低温气体排放汽化热平衡设计计算书

×××能源工程技术有限公司低温气体排放汽化热平衡设计计算书——LNG气化站储罐蒸发气（BOG）放空汽化系统──────────────────────────────────────────项目名称：LNG气化站工程子项名称：储罐蒸发气（BOG）放空汽化系统储罐规格：2×150m³立式真空绝热LNG储罐文件编号：CALC-LNG-2026-011设计阶段：施工图设计文件类型：设计计算书──────────────────────────────────────────编制：____________日期：____________审核：____________日期：____________批准：____________日期：____________二〇二六年十一月

目录TOC\z\o"1-3"\u\h1总则 11.1编制目的 11.2设计范围 11.3编制依据 11.4设计基础数据 21.5计算原则 22设计输入条件 32.1排放介质与组成 32.2介质主要热物性参数 32.3环境与气象条件 32.4设计工况划分 43计算模型与基本假设 43.1物理模型 43.2热平衡方程 53.3基本假设 53.4主要符号说明 64低温气体排放量与热平衡计算 64.1储罐绝热漏热与静态蒸发率校核 64.2排放气流量换算 74.3低温排放气汽化（复温）热负荷 74.4沿程冷损失 84.5汽化器设计热负荷 85放空汽化器传热计算 85.1对数平均温差 85.2总传热系数 95.3所需换热面积 95.4管束配置 105.5变工况校核 106排放管系水力计算 116.1管径与流速 116.2雷诺数与摩擦系数 116.3管系阻力与排放背压校核 127安全核验 127.1储罐超压泄放能力核算 127.2排放管壁厚与强度校核 137.3低温材料韧性核验 137.4防火间距与排放口布置 147.5静电防护与可燃气体检测 147.6保冷与绝热 148结果分析与敏感性分析 148.1计算结果汇总 148.2敏感性分析 158.3与规范限值对比 169工程指导意义 169.1设计与选型建议 169.2运行与维护建议 179.3节能与优化方向 1710结论 17免责声明 18PAGE211总则1.1编制目的低温液体储罐在运行过程中，外界热量通过罐体绝热结构持续传入罐内，使部分低温液体汽化形成蒸发气（Boil-OffGas，BOG）。当储罐压力接近安全阀整定压力或系统需要放空时，低温排放气若不经复温直接排入大气，会因温度过低导致排放管道与管口附件产生冷脆风险，并因低温重气在地面或低洼处积聚而形成可燃气云。为此，需在排放管路上设置放空汽化（复温）装置，将低温排放气加热至安全温度后再行排放。本计算书针对LNG气化站低温储罐区BOG放空系统，开展低温气体排放汽化过程的热平衡设计计算，确定放空汽化器的设计热负荷、所需换热面积与管束配置，校核排放管系的流动阻力与排放背压、储罐的超压泄放能力以及低温材料适应性，并对计算结果进行敏感性分析与工程适用性评价，为设备选型、管道设计与安全设施配置提供定量设计依据。1.2设计范围本计算书适用于2×150m³立式真空绝热LNG储罐配套的BOG放空汽化系统，设计范围包括以下内容：（1）储罐绝热漏热计算与静态蒸发率校核；（2）低温排放气流量换算与汽化（复温）热负荷计算；（3）空温式放空汽化器传热计算、管束配置与变工况校核；（4）排放管系水力计算与排放背压校核；（5）储罐超压泄放能力、低温材料韧性及安全防护核验；（6）计算结果汇总、敏感性分析及工程指导建议。1.3编制依据本计算书依据下列现行有效的国家标准、行业标准及安全技术规范编制，标准清单见表1-1。