LNG接收站冷能供應(yīng)方案研究及思考

傅 皓 劉 利 中國成達(dá)工程有限公司 成都 610041

李 賽 四川大學(xué)化工學(xué)院 成都 610065

LNG接收站冷能供應(yīng)方案研究及思考

傅 皓＊?jiǎng)?利 中國成達(dá)工程有限公司 成都 610041

李 賽 四川大學(xué)化工學(xué)院 成都 610065

針對某LNG接收站冷能供應(yīng)與冷能需求之間的不匹配問題,介紹問題發(fā)生的原因,并提出5種解決方案,最后對其產(chǎn)生的根源提出建議。

LNG 冷能利用 冷能供應(yīng)

1 項(xiàng)目介紹

某液化天然氣(LNG)站線項(xiàng)目已于2009年投入商業(yè)運(yùn)營,其冷能利用空分項(xiàng)目計(jì)劃于2010年7月開始試生產(chǎn)運(yùn)行,但是目前冷能供需之間存在不匹配問題:

(1)由于下游用戶用氣量還未達(dá)產(chǎn),故接收站天然氣高壓外輸只能采用間斷運(yùn)行方式。

(2)冷能利用項(xiàng)目需要接收站24h連續(xù)供應(yīng)LNG冷能。

由于二者運(yùn)行方式的不匹配導(dǎo)致空分廠不能正常運(yùn)行,因此怎樣連續(xù)、經(jīng)濟(jì)地為空分廠供應(yīng)冷能成為本次方案研究的目的。

2 冷能利用項(xiàng)目的主要工藝參數(shù)

2.1 接收站組成

某LNG接收站一期項(xiàng)目建設(shè)有一座100kt級LNG專用碼頭并安裝3臺LNG卸料臂和1臺氣體返回臂、2座單罐容積1.6×105m3的低溫全容罐、6臺罐內(nèi)LNG低壓泵、4臺LNG高壓泵、4臺用海水加熱的LNG開架式氣化器(ORV),2臺用于處理蒸發(fā)氣(BOG)的低壓壓縮機(jī)和1臺BOG再冷凝器、1臺高架火炬、4個(gè)LNG槽車裝車站和公用工程系統(tǒng)等。

2.1.1 高壓外輸

接收站LNG高壓外輸需用的輸送設(shè)備主要為罐內(nèi)泵、高壓泵、開架式氣化器。主要參數(shù)見表1。

目前,由于下游用戶用氣量尚處于漸增期,城市用氣量偏小,燃?xì)怆姀S用氣量不穩(wěn)定,故接收站LNG高壓外輸采用間斷運(yùn)行方式。

表1 接收站外輸主要設(shè)備參數(shù)

2.1.2 BOG處理系統(tǒng)

BOG處理系統(tǒng)功能是將BOG壓縮后進(jìn)再冷凝器冷凝并外輸予以回收。在再冷凝器中,LNG與BOG按質(zhì)量比9:1進(jìn)行熱交換,使BOG冷凝為LNG后外輸。

2.1.3 BOG回收高壓壓縮機(jī)組

本項(xiàng)目初期由于城市用氣量較小,電廠調(diào)試期內(nèi)不能連續(xù)發(fā)電,致使接收站外LNG量不能滿足再冷凝回收BOG的要求,造成LNG儲罐超壓而不得不排往火炬,造成資源浪費(fèi),為此,項(xiàng)目公司新建一套BOG回收高壓壓縮機(jī)組,將BOG直接經(jīng)二段壓縮機(jī)加壓到輸氣管線外輸壓力后進(jìn)輸氣管線回收。

2.2 輸氣干線及下游用戶

2.2.1 輸氣干線

輸氣干線全長約360km,管徑尺寸分別為DN400、DN700、DN800等三類,全線標(biāo)況下管容約9×104m3。管線設(shè)計(jì)操作壓力為7.3MPa,輸氣干線儲氣調(diào)峰范圍在5.0～7.0 MPa。

2.2.2 燃?xì)怆姀S項(xiàng)目

按照LNG一期項(xiàng)目總體安排,規(guī)劃新建燃?xì)怆姀S3座,至2009年逐步投入商業(yè)運(yùn)轉(zhuǎn),其單臺LNG均耗氣量約50t/h。機(jī)組每日運(yùn)行狀況如下:啟機(jī)階段05∶00～08∶00;運(yùn)行階段08∶00～21∶00;停機(jī)階段21∶00～05∶00。

