天然气管道储存
天然气长输管道管存计算方法研究
天然气长输管道管存计算方法研究朱瑞华;郭伟【摘要】目前，大多数管存计算公式采用稳态方法，精度较低。
为精确计算管道管存，应精确计算存气管道气体温度、压力及压缩因子。
文中将管段内气体由起点至终点参数动态变化看作一个多变指数为n的热力学参数变化过程，依据气体流动状态方程、运动方程推导出新的管存计算公式，计算过程采用分段计算累加的方法。
经实例计算，与其他计算公式及TGNET软件模拟结果进行对比，推导公式计算精度较高。
%At present , most of stock volume calculation formula adopts steady state method , and the accuracy is relative low.In order to calculate the stock volume of pipeline accurately , the gas temperature , pressure and compression factor of the gas pipeline should be calculated precisely .In this paper , the parameters dynamic change of gas stocked in the pipeline ( from start-ing point to the end point ) were considered as changing process of thermodynamic parameters with polytropic exponent of n.Ac-cording to the gas state equation of flow and the equation of motion , new volume calculation formula was deduced .The calcula-tion process adopted the method of subsection computing accumulation .By practical calculation , comparing with results calculated by other calculation formula and TGNET software simulation , computational accuracy of the derived formula is relative high.【期刊名称】《管道技术与设备》【年(卷),期】2016(000)006【总页数】3页(P56-58)【关键词】管存;多变过程;运动方程;状态方程;输气管道【作者】朱瑞华;郭伟【作者单位】中石油中亚天然气管道有限公司，北京 100007;中石油中亚天然气管道有限公司，北京 100007【正文语种】中文【中图分类】TE8天然气长输管道管存是指管道中实际储存的天然气在标态下的体积,是反映管道运行时的压力、温度、运行配置以及运行效率的综合指标,是控制管道进出气体平衡的重要指标。
长输管道末段储气量的计算与分析
长输管道末段储气量的计算与分析
长输管道末段储气量的计算与分析，是指沿着长输管道末段，利用适当的方法和工具对储存在管道内的天然气进行数量计算和分析的过程。
一般来说，长输管道末段储气量的计算可以包括三个步骤：
1. 估算管道末段的天然气量：根据管道段的露头、站点、地形特征等信息，估算出管道末段的天然气量。
2. 计算管道末段的天然气量：利用管道流量、压力等参数，利用管道流体力学原理计算出管道末段的天然气量。
3. 分析管道末段的天然气量：根据管道末段的天然气量，分析出管道末段的天然气含量、压力、流量、温度等参数。
以上就是关于长输管道末段储气量的计算与分析的相关内容，希望能够对你有所帮助。
天然气操作规程
天然气操作规程引言概述：天然气是一种清洁、高效的能源，广泛应用于工业、民用和交通等领域。
为了保障天然气的安全运输和使用，制定了天然气操作规程，规范了天然气的生产、储存、运输和使用过程。
本文将详细介绍天然气操作规程的内容和要点。
一、天然气生产1.1 采气工艺：天然气的采集主要通过地下开采和水平钻井等方式进行。
1.2 环保措施：在天然气生产过程中，应加强环保措施，减少对环境的影响。
1.3 安全防护：生产现场应设置安全防护设施，确保生产人员的安全。
二、天然气储存2.1 储气设施：天然气储存设施应具备良好的密封性和稳定性。
2.2 安全检测：定期对储气设施进行安全检测，确保设施的安全运行。
2.3 应急预案：建立完善的应急预案，一旦发生事故能够及时处置。
三、天然气运输3.1 管道运输：天然气主要通过管道运输方式进行，管道应定期检修和维护。
3.2 运输安全：运输过程中应加强监控和安全措施，确保天然气的安全运输。
3.3 运输管理：建立完善的运输管理制度，确保运输过程的规范和高效。
四、天然气使用4.1 安全用气：用户在使用天然气时应注意安全用气，避免发生事故。
4.2 节能减排：天然气是清洁能源，用户应节约用气，减少能源消耗。
4.3 定期维护：用户应定期对天然气设施进行维护，确保设施的正常运行。
五、事故处理5.1 应急响应：一旦发生天然气事故，应即将启动应急响应机制，采取相应措施。
5.2 事故调查：对事故进行调查分析，查明事故原因，防止类似事故再次发生。
