CNG加气母站工艺流程设计.doc

课程设计 题目 CNG加气母站工艺流程设计教学院系 石油工程学院专业年级油气储运工程2010级指导教师 吴晓南姓 名胡林林(1001020109)小组成员 胡林林 郑彬龙 张玲 韩旭 黄冠华 邓军 胡芮川 完成日期2014年3月日目录第一章 概述31.1设计资料与原始数据31.2项目概况41.3设计规模与设计范围4第二章 气源及其性质42.1天然气及其来源42.2天然气性质42.3母站进站天然气参数42.4车用压缩天然气技术指标5第三章 主要工艺流程5第四章 工艺计算及设备选型54.1分离器54.2天然气脱水系统94.3天然气压缩系统144.4管线工艺计算204.5阀门工艺计算214.6计量系统工艺计算234.7储气系统工艺计算244.8售气装置26第五章 控制系统275.1设计原则275.2设计思路27参考资料27前言天然气作为一种清洁能源，在目前的能源结构中占着举足轻重的地位；同时在国家大力发展天然气的政策指引下，建成了西气东输一线、二线，天然气在国民生活中扮演着越来越重要的角色。为了提升天然气汽车在沿线城市的竞争力，最大限度的发挥天然气大的环保优势，国家批准在XXX市附近建设加气母站。本工程的建设是顺应市场发展的结果，有其固有的必然性。摘要改加气母站由附近的B气田供气，经过除杂、干燥、压缩后给汽车加气或者给附近的加气子站供气。该站有一定的天然气储存能力，在一定的时间内即使在气田不能正常供气的情况下依然能给汽车和加气子站供气。关键词：加气站、分离、脱水、压缩、储存、加注。第一章 概述1.1设计资料和原始数据1.1.1参考数据加气能力：8104m3/d设计压力：压缩机前管线设计压力：1.0MPa，运行压力0.6MPa；压缩机后管线设计压力：27.5 MPa，运行压力：25.0MPa。设计温度：最高设计温度为100，最低设计温度为-20。1.1.2工程设计要求1）根据地形图按国标GB50 156-20022006年版进行初步设计，2）进行总平面布置设计，确定工艺流程；3）计算工艺中所涉及到的设备、阀、管线并选型；4）编制设计说明书、计算书和材料表。1.1.3提交设计成果1）总平面布置图和工艺流程图；2）设计说明书、计算书和材料表。1.2项目概况1.2.1项目名称XXX股份有限公司天然气分公司XXCNG加气母站。1.2.2项目地点XXX市西侧的A镇。1.3 设计规模与设计范围1.3.1 设计规模加气能力 80000立方米每天；预留扩建能力。1.3.2设计范围加气母站工艺、自控。 配套的变电系统，配套的排水系统（均以围墙为界）。站场内的功能性建筑：消费、安全、节能、环境保护。第二章 气源及其性质2.1天然气来源 由XX公里外的B气田直接供应，距离较短，供气管道投资成本低。2.2 天然气性质 气田供应的天然气的性质见表2.1；表 2.1 天然气性质天然气类别二类高位发热量（MJ/）31.4总硫（以硫计）(mg/)200硫化氢（mg/）10二氧化碳 y,%3.0水露点/在交接点压力下，水露点应比输送条件下最低环境温度低5度2.3 母站进站天然气参数 根据题目要求，B气田供应的天然气为二类天然气，进站压力为1.0MPa。2.4车用压缩天然气的技术指标处理过后的天然气的技术指标见表2.2；表2.2 天然气的技术指标：第三章 主要工艺流程B气田向站场提供的天然气属于二类天然气，硫化氢的含量为10 mg/，满足车用压缩天然气GB 18047-2000的要求，在进行天然气压缩之前不用进行脱硫处理。来气先进入缓冲罐，然后进入分离器，分理出天然气中的水、重烃、机械杂质等。从分离器出来的气体进入分子筛再次脱水，达到压缩天然气的气质标准。接着将处理好的天然气输送到压缩机组进行压缩，并将压缩后的天然气输送至储气瓶。最后由储气瓶给加气机和加气柱供气，保证天然气的正常供应。第四章 工艺计算及设备选型4.1 分离器的工艺计算4.1.1 压缩系数Z的计算假设进站压力为1.0Mpa ， 进站温度为25C。