液化天然气及天然气物性计算软件设计

石油与天然气化工254CHEM ICAL ENGINEERING OF OIL & GAS2014 .MIZATIONN OFNAURALGAS ANDNGL液化天然气及天然气物性计算软件设计田士章’陈帅|杨波°天然气及其凝液的利用(1.中石油大连液化天然气有限公司 2.中海广东天然气有限责任公司)摘要液化天然气(LNG )及天然气(NG )物性计算是LNG接收站生产、运行的基础。虽然国外已有很多商业软件可以计算其物性,但大多价格昂贵且应用复杂。因此,以BWRS方程为理论基础,在Foreecontrol V7.0平台上设计出一款应用简单,且能够满足LNG接收站需求的物性计算软件。通过将大连LNG接收站实际运行数据及AspenPlus计算数据与此软件计算数据进行对比,得到一些典型物性的相对误差;同时,通过实例计算以验证其可靠性。结果表明,该软件能较为准确地计算LNG及NG物性,并且能很好地满足LNG接收站物性计算的需求。关键词液化天然气 天然气LNG 接收站物性计算BWRS 方程Foreecontrol V7.0计算软件中图分类号:TE626.7文献标志码:ADOI: 10 .3969 /j .ssn .1007-3426.2014 .03 .008Design of liquefied natural gas and natural gas properties calculation softwareTian Shizhang'，Chen Shuai ,Yang Bo(1. PetroChina Dalian Liquefied Natural Gas Com pany Limited ,Dalian 116600 ,Liaoning, China)(2. Guangdong Natural Gas Co.. Ltd, CNOOC, Zhuhai 519015, Guan gdong, China)Abstract : The production and operation of LNG terminal are based on liquefied natural gas(LNG) and natural gas (NC ) properties calculation . Although there are many foreign com mer -cial softw ares w hich can calculate the properties ，most of them are ex pensive and complex 。Therefore, BW RS equation as the theoretical basis， the properties calculation software is de-signed based on the Forcecontrol V 7.0 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，calcu-lated data by Aspen Plus and by this software，relative errors about some typical properties havebeen received. M eanw hile, the reliability of the calculation has been verified with some exam -ples. Results show that the software can provide fairly accurate calculation results of LNG andNG properties and can well meet the properties calculation needs of LNG Terminal .Key words : liquefied natural gas , natural gas, LNG Terminal，properties calculation, BWRSequation, Forcecontrol V7 .0, caleulation softw areLNG接收站主要用于接收、储存和气化LNG，槽 车和高压泵;至槽车的LNG直接由槽车至用户,并通过外输天然气管道向用户提供天然气。LNG而高压泵则将LNG再次加压,输送至气化器将接收站工艺流程简图如图1所示。LNG由卸料臂LNG气化为NG,NG通过计量系统输送至外输管输送至储罐存储,然后通过储罐中的低压泵加压至网。