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天然气增压站配套与选型研究
戴云飞，寇可新，孙红，刘尚明
（清华大学热能工程系，北京100084）
摘要：分析了输气增压站动力系统的可行方案，并从燃气轮机、天然气压缩机和输气管道的有关特性出发，提供了典型增压站的配套与选型的方法，以“西气东输”工程为例进行了选型计算分析，提出了一些在选型时仍需深入考虑的因素。
关键词：输气增压站；天然气输送；选型；燃气轮机
中图分类号：TE974；TH4文献标识码：A文章编号：1009-2889（2002）01-0037-04
0背景
“西气东输”工程是中国第一个远距离输气工程，全长4167公里，一期工程年设计输气量是120亿立方米。中国经济和能源分布的不均匀必然会涉及到更多的能源跨省甚至跨国的长距离输送，实践证明管道长距离输送天然气是最经济的方法。为使管道输送能连续进行，必须由增压站将天然气增压，以克服管道在流动中的摩擦阻力。有资料表明增压站的投资占输气管道总投资的25%左右，压缩机组的投资占增压站投资的50%以上，压缩机组的燃料消耗占增压站营运费用的70%以上。因此研究天然气输气增压站的配套与选型研究，使其在满足运行可靠性的基础上，能达到技术经济和热经济的最佳是有很有意义的。文章在分析比较了输气增压站可选类型的基础上，详细阐述了典型的增压站———燃气轮机驱动离心压缩机的选型方法。
1设备选择原则
增压站设备选择的原则是在保证增压站的稳定和可靠运行前提下提高运行的经济性。具体来说要考虑如下几点：
（1）要考虑输气量逐年增加的情况，即初期输气量较少，随着各站用气户的逐年增多，用气量也逐年增加，经过几年才达到输气管道设计值。在选型时要满足此要求，以节省投资与运行费用。
（2）要考虑到整个管线的工艺设计思想、每个站工艺参数以及现场地理环境影响。也就是说要考虑到天然气组分、热值、露点温度以及大气温度、相对湿度、海拔高度、管线一期输气量、二期输气量、周围电源情况、大气洁净程度等综合因素的影响后，再选取设备。
（3）机组的备用方案。备用方案要考虑到机组的可靠性、方案的经济性以及使用维护合理等众多因素。
在上述选择原则下，首先要确定动力系统和天然气压缩机。
2增压站动力系统和天然气压缩机根据不同输气管线增压站，动力系统有燃气轮机、变频电机、联合循环等可用方案，天然气压缩机一般选用离心式压缩机或轴流式压缩机，下面分别简单介绍各自的优点和缺点。
2.1动力系统
燃气轮机燃气轮机能在较大的范围内变速运行，且安装可靠、自动化程度高；燃气轮机技术先进，装置轻巧，建设周期短，甚至可以完全不用水，维修也很方便，另外燃气轮机燃料能直接取自管道，因此其动力成本较低，“西气东输”管线上游的增压站宜采用这种动力设备。缺点是燃气轮机只作单循环运行，其效率一般不会高于35%。为了保证输气管道能在较大的工作范围内稳定可靠地工作，要求燃气
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第15卷第1期2002年3月
《燃气轮机技术》
GAS TURBINE TECHNOLOGY
Vol.15No.1
Mar.，
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2002
*收稿日期：2001-12-13
基金项目：国家“973”基础研究基金项目（G1999022304）。
第一作者简介：戴云飞（1976-），男，清华大学硕士研究生，目前研究天然气增压站的优化运行与调度。
轮机的功率、转速不仅有尽可能大的调节范围，而且不产生超温、喘振等意外，输气管线中一般都选用分轴或三轴燃气轮机。
变频电机变频电机调速的原理就是改变电源频率来改变转速。其主要优点如下：频率可以连续调节，调速范围广；机械特性较硬；运行效率较高；建设成本低，维护方便，结构简单，运行可靠，适用于电力富裕的地区，尤其适合建在大的发电站附近。缺点：功率受限制，由于输送气体是易爆易燃气体，还必须增设防爆措施。
联合循环增压站是一个庞大的能源消耗体，因此天然气增压站也应尽可能考虑能量的梯级利用。到管线下游，由于燃料价格相对较高，增压站可以采用联合循环形式，以蒸汽推动工业汽轮机来驱动天然气压缩机。这样整个电站的能量利用率可达60%以上，如果再提供工业和取暖蒸汽，能量利用率会更高。缺点是系统结构复杂，维修工作量大，要求操作人员和维修人员有较高的技术素质。
2.2压缩机
离心式压缩机结构紧凑、重量轻、体积小。效率范围是70%～80%，适用于中小流量和较高压比，稳定工况范围宽，叶轮不易磨损。
轴流式压缩机适用于流量很大，但是压力又不太高的情况，而且轴流式压缩机的效率比离心式压缩机要高，效率范围是70%～80%，但是轴流式压缩机对气体中的杂质较敏感，叶片易磨损，稳定工况较窄。
下文以典型的输气增压站选型燃气轮机—离心压缩机为例进行配套与选型的分析。
3燃气轮机-离心压缩机输气增压站的选型分析
3.1确定负载规律与管道特性
首先要能对天然气的消费量作出正确的核算和预报，以此来确定初期输气量、年增长量以及输气随季节的周期变化量。增压站一般要保持出口压力P2不变，一旦确定了设计流量以及传输压力，就能确定输气管道的管径与钢材型号，也就获得了管道的有关特性。根据天然气管线的长度、管径、流量、输送压力及沿程压力损失来确定天然气增压站的个数和每站的机组数量。当全管线增压站分布方案确定后，那么某管道沿程压力P
X
、长度L和流量Q的关系也就能确定，如图1所示。3.2确定压缩机与输气管道的共同工作线
压缩机与管道共同工作线的求取方法如图2，把图1的管道阻力线画到压缩机性能曲线P
1
-Q
上（图2下），然后再把P
1
-Q曲线转换到π-Q曲线上（图2上），就得到了两者的共同工作平衡线。运行中由于一些原因，如环境温度的变化、管道阻力
的增加以及出口压力P
2
的升高或降低，将导致压缩机的平衡运行曲线在一定的范围内变化，形成如图2所示的acdb区域，压缩机的选型要求acdb区域位于压缩机的高效率区域，
同时要离压缩机的喘振边界有一定的距离。
图
1增压站进口压力随输气量的变化特性线
图3天然气增压站与管道的联合运行图
?L（1）式中Q———为管道在标况下的最大输气能力，单
位是1×106m3/d
K———为常数，等于105.119
D———为管子内径，m
P2，P1———分别为输气管道某段始、末端的
绝对压力，MPa
λ———为水力摩擦阻力系数
T cp———为所输气体沿输气管道某段全长上
的平均温度，K
Z cp———为气体在所输管道全长上的平均压
缩系数
Δ———为天然气对空气的相对密度（Δ=ρ/
1.2046），其中ρ为天然气在293.15K
和0.1013MPa下的密度
L———为输气管道某两相邻增压站间的长
度，km
例：以西气东输工程为算例，D=1.016m，P
2
= 10MPa，P1=7.5MPa，L=260km，Δ=0.6125，T cp= 293K，Z cp=0.88，λ=0.0106；其中λ的计算采用panhandle公式。
panhandle公式为
λ=0.0147Re-0.03922
该公式适用于进行大口径流量的管道计算。上述公式中的Re为雷诺数，由下式求得：
Re=1.81×103
QΔ
dη
