液化石油气自然气化能力的计算
液化石油气液态转为气态系数比例
液化石油气液态转为气态系数比例
液化石油气（LPG）是一种混合物，主要由丙烷和丁烷组成。
当液化石油气从液态转为气态时，其体积会急剧膨胀，这是因为液化石油气在液态状态下被压缩成液体，当释放压力时，液化石油气会迅速蒸发成气态，使得体积急剧增大。
这种膨胀的比例通常被称为“液化膨胀系数”或“气化系数”。
液化石油气的液态转为气态的系数比例取决于多种因素，包括温度、压力和液化石油气的成分。
一般来说，液化石油气的液态转为气态的系数比例在20°C下约为250-270倍，这意味着1升的液化石油气在气化后会膨胀成约250-270升的气体。
此外，需要考虑到实际应用中的压力变化、温度变化等因素，因此在工程设计和使用过程中，需要对液化石油气的液态转为气态的系数比例进行精确计算和实际测量，以确保安全和高效地使用液化石油气。
总的来说，液化石油气的液态转为气态的系数比例是一个重要的物性参数，对于液化石油气的储存、运输和利用具有重要意义。
在实际应用中，需要根据具体情况进行精确计算和控制，以确保液化石油气的安全使用。
《石油标准》石油液化气标准
目前，我国液化石油气质量标准GB11174-1997的具体内容为：实际应用中，密度和蒸气压是最便于检测的参数，由于该标准没有规定具体的密度值，我单位依据多年液化石油气入库检测经验及北方各大炼厂的油品质量状况，规定了液化石油气的入库检测密度标准。
低于这一标准时，C5以上组份含量及蒸发残留物一般符合国家标准，直接入库；高于这一标准时，则须按照SH/T0230 方法进行色谱分析。
2007年6月，我单位接收了两批液化石油气，检测合格入库。
该油品分装后实际使用时，火苗却只有原来的1/2~1/3，用户反映强烈并退货。
当时的密度检测值为0.62kg/m3，色谱分析液化石油气的主要成份为：表1 两批遭用户退货液化石油气的主要成份与标准进行对照，就会发现这两批油品虽然密度较大，但组份含量却是符合要求的。
符合国标的产品不能满足用户的需求，问题出在哪里呢？二、原因分析为找出符合国标的液化石油气不能满足用户需求的原因，我们查找了一些资料，如几种主要成份的化学性质、燃烧特性等。
但因资料来源和笔者学识所限，未能找到影响用户使用的确切原因，只能从几种主要成份已掌握的物化性质进行一些表面分析。
首先是饱和蒸气压，当液态液化石油气储存在密闭容器内时，只要容器上部还留有空间，这部分空间就会被气态液化石油气充满。
当容器上部气液两相处于动态平衡时，所测出的气相空间的压力，就是当时条件下该液化石油气的饱和蒸气压。
众所周知，液化石油气的饱和蒸气压与容器的大小及液量无关，仅取决于成份及温度。
几种液化石油气主要组份的饱和蒸气压如下：表2 几种液化石油气组份的饱和蒸气压由表中数据可以看出，不仅C3组份饱和蒸气压与C4相差较大，同一类物质的同分异构体间蒸气压也有较大差异。
如正丁烷与异丁烷、顺丁烯-2、反丁烯-2与正异丁烯，均相差30%以上。
饱和蒸气压的大小，直接反映了该种物质自然气化能力的大小。
因此，用户在使用过程中必然感到效果明显不同。
其次是化学活性，液化石油气的主要成份应该是丙烷、丁烷。
石油液化气标准
目前，我国液化石油气质量标准GB11174-1997的具体内容为：实际应用中，密度和蒸气压是最便于检测的参数，由于该标准没有规定具体的密度值，我单位依据多年液化石油气入库检测经验及北方各大炼厂的油品质量状况，规定了液化石油气的入库检测密度标准。
低于这一标准时，C5以上组份含量及蒸发残留物一般符合国家标准，直接入库；高于这一标准时，则须按照SH/T0230 方法进行色谱分析。
2007年6月，我单位接收了两批液化石油气，检测合格入库。
该油品分装后实际使用时，火苗却只有原来的1/2~1/3，用户反映强烈并退货。
当时的密度检测值为0.62kg/m3，色谱分析液化石油气的主要成份为：表1 两批遭用户退货液化石油气的主要成份与标准进行对照，就会发现这两批油品虽然密度较大，但组份含量却是符合要求的。
符合国标的产品不能满足用户的需求，问题出在哪里呢？二、原因分析为找出符合国标的液化石油气不能满足用户需求的原因，我们查找了一些资料，如几种主要成份的化学性质、燃烧特性等。
但因资料来源和笔者学识所限，未能找到影响用户使用的确切原因，只能从几种主要成份已掌握的物化性质进行一些表面分析。
首先是饱和蒸气压，当液态液化石油气储存在密闭容器内时，只要容器上部还留有空间，这部分空间就会被气态液化石油气充满。
当容器上部气液两相处于动态平衡时，所测出的气相空间的压力，就是当时条件下该液化石油气的饱和蒸气压。
众所周知，液化石油气的饱和蒸气压与容器的大小及液量无关，仅取决于成份及温度。
几种液化石油气主要组份的饱和蒸气压如下：表2 几种液化石油气组份的饱和蒸气压由表中数据可以看出，不仅C3组份饱和蒸气压与C4相差较大，同一类物质的同分异构体间蒸气压也有较大差异。
如正丁烷与异丁烷、顺丁烯-2、反丁烯-2与正异丁烯，均相差30%以上。
饱和蒸气压的大小，直接反映了该种物质自然气化能力的大小。
因此，用户在使用过程中必然感到效果明显不同。
其次是化学活性，液化石油气的主要成份应该是丙烷、丁烷。
液化石油气
（一）液化石油气是什么？液化石油气是原油组成的一部份物质，现在使用的液化石油气是从炼制提取出来的，它处于一定压力范围下是液体，低于一定范围的压力下变成气体，所以称它为液化石油气。
“LPG”是液化石油气的代号，即Liquid petroleum gas的缩写。