接收站在正常运行过程中,由于LNG储罐自第43卷第3期田士章等液化天然气及 天然气物性计算软件设计255身漏热、LNG管线保冷漏热等因素^-2]会有BOG产a、y可通过文献[9]中的方法来求解;不同组分混合生,这些BOG经过压缩机加压后,再由再冷凝器冷的二元交互系数则可通过查阅文献[10]中的表2获凝为LNG输送至高压泵。而在接收站的整个得 ;计算中所需的天然气各纯组分临界参数可通过运营过程中,液化天然气和天然气物性是其安全.高表 1查询而得。效、节能运行的基础。因此,为了给接收站的生产、表1天然气各纯组分临 界参数运行提供帮助,，设计了一款适用于液化天然气及天Table 1 Critical parameters of the pure然气物性计算的软件。component of natural gas物质临界温度临界压力 临界密度ρ:/偏心因子相对分子BOG管线,名称To/K po//MPa (kmol. m 8)质量压缩机内||LNGM幼SCV甲烷190.69 4 .60410 .05000.0130 16 .042保|储罐再冷冷乙烷305.38 4 .8806.75660.101830 .068循环低压泵计量.丙烷369 .894 .250 .4.99940.1570 44 .094高压至外输管网御船低压输送泵ORV异丁烷408.13 3.6483.8012 0.1830 58.120总管线总管线正丁烷425.18 3.7973.9213 0.1970 58 .120御料臂码头循环管线至槽车装车异戊烷460.37 3.3743.24690.26072.146LNG- LNG 与NG混合物一B0G--- N(正戊烷469.49 3 .3693.214 90.252072 .146图1 LNG接 收站工艺流程简图正己烷507.28 3.0122.7167 0 .3020 86 .172Figure 1 Process diagram of LNG Terminal正庚烷540.28 2.7362.3467 0 .3530 100 .198 .正辛烷568.58 2 .487.2.05680.4120 114 .2241 BWRS 方程氮气126.15 3 .39411.099 00.0350 28 .0161.1状态方程选择二氧化碳304.09 7.37610.368)0.2100 44.010目前,计算天然气混合物的状态方程有很多,常用的有LKP、P-R、RK、RKS、BWR等状态方程5-8。2物性参数求解而Starling和Han在关联大量实验数据基础上提2.1密 度及气体压缩因子求解出的修正的BWR状态方程(简称BWRS方程),对扩大原BWR方程的应用范围及进一步提高其精度在给定介质组分后,通过方法(1 )求解出取得了良好的效果。同时,此方程被认为是当前烃BWRS方程的11个参数。将BWRS方程变形为以类计算中最佳模型之一。因此,选择BWRS方程作下函数形式:为整个软件设计的理论基础。F(p)=pRT+| BRT-Ao--+TDHp+1.2 BWRS方程中各参数求法bRT- -a- Tρ+aa+τρ+BWRS方程形式如下:iD_ER(1+ γp )exp(- γp)-p=0(2)p=pRT+ BRT- -Ao一;p+7-个|+在给定了温度T和压力p后,求解方程(2 )便bRT- -a一 Tρ+aa十τρ+可求得介质密度p。由于此方程为高阶非线性方8(1+ γp )exp(-γ)(1)程,直接求解难度非常大,所以采用正割法°进行求解。正割法对应迭代公式如下:式中,p为介质绝对压力kPa;p为介质密度,kg/m2 ;F(ρ)二ρF(ρ=1)(3)石油与天然气化工256CHEM ICAL ENGINEERING OF OIL & GAS2014 .定两个初值ρ、ρ (求解NG密度:p=0,ρ=pRT ;求解LNG密度:p=40 kg/m2 ,p=3840 kgCp_ NG=tCuNG(8)m2 )。同时，|p+1一ρl≤e,(其中,e=10-" )迭代收敛,p+1即为所求密度。式中,Crsc为天然气定压比热容,kJ/(kmol●K)。而其中的偏微分式可通过以下方程式求得:2.2定压及定容 比热计算2C_3D14E2.2.1纯组分理想 气体定压比热容求解鼎,=m+( B.R+|p+纯组分理想气体定压比热容可按式(4 )线性回d|_ad ;归式求解。bR+→β-pρCp=A:+3.6B:+9.72CT*+23.3D.T*+52.5ET2(1+ p°)exp(→x°)(9)(4)式中,下标i表示组分i;Cp为纯组分i理想气体定=RT+2| BRT-Ao_DE则ρ+at τ压比热容,kJ/(kmol. K)。