天然气气质参数如下：表 4.1天然气气质参数（体积百分数）组分CH4（%）C2H6（%）C3H8（%）i-CiH10（%）n-C4H10（%）CO2（%）(N2+He)（%）含量98.040.550.0060.0040.0030.630.109天然气的分子量为： 再由 得：对比压力 式中 混合气体的对比压力，KPa（绝）； 混合气体的临界压力，KPa（绝）； T 混合气体的操作压力，KPa（绝）；对比温度 式中 混合气体的对比温度，K； 混合气体的临界温度，K； T 混合气体的操作温度，K；即可查图得天然气的压缩系数Z=0.964.1.2 颗粒（液滴）沉降速度 本设计采用立式分离器 式中 水力阻力系数，而；颗粒（液滴）沉降速度，；、分别为操作条件下颗粒和介质的密度，； 操作条件下介质的粘度，或； ； 颗粒（液滴）直径，。 当颗粒直径不大于，且时，n=1，a=24，则上面的方程变为下列形式：由理想气体状态方程 有 在1.0MPa，25下，Z=0.96，代入式（5.5），解得此时的气体密度为6.77.取D=，将数据代入(5.4)得，4.1.3 分离器直径和高度计算气体计算速度： 式中 V 气体计算速度，； 颗粒（液滴）沉降速度，； 系数，取。则有 气体在操作条件下的流量： 将，P=1.0MPa，T=298K，Z=0.96代入上式：分离器直径D可用下式 计算式中 Q 气体在操作条件下的流量，； V 气体计算速度，。立式分离器的高度取 H=3D=3.398 m本设计选用立式分离器公称直径为1200mm，高度为3600mm选用的分离器见下图:4.1.5分离器进口管、出口管的计算 分离器进口管和出口管的直径和可用下式计算： 式中 Q 气体在操作条件下的流量，； 、分别为气体的进口和出口速度，。根据现场实践经验，气体的进口速度取为：15m/s,出口速度取为12m/s效果好，所以得：4.2天然气脱水系统 为了达到脱水、已经相关工艺的要求，选择分子筛进行脱水。4.2.1器直径计算 通过HYSYS 软件，已知处理量为173.6mol/h。原料气在4500KPa、30的饱和含水量为0.1112%（摩尔分数）按全部脱去考虑，需脱水量：0.001112*173.6*1000*0.018=3.76kg/h吸附走起T=8h。总共脱水：8*3.76=30.8kg则在操作条件下的气体量为：Q=0.0344m/s气体质量流量 吸附器直径：取决于适宜的空塔流速，适宜的直径比。实践证明采用雷督克斯的半经验公式得到一个空塔流速，然后用转效点积核式可行的，半经验公式如下： 式中 G允许的气体质量流速，； C系速，气体自上向下流动，取0.250.32；自下向上流动，取0.167； 分子筛的堆密度，kg/； 气体在操作条件下的密度，kg/； 分子筛的平均直径（球形）。 已知，C取0.29。用式（4.12）计算：已知，C取0.29。用式（4.12）计算： 吸附塔的截面积: 由得：D=0.369m ，取D=400mm塔截面积 ： 气体流速 ： 4.2.2吸附器高径比计算 分子筛有效吸附容量取8kg（水）/100kg（分子筛）。吸附器需装分子筛 30/0.08=375kg其体积为：V=375/650=0.577m 床层高：H=V/F=0.577/0.126=4.58m 高径比：H/D=4.58/0.4=11.454.2.3转效点计算其数学表达式为： （5.13）式中 到达转效点时间，h； 选用的分子筛有效吸附容量，%； 整个床层长度，m； q 床层截面积的水负荷，kg/m2skg/m3，m，kg/m2h=（0.01*10*650*4.58）/29.76=9.9h8h，符合原设计吸附周期8小时的要求。4.2.4气体通过床层的压力降计算GPSA工程手册（1987版）推荐用公式计算。计算式如下：式中 压降，KPa； L 床层高度，m； 气体粘度，MPas； 气体流速，m/min； 气体操作状态下的密度，kg/m3。 