基于LedaFlow的液相乙烷输送管道投产过程数值模拟

液相乙烷输送管道投产时需要先用乙烷置换封存的氮气，再使管道内的气相乙烷液化，而乙烷在常温下容易发生液化或气化，引发气液相变，导致置换工艺参数难以控制。考虑置换过程中会出现乙烷与氮气的混气现象，分析了乙烷-氮气混合物相平衡特征；采用LedaFLow软件对轮南—库尔勒线液相乙烷输送管道的氮气置换过程、乙烷液化过程进行模拟；研究了环境温度、气相乙烷置换流量的变化对置换过程中持液率、压力、置换时间等参数的影响。结果表明：在置换过程中乙烷是否发生气液相变受气相乙烷置换流量的控制，环境温度对其影响较小；增加入口气相乙烷置换流量可缩短置换时间，但会造成混气段增长；液化过程中液化压力和液化率基本不受气相乙烷置换流量影响，环境温度的升高会极大提高液化压力，从而降低液化率。研究成果可为乙烷输送管道投产方案的制定提供参考。（图6，表4，参23）     

减阻剂室外埋地评价环道及瞬态模型

针对减阻剂室内评价环道存在的问题,设计安装了管径159mm、长300m的室外埋地评价环道,其管径、长度、油品流速更接近于实际管道.该装置采用高压氮气作为动力源,测试段沿线布设高精度压力传感器和高频压力传感器,测试段出口设有超声波流量计,同时安装有耐压罐和常压罐.由于在环道评价试验中装置的压力不断变化,因此建立了试验过程氮气管路、油品管路、氮气罐、耐压罐的瞬态模型,使用VB语言编制了计算程序,用以计算不同粘度和初始压力下的油品流速和压力变化,雷诺数范围和试验时间,判断试验条件的可行性.     

立管顶部节流法控制海管清管段塞的适应性

将新油气区块通过新建海底管道回接至已建处理设施,采用立管顶部节流法控制新建海底管道清管段塞存在很多限制因素,研究海管立管顶部节流法对提高已有设施的适应性尤为重要。通过OLGA软件动态模拟海管清管作业,对比了顶部节流对清管参数的影响,分析了节流阀开度、清管气体流量对清管段塞缓冲体积的影响规律。结果表明:节流阀开度越小,管道系统憋压越严重,节流阀前后压差及出口立管底部压力越大,清管段塞缓冲体积越小;清管段塞缓冲体积随节流阀等效开度的减小并非线性减小,节流阀需要达到某等效开度及以下才能达到较好效果;延长阀门动作时间可以减缓节流阀开启时造成的海管气塞;清管气体流量越小,清管段塞缓冲体积、节流阀前后压差及出口立管底部压力越小。研究结果为海洋油气混输管道的安全输送、清管作业的顺利完成提供了技术支持。     

储气库井油套环空的合理氮气柱长度

针对储气库井的油-套环空异常带压问题,建立注入氮气柱的密闭环空数学模型,综合分析了在压力、温度影响下密闭环空的压力变化情况.对储气库井注气过程和采气过程中的环空压力进行分析计算,研究了环空氮气柱长度、注采过程中油管温度和压力等因素对油-套环空压力的影响规律.结果表明:环空注入一定长度的氮气能有效缓解储气库井环空带压问题;氮气柱越长,套压值越低,当氮气柱长度超过100m时,套压变化越来越小,环空氮气柱长度范围宜选取100～200 m,初始氨气注入压力为2 MPa;油管压力和温度变化影响环空套压值,其中温度是主要影响因素,使用隔热材料,有助于减小或防止注采过程中由于油管温度升高引起的环空压力升高.     