2.2.2 LNG定 压比热容求解3 bRT-a- ρ +6a(a+“)β+求解LNG定压比热容时,首先采用Sternling-3cp21+γ-3 ρexp(→γ) (10)Brown方程求解出纯物质液体定压比热容,然后7”按照理想气体混合规则求解出LNG定压比热容2.3焓、熵计算CpLne(kJ/(kmol●K)。2.3.1理想气体焓、熵求解Sternling-Brown方程:纯组分理想气体焓、熵可按照式(11)、(12 )线性CaLi一c(10. .5+2 .2w)[3 .67+回归式”求解。hHi=0.556A;+ BT+1.8C.r*+3 .24D;T*+11.64(1- Tr) +0.634(1- T7'](5)5.83E7T+10.5FT(11)式中,Cu为纯组分i的液体定压比热容,kJ/(kmol式中,H为纯组分i的理想气体焓值,kJ/kmol。此●K);w为纯组分i的偏心因子;Tw为纯组分i的焓值的基准为:对烃类组分,H1=0为T=144.15 ，对比温度(Tn= T/Ta)。K时,饱和液体的焓值;对非烃类组分,H1=0为T2.2.3天然 气定容比热容及定压比热容求解=0 K时,理想气体的焓值。在求解天然气比热容时,首先根据理想气体混S=0.587 787B.+ Bln(T)>+3 .6CT+4.86DT+合规则求解出天然气理想气体的定压比热容C_NG7.776E;T*+ 13.122FT'+G(12)(kJ/(kmol●K );再由式(6 )求解出天然气理想气体式中,S为纯组分i的理想气体熵值,kJ/(kmol●定容比热容。C_Nc=cp_Nc→R(6)K)。此熵值的基准为,Si=0为T=0 K、p=101.325 kPa时,理想气体的熵值。式中,c_NG为天然气理想气体定容比热容,kJ/根据纯组分理想气体焓、熵,采用理想气体混合(kmol●K)。规则可求解出天然气理想气体焓H'c (kJ/kmol )、.在求解出天然气理想气体定容比热容后,根据熵Sic(kJ/kmol. K)。式(7 )方可求得天然气定容比热容;再由式(8 )得到2.3.2 LNG 或天然气焓、熵求解天然气定压比热容。在求解出天然气理想气体焓、熵后,可根据式Cu_Nc=c_Nc十Co 12Do，20E(13)、(14 )的余焓、余熵式求解出LNG或天然气的T焓熵值。在求解LNG焓、熵时,式(13)、(14)中的__3[(x +2)exp(-γ" )-2] (7)第43卷第3期田士章等液化天然气及天然气物性计算软件设计257(Hm- HNc)=| BRT- -2Ao一_4C_」5Do_ 6Eρ126RT-3a-_4op+T”27da 6atTρ+yT3-3+。--rρexp(--7γp)(13)ρRT2C3Do14E__a(Sm一SNc )=- RLn101.325/BR+φ←ζ+→)(ρ-ρ)→2bR→(β一p)+_ac57(ρ - ρ)- yTl+2r%exp(- yp)-1+ 2治exp(- p )14)式中，Hm为LNG或天然气焓, kJ/kmol;Sm为力则为 101 .325 kPa。LNG或天然气熵,kJ/(kmol●K);ρ= 101 .325/2.5.1摩尔发热量计算 .RT ,kg/m8。理想气体纯组分在燃烧参比温度为20 °C、15°C和0 °C时的摩尔发热量可查阅文献[16]获得。根2.4天然气绝热节流降压后温度计算由于天然气绝热节流过程1-15]可以近似地看作据文献[16]给出的数据,通过式(17 )方可求得天然等焓过程,所以其节流前和节流后的焓值是相等的。气理想气体对应温度的摩尔发热量。由LNG气化而节流前压力、温度和节流后的压力通常是已设定.得到的天然气,其理想气体摩尔发热量与真实气体的。因此,可以通过2.3节直接求出节流前的焓值，摩尔发热量误差不会超过50 J/mol ,所以软件将以对于节流后的温度则可用正割迭代法来求解。具体理想气体摩尔发热量近似为天然气真实气体的摩尔发热量1061]。而对于0 ~20 °C范围内非表6中的求解方法为:首先,由Hm.= f(T。,po )求解出节流前天然气温度点对应的摩尔发热量,则根据线性插值法求解。Hxc(h)=Zx●H:(n )= Hxc(h )(17)焓值。Hms 为节流前焓值,kJ/kmol;T.为节流前天然气温度,K;p.为节流前天然气压力,kPa。然后式中,为燃烧参比温度,C;H'c为n下天然气理以节流后温度为变量,建立节流前后焓差函数,如式想气体摩尔发热量,kJ/mol;Hi为t下i组分理想(15 )所示。气体摩尔发热量,kJ/mol;HNc为。下天然气摩尔F(T。)= Hme(T。,pe)一Hm.=0(15)发热量,kJ/mol。式中,T。为节流后温度,K;pe为节流后压力,kPa;2.5.2体积发热量计算Hme为节流后由T、po 根据2.3节计算得到的焓通过式(7 )求解出天然气理想气体摩尔发热量值,kJ/kmol。