低温存储罐（精选7篇）
低温存储罐 篇1
从整个LNG生产链的过程来看, LNG储罐是接收站的重要储存设施, 不管是从他的设计和建设还是技术方面对其要求都是比较严格的。LNG低温存储罐直接关乎液化天然气接收站的接收、天然气的外输、接收站的投资和接收站的经济性运行。所以对于大型LNG低温存储罐的安全性能和经济性能进行研究是很有必要和意义的。
一、LNG低温存储罐
LNG, 即液化天然气。众所周知, 天然气的主要成分是甲烷, 常压下气态的天然气在冷却至—162℃的时候凝结为液体。液化天然气以其节约存储空间、高性能、大热值等优点被各行各业所亲睐。
LNG常压低温储罐是比较普遍的一种储罐方式, 它是将天然气的温度降低到沸点以下, 但是储罐操作压力稍高于常压, 以这样的储存方式可以大大降低LNG储罐罐壁的厚度, 使之安全性能大大提高。所以, 优异的保冷性和良好的低温性能是对LNG储罐的硬性要求。因为是低温储存的, 如若发生意外, 被冷藏的液体会大量的挥发, 气化量大约是原来冷藏状态下的300倍, 在大气下会形成自动引爆的气团, 所以为了有效防止LNG外漏, 储罐采用双层壁结构, 采用双层封栏, 确保储罐的绝对安全, 这双层储壁外层是由碳钢或者预应力混凝土构成, 内层是由含9%的镍的合金钢构成。壁顶的悬挂式绝热支撑平台是铝制做成的, 碳钢或者混凝土制成罐顶。膨胀的珍珠岩、泡沫玻璃砖、弹性玻璃纤维共同组成了罐内的绝热材料。罐底的保冷材料需要有足够的承压能力。LNG的储罐量随着时代的发展现在已经扩大到160000m3, 但是这一容量与日本的现阶段的容量200000m3相比还是小之又小的。
二、大型LNG低温存储罐安全保障设计
(一) 一般LNG低温存储罐安全性能要求
储罐外面的温度会直接影响和作用LNG储罐, 所以为了LNG的安全保证其防火性能, LNG储罐的布置会根据储罐的体积合理的确定其安全间距。美国防火协会标准NFPA59A对于储罐的战区建筑和围堰墙之间的最小水平净距进行了规定, 具体规定如图1。
首先, 储罐建造的位置应该尽量的不要建在易燃物是放得下风向。一般安装在工艺装置系统比较远的地方。而离储罐围堰比较近的地方应该根据热源的危害布置设计一些影响较小的建筑, 比如说消防水池及废水收集池等等。
设置围堰的主要作用是将一定的内罐泄漏而流出的液体容纳起来防止泄漏范围的扩张。一般情况下, 单容罐和围堰之间的距离要比储罐的最高液位和围堰高度之差再与液面上蒸汽压的当量压头之和的值要大于或者等于, 这样的作用就是保证围堰在储罐发生泄漏的时候有足够的空间容纳泄漏液体。围堰的作用这么大, 在设计的时候就应该注意以下几点:1) 制造围堰的材料必须能够对于温度骤冷的变化有足够的承受能力;2) 围堰能够对所能预计的自然力和火灾的影响有足够的承受力;3) 对于拦蓄的LNG全部静水压头有足够的承受强度;4) 建造围堰及罐区场平的材料需选用热导率较小的材料。所以, 一般情况下, 围堰采用的材料是钢筋混凝土。
在材料的选择上, 为了保证LNG储罐的安全, , 在选用材料的时候应该考虑以下几个因素:1) 零下196摄氏度到常温之间的前度;2) 是该温度范围内有足够的韧性和塑性;3) 金相结构很稳定;4) 良好的加工性和焊接性;5) 易采购, 价格低;6) 适合低温的物理性能。目前储罐的主要材料是国产06Ni9钢、ASTM A553Type I以及奥氏体不锈钢0Cr18Ni9Ti等。一般LNG储罐的内罐材料是奥氏体不锈钢, 大型的LNG储罐选用的是9Ni材料。奥氏体不锈钢, 随着温度的降低其屈服强度、弹性极限、抗拉强度和硬度而逐渐增强, 冲击值随着温度的降低而降低, 它的晶体结构是面心晶格结构, 这种结构不存在脆性转变温度, 尽管在低温下也能保证其足够的韧性和塑性。镍, 作为强奥氏体化元素的主要元素, 镍含量越高, 低温下的钢材冲击值也就越大。
一般LNG储罐采用的是真空或者真空粉末来进行绝热。保持一定的真空度可以有效的消除气体对流传热。一般储罐的外表面都是进行过抛光处理, 或者采用发射率低的材料涂抹在表面, 因为此绝热结构的主要传递通道都是辐射。夹层绝热材料放气、焊缝的泄露会对真空度形成影响, 而且真空度的降低会对绝热效果影响显著。
(二) 大型LNG低温存储罐安全保障要求
1. 水压试验
水压试验的目的在于验证设计和制造的储罐储存的指定产品是不是有泄漏。薄膜罐的测试一般是用氨实验, 如若存在泄漏, 氨气就会和涂料发生化学反应产生颜色变化。一般情况下, 在进行水压试验的时候对于物理环境的要求是1) 高度水位2) 内罐水位≥设计液位最大的1.25倍再乘以将要储存物质的密度, 进行外罐实验使用相同量为的水3) 放置一个合适的隔水装置防水进入底部绝缘层4) 官邸和罐壁必须焊接完成5) 用珍珠粉末作绝缘材料储罐。再者对于水质也有一定的要求, 一定要与储存罐的物理特性和内罐外罐的特点。接下来在进行水压试验校验的时候, 通过计算厚度、设计厚度、名义厚度和有效厚度的有效测量计算, 最终算出水压试验压力, 当其数值>157兆帕的时候就说明壁罐水压试验强度满足要求。
2. 气压实验
气压试验要进行, 就需要满足气体压力值是储罐设计压力的1.25倍, 主要作用于水压试验水上方蒸汽空间, 气体压力试验前需要把内罐中的水全部或部分排空。这样就能很好的测量出管内压力是否符合要求。气压试验主要有负压试验和排空检查, 负压试验是在罐内的压力等同于设计内部负压值的时候进行, 负压试验中没有最小的持续时间并且试验时管内要保证装有水。排空检查是在储罐压力在标准大气压相等时进行的, 通过清空、干燥并清理储罐对其进行一一排查, 检测各个部件和焊接处是否存在泄漏。
3. 抗震测试
很多自然不可抗力条件下例如地震会对储罐造成破坏, 进行抗震测试就能够有效及时的发现罐壁发生轴是否存在失稳。地震造成储罐罐顶撞击、附件脱落, 引发次生灾害的事件屡见不鲜, 所以抗震测试必不可少。正常情况下, 罐壁轴向压应力应该比临界压应力小, 设计最高液位到罐壁上沿的距离要比液面晃动波高大。