5.3 整改措施：根据事故调查结果，制定整改措施，提高天然气安全管理水平。
结语：天然气操作规程是保障天然气安全运输和使用的重要依据，各相关部门和单位应严格执行规程，确保天然气的安全和可持续发展。
天然气储气方式
天然气储气方式浅析天然气储气方式一、天然气的气态储存天然气的气态储存方式分为高压储气柜储存、地下储气库储存、高压管道储存、管束储存和吸附储存等。
l、高压储气柜储存天然气高压储气柜又称定容储气柜，即其几何容积固定不变，依靠改变柜内的压力储存燃气。
优质钢材的出现和焊接技术的提高为建设高压储气柜开拓了广阔的前景。
高压储气柜按其形状分为圆筒形和球形两种。
(1)圆筒形储气柜圆筒形储气柜是两端为碟形、半球形或椭圆形封头的圆筒形容器，按安装方法的不同，可分为立式和卧式两种。
(2)球形储气柜球形储气柜一般是在工厂压制成形的球片．试组装后运到现场拼装、焊接而成，焊缝需退火处理。
2、地下储气库储存天然气的地下储存通常利用枯竭的油气田、含水多孔地层或盐矿层建造储气库。
(1)利用枯竭油气田储气为了利用地层储气，必须准确地掌握地层参数，其中包括孔隙度、渗透率、有无水浸现象、构造形状和大小、油气岩层厚度、有关井身和井结构的准确数据及地层和邻近地层隔绝的可靠性等。
以前开采过而现在枯竭的油气层，其参数无疑是已知的，因此已枯竭的油气田是最好和最可靠的地下储气库。
(2)在含水多孔地层中建造地下储气库图l示出了这种储气库的原理，天然气储库由含水砂层及一个不透气的背斜覆盖层组成，其性能和储气能力依据不同地质条件而有很大差别。
(3)利用盐矿层建造储气库利用盐矿层建造储气库储存天然气始于1 961年，目前全世界已建成盐穴储气库近50座，主要分布在美国和欧洲地区。
利用盐矿层建造储气库首先进行排盐，排盐设备流程如图2所示。
将井钻到盐层后，把各种管道安装至井下。
由工作泵将淡水通过内管压到岩盐层．饱和盐水从内管和溶解套管之间的管腔排出。
当通过几个测点测出的盐水饱和度达到一定值时，排除盐水的工作即可停止。
为了防止储气库顶部被盐水冲溶，要加入一种遮盖液，该液不溶于盐水，而浮于盐水表面。
在不断地扩大遮盖液量和改变溶解套管长度的同时，储气库的高度和直径也不断地扩大，直至达到要求为止。
天然气的常见储存方式
天然气的常见储存方式
天然气的储存是非常关键的，储存方式不对就会发生爆炸的，那么天然气的常见储存方式有哪些呢？
目前天然气的存储方式主要有气态存储和液态存储两种方式，其中前者包括地面储罐储存、管道储存和地下储气罐储存等。
1、地面储罐储存
天然气地面储存一般采用金属储气罐，储气罐按压力分为高压和低压。
2、管道储存
天然气管道储存有输气干线末端储气和利用管束储气两种方式。
3、地下储气库储存
地面储气罐和管道储气只能作为消除昼夜用气不均衡性的措施，要解决季节用气不均衡性问题，根本的办法是建造地下储气库。
虽然天然气比空气轻而容易发散，但是当天然气在房屋或帐篷等封闭环境里聚集的情况下，达到一定的比例时，就会触发威力巨大的爆炸。
爆炸可能会夷平整座房屋，甚至殃及邻近的建筑。
甲烷在空气中的爆炸极限下限为5%，上限为15%。
天然气车辆发动机中要利用的压缩天然气的爆炸，由于气体挥发的性质，在自发的条件下基本是不具备的，所以需要使用外力将天然气浓度维持在5%到15%之间以触发爆炸。
所以在储蓄天然气的时候要特别的注意。
更多的可燃气体知识尽在，在这里我们会为大家介绍天然气的储存要求有哪些，帮助大家更好的储存天然气。
天然气圈存步骤
天然气圈存步骤天然气的储存是指将抽出的管道输出的天然气进行再加工后存放在储存空间内，以备后续使用。
储存天然气的方式，有各种形式，包括贮层储存、液化石油气（LPG）储存、液化天然气储存，以及气液共沉淀储存等。
天然气圈存主要是指以贮层储存的方式，在地下建造圈存储处利用岩层仓库，将从管道网络获取的天然气以圈存的方式存放到储存空间内，备用后续生产加工使用。
圈存天然气的基本步骤：第一步，确定地质条件。
需要仔细研究周围的地质条件，包括岩性、地层厚度、渗透率、气压等，确定地下存放天然气的合适条件。
第二步，检查设计方案。
需要根据地质条件，做出合理的设计方案，水平钻孔深度、钻孔排数、位置安排等都要有计划性地编排。
第三步，钻探施工。
采用先进的钻探设备，按照钻井方案，钻探钻孔，钻孔深度按照设计方案安排。
第四步，第四步，安装泄压器。
安装焊接出口，安装泄压器，让天然气可以以安全可靠的方式泄出，以保障供气的安全可靠。
第五步，安装气体储蓄设施。
安装气体储存设施，比如蓄气池、气体仓库等，将天然气从钻孔储存到蓄气池中存放，供后续使用。
第六步，安装控制设备。
控制设备包括气泵、气体计量装置等，控制气体流速和压力，使其在规定的参数范围内流动，安全可靠。
第七步，运营维护。
建立相应的运营维护制度，定期检查各设备的运行状态，及时发现故障，及时作出维护和改进，以保证储存设施的安全可靠。
以上就是天然气圈存的基本步骤，在储备天然气的过程中，要严格遵循这些步骤，选择合适的地质条件、合理设计钻孔方案，安装优质设备，全程加以监控，保证储存操作的安全可靠。
由于天然气圈存工艺复杂，在实施中还需根据具体情况，采取不同的措施，确保天然气圈存的质量。
天然气储存安全措施
天然气储存安全措施随着全球对清洁能源的需求增加，天然气作为一种环保高效的能源形式，受到了广泛的应用和推广。
然而，天然气的储存安全备受关注，因为一旦发生泄漏或事故，将带来严重的环境和人身伤害风险。
因此，采取适当的天然气储存安全措施至关重要。
