天然气流量积算仪

我国开展近代流量测量技术的工作比较晚，早期所需的流量仪表均从国外进口。　　流量测量是研究物质量变的科学，质量互变规律是事物联系发展的基本规律，因此其测量对象已不限于传统意义上的管道液体，凡需掌握量变的地方都有流量测量的问题。流量和压力、温度并列为三大检测参数。对于一定的流体，只要知道这三个参数就可计算其具有的能量，在能量转换的测量中必须检测此三个参数。能量转换是一切生产过程和科学实验的基础，因此流量和压力、温度仪表一样得到最广泛的应用。　　天然气作为一种优质能源和化工原料其计量越来越被人们重视。欧美等工业化水平较高的发达国家，对天然气计量技术的研究起步较早，投人的资金及科技力量较大，尤其是对贸易天然气的计量十分重视。从流量计选型上，欧洲主要使用涡轮、腰轮流量计，如在荷兰涡轮、腰轮流量计的使用约占80%，在加拿大涡轮流量计的使用约占90%，而美国则以使用孔板为主，约占80%。从整体上来看，在流量计使用上，70年代形成了孔板使用高潮，80年代形成了涡轮流量计使用的高潮，90年代中后期则掀起了超声流量计热潮。　　在流量标准方面，各国流量工作者花费了大量时间，付出了艰苦的努力，在分析总结大量的实验和应用数据的基础上，相继推出具有代表性的标准如天然气流量标准孔板计量标准（AGA No.3）、气体涡轮流量计标准（AGA No.7）、天然气及其他烃类气体的压缩性和超压缩性标准（AGA No.8）、用气体超声流量计测量天然气标准（AGA No.9）、用差压装置测量流体流量标准（ISO5167）、气体涡轮流量计标准（ISO9951）、气体超声波流量计标准（ISO/TR12765）以及天然气压缩因子计算标准（ISO/DIS12213）等，这些标准规程对天然气流量计量具有积极的指导意义。

天然气流量计计量是天然气供应和接收的一大事项，是天然气贸易结算的依据。因为流量计运转中产生的轴承磨损、精度偏差大、电子元器件或修正仪故障，而引起的计量准确度偏差与无计量现象，在行业上屡见不鲜。其结果往往造成供气方、用气方和仪表制造商三方面的矛盾。随着西气东输天然气工程的竣工通气，供气单位和用气户越来越多，此问题更显突出。如何保证天然气的准确计量，不产生计量损失，已成为行业关注的焦点。通过几年来对天然气流量计的使用、考核和研究，认为仪表制造商大多数能保证产品出厂标准和精度。但因产品运输、安装、维护不当产生的问题，及正常的轴承磨损和元器件突发故障，仪表制造商则很难完全避免和解决。仅拿轴承来说。流量计各生产厂选用的轴承都是国外质量最好的产品，但这些年以来，我们多次看到因流量计长时间、高速运转使轴承疲劳突然损坏情况；还有的轴承小流量转动偏差大，大流量转动正常现象，使流量计在小流量范围内计量时产生较大偏差；甚至更换新轴承清洗、安装不好，也产生很大的偏差。为解决上述问题，我们在计量系统中设计了监控流量计（或叫对照压缩空气流量计），这样就可以在工作状态下随时对照、检查表的状况，鉴定计量精度；既使一个表停转了或不显数，但另一个表还在工作计量，从而避免了计量损失现象，保证了计量的准确性。常规方式设置的计量表（见图1与图2）图1是常规较小流量的流量计设置方案，图2是常规较大流量的流量计设置方案。按常规方法设置流量计是基于理想流量计设计的，一旦流量计出现超精度偏差和故障，计量损失就会发生，并且无可挽回。虽然设计是双路一开一备。但因无法在工作状态下进行检测，所以对新安装的仪表和工作一段时间的仪表实际性能、状况不能确定。因为只要流量计转动，用肉眼是很难看出问题的。除非表停转了或不显数。若表停转了或不显数，管理人员没有观察到或者人不在现场，而燃气还在流动。无计量现象就发生（流量计停止转动不影响燃气流动）。计量系统带监控表流量较小（500m3/h左右及以下）[img]https://www.bio-equip.com/imgatl/2013/2013111315230.jpg[/img][img]https://www.bio-equip.com/imgatl/2013/2013111315815.jpg[/img]全天间歇工作，一次工作几十分钟至几小时，或者季节性工作的表，如采暖锅炉用计量调压设备（见图3）。此种形式设置的流量计，其表数量仍为两块，同常规设置表数一样，而只是将其中一个计量表移至监控表位置。当两块表串联同时转动时，可以对照瞬时流量、累积总流量及某时间段累积流量差、温度和压力。通过数值的比较，可以立即判断表的工作状况。直接观察瞬时流量和累积流量，对比各流量差值，可以判断表的精度，在精度范围内，表正常，反之则存在问题。比较温度和压力值，虽不能直观判断表的精度，但这两种数值若偏差较大，可以判断表存在问题。因为标准立方数（Nm3）是通过压力传感器、温度传感器、液位变送器经过修正仪修正得来的，这两种数值任一数值若出现较大偏差，表的标准立方数就会有较大偏差。在装置系统管路中串联流量表，通过流量、压力、温度的对照比较，是实现计量仪表在动态工作条件下进行监测、检查的有效办法

我国开展近代流量测量技术的工作比较晚，早期所需的流量仪表均从国外进口。　　流量测量是研究物质量变的科学，质量互变规律是事物联系发展的基本规律，因此其测量对象已不限于传统意义上的管道液体，凡需掌握量变的地方都有流量测量的问题。流量和压力、温度并列为三大检测参数。对于一定的流体，只要知道这三个参数就可计算其具有的能量，在能量转换的测量中必须检测此三个参数。能量转换是一切生产过程和科学实验的基础，因此流量和压力、温度仪表一样得到最广泛的应用。　　天然气作为一种优质能源和化工原料其计量越来越被人们重视。欧美等工业化水平较高的发达国家，对天然气计量技术的研究起步较早，投人的资金及科技力量较大，尤其是对贸易天然气的计量十分重视。从流量计选型上，欧洲主要使用涡轮、腰轮流量计，如在荷兰涡轮、腰轮流量计的使用约占80%，在加拿大涡轮流量计的使用约占90%，而美国则以使用孔板为主，约占80%。从整体上来看，在流量计使用上，70年代形成了孔板使用高潮，80年代形成了涡轮流量计使用的高潮，90年代中后期则掀起了超声流量计热潮。　　在流量标准方面，各国流量工作者花费了大量时间，付出了艰苦的努力，在分析总结大量的实验和应用数据的基础上，相继推出具有代表性的标准如天然气流量标准孔板计量标准（AGA No.3）、气体涡轮流量计标准（AGA No.7）、天然气及其他烃类气体的压缩性和超压缩性标准（AGA No.8）、用气体超声流量计测量天然气标准（AGA No.9）、用差压装置测量流体流量标准（ISO5167）、气体涡轮流量计标准（ISO9951）、气体超声波流量计标准（ISO/TR12765）以及天然气压缩因子计算标准（ISO/DIS12213）等，这些标准规程对天然气流量计量具有积极的指导意义。