（3）经计算得到最大输气量是每年124.58亿立方米，而设计输气量是每年120亿立方米。这也验证采用上述公式的正确性。在选型时也可用上述公式结合管道特性线计算输气管道内管径和进、出口压力等。这样就完成了第一步工作。
其次要确定压缩机功率：
Ne=Q
K
K-1
RZT1ε
K-1
K-
()11
η
（4）式中Q———为管道在标况下的最大输气能力，单
位是kg/s
Z———为天然气压缩因子，主要与输气压力
和天然气组分有关
K———为天然气绝热指数，由组分决定
R———为天然气气体常数，kJ/（kg?K）
T1———为输气温度，单位是K
ε———为压缩机压比，范围1.2～1.5
η———为压缩机效率
假设初始输气量为每年50亿立方米，设计输气量为每年120亿立方米，K= 1.29，密度ρ= 0.7616kg/m3，P2=10MPa，P1=7.5MPa，压缩机效率η=0.80，则满负荷时压缩机功率为13290kW，初始输气时压缩机的功率为6091kW。考虑到从开始输气到达到满负荷，至少需要2～3年的时间，一般来说，输气站设计三台同型号的增压机组，两台运行，一台备用。开始输气时建设两台增压机组，一台机组运行，一台备用；随着输气量的增加，再建设一台机组并让其以并联方式接入运行。根据这个思路，再考虑到大气环境的变化对燃气轮机出力的影响以及各种机械损失，选用的单个燃气机组的功率应不低于7500kW。这样就可以初步选定燃气轮机和天然压缩机的型号，然后进行变工况计算和核算，完成第二和第三步工作。
国内的几条输气管线增压站（如陕西榆林、府谷增压站，山西应县增压站，河南濮阳增压站）所采用的设备大多是靠进口，这使设备的维护存在着极大的隐患，也不利于我国机电制造业的发展。目前国内拥有生产管道离心式压缩机组的技术，但是技术水平相对落后，控制系统和密封系统也比较差，大批量生产5000kW以上的离心式压缩机仍有困难，所以离心式压缩机宜采用欧美的产品。增压站燃气轮机设备应优先考虑国内的产品，国内的燃气轮机制
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戴云飞等：天然气增压站配套与选型
造单位如“南汽”，已经具备了制造、安装这一功率等级的机械驱动用燃气轮机，为了确保“西气东输”管线增压的可靠性和经济性，可以采用与国外企业如GE、Solar合作的形式来生产配件、装配调试整机，并逐步实现国产化。
3总结
上文简单介绍了增压站选型的原则、思路和方法，然后以“西气东输”为算例进行了选型分析，其实增压站的配套与选型是个很复杂的过程，仍有许多因素尚待考虑。比如机组连接方式切换（如并联、串联）对选型的影响；隔站运行和站与站距离的相互影响，管线相邻增压站在变工况运行时的相互影响。
同时还要考虑到管道的承受压力要满足二期工程继续增高的要求，机组的调度要能适应周期性和随机性的流量流动。
参考文献：
［1］赵士杭.燃气轮机循环与变工况性能［M］.北京：清华大学出版社，1993.
［2］林存瑛.天然气矿场集输［M］.北京：石油工业出版社，1997.［3］B.M.阿加普金等.管道计算手册［M］.北京：石油工业出版社，1991.
［4］C.A.博布罗夫斯基.天然气管道输送［M］.北京：石油工业出版社，1985.
［5］王震华.南京汽轮电机（集团）有限责任公司可在“西气东输”工程项目中发挥重要作用［J］.燃气轮机技术，2000，13（3）：1-6.
Reserach on the selection&provision of compression station
DAI Yun-fei，KOU Ke-xin，SUN Hong，LIU Shang-ming
（Thermal Engineering Department of Tsinghua University，Beijing100084，China）
Abstract：The seletion of compression station has an impact on the reliability，economics of natural gas transmission pipeline.In this paper，sev-eral power system and compressor projects of compression station are discussed，On the base of the characteristics of natural gas transmission pipelines、natural gas compressors and gas turbines，the approach of selection and provision of typical compression station is analyzed.Then“Gas Transfer from Westem to Eestem”project is discussed as an example，and some other factors are highlighted which merit special consideration in the course of the selection of compression station.
Key words：natural gas transmission；compression station；selection；～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～～
gas turbine
（上接第26页）如果不遵循原有的宏观传热机理，那么微尺度传热机理方面的研究将会是超微燃烧器发展的重要理论基础。
7总结
从超微燃烧器的应用前景和目前的研究现状可以看出，该领域是一个全新的研究方向，它的发展是在透平机械、材料、微型机械制造技术、催化燃烧等一系列技术的发展之上实现的，专业交叉性很强。超微燃烧器的关键是如何解决由于尺度减少而带来的问题，比如燃料停留时间缩短、散热损失增大、流动阻力变大等等。这些问题中有些已经通过研究得
到初步解决，有些还有待进一步的研究。因此，超微燃烧器的出现，势必促进与之相关的研究领域向纵深发展。
感谢清华大学教授焦树建老师在论文修改过程中给予的热情帮助！
参考文献：
［1］Waitz I.A.，Gauba G.and Tzeng https://www.doczj.com/doc/51844920.html,bustors for Micro-gas Turbine Engine［J］.Journal of Fluids Engineering，1998.
［2］Mehra A.，Waitz I.A.and Schmidt https://www.doczj.com/doc/51844920.html,bustion Tests in the6-Wafer Static Structure of a Micro Gas turbine Engine［Z］.
［3］Mehra A.and Waitz I.A..Development of a Hydrogen Combustor for a Microfabricated Gas Turbine Engine［Z］.
