【《某港口LNG接收站概念设计分析案例》12000字】

第2章港口LNG接收站概念设计.5罐体设计本设计的储罐是全容罐，设计全容罐需要从三个部分分别设计，分别是储罐的罐底、罐壁和浮顶。本节内容主要是介绍储罐的规格选择、选材、罐体的三个部分和保温层设计。储罐规格方案设计如下，方案一：通过选择罐径和罐高与罐体材料用量的关系选择最少材料的方案计算如下V=π（2-5）A=2πrH=2π（2-6）得：；，式中：V——内罐容积，单位为m³（由设计任务书得V=200000m³）；A——内罐表面积，单位m²；r——内罐半径，单位为m；H——内罐高度，单位为m；计算得D=2r=63.4m;H=63.4m;D/H=1，部分罐体埋藏与地下露于表面24m。方案二、查阅资料及标准确定D=84m；H=39m；D/H＞2，但方案一所用的材料最少，但是罐高h与直径D的比值太小，需要将罐体的下部分埋于地下，增加了挖土成本和施工的复杂性，和各方面的工作量，在保养储罐时也会增加一定的难度。经比较二者成本差不多，但是方案二的安全系数明显比方案二高，维修和保养储罐时也比较方便，所以选择方案二。查阅标准得，储罐公称容积为20万方，内径为84m，储罐高度为39m。参考同型号的LNG储罐，所以罐壁组装是分为13层，设计压力为1.0MPa，最高工作压力为0.8MPa。设计温度-170℃/+60℃：日蒸发率为0.05％。腐蚀裕量为1，储存物料时商品液化天然气，物料密度436kg/m³，充装系数0.9，容器为Ⅲ类。根据当地100年中的地震频率和级数设计储罐的抗震强度为8级；收集设计区域近几年的气象数据设计风压值为600Pa。1.5.1储罐结构设计本设计所选的罐体种类是全容浮顶罐，浮顶储罐主要是由罐底、罐壁、灌顶及附件几个部分组成。选材1）罐底、罐体、罐顶材料选择由于本设计的储液为LNG且LNG选择低温常压的储存方式，储罐的设计温度为-168℃，对储罐有耐低温、安全要求高、材料特殊、保温措施严格、抗震性能好、施工要求严格的要求所以所需要的钢材在低温时要有高强度、抗低温、耐磨、抗疲劳、抗冲击、抗腐蚀且需要有焊接易加工等优质性能，才能保证正常储工作时的正常运行目前超低温容器材料主要有奥氏体不锈钢、镍基合金、铝合金和9Ni钢。相对与奥氏体不锈钢和奥氏体铁-镍合金，9Ni钢成本更低，相对于铝合金，9Ni有更好的力学性能，所以06Ni9DR钢板就是一个不错的选择。表2-506Ni9DR钢化学成分（质量分数）CSiMnNiVMoPS≤0.06≤0.350.30~0.808.50~10.00≤0.01≤0.10≤0.005≤0.0022）焊接材料的选择焊接材料要选择经过热处理后在储罐的设计温度下的各性能得与储罐母材材料接近，如果采用与06Ni9DR成分相近的焊接材料，在焊接之后，经过热处理后一般材料的韧性和许用应力都会下降许多。所以应该选用奥氏体型的镍合金焊条，这种焊条含镍量较高，焊接之后的焊缝强度不会比母材料差或者可能会略微比母材差，而且焊接之后的形成的焊缝低温韧性也比较强。所以在本接收站的储罐设计中所选材料为焊条E-NiCrMo-6；焊丝ER-NiCrM-4;焊剂Marathon1044。焊接方法和焊接电源如下表。表2-6焊接方法与电源信息焊接方法设备名称型号生产厂家交流焊条电弧焊交流方波脉冲电弧焊WSME630上海威特力埋弧焊交流埋弧横焊机PowerWaveAC/DC1000LINC0N2、罐底设计罐底的设计主要设计的是中幅板和边缘板，本设计边缘板和中幅板厚度均为10mm；边缘板宽为1.5m，长为8.5m；中幅板宽为1.8m，长为11m。一般储罐罐底板的排版方式为尺板横竖相间的条形排列方式，中幅板由中心向四周对称排列，这样可以使得罐底排版对称。有利于在焊接时均匀分配焊工，实现尽可能等速、同步施工，这样的焊接方式可以有效的防止储罐在焊接时因应力集中产生形变。罐底板的接头形式主要有对接和搭接。罐底中幅板使用带状条形的方式排版，边缘板使用弓形边缘板。幅板和边缘板的拼接均采用对接的接头形式，全焊透。图2-4中幅板排版表2-7中幅板的最小公称厚度储罐内径，mD≤10D＞10中幅板最小公称厚度，mm5103、罐底设计罐壁的壁厚计算采用定点设计法，在每层罐壁板下端以上0.3m处的静液压力为基准，作为该层罐壁板的设计压力。计算出充水实验条件下，与储液条件下（LNG）的设计厚度，同一高度取最大值，则为该高度下的设计厚度。