20xx年我國醫藥行業現狀分析及20xx年展望-資料下載頁

　　

【正文】 附塔在再生期間關閉，通過真空負壓將烴從吸附劑中解吸，使容器處于高濃度烴蒸汽中。這些濃縮蒸汽通過一根吸收柱被壓縮，送入吸收塔。此外，采取以下切實可行的降耗措施：安裝呼吸閥擋板，安裝反射隔熱板，選用適當的材料等。(三)安全工作第一，定期做好設備的維護保養工作。設備故障與日常檢修及介質特性有直接關系。油氣儲運設備設計的不合理、工藝缺陷、管線的腐蝕等等。第二，防靜電處理。油氣儲運的設備均應做好防靜電接地。接地點應牢固，螺紋連接部位的電阻值過大時應充分利用跨接，使整個生產過程中的設備和管線的接地電阻值符合規定要求。第三，防雷電。目前，比較流行的是采用外部防雷，這是不夠的。還要采用內部防雷措施，防止雷電和其他內部過電壓通過各種源線路、信號線路以及各種金屬管道侵入而造成建筑物內部各種控制設備的損壞。第四，防火設備設計不容小視。前面提到的油氣揮發是一個很重要的因素，同時做好設備的維護包養，減少油氣的揮發，充分考慮防火分隔、通風、防爆泄壓、消防設施等因素。四、我國油氣儲運的前景展望(一)天然氣工業發展將進入戰略性研究階段，管道運價體系將逐步合理化。目前,我國已具備加快發展和建立自成系統可持續發展天然氣市場的資源基礎,天然氣在一次性能源消費結構中, % ,市場前景廣闊,潛力很大。但是,天然氣工程是一個系統工程,建設大型的天然氣管網必須同時考慮資源、氣田開發和下游用戶,上中下游協調發展。要實現上中下游諸多環節的協調發展,必須要解決天然氣能源結構、消費結構、天然氣工業布局與最佳輸送方案、國內外資源的合理配比、市場價格體系和法規問題,以及經營模式等戰略性問題。同時,應引進外國氣源,保證我國經濟發展能源需求,國內外管道統一聯網。利用我國在亞洲具有的地緣優勢,開展天然氣國際化經營。我國尚未形成一套反映天然氣管輸實際的運價體系,國內現行管道運價仍參照20 世紀70 年代鐵路運價制定的價格原則,與目前的宏觀環境不相適應,價格不能完全反映成本,成本耗費得不到合理補償,政府計劃定價難以靈活反映市場供需關系的變化,用戶價格結構不合理,運價無法反映管輸的多樣性。(二)特殊區域的油氣儲運技術(1)天然氣水合物應用研究薄弱天然氣水合物很可能成為未來重要的替代能源,而我國在水合物理論和應用基礎研究方面還很薄弱。天然氣水合物的體積只是標準狀態下天然氣體積的1/ 170～1/ 150 ,所以理論上天然氣可以以水合物的形式，進行大規模儲備、大規模運輸和城市天然氣供應調峰等。我國已有多家研究單位會在水合物理論和應用基礎以及儲運方面加大力度進行研究。(2)海洋油氣儲運科技第三次油氣資源評價結果表明，我國海洋石油和天然氣的資源量分別占全國總量的23%和30%。隨著陸地剩余石油資源量的日益減少，海洋石油取代陸地石油成為人類油氣資源主要來源的時日已經為期不遠。我國海洋油氣儲運技術經歷了從引進國外先進技術到吸收消化和掌握創新的發展過程。在海底管道等油氣儲運設施的設計和建設方面，中國海洋石油已經形成了一整套技術，積累了豐富的工程實踐經驗。但至今，在海洋油氣儲運工程的設計和建設能力方面，尚未達到成熟完善的技術水平。除了已經發現的灘淺海油田之外，在不久的將來，中國石油即將在近海和深水區域有所發現，因此，迫切需要加快形成具有中國石油特色的海洋石油儲運工程實施能力。我國的渤海、東海和南海蘊藏著豐富的油氣資源，海洋石油工業未來的發展潛力巨大，但與美國、英國、法國、挪威等海洋石油強國相比，甚至與巴西、墨西哥、印尼等發展中國家相比，我國的海洋石油技術仍處于落后狀態，尤其在深水開發領域。資料顯示，深水石油可采儲量約占全球石油可采儲總量的22%，其開發前景非常廣闊。在深水開發方面，油氣儲運領域面臨的挑戰主要有3 個方面：a)海底長距離輸送管道在復雜海底地貌和地質情況、惡劣海況條件下的設計和施工技術；b)大型水下儲油設施的設計和建造技術；c)與儲運工程配套的水下增壓和處理設備、水下輸變電、水下自動化技術等。(3)油氣混熟技術長距離油氣混輸技術目前仍是國際石油工業領域里的一項熱門技術。歐美發達國家研發這一技術的終極目標是實現深水和超深水油氣田開發設施的全海底化，即無水面平臺開采，從而大幅度降低惡劣環境條件下和邊際油氣田的開發成本。自20 世紀80 年代以來，國際上對其研究和應用的步伐不斷加快。但是，目前我國的油氣多相混輸技術與國外先進水平相比仍有明顯的差距，主要表現在以下3 個方面：一是多相流動態計算軟件。二是大型多相混輸泵技術。國際上已用于工程實際的油氣混輸泵的單泵最大功率為6000kW，而有制造業績的國產混輸泵的單泵最大功率僅為300kW，與國際先進水平差距懸殊。