液化石油气气化器计算
液化石油气第3章
强制气化工艺流程框图
液化气 汽车槽车 LPG储罐
LPG泵
热水锅炉 热水循环泵
气化器(或电热)
调压器
城市管网
计量
采用50kg钢瓶，可 以采用气液两相引出 的钢瓶。 高峰时，依靠强制 气化供气； 低峰或停电时依靠 自然气化供气，即可 以节省电能，又提高 了供气的可靠性。
第三节 液化石油气混气站
原始温度：t 、容器内初始压力： P
当容器内气体不断被导出时，液体不断气化，为保证P不变， 就需要Q热量。开始时，液体t与周围介质t一样，不能传热。 所以，只能消耗自身显热→气化，使液体t↓。
这时，有了温差，LPG从传热获得热量。随着液体t↓,传热↑。
经过时间 后， 0 气化Q=传进Q时，液温就稳定在 ,不t再0 下
影响气化能力的因素：G0
1KFt
t0
环境温度t、最低允许液温t0、K、F。 K：对地上50kg钢瓶，在无风状态下，可取7~8.2W/(m2.K)； 在空气有少许流动时可取11~17.5 W/(m2.K)。 当气化过程中，由于液温下降使容器外表面结露或结冰时， 取正常情况的1/3。 对于埋设于冰冻线以下的容器，一般取3~6 W/(m2.K) F为变量，随着气化时间的增加而减少。
降。以后所需的热量全靠传热供给。
在实际使用条件下， 从实验结果得知，在 气化稳定前的这段时 间内，如果导出气流 的速度一定时，液体 温度将以近似直线的 形式下降，而容器内 的液量也不断减少。
在气化稳定前的这段时间内：
压力逐渐下降； 液体温度逐渐下降； 气化速度（导出速度）的组成及变化：
利用显热气化的速度w1 ； 原有气体因压力降至P‘0时向外导出速度w2 ； 依靠传热的气化速度w3 ；
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。
lpg液化石油气气化器的使用年限标准
LPG（液化石油气）气化器是一种用于将液化石油气转化为可燃气体的设备。
在家庭和工业中都广泛使用。
但是，在实际应用中，LPG气化器的使用年限标准一直是一个备受关注的问题。
那么，什么是LPG 气化器的使用年限标准呢？如何评估LPG气化器的使用寿命？在文章中，我们将逐步深入探讨这些问题。
1. LPG气化器的使用年限标准概述在使用LPG气化器的过程中，使用年限标准是非常重要的。
使用年限标准是指LPG气化器在特定条件下可安全使用的年限。
一般来说，LPG气化器的使用年限标准是由国家标准或相关标准规定的。
不同国家对LPG气化器的使用年限标准可能有所不同，因此在使用LPG气化器时，需要遵循相应的国家标准，并定期进行检测和评估。
2. 评估LPG气化器的使用寿命要评估LPG气化器的使用寿命，首先需要考虑LPG气化器的设计和制造质量。
在购物LPG气化器时，应选择信誉良好的厂家和品牌，确保产品符合国家标准和相关质量认证。
对LPG气化器进行定期维护和检测对于延长其使用寿命至关重要。
定期检查气化器的连接部分、阀门、管道等，及时发现并修复漏气、损坏或老化的部件，以确保LPG气化器的正常运行和安全性。
3. 个人观点和理解就个人而言，我认为对于LPG气化器的使用年限标准，首先应该以安全为重。
无论国家标准如何规定，我们都应该在使用LPG气化器时注重定期维护和检测，保证设备在安全可靠的状态下运行。
对于老化或损坏的LPG气化器，应立即停止使用，并及时更换新的设备，以确保生活和工作的安全。
总结与回顾LPG气化器作为一种重要的能源设备，在家庭和工业中发挥着重要作用。
对于其使用年限标准的评估和理解，我们需要遵循国家标准，并注重设备的定期维护和检测，保证其安全可靠的运行。
要始终注重安全，保障生活和工作的安全。
以上是我对LPG气化器使用年限标准的个人观点和理解。
希望对你有所帮助，并引发更多关于LPG气化器安全使用的思考。
LPG气化器的使用年限标准是一个备受关注的问题，因为它直接关系到人们生活和工作的安全。
液化石油气气化器计算
