天然气价格走势曲线_天然气价格波动曲线怎么看

1.小伟设计了一个天然气泄漏检测电路，如图甲所示，R为气敏电阻，其阻值随天然气浓度变化曲线如图乙所示．R

2.天然气地暖费用计算如何天然气地暖划算吗

3.生产要素的市场供给曲线怎么画？

4.典型天然气管道因素分析

天然气是多种烃类和非烃的气态混合物。在常温常压下以气态存在的烃类有甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、异丁烷及新戊烷;非烃类有氢、氮、二氧化碳、硫化氢和惰性气体。在地下高温高压下，C5—C7烷烃和部分环烷烃、芳烃及有机硫化物也可以呈气态存在。

天然气的物理性质是多方面的，在此主要阐述与天然气地质学相关的物理性质。

(一)密度与相对密度

天然气的密度定义为单位体积气体的质量。天然气的密度随重烃含量尤其是高碳数的重烃气含量增加而增大，亦随CO2和H2S的含量增加而增大。

天然气的相对密度是指在标准状况下，单位体积天然气与同体积空气质量之比。天然气的相对密度一般与相对分子量成正比。亦随重烃、CO2、H2S等高分子量气体含量增加而增大。

在标准状况下，天然气中常见组分的密度和相对密度如表1－7所示。

表1－7 天然气中常见组分的密度和相对密度(101325Pa，15.55℃)

天然气在地下的密度随温度的增加而减小，随压力的增加而加大。但鉴于天然气的压缩性极强，在气藏中，天然气的体积可缩小到地表体积的1/200～1/300，压力效应远大于温度效应。因此，地下天然气的密度远大于地表温压下的密度，一般可达(150～250)kg/m3;凝析气的密度最大可达(225～450)kg/m3。

(二)临界温度和临界压力

在自然(地面或地下)条件下，气体是否以气态存在取决于温度和压力。这就涉及临界温度和临界压力的概念。纯物质的临界温度系指气相物质(通过加压)能维持液相的最高温度。高于临界温度时，无论加多大压力，都不能使气态物质变为液态。在临界温度时，气态物质液化所需要的最低压力称为临界压力。高于临界压力时，无论温度高低，气、液两相不可能共存。这种临界状态只适用于纯物质，而不适于多组分系统。

天然气常见组分的临界温度和临界压力如表1－8所示。对于各烃类组分来说，甲烷的临界温度为－82.57℃，乙烷为32.37℃。因此，它们在地下除溶于石油和水或形成气水合物之外，均以气相存在。丙烷临界温度为96.67℃，在低于该温度时，在适当的压力下即可液化。因此丙烷及碳数更高的烷烃在地下大多以液相存在，仅有少量与甲烷、乙烷呈气态存在或溶于石油或溶于水(数量更少)。

表1－8 天然气中常见组分的临界温度和临界压力

图1－6 丙烷pVt关系曲线图

现以丙烷为例说明温度、压力与物质相态的关系。如图 1 －6 所示，当温度低于临界温度时，如71. 1℃和87. 8℃，由 pVt关系曲线上可以看出: 气态丙烷的体积先是随压力增加而缩小; 在达到 A、A'点后压力不变而体积继续缩小，直到 B、B'为止; 过 B、B'后即使压力增加极大，体积变化甚微。Ai( A、A'……) 点为开始液化点，Bi( B、B'……) 点为完全液化点，Ai—Bi为气、液两相共存区间，两相平衡。在两相平衡区间 ( Ai—Bi)等压缩小体积的压力为饱和蒸气压力，简称蒸气压力。据此可将蒸气压力定义为在一定温度条件下气体可能存在的最大压力。在一定温度下，处于蒸气压力时气、液两相共存。蒸气压力的大小取决于温度，随着物系温度升高，等压缩小体积的Ai—Bi区间段逐渐缩短，直到成为一点，即K点。K为临界点，其温度和压力即为临界温度和临界压力。

烃类混合物的相图以甲烷－乙烷双组分混合物的相图为例加以说明。如图1－7所示，混合物的临界压力大大高于参与混合各组分的临界压力，而混合物的临界温度则处于混合组分的临界温度之间且更趋近于参与混合各组分中最高临界温度。可推知，多组分气体混合物的蒸气压力也将大大高于相同温度下单一组分的蒸气压力。