04燃气轮机技术第15
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卷
LNG气化站工艺流程 LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置的卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG送至卫星站低温LNG储罐。工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.6MPa。增压后的低温LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10℃，压力为0.45－0.60 MPa，当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压(调压器出口压力为0.35 MPa)、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户。
进入城市管网 储罐增压器 整个工艺流程可分为：槽车卸液流程、气化加热流程（含热水循环流程）、调压、计量加臭流程。 卸液流程：LNG由LNG槽车运来，槽车上有3个接口，分别为液相出液管、气相管、增压液相管，增压液相管接卸车增压器，由卸车增压器使槽车增压，利用压差将LNG送入低温储罐储存。卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。槽车中的低温LNG通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺利进行。若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG的温度时，采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。实际操作中，由于目前LNG气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。所以除首次充装
LNG 时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。 为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每 次卸车前都应当用储罐中的LNG 对卸车管道进行预冷。同时应防止快速开启或关闭阀门使LNG 的流速突然改变而产生液击损坏管 道。 气化流程： 靠压力推动，LNG 从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内LNG 的流出，罐内压力不断降低，LNG 出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG 气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储罐内LNG 靠液位差流入自增压空温式气化器(自增压空温式气化器的安装高度应低于储罐的最低液位)，在自增压空温式气化器中LNG 经过与空气换热气化成气态天然气，然后气态天然气流入储罐内，将储罐内压力升至所需的工作压力。利用该压力将储罐内LNG 送至空温式气化器气化，然后对气化后的天然气进行调压(通常调至0．4MPa)、计量、加臭后，送入城市中压输配管网为用户供气。在夏季空温式气化 加压蒸发器卸车方式二 槽车自增压/压缩机辅助方式 BOG加热器 LNG气化器 加压蒸发器 卸车方式三 气化站增压方式 LNG贮罐 LNG贮罐 BOG压缩机 加压蒸发器 卸车方式五低温烃泵卸车方式 V-3 PC LNG贮罐 LNG贮 低温烃泵
1、 苯原料罐 原料罐的储存条件为常温常压储存，温度为25℃，压力为0.101325MPa ，选择该原料的储存天数为15天，储罐的装配系数φ= 0.8,储量为33t 14.6603515246597.15750.8 V Q V m m ????== =，取装填系数为0.85，则所需容积为'336597.15757761.3620.850.85V V m m ===,考虑到储罐压储存总量较大，从经济学、安全性和环保的角度来考虑，选用综合性能较优的球形储罐，根据标准选取公称容积为2000m 3的钢制球形储罐4个，材料选用Q345R ，由sw6设计出来壁厚为16mm 。标准号为：GB/T 17261-1998 2、 氢气原料罐 原料罐的储存条件为常温常压储存，温度为25℃，压力为0.101325MPa ，选择该原料的储存天数为15天，储罐的装配系数φ= 0.8,储量为33t 525.46724110346.60.8 V Q V m m ????== =，取装填系数为0.85，则所需容积为'33110346.6129819.530.850.85V V m m ===,考虑到储罐压储存总量较大，从经济学、安全性和环保的角度来考虑，选用综合性能较优的球形储罐，根据标准选取公称容积为3000m 3的钢制球形储罐4个，材料选用Q345R ，由sw6设计出来壁厚为16mm 。标准号为：GB/T 17261-1998 3、 环己烷原料罐 原料罐的储存条件为常温常压储存，温度为25℃，压力为0.101325MPa ，选择该原料的储存天数为15天，储罐的装配系数φ= 0.8,储量为33t 16.6808915247506.400.8 V Q V m m ????== =，取装填系数为0.85，则所需容积为'337506.408831.060.850.85V V m m ===,考虑到储罐压储存总量较大，从经济学、安全性和环保的角度来考虑，选用综合性能较优的球形储罐，根据标准选取公称容积为3000m 3的钢制球形储罐3个，材料选用Q345R ，由sw6设计出来壁厚为16mm 。标准号为：GB/T 17261-1998
谈天然气管道工程施工建设质量管理 摘要：随着社会科技的飞速发展以及人民生活水平的不断提高，人们对资源的需求越来越高，天然气因为燃烧时污染少等多重优势已经成为了我国最主要应用的能源项目，在我国的经济发展和社会安定上起着重要的作用。但是在实际生活中，天然气管道的使用过程中常常会出现各种各样的质量问题，例如：管道出现腐蚀问题但未能及时做出相应的安全应对措施等等质量问题，给群众的生活带来了诸多的不便和安全问题，文章便针对天然气的管道施工质量和管道的技术管理展开探究。 关键词：天然气；管道工程；施工质量管理；问题与对策 引言 随着我国各行各业的飞速发展以及经济建设的发展，对于能源资源的消耗越来越大，使得社会上对于能源资源的需求量也是日益增多，而在注重发展更注重环境保护的今天，传统的化工石油类能源在使用时会产生大量的污染物，对生态环境造成严重的破坏，故此，对于清洁能源资源的开发以
