石油與天然氣化工254CHEMICAL ENGINEERING OF OIL gas2014UTILIZATION OF NATURAL GAS AND液化天然氣及天然氣物性計(jì)算軟件設(shè)計(jì)田士章陳帥楊波2天然氣及其凝液的利用(1.中石油大連液化天然氣有限公司2.中海廣東天然氣有限責(zé)任公司)摘要液化天然氣(LNG)及天然氣(NG)物性計(jì)算是LNG接收站生產(chǎn)、運(yùn)行的基礎(chǔ)。雖然國(guó)外已有很多商業(yè)軟件可以計(jì)算其物性,但大多價(jià)格昂貴且應(yīng)用復(fù)雜。因此,以BWRS方程為理論基礎(chǔ),在 Forcecontrol v7.0平臺(tái)上設(shè)計(jì)出一款應(yīng)用簡(jiǎn)單,且能夠滿足LNG接收站需求的物性計(jì)算軟件。通過(guò)將大連LNG接收站實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)及 Aspen Plus計(jì)算數(shù)據(jù)與此軟件計(jì)算數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比,得到一些典型物性的相對(duì)誤差;同時(shí),通過(guò)實(shí)例計(jì)算以驗(yàn)證其可靠性。結(jié)果表明,該軟件能較為準(zhǔn)確地計(jì)算LNG及NG物性,并且能很妤地滿足LNG接收站物性計(jì)算的需求關(guān)鍵詞液化天然氣天然氣LNG接收站物性計(jì)算BWRS方程 Forcecontrol v7.0計(jì)算軟件中圖分類號(hào):TE626.7文獻(xiàn)標(biāo)志碼:ADOI:10.3969jsn.1007-3426.2014.03.008Design of liquefied natural gas and natural gas properties calculation softwareTian Shizhang, Chen Shuai, Yang Bo(1. Petro China dalian liquefied Natural Gas Com p any Limited, Dalian 116600, Liaoning, China)(2. Guang dong Natural Gas Co., Ltd, CNOOC, Zhuhai 519015, Guangdong, China)Abstract: The production and operation of LNG terminal are based on liquefied natural gas(LNG)and natural gas (NG) properties calculation. Although there are many foreign commercial softw ares w hich can calculate the properties, most of them are expensive and complexTherefore, BWRs equation as the theoretical basis, the properties calculation software is designed based on the Forcecontrol V7.0 softw are platform w hich is simple and can meet the needsof LNG Terminal. By comparing the data of the actual operation in Dalian LNG Terminal calculated data by Aspen Plus and by this softw are, relative errors about some typical properties havehile. the reliability of the calculples Resuluts of lng andNG properties and can well meet the properties calculation needs of LNG TerminalKey words: liquefied natural gas, natural gas, LNG Terminal, properties calculation, BWRSequation, Forcecontrol V7.0, calculation softw areLNG接收站主要用于接收、儲(chǔ)存和氣化LNG,槽車和高壓泵;至槽車的LNG直接由槽車至用戶,并通過(guò)外輸天然氣管道向用戶提供天然氣。