表1-1主要设计依据一览表序号标准／规范编号标准名称1GB51156—2015液化天然气接收站工程设计规范2GB/T18442.1—2019固定式真空绝热深冷压力容器第1部分：总则3GB/T18442.2—2019固定式真空绝热深冷压力容器第2部分：材料4GB/T18442.6—2019固定式真空绝热深冷压力容器第6部分：安全防护5GB/T18443.5—2010真空绝热深冷设备性能试验方法第5部分：静态蒸发率测量6GB/T150.1～150.4—2024压力容器7GB/T20801.1—2025压力管道规范工业管道第1部分：总则8TSG21—2016固定式压力容器安全技术监察规程（含第1号修改单）9GB50160—2008（2018年版）石油化工企业设计防火标准10GB50016—2014（2018年版）建筑设计防火规范11GB50028—2006（2020年版）城镇燃气设计规范1.4设计基础数据本计算书采用的主要设计基础数据见表1-2。设计基础资料由建设单位与设备供货方确认后提供，计算中未另行假定。表1-2设计基础数据表序号参数名称符号单位数值备注1储罐数量n台2立式、真空粉末绝热2单罐有效容积Veffm³142.5几何容积150m³，充装系数0.953储罐设计压力pMPa(G)0.8最高允许工作压力0.8MPa4储罐工作压力pwMPa(G)≤0.6正常运行区间5储罐设计温度Td℃−196内容器6储罐正常工作温度Tw℃−162饱和状态7排放气设计处理量qNNm³/h400标准状态0℃、101.325kPa8排放管公称直径DNmm50外径57mm，内径53mm9排放管计算长度Lm60储罐至汽化器及至放空管口10冬季最冷月平均温度ta℃−10设计控制工况1.5计算原则（1）以最不利工况作为控制工况。综合考虑冬季最冷月平均温度、介质带液与结霜降额等因素，取三者叠加的工况作为换热面积的控制工况。（2）热量平衡以稳态为基准。排放过程视作连续稳态工况，忽略罐内液位变化对漏热量的影响，忽略放空过程的动态压力波动。（3）单位与符号统一。计算采用国际单位制（SI），温度以摄氏度（℃）为工程单位，绝对压力以MPa(A)或kPa(A)表示，标况体积以0℃、101.325kPa为基准。（4）物性参数取值。介质物性按多组分摩尔分数加权取值，压缩因子按对应状态原理确定，气侧传热系数按自然对流工况取保守值。2设计输入条件2.1排放介质与组成放空气为LNG储罐蒸发气，以甲烷为主，含少量乙烷与氮气。按储罐内介质组成折算，排放气各组分的摩尔分数见表2-1。表2-1排放气组成（摩尔分数）组分CH₄C₂H₆N₂合计摩尔分数/%96.03.01.0100.02.2介质主要热物性参数排放气及LNG的主要热物性参数取值见表2-2，其中排放气口平均温度按−80℃取气侧平均比热，压缩因子按0.7MPa、−155℃工况由对应状态法确定。表2-2介质主要热物性参数表参数名称符号单位数值取值依据LNG密度ρLkg/m³456.5−162℃实测组分汽化潜热rkJ/kg510.0常压饱和状态排放气标况密度ρNkg/Nm³0.73970℃、101.325kPa，按M/22.414计算排放气定压比热cpkJ/(kg·K)2.20−80℃平均温度绝热指数k—1.31低温工况平均摩尔质量Mkg/kmol16.58按组分加权压缩因子Z—0.850.7MPa、−155℃动力黏度μPa·s8.0×10⁻⁶−155℃气相2.3环境与气象条件站址气象条件按表2-3取值，其中冬季最冷月平均温度作为空温式汽化器的设计环境温度，极端最低温度用于确定电辅热装置的配置容量。