1、 本科生毕业设计（论文）题 目： 胜利油田基地西城燃气管网改造 学生姓名： 学 号： 系 别： 储运与建筑工程系 专业年级： 油气储运工程09级1班 指导教师： 2013年6月15日摘要本设计是东营区西城燃气管网的改造初步设计，包括燃气管网设计和分项设计两大部分。其中管网设计包括：调压站服务范围调研、调压站计算流量计算、管网方案设计、年供气量、小时计算流量。管网压力等级确定，管网布置，调压站进站管线确定，管网技术经济比较。分项设计包括CNG加气站设计和调压站设计。CNG加气站设计包括加气站工艺流程设计、主要设备选型、部分设备安装图设计、加气系统三维模型建立。关键词：管网；调压站；供气量；加气站2、ABSTRACTThis design is DongYingQu xicheng gas network of reform of the preliminary design, including gas network design and partial design of two parts. One network design including: a gas station service scope research, a gas station, and the pipeline flow calculations calculation in design, reform3、ing, hours calculation flow. The pipe pressure level determined, the disposal of pipes, a gas station stops pipeline sure, pipe, technical and economic comparison. Partial design including CNG fueling station design and a gas station design. CNG fueling station LPG station design including process f4、low design, the main equipment type selection, part of the equipment installation drawing design, gas system set up 3 d model.Keywords: Network；Gas station；Spreads；LPG stations目 录第一章 概述51. 总论52. 基础数据63. 管网现状84. 管网改造的必要性9第二章 改造方案及用户用气量121. 改造方案122. 供气对象及用户用气量统计15第三章 基地管网设计181. 调压站引入管182. 引入管的投资213. 管5、网计算流量和管径224. 管网布线305. 管网的投资336. 管线的校核34第四章 CNG汽车加气站设计371. 加气站工艺流程设计372.CNG加气站的调压计量系统393.CNG加气站净化干燥系统484.CNG加气站天然气压缩系统505.CNG加气站的储存系统和售气系统566.CNG加气站的控制系统59致 谢62Naturalgasandchemicalindustry63天然气化工67参考文献69第一章 概述1. 总论1.1.1 项目的由来胜利油田住宅小区天然气管网经过几十年运行，部分管网管线老化、腐蚀穿孔现象频繁，维修工作量大；跑漏气严重，供气损耗率高。胜利油田民用气管网建设时间早，管6、网布局没有整体规划，随着东营城区的发展，许多管网管线被建构筑物或道路等占压，不仅无法维护，且存在严重安全隐患。部分管网布局不合理，管线运行压力不均衡，严重影响了居民生活用气需要。近几年，随着城市公共基础设施的建设，因老化的民用气管网跑、冒、漏、盗气等造成的安全事故，逐年递增。随着居民住户的增加、住宅小区建设及城市的发展，日益老化的民用气管网无法满足不断增长的生活用气提升压力的要求。因此需要对胜利油田民用气管网进行改造规划，以保障油田居民安全平稳使用天然气。同时，避免重复建设，减少新建及改造工程量，节省投资。1.1.2 编制依据1.1.2.1 关于开展胜利油田住宅小区天然气管网系统改造规划的委托7、书中国石化股份胜利油田分公司规划计划处，2008年6月20日。 1.1.2.2胜利油田民用气管网系统改造规划（0版）审查意见，中国石化股份胜利油田分公司规划计划处，2009年10月9日。1.1.3 研究范围本项目研究范围为：西一路以西、西五路以东、北二路以南、南一路以北范围内，东营市中心城区内胜利油田基地天然气管网规划；本次规划涉及到燃气输配及与之配套的防腐等工程，并根据不同规划方案分别做出投资估算。本次设计在现有供气管网的基础上，通过重新规划部署，全面提升基地中心城区天然气管网的压力等级，提高输配能力，实现气源双向供气；对现有配气站进行调整改造，稳定供气压力；分片设置区域计量装置，逐步实现民8、用气分区域销售格局。同时，小区设置天然气计量调压柜，为居民用户提供稳定、安全的入户气源。1.1.4 编制原则（1） 严格执行国家及行业制定的有关政策、法规、规范、标准； （2）符合东营市编制的20052020年中心城远期燃气管网规划；（3） 积极慎重地利用先进、成熟、可靠的技术，提高系统的运行可靠性；（4） 充分考虑当地的自然地理及社会环境，满足生产的情况下，方便施工；（5） 结合已建工程设施，在执行设计、防火规范的前提下合理布局，在技术上满足生产需要，方便施工和生产管理；（6）管线走向力求顺直以缩短长度。为方便施工和管理，管线尽量靠近现有公路。为降低工程难度，减少工程量，尽量避开不良工程地段9、；（7） 在保证供气安全正常生产中，节能降耗，做到保护环境，少占耕地，节约投资，降低工程造价。1.1.5 遵循的标准规范城镇燃气设计规范 GB 50028-2006天然气 GB 17820-1999油气输送管道穿越工程设计规范 GB 50423-2007输送流体用无缝钢管 GB/T 8163-2008石油天然气工业输送钢管交货技术条件 第2部分 B级钢管GB/T 9711.2-1999建筑设计防火规范 GB50016-2006涂装前钢材表面预处理规范 SY/T 0407-97埋地钢质管道阴极保护技术规范 GB/T 21448-2008涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级 GB 8923-88城镇燃10、气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程 CJJ 95-2003 汽车用燃气加气站技术规范 CJJ 84-2003聚乙烯燃气管道工程技术规程 CJJ63-95 2. 基础数据1.2.1 城市概况东营市位于黄河入海口三角洲地带，西与滨州接壤，南与淄博毗邻，北、东两面濒临渤海，处在环渤海经济圈与黄河经济带的交汇点上，是国家规划的黄河三角洲的中心城市胜利油田所在地。全市辖东营、河口，利津、垦利、广饶2区3县，总面积7923km2，2008年总人口约200.48104人。东营市过去以石油开采为主业，进入20世纪90年代，东营市大力发展农业、养殖业及其它工业，经济获得迅速发展。该地区交通便利，公路四通八达。1.211、.2 东营市城区结构东营市中心城区以东青高速公路分为东、西城两部分，东西城之间相隔15km，所谓的西城主要是胜利油田所在地，也是建成较早的居民集中生活区，人们称之为“基地”。目前胜利油田基地伴随着胜利油田近40年的开发建设和东营市20多年的城市建设，该地区已发展成为生产、居住、商贸、卫生、教育等多功能为一体的大型综合生活区域。1.2.3 城市规模2008年东营城区居民人口约为57.2104人，其中东城人口约12.1104人，西城人口约45.1104人。本规划工程范围内现人口约为45.2104人。1.2.4 自然条件胜利油田基地自然条件主要包括的水文及气象数据如下：全年平均气压 101.64 k12、Pa全年平均气温 13.6极端最低气温 -13.0平均降水量 612.8 mm最大冻土深度 36cm历年最大风速 21.1m/s地震基本烈度 7度常年风向 SES3. 管网现状1.3.1 天然气输配站场目前，胜利油田基地主要的天然气输配站场共8座，目前胜利油田大部分小区居民用天然气均是由8座配气站供给，另外，还有一小部分油田居民小区由东营压气站直接供给天然气。8座配气站中因气量交接六户配气站由现河采油厂和油气集输总厂共同管理；胜采中心配气站产权归属胜利采油厂。其它均由胜利油田油气集输总厂的天然气管理中心管理。名称和分布位置见表1-1。表1-1 天然气输配站场名称和分布位置表序号名称分布位置建成13、投产时间1庐山路配气站庐山路与北二路交叉口西南200m2003年2总配气站西二路与济南路交叉路口东南约100m1996年3基地配气站西四路与济南路交叉口东北100m1989年4102配气站西四路东侧东辛102油站内1976年5东城配气站东二路与北一路交叉口西北约1000m2003年6八分场配气站东二路与北二路交叉口西北约500m1989年7六户配气站六户镇北约1.5km (产权属现河采油厂)2005年8胜采中心配气站胜坨镇南部 (产权属胜利采油厂)1986年1.3.2 供气对象现状目前，本工程研究范围内的供气对象主要为东营市西城油田及地方居民用户、公共建筑用户（包括食堂、餐饮业等商业用户）、C14、NG加气站用户及工业用户。其中：103个油田小区，所辖油田居民105407户，用气量为27977408m3/a；278个地方小区，所辖地方居民57827户，用气量为20060720m3/a；公共建筑用户中食堂约210处，用气量约为2940106m3/a；餐饮业约386座，用气量约为3663263m3/a；9座CNG加气站，用气量约为60807569m3/a；7个工业用户，用气量约为1340539 m3/a。1.3.3 天然气管网调压系统气源孤东辛管线在东营压气站处压力为0.51.3MPa。油田基地天然气管网的现输气压力根据各类用户需要的燃气压力的不同而不同，分别有以下几种情况：气源至配气站及配15、气站间的一级管网管线运行压力范围共4种，分别为：0.51.2MPa、0.3-1.0MPa、0.010.027MPa（冬）、0.0050.015MPa（夏）；配气站至居民小区计量调压装置前的二级管网管线用气压力范围共4种，分别为：0.010.027MPa（冬）、0.0050.015MPa（夏）、0.23MPa、0.14MPa；配气站至CNG加气站用户管线压力范围共2种，分别为：0.51.2MPa、0.31.0MPa；配气站至工业用户动力机械厂管线压力为0.15MPa。目前，胜利油田基地天然气调压装置主要设在配气站及各小区内：8座配气站内除八分场配气站、102配气站及基地配气站无调压装置外，其它516、座配气站均设有调压装置，实现气源压力由次高压调成中压。103个油田小区中有33个油田小区设置了49个计量调压装置，小区设计量调压装置实现进小区天然气由中压调成低压，然后送入用户；无调压装置的，将中压来气直接接入用户。4. 管网改造的必要性1.4.1 天然气输配站场存在问题部分配气站（如基地配气站、总配气站等）建设时间较早，至今运行已三十多年，站内设备陈旧，管线腐蚀严重，严重影响了天然气主干管网输气压力的提升。且随着城市的发展及居民房屋建设的拓展，目前，这些配气站均处于城区居民住宅密集区域，存在严重的安全隐患。配气站目前存在问题经调研后汇总见表1-2。表1-2 胜利油田基地已建配气站存在问题汇总17、表序号站名存在问题1总配气站1、目前，总配气站内露天工艺装置区边缘与南部集兴库房7.1m，与西侧围墙仅为5.1m，与西侧站外集兴库房15.1m。与周边建筑安全距离不符合城镇燃气设计规范站内露天工艺装置区边缘与围墙不应小于10m，距办公、生活建筑不应小于18m，及建筑设计防火规范耐火等级为一、二级单层仓库与甲类厂房间距不小于12m的要求。存在安全隐患。2、总配气站无放空立管。2庐山路配气站放空管离高压线9.8m，不符合城镇燃气设计规范集中放散装置的放散管与站外架空电力线(380V)防火间距不小于2.0倍杆高的要求。不符合规范要求。3东城配气站1、东配站内胜大及海通骏景调压柜与西侧建筑物外墙安全距18、离不足5m，不符合城镇燃气设计规范次高压A调压柜距建筑物外墙不小于7m的要求，不符合规范要求。 2、放空管距居民建筑不满足城镇燃气设计规范最小间距25m的要求，不符合规范要求。4八分场配气站八配站内露天工艺装置区边缘与办公建筑间距3m，与北侧围墙1.5m，与东侧站外民用生活建筑外墙距离不足5m，不符合城镇燃气设计规范站内露天工艺装置区边缘与围墙不应小于10m，距办公、生活建筑不应小于18m，不符合规范要求。5基地配气站基配站内计量间与办公建筑间距仅为2m，不符合建筑设计防火设计规范甲乙类厂房距办公建筑不应小于12m，不符合规范要求。1.4.2 天然气主干管网存在问题1.4.2.1 管网布局不合19、理目前，基地已建民用天然气管网以孤东辛输气干线为主要气源中轴，沿配气站分别向东西方向延伸，在城区北、中、南部建有三条主要东西走向供气干线，支线等管线呈辐射状分布，整体成枝状管线网络。已建的小区大部分无压力调节装置。进小区供气管线大都是就近直接从主供气管网开口接出，如此构成的管网成树枝状延伸及布局。再加上各油田住宅小区内网也均为枝状敷设。致使小区供气压力不均衡，难以调节，无法满足末端用户的用气需求。同时，目前的供气管网部分管线如中心医院线，上游管径大（273），压力高；下游管径小（159），压力低，随着下游用气需求的增加，前超后欠的矛盾日益突出。 另一方面，随着城区基础设施建设及改造，部分电缆线20、蒸汽、热水管线与已建天然气管线敷设在同一管沟内，相互间基本上无安全距离，存在很大的安全隐患。