PSA变压吸附制氮工艺

介绍了NS-NS100型变压吸附制氮装置的工艺流程与设备配置情况.变压吸附(PSA)过程包括吸附、均压、解吸和吹扫4个步骤.PSA控制系统按一定的逻辑和时序发出信号,控制10个程序控制阀门的开闭.氧分析仪在线分析产品氮气中的氧气含量,如果氧气体积分数超过报警值1％,控制器发出联锁信号,气体直接放空,避免不合格气体进入下工段.总结了影响制氮纯度的4个因素:原料气的质量、吸附塔的工作周期、吸附温度、分子筛的吸附性能.对平稳工况和非平稳工况下的运行操作进行分析,指出了生产过程中造成氮气中氧气含量高报的原因,并提出在PSA入口安装压力调节阀和将自力式调节阀更换为气动阀或电动阀等整改措施.同时,针对生产过程中的其他相关问题提出了具体建议.     

LNG接收站空压机组联控系统的改进措施

通过研究江苏LNG接收站压缩空气管网压力波动特性曲线,分析了在当前控制方式下空压机系统的运行特点及存在的问题.提出空压机组联控系统改进措施:将空压机运行模式由两主机一备机改为一主机、第一备机及第二备机,设定了系统正常供气压力、最低供气压力及最高供气压力;为减少空压机卸载时干燥机再生消耗,设置干燥机与空压机联锁.实践证明:联控系统改进后,压缩机不再频繁加卸载;下游PSA制氮系统产品氮气流量提高,氧含量降低;空压机稳定运转,减少了加卸载带来的电流和机械冲击及空压机进气阀、电磁阀等部件损耗,延长了空压机使用寿命;减少空压机空转时间,节约电能;压缩空气管网压力趋于稳定,接收站运行更加安全平稳.     

LNG接收站组合供氮系统运行分析

LNG接收站的氮气使用有连续用气和间歇用气两种.江苏LNG接收站氮气供应采用PSA制氮与液氮气化相结合的方案,其符合LNG接收站平时用氮量少,卸船时用氮量大的特点.但在实际运行过程中,由于PSA制氮系统气源压力不稳定,加之卸船时氮气用量急剧上升,造成液氮用量偏大且PSA系统经常发生氧含量高报警而停止向系统供气的现象.为了稳定江苏LNG接收站组合供氮系统运行状态,详细分析了氮气系统的运行特点、影响氮气系统运行的几个因素及其原因,并依据分析结果提出了解决措施,从而保证了江苏LNG接收站氮气系统的平稳运行.     

BOG脱氮对PRICO液化工艺的影响

国内基本负荷型LNG工厂大多采用PRICO液化工艺,对于原料气中氮气摩尔分数超过1％的LNG工厂,储罐和装车站产生的蒸发气重新进入装置回收甲烷的过程,易导致系统内氮气含量不断累积,造成蒸发气量和蒸发气再液化过程动力消耗的增加.PRICO改进工艺通过对再液化后的蒸发气进行脱氮处理,合理选择氮气闪蒸压力,可以有效降低LNG产品的气化分率,减少BOG产生量,降低冷剂用量和BOG压缩机、冷剂压缩机的负荷.采用HYSYS软件对某LNG工厂的液化和蒸发气回收单元进行工艺模拟,分别计算了蒸发气脱氮气和蒸发气不脱氮气2种工况下的蒸发气压缩机负荷、冷剂负荷及LNG产量.计算结果表明：闪蒸脱氮后进入冷箱再液化的蒸发气氮气摩尔分数由脱氮前的34.62％降低至25.9％,改进型PRICO工艺蒸发气压缩机功率降低38.1％,液化蒸发气所需的冷剂负荷减少46.5％,冷剂量减少2.6％,相应冷剂压缩机的负荷降低328 4.3 kW,LNG产量减少7.2 t/d.（表1,图4,参8）     