表2-3环境与气象条件序号参数名称单位数值1冬季最冷月平均温度℃−102极端最低温度℃−203夏季极端最高温度℃354月平均相对湿度%655年平均风速m/s2.56抗震设防烈度度72.4设计工况划分根据排放源与排放量的不同，将排放工况划分为正常排放、卸车工况与事故排放三类，见表2-4。其中事故排放量最大，作为排放管系与汽化器的设计处理能力；卸车工况作为运行调节工况。表2-4设计工况划分表工况排放来源排放量/(Nm³/h)控制要求正常排放储罐日蒸发气20复温至不低于−20℃后放空卸车工况槽车卸车置换气240复温后放空，必要时回收事故排放超压泄放（安全阀／放空阀）400强制复温后放空，入口不结霜3计算模型与基本假设3.1物理模型低温排放气自储罐气相空间引出，经保冷排放管进入空温式放空汽化器，在翅片管内被管外环境空气加热而复温，随后经放空立管排入大气。系统热平衡边界如图3-1所示：空气向汽化器放入热量Φair，排放气吸收显热Φs与汽化潜热Φl（含液工况），管道与设备向环境散热形成冷损失Φloss。图3-1低温排放气汽化系统热平衡边界示意图3.2热平衡方程对汽化器建立稳态热平衡，进入系统的热量与离开系统的热量之差为零，即空气放热量等于排放气吸热量与系统冷损失之和，如式（3-1）所示。 Φair式中：Φair为空气放热功率，kW；Φgas为排放气吸热功率，kW；Φloss为系统冷损失功率，kW。3.3基本假设为使计算模型在工程精度内可解，作出如下假设：（1）排放气在汽化器内作一维稳态流动，流量沿程不变，忽略管内压力波动对物性的影响；（2）考虑到实际排放过程中可能存在微量液滴夹带，按3%质量分数带液工况计算汽化潜热，作为安全储备；（3）环境空气温度沿翅片管高度均匀，空气侧按自然对流考虑，风速修正通过传热系数取值体现；（4）冬季在高湿条件下翅片表面结霜形成附加热阻，通过传热系数折减计入；（5）放空汽化器按纯逆流换热处理，温差修正系数取1.0；（6）排放管道冷损失按单位长度冷损失乘计算长度估算，忽略管件局部附加冷损。3.4主要符号说明本计算书使用的主要符号及其含义见表3-1。表3-1主要符号说明表符号含义单位符号含义单位BOR静态蒸发率%/dK总传热系数W/(m²·K)Veff有效容积m³ΔTm对数平均温差KΦleak储罐漏热功率kWA所需换热面积m²qV工况体积流量m³/hAe实配换热面积m²ṁ质量流量kg/sN翅片管数量根Φt总热负荷kWRe雷诺数—Φd设计热负荷kWΔp管系阻力kPa4低温气体排放量与热平衡计算4.1储罐绝热漏热与静态蒸发率校核静态蒸发率是衡量真空绝热深冷容器保冷性能的核心指标，定义为容器盛装低温液体静置达到热平衡后，24h内自然蒸发损失的液体质量与有效容积下液体质量之比，如式（4-1）所示。 BOR=m式中：BOR为静态蒸发率，%/d；me为24h自然蒸发液体质量，kg；ρL为低温液体密度，kg/m³；Veff为容器有效容积，m³。取设计静态蒸发率BOR=0.20%/d，LNG密度ρL=456.5kg/m³，单罐有效容积Veff=142.5m³，则由式（4-2）可得单罐日蒸发质量。 me代入数据计算得：me=0.002×456.5×142.5=130.1kg/d。日蒸发质量所对应的吸热量即为储罐的绝热漏热功率，按式（4-3）计算。 Φleak式中：Φleak为漏热功率，kW；r为汽化潜热，kJ/kg；t为时间，取86400s。代入数据可得单罐漏热功率Φleak=130.1×510÷86400=0.768kW，两台储罐合计漏热约1.54kW。按罐体绝热外表面面积At=207m²折算，单位面积漏热量按式（4-4）计算。 