天然气低压吸附ANG技术
天然气低压吸附ANG技术
前言：
吸附天然气技术原理
吸附储存天然气(ANG)技术是在储罐中装入高比表面的天然气专用吸附剂，利用其巨大的内表面积和丰富的微孔结构，在常温、中压(4.0MPa)下将天然气吸附储存的技术。根据微孔容积填充理论(TVFM)对蒸汽在活性炭微孔中的吸附，计算出了室温下天然气在活性炭上吸附储存的最佳压力为3.551MPa[2]。当储罐的压力低于外界压力时，气体被吸附在吸附剂固体微孔的表面，借以储存；当外界的压力低于储罐的压力时，气体从吸附剂固体表面脱附而出供应外界。
一、项目优势和意义
1、安全
乙炔比空气重，遇明火会引起回燃、与空气、氧气混合形成爆炸性混合物。极其易燃易爆，危险极大。天然气是最安全的可燃气体。它在任何压力下使用都很稳定，天然气比空气轻，一旦有泄漏容易消散，不易在车间或船舱地面堆积，且天然气在空气中的爆炸极限范围小，燃烧速度慢，因此发生爆炸，回火的可能性比乙炔小的多，安全性更高。
2、省钱
燃料值相同时，天然气比乙炔便宜4到8倍。
3、环保
接触乙炔，吸入乙炔对人体有强烈的伤害，在使用时需要进行呼吸系统、眼睛、身体、手等防护处理，其燃烧的产物主要为有害气体，其使用过程会产生电石渣等污染废弃物。天然气是绿色环保低碳产品，使用时不回火，不爆鸣、无黑烟、无有害气体、无污染废弃物4、高效
乙炔在使用过程中会产生电石渣等污染废弃物，导致切割表面电石渣堆积、表面凸凹不平，割缝巨大。天然气燃烧效率高、清洁，在生产和使用过程中，不会产生电石渣等污染废弃物。天然气预热时间短，切割速度快，矫形速度快，割缝小，不用清渣，切割表面光滑度高，不会发生表面积碳和硬化，提高了加工质量。
5、节能
乙炔的制取方法主要有电石水解法，甲烷或者烃类的高温燃烧裂解法和等离子裂解法，这方面方法耗能较大，而天然气无需耗能。
二、低压吸附式天然气气瓶（ANG）项目介绍
1、公司简介
美国Gas Technology Energy Concepts LLC公司.（燃气技术能源概念有限公司）简称G—TEC公司，坐落于美国纽约州，是美国替代能源、燃料电池研发的领导机构，并成功获得ANG吸附技术“天然气系统”专利。该专利系统可将天然气以较低的压力大量储存于气瓶中。储气能力提高3～4倍，该技术已在美国、加拿大、欧洲等国家成功应用于替代乙炔、丙烷等危险燃气进行焊接、切割等，成本不但是传统燃气的1/5～1/10，而且安全、环保、无能耗。同时是美国职业安全健康管理局(OSHA) 测试实验室认可的无危害的健康产品,被纽约州消防局许可的高层建筑安全使用产品。并获得了加拿大的标准委员会(SCC)认证。目前G-TEC 公司旗下的“天然气系统”共有：多功能切割系统系列、多功能加注系统、天然气瓶，供各行业客户进行选择。
G-TEC天然气技术应用于焊接、熔接、切割、动力、加热、热校正、热喷涂、火焰淬火、金属加工等；广泛适用船舶，铁路，机械，军工，建筑、汽修、冶金，陶瓷、油田、珠宝、玻璃、包装等领域。
美国Gas Technology Energy Concepts LLC公司同深圳市莱雷科技发展有限公司合作，,在中国大陆组建的G-TEC中国服务中心，现有技术团队47人，具有专业的服务水平，技术开发和应用经验。主要面向中国大陆市场的客户售服工作，承接“天然气系统”的调试、维修等服务，中心通过了ISO9001质量保证体系评审认证。
G-TEC售服中心在中国目前已覆盖的网点已遍布华北、华东、华南、华中、大西南区、在北京、上海、深圳、成都、郑州、厦门、温州。以提供更优质，便捷的服务。让更多的用户了解并提供他们迫切需要的天然气系统。
2、产品介绍
低压吸附式天然气气瓶（ANG）
瓶装气模式是没有燃气管道的作业现在理想的选择。
充气方便，美国G-TEC天然气加注系统可直接接驳民用天然气管道、工业天然气管道对天然气气瓶充气无需修建专业增压装置及供气设施，无需专业的第三方燃气供应，气瓶充气后马上即可投入使用。
成本更低，美国G-TEC气瓶里添注的高技术纳米分子材料，只需一次性购买气瓶和充气体的成本，就可连续使用10年，不需要再次购买和添注增效剂，使您的使用成本更低。
使用安全，美国G-TEC低压吸附式ANG天然气气瓶储气最大压力为4Mpa，是CNG 压力的1/5~1/10，放置无需特殊要求，移动方便，可使你的现场没有危险的高压燃气，更加安全可靠。
3、低压吸附式天然气气瓶特点
G-TEC天然气气瓶内置全球首创的纳米吸附剂，储气方式采用低压“吸附式”存储。G-TEC天然气气瓶储气压力比普通CNG瓶低5倍，你的作业现场将没有高压的燃气，安全隐患降低。
气瓶安全性已被美国、加拿大、欧盟、中国政府及相关单位检验验证，符合相关安全法规。
气瓶大小与传统的乙炔气瓶近似，储气量热值与乙炔瓶热值相当，使用时间一致。
G-TEC天然气瓶配装调压器，用户在使用时可以调节工作压力。
G-TEC是目前全球唯一的ANG低压天然气瓶生产商，可连续安全使用10年。
4、天然气ANG气瓶规格
阀门与气瓶连接处螺纹为PZ39，阀门接口处螺纹为M22*1.5-LH-INT
5、天然气与乙炔等气体对比
A.温度比较
B.成本比较
燃料热值相同时，天然气比乙炔便宜15倍，天然气3-6元/立方米，乙炔20-30元/公斤，丙烷8-12元/公斤，这样，天然气比乙炔降低80%的成本，比丙烷降低40-50%的成本。再者是近年来国内外能源价格均出现了上涨，而天然气比液化石油气，汽油，柴油等的价格低很多，尤其西气东输工程更是降低了天然气的价格。
C.更加安全
乙炔比空气重，遇明火会引着回燃、与空气、氧气混合形成爆炸性混合物，极其易燃易爆，危害极大。天然气是最安全的可燃气体，它在任何压力下使用都很稳定，天然气比空气轻，一旦有泄漏容易消散，不易在车间或船舱地面堆积，且天然气在空气中的爆炸极限范围小，燃烧速度慢，因此发生爆炸、回火的可能性比丙烷和乙炔气小得多，安全性更高。
D.更加环保
接触乙炔。吸入乙炔对人体有强烈伤害，在使用时需要进行呼吸系统、眼睛、身体、手等防护处理、其燃烧产物主要为有害气体，其使用过程会产生电石渣等污染废弃物。天然气是绿色环保低碳产品，使用时不回火、不爆鸣、无黑烟、无有害气体、无污染废弃物。