图1－7 甲烷－乙烷混合物的相图

图1－8 多组分烃类物质的相图

多组分混合烃气物系相图与双组分相图类似，如图 1 －8 所示。图中 K1点为临界凝析点，K1点的温度称为临界凝析温度，高于该温度在物系内就不可能形成液态; 线 5为露点线，代表液体开始析出，温度继续降低即形成气、液两相共存;线 4 为泡点线，代表气已达到饱和，开始起泡，有少量气体分子逸出液体，如果继续降压，就可以形成游离气态，形成气、液两相共存; K点为临界点，K 点是露点线和泡点线的交汇点，为气、液两相的内涵变为相同的点，K 点的压力称为临界凝析压力，高于该压力物系内便不可能形成纯游离气相。K点左边(低于K点温度)高于该点压力(实际上是高于泡点压力即泡点线4之上)的1区只存在不饱和的溶解气;K点右边(低于临界凝析温度K1区间)在高于该点压力(实际上为露点线之上)的2区为凝析气。所以说，高于K点压力(临界凝析压力)物系内便不可能形成纯游离气相。故泡点曲线4上方的1区为纯液相(代表含有欠饱和溶解气的油藏区);露点曲线下段K1点右侧的3区为纯气相(代表纯气藏区);露点曲线上段(K—K1)之上方的2区为凝析油气藏区;泡点曲线4和露点曲线5所包围区内气、液两相共存(代表有游离气顶的油气藏分布区)。

在地下地层中，当气层温度处于K与K1之间，如图中温度在82.5℃时，低压下物系以气态为主，气、液两相平衡，随压力上升液相逐渐增多，符合正常凝结的概念(增压凝结);当压力增加达到B2后，压力继续增加液相(油相)反而减少，待达到B1点则完全气化(更确切地说是气、液两相界线完全消失，成为非气非油的凝析油气流体)。这与正常蒸发概念完全相反(增压蒸发)，称之为逆蒸发现象。反之，从B1到B2点的过程，与正常凝结现象呈反向(减压凝结)，称之为逆凝结。凝析(油)气藏的形成就是逆蒸发之相态转变所致。而气藏开时凝析物(油)是由逆凝结而析出。

从上面的叙述可以得出如下概念:等温压缩过程的蒸发现象叫做逆蒸发，也可称之为反溶解。在一定条件下轻液态烃表现出在烃气介质中被蒸发(溶解)的特性，从而在自然界形成一种含溶解状态液体的气体，这种气体叫做凝析气，这种气体的地下聚集就是凝析气藏。气体混合物等温膨胀时形成凝析液的现象叫做逆凝结。在地层条件下包含在气藏中的气量与凝析油量之比(m3/m3或m3/t)通常叫凝析油气比。天然气藏的凝析油气比变化一般在(4000～30000)m3/t之间。

(三)溶解性

天然气能不同程度地溶解于水和油两类溶剂中，具体数量取决于天然气和溶剂的成分以及气体的压力、温度。不同成分的气体其溶解系数有相当大的差别，在常温常压下天然气常见组分在水中的溶解系数如表1－9所示。根据相似相溶原理，烃气在石油中的溶解度要比水中大许多倍。在标准状况下甲烷在石油中的溶解系数为0.3，是在水中溶解系数的近10倍。溶解性随压力增高溶解度增大，随温度升高反而降低。另外，当石油中溶有天然气时，即可降低石油本身的相对密度、黏度以及表面张力。

表1－9 天然气常见组分在水中的溶解系数(20℃，101325Pa)

(四)黏度

黏度是指流体分子间相对运动所产生的内摩擦力的大小。天然气的黏度就是天然气分子间内部摩擦力的一种量度。天然气黏度是研究天然气运移、开发和集输的一个重要参数。天然气的黏度很小，在地表常温常压下，只有(n×10－2～10－3)mPa·s。远比水(1mPa·s)和油(1～n×10mPa·s)的黏度低。天然气黏度与气体组成、温度、压力等因素有关。在接近大气压的低压条件下，压力对黏度的影响很小(可忽略)，黏度随温度增加而变大，随分子量增大而减小;而在较高压力下，天然气的黏度随压力增加而增大，随温度升高而减小，随分子量增加而增大。此外，天然气黏度还随非烃气体增加而增加。