q=Φ代入计算得q=768÷207=3.71W/m²，处于真空粉末绝热结构3～6W/m²的合理区间，表明静态蒸发率取值与储罐绝热性能相匹配，计算结果可信。4.2排放气流量换算设计处理量以标准状态体积流量给出，需按理想气体状态方程并计入压缩因子，换算为汽化器进口工况下的体积流量，如式（4-5）所示。 qV取标准状态pN=101.325kPa、TN=273.15K，进口工况p1=701.3kPa(A)、T1=118.15K（−155℃），压缩因子Z=0.85。代入式（4-5）得qV=400×(101.325÷701.3)×(118.15÷273.15)×0.85=21.25m³/h。排放气质量流量按式（4-6）计算。 m=代入得ṁ=400×0.7397÷3600=0.0822kg/s，即295.9kg/h。据此可换算工况密度ρ1=0.0822÷(21.25÷3600)=13.93kg/m³，与按对比状态法推算的13.9kg/m³基本一致。4.3低温排放气汽化（复温）热负荷化器进口温度按−155℃计，出口温度设计取值−18℃，温升137K。排放气吸热由气态显热与可能夹带液滴的汽化潜热两部分构成。气态显热负荷按式（4-7）计算。 Φs代入数据得Φs=0.0822×2.20×(−18+155)=24.78kW。考虑排放过程中可能存在3%质量分数的液滴夹带，其汽化所需潜热按式（4-8）计算。 Φl代入数据得Φl=0.0822×0.03×510=1.26kW。需要说明的是，带液工况属于安全储备工况。当排放气为饱和气体且不带液时，该项热负荷为零，汽化器实际热负荷将低于设计值，换热面积具有相应富余。4.4沿程冷损失低温排放管道采用真空绝热（或高真空多层）保冷结构，单位长度冷损失按25W/m估算，管道计算长度60m，冷损失按式（4-9）计算。 Φloss代入数据得Φloss=25×60÷1000=1.50kW。该部分冷损失由汽化器承担，计入总热负荷。4.5汽化器设计热负荷汽化器总热负荷为气态显热、汽化潜热与沿程冷损失之和，按式（4-10）计算。 Φt代入数据得Φt=24.78+1.26+1.50=27.53kW。考虑介质组分波动、环境条件偏差与结霜等因素的影响，取热负荷附加系数km=0.15，设计热负荷按式（4-11）确定。 Φd代入数据得Φd=1.15×27.53=31.66kW。该值为空温式放空汽化器的设计热负荷。5放空汽化器传热计算5.1对数平均温差放空汽化器按逆流换热计算，热流体为环境空气（进口−10℃、出口−16℃），冷流体为低温排放气（进口−155℃、出口−18℃）。两端温差分别为ΔT1=8K（空气进口与排放气出口之差）与ΔT2=139K（空气出口与排放气进口之差），对数平均温差按式（5-1）计算。 ΔT代入数据得ΔTm=(139−8)÷ln(139÷8)=45.88K。由于两端温差之比大于2，必须采用对数平均温差而不能以算术平均温差代替，否则将高估传热推动力、导致换热面积偏小。5.2总传热系数以翅片管外表面为基准面，总传热系数由管内对流热阻、管壁导热热阻、霜层热阻及管外空气侧（含翅片）换热热阻串联构成，按式（5-2）计算。 1K式中：Ao／Ai为管外与管内表面积之比；hi为管内对流换热系数，W/(m²·K)；Rw为管壁导热热阻，m²·K/W；Rf为霜层热阻，m²·K/W；ho为管外空气侧对流换热系数，W/(m²·K)；ηo为翅片总效率。冬季结霜工况下各分项热阻的取值见表5-1，综合计算得以翅片管外表面为基准的总传热系数K=6.5W/(m²·K)。