LNG而高INC重壓,輸送至氣化器將接收站工藝流程簡(jiǎn)圖如圖1所示。LNG由卸料臂LN4中國(guó)煤化工量系統(tǒng)輸送至外輸管CNMHG輸送至儲(chǔ)罐存儲(chǔ),然后通過(guò)儲(chǔ)罐中的低壓泵加壓至網(wǎng)。女收仕吊們赳仼中,由于LNG儲(chǔ)罐自作者簡(jiǎn)介:田士章(1966-),男,工程碩士,高級(jí)工程師,石油儲(chǔ)運(yùn)專業(yè)畢業(yè)。任職于中石油大連液化天然氣有限公司。地址:(11660遼寧省大連市中山區(qū)人民路23號(hào)虹源大廈3409。電話:04118256605E-mal:tsiNg@petrochina.com.cn第43卷第3期田士章等液化天然氣及天然氣物性計(jì)算軟件設(shè)計(jì)255身漏熱、LNG管線保冷漏熱等因素2會(huì)有BOG產(chǎn)a、y可通過(guò)文獻(xiàn)[9中的方法來(lái)求解;不同組分混合生,這些BOG經(jīng)過(guò)壓縮機(jī)加壓后,再由再冷凝器冷的二元交互系數(shù)則可通過(guò)查閱文獻(xiàn)[10]中的表2獲凝為L(zhǎng)NG輸送至高壓泵。而在接收站的整個(gè)得;計(jì)算中所需的天然氣各純組分臨界參數(shù)可通過(guò)運(yùn)營(yíng)過(guò)程中,液化天然氣和天然氣物性是其安全、高表1查詢而得效、節(jié)能運(yùn)行的基礎(chǔ)。因此,為了給接收站的生產(chǎn)表1天然氣各純組分臨界參數(shù)運(yùn)行提供幫助,設(shè)計(jì)了一款適用于液化天然氣及天Table 1 Critical parameters of the pure然氣物性計(jì)算的軟件。B0G管線物質(zhì)臨界溫度臨界壓力臨界密度ρ/偏心因子相對(duì)分子名稱/MPa(kmol·m3)自站內(nèi)保冷循環(huán)壓縮機(jī)LNG甲烷190.694.60410.05000.013016.042再冷凝器乙烷384.8806.75660,101830,068低壓量丙烷369.894.2504.99940.157044.094高至外輸管網(wǎng)御船低壓輸送泵|0RV異丁烷408.133.6483.80120.183058.120總管線總管線正丁烷425.183.7973.92130.197058.120御料臂碼頭循環(huán)管線至槽車裝車異戊烷460.373.3743.24690.226072.146LNG—LNG與NG混合物—B0G—NG正戊烷469.493.3693.21490.252072.146圖1LNG接收站工藝流程簡(jiǎn)圖正己烷507.283.0122.71670.302086.172Figure 1 Process diagram of LNG Terminal正庚烷540.282.7362.3460.3530100.1981BwRS方程正辛烷568.582.4872.05680.4120114.24氮?dú)?26.153.39411.09900.035028.0161.1狀態(tài)方程選擇氧化碳304.097.37610.36800.210044.010目前,計(jì)算天然氣混合物的狀態(tài)方程有很多,常用的有LKP、P-R、RK、RKS、BWR等狀態(tài)方程58。2物性參數(shù)求解而 Starling和Han在關(guān)聯(lián)大量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)基礎(chǔ)上提出的修正的BWR狀態(tài)方程(簡(jiǎn)稱BWRS方程),對(duì)2.1密度及氣體壓縮因子求解擴(kuò)大原BwR方程的應(yīng)用范圍及進(jìn)一步提高其精度在給定介質(zhì)組分后,通過(guò)方法(1)求解出取得了良好的效果。同時(shí),此方程被認(rèn)為是當(dāng)前烴BWRS方程的11個(gè)參數(shù)。將BWRS方程變形為以類計(jì)算中最佳模型之一。因此,選擇BWRS方程作下函數(shù)形式為整個(gè)軟件設(shè)計(jì)的理論基礎(chǔ)。F(o)=oRT+ B RT-Ao-C+D-E12BwRS方程中各參數(shù)求法bRT-aBWRS方程形式如下:PORT+ B RT-A,-C+D_EoTT TbRT" T+ado+d在給定了溫度T和壓力p后,求解方程(2)便RE YH中國(guó)煤化工方程為高階非線性方Co(1+y0 )exp(-yo)CNMHG人采用正割法進(jìn)行求解。