液化石油气气化器计算
液化石油气气化器是一种将液化石油气转化为可燃气体的设备。
它通
过控制温度和压力，将液化石油气中的烷烃转化为气态烷烃，从而提供给
用户使用。
液化石油气气化器的计算主要包含以下几个方面：液化石油气
的化学组成、必要的物理参数以及基本气化过程的计算。
首先，在计算液化石油气气化器之前，需要确定液化石油气的化学组成。
液化石油气主要由甲烷、丙烷、丁烷、异丁烷等组成，每种成分的百
分比都会影响到气化率以及生成气体的能量。
为了方便计算，可以根据液
化石油气中各组分的摩尔分数和摩尔质量，计算出各组分的质量分数。
其次，需要确定液化石油气的物理参数，包括温度、压力以及气化过
程中的热力学参数。
液化石油气的温度和压力会影响到气化过程的速率和
产物的组成。
同时，需要确定反应所需的热力学参数，如气化反应的热效应、热容等。
这些参数可以通过实验测量获得，也可以通过文献查询得到。
最后，进行基本的气化过程计算。
气化过程通常包括热平衡计算、质
量平衡计算以及能量平衡计算。
在热平衡计算中，需要考虑到燃料和氧化
剂的热交换问题，以及产生的化学反应热和热损失等。
在质量平衡计算中，需要考虑到气化剂、燃料和产物之间的物质平衡关系，以及不同物料的流
量和摩尔分数等。
在能量平衡计算中，需要考虑到燃料和氧化剂的能量输
入和产物的能量输出等。
通过以上计算，可以得到液化石油气的气化效率、产气量以及产物的
组成等参数。
这些参数对于设计和优化液化石油气气化器的操作条件和设
备尺寸非常重要。
液化石油气气化器操作说明
液化石油气气化器操作说明一、开机前准备：1、开机前务必仔细阅读安装使用说明书及此说明。
2、关闭气化器排污、排残液以及液相进口和气相出口阀门。
3、从注水口注满清水（以水位计显示为准），并加入50至100克防锈剂，若安装在寒冷地区还要添加防冻剂。
二、开机：1、开机前应先打开排残液口，排除残液，以免过液造成调压阀失效。
2、开启点控盘开关，使气化器升温，或壁挂式的只接通电源即可。
3、当水温升至60℃+3℃时，慢慢打开液相进口阀，然后再打开气相出口阀。
4、当气化后的气体从气化器流出后，送入使用系统供用户使用。
5、若首次开机应注意以下调整：1）当气化后的气体从气化器流出后，应先校定安全阀；然后再调节调压阀至各自所需压力（安全阀＞调压阀进口压力）。
2）温控校验：用人为方法将水温升至60℃至63℃时，电加热停止；将水温降至50℃至47℃时电加热器自动开启。
3）若气化器液相进口装有电磁阀时，用上面方法检查其使用是否灵活可靠，也就是高于63℃或低于47℃时电磁阀都应立即关断。
三、关机：1、短时关机：1）关闭液相进口阀门。
（最后，继续使用一段时间用完管道内剩气，尤其在冬季）2）其它阀门和电源仍保持开机状态。
2、长期关机：1）关闭液相进口阀门把残气用尽或从排污口排出。
（注意通风、严禁烟火）。
2）关闭气相出口阀门和排污口阀门。
四、注意事项：1、液化石油气气化器属危险场所机电设备，对安全性能要求非常严格。
对此勿擅自拆卸此设备。
2、漏电保护开关每周检查一次，作用良好。
3、安全阀、调压阀、控温装置每季至少检查一次，作用符合标准。
4、水位每天检查一次，随时保持正常水位。
5、气化器排残口应接到安全地点。
6、瓶库应保持良好通风，室内地面应高于室外。
常用设备用气量计算公式
常用设备用气量计算公式
在工业生产和生活中，气体是一种常见的能源和原料，常用于供热、燃烧、发
动机动力等方面。
因此，对于气体的用量计算是非常重要的。
常见的设备用气量计算公式主要包括压缩空气、液化石油气等。
一、压缩空气用气量计算公式。
1. 压缩空气用气量计算公式。
压缩空气用气量计算公式为，Q=VP/ (t273.15 (1+0.00367t))。
其中，Q为压缩空气用气量，单位为m³/min；V为压缩空气机的排气量，单位为m³/min；P为压缩空气的压力，单位为MPa；t为压缩空气的温度，单位为℃。