但是,根據(jù)接收站方最新的了解,目前實(shí)際的情況是燃?xì)怆姀S用氣極不均勻且沒有規(guī)律性。由于電廠是天然氣的主要用戶,這給接收站的運(yùn)行帶來極大的困難。

2.2.3 城市用氣

城市燃?xì)夤?yīng)市場包括城市民用、公建用和工業(yè)燃?xì)?。由于該省城市燃?xì)馍刑幱陂_發(fā)初期,目前在不受節(jié)假日和用氣低谷的影響下,全線平均供氣量約800t/d,不到一期規(guī)劃用氣量(781.8kt/a)的40%。每日主要高峰用氣時(shí)間段為11∶00～14∶00和18∶00～20∶00。

由于城市管網(wǎng)及儲氣設(shè)施尚未完全建成投用,所以目前基本上輸氣管線是以城市門站的實(shí)時(shí)需求供氣,也即承擔(dān)了城市用氣時(shí)的調(diào)峰。

2.3 冷能利用空分

(1)該項(xiàng)目是我國第一個(gè)LNG冷能空分項(xiàng)目,利用LNG冷能進(jìn)行空氣液化分離,生產(chǎn)液氧、液氮、液氬。

(2)冷能利用流程為:LNG罐內(nèi)低壓泵輸出的LNG經(jīng)高壓泵加壓后大部分送到開架式氣化器(ORV)中,經(jīng)海水加熱氣化后的天然氣經(jīng)首站和輸氣管線輸送給下游用戶;另一部分通過8″管線送空分廠進(jìn)行冷能利用,換熱后LNG氣化的天然氣返回到接收站高壓天然氣輸氣管線輸送給下游用戶。

(3)LNG供應(yīng)界區(qū)條件:流量為50～70t/h、壓力為5.0～8.5MPa、溫度為不高于-141℃和時(shí)間為24h連續(xù)供應(yīng)。

3 解決方案研究

LNG高壓泵設(shè)計(jì)流量195t/h,排出壓力8MPa,根據(jù)該項(xiàng)目的實(shí)際操作經(jīng)驗(yàn),當(dāng)泵的流量低于160t/h時(shí),就會出現(xiàn)明顯的震動(dòng)和噪音,出現(xiàn)氣蝕,長期操作對泵危害較大,因此操作中泵的最小運(yùn)行流量控制在不低于160t/h,而空分廠的LNG冷能供應(yīng)流量僅需要50～70 t/h,天然氣主要用戶燃?xì)怆姀S又是處于間斷運(yùn)行狀態(tài),如何在燃?xì)怆姀S停運(yùn)期間給空分廠連續(xù)供應(yīng)LNG冷能而又保證接收站的安全運(yùn)行是本方案研究的重點(diǎn)。

3.1 安裝LNG冷能供應(yīng)小流量低壓泵和高壓泵

按照空分廠的LNG冷能需求量(50～70 t/h)要求,在現(xiàn)有高壓泵旁增加1臺流量為40～80t/h的高壓泵供應(yīng)LNG,同時(shí)在LNG儲罐內(nèi)安裝1臺對應(yīng)流量的低壓泵專供空分廠冷能。

3.1.1 分析

此方案最大的問題是新增的LNG專用高、低壓泵供貨周期需要15個(gè)月,加上設(shè)計(jì)和施工安裝調(diào)試時(shí)間,周期需要2年,且要新增設(shè)施費(fèi)用;按照該項(xiàng)目公司與上游資源方合同,2年后已達(dá)產(chǎn)2600kt/a,且下游城市燃?xì)饧叭細(xì)怆姀S日用氣量每天已不少于7123t,接收站也不需要間斷運(yùn)行,已可以至少開1臺高壓泵運(yùn)行就能滿足24h冷能供應(yīng)條件。

3.1.2 評價(jià)

據(jù)此,該方案無意義。

3.2 LNG泵增加變頻調(diào)速器

考慮在高壓泵上安裝變頻調(diào)速器,通過變頻實(shí)現(xiàn)使高壓泵連續(xù)輸出低流量LNG的目的。

3.2.1 分析

由于LNG泵采用潛液式介質(zhì)直接冷卻電機(jī),散熱不需要風(fēng)扇,所以目前的高、低壓LNG泵是可以安裝變頻調(diào)速器的。但安裝變頻調(diào)速器后能否滿足工藝要求需要對流量和揚(yáng)程的對應(yīng)關(guān)系進(jìn)行分析。