正割法對(duì)應(yīng)迭代公式如下:式中,p為介質(zhì)絕對(duì)壓力kPaP為介質(zhì)密度kgFa F(R為氣體常數(shù),J/(kmo·K);T為介質(zhì)溫度K。F(a)-F(a-1)(3)式(1)中的各參數(shù)A0、B、C、D、E、a、b、c、d、式中,為迭代序號(hào)。而在用正割法求解時(shí)需要給石油與天然氣化工256CHEMICAL ENGINEERING OF OIL gas2014定兩個(gè)初值p、p(求解NG密度:p=0,p=p/ORT;求解LNG密度:p=40kg/m2,p=3840kgTCn NG-CU NG(8)m3)。同時(shí),a+-pk≤E(其中,=10)迭代收dT p斂,+1即為所求密度式中,cN為天然氣定壓比熱容,kJ/(kmol·K)。2.2定壓及定容比熱計(jì)算而其中的偏微分式可通過(guò)以下方程式求得2.2.1純組分理想氣體定壓比熱容求解2C3D⊥4E2T-t Bo Rr TT純組分理想氣體定壓比熱容可按式(4)線性回歸式求解。bR+ T PTC=A:+3.6B+9.72CT2+23.3DT+52.5ET(1+y)(9)式中,下標(biāo)i表示組分i;cp為純組分i理想氣體定aTRT+2BRT-AC⊥D_ETT T壓比熱容,kJ/(kmol·K)。22.2ING定壓比熱容求解3bR7-a-70+6aa+)+求解LNG定壓比熱容時(shí),首先采用 SterlingBrown方程2求解出純物質(zhì)液體定壓比熱容,然后7-3ycP(一)(0)按照理想氣體混合規(guī)則求解出LNG定壓比熱容2.3焓、熵計(jì)算CpNG(kJ/(kmol·K)2.3.1理想氣體焓、熵求解Sterling- Brow n方程純組分理想氣體焓、熵可按照式(11)、(12)線性CpL.回歸式1求解(10.5+22a)3.67+H1=0.56A.+BT+1.8C72+3.24D1T+11.64(1-Tn)+0.634(1-T83ET+10.5FT式中,c為純組分i的液體定壓比熱容,kJ/(kmol式中,H為純組分i的理想氣體焓值,J/kmol。此K);a為純組分i的偏心因子;T為純組分i的焓值的基準(zhǔn)為:對(duì)烴類組分,H=0為7=14.15對(duì)比溫度(Tn=T/Ta)。K時(shí),飽和液體的焓值;對(duì)非烴類組分,H=0為T2.2.、3天然氣定容比熱容及定壓比熱容求解0K時(shí),理想氣體的焓值在求解天然氣比熱容時(shí),首先根據(jù)理想氣體混S=0.587787B+Bln(T)+3.6CT+4.86DT2+合規(guī)則求解出天然氣理想氣體的定壓比熱容cN7.776ET3+13.122FT+G(12)(kJ/(kmol·K);再由式(6)解出天然氣理想氣體式中,S:為純組分i的理想氣體熵值,kJ/(kmo定容比熱容R(6)K)。此熵值的基準(zhǔn)為,S=0為T=0K、P101.325kPa時(shí),理想氣體的熵值。式中,CN為天然氣理想氣體定容比熱容,kJ/根據(jù)純組分理想氣體焓、熵,采用理想氣體混合(kmol·K)。規(guī)則可求解出天然氣理想氣體焓HN(kJ/kmol)在求解出天然氣理想氣體定容比熱容后,根據(jù)熵Sc( kJ/kmol.K)式(7)方可求得天然氣定容比熱容;再由式(8)得到天然氣定壓比熱容。23TV凵中國(guó)煤化工求解CNMHG體焓、熵后,可根據(jù)式Cu NG- Cu Ng6C-12D0+206T(13)、(14)的余焓、余熵式求解出LNG或天然氣的25"7×3cpad s焓、熵值。在求解LNG焓、熵時(shí),式(13)、(14)中的y)-2]密度p為2.1節(jié)中的LNG液體密度;求天然氣焓式中,cNc為天然氣定容比熱容,kJ/(kmol·K)。熵時(shí)則為2.1節(jié)中天然氣密度第43卷第3期田士章等液化天然氣及天然氣物性計(jì)算軟件設(shè)計(jì)257(Hm-HNG)=BoRT-2A7+rra+2/r73a~A894Co 5Do 6EoTleat ty0(Sa-S6)=-Rn101.325BR+2C23D.AB(Pp)2O5(p)-2c711+2p(-5)-(1+1Yo exp(-yo)(14)式中,Hm為L(zhǎng)NG或天然氣焓,kJ/kmol;Sn為力則為101.325kPaLNG或天然氣熵kJ/(kmol·K);p=101.325/2.5,1摩爾發(fā)熱量計(jì)算RTkg/m2。