2. 压缩空气用气量计算实例。
例如，某工厂的压缩空气机排气量为10m³/min，压力为0.7MPa，温度为25℃，求压缩空气的用气量。
解，代入公式，Q=100.7/ (25273.15 (1+0.0036725))≈9.32m³/min。
二、液化石油气用气量计算公式。
1. 液化石油气用气量计算公式。
液化石油气用气量计算公式为，Q=Vρ。
其中，Q为液化石油气用气量，单位为m³；V为液化石油气的容积，单位为
L；ρ为液化石油气的密度，单位为kg/m³。
2. 液化石油气用气量计算实例。
例如，某家庭使用的液化石油气罐容积为50L，液化石油气的密度为0.55kg/m ³，求液化石油气的用气量。
解，代入公式，Q=500.55=27.5m³。
以上就是常用设备用气量计算公式的相关内容，希望对大家有所帮助。
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
液化天然气气化站主要设备的规格计算和选取
液化天然气气化站主要设备的规格计算和选取发表时间：2020-09-16T11:04:34.430Z 来源：《城镇建设》2020年5月14期作者：邢亚坤牛豫东李沛黄亚超杨栋斌[导读] 编者关注到近期出台的城市燃气公司储气要求政策及邢亚坤牛豫东李沛黄亚超杨栋斌河南中裕燃气工程设计有限公司河南郑州 450000摘要: 编者关注到近期出台的城市燃气公司储气要求政策及“点供”场站的建设热度，其中液化天然气气化站的建设使用尤为突出，针对液化天然气气化站建设过程中设备的选型问题，本文给出了一种较为清晰的计算方式，对液化天然气气化站的前期建设提供参考。
关键词：气化站；液化天然气；设备选取1 概述液化天然气（以下简称LNG）气化站是指具有LNG的接收、储存、气化、调压、计量、加臭等功能的燃气厂站。
主要工艺流程为外部LNG气源由专用槽车运输至LNG气化站，经卸车增压器加压将槽车内LNG转存至站内储罐内。
储罐内LNG经主气化器的加热气化，转换为气态天然气，经加热调压计量和加臭，输送至输配管网送达用户使用。
随着气化过程的运行储罐压力降低，储罐增压气化器可为储罐增压，运行过程中产生的蒸发气体（以下简称BOG）经BOG加热后可回收利用，从安全阀排除的不可回收气体（以下简称EAG）EAG需经EAG加热后排放大气。
根据气化站功能及以上流程，站内主要工艺设备分为储存设备、气化设备、调压计量加臭设备。
其中储存设备以LNG储罐为主，气化设备又分为主气化器、增压器（卸车增压气化器、储罐增压气化器）、加热器（BOG加热器、EAG加热器）。
其中，储罐的大小决定了气化站的规模、站区占地面积以及槽车的转运频率；主气化器的选取决定了单位时间内的供气量及气化效率；增压器的规格大小可影响卸车速度及气化的流程的顺畅；BOG加热器是重要的回收利用经济设备；EAG加热器是重要的安全放散设备。
以上设备均能在一定程度上影响气化站的安全性、经济性、合理性。
因此，LNG气化站中主要设备的规格选取对前期厂站建设的经济性、工艺的合理性、后期运营的安全性有着较为重要的影响。
LPG气化器(电加热气化器)
CPEX气化炉香港中邦气化器50kg液化气气化器LPG气化炉200kg电热式气化器/加热炉北京市爱墨科燃气设备有限公司专业提供CPEx系列中邦防爆气化器（又名化气炉）是强制气化液化石油气、液氨等液相气体的一种装置、适用于工业厂矿、住宅小区管道供气、饮食业厨房、烘焙、烤漆涂装和大型温室采暖和燃气供应系统，它能够很好的解决钢瓶中的LPG液化石油气（煤气）大量残余和管道起霜起冰结冰现象，防止压力不稳定，从而保证连续供气。
LPG液化石油气煤气管道钢瓶结冰结霜，瓦斯管道/液化气管道钢瓶结冰结霜，供气不足，压力不够，请找爱墨科气化器/汽化炉为您解决！30KG/50KG/100KG/150KG/200KG/300KG/400KG/500KG液化气汽化器/液化气气化器/液化气汽化炉/液化气气化炉/电热水浴式气化炉/气化器。