1天然气流量计量方法　　　　我国天然气计量通常以体积表示，法定单位是立方米。我国规定天然气流量测量的标准状态是:绝对压力为0.101325MPa，温度为23.15℃。天然气流量计量方法很多，可用的流量仪表也很多，按工作原理大致分为:差压式流量计、容积式流量计、速度式流量计3种类型。在计量标准方面，目前世界上多数国家计量标准逐步向IS05167《用孔板测量充满圆管的流体的流量》靠拢，我国天然气计量标准也修订为SY/T6143－1996《天然气流量的标准孔板计量方法》。　　　　2孔板流量计自动计量概况　　　　所谓自动计量，就是利用变送器实时检测天然气流量计量中所涉及到的温度、压力、压差等参数，通过计算机中的流量计算软件，实现整个流量测量环节中无人工参与的天然气流量测量。随着计量技术的发展和计算机运用的普及。实现孔板流量计自动化计量的方案较多，目前主要有以下4种模式。　　　　2.1单变量变送器+流量计算机(或工控机)　　　　利用单变量模拟变送器分别检测温度、压力、差压，并将检测到的电信号转换成标准的4－20MA模拟信号送人流量计算机(或工控机)的数据采集卡，通过A/D转换成数字量，在流量计算机(或工控机)上通过流量计算软件计算出天然气瞬时流量、累积流量以及实现其他辅助功能。此方式属传统自动计量模式，缺点为采集、传输为模拟信号，抗干扰能力较差，由于信号转换等问题计量精度难以提高，而且硬件较复杂、中间环节较多、可靠性较差。可扩展为:单变量变送器+流量计算机+工控机，从而实现流量计算与显示分开，提高系统的可靠性和可视性。　　　　2.2多变量变送器+流量计算机(或工控机)　　　　利用1台多变量智能变递器同时检测温度、压力、差压等，采用现场总线制，通过数字信号传输，送入流量计算机(或工控机)数据采集卡后上通过流量计算软件计算出天然气瞬时流量、累积流量及实现其他功能。此方式硬件连接简化了许多，提高了系统的可靠性和测量精度。但由于变送器仅检测测量信号不进行数据处理，因此在校准时必须和流量计算机一起实行联校。采用流量计算机或工控机主要区别在于流量计算部分。流量计算机是专用的固化软件实现计算和数据存储，比较稳定可靠，可信任度较高；工控机上软件计算一般自主开发，便于软件升级和系统维护，由于计算量大，特别是多路计量时，可靠性稍微差些。为增加系统的可靠性和操作界面直观化，这种方式也可扩展为:多变量变送器+流量计算机+工控机，即流量计算机中实现流量计算，工控机上实现显示。　　　　2.3多变量智能变送器+工控机　　　　此方式与模式2比较，主要区别是变送器内固化了流量处理软件，使得变送器可以就地显示瞬时测量参数和计算瞬时流量，并通过数字信号传输，送入工控机显示和实现其他输助功能。所测量的流量值必须在工控机上进行二次处理，以实现数据的累积和存储功能。采用这种方式，系统结构进一步简化，变送器可单校也可联校，易于维护。但由于在工控机内实现流量的累积和存储，可靠性较差，易造成数据丢失。　　　　2.4一体化智能仪表+工控机　　　　主要利用一体化智能仪表实现了变送器与流量计算机的一体化。不仅自带数据库可实现瞬时参数及流量的显示，以及累积流量和历史数据的再现；而且在仪表的运行方面，采取了多种电源保障方式:内电池组、太阳能和外接电源等，实现了在无电力供应情况下，可以独立自成计量系统，就地显示天然气瞬时流量、累积流量和数据的存储、再现等；正常情况下可通过现场总线和上位机连接，实行数字信号传输上传显示，也可以在工控机上实行二次数据处理，组成的计量系统更加灵活、可靠。采用这种方式，实现了计量数据的无忧化，使得系统结构简单、操作更简单、更可靠、更易维护；不仅可以单校也可以联校。采用独立的计量回路，减少了数据传输过程的干扰，提高了计量的精度。　　　　3自动计量方案选择的原则　　　　由于天然气流量计量是一种间接的、多参数的、动态的、不可再现的测量，天然气的流量计量是流量测量中的难点之一。因此，在选择具体方案时，应着重考虑系统的可靠性、准确性和先进性。一般主要遵从以下原则　　　　3.1计量回路的独立性原则　　　　主要是为了保证在计量系统出现问题时，尽量减少故障的影响面，降低故障的影响程度，从而维护企业的安全平稳运行和经济效益。　　　　3.2数据的安全性原则　　　　指在非仪表故障的情况下，计量系统能够提供准确的计量数据，以实现对天然气管网的有效监控，并保证数据的可靠性，为企业信息系统实现企业管理、经营、指挥、协调提供重要依据。计量是信息系统重要的数据源，一旦出现问题，将给企业带来不可估量的损失。因此，数据源要求准确、齐全、完整、可靠。为此在选择方案时，首要问题就是考虑计量数据的安全性。由于针对天然气集输企业分散、环境因素恶劣，要充分考虑计算机故障、电力供应等实际情况，做好预案，避免由此而引起的数据丢失。　　　　3.3兼顾发展的原则　　　　伴随天然气贸易的发展对天然气计量的精度和计量方式的要求也越来越高。在选择时要考虑天然气计量交接方式的可能改变和实时计量补偿的可能，如在线色谱分析、实时补偿、能量计量等。如果要在企业信息网络的基础上，建立以企业信息网络为纽带的站控系统，则应考虑实现计量系统数据的远程组态。　　　　3.4使用操作的简单、可靠原则　　　　由于天然气集输企业的站、场一般都比较分散，专业人员相对较少。因此，在选择、设计方案时要充分考虑操作、维护的简要性，做到简单易用、高可靠、低维护，从而确保计量系统的长期、稳定运行。　　　　3.5技术先进、成熟的原则　　　　现代计量逐步发展成为一门综合性的专业技术，它是集成计算机技术、通讯技术结晶。由于各仪表厂家技术水平的不平衡，在选择方案时一定要有预见性。　　　　3.6计算方法和计算软件的合法性原则　　　　在天然气贸易计量中要充分考虑到计算方法和计算软件的合法性问题，避免由此而引起不必要的计量纠纷。由于天然气计量方法的多样性，应考虑计算软件的独立化，这样才便于流量计算软件的升级。在具体的计量系统中应采用用户认可的特定计算方法或是以合同、协议的方式规定计算方法。　　　　4存在的问题　　　　尽管孔板流量计自动计量系统的发展越来越完善，但由于设备、测量仪表本身的原因和自动计量技术上的局限性，在提高计量的准确性和数据处理上，仍存在一些问题。　　　　4.1异常数据的处理问题　　　　任何系统都有可能出现故障，可能出现一些异常的无理数据。因此为了维护贸易双方的利益，对可能出现的异常数据问题在设计时要充分考虑数据的审慎可修改性，从而避免异常数据一旦出现并参与累积计算，造成计量数据的混乱。　　　　4.2节流装置带来的误差　　　　首先，孔板流量计在流体较为干净、流经节流装置前直管段比较理想(远大于10倍圆管直径)、流体处于紊流状态(雷诺数大于4000)时，其准确度可达0.75级。但由于气质、计量直管段没有达到要求，孔板产生误差的因素有:孔板人口锐角损伤;液体及固体污物堆积在孔板表面，使孔板表面粗糙度改变，大大增加测量误差。根据对现场使用过的孔板所作测量统计，孔板在刚开始投用时，准确度可达1%，连续运行3月后，其测量准确度仅达到3%甚至更低。其次，量程比的问题。量程比(3:1)是孔板流量计最大的缺憾。尽管现在已有宽量程比的变送器，但在对于瞬间流量变化范围很大，流量低于最大流量的30%时，由于节流式测量方法原因，计量的精度将大幅度降低。因此，为了提高量程比，可以考虑利用变送器宽量程的特点，运用软件的方式实现量程的自动调整(软维护)，从而扩大量程比，提高测量的有效范围，保证计量的准确性。　　　　4.3操作界面和过程数据的利用问题　　　　由于天然气输送的连续性、动态性、瞬间的不确定性以及不可再现等特点，实时地进行数据分析，对数据形成的全过程进行有效的监控和保存，有利于数据异常的分析和控制，是数据管理中重要的一环。目前的自动计量系统在此方面有所考虑，但过程数据的应用、分析、界面功能尚不完全，还有待于完善。　　　　4.4现场变送器的误差　　　　现场压力、并压变送器本身能达到的准确度是实现整个计量系统准确度的基础。因此，要保证差压变送器、温度传感器、压力传感器的本身准确度为A级，即时进行检定，保证其准确度。　　　　5结论　　　　在采用孔板流量计测量天然气流量时，如对孔板流量计的一次装置(孔板节流装置)和二次仪表(差压、静压、温度、天然气物性参数计量器具等)配套仪表的选择、设计、安装、使用都严格按照有关标准进行，并在受控状态下使用时，其流量测量准确度是可以控制在±1%～±1.5%范围内的。　　　　根据实际应用情况，就提高计量准确度提出以下控制方法及建议。　　　　5.1气流中存在脉动流的改善措施　　　　在天然气计量中由于各种原因使天然气脉动，可以采取以下措施减小脉动流的影响。　　　　(1)在满足计量能力的条件下，应选择内径较小的测量管，使Δp、β在比较高的雷诺数下运行。　　　　(2)采用短引压管线，尽量减少引压管线系统中的阻力件，并使上下游管段相等，以减少系统中产生谐振和压力脉动振幅的增加。　　　　(3)采用自动清管

天然气流量计供电方式有几种？连接方式有几种？怎么选型和安装测量才准确？天然气流量计在每个工作场地，所有设备需要保留纪录，包括以往的维修资料，以备日后参考。必须具备一份完整的流量计台帐，其中需要注明流量计的型号规格、出厂编号、公司编号、使用地点、投运时间、保养记录、维修记录、润滑油加注时间、电池更换时间等。以便随时检索。要建立一个完整的维修及保养记录系统。记录内会指出曾执行何种保养，零件更换以及作出的相应修理工作。保养人员应使用标准的纪录表，内载应要纪录的项目，使维修人员在进行维修后能够准确地填上资料。在进行任何维修保养工程前，负责人员必须得到签发人员发出的工作许可证及输气维修程序。如该工程会影响供气网络，则必须得到管网运行部的审核、签发。天然气流量计之一：膜式煤气表检定周期详细介绍：对公称流量小于10 m3/h的膜式煤气表只作强制检定，规定使用年限，到期更换。以天然气为介质的膜式煤气表使用年限不超过10年，以人工煤气为介质的膜式煤气表使用年限不超过6年。对公称流量等于或大于10 m3/h的膜式煤气表的检定周期一般不得超过3年。国家检定规程对此类膜式煤气表不规定使用年限，检定合格即可继续使用。天然气流量计之二：气体腰轮流量计检定周期详细介绍：对准确度为0.2、0.5级的腰轮流量计，检定周期为二年，其余等级为三年。国家检定规程对气体腰轮流量计不规定使用年限，检定合格即可继续使用。天然气流量计之三：气体涡轮流量计检定周期详细介绍：对准确度为0.1，0.2，0.5级的涡轮流量计，其检定周期为一年。对准确度低于0.5级的涡轮流量计，其检定周期为二年。国家检定规程对涡轮流量计不规定使用年限，检定合格即可继续使用。6.2.4计量争议的处理及检定费用：当工商客户投诉流量计准确性时，一般性处理为送国家法定计量检定机构执行检测，如检测结果在计量器具精度范围内，工商客户承担检定费用和相应的工程费用。如检测结果的正误差超过计量器具精度范围，燃气公司承担检定费用及相关费用，并退还相应气费。天然气流量计如有任何损毁，应立即报告有关部门。检查装置状况并报告任何损坏。巡视每个调压站及流量计四周，报告任何承建商或其它公共事业机构在附近的工作情况。泄漏检查：检查装备是否有任何气体泄漏。保养人员应使用标准的纪录表，内载应要纪录的项目，使维修人员在进行维修后能够准确地填上资料。在进行任何维修保养工程前，负责人员必须得到签发人员发出的工作许可证及输气维修程序。如该工程会影响供气网络，则必须得到管网运行部的审核、签发。