E.更加高效
乙炔在使用过程中会产生电石渣等污染废弃物，导致切割表面电石渣堆积、表面凹凸不平，割缝巨大。天然气燃烧效率高、清洁，在使用过程中，不会产生电石渣等污染废弃物，天然气预热时间短，切割速度快，矫形速度快，割缝小，不用清渣，切割表面光洁度高，不会发生表面积碳和硬化，提供了加工质量
燃气管道流速
天然气: 1、钢管流速： 1）DN100以下，低压管选4~6m/s；中压管选6~10m/s。 2）DN≥150，低压管选6~8m/s；中压管选10~15m/s。 3）户内低压管，流速选1~2m/s。 2、PE管流速： 1）DN110以下，流速选6~10m/s。 2）DN≥160，流速选10~15m/s。 2.管线最高流速：高压30m/s,次高压25m/s,中压A 20m/s,中压B 15m/s,低压8m/s。 3.吹扫：20M/S，置换：5M/S，经济流速：6—8M/S。 4.钢管： 外线中压A管道，一般按标准状态下20m/s计算，不超过30m/h 外线低压管道，一般按标准状态下8~12m/s计算 室内中压B，按标准状态下6~10m/s计算 室内低压，按标准状态下5~8m/s计算 CJJ63－95标准中允许燃气流速为5m/s是考虑到当时我国人工煤气占有较大比重，其含有的粉尘等杂质容易产生静电而确定；而目前我国主要使用天然气，气质有较大的改善，故参考国外经验确定为20m/s。 天然气流速要看多大管径和多大压力情况下，低压管道一般就是5-6米/秒，中压管道在10-15米/秒左右，而一般是低于15米的，且叫做经济流速。 液化石油气: 液态的液化石油气在管道的平均流速，应经技术经济比较后确定，可取0.8～1.4m/s,最大不应超过3 m/s。 《石油天然气管道保护条例实施手册》是： 液化石油气气态为：5～10 m/s 液化石油气液态为：1～2.5 m/s 这二者似乎不矛盾：） 煤气: 《煤气规划设计手册》邓渊主编和《煤气设计手册》（下）等附录见到： 管内各介质常用流速范围： 煤气：在管道长50～100米 P≤2.0KPa时0.75～3M/S P≤20.0KPa时8～12M/S 天然气为30M/S 可我在《石油天然气管道保护条例实施手册》中看到的是： 工作介质为：冷煤气（发生炉煤气、水煤气、城市煤气） 在：管径单位为（mm） DN≥800时12～18M/S DN=400时10～12M/S
燃料气瓶天然气吸附储存活性炭介绍(DOC)
天然气ANG低压吸附技术&燃料气瓶天然气储存活性炭 陈家棋https://www.360docs.net/doc/b31710786.html, 天然气超级活性炭吸附材料开发 天然气活性炭吸附材料开发；天然气吸附技术是由纳米级活性碳作为吸附材料。它具有广泛的用途，目前鑫森炭业拟将这种材料应用于焊割气瓶中。吸附技术用来充装天然气具有较大的经济价值和前景，另纳米级活性碳吸附技术在其它行业都具有较大的应用价值。 预期达到的主要技术经济指标： 孔径2—5NM 天然吸附量在7.0M/pa条件下吸附量120v/v。 吸附剂鑫森活性 炭 美国G-TEC 气瓶活性炭 气瓶平均压力/kPag 3493 3893 下游压力/kPag 0 0 充气压力/kPa 3881 4097 平均脱附量/m30.4955 0.4625 天然气吸附技术的研究情况 概述 吸附天然气汽车(ANGV)技术是针对压缩天然气汽车(CNGV)技术的不足而开发的，目前尚处于室内试验阶段。实现ANGV规模发展的关键是优质、高效的天然气吸附剂开发和质轻、价廉的车载吸附容器的设计，同时，还必须解决储气压力选择、吸/脱附过程的热效应、原料气杂质的影响、吸附剂的再生及填装等相关技术问题。中国ANGV的技术水平在整体上尚低于美国、英国和日本等发达国家，为此，必须一方面集中力量，加强基础技术的研究和开发，同时，在政府的宏观调控下，适当加大投资规模，将室内技术尽快转换为现实生产力，这样，中国A VGV的规模发展将指日可待。 吸附储存天然气(ANG)技术是在储罐中装入高比表面的天然气专用吸附剂，利用其巨大的内表面积和丰富的微孔结构，在常温、中压(6. 0 MPa)下将天然气吸附储存的技术。ANG的最大优点在于低压下(3.5-6. 0 MPa，仅为CNG的1/4-1 /5)即可获得接近于高压下(20 MPa) CNG的储存能量密度。当储罐中压力低于外
室外中、低压天然气管道施工图设计总说明教学总结
室外中、低压天然气管道施工图设计总说明 1 本设计说明为河北新地燃气热力工程技术有限公司室外天然气管道安装通用说明。 2 适用范围 2.0.1 适用于市政中压及居民用户、商业用户及民用锅炉房室外中、低压天然气管道设计（设计压力不大于0.40Mpa）。 2.0.2不包括工业用户室外天然气管道的相关要求。工业用户室外天然气管道安装执行现行国家标准《工业企业煤气安全规程》GB6222及其它相关规定。 3 设计依据 3.0.1《城镇燃气设计规范》GB50028； 3.0.2《聚乙烯燃气管道工程技术规程》CJJ63； 3.0.3《城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程》CJJ95 3.0.4当地规划部门批复的燃气管道敷设位置相关文件； 3.0.5敷设天然气管道的道路两侧的公共建筑（包括餐厅、旅馆、医院、大专院校、中小学等）、工厂企业（燃具种类、燃气耗量）数量及其分布、发展规划； 3.0.6敷设天然气管道的道路两侧的住宅建设、规划资料； 3.0.7天然气管道穿越的城市道路、铁路、河流的现状和规划资料； 3.0.8道路工程地质资料（应包括土壤腐蚀程度）； 3.0.9与天然气管道平行或交叉的其他管线（各类电缆、给排