(五)吸着作用

气体与固体表面接触所发生的关系，可以有吸收作用，也可以只有吸附作用，或兼而有之。吸附作用与吸收作用是有区别的，气体与固体表面接触并渗入固体物质内部(直至饱和)的现象叫做吸收作用;而气体被固体吸收的初步过程是气体分子被固体表面分子所吸引，这一现象叫做吸附作用。由于常常不能确定是吸附作用还是吸收作用，故把气体(或液体)在固体表面发生的作用笼统称为吸着作用。

(六)扩散

气体扩散是自然界常见的一种物理化学现象。按引起扩散的主导因素可分为浓度扩散和温度扩散。按扩散介质可分为气体在气体中扩散(自由扩散)、气体在液体中扩散和气体在固体(岩石)中扩散。

浓度扩散是由物质的浓度差而引起，气体由高浓度处向低浓度方向流动，分子的相互运动趋向于拉平相互接触的容器内物质的浓度。随着温度升高，分子的热运动加速，扩散加快。

温度扩散(热扩散)是由于存在温度差而产生，热扩散使轻分子或小分子气体趋向于在高温区集中，而重分子或大分子气体在低温区聚集。

天然气的扩散不可小视，扩散可使气田中的气大量散失。在漫长的地质历史中，扩散甚至可使整个气藏消失。

(七)热值

热能是天然气主要经济价值所在。天然气的热值与组成天然气的成分有关，含烃气比例越高，热值越高;含非烃气，特别是含CO2、N2等气体比例越高，热值越低。天然气中主要烃气成分的热值如表1－10所列。

从表1－10可见，就烃气而言，以体积论，含重烃比例越高，特别是含较高碳数烃气越多，热值越高;以重量论，相同重量的天然气则是含甲烷比例越高，热值越高。

表1－10 天然气中主要烃类气体的热值

*原统计以 Btu/ft3计，经换算成 SI 单位。 ( 据 《美国天然气工程手册》，1959)

( 八) 甲烷气水合物

在自然界的低温高压条件下，天然气 ( 氦、氖、氢除外) 能够与水结合形成结晶水合物(固体气)，这是天然气的重要性质，这一性质具有实际意义。

固体气为密度在(0.88～0.90)g/cm3的固体结晶物质，像雪或冰，通式为M·H2O，式中M为形成水合物的气体分子。1m3气体水合物中含0.9m3的水和70～240m3的气，含气量的多少取决于气体的组分。尽管甲烷、乙烷、丙烷、CO2等气体均可形成气水合物，但固体气中的天然气还是以甲烷占优势，即常见为甲烷水合物。

甲烷水合物是在冰点附近的特殊温度和压力条件下形成的(图1－9)。其开始出现的条件是:温度低于0℃，压力小于2.5MPa;温度0～20℃，压力为2.5～25MPa。温度达21～27℃时，甲烷水合物将被分解。因此，气水合物主要存在于冻土、极地和深海沉积物分布区。

图1－9 海水与甲烷形成气水合物的相图(据Katz，1959)

在一定温度、压力条件下，气和水相互作用形成气水合物。除甲烷、氮和惰性气体以外的所有其他气体，都具有高于某一温度就不形成气水合物的临界温度。形成气水合物的条件是必须低温高压，在地层条件下，只有在深潜的“永久”冻土带(厚层冰岩带)发育区(一般在极地)，低温高压才能得以兼备。在现代沉积物中，前苏联科学家发现，海洋底下是天然气水合物形成的最佳场所，海洋总面积的90%具有形成气水合物的温压条件。