B、C取值见下表：表4.1 参数（B、C）取值表分子筛BC3.2mm直径球形4.1550.001353.2mm圆柱条形5.3570.001881.6mm直径球形11.2780.002071.6mm圆柱条形17.6600.00319已知床层高度4.58m(即L=4.58m)，由有关图表知此状态MPas， kg/ m3，m/min。P=4.58*（4.155*0.013*16.38+0.00135*7.3*16.38*16.38）=16.16KPa 再生加热和冷却是压降都很小，可不计算。4.2.5 吸附传质区长度计算 式中 hz吸附传质区长度，m； A系数，分子筛A =0.6，硅胶A =1，活性氧化铝A =0.8； q 床层截面积的水负荷，kg/m2s； 空塔线速，m/min； 进吸附器气体相对湿度，%。 m4.2.6再生热负荷计算用贫干气加热，M=17，进吸附塔温度260，分子筛床层吸附终了后温度35（即床层温升10），再生加热气出吸附器温度200，床层再生温度是。预先计算在230时，分子筛比热0.96kJ/kg，钢材比热为0.5kJ/kg，瓷球比热0.88kJ/kg。吸附器筒体是压力容器，预先估计其包括器内附属设备的质量约重1320kg，床层上下各铺150mm瓷球，瓷球堆密度kg/m3，共重约1678kg。再生加热所需的热量为Q，式中 Q加热分子筛的热量，kJ； Q加热吸附器本身（钢材）的热量，kJ； Q脱附吸附水的热量，kJ； Q加热铺垫的瓷球的热量，kJ。 算出Q后，加10%的热损失，设吸附后床层温度是，热再生气进出口平均温度为，则： 式中、分别是分子筛的质量，吸附器筒体及附件等钢材的质量、吸附水的质量和铺垫的瓷球的质量。4186.8是水的脱附热，、分别为上述各种物质的定压比热。则有：kJkJkJkJkJ 加10%的热损失，则是658249.9kJ。 设再生加热时间4.2h。每小时加热量是658249.9/4.2=156726kJ。4.2.7 再生气量计算设是再生加热结束时的气体出口温度，为再生气进吸附器的温度，再生气温降为：每千克再生气放出热量（kJ）： 总共需再生气量： 再生气在230时的比热是3.14kJ/kg，再生温降是：C每千克再生气给出热量： kJ/kg需再生气量： kg/h4.2.8 冷却气量计算冷却吸附塔需移去的热量： 吸附器由加热的平均温度冷却到。平均温度： 设干气初温是，每千克干气移去的热量： 总共需冷却气量： 床层温度自230降到25，则冷却热负荷： kJ kJ kJ 由式上面的结果得： kJ设冷却时间3.3小时，每小时移去热量497051.2/3.3=150621.58kg/h。冷却气平均比热在130时是2.9kJ/kg，冷却气温差，需冷却气量：kJ/h4.3天然气压缩系统工艺计算4.3.1基础数据进气压力：0.6MPa，本次设计取0.4MPa 出口压力：25MPa，进气温度：20， 4.3.2 压缩比压缩机的综合效率值随压缩比和吸入气体的体积而变。按照最高效率点取级数，各级的压缩比=2-4，本次设计取=4。压缩机的总压比可由下式计算： 式中 压缩机的排气压力，MPa； 压缩机的进气压力，MPa。则 级数B确定后按等压缩比原则，求得各级压缩比： 代入数据有： =3 采用4级压缩，每级压缩比为3。4.3.3 混合天然气绝热指数的确定表4.2天然气组分表及其绝热指数CH4C2H6C3H8iC4H10CO2摩尔分数98.140.570.0060.0040.63绝热指数1.3091.1981.1611.1441.304 式中 天然气摩尔百分比；组分的绝热指数；K=1.28704.3.4 压缩机排气温度的确定活塞式压缩机的排气温度可按绝热公式计算： 式中 压缩机的排气温度，K； 压缩机的进气温度，K； 压缩机的各级压缩比； 气体绝热指数。 k=1.287则 =101.3 4.3.5压缩系数Z的确定 式中 输气管平均压力，MPa。 取=P =1.0MPa，则：4.3.6排气量和进气量在压缩机排气端测得的单位时间内排出的气体体积，换算到压缩机第一级进气条件（压力、温度、湿度）下的数值称为排气量，用表示，单位为m3/min。供气量是指排出的气体按标准状态（KPa，T0=273K）计算的干燥气体的容积值。