CPEX系列中邦气化器原理：气化器设有水箱、盘管及加热器，其原理：液化气由浸没在温水中的盘管内通过，吸收温水的热量后气化并过热，输入管网；温水的热能由电加热器提供，水温由温控控制在55℃-70℃，气化器上设有防止水位过低浮子开关，当水位低于一定高度时，能自动切断供电源，防止加热器干烧；气化器上设有防超温装置，当水温超过75℃能自动切断电流，防止温度过高。
中邦LPG化气炉气化器设计压力为1.77MPA，设计温度90度，分圆型带电磁阀和不带电磁阀、方型(落地式)、壁挂式三种类型，气化能力有30kg/h，50kg/h，100kg/h,150kg/h,200kg/h,300kg/h,400kg/h，500kg/h规格汽化器，另配有日本ITOKOKI伊藤LAX-20B/LAX-20C液相自动切换阀，日本KAGLA神乐液相自动切换阀。
TA系列气化器技术手册及安装使用说明书
源或有明火，严禁有液化气泄露或液化气滞留！！
严禁在气化间明火作业！！气化器内及配管内的液
化气需用水冲洗干净再用氮气进行置换；
2、配管需拆下时，应捉前排放内部的气体；
3、进行电气维修或更换电气配件时，必须先切断电
源；
4、维修后要做好气化器重新启动的各项准备工作。
六、一般故障处理
故障现象 没有气体输出
原因 1． 在 炉 体 水 温 未 够 45℃ 情
1.8Mpa
1.8Mpa 1.8Mpa 1.8Mpa
1.8Mpa
AC:220/3
AC:
AC:220/380
AC:220/380 AC: 380
80
380
4.5KW
5.5KW 7.5KW
15KW
21KW
6 防过液装置 浮控阀
浮控阀 浮控阀 浮控阀
浮控阀
7 工作控制温度 63—65℃ 63—65℃ 63—65℃ 63—65℃ 63—65℃
该气化器体积小外形美观节省空间，而且安装容易、调试操作简单 等特点。特别适应于宾馆饭店及加工及食品加工行业等各种用气场所， 彻底解决大流量用气问题，该系列气化器有交流 220V 及 380V 两种， 可选择。该气化器可墙壁安装；也可落地安装，安装方式灵活。设备
的安装和正确操作直接影响到将来设备的调试以及正常运行，为此， 用户应请有资质专业公司安装。用户应认真阅读本安装使用说明书及 注意事项，并严格按照本说明各项进行使用、维护。
一产品简介：
液化石油气在钢瓶中主要是以液态存在的，在使用的时候就要 先转变为气态才能燃烧，而且在转变过程中需要吸收一定的热量(每公 斤约 100 仟卡)但由装液化石油气容器壁传热到容器内的液态石油气这 种自然气化过程所吸收到的热量是有限的，因此，气化量也随之受到 限制，若要确保有足够稳定的气化量，就要使用一种能适量补偿热量 的装置，也就是我公司研制的新一代液化石油气气化器，由于该产品 用途广泛，安装及使用方便，已大量应用到生活小区供气、酒店、冶 金、玻璃、陶瓷及纸类制品等行业，并深受用户好评。
液化石油气储存
一、概述随着改革开放和经济建设的不断发展，人民生活水平日益提高，城市的现代化和乡镇的城市化已经成为社会发展的必然趋势。
目前，新型住宅小区及高档别墅的开发建设，给燃气供应、冬季采暖和居住环境提出了更高更具体的要求。
由于新型住宅区均向城镇郊区发展，而这些地方距城市燃气管网较远，用户的生活用气成为最大问题，而唯一也是最好的解决办法就是使用液化石油气，建设液化石油气气化站或混气站。
供给小区居民餐饮、生活热水及采暖空调等用气，既减少了集中供暖锅炉房对环境造成的污染，又节省了配套设施的占地面积，并且易于分户调节，简化管理。
二、液化石油气小区供气站的分类1. 按供气气质分（1）纯液化气自然气化供应；（2）纯液化气强制气化供应；（3）液化气与空气混合气供应。
2. 按液化气储存方式分（1）液化气钢瓶储存；（2）液化气地上储罐储存；（3）液化气地下储罐储存。
三、管网供气压力管网供气压力可分为中压供气和低压供气两种压力级制。
