【《LNG气化站的设计分析案例》2600字】

LNG气化站的设计分析案例目录TOC\o"1-3"\h\u10104LNG气化站的设计分析案例 1152511气化器 1319362天然气物理性质计算 344673外输管线 562964调压计量加臭装置 6LNG气化站是一个接受、储存和分配LNG的卫星站，也是城镇或燃气企业把LNG从储存站转往用户的中间调节场所，在天然气输往客户之前，必须将站内的液化天然气气化之后才能输往客户，所以气化站的是一个必须的流程。根据加热凡是、热量来源、气化量等不同因素可分为：加热气化器、环境气化器、工艺气化器三大类。目前世界上的LNG接收站常用的气化器有三种：开架式气化器、浸没燃烧式气化器和中间介质气化器。本设计的气化站属于LNG接收站站内气化站。所采用的是开架式气化器，因为本设计的地点是茂名市博贺港，充足的水源成为本设计气化站最充足的热源。而且开架式气化器的机械结构简单，运行和维护费用都很低，而且当地多年平均气温为{}，所以选择开架式气化器是非常合适的。LNG气化站工艺设备主要有储罐、气化器、调压计量加臭装置、低温泵1气化器本设计的气化能力为每日1680万方，设计约每小时525吨的气化速率的开架式气化器，气化器所选用的换热管为星型翅片的换热管。选取的气化器操作压力为10.15MPa，设计压力为12MPa，处理量为525t/h。经计算，所需总热负荷量为101204kW，在海水流速为1m/s时，所需要的海水量为19550t/h。另外本设计的设计地点是茂名市博贺新港，历史全年最低气温为3℃，海水开架式气化器可作本接收站的主要气化设备。星型换热管的传热计算：A（2-13）∆（2-14）K=（2-15）其中：ArΦ——总热负荷，WK——总传热系数，W/（㎡·℃）；∆Tm——对数平均温差，T1和T2分别为液态天然气入口温度和天然气出口温度，分别为-162℃和3℃；hih0RiR0本设计LNG气化处理工艺的温度在-162℃~3℃，海水进出口的温度为7~12℃，由于短时间能影响海水流速的因素很少，所以可视为上式子∆Tm保持不变。可知Ar的值只与总传热系数K有关，而K的值又与hi、h0、Ri和气化管段内相变膜传热系数按下式计算：h（2-16）加热管段内膜传热系数按下式计算：h（2-17）管外海水侧传热系数按下式计算：h（2-18）其中：D——为当量直径，m：k——为导热介质导热系数，2100W/（㎡·℃）；μ——为介质粘度，取1.37×ec——介质比热容，kJ/(kg·℃)，12℃的海水比热容为0.932kJ/(kg·℃)，-162摄氏度下天然气的比热容为3.384kJ/(kg·℃);v——为介质流速，m/s；ρ——为介质密度，kg/m³；经计算得总传热系数K=534.2W/（㎡·℃），在考虑10-20%的设计裕量可求得换热管单个翅片的有效换热长度最小为5.8m，所需要的换热管数为2850根。所以可选3台处理能力为200t/h的海水开架式气化器作为主要气化设备，为了应付气化高峰期，可另外设置2台处理能力200t/h浸没燃烧式气化器作为备用。海水开架式气化器如下图所示。图2-5开架式气化器示意图2天然气物理性质计算表2-11天然气的组成组分摩尔分数（%）甲烷94.47乙烷3.95丙烷0.91异丁烷0.17正丁烷0.23异戊烷0.05氮气0.22硫化氢＜0.15×10^-6总硫含量＜25mg/kg天然气物理性质按以下几个式子计算：平均分子量：M（2-19）平均密度：ρ（2-20）视临界温度：T（2-21）视临界压力：Pc（2-22）表2-12天然气物理性质计算结果组成体积分数（%）分子量（kg/mol）密度（kg/m³）视临界压力100000Pa视临界温度K甲烷94.4716.0430.717445.44190.58乙烷3.9530.071.355348.16305.42丙烷0.9144.0971.010241.94369.82异丁烷0.1758.1241.691236408.14正丁烷0.2358.1241.70337.47469.65异戊烷0.0571.1513.42633.81460.35氮气0.2228.0131.250733.49125.97混合气体10017.0750.764845.45197.75由上表可知，天然气的平均分子量为M=17.075kg/mol；平均密度ρ=0.7648kg/m³；视临界压力；Pc计算压缩因子Z：P（2-23）T（2-24）式中：PrTrP——运行工况下管道的压力，在NG通过调压系统调压之后压力一般为1.0MPa-6.5Mpa取最大值6.5MPaT——运行工况下管道中气体的温度，本设计地区的历史最高气温为37℃，则T=310.15K；经计算可得Pr=1.43；Tr天然气粘度计算：根据粘度计算公式：μ（2-25）μ——天然气的粘度，Pa·s，由《燃气输配》式（1-15）计算得μ=10.258×T——天然气的温度，取310.15KC——查《燃气输配》表1-2和表1-3计算得C=169计算得μ3外输管线本设计气化站年气化量为16800000m³/a，则Q=∆—相对密度，根据气体的状态方程算得在天然气的密度为ρ=0.0429kg/m³根据《输气管道设计与管理》式（9-17）和最佳管线管径公式：A=（2-26）D=（2-27）式中：C0T0T——工作状态下的温度，取310.15KP0λ——管道摩阻系数，为0.0116Z——天然气压缩系数，为0.91Vsmax——最大储气量，取值为日数量的20%，则P1maxP2min计算得：最优管径为：D=676.8mm；查《天然气管道输送》附表三取外径为711.0mm的天然气管道管壁壁厚：本设计的地区属于二级地区查得《输气管道工程设计规范》得F=0.5，，根据直管段壁厚设计公式：δ=（2-28）式中：δ——钢管计算壁厚，cm；P——设计压力，6.5MPa；D——钢管外径，711mm；σs——钢管最小屈服强度，本输气管道选材为S415钢，查《天然气输送工程》得σt——温度折减系数，温度小于120℃时取值为1.0；φ——焊缝系数，一般取值为1.0；计算得：δ=11.13mm；查的《天然气管道输送》附录三得管道数据如下表：表2-13高压管段管段数据外径壁厚内径管重inmminmmmm1b/ftkg/m287110.46911.9687.24137.90205.154调压计量加臭装置在气化站中，LNG经过气化器气化之后，还需要经过调压装置调压，才能实现对外稳定压力和精确的输出，同时还对输出时的流量、压强、流速等参数进行监控和计量，调压装置一般为橇装式调压装置。在天然气从气化站输往调压站后，会先进行过滤分离、计量、加臭调压之后输往用户。一般会设置两台橇装式调压装置，一台在日常运行的时候使用，另一台备用。A路调压撬A路调压撬B路调压撬上游天然气