表5-1结霜工况下总传热系数分项热阻序号热阻分项计算式取值/(m²·K/W)1管内对流热阻Ao/(Ai·hi)0.03002管壁导热热阻Rw0.00103霜层热阻Rf0.02004管外空气侧热阻1/(ho·ηo)0.10295合计1/K0.15395.3所需换热面积所需换热面积按传热方程（5-3）计算。 A=Φ代入数据得A=31663÷(6.5×45.88)=106.2m²。5.4管束配置空温式放空汽化器采用φ160mm、8翅太阳花型翅片管，单根有效换热长度3.6m，单根翅片管按管外壁面与翅片展开面积计的有效换热面积A1=4.05m²。所需管数按式（5-4）计算。 N=A代入数据得N=106.2÷4.05=26.2根。考虑管束排列的对称性与运行备用要求，圆整取28根，实配换热面积Ae=28×4.05=113.4m²，面积裕量约6.8%。5.5变工况校核实配管束在不同环境温度下的实际换热能力按式（5-5）计算，其中传热系数与温差均随环境温度变化。 Φc以设计环境温度−10℃为例，将Ae与K代入并求解排放气出口温度，可得出口温度约-14.1℃，高于控制限值−20℃，满足安全排放要求。各典型环境温度下的校核结果见表5-2。表5-2典型环境温度下汽化器运行工况校核环境温度/℃传热系数/(W/(m²·K))排放气出口温度/℃是否满足≥−20℃-206.50-24.0不满足，需投用电辅热-106.50-14.1满足07.25-2.8满足108.758.7满足209.5019.1满足359.5034.1满足由表5-2可见，随着环境温度升高，传热温差与传热系数同步增大，出口温度显著上升；环境温度降至−10℃以下时，出口温度逐步逼近控制限值。当环境温度低于约−16℃时，出口温度低于−20℃，需投用电辅热装置，电辅热容量按5.0kW配置，可覆盖极端最低温度−20℃工况并留有余量。图5-1汽化器出口温度随环境温度变化关系曲线6排放管系水力计算6.1管径与流速排放管内径d=0.053m，流通面积Af=πd²／4=2.206×10⁻³m²。管内实际流速按式（6-1）计算。 v=4代入数据得v=4×(21.25÷3600)÷(π×0.053²)=2.68m/s。低温可燃气体的允许流速一般不超过20m/s，实际流速远低于限值，管径选择留有充分富余，有利于降低噪声与振动。6.2雷诺数与摩擦系数按进口工况密度ρ1=13.94kg/m³、动力黏度μ=8.0×10⁻⁶Pa·s，雷诺数按式（6-2）计算。 Re=ρvd代入数据得Re=13.94×2.68×0.053÷(8.0×10⁻⁶)=2.47e+05，流动处于充分湍流区。摩擦阻力系数按布拉修斯公式（6-3）计算。 λ=0.3164Re代入数据得λ=0.3164×(2.47e+05)^(−0.25)=0.01419。6.3管系阻力与排放背压校核排放管系总阻力由沿程阻力与局部阻力构成，按式（6-4）计算，管道计算长度L=60m，弯头、阀门与管件局部阻力系数之和Σζ取5.0。 Δp=λ管内动压ρv²／2=13.94×2.68²÷2=49.84Pa，代入式（6-4）得总阻力Δp=1050Pa≈1.05kPa。该阻力仅相当于储罐工作压力（0.6MPa）的0.18%，排放背压可忽略不计，不会影响储罐的正常放空能力。同时，放空管口背压远低于临界压力比对应的临界压力，排放过程处于临界流动状态，详见第7章。7安全核验7.1储罐超压泄放能力核算储罐顶部设置弹簧直接载荷式安全阀，整定压力取0.75MPa(G)，泄放压力按式（7-4）确定。 p1式中：ps为整定压力，取0.75MPa(G)；Δpo为允许超压，非火灾工况取10%；pa为当地大气压，取0.101325MPa。代入得p1=0.75×1.10+0.101325=0.9263MPa(A)=926.3kPa(A)。