1 天然气流量计类型　　 基于当前天然气计量仪器的发展状况，从测量原理角度分析，天然气流量计可划分为5类，分别为超声波流量计、涡轮流量计、腰轮流量计、孔板流量计以及皮膜表[1-4]。各类流量计具体工作原理和特点等如表1所示。　　2 计量精度影响因素分析　　2.1 压力、温度　　 天然气状态对压力与温度的变化十分敏感，气体体积在计量标准状态下，根据介质材料温度和压力，结合实际天然气运营情况，合理调准天然气标准范围，可以有效降低计量偏差。在北方，冬夏温差大，天然气流量计量误差范围3% ～8%，倘若未制定介质压力和温度计量规范，燃气公司会有一定程度损失[1-4]。　　2.2 计量环境温度　　 天然气计量精度也受到环境温度变化而变化，环境温度变化时，测量精度有所降低。长时间处于温度不稳定状态会导致仪器出现问题，计量装置中有一种仪器为流量传感器，是一种热膨胀性材料制成的，流量传感器对工作环境温度的变化感知很灵敏。计量环境温度很低时，天然气计量会较慢，计量误差也会较大，一般为正常计量值的2.6 ～3.9 倍，表明工作环境温差变化对计量仪表计量精度影响较大[5]。　　2.3 技能与培训　　 仪器操作人员对计量规范的认识以及技能的提高，有利于降低人为计量偏差。针对从事流量计量工作的人员，要加强技能培训和学习，提高计量队伍整体综合水平，首先，要了解计量仪表性能，检测不同压力和温差下仪表流量，根据工作环境选择型号、性能合适的计量仪器 ；其次，对操作人员进行安装培训，特别要了解计量器的工作原理，避免因人为操作不当导致计量仪器安装不对，引起较大的计量偏差。针对上述问题，要加强对工作人员技能培训，普及天然气流量计量误差知识，掌握计量装置工作原理，才能有效保证燃气公司天然气输送运行状态安全。　　3 不同类型流量计精度影响因素分析　　3.1 速度式流量计计量精度分析　　 速度式流量计中使用zui为广泛的是超声波流量计，速度式流量计还包括涡轮流量计、涡街流量计、旋进旋涡流量计。对速度式流量计计量精度影响较大的因素主要有 ：　　(1) 流体密度、粘度。密度和粘度越大，计量阻力越大，计量精度会降低，只有流体流速和流态均较平稳时，才能提高计量精度。　　(2) 对涡轮流量计安装要求。测量仪器安装偏斜也会造成计量误差。　　(3) 机械部件。仪器部件尺寸也会对涡轮仪计量结果产生影响，流体含有杂质或者流量计长时间运行，会对成轴承压产生磨损，计量准确性降低。　　3.2 容积式流量计计量精度分析　　容积式流量计zui为典型的是腰轮流量计，计算流量公式如下 ：　　q =?nV　　式中 ：q 为体积流量，m3/s ；n 为转动次数，周/s ；V 为一定时间排出流量体积，m3/ 时间。　　其中泄漏量对计量准确性影响较大。泄漏量与流量计组成部件间隙有关，部件之间的间隙越大，计量误差越大，计算泄漏量引起的流量误差公式如下:　　 在选用流量计的时候，应注意对仪器部件间隙参数检查，确保各项参数在精度允许范围内，才能满足误差测量要求。　　3.3 差压式流量计计量精度分析　　 差压式流量计主要为孔板流量计，对该仪器测量精度影响较大的是天然气的流体特性、仪器本身性能、以及安装使用条件等，具体分析如下 ：　　 (1) 压力和温度。环境温度和压力的变化对天然气密度、压缩系数以及粘度都会产生影响，测量流体中含有杂质可能会导致部件转角口、管弯处形成冲刷和腐蚀。　　 (2) 仪器性能。流量计仪器孔板厚度、端面平整度、部件的轴度、取压位置、引压管位置的设定以及引管长度等，都会对流体积液产生影响，从而计量结果精度降低。　　 (3) 工况条件。安装管线合理性直接关系到流量计偏离中心，直管段测量的准确性。同时，环境温度、湿度、电磁干扰等对测量仪器有影响。　　4 结语　　 正确选择流量计的种类，了解各种流量计的使用要求，对提高天然气计量精度、降低计量偏差十分重要。操作人员应提高专业技能和知识水平，熟悉掌握仪器仪表技术特征，减少操作误差，提高计量准确率，确保设备安全运行。　　仪表知识库　　热门技术浏览更多　　原子荧光形态分析仪操作和注意事项变压器直流电阻测试仪操作注意事项及常见问题解决方法实验室离心机运行过程中需注意的问题便携式超声波流量计几个常见使用问题总结威力巴流量计安装使用要求冷热冲击试验设备操作使用时应注意的事项与保养水冷氙灯老化试验箱的使用安装需要注意什么要提高电子万能试验机的准确性该如何做？高低温交变试验箱的注意事项翻斗式雨量计的维护以及故障排查冬季温湿度冲击试验箱的使用安全小建议？如何正确使用温度传感器污水流量计数值波动原因压力变送器无输出是什么原因？

目前，多数天然气用于孔板流量计测量的脱硫和纯化后的长输管道的输送路径。然而，在许多情况下，在供给侧和气体侧，有一个大的输入差分气体越区切换。在本文中，传输错误的现象，数值计算软件PHOENICS CFD商业建议合理使用。一个正常大小的输入之间的差别，在业务的变化的测量是重要的测量数据，以确定是否（0.35％±执行一般标准）标准的传输错误控制。电磁流量计造成损失的经济利益内，如果你想控制范围以外的标准来衡量传输错误，成品油的贸易交接计量是致病的原因。我有一个非常重要的意义差分传输和控制的石油和天然气，以降低成本和提高效率的公司。测量，因为它是m，物质守恒定律，只要管道在所有不泄漏的，但它的输出之间的差必须是等于零，但是，其结果是一个错误。此外，为了生成在存储的差由于在压力管中的变化，因此，我们修改的输入功率的大小。传输错误的存在，有客观和主观的原因。仪器仪表，测量，从正常的实验误差，路人消费的客观原因是管道泄漏果酱和其他流量计。而不是一个工作人员的错误，为什么它是主观的和总的错误，计算错误行为规范的措施，从盗窃和欺诈行为主。此外，称为压差流量计的流量计孔（流量指示器和差压变送器）指所述第二构件和检测（调整部件），如在图1和图2所示。用于测量气体和液体，蒸汽和广泛的流率。结构简单，维护方便，稳定，可靠的应用程序的性能。如果标准孔板流量测量系统的误差，仪器误差和随机误差的理论基础上二次系统错误，我固定的未知系统误差三部分组成。测量的测量时间，测量结果的原始气体，当足够数量的，所以是采取多次测量的平均值时，发现根据误差理论，是可以忽略不计的随机误差的结果。 ，确实已经修改错误衡器讨论理论分析，校正过程中，考虑到系统的错误未定所带来的仪器一直在探索的一个给定系统的测量误差，系统误差你。的误差的大小来计算的流率测量的不确定性署系统。您SY吗？在1996-6143流量测量的不确定性，相当于获得的流量测量时间的标准偏差的不确定性，可以得到标准差的测量系统。目前，国内大多数燃气计量孔板流量计，图3所示的原则。金属管浮子流量计符合要求的标准SY/T6143-1996，测量精度流量计在实际生产中，选用不当的节流装置设计工具的使用，制造，安装，或条件，标准的要求因为它不适合，撞击板流量计孔，实际测量精度。高高的不确定性助益由气体输送孔径比的β的值之间的差大的孔的开口率，一般应避免。锐利的边缘的变化和变形弯曲孔板，孔板流量计的孔，在管道的横截面和在管壁的粗糙度相腐蚀的流线，将有一定的效果上的差分传输和你。从上面的分析我们可以看到，天然气的过程中，测量误差是不可避免的，有很多不可避免的误差。在实际的应用程序中，请不要超过上限为0.10，以减少的规定≤β≤0.75，与国家标准的传输错误。

1、超声波流量计　　超声波流量计由超声换能器、电子线路及信号处理单元组成。（1）超声换能器：安装在表体上，是用于发射和接收超声波的装置，超声波换能器可分为发射换能器和接收换能器两大类。其作用就是实现电能与超声波能量之间的转换。（2）电子线路：将接收换能器接收的超声波信号放大并转换为代表流量的电信号的转换处理装置。天然气流量测量中常采用压电换能器。（3）气量累积系统：流量计的输出方式有脉冲输出、模拟量输出和数字通讯输出。　　2、压力变送器　　贸易计量流量计应采用独立的绝压变送器测量压力，该变送器零点值为当地大气压，输出信号为模拟信号或HART信号：模拟信号时应核对4~20mA输出与仪表量程相对应，并进行输出调整；HART信号时应核对HART地址。绝压变送器检定时，应测量检定地点的实际大气压，作为绝压变送器的实测下限值修正。　　3、温度变送器　　贸易计量流量计应采用独立的一体化铂电阻温度变送器测量温度，要求选用高精度、高稳定性产品，温度检测元件要求采用耐震型符合IEC60751 Class A标准全铠装铂电阻，四线制连接，铂电阻分度号为Pt100α=0.00385Ω/Ω/℃，铠装铂电阻护套直径不超过1/4"。温度变送器量程统一设定为-40~80℃。　　4、色谱分析仪　　由多种元素组成的混合采样气体（通常少于1mL），由载气带入第一个流路，载气将样气带入色谱柱。色谱柱起一个分离的作用，根据样气不同组分的不同的吸收度，这些样气被色谱柱分离出来。通过气体检测器，从而分析出各组分数值，根据组分数值自动计算天然气压缩因子、标准密度、高位发热量、低位发热量、沃泊指数等参数。　　5、流量计算机　　流量计算机通过采集现场压力、温度以及色谱分析仪测得的天然气组分数据，计算气体压缩因子，再通过与体积流量进行精确修正，从而得到结果。