（1）液化石油气的组成：液化石油气是由碳氢化合物所组成，主要成分为丙烷，丁烷以及其他烷系机烯类等等，丙烷加丁烷百分比的综合超过60%，低于这个比例就不能称为液化石油气，每个国家都有自己的标准，外国的石油公司对液化石油气比较讲究，他们是随季节的变化而调整丙烷和丁烷的配比，国产液化石油气主要供给家庭使用，还没有考虑到工业需要高质量的要求，所以生产出来的液化石油气丙烷、丁烷含量低杂质多。
（2）组成液化石油气的碳氧化合物分子式：丙烷（C3H8）丁烷（C4H10）乙烷（C2H6）甲烷（CH4）乙烯（C2H4）丁烯（C4H8）丙烯（C3H6）（二）液化石油气的危险及其预防液化石油气易燃易爆物品，常常发生严重事故，为量掉以轻心往往做成损失巨大财富和威胁生命安全，但是它绝不是洪水猛兽，只要我们掌握了它的特征，随时提高警惕，严加防范，如果能够做到，这是安全绝对有保证的，那么我们要具体注意什么事项呢？有下列几点：（1）防止窑器，管道设备配件，以及连接部位渗漏。
（2）在禁区内严禁使用明火，吸烟。
（3）压力容器不能贮满液化石油气，只能贮80%。
（4）按操作规程操作。
（5）不脱岗离岗，多作巡逻检查。
（6）从嗅觉同到石油气臭味，以及报警发出报警讯号时，立即查明泄漏原因及部位，迅速维修，（7）泄漏严重一时修理不了立即切断气源。
（8）按时维修保养。
（三）瓶浆液石油气站流程共三大部分（详见图一）（1）集液汇流排：集液汇排粉左右两组每组由若干个50kg液相钢瓶组成：中间用自动切换阀隔开，当一组石油气使用完毕后，由自动切换阀自动转换另一组，这样保证连续供气。
不至生产因停气而停止运转，从压力表看出，汇流排的压力随气温变化而变化，最高压力为0.7MPa。
液化石油气自然气化量的数值模拟
Ｊ 、 ， Ｊ ． 产
￣、
、
ｒ＝艺ｗｙ ， ｉ ｒ
ｒ｛， ；旦 ， 二旦｝
２ ‘ 、
７
、 ， 户 」
一、 州 一Ｕ ｌ ’口 一 Ｚ
２ 基本方程
容器内外换热、 容器内液 一 气相变及热力学参
式中：— 混合液体的气化潜热，／ｇ ｒ ， ｋ ｋ； ｊ ，— 混合液体中ｉ ‘ 组分的质量分数； ｒ ； ｉ — 组分的气化潜热， ／ｇ ｋ ｋ； Ｊ
万方数据
・５ ６ ・ ９
煤气与热力
２０ ０４年
续气化过程中， 液位下降， 传热面积减少， 外界传人
的热量不能满足液体蒸发所需的热量， 故只能依靠
液相自 身显热而使其温度下降， 导致气化能力不断 下降。另一方面， 组成液体的各组分性质不同， 含量 不等， 所以饱和气体中的分压力不同， 故液化石油气
组成随着时间发生变化 ， 液相中的重组分含量越来
２ ‘ 、 、
越多， 饱和蒸气压越来越小， 即气化能力越来越低。 当压力下降到某一很小数值时， 安装在容器出口的 调压器失去正常的调节性能， 其出口压力无法满足 用气装置的最低压力要求。 这时容器内剩余的液体
即为液化石油气残液。
ｄ＊ Ｑ ＝一ｒ ｍ ， ， ｄ
） ６
关键词： 液化石油气； 然气化量； 自 数值模拟
中图分类号：Ｕ％ Ｔ９ 文献标识码： Ａ
Ｄｇａ Ａ ａ ｇ ｏ Ｖ ｐｒａｏ Ｃｐｃｙ Ｌ Ｇ ｉｔ ｎｌ ｙ ａｏｚｔｎ ａｉ ｏ Ｐ ｉｌ ｏ ｆ ｉ ｉ ａ ｔ ｆ
Ｓ Ａ Ｚ ｅ－ ， Ｉ Ｌ－ ｅ ， Ｕ Ｈ Ｏ ｎｙ ＬＵ ｚ ｎ Ｓ Ｙ ｈ ｕ ｉｈ ｕ
ｅｕｔｎ ｕ ｆ ｔ ｖｐｒａｏ ｒ ｅ Ｌ Ｇ ｔ ｔ ｋ ｉｄｒｅ ｏ ｔ ｂｓ ｅｕｔｎ ｕ ｈａ ｑａｏ ｇ ｐ ｈ ａｏｚ ｉ ｕ ｏ Ｐ ｉ ｈ ａ ｓ ｅｖｄ ｈ ａｓ ａｏ ａｏｔ ｔ ｉ ｒ ｏ ｅ ｉ ｔｎ ｆ ｎ ｎ ｓ ｉ ｎ ｏ ｒ ｌ ｅ ｅ ｉ ｑ ｉ ｂ ｅ ｃｎｕｔｎ ｍ ｓ ｔｎｍｓｏ． ｖｐｒａｏ ｐｒ ｅ ｒ ａ ｃｌ ｌｅ ｗｔ ｔ ｍ ｔ ｄ ｄ ｉｌ ｏｄｃｏ ａｄ ｓ ｓｉｉ Ｉ ａｏｚｉ ａ ｍｔｓ ａ ｕ ｔ ｉ ｈ ｅ ｏ ｏ ｉｔ ｉ ｎ ａ ｒ ａ ｓｎ ｔ ｓ ｉｔｎ ａ ｅ ｒ ｃ ａ ｄ ｈ ｅ ｅ ｈ ｆ ａ ｇ ｉｅｒｉ ｂｓ ｏ ｖ ｕ ｅ ｏｔ ｋ ｍ ｓａｄ ｐｓｉ ｏＬＧ ａ ｂ ｎｔ ｐｒｕ ａｄ ｅｃｎ ｎ ｇ ｔｎ ｅ ｎ ｍ ｓ ａ ， ａ ｎ ｃｍ ｏｔｎ Ｐ ， ｉ ｔ ｅ ｔｅ ｏ ｒ － ｔ ａｏ ａ ｄ ｏ ｌ ｆ ｎ ｓ ｏ ｉ ｆ ｍ ｅ ｅ ａ ｒ ｎ ｔ ｏ ｏ ｍ ｈ
液化石油气的气化详细版
文件编号：GD/FS-4028（安全管理范本系列）液化石油气的气化详细版In Order To Simplify The Management Process And Improve The Management Efficiency, It Is Necessary To Make Effective Use Of Production Resources And Carry Out Production Activities.编辑：_________________单位：_________________日期：_________________液化石油气的气化详细版提示语：本安全管理文件适合使用于平时合理组织的生产过程中，有效利用生产资源，经济合理地进行生产活动，以达到实现简化管理过程，提高管理效率，实现预期的生产目标。
，文档所展示内容即为所得，可在下载完成后直接进行编辑。
一、自然气化液态液化石油气吸收本身的显热，或通过器壁吸收周围的热量而进行的气化，称为自然气化。
自然气化方式多用于居民用户和用气量不大的商服用户及小型工厂的供应系统中。