1.4.2.2 管线老化、腐蚀严重目前，城区民用气主干管网管线老化严重，安全隐患监控点多达540处。胜利油田基地民用天然气一、二级管网管线建设时间统计见表1-3。表1-3 胜利油田基地天然气一、二级管网管线建设时间统计表管网管线总数量(条)建设时间上世纪70年代上世纪80年代上世纪90年代20002009年一级7115二级13218352554由以上表格知：基地民用天然气一、二级管网共139条油田管辖的供气管线，总长162.4km；其中：建于七十年代管线19条，长24.7km，建于八十年代管线35条，21、长27.5km。上个世纪七八十年代投产的管线，共有54条，长52.2km，约占基地天然气管网管线总长度的32.1。上世纪九十年代投产的管线有26条，长30.4km，约占基地天然气管网管线总长度的18.7。目前，已建胜利油田基地民用天然气供气一二级管网139条油田管线中共有26条管线因建设时间较早，运行时间较长，老化腐蚀严重，长约39.83km，约占城区民用气主干管网管线总长度的24.5。1.4.2.3 管线遭占压基地主要管网管线被道路、建构筑物、沿街商品房等占压多达39处，管线损坏腐蚀后不仅无法维修，而且一旦管线破裂必将给人民群众的生命财产带来很大的危害。1.4.2.4 管道被破坏严重近几年来22、，受地方基础设施施工建设及不法分子偷盗等因素的影响，管道被破坏情况十分严重。2008年，割除非法用气点共计203处，焊堵盗气头共计252个。同时，管线损坏及偷盗气等造成的安全事故逐年递增。1.4.2.5 城区民用气管网输差大2009年1月至10月间，胜利油田基地一、二级天然气管网接气量为13103104m3，用户计量用气量为10221104m3，管网输差量为2892104m3，输差率为22.1，给油田造成严重经济损失。其中输差较大的管线共有5条，具体统计数据见表1-4。表1-4 2009年1月至10月胜利油田基地5条主要管线输差统计表管网线路接气量供气量输差量输差率机厂线1692.96869023、1.7792791.189446.73%胜华线638.4593354.8824283.576944.42%庐东线333.356662.2862271.070481.32%淄博路线302.0749138.9544163.120554.00%西五区线328.5711206.0469122.524237.29%石大线498.7537254.0187244.73549.07%1.4.3 胜利油田基地天然气管网改造的必要性胜利油田基地民用气管网系统改造工程是一项事关油田十几万居民生活的民生工程，责任重大。基地民用气管网是随着油田的发展和居民住宅区的建设而建设的，由于目前运行的城区民用气管网缺乏整体规划，24、存在诸多不合理性，且不符合东营市20052020年发展规划。随着基地城区面积的不断扩大，居民人口的迅速增加，使燃气供气不足的现象越来越突出，管线末端的居民做饭点不着火，做不熟饭的问题经常发生。同时，由于基地城区的改扩建，将大量的燃气输配管线压在了道路、建构筑物下，无法修复；部分管线老化、腐蚀严重，管线穿孔爆破次数逐年增加；造成严重的安全隐患；近年来多次发生爆管事故，不仅影响居民的生活，也严重影响油区的生产。另一方面，管线跑、冒、盗、漏气现象严重，管输损耗大，造成严重的经济损失。同时，随着居民住户的增加、住宅小区建设及城市的发展，日益老化的民用天然气管网无法满足不断增长的用户用气需求的要求。因此25、，对胜利油田基地民用天然气管网进行改造规划是非常必要的。第二章 改造方案及用户用气量1. 改造方案2.1 改建方案根据供气对象分布情况，同时考虑目前城区天然气管网管线建设情况及运行状况，本规划设计方案：将枝状环网改造为环形管网；同时，对配气站及居民小区计量调压装置进行改造，提升环形管网压力，从而满足近远期用户的用气需求。燃气管网首先从孤东辛输气管线引气源至已建庐山路配气站，经站内计量调压，由输气管线引气源至总配气站和基地配气站，经计量调压后，再外输出站至基地天然气主干管网，最后经区域支干线，进入各居民小区。用气量规模为1.4108m3/a，设计压力为庐山路配气站出站压力0.51.3MPa，输配26、到总配气站进站压力为0.8MPa,基地配气站进站压力为0.6MPa。接收气源为胜利油田自产气或山东管网来气。2.1.1 已建天然气管网改造根据基地中心城区的特点，我们对基地燃气管网设计了两个方案；但最后选用哪个方案，还要对管网进行经济性比较后可知。方案一：从总配气站引出管线，形成以西二路、北二路、云门山路、南一路包围的大环形管网，再从基地配气站引出管线，形成以西三路、淄博路、云门山路和北一路包围的小环形管网，如下图所示：4268零点方案二：从总配气站和基地配气站引出管线，形成以西二路、北二路、云门山路和南一路包围的环形管网，管网图如下：零点2.1.2 庐山路配气站截断阀室庐山路配气站附近的气源27、管线上设截断阀室1处。当截断阀北侧的孤东辛管道发生故障时，关闭截断阀，利用南段管道内的储存气或山东管网来气为城区居民提供燃气，为北段管道的抢修提供时间；当截断阀南侧的孤东辛管道发生故障时，关闭截断阀，利用北段管道继续为城区居民提供燃气。从而保证南北方向燃气均能供给城区居民用气。2. 供气对象及用户用气量统计2.2.1 供气对象分类本次工程中涉及的供气对象，按照用户特点分类，可分为以下4种用户：（1）居民用户居民用户是城市供气的基本对象，也是必须保证连续稳定供气的用户。（2）公共建筑用户公共建筑用户包括文教卫生机构（如医院、学校、幼儿园等）和公共服务机构（如职工食堂、饭店、宾馆等）。（3）CNG28、加气站用户。（4）工业企业用户。2.2.2 供气对象预测根据东营市规划局预测:至2020年东营中心城区人口规模约85104人，其中东城约26104人，西城约59104人。本工程范围内2020年规划人口约77104人，也即至2020年止，西城约77104人。2.2.2.1 供气原则(1) 居民用气供气原则:优先满足城镇居民炊事和生活用热水的用气；尽量满足托幼、医院、学校、旅馆、食堂和科研等公共建筑的用气；人工煤气一般不供应采暖锅炉用气。如天然气气量充足，可发展燃气供暖和空调。(2)工业用气供气原则:应优先供应在工艺上使用燃气后，可使产品产量及质量有很大提高的工业企业；使用燃气后能显著减轻大气污染29、的工业企业；作为缓冲用户的工业企业。(3)工业与居民供气的比例:城市燃气在气量分配时应兼顾工业与民用。在发展城市燃气的初期，由于居民用户发展较慢，在一定时期内，工业用气比例往往较大，但随着居民用户的逐步发展，居民供气比例就会逐渐提高。在正常情况下，工业与居民的供气量应有一定的比例，这个比例的确定既要从城市燃气供应和需求的具体情况出发，也要考虑发展一定数量的工业用户，因为工业企业具有比较均匀的特点，所以工业企业用气量在城市用气量中占有一定的比例。将有利于平衡燃气使用的不均匀性，减少燃气的储存容量。此外，为了平衡城市燃气供应的季节不均匀性及节日高峰负荷，可发展一定数量的工业用户作为缓冲用户。2.230、.2.2 居民用户规划至2020年实现本工程范围内77104人全部气化的目标，户均人口按3.2人/户取值，约24.1104户居民用户。本工程范围外约1.2104户地方用户由目前的基地天然气管网供应天然气，规划至2020年此部分用户仍维持现状。胜利油田基地天然气管网所供用户合计约25.3104户,约80.96104人。2.2.2.3 公共建筑用户参考目前的公共建筑用户（食堂、餐饮业）数量占总人口的比例，确定2020年公共建筑用户供气对象数量。2.2.2.4 CNG加气站用户CNG加气站主要为胜利油田基地范围内的出租车、私家车、公交车、公务车等加气。据统计截止2009年底，东营全市汽车保有量达到231、0.4104辆，其中燃气汽车数量达到5.6104辆。户均汽车占有量约为0.34辆。预测至2020年东营市户均汽车占有量达0.5辆/户，本规划范围内汽车数量可达12.65104辆。预测2020年燃气汽车所占比例由目前的0.27提升至0.5，本规划范围内的燃气汽车数量约为6.3104辆。2020年供气对象数量具体见表2-1。表2-1 2020年供气对象概况表序号名称数量1居民用户 (户)25.31042公共建筑用户(处)食堂 (处)109餐饮业 (座)3183CNG加气站用户6.3104辆汽车4工业用户 (处)32.2.3 各类用户的用气量指标2.2.3.1 居民用户的用气量指标根据胜油局发20032、0283号文件“关于印发胜利油田住户用水电气计量管理办法实施细则的通知”中天然气定额为每户每天1.5m3，而根据油田十多年的用气统计，每月每户用气量一般在20m3左右，考虑一定的余量，取每户每天用气量为1m3。2.2.3.2 主要公共建筑用户的用气量指标基地主要公共建筑用气量指标根据已建主要公共建筑用户用气量的统计资料进行选用，其具体指标见表2-2。表2-2 主要公共建筑用气量指标类别单位用气量指标职工食堂(m3/处a)14000饮食业(m3/座a)94902.2.3.3 CNG加气站用户的用气量指标根据调研资料确定CNG加气站汽车加气用气量。2.2.3.4 工业用户的用气量指标工业企业用气主33、要是用作燃料或原料，其用气量比较均衡，按照目前生产使用的天然气用量考虑。2.2.4 用户用气量统计 配气站用气量计算见表2-3表2-3类别年用气量(108 Nm3/a)居民用户0.397公共建筑0.071CNG加气站0.33工业用户0.533未预见量0.067小计1.4第三章 基地管网设计1. 调压站引入管3.1.1 引入管线路选择原则此次管道工程横贯东营西城，管道线路工程应根据各段的特点，制定出不同的选线原则，确定出合理的管道线路走向。3.1.2 引入管线路方案基本路由（1）方案一：庐山路配气站北二路太行山路济南路总配气站此方案线路长5280m，共穿越2次公路，1次河流（2）方案二：庐山路配34、气站北一路太行山路济南路总配气站 此方案线路长6510m,共穿越4次公路，1次河流3.1.3 引入管管径计算3.1.3.1 计算公式（1）钢管（2）铸铁管（3）塑料管聚乙烯燃气管道输送不同种类燃气的最大允许压力应符合我国行业标准聚乙烯燃气管道工程技术规程（CJJ63-95），其引入管管径计算公式同钢管。上述式中 管道起点燃气的绝对压力（kPa）； 管道终点燃气的绝对压力（kPa）； 燃气管道的计算长度（km）；燃气管道的计算流量（m3/h）；管道内径（mm）；燃气运动粘度（m2/s），=15；燃气密度（kg/m3），=1；管壁内表面的当量绝对粗糙度（mm）； 钢管一般取=0.10.2mm,塑料35、管一般取=0.01mm燃气绝对温度（K），=293 ；273K3.1.3.2 引入管壁厚计算城镇燃气设计规范GB50028-2006规定管壁厚度计算公式：式中 钢管计算壁厚（mm）； P设计压力（MPa）； D钢管外经（mm）； s钢管最小屈服极限（MPa）；计算所得的管线壁厚（考虑腐蚀余量，2mm）3.1.3.3 计算结果由表2-3可计算出各用户类型的月高峰系数、日高峰系数、时高峰系数，再由公式n=36524/KmmaxKdmaxKhmax得出供气量最大利用小时数，如（3-1）表3-1序号类别月高峰系数日高峰系数时高峰系数供气量最大利用小时数（h/a）1居民用户1.631.032.3122536、92公共建筑用户1.631.031.6222593CNG加气站用户1.151.34228424工业用户1.841.01.047605未预见量8758总配气站和基地配气站的小时计算流量见表（3-2）表3-2序号类别总配气站小时计算流量（Nm3/h）基配小时计算流量（Nm3/h）总小时计算流量（Nm3/h）1居民用户8720.78853.517574.22公共建筑用户1505.11637.931433CNG加气站011611.511611.54工业用户11134.567.23112025未预见量433.9331764.96小计21794.222501.244296将计算流量代入钢管的计算公式：可得37、，引入管方案一的内径：d=314mm ，方案二的内径：d=321mm 。由于管径规格DN200管线材质选用20无缝钢管，制管标准遵循输送流体用无缝钢管GB/T8163-2008的规定；管径规格DN200管线材质选用L290MB螺旋缝埋弧焊钢管，制管标准遵循石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分A级钢管GB/T9711.2-1997的规定。根据国产螺旋缝埋弧焊钢管规格将管道规格化，得到：方案一公称直径选DN300，A系列SCH20(323.96.3)，方案二选DN350，A系列SCH20（355.68.0）。 根据上面的计算公式，可得引入管壁厚（见表3-3）。表3-3方案s(MPa)设计压力38、(MPa)外径(mm)计算值(mm)规范要求最小值(mm)选用值(mm)一2901.33252.245二2901.33552.345由表可知，方案一管径选323.95，方案二管径选355.65。2. 引入管的投资线路方案比较应将工程各方面因素纳入一起考虑，为经济比较更加合理，经粗略计算得出两方案的直接投资。 3.2 .1 引入管基价费用引入管基价费用见表3-2和3-3。表3-2 费用项目管径DN400一般管段施工费人工费 元/km225770材料费 元/km629833机械费 元/km54922综合费用 元/km193942合计 元/km1104467表3-3费用项目DN500穿越100米DN39、500穿越200米定向钻穿越施工中型钻机一类土质钻机井场安装、调试、拆卸元次41474.9241474.92钻具安拆元项87199.9987199.99钻导向孔元10m4211.384293.62预扩孔元10m6850.606850.60管线回拖元10m5005.845005.84123穿越套管长度长度计算：， ，取入土角为，出土角为，公路穿越长度为80m，河流穿越长度为200m。