理想氣體純組分在燃燒參比溫度為20℃、152.4天然氣絕熱節(jié)流降壓后溫度計(jì)算℃和0℃時(shí)的摩爾發(fā)熱量可查閱文獻(xiàn)[16獲得。根由于天然氣絕熱節(jié)流過(guò)程可以近似地看作據(jù)文獻(xiàn)[16給出的數(shù)據(jù),通過(guò)式(17)方可求得天然等焓過(guò)程,所以其節(jié)流前和節(jié)流后的焓值是相等的氣理想氣體對(duì)應(yīng)溫度的摩爾發(fā)熱量。由LNG氣化而節(jié)流前壓力溫度和節(jié)流后的壓力通常是已設(shè)定得到的天然氣,其理想氣體摩爾發(fā)熱量與真實(shí)氣體的。因此,可以通過(guò)2.3節(jié)直接求出節(jié)流前的焓值,摩爾發(fā)熱量誤差不會(huì)超過(guò)50J/mol,所以軟件將以對(duì)于節(jié)流后的溫度則可用正割迭代法來(lái)求解。具體理想氣體摩爾發(fā)熱量近似為天然氣真實(shí)氣體的摩爾求解方法為發(fā)熱量1。而對(duì)于0~20℃范圍內(nèi)非表6中的專首先由Hmn=f(,p球解出節(jié)流前天然氣溫度點(diǎn)對(duì)應(yīng)的摩爾發(fā)熱量,則根據(jù)線性插值法求解。值。Hm為節(jié)流前焓值,kJ^kmol;T.為節(jié)流前天HNc(h)=∑x;·H1(t)=Hxe(h)(17)然氣溫度,K;p為節(jié)流前天然氣壓力,kPa然后式中,h為燃燒參比溫度,C;fN為下天然氣理以節(jié)流后溫度為變量,建立節(jié)流前后焓差函數(shù),如式想氣體摩爾發(fā)熱量,kJ/mo;H為t下i組分理想(15)所示氣體摩爾發(fā)熱量,kJ/mol;Hw為t下天然氣摩爾F(T)=Hm(Tp)=Hm=0(15)發(fā)熱量,kJ/mol式中,T為節(jié)流后溫度,K;p為節(jié)流后壓力,kPa;2.5.2體積發(fā)熱量計(jì)算Hm為節(jié)流后由T、p根據(jù)2.3節(jié)計(jì)算得到的焓通過(guò)式(7)求解出天然氣理想氣體摩爾發(fā)熱量值,kJ/kmol后,可根據(jù)式(18)得出天然氣理想氣體體積發(fā)熱量建立如下正割迭代式:再由2.1節(jié)中的方法求解天然氣在計(jì)量參比溫度T1=(r)=rF(T=1)(16)壓力下的壓縮因子,最后通過(guò)式(19)便能得到天然氣體積發(fā)熱量式中,k為迭代序號(hào)。而在用正割法求解時(shí)需要給定兩個(gè)初值T、T(T=T-(p-p)×0.005HNG= HNG(t)X7=T.-(p-p)×0.003):同時(shí),當(dāng)|71-Tk式中,HNc為天然氣理想氣體體積發(fā)熱量,MJ/m3er(其中,e=10)迭代收斂時(shí),Tk+1即為所求溫度nYHe作2.5天然氣發(fā)熱量計(jì)算HNG軟件主要針對(duì)LNG接收站所設(shè)計(jì)?？紤]到接HNC ZG(T2, p2收站發(fā)熱量參比溫度范圍,所以軟件設(shè)計(jì)的天然氣式中,HNc為天然氣體積發(fā)熱量,MJ/m3;Zc為天然燃燒發(fā)熱量參比溫度范圍為(0~20℃),而參比壓氣在7、p下的壓縮因子;T2為計(jì)量參比溫度,K石油與天然氣化工258CHEMICAL ENGINEERING OF OIL gas20142.6特殊組分泡點(diǎn)計(jì)算表2LNG中4種特殊組分接收站的LNG泡點(diǎn)計(jì)算主要應(yīng)用在低壓區(qū)。Table 2 Four special components of LNG(r%)同時(shí),LNG組分通常比較固定。所以軟件設(shè)計(jì)了4物質(zhì)名稱純甲烷貧氣常規(guī)氣富氣甲烷10種特殊組分(見表2)壓力范圍在50~4000kPa的乙烷泡點(diǎn)計(jì)算。首先由 A psen Plus計(jì)算出4種組分丙烷0.34在壓力范圍內(nèi)的對(duì)應(yīng)泡點(diǎn)溫度;然后由 MATLAB異丁烷軟件擬合出“壓力-泡點(diǎn)溫度”和“溫度-泡點(diǎn)壓力”正丁烷00000的函數(shù)關(guān)系式;最后在軟件中設(shè)計(jì)出4種組分泡點(diǎn)0,27890.11壓力和溫度的計(jì)算。實(shí)際應(yīng)用中,對(duì)于非4種組分的實(shí)際LNG,則可以選擇與其最接近的組分形式作擬合公式如式(20)所示,并在表3中給出了對(duì)為近似計(jì)算值。應(yīng)的擬合參數(shù)。