排气量与进气量的关系按下式计算： 式中 进气状态下的相对湿度； 进气温度下水的饱和蒸气压力，KPa； 标准状态大气压力，KPa； 标准状态大气温度，K； 进气压力，KPa； 进气温度，K。按我国压缩机行业习惯，=40。 已知压缩机进气压力为0.MPa，进气温度为293K，由于压缩前天然气已经脱过水，可认为=0。供气量V=80000/8*60=166.67Nm3/min。=101.325*293/(400-0)*273*166.67=0.0016m3/min。4.3.7压缩机设备选型压缩机机组的选择需要注意技术和经济性两方面的问题,尤其要注意从整站建设的角度对所选机组的经济性进行衡量。1技术方面应注意的要点(1)选择有、油润滑还是无油润滑压缩机毋庸置疑，无油润滑压缩机对气体的油污染是最小的，合理的选择应该是采用无油润滑压缩机；但由于国内自润滑材料的制约，要实现可靠性较高的无油润滑尚不成熟，从目前来讲，以可靠性为主选择有油和少油润滑压缩机，因为即使选择了无油机，由于建站标准和规范的要求，仍然需要在加气站中配置相应的干燥、分离设备，无法节省投资；相反会由于无油压缩机本身成本更高、运行费用和维修费用均高于有油润滑压缩机，而增加建站成本，甚至出现关键体填料、活塞环过早破损的情况。(2)选择水冷、风冷还是混冷压缩机这方面的选择。客观地讲，冷却方式对于压缩机而言不存在技术上的先进性差异，我们更关注的应该是哪种方式更适用。有的企业认为，水冷机组的冷却效果要好于风冷机组。但只要我们稍加分析就会发现，这种看法实际上是片面性的：CNG压缩机在国外发展已有70多年历史，从最初的水冷、风冷两种冷却方式并存，演化到现今的绝大多数为风冷，说明两个问题，第一，国外成熟的机组技术更倾向于采用风冷，排气温度不存在过高的问题；第二，国内因为最初没有引进压缩机设计技术，而是一些厂家依托自身的高压空气压缩机技术进行改进设计的，并未针对天然气介质专门进行优化选择，造成了一种先入为主的效果，同时某些厂家出于自身产品宣传的需要过分强调水冷机组的表面好处，却有意回避了水冷机组的许多不足：结垢、腐蚀、增加运行成本等。因而造成目前大多数企业对国内压缩机组选择上的一些观念误区。可以证明，即使在南方选择全风冷机组也是可行的，我们可以从热力学的角度简单分析一下这个问题。CNG压缩机的压缩介质为纯度较高的天然气(主要成分为甲烷CH4，占90以上)其压缩因子一般为129，远小于空气的1，4。这样，在压缩机设计过程中每级压缩之后排温就远比压缩空气时小，一般厂家在设计时限定每级排气温度(不经过冷却)小于160，而在实际设计中往往只有140左右，有的压缩级甚至不到100。所以，从热力学的角度讲，CNG压缩机的设计是非常保守和安全的。而且，用户们也不必要关心压缩机的每一级的排温，而只需要知道最后一级的排气温度就可以了。最后一级的排温对机组排出的压缩天然气的影响又有多大呢?用户最关心的是排气量，从热力学角度分析一下排气温度对排气量的影响：一般地，全风冷压缩机组最后一级排温高于环境温度10-12，极端一点，假设环境温度为39，那么压缩机的最终排气温度将达到51(尽管这种工况不多见，但我们可以说明一些问题)，假设同时运行的水冷机组最终排气温度为40，而其他参数的影响不计(近似计算)。针对最后一级压缩而言，适用气体过程方程： pV=mRT在排气压力p均为25MPa时，可知压缩气体容积y与排气温度r成正比，则在同样气缸工作容积下，实际压缩气体容积流量与温度r成反比，即V水冷V风冷=T风冷T水冷=(273+51)(273+40)=1035即大约仅比水冷机组40排气温度时容积流量减小35。而全风冷机组在运行、维护费用方面却较水冷机组低许多，从长远经济角度考虑，选择全风冷机组更合理。至于温度问题，一般在加气站下游均会设置高压脱水装置，该装置会完成压缩天然气大部分的终极后冷和脱水作用，与采用水冷机组时的差别实际上是十分微小的。至于混冷机组，虽然避免了水冷机组的一些弊病，但仍旧无法消除冷却水结垢、腐蚀和泄漏之后引起的一系列问题。