水、热水、雨水、蒸汽等管线）的位置、管径、埋深等情况；3.0.10城市总图及道路建设平、断面规划或设计施工图（竣工图）。 3.0.11小区庭院平面图、室外综合管网布置图及各专业外网施工图。 4室外天然气管道宜标注绝对标高，当无绝对标高资料时，可标注相对标高。当天然气管道位置采用相对位置控制时，标高以室外完成地面为±0.00，如有条件可依据地理信息附有城市坐标，并应与当地规划部门道路批复文件一致。 5天然气管道的定位尺寸和标高以m为单位，管径和壁厚以㎜为单位。 6管材及管件选用 6.0.1管材选用钢管时，DN≤150的天然气管道选用无缝钢管， 且符合《输送流体用无缝钢管》GB/T8163的要求，材质为 20；DN>150的天然气管道选用直缝焊接钢管，且符合《石 油天然气工业输送钢管交货技术条件第1部分：A及钢管》GB/T9711.1的要求，材质为Q235B或L210。选用PE管时，PE管应符合《燃气用埋地聚乙烯（PE）管道系统第1部分：管材》GB15558.1的要求，且应符合《聚乙烯燃气管道工 程技术规程》CJJ63的要求。 6.0.2 钢制管件选用符合《钢制对焊无缝管件》GB/T12459的要求，材质为20，钢制管件的壁厚选用与管材等壁厚或大1~2㎜；聚乙烯管件的选用符合《燃气用埋地聚乙烯（PE）管道系统第2
天然气吸附存储实验研究__少量乙烷对活性炭存储能力的影响
天然气吸附存储实验研究 Ⅰ.少量乙烷对活性炭存储能力的影响 傅国旗,周理3 (天津大学化学工程研究所,天津 300072) 摘要:研究了甲烷、乙烷混合气(乙烷含量411%)中,乙烷对活性炭吸附存储能力的影响。结果表明乙烷的影响很显著。在25℃、充气压力315MPa 、放气压力011MPa 条件下,经50个充放气循环后有效存储能力下降了25%,但常温常压下用氮气吹扫可使吸附剂完全再生。 关键词:吸附存储;天然气;乙烷;活性炭 中图分类号:O623111 文献标识码:A 文章编号:100129219(2000)04212202 收稿日期:2000205206;作者简介:周理,男,1942年生,博士导师,教授;3通讯联系人。 0 前言 天然气(N G )储量丰富,作为经济、洁净的汽 车代用燃料受到世界各国的普遍重视。但由于其主要成分甲烷在常温下不能液化,因而与汽油等液体燃料相比,常压下N G 的能量密度很低,难以直接用作汽车燃料。目前较为普遍的方法是将N G 压缩至20MPa 左右,使之成为压缩天然气(CN G )。但CN G 的高成本、潜在的不安全性等 因素又限制了天然气汽车(N GV )的发展。为克服CN G 的不足,80年代中期出现的吸附天然气(AN G )技术引起各国研究人员的兴趣。AN G 采用高比表面积活性炭作吸附剂,使N G 在较低的压力(一般为315MPa 左右)下,实现高密度的存储,其技术经济可行性已得到认证[1]。 AN G 还存在一些技术问题,使其尚未商业化。除需制备具有高体积存储能力的吸附剂外,吸附热效应及N G 中杂质组分对活性炭存储容量的不利影响是必须解决的两个问题[2,3]。N G 中除主要成分甲烷(90%左右)外,还含有C 2、C 3、氮气、二氧化碳以及少量C 4以上的烃类、水和含硫化合物[4]。吸附剂经多次循环使用后,N G 中的重组分烃类及极性化合物等杂质组分会在吸附剂上积累,使其存储能力下降,从而使吸附剂的使用寿命缩短,有关杂质组分影响研究的报导不多。G olovoy 和Blais [5]的研究表明,经100次循环充 放气后,活性炭的AN G 存储能力下降到初始容量的22%,N G 的杂质含量为415%。Pedersen 和Larsen [6]发现,100次循环充放气后活性炭的AN G 存储容量下降50%,所以N G 的杂质含量为819%。他们还发现存储能力的下降幅度主要与N G 的组成有关,与所用活性炭的种类关系不大。Mota [7]通过模拟计算研究了杂质对活性炭上N G 存储能力的影响。模型中存储系统每一循环先以固定组成的N G 等温充气,然后以一定的气速非等温释放,这样同时考察了杂质和吸附热效应对活性炭上AN G 存储能力的综合影响。N G 的主要杂质为716%C 2,210%C 3,514%氮气。存储系统经100次充放循环后存储能力下降幅度达60%。以上研究都是针对多种杂质对活性炭存储能力的共同影响,至今还未见单一杂质组分对活性炭存储能力影响的研究报导。为找到解决杂质组分影响吸附剂寿命的可行办法,作者拟逐一研究各单一杂质组分的影响及其消除办法,这对于吸附存储技术的商业化有重要意义。城市天然气一般是经过预净化的,硫化物、水份、二氧化碳的含量很低,而氮气对活性炭的使用寿命完全没有影响,因此重点考察烃类杂质的影响。乙烷是N G 中含量最高的杂质烃类,故本文首先考察少量乙烷对活性炭存储能力的影响,并探索消除其影响的可行途径。有关其他烃类杂质的影响以及吸附热效应的研究将陆续报导。 1 实验方法 实验采用的吸附剂是唐山活性炭厂生产的椰 12 天然气化工2000年第25卷
天然气的液化及液态储存.docx
天然气的液化及液态储存 甲烷的临界温度为-82.1℃，临界压力为4.49MPa。在 0.055MPa压力下，达到-161℃，甲烷即可液化。使用液化温度取决于储存压力。最常用的是深度冷冻法，将天然气冷却至-162℃，在常压、低温下储存。天然气液态容积为气态的1/600。 一、天然气的液化 天然气的液化属于深度冷冻，靠一段制冷达不到液化的目的。下面介绍三种方法。 1. 阶式循环(或称串级循环)制冷 图6-15所示是阶式循环制冷流程。 为使天然气液化并达到-162℃，需经过三段冷却，制冷剂为丙烷(也可用氨)、乙烯(也可用乙烷)和甲烷。在丙烷通过蒸发器7冷却乙烯和甲烷的同时，天然气被冷却到-40℃左右；乙烯通过蒸发器8冷却甲烷的同时，天然气被冷却到-100℃左右；甲烷通过蒸发器9把天然气冷却到-162℃使之液化，经气液分离器10分离后，液态天然气进罐储存。三个被分开的循环过程都包括蒸发、压缩和冷凝三个步骤。此法效率高、设计容易、运行可靠，应用比较普遍。 2. 混合式(或称多组分)制冷 图6-16所示是混合式制冷流程。这种方法的制冷剂是烃的混合物，并有一定数量的氮气。丙烷、乙烯及氮的混合蒸汽经制冷机6压缩和冷却器5冷却后进入丙烷储罐。丙烷呈液态，压力为3MPa，乙烯和氮呈