自然气化的特点1.气化能力的适应性容器或储罐内的液相液化石油气利用显热的气化量及原有容器内气体因降低压力向外导出的气体量与依靠传热的气化量性质不同，前两部分气化量决定于容器内的液体量、内容积、液温变化及压力变化等条件，而与时间无关。
因此可以在短时间内采用较大的气化量，如果减少或停止气化量，液温可以回升，那么还可以再利用由此积蓄起来的显热在短时间内以较大的速度气化。
也就是说，这种气化方式的气化能力，根据实际条件具有一定的缓冲性质，这种性质称为气化能力的适应性，这是自然气化的一个重要特性。
对于一般居民用户，一天有几个用气量高峰，要求短时间内用气量较大，而大部分时间用气量较小；对于工业用户的加热炉，在开始升温时用气量较大，而当炉温达到要求时，用气量较小，对这类短时间内需要消耗大量液化石油气的设备，即可以利用气化能力的适应性来确定需要的容器数。
液化石油气安全技术说明书
液化石油气安全技术说明书1、名称及企业标识1.1、产品名称：液化石油气1.2、生产企业：1.3、灌装企业：1.4、地址：1.5、邮编：1.6、传真：1.7、电话：2、成分/组成构成液化石油气的主要成分是丙烷、正丁烷、异丁炳、丙烷、1-丁烯、顺-2-丁烯、反-2-丁烯和异丁烯等8种重碳氢化合物，以及少量的甲烷、乙烷、戊烷、乙烯和戊烯。
此外，还有微量的硫化物、水蒸气等非烃化合物。
3、技术要求4、危险性概述4.1、危险性类别：易燃易爆危险化学品，属一级可燃气体。
4.2、侵入途径：吸入，皮肤接触液态液化石油气。
4.3、健康危害：吸入过量的液化石油气会使人中毒，皮肤接触液态液化石油气会引起低温冻伤。
4.4、环境危害：无4.5、爆炸危害：有5、急救措施5.1、吸入：立即转移至空气新鲜通风处，重者立即就医。
5.2、皮肤接触液相：用自来水冲洗、就医。
6、消防措施液化石油气是易燃易爆气体，一旦遇明火即会发生火灾爆炸事故，所以对使用液化石油气的场所必须配备1211灭火器，安装防爆电气，以及气体浓度报警装置，建筑物必须防雷击。
对火场中的气瓶要用大量水降温，防止爆炸，并迅速转移至安全空旷处。
7、泄漏应急处理发生泄漏时，首先切断气源，打开门窗通风，查明泄漏点，采取必要的堵漏措施，待泄漏处修复后再使用。
注意处理液相泄漏时应防止冻伤。
8、操作处置与储存8.1、搬运气瓶时要轻拿轻放，严禁摔、扔、砸钢瓶。
8.2、充装时严格执行气瓶充装前检查和充装后复检制度。
禁止过量充装和充装过期瓶。
8.3、使用液化石油气的场所，应保持良好通风，且室内不得有地沟，气并瓶使用时必须直立使用，禁止卧放。
8.4、储存场所应保持通风和防止太阳爆晒。
8.5、操作液化石油气容器设备的人员，应经专业部门培训合格，取证后方可上岗操作，操作时要穿戴好劳动防护用品，防止发生意外。
9、安全防护9.1、工程控制：生产、使用、储存场所保持自然通风，室内管道、设备必须以可靠接地，室内安装防爆电器。
液化石油气瓶组气化站方案
正常工作时，通风量应按换气次数不少于6次／h确定；
事故通风时，事故排风量应按换气次数不少于12次／h确定；
不工作时，通风量应按换气次数不少3次／h确定。
9、瓶组气化间
瓶组气化间与瓶组间毗连时，隔墙应采用无门窗洞口的防火墙，且隔墙的耐火极限不应低于3h。
1、液化石油气钢瓶配置
液化石油气瓶组气化站:配置2个或以上液化石油气钢瓶，采用自然或强制气化方式将液态液化石油气转换为气态液化石油气后，经稳压后通过管道向用户供气的专门场所。
当采用强制气化方式供气时，钢瓶的配置数量可按1d～2d的计算月最大日用气量确定。
2、储气规模
液化石油气供应站按储气规模分为8级，总体积≤10m³为第8级。
10、自动切换装置
当采用瓶组气化供气时，应设置自动切换装置Hale Waihona Puke 使用自动切换装置是为了保证不间断供气。
11、管材
液化石油气管道应采用无缝钢管，并应符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB／T 8163的有关规定。
不得采用电阻焊钢管、螺旋焊缝钢管制作管件。
12、管道附件
当管道附件与管道采用焊接连接时，两者材质应相同或相近。
17、防雷
液化石油气供应站具有爆炸危险建筑的防雷设计应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057中第二类防雷建筑物的有关规定。
防雷接地装置的电阻值，应按现行国家标准《石油库设计规范》GB 50074和《建筑物防雷设计规范》GB 50057的有关规定执行。
18、及防静电
液化石油气气化、计量装置及低支架和架空敷设的管道应采取静电接地。
3、总供气能力
谈谈瓶组自然气化集中供气的供气能力和电加热液化气汽化器的供气能力
谈谈瓶组自然气化集中供气的供气能力和电加热液化气汽化器的供气能力（深圳市贝斯特燃气设备有限公司）林可一、引言我国(高层民用建筑设计防火规范)(GBJ45—82)规定，高度为10层以上住宅建筑和高度超过24m以上的其它民用建筑和工业建筑为高层建筑；在高层建筑内使用可燃气体时，应采用管道供气。
在刚刚通过的《广东省燃气管理条例》中又明确规定：十层以上房屋建筑的燃气管道设施，应当与主体工程同时设计、同时施工、同时交付使用；尚未安装燃气管道的城镇，十层以上房屋建筑应当鳞集中供气系统。
该条例再次强调了高层建筑实行燃气管道供应的必要性。
在我省的绝大部分城镇，液化石油气小区管道供气处在刚刚起步阶段，尚未达到小区供气的区域，甚至还未开始搞小区供气的城镇大量存在。
这些城镇和这些区域的高层建筑集中供气的设计，首先应考虑气源。
城镇管网化是燃气发展的总趋势，所以，作为要被城镇管网取代的临时供气系统，在用户数量不多的情况下，仅为房屋的报建而花大量资金建设一个气化站，显然是不切实际的。