LNG高壓泵額定揚(yáng)程1800m,額定流量195 t/ h,電機(jī)額定功率1641kW、轉(zhuǎn)速2976rpm。

采用下面的比例定律作為此次計(jì)算的依據(jù)。

當(dāng)電機(jī)轉(zhuǎn)速n變化時(shí),流量Q,揚(yáng)程H的變化公式:

根據(jù)式(1)、式(2)進(jìn)行計(jì)算,在保證流量50t/h的前提下,高壓泵出口壓力只能達(dá)到約1.5 MPa(G),遠(yuǎn)低于輸氣干線5.0MPa(G)最低操作壓力,氣化后的天然氣無法進(jìn)入輸氣干線。

3.2.2 評價(jià)

由于計(jì)算結(jié)果不能同時(shí)滿足LNG輸送量和輸出壓力的要求,因此該方案不能使用。

3.3 接收站LNG回流

采用啟動(dòng)高壓泵外輸LNG的方式來滿足空分廠冷能供應(yīng)。但是由于高壓泵允許的最小流量(160t/h)遠(yuǎn)大于冷能需要量(50～70 t/h),因此考慮將多余的LNG流量回流到LNG儲罐。

此方案存在的問題:在沒有外輸天然氣的情況下,接收站管道保冷循環(huán)、高壓返回將產(chǎn)生大量的BOG,導(dǎo)致LNG儲罐壓力上升,為保證儲罐等設(shè)備安全運(yùn)行,不得不排放到火炬從而造成經(jīng)濟(jì)損失,是否能將這些BOG處理回收,是該方案是否可行的重點(diǎn)。

3.3.1 分析

(1)以LNG冷能供應(yīng)流量50t/h分析,為滿足空分廠的LNG冷能供應(yīng)流量50t/h的要求而啟動(dòng)高壓泵外輸LNG時(shí),則1臺高壓泵和1臺低壓泵均以160t/h的流量運(yùn)行,且有110t/h的量最終回流到LNG儲罐,此時(shí)產(chǎn)生的BOG量計(jì)算見表2。

表2 BO G量匯總

在3、4號罐建成投用后,雖然LNG儲罐氣相空間增大,但其本身要產(chǎn)生3.0t/h的BOG量,對緩沖時(shí)間的影響不大。

(2)如果在電廠停機(jī)期間接卸LNG船,產(chǎn)生的BOG量要大得多,不能被回收處理而只能排放到火炬,因此在電廠停機(jī)期間不能卸船。

(3)如果電廠停機(jī)時(shí)間較長,空分廠冷能利用后的LNG氣化的天然氣和BOG回收高壓壓縮機(jī)組送出的天然氣一起送往輸氣管線,總量約59t/h, 24h送出量為1416t,而城市燃?xì)庥昧棵刻熘挥?00t,每天多余量616t將在輸氣管線內(nèi)儲存積聚,而管線儲氣調(diào)峰能力只有1250t,兩天內(nèi)管線壓力將達(dá)到操作高壓上限,接收站不得不停止外輸,終止對空分廠的冷能供應(yīng)。

(4)運(yùn)行費(fèi)用估算。低壓泵,高壓泵,低壓BOG壓縮機(jī)及BOG回收高壓壓縮機(jī)的電耗合計(jì)為4859kW。

按本套系統(tǒng)僅在低谷時(shí)段運(yùn)行計(jì)算,則總電耗費(fèi)用為:

折合LNG冷能輸送成本為28元/t。

3.3.2 評價(jià)

采用此方案,接收站同時(shí)啟動(dòng)BOG處理系統(tǒng)和BOG回收高壓壓縮機(jī)組,由于BOG產(chǎn)生量大于BOG處理能力,如果電廠停機(jī)超過20h時(shí),要么中斷接收站給空分廠的冷能供應(yīng);要么為保證冷能供應(yīng)而將多余的BOG排往火炬,同時(shí)該方案運(yùn)行費(fèi)用高,因此,該方案只能在電廠因故短期不能運(yùn)行時(shí)的應(yīng)急使用。