涡街流量计为什么不能用来计量天然气之前有终端用户在网上咨询，涡街流量计比涡轮流量计更容易维护和操作，测量范围也更广泛，为什么天气的计量不能用涡街流量计，而必须要使用涡轮流量计呢？小编根据多年的工作经验给用户提出了下面几个原因解释：首先，涡街流量计比较容易受到干扰，对工作的环境有要求；并且在安装的时候还对直管段长度有要求，而天然气输送的管线很长，无法保证周围有无干扰，并且很多天然气管道都是拱形的。以上就是天然气的计量使用涡轮流量计而非涡街流量计的原因。当然涡街流量计是可以测量气体的。只是在实际运用中要考虑具体情况，不可一概而论。

[b]已公布！天然气计量方式将变为能量计量！[/b]转自：计量资讯速递[color=#333333] 从科学公平计量的角度看，天然气计量采用能量计量比体积计量更加合理，有利于准确计量、体现公平、减少结算纠纷和天然气行业的健康发展。[/color][color=#333333][color=#333333] 近年来，我国油气行业快速发展，社会各方对深化油气领域市场化改革的意愿日益强烈、对公平开放的诉求越来越多。同时，我国正在全力推动天然气产、供、储、销体系建设工作，天然气管网设施互联互通和公平开放被提升到了更加重要的位置。[/color][/color][color=#333333][color=#333333] 8月3日，国家发改委就《油气管网设施公平开放监管办法》(以下简称《办法》)公开征求意见，标志着油气管网设施向第三方开放进入快车道。此次发布的《办法》，在天然气计量方式上有了新的突破，首次规定了天然气使用热值的新计量方式即能量计量方式。 　　天然气作为一种重要的清洁能源，已广泛应用于国民生产和生活的各个领域。目前，在世界能源消费结构中，天然气消费占能源消耗总量的比例也不断提高，伴随着天然气贸易的持续扩大，对天然气计量方式的要求也不断提高。[/color][/color][color=#000000] 当前，天然气计量方式主要包括体积计量、质量计量和能量计量三种。国际天然气贸易和欧美等发达国家多采用能量计量方式，而我国目前仍以体积计量方式为主，用到的计量仪表包括孔板流量计、涡轮流量计、超声波流量计、腰轮流量计、涡街流量计、旋进旋涡流量计等。[/color] 然而，天然气作为用于燃烧的能源，其价值在于其提供的热量。但是天然气是一种多组分混合气体，由于产地来源不同，各组分及含量也存在差异，这使得不同来源的同样体积和质量的天然气，其燃烧产生的能量也不同。因此，从科学公平计量的角度看，天然气计量采用能量计量比体积计量更加合理，有利于准确计量、体现公平、减少结算纠纷和天然气行业的健康发展。 　　天然气能量计量己成为目前国际上天然气贸易和消费计量与结算的发展趋势，发达国家于20世纪90年代建立了较为完善的天然气贸易计量法规、标准和检测方法。其中，美国是世界上实施天然气能量计量最早的国家。1980年以前使用体积计量，1980年起开始采用能量计量，计价单位为美元/MMBtu。 　　天然气能量计量是在体积测量的基础上，再测量天然气发热量，用天然气单位体积的热量乘以天然气体积，以获得流经封闭管道横截面的天然气总能量。 随着天然气在能源消费结构中的比例不断上升，国际能源署署长法提赫比罗尔说：“在未来5年里，全球天然气市场将被三大结构性转变重塑。中国将在未来两至三年内成为全球最大的天然气进口国”。因此，我国将持续扩大天然气国际贸易，计量方式必须接轨国际，才能在同一个平台上展开对话。　　2009年8月1日，GB/T 22723-2008《天然气能量的测定》国家标准正式实施，标志着我国天然气能量计量有了标准可依，尤其是对我国天然气计量方式与国际接轨提供了技术支持。 　　目前我国推行天然气能量计量的基础条件已基本具备，为此《办法》中，明确提出了天然气能量计量要求。相关单位企业应积极开展天然气能量计量配套技术研究，引进消化国外先进的在线[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp]气相色谱仪[/url]和流量计算机，按照我国的标准发展适用我国的能量计量系统。

在现阶段的技术条件支持下，天然气管道是否会发生泄漏问题，不但与天然气管道自身质量相关，同时也与周边环境有着显著的相关性关系。　　1.天然气管道常出现泄漏的区域结合实践工作经验来看，天然气管道比较常出现泄漏的区域有以下几个方面：　　（1）连接部位；（2）冲刷部位；（3）填料部位。　　由于天然气管道所敷设区域为盐碱地地区，腐蚀问题极为严重，因此若无法及时做好对天然气管道耐腐蚀处理工作，则极有可能引发部分高腐蚀区域出现严重的天然气泄漏问题。同时，从管理的角度上来说，虽然对天然气管道沿线的动态监督与管理做的很不错，但是还有发生“打孔盗气”的问题，不但造成了经济利益的损失，同时也潜在大量的安全隐患。　　2.天然气泄漏的原因　　进一步从理论角度上分析，会导致上述区域出现天然气泄漏问题的原因还表现在：　　由于天然气管道密封垫片压紧力不足，导致法兰结合面上出现粗糙度失衡的问题，最终导致法兰面与垫片之间的密合度不够，引发天然气的泄漏。多将此种泄漏现象称之为界面泄漏；　　在天然气管道密封垫片的内部，由于其内部存在一定的微小间隙，导致压力介质在管道传输过程当中可能会通过此区域，并导致天然气管道出现渗透性的泄漏问题；　　受到安装质量因素的影响，导致密封垫片可能出现过度压缩、或者是比压不足的问题，同样会引发天然气管道表现出不同程度上的泄漏问题。　　[url=http://www.dscr.com.cn/list.asp?classid=42][color=#333333]埋地管道泄漏检测仪[/color][/url]　　埋地管道泄漏检测仪采用伸缩式设计，功能一体化。具有质量轻，操作简便的特点；采用了军品锂电池，快速智能充电，无需人工控制；采用大规格集成电路，LCD显示，声音报警，电源欠压报警功能；选用进口传感器和进口气泵，具有抗干扰、耐低温和稳定性、灵敏度高，选择性好，无需钻孔，直接地面检测埋地管道的泄漏点；报警声音随气体浓度变化而变化，操作人员无需观察显示部分，提高了工作效率。　　主要技术指标和特点　　外形设计：手持，伸缩式　　检测气体：A型:天然气，液化石油气　　B型:人工煤气　　灵敏度：0~1000ppm，优于50ppm　　1~100%LEL时，优于1%LEL　　探测范围：0~1000ppm，1~100%LEL（自动）　　预热时间：10s　　响应时间：小于10s　　电 池：9.6V可充电锂离子电池　　充电时间：不小于4H　　待机时间：大于8H　　工作条件：温度：-10~60摄氏度 相对湿度：小于95%（无结露）　　环境风速：小于2m/s　　气体流量：1L/min　　显 示：液晶显示（带背光）　　尺 寸：165 mm×155 mm×68 mm　　重 量：1.1kg

对于压缩的天然气，如果按体积计量的话，因为压力约为20MPa，压力只要变化一点点，对计的体积影响很大，所以我们不惜发高价使用科里奥利力原理的质量流量计。可是现在在贸易结算中，仍采用体积计价，而且输入到加气机里的密度，经营者可以随时修改。这样岂不是让我们的检定成了聋子的耳朵——摆设！经常者要作弊的话，是轻而易举的事！ 如果能按质量计价，就能相对有效防止经营者作弊吗？为什么不按质量计价，是因为我们现行定价本来就是按体积定的吗？如果是这样，恳请有关定价部门尽快改变现有不合理的按体积定价！

众所周知气体是可压缩的，所以要使对气体的计量有意义，一定要约定压力和温度工况条件。对于我们现在广泛使用的天然气的计量，自然是约定好其压力和温度的工况条件。可是现在不少燃气公司给出天然气售价时，甚至是政府有关部门批准天然气售价时，很少规定压力和温度工况条件。 当对天然气计量收费时，应规定压力和温度工况条件若何？我查阅了GB17820—1999《天然气》，只在其表1 天然气的技术指标之注中找到：“本标准中气体体积的标准参比条件是101.325kPa，20℃。”那么，该气体体积的标准参比条件就是商品天然气压力和温度的工况条件吗？显然不是。试想，如果商品天然气压力为101.325kPa，也就是说与大气等压，那么天然气怎么能从管导中流向燃器具去燃烧发热呢？是否该参比条件是指商品天然气测得实际压力和温度后，应换算到的计价的气体体积的标准参比条件呢？可是现实生活中我们的天然气燃气表，并没有去测得实际的压力和温度去折算。而是对实际的压力和温度下的天然气，直接计量。 全面细读GB17820—1999《天然气》，我们不难认识到：该标准表1 天然气的技术指标之注1，给出的该气体体积的标准参比条件101.325kPa，20℃，是用于评价天然气质量的。那么商品天然气计价的压力和温度的工况条件若何？我觉得很有必要明确规定。否则，根本无公平交易可言。