中压供气压力一般在280mmHO以上，低压供气压力可根据管网长度不同，在280～500mmHO之间。
在采用混合气供应时，较宜采用中压供气，因为混合气在较高压力下的露点较低，不易冷凝，且中压供气管网的自身调节性能好，管网运行工况稳定，用户灶前压力被动小。
而采用纯液化石油气供应时，只能采用低压供气，因为纯液化石油气在较高压力下的露点很高，在输送过程中极易冷凝，因此只有采用低压输送才可避免冷凝现象的发生。
四、用户用气设备普通居民用户：灶具、快速热水器。
公寓用户：灶具、供生活热水的容积式热水炉或供生活热水及采暖热水的热水炉。
高档别墅用户：灶具、供生活热水的容积式热水炉、供生活热水和采暖热水的热水炉或燃气冷热风空调。
五、液化气供气站的几种模式1. 单瓶组自然气化从气站（模式1）（1）工艺流程将一组50公斤钢瓶气相分别接至一根气相集气管，经过调压器调压至280～400mmHO后，经供气管网，送至用户用气设备。
液化石油气气化器计算
液化石油气气化器计算SGST0004-20021总则1.1目的为规范储运系统液化石油气气化器的计算，特编制本标准。
1.2范围1.2.1本标准规定了储运系统液化石油气气化器计算的一般要求﹑计算公式﹑计算举例等要求。
1.2.2本标准适用于储运系统中使用蒸汽或热水加热液化石油气使其气化的气化器工艺计算。
本标准适用于国内工程，对涉外工程应按指定标准执行。
2计算要求2.1一般要求2.1.1由气化器导出的气体允许夹带直径小于50μ的液滴。
2.1.2气化器入口处液相液化石油气的温度，一般情况下，可取最冷月平均温度。
2.1.3蒸汽加热时不考虑过冷。
2.1.4气化器操作压力取燃料气管网压力。
2.1.5气化器操作温度取操作压力下的露点温度。
2.1.6气化器的总传热系数可选用下述经验数据：a)热载体为热水时，K=230W/（m2·K）～290W/（m2·K）；b)热载体为蒸汽时，K=350W/（m2·K）～465W/（m2·K）。
2.1.7立式气化器中气体的允许速度取液滴沉降速度的0.8倍。
2.1.8气体中夹带的液滴的重度取进料液体的重度。
2.1.9在气化器的设计中应有适当的液体容积作为进料的缓冲，以保证气化器的稳定操作，同时要考虑到自动控制的需要，液化石油气在气化器中的停留时间，不宜少于5min。
2.1.10在确定气化器的高度时，除考虑气体空间高度和液体空间高度外，若气化器装设破沫网时，还应考虑其安装高度，以及加热器的结构尺寸。
2.1.11气化器可采用立式或卧式，在石油化工厂中推荐采用立式气化器。
2.2计算公式2.2.1气化器加热面积计算公式见式（2.2.1-1）至式（2.2.1-6）。
式中：A——气化器加热面积，m2；Q——气化器的热负荷，J/h；Δt——热载体和液化石油气的平均温度差，℃；K——气化器总传热系数，W/（m2·K）；G——液化石油气气化量，kg/h；h v——气化器操作条件下，气相的焓，J/kg；h vi——气化器操作条件下，气相中组份的焓，J/kg；h l——气化器操作条件下，液相液化石油气的焓，J/kg；h li——气化器入口处温度下，液相液化石油气中i组份的焓，J/kg；y wi——液化石油气气相混合物中i组份的重量百分数；y i——液化石油气气相混合物中i组份的体积百分数；x wi——液相液化石油气中组份的重量百分数；n——介质的组分数；t1——热载体的温度，℃；t2——气化器中液化石油气的温度，℃；k i——I组份的相平衡常数。
液化气体汽化体积计算教学教材
3.386 x 103 1.333 x 102 2.491 x 102
3.342 x 10-2 1.316 x 10-3 2.458 x 10-3
0.491 1.934 x 10-2 3.613 x 10-2
1 mm H2O= 9.807 x 10-2 9.807 x 10-5 7.354 x 10-2
28.96
7.356 x 102
3.937 x 102
104