三、大型LNG低温存储罐经济性分析
低温常压式的储存, 即降低液化气的温度到其的饱和蒸汽压与常压相近来储存, 降低其储存温度至沸点温度之下, 保持冷冻状态不变。按照这样高于常压的标准来设计储存罐, 对于壁厚来说是大大的降低了, 而这一种储存方式是目前比较先进的。壁厚降低, 材料需求量降低, 成本也就降低。冷冻状态下的液化气挥发少、气相空间少, 这样就大大将储存罐的储存量增大了。储存罐的设计一般是由国外来完成, 价格自然是听从于他们的, 成本相对也就水涨船高。所以我国大胆的采用国内最新的LNG储罐设计方案, 选用06Ni9镍钢, 这样的话成本也就大大降低了。现在国内的设计也研究出了同等容量下小于国外厚度的储罐, 这样既节省了材料也增大了利润空间。
四、结论
通过对一般LNG储罐的研究阐述, 以对比的效果得出大型LNG低温储罐的突出特点和需要注意的事项。笔者希望通过本文的书写, 能够让读者对大型的LNG低温储罐有整体全面宏观的认识。
摘要：LNG液化气作为使用普遍的气体, 安全使用和高效使用成为了目前业界讨论的一大热点话题。本文通过对LNG低温存储罐的阐述, 全面了解储罐性能, 从而更全面的对其安全性和经济性做出更深一步的探讨。
关键词：LNG,低温存储罐,安全,经济
参考文献
[1]李建军.LNG储罐的建造技术[J].焊接技术, 2006.
[2]敬如强, 梁光川, 姜宏业.液化气技术问答[M].林业技术化学工业出版社, 2006.
[3]袁中立.LNG低温储罐用镍钢焊接技术研究进展[J].石油工程建设, 2007.
低温存储罐 篇2
近年来, 随着低温技术的发展, 对低温材料的需要也迅速增长。在工业生产中, 要求应用低温技术的场合很多, 比如将气态物质转变成液态进行存储和运输, 或者在要求低化学反应速率的场合等等, 低温存储技术的优点就体现出来了。
一般来说, 材料的工作温度在-20℃以下时就是低温材料。应用最广泛的低温存储技术就是用于液化天然气的存储和运输。本文选择-196℃作为低温存储罐的工作温度。
1 数据来源
本文所引用的原始数据来自国防工业出版社2011年出版的《工程选材综合评价》一书。
为了更好地说明主成分分析法的应用, 本文只从使用性和经济性角度出发, 从评价指标体系当中选取一些典型的指标, 包括低温韧性、屈服强度以及弹性模量等。低温韧性顾名思义就是材料在低温状态下所呈现出来的韧性, 是低温材料选择的一个重要指标。韧性表示材料在塑性变形和断裂过程中吸收能量的能力。韧性越好, 则发生脆性断裂的可能性越小。低温韧性则是材料在低温环境下材料韧性的表现。大多数金属的韧性随温度的下降而下降, 当达到延性-脆性的转变温度时, 材料的韧性发生突变, 进入脆化状态。因此, 为了保证容器在低温环境下能正常和安全使用, 对材料的低温韧性要求较高。为了保证存储罐能安全可靠地工作, 在选择材料和对设计结构进行评价时要考虑材料室温屈服强度和弹性模量这两个指标, 然后对存储罐进行强度、刚度校核。另外要考虑运输中的经济性, 希望材料的相对密度不能很大。还要考虑到热应力的影响, 这时就要考虑材料的膨胀系数。最后, 整体的成本当然是比较重要的考虑因素了。
2 主成分分析法 (Principal Component Analysis, PCA)
主成分分析法将多个变量通过线性变换以选出较少个数重要变量的一种多元统计分析方法。又称主分量分析。
现假定我们研究的数据是二维的, 以横坐标ζ1和纵坐标ζ2来表示。因此每个观测值都有相应于这两个坐标轴的两个坐标值;如果这些数据形成一个椭圆形状的点阵, 那么这个椭圆有一个长轴η1和一个短轴η2, 因为η1⊥η2, 故η1与η2互不相关。在短轴方向上, 数据变化很少;如果长轴变量代表了数据包含的大部分信息, 就用该变量代替原先的两个变量 (舍去次要的一维) , 降维就完成了。在极端的情况, 短轴如果退化成一点, 那只有在长轴的方向才能够解释这些点的变化了。假定我们现在有N个样品, 它们散布在椭圆平面内 (图1) , 并且指标ζ1与ζ2有相关性。但是现在我们把这些数据投影到不相关的η1轴和η2轴上,
在η1上离散程度很大, 这是一个信息量较大的综合指标, 可较好地反映出N个观测值的变化情况, 而η2上反应的信息比较少, 在降维时可以选择忽略。这样
我们就可以选取长轴η1为综合指标, 完成降维工作。主成分分析的任务就是要找出代表性的综合指标, 该指标能较完整地反应原来数据的信息。
3 主成分分析法的应用
3.1 原始数据的处理和标准化
原始数据给出了8个材料性能的评价指标, 见表1。
3.2 几种不锈钢材料评价指标主成份分析的计算结果
表2是主成分分析计算得出的表格, 提取出的主成分所代表的方差 (即对应的特征值) 贡献率和原变量变换为新变量以后的成分矩阵就成为我们进行综合分析的重点。在主成分分析中, 一般认为提取的主成分的累积方差贡献率大于80%或特征值大于1时能较多的保留原始数据的信息。下列表2和表3分别给出了各个主成份的解释的总方差和主成分的计算结果。图2则是各个主成分的特征值碎石图。
3.3 结果分析
从表2可以看出, 本次提取主成分的方法是根据主成分的特征值大于1来抽取的。一共抽取了两个主成分, 主成分1的解释方差为52.813%, 主成分2的解释总方差为23.743%, 解释方差的总贡献率为76.556%, 也接近80%, 这两个主成分能在76.556%的程度上反应原始数据的信息, 说明主成分的提取是合理的。从表3的分析数据可以看出, 在主成分1中占比重较大 (大于80%) 的有三项, 分别是室温弹性模量、热膨胀系数和相对成本;在主成分2中占比重较大的只有一项, 即室温屈服强度。表3中的正负号表示正负相关性。碎石图能够直观反映各主成分贡献率的关系。在考虑低温存储罐材料特性的时候只需重点考虑主成分1和主成分2中涉及的数据指标。
4 结论