天然气露点仪没有液体的传递作用，被测介质直接作用在测量膜片上，故测量压力比较稳定。压敏电阻被印刷在陶瓷膜片的背面连接成惠斯登电桥。压力加在测量膜片上，使膜片产生稍小的变形，由于压敏电阻的压阻效应，使电桥输出一个与压力成正比的电压信号，这个信号经放大、电压与电流的变换后转换成标准的电流信号输出。　　天然气露点仪是能直接测出露点温度的仪器。使一个镜面处在样品湿空气中降温，直到镜面上隐现露滴的瞬间，测出镜面平均温度，即为露点温度。它测湿精度高，但需光洁度很高的镜面，精度很高的温控系统，以及灵敏度很高的露滴的光学探测系统。使用时必须使吸入样本空气的管道保持清洁，否则管道内的杂质将吸收或放出水分造成测量误差。　　在冬天，我们会看到一种常见现象，由于室外温度较低，室内较湿热的空气会在窗玻璃上结露，使窗玻璃模糊一片。假如我们再仔细观测并研究下去，如果在室内开启除湿器，把室内的湿气逐步去除，那么尽管室外还是同样的温度，而我们会发现窗玻璃上的露水会慢慢消去，窗玻璃重又露出透明光洁的本质。假如这时室外温度下降了，那么温度降到一定程度时，尽管除湿器已使室内空气十分干燥，但在窗玻璃上仍会出现模糊的露层。这一现象说明，玻璃上的结露温度与玻璃所在的环境气氛的含水量有关，天然气露点仪进一步研究发现，这关系是一一对应关系，即每一个结露温度对应环境气氛的一个含水量值。露点可以简单地理解为使气体中水蒸汽含量达到饱和状态的温度，是表示气体湿度的方式之一；由此可见，露点温度是度量气体水份含量的一种单位制。露点分析仪就是基于这种单位制而测量气体中水份含量的仪器。　　综上所述，天然气露点仪测量的对象离不开气体，而相应的气体不外乎三个用途：动力气体、介质气体和环境气体。动力气体作为一种动力源，供给气动仪表和气动设备，广泛应用于工业领域和有特殊防爆要求的工业现场。介质气体作为一种工艺介质，或参与工艺反应，或作为保护性气体，或作为标准气体，广泛地应用于现代工业中相应的生产过程中　　环境气体作为一种工艺环境，广泛地应用民用工业和军事工业的相关工艺环境中。　　天然气露点仪为了要得到高质量的产品或设备正常地运行，许多行业诸如石化、电力、电子、航空航天、冶金、纺织等对湿度测量的要求越来越高，因而，湿度测量已逐渐成为一个新兴的技术领域，　　天然气露点仪的日常维护及使用注意事项：　　1、测量仪应放置在安全位置,放止摔坏。避免剧烈震动。　　2、勿测有腐蚀性的气体。　　3、探头使用一定时间应清洗并校验,校验期间隔为一年。到需要校验时,与厂商联系。　　4、调节气体流量时,控制针型阀应慢慢打开,使流量指示在0.5-0.6升/分钟。如果流量超过1升/分钟,液晶上流量显示已超限的提示,这时应减小流量到规定值。(流量过大将损坏电子流量传感器)。　　5、露点仪使用一天(使用电池)后,应及时充电,充电时只需将电源线接入220v插座,无需打开电源开关,仪器将自动充电,充电时间一般为5个小时以上。　　天然气露点仪使用注意事项　　1、使用寿命：生产锂电时，在注电解液的过程中，电解液中含有LiPF6，遇到水分时会产生类似氟化氢(HF)的气体，这种腐蚀性气体会使大部分的露点仪探头产生腐蚀和精度上发生飘移，会大大的减低露点仪的寿命。　　2、度：电池生产中，手操箱或干燥房的露点湿度值的变化，取决于：干燥设备的是否正常运行，操作箱在送料和取料过程，干燥房工人的多少和进出的频繁度等有关系，因为某些露点仪反应灵敏度不够快，给质量管理带来不少麻烦。　　3、保养：露点仪在手操箱和干燥房的安装位置很重要，因为锂电池的生产中会产生腐蚀性的气体会直接影响露点仪的寿命和精度。　　选择天然气露点仪应注意的事项:　　(1)量程、精度和长期稳定性测量精度是露点仪的重要指标。根据工艺测量要求选择合适的量程、精度、且长期稳定性要好。　　(2)露点仪的温度系数湿敏元件除对湿度敏感外，对温度也十分敏感，温漂非线性。因此，露点仪本身要有补偿校准措施。也要注意露点仪测量时的温度范围。　　(3)露点仪特性的初步判断新购买露点仪，安装前可用湿毛巾或其它加湿手段在露点仪探头处加湿，观察结露状态下其特性如量程、分辩率、炅敏度等。　　(4)天然气露点仪的校准露点仪的校准比较困难，终要依据质监部门或生产厂家正规芫备的检测设备和手段进行校准如饱和盐溶液标定，也可使用产品作对比校准。两年校准一次。　　目前世界上湿度测量领域的精品级产品，防爆露点变送器从内部核心技术到外观都体现了先进科技超前设计。它拥有湿度测量领域中多项研究成果和技术，为湿度测量仪器设计提供了新的概念和理论。在线式微量水份或露点温度测量仪表长期以来没有理想的产品，防爆露点变送器对测量的环境要求很高，很多环境不宜使用，此外，由于其稳定的时间长，供电功率大，冷镜面不能承受剧烈震动等原因，测量范围受外界温度变化影响较大，因此在现场测量领域难以担当产品。　　以氧化铝作为湿敏元件材料的露点测量设备发展了近一个世纪，工程师们采取了许多工艺加以改进，但是由于其非线性特性，需要专业化校准，使用中存在漂移严重的问题，很难达到高精度的测量，使广大用户逐渐失去了使用的信心。　　防爆露点变送器在工艺管道上的安装位置是否正确，与被测介质有关。为获得安装效果，达到良好的工作状态，安装时应充分注意下列情况：　　1、防止SF52露点变送器与腐蚀性或过热的被测介质接触。　　2、防止渣滓在导压管内沉积。　　3、导压管要尽可能短。　　4、两边导压管内的液柱压力应保持平衡。　　5、导压管应安装在温度梯度和温度波动较小的地方。　　防爆露点变送器大致情况如下：　　（1）采用本安型防爆，需配置安全栅，必须安装在防爆场合。一些厂商为考虑成本或降低安装难度，不给客户配置，只是建议性指导安装。还有些厂商缺乏经验，不重视，安全栅的安装不符合相应标准，导致安全事故频出。　　（2）选用常规传感器探头，集成于防爆盒中。　　盒中传感器及显示表等线路密集，且显示表一般为常规显示表，很容易产生电火花。从防爆认证的角度看，厂家只有箱体的认证，防爆露点变送器本身没有进行相关防火防爆认证，这是一种打擦边球的做法。　　对于防爆盒而言，有进气与出气口，电源及信号线接口，即使防爆盒能保证安全，由于露点仪需要定期校准，经常的开箱操作会使各密封接口胶垫老化脱落，导致防爆效果降低。

随着城市天然气管道的产生，预防与控制城市天然气管道泄漏，保障天然气有效安全地供给成为了国家必须长期考虑的问题。有多种原因致使城市天然气管道事故频频发生，如城市天然气管道与各种附属设施都以隐蔽的方式纵横交错设置在城市的各个角落，因此只有以预防为主，适时地查出所存在的缺陷，将泄漏事故在事前与萌芽状态就予以扼杀便成为城市天然气管道能安全运行的有利保障。　　预防天然气管道泄漏用到的仪器——[url=http://www.dscr.com.cn/list.asp?classid=42]埋地管道泄漏检测仪[/url]　　SL-908手推式燃气管道检测仪为手推车式检测仪，检测时不需要钻孔和挖开覆土，只需推着仪器在燃气管道上方行走，便可以直接在地面检测地下输气管道的泄漏位置，是地下输气管道探漏理想的仪器。　　SL-908手推式燃气管道检测仪广泛应用于城镇燃气、石油、石化、油库、气站、油气田等部门气体输配管道的安全检查以及管道维护和泄漏抢险等。　　【检测原理及方法】　　当含有可燃气体的空气，通过气泵送到传感器时，检测元件的阻值会迅速变大（其阻值变化的大小跟气体的浓度成正比），同时输出一电压信号，经电路放大后送到显示部分，并产生报警信号。　　处理天然气泄漏排除险情的过程中，必须“先防爆，后排险”，坚持“先控制火源，后制止泄漏”的处理原则，设置警戒区，禁止无关人员进入；禁止车辆通行和禁止一切火源，严禁穿钉鞋和化纤衣服，严禁使用金属工具，以免碰撞发生火花或火星。应采取关阀断气、堵塞漏点、善后测试的处理措施。　　1、天然气一旦发生泄漏，首先应及时通知燃气站人员，关闭天然气主阀，应急人员到达现场后，主要任务是关掉阀门，切掉气源。积极抢救人员，让窒息人员立即脱离现场，到户外新鲜空气流通处休息。有条件时应吸氧或接受高压氧舱治疗，出现呼吸停止者应进行人工呼吸，呼吸恢复后，立即转运至附近医院救治。　　2、及时防止燃烧爆炸，迅速排除险情。现场人员应把主要力量放在各种火源的控制方面，为迅速堵漏创造条件。对天然气已经扩散的地方，电器要保持原来的状态，不要随意开或关；对接近扩散区的地方，要切断电源。　　3、对进入天然气泄漏区的排险人员，严禁穿带钉鞋和化纤衣服，严禁使用金属工具，以免碰撞发生火花或火星。