操作工况下：（2-7）试水工况下：（2-8）TTd——按储液条件确定的设计厚度，mm；Ttρ——储存液体的密度，kg/m³；HiD——储罐内径；σ——设计温度下的许用应力，MPa；φ——焊缝系数，底圈壁板取0.85，其他各圈板取0.9；C1C2计算结果如下：表2-8罐壁计算结果层数高度（m）计算结果（Tdmm）计算结果（Ttmm）比较结果（Timm）132435.535.526223333392030.530.54121928285151725.525.56181523237211320.520.58241117.517.5927914.514.51030711.511.51133699123647.57.51339255查设计规范《石油化工立式圆筒形钢制焊接储罐》表5.3.2可得，储罐内径大于75m时储罐壁不得小于12mm。则10~13层所用的钢板厚度为12mm。4、浮顶设计为确保储罐在投产后的安全工作，将浮顶支承与罐底板上，总承重能力应该大于浮顶自身能力和额外1.2kPa的附加载荷。双盘式浮顶须配备紧急导流管，当浮顶在其最高部位与最低高度之间上浮后，浮顶罐内的所有部分、包括浮顶、罐壁、量油导向管以及浮顶支架等都不能被破坏。要确保浮顶与液面的接触面要平整和水平。在浮顶下降到与液面接触时不能只接触一部分，要保证全面接触。保冷层设计对于低温储罐来讲，保冷层设计的合不合理对于BOG产生量有着直接的关系，选择合适的保冷层材料和厚度可以有效减少储罐的日常蒸发率，本设计采用型号为HLB800的泡沫玻璃作为保温材料，密度为120kg/m³。保冷层的厚度确定用下列公式：δ=(2-9)式中：δ——保冷层计算厚度，mλ——使用保冷层的传热系数，0.03W/(m·℃)TsTfTaα——保温层与空气的热交换系数，W/(㎡·℃)一般取8-9，本设计取8根据上式计算，得δ=0.143m所以保温层的厚度取150mm；另外再设置25mm的混凝土层。由于当地降水特点，罐底的保冷设施需要设置防水层，需要依次保冷层下层设置2mm以上的防水油毡，和60mm密实混凝土层，最后再使用80mm的厚混凝土覆盖。1.5.2罐区防火间距和防火堤设计由《石油化工设计防火标准》表7.1.4，如下表表2-9LNG罐区内防火间距单容罐组（m³）储罐之间的防火间距（m）≤1001.0D＞1000.5D由设计规范结合本设计的储罐的最大外径得知本设计储罐罐区的防火间距为0.5D=0.5×84=42米1.6管道设计本设计的主要管道有卸料臂管线、总卸料管线、低压泵-再冷凝器管线、再冷凝器-高压泵管线、LNG储罐-高压泵管线、高压泵回流管线、气返管线等。1）卸料管壁管线：首先总卸料管线由管径选择公式：D（2-10）式中：D——所选的管径，mm；Q——业务流量，m³/h（取4000m³/h）；v——设计流速，m/s（取5m/s）得：D=0.532m2）总卸料管线：本设计任务书的取12000m³/h由式（2-10）得D=0.921m3）低压泵-再冷凝管线在非卸船工况下，储罐产生的BOG只通过压缩机C-1101输往低压官网此时罐中产生的蒸发气可用下式计算：M=A（2-11）式中，M2A——LNG储罐日蒸发系数，本设计取0.05%；ρ——LNG相对平衡密度，贫液为434.2kg/m³，富液为469.4kg/m³；VeN——接收站储罐数量，2台。可计算得：富液BOG量：M贫液BOG量：M通常BOG的密度为1.81kg/m³可算得最多BOG产量为Q=1.81×3911.7=2161.2m³/h根据经济流速选管径公式：D（2-12）式中：QmaxV0计算得：D=0.391m4）再冷凝器-高压泵管线在冷凝器冷凝速率最大时BOG冷凝产生的LNG为3911.7kg/hQ经济流速取1.5m/s计算得：D=0.039m经计计算后管径设计选择如下表：表2-10各段管参数管线管线的壁厚（mm）管线的内径（mm）保温层的厚度（mm）卸料臂管线7.9543.2150总卸料管线9.5946.0150低压泵-再冷凝器6.4393.6150再冷凝器-高压泵7.9695.2160高压泵回流管线5.2313.5160气返管线7.9695.21601.6LNG气化站LNG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1.6.1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

1.6.2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μ1.6.3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/m287110.46911.9687.24137.90205.151.6.4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调压外输B路调压撬图2-5调压装置示意图本设计的附属气化站每小时气化量为700000m