如果采用瓶组集中供气，方式用两种，一是强制气化，二是自然气化。
强制气化不仅其设备昂贵，按照规范来建造瓶组间和气化间，还要绝对保证电源、热源的供应。
相比之下，最简单、最方便、最经济的便是自然气化了。
(城镇燃气设计规范)(CB50028—93)规定，瓶组的气瓶总体积不超过1m3时，可将其设在建筑物附属的瓶组间或专用房间内，总体积超过1m3应将其设置在高度不低于2．2米的独立瓶组间。
而且独立瓶组间与其他建、构筑物要有足够的防火距离。
也就是说，在房屋建筑规划的同时，要划出足够面积的地来建独立瓶组间。
据调查，一般瓶组采用的都是50Kg的钢瓶，体积不超过1m3，则气瓶总数不多于8个，那么8个50Kg钢瓶的供气能力满足多少户呢?这就涉及自然气化能力问题了。
二、单瓶自然气化能力的计算(一)气化原理自然气化是指容器中，液态的液化石油气依靠自身显热和吸收外界环境热量而气化的过程。
液化石油气(LPG)的性质
由于LPG有这种性质，故能用低温、大容量、常压储存，丙烷和丁烷可分别储存。
运输时可以用低温海上运输，也可以常温处理后带压运输。
3、膨胀性LPG液态时膨胀性较强，体积膨胀系数比汽油、煤油和水的大，约为水的16倍。
所以，国家规定LPG储罐、火车槽车、汽车槽车、气瓶的充装量必须小于85%，严禁超装。
4、热值和导热系数LPG的热值一般用低热值计算，在25℃，101325Pa (1大气压)下的低热值见表4-1。
LPG的导热系数与温度有关。
气态的导热系数随温度的升高而增大，而液态的志热系数随温度的升高而减少，见表4-2。
5、比热容LPG的比热容随温度的上升而增加。
比热容有比定压（恒压）热容和比定容（恒容）热容2种。
LPG的蒸发潜热随温度上升而减少，见表5-16、粘度LPG液态的粘度随分子量的增加而增加，随温度的上升而减少，不同温度下不同分子量的液太单位烃的运动粘度见表6-17、沸点和露点LPG液体的饱和蒸气压与一定的外界压力相等时，液体开始沸腾，这个温度即为LPG 混合物的沸点。
沸点随外界压力的上升而增大。
如丙烷的1.013 25×105Pa（1大气压）下的沸点是-42.07℃，而在8.106×105Pa（8大气压）下的沸点-20℃。
LPG饱和碳氢化合物气体，在冷却或加压时凝结成露的温度即为露点或液化点。
露点随压力的升高而增大，如丙烷在3.749 03×105Pa（3.7大气压）下露点为-10℃，而在8.106×105Pa（8大气压）下的露点为20℃。
8、着火温度LPG着火温度比其他燃料低，一般在430~460℃，爆炸极限较窄，为1.5%~9.5%，而且爆炸下限比其他燃气低，所以危险性大，一点点火花都会引起燃烧爆炸。
LPG可以完全燃烧，其反应方程式如下（以丙烷为例）。
C3H8+5O2=3CO2↑+4H2OLPG燃烧时需要空气量很大，需23~30倍的空气量，而一般城市煤气只需3~5倍的空气量。
液化石油气的气化
液化石油气的气化
一、自然气化
液态液化石油气吸收本身的显热，或通过器壁吸收周围的热量而进行的气化，称为自然气化。
自然气化方式多用于居民用户和用气量不大的商服用户及小型工厂的供应系统中。
自然气化的特点
1.气化能力的适应性容器或储罐内的液相液化石油气利用显热的气化量及原有容器内气体因降低压力向外导出的气体量与依靠传热的气化量性质不同，前两部分气化量决定于容器内的液体量、内容积、液温变化及压力变化等条件，而与时间无关。
因此可以在短时间内采用较大的气化量，如果减少或停止气化量，液温可以回升，那么还可以再利用由此积蓄起来的显热在短时间内以较大的速度气化。
也就是说，这种气化方式的气化能力，根据实际条件具有一定的缓冲性质，这种性质称为气化能力的适应性，这是自然气化的一个重要特性。
对于一般居民用户，一天有几个用气量高峰，要求短时间内用气
第 1 页
本文部分内容来自互联网，不为其真实性及所产生的后果负责，如有异议请联系我们及时删除。
266-液化石油气瓶组气化站
液化石油气瓶组气化站瓶组气化站供气(简称瓶组站)是大多数工商业客户的主要用气方式。
一、瓶组站★瓶组气化一般采用容装50公斤的大瓶组成。
使用瓶组的气瓶数量，应根据高峰用气时间内平均小时用气量、高峰小时用气时间和高峰用气小时及单瓶自然气化能力计算确定；★备用瓶组的气瓶配置数量，应和使用瓶组的气瓶配置数量相同。
瓶装液化石油气的气化方式有两种；一种是自然气化，一种是强制气化。
当小时耗气量较大，为了充分发挥设备效率，一般采用强制气化。
热源采用电、热水、水蒸汽等★工艺流程1）瓶组强制气化工艺流程是：钢瓶内液相石油气→气化器→调压装置→输气管线→(调压装置) →用气设备2）瓶组自然气化工艺流程是：钢瓶内气相石油气→调压装置→输气管线→(调压装置) →用气设备二、瓶组间的选址及设计要求：★为保证用户的供气压力稳定，站址宜靠近负荷区。
瓶组间与明火、散发火花地点和建、构筑物的防火间距不应小于下表的规定。
独立瓶组间与建、构筑物的最小防火间距（m）★当瓶组供应系统的气瓶总容积小于1m3时，可将其设置在建筑物附属的瓶组间或专用房间内，并应符合下列要求：1）房屋建筑耐火等级不应低于“二级”；2）应是通风良好，并设有直通室外的门；3）与其他房间相邻的墙应为无门窗洞口的防火墙；4）室温不应高于45℃，并不应低于0℃；5）房间内所有电气设施属防爆型。
★当瓶组供应系统的气瓶总容积大于1m3时，应将其设置在高度不低于2.2米的独立瓶组间内。
三、管线铺设技术合理布置管道、设备1、优先采用地上明管铺设，容易检查和发现漏气，便于维修，也更为安全。
