液化天然气接收站零气态外输的新型蒸发气回收方案

针对液化天然气（LNG）接收站投产初期尚未建立气态外输系统时的蒸发气（BOG）处理问题,基于LNG接收站典型流程提出了新型BOG回收方案。以某大型LNG接收站为例,采用HYSYS软件对新型BOG回收流程进行了模拟计算,明确了新型BOG回收流程应用条件。从技术及经济性两方面验证了新型BOG回收流程是LNG接收站零气态外输工况下BOG处理的有效方式,为LNG接收站的BOG处理提供了新的思路。     

LNG储罐液位及泄放设计

LNG储罐液位及泄放设计是LNG储罐工艺设计的关键,目前国家相关规范仅规定了计算的原则,本文整合设计经验,提出一套用于LNG储罐液位及泄放计算的设计思路,明确了计算方法及工况组合方案,可以用于在工程项目中实施应用。     

FSRU再气化模块再冷凝系统控制方案研究

再气化模块作为液化天然气浮式储存与再气化装置(FSRU)中的核心装备,再冷凝系统的控制对整个再气化模块的稳定运行至关重要。结合传统陆上液化天然气(LNG)接收站和FSRU船再冷凝器工艺流程和控制方案,提出了适用于再气化模块再冷凝系统的新型压力控制方案和液位控制方案,采用HYSYS模拟分析了2种控制方案在BOG(闪蒸气)变化工况下的稳定时间及再冷凝器液位、压力等参数超调量。结果表明：2种控制方案均能实现再冷凝系统的平稳运行,新型液位控制方案再冷凝器液位及顶部压力超调量小,但达到平稳控制的时间较长,适用于外输量波动较大的调峰型再气化模块;新型压力控制方案的控制超调量较大、稳定速度较快,适用于稳定外输的基荷型再气化模块。本研究为后续模块化、集约化程度较高的再气化装备研发设计提供了参考。     

中海油面向长江以北地区天然气产供储销新体系构建

中国海洋石油集团有限公司(以下简称中海油)在长江以北地区的天然气产供储销体系建设尚处于起步阶段。为了加快进度,根据国家天然气产供储销体系建设的思路,基于中海油在该区产供储销体系的现状,构建了具有中海油特色的天然气产供储销体系。该体系具有以下特点:①布局框架由7大具有中海油典型特色的支柱支撑,体系量化分析结构由12项要素组成,可以系统化地评估企业建设天然气产供储销体系中的总体适应性,逐一有效地识别具体设施的冗余程度或"瓶颈"所在;②以有限度的预期市场目标为导向,以储气设施建设为突破点,以区域"自平衡"为体系核心,以具有一定富裕量的"资源—设施—市场"平衡为建设原则。结论认为:①在长江以北地区,通过"海气+LNG"资源统一协同和"四点、N站、一网"的天然气基础设施布局,可以形成较大规模和互相支撑的天然气年周转、气化外输、储气和调峰能力;②依托于"资源池"的统筹调配和LNG接收站的小时级调峰能力,可以为高波动的用气需求量提供高弹性的供气保障;③在长江以南沿海地区产供储销体系的富裕能力能够直达或商业互换至长江以北地区,依托海上LNG资源的灵活调度和陆上外输管道气的流向调配,可以在更大范围内为长江以北地区天然气产供储销体系建设提供支撑和互济保障。     

亚临界流体1,1,1,2-四氟乙烷(R134a)萃取原花青素的工艺研究

在10mL高压萃取釜中,对亚临界流体1,1,1,2-四氟乙烷(R134a)萃取天然产物中原花青素的适宜工艺条件进行了研究。通过正交实验和单因素实验考察了萃取压力、萃取温度和萃取时间对山楂和紫薯两种原料中原花青素萃取率的影响。结果表明:在以山楂为实验原料,萃取压力10 MPa,萃取温度50℃,萃取时间80 min的工艺条件下,原花青素萃取率为2.50%;在以紫薯为实验原料,萃取压力12 MPa,萃取温度50℃,萃取时间80 min的工艺条件下,原花青素萃取率为1.00%。