后,可根据式(18 )得出天然气理想气体体积发热量。建立如下正割迭代式:再由2.1节中的方法求解天然气在计量参比温度、Trn+1=Tr-l F(Tur)- TerF(Te-1 )(16)压力下的压缩因子,最后通过式(19 )便能得到天然F(Tre)- F(Tk- 1 )式中,k为迭代序号。而在用正割法求解时需要给气体积发热量。HKc= Hxc(n)XR,(18)定两个初值To、Tu(To= T.-(p.- pe )X0.005,R. TITa=T.-(p:- pe )X0.003);同时,当|Teo+1一Tre |式中,Hrc为天然气理想气体体积发热量,MJ/m”;≤en。(其中,ero= 10-2 )迭代收敛时, Te+1即为所求T为燃烧参比温度(T=u+ 273.15),K;p:为计温度。量参比压力,取101 .325 kPa。2.5天然气发热量计算H'e(19)软件主要针对LNG接收站所设计。考虑到接Zxc(T2 ,p2 )石油与天然气化工258CHEM ICAL ENGINEERING OF OIL & GAS20142.6特殊组分泡点计算表2LNG中4种特殊组分接收站的LNG泡点计算主要应用在低压区。Table2 Four special components ofLNG (y/% )物质名称纯甲烷贫气常规气富气同时,LNG组分通常比较固定。所以软件设计了4甲烷10096 .6493.3189.39种特殊组分(见表2)压力范围在50~4 000 kPa的乙烷01.976.3835.76 ;泡点计算。首先由Apsen_ Plus8]计算出4种组分丙烷0.340.02663.3在压力范围内的对应泡点温度;然后由MATLAB异丁烷0.070.00080.78软件[18],拟合出“压力-泡点温度”和“温度-泡点压力”正丁烷0.080.00070.66的函数关系式;最后在软件中设计出4种组分泡点氮气0.90.278 90.l1压力和温度的计算。实际应用中,对于非4种组分的实际LNG ,则可以选择与其最接近的组分形式作拟合公式如式(20 )所示,并在表3中给出了对应的拟合参数。为近似计算值。(根据温度计算泡点压力)pmo=q+qT°+φT+qr°+qT°+qr°°+qT°+qr°+qT°纯甲烷(20-A )pl=q+qτ°+φT+qT°+σr°+q°+φT°+qT°+φT贫气(20-B)pm=q+qT°+qT+gT°+qτ°+qT°°+qT°+φT°°→φT°常规气(20-C)pup=q+qτ°+qT+qT°+qT°+q7T°+q T富气(20-D)(根据压力计算泡点温度)Tip=q十qp+qp'+ q:(ln(p))°+φp°纯甲醇(20-E)(20)TIm=q +q (n(p))+ φ (In(p)° +q (In(p)°+φ (ln(p)) +σ (In(p))°+q (In(p)° + q; (In(p)°贫气(20-F)Tiw=q+g (ln(p))十+φ (In(p) +q (In(p)"+q (n(p)'+q (ln(p))°+中(ln(p)° + qs (In(p)常规气(20-G)Trp=q十中(In(p))+φ (In(p))q (In(p))+ q (In(p)'+ q (In(p))°+q (In(p)° +q (In(p)) + q (ln(p))°富气(20-H)式中,plp为泡点压力,kPa;TIw为泡点温度,K ;qi为拟合式参数。表3泡点压力、温度回归式参数Table3 Regression parameters of bubble point pressure and temperature式20-A .式20-B式20-C式20-D847 284.692 041 944- -697 082 .935 078 753-53 702 ,887 374 320 948 391 .905 538 4012一 349 709 .443 067219274 600 .329557 853 220 .622 400 48312- 13 244.119 474 940954 878 .356 894 061 9-34575.78038600494 850 .248 188 603 02184.366 255 778 1414 -3 641.448 543 181 5445.857 976 760 358 4-1 035 .425 049 017 01291.232 924 364 51815.516 775 457 860 5374 .100478 388 89240.645692 646 128 4- 38.115 025217 299 612.069 842 804 877 