用于天然气加臭的加臭剂应满足以下要求a) 加臭剂应有一种强烈的臭味 b) 臭味应独特，并与其他常出现的臭味不易混淆 c) 臭味应是令人不愉快的，但不太讨厌的气味。当天然气与不同比例的空气稀释时，臭味特征应保持一致 d) 在加臭剂加人的浓度范围内，加臭的天然气不能有毒或有刺激性，并且加臭剂的加人不能导致产生显著量的有害燃烧产物。。) 加臭剂应是挥发性的，并应在[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp][color=#3333ff]气相[/color][/url]和储存过程中足够稳定 加臭剂不能在燃烧器和安全装置上产生沉积物 。许多国家的经验表明，沸点低于130℃的硫醚类和硫醇类的有机硫化合物能地满足这些基本要求。由于伯硫醇易氧化为二硫化合物，其臭味强度非常低，因而硫醇基加臭剂主要应含仲硫醇和叔硫醇。加臭剂：一种具有强烈气味的有机化合物或混合物。当以很低的浓度加人天然气中，使天然气有一种特殊的、通常令人不渝快的警示性臭味，以便泄漏的天然气在低于其爆炸下限浓度时即被察觉。注 目前 工业上使用的加臭剂为以下几类物质:a) 烷基硫化合物(烷基硫醚类):1) 对称的硫化合物，如C HS-S-C H5 2) 不对称的硫化合物，如 CH,-S-C,H , b) 环状硫化合物(环状硫醚类)，如 C,H aS C) 烷基硫醇类:1) 伯硫醇类 ，如 C,H ,-S H 2) 仲硫醇类 ，如 (CH3)2CH-SH 3) 叔硫醇类 ，如(CH,) ,C -SH色谱操作条件：用[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp][color=#3333ff]气相色谱[/color][/url]法测定加臭剂的组成。色谱柱为长50m 、内径0.2m的甲基硅酮毛细管柱，载气为氢气或氦气，流量为1.8mL/min，分流比为1:30。起始炉温为35℃.恒温10min后，以70℃/min的速度升温至250℃，并维持在此温度。色谱仪的选择：硫化合物或非硫化合物(稀释剂或杂质)可用非硫专用型检测器进行测定，如火焰离子化检测器(FID)或热导检测器(TCD) 各种硫化合物的响应因子应用纯组分制备的校准混合物测定。未能定性的杂质浓度应以正己烷的响应因子进行计算其他具有相当的或更好的组分分离和检测效果的[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp][color=#3333ff]气相色谱[/color][/url]方法均可使用。但是，在有争议的情况下，应使用上述方法可另外使用一个硫专用型检测器以区分硫组分和非硫组分

一、天然气定义 　　从广义的定义来说，天然气是指自然界中天然存在的一切气体，包括大气圈、水圈、生物圈和岩石圈中各种自然过程形成的气体。而人们长期以来通用的“天然气”的定义，是从能量角度出发的狭义定义，是指天然蕴藏于地层中的烃类和非烃类气体的混合物，主要存在于油田气、气田气、煤层气、泥火山气和生物生成气中。天然气又可分为伴生气和非伴生气两种。伴随原油共生，与原油同时被采出的油田气叫伴生气；非伴生气包括纯气田天然气和凝析气田天然气两种，在地层中都以气态存在。凝析气田天然气从地层流出井口后，随着压力和温度的下降，分离为气液两相，气相是凝析气田天然气，液相是凝析液，叫凝析油。　　与煤炭、石油等能源相比，天然气在燃烧过程中产生的能影响人类呼吸系统健康的物质极少，产生的二氧化碳仅为煤的40%左右，产生的二氧化硫也很少。天然气燃烧后无废渣、废水产生，具有使用安全、热值高、洁净等优势。 二、天然气简介　　天然气是一种多组分的混合气体，主要成分是烷烃，其中甲烷占绝大多数，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷，此外一般还含有硫化氢、二氧化碳、氮和水气，以及微量的惰性气体，如氦和氩等。在标准状况下，甲烷至丁烷以气体状态存在，戊烷以上为液体。　　天然气系古生物遗骸长期沉积地下，经慢慢转化及变质裂解而产生之气态碳氢化合物，具可燃性，多在油田开采原油时伴随而出或纯天然气气田。　　天然气蕴藏在地下多孔隙岩层中，主要成分为甲烷，比重约0.65，比空气轻，具有无色、无味、无毒之特性。 天然气公司皆遵照政府规定添加臭剂（四氢噻吩），以资用户嗅辨。天然气在空气中含量达到一定程度后会使人窒息。　　若天然气在空气中浓度为5%～15%的范围内，遇明火即可发生爆炸，这个浓度范围即为天然气的爆炸极限。爆炸在瞬间产生高压、高温，其破坏力和危险性都是很大的。　　依天然气蕴藏状态，又分为构造性天然气、水溶性天然气、煤矿天然气等三种。而构造性天然气又可分为伴随原油出产的湿性天然气、不含液体成份的干性天然气。 三、天然气主要用途　　1、天然气发电，具有缓解能源紧缺、降低燃煤发电比例，减少环境污染的有效途径，且从经济效益看，天然气发电的单位装机容量所需投资少，建设工期短，上网电价较低，具有较强的竞争力。　　2、天然气化工工业，天然气是制造氮肥的最佳原料，具有投资少、成本低、污染少等特点。天然气占氮肥生产原料的比重，世界平均为80%左右。　　3、城市燃气事业，特别是居民生活用燃料。随着人民生活水平的提高及环保意识的增强，大部分城市对天然气的需求明显增加。天然气作为民用燃料的经济效益也大于工业燃料。　　4、压缩天然气汽车，以天然气代替汽车用油，具有价格低、污染少、安全等优点。　　目前人们的环保意识提高，世界需求干净能源的呼声高涨，各国政府也透过立法程序来传达这种趋势，天然气曾被视为最干净的能源之一，再加上1990年中东的波斯湾危机，加深美国及主要石油消耗国家研发替代能源的决心，因此，在还未发现真正的替代能源前，天然气需求量自然会增加。

天然气在汽车上的应用主要有压缩天然气（CNG）和液化天然气（LNG）2种形式。CNG汽车应用较早，技术成熟，已在世界范围普遍应用。我国的许多城市也在积极推广该项技术，并取得了显著的经济效益和社会效益。随着技术的进步,LNG汽车也正在走向市场，它在环保性，经济性和安全性等方面展示了更好的优势。 　　CNG与汽油的经济性比较 　　CNG的经济性取决于天然气的热值和价格。由于政府扶持，天然气价格优势明显。至于热值与其组分有关，不同产地的天然气因其组分不同，热值略有不同，青海涩北天然气热值为36.996MJ/L。 　　以93号汽油为例，其热值为32.74MJ/L,从热值上看，1立方米天然[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp]气相[/url]当于1.13L汽油。1立方米CNG售价1.50元，1L汽油价格2.80元，1.13L为3.16元，两者的价格比为1.0:2.1.假如1辆车每天消耗20.5L汽油，改用CNG后，每天节省33元，一年按300天计算，年节约费用9900元，经济效益十分明显。同时天然气燃烧干净，气缸积炭少，事故少，减少了维修费用。 　　LNG与CNG的经济性比较 　　LNG与CNG的经济性主要取决于各自的价格及气瓶的质量和体积。天然气液化后体积仅为标准状态气态体积的1/600，而压缩到25MPa的CNG的体积为标准状态气态体积的1/250，即1.0立方米的LNG相当于到25MPa下2.5立方米的CNG。1个60L的LNG气瓶的质量约为68kg，2.5个CNG气瓶的质量约为182kg。所以采用LNG在减轻气瓶自身质量，减少安装空间等方面较CNG有优越性。体积小、便于贮运是LNG的优势，也是天然气液化成LNG的目的。