小伟设计了一个天然气泄漏检测电路，如图甲所示，R为气敏电阻，其阻值随天然气浓度变化曲线如图乙所示．R

天然气地暖费用计算如何天然气地暖划算吗

由图甲可知两电阻串联，电压表测量R0两端的电压，电流表测电路中的电流；

（1）由乙图可知，当天然气浓度增大时，气敏电阻R的阻值变小，电路中的总电阻变小，

∵I=

∴电路中的电流变大，

∴U=IR，

∴R0两端的电压变大，即电压表的示数变大，故A正确；

根据公式P=UI可知，此时电路消耗的总功率增大；故C正确；

（2）同理可知，天然气浓度减小时，气敏电阻R的阻值变大，电路中的电流变小即电流表的示数变小，故B不正确；根据公式P=UI可知，此时电路消耗的总功率减小，古D不正确．

故选AC．

生产要素的市场供给曲线怎么画？

天燃气地暖费用贵么?费用多不多?关于这个问题，不管您是初步了解天然气地暖或者已经安装，费用问题一直都是大家关注的焦点。下面关于天然气地暖的相关问题，跟随我们一起来看一下吧！

不过，由于地暖系统需要24小时开启，因此不少用户对其使用费用非常关注。但是天然气地暖有其特有的节能性，使用费用并不比其他暖方式高多少。关于大家想要了解的费用的问题，下面将给大家认真地介绍一下。

地暖是以地暖管内的热水循环加热整个地板，通过地面均匀地向室内辐射散热的一种供暖方式。地板自下而上辐射的供暖方式符合人体生理需求曲线，热量集中在人体受益的高度内。地暖温度曲线正好符合人体生理需求，舒适度高，热量损失，天然气地暖相比于水地暖来说，水地暖需要不断的水循环，可能大家基于平常生活中的认识，天然气的价格也是越来越高。但是相对于水地暖的无限水循环来说，天然气供暖比较快捷方便。两种不同的地暖虽然方式不同，但是取的效果还是很不错的。也不太存在哪种划算不划算的问题。灵活调控让费用更低。

地暖的使用费用跟用户的使用习惯有很大的关系，用户在使用地暖的过程中要养成良好的习惯，降低地暖的运行费用。当然如果您有较长时间离开房间的时候，建议将温控器的温度下调几度。如果是长期不住人或者长时间出差不在家的情况下关系地暖系统。夜晚休息的时候也可以将地暖的温度稍微调低。据统计室温每降低1℃能源费可以节省10%左右的燃气。此外，还要注意在地暖开启时要少开窗户，并且不要频繁开启关闭地暖，等等。

费用计算如何?天然气地暖划算吗?以上就是关于费用问题的最佳答案。因为地暖供暖符合中医学养生原理，舒适度高，地暖虽然需要长时间开启。但其只是在刚启动升温的时候用气较多，当温度达到设定温度后仅需要少量的燃气就能保持室内的温度。因此无需担心天然气地暖的费用啊。

以上就是小编为您带来的关于天然气地暖的全部内容。

典型天然气管道因素分析

这是肘弯曲线，因为当劳动力价格（工资）上升到一定程度，人们根据效用最大化将不再投入时间工作，而是选择休闲，所以劳动力供给曲线的斜率将小于前半段。

1、当激励因素是劳动报酬的增加时，其工作对劳动者的资格有较高的要求，而有能力的人，即劳动者必然会减少。

2、函数的正相关部分表现为个体劳动力与报酬的相关函数表达，个体劳动力的总和是市场劳动力，当市场劳动力趋于饱和时，劳动力是供大于求，价值数量减少，补偿相应减少，即函数为负相关部分。

3、劳动力供给曲线的形成主要受替代效应和收入效应的影响。

供参考。

以某输气管道为例进行分析（以下称C管道），C管道设计操作压力6.4MPa，管道设计输量为20×108Nm3/a，干线管径Φ660mm×8mm，钢管等级L415。管线干线全长900km。全线共4个压气站，压气站位置及高程如表3-15所示。

表3-15 管道站间距及高程表

根据管道实际情况，选取主要站场建立模型，分析各参数变化时整条管道能耗的变化情况。由于C管道各压气站都用燃气轮机驱动，所以将计算得到的压缩机轴功率全部转化为机组耗气量，天然气的热值按35588 kJ/m3计算，燃气轮机的效率取30%。天然气折标煤系数按13.3 tce/104m3计算，即1万m3天然气折合13.3t标准煤。