及运用是极为重要的。天然气身为一种清洁能源，就有较好的环境保护作用，满足当前社会的可持续发展要求。而且我国坐拥丰富的天然气资源储量，完全能够满足时下的社会发展所需，不过因为天然气本身具有易燃易爆的特性，一旦管理使用不当，就会给周围的群众的正常生活以及财产安全造成极大地损失，有着很大的安全隐患，所以一定要对天然气管道工程施工管理和质量控制进行强化。 1天然气管道项目概述 我国的天然气主要运输手段是通过管道运输，天然气管道运输方式有着诸多优点包括：运输成本比较低、运送量大、不易受到气候变化以及地面情况的影响、方便控制和管理等等。在我国天然气管道有着高程度发展，现在全国的油气长输管道总长度已经超过13万公里。但是管道从储存、运输以及投入使用的过程中都处于带压状态，一旦出现事故危害重大，影响范围广，释放的能量大，造成严重的爆炸和火灾事故。所以为了安全，天然气长输管道通常都选择在地下安装，拥有很好的隐蔽性，但是给施工造成了一定的难度。同时因为传输管道的距离都很长，要求施工单位对全线的各种因素进行严格考察。根据不同的地质环境需要工程设计人员充分结合地势地貌科学合理的应用不同的管材和对应保护
制氢技术综述&制氢技术路线选择 一、工业制氢技术综述 1.工业制氢方案 工业制氢方案很多，主要有以下几类： （1）化石燃料制氢：天然气制氢、煤炭制氢等。 （2）富氢气体制氢：合成氨生产尾气制氢、炼油厂回收富氢气体制氢、氯碱厂回收副产氢制氢、焦炉煤气中氢的回收利用等。 （3）甲醇制氢：甲醇分解制氢、甲醇水蒸汽重整制氢、甲醇部分氧化制氢、甲醇转化制氢。 （4）水解制氢：电解水、碱性电解、聚合电解质薄膜电解、高温电解、光电 解、生物光解、热化学水解。 （5）生物质制氢。 （6）生物制氢。 2.工业制氢方案对比选择 （1）煤炭制氢制取过程比天然气制氢复杂，得到的氢气成本也高。 （2）由于生物制氢、生物质制氢和富氢气体制氢等方法制取的氢气杂质含量高、纯度较低，不能达到GT等技术提供商的氢气纯度要求。 （3）国内多晶硅绝大多数都采用的是水电解制氢，只有中能用的是天然气制氢，而国外应用的更多是甲醇制氢，因此，我们重点选择以下三类方案进行对比： （A）天然气制氢 （B）甲醇制氢 （C）水电解制氢 3. 天然气制氢
（1）天然气部分氧化制氢因需要大量纯氧增加了昂贵的空分装置投资和制氧成本。 （2）天然气自热重整制氢由于自热重整反应器中强放热反应和强吸热反应分步进行，因此反应器仍需耐高温的不修锈钢管做反应器，这就使得天然气自热重整反应过程具有装置投资高，生产能力低的特点。 （3）天然气绝热转化制氢大部分原料反应本质为部分氧化反应。 （4）天然气高温裂解制氢其关键问题是，所产生的碳能够具有特定的重要
用途和广阔的市场前景。否则，若大量氢所副产的碳不能得到很好应用，必将限制其规模的扩大。 （5）天然气水蒸汽重整制氢，该工艺连续运行, 设备紧凑, 单系列能力较大, 原料费用较低。 因此选用天然气水蒸汽重整制氢进行方案对比。 4.甲醇制氢 （1）甲醇分解制氢，该反应是合成气制甲醇的逆反应，在低温时会产生少量的二甲醚。 （2）甲醇水蒸汽重整制氢，是甲醇制氢法中氢含量最高的反应。这种装置已经广泛使用于航空航天、精细化工、制药、小型石化、特种玻璃、特种钢铁等
喷枪水项目 实施方案 一、项目提出的理由 新一轮科技革命与产业变革赋予战略性新兴产业发展新机遇。当 前全球新一轮科技革命加速推进，信息技术、新能源、新材料、生物 技术等领域的前沿革命性突破和交叉融合，催生出各领域新技术、新 产品、新服务的群体突破。以数字化、网络化、智能化、绿色化为核 心的新兴技术广泛渗透，带动产业技术体系创新，引发产业分工重大 调整，为宁夏加速实施创新驱动发展战略、切入国际产业链中高端领域、实现新兴产业跨越赶超创造了难得的历史机遇。 产业融合深入推进为战略性新兴产业发展提供新引擎。多领域加 速跨界融合，尤其是互联网、云计算、大数据等新一代信息技术与传 统产业深度融合，不断催生“互联网+”新业态，消费需求不断向多元化、高质量、高层次变化，为宁夏战略性新兴产业发展开辟了广阔空间，同时也为发展新产业、培育新业态、应用新模式开辟了新思路。 我国经济发展新理念构筑战略性新兴产业发展新方向。“十八大”以来我国进入经济发展新常态下深化产业结构调整的新时期，在创新、协调、绿色、开放、共享五大发展理念指引下，劳动密集型、资源消
耗型的传统产业增长动力持续弱化，促使宁夏进一步依靠产业结构调整、产业技术升级、实施创新驱动的发展理念实现战略性新兴产业持续快速发展，培育形成新的经济增长点。 国家重大战略部署为战略性新兴产业发展再造新契机。“一带一路”、“创新驱动发展”、“向西开放”、“中国制造2025”、“互联网+”行动等重大国家战略部署带来新的发展思路和方向，再造发展新需求。宁夏战略性新兴产业必须找准在重大战略中的定位，选好切入点，把握好、利用好新机遇，实现新的更大发展。 二、项目概况 （一）项目名称 喷枪水项目 （二）项目建设单位 项目建设单位：xxx实业发展公司 报告咨询机构：泓域咨询 （三）项目选址 某新区 项目建设方案力求在满足项目产品生产工艺、消防安全、环境保护卫生等要求的前提下尽量合并建筑；充分利用自然空间，坚决贯彻执行“十分珍惜和合理利用土地”的基本国策，因地制宜合理布置。所选场址应避
液化天然气储罐形式和选型 LNG储存是LNG工业链中的重要一环。LNG储罐虽然只是LNG工业链中的一种单元设备，但是由于它不仅是连接上游生产和下游用户的重要设备，而且大型储罐对于液化工厂或接收站来说，占有很高的投资比例，因而世界各国都非常重视大型LNG储罐的设计和建造。随着全球范围天然气利用的不断增长和储罐建造技术的发展，LNG储罐大型化的趋势越发明显，单罐容量20×104m3储罐的建造技术已经成熟，最大的地下储罐已达到25×104m3容量。 由于LNG具有可燃性和超低温性(-162℃)，因而对LNG储罐有很高的要求。储罐在常压下储存LNG，罐内压力一般为3.4～30kPa，储罐的日蒸发量一般要求控制在0.04%～0.2%。为了安全目的，储罐必须防止泄漏。 一、LNG储罐形式 低温常压液化天然气按储罐的设置方式及结构形式可分为：地下罐及地上罐。地下罐主要有埋置式和池内式；地上罐有球形罐、单容罐、双容罐、全容罐及膜式罐。其中单容罐、双容罐及全容罐均为双层罐(即由内罐和外罐组成，在内外罐间充填有保冷材料)。 (一) 地下储罐 如图4-1所示，除罐顶外，地下储罐内储存的LNG的最高液面在地面以下，罐体坐落在不透水稳定的地层上。为防止周围土壤冻结；在罐底和罐壁设置加热器。有的储罐周围留有1m厚的冻结土，以提高土
壤的强度和水密性。 LNG地下储罐采用圆柱形金属罐，外面有钢筋混凝土外罐，能承受自重、液压、地下水压、罐顶、温度、地震等载荷。内罐采用金属薄膜，紧贴在罐体内部，金属薄膜在-162℃时具有液密性和气密性，能承受LNG进出肘产生的液压、气压和温度的变动，同时还具有充分的疲劳强度，通常制成波纹状。 日本川崎重工业公司为东京煤气公司建造了目前世界上最大的LNG 地下储罐。其容量为14×104m3，储罐直径64m，高60m，液面高度44m，外壁为3m厚的钢筋混凝土，内衬200m厚的聚氨酯泡沫隔热材料，内壁紧贴耐-162℃的川崎不锈钢薄膜，罐底为7.4m厚的钢筋混凝土。 地下储罐比地上储罐具有更好的抗震性和安全性，不易受到空中物体的碰击，不会受到风载的影响，也不会影响人员的视线，不会泄漏，安全性高。但是地下储罐的罐底应位于地下水位以上，事先需要进行详细的地质勘察，以确定是否可采用地下储罐这种形式。地下储罐的施工周期较长，投资较高。 (二) 地上储罐 目前世界上LNG储罐应用最为广泛的是金属材料地面圆柱形双层壁储罐。LNG地上储罐分为以下五种形式：
