基于CS5463的双流制机车电度表设计

设计一种基于CS5463的双流制机车电度表。介绍了双流制电度表的技术性能、总体结构以及程序设计方法,通过对电能计量模块、中央处理模块、双路供电设备以及GPRS与RS485通信模块进行设计,实现机车交流与直流的显示、与TAX2机车监控装置通信以及远程无线抄表功能。采用型式试验、例行试验对新研制的双流制机车电度表进行测试,试验结果表明,该电度表具有制造成本低、数据处理能力强、安全保障度高、测量精度高、抗干扰能力强等优点。     

混氢天然气管道放空自燃过程数值模拟分析

天然气掺氢输送是实现大规模、远距离氢能转运的主要手段之一,但混氢天然气在放空过程中存在爆轰或爆燃的风险,对放空管壁施加的超压过大还会造成管壁破裂。因此,亟需明晰混氢天然气放空自燃与流场演化过程,进而量化放空管壁的一次超压。为此,利用计算流体力学方法数值模拟了混氢天然气管道放空自燃过程,对比分析了不同掺氢浓度条件下对自燃及压力波传播的影响规律,揭示了混氢天然气在阀门通道和放空管中的爆燃机制。研究结果表明：(1)高压气体在阀门通道内以压力波形式传播并不断地碰撞反射与叠加,形成马赫环结构,加热气体使温度升至自燃点,并触发自燃;(2)在阀门通道和放空管内均出现了爆燃现象,但压力波在放空管内能量迅速衰减,一段距离后温度大幅降低,气体不再燃烧;(3)掺氢比越大,压力波传递速度越快,自燃触发的时间越短,对放空管壁产生的一次超压也越大。结论认为,在确定的泄放压力与阀门开度工况下,降低掺氢浓度可有效减轻爆燃风险和减小壁面超压,实际工程中需结合输送经济成本和安全风险控制掺氢量在合理的浓度范围。混氢天然气管道放空自燃过程数值模拟分析取得的新认识有助于指导掺氢天然气管道的安全运行,将助力于绿色氢能的大规模混合...     

鄂尔多斯盆地低渗-致密气藏水平井全生命周期开发技术及展望

基于鄂尔多斯盆地天然气开发实践,系统描述了低渗-致密气藏地质特征。依据水平井开发的主要对象、技术参数和生产指标等因素,将水平井开发历程划分为实践探索、攻关试验、规模应用和优化提升4个阶段。详细阐述了鄂尔多斯盆地水平井开发的技术内涵,系列开发技术包括多学科甜点优选技术、多层系大井丛整体部署技术、多专业融合导向技术、精细化压裂改造技术以及全生命周期生产管理。综合评价了不同气藏水平井的开发效果及潜力,认为致密气水平井具有良好的开发效果和前景;明确了加强多学科全过程联合研究是水平井技术发展的主要方向,也是实现低品位天然气资源规模、效益开发的关键。今后面对深、薄、低丰度等更为复杂的开发对象,将针对性地优化、提升苏里格等老气田水平井技术,攻关形成庆阳、宜川等新气田水平井配套技术,超前储备页岩气、煤层气等新型天然气资源水平井有效开发技术,为鄂尔多斯盆地天然气上产及稳产提供技术保障。     

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。     

喷嘴湿气井两相流在线计量装置研究及应用

传统的湿气井计量大多采用分离法,存在工艺流程复杂、造价高昂、占地面积大等缺陷。研制了以喷嘴为节流元件的湿气井气液两相流在线计量装置。应用Fluent软件仿真模拟了单相气、单相液、气液两相流过装置的流动特性,计算了虚高系数,建立了气液两相含率在线计量模型。CFD研究及现场应用表明:该装置模型计量精度高,气相计量误差在5%以内,液相计量误差在8%以内。该装置结构简单,可以将温度、压力、差压、气流量、液流量集成在一个表头显示,可以异地重复使用,维护量少,降低计量设备安装与维护成本,满足气田开发工程计量的需要。     

NiMoS加氢脱硫催化剂表面非化学计量硫物种动态平衡

加氢脱硫(HDS)催化剂NiMoS活性相表面非化学计量硫(S_x)物种的动态变化是HDS活性的决定因素。在HDS过程中,S_x物种处于动态平衡,且这一平衡与催化剂、H₂S分压及硫化温度相关。笔者采用程序升温的方法研究了催化剂载体、助剂Ni、硫化温度、H₂S分压对NiMoS催化剂表面S_x物种的影响。结果表明：催化剂载体对S_x物种的总量和还原性具有显著影响,Ni的引入显著促进S_x物种还原,提升HDS活性;硫化气相H₂S分压决定了催化剂表面S_x物种含量,气相中H₂S分压升高易使S_x物种增多,表面可利用NiMoS活性位减少,从而导致HDS活性降低。S_x物种含量与H₂S分压及硫化温度的关系符合热力学平衡及van′t Hoff等压方程,进一步将S_x物种含量与HDS反应速率系数进行关联,提出H₂S分压S_x物种含量HDS活性之间的定量关系。     