主成分分析法的主要目的在于降维, 将原始数据的多项指标进行整合得到数量更少的主成分, 从而删除冗余的数据指标, 使得分析更具代表性, 也极大提高了效率。在对低温存储罐材料的分析时, 通过主成分分析法的降维作用, 将多个数据指标降低到两个代表性的主成分。对原始数据中低温韧性和热导率的考虑有所弱化, 很清晰地突出了重点数据指标, 对成分矩阵中占有比重较大的指标进行重点分析。主成分分析在低温存储罐材料特性指标的分析中是一种有用的手段, 对工程分析具有一定指导意义。
摘要：本文从低温存储技术的材料选择为背景, 利用主成分分析法对低温存储材料评价指标进行分析研究, 利用主成分分析的降维方法将低温存储材料的多个评价指标进行主成分提取达到降维的结果。将提取出的若干主成分基于特征根贡献率进行排序分析, 研究各项指标在主成分中所占的成分系数, 得到低温存储材料评价的相关度最大的评价指标。可以为低温存储材料的选材提供一定的依据。
关键词：低温存储材料,评价指标,主成分分析
参考文献
[1]汪应洛.系统工程[M].机械工业出版社, 2009:54-60.
常压低温乙烯储罐消防设计 篇3
本工程主要内容:2台20000 m3低温乙烯储罐、乙烯压缩、冷冻系统、液态乙烯卸船设施、乙烯汽化输出设施、汽车装卸设施、尾气焚烧系统,以及配套的公用工程。20000 m3低温乙烯储罐为立式、双壁保温罐,火灾危险性为甲A类。乙烯在储罐内的贮存条件为常压,-104 ℃,属于全冷冻式储罐。
2 冷却水系统冷却水量计算
《石油化工企业设计防火规范》(GB 50160-2008)第8.10.6条规定:全冷冻式液化烃储罐的固定消防冷却供水系统的设置应符合下列规定:1. 当单防罐外壁为钢制时,其消防用水量按着火罐和距着火罐1.5倍直径范围内邻近罐的固定消防冷却用水量及移动消防用水量之和计算[1]。
冷却水供给强度按规范如表1所列。
本工程以2个20000 m3低温乙烯罐的罐区进行计算(1个着火罐、1个邻近罐),计算结果见表2。
3 淋水方式的选择和布置
固定式消防冷却水系统的淋水形式有多种方法,各行各业存在不同作法,目前常用的三种固定式冷却水淋水形式为多孔管、水雾喷头和水幕喷头。各种形式分析比较见表3。
考虑节约投资,降低工程造价,施工方便的因素,因此,储罐顶部固定式冷却采用环形多孔管淋水法。如何计算开孔数量及确定开孔分布是决定均匀淋水及保证冷却水供给强度的关键。
根据伯努利方程,流体自小孔流出,其流速为:
式中:U——流体自小孔流出时的流速,m/s
P——管内流体的压强,Pa
Pa——外界大气压,Pa
ρ——流体密度,kg/m3
C0——孔流系数,一般在0.61～0.62之间
环管最不利点流体工作压力0.42 MPa,小孔直径ϕ5 mm,孔间距90～110 mm。根据罐顶冷却水量,孔口特性等参数,经计算后孔口布置见表4。
在计算出环管直径和开孔数量之后,合理地布置环管位置,确定开孔方向,才能保证罐顶冷却水的喷淋效果。
喷淋环管布置在储罐顶部,管中心到罐壁间距300～500 mm。为了平衡环管工作压力,均衡冷却水量,保证供水安全,供水竖管采用两条,对称布置。
为了使淋水分布均匀,不得留有盲区[2],并参考了国内外设计经验,采取在环管内外两侧开孔,为避免水流直击罐壁,外侧开孔方向见图1。考虑消防结束后,尽可能排空喷淋环管内的存水,在环管底部均匀地预留倒淋口,其数量根据环管长度确定。
4 材料的选取及安装
《石油化工企业设计防火规范》(GB 50160-2008)第8.4.5条规定:控制阀后及储罐上设置的消防冷却水管道应采用镀锌钢管[1]。这样可以解决控制阀至罐体上的直管段的防腐问题,但是罐顶上的环管防腐仍未彻底解决,罐顶上的喷淋环管均为弧形,环形管在现场弯制过程中,镀锌层会遭到破坏,环管钻孔时镀锌层也会遭到破坏。为此,设计要求甲方将详细设计图纸提供给消防设备制造厂,由其按图纸预制环管段,镀锌管弯制后二次镀锌。这样就解决了镀锌层被破坏的问题。
5 消防用水水源选择
低温常压储罐多建于沿海地区,在消防用水的水源选择上,有用淡水消防的,也有用海水消防的。对此,建议如下:
当所建装置附近淡水水源充足时,应优先考虑采用淡水,尤其是对于固定淋水装置,由于海水的腐蚀性,且消防淋水管平时空管,如果采用海水,管道腐蚀过快,需定期更换。在笔者调查过的工程中,多数采用淡水消防。
当所建装置附近淡水水源不足时,方可考虑采用海水消防,但平时宜用淡水保压。火灾结束后,再用淡水冲洗消防管道后用淡水保压以利再用,这样可减少海水对管道腐蚀而造成的损失。
6 防火堤高度的确定
在罐区的防火设计中,防火堤的作用非常重要。为确保事故时将流淌液体全部暂时保留于防火堤内,避免火灾蔓延,防火堤内的有效容积应能容纳罐组内最大储罐的物料。假如因此而增加防火堤的高度会带来如下不利因素:①会影响消防水炮的使用,影响灭火效果;②会增加防火堤的受压,从而增加大量投资。如果降低防火堤高度,就要增加罐组的占地面积,如何才能处理好防火堤的高度与占地面积之间的关系呢?建议按图1进行优化,并且Z值不应小于1.5 m,但是为了不影响消防水炮的使用及火情的发现,Z值不宜大于2.0 m,在Z值确定之后,X值便可根据储罐的大小和液面的高度进行确定。经计算,最终确定防火堤高度为1.8 m。
X应大于或等于Y和液面上蒸汽空间压力相当的液柱高度之和;
X为罐壁至围堤内堤脚线的距离;
Y为最高液面和围堤顶的高差
7 评 价
本工程于2010年5月一次性通过竣工验收,并获得消防部门和安全部门的批准,达到了预期要求,效果评价如下:
(1)满足《石油化工企业设计防火规范》(GB 50160-2008)的要求,达到了预期目的;
(2)技术先进,灭火效果可靠;
(3)施工方便,维护管理简单;
(4)工程造价较低,经济合理。
参考文献
[1]中华人民共和国住房和城乡建设部,中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局.GB50160-2008石油化工企业设计防火规范[S].北京:中国计划出版社,2009.