钢管长度并下料，并将切口打磨平整。用50T 吊车将钢管按预定位置放好，用仪器检查，保证钢管的垂直度，然后用电焊与底部预埋钢板焊接牢固，并用8块220×100× 10mm(长×宽×厚)钢板作为加劲板，对称焊接在钢管与钢板之间。 (二)柱间连接系安装 为加强钢管立柱整体稳固性，立柱间采用连接系将单个承台上的钢管立柱连接成整体。连接系均采用[20b槽钢，连接件横联间距2.5m，与钢管立柱焊接采用□800×220×10mm(长×宽×厚)钢板连接，竖向间距3.5m设置。连接系安装采用25T吊车吊装，工人在脚手架搭设的操作平台上进行连接系的焊接操作。 (三)H型钢主横梁安装 采用双榀H600型钢作为主横梁，用50T吊车将H型钢顺桥向放置在钢管立柱顶部的连接钢板上，并在H型钢两侧各焊一个三角钢板作为加劲板，防止H型钢移动和倾覆。 (四)贝雷梁安装 先在地面将贝雷片按设计片数拼装联结好，用50T吊车将贝雷梁依次吊装到主横梁H型钢上预定位置，贝雷梁间距0.45m，3个贝雷片通过标准支撑架连接成1组，并用自制U型卡将其与
主横梁H型钢固定好。本盖梁支架设计采用双层贝雷梁作为盖梁的承重平台，为提高贝雷梁的整体受力效果，加强整体稳固性，用自制U型卡将上下两层贝雷梁连成整体，同时在靠近墩柱处的贝雷梁，用[10槽钢做背楞和Ф16对拉杆拉紧使之连成整体。 (五)分配梁及模板安装 分配梁采用I40b工字钢，顺桥向布置，间距0.5m，并用[20b 槽钢将其焊接连成整体。分配梁上纵向设置I12工字钢焊接的支撑架，上部铺设10×10cm方木，间距20cm。方木上铺设15mm 厚的优质竹胶板充当底模，同时设置好预拱度。侧模采用大块定型钢模，分节用螺栓连接。 四、支架预压 在贝雷梁上每隔2米标记一个点作为沉降观测点。34#现浇盖梁荷载总重为609.2吨，其中包括梁体重601.2t(减去墩顶范围梁体重量);各种施工荷载约8t(人工、机械荷载2t，模板重6t)。预压荷载=(梁重+施工荷载重)*1.2=(601.2+8)*1.2=731t。预压采用袋装土，按照施工总荷载的60%、100%、120%分三级加载，加载顺序按照水平分层、从两头往中间的顺序逐级堆载，每级加载完毕1h后进行变形观测。支架预压荷载全部加载完成后，按照4h、8h、12h、24h观测4次，当相邻两次观测累计变形量平均值之差小于1mm时，认为支架预压已达稳定;当加载完成后24小时仍不能达到要求，后续以每4h观测一次，直至变形量符合要求方可卸载。卸载按加载顺序反向进行，卸载时再次测量标高，得出塑性变形、弹性变形值。通过各级荷载下支架的变形值，消除塑性变形，测出弹性变形，绘制沉降量观测曲线，弹性变形曲
天然气制氢的基本原理及工业技术进展 一、天然气蒸汽转化的基本原理 1.蒸汽转化反应的基本原理 天然气的主要成分为甲烷，约占90%以上，研究天然气蒸汽转化原理可以甲烷为例来进行。 甲烷蒸汽转化反应为一复杂的反应体系，但主要是蒸汽转化反应和一氧化碳的变换反应。 主反应： CH4+H2O===CO+3H2 CH4+2H2O===CO2+4H2 CH4+CO2===2CO+2H2 CH4+2CO2===3CO+H2+H2O CH4+3CO2===4CO+2H2O CO+H2O===CO2+H2 副反应： CH4===C+2H2 2CO===C+CO2 CO+H2===C+H2O 副反应既消耗了原料，并且析出的炭黑沉积在催化剂表面将使催化剂失活，因此必须抑制副反应的发生。 转化反应的特点如下：
1)可逆反应在一定的条件下，反应可以向右进行生成CO 和H2，称为正反应；随着生成物浓度的增加，反应也可以 向左进行，生成甲烷和水蒸气，称为逆反应。因此生产中必须控制好工艺条件，是反应向右进行，生成尽可能多的CO 和H2。 2)气体体积增大反应一分子甲烷和一分子水蒸气反应后，可以 生成一分子CO和三分子H2，因此当其他条件确定时，降低压力有利于正反应的进行，从而降低转化气中甲烷的含 量。 3)吸热反应甲烷的蒸汽转化反应是强吸热反应，为了使 正反应进行的更快、更彻底，就必须由外界提供大量的热量，以保持较高的反应温度。 4)气-固相催化反应甲烷的蒸汽转化反应，在无催化剂的 参与的条件下，反应的速度缓慢。只有在找到了合适的催化 剂镍，才使得转化的反应实现工业化称为可能，因此转化反 应属于气-固相催化反应。 2.化学平衡及影响因素 3.反应速率及影响速率 在没有催化剂的情况时，即使在相当高的温度下，甲烷蒸汽转化反应的速率也是很慢的。当有催化剂存在时，则能大大加快反应速率；甲烷蒸汽转化反应速率对反应温度升高而加快，扩散
炼钢电弧炉技术与PHU MY钢厂电炉炉型选择 1. 概述 近年来，炼钢电弧炉技术有了长足的进步，直流电弧炉、高阻抗电弧炉、带废钢预热的竖式电弧炉及连续炼钢电弧炉等由于其独特的技术和良好的操作得到了不同程度的推广和使用。 开发和使用新炉型的根本出发点都是基于下列三种目的： ?最大限度地节能降耗； ?提高电炉设备的生产能力； ?减少并控制电炉生产对环境的影响。 （1）为最大限度地节能降耗，可采取如下技术措施： ?交流电炉改为直流电炉，降低电极消耗和电能损失； ?利用高温烟气对废钢进行预热，可最大程度地利用化学热和炉气显热预热废钢，节能降耗。具有代表性的炉型有竖式交/直流电弧炉，Consteel炉等。 电炉采用喷吹助熔及二次燃烧技术，装备碳氧烧嘴、碳氧枪设备来强化冶炼，可充分利用化学能以达到节电和降低总能耗的目的。代表性炉型有Danarc炉等。 （2）提高设备生产能力 现代电炉钢厂基本采用“三位一体”或“四位一体”短流程工艺，因此，要求电炉必须和精炼炉、连铸机及后部轧机系统协调一致，以保证整条生产线的连续性，实现多炉连浇。所以电炉的冶炼时间一般缩短在1小时左右，电炉的生产能力可得到极大的提高从而获得最佳的经济规模，取得最大的经济效益。 提高变压器的功率水平，采用废钢预热、喷吹碳－氧进行强化冶炼及双炉壳电炉技术都有利于缩短冶炼时间，提高电炉的生产能力。 （3）减少和控制电炉生产对环境的影响 电炉生产对环境的影响主要集中在以下三个方面： ?烟气及有毒气体对空气的污染； ?电炉的噪音危害； ?电炉冶炼对电网冲击造成的闪烁。 Consteel电炉和竖式电炉由于废钢预热的温度比较高，一般在600～700℃，废气中的有害气体基本上可以得到较完全地燃烧而不裂
LNG气化站工艺流程 LNG卸车工艺 系统：EAG系统安全放散气体 BOG系统蒸发气体 LNG系统液态气态 LNG通过公路槽车或罐式集装箱车从LNG液化工厂运抵用气城市LNG气化站，利用槽车上的空温式升压气化器对槽车储罐进行升压(或通过站内设臵的卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升压)，使槽车与LNG储罐之间形成一定的压差，利用此压差将槽车中的LNG卸入气化站储罐内。卸车结束时，通过卸车台气相管道回收槽车中的气相天然气。 卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。槽车中的低温LNG通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺利进行。若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG
的温度时，采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。实际操作中，由于目前LNG气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。所以除首次充装LNG 时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。 为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每次卸车前都应当用储罐中的LNG对卸车管道进行预冷。同时应防止快速开启或关闭阀门使LNG的流速突然改变而产生液击损坏管道。 1．2 LNG气化站流程与储罐自动增压 ①LNG气化站流程 LNG气化站的工艺流程见图1。
图1 城市LNG气化站工艺流程 ②储罐自动增压与LNG气化 靠压力推动，LNG从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内LNG的流出，罐内压力不断降低，LNG出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储
1.储罐的储存系数应符合下列规定：球罐"卧罐"外浮顶罐以及容积81000 m3的固定顶罐和内浮顶罐储存系数50.9，容积＜1000 m3的固定顶罐和内浮顶罐储存系数50.85’ 2. 按照规范要求“液化烃的储罐不应和可燃液体的常压储罐同组布置”，将其分别布置在2 个罐组内，2 个罐组东西向布置，防火堤之间距离15.2m，设有环形消防通道，满足规范要求的“相邻罐组防火堤的外堤脚线之间应留有宽度不小于7m 的消防空地”。 3. 规范规定储罐应成组布置，罐组内相邻可燃液体地上储罐的防火间距应满足表4。 注:表中D为相邻较大罐的直径，单罐容积大于1000m3的储罐取直径或高度的较大值;储存不同类别液体或不同型式的相邻储罐的防火间距应采用表中规定的较大值。 1.合理选型 石油及石油产品是易燃易爆的液体,石油中含有85%～87%的碳和11%～14%的氢,是多种烃类组成的混合物,具有以下特点: (1)闪点低,易燃烧;(2)爆炸极限低; (3)流动性好;(4)燃烧速度快。 2.油罐结构 (1)卧式储罐,(2)立式拱顶储罐,(3)氮封拱顶储罐,(4)球型储罐,(5)外浮顶储罐,(6)内浮顶储罐。 3.储罐选型 根据储存油品的性质和使用条件,选型应尽可能的选择安全性能较高的型式,立式圆筒形拱顶储罐是国内炼厂应用最多的型式,储存轻质油品最好选用浮顶罐,储存液化石油气宜选用球型储罐,存在的危险区范围小,油品损耗小。 4.选材
材料质量等级是设备安全的基石,选材既要考虑强度、刚度、稳定性又要考虑腐蚀因素: (1)底圈壁板及底二圈壁板为腐蚀的重点部位,选材宜采用20R或16MnR,其余壁板采用Q235-A。 (2)拱顶钢板宜采用Q235-A.F。保证稳定性要求又经济实用。 (3)罐底边缘板也是腐蚀的重要部位,选材宜采用20R或16MnR,罐底中幅板采用Q235-A.F。 (4)加强圈、包边角钢及罐顶加强筋宜采用普通碳素结构钢。 5.预防罐顶破坏的设计 国内油品储罐火灾调查资料表明,储罐拱顶遭到破坏约占着火油罐的76%,整个罐顶被掀掉的情况较少,其中部分沿顶部周边方向崩开的占1/3,开口的占1/4。 (1)拱顶钢板与包边角钢之间的连接采用弱顶结构。 (2)为预防储罐着火时顶盖飞掉,可在顶盖上预留泻爆孔,既利于灭火又利于控制火势。 (3)储罐拱顶设计,采用槽钢预制成网格状替代经纬加强筋,适当减薄钢板厚度,既减少钢材用量又利于消防安全。 6.安全附件的选用 (1)呼吸阀———用于调节罐内外压力平衡,降低油品损耗,保证储罐安全。增强呼吸阀的耐烧性能,改变传统呼吸阀的排气口向下为侧向排气,更增加储罐顶部安全性。 (2)阻火器———阻止易燃气体和易燃蒸汽的火焰继续传播。 (3)液压安全阀———阀内液体高度决定是否正常工作。 7.防腐与安全 舟山地区土壤中富含盐分,对储罐的电化学腐蚀较为严重;原油一般为落地油,含硫、磷等有害物质,对储罐的化学腐蚀较为严重;成品油气经过碱洗和脱硫后,其对存储设备腐蚀较轻。罐底下表面采用环氧煤沥青漆涂刷,罐底上表面及壁板内外面采用普通防锈漆,罐顶外表面涂刷银粉漆,罐顶内表面涂刷导静电防腐涂料。 8.仪表监控,科学检尺 在储罐上采用浮子式钢带液位计和差压液位计,或者更先进的DCS操作系统,由计算机监测和控制液位、温度,从而避免了人工检尺的不准确性和不安全因素。 9.防火墙的设计 防火墙———发生火灾或外泄时,防止事故扩大,减小损失。 (1)垦利石化旧罐区防火墙,多处存在有效容积小、空臌、裂缝、墙顶开裂现象,在改造时应重新砌筑或修整。 (2)对新建储罐,要保证防火墙内的有效容积。 (3)对防火墙的质量,既要保证承受储罐有效容积内油品的静压力,又要保证承受油流的冲击载荷。 (4)在墙内储罐的管线尽量减少接口,阀门宜安装在防火墙以外。 10.防雷击能力的设计 我国有关规范规定,只要储罐顶部钢板达到4mm厚度,且装有呼吸阀和防火器,同时罐体具有很好的接地,就不需安装避雷针。国内油罐火灾调查资料表明,雷击引起的火灾占12%，雷击对储罐的危害很大。 (1)上万伏的电压足以使储罐受到破坏,引起爆炸与燃烧。 (2)热效应,电能转换成巨大的热能。 (3)机械效应,产生极大的冲击波。从安全角度考虑,应合理选用、安装避雷设备,提高防雷能力。 11.储罐平面布置
喷枪项目 建议书 规划设计/投资方案/产业运营
摘要 该喷枪项目计划总投资9641.00万元，其中：固定资产投资7233.33万元，占项目总投资的75.03%；流动资金2407.67万元，占项目总投资的24.97%。 达产年营业收入17458.00万元，总成本费用13355.45万元，税金及附加170.41万元，利润总额4102.55万元，利税总额4838.83万元，税后净利润3076.91万元，达产年纳税总额1761.92万元；达产年投资利润率42.55%，投资利税率50.19%，投资回报率31.91%，全部投资回收期4.63年，提供就业职位230个。 坚持安全生产的原则。项目承办单位要认真贯彻执行国家有关建设项目消防、安全、卫生、劳动保护和环境保护的管理规定，认真贯彻落实“三同时”原则，项目设计上充分考虑生产设施在上述各方面的投资，务必做到环境保护、安全生产及消防工作贯穿于项目的设计、建设和投产的整个过程。 喷枪是利用液体或压缩空气迅速释放作为动力的一种设备，可用于建筑喷涂中，是装修过程中必不可少的工具；可用于车辆喷涂领域，用作汽车修补喷涂、汽车OEM喷涂、铁路车辆喷涂等；还可用于金属喷涂、塑料喷涂、木制品喷涂、工业喷涂、纳米材料喷涂、艺术喷涂等领域。喷枪是随着汽车工业和涂装工业的发展而发展起来的，近年来随着全球汽车和涂
装工业的发展，喷枪行业也不断发展，产品种类不断增多，应用领域不断扩大。 报告主要内容：项目基本情况、项目建设及必要性、项目市场空间分析、项目建设规模、项目选址说明、项目土建工程、工艺原则、环保和清洁生产说明、安全经营规范、风险应对评估、节能情况分析、项目实施进度计划、项目投资规划、项目经营效益、项目评价结论等。