2、石油气管道距结构物要有一定距离，避免被结构物或其它物体挤压；不要与其它管线放在一起，特别是不要靠近电力和氧气或空气管道。
3、管线穿越马路或过道需埋地铺设时，除增加埋深外必须加保护套管。
四、压力控制技术瓶组站输气管道气体输送压力不宜过高，一级调压器出口压力应小于等于0.12Mpa；二级调压器出口压力应等同于燃烧设备或炉具额定压力，正负偏差不能超过5%。
50Kg液化气钢瓶自然气化速度计算
一、大的工商用户一般都用液相瓶而不用气相瓶？（定性分析）二、50KG气相瓶每小时可以供应多少气？也就是说用户每小时用量超过多大气量就应该用液相瓶？（定量分析）50Kg液化气钢瓶自然气化速度计算一、基本参数1、液化气液体温度与环境温度一致25℃(假定），钢瓶出口最低温度控制设定为5℃或0℃（假定）。
2、液化气成分设定为丙烷与丁烷摩尔数比列为50：50.3、50KG钢瓶尺寸：外径400mm，壁厚3.2mm，高度0.937（0.95）米。
二、计算传热系数Q=Fk△ｔW或Kal/h式中F--传热面积△ｔ--是热流体与冷流体的温度差K---比例系数，传热系数1、传热面积50Kg钢瓶在不同重量时的换热面积序号重量Kg体积L高度mm面积m2面积m2（计算底面积）密度Kg/cm3 5℃0℃5℃0℃5℃0℃5℃0℃0.5620.568 15089887066980.8870.877 1.013 1.003 24071705635550.7070.6970.8330，823 33053534204160.5280.5260.6540.652 42036352822770.3540.3480.4800.47451017.817.61411390.1770.1750.3030.301658.98.870.6700.0890.0880.2150.21472 3.56 3.5228.2280.0350.0350.1620.1622、传热系数K计算1/k=1/α1+δ/λ+1/α2α1空气自然对流换热系数20λ铁的导热系数43（含碳1.0%）α2液化石油气液体对流换热系数200（参照一般液体的自然对流换热系数）1/k=1/20+0.0032/43+1/200K=17.95W/m2.℃3、液化石油气从25℃度到5℃度时（0℃度）的气化量，利用自身显热，可以气化多少液化气体。
查资料，摩尔数丙烷：丁烷=50：50在25℃，5℃，0℃时焓，平衡压，气化潜热如下表：液化石油气在不同温度下的饱和压，焓及气化潜热表名称25℃5℃0℃饱和平衡压Mpa0.620.330.28焓kj/kg-2622-2671-2683气化潜热298317320气化量Kg7.79.5Q1=50X(-2622+2671)=2450Q2=50X(-2622+2683)=3050M1=2450/317=7.7KgM2=3050/320=9.5kg4、靠温度差吸收环境热量气化速度单位时间吸热量Q=Fk△ｔ50Kg钢瓶在不同重量时的吸热量W序号重量Kg高度mm面积m2面积m2（计算底面积）吸热量W吸热量W（计算底面积）5℃0℃5℃0℃5℃0℃5℃0℃5℃0℃1507066980.8870.877 1.013 1.003318.4393.5363.67450.10 2405635550.7070.6970.8330，823253.8312.8299.05369.32 3304204160.5280.5260.6540.652189.5236.0234.79292.59 4202822770.3540.3480.4800.474127.1156.2172.32212.71 5101411390.1770.1750.3030.30163.578.5108.78135.07 6570.6700.0890.0880.2150.21431.939.577.1996.03 7228.2280.0350.0350.1620.16212.615.758.1672.7050Kg钢瓶在不同重量时的吸热量KJ/h序号重量Kg高度mm面积m2面积m2（计算底面积）吸热量KJ吸热量KJ（计算底面积）5℃0℃5℃0℃5℃0℃5℃0℃5℃0℃1507066980.8870.877 1.013 1.0031146.21416.61309.21620.35 2405635550.7070.6970.8330，823913.71126.11070.571329.55 3304204160.5280.5260.6540.652682.2849.6845.231053.31 4202822770.3540.3480.4800.474457.5562.2620.35765.75 5101411390.1770.1750.3030.301228.7282.7391.59486.26 6570.6700.0890.0880.2150.214115.0142.2277.87345.72 7228.2280.0350.0350.1620.16245.356.5209.37261.7150Kg钢瓶在不同重量时的气化量序号重量Kg 吸热量KJ/H气化量Kg/H吸热量KJ/H（计算底面积）气化量m3/H（计算底面积）5℃0℃5℃0℃5℃0℃5℃0℃1501146.21416.6 3.616 4.4271309.21620.35 4.130 5.064 240913.71126.1 2.882 3.5191070.571329.55 3.396 4.155 330682.2849.6 2.152 2.655845.231053.31 2.666 3.292 420457.5562.2 1.443 