本文将重点介绍天然气储存安全措施的几个方面。
一、储气库的选址和设计天然气储存的第一环节是储气库的选址和设计。
储气库的选址应尽量远离居民区、工业设施和人口密集区，以减少潜在的风险。
储气库的设计应考虑地质条件、地下水位、地震地质构造等因素，并进行合理的风险评估。
此外，储气库的建设应遵循规范和标准，确保结构和设备的安全可靠。
二、管道和设备的维护在天然气输送和储存过程中，管道和设备的维护至关重要。
管道的检测和监控系统应具备高精度的泄漏检测和报警功能，及时发现并准确定位泄漏点。
设备的定期检修和维护保养，可防止因设备老化或故障而引发的安全隐患。
此外，应制定完善的应急预案，以应对各类突发事件。
三、防火与防爆措施防火与防爆措施是天然气储存安全的重要组成部分。
天然气是易燃易爆的气体，一旦泄漏遇到火源，便有发生火灾和爆炸的风险。
因此，在储气库和储气设备周围应设置防火墙和灭火系统，以隔离和扑灭潜在的火灾。
此外，在储气设备和管道上应配备合适的防爆装置，以释放燃气压力，减少爆炸风险。
四、密封与监测在天然气储存过程中，压力管道和设备的密封性是确保安全的重要因素。
应采取有效的密封措施，防止泄漏和气体外泄。
同时，配备监测系统，对储气设备和管道进行实时监测，及时发现异常情况并采取应急措施。
监测系统应具备高灵敏度和高准确性，以确保数据的真实可靠。
五、人员培训和安全意识天然气储存安全不仅仅依赖于技术手段，也与人员培训和安全意识息息相关。
储气库和储气设备的管理人员和操作人员应接受相关培训，熟悉操作规程和应急预案。
同时，定期开展安全教育和演习，提高员工的安全意识和应急反应能力。
只有建立一支专业高效的安全团队，才能保障天然气储存的安全运行。
压缩天然气的储存和运输技术
压缩天然气的储存和运输技术天然气是一种清洁、高效的能源，广泛用于生产、加工、供暖和交通等领域。
但是，由于其体积大、密度低，储存和运输成本较高，因此压缩天然气的储存和运输技术显得尤为重要。
一、压缩天然气的储存对天然气进行压缩储存是一种常见的储气方式。
通常采用的压缩机分为往复式压缩机和膜式压缩机两种。
1. 往复式压缩机往复式压缩机又称为活塞压缩机，是指通过活塞运动来实现气体压缩的机械设备。
在使用时，通过一对相互作用的活塞循环工作，将天然气压缩至一定的压力，然后储存于钢瓶或气体储罐中。
优点：往复式压缩机结构简单，易于操作和维护；能够满足不同压力和流量需求，适用于压缩气体的中小规模储存。
缺点：储存效率相对较低，需要消耗大量的时间和能源进行充气和放气。
2. 膜式压缩机膜式压缩机是一种新型的压缩机，通过特殊的聚合物膜来实现气体压缩。
在使用时，天然气通过膜表面的孔洞呈扇形进入膜室，被扇形隔板压缩并排放。
优点：膜式压缩机具有结构简单、节能、操作灵活的优点；储存效率较高，能够满足大规模储存的需求。
缺点：对膜材质的要求较高，在高压环境下使用容易失效。
二、压缩天然气的运输压缩天然气的运输有两种方式，分别是管道输送和集装箱运输。
1. 管道输送目前，大部分的压缩天然气是通过管道输送进行运输。
在运输前，天然气需要通过管道储存，然后通过增压站压缩至指定压力。
压缩天然气在管道中运行时，管道内的阀门和调节器能够将其分配到任何需要的地方。
优点：管道输送具有连续性、经济性、耐用性等优点；能够同时满足运输的能量需求和环境保护的需求。
缺点：运输距离受限，安全事故易发生，不利于应对突发事件和自然灾害等情况。
2. 集装箱运输集装箱运输是一种相对较新的运输方式，它能够方便、快捷地将压缩天然气运输到各地。
在集装箱中，压缩天然气经过高效冷凝和密封处理后，利用集装箱货轮直接输送，能够轻松地在全球范围内进行物流调度。
优点：集装箱运输方便、快捷、经济，能够节约运费和减少碳排放。
天然气储存安全管理制度
第一章总则第一条为确保天然气储存安全，预防安全事故的发生，保障员工生命财产安全，根据国家有关法律法规和行业规定，特制定本制度。
第二条本制度适用于公司所有天然气储存设施，包括天然气储罐、储气柜、管道等。
第三条公司应建立健全天然气储存安全管理体系，明确各部门、各岗位的职责，确保天然气储存安全。
第二章组织机构与职责第四条公司成立天然气储存安全管理领导小组，负责天然气储存安全工作的组织、协调和监督。
第五条天然气储存安全管理领导小组下设安全监察部门，负责天然气储存安全的日常管理、监督检查和事故处理。
第六条各部门、各岗位职责如下：（一）安全监察部门：1. 制定天然气储存安全管理制度，组织实施和监督检查；2. 对天然气储存设施进行定期检查、检测和维护；3. 组织开展天然气储存安全教育培训；4. 负责事故调查和处理。
（二）生产部门：1. 负责天然气储存设施的日常操作和维护；2. 严格执行操作规程，确保天然气储存设施安全运行；3. 发现安全隐患，及时报告安全监察部门。
（三）设备管理部门：1. 负责天然气储存设施的设备维护和更新改造；2. 确保设备符合国家安全标准和要求。
第三章安全管理措施第七条天然气储存设施应符合国家有关安全标准，并定期进行检测、维修和更新。
第八条天然气储存设施应设置安全警示标志，明确操作规程和注意事项。
第九条天然气储存场所应保持通风良好，严禁存放易燃易爆物品。
第十条天然气储存设施应配备必要的消防设施和器材，并定期检查、维护。
第十一条操作人员应经过专业培训，熟悉天然气储存安全知识和操作技能。
第十二条天然气储存设施操作人员应严格执行操作规程，严禁违规操作。
第十三条天然气储存设施应定期进行泄漏检测，确保无泄漏现象。