1 3.937 x 10-2 7.356 x 10-2
25.4 1
1.868
13.6 0.535
1
3.45 x 102 13.59 25.4
2.896 x 10-3 7.354 x 10-2 3.394 x 10-2
1
单位换算(2) 压力
液化气体汽化体积计算
液化气体与高压气体
高压气体钢瓶特性 指常温下不可压缩液化的气体 钢瓶内压力随使用时间减少 钢瓶压力随温度升高而升高
液化气体钢瓶特性 指常温下可压缩液化的气体或常温下为液体者 钢瓶使用的压力在所有液体气化前保持不变 钢瓶内液体饱和蒸气压力随温度升高而升高
超临界流体 温度上升液体的密度降低 压力上升气体的密度增加 当提高温度及压力超过临界点时, 气体与液体密
1
1 kgf cm-2=
9.807 x 102
0.981
7.356 x 102 9.807 x 104
0.968
14.22
1 in Hg = 1 mm Hg = 1 in H2O =
33.86 1.333 2.491
3.386 x 10-2 1.333 x 10-3 2.491 x 10-3
25.4 1液化气体膨源自后体积计算(2)试计算24 kg的N2O特殊气体钢瓶, 容器内的N2O经汽化后释
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%。
LNG液化率计算公式
LNG液化率计算公式
气化计算公式：
1000kg÷LNG气体密度（kg/m3）=LNG气化率
密度指的是LNG的气体密度，除以LNG的液体密度是不正确的。
LNG的气体密度范围在0.52—0.8kg/m3之间。
对单位体积热值的比较，用LNG取代柴油，1标准立方米天然气相当于1.017升柴油，柴油车百公里消耗燃油27.5升，LNG燃料汽车百公里消耗天然气30标准立方米天然气。
天然气相对密度（空气为1）小，为0.58～0.68，泄漏后很快升空，易散失，不易着火；汽油蒸气较重，液态挥发有过程，且不易散失，易着火爆炸。
扩展资料：
采用天然气作为能源，可减少煤和石油的用量，因而大大改善环境污染问题；天然气作为一种清洁能源，能减少二氧化硫和粉尘排放量近100%。
减少二氧化碳排放量60%和氮氧化合物排放量50%，并有助于减少酸雨形成，舒缓地球温室效应，从根本上改善环境质量。
天然气作为汽车燃料，具有单位热值高、排气污染小、供应可靠、价格低等优点，已成为世界车用清洁燃料的发展方向，而天然气汽车则已成为发展最快、使用量最多的新能源汽车。
(完整word版)汽化器工艺计算
一、工艺流程：本工艺分为共三局部：液氯储槽进料局部，液氯气化局部，废气处理局部。
现分述如下：（一）、液氯储槽进料局部：1、首先确认槽车泄料口、尾气接口及氮气接口连接终了，以氮气试压至0.70MPa，确认连接点无无泄漏。
2、在确认连接点无泄漏的情况下，管道泄压。
反省槽车与储罐压力，确保槽车与储罐压力差值在0.15~0.20MPa范围内，如槽车压力低，可采取槽车用氮气加压，或储罐泄压的方式进行处理（注：槽车压力大于储罐压力）。
3、在确认槽车与储罐压力、压差无误的情况下，打开储罐进料阀、槽车泄料阀开始进料。
在进料过程中注意保持槽车与储罐的压差值，如压差过小可暂停进料，按2中所述进行处理后，才可进行过料。
同时在槽车与储罐的打压泄压过程中，槽车与储罐压力不得超过0.65MPa，同时不得低于0.05 MPa。
4、在槽车泄料过程终了后，关闭槽车泄料阀，以氮气向储罐方向压料，终了后关闭储罐进料阀，打开槽车进料阀，以氮气向槽车方向压料，终了后关闭槽车泄料阀。
注意在压料过程中，操作压力不得超过储罐规定压力，同时在操作阀门过程中，必定要缓慢进行。
5、压料终了后，缓慢开启尾气阀做抽空处理，同时开启氮气阀置换，分析检测合格后方可拆开泄料阀，完败槽车泄料操作。
（二）、液氯气化局部：1、液氯气化器采用热水循环加热，热水槽循环水依靠外接软化水补充，并控制必定液位（2/3）。