4-34.30227039158238.904 700 581 796 861.862999791786677一-0.717 259 911 093 6911.097 954 892 972 69-1.202 658 417 85961- -0 .030 734 851 024 277 50.017 480007 343 307 40 .000 088466 325914 8158 0 .057 878551 221 742 9第43卷第3期田士章等液化天然气及天然气物性计算软件设计259式20-E式20-F式20-G式20-H83 .970 488 961 062 6一350.366 930 577 69-211.172 931 819 20130.483 213 964 837 420 .000602 382 328 488 385529 .114599 323 563365 .582 335 602 66656.658 826 345 375 73 5.618239 163 374 57X10-1-274 .544 403 373 088-192.386 001 722 561-23 .314 961 262 073 71.125 274 446 857 6479 .333 973 429 146 156.686 893 975 107 95.253 367 351 894 760.348858 266 821 844-13 .577 608 120 783 3--9.88167827150856- -0 .419 689 207 049 1581.38110953674401.1.024 433 596 293 97--0.0443536603687765-0.077 204 368 369 392 - -0 .058 382 677 367 2860.012 971973 686 439 880.00183248298838710.0014145713024567-0.001088508724977930.000033 059 870 227 543 63软件使用说明(图3b )输人计算所需的基本参数值;最后,点击“运根据以上所做的研究和分析,在Forcecontrol算”按钮执行计算,结果则会在计算结果显示窗口中V7.0平台上设计出LNG及天然气相关物性的计显示(图3c)。算软件(20] ,图2为软件人机界面。在使用过程中，4软件计算结果误差分析首先点击“设置”按钮，通过弹出的“物性组分设置”软件计算物性参数较多,所以在此选择LNG对话框(图3a )输人各组分的摩尔分数;然后点击计接收站常用的密度、焓和高位发热量作误差分析。算选择项按钮,通过弹出的“物性_参数设置”对话框4.1密度及 高位发热量误差分析对比大连接收站实际工况运行中3种LNG(天LNG/NG物性计算组分设置按住设置运算制会时用然气)组分所对应的实测LNG密度,天然气密度、[计算选择按钮....计算执行按钮液化天盟气物的气体发热量高位发热量和软件计算相同工况的值,求出相对误差。表4为实际运行组分,表5为对应工况误差分计算结果天题气物性特殊维分惠点压力显示窗口析数据列表。气棉施热都压降温特殊照分惠点温座表4大连接收站实际运行组分(y/% )Table4 Actually running components of Dalian LNG Terminal图2软件人机界面物质名称组分1组分2组分3Figure2 HMI of software甲烷91.311493.741 496.0190.。专性电行安置乙烷6.90766.06913.6527腿合物组分(mo1%)丙烷0.2823.0.035 30.215 4CHI 00. 20000 CoH14 0 000000C7a6 a 00000。 性户的设置异丁烷0.45520.001 40.015 6c3工300000C8n80. 000000液化天然气物性1-4010 o 7100000.110000LNG温度-159.00正丁烷0.404 80.001 90.022 4n-C4H10临40000020. 00001-C5H12。000000Total 00.0000 LNG压力 20 00kPu.S异戊烷00.0002.0.001 5n-C502 ! 6000000正戊烷0.002 6(ba)正已烷0.000 3氮气0.638 70.150 70.070 5LNG密度471。465kg/mLNG定压比热培工324kJ/g. cLNG质量比培-103.764kJ/kg通过表5的相对误差可以看出:①计算LNGLNG质量比熵605kJ/kg. C密度时,最大相对误差为1.177 8% ;②计算天然气混合物摩尔质量12 305kg/kmol(密度时,最大相对误差为-0.133 8% ;③由于天然图3软件使 用对话框气高位发热量是经GB/T 11062 一1998《天然石油与天然气化工260CHEM ICAL ENGINEERING OF OIL & GAS2014 .