第十四条天然气储存场所应定期进行消防安全检查，消除火灾隐患。
第四章事故处理第十五条发生天然气储存事故时，事故单位应立即启动应急预案，采取有效措施控制事故，并立即报告安全监察部门。
第十六条安全监察部门接到事故报告后，应立即组织调查处理，查明事故原因，追究责任。
管存气计算方法
如何计算管道气存储能力例题：压力在2MPa-3MPa之间.管径为300,长度约15.6KM.如何计算管内的气量.1、管容=0.3*0.3*3.14/4*15.6*1000气量(标准立方米)=压力（bar）*管容（立方米）1MPa=10bar一般这样就可以了，再精确点就再除以一个压缩因子。
2、长输管线距离长、管径大、输送压力较高，管线具有一定的储气能力，长输管线中间设有加压站时，按最末一个加压站至城市配气站的管段计算其储气能力；设有中间加压站的长输管线，可按全线计算其储气能力。
城市天然气输配系统往往利用大口径输气管线储存一定气量作为高峰负荷时增加用户气量之用，其储气能力为储气终了时与储气开始时输气管中存气量之差、一条已投产的输气干管的长度、容积、管线起点允许最高工作压力、终点允许最高工作压力、终点用户要求的最低供气压力及该管线正常输气量等都是已知的，可按下列步骤计算其储气量：(1)根据压气站的最高工作压力或管线强度允许压力，确定储气终了时管线起点压力。
由起点压力和正常输气量按下式算出储气终了时的管线终点压力：式中Q——天然气通过能力(m3/d)；(20℃，101，3kPa)D——输气管内径(cm)；P1——输气管线的起点绝对压力(106Pa)；P2——输气管线的终点绝对压力(106Pa)；S——天然气相对密度；Tf——天然气平均绝对温度(K)；L——输气管线长度(km)；Z——天然气平均压缩因子。
(2)求储气开始时起点压力式中P1min——储气开始时起点绝对压力(106Pa)；P2min——储气开始时终点绝对压力(106Pa)；P1max——储气终了时起点绝对压力(106Pa)；P2max——储气终了时终点绝对压力(106Pa)；(3)计算管线的容积V=(Л/4)D2L(4)储气开始时的平均压力(5)储气终了时的平均压力(6)储气量式中Q。
——输气管线储气量(m3);(20℃，101.3kPa)V——输气管线容积(m3)；To——293(K)；Tm——天然气平均温度(K);Po——标准状态下的压力(101.3kPa);Z1、Z2——在Pm2、Pm2下的压缩因子;Pm1——储气终了时的平均压力(106Pa);Pm2——储气开始时的平均压力(106Pa)。
天然气输送及储存操作规程
天然气输送及储存操作规程天然气是一种重要的清洁能源，被广泛应用于工业生产和居民生活中。
为了保障天然气的可靠输送和储存，制定和执行一套合理的操作规程是非常必要的。
本文将重点介绍天然气输送及储存的操作规程，以确保天然气能够安全、高效地输送和储存。
一、天然气输送操作规程1. 设备检查与维护在进行天然气输送前，必须对输送设备进行全面检查和维护。
检查包括管道和阀门的密封性能、流量计的准确性等。
如有发现设备存在异常情况，应及时停止输送，并进行维护和修复。
2. 压力控制天然气输送过程中，压力控制是关键步骤之一。
操作人员应根据天然气输送的需求，合理控制输送管道的压力。
过高或过低的压力都可能导致输送过程中的不安全因素，因此必须进行精确的控制。
3. 气体净化在天然气输送前，需要对气体进行净化处理，以去除其中的杂质和有害物质。
常见的净化方法包括脱硫、脱水、除尘等。
具体的净化工艺应根据输送的天然气特征进行选择。
4. 泄漏检测与防范输送过程中的泄漏问题可能会导致安全事故和资源浪费。
因此，必须对输送管道进行定期的泄漏检测和防范措施。
常见的检测方法包括气体检测仪和红外线泄漏检测仪等。
二、天然气储存操作规程1. 储气设备检查天然气储存通常使用储气罐进行，因此，在进行储气前，必须对储气罐进行全面的检查。
检查项目包括罐体的密封性、强度、耐腐蚀性等。
如有异常情况，应及时进行维修。
2. 安全措施天然气是易燃易爆物质，因此在储存过程中必须采取一系列的安全措施。
首先，储气区域应设立明显的警示标识，禁止吸烟和明火。
其次，在储气罐周围应设立防爆墙，并配备灭火设备。
3. 储气罐压力控制储气罐内部的压力控制非常重要。
过高的压力可能导致罐体破裂，而过低的压力则可能影响天然气的使用效果。
因此，储气罐内部的压力必须在合理的范围内进行控制。
4. 储气量管理储气量的精准管理对于天然气的供应和计划非常重要。
因此，在储气过程中应使用流量计对储气量进行准确测量和记录。
天然气长输管道站场主要风险及管理措施
天然气长输管道站场主要风险及管理措施
1. 火灾爆炸风险: 天然气是易燃易爆的物质，在管道运输和储存过程中，存在着火灾和爆炸的风险。
管理措施包括建立完善的安全设施和应急预案，确保火灾报警系统的有效性，并加强火灾防护措施，如设置防火墙、灭火器等。
2. 泄漏风险: 管道运输天然气存在泄漏的风险，可能导致气体外泄和环境污染。
管理措施包括加强管道检测和监控，定期进行设备巡检和维护，及时发现和修复泄漏点，确保管道的完整性。
建立应急预案，培训人员并定期进行演习，提高应对泄漏事故的应急能力。
3. 地质灾害风险: 管道站场建设在不同的地理环境中，可能面临地质灾害的风险，如地震、滑坡等。
管理措施包括在选址时进行综合评估，选择地质条件较为稳定的区域建设，同时加强对地质环境的监测和预警，确保及时采取措施避免地质灾害对管道的影响。