(根據(jù)溫度計(jì)算泡點(diǎn)壓力)pop-q+gT+g ttg t++ t+gT+g T+ T'純甲烷(20-A)Php 9+gT+g Ttg r+oT+o T +gr+gr+o T'貧氣(20-B)Pop -++ ttgt+gT+ot.+gr+g t常規(guī)氣(20C)phpt富氣(20-D(根據(jù)壓力計(jì)算泡點(diǎn)溫度)Thp=gn+gptgptg(In())+g p純甲醇(20-E)(20)Tn=q+g(n(p))g(hn(p)+q(hn(p)+q(m(p)+q(n(p)+(ln(p)2+g(n(p))貧氣(20-F)Tm=q+g(n(p))g(ln(p)+q(hn(p))+q(m(p)+q(n(p)+gr((p))+a (n(p))常規(guī)氣(20-G)Tm=q+g(n(p)+q(n(p)+q(n(p)+g(n(p)+q(n(p)+g(In(p))+g(In(p))'to(In(p))富氣(20-H)式中,p為泡點(diǎn)壓力kPa;T為泡點(diǎn)溫度,K;g為擬合式參數(shù)表3泡點(diǎn)壓力、溫度回歸式參數(shù)Table 3 Regression parameters of bubble point pressure and temperatureq式20-B式20847284.692041944697082.935078753-53702887374320948391.90553840119709.4430672193220,6224004831213244.1194749409354878.356894061934575.78038600494850.24818860302184.3662557781414-3641.448543181545.85797676035841035.42504901701291.2329243645185167754578605374,100478388892中國(guó)煤化工-38,15025217299612.06984280487744.3022703915823HCNMHG1862999791786670,7172599110936911.097954892972691,202658417859610,030734851024277580.01748000734330740.00008846632591481580.05787855122174299-0.000162298253714221-0.000467785960120545-0.00101120942780536第43卷第3期田士章等液化天然氣及天然氣物性計(jì)算軟件設(shè)計(jì)259q式20E式20式20-H83.9704889610626350.36693057769211.17293181920130,483213964837420.000602382328488385529.11459932356365.58233560266656,658826345375735.61823916337457×10-0-274.544403373088192.38600172256-23.314961262073741.1252744468576479.33397342914656.68689397510795.2533673518947650.34885826682184413.57760812078339.881678271508560.4196892070491581.381109536744011.024433596293970,04435366036877650.0772043683693920.0583826773672860.0129719736864390.00183248298838710.0014145713024567-0.001088508724977930,0000330598702275436軟件使用說(shuō)明(圖3b)輸入計(jì)算所需的基本參數(shù)值;最后,點(diǎn)擊“運(yùn)根據(jù)以上所做的研究和分析,在 Forcecontrol算”按鈕執(zhí)行計(jì)算,結(jié)果則會(huì)在計(jì)算結(jié)果顯示窗口中V7.平臺(tái)上設(shè)計(jì)出LNG及天然氣相關(guān)物性的計(jì)顯示(圖3c)算軟件,圖2為軟件人機(jī)界面。