低温储罐自增压过程仿真研究 篇4
关键词：液化天然气储罐,自增压,仿真
0 引言
随着低温技术的发展,低温液体在新能源领域的应用日趋广泛,各行各业对储存和输送低温液体的低温容器的需求也不断增长,尤其在工业、农业、国防、科研和医疗方面更为明显。LNG储罐作为液化天然气的主要储存装置之一,是液化天然气产业链中重要的一环。天然气低温储罐内的液体向外排出的时候,需要储罐内部有一定的压力。为使其达到排液所需压力,必须对储罐进行增压。低温液体储罐加压排液,广泛应用于低温液体储存站、液氢加注站等。用气体挤压的方式将低温液体由储槽内向外供液,是目前普遍采用的一种加压方式。挤压用的气体可以是单独的外气源供给,也可以由储槽自备汽化器产生[1]。本文储罐采用后一种方式实现储罐内部增压。图1为其基本工作原理图。汽化器安装于储罐最低点,从而使液化天然气依靠自重注入汽化器实现热量交换。液化天然气在汽化器内汽化,返回至储罐气相空间[2,3]。
1 自增压模型
自增压过程是一个非常复杂的过程,包括了增压气体与容器内气体的混合过程、容器内气体气液界面及容器壁面上的传热传质过程、储罐外空间与储罐内流体的换热过程等,它们不仅是时间的函数,而且是三维空间的函数。除了低温容器内发生的一系列传热传质问题,低温液体在低温容器内的附属增压系统,如汽化器、增压管路中也将经历加热汽化和过热过程。此外增压管路的长度及流阻还影响储罐自增压速度的快慢以及增压回气流量的大小[4,5,6]。
鉴于自增压理论模型的复杂性,对其进行实际求解几乎是不可能的。目前自增压模型主要有整体模型和三区模型(分层模型)[7,8,9,10,11]。本文采用三区模型。
图2为自增压系统三区传热传质模型,即气腔气体、液腔主体以及气液界面温度梯度层。模型假设气腔气体与液腔主体液体温度均匀分布,由于气液界面温度梯度层非常薄,可以把气液界面假设成一层非常薄的液体,只考虑其存在,而不考虑其体积和质量,该薄层处于饱和状态,其饱和温度对应的饱和压力就是储罐的压力。因此相对于该饱和层,气腔气体处于过热状态,液腔主体液体处于过冷状态[12]。
2 数学模型的建立与求解
2.1 数学模型的建立
鉴于三区模型更接近于实际模型,本文采用三区模型对自增压过程进行建模求解。自增压程序流程图如图3所示。
(1)气腔气体质量守恒方程
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式中 Vg——气腔气体体积;qm,w——单位时间内在壁面上凝结的气体量;qm,f——单位时间内在气液界面上凝结的气体质量;qm,in——增压气体流量,为液面高度的与沿程流阻的函数,为求解方便,此处对模型进行了进一步简化,假设汽化器流阻所占比例恒定,其系数为ζ,则undefined。
(2)气腔内气体能量守恒方程
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式中 Tg——气腔气体温度;Ts——储罐压力对应的饱和气体温度;Fwg——气腔气体与容器内壁的接触面积;Ff——气液界面表面积;αwg——气腔气体与壁面冷凝液体膜对流换热表面传热系数;αf——气体与气液界面的对流换热系数;hin——增压气体比焓;h″s——饱和温度Ts下的饱和气体比焓。
(3)气腔壁面上气体冷凝质量
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式中 Twg——气腔壁面温度;z——界面坐标;Uw——界面湿度;δ——冷凝液体膜厚度;λ′s——冷凝膜热导率;rs——饱和温度Ts下的汽化潜热;αwg——气体与冷凝膜之间的表面对流换热系数。
层流:
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紊流:
Nu=0.10(Gr Pr)1/4,Gr Pr>109 (5)
定性尺寸为储罐内筒直径。
在本模型中认为气相空间的温度是一致的,同时为简化冷凝膜厚度的计算,假设在单位时间内在气相壁面上冷凝的液体是均匀的。即δ不随高度变化,δ=0.1205 Pr-0.5(2.14+Pr2/3)1/14Gr-1/14Dh[4,5],即
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(4)气液界面上气体冷凝量
单位时间内气体在气液界面上的冷凝量按下式计算
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式中 q′f——汽液界面向液体内部传递的热流,采用文献[4,5,6]提供的移动边界。
计算公式
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q″f——从气体向界面传递的热流,q″f=αfFf(Tg-Ts);αf——气体与气液界面之间的表面对流换热系数。
层流:
Nu=0.54(Gr Pr)1/4,105
紊流:
Nu=0.14(Gr Pr)1/3,2×107
定性尺寸为气液界面的水力直径。
因此
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(5)液体质量守恒方程
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(6)液体能量守恒方程
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式中 Tl——液腔液体温度;Twl——液腔壁面的温度;Fwl——液腔液体与容器内壁的接触面积;αwl——液腔液体与壁面间的对流换热系数,按式(4-10)、(4-11)计算;hout——排出液体比焓,等于液腔液体比焓,即hout=hl。
(7)体积守恒方程
V=Vg+Vl (13)
(8)气腔壁面能量方程