按APISTD520规定，气体泄放系数的计算按式（7-1）进行。 C=0.03948k取绝热指数k=1.31，代入得C=0.03948×√[1.31×(2÷2.31)^(2.31÷0.31)]=0.026415。事故工况下安全阀的泄放量按500kg/h考虑，所需最小泄放面积按式（7-2）计算。 As式中：W为泄放量，kg/h；Kd为有效排放系数，取0.975；Kb为背压修正系数，取1.0；Kc为爆破片修正系数，取1.0；T为泄放温度，取118.15K；Z为压缩因子，取0.85；M为摩尔质量，取16.58kg/kmol。代入数据得As=500÷(0.026414×0.975×926.3×1.0×1.0)×√(118.15×0.85÷16.58)=51.58mm²。选用喉径d=12mm的安全阀，其喉部面积为113.1mm²，为所需面积的2.2倍，泄放能力满足要求。临界压力比按式（7-3）校核。 pcf代入数据得pcf／p1=(2÷2.31)^(1.31÷0.31)=0.5439，临界压力pcf=0.5439×926.3=503.9kPa(A)，远高于排放背压101.325kPa(A)，泄放过程处于临界流动状态，安全阀按临界流量计算是正确的。7.2排放管壁厚与强度校核低温排放管按内压管道进行壁厚校核，计算壁厚按式（7-5）确定。 δ=p式中：pc为计算压力，取0.8MPa；Di为管子内径，取53mm；[σ]t为设计温度下材料许用应力，S30408在−196℃下取137MPa；φ为焊缝系数，取1.0（无缝管）；C为厚度附加量，取0.5mm。代入计算得计算壁厚δ=0.8×53÷(2×137×1.0−0.8)+0.5=0.66mm。排放管选用φ57×3mm无缝不锈钢管，名义壁厚3mm远大于计算壁厚，强度满足要求，且具备良好的抗低温工况适应性。7.3低温材料韧性核验排放管道、汽化器管束及管件材料均选用奥氏体不锈钢S30408（06Cr19Ni10），其最低允许使用温度为−196℃，低于设计温度−196℃与工作温度−155℃，材质适用性满足要求。按GB/T150.2—2024与GB/T18442.2—2019的规定，S30408在低温工况下应进行−196℃夏比V型缺口冲击试验，三个试样的冲击吸收能量平均值不低于27J。管道焊缝应按NB/T47013进行100%射线检测，合格级别不低于Ⅱ级。低温法兰、螺栓与螺母分别选用A320L7与A1947，螺栓紧固应在冷态下按对角顺序分次进行。7.4防火间距与排放口布置按GB51156—2015第5.9节"火炬和排放"及GB50160—2008（2018年版）总平面布置的相关要求，放空管口应布置在站区全年最小频率风向的上风侧，并避开人员集中区域与主要交通道路。本工程放空管口中心标高取15m，高出8m范围内建筑物顶面2m以上，与储罐、槽车装卸区及站内主要道路的距离分别不小于50m与15m，并设置阻火器与防雷接地装置，接地电阻不大于10Ω。排放口管段设放空消声器，控制排放噪声不高于85dB(A)。7.5静电防护与可燃气体检测低温排放气在管内高速流动易产生静电积聚，排放管道及汽化器管束应进行等电位连接并可靠接地，法兰连接处设置跨接线，接地电阻不大于10Ω。在放空管口、汽化器区域及储罐区设置固定式可燃气体检测报警器，报警设定值取爆炸下限的25%（低限报警）与50%（高限报警），并联锁启动事故通风与紧急切断。7.6保冷与绝热低温排放管采用真空绝热或高真空多层绝热结构，管道外表面应设置防潮层与保护层。保冷层厚度按防结露计算确定，管道外表面温度应高于环境露点温度1～2K。放空汽化器管束在冬季高湿条件下会结霜，设计已按结霜降额计入传热系数折减，运行中可通过轮换投用（多台并联交替除霜）控制结霜影响。