1.757620.35765.75 1.957 2.393 510228.7282.70.7220.883391.59486.26 1.235 1.520 65115.0142.20.3630.440277.87345.720.877 1.080 7245.356.50.1400.177209.37261.710.6600.818按照液化气体标准状态下气态密度2.28Kg/m3一般家用燃气灶的用气量0.21m3/h.7.7KG/2.28Kg/m3=3.38m39.5KG/2.28Kg/m3=4.17m3DN50管道，液化气气体流速3-7米/秒，取5米/秒3.14*0.0252*5*3600=35m3/h3.38m3/35m3/h=0.097H*60=6分钟4.17m3/35m3/h=0.12H*60=7分钟。
石油液化气标准
目前，我国液化石油气质量标准GB11174-1997的具体内容为：项目质量指标检测方法SH/T0221 密度(15℃，kg/m3) 实测蒸气压(37.8℃GB/T6602 Kpa) ≤1380C5及C5以上组≤3.0 SH/T0230%(v/v) 份，SY/T7509蒸发残留物0.05(mL∕100mL)SH/T0232 ≤1铜片腐蚀等SH/T0222 ≤343总硫含量(mg∕m3目游离水实际应用中，密度和蒸气压是最便于检测的参数，由于该标准没有规定具体的密度值，我单位依据多年液化石油气入库检测经验及北方各大炼厂的油品质量状况，规定了液化石油气的入库检测密度标准。
低于这一标准时，C5以上组份含量及蒸发残留物一般符合国家标准，直接入库；高于这一标准时，则须按照SH/T0230 方法进行色谱分析。
2007年6月，我单位接收了两批液化石油气，检测合格入库。
该油品分装后实际使用时，火苗却只有原来的1/2~1/3，用户反映强烈并退货。
当时的密度检测值为0.62kg/m3，色谱分析液化石油气的主要成份为：表1 两批遭用户退货液化石油气的主要成份与标准进行对照，就会发现这两批油品虽然密度较大，但组份含量却是符合要求的。
符合国标的产品不能满足用户的需求，问题出在哪里呢？二、原因分析为找出符合国标的液化石油气不能满足用户需求的原因，我们查找了一些资料，如几种主要成份的化学性质、燃烧特性等。
但因资料来源和笔者学识所限，未能找到影响用户使用的确切原因，只能从几种主要成份已掌握的物化性质进行一些表面分析。
首先是饱和蒸气压，当液态液化石油气储存在密闭容器内时，只要容器上部还留有空间，这部分空间就会被气态液化石油气充满。
当容器上部．气液两相处于动态平衡时，所测出的气相空间的压力，就是当时条件下该液化石油气的饱和蒸气压。
众所周知，液化石油气的饱和蒸气压与容器的大小及液量无关，仅取决于成份及温度。
几种液化石油气主要组份的饱和蒸气压如下：表2 几种液化石油气组份的饱和蒸气压20 0.816 0.972 0.201 0.288 0.247 0.175 0.193 0.25030 1.058 1.254 0.274 0.386 0.336 0.242 0.265 0.338由表中数据可以看出，不仅C3组份饱和蒸气压与C4相差较大，同一类物质的同分异构体间蒸气压也有较大差异。
液化石油气的气化
液化石油气的气化液化石油气（LPG）是一种混合物，主要成分为丙烷和丁烷。
在正常温度和大气压下，LPG是一种气体，但如果加压并降低温度，它就可以变成液体形态。
这个过程称为液化。
LPG的液化过程是一个非常重要的工艺，因为它使LPG能够更加安全、便捷地运输和储存。
在使用LPG时，将它转化为气体形态也很重要，这个过程称为气化。
本文将探讨LPG的气化过程。
液化石油气的气化是将液化的LPG转化为气体，使其能够在需要时被使用。
气化的过程是通过将液化的LPG从储存容器中取出，通过加热或减压使其转化为气体。
这个过程的主要目的是将LPG的分子分离，使它们能够自由运动并形成气体形态。
LPG的气化过程可以通过两种方式进行：一种是通过减少LPG 压力来实现；另一种是通过加热LPG来实现。
减少压力是最常见的方法之一，LPG在低于其自然沸点的压力下处于液体状态，但当达到一定的压力下，LPG会通过一种过程自然地转化为气体。
这个过程称为闪蒸，是一种快速转化的现象。
因此，当LPG的压力降低到一定程度时，它将自然地闪蒸并转化为气体。
加热是另一种常见的LPG气化方法。
当液化的LPG加热时，分子将拥有更多的能量，并且它们将分开并成为气体分子。
加热LPG 时需要注意的是，温度不能超过LPG的沸点，否则液体LPG将沸腾成为气体，这不利于有效的气化过程。
因此，可以通过缓慢加热LPG并逐渐增加温度来实现有效的气化过程。
需要注意的是，在进行LPG的气化过程时，需要加入空气以使不完全燃烧能够充分进行。
如果LPG在没有足够空气的情况下气化，将会发生不完全燃烧，产生一些不良的气体。
这些气体会对健康和环境造成危害。
因此，加入空气是非常重要的。
总之，LPG的气化过程是将液化的LPG转化为气体，使其能够在需要时被使用。
气化过程可以通过减少LPG压力或加热液化LPG来实现。
加入空气以充分燃烧也是非常重要的。
LPG的气化过程是石油化工领域中的一个关键过程，能够使LPG得到有效的利用。
浅谈管道液化石油气瓶组自然气化供应及管理对策