选取的能耗影响因素为输量、环境温度、出站温度、出站压力等。

1.输量对生产单耗的影响

利用已经建立好的模型，设定一定的管道基础参数[管径660mm、壁厚8mm、管壁粗糙度0.01mm、总传热系数1.212W/（m2·K）等]，地温设为10℃，出站压力设为6.4MPa，出站温度为40℃，在设计输量20×108m3/a上下调整其输量，计算管道能耗和管存的大小，如表3-16所示。

表3-16 输量对生产单耗的影响

图3-9 不同输量下单耗变化曲线

根据以上计算结果，拟合出的生产单耗和输量的关系曲线如图3-9所示。

在其他参数固定不变的情况下，随着输量的增大，单耗呈单调上升趋势；并且输量越大，能耗增加的幅度也越大。

在设计输量下，输量增加10%[（20～22）×108m3/a）]，生产单耗上升12.24%，生产单耗上升的幅度是输量上升幅度的1.224倍；

在低输量下，输量增加14.28%[（14～16）×108m3/a）]，生产单耗上升8.98%，生产单耗上升的幅度是输量上升幅度的0.628倍；

在高输量下，输量增加6.67%[（30～32）×108m3/a）]，生产单耗上升20.09%，生产单耗上升的幅度是输量上升幅度的3倍。

单耗和输量拟合出的关系曲线为：

油气管道能效管理

相关系数为：R2=0.9981。

拟合出的机组耗气量和输量的关系曲线如图3-10所示。

图3-10 不同输量下机组耗气量变化曲线

在其他参数固定不变的情况下，随着输量的增大，机组耗气量呈单调上升趋势。并且输量越大，能耗上升的幅度越大，与生产单耗随输量的变化曲线趋势一致。输量和机组耗气量拟合出的关系曲线为：

油气管道能效管理

相关系数为：R2=0.99。

拟合出的管存和输量的关系曲线如图3-11所示。

图3-11 不同输量下出站压力相同管存变化曲线

在其他参数固定不变的情况下，随着输量的增大，管道整体管存呈单调下降趋势。随着输量的不断增加，管存下降的幅度也不断提高。因为在出站压力一定的情况下输量增加，管段压降就会增加，最后导致进站压力减小，平均压力下降，对应管存就会降低，能耗也相应升高。输量和管存拟合出的关系曲线为：

油气管道能效管理

相关系数为：R2=0.9996。

在设计输量下，输量增加10%[（20～22）×108m3/a）]，管存降低1.89%，生产单耗上升12.24%；在低输量下，输量增加14.28%[（14～16）×108m3/a）]，管存降低1.38%，生产单耗上升8.98%；在高输量下，输量增加6.67%[（30～32）×108m3/a）]，管存降低3.43%，生产单耗上升20.09%。

2.环境温度对能耗的影响

气体在输送过程中，由于气体密度远远小于油品密度，与同直径的输油管相比，质量流量只有输油管道的1/3～1/4，而定压比热相差不大，在同样的K、T0、D和L的条件下，输气管的a值大很多，温降比输油管快很多，温降曲线较陡。若考虑焦耳一汤姆逊效应，输气管道的温度可能低于周围介质温度。

气体与周围介质的热交换对输气管道能耗有一定的影响。和上述研究输量对能耗影响一样，在其他参数不变的前提下，改变环境温度的值（在0℃～30℃范围内），计算输气管道能耗的变化情况。计算结果如表3-17、图3-12～图3-14所示。