4. 设备故障风险: 管道站场的设备包括泵站、压缩机站等关键设备，存在故障的风险。
管理措施包括定期进行设备检修和维护保养，建立设备台账，及时更新老化设备，确保设备的稳定运行。
培训操作人员，提高他们的操作技能和设备维护意识，减少因操作不当或维护不当引起的故障。
5. 人为因素风险: 管道站场存在人为操作失误、疏忽和恶意破坏等风险。
管理措施包括加强人员培训，提高他们的安全意识和责任意识，加强巡检和监控，及时发现并处理人为因素造成的问题。
建立安全责任制度，加强安全督导和考核，形成责任压力，提高安全管理水平。
天然气长输管道站场风险较大，需要采取综合的管理措施来预防和应对风险。
除了以上提到的措施外，还应建立健全的应急预案，加强与相关部门的沟通与协作，形成联防联控机制，提高安全管理的整体效能。
天然气的运输和储存
天然气的运输和储存天然气是一种清洁能源，是碳排放最低的化石燃料之一，具有较高的能源效率和广泛的用途。
然而，天然气的采集、制备、储存和运输都需要复杂的技术和设施，并涉及到重要的环境、安全和经济问题。
本文将就天然气的运输和储存两个方面进行探讨。
一、天然气的运输天然气一般是通过管道、液化气船和压缩储气库等方式进行运输。
其中，管道是最主要也是最经济的天然气运输方式。
管道运输管道是天然气长距离运输的重要方式，特别适合于跨越大陆或区域经济联合体的运输。
管道的优点包括：①输量大，输送安全可靠，输送距离长；②成本较低，建设见效快；③对环境污染小，不受天气条件限制。
但是，由于管道建设需要占用较大的土地面积，对环境和社会带来严重的影响，特别是涉及民族地区和生态脆弱地区时，还需要考虑文化、社会、政治等多方面的问题。
液化天然气运输液化天然气是将天然气压缩成液态，并将其运输到目的地。
其通过高效的海运和陆运方式，实现天然气的远程跨越。
液化天然气是在-162°C的低温下，在压缩过程中减小了体积，减轻了运输成本，并放宽了运输路线限制，可以到达沿海和内陆地区。
但是，液化天然气运输设备和设施的建设成本很高，维护费用也很高。
同时，对于散装LNG的储存、加气设施的建设维护成本也相对较高，需要由国家和企业加大投入。
压缩天然气运输压缩天然气是将天然气压缩成更小的体积，然后运输到目的地。
它具有低成本、更长的储存时间和更低的冷却成本等优点，是一种更灵活和适应性更强的天然气运输方式。
但是，压缩天然气方式有安全和技术难题，需要经过严格的质量控制和安全检查。
二、天然气的储存天然气的储存是指在生产或从管道或加工中购买天然气并将其存储供以后使用。
随着天然气供给不断增加，并且面临着天然气在远距离运输过程中的损失，增加适当地储存天然气可以提高能源储备和保障供应。
天然气的主要储存方式包括地下储气库、液体储存以及复合材料储气罐等。
地下储存地下储存是最常用的一种天然气储存方式，大多采用盐层和岩石层当作储气容器。
天然气储运标准
天然气储运标准天然气是一种清洁、高效、低碳的能源，被广泛应用于家庭供暖、工业生产和交通运输等领域。
为了保障天然气的安全储运，制定和遵守相应的规范、规程和标准是至关重要的。
本文将从天然气储运的关键环节入手，论述天然气储运过程中的一些重要规范和标准。
一、天然气储存规范1.1 存储设施建设规范天然气储存设施的建设必须符合相关规范和标准，包括施工、设计、材料选用等方面。
建设单位应严格按照相关规定进行施工，并委托具备相关资质的施工单位进行施工。
储存设施的设计应考虑地震、火灾以及其他安全风险，确保设施的稳定性和安全性。
1.2 储存容器规范天然气的储存容器包括储罐和储气库等，这些容器的设计和制造必须符合相关规范和标准。
容器的选材、强度计算、焊接质量等各个方面都需要满足相应标准。
容器的安全阀、液位计、温度计等附属设备也需要符合相关规范。
1.3 储存安全措施规范天然气储存过程中需要采取一系列的安全措施，以防止泄漏、爆炸等事故的发生。
这些安全措施包括：定期检查和维护设施、建立安全操作规程、加强火灾防护措施、完善泄漏监测和报警系统等。
储存设施经营单位应定期进行安全演练，提高员工的应急处理能力。
二、天然气运输规程2.1 管道输送规范天然气管道输送是最常见的天然气运输方式，其规范和标准包括：管道设计和施工规范、管道的可靠性评估和监测、管道的巡检和维修等。
设计和施工阶段需要考虑管道的安全性、抗震性、泄漏控制等方面的要求。
运营阶段需要建立完善的巡检和维修制度，及时处理管道破损、泄漏等情况。
2.2 液化天然气运输规范液化天然气（LNG）是将天然气在极低温下液化后进行运输的一种方式。
LNG运输涉及到储存、装卸、运输等环节，需要依据相关规范和标准进行操作。
规范涵盖的内容包括LNG储存罐的设计和制造、船舶或罐车的装卸过程的操作要求、设施的维护和保养等。
三、天然气储运安全标准3.1 泄漏检测和报警系统标准天然气储存和运输过程中，泄漏是一种可能导致事故发生的重要风险。
天然气储存管理规章制度
天然气储存管理规章制度第一章总则第一条为了规范天然气储存管理，保障储存安全和稳定运行，促进能源利用和环境保护，制定本规章制度。
第二条天然气储存管理应遵循科学规划、分类管理、综合治理、激励约束原则。
第二章储存设施管理第三条天然气储存设施包括地下储气库、地面储气站等，应按照国家相关标准及规定建设，通过验收合格后方可投入使用。
第四条储存设施应定期进行巡视检查，确保设施运行安全可靠。
第五条储存设施应根据储存需求和安全要求合理布局，保证运行时效。