在使用過(guò)程中,4軟件計(jì)算結(jié)果誤差分析首先點(diǎn)擊“設(shè)置”按鈕,通過(guò)彈出的“物性組分設(shè)置軟件計(jì)算物性參數(shù)較多,所以在此選擇LNG對(duì)話框(圖3a)渝輸入各組分的摩爾分?jǐn)?shù);然后點(diǎn)擊計(jì)算選擇項(xiàng)按鈕,通過(guò)彈出的“物性_參數(shù)設(shè)置”對(duì)話框接收站常用的密度、焓和高位發(fā)熱量作誤差分析4.1密度及高位發(fā)熱量誤差分析sn)(m) C)(Ss) KB(H9對(duì)比大連接收站實(shí)際工況運(yùn)行中3種LNG(天LNG/NG物性計(jì)算組分沒置我叫設(shè)置[送罪然氣)組分所對(duì)應(yīng)的實(shí)測(cè)LNG密度,天然氣密度[計(jì)算選擇按鈕}一1計(jì)算執(zhí)行按包液化天然氣物性氣體發(fā)熱量高位發(fā)熱量和軟件計(jì)算相同工況的值,求出相對(duì)誤差。表4為實(shí)際運(yùn)行組分,表5為對(duì)應(yīng)工況誤差分天然氣物性計(jì)算結(jié)果殊組分泡點(diǎn)壓力顯示窗口析數(shù)據(jù)列表氣體艷熱脹降溫特殊據(jù)分泡點(diǎn)溫度表4大連接收站實(shí)際運(yùn)行組分(y%)Table 4 Actually running components of Dalian LNG Terminal圖2軟件人機(jī)界面物質(zhì)名稱組分2組分igure 2 HMI of software91.311493.741496,0190物性分設(shè)混合物組分(mo1%)0.0353CeLIaCHIU異丁烷0.45520.00140.0156液化天然氣物性正丁烷0.0002LNG壓力20.∞0naSHI?正戊烷(a)正己烷液化天然氣物性0,63870,15070.0705LNG密度LNG定壓比熱324kJ/kg.℃質(zhì)比焓rvTL中國(guó)蝶化工以看出:①D計(jì)算LNGLNG質(zhì)量比熵kJ/kg.℃NMH密度,取人次左1.778%6;②計(jì)算天然氣混昆臺(tái)物爾質(zhì)量1B密度時(shí),最大相對(duì)誤差為-0.1338%;③由于天然圖3軟件使用對(duì)話框氣高位發(fā)熱量是經(jīng)GB/T11062-1998《天然Figure 3 Dialog box of software氣發(fā)熱量、密度、相對(duì)密度和沃泊指數(shù)的計(jì)算方法》石油與天然氣化工260CHEMICAL ENGINEERING OF OIL gas2014表5密度及高位發(fā)熱量誤差分析數(shù)據(jù)Table 5 Error-analysis data of density& gross calorific value名稱LNG密度/(kg:m-3)天然氣密度/(kg·m)天然氣高位發(fā)熱量/(MJ·m3)工況溫度12℃溫度:20℃計(jì)量、燃燒參比溫度:20℃條件壓力:20kPa(G)壓力:0kP(計(jì)量、燃燒參比壓力:101.325kPa)分析項(xiàng)實(shí)際軟件相對(duì)誤差/實(shí)際軟件相對(duì)誤差/實(shí)際軟件相對(duì)誤差/工況計(jì)算工況計(jì)算工況計(jì)算組分1450,87456.1801.17780.731204073026-0.33839.69339.6900.0076組分24.34.340.92540.7050540.70490838.7890.0077組分34330443817181.18650.6922900.6931470.123838.27038.2740.010中的數(shù)據(jù)處理而來(lái),所以其相對(duì)誤差非常小,最大只度最高;雖然其形式比較復(fù)雜,在計(jì)算上相對(duì)困難,有0.0077%。同時(shí),為了檢測(cè)BWRS方程為最佳但經(jīng)過(guò)軟件設(shè)計(jì)后已很好地克服了此問(wèn)題。選擇方程,也采用了其他狀態(tài)方程對(duì)以上3種工況4.2焓誤差分析進(jìn)行了計(jì)算。在計(jì)算LNG密度時(shí),LKP方程最大焓作為L(zhǎng)NG接收站運(yùn)行能耗分析的重要物性相對(duì)誤差為2.7316%、PR方程為-1.6254參數(shù),通常無(wú)法直接獲取。因此,將 A psen_Plus軟RKS方程為2.2839%6;計(jì)算天然氣密度時(shí),KP件計(jì)算的相應(yīng)工況焓差與此軟件計(jì)算的對(duì)應(yīng)工況焓為2.5676%6、PR為1.8957%、RKS為-2.332差進(jìn)行對(duì)比,以計(jì)算其相對(duì)誤差。表6給出了2.66。