公路所需套管长度为180m，河流所需套管长度为300m。3.2.2 引入管预算费用（见表3-4）表3-4方案管材长度m一般管段安装费元穿越费用元套管费用元合计元一钢管52805823854.49871000.095840、6932.727281787.3二钢管65107190080.171480545.99907077.849577704经以上计算可以得知：引入管方案一共投资7281787.3元；引入管方案二共投资9577704元，经过比较得出引入管采用方案一较好。引入管线如图所示：北一路庐山路济南路太行山路 庐山路配气站总配北二路方案一方案二3. 管网计算流量和管径3.3.1 流量计算公式 3.3.1.1 年用气量再进行城市燃气输配系统的设计时，首先要确定燃气需用量，即年用气量。年用气量是确定起源、管网和设备燃气通过能力的依据。年用气量主要取决于用户的类型、数量及用气量指标。根据各项用气量指标，利用下列公式计41、算各区域年用气量。式中 各区域总年用气量（m3/a）；各区域居民年用气量（m3/a）；各区域油田小区户数与地方小区户数之和（户）；每户每天用气量（m3/户d），= 1； 各区域餐饮业年用气量（m3/a）； 各区域餐饮业数量（座）； 餐饮业用气量指标（m3/座a），=9490；各区域食堂年用气量（m3/a）；各区域食堂数量（处）；食堂用气量指标（m3/处a），=14001。3.3.1.2 计算流量 城市燃气输配系统的管径及设备通过能力不能直接用燃气的用气量来确定，而应该按燃气计算月的小时最大流量进行计算。小时计算流量的确定，关系着燃气输配的经济性和可靠性。小时计算流量定得偏高，将会增加输配系统的42、金属用量和基建投资，定得偏低，又会影响用户的正常用气。各种压力和用途的城市燃气分配管道的计算流量是按计算月的高峰小时最大用气量计算的，其小时最大流量由年用气量和用气不均匀系数求得，计算公式如下：式中 计算流量（m3/h）； 年用气量（m3/a）； 月高峰系数； 日高峰系数； 小时高峰系数。用气高峰系数应根据城市用气量的实际统计资料确定。各类用户高峰系数见表3-5。表3-5 各类用户高峰系数统计用户类别月高峰系数日高峰系数时高峰系数居民用户1.631.032.31公共建筑用户1.631.031.62CNG汽车用户1.151.342工业用户1.841.01.0对于方案一：4268零点基地配气站的用43、气量：小区：l油田小区（5475户）l地方小区（5563.65户）居民用气量：（5475+5563.65）*1*365=4029108（）公共建筑：l食堂：17.12处l餐饮：52.41处17.12 * 14001+52.41 * 9490=737068（）预计到2020年用气量：居民用气量：4029108 * 59/45=5282607()公共建筑用户：737068 * 0.102/0.066=1139105（）未预见量：（5282607+1139105）* 0.05=321086（）总用气量：（5282607+1139105）* 1.05=6742798（）西二路以东用气量：小区：油田小区44、（4139户）地方小区（6370.6户）居民用气量：（4139+6370.6）* 1 * 365=3836004（）公共建筑：食堂：5处餐饮：44.6处5 * 14001+44.6 * 9490=493259（）预计到2020年用气量：居民用气量：3836004 * 59/45=5029428（)公共建筑用户：493259 * 0.102/0.066=762310（）未预见量：（5029428+762310）* 0.05=289587（）总用气量：（5029428+762310）* 1.05=6081324（）庐山路总供气：1.4 * （）总配给予管网用气量：=1.4 * -6742798-645、081324=127175878（）可求得，供气量最大利用小时数：n=365 * 24/1.63 * 1.03 * 2.31=2258.75(h/a)那么，方案一的小时计算流量：=/2258.75=56303.65()管网长度：24278m=0.02 0=0.581.293=0.74994（） P1=0.8+0.1=0.9MPa=900KPa P2=0.4+0.1=0.5MPa=500KPa L=24.278 km T/T01公式：(P12-P22)/L=1.271010(Q02 /d5)0（T/T0） 代入数据解得d=318.54对于方案二：零点西二路以东用气量：小区：油田小区（4139户）46、地方小区（6370.6户）居民用气量：（4139+6370.6）* 1 * 365=3836004（）公共建筑：食堂：5处餐饮：44.6处5 * 14001+44.6 * 9490=493259（）预计到2020年用气量：居民用气量：3836004 * 59/45=5029428（)公共建筑用户：493259 * 0.102/0.066=762310（）未预见量：（5029428+762310）* 0.05=289587（）总用气量：（5029428+762310）* 1.05=6081324（）庐山路总供气：1.4 * （）总配给予管网用气量：=1.4 * -6081324=1339186747、6（）同理可得，方案二的管网小时计算流量：=/2258.75=59288.84()管网总长度：23178m管网下半环长度：19717m途泄流量：q=/L=2.56(/m)下半环用气量：2.56*19717=50475.52()=0.02 0=0.581.293=0.74994（） P1=0.8+0.1=0.9MPa=900KPa P2=0.4+0.1=0.5MPa=500KPa=50475.52/2=25237.76() L=23.178km T/T01公式：(P12-P22)/L=1.271010(Q02 /d5)0（T/T0） 代入数据解得d=295.043.3.2 管材的选择可用于输送燃48、气的管材种类很多，必须根据燃气的性质、系统压力及施工要求来选用，并满足机械强度、抗腐蚀、抗震及气密性等各项基本要求。燃气管道主要使用钢管、铸铁管和塑料管等。燃气高压、中压管道通常采用钢管，中压和低压采用钢管和铸铁管。塑料管多用于工作压力0.4 MPa的室外地下管道。3.3.2.1 钢管钢管是高压长输管道用量最大的材料，也是最重要的材料。按生产方法钢管可分为两大类：普通无缝钢管和焊接钢管，具有承载应力大、可塑性好、便于焊接的优点。与其他管材相比，壁厚较薄、节省金属用量。但耐腐浊性较差，必须采取可靠的防腐措施。 普通无缝钢管用普通碳素钢、优质碳素钢、低合金碳素钢轧制而成。按生产方式又可分为：热轧和49、冷轧（冷拔）无缝钢管。在燃气输送中，管径小于DN200时管道宜选用无缝钢管，其接口形式为螺纹连接或法兰连接。焊接钢管种类较多，按焊接方式可分为直缝焊接钢管和螺旋缝焊接钢管两类。直缝焊管生产工艺简单，生产效率高，成本低，发展较快。在选用钢管时，当直径在150mm以下时，一般采用低压流体输送焊接钢管；大口径管道多采用螺旋焊缝钢管。因为输气管道在运行时，管道中积聚了大量的弹性压缩能，钢管一旦发生破裂，材料的裂纹扩展速度极快，且不易止裂，其断裂长度会很大。因此，要求采用的钢管应具有高的强度、良好的韧性和良好的焊接性能，以保证输气管道的安全。3.3.2.2 铸铁管铸铁管的抗腐蚀性能很强。用于燃气输配管道50、的铸铁管采用铸模浇铸或离心浇铸方式制造出来。目前常见的铸铁管有灰口铸铁和球墨铸铁。灰口铸铁的抗拉强度、抗弯曲、抗冲击能力和焊接性能均不如钢管好，但由于抗腐蚀性能良好，在城市的中、低压燃气管道中仍被广泛采用。灰口铸铁中的碳以石墨状态存在，破断后断口呈灰色，故称灰口铸铁。灰口铸铁易于切削加工。管铸铁熔炼时在铁水中加入少量球化剂，使铸铁中的石墨球化，这样就得到球墨铸铁。铸铁进行球化处理的主要作用是提高铸铁的各种机械性能，降低了维护费用。球墨铸铁不但具有灰口铸铁的优点，而且还具有很高的抗拉、抗压强度，其冲击性能为灰口铸铁管十倍以上。因此国外已广泛采用球墨铸铁管来代替灰口铸铁管。我国球墨铸铁管生产已有增51、长，并已开始应用于燃气管道。但管材规格不全，管件也未能配套供应。3.3.2.3 塑料管塑料管具有耐腐蚀、质轻、流体流动阻力小、使用寿命长、施工简便、抗拉强度较大的一系列优点。塑料管的品种较多，有聚氯乙烯管、聚乙烯管、聚丙烯管等，根据管材性能、价格、施工工艺等多方面的比较，目前主要采用聚乙烯管（PE管）。聚乙烯管是低压地下天燃气管道常用管材。PE中文名为聚乙烯，是最基础的一种塑料，塑料袋,保鲜膜等都是PE。它具有优良的耐大多数生活和工业用化学品的特性，其强度高、耐高温、抗腐蚀、无毒、耐磨等特点，被广泛应用于给排水制造领域。因为它不会生锈，所以，是替代普通铁给水管的理想管材。PE管有低密度聚乙烯管52、（LDPE）、中密度聚乙烯管(MPVC)和高密度聚乙稀管(HDPE)。低密度聚乙烯管性质较柔软，具有良好的延伸性、电绝缘性、化学稳定性、加工性能和耐低温性（可耐-70），但机械强度、隔湿性、隔气性和耐溶剂性较差。分子结构不够规整，结晶度（55%65%）低，结晶熔点（108126）也较低。适宜于制薄膜、重包装膜、电缆绝缘层材料、吹注塑及发泡制品。高密度聚乙烯管主要是采用低压生产，故又称低压聚乙烯。HDPE分子中支链少，结晶度高85%95%)，密度高（0.9410.965），具有较高的使用温度，硬度、力学强度和耐化学药品性较好。适用于中空吹塑、注塑和挤出各种制品（硬)，如各种容器、网、打包带，并可53、用作电缆覆层、管材、异型材、片材等。根据壁厚又分为SDR11、SDR13.6、SDR17、SDR21、SDR26系列。PE管的力学特性：聚乙烯（PE）作为制造管材、管件等的原料，与其他工程材料如钢铁、水泥等一样，必须具备与工程要求相适应的强度、刚度、韧性、寿命等基本性能。材料的质量性能是其制品及工程质量的基础，材料的长期静液压强度、耐慢速裂纹增长(SCG)和耐快速裂纹扩展能力（RCP）是燃气管道专用料三个最为关键的性能指标。对于燃气专用料，首先要求这三个指标表现突出且达到一定平衡。3.3.2.4 管材连接方式钢管可以用螺纹连接、焊接连接和法兰连接，室内管径较小、压力较低，一般用螺纹连接；室外输54、配管道以焊接连接为主；管道与设备、仪表的连接常用法兰连接。铸铁管的连接方式为承插口连接和机械接口连接。 PE管常采用热熔连接、电熔连接，与金属管连接时通常采用钢塑接头连接。3.3.2.5 管网管材的确定通过对钢管、铸铁管和塑料管材质的比较，及城镇燃气设计规范关于PE管材的燃气管道工作压力PN应小于0.7MPa的规定，调压站引入管的工作压力大于0.7MPa，因此引入管选用钢管；城区地下供气环网可选用PE管，选用SDR21系列。4. 管网布线3.4.1 布线依据地下燃气管道宜沿城市道路、人行便道敷设、或敷设在绿化地带内。在决定城市中不同压力燃气管道的布线问题时，必须要考虑到下列基本情况：（1）管道55、中的燃气压力；（2）街道及其他地下管道的密集程度与布置情况；（3）街道交通量和路面结构情况，以及运输干线的分布情况；（4）所输燃气的含湿量，必要的管道坡度，街道地形变化情况；（5）与该管道相连接的用户数量以及用户情况，该管道是主要管道还是次要管道；（6）线路上遇到的障碍物情况；（7）土壤性质、腐蚀性能和冰冻线深度；（8）该管道在施工、运行和万一发生故障时，对交通和人民生活的影响。在布线时，要决定燃气管道沿城市街道的平面与纵断面的位置。由于输配系统各级各级管网的输气压力不同，其设施和防火安全的要求也不同，而且各自的功能也有所区别，故应该按各自的特点进行布置。3.4.2 高、中压管网的平面布置高、56、中压管网的主要功能是输气，并通过调压站向低压管网各环网配气。因此，高压管和中压管的平面布置有共同点，也有不同点。一般按以下原则布置：（1）高压管道宜布置在城市边缘或市内有足够埋管安全距离地带，并应成环，以提高高压供气的可靠性。（2）中压管道应布置在城市用气区便于与低压环网连接的规划道路上，但应尽量避免沿车辆来往频繁或闹市区的交通线敷设，否则对管道施工和管理维修造成困难。（3）中压管道应布置成环网，以提高其输气和配气的安全可靠性。（4）高、中压管道的布置，应考虑调压站的布点位置和对大型用户直接供气的可能性，应使管道通过这些地区时尽量靠近各调压站和这类用户，以缩短连接支管的长度。（5）从气源厂连接57、高压或中压管道的连接管段应采用双线敷设。（6）由高、中压管道直接供气的大型用户，其用户支管末端必须考虑设置专用调压站的位置。（7）高、中压管道应尽量避免穿越铁路等大型障碍物，以减少工程量和投资。（8）高、中压管道是城市输配系统的输气和配气主要干线，必须综合考虑近期建设与长期规划的关系，以延长已经敷设的管道的有效使用年限，尽量减少建成后改线、增大管径或增设双线的工程量。（9）当高、中压管网初期建设的实际条件只允许布置半环形、甚至为枝状管网时，应根据发展规划使之与规划管网有机联系，防止以后出现不合理的管网布局。3.4.3 管道的纵面布置在决定纵断面布置时，要考虑下列各点：（1）地下燃气管道埋设深度58、，宜在土壤冰冻线以下。管顶覆土厚度还应满足下列要求：埋设在车行道下时，不得小于0.8m。埋设在非车行道下时，不得小于0.6m。随着干天然气的广泛使用以及管道材质的改进，埋设在人行道、次要街道、草地和公园的燃气管道可采用浅层敷设。（2）输送湿燃气的管道，不论是干管还是支管，其坡度一般不小于0.003。布线时，最好能使管道的坡度和地形相适应。在管道的最低点应设排水器。（3）燃气管道不得在地下穿过房屋或其他建筑物，不得平行敷设在有轨电车轨道之下，也不得与其他地下设施上下并置。