第六条储存设施应严格按照设计要求进行运行维护，保证设施正常运行。
第三章储气库管理第七条储气库应具备安全可靠的操作系统和监控系统，确保储气库运行稳定。
第八条储气库应定期进行检修和保养，确保设施完好，避免设备故障。
第九条储气库应建立健全的安全管理体系，定期进行安全评估，排除安全隐患。
第十条储气库应设立专门的管理机构，配备专业人员，确保储气库运行安全与稳定。
第四章运营管理第十一条天然气储存经营者应设立专门的运营管理机构，明确责任分工，确保运营有序。
第十二条天然气储存经营者应按照市场需求和政府规定开展储存运营，确保供需平衡。
第十三条天然气储存经营者应严格遵守相关法律法规和行业标准，遵守市场规则，保护消费者利益。
第十四条天然气储存经营者应定期进行经营分析，根据市场需求调整储存策略。
第五章安全防护第十五条天然气储存经营者应建立健全的安全防护体系，确保储存设施和运营安全。
第十六条天然气储存经营者应定期开展安全演练和培训，提高员工应急处理能力。
第十七条天然气储存经营者应加强安全监测，建立安全预警系统，及时发现并处理安全隐患。
第十八条天然气储存经营者应建立健全的应急预案，确保在突发情况下能够及时有效处理。
第六章管理制度第十九条天然气储存经营者应建立健全的管理制度，明确各项管理规定和流程。
第二十条天然气储存经营者应建立健全的财务管理制度，遵循财务规范，确保资金安全。
第二十一条天然气储存经营者应建立健全的信息管理制度，保护信息安全，提高管理效率。
液化天然气(LNG)的陆地储存与运输
液化天然气（LNG）的陆地储存与运输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。
标签：液化天然气；陆地储存；运输前言为了满足国民经济的需要和环境保护的要求。
最大程度地有效利用天然气这一资源，天然气液化与储运技术的应用，为我国天然气工业的发展和天然气的应用打下坚实的基础和必要的前提。
一、液化天然气的储存目前，主要采用混合制冷剂液化工艺。
地下罐和地上罐是液化天然气储存的两种形式。
目前，通常采用的液化天然气罐的容量为10×104m3，最大罐容为18×104m3，地下液化天然气储罐的罐容已达到了20×104m3。
1、地下液化天然气储气库法国、瑞典、比利时进行过岩穴储存液化天然气的试验，德国进行过盐储存液化天然气的试验，但至今世界上还未建造过工业规模的岩穴型或盐穴型液化天然气储气库，这类储气库在技术上的可行性和经济性还有待证实。
1960年，贝壳国际甲烷股份有限公司首次进行了冻土层地下洞穴储气库试验。
目前，已在阿尔及利亚的阿尔泽、美国新泽西州的卡尔斯塔特和马萨诸塞州的霍普金顿、英国的坎维岛先后建设了4座冻土层地下洞穴储气库，但目前只有直径为37m、深36m的阿尔及利亚的阿尔泽的储气库仍在使用。
这种储气库的最大缺陷是洞壁上易形成裂缝，并会随着液化天然气的渗入而扩大，甚至泄漏，蒸发损耗率高。
2、地下液化天然气储罐地下液化天然气储罐需人工建造承载壁，它的内壁及隔热层与地上储罐基本相同，常用的内壁材料主要为9镍钢、不锈钢或铝合金，隔热层材料为珍珠岩、硬质聚氨酯泡沫塑料，外罐通常采用钢筋混凝土壁和预应力混凝土壁。
地下液化天然气储罐具有占地面积小、不影响环境、安全性高、抗震性能强、耐久性和密封性好等优点。
目前，世界上最大的地下液化天然气储罐是由日本东京煤气公司在其所辖的更岸（Neqishi）建造的，它的内壁采用2mm厚的瓦楞不锈钢板，绝热层采用聚氨酯泡沫塑料板，单罐容量达到20×104m3。
天然气储存运输原理及流程
天然气储存运输原理及流程下载温馨提示:该文档是我店铺精心编制而成，希望大家下载以后，能够帮助大家解决实际的问题。
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天然气的储存与运输技术
天然气的储存与运输技术天然气是一种重要的能源资源，广泛应用于工业、交通、热力等领域。
然而，由于其本身具有易燃易爆、体积大、密度低等特点，使得天然气的储存和运输变得非常具有挑战性。
因此，为了保障能源的安全稳定供应，必须加强天然气的储存与运输技术的研发。
一、天然气的储存技术天然气的储存技术主要包括压缩储存和液化储存两种方式。
1. 压缩储存压缩储存是将天然气压缩到较高的压力下进行储存，以减小天然气所占据的空间。
目前，常用的压缩储存技术主要包括管道输送压缩储气站和母站压缩储气站两种方式。
管道输送压缩储气站是指在输送管道上设置的压缩储气站。
在管道输送压缩储气站中，天然气先通过水合物去除空气和水分，再通过压缩机将天然气压缩到300~500 bar的压力下储存。
该技术具有输送方便、运营成本低的优点，是一种较为常用的压缩储存技术。
母站压缩储气站是指通过大型压缩机，将压缩后的天然气储存到钢瓶等封闭容器中。
与管道输送压缩储气站相比，母站压缩储气站能够更有效地控制天然气的压力和储存容量，适用于大型储气场的建设。
2. 液化储存液化储存是将天然气通过冷却降低温度，使其逐渐变成液态，在液态状态下储存。
该技术具有储存密度高、适用范围广的优点，目前主要有以下两种方式。
常规液化储存是指通过将天然气压缩、冷却降温后，将其逐步减压至0.1~0.2 bar的程度，使其转化为液态。
常规液化储存技术有较高的液化效率和储存能力，是一种适用于大型气化项目的技术。
新型液化储存是指通过使用低温材料和新型容器技术，将天然气压缩、冷却降温后，使其液化储存。
