分离结晶体，含镍三氯化铁溶液重复上述步骤直至含镍升至在4.5-6.5％，溶液送入萃取箱内，加入磷酸三丁酯萃取剂萃取，萃取后的三氯化铁有机相进洗涤箱，萃后液氯化镍溶液流出，三氯化铁有机相加磷酸三丁酯洗涤，洗出的含镍离子溶液再送萃取箱，洗涤后的三氯化铁有机相进入反萃取箱进行反萃取，加水进行反萃取后三氯化铁溶液流出。本发明的优点是能将含镍三氯化铁废液分离出高品质的六水三氯化铁结晶及氯化镍和三氯化铁溶液，在生产中无三废排放，无二次污染，安全可靠。
要害点
1、一种用结晶和萃取法分离三氯化铁溶液中的镍离子，其特征在于由下列步骤完成：(1)在反应锅内对含镍三氯化铁溶液用蒸气加热至110——115℃，(2)加热后的溶液放入冷却槽内搅拌冷却至30℃，(3)再将冷却后的溶液在结晶槽内搅拌结晶，温度控制在20——23℃，结晶时间为40——50小时，(4)用离心机分离结晶体，(5)将含镍三氯化铁溶液重复(1)至(4)步骤直至溶液中含镍升至4.5——6.5％，将溶液送入萃取箱内，(6)在萃取箱内加入磷酸三丁酯萃取剂萃取，萃取后的三氯化铁有机相进洗涤箱，萃后液氯化镍溶液流出，(7)送入洗涤箱的三氯化铁有机相加磷酸三丁酯洗涤，洗出的含镍离子溶液再送萃取箱，(8)将洗涤后的三氯化铁有机相进入反萃取箱进行反萃取，加水进行反萃取后三氯化铁溶液流出。
电镀工厂（或车间）排出的废水和废液，如镀件漂洗水、废槽液、设备冷却水和冲洗地面水等，其水质因生产工艺而异，有的含铬，有的含镍或含镉、含氰、含酸、含碱等。废水中的金属离子有的以简单的阳离子形态存在（如Ni2+、Cu2+等），有的以酸根阴离子形式存在（如CrO厈等）,有的则以复杂的络合阴离子形式存在【如Au(CN)娱、Cd(CN)厈、Cu(P2O7)愹等】。一种废水中常含有一种以上的有害成分，如氰化镀镉废水中既有氰又有镉。此外，一般镀液中常含有机添加剂。
电镀废水多有毒，危害较大。如氰可引起人畜急性中毒，致死，低浓度长期作用也能造成慢性中毒。镉可使肾脏发生病变，并会引起痛痛病。六价铬可引起肺癌、肠胃道疾病和贫血，并会在骨、脾和肝脏内蓄积。因此，电镀废水必须严格控制，妥善处理。
电镀废水的处理已有数十年历史，可分为三个阶段：第一阶段，大致在20世纪50年代前后，主要着眼于废水、废渣的处理技术。处理的主要对象为氰化物和六价铬。处理方法主要是化学沉淀法。第二阶段大致在60年代，开始注意工艺改革和综合利用，并着手处理镉和其他金属。第三阶段从70年代起，开始研究从根本上控制污染的技术，以防为主，改革电镀工艺，研究废水的闭路循环。在工艺改革上用低浓度工艺代替高浓度工艺（如低铬代替高铬镀铬），用无毒或低毒材料的电镀工艺代替有毒材料的工艺（如以无氰工艺代替有氰工艺）。目前一般用下述方法处理电镀废水：
化学法 向废水中投加药剂，使其中的有毒物质转化成为无毒物质或毒性大为降低的沉淀物。化学法包括：
中和沉淀法 如酸性废水用碱性废水或投加碱性物质进行中和，形成沉淀物。
中和混凝沉淀法 例如在离子交换法除铬工艺中，阳离子交换柱再生废液是含有重金属离子 (Zn2+、Cr3+、Fe3+等)的强酸性废液，可用去除酸根后阴离子交换柱的再生废碱液或加碱中和，使之以氢氧化物形式沉淀。如投加高分子絮凝剂可改变这种沉淀物的沉降性能和分离性能。
氧化法 如处理含氰废水时，常用次氯酸盐在碱性条件下氧化其中的氰离子,使之分解成低毒的氰酸盐,然后再进一步降解为无毒的二氧化碳和氮。
还原法 如含铬废水用亚硫酸氢钠或硫酸亚铁加石灰处理,使Cr6+还原成毒性低的Cr3+，并形成氢氧化铬沉淀。
钡盐法 如含铬废水用钡盐处理，使铬酸根成为铬酸钡沉淀。
铁氧体法 电镀废水经过处理产生氢氧化铁或其他重金属氢氧化物沉淀，通过氧化反应使重金属转入强磁性的铁氧体结晶中。此法可用于含铬废水的处理。
化学法设备简单，投资较少，应用较广。但常留下污泥需要进一步处理，而且电镀废水分散，污泥不易集中处理和利用。