（4）在一般情况下，燃气管道不得穿过其他管道本身，如因特殊情况要穿过其他大断面管道（污水干管、雨水干管、热力管沟等）时，需征得59、有关方面同意，同时燃气管道必须安装在钢套管内。（5）燃气管道与其他各种构筑物以及管道相交时，应按规范规定保持一定的最小垂直净距。如受地形限制，燃气管道按有关规范要求以及埋设深度的规定布线有困难，而又无法解决时，要与有关部门协商，采取行之有效的防护措施，保证输送的湿燃气中的冷凝物不致冻结，管道也不致遭受机械损伤，则可适当降低标准。通常采用的防护措施是将管道敷设在套管内。套管是比燃气管道稍大的钢管，直径一般大100mm，其伸出长度，从套管端至与之交叉的构筑物或管道的外壁不小于1m。也可采用非金属管道作套管。套管两端有密封填料，在重要套管的端部可装设检漏器。简陋管上端深入防护罩内，由管口取气样检查套60、管中的燃气含量，以判明有无漏气及漏气的程度。穿越铁路、电车轨道、公路、峡谷、沼泽以及河流的燃气管道，应用钢管。可以采用地上跨越（即架空敷设），也可采用地下穿越，需视当地条件及经济合理性而定。在城市，只有在得到有关单位同意的情况下，才能采用地上跨越。而在矿区和工厂区，一般应采用地上跨越。燃气管道在铁路、电车轨道和城市主要交通干线下穿越时，应敷设在套管或地沟内，管道敷设在钢套管内，套管两端超出路基底边，至铁路边轨的距离不小于2.5m，至电车道边轨的距离不小于2.0m。置于套管内的燃气管段焊口应该最少，并需经物理方法检查，还应采用特加强绝缘层防腐。对埋深的要求是：从轨底到燃气管道保护套管管顶应不小于61、1.2m。在穿越工厂企业的铁路专用支线时，燃气管道的埋深有时可略小些。燃气管道在穿越电车轨道和城市主要交通干线时，允许敷设在钢制的、铸铁的、钢筋混凝土或石棉水泥制的套管中。对于穿过城市非主要干道，并位于地下水位以上的燃气管道，可敷设在过街沟里。燃气管道采用穿越河底的敷设方式时，应尽可能从直线河段，并与水流轴向垂直，从河床两岸有缓坡而又未受冲刷、河滩宽度最小的地方穿越。燃气管道从水下穿越时，一般宜用双管敷设。每条管道的通过能力是设计流量的75，但在环形管网可由另侧保证供气，或以枝状管道供气的工业企业在过河检修期间，可用其他燃料代替的情况下，允许采用单管敷设。在不通航河流和不受冲刷的河流下，双管允62、许敷设在同一沟槽内，两管的水平净距不应小于0.5m。当双管分别敷设时，平行管道的间距，应根据水文地质条件和水下挖沟施工的条件确定，按规定不得小于3040m。燃气管道在河床下的埋设深度，应根据水流冲刷的情况确定，一般不小于0.5m。对通航河流还应考虑疏浚和抛锚深度。在穿越不通航或无浮运的水域，当有关管理机关允许时，可以减少管道的埋深，甚至直接敷设在河底上。水下燃气管道的稳管重块，应根据计算决定。一般采用钢筋混凝土重块，或中间浇灌混凝土的套管，也允许用铸铁重块。水下燃气管道的每个焊口均应进行物理方法检查，规定采用特加强绝缘层。在加上稳管重块之前，应在管道周围绑扎20mm60mm的木条，以保护绝缘层63、不受损坏。敷设在河流底的输送湿燃气的管道，应有不小于0.003的坡度，坡向河岸一侧，并在最低点处设排水器。通过水流速度大于2m/s，且河床和河岸稳定的水域，以及通过较深的峡谷和洼地、铁路车站等障碍物时，建议采用水上（或地上）跨越。跨越可采用桁架式、拱式、悬索式以及栈桥式，最好采用单跨结构。在得到有关部门同意时，也可利用已建的道路桥梁。架空敷设时，管道支架应采用难燃或不燃材料制成，并在任何可能的载荷情况下，能保证管道稳定和不受破坏。5. 管网的投资环网方案比较应将工程各方面因素纳入一起考虑，为经济比较更加合理，经粗略计算得出两方案的直接投资。3.5.1 环网基价费用方案一，环网共穿越河流2次 ，64、穿越道路21次，全长24278m；方案二，环网共穿越河流2次，穿越公路20次，全长23178m。东营土质属一类土，穿越时选用中型钻机。环网基价费用见表3-6。表3-6 环网工程费用建筑安装费人工费 (元/km)57635材料费 (元/km)747262机械费 (元/km) 20069综合费用 (元/km)175718合计 (元/km)1000683穿跨越费钻机井场安拆调试 (元/次)41475钻具安拆 (元/项)87200导向孔 (元/10m)道路4212河流4294预扩孔 (元/10m)6851回拖 (元/10m)59583.5.2 环网预算费用环网预算费用见表3-7：表3-7 环网预算费用65、方案管材长度m一般管段安装费元穿越费用元套管费用元合计元一PE管2427841057843.366502974.613893018.0151453836二PE管2317839197573.676238139.623732571.95491682853.5.3 环网最终方案确定由以上计算可知：方案一共投资51453836元，方案二共投资49168285元，通过经济技术比较选择方案二较合适。6. 管线的校核3.6.1 管线稳定性校核、抗震校核（1）管线径向稳定性校核 采用定向钻深穿敷设方式，埋深较深，外载荷较大。管道的径向稳定性应按无内压状态校核：x 0.03DWW1+W2式中 钢管水平方向最大变66、形量（m）； 钢管平均直径（mm）；W作用在单位管长上的总竖向荷载(N/m)；Z钢管变形滞后系数，宜取1.5；K基床系数，K =0.103；E管材弹性模量(N/m2)；I单位管长截面惯性矩(m4/m)；n钢管公称壁厚(m)；Es土壤变形模量(N/m2)，Es =2.8；W1作用在单位管长上的竖向永久荷载(N/m)；W2地面可变载荷传递到管道上的荷载(N/m)。对于工程所涉及到的三种管径的管线进行校核可知0.03D，所选的管材都满足径向稳定性要求。（2）管线轴向稳定性校核在埋地直管段中可产生因泊松效应应力、温度应力以及由内压产生的轴向力引起的轴向应力，必须进行当量应力校核，受约束的埋地直管段轴向67、应力计算和当量应力校核按输气管道工程设计规范GB50251-2003中附录B的公式计算。ehL0.9SL=E（t1-t2）+hh= Pd/（2n）式中：L管道的轴向应力，拉应力为正，压应力为负（MPa）；泊桑比，=0.3；h由内压产生的管道环向应力（MPa）；P管道设计内压力（MPa）；d管子内径（cm）；n管子公称壁厚（cm）；E钢材的弹性模量（MPa）；钢材的线膨胀系数（-1）；t1管道下沟回填时温度（）；t2管道工作温度（）； e当量应力（MPa）；S管子的最低屈服强度（MPa）。e0.9S，所选的管材都满足轴向稳定性要求。（3）管线抗震校核本工程管道所经过的地区抗震基本设防烈度为7度。68、输油（气）埋地钢质管道抗震设计规范 SY 0450-2004要求对于基本烈度7度至9度地区的输气管道进行抗震设计。因此，该管道需进行抗震设计。所选管材都满足抗震要求。第四章 CNG汽车加气站设计1. 加气站工艺流程设计发展城镇公共交通有利于减轻城区大气环境污染，以CNG替代公交车用汽、柴油在这方面的贡献尤其明显。因此，CNG汽车加气站的建设应侧重考虑公共交通线路布局及其经营效率等因素。在国内CNG加气站有两种运营模式：母子站运营模式和标准站运营模式。国外经营CNG汽车加气站的经验表明，采用母子站运营方式比较好，即宜在天然气气源处兴建颇具规模的加压站或加压加气站作为母站，再按征地条件、交通线路及69、CNG汽车允许行驶距离范围在城区均匀布置若干规模大小不一的子站，并适当兼顾出租车、公务车和家用私车的加气。子站即可单独设置，也可与汽车加油站合建。CNG加气站一般由六个子系统组成：（1） 调压计量系统；（2） 天然气净化干燥系统；（3） 天然气压缩系统；（4） 压缩天然气的储存系统；（5） 控制系统；（6） 压缩天然气的售气系统；4.1.1 CNG汽车加气站运行原理 从管道输送来的原料天然气进站后，先经过滤、计量(供气单位安装)，然后进入低压脱水装置，脱去其中的水分，使其露点达到或低于国家汽车用标准(即标准状态下-55)，然后经缓冲器进入天然气压缩机撬块。本套系统采用撬装式压缩机系统实现对气体70、的压缩，通过优先控制盘来对气体进行管理进入撬装式压缩机系统的干燥气体，经过多级增压后，压力达到25Mpa级间气体通过风冷却器和油水分离器后进入下一级压缩机系统的PLC(可编程序控制器)对整个系统进行信号采集、故障诊断、故障显示、优先顺序控制、顺序启动/停机等全过程管理，以无人值守全自动方式工作。压缩后的高压气体经过压缩机撬过滤后，通过优先顺序控制盘通向储气井、加气机和加气柱。通过加气机实现对天然气汽车的加气，通过加气柱实现对天然气拖车的加气。储气井分三组 ，实现顺序供气来提高气体的利用率，同时配置一台双枪加气机。加气机可自动顺序加气，自动到压关闭，计量显示，并配有应急关闭阀门。 4.1.2 主71、要工艺设施及其设计要点由于大多数CNG加气站气源的H2S含量均在国家现行标准、规范规定的范围内，不需要在站内脱硫。故目前我们设计的CNG加气站工艺设施包括进站安全切断系统、脱水装置、压缩机、储气设施、售气系统、控制系统、废气回收等。 (1) 进站安全切断系统：进站天然气管道上设置紧急切断阀，在切断阀后设有高效过滤器。(2) 脱水再生系统：根据原料气净化处理情况，原料天然气在开采生产过程中只进行了简单的油气水常温分离，因此，原料气在工况下的饱和含水是存在的。含低压饱和水的天然气经增压至25MPa，将形成部分游离水及工况下的饱和水；游离水及重烃经压缩机分离过滤脱除；压力为25.0MPa，温度为4572、工况下的饱和水含量仍达不到CNG汽车用气露点要求,所以原料气必须经过脱水，脱出饱和水，进一步降低天然气露点，使之小于-55(标态下露点)，达到CNG充气气质要求，也为子站运行提供了保证。加气站内的脱水工艺采用分子筛吸附剂。天然气脱水装置设置在压缩机前面，天然气进入脱水装置，脱出游离的水分和油分。干燥器填料饱和后需用天然气再生。为避免浪费，脱水装置的再生气由原料天然气中取得.(3) 调压系统：考虑到输气站来气的气压随用气量的不同会产生波动，为保证压缩机进气压力平稳，使压缩机能尽可能在其最佳设计点工作，站内设置一套调压系统。 (4) 全站安全监控系统：除由PLC自动控制的系统气压、油压、温度、振动73、及过载等涉及安全的保护外，系统布置了多点可靠的超压天然气卸放装置；同时站内按GB50156-2002的要求布置了由PLC控制的可燃气体报警器及切断装置，该装置与供电、供气系统形成了闭锁关系，可自动切断压缩机进气和供电。根据用户需要还可以将上述监控点与计算机联机构成计算机远程集中监控系统。 (5) 自动化控制系统：CNG加气站设备处在易燃、易爆、高压和重载的工作环境中运行，装置的自动化水平高低直接决定了系统的经济运行指标和安全运行的可靠性。因此压缩机系统实行高度自动化的控制管理，以可编程控制器 PLC为核心，采用了电机软启动、闭式卸压无负荷启动；系统油压、电流、温度、气压自动监控；自动排污系统；74、多撬块运行自动授权启动；计算机控制的经济运行控制系统；PLC自动顺序供气控制系统；自动温度补偿及售气安全装置等等。(6) 高压管道及设备的安全泄放：压缩机系统各级安全泄压天然气在压缩机房外集中泄放；贮气罐排污泄放天然气在 污水罐处集中泄放。 (7) 废气回收系统：压缩机系统各级排污泄放天然气进入废气回收罐，在废气回收罐内设置有高效过滤 分离装置，将排污气中所含油水分离出去，油水沉积在罐的底部，天然气从上部进入压 缩机前级进气管道，从而达到保护环境及减少浪费的效果。(8) 在加气站装置配置中，还可以根据用户要求提供计算机经营管理系统，以适应用户多种模式的营销管理要求。4.1.3 加气站流程图2.75、CNG加气站的调压计量系统4.2.1 CNG加气站的计量系统4.2.1.1基本参数（1）公称直径DN公称直径是指为了与燃气管道连接而人为规定的燃气流量计的标准内径，又称为公称通径，其单位为毫米。公称直径一般为15、25、45、50、80、100、150、200、250、300、400、500等，DN50时称为小直径，50DN150时称为中等直径，DN150时称为大直径燃气流量计。（2）额定流量QN某燃气流量计在规定技术性能或最佳技术性能时的燃气流量值称为该燃气流量计的额定流量，又称为公称流量，其单位一般为立方米每时。生产厂通常按国家标准确定的流量系列制造流量计。根据QN 的大小又可将流量计分为76、为流量（QN60L/h），小流量（60L/hQN20 Nm/h）、一般流量（20 Nm/hQN100 Nm/h）、和大流量（QN100 Nm/h）（3）流量范围、量程、量程比流量范围是指燃气流量在正常使用条件下，测量误差不超过允许值时可测的最大流量与最小流量的代数差，流量计的量程的最大流量与最小流量的量程比称为流量计的量程比。流量范围、量程、量程比都是描述流量计测范围的参数。量程是流量范围的定量描述参数，量程比则是不同流量范围的流量计之间进行宽窄比较的一个参数量程比大说明可测量的流量范围宽，反则说明可测量的流量范围窄。一般情况下，一台流量计的流量范围越宽性能越好。流量范围和量程比通常由生产厂家77、给出。同一生产厂制造的同一类流量计，其量程比一把是相同的。（4）压力损失燃气流量计的压力损失是指燃气流过流量计时所引起的不可恢复的压力值，压力损失通常用燃气流量计进口与出口之间的静压差表示。压力损失随流量大小而变化。压力损失是衡量燃气流量计测量成本高低的一项重要的技术指标，压力损失越小，让其流动的能量消耗越小，输送燃气所需的能量损失越小。测量成本越低，燃气输送就越经济。（5）基本误差、准确度和准确度等级燃气计量表在规定的正常工作条件下所确定的误差，称为该流量计的基本误差。燃气流量计的基本误差通常由两种表示方式，一种是用示值误差和测量值的百分数来表示，基本误差表达式为：C=1/c100B=2/B78、100这种表示方法为容积式燃气流量计和速度式燃气流量计所常用。另一种是用示值误差和量程示值的百分数来表示，基本误差表达式为C=1/A100B=2/A100这种表示方法为差压是燃气流量计所采用。