新型液化储存技术能够更有效地控制液态天然气的温度和压力，适用于需要长时间储存和输送天然气的场合。
二、天然气的运输技术天然气的运输技术主要包括管道输送和液体运输两种方式。
1. 管道输送管道输送是指通过管道将压缩或液化的天然气从储存设施输送到终端用户或接受站。
该技术具有输送距离远、输送能力大的优点，目前已被广泛应用于天然气输送领域。
管存气计算方法
如何计算管道气存储能力例题：压力在2MPa-3MPa之间.管径为300,长度约15.6KM.如何计算管内的气量.1、管容=0.3*0.3*3.14/4*15.6*1000气量(标准立方米)=压力（bar）*管容（立方米）1MPa=10bar一般这样就可以了，再精确点就再除以一个压缩因子。
2、长输管线距离长、管径大、输送压力较高，管线具有一定的储气能力，长输管线中间设有加压站时，按最末一个加压站至城市配气站的管段计算其储气能力；设有中间加压站的长输管线，可按全线计算其储气能力。
城市天然气输配系统往往利用大口径输气管线储存一定气量作为高峰负荷时增加用户气量之用，其储气能力为储气终了时与储气开始时输气管中存气量之差、一条已投产的输气干管的长度、容积、管线起点允许最高工作压力、终点允许最高工作压力、终点用户要求的最低供气压力及该管线正常输气量等都是已知的，可按下列步骤计算其储气量：(1)根据压气站的最高工作压力或管线强度允许压力，确定储气终了时管线起点压力。
由起点压力和正常输气量按下式算出储气终了时的管线终点压力：式中Q——天然气通过能力(m3/d)；(20℃，101，3kPa)D——输气管内径(cm)；P1——输气管线的起点绝对压力(106Pa)；P2——输气管线的终点绝对压力(106Pa)；S——天然气相对密度；Tf——天然气平均绝对温度(K)；L——输气管线长度(km)；Z——天然气平均压缩因子。
(2)求储气开始时起点压力式中P1min——储气开始时起点绝对压力(106Pa)；P2min——储气开始时终点绝对压力(106Pa)；P1max——储气终了时起点绝对压力(106Pa)；P2max——储气终了时终点绝对压力(106Pa)；(3)计算管线的容积V=(Л/4)D2L(4)储气开始时的平均压力(5)储气终了时的平均压力(6)储气量式中Q。
——输气管线储气量(m3);(20℃，101.3kPa)V——输气管线容积(m3)；To——293(K)；Tm——天然气平均温度(K);Po——标准状态下的压力(101.3kPa);Z1、Z2——在Pm2、Pm2下的压缩因子;Pm1——储气终了时的平均压力(106Pa);Pm2——储气开始时的平均压力(106Pa)。
天然气储运标准
天然气储运标准一、引言天然气是一种清洁、高效的能源，其发展和利用对于实现经济可持续发展和环境保护具有重要意义。
天然气的储存和运输是保障其供应和有效利用的关键环节。
为了确保天然气储运的安全、高效和可持续发展，制定并遵守相应的标准、规范和规程具有重要意义。
二、天然气储存标准1. 储存设施选择标准在进行天然气储存设施的选择时，应考虑地质、地形、气候、储存容量需求和安全等因素，并根据适用的国家和地区标准进行选择。
选择的设施应具备稳定性、密封性、安全性和环境友好性等特点。
2. 储存压力规范天然气储存时，应根据储存容量和需求确定适当的储存压力。
储存压力应符合国家和地区规定的标准，并在储存设施的设计、安装和运营中予以严格控制，以确保储存过程中不会出现安全风险。
3. 储存安全检测标准天然气储存设施的安全性检测是确保储存过程中无安全隐患的重要措施。
检测标准应包括储存设施的强度测试、泄漏检测、防火和防爆等方面的要求，并应根据设施类型和规模的不同进行差异化管理。
4. 储存容量管理规范为了合理利用储存设施容量，应制定相应的管理规范，包括装填和排放方式、容量指标的评定和监测、储存周期的计划等。
储存容量管理的目标是实现储存设施的最大利用率和最佳经济效益。
三、天然气运输标准1. 运输管线设计和建设规范天然气运输管线是实现天然气从生产地到使用地传输的重要通道。
管线的设计和建设应符合国家和地区的规定，确保管道在输送高压天然气时安全可靠。
设计和建设规范应包括管线强度计算、应力分析、防腐防腐蚀等方面的要求。
2. 运输安全监测和检测标准为确保天然气运输的安全性，应制定相应的监测和检测标准。
包括对管道、阀门、压力调节装置等设施的定期巡检和检测要求，以及对天然气质量和压力的实时监测等内容。
3. 运输压力规范天然气在运输过程中需要保持一定的压力，以确保其稳定输送和正常使用。
运输压力应根据输送距离、管道直径和天然气质量等因素确定，并按照国家和地区规定的标准进行管理和控制。
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VriV Pi0TT0i PiZmm i1axPZ imim 2 in
Vi
xi
Di2
4
(6)求得管道储气量
n
V Vri
1
唐建峰
中国石油大学燃气工程系
15
静态调峰
起点压力为 P1max
静态仿真 程序计算
两种工况下 沿线各点参数 1点参数P11max 1点参数P12min
2点参数P21max 2点参数P22min
终点压力为 P2min
唐建峰
n点参数Pn1max n点参数Pn2min
…… …… ……
两种工况下各 微元段平均压力
1段平均压力P1mpj 1段平均压力P1mpj
各微元段 管道储气量
1段管道储气量Vr1
2段平均压力P2mpj 2段平均压力P2mpj