气态。丙烷在换热器4中蒸发，使天然气冷却到-70℃，同时也冷却了乙烯和氮气，乙烯呈液态进入乙烯储槽，氮气仍呈气态。液态乙烯在换热器中蒸发，冷却了天然气及氮气。氮气进入氮储槽并进行气液分离，液氮在换热器中蒸发，进一步冷却天然气，同时冷却了气态氮气。气态氮气进一步液化并在换热器中蒸发，将天然气冷却到-162℃送入储罐。 此法的优点是设备较少，仅需一台制冷机和一台换热器。其缺点是气液平衡与焓的计算繁琐，换热器结构复杂，制造也困难。 混合式制冷的效率和投资均比阶式循环制冷低。 3. 膨胀法制冷 如图6-17所示，膨胀法制冷流程是充分利用长输干管与用户之间较大的压力梯度作为液化的能源。它不需要从外部供给能量，只是利用了干管剩余的能量。这种方法适用于远程干管压力较高、且液化容量较小的地方。来自长天然气送入管网输干管的天然气，先流经换热器1，然后大部分天然气在膨胀涡轮机中减压到输气管网的压力。没有减压的天然气在换热器2中被冷却，并经节流阀3节流膨胀，降压液化后进入储罐4。储罐上部蒸发的天然气，由膨胀涡轮机带动的压缩机吸出并压缩到输气管网的压力，并与膨胀涡轮机出来的天然气混合作为冷媒，经换热器2及1送入管网。 按此原理所能液化的天然气数量，取决于管网的压力所能提供的能量。
天然气脱除CO2方法
天然气脱除CO2方法的比较与进展 摘 要：总结了天然气脱除CO2的原因，对目前比较常用的三种脱除天然气中CO2的方法及其研究进展进行了综述，即醇胺吸收法、变压吸附法和膜分离法。指出胺基溶剂、吸附剂以及膜的种类是决定分离效果的关键因素。 关键词：天然气；脱除CO2；进展 天然气作为优质、清洁的燃料和重要的化工原料，其应用范围越来越广，工业发展步伐不断加快。近年来，我国天然气勘探有重大进展，相继开发了一些重要气藏，其原料气中CO2的含量高低不等，如表1所示。 CO2的存在给天然气的输送和深加工带来许多危害。首先，CO2的含量过高会降低天然气的热值和管输能力。如果不将其脱除，单位体积天然气燃烧所产生的热量会大大降低。若提供相同热量，天然气的输送量必然增大，从而使输送管道变粗，增加设备费。按照GB1-7820—1999标准，1 m3天然气商品中CO2的含量不应超过3%。 其次，如果CO2的含量过高，低温时，它会成为固相（即干冰）析出，从而堵塞管道[1]。另外，在对天然气进行深冷加工时，天然气的温度极低，又会堵塞深冷设备，引发深冷加工的不稳定。 第三，CO2腐蚀也是一个不容忽视的严重问题。在水溶液存在的情况下，天然气中的CO2会对设备、管道造成严重的腐蚀。例如，英国北
海的ALPHA平台，其管线是由碳锰钢X 5 2制成的，仅用了两个多月就发生了爆炸，原因是油气中含1.5％～3.0％的CO2[2]。大量研究认为，钢铁材料表面覆盖的碳酸铁和碳酸钙是造成CO2腐蚀的主要原因，这些腐蚀产物的生成膜在不同区域的覆盖程度不同，从而形成区域电偶，加速了钢铁的局部腐蚀。研究发现[3]，CO2的分压、温度、pH值、湿度、流速、介质组成、腐蚀产物膜、管材的材质和载荷等都会影响钢铁的腐蚀。因此对CO2要进行脱除。 1 天然气脱除CO2的方法 目前，许多技术都可以有效脱除天然气、燃料气等物流中的CO2，但没有哪种技术适合所有的情况，因此，选择方法时必须根据各种技术的特点、原料气的组成及分离条件来选择最合适的工艺。徐正斌[4]对CO2脱除工艺的选择作了总结，如图1所示。 常用的脱除天然气中CO2的方法主要有以下三种：醇胺吸收法、变压吸附法和膜分离法。天然气中的酸性杂质主要是H2S和CO2，醇胺吸收法在脱除CO2的同时能将H2S脱除。此外，CO2和CH4在吸附剂上不同的吸附特性和在膜上不同的透过性，使得变压吸附法和膜分离法也能达到很好的分离效果。表2对这三种方法的优缺点进行了比较。
液化天然气的低温特性
液化天然气的低温特性 LNG的低温常压储存是在液化天然气的饱和蒸气压接近常压时的温度进行储存，也即是将LNG作为一种沸腾液体储存在绝热储罐中。常压下LNG的沸点在-162℃左右，因此LNG的储存、运输、利用都是在低温状态下进行的。低温特性除了表现在对LNG系统的设备、管道的材料要注意防止低温条件下的脆性断裂和冷收缩对设备和管路引起的危害外，也要解决系统保冷、蒸发气处理、泄漏扩散以及低温灼伤等方面的问题。 一、隔热保冷 LNG系统的保冷隔热材料应满足导热系数小、密度低、吸湿率和吸水率小、抗冻性强的要求，并在低温下不开裂、耐火性好、无气味、不易霉烂、对人体无害、机械强度高、经久耐用、价格低廉、方便施工等要求。 二、蒸发特性 LNG是作为沸腾液体储存在绝热储罐中。外界任何传入的热量都会引起一定量液体蒸发成为气体，这就是蒸发气(BOG)。蒸发气的组成与液体组成有关。标准状况下蒸发气密度是空气的60%。 当LNG压力降至沸点压力以下时，将有一定量的液体蒸发而成为气体，同时液体温度也随之降到其在该压力下的沸点，这就是LNG的闪蒸。通过烃类气体的气液平衡计算，可得到闪蒸气的组成及气量。当压力在100～200kPa范围内时，1m3处于沸点下的LNG每降低1kPa 压力时，闪蒸出的气量约为0.4kg。当然，这与LNG的组成有关，以上数据可作估算参考。由于压力、温度变化引起的LNG蒸发产生的蒸发气的处理是液化天然气储存运输中经常遇到的问题。
三、泄漏特性 LNG倾倒在地面上时，起初迅速蒸发，然后当从地面和周围大气中吸收的热量与LNG蒸发所需的热量平衡时便降至某一固定的蒸发速度。该蒸发速度的大小取决于从周围环境吸收热量的多少。不同表面由实验测得的LNG蒸发速度如表2-4[2]所示。 表2-4LNG蒸发速度kg/(m2h) LNG泄漏到水中时产生强烈的对流传热，以致在一定的面积内蒸发速度保持不变。随着LNG流动泄漏面积逐渐增大，直到气体蒸发量等于漏出液体所能产生的气体量为止。 泄漏的LNG开始蒸发时，所产生的气体温度接近液体温度，其密度大于环境空气。冷气体在未大量吸收环境空气中热量之前，沿地面形成一个流动层。当从地面或环境空气中大量吸收热量以后，温度上升时，气体密度小于环境空气。形成的蒸发气和空气的混合物在温度继续上升过程中逐渐形成密度小于空气的云团。云团的膨胀和扩散与风速和大气的稳定性有关。LNG泄漏时，由于液体温度很低，大气中的水蒸气也被冷凝而形成雾团，这是可见的，可以作为可燃性云团的示踪物，指示出云团的区域范围。泄漏的LNG以喷射形式进入大气，同时进行膨胀和蒸发，还进行与空气的剧烈混合。大部分LNG包在初始形成的类似溶胶的云团之中，在进一步与空气混合的过程中完全气化。 LNG与外露的皮肤短暂地接触，不会产生什么伤害，可是持续地接触，会引起严重的低温灼伤和组织损坏。 四、储存特性 (一)分层