表5密度及高位发热量误差分析数据Table5 Error- analysis data of density & gross calorific value名称LNG密度/(kg.m-")天然气密度/(kg. m-")天然气高位发热量/(MJ.m-")工况温度:-159.12 C温度:20 °C计量、燃烧参比温度:20 C条件压力:20 kPa(G)压力:0 kPa(计量、燃烧参比压力:101 .325 kPa)实际软件相对误差/相对误差分析项计算%组分1450.87456.180 1 .17780.731204 0.730 226 -0 .133839.69339.690-0.0076组分2440.23 444 .3040.9254 0.705054 0.704 908 -0 .020 738.78638.7890.007 7组分3433.04438.178 售1.1865 0.692 290 0.693 1470.123838.27038 .2740.001 0中的数据处理而来,所以其相对误差非常小,最大只度最高;虽然其形式比较复杂,在计算上相对困难,有0.007 7%。同时，为了检测BWRS方程为最佳但经过软件设计后已 很好地克服了此问题。选择方程,也采用了其他状态方程对以上3种工况4.2焓误差分析进行了计算。在计算LNG密度时，LKP方程最大焓作为LNG接收站运行能耗分析的重要物性相对误差为2.731 6%、P-R方程为-1.625 4%、参数，通常无法直接获取。因此,将Apsen_ Plus 软RKS方程为2.283 9% ;计算天然气密度时,LKP件计算的相应工况焓差与此软件计算的对应工况焓为2.567 6%、P-R为1.895 7%、RKS为-2.332差进行对比,以计算其相对误差。表6给出了2.64%。由此可以看出,在密度计算上BWRS方程精节中常规气的相关焓误差分析数据。表6焓误差分析数据Table 6 Error- analysis data of enthalpy分类Apsen_ Plus 计算软件计算焓差相对误差/%天然气焓/LNG焓/焓差/(kJ. kg~' )(kJ●kg~" )(kJ. kg":(kJ.kg))(kJ.kg1)(kJ.kg-')工况1天然气(温度:25 C ;压力:720 kPa(G))LNG(温度:- -135 °C ;压力:720 kPa(G))一4 420 .389-5 219.927799 .538766 .376一28 .586794.9620.572 3工况2天然气(温度:1 C ;压力:7 000 kPa(G))LNG(温度:- -135 C ;压力:7 000 kPa(G))-4 556 .875-5212 .720 .655.845628.951- -21 .329650.280.848 5工况3天然气(温度:10 C ;压力:9 000 kPa(G))LNG(温度: 140 C ;压力:9 000 kPa(G))-4 556.430-5223 .668667.238629.528-31.782661.3100.8844通过表6焓差的最大相对误差可以看出,软件物性。 但是,因为计算物性较多,所以只列举出几个所计算的最大相对误差为0.884 4% ,远远小于工程特殊物性用以实例计算。上所要求的5% ,所以软件可很好地计算LNG和(1)卸船完成后，吹扫目标温度。卸船完成后，NG的焓值。由于通常采用状态方程计算物性中密对码头各波相臂所在管线的吹扫,需保证管线内无度是其他参数计算的基础,而在4.1节中已经确认液体 .吹扫工作方完成。而吹扫时的最高压力为BWRS在计算中的优势,故在此不再使用其他状态500 kPa(G ) ,所以此压力下的泡点温度即为其目标方程求解LNG或天然气焓值。综上所述,软件在温度,通过软件计算为- -133.441 °C。对LNG、天然气物性计算中具有较高的精度,能够(2)储罐内及高压泵出口的LNG密度,外输计较好地满足LNG接收站的物性计算需求。量条件下的天然气密度及高位发热量计算。LNG5计算实例储罐压力-般为20 kPa(G)、温度为一-159 °C ,软件第43卷第3期田士章等液化天然气及 天然气物性计算软件设计kg/m* ;外输计算条件为压力0 kPa(G ),温度为20[9]郭天民.阎炜,濮芸辉,等.多元气液平衡和精馏[M ].北京:石油工业出版社.2002.°C，软件计算密度为0.704 91 kg/m* ,高位发热量[10]苑伟民.