由此可以看出,在密度計(jì)算上BWBS方程精節(jié)中常規(guī)氣的相關(guān)給誤差分析數(shù)據(jù)。表6焓誤差分析數(shù)據(jù)Table 6 Error-analysis data of enthalpy分類Apsen_ Plus計(jì)算軟件計(jì)算焓差相對(duì)誤差%6名稱天然氣焓/LNG焓/焓差/天然氣焓LNG焓焓差/J·kg-)(kJ·kg-)工況1天然氣(溫度:25℃壓力:720kPa(G)LNG(溫度:-135℃壓力:20kP2(G)5219.927799.538766.37628.586794.962天然氣(溫度:1℃壓力:700Pa(G)LNG(溫度:-135℃,壓力:700Pa(G)4556.875-5212.720650.280.8485工況3天然氣(溫度:10℃壓力:9000kPaG)LNG(溫度:-140℃壓力:9000kPa(G)4556.430-5223.668667.238629.52831.78661.3100.8844通過(guò)表6焓差的最大相對(duì)誤差可以看出,軟件物性。但是,因?yàn)橛?jì)算物性較多,所以只列舉出幾個(gè)所計(jì)算的最大相對(duì)誤差為0.8844%,遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于工程特殊物性用以實(shí)例計(jì)算上所要求的5%,所以軟件可很好地計(jì)算LNG和(1)卸船完成后,吹掃目標(biāo)溫度。卸船完成后,NG的焓值。由于通常采用狀態(tài)方程計(jì)算物性中密對(duì)碼頭各液相臂所在管線的吹掃,需保證管線內(nèi)無(wú)度是其他參數(shù)計(jì)算的基礎(chǔ),而在4.1節(jié)中已經(jīng)確認(rèn)液體,吹掃工作方完成。而吹掃時(shí)的最高壓力為BwRS在計(jì)算中的優(yōu)勢(shì)故在此不再使用其他狀態(tài)500kPa(G),所以此壓力下的泡點(diǎn)溫度即為其目標(biāo)方程求解LNG或天然氣格值。綜上所述,軟件在溫度441℃。對(duì)LNG、天然氣物性計(jì)算中具有較高的精度,能夠VT凵中國(guó)煤化工較好地滿足LNG接收站的物性計(jì)算需求。CNMH的LNG密度,外輸計(jì)量條件然氣密度及高位發(fā)熱量計(jì)算。LNG5計(jì)算實(shí)例儲(chǔ)罐壓力一般為20kPa(G)、溫度為-159℃,軟件下面以大連LNG接收站常用天然氣組分,即計(jì)算密度為44.4138kg/m3;高壓泵出口壓力為10表4中的組分2為例計(jì)算不同工況的LNG或 NG MPa(G)、溫度為-140℃,軟件計(jì)算密度為423.404第43卷第3期田士章等液化天然氣及天然氣物性計(jì)算軟件設(shè)計(jì)261kg/m3;外輸計(jì)算條件為壓力0kPa(G)溫度為209郭天民,閻煒,濮蕓輝,等,多元?dú)庖浩胶夂途s[M].北京:石油工業(yè)出版社,2002℃,軟件計(jì)算密度為0.70491kg/m3,高位發(fā)熱量[10]苑偉民修改的BWRS方程[J]石油工程建設(shè),2012,38(6):9為38.789MJ/m3。(3)SCV效率的計(jì)算需要先求解出入口LNG[11]北京石油設(shè)計(jì)院,石油化工工藝計(jì)算圖表[M]北京:烴加工出社,1985的總焓值和出口NG總焓值;之后求出二者焓差;然[12]羅煥章.石油化工基礎(chǔ)數(shù)據(jù)手冊(cè)[M].北京:化工出版社,1984后計(jì)算出燃料的總發(fā)熱量;最后用焓差除以發(fā)熱量131彭世尼,陳建倫,楊建天然氣絕熱節(jié)流溫度降的計(jì)算門煤氣即可求出SCV的效率(由于NG出口壓力與LNG[14]張鴻鵬,李顏強(qiáng)門站調(diào)壓節(jié)流引起管道低溫的分析[]煤氣入口壓力非常接近,因此以LNG入口壓力作為與熱力,2009,29(1):B1-B4LNG出口壓力)。表7中列出了SCV效率計(jì)算所15]董正遠(yuǎn),肖榮鴿.計(jì)算天然氣焦耳-湯姆遜系數(shù)的BWRS方法需的參數(shù),通過(guò)這些參數(shù)計(jì)算出SCV的效率為16中國(guó)石油天然氣總公司,BT102-198天然氣發(fā)熱量、密度、相對(duì)密度和沃伯指數(shù)的計(jì)算方法[S]北京:國(guó)家質(zhì)量技術(shù)9523%。監(jiān)督局,1998表7So效率計(jì)算所需參數(shù)17]魏凱豐,張作群,牛濱天然氣混合氣體發(fā)熱量的計(jì)算[J].