[font=黑体][color=black]天然气水合物的研究、调查现状[/color][/font][align=left][font=黑体][color=black]1.[/color][/font][font=黑体][color=black]天然气水合物的研究[/color][/font][/align][align=left][font=宋体][color=black]近年来，我国对管辖海域做大量的地震勘查资料分析得出，在冲绳海槽的边坡、南海的北部陆坡、西沙海槽和西沙群岛南坡等处发现了海底天然气水合物存在的似海底地震反射层（BSR）标志。[/color][/font][/align][align=left][font=宋体][color=black]自1999年始，广州海洋地质调查局在我国海域南海北部西沙海槽区开展海洋天然气水合物前期试验性调查。完成三条高分辩率地震测线共543.3km。2000年9-11月，广州海洋地质调查局"探宝号"和"海洋四号"调查船在西沙海槽继续开展天然气水含物的调查。共完成高分辩率多道地震1593.39km、多波束海底地形测量703.5km、地球化学采样20个、孔隙水样品18个、气态烃传感器现场快速测定样品33个。获得突破性进展。研究表明：地震剖面上具明显似海底反射界面(BSR）和振幅空白带。"BSR"界面一般位于海底以下300-700m，最浅处约180m。振幅空白带或弱振幅带厚度约80-600m，"BSR"分布面积约2400km'。根据ODP184航次1144钻井资料揭示，在南海海域东沙群岛东南地区，l百万年以来沉积速率在每百万年400-1200m之间，莺歌海盆地中中新世以来沉积速度很大。资料表明：南海北部和西部陆坡的沉积速率和已发现有丰富天然气水合物资源的美国东海岸外布莱克海台地区类似。南海海域水含物可能赋存的有利部位是：北部陆坡区、西部走滑剪切带、东部板块聚合边缘及南部台槽区。本区具有增生楔型双BSR、槽缘斜坡型BSR、台地型BSR及盆缘斜坡型BSR等四种类型的水合物地震标志BSR构型。从地球化学研究发现南海北部陆坡区和南沙海域，经常存在临震前的卫星热红外增温异常，其温度较周围海域升高5-6℃，特别是南海北部陆坡区，从琼东南开始，经东沙群岛，直到台湾西南一带，多次重复出现增温异常，它可能与海底的天然气水会物及油气有关。[/color][/font][/align][align=left][font=宋体][color=black]综合资料表明：南海陆坡和陆隆区应有丰富的天然气水合物矿藏，估算其总资源量达643.5-772.2亿吨油当量，大约相当于我国陆上和近海石油天然气总资源量的1/2。[/color][/font][/align][align=left][font=黑体][color=black]2 [/color][/font][font=黑体][color=black]有关天然气水合物的现状调查[/color][/font][/align][align=left][font=宋体][color=black]西沙海槽位于南海北部陆坡区的新生代被动大陆边缘型沉积盆地。新生代最大沉积厚度超过7000m，具断裂活跃。水深大于400m。基于应用国家863研究项目"深水多道高分辨率地震技术"而获得了可靠的天然气水合物存在地震标志：1）在西沙海槽盆北部斜坡和南部台地深度200-700m发现强BSR显示，在部分测线可见到明显的BSR与地层斜交现象。2）振幅异常，BSR上方出现弱振幅或振幅空白带，以层状和块状分布，[/color][/font][font=宋体]厚度80-450m。3）BSR波形与海底反射波相比，出现明显的反极性。4）BSR之上的振幅空白带具有明显的速度增大的变化趋势。资料表明：南海北部西沙海槽天然气水合物存在面积大，是一个有利的天然气水合物远景区。[/font][/align][align=left][font=宋体][color=black]2001[/color][/font][font=宋体][color=black]年，中国地质调查局在财政部的支持下，广州海洋地质调查局继续在南海北部海域进行天然气水合物资源的调查与研究，计划在东沙群岛附近海域开展高分辨率多道地震调查3500km，在西沙海槽区进行沉积物取样及配套的地球化学异常探测35个站位及其他多波束海底地形探测、海底电视摄像与浅层剖面测量等。另据我国台大海洋所及台湾中油公司资料，在台西南增生楔，水深500-2000m处广泛存在BSR，其面积2×104km[sup]2[/sup]。并在台东南海底发现大面积分布的白色天然气水合物赋存区。[/color][/font][/align][font=黑体][color=black]3.[/color][/font][font=黑体][color=black]天然气水合物的意见与建议[/color][/font][align=left][font=宋体][color=black]鉴于天然气水合物是21世纪潜在的新能源，它正受到各国科学家和各国政府的重视，其调查研究成果日新月异，故及时了解、收集、交流这方面的情况、勘探方法及成果尤为重要，为赶超国际天然气水合物调查、研究水平，促进我国天然气水会物的调查、勘探与开发事业，为我国经济的持续发展做出新贡献，建议每两年召开一次全国性的"天然气水合物调查动态、勘探方法和成果研讨会"。[/color][/font][/align][align=left][font=宋体][color=black]我国南海广阔的陆坡及东海部分陆坡具有形成天然气水含物的地质条件，建议尽快开展这两个海区的天然气水含物的调查研究工作，为我国国民经济可持续发展提供新能源。[/color][/font][/align][align=left][font=宋体][color=black]天然气水合物的开采方法目前主要在热激化法、减压法和注人剂法三种。开发的最大难点是保证井底稳定，使甲烷气不泄漏、不引发温室效应。针对这一问题，日本提出了"分子控制"开采方案。天然气水合物矿藏的最终确定必须通过钻探，其难度比常规海上油气钻探要大得多，一方面是水太深，另一方面由于天然气水合物遇减压会迅速分解，极易造成井喷。日益增多的成果表明，由自然或人为因素所引起温压变化，均可使水合物分解，造成海底滑坡、生物灭亡和气候变暖等环境灾害。因而研究天然气水合物的钻采方法已迫在眉捷，建议尽快开展室内外天然气水合物钻采方法的研究工作。[/color][/font][/align]

紧急求助！急需AGA（美国天然气协会）关于天然气计量的标准！[em0808] 本人有部分相关的 ISO和GPA标准，可以共享交换！

检测不同的气体要使用不同的传感器，天然气和煤气也是存在区别的，导致一些客户在生产中不知道安装哪一种好？一是价格上的区别：煤气传感器较天然气的要贵一些，但是都是可以检测可燃气体的。其次是成分不同：天然气以甲烷为主要成分，而人工煤气则以氢气、甲烷、一氧化碳为主要成分；燃烧爆炸的浓度范围不同：天然气与空气混合后，在空气中天然气的浓度只要达到5-15%遇到火种就会爆炸，而人工煤气与空气混合后，在空气中煤气浓度达到4.8-50%遇到明火就爆炸。三是有害性不同：天然气就其成分的特点，一般无毒，只是在燃烧不完全的状况下产生一氧化碳有毒气体，而人工煤气燃烧后仍含有一定浓度的一氧化碳，具有有毒的特性，两者在泄露状况下，天然气一般不中毒，而人工煤气易中毒。四是来源不同：天然气是从地下直接开采，经过必要的工艺处理得到的，而人工煤气是从煤炭中提取的；使用压力不同：人工煤气为800-1800pa，天然气为1500-2800pa。气体报警器购买时不能只看外观和价格，传感器和产品质量才是关键，选择一台好的气体报警器不仅检测准确，使用寿命也会长一些，算下来是更划算的。

[font=微软雅黑][size=16px][color=#161616]天然气净化脱硫剂、脱硫石膏属于固体废物，不属于危险废物。天然气脱硫剂主要成分为氧化铁，本身不具有危险特性，未纳入《国家危险废物名录》（2016版），但天然气脱硫剂往往含有二氧化硫或其他有机成分，部分省市在管理过程中将其参照危险废物进行管理，提高管理级别。[/color][/size][/font][font=微软雅黑][size=16px][color=#161616]普通烟气脱硫剂与脱硫石膏最后成分主要为硫酸钙，不属于危险废物。如果脱硫剂、脱硫石膏中混入了其他危险废物（如重金属、焚烧飞灰），按照危险废物混合原则，按照危险废物进行管理。[/color][/size][/font]

检测不同的气体要使用不同的传感器，天然气和煤气也是存在区别的，导致一些客户在生产中不知道安装哪一种好？一是价格上的区别：煤气传感器较天然气的要贵一些，但是都是可以检测可燃气体的。其次是成分不同：天然气以甲烷为主要成分，而人工煤气则以氢气、甲烷、一氧化碳为主要成分；燃烧爆炸的浓度范围不同：天然气与空气混合后，在空气中天然气的浓度只要达到5-15%遇到火种就会爆炸，而人工煤气与空气混合后，在空气中煤气浓度达到4.8-50%遇到明火就爆炸。三是有害性不同：天然气就其成分的特点，一般无毒，只是在燃烧不完全的状况下产生一氧化碳有毒气体，而人工煤气燃烧后仍含有一定浓度的一氧化碳，具有有毒的特性，两者在泄露状况下，天然气一般不中毒，而人工煤气易中毒。四是来源不同：天然气是从地下直接开采，经过必要的工艺处理得到的，而人工煤气是从煤炭中提取的；使用压力不同：人工煤气为800-1800pa，天然气为1500-2800pa。气体报警器购买时不能只看外观和价格，传感器和产品质量才是关键，选择一台好的气体报警器不仅检测准确，使用寿命也会长一些，算下来是更划算的

[b]北京市车用天然气热值计量试点工作部署会在京召开 [/b] 计量资讯速递 今天 为促进北京市交通运输行业提质增效，保障车辆动力性能，提高运输效率和降低能源消耗，北京市质监局联合北京市交通委将试点开展公交车用天然气热值计量工作，并于10月23日上午在北京召开了车用天然气热值计量试点工作部署会。北京市质监局计量处、北京市交通委科技处、北京市计量检测科学研究院、北京市交通发展研究院有关领导及北京市公交集团、祥龙公交、公交集团燃料供应分公司、中油公交、中石化北京石油分公司、中油潞安、圣洁明公司、中石化北燃、昆仑华港、中燃国润及中油祥龙等企业代表出席会议并发言。　　会议由北京市质监局计量处马丽处长主持并介绍车用天然气热值计量试点工作背景和计量监管要求。马丽表示，目前，天然气已成为北京市交通行业重要能源品类之一，在蓝天保卫战和公交全部电动化的背景下，天然气仍将是北京公交行业节能减排的重要影响因素。随着车用天然气供需双方在天然气采购中引入热值需求的日益迫切，开展公交车用天然气热值计量试点工作，完善相关标准、检测及核算机制，将进一步促进交通行业提质增效、节能减排。　　北京市交通委科技处周园副处长详细介绍了北京交通行业节能减排工作和热值计量需求。她表示，通过有关调研、检测等数据发现，目前，北京市车用天然气热值稳定性距离国家先进水平还有一定差距，因此，对北京市公交车用天然气开展热值计量，无论是从企业角度、政府管理角度，还是节能减排考核角度，都具有非常重要的意义。　　北京市质监局计量处刘勇副处长传达了市质监局与市交通委联合开展的车用天然气热值计量试点工作方案及任务要求。　　北京市计量检测科学研究院张克副院长介绍了热值计量量传溯源技术研发思路，以及高效、公正的天然气热值计量技术保障措施。他表示，目前我国已制定有比较完备的天然气体积流量计量、天然气分析检测标准，以及相关的仪器设备检定规程、校准规范，但尚未建立高准确度的天然气热值直接计量技术，北京市计量检测科学研究院将为建立满足北京交通节能减排工作需要的标准、计量体系和技术创新团队做出积极的努力。　　北京市交通发展研究院节能减排中心徐龙工程师从基本情况、工作基础和试点要求三方面详细介绍了热值计量检测服务及数据分析应用。　　公交集团、祥龙公交及各供气单位参会代表就试点工作分别作出发言，并表示出对试点工作的积极支持。