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式中 δw——储罐内壁的厚度;K——储罐绝热层有效传热系数,KF(Tamb-Ts)=Q,Q为许用漏热,计算得K=0.164 W/(m2·K)。
(9)液腔壁面能量方程
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2.2 结果分析
通过图4可以看出增压初始阶段储罐内压力迅速上升,随着增压过程的进行,其压力变化趋于平缓。这是由于增压初始阶段气腔气体质量较少,增压气体流量与气腔气体质量比值较大,随着增压过程的进行其比值逐渐减小,导致增压速度越来越慢。图5说明随着增压的进行,增压气体流量减小,即储罐内液位逐渐降低,由此可以推断储罐内不会发生液体体积膨胀的现象。
由图6 看出增压初始阶段气腔温度迅速上升,当其上升到182 K左右时趋于平缓,甚至存在小幅度下降的现象,这是由于随着增压过程的进行,压力的上升,气腔内气体与壁面饱和层和气液界面的传热传质逐渐增大,仅靠增压体导入的热量无法满足气腔气体温度的升高。图7表明自增压过程中储罐液腔液体温度变化很小,验证了图5液腔液体不会发生膨胀的解释。图8说明,在气腔体积增加一倍(φ1=0.8,φ2=0.6)的情况下,增压时间从φ1=0.8时的1 600 s左右,变为φ2时的4 600 s左右,即气腔体积增加一倍的前提下,增压时间大约增加为原来的三倍,这是由于在增压气体流量几乎不变的前提下,气腔内气体与壁面及气液界面的传热传质加强的缘故。说明传热传质对增压过程影响很大,间接说明了整体模型的局限性与粗糙性。
通过图9可得,增压气体温度由273 K变为293 K时,增压时间大约减少了350 s左右,其单位温度变化时间为350/(293-273)=17.5 s,而温度由273 K变为223 K,增压时间大约增加了一倍(1 600 s)左右,单位温度变化时间为1600/(273-223)=32 s,可以得出增压气体温度越高,增压时间减小,增压速率增加越快。
4 结论
常压低温储罐压力安全设施的设置 篇5
至2010年,我国的乙烯生产能力达到1400万t/a,需求量为(2500～2600)万t/a,自给率仅为55%,处于短缺状态[1]。投身于石油化工行业的民营企业,由于缺乏上游炼厂及烯烃装置的支持,他们更多的是通过采购国外的乙烯来满足自身装置的生产需要。因此建设乙烯储运设施特别是大规模的乙烯储运设施就显得迫在眉睫。
常见的乙烯存储方式可分为高压法和常压低温法。
高压法:乙烯在加压(约2.0 MPa)条件下用球形储罐储存液态乙烯,其单台贮存容积大多在1000～1500 m3左右(储存量约500～750 t)。
常压低温法:乙烯在常压低温(微正压,约-102 ℃)条件下用圆柱形储罐储存液态乙烯,其单台储存容积可达数万立方米(储存量可达数万吨)。
由于常压低温储存技术具有如下的优点:(1)常压低温储存(储存压力为10～15 kPag,温度-103 ℃)。(2)单台的储存能力大(容量可以达到20000～100000 m3的)。(3)专门的低温船可以满足乙烯大容量、长距离的输送要求。(4)国内的乙烯低温储存装置已有近20年的安全生产经验,技术也在不断革新的。因此在大规模、长距离运输方面常压低温法有一定的优势。
但我囯目前还沒有大型常压低温储罐的设计规范或标准,所以通常采用国际上通用的行业标准。国内大多低温储存装置均有国外专利商提供项目的基础设计。本文结合浙江某地建设的20000 m3乙烯常压低温储罐的工程实例,介绍乙烯常压低温储罐的压力保护系统的设计要求。
1 概 述
典型的乙烯常压低温储存装置可分为3个系统(见图1):(1)乙烯储存系统;(2)乙烯BOG(Boil Off Gas)液化回收系统;(3)乙烯输出系统。
1.1 乙烯储存系统
主要设备为乙烯低温储罐,储罐是整个储存装置的核心设备,是保证整个装置正常运行的关键。该系统可以接受并储存来自界区外的低温液态乙烯。储罐采用双层罐设计,内外罐中间充填绝热材料。用于减少外界热量的侵入,降低罐内的乙烯蒸发量。
1.2 乙烯BOG液化回收系统
主要包括乙烯压缩机组、制冷机组、冷凝液化系统。该系统将来自储罐内的乙烯闪蒸汽(BOG)经过加压,冷却,液化等过程回收这部分乙烯,即控制了乙烯低温储罐的压力又可以减少乙烯的超压排放,节约了装置的运行成本。
1.3 乙烯输出系统
主要包括乙烯低温泵,乙烯汽化器。该系统将液相的乙烯增压后经汽化器汽化、升温后输送给下游装置。
2 储罐压力变化的原因
因为储罐内储存的乙烯为饱和状态,一旦发生热量输入、大气压变化、火灾、乙烯进出储罐或乙烯压缩机的抽气等情况都会造成储罐的乙烯BOG量变化从而造成储罐的压力变化。乙烯是单一组分,储罐内的不存在因组分不均匀分布而出现罐内局部温度差和密度差,所以不用考虑罐内液体翻滚而导致BOG量急剧增加的情况。
2.1 热量输入V1
储罐虽然采用了高性能的绝热材料,最大限度减少了的冷量损失,但仍然会有少量的热量传入储罐中,这部分热量会使储存的液态乙烯受热蒸发,罐内BOG量的增加会使储罐压力升高。
储罐日蒸发率控制在夏季日平均温度情况下不超过0.08%(以储罐有效的最大储液体积计)。
2.2 大气压变化V2
当储罐内操作压力维持不变时,乙烯气液相界面处溶解和挥发的速率是相等的,因罐内乙烯的储存温度接近压力下的沸点温度,一旦外界的大气压力降低,罐内的气态乙烯会因压力下降、气体体积膨胀,汽液界面处的液态乙烯会过热而导致一部分乙烯汽化。当储罐压力处于最高操作压力时,这部分乙烯就需要通过安全阀起跳排放。
反之,当大气压力升高时,罐内的气态乙烯压力升高、气体收缩,液态乙烯过冷,罐内的一部分气态乙烯会冷凝成液体。当储罐压力处于负压状态时,会导致破真空阀起跳,将空气补入储罐中。
2.3 火灾V3
储罐区发生火灾时,储罐壁受火焰的炙烤,额外的热量会传递到储罐内,导致罐内乙烯汽化。
2.4 乙烯进罐操作V4