物理化学法 主要包括电解法、离子交换法和膜分离法。
电解法 以处理含铬废水为例，利用可溶性铁阳极，在直流电场作用下，产生亚铁离子，在酸性条件下使废水中以CrO厈和Cr2O崼存在的Cr6+离子还原成为Cr3+离子，随着电解过程中废水pH值升高,形成Cr(OH)3沉淀。采用不同材料的阳极可处理含有其他各种金属离子的废水。电解法操作管理简单，除能够处理镀铬漂洗水外，还可以处理钝化、阳极化、磷化等漂洗水，并有成套设备；但消耗钢材、电能较多，对产生的污泥还没有妥善的处理方法。
离子交换法 利用离子交换树脂活性基团上的可交换离子(H+、Na+、OH-等),去除废水中的阳、阴离子。此法处理电镀废水不仅可回用水，还可回收金属离子溶液。这种方法已用于处理含有金、镍、铜、镉、铬等废水。近年来人工合成的专门用于处理电镀废水的弱酸、弱碱大孔树脂，可分别用于去除铬、镍和铜，以及一些金属的氰化络合阴离子（见废水离子交换处理法）。一般说来，离子交换法初次投资较大，操作管理水平要求较高，但处理效果稳定，由于能回用金属和水，是当前电镀废水实现闭路循环的主要治理方法之一。存在的主要问题是再生废液会有钠、铁、氯根等杂质离子不能直接回用于镀槽中，排入环境会造成污染。
膜分离法 利用半透膜或离子交换膜等膜材料，在外加推动力下，使废水中的溶解物和水分离浓缩，以净化废水。在膜分离法中，反渗透法用于含镍、含镉废水的浓缩处理已应用于生产。隔膜电解法用于再生镀铬废液。扩散渗析法可用于酸液回收。膜分离方法成本较高。
蒸发浓缩法 利用热源和蒸发器在常压或负压下直接浓缩废水。用这种方法处理高浓度废水比较经济，常同三级逆流漂洗、气－水喷淋，或同离子交换法联合使用。目前生产中广泛采用钛管薄膜蒸发器和蒸发釜来浓缩含铬废水、含氰废水等，也是闭路循环的主要处理流程之一。
展望电镀废水处理技术的发展前景，首先是压缩水量，普遍推广逆流漂洗和喷淋技术；其次，对化学法产生的污泥和离子交换再生废液进行综合利用，以及研制适用于处理电镀废水的各种优质树脂和膜，以及进一步研究和完善闭路循环系统，以实现资源的充分利用。
其实处理方法都在里面 ，只是没说到具体的离而已，你可以拿出其中一个方法来处理离子问题。
中国有几家电力公司
中国有五大发电集团，分别是中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、国家电力投资集团公司。1、中国华能集团公司是经国务院批准成立的国有重要骨干企业，是国家授权投资的机构和国家控股公司的试点，是世界500强企业。按照国务院关于国家电力体制改革的要求，中国华能集团公司是自主经营、自负盈亏，以经营电力产业为主，综合发展的企业法人实体。2、中国大唐集团公司是2002年12月29日在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建而成的特大型发电企业集团，是中央直接管理的国有独资公司，是国务院批准的国家授权投资的机构和国家控股公司试点。注册资本金为人民币153.9亿元。3、中国华电集团公司（是2002年底国家电力体制改革时组建的五家全国性国有独资发电企业集团之一。注册资本120亿元人民币，主营业务为：电力生产、热力生产和供应；与电力相关的煤炭等一次能源开发；相关专业技术服务。4、中国国电集团公司是经国务院批准，于2002年12月29日在原国家电力公司部分单位的基础上组建的全国五大发电集团之一。从事国内外投融资业务，自主开展外贸流通经营、国际合作、对外工程承包和对外劳务合作等业务。5、中国电力投资集团公司是2002年12月29日在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建的全国五大发电集团之一，经国务院同意进行国家授权投资的机构和国家控股公司的试点。集团公司注册资本金人民币120亿元。