循化水依靠外接蒸汽管道加热，并且水温控制在40~45℃范围内。
热水循环罐通过底部排污口定期排污。
2、液氯储槽中[url=]气化器[/url]的液氯依靠液下泵送至液氯气化器内，液下泵出口压力控制在0.65MPa左右，依靠液位传感器传输信号调节进料量，保持气化器中液位在2/3左右。
气化器通过离心泵送来的循环热水加热使液氯转化为气体，通过气化器上的压力传感器调节进水流量，来调节蒸发量使气化器压力稳定在0.6MPa左右。
气化器通过底部排污口定期排污至废气缓冲罐内，严格控制汽化器中三氯化氮含量不超过50g/l。
液化气计量常用计算方法资料
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例22-3
(2)计算气态液化体积
1)PF=（1.033+P）/1.033= （1.033+4.9）/1.033 =5.7434656 2)TF=273/（273+Tvap）=273/（273+32.6）=0.8933246 3) K=PF*TF*µ/22.4/ρ15=5.7434656*0.8933246* 57.57
14 计算气相液化毛标准体积：GSVvap= GOVvap *K(*.***,KL)
15 计算该舱液相和气相货物总重量：Wi= （GSVvap+ GSVliq）* ( ρ-1.1)*10-3 (*.***,MT)
16 计算各舱货物总重量：Ｗ＝∑Wi 17 计算卸载货物重量：卸载货物重量= W1- W2（式
中：W1为卸载前货物重量，MT；W2为卸载后货物 重量，MT）
例22
一液化气船舱总舱容为1607.061KL,其 所装载液化气的密度（@15℃）为 0.5854KG/L,分子量57.57,根据测量液 位查舱容表得其查表体积为1450.577KL， 液相温度28.5 ℃ ，气相温度32.6 ℃， 气相压力0.49MPa,请计算该舱货物的总 重量。
液化气船舱重量计算3
11 根据舱内气相温度Tvap计算气相温度补正系数： TF=273/（273+Tvap）(*.*******)
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液化石油气气化器计算
SGST 0004-2002
1 总则
1.1 目的
为规范储运系统液化石油气气化器的计算，特编制本标准。
1.2 范围
1.2.1 本标准规定了储运系统液化石油气气化器计算的一般要求﹑计算公式﹑计算举例等要求。
1.2.2 本标准适用于储运系统中使用蒸汽或热水加热液化石油气使其气化的气化器工艺计算。
本标准适用于国内工程，对涉外工程应按指定标准执行。
2 计算要求
2.1 一般要求
2.1.1 由气化器导出的气体允许夹带直径小于50μ的液滴。
2.1.2 气化器入口处液相液化石油气的温度，一般情况下，可取最冷月平均温度。
2.1.3 蒸汽加热时不考虑过冷。
2.1.4 气化器操作压力取燃料气管网压力。
2.1.5 气化器操作温度取操作压力下的露点温度。
2.1.6 气化器的总传热系数可选用下述经验数据：
a) 热载体为热水时，K=230 W/（m2·K）～290 W/（m2·K）；
b) 热载体为蒸汽时，K=350 W/（m2·K）～465 W/（m2·K）。
2.1.7 立式气化器中气体的允许速度取液滴沉降速度的0.8倍。
2.1.8 气体中夹带的液滴的重度取进料液体的重度。
2.1.9 在气化器的设计中应有适当的液体容积作为进料的缓冲，以保证气化器的稳定操作，同时要考虑到自动控制的需要，液化石油气在气化器中的停留时间，不宜少于5 min。
2.1.10 在确定气化器的高度时，除考虑气体空间高度和液体空间高度外，若气化器装设破沫网时，还应考虑其安装高度，以及加热器的结构尺寸。
2.1.11 气化器可采用立式或卧式，在石油化工厂中推荐采用立式气化器。
2.2 计算公式
2.2.1 气化器加热面积计算公式见式（2.2.1-1）至式（2.2.1-6）。