Pimpj 23Pi1minPi1miP ni2 2mP ini2min
Vmin
ppj minVZ0T0 p0Z1T1
V S V m ax V m inD 42p p jm axp 0p p jm inT T Z 0lZ
唐建峰
中国石油大学燃气工程系
10
静态调峰
起点最高 工作压力
P2max P12maxQA22
终点最高 工作压力
储存终了管 道平均压力
Pmma x 3 2P1ma xP1mP a2 2x mPa2m x ax
瞬时气量VNn
唐建峰
中国石油大学燃气工程系
6
对于任一微元段：
iVi NV iN i m i
将整实条际管状道态瞬 i转时--换气---成量--标：第准i 微 状元态段：密 度 ， kg/m 3；
Vi ------- 第i 微 元 段 瞬 时 气 量 ， m3；
末段储气量：
Ni - - - - - - 第 i 微 元 段 标 准 状2态 下 密 度 ， kg/m 3；
唐建峰
中国石油大学燃气工程系
9
（３）根据确定了的管道终端最低允许工
作压力P2min，算出管道起点最低工作压力
P1min
p1min p22minClZQ2
（４）算出消耗终了时的管道平均压力
ppjmin2 3p1minp1minp22mipn2min
（５）求得管道储气量
Vmax
ppj maxVZ0T0 p0Z2T2
D i
i
V V ，Vx 4 V Ni
Ni ----
-
-N第 i ii
i
i
微 元 段 标 准 状 态 下 瞬 时 气 量 ， m3；
VV V mi
第 in 微 元 段 燃 气 质 量 ， kg；
V V Ni
1
max
min
唐建峰
中国石油大学燃气工程系
7
2、静态末段储气量计算
目前工程上经常使用的储气量计算方法 利用稳定流计算程序计算管道储气量
(ad)6c3(1 2)exp 2()
唐建峰 T T2
中国石油大学燃气工程系
4
连续性方程
运动方程
能量方程
SHBWR 状态方程 实际气体 焓方程
唐建峰
边界条件
隐式有限
瞬态仿真模型 差分法
差 分
Netwon-Rapshan 迭代法
方
程
初始条件
计算 结果
静态仿真结果
管线瞬态仿真模型
中国石油大学燃气工程系
气过程交替出现
唐建峰
中国石油大学燃气工程系
3
1、动态末段储气量计算
连续性方程： 0
x
运动方程：
P x 2 2 D 2 g d d x 0 s
能量方程：
Q u 2 2 g s h 2 2 g
x
x
SHBWR真实气体状态方程
PR T(B0R TA0T C0 2T D 3 0T E0 4)2(bRa TT d)3
dm 0
dx
d Pm2 / A2
dx
m2 g ds 2DA2 dx
ddxmAh
m2
2A2 2
4K(T T0 D
)
mg A
ds x
唐建峰
中国石油大学燃气工程系
12
连续性方程
边界条件
运动方程
能量方程
SHBWR 状态方程 实际气体 焓方程
唐建峰
瞬态仿真模型
不考虑 时间项
静
态 仿 真
天然气管道储存技术
唐建峰
1
天然气管道储存技术
➢ 长输管道末段储气 ➢ 城市高压外环储气 ➢ 高压管束储气
唐建峰
中国石油大学燃气工程系
2
一、长输管道末段储气
调峰对象
解决日不平衡的措施之一
A~C：管线始末端压力均 由最小值上升到最大值
随耗气负荷不断变化，管 内燃气流动参数和储气量 不断发生变化，储气和耗
四阶龙格-库塔法 Runge-Kutta
计算 结果
模
型
管线静态仿真模型
中国石油大学燃气工程系
13
步骤：
(1)算出管道起点压力为P1max时沿线各点参数 值Pimax
(2)利用(1)所得各点参数值算出储存终了时 管道沿线各微元段平均压力Pimmax
Pim ma x3 2Pi1maxPi1mPai2 2 x mPia2m x ax
Pim min 3 2Pi1mi n Pi1mPii2 2 nm Pii2nmin
(3)算出管道终点压力为P2min时沿线各点参数 值Pimin
(4)利用(3)所得各点参数值算出消耗终了时
管道沿线各微元段的平均压力Pimmin
唐建峰
中国石油大学燃气工程系
14
步骤：
(5)求得各微元段管道储气量
终点最低 允许压力
P1min P22minQA22
起点最低 工作压力
消耗终了管 道平均压力
Pmmin3 2P1mi n P1mPi2 n2mPi2nmin
静态 储气量
Vr VP0TT0 Pm Zm 1 axPZmm 2 in
唐建峰
中国石油大学燃气工程系
11
２)利用某稳定流计算程序计算管 道储气量
稳定流数学模型：
2段管道储气量Vr2
Pipj
23Pi1max
P2 i2max
唐建峰
中国石油大学燃气工程系
8
１)目前工程上经常使用的储气量 的计算方法
（１）如果具体确定了管道始端的最高工 作压力P1max，可按照给定的流量用下式算 出相应的终端最高工作压力P2max
p p Cl Q 2max
2 1max
Z
2
C
Z T
C
2 0
D
5
（２）算出储存终了时的管道平均压力
ppjmax2 3p1maxp1map x22mapx2max
ห้องสมุดไป่ตู้
5
动态调峰
t1时刻管线 沿线流动参数
动态仿真 程序计算
t2时刻管线 沿线流动参数
t3时刻管线 沿线流动参数
t1时刻管内 瞬时气量VN1 t2时刻管内 瞬时气量VN2 t3时刻管内 瞬时气量VN3
微元段计算结 果累加，并转
换成标况
动态储气量V
VVmaxVmin
… …
… …
tn时刻管线
tn时刻管内
沿线流动参数