哈爾濱理工大學(xué)學(xué)報(bào),2005,10(6):109-116fae7 equired parameters of scv efficiency cal cul ation[18]孫蘭義,化工流程模擬實(shí)訓(xùn)一 A psen plus教程[M].北京化學(xué)名稱LNG壓力/ LNG LNG流量/NG燃料氣流量/燃燒參比工業(yè)出版社,2012MPa(G)溫度/℃(t·h)溫度/℃(xkg:h-)溫度/C19]陳杰 MATLAB寶典[M]北京:電子工業(yè)出版社,201102-138.91135.148.671806[20]張運(yùn)剛.從入門到精通一工業(yè)組態(tài)技術(shù)與應(yīng)用[M].北京:人民郵電出版社,20086結(jié)語(yǔ)稿日期:2013-11-21:修回日期:2014-01-06;編輯:康莉軟件以BWRS方程為基礎(chǔ),計(jì)算出LNG和NG的密度、比熱、焓和熵,同時(shí)得出天然氣的壓縮因子和絕熱降壓后溫度;而發(fā)熱量則是根據(jù)GB/T下期要自1062-1998標(biāo)準(zhǔn)中的數(shù)據(jù)建立適合的關(guān)系式求1優(yōu)化碳四原料生產(chǎn)低硫MTBE回收二硫化物方法探討得;為了滿足LNG接收站泡點(diǎn)需求,通過(guò)數(shù)據(jù)擬合2兩種催化油漿的熱重反應(yīng)動(dòng)力學(xué)研究3CNG脫水用4A分子篩再生性能實(shí)驗(yàn)研究求解出了接收站常用的一些LNG(NG)組分所對(duì)應(yīng)4 AL-SBA15吸附脫除油品中堿性氮化物的研究的泡點(diǎn)溫度和壓力。通過(guò)誤差及實(shí)例計(jì)算可以看5水合物法天然氣脫硫工藝研究出,軟件具有使用簡(jiǎn)單、運(yùn)算精度高等特點(diǎn)能滿足6BCM技術(shù)在天然氣凈化裝置實(shí)施方法初探LNG接收站常規(guī)工況物性計(jì)算的需求7二氧化碳水合反應(yīng)循環(huán)增壓實(shí)驗(yàn)研究8基于氣體組成的天然氣壓縮因子計(jì)算方法參考文獻(xiàn)上海天然氣處理廠C:3回收工藝優(yōu)化研究「]呂俊張昌維,傅皓,LNG接收站BoG壓縮機(jī)處理能力計(jì)算及10PRlC天然氣液化工藝?yán)湎浞e液分析及排除選型研究[J].化工設(shè)計(jì),2011,21(1):14-1611頁(yè)巖氣藏滑溜水壓裂用降阻劑性能影響因素研究2]張艷春,國(guó)杰,杜國(guó)強(qiáng),等,LNG大型儲(chǔ)罐加強(qiáng)圈設(shè)計(jì)]:石12川中沙溪廟致密油藏壓裂液技術(shù)研究及應(yīng)油與天然氣化工3]陳雪,馬國(guó)光流程參數(shù)對(duì)LNG接收終端蒸發(fā)氣再冷凝工藝流13交聯(lián)酸加砂壓裂技術(shù)研究和應(yīng)用程性能的影響[].石油與天然氣化工,2008,37(2):100-10414樹脂型壓井液研究及應(yīng)用4]付子航LNG接收站蒸發(fā)氣處理系統(tǒng)的動(dòng)態(tài)設(shè)計(jì)計(jì)算模型[J]15復(fù)雜砂巖氣藏酸化酸液體系優(yōu)選天然氣工業(yè),2011,31(6):85-8816一種水基抗溫鉆井液的高溫流變性研究[5]洪麗娜陳保東李慶杰,等,PR方程在天然氣熱物性計(jì)算中的17F中國(guó)煤化工裂模擬與施工參數(shù)優(yōu)化中應(yīng)用[J].遼寧石油化工大學(xué)學(xué)報(bào),2008,28(2):48-52[6]喻西崇,趙金洲,鄔亞玲,等.PⅤT狀態(tài)方程的選擇與分析[JCNMHG18綜合標(biāo)準(zhǔn)化指導(dǎo)下的石油工業(yè)術(shù)語(yǔ)標(biāo)準(zhǔn)研究油氣儲(chǔ)運(yùn),2001,20(9):24-277]劉璐,劉寶玉,李少華,等,LNG熱物性計(jì)算[J].當(dāng)代化工19碘量法測(cè)硫化氫含量在四川氣田的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用20錦州9-3油田產(chǎn)出聚合物對(duì)污水穩(wěn)定性的影響研究[8]顧安忠,魯雪生,汪榮順,等.液化天然氣技術(shù)[M]北京:機(jī)械工21天然氣處理裝置中SIL軟件化評(píng)估方法應(yīng)用研究業(yè)出版社,20022含氧煤層氣液化流程安全性分析與措施