流量计的示值接近于被测燃气实际测量值的程度，称为燃气流量计的准确度，基本误差越小，准确度越高。将准确度大小划分等级称为燃气流量计的准确度等级。将基本误差去掉“”和“”符号后的数值即表示燃气计流量计的准确度等级。国家对流量计的准确度等级系列有0.02、0.1、0.5、1.0、1.5、2.5、和4级。流量计的精度等级是评价流量计质量优劣的最重要的指标之一，数值越小，流量计的准确度越高，准确度等级也越高。燃气流79、量计的准确度等级一般不应超过1.5。4.2.2燃气流量计的选用4.2.2.1选用的基本条件选用燃气流量计时应从技术、经济和维护管理三方面加以综合考虑。技术方面首先要考虑燃气流量计的实用性，即流量计的各项技术性能是否符合实际工作条件，例如燃气类别与状态（气或液）、流量测量范围、工作压力和公称直径等均应与燃气输送管道接近。经济方面除了考虑流量计的实际价格外，还应考虑流量计的压力损失、准确度、以及安装时的复杂程度。对于技术性能和经济性满足使用要求的燃气流量计，再用维护管理的难易程度，流量计使用寿命的长短来判断，经综合分析选用最佳的燃气流量计。4.2.2.2 CNG加气站流量计的选用涡轮式流量计这是利80、用测量流体流速来测量的速度式流量计计量法（也属于体积流量计量法）中的一种，主要用在CNG加气站进气管线中的低压天然气的流量测量。TBQZ/TBQ型为不带机械计数器的两大系列气体涡轮流量计，其工作原理是：当气流流入流量计时，首先经过特殊结构的整理器并加速，在流体的作用下，涡轮克服阻力矩和摩擦力矩开始转动。当力矩达到平衡时，转速稳定，涡轮的转速与气体流量成正比，并通过旋转的发讯盘上的磁铁周期性的改变传感器磁阻，从而传感器输出与流体成针正比的脉冲信号。TBQ型直接显示工况流量和累计流量；TBQZ型流量计带温度、压力补偿功能，将工况流量直接转换成标准状态下的流量。主要性能指标达到国际先进水平，是石油、81、化工、电力、冶金工业与明勇锅炉等燃气计量和城市天然气、燃气调压站计量及燃气贸易计量的理想仪表。4.2.2.3选型结果（1）适用范围：a.要求流量范围度小于20：1，且对始动流量有较高要求的场合。b不存在间隔时间短，流量波动幅度大的频繁流量波动。c可测量天然气、城市煤气、压缩天然气、氮气等。（2）规格的确定一个标准状态下的供气流量范围及介质压力计算工作状态下的流量范围，再查表4-1确定规格。表4-1 不同压力下的规格标准流量范围对照表流量 介质范围 压力型号规格0.12MPa0.15MPa0.5MPa1.0MPa1.5MPa2.0MPaTBQZ/TBQ-80A9.619212240408008082、160012024001603200TBQZ/TBQ-80B15.630019.5375651250130250019537502605000TBQZ/TBQ-80C24480306001002000200400030060004008000TBQZ/TBQ-100A15.630019.5375651250130250019537502605000TBQZ/TBQ-100B24480306001002000200400030060004008000TBQZ/TBQ-100C38.47804897516012503206500480975064013000TBQZ/TBQ-150A38.478083、4897516012503206500480975064013000TBQZ/TBQ-150B60120075150025050005001000075015000100020000TBQZ/TBQ-150C9619201202400400800080016000120024000160032000TBQZ/TBQ-200A60120075150025050005001000075015000100020000TBQZ/TBQ-200B9619201202400400800080016000120024000160032000TBQZ/TBQ-200C15630001953750650125084、013002500019503750026005000TBQZ/TBQ-250A9619201202400400800080016000120024000160032000注：介质压力为绝压，单位MPa；流量范围为标准流量，单位：m 3/h表4-2 流量计外形尺寸型号规格公称直径DNB1.6级HB1DKN-LTBQZ/TBQ-8080240430/3952252001608-18TBQZ/TBQ-100100300450/4152452201808-18TBQZ/TBQ-150150450515/4803102852408-22TBQZ/TBQ-200200600570/5353653402985、58-22TBQZ/TBQ-250250375620/5804254053558-26 在实际运行当中，流量计的计算流量（额定流量）与最大流量之间的关系：Q0Max=(1.151.2)QP式中 Q0Max 调压器的最大流量；QP 调压器的计算流量。 调压站的计算流量，应按该调压器所承担的管网计算流量的1.2倍确定。 选择结果：胜中加气站的计算流量QP为3140.55 m 3/h，则Q0Max为3768.66 m 3/h.燃气管线的进口压力为0.5MPa，选择的型号为TBQZ/TBQ-150B。4.2.3调压器的选型调压装置设置与否，可根据供气条件和建设合同而定。如天然气长输门站、储配站，供气方86、可选择的供气压力的余地很大，可在供气方调压后专线进CNG加压站。若在市政公共高、中压天然气管线上取气，随取气点越远离调压其压力波动越大，这样CNG加压站内需调压装置，并按最有把握的调压器出口压力确定压缩机的吸入压力。进站天然气调压装置宜选用单体间接作用式调压器或其系列成套调压箱产品，并根据调压装置天然气入口的压力级制按城镇燃气设计规范GB50028相关规定进行工艺设计。4.2.3.1调压器的分类 1.按工作原理分：（1）直接作用式：只依靠传动的受压元件感受出口压力的变化移动调节阀门进行调节。（2）间接作用式：敏感元件和传动装置的受力元件是分开的。a.雷洛式调压器：雷洛式调压器主要用作区域调压及87、大用户专用调压，属于中低压调压器。b.T型调压器：T型调压器可作为高中压，中中压，中低压调压器，当燃气的净化程度稍差时也能正常工作，但指挥器结构不够完善，在小流量时有喘流现象c.活塞式调压器：活塞式调压器结构紧凑、便于遥控。适用于高、中压区域性调压站和专用调压站。d.自力式调压器：自力式调压器是用于高压的燃气调压器。广泛应用在天然气输配系统的起点站、门站及调压计量站中，能在-2060温度下工作。2.按用途或者使用对象分为：区域调压器；专用调压器；用户调压器。3.按结构分为：浮筒式及薄膜式调压器；后者又可分为重块薄膜式和弹簧薄膜式。4.后压调压器;调压器后的燃气压力为被调参数;反之为前压调压器。88、城市供气多用于后压调压器。4.2.3.2调节机构调压器的调节机构可以采用各种形式的阀门，按阀门的结构可分为单座阀及双座阀。单座阀门多用于用户调压器和专用调压器。它能保证在不需要燃气时可靠地切断供气，有效地防止出口管段压力升高。但是由于阀门两面燃气压力不同、阀门两面受力不平衡，故增加了调压器前压力变化对燃气出口压力的影响。双座阀受力基本上是平衡的，因此调压器入口压力对燃气出口压力影响较小。但是双座阀不能保证关闭严密，原因是在温度变化时，阀芯和阀座的涨缩情况可能不一致。在双阀座完全关闭时，漏气率可达到最大流量的4。因此这类阀门可安装在燃气流量总是不等于零的燃气管道上。(1)调节机构的计算气流通过节89、流机构时，压力损失是由摩擦阻力和通过阀门时气流不断改变流动方向造成的。在通过阀孔时如压降不大，燃气密度的变化可忽略不计，在计算时可看做不可压缩流体；如压降相当大时，则应考虑燃气密度的变化，在计算时看做不可压缩流体。 实际上当P/P10.08时，忽略燃气的压缩性，误差不大于2.5。当P/P10.08时，则应考虑燃气的压缩性。 P是调压器的压力降，P1是调压器的入口压力。 对于可压缩流体的计算 在计算节流机构的流量时，应考虑燃气密度的变化和对理想气体定律的偏离。此时应利用这一现象的近似的物理模型，可将燃气经过阀门的流动看似孔口出流。式中 Q0标准状态时燃气的体积流量 （m 3/h）； 燃气的膨胀系90、数； C 调节阀完全开启时系数； P1 阀门前的绝对压力 （MPa）； 标准状态时的燃气密度。调节阀门通过能力计算公式所得出的流量，是在可能的最小压降和阀门完全开启条件下的最大流量。在实际运行当中，调压器阀门不宜处在完全开启状态，以阀瓣的位移不超过最大行程的90为宜，这时调压器的计算流量（额定流量）与最大流量之间的关系：Q0Max=(1.151.2)QP式中Q0Max 调压器的最大流量；QP 调压器的计算流量。 调压站的计算流量，应按该调压器所承担的管网计算流量的1.2倍确定。调压器的压力降，应根据调压器前燃气管道的最低压力与调压器后燃气管道需要的压力之差值确定。 国产TZY-40K型自力式调91、机器，调节阀门完全开启时系数C及有关数据列于表4-3。 表4-3 调节阀完全开启时的系数C值公称直径（mm）202532405080100150200阀口直径(mm)10,12,15,202532405080100150200阀座形式单座单座，双座单座，双座单座，双座单座，双座单座，双座单座，双座单座，双座单座，双座系数C值1.2.2.0,3.2,5.08,1012,1620,2532,4080,100120,160280,400450,630已知胜中加气站的计算流量QP为3140.55 Nm 3/h，天然气的进站温度40，实际工作压力为400kPa600kPa（表压），阀门前后绝对压力P1=92、0.7MPa,P2=0.5MPa,燃气密度=0.7Kg/ m 3,绝热指数=1.3。4.2.3.3选型过程(1)调压器的最大流量Q0Max：Q0Max =1.23140.55=3768.66 Nm 3/h(2)计算压力比值 : (3)根据 、 查图 ：=0.85 取Z1=0.9(4)按下式确定调压器完全开启时的系数C3768.66=5260C0.85C=30.6(5)根据表4-3查得TZY-40K型自力式调机器公称直径DN=50mm，双座。3.CNG加气站净化干燥系统 净化干燥系统，主要包括除尘、脱硫、脱油、脱水、干燥等工序，可分为前置处理和后置处理两类形式。严格讲，压缩系统中每级压缩前后的冷93、凝除油过程也可归于净化系统。所谓前置处理，即在压缩前对天然气的干燥和净化，目的是保护压缩机的正常运行；而所谓后置处理，即在压缩后对压缩天然气的净化和干燥，其目的是保证所售气质的纯净，不但确保在发动机中燃烧良好，不会对发动机产生任何危害，同时也可避免可能出现的对售气系统的损害。这两种净化干燥处理方式，既可同时应用，也可只采用其中一种。从目前国内外实际应用来看，基本上都采用一种，而且近年来前置处理的方式逐步成为一种趋势，这样可保护加气站的核心设备压缩机不会受到腐蚀和损坏。 脱水干燥的方式还可按脱水装置在CNG加气站工艺流程中的位置，分为低压、中压和高压脱水三种。这三中脱水方式都能达到车用CNG的脱94、水要求。（1）低压脱水 脱水装置在压缩机的进口处，由于被干燥气体压力低、水含量高，赤铁矿重选设备。因此这种类型脱水工艺的特点是，干燥剂的再生采用闭式循环回路，整个脱水装置包括两台充填分子筛干燥剂的干燥器、一台循环风机、一台冷却器、一台分离器和一台加热器。分子筛干燥剂的再生系通过风机反复循环一定量的气体来完成。这种方式的脱水装置，由于受再生条件的制约，要达到低于-60（标准状态下）有一定的困难。（2）中压脱水 脱水装置放置在压缩机的中间级出口处，根据压缩机入口压力的高低，确定放置在一级还是二级出口。国内机组的入口压力为0.3Mpa，宜放置在二级出口。一般说来，脱水压力控制在4.0Mpa左右比较有95、利。这样既可将气体中所含水的大部分在4.0Mpa左右的压力下分离掉，又能使设备和管、阀件的压力等级控制在4.0Mpa这一公称压力级上。在4.0Mpa压力下，气体的饱和水含量约为常压下饱和水含量的3%，约为0.3Mpa压力下饱和水含量的10.5% 。中压脱水的干燥剂也为分子筛。（3）高压脱水 脱水装置放置在压缩机末级出口，通常压力为25Mpa.由于气体中所含水的绝大部分已在压缩机的逐级压缩-分离中除去，所以，在25Mpa压力下气相中的饱和水含量已非常少，仅相当于常压下饱和水含量的0.91%，约为0.3MPA压力下饱和水含量的3% 。高压脱水仍需要加热再生，因此，也需要加热器、冷却器和分离器，其工96、艺原理流程与中压脱水相同，只是设备尺寸和压力等级不同而已。 另外，在高压脱水场合，在冬季最低气温不低于-7的地区，干燥剂可选用硅胶，以降低再生操作温度。但对冬季最低温度低于-7的地区，则必须用分子筛作干燥剂。表4-4 三种脱水方式优缺点的比较脱水方式 项目低压脱水中压脱水高压脱水过程复杂程度复杂简单简单设备尺寸大中小设备压力等级低中高干燥剂用量多较小小气化率062操作费用高中低维修费用低低高一次投资费用2.71.02.0注：表中所列数据基准为：压缩机入口压力为0.3Mpa,25Mpa压力下CNG的水露点（PDP）相同，干燥剂均为分子筛。从表中可见，低、中、高压脱水各有优缺点，尤其在需要深度脱水97、时高压方式更有其优势。但由于高、中压脱水无法对压缩机进行必要的保护，致使压缩机由于天然气中的含水量大而导致严重故障的现象时有发生。因而，国内大部分都趋向于采用低压脱水方式。4.CNG加气站天然气压缩系统天然气压缩机作为CNG加气站最主要的核心设备，其采用的技术与很多基础机械工业相关。无论是设计理念、材质、热处理技术、加工精度都必须要达到很高的水平，以压缩机的连杆为例，不仅要考虑到它的负载特征，还要对其运行的温度作严格的限制。