液态的乙烯进入储罐,储罐内液位上升,气体空间减少,置换出的气体体积流量就是液态乙烯进入储罐的体积流量V4。
2.5 乙烯出罐操作V5
乙烯经乙烯泵送至下游用户时,储罐内的液位下降,气体空间增大。
2.6 压缩机的抽气V6
乙烯压缩机组的运行会导致罐内气体乙烯被吸走,而导致罐压下降。
3 储罐的压力保护措施
储罐的压力保护可分为超压保护和负压保护。超压保护的措施有:罐压力超过一定值时,启动乙烯BOG液化回收系统,将罐内的部分BOG抽走经过加压、冷却、液化后再返回储罐内,以降低罐内压力,保证储罐的安全运行;如液化回收系统不能满足BOG处理需要,罐压进一步升高,打开控制阀将BOG直接排放至尾气处理系统;如罐压再进一步升高,安全阀打开,BOG排放至尾气处理系统。
负压保护的措施有:罐压力低于一定值时,向储罐中充入氮气以防止储罐压力进一步降低;如罐压进一步下降至负压,储罐顶还设有破真空阀可以保护储罐结构不受破坏。
定量计算出不同工况下储罐的BOG量,确定安全阀及破真空阀等安全设施的泄放能力,是整个乙烯低温储运设施的安、稳、长、满、优运行的关键之一。
4 定量计算
4.1 建设地的自然条件
(1)年平均大气压(Pa):
101.60 k Paa;
(2)年平均气温(ta):
17.1 ℃;
(3)年平均相对湿度:
81%。
4.2 储罐的参数
外罐直径:35 m;内罐直径:33 m;外罐基础高: 2 m;内罐基础高:0.5 m;外罐全容积:45906 m3;内罐液体全容积:22130 m3。
4.3 破真空阀启跳时,空气的收缩系数
当破真空阀启跳时,空气进入储罐中,因罐内外的温度差,常温的空气进入储罐后会急剧收缩,收缩系数的计算方法如下:
在年平均温度下,空气的饱和湿度为12.31 g水汽/kg干空气。
水的摩尔质量18 kg/kmol,干空气的摩尔质量29 kg/kmol。
每摩尔干空气中含水汽
在年平均相对湿度时:
每摩尔湿空气中含干空气量
罐外的干空气密度为1.22 kg/m3,储罐内低温条件下干空气的密度为2.087 kg/m3;
空气的收缩系数:2.087kg/m3/1.22 kg/m3=1.71
修正系数:1.71/0.9842=1.74 Nm3/m3
即储罐内的气体每减少1 m3,需要补充的湿空气是1.74 Nm3。
4.4 各排放条件下气态乙烯性质(表1)
注:1.环境压力以101.60 kPa计;2.液体乙烯密度561.8 kg/m3。
4.5 计算
安全阀超压排放的单位以kg/h计,破真空阀启跳的泄放量以Nm3/h计。
4.5.1 热量输入 V1
内罐储存液体的最大容积为22130 m3,设计气化率为0.08%/天,每小时产生的BOG量:
V1=22130×0.08%/24×561.8=414.4 kg/h
4.5.2 大气压变化 V2
以大气压下降为例,安全阀排放压力P=137.9 kPaa,此时乙烯的沸点为-99.3 ℃,大气压变化率为-2 kPa/h[4],即变为135.9 kPaa,此时乙烯的沸点为-99.6 ℃。
V2可分为因压力变化而导致气体膨胀的V2g以及因压力变化而导致液体闪蒸的V2l。文献[4]分别给出了这两者的计算方法如下:
式中:V——罐的最大气体容积,m3
P——罐的操作压力(绝对值),Pa
dp/dt——大气压变化率,取2000 Pa/h
质量流量: m2g=V2g×2.662=1772.3 kg/h
液体闪蒸的流量可以通过压力变化率及罐容估算:
流量
式中:S——内罐底板面积,m2
式中:C——流体的比热,J/kgK
T1——安全阀排放压力下对应的沸点温度,K
T2——气压变化后对应的沸点温度,K
L——液体的气化潜热,J/kg
大气压下降时,需排放的BOG量
V2=V2g+V2l=1772.3+139.4=1911.7 kg/h
同样的方法可以计算出大气压升高时,储罐的补气量为974.4 m3/h,折合破真空阀的补气量为1695.5 Nm3/h。
4.5.3 火灾V3
储罐的湿面积为地面以上至9.14 m以下的储罐表面积(含底板)为储罐的湿面积[2]。
罐壁板湿面积=3.142×35×(9.14-2-0.5)=730.2 m2
罐底板湿面积=3.142×(352)/4=962.3 m2
总湿面积Aws为罐壁面积与底板面积之和,即1692.4 m2;
绝热材料的导热系数为0.0440 W/m K。
环境因子[3] :
热量[3]Q=Cl·F·A
式中:F——环境因子
K——绝热材料的导热系数
Tf——排放压力对应的沸点温度,℃
δins——绝热层厚度,m
C1——常数
Aws——湿面积
V3=12717×4.181/471.668=112.7 kg
4.5.4 乙烯进罐操作V4
液态乙烯的接卸能力200000 kg/h,折算体积流量356 m3/h,等体积置换出V5=356 m3/h的气相乙烯,折合质量流量为V5=947.7 kg/h。
4.5.5 乙烯出罐操作V5
乙烯储罐能力为25000 kg/h,折算体积流量44.5 m3/h;
空气的补气量为1.74×44.5=77.43 Nm3/h。
4.5.6 压缩机的吸气V6
乙烯压缩机组总的吸气能力为3100 kg/h,体积流量为3100/2.073=1495.4 m3/h;
空气的补气量为1.74×1495.4=2602.0 Nm3/h。
5 结 论
各排放条件下的排放量见表2。
破真空阀的最大吸入量:V2+V5+V6= 4375 Nm3/h
安全阀的排放量:V1+V2+V3+V4= 3389 kg/h
通过定性、定量的分析了乙烯常压低温储罐在各种工况下的压力变化情况,计算结果与专利商提供的基础设计资料基本一致,说明计算方法是可靠的,可以应用于工程建设,为今后独立设计和建造大型低温储存装置提供了技术支持,对其他结构形式相似的低温储罐有一定的借鉴意义。
参考文献
[1]崔小明.乙烯工业现状及发展趋势[J].化学工业,2008,26(3):26-31.