常用流量计选型须知 1. 电磁流量计 　　测量各种酸、碱、盐等腐蚀液体；各种易燃，易爆介质；各种工业污水，纸浆，泥浆等。电磁流量计不能用于 测量气体、蒸气以及含有大量气体的液体.不能用来测量电导率很低的液体介质,不能测量高温高压流体。 　　2. 涡街流量计（旋涡流量计） 　　涡街流量计,主要用于工业管道介质流体的流量测量,如气体、液体、蒸气等多种介质。其特点是压力损失小,量程范围大,精度高,在测量工况体积流量时几乎不受流体密度、压力、温度、粘度等参数的影响。 　　⒊ 浮子流量计（转子流量计） 　　它可以用来测量液体、气体、以及蒸汽的流量，特别适宜低流速小流量的介质流量测量。 　　⒋ 科氏力质量流量计 　　质量流量计广泛应用于石化等领域，是当今世界上最先进的流量测量仪表之一， 　　⒌ 热式（气体）质量流量计 　　它适合单一气体和固定比例多组份气体的测量。 　　典型应用： 　　工业管道中气体流量测量 　　燃气过程中空气流量测量 　　烟囱排出的烟气流量测量 　　水处理中瀑气流量测量 　　水泥，卷烟，玻璃厂生产过程中气体流量测量压缩空气流量测量 　　天然气，煤气，液化气，火炬气，氢气等气体流量测量 　　钢铁厂加气流量测量 　　⒍ 超声波流量计 　　目前我国只能用于测量200℃以下的流体。强腐蚀性、非导电性、放射性及易燃易爆介质的流量测量问题。 　　⒎ 涡轮流量计计 　　涡轮流量计广泛应用于以下一些测量对象：石油、有机液体、无机液、液化气、天然气、煤气和低温流体等。 　　8.孔板流量计 　　孔板流量计配合各种差压计或差压变送器可测量液体、蒸汽、气体的流量，全部单相流皆可测量，部分混相流亦可应用，广泛应用于石油、化工、冶金、电力、轻工等部门。 　　9.阿牛巴流量计 　　主要用于工业过程中各种能源如液体、燃料气、蒸气和气体的测量，适用于方形或矩形管道。 　　10.V锥流量计 　　可以广泛应用于各种领域，适合测量水、油、多种液体、蒸汽、空气、天然气、煤气、石油气、有机气体、油渣等。 　　总之，没有一种测量方式或流量计对各种流体及流动情况都能适应的．不同的测量方式和结构，要求不同的测量操作、使用方法和使用条件．每种型式都有它特有的优缺点。因此，应在对各种测量方式和仪表特性作全面比较的基础上选择适于生产要求的，既安生可靠又经济耐用的最佳型式．

各位前辈好 我研究生在读 正使用安捷伦GC 6890N气相色谱分析二氧化碳在醇胺中的溶解度。 之前不知是谁更改过色谱柱的信息，设定的是30m *230 um * 0 um, He为载气且流量为5.6ml/min时（气压显示60psi 实在是太高了）CO2的保留时间为4分钟左右，但后来发现实际使用的柱子为30m*530um*40mm 我在软件中更改了正确的柱子信息，但是使用其他相同条件，5.6ml/min（气压显示7psi）在30分钟内都没有峰出现……后来我找到一篇安捷伦测天然气的文章 同是使用GC6890N HP-PLOT-Q 30m*530um*40mm的柱子 设置相同的条件进样纯CO2和空气，文章里的保留时间是 空气1分钟左右 CO2 两分钟左右；而我的结果相差甚远 空气14分钟 CO2 21分钟……所以我不知道是不是在变更柱子后还要对载气流量进行校准呢？就是说虽然我设定了载气流是5.6ml/min，实际GC使用的载气流远小于这个值呢谢谢大家http://simg.instrument.com.cn/bbs/images/default/em09507.gif

1 天然气的微含水量和物理性质的测定很大程度上取决于露点仪取样系统的设计、结构、安装等条件，取样系统提供的天然气样品是否具有代表性，将直接影响分析仪表的工作质量和检测结果。2 露点仪取样系统的材料、结构必须能够承受取样处的压力、温度、流速冲击和腐蚀，而不改变气体的化学性质。3 露点仪取样系统应设计合理。通常情况下，取样系统应设快速回路。分析仪尽量靠近取样点，以zui小的滞后，把气体样品送入分析仪表中。4 取样探头应能插入管道直径的1/2或1/3处，且不易被堵塞，以保证所采的样气能具有代表性。5 为保证样气的质量以及仪表和其它辅助设备的使用效果，应对取样系统设粗过滤装置，以初步除去样气中的杂质。该过滤装置应能承受管道气体的压力、温度、流速和腐蚀性。6 取样管路应能方便地与输气管道连接，当需要取压阀连接或法兰连接时，供方应提供相应的连接件和紧固件，并提供详细的安装方式和图纸。7 露点仪取样系统使用的材料要求：与天然气接触的所有表面一般应选用不锈钢材料，所采用的不锈钢材料既不应影响天然气的组分和物性且不受天然气的影响。密封圈（垫）的材料除应满足压力、温度等条件外，亦应满足其与天然气接触既不会影响天然气的组分和物性且不受天然气的影响的条件。8 为了防止在减压后的取样管路中有液体形成，应对这些取样管路进行加热，取样管路的加热温度应至少高于凝析温度10℃，取样管路的伴热和保温应由供方负责，若采用电伴热方式，应提出伴热设备的负荷要求。9 露点仪取样系统应设置压力控制和过压保护装置，以保证样气压力的相对稳定，同时，应保证仪表和设备的安全、正常工作。10 取样系统按管道设计压力选用。正常运行时，取样系统的探头及管路，在安装处不得有泄漏。

打开能源的“牢笼”在冰的天然气水合物矿床中，可以发现大量的天然气，但是将这些天然气开采出来却是一个严峻的挑战。一万亿立方英尺 (tcf) 有多大？ 尽管我们知道这个体积非常大，但是要想像其具体的大小将会相当困难。这里有一种方法。假定我们站在足球场或橄榄球球场一端的球门附近。在另一端俯视球场，设想一条长度为 30 倍球场长度的直线。（这一距离大概为 3 公里（约 1.9 英里）或相当于 3500 步。）现在右转 90 度，然后按照该方向设想一条相同距离的直线。最后，直视前方，设想一条长度相同并且垂直于地面向天空方向延伸的直线。那么，这个立方体的三条边所包含的体积就大约为一万亿立方英尺！平均而言，地球上的每人每月大约消费七万亿立方英尺天然气！ 燃烧的冰地球上的人使用天然气（甲烷，CH4）这种矿物燃料提供日常所用能源的 45%。目前，每年的天然气燃烧量约为 2.4 万亿立方米（85 万亿立方英尺）。不幸的是，按照这一速度，我们所发现的地球天然气储量只能使用 60 年。这意味着按照目前所知的情况，对于今天正在上高中的学生而言，他们的子孙就没有可用的天然气了。对于这一暗淡的前景也有一些好的消息。看起来还有另外一个天然气资源的世界，足以满足我们当前以及将来 2000 年的能源需求。这完全可以惠及我们子子孙孙！不幸的是，我们还没有找到开采这一天然气的经济方式。我们目前正在研究。 这些特殊的天然气储量称为天然气水合物，它们由其甲烷（天然气）分子中类似小鸟笼一样的冰结构构成。基本的水合单元是中空的水分子晶体，其中包含一个天然气单分子。这些晶体以紧密的网格结构相互联接在一起。如果这些天然气水合物的联接程度紧密上几倍，那么它们看起来将更象是冰。但是其属性和冰不同：它们在适当的条件下可以燃烧！这是 21 世纪一个相当热门的话题。全球天然气水合物的储量丰富，因此有些国家已经开始研究和探索计划，致力于理解水合物的行为、确定其精确储量并开发可行的开采方法。日本、印度、美国、加拿大、挪威和俄罗斯等国家都在进行天然气水合物的勘测。 天然气水合物是一个晶体结构。这一天然气水合物的每个单元小室都包含 46 个水分子，构成两个较小的十二面体和 6 个较大的十四面体。天然气水合物只能承载较小的气体分子，例如甲烷和乙烷。在常温常压（STP）下，一体积的饱和甲烷水合物将包含 189 体积的甲烷气体。天然气水合物这么大的气体储量意味着重要的天然气来源。

天然气露点仪是用于检测天然气从地下出来后富含水汽，确保管道传输天然气的质量稳定的一种仪器。 当乙二醇吸收杂质到饱和时，烃类炭氢化合物，硫化氢和其他腐蚀性气体经干燥后一直残留在天然气中，另外，在此过程中添加了乙二醇，这些成分影响传感器，如果不用专用采样系统可靠处理，炭氢化合物将损坏和覆盖传感器，延缓响应时间，如果乙二醇等物质沉积于传感器上，它将改变响应特性。在没有损坏传感器之前，腐蚀性物质将永*性地改变传感器对湿度的响应。 天然气从地下出来后富含水汽，该水汽需再次去出以防管道被腐蚀、水汽凝聚在管道中结冰以降低传输费用和确保管道传输天然气的质量稳定。一般情况下，水汽的去除是通过三乙烯基乙二醇——该介质为吸湿物质，同时也吸收其他污染物。湿乙二醇通过蒸馏和再循环再生，该方式费用昂贵，所以当气体中水分含量达不到传输和使用的要求时需对这个处理过程进行优化。优化干燥过程要求对气体的水分含量进行连续测量。

天然气报警器是由控制器和探测器两部分组成，通常我们说的探头是探测器，只是气体报警器的一部分而已。工业用天然气探头，会碰见这样的情况，不清楚探头是否处于正常的工作状态？尤其是，工业用天然气探头，更加需要确保正常工作状态，才能够让工作人员对作业场所内的天然气进行有效的监测，达到厂内人身财产安全，防止意外降临。那么我们在使用过程中该如何判断工业级天然气探头是正常状态？ 其实分辨天然气探头是否处于正常状态，方法很简单。天然气探头上有状态指示灯，不同型号的天然气探头状态指示灯的数量不同。以AF110/AF111为例，便携式天然气探头有5个指示灯，分别为运行指示灯，电源指示灯和故障指示灯及声光报警提示灯，当气体浓度超标时，声光报警提示灯就会亮起，如果探头出现故障，故障指示灯就会亮起，而正常的检测状态，只有中间的电源绿色灯常亮。几个指示灯，直观明了，可以清楚判断出天然气探头是否处于正常工作状态。