因此，在确定气体组成、进气压力、排气压力等重要参数后，还必须使用专用设计软件对压缩机的各项参数进行计算，在合理的温度条件、合理的连杆负载下核实其负载能力。 国内使用的天然气98、压缩机在气缸布局上是以W型、V型、D型、L型为主，排气量为3001500m3/h，也有排气量在1500m3/h以上的机型，冷却方式为水冷或混冷(压缩天然气采用风冷，气缸与润滑油采用闭式循环水冷)。4.4.1压缩机选择的评估标准 在各国的制造标准中，设立最早并且最为完善的是美国石油协会API 618石油、化工和气体工业往复式压缩机标准，其标准号为API 6182008。相对于其他制造标准，该标准对制造商的设备性能提出了很多的约束条件，以保证用户使用设备的安全性和稳定性。（1）适用性 设计应与应用条件一致，系统才能高效率运行。 设计的吸气压力、排气压力、气体流量应满足需要，确保加气量和加气速度满足99、用户需要。 系统各部分的性能应匹配，特别是压缩机、电机、冷却系统、控制系统、过滤回收系统之间的性能应匹配。 系统设计应满足实际运行环境，特别是冷却系统。目前压缩机风冷技术是国际发展趋势。（2） 可靠性 系统和各元件的质量可靠，减少维护费用和停机检修时间。这一点往往容易被用户忽略。质量一流的部件是创造系统高可靠性的重要保证，这包括： 压缩机，其中包括缸体、连杆、活塞和气阀等。 用于驱动压缩机和冷却风扇的电机。 仪器、仪表、手动或自动阀门、调压阀、安全阀、各种压力和温度传感器及开关等。 稳定高效的控制系统。 易损件，其寿命应保证长时间运行，少油润滑压缩机应保证8000h。（3）安全性 系统的安全性100、由压缩机每个元件所设立的安全措施来进行保障。它包括： 系统的泄压阀。 系统入口的自动切断阀。 系统压力容器和主要管道要设立安全阀。 压缩机的各级之间和出口应有温度和压力传感器。 压缩机应装有振动保护开关。 电机应装有过流过载保护装置。 系统中的电气设备必须满足防爆要求。（4）经济性 系统的经济性可以通过以下的指标进行衡量： 系统的能耗指标，特别是压缩机组主电机的能耗，这是加气站的主要运行成本。我们在压缩机选型时，通常的做法是在同样的入口压力条件下，对不同型号压缩机的单位能耗进行对比，在这个过程中通常进口设备有较大的优势。 冷却方式也对设备的经济性有较大的影响。现在公认风冷是CNG压缩机发展的方101、向。一般风冷却器的制造费用是水冷却器制造费用的1.5倍。而在寿命期内，水冷却器的维护费用是风冷却器的几倍甚至更多，还要建水处理装置等，而且对锈蚀和水垢的处理仍然无法彻底解决。 易损件的使用寿命决定了压缩机无故障运行的时间。如果易损件寿命短，将会增加设备的停机维护时间、人员的工作量、零件的采购费用，从而增加运行成本。4.4.2 CNG压缩机的选型 压缩机为天然气加气站的核心设备，用户在天然气压缩机的选型和购买过程中，不要只注重压缩机排气量是否满足生产需求、价格是否足够低廉，还应该从制造标准、结构形式、维护费用等各方面综合考虑设备性能，确保加气站投产后的正常运营和预期收益。压缩机的选型和台数，应根102、据加气站压缩天然气出口压力、总加气能力及其加气负荷变化的特征确定。一般压缩机型号宜选一致，装机总数不宜超过5台，其中1台为备用。针对CNG汽车车载气瓶承压的规定所限，压缩机排气压力不应大于25MPa（表压）。当多台压缩机并联运行时，则其单台排气量应按公称容积流量的80%85%计。压缩机宜选电动机驱动。压缩机前应设缓冲罐稳压。大型撬装压缩机组自动化程度很高，在每一台机组（撬块）上面均安装了PLC充气优先控制盘（撬块PLC）,它与电机控制中心、储气系统、风冷系统和气动阀、仪表用压缩空气系统等组成完整的压缩系统。该系统所有设备的功能，包括压缩机组启动优先级控制功能、运行顺序功能、选择启动形式功能、冷103、却和停机功能、充气优先控制功能、操作人员紧急切断（ESD）功能和空压机启/停机功能，都汇总到主控室的PLC盘上，主PLC可决定何时启动和启动哪一个撬块（某台压缩机组）。撬块PLC只监测压缩机的功能，在运转不正常时进行报警，并控制所有阀门的操作。PLC控制功能的繁简直接影响到建站投资的大小，可以采取自选操作运行参数固定不变的办法让各个撬块独立自动运转的模式，以便省去主PLC控制盘的设置。4.4.3 CNG压缩机选型的技术要点（1）压缩机结构型式 天然气压缩机结构型式多为w型、L型，曲轴为常曲拐设计，导致往复运动部件活塞、活塞环、活塞杆、填料、十字头均易产生偏磨，造成压缩气体泄漏、气体含油量增加。104、由于其体积流量和功率等级很难达到大型要求，角度式天然气压缩机以中小型为主，在实际运用中排气量多在3000m3/h以下。 随着越来越多的国内用户引进国外的天然气压缩机，我们选用了更为先进的水平对称式压缩机。该机型气缸为水平对称平衡式结构，曲轴互成180，使得惯性力、惯性力矩均平衡，而且切向力十分均匀，因此，振动非常小，运转平稳，运行噪声低。相对于角度式天然气压缩机，对称平衡式压缩机的转速更高，活塞环、填料的工作条件较好，现在是国内大排气量天然气加气母站和标准站用天然气压缩机的主导结构型式。（2）冷却方式 通过对国内外多款压缩机的实际运行状况的分析认为，要消除水冷压缩机的固有弊病，较好的办法是选择105、全风冷压缩机。CNG压缩机在国外已经有逾70年的历史，从最初的水冷、风冷两种冷却方式并存，演化到现今以风冷为主流。这说明：国外成熟压缩机技术更倾向采用风冷，由于很好地控制了压缩机各级的压缩比，并不存在排气温度过高的问题。国内由于CNG压缩机领域的技术相对滞后，在宣传中夸大水冷机组的表面好处，却回避了水冷机组的许多不足：结垢、腐蚀增加运行成本等。 实践证明，很多进口全风冷压缩机的压缩工艺流程设计的合理性保证了每级气缸的排气温度不超过160，在实际运行中有的气缸排气温度不到100，在分级冷却后出口温度高于环境温度的值小于15，冷却效果非常明显。（3）润滑方式从目前国内对国产和进口压缩机的使用情况来106、看，少油润滑压缩机是天然气压缩机的发展趋势。这是因为少油润滑压缩机在运行过程中润滑油参与气缸和填料函的动作，保证了压缩机在高转速(1500r/min)下易损件的寿命，且润滑油也参与了气缸的密封、清洁和降温。如进口少油润滑压缩机的易损件寿命都达到8000h以上，甚至能达到16000h。 大部分的无油润滑压缩机由于需要考虑气缸的磨损以及摩擦热的问题，只能保证压缩机在低转速(1000r/min)下运行，即使这样还是不能保证易损件的寿命。通常无油润滑压缩机的易损件寿命为4000h，有些国产压缩机的易损件寿命只能达到2000h甚至更低，而且在填料函和活塞环过早损坏后，曲轴箱润滑油也进入气缸，导致气体含油107、量增大。4.4.4 基础数据根据调研资料，CNG压气站2007年每月用气量统计见表4-5所示：表4-5 2007年CNG加气站用气量情况统计表（单位: m3/m）月份胜奥加气站西城加气站万方（36号）53#加气站38#加气站胜中加气站小计1697436686127523076507505483792753732365166826131845906114144594526164084396676043146913346655748097946832242102338620059429828173794510783607024448579452108435939695811315024456134108、497420605250953841564316095188373215206672745258808860283148551562462065314236816487737344796713619793402127600004720985387696682183369129736136365014206494335825473478345964092193668941275853866362390772163438745721045134276608264028747721550358666470735032191150032219224270258346452567205972819132109、59922125220934124337492854810916063136668493438064合计66992197712021672070455679646425901796833741094146根据以上表格所统计的数据， 胜中CNG加气站月用气量最大月份一月为计算月，按一月30天每天运行8个小时为计算，则CNG加气站的小时流量为3140.55Nm3/h。4.4.5 压缩机型号的确定见表4-6表4-6 压缩机型号 型号进气压力（MPa）排气压力（MPa）排量（Nm/h）级数电机效率（KW）电压（V）外形尺寸(mm)DW-3.2/4-2500.4259204132380450022002110、000DW-2.5/4-2500.4257104160380450022002000DW-2.5/5.5-2500.55259304132380450022002000DW-3/3-2500.3256804160380450022002000DW-2.5/6-2500.62510004160380450022002000DW-2.7/8-2500.82510804160380450022002000DW-1.6/8-2500.8258504160380450022002000DW-1.2/10-2501.0257503110380450022002000DW-1.35/10-2501.0258111、503132380450022002000VW-1.6/10-2501.02510003160380450022002000VW-1.2/12-2501.2258903132380450022002000VW-1.5/12-2501.22511003160380450022002000VW-1.3/16-2501.62512503160380450022002000VW-1.25/20-2502.02515003185380450022002000VW-1.0/40-2504.02524502200380450022002000MW-7.2/2-2500.2251220425038045002112、2002000MW-5.5/4-2500.42515504280380450035002000MW-4.2/4-2500.42512004220380450035002000MW-4.2/6-2500.62516504280380450035002000选择结果：选择型号MW-5.5/4-250，选择四台（一台备用），单台排气量1550 Nm/h，进口压力0.4MPa，出口压力25MPa, 当多台压缩机并联运行时，则其单台排气量应按公称容积流量的80%85%计， 并联流量为3720 Nm/h. 压缩机的进口压力经过调压阀调到了0.4MPa，流量为3140.55 Nm/h，所以此型号符合要求。5113、.CNG加气站的储存系统和售气系统 4.5.1 压缩天然气的储存系统 为平衡CNG供需在数量和时间上的不同步和不均匀性，有必要在站内设储气装置，这对于加压站或加气站在工艺流程中都是重要的中间环节设备。储气装置的最高工作压力达到25MPa，属于甲类气体、类压力容器监察管理的范畴，国家标准汽车加油加气站设计与施工规范GB50156有相关规定。储气装置在CNG加压站或加气站的工程投资中占有相当大的份额，并在工艺平面设计中须恰当考虑其占地面积及相对位置。 目前已采用的CNG储气方式主要有四种：（1） 小气瓶组储气方式。采用钢或复合材料制成水容积为4080L的气瓶，可几十上百地把气瓶分为若干组设置。这种114、方式主要用于规模较小的CNG加压站或加气站，每站总瓶数不宜超过180只。由于气瓶数量多，管道连接及阀件也多，泄露概率大，因此，维修工作量和费用高。（2） 大气瓶组储气方式。钢制大气瓶形同管束，每只水容积为500L以上，以39只组成瓶组，并用钢结构框架固定。相对于小气瓶组储气方式，其具有快充性能较好、容积利用率较高的特点，并由于气瓶数量显著减少，因而系统的可靠性较高和维护费用较少。（3） 大容量高压容器储气方式。这是指用水容积为2m以上的钢制压力容器储气。由于容器的水容积较大，其壁厚相应较大，材质选用和制造工艺都会要求更高，因而工程费用要高于上述储气方式。（4）地下管式竖井储气方式。采用无缝钢管115、作为容器，管材适用于未经处理的石油天然气采输工作条件，具有很高的强度和防腐性能。井管一般采用150的无缝钢管，每根长100m，水容积约2m，投入运行后无需定期检验，使用年限为25年，然而却受站址地质条件的限制。 合理的储气瓶组的容量，不但能提高气瓶组的利用率和加气速度，而且可以减少压缩机的启动次数，延长使用寿命。根据经验，通过编组方法，可提高加气效率，即将储气瓶组分为高、中、低压三组，瓶数比例以1：2：3较好。当压缩机向储气瓶组充气时，应按高、中、低压的顺序进行，而当储气瓶组向汽车加气时，则恰恰相反，应按低、中、高压的顺序进行。 就常用的两种形式，大气瓶和小气瓶相比较可知，大气瓶一次性投资较高116、，而小气瓶相对较小；当储气容积相同时，大气瓶所用数量很少，每年的维护量小，费用较低，而小气瓶所用数量很大，每年的维护量大，费用也高；大气瓶一般都设有排污孔，便于定期排出瓶内油污，小气瓶则没有排污孔，每年清除油污很费劲；大气瓶上的气阀和管件很少，可靠性较高，而小气瓶数量多，气阀和管件必然很多，漏气和不安全因素大大增加。这些都需要我们在建站时权衡利弊综合考虑。4.5.2压缩天然气的售气系统4.5.2.1加气岛及加气柱加气岛、加气柱及其气瓶篆玉车泊位宜设在采用非燃烧材料筑成的罩棚内，罩棚有效高度不应小于4.5 m，罩棚与加气柱的水平距离不小于2.0m；加气岛略高出车位地坪0.150.2m，其宽度不小117、于1.2m，其端部与罩棚支柱净距不应小于0.6 m。