天然气低压吸附ANG技术
天然气低压吸附ANG技术 前言： 吸附天然气技术原理 吸附储存天然气(ANG)技术是在储罐中装入高比表面的天然气专用吸附剂，利用其巨大的内表面积和丰富的微孔结构，在常温、中压(4.0MPa)下将天然气吸附储存的技术。根据微孔容积填充理论(TVFM)对蒸汽在活性炭微孔中的吸附，计算出了室温下天然气在活性炭上吸附储存的最佳压力为3.551MPa[2]。当储罐的压力低于外界压力时，气体被吸附在吸附剂固体微孔的表面，借以储存；当外界的压力低于储罐的压力时，气体从吸附剂固体表面脱附而出供应外界。 一、项目优势和意义 1、安全 乙炔比空气重，遇明火会引起回燃、与空气、氧气混合形成爆炸性混合物。极其易燃易爆，危险极大。天然气是最安全的可燃气体。它在任何压力下使用都很稳定，天然气比空气轻，一旦有泄漏容易消散，不易在车间或船舱地面堆积，且天然气在空气中的爆炸极限范围小，燃烧速度慢，因此发生爆炸，回火的可能性比乙炔小的多，安全性更高。 2、省钱
燃料值相同时，天然气比乙炔便宜4到8倍。 3、环保 接触乙炔，吸入乙炔对人体有强烈的伤害，在使用时需要进行呼吸系统、眼睛、身体、手等防护处理，其燃烧的产物主要为有害气体，其使用过程会产生电石渣等污染废弃物。天然气是绿色环保低碳产品，使用时不回火，不爆鸣、无黑烟、无有害气体、无污染废弃物4、高效 乙炔在使用过程中会产生电石渣等污染废弃物，导致切割表面电石渣堆积、表面凸凹不平，割缝巨大。天然气燃烧效率高、清洁，在生产和使用过程中，不会产生电石渣等污染废弃物。天然气预热时间短，切割速度快，矫形速度快，割缝小，不用清渣，切割表面光滑度高，不会发生表面积碳和硬化，提高了加工质量。 5、节能 乙炔的制取方法主要有电石水解法，甲烷或者烃类的高温燃烧裂解法和等离子裂解法，这方面方法耗能较大，而天然气无需耗能。
浅谈城镇燃气管道管材的比选
浅谈城镇燃气管道管材的比选 摘要：目前，可以作为中压和低压燃气管道有聚乙烯管、机械接口球墨铸铁管、钢管或钢骨架聚乙烯塑料复合管，城镇燃气常用的管材通常为聚乙烯管及钢管。 关键词：聚乙烯管，钢管 一.材质的比选： 聚乙烯管： 聚乙烯（polyethylene ，简称PE）是乙烯经聚合制得的一种热塑性树脂。在工业上，也包括乙烯与少量α-烯烃的共聚物。聚乙烯无臭，无毒，手感似蜡，具有优良的耐低温性能（最低使用温度可达-100～-70°C），化学稳定性好，能耐大多数酸碱的侵蚀（不耐具有氧化性质的酸）。常温下不溶于一般溶剂，吸水性小，电绝缘性优良。聚乙烯（POLYETHYLENE，PE）是由乙烯聚合而成之聚合物，产品发展至今已有60年左右历史，全球聚乙烯产量居五大泛用树脂之首。 聚乙烯依聚合方法、分子量高低、链结构之不同，分高密度聚乙烯、低密度聚乙烯及线性低密度聚乙烯。 低密度聚乙烯（LOW DENSITY POLYETHYLENE，LDPE）俗称高压聚乙烯，因密度较低，材质最软，主要用在塑胶袋、
农业用膜等。[2] 高密度聚乙烯（HIGH DENSITY POLYETHYLENE，HDPE）俗称低压聚乙烯，与LDPE及LLDPE相较，有较高之耐温、耐油性、耐蒸汽渗透性及抗环境应力开裂性，此外电绝缘性和抗冲击性及耐寒性能很好，主要应用于吹塑、注塑等领域。[2] 线型低密度聚乙烯（LINEAR LOW DENSITY POLYETHYLENE，LLDPE），则是乙烯与少量高级 -烯烃在催化剂存在下聚合而成之共聚物。LLDPE外观与LDPE相似，透明性较差些，惟表面光泽好，具有低温韧性、高模量、抗弯曲和耐应力开裂性，低温下抗冲击强度较佳等优点。 LLDPE应用领域几乎已渗透到所有LDPE市场。现阶段LLDPE和HDPE处于生命周期的成长阶段；LDPE则在1980代末逐渐进入发展成熟期，世界上已少有LDPE设备投产。聚乙烯可用挤出、注射、模塑、吹塑和熔纺等方法成型，广泛应用于工业、农业、包装及日常工业中，在中国应用相当广泛，薄膜是其最大的用户，约消耗低密度聚乙烯77%，高密度聚乙烯的18%，另外，注塑制品、电线电缆、中空制品等都在其消费结构中占有较大的比例，在塑料工业中占有举足轻重的地位。 钢管：
低压吸附式天然气
天然气ANG技术 一、低压吸附式（ANG）天然气气瓶特点： G-TEC天然气气瓶内置全球首创的纳米吸附剂，储气方式采用低压“吸附式”存储。 l G-TEC天然气气瓶储气压力比普通乙炔气瓶低5～8倍，你的作业场所将没有高压的然气，安全隐患降低。 l 气瓶安全性已被美国、加拿大、欧盟、中国政府及相关单位检验验证，符合相关安全法规。 l 气瓶大小与传统的乙炔气瓶近似。储气量热值与乙炔瓶热值相当，使用时间一致。 l G-TEC天然气瓶配装调压器，用户在使用时可以调节工作压力。 l G-TEC 是目前全球唯一的ANG低压天然气瓶生产商，可连续安全使用10年。 2、美国G-TEC天然气系统介绍 G-TEC 天然气系统使各行各业都可发挥高压天然气的各种优点，只需将G-TEC焊割系统与标准的公共天然气管道接驳，其输出的天然气即可代替乙炔、LPG 、MAPP、丙烯或任何其它然气。 l G-TEC天然气系统用途广泛，可进行焊接、熔接、切割、动力、加热、热校正、热喷涂、火焰淬火、金属加工。 l G-TEC天然气系统广泛适用于船舶、铁路、机械、军工、建筑、汽修、冶金，陶瓷、油田、珠宝、公交、玻璃拉丝热塑、热收缩包装、金属喷射、钎焊/银焊、火腿上色等领域。