3.4 燃?xì)怆姀S增加用氣量

本方案主要研究在保證接收站安全正常操作的條件下,為滿足給空分廠連續(xù)供應(yīng)冷能,增加燃?xì)怆姀S用氣量和運(yùn)行時(shí)間,且燃?xì)怆姀S目前已有6臺機(jī)組具備發(fā)電條件。

3.4.1 分析

根據(jù)設(shè)計(jì)原則,接收站和輸氣管線系統(tǒng)共同承擔(dān)沿線電廠和城市門站的調(diào)峰,接收站將根據(jù)外輸氣量的要求控制LNG高壓輸送泵啟停臺數(shù),輸氣干線則利用管網(wǎng)壓力波動(dòng)進(jìn)行儲氣調(diào)峰。

輸氣干線儲氣調(diào)峰在5.0～7.0MPa。輸氣管線一期全線標(biāo)況下管容約9×104m3,儲氣調(diào)峰能力為1.8×106m3,折合LNG量1250t

由于該省城市燃?xì)馍刑幱陂_發(fā)初期,輸氣管線供氣基本上是實(shí)時(shí)供氣,造成在夜間電廠停運(yùn)期間城市燃?xì)庥昧恳埠苄　?/p>

因此,接收站在電廠夜間停運(yùn)期間送出的160 t/h(50 t/h LNG送空分廠冷能利用后氣化天然氣送管網(wǎng),110 t/h送接收站開架式氣化器氣化成天然氣送管網(wǎng))天然氣全部送往輸氣管線儲存,管線儲氣時(shí)間為:1250 t/160 t/h=8h,即在8h內(nèi)管網(wǎng)壓力將從5.0MPa上升到操作上限7.0MPa,此時(shí)電廠必須啟動(dòng),否則管網(wǎng)將超壓或者接收站停止外輸,不能向空分廠供應(yīng)LNG冷能。

按接收站最小160t/h連續(xù)輸出天然氣計(jì)算, 24h總輸出量為3840 t,由于管線夜間8h儲氣期間基本沒有用氣,則在其余16h內(nèi)電廠和城市燃?xì)庥脷饬勘仨毾?4h總輸出量3840 t才能保持每天的用氣平衡,由于城市燃?xì)庥昧吭黾泳徛荒苓_(dá)到800 t,其余3040 t必須要靠電廠消化掉。

按電廠每臺機(jī)組用氣50t/h計(jì),需要電廠運(yùn)行臺數(shù):3040/(50×16)=3.8臺。

3.4.2 評價(jià)

根據(jù)以上分析,在不改變現(xiàn)有接收站設(shè)備配置的情況下,要保證接收站向空分廠連續(xù)供應(yīng)LNG冷能而又保證接收站的安全運(yùn)行,必須保證燃?xì)怆姀S每天有4臺機(jī)組滿負(fù)荷運(yùn)行16h。

該方案不需要新增設(shè)施,操作方便,不改變接收站正常運(yùn)行模式,且運(yùn)行費(fèi)用最低,是首選方案。

3.5 電廠兩臺機(jī)組運(yùn)行+接收站LNG回流

結(jié)合3.2節(jié)和3.4節(jié)的方案,考慮采用“電廠機(jī)組運(yùn)行+接收站LNG回流”的方案,以期實(shí)現(xiàn)可較長時(shí)間內(nèi)向空分廠連續(xù)供應(yīng)冷能的目的。

3.5.1 分析

該項(xiàng)目所在地在每年汛期、降水量大造成水電面臨棄水時(shí),以及國慶、春節(jié)等長假用電負(fù)荷較小期間只能保證兩臺機(jī)組高負(fù)荷(>80%負(fù)荷)運(yùn)行18h,現(xiàn)就這種工況下接收站的運(yùn)行進(jìn)行研究。

由于目前輸氣管線向城市門站供氣基本上是實(shí)時(shí)供氣,在夜間電廠停運(yùn)期間城市燃?xì)庥脷饬恳埠苄?接收站在電廠夜間停運(yùn)期間送出的160 t/ h(50 t/h LNG送空分廠冷能利用后氣化天然氣送管網(wǎng),110 t/h送接收站開架式氣化器氣化成天然氣送管網(wǎng))天然氣全部送往輸氣管線儲存,管線儲氣時(shí)間為8h,即在8h內(nèi)管網(wǎng)壓力將從5.0MPa上升到操作上限7.0 MPa,此時(shí)電廠必須啟動(dòng),否則管網(wǎng)將超壓或接收站外輸停止,不能向空分廠供應(yīng)LNG冷能。