式中：
A——气化器加热面积，m2；
Q——气化器的热负荷，J/h；
Δt——热载体和液化石油气的平均温度差，℃；
K——气化器总传热系数，W/（m2·K）；
G——液化石油气气化量，kg/h；
h v——气化器操作条件下，气相的焓，J/kg；
h vi——气化器操作条件下，气相中组份的焓，J/kg；
h l——气化器操作条件下，液相液化石油气的焓，J/kg；
h li——气化器入口处温度下，液相液化石油气中i组份的焓，J/kg；
y wi——液化石油气气相混合物中i 组份的重量百分数；
y i——液化石油气气相混合物中i 组份的体积百分数；
x wi——液相液化石油气中组份的重量百分数；
n——介质的组分数；
t1——热载体的温度，℃；
t2——气化器中液化石油气的温度，℃；
k i—— I 组份的相平衡常数。
注：在计算气相温度时，用试差法计算，假设不同的t2计算直至满足≤0.01。
2.2.2 气化器直径计算公式见式（2.2.2-1）至式（2.2.2-5）。
式中：
D——立式气化器直径，；
G——气化器的气化量，kg/s；
Q v——气化器的气化量，Nm3/h；
T——气化器操作压力下气体温度，°K；
P——气化器操作压力，kPa（s）；
M——气相混合物平均分子量；
M i——气相混合物中，i 组份分子量；
y i——气相混合物中i 组份体积分数；
n——气相混合物的组份数；
V——液滴沉降速度，m/s；
γL——操作条件下，气相混合物中所夹带液滴的重度，kg/m3；
γi——进料液相液化石油气中，i 组份在操作条件下的重度，kg/m3；
x i——进料液相液化石油气中，i 组份的体积百分数；
γV——操作条件下，气相混合物的重度，kg/m3；
T0、P0——标准状况下的温度，°K；标准状况下的压力，kPa（s）。
2.2.3 气化器高度计算公式见式（2.2.3-1）至式（2.2.3-3）。
式中：
H v——气体空间高度，m；
D——气化器直径，m；
L——液体空间高度，m；
t——液体停留时间，min。
其余符号意义同前。
2.2.4 加热蒸汽耗量计算公式见式（2.2.4）。
式中：
g——蒸汽耗量，kg/h；
Q——气化器热负荷，J/h；
△h——蒸汽热焓与饱和冷凝水热焓之差，J/kg。
2.3 计算举例
气化量：2000 kg/h，气化器操作压力（绝对压力）：500 kPa，气化器进口处液化石油气温度：0 ℃，加热介质：300 kPa饱和蒸汽。
其液化石油气组成见表2.3-1。
56 56
a) 气化器加热面积计算
液化石油气气相温度的计算：
假设相应于操作压力下的混合气体的露点温度t2=31 ℃，根据操作压力和假设温度t2，由烃类平衡常数图查得各组分的相平衡常数K i，从而求得y i/K i，计算结果见表2.3-2。
i i
因为：
所以假设的露点温度是合适的，即t2=31 ℃。
传热温差△t的计算：
热负荷Q的计算：
气化器进口处液相液化气的温度为0 ℃，出口处气体温度为31 ℃，由此温度查焓图得
各组分的气、液相焓值列于表2.3-3。
表2.3-3 各组分的气、液相焓值
31
气化器进口处液化石油气的焓计算如下：
气化器出口处气体混合物的焓计算如下：
31 ℃气体混合物与0 ℃液体混合物的焓差为：
热负荷的计算：
总传热系数K 的确定：
设计采用300 kPa 饱和蒸汽为加热介质，总传热系数K 选用407 W/（m 2·K ）。
气化器加热面积
b) 气化器直径计算 液化石油气平均分子量：
液滴沉降速度V ：
由烷烃、烯烃比重图查出各组分的重度，然后算出液相混合物的重度如下：
则：液滴沉降
速度
气化器直径
c) 气化器高度计算
本设计选用立式气化器，其气体空间高度：H v≥1.5D
H v≥1.5×0.51
≥0.76m
液体空间高度：
完成上述计算后，还应考虑破沫网的安装高度，加热器的结构形式，最后确定合适的直径和高度。