甲烷-乙烷超声速流动液化过程的数值模拟

为了推广超声速旋流分离技术在天然气液化领域的应用,对甲烷-乙烷双组分在Laval喷管中超声速流动液化过程进行了理论研究与数值模拟。运用流体力学计算软件Fluent,结合流动控制方程,分析了入口温度、入口压力、背压及组分对双组分液化过程的影响。研究结果表明:适当降低入口温度或提高入口压力,将使甲烷-乙烷双组分临界液化温度和压力降低,且停留在气液两相区和液相区的范围增大,促进双组分的液化;当温度升高至330 K时,双组分处于液化的临界状态;背压升高至20%将会导致喷管内产生激波,激波的出现使得喷管内的温度、压力突变,破坏了稳定的液化环境,不利于液化过程的顺利进行;甲烷含量越高,发生液化时所需温度和压力越低,液化区域范围越小,越难发生液化。     

超高压对鹰嘴豆分离蛋白起泡性能的影响

研究超高压(100~600 MPa)对鹰嘴豆分离蛋白起泡性能的影响。结果表明:在磷酸盐和Tris-HCl缓冲体系中,超高压处理均能显著提高鹰嘴豆分离蛋白的起泡能力。在磷酸盐缓冲体系和Tris-HCl缓冲体系pH范围内(pH值为6.0~8.0),升高处理压力(大于300MPa)和延长保压时间(大于5 min)都会使鹰嘴豆分离蛋白起泡能力显著提高。在起泡能力提高的同时,磷酸盐缓冲体系中CPI泡沫稳定性下降,而在Tris-HCl缓冲体系中泡沫稳定性提高。     

活性炭固定床吸附硝基苯废水性能研究

利用活性炭固定床吸附硝基苯废水溶液,分析了活性炭填充量、硝基苯废水浓度和流量等因素对吸附效果的影响。结果表明,流量越低、活性炭用量越多、硝基苯废水浓度越低,越有利于吸附溶液中的硝基苯。利用Bed Depth Service Time(BDST)、Tomas、Admas-Bohart和Yoon-Nelson模型对硝基苯废水进行了吸附模拟,效果均较好。     

超临界CO2萃取法制备蛋黄卵磷脂的研究

采用超临界流体萃取法,以二氧化碳为萃取剂,分离蛋黄粉中的蛋黄油.研究了对萃取卵磷脂的质量有重大影响的工艺参数:萃取压力、萃取温度、萃取时间、二氧化碳流量等因素,确定了最佳工艺过程和工艺参数,制得纯度在95%以上的卵磷脂产品.     

超临界CO2萃取法制备蛋黄卵磷脂的研究

采用超临界流体萃取法,以二氧化碳为萃取剂,分离蛋黄粉中的蛋黄油.研究了对萃取卵磷脂的质量有重大影响的工艺参数:萃取压力、萃取温度、萃取时间、二氧化碳流量等因素,确定了最佳工艺过程和工艺参数,制得纯度在95，以上的卵磷脂产品.     

含氧煤层气膜法脱氧实验

选用中空纤维膜分离器在常温下对含氧煤层气进行分离提纯处理,实验研究了进气流量和膜两侧压差对脱氧率、甲烷损失率以及氧气传质通量和传质系数的影响.结果显示:脱氧率随着进气流量的增大而减小;膜两侧压差变化对脱氧率影响显著,提高膜两侧压差明显有利于氧气的传质,但甲烷损失率增加.在实验条件下,对于氧气含量为9.31％的原料气,单级膜组件脱氧率可达96％,产品气组成符合爆炸极限安全标准.该实验提供了从混空煤层气中脱除氧气的有效方法.     