中国有哪几家电力集团公司？
六小：广东粤电、浙江能源、华润电力、神华集团、国投电力、三峡集团。五大：国电集团、华电集团、中电投集团、华能集团、大唐集团。下面介绍几个电力企业：1、中国电力投资集团公司是在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建的国有企业，经国务院同意进行国家授权投资的机构和国家控股公司的试点。集团公司注册资本金人民币120亿元。集团公司资产分布在全国25个省、市、自治区，拥有上海电力股份有限公司、山西漳泽电力股份有限公司、重庆九龙电力股份有限公司、吉林电力股份有限公司和中电霍煤露天煤业股份公司5家A股上市公司；2、中国国电集团公司（英文：China Guodian Corporation）是经国务院批准，于2002年12月29日在原国家电力公司部分企事业单位的基础上组建的以发电为主的综合性大型电力集团、副部级大型央企。中国国电集团公司主要从事电源的开发、投资、建设、经营和管理，组织电力（热力）生产和销售；从事煤炭、发电设施、新能源、交通、高新技术、环保产业、技术服务、信息咨询等电力业务相关的投资、建设、经营和管理；从事国内外投融资业务，自主开展外贸流通经营、国际合作、对外工程承包和对外劳务合作等业务。3、国家电力投资集团有限公司（STATE POWER INVESTMENT CORPORATION LIMITED，简称：国家电投），是一个以电为核心、一体化发展的综合性能源集团公司，成立于2015年5月29日。集团拥有核电、火电、水电、风电、光伏发电等全部发电类型，是中央直接管理的特大型国有重要骨干企业，肩负保障国家能源安全的重大责任。
中国电力企业有哪些
1、中国华能集团有限公司中国华能集团有限公司，是经国务院批准同意进行国家授权投资的机构和国家控股公司的试点，在原中国华能集团公司基础上改组的国有企业，由中央管理。 2、中国大唐集团有限公司中国大唐集团有限公司，于2002年12月29日在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建而成的特大型发电企业集团，由中央直接管理的国有独资公司，是国务院批准的国家授权投资的机构和国家控股公司试点。3、中国华电集团有限公司中国华电集团有限公司（ChinaHuadianCorporation）简称中国华电（CHD），成立于2002年12月29日，注册资本120亿元人民币，是国家电力体制改革组建的五家国有独资发电企业集团之一，属于国资委监管的特大型中央企业。4、中国国电集团公司中国国电集团公司（英文：ChinaGuodianCorporation）是经国务院批准，于2002年12月29日在原国家电力公司部分企事业单位的基础上组建的以发电为主的综合性大型电力集团、副部级大型央企。5、中国电力投资集团公司中国电力投资集团公司（简称中电投集团）组建于2002年12月29日，是集电力、煤炭、铝业、铁路、港口各产业于一体的综合性能源集团，是国家五大发电集团之一。
南阳市经纬商业管理有限公司怎么样？
南阳市经纬商业管理有限公司是2010-11-30在河南省南阳市卧龙区注册成立的有限责任公司(自然人投资或控股)，注册地址位于南阳市卧龙路1609号。南阳市经纬商业管理有限公司的统一社会信用代码/注册号是914113035672519353，企业法人朱俊超，目前企业处于开业状态。南阳市经纬商业管理有限公司的经营范围是：服装面料、鞋帽、床上用品、百货、玩具、工艺品、针织品、皮具、文化办公用品、五金交电、日用电器、黄金珠宝、化妆品销售，房屋租赁、国内广告设计、制作、代理、发布；酒店管理；会议会展服务；停车管理服务涉及许可经营项目，应取得相关部门许可后方可经营。在河南省，相近经营范围的公司总注册资本为1889342万元，主要资本集