修改的BW RS方程[J].石油工程建设,2012 ,38<6);9- .为38.789 MJ/m°。12(3)SCV效率的计算需要先求解出入口LNG .[11]北京石油设计院.石油化工工艺计算图表[M] .北京:烃加工出版社,1985 .的总焓值和出口NG总焓值;之后求出二者焓差;然[12]罗焕章.石油化工基础数据手册[M].北京:化工出版社,1984.后计算出燃料的总发热量;最后用焓差除以发热量[13]彭世尼,陈建伦,杨建.天然气绝热节流温度降的计算[J].煤气与热力,2006 .26<1);1-4.即可求出SCV的效率(由于NG出口压力与LNG[14]张鸿鹏,李颜强.门站调压节流引起管道低温的分析[J].煤气人口压力非常接近,因此以LNG人口压力作为与热力,2009 ,29(1):B1-B4.[15]董正远,肖荣鸽.计算天然气焦耳汤姆逊系数的BWRS方法LNG出口压力)。表7中列出了SCV效率计算所[J].油气储运.2007 .26(1):18-22.需的参数,通过这些参数计算出SCV的效率为[16]中国石油天然气总公司.CB/T 11062 -1998天然气发热量密度、相对密度和沃伯指数的计算方法[S]，北京:国家质量技术95.23%。监督局,1998 .[17]魏凯丰,张作群,牛演.天然气混合气体发热量的计算[].哈尔表7 SCv 效率计算所需参数滨理工大学学报,2005 ,10(6):109-116.Table 7 Required parameters of SCV eficiency calculation[18]孙兰义.化工流程模拟实训一Apsen Plus 教程[M门]北京:化学反政L.NG压力/ LNG LNC流量/ NG 燃料气流量/ 燃烧参比工业出版社,2012.Pa(G)温度/C (t.h) 温度/C (kg.h7) 温度/C[19]陈杰.MATLAB宝典[M ].北京:电子工业出版社.2011. .[20]张运刚.从入门到精通一工业组 态技术与应用[M ].北京:人民数值6.02-138.91 135.148.671 806 .3815 .22邮电出版社.2008.6结语收稿日期:2013-1 1-21 ;修回日期:2014-01-06;编辑:康莉软件以BWRS方程为基础,计算出LNG和NG的密度、比热、焓和熵,同时得出天然气的压缩下期要目因子和绝热降压后温度;而发热量则是根据GB/T11062 - 1998 标准中的数据建立适合的关系式求1优化碳四原料生产低硫MTBE回收二硫化物方法探讨得;为了满足LNG接收站泡点需求,通过数据拟合2两种催化油浆的热重反应动力学研究3CNG脱水用4A分子筛再生性能实验研究求解出了接收站常用的一-些LNG(NG)组分所对应4ALSBA-15吸附脱除油品中碱性氮化物的研究的泡点温度和压力。通过误差及实例计算可以看5水合物法天然气脱硫工艺研究出,软件具有使用简单、运算精度高等特点,能满足6RCM技术在天然气净化装置实施方法初探7二氧化碳水合反应循环增压实验研究LNG接收站常规工况物性计算的需求。8基于气体组成的天然气压缩因子计算方法参考文献9上海天然气处理厂Cs回收工艺优化研究[1]吕俊.张昌维,傅皓.LNG接收站BOG压缩机处理能力计算及10 PRICO⑧天然气液化工艺冷箱积液分析及排除选型研究[J].化工设计,2011 ,21(1):14-16.11页岩气藏滑溜水压裂用降阻剂性能影响因素研究[2]张艳春,于国杰,杜国强,等.LNG大型储罐加强圈设计[J].石.12川中沙溪庙致密油藏压裂液技术研究及应用油与天然气化T .2011 .40(5):433-436 .[3]陈雪,马国光.流程参数对LNG接收终端蒸发气再冷凝工艺流13交联酸加砂压裂技术研究和应用程性能的影响D].石油与天然气化工.2008 ,37<2 ):100-104.14树脂型压井液研究及应用[4]付子航.LNG接收站燕发气处理系统的动态设计计算模型[J].15复杂砂岩气藏酸化酸液体系优选天然气工业,2011 .,31(6) :85-88.16一种水基抗温钻井液的高温流变性研究[5]洪丽娜.陈保东,李庆杰,等。P-R方程在天然气热物性计算中的17 FracproPT 软件在二次加砂压裂模拟与施工参数优化中应用[J].辽宁石油化工大学学报,2008 ,28(2):48-52 .的应用[6]喻西崇,赵金洲,邬亚玲,等.PVT状态方程的选择与分析[J]..18综合标准化指导下的石油工业术语标准研究油气储运,2001 ,20(9 ):24-27.[7]刘璐.刘宝玉,李少华.等.LNG热物性计算[J].当代化工，19碘量法测硫化氢含量在四川气田的现场应用2010 ,39(6) :696-698.20锦州9-3油田产出聚合物对污水稳定性的影响研究