l G-ETC低压天然气系统是美国职业安全健康管理局(OSHA) 测试实验室认可的无危害的健康产品，大多数州消防局通过的高层建筑安全使用产品。并获得了加拿大的标准委员会(SCC)认证。 3、美国G-TEC 瓶装气模式 l 瓶装气模式是没有然气管道的作业现场理想的选择。 l 充气方便，美国G-TEC天然气加注系统可直接接驳民用天然气管道、工业天然气管道对天然气气瓶充气无需修建专业增压装置及供气设施，无需专业的第三方然气供应，气瓶充气后马上即可投入使用。 l 成本更低，美国G-TEC气瓶里添注了高技术纳米分子材料，只需一次性购买气瓶和充气机的成本，就可连续使用10年，不需要再次购买和添注增效剂，使您的使用成本更低。 l 使用安全，美国G-TEC低压吸附式ANG天然气气瓶最大压力输出为4MPa，通常在2MPa情况下使用，是CNG压力的1/5~1/10，放置无需特殊要求，移动方便，可使你的现场没有危险的高压然气，更加安全可靠。
液化天然气储存及应用技术
编订：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 液化天然气储存及应用技 术 Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-9448-29 液化天然气储存及应用技术 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 1、前言 天然气是一种清洁优质能源，近年来，世界天然气产量和消费量呈持续增长趋势。从今后我国经济和社会发展看，加快天然气的开发利用，对改善能源结构，保护生态环境，提高人民生活质量，具有十分重要的战略意义。 国际上液化天然气(LNG)的生产和应用已有久远的历史。LNG贸易是天然气国际贸易的一个重要方面。近10年来LNG产量以年20％速度增长。LNG工业将是未来天然气工业重要组成部分。我国尚处于起步阶段，国家最近批准在珠海建设进口LNG接收站。中原油田正筹建一座日处理15万m3天然气的液化工厂。LNG在我国的应用必将开始一个新的阶段。 2、液化天然气的制取与输送
LNG是液化天然气的简称，常压下将天然气冷冻到-162℃左右，可使其变为液体即液化天然气(LNG)。它是天然气经过净化(脱水、脱烃、脱酸性气体)后，采用节流，膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液体而形成的。LNG的体积约为其气态体积的l／620。 天然气的液化技术包括天然气的预处理，天然气的液化及贮存，液化天然气的气化及其冷量的回收以及安全技术等内容。 LNG利用是一项投资巨大、上下游各环节联系十分紧密的链状系统工程，由天然气开采、天然气液化、LNG运输、LNG接收与气化、天然气外输管线、天然气最终用户等6个环节组成。 由于天然气液化后，体积缩小620倍，因此便于经济可靠的运输。用LNG船代替深海和地下长距离管道，可节省大量风险性管道投资，降低运输成本。从输气经济性推算，陆上管道气在3000km左右运距最为经济，超过3500km后，船运液化天然气就占了优势，具有比管道气更好的经济性。
天然气处理及外输方案
*斋桑区块天然气处理及外输方案 ***天然气输气管道工程西起*共和国东*州斋桑区块萨雷布拉克（Sarybulak）构造主产区油气处理厂，东至中国***自治州*地区*县托普铁热克镇北约6km的哈拉苏村的*LNG工厂西南角的计量末站，线路全长约110km，其中境外部分约85km，境内部分约25km。线路全线站场包含境外的油气处理厂首站（Sarybulak）、麦哈布奇盖（Majkapchagaj）边境计量站，境内的*边境发球区、*LNG工厂末站。本说明仅包含境外部分85km管线与地面集输处理工艺站场和外输工艺的说明和工程费的故算。 本工程的建设范围为该管线的*共和国境内部分，全部在东*州斋桑市境内大致沿已建道路敷设，线路沿线地貌为冲积平原，地表植被以中温带干旱区草原牧场为主，部分地区为农耕地。其中长输管道管径为DN400、设计压力为7.0MPa、设计温度40℃，设计输量：150×104m3/d（最大200×104m3/d），包含油气处理厂首站、3座线路自动截断阀室、边境计量站和85km长输管道线路。线路沿线有M-38主干道、通往边境麦哈布奇盖镇的道路和其他道路，道路依托条件良好。 1、气田油气处理 根据天然气的组分及下游LNG的要求，天然气的预处理应包括以下四个部分：脱氧至含量为0，脱碳至50ppm，脱水至1ppmv，脱除汞至0.01g/m3。 1.1 天然气脱氧 天然气脱氧的工艺主要包括以下三种： （1）化学除氧法：在气体中加入一定量的化学除氧剂，将天然气中的氧气消耗掉。通常采用Na2S2O3或FeSO4。 （2）固体除氧剂法：采用固体除氧剂，将天然气中含有的微量氧气去除。该工艺通常适用于氧气含量不高于1000ppm的工况。脱氧剂失效后可以通入含有氢气的气体进行再生。 （3）加氢还原法：在天然气中加入一定量的氢气，并使混合气体通过装有铂催化剂的固定床层，使氢气和氧气发生化学反应生成水，从而将气体中含有的氧气去除。 根据本工程的特点，为操作简单，采用化学除氧法，除氧剂采用Na2S2O3。流程如下：原料气由塔底进入脱氧塔，与由塔顶进入的Na2S2O3溶液逆流接触，将天然气中的
液化天然气(LNG) 生产、储存和装运
液化天然气（LNG) 生产、储存和装运GB/T 20368-2006
2 厂址和平面布置_GB/T20368-2006 2.1 工厂选址原则 2.1.1工厂选址应考虑以下因素： a）应考虑本标准中LNG储罐，易燃致冷剂储罐、易燃液体储罐、构筑物和工厂设备与地界线，及其相互间最小净间距的规定。 b)除按第9章人身安全和消防规定以外，人员应急疏散通道应全天候畅通。 c）应考虑在实际操作的极限内，工厂抗自然力的程度。 d）应考虑可能影响工厂人员和周围公众安全涉及具体位置的其他因素。评定这些因素时，应对可能发生的事故和在设计或操作中采取的安全措施作出整体评价。 2.1.2工厂的场地准备应包括防止溢出的LNG、易燃致冷剂和易燃液体流出厂区措施及地面排水措施。 2.1.3对所有组件应说明最大允许工作压力。 2.1.4*应进行现场土壤调查及普查以确定设备的设计基础数据。 2.2溢出和泄漏控制的主要原则 2.2.1基本要求 2.2.1.1为减少储罐中LNG事故排放危及邻近财产或重要工艺设备和构物安全的可能性，或进入排水沟的可能性，应按下列任种方法采取措施： a)根据2.2.2和2.2.3的规定利用自然屏障、防护堤、拦蓄墙或其组合，围绕储罐构成一个拦蓄区。 b)根据2.2.2和2.2.3的规定利用自然屏障、防护堤、挖沟、拦蓄墙或其组合，围绕储罐构成一个拦蓄区。并根据2.2.2和2.2.3的规定，在储蓄的周围修建自然的或人工的排水系统。