加气柱设施应根据地区环境、温度条件建设，应设有截止阀、泄压阀、拉断阀、加气软管、加气枪和计量表（压力-温度补偿式流量计），其近期管道上应设止回阀。拉断阀在外力作用下分开后，两端应自行密封。当加气软管内CNG工作压力20MPa时，分离拉力范围在400600N，包括软管接头在内都应选用防腐蚀性材料制造的专用标准件。在CNG加压站中，加气柱要通过主气流阀向气瓶转运车加气。操作时加气柱上的卡套快装接头（加气枪)必须与位于转运车瓶框操作仓侧的气瓶（或管束）装卸主控阀紧密连接好，充气至规定压力（20MPa）即告充满。根据需要加气柱一般安装质量流量及显示，118、快充加满整车（约2500）需时45min。与加气柱不同，CNG汽车的加气机（又称售气机），它必须装有压力-温度补偿系统、质量流量计和小型计算机系统，将加气枪与汽车加气接口的快速连接发出音响信号开始，经从储气装置顺序取气依次传送输气参数设定值，直至“最终充气压力”在延时时间内维持不变，并发出加气过程结束音响信号为止，即可卸枪和卸静电卡，完成一次充气全过程。和加油机一样，加气机显示板上可读出加气量、单价和总价。单枪加满CNG气瓶所需时间根据车型大小而不同，一般为310min。加气柱充装CNG的额定压力为20MPa，计量准确度不应小于1.0级，最小计量分度值为0.1kg。4.5.2.2加气机1.加气119、机的原则a.燃气汽车加气时间按46min/车次来计算。b.汽车加气的最高压力限定为20MPa。c.加气系统设计压力为27.5MPa。d.加气速度按切换充装压力确定，双枪加气速度不小于0.18 m/min;在最大工作压差时的单枪加气速度不大于0.24 m/min。e.加气机计量精度不低于1.0级。加气计量显示以m为单位，最小分度值为0.1 m。f.加气机主机箱内设置不同压力接管的切换阀门。在加气机上设置压力表、限压阀、气量标定接口等。采用双枪加气和配套计量装置的加气机，在天然气接口管处设置分流阀门或三通。g.加气机附设的挠性支架安装在靠近软管安装端的加气机顶部；挠性支架应能承受在弯曲成45角时，120、使用10000次不发生脆裂；安插在挠性支架软管卡环上的夹紧拉力为150200N。卡环在脱离支架前，拉断阀不应承受拉力。h.加气机附设的拉断阀在外力作用下分开后，两端必须自行密封，由此引发的天然气泄漏量不得大于0.1m（标准状态）；当加气软管内的天然气工作压力在20.0Mpa时，分离拉力不得大于400N。加气亭中，共有加气岛4座，其中3座加气岛各有加气机1座，剩余的1座加气岛为加气柱。加气机设置的数量应根据加气站的规模、加气汽车数量等因素确定。汽车加气枪的数量按：一级站6到8台，二级站2到6台设置。加气系统设计压力应为27.5MPa。6.CNG加气站的控制系统PLC优先/顺序控制系统要提高CNG121、加压站的自动化水平，就必须在设备、管道上安装大量的电气和电控装置，这些电子部件还必须具有足够的“智能”，可按人的逻辑控制撬块单元内的操作细节。该装置不仅通过各种传感器、变送器和电磁阀把监测设备运转状态传到撬块PLC控制盘上，还可以将全站各撬块PLC控制盘各单元的接口连到主控制室的主PLC控制盘上。这样一集中可节省人力和减轻操作管理上的麻烦。如果想将该系统的智能化水平进一步升级，可在电子控制系统中增加一个调制解调器，利用电话线路连接个人电脑，按软件程序进行远程终端实时监控。在加压、加气站上围绕提高储气装置容积利用率和控制压缩机运行状态而设置PLC优先/顺序控制盘。优先/顺序控制原理流程：控制系统122、具有决定设备进出口气体流向、启闭切换、参数检测和系统自我保护功能。控制压缩机向高、中、低压瓶组充气的阀组系统称为优先盘。控制从低、中、高压瓶组取气的阀组称为顺序盘。上述阀组系统通常是一系列气动或电动阀门，气动阀与气动仪表共用气源，由压缩空气系统供给。储气与充气的优先顺序流程是指压缩机向站内储气装置储气时，控制气流先充高压级、后充中、低压级直至都达到25MPa即可停机；而车载气瓶由储气装置取气时，则采取顺序取气原则，即控制气流先从低压取气，后从中、高压区取气；当储气装置无法快充加满车载气瓶时，也可以从压缩机出口直接取气。这样的优先顺序均由程序控制气流分配系统，能提高储气装置容积利用率，一般可达3123、250。优先/顺序控制系统按采用的控制设备、仪表的不同可以分为以下三种类型。（1） 电子优先/顺序控制系统。采用电子控制盘操作阀门实现优先/顺序控制。适用于公用加气站和采用电子卡售气机的加气站。它可以采用可编程逻辑控制器(PLC）进行控制，其功能不仅能控制有关设备运行，还可对参数进行修订设定、设置报警和停机点。这些内容可以实时显示在用户界面的显示屏上或者通过选择菜单进行实际操作。（2） 自动优先/顺序控制系统。在该系统流程中用优先阀实现储气的优先级控制，用顺序阀实现取气的顺序控制，适用于快速充气的加气站。（3） 人工优先/顺序控制系统。在这种流程中可以采用优先阀实现储气优先级控制，但车载气瓶取124、气则靠人工来实现顺序操作。如果采用电子控制车载气瓶顺序取气，它就变成电子优先/顺序控制系统的另一种产品形式。表4-7胜中加气站主要设备一览表序号货物名称货物规格数量单价（万元）1进气调配气系统进气阀门、进气过滤器一套9流量计一个TBQZ-TBQ-100C型涡轮式流量计单台处理量=160-3260m3 /hTZK-40K调压器（进口0.6MPa,出口0.4MPa（表压）一个公称直径：50 阀口直径： 50 双座缓冲系统高1.2m长3m天然气缓冲罐一台42撬装压缩机MW-4.2/4-250型天然气压缩机三台76单台供给量=1200 m/h带PLC控制3干燥系统后置高压天然气脱水系统两台套37HCN125、G1000型天然气干燥器单台处理量=1700m3 /h4 全自动程序控制盘 ZSG-19/ZSG-20型一进四出全自动顺序控制盘一套4.3单台处理量：1800 Nm3 /h5气液回收系统废气回收罐一个，污水罐一个一套66储气系统219储气井六个67加气机JDQ-40，JDQS-40标准流量国产配置双枪加气机五台套35流量范围140NM3/MIN8加气柱JQF-90A（1MSW）不带电磁阀一套8.59加气站安装设备安装材料、外部泄露报警装置、人工、调试、一站套（以设计院）监检、假期站内的加气管线、铠装电缆、报警器等10气水分离器ZCQF60/1气水分离器一台2.2致 谢 在论文完成之际，我的心情126、万分激动。从论文的选题、资料的收集到论文的撰写编排整个过程中，我得到了许多的热情帮助。我首先要感谢老师，是他将我领入城市燃气设计了的大门，并对我的研究提出了很多宝贵的意见，使我的研究工作有了目标和方向。在这近四年的时间里，他对我进行了悉心的指导和教育，使我能够不断地学习提高，而且这些课题的研究成果也成为了本论文的主要素材。同时，张老师渊博的学识、严谨的治学态度也令我十分敬佩，是我以后学习和工作的榜样。还要再次感谢张老师对我的关心和照顾,在此表示最诚挚的谢意。在此谨向张老师致以诚挚的谢意和崇高的敬意。 同时我还要感谢王老师、杨老师、崔老师在其他方面的指导，正是由于各位老师的帮助和支持，我才能克服127、一个一个的困难和疑惑，直至本文的顺利完成，在此我对所有帮助过我的老师和同学表示深深的感谢NaturalgasandchemicalindustryOneofthebranchesofthechemicalindustry.Tonaturalgasasrawmaterialstoproducechemicalproductsindustries.Separationandpurificationofnaturalgasthroughthecracking,steamreforming,oxidation,chloride,Sulfide,nitrification,andsoondehydrog128、enationreactioncanbemadeofsyntheticammonia,methanolandtheirprocessedproducts(formaldehyde,aceticacid,etc.),ethylene,acetylene,methylenechloride,Carbontetrachloride,carbondisulfide,nitromethane,andsoon.Naturalgasandchemicalindustry-naturalgastonaturalgasandchemicalindustryasrawmaterialstoproducechemi129、calproductsindustry,chemicalindustryisanintegralpartofthefuel.Astheoilandnaturalgasarebothburiedinthegroundfloorofhydrocarbonresources,andinsomecasesforthesymbioticmineraldeposits,processingtechnologyanditsproductsarecloselyrelatedtoeachother,itcanalsobeattributedtonaturalgasandchemicalindustryPetro130、chemical.Naturalgasandchemicalindustryingeneral,includingtheseparationofnaturalgaspurification,chemicalprocessing(containedmethane,ethane,propane,andotherprocessingandutilizationofalkanes).Naturalgasandchemicalindustry-naturalgasprocessingcanbedividedintoseparationandpurificationofchemicalprocessing131、.Purification,includingseparationfromtheundergroundnaturalgasinthegasfield,dehydration,separationfromsandandcondensateoil,gascompositionbasedonfurthercleanseparationprocessing.Sulfide-richgas,desulfurizationmustbedealtwithinordertomeetdeliveryrequirementsoftheby-productofsulfurassulfurresourcestothe132、productionofsulfuricacid,carbondisulfideandaseriesofsulfide;desulfurization,afteracryogenicgasseparation(seecryogenicgasseparation),Availableliquefiednaturalgas(seemethane);ifthegas-richraregashelium,heliumcanbeobtainedatthesametime(seecolorpictures);ifnaturalgasisrichinethaneparaffinoverthemoisture133、canbeobtainedatthesametimenaturalgascondensateAnalysisoffluid,whichRectificationofthemethodsoftenusedtorecoverethane,propane,butane,andalsopartofthecondensate.ChemicalprocessingIncludinghightemperatureforthepyrolysisofnaturalgastoproducecarbonblackandacetylene;steamreformingofnaturalgasorpartialoxid134、ationofnaturalgas,syntheticgascanbeobtained;naturalgasthroughchlorination,sulfide,nitrification,ammoniatedoxide,oxidationcanbeobtainedANallkindsofderivatives;inthewetgasethane,propane,butaneandnaturalgasliquidcondensate,andsoon,thesteamcrackerorpyrolysistoproduceethylene,propyleneandbutadiene;dehydr135、ogenationofbutaneoxidationorproducesmallDieneoraceticacid,methylethylketone,andmaleicanhydride,andsoon(seeFigure).Naturalgasandchemicalindustry-theworldsnaturalgasandchemicalindustryintheworld,about50countriesinvaryingdegreesofdevelopmentofnaturalgasandchemicalindustry.Distributionofnaturalgaschemic136、alindustryinmoredevelopedcountriesaretheUnitedStates,theSovietUnion,andCanada.U.