中国油气勘探开发新进展与前景展望

近年来,石油企业不断推进油气增储上产,加大投资力度,增加工作量,强化油气勘探和产能建设,取得超预期进展与成效。2019年以来,全国勘探新发现亿吨级油田和新增储量亿吨以上油田共7个,新发现和新增储量千亿立方米以上气田8个,新发现亿吨以上陆相页岩油田2个,实现了深层页岩气、深层煤层气勘探的战略性突破,落实了万亿立方米深层页岩气区,发现了大型浅层页岩气田;全国年均新增探明石油地质储量13.61×108t,年均新增常规天然气探明地质储量约8867×108m3;2022年,石油产量增至约2.05×108t,时隔6年重回2.0×108t以上,天然气产量增至约2178×108m3,超预期完成了油气增储上产阶段性目标任务。基于油气资源潜力分析,近中期,国内油气勘探开发将延续近4年增储上产发展态势,油气新增储量保持高位增长,石油产量在高位实现稳中有增,天然气产量实现较快增长;中长期看,油气探明储量有望较长时期保持高位增长,石油产量将在高位中逐步下行但有望长期稳定在2.0×108t以上,天然气将较长时间增产,2035年预计达到（3300~3500）×108m3,国内油气生产供应能力总体持续提升。要将前景展望变为现实,既需要企业积极应对挑战,保持加大油气勘探开发力度的战略定力,更需要国家层面的政策引导和支持,营造有利于油气增储上产的政策环境。     

基于RSV工艺装置提高乙烷收率的工艺技术北大核心CSCD

目的为研究大型天然气深冷工艺装置因膨胀机未投运、关键工艺参数未及时优化调整造成脱甲烷塔操作难度大等导致装置乙烷收率降低等问题,现采用适时投运膨胀机、优化液烃回收装置关键工艺参数等措施开展提高乙烷收率的工艺技术研究。方法基于Aspen HYSYS软件建立装置工艺计算模型,对比分析低温分离器温度、回流贫气和过冷原料气流量及温度等关键设计运行参数对提高乙烷收率的影响,考查上述关键工艺参数对装置乙烷收率的效果。结果经现场验证得出结论,低温分离器温度优化为-68.8~-68.0℃,回流贫气流量和温度分别调整为(7.38~7.60)×10^(4) m^(3)/h、-101.45~-100.05℃,过冷原料气流量和温度分别调整为(7.45~7.63)×10^(4) m^(3)/h、-101.48~-100.45℃,装置实现液烃产品年增产17.56×10^(4) t。结论该项目的应用可实现装置乙烷平均收率由30%提高至90%以上,每年可以获得较高的经济效益,具有较大的推广价值。     

冷能利用片冰机海水淡化动态仿真

介绍了一种新型的冷冻海水淡化技术。到2019年末,液化天然气（LNG）生产能力已达4.3亿吨/年。LNG从再气化过程中释放出的巨大冷能量可用于冷冻脱盐过程,以最大限度地降低总能耗。本文采用HYSYS软件设计并仿真了利用LNG冷能的片冰机冷冻海水淡化（FD）过程。采用片冰机上的制冰桶作为海水结晶器,主要是由于其连续制冰和除冰无热源。利用gPROMS软件建立了冻结段的动态模型并进行了仿真。结果表明,用1kg当量液化天然气冷能可获得1.9~2.1kg的冰融水,该混合工艺的制冷剂泵功率能耗为3.725Wh/100kg,可忽略不计。     

天然气开采企业生态环境保护监督要点探讨

天然气开采过程会产生废水、废气、噪声和固体废弃物,若管控不当将对生态环境造成影响和威胁,开展生态环境保护监督是提升企业生态环保管理,促进生态环境保护措施落实的重要手段。对此,本文阐述了天然气钻井、采气、集输、净化等过程的产污环节,并结合环保管理的要素提出了天然气开采企业生态环境保护监督内容,主要包括习近平生态文明思想贯彻落实、排污许可执行、建设项目环评与“三同时”合规管理、环境风险管控与隐患治理、清洁生产与温室气体管控、污染防治、环保培训与统计等。根据天然气开采行业特点,归纳总结了“查”、“看”、“问”、“听”、“演”、“测”、“考”、“录”的监督方法建议,提出了以标准化监督结合智能化与信息化监督,并以专项监督、日常监督和多级监督的生态环境保护监督模式。