因而也不是最合适的方式，而只是针对某些特殊情况进行的一些改进措施。所以，综合国外机组技术主流和排气温度对排气量的影响的热力学分析，我们认为，全风冷压缩机组是CNG加气站建设的首要选择，也是国际国内CNG加气站的发展趋势。加气站的建设除了应该考虑一次性设备投资，更应该注意整站的运行、维护成本。(3)压缩机排气量。加气站压缩机的排气量应该与所建CNG站需求的加气量基本匹配。一座高效率运行的加气站，气量过小无法满足加气车辆需求，气量过大则会造成机组频繁停机、起动，对压缩机设备及其他相关设备造成不必要的损害，还会影响电网中的其他用户。按5-10min为一辆汽车加气，以出租车为例，60L水容积的车载气瓶在压力20MPa状态下储气量为138m3(考虑到天然气的压缩因子)，采用加气量为300m3h的压缩机直接加气需时13830060min=276min，所以，一台300m3h的压缩机的加气站至少可以同时为两辆出租车加气。当然，实际加气时并非简单的直接加气，而应该考虑加气站气库容量以及为提高气库利用效率选择的优先顺序控制系统的良好等因素。但一台300m3h的压缩机即可满足2辆小车加气却是基本事实，过大的压缩机排量将会导致加气站压缩机的频繁起动停机，不利于机组正常工作。所以我们认为，在目前局部少数地区可以选择排量600-650m3h的压缩机，已经足够满足4辆汽车(亦即4部加气机)同时加气(这种极限状态相信在任何地区都不多见)，而更多的情况下小于600650m3h的压缩机也足以满足加气需求，不必盲目追求压缩机大排量。所以，常规站选择600650m3h的压缩机是最佳方案，有一些进气压力较低的地区选择同样功率的压缩机组也能达到500m3h以上的排气量，足够满足加气需求。对于子母站也适用同样的道理，考虑到加气站实际处理气量和车辆、转运车等综合因素，目前比较合理的母站压缩机排气量选择应该为25004500m3h，配置两台压缩机为宜。如某地油气混合站的日处理气量8000m3左右，日工作时间8h左右，单台1250m3h的压缩机已经足够完成天然气的压缩(另一台作为备机)。所以，片面追求加气站排气量将会带来投资的巨大浪费，业主们在投资建站之前一定要仔细分析站的容量，大排量压缩机在运行成本上无疑会超出小排量机组，导致浪费。在电力增容、电费、易损易耗件等方面的成本也会大大增加。4.4管线工艺计算4.4.1基本数据增压前天然气流速为12m/s 压力P=1Mpa增压后天然气流速为12m/s 压力P=27.5Mpa天然气处理量m3/s压缩因子由前面可以求得z=0.9834.4.2管径计算（1）增压前 (2) 增压后 20钢 F=0.6 所以增压前增压后增压前符合国家标准输送流体用无缝钢管GB8163选择102*4.5增压后符合现行国家标准高压锅炉用无缝钢管GB5310选择30*24.4.5阀门工艺计算4.5.1阀门的选择 减压阀是通过调节，将进口压力减至某一需要的出口压力，并依靠介质本身的能量，使出口压力自动保持稳定的阀门。从流体力学的观点看，减压阀是一个局部阻力可以变化的节流元件，即通过改变节流面积，使流速及流体的动能改变，造成不同的压力损失，从而达到减压的目的。然后依靠控制与调节系统的调节，使阀后压力的波动与弹簧力相平衡，使阀后压力在一定的误差范围内保持恒定。节流阀是通过改变节流截面或节流长度以控制流体流量的阀门。将节流阀和单向阀并联则可组合成单向节流阀。节流阀和单向节流阀是简易的流量控制阀，在定量泵液压系统中，节流阀和溢流阀配合，可组成三种节流调速系统，即进油路节流调速系统、回油路节流调速系统和旁路节流调速系统。节流阀没有流量负反馈功能，不能补偿由负载变化所造成的速度不稳定，一般仅用于负载变化不大或对速度稳定性要求不高的场合。二者区别如下：（1）.构造不同，用途不同。节流阀是控制流量，减压阀是控制压力。（2）.一般来讲，减压阀工作时的开口比节流阀小些，而且减压阀的开口大小是一直变动的，而节流阀是不变的。（3）.二者不能相互替代。