同時，泵型單一的問題也很突出。三是大型段塞流捕集器技術。今后一個時期，如果能夠攻克以上3 項技術難題，不僅會使我國的多相流計算和關鍵設備制造水平得到大幅度提升，還可取得降低軟件與設備采購價格50%以上的經濟效益。(三)油氣存儲技術我國石油、天然氣、液化氣的消耗量在今后相當長的一個時期內將持續增長。對于我國這樣一個石油進口依賴度已經超過50%的國家，按照國際能源署（IEA）90 天石油消耗量的石油儲備庫容要求，在建成總庫容為1600104m3 的一期地面石油戰略儲備庫之后，我國還將實施二期和三期石油戰略儲備工程。在已經著手實施的國家二期戰略儲備庫中，地下水封洞庫和鹽穴儲油洞庫已列入其中。這標志著地下水封庫和鹽穴庫將成為今后石油戰略儲備庫建設的一個發展方向，同時，也為我國油氣儲運界帶來了發展機遇和技術挑戰。(1)地下水封洞庫美國、日本、韓國、瑞典、芬蘭、新加坡等國均建有大型地下水封洞庫，主要用于存儲原油和液化石油氣。自20 世紀70 年代，除了在青島黃島建設了1 座15104m3 的原油水封試驗洞庫之外，直至目前，我國尚沒有自行設計和建造的用于石油儲備的大型地下水封洞庫。國外的地下水封原油庫的規模一般在300104m3以上。目前，青島龍澤燃氣公司和北京北燃公司正在青島黃島建設庫容分別為25104m3 和50104m3 的液化石油氣地下儲備庫，采取中外聯合設計方式。我國有廣大地區的地質與水文條件符合建造地下水封洞庫。由于與地面庫相比在安全性、經濟性和環保等方面的優勢，地下水封洞庫在我國具有廣闊的發展前景。近幾年，我國油氣儲運工作者在地下水封洞庫設計技術的研究方面取得了一些成果，但其不足是沒有自行設計、建造和運行大型地下油庫和地下液化氣庫的經驗，對一些關鍵技術的掌握還不夠。為使我國的地下儲庫技術得到長足發展，需要結合工程實際，在復雜地質條件下大型地下洞庫洞室合理布局技術、水幕設計與建造技術、水涌控制與注漿防滲技術等方面深入開展研究，力求全面掌握這一領域的先進技術。(2)地下鹽穴庫目前，全世界有約2000 多個鹽穴用于存儲原油、成品油、天然氣和液化石油氣，美國、德國、法國和加拿大等國家均建有這類儲備庫。我國江蘇、安徽、山東、河南、陜西、湖北、四川、云南等省均有大型鹽礦蘊藏，資源較豐富，鹽穴油氣儲庫發展前景廣闊。西氣東輸管道調峰庫——金壇儲氣庫一期工程是我國唯一建成投產的鹽穴庫。盡管在儲氣鹽穴庫的設計和建造方面取得了一定的技術進步，積累了一些經驗，但是，與國外先進水平相比，我國在鹽穴庫技術研究和工程實際應用領域的經驗和能力仍存在差距，需要在溶腔設計與穩定性分析技術、溶腔運行預測與鹵水平衡技術等方面繼續開展相關的研究工作，形成一整套自主研發和運用的技術體系。(3)吸附儲氣技術吸附儲氣（ANG）是近年來國際上大力開發的一種天然氣儲存新技術，美國、加拿大、日本等國在這一領域處于領先水平。目前，我國已經掌握了高密度活性炭吸附劑的制備技術，～，其比表面積為3000m2/g，是普通活性炭的2～3 倍。實驗表明， 壓力下，1m3 裝有吸附劑的儲罐可容納120～170Nm3 天然氣。 壓力下，1m3 裝有吸附劑的儲罐容積可裝載70Nm3 天然氣計，一個1500m 壓力填滿超級活性炭儲罐的儲氣能力相當于10104m3 常壓干式氣柜，采用活性炭壓力儲罐可節省投資約40%。目前，影響ANG 技術工業化應用的主要難題有3 個：一是天然氣吸附劑吸附與脫附的熱效應問題；二是活性炭再生與更換的問題；三是進氣凈化處理的問題。只有通過深入研究，很好地解決其經濟適用性的核心問題，才能使該技術呈現出應有的工業應用價值。ANG 技術可用于儲存大宗天然氣，為工業與民用供氣系統調峰，也可用于油氣田零散天然氣的吸附回收，或替代CNG、LPG 作為燃氣用戶和車用燃料的氣源，具有誘人的發展前景，應當成為我國油氣儲運領域的一個研發方向。(四)總結語油氣是不可再生的能源，我們必須堅持不懈的改進現有的技術，根據我國的石油天然氣的具體情況，切實可行的發展，這是一個長期的過程。中國作為世界上最大的發展中國家，堅持可持續發展，要求我們要做到能源的合理利用與戰略儲備的充分準備。要做到這兩點，我們致力于油氣儲運的發展是至關重要的。發展儲運，讓能源的利用率大大的提高，不僅可以為國家節省巨大的開支，也是延長能源的開發時間的重要舉措。參考文獻：[1] ，（5）.[2] [J].中國企業家，2006，（9）.[3] 李 [J].油氣儲運，2003，22（9）.[4] [J].天然氣工業，2006，（6）.[5] [J].油氣儲運, 1999,18(2): 610.