S.developmentofthefirstnaturalgaschemicalindustry,productvarietyandstilltopthecurrentproduction.Consumptionofnaturalgasinthechemicalindustry,accountingforthechemicalindustryrawmaterialsandfuelconsumptionbymorethanhalfoft137、hetotal.Themid-1970stheSovietUniontoadjustthechemicalindustry,chemicalindustrytospeedupthedevelopmentofnaturalgasproduction.Siberiannaturalgasproducingareasintheproductionofnewdevices,usedinlarge-scalesyntheticammonia,ethyleneandmethanol,carbondisulfide.Atpresent,itschemicalproductsandnaturalgasprod138、uctionaftertheUnitedStates.Canadaisrichinnaturalresources,forammonia,urea,methanolandethyleneproduction.Themaindirectionoftheproductin1980oftheworldsmajorcountries,chemicalproductsandnaturalgasproductionmorethan150Mt.Withanannualoutputofmorethan10Mtoftheproductsofsyntheticammonia,urea,methanol,forma139、ldehydeandethylene.Intheworldofsyntheticammoniaproduction,about80%ofnaturalgasasrawmaterials.WorldammoniaplantconstructionwasthefocusfromEuropeandtheUnitedStatesandothercountriestorichnaturalgasresourcesintheregion.Naphthaasfuelorrawmaterialstotheammoniaplantwillbenaturalgasorcoalasrawmaterialtransi140、tion(Seeindustrialammonia).Methanolforthebulkoftheworldorganicchemicalproductsoneoftheworldproductionofmethanolin70%ofnaturalgasasrawmaterials.Inadditiontothedirectionoftheapplicationofmethanoltomaintaintraditionaluses,isdevelopingalternativeenergysourcesandusesofchemicalproducts.Naturalgasasrawmate141、rialsofethyleneproductioncapacityofethyleneproductioncapacityoftheworldaccountingforabout32%ofitsethyleneyieldthanlightoildistillatessuchasnaphthaasrawmaterials,abouttwiceashigh.Withtheincreaseintheproductionofnaturalgasandethane,propanerecoveryrateofincreaseintheproportionofwhichareincreasing.Natur142、algasandchemicalindustry-naturalgaschemicalindustryinChinastartedintheearly1960s,hasnowbeguntotakeshape,mainlydistributedinSichuan,Heilongjiang,Liaoning,Shandong,TaiwanProvinceandotherplaces.Chinamainlynaturalgasusedintheproductionofnitrogen,followedbytheproductionofmethanol,formaldehyde,acetylene,m143、ethylenechloride,carbontetrachloride,carbondisulfide,nitromethane,hydrocyanicacidandextractionofheliumandcarbonblack.Sincethe70s,hasbuiltmorethannaturalgasandoilfieldassociatedgasasrawmaterialsforlarge-scaleammoniaplant,aswellasanumberofsmallandmedium-sizedammoniaplant,sothatthenationalstructureofth144、esyntheticammoniaproductionofrawmaterials,naturalgasshareofabout30%;alsobebuiltatthesametimeAsystemofacetylenegasplanttomanufactureVinylonandvinylacetate,acetylenegasusedintheproductionofmethanol.Useofnaturalgasforheatchlorinationmethylenechloridefortheproductionofphotographicmaterialsforindustrials145、olvent.Atpresent,Chinasfirstnaturalgasprocessingchemicalproductsoutputisabout70timesintheearly14s.Naturalgasandchemicalindustry-withtheprospectoftheworldsenergyneedsincrease,theNorthSea,theMiddleEast,NorthAfrica,SouthAmericaandtheSovietUnionsgasandoilassociatedgasresourcesisspeedingupdevelopmentandu146、tilizationofthesteadygrowthofworldoutputofnaturalgas,naturalgasandchemicalindustrytoflourishandtoprovidesufficientrawmaterialsEnergy.Undersuchconditions,thedevelopmentofnaturalgasandchemicalindustryhasthefollowingcharacteristics:Fromthestartofthebulkofnaturalgaschemicalproducts,suchasnitrogen,methan147、olandtheirprocessedproducts(formaldehyde,aceticacid,etc.)withfastdevelopment;IntheolefinproductionintheUnitedStatesexpandedtheuseofrawmaterialsandnaturalgas,theMiddleEastandSouthAmericancountriesplantodevelopnaturalgastoolefinsindustry,therebyenhancingtheolefinproductionofnaturalgasintheworldtheprop148、ortionofrawmaterials;Toenergy-focusedresearchanddevelopmentworkinveryactive;Thenewtechnologyhasemerged,particularlysynthesisgasofcarbon-basedchemicalsamoreprominent天然气化工 化学工业分支之一。以天然气为原料生产化工产品的工业。天然气通过净化分离和裂解、蒸汽转化、氧化、氯化、硫化、硝化、脱氢等反应可制成合成氨、甲醇及其加工产品（甲醛、醋酸等）、乙烯、乙炔、二氯甲烷、四氯化碳、二硫化碳、硝基甲烷。天然气化工-天然气化工以天然气为原料生149、产化学产品的工业，是燃料化工的组成部分。由于天然气与石油同属埋藏地下的烃类资源，有时且为共生矿藏，其加工工艺及产品相互有密切的关系，故也可将天然气化工归属于石油化工。天然气化工一般包括天然气的净化分离、化学加工（所含甲烷、乙烷、丙烷等烷烃的加工利用）。天然气化工-天然气加工过程可分为净化分离和化学加工。净化分离包括从地下采出的天然气，在气井现场，经脱水、脱砂与分离凝析油后，根据气体组成情况进行进一步的净化分离加工。富含硫化物的天然气，必须经过脱硫处理，以达到输送要求，副产品的硫磺作为硫资源，用以生产硫酸、二硫化碳等一系列硫化物；脱硫后，天然气经过深冷分离（见天然气深冷分离），可得到液化天然气（150、见甲烷）；若天然气富含稀有气体氦，可同时得到氦气（见彩图）；若天然气是富含乙烷以上烷烃的湿气,则可同时得到天然气凝析液,后者常采用精馏的方法，以回收乙烷、丙烷、丁烷，并且还有一部分凝析油。化学加工包括在高温下进行的天然气热裂解，主要生产乙炔和炭黑；天然气蒸汽转化或天然气的部分氧化，可制得合成气；天然气经过氯化、硫化、硝化、氨化氧化、氧化可制得甲烷的各种衍生物；湿性天然气中的乙烷、丙烷、丁烷和天然气凝析液等，经蒸汽裂解或热裂解可生产乙烯、丙烯和丁二烯；丁烷脱氢或氧化可生产丁二烯或醋酸、甲基乙基酮、顺丁烯二酸酐等（见图）。天然气化工-世界天然气化工世界上约有50个国家不同程度地发展了天然气化工。分151、布状况天然气化工比较发达的国家有美国、苏联、加拿大等。美国发展天然气化工最早，产品品种和产量目前仍居首位。消耗于化学工业的天然气，占该国化工行业所消耗原料和燃料总量的一半以上。20世纪70年代中期苏联调整了化学工业政策，加速发展天然气化工生产。在西伯利亚天然气产区新建生产装置，大规模应用于合成氨、甲醇和乙烯、二硫化碳。目前，其天然气化工产品产量仅次于美国。加拿大有丰富的天然气资源，用于合成氨、尿素、甲醇和乙烯的生产。 主要产品方向1980年世界主要国家的天然气化工产品产量超过150Mt。年产10Mt以上的产品有合成氨、尿素、甲醇、甲醛和乙烯。在世界合成氨产量中，约80以天然气为原料。世界氨厂建152、设重点正由过去欧美等国转向天然气资源丰富地区。石脑油或燃料油为原料的氨厂将逐步向天然气或煤为原料过渡（见合成氨工业）。甲醇为世界大宗有机化工产品之一，世界甲醇生产中70以天然气为原料。甲醇应用方向除保持传统用途外，正在开发替代能源和化工新产品的用途。天然气为原料的乙烯装置生产能力约占世界乙烯生产能力的32，其乙烯收率比以石脑油等轻质石油馏分为原料的约高一倍。随着天然气产量的增加和乙烷、丙烷回收率的提高，所占比例正在逐步增加。天然气化工-中国天然气化工始于20世纪60年代初，现已初具规模，主要分布于四川、黑龙江、辽宁、山东、台湾省等地。中国天然气主要用于生产氮肥，其次是生产甲醇、甲醛、乙炔、二氯153、甲烷、四氯化碳、二硫化碳、硝基甲烷、氢氰酸和炭黑以及提取氦气。70年代以来，已兴建多座天然气和油田伴生气为原料的大型合成氨厂，以及一批中、小型合成氨厂，使全国合成氨生产原料结构中，天然气所占的比例约达到30；同时还兴建了天然气制乙炔工厂，以制造维尼纶和醋酸乙烯酯，乙炔尾气用于生产甲醇。采用天然气热氯化法生产二氯甲烷以供感光材料工业作溶剂。目前，中国的天然气一次化学加工产品总产量约为70年代初期的14倍。天然气化工-前景随着世界对能源需要的增长，北海、中东、北非、南美和苏联的天然气和石油伴生气资源正在加速开发利用，世界天然气产量稳定增长，为天然气化工蓬勃发展提供充足的原料和能源。在这种条件下，天154、然气化工的发展具有下述特点：从天然气出发的大宗化工产品，如氮肥、甲醇及其加工产品（甲醛、醋酸等）发展速度较快；在烯烃的生产中，美国扩大了天然气原料的使用量，中东和南美国家将计划大力发展天然气制烯烃工业，从而提高世界烯烃生产中天然气原料所占比例；以节能为中心的研究开发工作十分活跃；参考文献1城镇燃气与供热工程规范 中国建筑工业出版社 2007.112燃气工程便携手册 李公藩 机械工业出版社 2002.73燃气输配 段常贵 中国建筑工业出版社 20014油气田常用阀门选用手册 中国石油天然气集团公司规划设计总院编石油工业出版社 2000.125城镇燃气与热能供应 江孝褆 中国石化出版社 20066城镇燃气聚乙烯（PE）输配系统 中国城市燃气协会编 中国建筑工业出版社 2011.97阀门使用维修手册 王训钜等 中国石化出版社 19988城镇燃气输配及应用工程施工图设计技术措施 张廷元等 中国建筑工业出版社 20079天然气输配工程 严铭卿、廉乐明等 中国建筑工业出版社 2005.710石油天然气工程制图标准 SY/T0003200311 PDSOFT使用说明书