烷 的沸 点在常 压下 为 － ２ １ 摄 氏度 ， ４ ．７ 正丁 烷的 沸点在 常压 下为 一 ． 摄 氏度。 ０５ 常 温下 丙烷处 于沸 腾状态 ， 正丁 烷在 ０ 氏度 以下基 本不 能气化 。也 就是 说 ， 摄 随着液量 的减少 ， 丙烷 的 比例越 来越小 ， 丁烷 的 比例 越来越 大 ， 化能力也 就越 气 来越小 。特别 是在冬 季温 度较 低时 ， 化石 油气 自然气化 率就 会大 大降 低 ， 液 气 瓶 内剩 余的 气体 量也就 随 之增加 ， 无形 中 也增加 了供 应成 本 。 因此 ， 用丙烷 供应 比液化 石 油气供 应有 很大 的成本 优势 。但是 ， 采用丙 烷 气代替 液化 石油 气供 应也 会带 来一 定的 弊端 。 ３ 存在 的 问题 ３ １ 用户 用热量 的分 析 ． 大连市市 场上 销售 的液化 石 油气 热值为 １９２ ＫｃｌＫｇ ０ ５ ａ／ 可以换 算得 ：
１ ９ ２ ． ５ ＝２ ２ ４ Ｋｃ ｌ ｍ ０１ ５ Ｊ ｍ３ ０ ５ ／０ ４ １ ４ ８ ａ／ ＝１ ． １Ｍ ／
而丙烷 气的 热值为 ：３４ Ｍ１ ｍ ９ ． ／ 通过计 算可 知 ， 以相 同压力供 应 时 ， 在 用户 以相 同 的价格 所使 用的热量 就 会 减少 ， 形 中给用 户带来 一定 的损 失 。 无 ３ ２ 丙 烷代替 液化 石油 气气 味问题 《 镇燃 气设计 规范 ＞Ｇ ５０ ８ ２０ ） ３ ２３ 规定 “ 镇燃 气应具 城 ＞ Ｂ ０２ — ０６第 ．． 条 （ 城 有 可 以察觉臭 味 ， 燃气 中加臭 剂 的最 小量 应符 合下列 规定 ：、 ｌ无毒 燃气泄 漏到 空 气 中， 到爆炸 下 限的 ２％时 ， 能察 觉 。 住 房和城 乡建 设部 于 ２ １年 ｌ 达 ０ 应 ” ００ ０
液化石油气自然气化能力的计算
液化石油气自然气化能力的计算发布时间：2008-11-13 11:07:01 浏览次数：次引言在液化石油气气化站、混气站、瓶组站的设计上，经常定的研究。
计算液化石油气自然气化能力的关键在于计算一定剩液组成。
根据现有资料，可以查图确定由丙烷、正丁烷2种物质组成的液化石油气计算温度15时的剩液组成。
在实际工作中，一般国产液化石油气的组成不是丙烷和正丁烷的混合物，而是丙烷、丙烯、异丁烷、丁烯－1、异丁烯、异烷等多物质的混合物。
对不同产地、不同厂家、不同工艺生产的液化石油气，其中各种物质的组成均不相同，计算温度也不总是15。
以前，当计算温度不是15，或液化石油气的组成不是丙烷和正丁烷两种物质时，确定剩液组成只能采取近似估算的办法，其结果往往偏差较大。
本文提出了渐次气化的简化过程，从而计算出在任一计算温度下任意组成液化石油气在一定剩液量时的剩液组成，从而计算各种规格地上或地下储罐及钢瓶的自然气化能力。
计算方法2．1 确定剩液组成的简化过程液化石油气自然经与强制气化不同，可视为渐次气化，其过程可简化为：在很短时间间隔内，将气相空间的液化石油气部导出，液相的组成相应发生变化，同时产生新的相平衡状态。
再将气相空间内的液化石油气全部导出，如此重复此过程，直至液相达到所要求的剩液量，此时的液相级成就是所要计算的剩液组成。
已知条件：环境温度T；灌装LPG液相组成；容器容积V0；设在整个导出过程中液温不变。
待求：当剩液量为mE时，液相的分子分数和质量分数。
将灌装完毕后的初始状态设为状态0。
在状态0时容器中存在着气相和液相。
由于LPG灌入容器后气化量不大，可以认为此时的液相分子分数x0yi=xgzyi为已知值。
由液相的分子组成x0yi,可计算出液相的质量组成g0yi,进而计算出液相的平均比体积v0ys。
则状态0时的液相总质量G0ys为： G0ys=V0liq/voys=V0*0.9/v0ys (1)式中;V0liq－状态0时的液相体积。
266-液化石油气瓶组气化站
液化石油气瓶组气化站瓶组气化站供气(简称瓶组站)是大多数工商业客户的主要用气方式。
一、瓶组站★瓶组气化一般采用容装50公斤的大瓶组成。
使用瓶组的气瓶数量，应根据高峰用气时间内平均小时用气量、高峰小时用气时间和高峰用气小时及单瓶自然气化能力计算确定；★备用瓶组的气瓶配置数量，应和使用瓶组的气瓶配置数量相同。
瓶装液化石油气的气化方式有两种；一种是自然气化，一种是强制气化。
当小时耗气量较大，为了充分发挥设备效率，一般采用强制气化。
热源采用电、热水、水蒸汽等★工艺流程1）瓶组强制气化工艺流程是：钢瓶内液相石油气→气化器→调压装置→输气管线→(调压装置) →用气设备2）瓶组自然气化工艺流程是：钢瓶内气相石油气→调压装置→输气管线→(调压装置) →用气设备二、瓶组间的选址及设计要求：★为保证用户的供气压力稳定，站址宜靠近负荷区。
瓶组间与明火、散发火花地点和建、构筑物的防火间距不应小于下表的规定。
独立瓶组间与建、构筑物的最小防火间距（m）★当瓶组供应系统的气瓶总容积小于1m3时，可将其设置在建筑物附属的瓶组间或专用房间内，并应符合下列要求：1）房屋建筑耐火等级不应低于“二级”；2）应是通风良好，并设有直通室外的门；3）与其他房间相邻的墙应为无门窗洞口的防火墙；4）室温不应高于45℃，并不应低于0℃；5）房间内所有电气设施属防爆型。
★当瓶组供应系统的气瓶总容积大于1m3时，应将其设置在高度不低于2.2米的独立瓶组间内。
三、管线铺设技术合理布置管道、设备1、优先采用地上明管铺设，容易检查和发现漏气，便于维修，也更为安全。
2、石油气管道距结构物要有一定距离，避免被结构物或其它物体挤压；不要与其它管线放在一起，特别是不要靠近电力和氧气或空气管道。
3、管线穿越马路或过道需埋地铺设时，除增加埋深外必须加保护套管。
四、压力控制技术瓶组站输气管道气体输送压力不宜过高，一级调压器出口压力应小于等于0.12Mpa；二级调压器出口压力应等同于燃烧设备或炉具额定压力，正负偏差不能超过5%。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