高压泄压阀自动升压器的设计应用

在长吉(长春—吉林)输油管道运行中,高压泄压阀是用氮气作为传递介质来控制泄压的。高压氮气经减压阀流入稳压罐,进而进入调压室,调压室的氮气压力是安全运行的关键参数。当出站压力大于安全工作压力时,部分原油经高压泄压阀流入油罐;当出站压力低于安全工作压力时,此阀自动关闭。在整个过程中,高压泄压阀每动作一次,稳压罐的氮气就要靠人工补充一次,操作非常不便,因此设计了高压泄压阀氮气自动升压器,改变了靠人工补充氮气的作法,这样不但补气恒定,也减轻了劳动强度,简化了操作工序。     

LNG卸料过程中的控制要点

卸料是LNG接收站生产运行的重点和风险点,其中控制的重点是卸料时间和卸料臂的预冷速度,同时也会使接收站内的罐压发生变化、再冷凝器液位波动.从操作人员的角度出发,分析了卸船时间、卸料臂预冷速度、罐压、再冷凝器液位4大卸船控制关键点,并提出相应的控制措施:为了卸料的安全操作,提出了做好卸船前检查(尤其是QCDC)、提高吹扫排净时氮气压力、预冷卸料臂时压力控制在0.15～0.2 MPa等相应措施；基于接收站内工艺的平稳运行考虑,提出了合理安排进液方式、调节压缩机负荷、调节液气质量比等相应措施.     

大型LNG储罐氮气吹扫和干燥方案优化

对比了大型LNG储罐的几种氮气吹扫和干燥方案的优缺点,重点介绍了各方案干燥时间的长短、安全性及经济性.结合江苏LNG接收站储罐的氮气吹扫和干燥方案,通过干燥时间的理论计算,分析了LNG储罐干燥时间的主要影响因素,提出了优化方案.结果表明:若在液氮气化器后端增加一个功率为266 kW以上的氮气加热器,同时在控制储罐压力和温度的前提下适当增加氮气流量和注入压力,可缩短氮气吹扫和干燥时间.江苏LNG接收站储罐的氮气吹扫和干燥方案具有经济效益高、可操作性强、安全性高等优点.     

几种土壤与工业废渣的磷吸附特性研究

研究了重庆3种常见土壤类型和4种钢厂、电厂废渣对磷的等温吸附特性.结果表明,用Langmuir方程能很好地描述这7种基质对磷的等温吸附过程,水稻土、紫色土、黄壤、高炉渣、钢渣、粉煤灰、灰渣的磷最大吸附量分别为147,118,213,3 333,2 000,2 500,2 500 mg/kg,表面吸附强度因子分别为0.104 5,0.114 7,0.1018,0.166 7,0.060 2,0.16,0.055 6 L/mg,最大缓冲能力分别为15.36,13.53,26.69,555.60,120.50,400.00,138.90 L/kg.人工湿地基质选择不但要考虑基质对磷的最大吸附量,还要考虑吸附强度,因此最大缓冲能力可以作为评价基质吸附性能的重要参数,7种供试基质吸附性能按优劣顺序依次为高炉渣、粉煤灰、灰渣、钢渣、黄壤、水稻土、紫色土.     

页岩气藏渗流数值模拟及井底压力动态分析

根据Langmuir等温吸附方程和Fick扩散定律,结合渗流理论建立了页岩气井渗流数学模型,并对模型进行了数值求解,绘制了井底压力变化曲线,分析了吸附气解吸扩散、表皮系数、Langmuir压力、Langrnuir体积对井底压力的影响。结果表明,考虑吸附气解吸扩散,气井井底压力降低减慢;表皮系数增大,井筒附近污染严重,压力降低加快;Langmuir压力接近原始地层压力,井底压力降低最慢;Langmuir体积增大,地层中吸附气解吸量增加,井底压力降低缓慢。     

毒死蜱在土壤中的吸附行为研究

采用平衡吸附法,研究了毒死蜱在2种土壤中的吸附行为,探讨了腐植酸和pH值等因素对毒死蜱吸附的影响.结果表明:有机质含量与毒死蜱的吸附量呈正相关性,是有机污染物吸附的主要影响因素;pH值对毒死蜱的影响也较为显著,毒死蜱在酸性条件下较为稳定,碱性条件下加快降解,pH值越低,吸附能力越强.