第三章贮罐的选型和校核 本次设计贮罐的选型是参考《HG-T 3154-1985 卧式椭圆形封头贮罐系列》，本贮罐标准系列的设计压力P为25×10-2MPa、59×10-2MPa、98×10-2MPa、157×10-2MPa、176×10-2MPa、196×10-2MPa、216×10-2MPa、245×10-2MPa、294×10-2MPa、392×10-2MPa，设计温度为-20℃﹤t﹤200℃，公称容积Vs为0.5~100m3。 本次的原料液贮罐、产品贮罐及塔釜液贮罐都选择设计压力为25×10-2MPa，设计温度为100℃，储存时间为12小时。 4.1 原料液贮罐选型与校核 由第一章物料衡算知： 原料流量为W F =8333.3333Kg/h，30℃下原料的密度为ρ F =863.316Kg/m3； T=12h 储罐初算容积V 0=W F ×T/ρ=8333.3333×12/863.316=115.83m3 充装系数取0.85. 所以V=V /0.85=136.27m3 参考HG-T 3154-198 卧式椭圆形封头贮罐与基本参数，选择一个容积接近V 的贮罐，其基本参数如下表： 表4.1 容积，m3 公称容积Vs 全容积 V 主要结构尺寸，mm 公称直 径D 筒体封头厚 度S1 支座位置 L1 L2 贮罐总 长度L0 壁厚S 长度L 80 79.73 3000 12 10200 14 8780 710 9608 焊缝系数ψ允许腐蚀 裕度mm 贮罐重 量 Kg 标准序号 0.85 1.5 10900 HG5-1580-85-33 两个储罐并联 在上表4.1的数据的基础上，运用化工设备强度计算软件sw6-1998 3.1中的卧式容器校核，对选择的贮罐进行强度校核，输入数据如下： 一、主体设计参数： 设计压力：25×10-2MPa 设计温度：100℃ 设备内径：3000mm 试验压力：表压，0.1Mpa 压力试验类型：液压试验 二、筒体数据： 液柱静压力：空（这是指其他机械部件额外施加的压力） 筒体长度：10200mm 后面所有的腐蚀裕量：1.5mm 筒体名义厚度：12mm
天然气管道工程用清管三通标准探析 0引言 在天然气长输管道建设施工过程中，由于各种原因会残留下来很多的水及泥土、焊渣等施工遗留物。这些遗留物会导致天然气管道在低温下结冰或使阀门等管道配件产生堵塞，这将给管道的正常输气和安全运行造成极大的影响。因此，在天然气管道通气之前需进行管道的清管作业，可以有效地清除管道内的水以及施工遗留物，以及清除FeS铁粉，提高管壁光洁度和管输效率［1－3］。天然气管道清管作业主要是将清管器放入管道中形成密封，利用管输介质推动清管器前进，进而达到清除管内沉积物、管壁结垢和结蜡等的目的。但是，因管道变形、机械损伤、在三通处卡球等各种不同的原因也会导致清管器失效或堵塞。因此，通常推荐使用挡条清管三通来避免发生三通处卡球的事故［4－6］。本文详细对比和分析了国内外油气输送管道清管三通的技术标准和规范，结合清管三通的热加工工艺，提出了清管三通挡条修复焊接后的热处理建议。 1国内外清管三通标准规范及生产情况对比
1．1三通标准规范要求对比 目前，高强度大口径三通的制造通常采用热挤压成型的方式，热挤压三通生产工艺是一个热形变加淬火和回火的过程，即将毛坯管经压扁和反复的热鼓包、拉拔成型，得到所要求的支管形状和尺寸，最后通过调质热处理得到综合性能满足设计要求的三通。目前油气输送管道用三通技术标准版本较多。国外标准中主要采用MSSSP－75《HighStrengthWroughtButt－weldingFit-tings》、ISO15590－2《PetroleumandNaturalGasIndus-tries—InductionBends，FittingsandFlangesforPipelineTransportationSystems—Part2:Fitt ings》、ASMEB16．9《Factory－madeWroughtButt－weldingFittings》等管件技术标准。这些标准中大部分主要规定了工厂制造的无缝和电弧焊接、碳钢和低合金钢的对焊管件的尺寸、公差、材料、化学成分、拉伸性能、韧性和热处理等方面的技术要求。目前我国的管件标准主要包括GB/T29168．2－2012《石油天然气工业管道输送系统用感应加热弯管、管件和法兰第2部分:管件》、SY/T0609《优质钢制对焊管件规范》等。这些标准中主要规定了管件设计、选材、制造、产品检测及验收方面的技术要求。我国的管件标准是吸收了近年来国内外管道工程建设方面工艺技术研究成果及实践经验，如产品选材、加工工艺方法，以及管材强
天然气制氢 第一章天然气制氢岗位基本任务 以天燃气为原料的烃类和蒸汽转化，经脱硫、催化转化、中温变化，制得丰富含氢气的转化气，再送入变压吸附装置精制，最后制得纯度≥99.9%的氢气送至盐酸。 1.1工艺流程说明
由界区来的天然气压力为1.8～2.4MPa，经过稳压阀调节到1.8Mpa,进入原料分离器F0101后，经流量调节器调量后入蒸汽转化炉B0101对流段的原料气预热盘管预热至400℃左右，进入脱硫槽D0102,使原料气中的硫脱至0.2PPm以下，脱硫后的原料气与工艺蒸汽按水碳比约为3.5进行自动比值调节后进入混合气预热盘管，进一步预热到～590℃左右，经上集气总管及上猪尾管，均匀地进入转化管中，在催化剂层中，甲烷与水蒸汽反应生产CO和H2。甲烷转化所需热量由底部烧咀燃烧燃料混合气提供。转化气出转化炉的温度约650--850℃，残余甲烷含量约3.0％（干基），进入废热锅炉C0101的管程，C0101产生2.4MPa（A）的饱和蒸汽。出废热锅炉的转化气温度降至450℃左右，再进入转化冷却器C0102，进一步降至360℃左右，进入中温变换炉。转化气中含13.3％左右的CO，在催化剂的作用下与水蒸气反应生成CO2和H2，出中变炉的转化气再进入废热锅炉C0101的管程换热后，再经锅炉给水预热器C0103和水冷器C0104被冷至≤40℃，进入变换气分离器F0102分离出工艺冷凝液，工艺气体压力约为1.4MPa（G）。 燃料天然气和变压吸附装置来的尾气分别进入转化炉的分离烧嘴燃烧，向转化炉提供热量≤1100℃。 为回收烟气热量，在转化炉对流段内设有五组换热盘管：（由高温段至低温段）蒸汽－A原料混合气预热器， B 原料气预热器，C烟气废锅，D燃料气预热器， E尾气预热器 压力约为1.4的转化工艺气进入变化气缓冲罐，再进入PSA装置。采用5-1-3P，即（5个吸附塔，1个塔吸附同时3次均降）。常温中压下吸附，常温常压下解吸的工作方式。每个吸附塔在一次循环中均需经历；吸附A，→一均降E1D，→二均降E2D，→顺放PP，→三均降E3，→逆放D，→冲洗P，→三均升E3R，→二均升E2R，→一均升E1R，→终升FR，等十一个步骤。五个吸附塔在执行程序的设定时间相互错开，构成一个闭路循环，以保证转化工艺气连续输入和产品气不断输出。 1.2原料天然气组份表
储罐的基本概念 一、储罐的用途： 用于储存液体或气体的钢制密封容器即为钢制储罐，钢制储罐工程是石油、化工、粮油、食品、消防、交通、冶金、国防等行业必不可少的、重要的基础设施，我们的经济生活中总是离不开大大小小的钢制储罐，钢制储罐在国民经济发展中所起的重要作用是无可替代的。钢制储罐是储存各种液体（或气体）原料及成品的专用设备，对许多企业来讲没有储罐就无法正常生产，特别是国家战略物资储备均离不开各种容量和类型的储罐。我国的储油设施多以地上储罐为主，且以金属结构居多，故本网站将着重介绍在国内普遍使用的拱顶储罐、内浮顶储罐以及卧式储罐的一些基础知识。 二、储罐的分类： 由于储存介质的不同，储罐的形式也是多种多样的。 按位置分类：可分为地上储罐、地下储罐、半地下储罐、海上储罐、海底储罐等。按油品分类：可分为原油储罐、燃油储罐、润滑油罐、食用油罐、消防水罐等。按用途分类：可分为生产油罐、存储油罐等。 按形式分类：可分为立式储罐、卧式储罐等。 按结构分类：可分为固定顶储罐、浮顶储罐、球形储罐等。