4.5.2工艺计算压缩系数K=0.75 温度 K=258K增压前 压力1.8MPa =P +0.18MPa =1.0+0.18=1.18MP增压后压力P7.5MPa =1.05 P =1.05x27.5=28.875MPaG=80000/24327.9=109300 增压前 增压后4.5.3调压阀 P1阀前压力(绝),3.101325MPa;P2阀后压力(绝),1.561325MPa;d=12.3983mm4.5.4节流阀 所以为临界流体=21.6323mm4.6计量系统工艺计算4.6.1压缩天然气计量的特点（1) 天然气和其它气体一样，在标准状态下（我国为0.1Mpa 20），其质量、体积和密度存在着简单的正比例关系，亦可近似用理想状态方程处理；(2) 压缩天然气（CNG）体积和质量的关系除了与密度有关外，还受到温度、压力、以及压缩因子和气体组份等因素的影响；(3) 压缩天然气（CNG）计量时一般要换算成标准状态，还要依据温度、压力进行必要的补偿修正；()压缩天然气（CNG）的计量过程中，气体的温度和压力，尤其是压力处在不停的变化中，人工很难进行补偿修正，必须依靠自动化程度较高的在线测量系统进行；() 压缩天然气（CNG）的气体组分经常变化，引起气体密度的变化，若采用体积进行计量时，必然引起计量准确度的变化；()在售气机现场的高压状态下进行天然气密度（指标准状态下的密度）的分析测量比较困难，一般都只能近似采用长输管线末站采样计算的密度值；4.6.2高级孔板流量计的工艺计算与选型高级孔板流量计是测量流量的差压发生装置，配合各种差压计或差压变送器可测量管道中各种流体的流量。孔板流量计节流装置包括环室孔板，喷嘴等.节流装置与差压变送器配套使用，可测量液体、蒸汽、气体的流量， 孔板流量计广泛应用于石油、化工、冶金、电力、轻工等部门。孔板流量计是集流量、温度、压力检测功能于一体，并能进行温度、压力自动补偿的新一代流量计，采用先进的微机技术与微功耗新技术，功能强，结构紧凑，操作简单，使用方便。根据孔板流量计测量天然气流量SY/T6143-2004所确定选择高级孔板流量计所需要的具体参数有：1) 管道的口径（管径*壁厚）为102*4.52) 高级孔板流量计测量的介质为CNG3) 工作温度为20度4) 工作压力为25 MPA5) 工作流量为 2500m3h6) 被测介质的粘度 因此，高级孔板流量计的选型根据各项数据确定为：CNG高级孔板流量计，其管道的口径为 102*4.5，工作温度为20度，工作压力为25MPA，工作流量2500M3/H，CNG的粘度 4.7储气系统工艺计算根据储气井产业发展现状，制造安装的储气井分为两大规格：1）7储气井（井筒直径177.8mm壁厚10.36mm）系列产品（法兰式、旋塞式）；2）9-5/8储气井（井筒直径244.5mm壁厚11.05mm）系列产品（法兰式、旋塞式）； 9-5/8储气井常用规格型号及主要技术参数详见表4.3表4.3 9-5/8储气井常用规格型号及主要技术参数规格9-5/8储气井9-5/8储气井9-5/8储气井9-5/8储气井9-5/8储气井型号CQJ-02-25CQJ-03-25CQJ-04-25CQJ-4.5-25CQJ-06-25设计压力27.5MPa27.5MPa27.5MPa27.5MPa27.5MPa工作压力25MPa25MPa25MPa25MPa25MPa强度（水压）试验37.5MPa37.5MPa37.5MPa37.5MPa37.5MPa气密性试验25MPa25MPa25MPa25MPa25MPa单井井深51.5m77.25m103m116m155m单井水容积2m33m34m34.5m36m3单井储气量500Nm3750Nm31000Nm31125Nm31500Nm3井管疲劳循环次数不小于2.5104次不小于2.5104次不小于2.5104次不小于2.5104次不小于2.5104次井管管径（mm）244.5244.5244.5244.5244.5井管壁厚（mm）11.0511.0511.0511.0511.05井管钢级P110