8结果分析与敏感性分析8.1计算结果汇总本计算书的主要计算结果汇总见表8-1。表8-1设计计算结果汇总表序号计算项目符号数值单位1单罐静态蒸发漏热功率Φleak0.77kW2单位面积漏热量q3.71W/m²3排放气质量流量ṁ0.0822kg/s4工况体积流量qV21.25m³/h5气态显热负荷Φs24.78kW6汽化潜热负荷（3%带液）Φl1.26kW7沿程冷损失Φloss1.50kW8汽化器总热负荷Φt27.53kW9设计热负荷（含15%裕量）Φd31.66kW10对数平均温差ΔTm45.88K11总传热系数K6.50W/(m²·K)12所需换热面积A106.2m²13实配翅片管数量N28根14实配换热面积Ae113.4m²15设计工况排放气出口温度tg2-14.1℃16管内流速v2.68m/s17管系总阻力Δp1.05kPa18安全阀所需泄放面积As51.58mm²8.2敏感性分析为考察关键输入参数波动对计算结果的影响程度，采用相对灵敏度按式（8-1）进行评价。 Sx式中：Sx为参数x的相对灵敏度；Φt为汽化器总热负荷，kW。灵敏度绝对值越大，表明该参数对结果的影响越显著。主要参数的敏感性分析结果见表8-2。表8-2主要参数敏感性分析参数基准值变化幅度热负荷变化灵敏度Sx影响评价排放气流量400Nm³/h±20%±20.0%1.00线性影响，最敏感进口气温度−155℃±10K±2.9%0.29较敏感带液质量分数3%0→5%+3.6%0.15一般汽化潜热510kJ/kg±5%±0.4%0.09不敏感环境温度−10℃−20→0℃+12.6%—影响换热能力传热系数6.5W/(m²·K)±20%±20.0%（面积）—影响面积配置由表8-2可以看出，排放气流量与总传热系数对换热面积的影响最为直接，二者近似呈线性关系；进口气温度的影响次之；带液率与汽化潜热的影响相对有限。因此，在设备选型与运行管理中，应重点保证排放量的准确统计与翅片管表面清洁、除霜及时，以维持传热系数稳定。环境温度对汽化器运行工况的影响已在5.5节通过变工况校核定量给出：环境温度由−20℃升高至35℃时，出口温度由−23.9℃升至34.3℃，运行区间跨越设计控制限值，说明本系统在冬季低温时段必须投用电辅热予以保障，变工况关系详见图5-1。8.3与规范限值对比计算结果与相关标准规范限值的对比见表8-3。表8-3计算结果与规范限值对比表核验项目规范／设计限值计算结果结论静态蒸发率≤0.30%/d0.20%/d满足排放气出口温度≥−20℃-14.1℃（设计工况）满足管内流速≤20m/s2.68m/s满足管系阻力≤5%工作压力1.05kPa（0.17%）满足安全阀泄放面积≥51.6mm²113.1mm²满足低温材料使用温度≥−196℃−155℃（工作）满足临界流动判据pcf>p2504kPa>101.3kPa满足9工程指导意义9.1设计与选型建议（1）放空汽化器按28根φ160mm／8翅／3.6m翅片管配置，实配换热面积113.4m²，面积裕量约12%，可在环境温度不低于−16℃的条件下独立满足排放要求。（2）应同步配置容量不小于5.0kW的电辅热（或水浴式）复热装置，与空温式汽化器串联设置，用于极端低温工况与冬季夜间连续排放工况，保证排放气出口温度始终不低于−20℃。（3）排放管公称直径DN50的流速仅2.67m/s、阻力1.05kPa，管径富余量较大；若后续扩容改造，在排放量增加不超过3倍的范围内无需更换管径。（4）空温式汽化器应布置在通风良好的开阔区域，与储罐、建筑物保持不小于5m的间距，多台并联时应避免相互遮挡，以维持良好的自然对流条件。9.2