按大小分类：100m3以上为大型储罐，多为立式储罐；100m 3 以下的为小型储罐，多为卧式储罐。 三、储罐的标准：常用储罐标准： 1. 美国石油学会标准API650 ； 2. 英国标准BS2654 ；3. 日本标准JISB8501 ；4. 德国标准DIN4119 ；5. 石油行业标准SYJ1016-82 ；6. 石化行业标准SH3046-92 。 四、储罐的材料: 储罐工程所需材料分为罐体材料和附属设施材料。罐体材料可按抗拉屈服强度（бs ）或抗拉标准强度（б b ）分为低强钢和高强钢，高强钢多用于5000m 3 以上储罐；附属设施（包括抗风圈梁、锁口、盘梯、护栏等）均采用强度较低的普通碳素结构钢，其余配件、附件则根据不同的用途采用其它材质。制造罐体常用的国产钢材有 20 、20R 、16Mn 、16MnR 以及Q235 系列等。 五、储罐的结构： 目前我国使用范围最广泛、制作安装技术最成熟的是拱顶储罐、浮顶储罐和卧式储罐。
天然气制氢 1.制氢原理 1．天然气脱硫本装置采用干法脱硫来处理该原料气中的硫份。为了脱除有机硫，采用铁锰系转化吸收型脱硫催化剂，并在原料气中加入约1?5%1 勺氢，在约400C高温 下发生下述反应： RSH+H 2=H2S+RH H 2S+MnO=MnS2+OH 经铁锰系脱硫剂初步转化吸收后，剩余勺硫化氢，再在采用勺氧化锌催化剂作用下发生下述脱硫反应而被吸收： H 2S+ZnO=ZnS+2OH C 2H5SH+ZnO=ZnS+2HC4+H2O 氧化锌吸硫速度极快，因而脱硫沿气体流动方向逐层进行，最终硫被脱除至O.lppm以下，以满足蒸汽转化催化剂对硫的要求。 2蒸汽转化和变换原理原料天然气和蒸汽在转化炉管中的高温催化剂上发生烃--- 蒸汽转化反应， 主要反应如下： CH 4+H3CO+3HQ ⑴ 一氧化碳产氢CO + H 2O CO2 + H 2 +Q (2) 前一反应需大量吸热，高温有利于反应进行；后一反应是微放热反应，高温不利于反应进行。因此在转化炉中反应是不完全的。 在发生上述反应的同时还伴有一系列复杂的付反应。包括烃类的热裂解，催化裂解，水合，蒸汽裂解，脱氢，加氢，积炭，氧化等。 在转化反应中，要使转化率高，残余甲烷少，氢纯度高，反应温度就要高。但要考虑设备承受能力和能耗，所以炉温不宜太高。为缓和积炭，增加收率，要控制较大的水碳比。 3变换反应的反应方程式如下： CO+H 2O=CO2+H2+Q 这是一个可逆的放热反应，降低温度和增加过量的水蒸汽，均有利于变换反应向右侧进行，变换反应如果不借助于催化剂，其速度是非常慢的，催化剂能大大加速其反应速度。为使最终CO浓度降到低的程度，只有低变催化剂才能胜任。高低变串联不仅充分发挥了两种催化剂各自的特点，而且为生产过程中的废热利用创造了良好的条 4改良热钾碱法 改良热钾碱溶液中含碳酸钾，二乙醇胺及VO。碳酸钾做吸收剂、二乙醇胺做催化剂、它起着加快吸收和解吸的作用。VO5为缓蚀剂，可以使碳钢表面产生致密的保护膜，从而防止碳钢的腐蚀。KCO吸收CO的反应机理如下： K2CO+CO+H
xxxx集团有限公司 1500Nm3/h天然气转化制氢装置 项目建议书 编号:xxxx-xxxx-1112
一、总论 1.1 装置名称及建设地点 装置名称：1500Nm3/h 天然气制氢装置 建设地点：xxxx 1.2 装置能力和年操作时间 装置能力： ：1500Nm3/h； H 2 纯度: ≧99.99(V/V) 压力≧2.0 MPa(待定) 年操作时间：≧8000h 操作范围:40%-110% 1.3 原料 天然气(参考条件,请根据实际组分修改完善): 1.4 产品 氢气产品
1.5 公用工程规格 1.5.1 脱盐水 ●温度：常温 ●压力：0.05MPa(G) ●水质：电导率≤5μS/cm 溶解O2 ≤2 mg/kg 氯化物≤0.1 mg/kg 硅酸盐(以SiO2计) ≤0.2 mg/kg Fe ≤0.1 mg/kg 1.5.2 循环冷却水 ●供水温度：≤28℃ ●回水温度：≤40℃ ●供水压力：≥0.40MPa ●回水压力：≥0.25MPa ●氯离子≤25 mg/kg 1.5.3 电 ●交流电：相数/电压等级/频率 3 PH/380V/50Hz ●交流电：相数/电压等级/频率 1 PH/220V/50Hz ● UPS交流电：相数/电压等级/频率 1 PH/220V/50Hz 1.5.4 仪表空气 ●压力： 0.7MPa
●温度：常温 ●露点： -55 ℃ ●含尘量： <1mg/m3，含尘颗粒直径小于3μm。 ●含油量：油份含量控制在1ppm以下 1.5.5 氮气 ●压力： 0.6MPa ●温度： 40℃ ●需求量：在装置建成初次置换使用，总量约为5000 Nm3 正常生产时不用 1.6 公用工程及原材料消耗 注：电耗与原料天然气压力有关。
油漆循环系统的设计与选型 孙东吴晓光（兴信喷涂机电设备（北京）有限公司） 一、前言 近些年，随着国内汽车制造业的快速发展，涂装作业的规模越来越大，油漆循环系统也得到了越来越广泛的应用，由于生产规模及产品、材料的差异，对油漆循环系统的要求也不尽相同。针对油漆循环系统的设计、设备选型和安装工艺要求，2005年国家发布了专业技术标准，详细内容可参阅《涂装供漆系统技术条件》（JB/T10536-2005）。 我公司自成立以来，已成功地为包括大众、通用、丰田、戴克、本田、福特、日产等在国内的合资厂及金杯、哈飞、长城等自主品牌工厂提供了油漆循环系统，也从中总结了一些经验和体会。 二、油漆循环系统概述 众所周知，任何一种油漆内都包含一定比例的固体微粒，如颜料和金属粉等，它们在调配好的油漆中呈均匀悬浮状态，这种状态的保持是获得高品质喷涂表面的关键。然而一旦油漆静止下来，这些固形微粒就会有产生沉淀和聚集的倾向，使喷出的油漆不能达到正常的外观和性能，对于金属漆和珠光漆，以上问题就更为突出。对于一个传统的涂装厂或涂装车间来说，当其生产规模或说是喷漆量达到一定程度后，一件或一批产品需要通过几个甚至十几个喷漆工位或人员才能完成全部的喷涂工作，而每一个工位或人员所使用的油漆是从不同的油漆罐中取出的，严格地说，这些油漆的颜色和性能是不一致的，而且，使用小型容器调漆也会造成更多的油漆浪费，而使用油漆循环系统是保证质量和节省油漆的首选方案。 油漆循环系统是由多个材料供应管组成，用于保持和控制油漆的工艺要求，并将油漆以一定的压力和流量输送到喷漆工位的一种管道网路，它包括中央供漆设备（泵、涂料处理元件、空气处理元件、油漆桶、控制部分）、喷站出口元件和管路系统。 然而，油漆的长距离输送，会遇到两个影响油漆品质的问题，沉淀和剪切。实验表明，大多数油漆以不低于18米/分（某些水性漆6~18米/分）的速度流动时，就不会产生沉淀现象，因此，油漆循环系统的设计与元件的选用首先要保证油漆在系统管路中能以合适的速度流动。同时，过高的流速、过多的油漆处理元件、不光滑的流道以及不合适的连接也是油漆循环系统中产生剪切和沉淀的主要原因。所以设计一个循环系统通常要考虑：油漆的种类与粘度，循环管路的长度，喷站的数目，产量，漆膜的表面要求，生产环境要求等等，并以此来设计循环形式，以及选择泵，容器，管路尺寸、连接形式及喷站元件。常见的油漆循环方式有主管循环、两线循环和三线循环。 三、油漆循环方式的选择 设计一套油漆循环系统，首先要确定油漆循环方式，确定油漆循环方式，必须综合考虑所输送的油漆类型、投资规模、产品要求和发展等多方面的因素。下面就从这几个方面对上述三种最常见的油漆循环方式作一分析和对比。 1.主管循环（见图一）