c)如果储罐为地下式或半地下式，根据2.2.2和2.2.3的规定利用挖沟方式成一个拦蓄区。 2.2.1.2为使用故溢出和泄漏危及重要构筑物、设备或邻近财产或进入排水沟的可能性减至最少，下列区域应予平整、、排水或修拦蓄设施： a）工艺区 b）气化区 c）LNG、易燃致冷剂和易燃液体转运区 d）紧靠易燃致冷和易燃液体储罐周围的区域 如果为满足2.1.2也要求拦蓄区时，应符合2.2.2和2.2.3规定。 2.2.1.3对于某些装置区，2.1.2、2.2.1.1和2.2.1.2中有关邻近财产或排水沟的规定，变更应征得主管部门同意。所作的改变，不得对生命或财产构成明显的危害或不得违背国家、省和地方的规定。 2.2.1.4易燃液体和易燃致冷剂储罐，不应设置在LNG储罐拦蓄区内。 2.2.2拦蓄区容积和排水系统设 2.2.2.1LNG储罐拦蓄区最小容积V，包括排水区域的有效容积，并为积雪、其他储罐和设备留有裕量，按下列规定确定： a）单个储罐的拦蓄区，V等于储罐的总容积。 b)多个储罐的拦蓄区，对因低温或因拦蓄区内一储罐泄露着火而引起拦蓄区内其他储罐泄露，在采取了防止措施条件下，V等于拦蓄区内最大储罐的总容积。 C）多个储罐的拦蓄区，在没有采取2.2.2.1b)措施条件下：V等于拦蓄区内所有储罐的总容积。 2.2.2.2气化区、工艺区或LNG转运区拦蓄区，最小容积应等于任一事中故泄露源，在10min内或在主管部门认可的证明监视和停车规定的更短时间内，可能排放该拦蓄区的LNG、易燃致冷剂和易燃液体的最大体积。 2.2.2.3禁止设置封闭式LNG排放沟。 例外：用于将溢出LNG快速导流出临界区域的储罐泄流管，若其尺寸按预期液体流量和气化速度选定，应允许封闭。 2.2.2.4LNG和易燃致冷剂储罐区的防护堤、拦蓄墙和排水系统，应采用夯实土、混凝土、金属或其他材料建造。这些构筑物允许靠或不靠储罐，也允许与储罐构成一体。这些构筑物和任何贯穿结构的设计，应能承受拦蓄的LNG或易燃致冷剂的全部静水压头，能承受温度骤冷至被拦蓄液体温度产生的影响，还应考虑预防火灾和自然力（地震、刮风、下雨等）的影响。如果双壁储罐外壳能满足这些要求，允许将其看作是
天然气管道中低压入户工程
天然气管道中低压入户工程 相关部门的工作流程 为保证天然气管道入户工程顺利进行，做好部门间相关环节的合理衔接工作，进一步明确各环节的工作任务及工作顺序，特制定本工作流程，其基本工作流程如下： 用户用气协议签订一设计—施工一竣工验收一置换通气运行管理。 现逐一进行次序安排： 一、签订用气协议后，管网输配气管理中心： 1. 提供设计人员：设计任务书，明确设计第一责任人、设计期限。 2. 设计人员提出初设方案后，生产运行部、管网输配中心、施工队与设计人员共同在现场确定设计方案。管网输配气管理中心负责征询业主对设计方案的意见。 二、设计过程，管网输配气管理中心负责： 1?生产运行部根据用气地点及规模，提供中亚接点图； 2?初步设计完成后，管网输配气管理中心组织在一个工作日内完成图纸会审，确定最终设计方案，管网输配气管理中心、生产运行部、施工单位、公司有关领导等参加会审，形成书面图纸会审纪要； 3. 设计人员会同施工人员确定工程所需设备材料； 4. 向生产运行部提供最终施工图纸，设备材料清单； 5. 生产运行部将根据提供的最终施工图纸，设备材料清单，安
排中亚管网的建设，并根据料单进行所需材料订购、入库工作。 三、施工阶段，由管网输配气管理中心负责： 1. 设计图纸完成后，生产运行部根据设计材料清单提供日期起十五个工作日（调压柜须在一个月时间内完成）内将所需设备、材料订购入库，并通知管网输配气中心，由管网输配气中心下达施工任务书。 2. 施工方接到施工任务书后，在三个工作日内编制施工组织设计、施工进度表，并同时填报开工报告，提交生产运行部、监理公司各一份，经总监理工程师签署批准后组织人员及设备进入现场开始施工。 3. 根据设计材料单，到生产运行部将工程所需材料领取出库，并办理相关手续。 4. 安装开始前应由设计人员组织施工单位有关人员进行工程技术交底，填写工程技术交底记录；安装期间如根据原设计无法安装，首先应由施工单位填写设计变更申请单报监理公司，由设计人员、建设单位、监理公司、施工单位共同签署设计变更通知单。 5. 工程施工安装期间，设计人员、监理人员应及时到现场督察施工单位是否照图施工，如有不符合设计要求、安装要求者，设计及监理有权提出整改意见，并以书面形式（工程整改通知单）通知施工单位。 6. 安装期间、施工单位应每日向工地负责人提交施工日报表；工程完毕或阶段性完毕，与工地负责人签署管道安装测量成果表。 四、竣工验收，由生产运行部负责： 1. 按设计要求全部安装完毕后，施工单位首先进行安装自检，
中低压天然气管线及附属设施巡检作业指导书
中低压天然气管线及附属设施巡检作业指导书 1目的 为规范天然气管线及附属设施的巡检作业，提高巡检质量，及时消除安全隐患，保证供气安全，制定本作业指导书。 2范围本作业指导书规定了中低压天然气管线及附属设施巡检作业的程序、要求和注意事项。 本作业指导书适用于管网运行部中低压天然气管线及附属设施巡检。 3依据 3.1管网运行部《中低压天然气管线及附属设施巡检管理》 4巡检作业前的准备工作 4.1检查活扳、手锤、钢挫或螺丝刀、尖嘴钳、手钳、毛刷、刷子、井钩等巡检工具、材料是否齐全。 4.2按照《检漏仪安全操作规程》检测前的准备要求，检查检漏仪电量是否充塞，反应是否灵敏。 4.3检查《巡检日报表》、《施工告知书》及道路管线图、《违章整改通知书》、片区巡检图、《月度量化周期表》等报表、资料是否齐全。 9.4巡检准备工作应每天在所内下班前完成。 5巡检作业 5.1夏季7：30 时，其他季节8：30时，巡检人员应按量化周期表计划，达到片区，按公司要求穿着工装、佩戴胸卡，不迟于7：40或8：40时开始当天巡检工作，巡检应按照既定线路，未经许可，禁止私自调整。 5.2管线巡检 5.2.1沿管线上方或附近，每50米检测一处，可检测沿线燃气阀井、电缆、雨污水等井室或打探坑，检测是否有可燃气体浓度。