電廠兩臺機(jī)組高負(fù)荷(>80%負(fù)荷/h)運(yùn)行16h,用氣量為:

以城市每天用氣量800 t計(jì),電廠和城市用氣量每天合計(jì):

考慮接收站以恒定流量供氣最便于操作,則供氣量為:

接收站LNG高壓泵最小流量160t/h,其余73t/hLNG將回流進(jìn)入儲罐閃蒸產(chǎn)生BOG,BOG采用3.3節(jié)的方式進(jìn)行處理,其BOG量計(jì)算匯總見表3。

分析表明,如果兩臺發(fā)電機(jī)組每天高負(fù)荷(>80%負(fù)荷)運(yùn)行16h,接收站啟動(dòng)BOG處理系統(tǒng)和BOG回收高壓壓縮機(jī)組,BOG產(chǎn)生量與BOG處理回收量基本平衡,可以達(dá)到儲罐的壓力穩(wěn)定,此方案可以在較長時(shí)間運(yùn)行。

同樣,采用本方案時(shí)不能卸船,因?yàn)榻有禠NG船時(shí)產(chǎn)生的BOG量要大得多,不能被回收處理而只能排放到火炬。

表3 BO G量匯總

從運(yùn)行費(fèi)用上考慮,基本與3.3節(jié)方案相同,系統(tǒng)僅按用電低谷時(shí)的電價(jià)考慮,其總電耗費(fèi)用為:

折合成LNG冷能輸送成本為28元/t。

3.5.2 評價(jià)

在每年汛期降水量大造成水電面臨棄水時(shí)以及國慶、春節(jié)等長假用電負(fù)荷較小期間,電網(wǎng)至少應(yīng)保證每天兩臺機(jī)組高負(fù)荷(>80%負(fù)荷)運(yùn)行16h,接收站采用LNG部分回流方式,同時(shí)啟動(dòng)BOG處理系統(tǒng)和BOG回收高壓壓縮機(jī)組,接收站的BOG產(chǎn)生量與處理量基本平衡,可以在較長時(shí)間內(nèi)運(yùn)行,并且向空分廠連續(xù)供應(yīng)冷能,但同樣存在運(yùn)行費(fèi)用高的問題,只宜短期采用。

4 建議

與該項(xiàng)目所遇到的問題一樣,至今為止,在世界范圍內(nèi)LNG冷能沒有實(shí)現(xiàn)大規(guī)模綜合利用的主要技術(shù)上癥結(jié)之一就是LNG氣化操作和下游用戶對冷能的利用在時(shí)間的不同步。

時(shí)間不同步是由于接收站氣化負(fù)荷必須根據(jù)下游需求而變化,而冷能用戶對冷能負(fù)荷的需求則隨生產(chǎn)過程、市場需求而變化,兩者規(guī)律完全不同所產(chǎn)生的[1]。

據(jù)此,筆者提出以下建議:

4.1 將冷能利用納入項(xiàng)目規(guī)劃

新建接收站線項(xiàng)目時(shí)應(yīng)將冷能利用納入項(xiàng)目規(guī)劃,并與LNG接收站協(xié)同設(shè)計(jì)。設(shè)計(jì)中應(yīng)充分考慮初期用戶用量不足的工況。

以本項(xiàng)目為例,接收站線與冷能利用未統(tǒng)籌考慮,而是在站線設(shè)計(jì)完成后,才開始進(jìn)行冷能利用的規(guī)劃與設(shè)計(jì),因而受到冷量輸送等問題的限制,可見接收站建成后再想集成利用LNG冷能和構(gòu)建相關(guān)產(chǎn)業(yè)將十分困難。

因此,今后建設(shè)LNG接收站時(shí),必須從一開始就把LNG冷能的利用放在重要的位置同時(shí)予以考慮,并充分考慮運(yùn)轉(zhuǎn)初期用戶用量不足的工況,將接收站與下游各冷能利用項(xiàng)目在早期就同步規(guī)劃和同步建設(shè),使得冷能利用成為接收站設(shè)計(jì)下游用戶,成為氣化操作正常工藝的一部分。