[2]American Petroleum Institute。API STANDARD 2000 VENTING AT-MOSPHERIC AND LOW PRESSURE STORAGE TANK。Washington:API Publishing Services,2009:23-27.
[3]American Petroleum Institute。ANSI/API STANDARD 521 Pressure-relieving and Depressuring Systems.Washington:API Publishing Serv-ices,2007:40-41.
低温存储罐 篇6
准确计量液化石油气储罐中的存量对于液化气储运企业来说是及其重要的。目前, 存量较大的液化气经营单位储罐多采用球形储罐, 计量球形储罐中液化气存量是依照储罐上的玻璃板液位计或磁翻板液位计的液位, 再查出对应液位下的液化气储量。然而, 在实践中, 我们发现这种计量方式经常造成很大的误差, 以我公司为例, 我公司是一家液化气储运企业, 每天进出液化气量约在数百吨, 每个1000m3球形储罐以查看液位对应储量, 误差往往可达±20吨甚至更高, 因此了解液化石油气储罐存量计量误差产生的原因并加以对治, 对于液化气储运企业生产运营是十分必要的。
1 误差产生的原因
1.1 液位计与罐体内液体受环境温度的影响的不一致性导致的误差
玻璃板液位计或磁翻板液位计是采用U形管的原理, 副管与罐体上下联通, 理论上副管内液体与罐体内液体应始终保持在同一高度的, 因此副管内液体高度即可指示罐体内液体高度。然而在现实当中, 由于副管一般为直径小于10cm的细管, 而罐体为直径数米到十几米的球罐或卧罐, 二者相差极大, 这就造成罐体和副管内, 单位体积液体受外界环境温度、光照等影响是完全不同的。由于罐体和副管金属材质上等各方面是基本相同的, 因此根据热传导原理, 受热面积就是影响液体温度的主要因素, 我们可以简单地将罐体和副管内单位体积液体受热 (或冷) 能量的多少看Á做与其占有的受热 (或冷) 面积成正比。即:
ΔE罐=k·S罐/V罐
ΔE管=k·S管/V管
ΔE罐-罐体内液体受热量;ΔE管-副管内液体受热量;K-系数;S罐-罐内盛装液体的罐壁面积;V罐-罐内液体体积;S管-副管内盛装液体的管壁面积;V管-副管内液体体积
以1000m3 (直径D=12.3m) 球罐和10cm副管为例, 假定液体充装容器的一半, 则
ΔE罐=k·S罐/V罐=k· (4π (12.3/2/2/2) / (4/3π (12.3/2) 3/2) =k·0.487
ΔE管=k·S管/V管=k· (π0.1· (12.3/2) / (π (0.1/2) 2· (12.3/2) =k·245
由此可见, 在环境温度与储罐内液体温度存在差距时, 副管内单位体积液体受热 (冷) 与罐体内单位体积受热 (冷) 相差约为500倍。受热不同进而造成了副管内与储罐内液体温度的不同, 由于液体温度直接影响液体的密度, 这就造成了副管内液体与储罐内液体的高度差。从而造成了读数误差。进而可根据密度差大体测算, 在因环境温度造成液位计副管内液体温度与罐内液体温度相差10℃时, 一个1000m3液化气球罐读数误差可达10吨以上, 在副管内温度较高时, 读数偏大, 副管温度较低时, 读数偏小。这一结论与我们实际观察到的情况是一致的。
1.2 冷凝析出的水造成的假液位
液化气的生产过程中一般都会有饱和水蒸气, 因此液化气生产企业在液化气出厂前必须脱水, 将水分全部去除。然而, 水在液化气中的溶解性是随着温度的变化而变化的, 因此, 当出厂后的液化气所处环境温度低于脱水时的温度时, 就仍会有水从液化气中析出。
北方在冬季时, 储罐所处的环境温度可达零-20~-30℃, 远低于液化气出厂脱水温度, 存储液化气的储罐就会有水析出, 沉积于储罐底部, 因此, 冬季北方液化气存储企业定时排污 (即打开储罐最低处的阀门排水) 是一项日常工作。
由于储罐液位计与储罐是以U型管原理相连, 液位计副管下部与储罐最低处相连, 上部与气相相连, 这一结构就会造成当储罐底部有积水时, 液位计副管与储罐底部就会发生液化气和罐底的水之间交互渗透, 造成冷凝水倒流至液位计副管内, 从而造成液位计副管内很大一部分为水。由于水的密度远高于液化气的密度, 副管压力与储罐压力平衡时, 副管内的液位就会低于储罐内的液化气的液位, 从而造成了假液位。这种情况出现时往往造成误差比较大, 1000m3球罐出现这种情况时, 有时液位误差可达1m以上。
2 解决罐存误差的措施
2.1 对于受环境温度影响导致的误差, 可通过测量罐体外壁和液位计副管外壁 (注意二者测量时都应在不受日光照射的阴凉位置) , 大致代表罐体内和液位计副管内液体的温度。按照液化气组分含量可大致拟出其不同温度下的密度, 通过密度来校正罐内液体实际高度, 例如液化气组成为30%丙烷, 70%异丁烷, 可大致拟表格如下:
如测得罐体温度为10℃, 液位计副管温度为15℃, 液位计显示高度为5.00米, 则校正后罐内实际液位应为:
通过实际观察, 这种方法对于夏季计量校正比较实用, 但冬季仍有较大误差。
2.2 对于冷凝析出的水造成的假液位, 可通过在副管底部加装排污阀门, 定时排水加以解决。副管底部排出水后, 液位计液位会缓慢上升到正确位置。
2.3 通过新型液位计直接测量罐体内液位高度
雷达液位计、超生波液位计等可直接测量罐内液体的液位, 消除U型连通管造成的误差, 相对来说更为准确, 但对于液化气储罐液位的测量以及使用效果, 尚未见到相关的报道。个别使用雷达液位计的单位据反映效果也不很理想。