液化石油气自然气化能力的计算
发布时间：2008-11-13 11:07:01 浏览次数：次
引言
在液化石油气气化站、混气站、瓶组站的设计上，经常定的研究。
计算液化石油气自然气化能力的关键在于计算一定剩液组成。
根据现有资料，可以查图确定由丙烷、正丁烷2种物质组成的液化石油气计算温度15时的剩液组成。
在实际工作中，一般国产液化石油气的组成不是丙烷和正丁烷的混合物，而是丙烷、丙烯、异丁烷、丁烯－1、异丁烯、异烷等多物质的混合物。
对不同产地、不同厂家、不同工艺生产的液化石油气，其中各种物质的组成均不相同，计算温度也不总是15。
以前，当计算温度不是15，或液化石油气的组成不是丙烷和正丁烷两种物质时，确定剩液组成只能采取近似估算的办法，其结果往往偏差较大。
本文提出了渐次气化的简化过程，从而计算出在任一计算温度下任意组成液化石油气在一定剩液量时的剩液组成，从而计算各种规格地上或地下储罐及钢瓶的自然气化能力。
计算方法
2．1 确定剩液组成的简化过程
液化石油气自然经与强制气化不同，可视为渐次气化，其过程可简化为：在很短时间间隔内，将气相空间的液化石油气部导出，液相的组成相应发生变化，同时产生新的相平衡状态。
再将气相空间内的液化石油气全部导出，如此重复此过程，直至液相达到所要求的剩液量，此时的液相级成就是所要计算的剩液组成。
已知条件：环境温度T；灌装LPG液相组成；容器容积V0；设在整个导出过程中液温不变。
待求：当剩液量为mE时，液相的分子分数和质量分数。
将灌装完毕后的初始状态设为状态0。
在状态0时容器中存在着气相和液相。
由于LPG灌入容器后气化量不大，可以认为此时的液相分子分数x0yi=xgzyi为已知值。
由液相的分子组成x0yi,可计算出液相的质量组成g0yi,进而计算出液相的平均比体积v0ys。
则状态0时的液相总质量G0ys为： G0ys=V0liq/voys=V0*0.9/v0ys (1)
式中;V0liq－状态0时的液相体积。
对每一种组分的液相质量G0yi:
G0yi=G0ys.g0yi (2)
气相和液相相平衡，气相中各种组分的气相分P0i:
P0i=x0yi.P’I(3)
式中：P’I－第i种组分的饱和蒸气压力。
气相的总压P0s:
p0s= (4)
由式（3）（4）可计算出气相各组分的分子分数x0qi。
由各组分的p0i,气相体积V0gas可计算出各级分的气相质量G0qi。
渐次气化简化过程为：瞬时将气相全部导出，液相中有一小部分液化石油气气化，气液两相重新达到平衡状态，称为状态1。
由于状态1的x1yi与x0yi变化很小。
液相体积变化很小，因此可用G0qi近似代替 G1qi。
则对每种组分：
G1yi=G0yi-G1qi=G0yi-G0qi (5)
液相总质量为：
G1YS= (6)
由式（5）（6）可计算出液相的质量分数g1yi,进而可计算出分子分数x1yi,及平均比体积v1ys
液相的体积V1liq为：
V1liq=G1ys.v1ys
气相的体积V1gas为：
V1gas=V0 - V1liq
由V1gas，参照式（3）（4）可计算出各种介质的气相质量，再将气相瞬时导出，从状态1到状态2，直至状态KE。
在状态KE时，,此时的xKEyi，gKEyi就是所求的剩液组成。
2.2 自然气化能力计算
在计算自然气化能力时，采用文献的方法，液化石油气的组成取状态KE时的组成，计算方法如下。
（1）传热的气化速度
Wh= 3600KF(t - ty)/r (7)
式中：WH－传热气化速度，kg/h
K －总传热系数，Kw/(m2.0C)
F －在设定液量时的传热面积，m2
ty －周围环境温度,0C
t1 －液相温度，当液相温度变化时取平均温度，ty=(t1+ts)/2
t1－气化开始时的液温，0C
－在设定压力Ps（调压器最低进口压力时的液温，0C；
－液化石油气的平均气化潜热，kj/kg。
（2）显热气化量
G c ＝ Gcp(t1-ts)/r (8)
式中：G－显热气化量，kg;
G－容器内的平均液量，kg;
cp－液态液化石油气的平均比热容，Kj/(kg.0C)。
（3）原有气体导出量
Gv=(V0 -G.v)(p1 -ps) (9)
式中： G0－原有气体导出量，
V0－容器的容积
v－液态液化石油气的平均比体积，
P1－液温下的饱和蒸气压力，
Ps－液温下的饱和蒸气压力（绝），
P0－大气压力
P0－标准状态下的气体密度，
（4）利用自然气化适应性时的高峰时气化能力
W = Ge+Gv+Wh (10)
式中：W－高峰时的气化能力，kg/h。
－高峰小时时数，h。
（5）设计条件下的边续气化能力
连续气化能力为液温降至设定最低液温时的传热气化速度，可按式计算，此时为，即：
Ws =3600KF(t -ts)/r (11)
式中：W－连续气化能力，kg/h。
3.0 计算程序框图
用上述方法计算任意组分液化石油气在某一温度下，任意剩液量时的自然化能力。
程序由1个主程序和9个子程序组成。
9个子程序为：
（1）计算LPG露点子程序；
（2）计算混合液体饱和蒸气压子程序；
（3）计算单一液体饱和蒸气压等参数子程序；
（4）由饱和蒸气压计算混合液体饱和温度子程序；
（5）计算气相组成子程序；
（6）计算混合液体各组分物性参数子程序；
（7）由容器容积计算表面积子程序。
4.0 结语
渐次气化的简化过程建模关系简洁，据此可很简便地计算各种液体石油气的剩液组成，从而计算自然气化能力，具有很强的实用性。