5.2.2管线巡检时，应注意是否存在以下现象： 1在燃气管道设施的安全保护范围内，埋地管线上方是否有土壤塌陷、滑坡、下沉、管道裸露、悬空等现象，如发现存在该现象，应及时报告巡检队长，并在《巡检日报表》中注明。 2燃气管道沿线是否有燃气异味、水面冒泡、树草枯萎和积雪表面有黄斑等异常现象或燃气泄出声响等；有上述现象发生时，应通过打探坑和仪器检测等方式进行排查，对确认的燃气泄漏，应及时报告、监控并在报表中注明。 3在燃气管道设施的安全保护范围内，埋地管线上方是否有堆积垃圾或重物、种植深根植物及搭建建（构）筑物等现象，对已形成的违章、隐患现象在《巡检日报表》中注明，并上报队长；对正在发生的现象，应及时制止，并下发《违章整改通知书》，并在《巡检日报表》中注明，定期检测监控，直至违章行为消除。 4发现在燃气管道设施的安全保护范围内存在工程施工、人工取土等迹象，应及时了解工程内容、进度、施工负责人和联系方式，发放《施工告知书》和有关燃气安全宣传资料，及时向队长报告并做好有关记 录。 5架空燃气管道、引入管是否有锈蚀、支架脱落悬空、被包裹等现象，有上述现象发生时，应及时在《巡检日报表》中注明，上报刷漆保养、维修或列入整改计划。6 燃气管道、管件是否有拉裂、变形等现象，有该现象发生时，应及时上报维修并在《巡检日报表》中注明。 5.2.3对列入隐患监控台帐的区域进行检查、检测和记录，发现异常及时上报处理。 5.2.4其他设施井室或探坑有燃气浓度时，应及时报告巡检队长，并按队长指令沿管线继续开展排查工作，做好有关记录。 5.3阀井巡检 5.3.1对阀井巡检时，阀井设施应达到以下标准：
液化天然气储存及应用技术参考文本
液化天然气储存及应用技 术参考文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
液化天然气储存及应用技术参考文本使用指引：此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 1、前言 天然气是一种清洁优质能源，近年来，世界天然气产 量和消费量呈持续增长趋势。从今后我国经济和社会发展 看，加快天然气的开发利用，对改善能源结构，保护生态 环境，提高人民生活质量，具有十分重要的战略意义。 国际上液化天然气(LNG)的生产和应用已有久远的历 史。LNG贸易是天然气国际贸易的一个重要方面。近10 年来LNG产量以年20％速度增长。LNG工业将是未来天 然气工业重要组成部分。我国尚处于起步阶段，国家最近 批准在珠海建设进口LNG接收站。中原油田正筹建一座日 处理15万m3天然气的液化工厂。LNG在我国的应用必 将开始一个新的阶段。
2、液化天然气的制取与输送 LNG是液化天然气的简称，常压下将天然气冷冻到-162℃左右，可使其变为液体即液化天然气(LNG)。它是天然气经过净化(脱水、脱烃、脱酸性气体)后，采用节流，膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液体而形成的。LNG 的体积约为其气态体积的l／620。 天然气的液化技术包括天然气的预处理，天然气的液化及贮存，液化天然气的气化及其冷量的回收以及安全技术等内容。 LNG利用是一项投资巨大、上下游各环节联系十分紧密的链状系统工程，由天然气开采、天然气液化、LNG运输、LNG接收与气化、天然气外输管线、天然气最终用户等6个环节组成。 由于天然气液化后，体积缩小620倍，因此便于经济可靠的运输。用LNG船代替深海和地下长距离管道，可节
低压燃气管道水力计算公式
燃气管道输送水力计算 一、适用公式 燃气的管道输配起点压力为10KPa，按《城镇燃气设计规范》，应纳入中压燃气管道的范围。 但本设计认为，虽然成套设备的输出压力为10KPa，出站后，压力即降至10KPa以下。整个管网系统都在10KPa以下的压力状态下工作，因此，在混空轻烃管道燃气输配过程的水力计算，应采取低压水力计算公式为宜。 二、低压燃气管道水力计算公式： 1、层流状态R e≤2100 λ＝64/R e R e＝dv/γ ΔP/L＝1.13×1010（Q0/d4）γρ0（T/T0） 2、临界状态R e＝2100~3500 λ＝0.03＋（R e－2100）/（65 R e－1×105） ΔP/L＝1.88×106［1＋（11.8 Q0－7×104dγ）/（23.0Q0－1×105dγ）］（Q02/d5）ρ0（T/T0） 3、紊流状态R e≥3500 1）钢管λ＝0.11［（Δ/d）＋（68/ R e）］0.25 ΔP/L＝6.89×106［（Δ/d）＋192.26（dγ/ Q0）］0.25（Q02/d5）ρ0（T/T0）2）铸铁管λ＝0.102［（1/d）＋4960（dγ/ Q0）］0.284 ΔP/L＝6.39×106［（1/d）＋4960（dγ/ Q0）］0.284（Q02/d5）ρ0（T/T0）注：ΔP——燃气管道的沿程压力降（Pa）L——管道计算长度（m）λ——燃气管道的摩阻系数Q0——燃气流量（Nm3/h） d——管道内径（mm）ρ0——燃气密度（kg/Nm3） γ——0℃和101.325kPa时的燃气运动粘度（m2/s） Δ——管壁内表面的绝对当量粗糙度（mm）R e——雷诺数 T——燃气绝对温度（K）T0——273K v——管内燃气流动的平均速度（m/s） （摘自姜正侯教授主编的《燃气工程技术手册》——同济大学出版社1993版P551）