低温存储罐 篇7
关键词：盘库亏损,质量流量计,地衡计量,排污
1 前言
现阶段我国液化气的存储基本上都是球式压力储罐, 而冬季储罐库存盘点的亏损问题始终困扰着管理者。笔者为地处黑龙江省哈尔滨市液化气存储单位, 几年来切身感受到由于冬季环境温度低所造成的盘库亏损较大, 此问题亟待找出原因并解决。因此, 本文以我公司为标本, 试图通过分析找出低温环境下造成液化气储罐盘库亏损的诸多因素。
2 盘库亏损的具体情况
我公司采购的液化气由一墙之隔的中石油哈石化分公司由管道直接转烃输入, 以质量流量表计数, 由槽车销售, 以地衡计量。三年来, 每逢冬季气温最低时, 盘库亏损都较大, 其中, 尤以每年的12月份、1月份、2月份最为严重, 具体情况见盘库亏损情况附表1所示。
3 原因分析
3.1 质量流量计的管输误差带来的库损
液化气输入计量的质量流量计采用的是R o s e m o u n t (罗斯蒙特公司制造) 表, 此表因其精度高、稳定性好、量程比大、输出介质多样而在动态计量领域得到了广泛的认可及应用。该表的工作原理是利用科里奥利效应, 通过测量管道中流体产生的科氏力从而测得流体的质量, 理论上不受被测介质的温度、压力、密度等参数的影响。但据多家使用者反映, 在实际应用中, 其测量的精确度不仅受被测介质工艺条件的影响, 甚至量程比、外界振动也会使测量结果产生偏差。尤其是当冬季外界环境温度较低时, 流体的密度也会相应变大, 在双重参数变化作用下, 其表的误差往往趋向于正偏差, 即表显示测量数据高于实际流量, 结果使得输出方收益, 输入方受损, 尽管具体损失的量目前尚无权威的理论支持还无法准确计算, 但输入方库存盘点的亏损确是实实在在的。
值得一提的是, 计量表在每次的校验中, 最后校表结果也对库存盘点产生实际影响, 正偏差使输出方收益, 负偏差使输入方收益是不争的事实。而几年来, 用于双方结算的表的校验结果都是正偏差, 最高曾达到万分之八, 也就是说, 输入方每接受一万吨的输入量, 理论上就可能亏损8吨液化气。
3.2 脱水排污带来的库损
众所周知, 成品液化气的产品指标中本不应含水, 但往往由于生产者用于静置脱水的中间罐数量不够, 或违反工艺规程, 致使静置时间不够, 液化气中水没全部脱净就输出到下家储罐内, 在极度寒冷的环境下, 储罐在很短的时间内就会有大量的水分离出来, 因为水的密度较大就积聚于球罐下部, 需定期由排污阀排出, 这必然造成库存的亏损。近三年来, 我公司在每年的年末、年初的三个月中, 白天两小时, 夜间每一小时就需排水一次, 平均每次15公斤水, 一天近200公斤, 三个月就有20吨左右, 亏库由此产生。更为重要的是, 冬季如果排污不及时, 积聚于储罐的底部的水就会结冰, 严重时甚至冻裂阀门, 给安全生产带来极大的隐患。
3.3 地衡计量误差带来的库损
近三年, 黑龙江地区雪很大, 对于地衡来说, 需要及时清扫积雪, 如果清雪不及时, 雪会填实称台与称池围堰周边空隙, 从而影响重量传感器的正常工作, 导致计量出现偏差, 使液化气亏量。
3.4 车辆夹带冰雪带来的库损
由于天气寒冷, 装运液化气的槽车轮胎及车体常有结冻的冰凌或冰块, 称过皮重后, 装车过程中冰块融化或被司乘人员人为敲碎掉, 导致液化气亏量, 这一现象常在槽车过地衡称完皮重后到装车现场的中间路段发生, 夜间尤其严重。
3.5 管理不到带来的库损
个别地衡人员与槽车司乘人员合伙勾结, 损公肥私, 以安装遥控器、车内藏人、夹带重物、上称不熄火、“冲称” (上称时加速或刹车造成皮重失准) 等方式使皮重不真实, 从而造成盘库亏损。需要说明的时, 这种现象不只体现在个别季节, 管理存在漏洞的单位, 几种现象可能随时发生。
4 解决措施
4.1 消除影响质量流量计精度的因素是关键
质量流量计主要用于介质的计量交接, 是双方结算的依据, 对双方的经营指标和管理指标的圆满实现具有重要的意义。因此, 在质量流量计的使用过程中减小和消除由于温度变化、密度变化等各种因素给测量精度带来的影响, 是保证交接介质量准确的关键。
4.1.1 消除低温环境时质量流量计精度下降的方法
温度发生较大变化时可以通过设定温度校正系数的方法解决。一般质量流量计在出厂时, 都给了温度校正系数, 有些是在配套中的表设好的。如一台型号为CMF100流量计, 厂家给出的校正系数是47.806/4.75, 后三位的4.75就是给定的温度校正系数, 使用时按照操作手册设定, 即可消除温度效应对传感管刚度影响产生的偏差。而据笔者了解, 很多使用者实际上常年都不根据环境温度的变化调整此参数, 这也是造成冬季输入方亏损的原因, 当然夏季是也可能使输入方收益, 但不在本文分析范围内。
4.1.2 消除密度变大时流量计精度下降的方法
密度的校正系数一般也是在出厂时给定的, 在实际应用前一定要注意检定介质一定要和计量的介质密度是否接近, 如果密度接近, 其影响是可以忽略的, 否则, 误差是相当大的, 此外在实际应用中, 流量计有密度输出值时, 应定期检查并按季度调整, 一般人认为, 此管道常年只传输一种介质, 所以这点常常被忽略。
4.2 输入方脱水工艺时间保证很重要
液化气输出方脱水的工艺时间必须保证, 这就要求输出方第一要严格执行工艺规程, 静置时间必须达到24小时以上, 第二要拿出足够多的储罐, 使收料罐、静置罐、转输罐能够从容的工艺轮转, 那种常常发生在高温地区的边收料边转输的现象在严寒的的北方要坚决禁止。
4.3 强化内部管理, 消除不良行为是基础
通过强化规章制度、增加监控区域、处罚违规典型等能手段, 切实消除地衡失灵、车辆带冰及其各种不良现象。