4.2 統(tǒng)籌解決冷能利用

對未將接收站線與冷能利用裝置統(tǒng)籌規(guī)劃的已建項(xiàng)目,站線供給與冷能利用之間的不匹配問題已經(jīng)存在,則只能通過其它的一些方法進(jìn)行解決,但大多會有投資費(fèi)用或運(yùn)行費(fèi)用增加。

(1)增加投資費(fèi)用。如可在冷量供應(yīng)和冷量利用設(shè)備之間裝備一種可以蓄積和儲存冷能的裝置,白天LNG冷量充裕的時(shí)候,相變物質(zhì)吸收冷量而凝固,達(dá)到蓄冷的作用,夜間LNG冷量供應(yīng)不足時(shí),相變物質(zhì)此時(shí)開始進(jìn)行熔解,釋放冷量供給冷量利用設(shè)備,以此達(dá)到平穩(wěn)持續(xù)供冷的目的。相變物質(zhì)的選擇是LNG蓄冷裝置的關(guān)鍵,當(dāng)前此類技術(shù)尚處于實(shí)驗(yàn)研究階段[4]。

(2)增加運(yùn)行費(fèi)用。采用本文3.3節(jié)中所述的方案,雖實(shí)現(xiàn)容易,但因?yàn)檫\(yùn)行費(fèi)用高,只能短期應(yīng)急使用。

(3)其它辦法。采用本文中3.4節(jié)所述的方案,電網(wǎng)保證燃?xì)怆姀S每天4臺機(jī)組滿負(fù)荷運(yùn)行16h,就可解決向空分廠連續(xù)供應(yīng)冷能的問題,該方案不需要新增設(shè)施,不改變接收站正常運(yùn)行模式,運(yùn)行費(fèi)用也最低,其實(shí)質(zhì)就是4.1節(jié)建議中的統(tǒng)籌規(guī)劃,只是時(shí)間從建設(shè)前挪到了運(yùn)行后,但受產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)不同部門的行政分割與利益驅(qū)動(dòng)影響,協(xié)調(diào)可行性差,故很難實(shí)現(xiàn)。

4.3 重視低/高壓泵的最小正常運(yùn)行負(fù)荷點(diǎn)

由上述方案可以看出,高壓泵只能在160t/h以上流量范圍內(nèi)正常運(yùn)行,徜若高壓泵也能在較低流量范圍內(nèi)正常運(yùn)行,那么就相當(dāng)于安裝了1臺低流量的泵,使回流量減小,相應(yīng)的能耗和BOG的浪費(fèi)也會降低。

在該項(xiàng)目建設(shè)實(shí)際采購過程中,廠家返回的泵測試報(bào)告顯示泵的最低正常運(yùn)行流量約為正常流量的30%(約60t/h),這與行業(yè)的經(jīng)驗(yàn)值是一致的,但是在運(yùn)行過程中就必須在160t/h下才能正常操作,實(shí)際最低正常運(yùn)行流量上升,使得外輸?shù)牟僮鲝椥韵陆怠?/p>

由此可見,廠家所提出的參數(shù)與實(shí)際運(yùn)行結(jié)果并不一定一致,這可能是多個(gè)因素影響的結(jié)果,如泵的現(xiàn)場安裝、相關(guān)的配管,以及上游工藝設(shè)備的運(yùn)行情況。這一問題應(yīng)引起后來項(xiàng)目的關(guān)注,必須對該最小正常運(yùn)行負(fù)荷點(diǎn)的意義引起足夠重視,并積極協(xié)調(diào)廠家、設(shè)計(jì)單位和施工單位來共同研究及提出調(diào)整意見。

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Based on the mis match problems between the cold energy supply demand in a LNG terminal,introduce the causes of the problem and for ward 5 solutions and the suggestion for the roots of the problems.

Study and Consideration on Cold Energy Supply Scheme in LNG Term inal

Fu Hao,et al
(China Chengda Engineering Co.,Ltd.,Chengdu610041)

LNG cold energy utilization cold energy supply

＊傅 皓:工程師。2003年7月畢業(yè)于四川大學(xué)生物醫(yī)學(xué)工程專業(yè)獲碩士學(xué)位?，F(xiàn)主要從事LNG及高分子類產(chǎn)品的工藝設(shè)計(jì)。聯(lián)系電話:(028)65530373。

2010-12-29)