表3-17 地温对生产单耗的影响

图3-12 不同环境温度下生产单耗变化曲线

图3-13 不同环境温度下机组耗气量变化曲线

图3-14 不同环境温度下管存变化曲线

在其他参数不变的情况下，环境温度和单耗之间呈线性关系。随着环境温度的增大，单耗值呈单调上升趋势。环境温度上升10℃，生产单耗增加约2%～3%。

生产单耗和环境温度关系曲线：

油气管道能效管理

相关系数R2=0.9998。

在其他参数固定不变的情况下，随着环境温度的增大，机组耗气量呈单调上升趋势。和单耗与环境温度的关系一样，环境温度和耗气量呈线性关系，其关系曲线：

油气管道能效管理

相关系数R2=0.9995。

在其他参数固定不变的情况下，随着环境温度的增大，管道整体管存呈单调下降趋势。环境温度和管存呈线性关系，其关系曲线：

油气管道能效管理

相关系数R2=0.9988。

3.出站温度对能耗的影响

天然气经过压缩机后气体温度会急剧上升。为了增加管道的输量，控制干线输气温度在允许范围内以防止破坏内涂层，需要在站内设置冷却设备。因此将冷却后的出站温度作为影响因素之一考虑。

和上述研究地温对能耗影响一样，在其他参数不变的前提下，令出站温度在25℃～60℃范围内变化，记录其能耗和管存的大小，如表3-18。根据以上计算结果，拟合出的生产单耗随出站温度的关系曲线如图3-15。

表3-18 出站温度对生产能耗的影响

图3-15 不同出站温度下单耗变化曲线

在其他参数固定不变的情况下，出站温度和单耗之间几乎呈线性关系。随着出站温度的增大，生产单耗呈单调上升趋势。出站温度降低10℃，生产单耗降低2%～3%。生产单耗和出站温度关系曲线：

y=0.3569x+121.37

相关系数R2=0.9995。

机组耗气量随出站温度变化的关系曲线如图3-16所示。

图3-16 不同出站温度下机组耗气量变化曲线

在其他参数固定不变的情况下，出站温度和机组耗气量之间呈线性关系。随着出站温度的增大，机组耗气量呈单调上升趋势。拟合出的关系曲线：

油气管道能效管理

相关系数R2=0.9994。

管存与出站温度的关系曲线如图3-17所示。

图3-17 不同出站温度下管存变化曲线

在其他参数固定不变的情况下，出站温度和管存之间呈线性关系，随着出站温度的增大，管存呈单调下降的趋势。拟合曲线为：

油气管道能效管理

相关系数R2=0.9996。

4.出站压力对能耗的影响

高压条件下，气体的密度大，流速低，摩阻损失就小。此处研究在其他参数不变的条件下，出站压力对管道运行能耗的影响。出站压力在4.48MPa～6.17MPa范围内变化，设定末站进站压力等于气源供气压力4.5MPa，因此最后一个压气站的出站压力由末站的设定压力反算得到，管道的能耗和管存的大小如表3-19所示。根据以上计算结果，拟合出的生产单耗和出站压力的关系曲线如图3-18。

表3-19 出站压力对管道生产能耗的影响

图3-18 不同出站压力下单耗变化曲线

在其他参数固定不变的情况下，随着出站压力的增大，生产单耗呈下降趋势。出站压力由6.08MPa降到5.44MPa（下降10.5%），生产单耗上升了19%。

生产单耗和出站压力拟合出来的关系曲线呈二次函数形式：

油气管道能效管理

相关系数R2=0.95。

根据以上计算结果，拟合出的生产单耗和出站压力的关系曲线如图3-19。

图3-19 不同出站压力下机组耗气量变化曲线

在其他参数固定不变的情况下，随着出站压力的增大，机组耗气量呈下降趋势。耗气量和出站压力拟合出来的关系曲线呈二次函数：

油气管道能效管理

相关系数R2=0.95。

根据以上计算结果，拟合出的管存和出站压力的关系曲线如图3-20。

图3-20 不同压力下管存变化曲线

在其他参数固定不变的情况下，随着出站压力的增大，管存呈单调上升趋势。管存和出站压力基本呈线性关系，其拟合出来的关系曲线为：

油气管道能效管理

相关系数R2=1。

生产单耗随管存的变化曲线如图3-21所示。

从图中可以看出，随着管存的减小，生产单耗呈上升趋势；管存越小，生产能耗上升的幅度越大。出站压力由6.08MPa降到5.44MPa（下降10.5%），管存由1844万m3下降到1671万m3（下降约9%），生产单耗上升了19%。

生产单耗与管存的拟合曲线为：

油气管道能效管理

相关系数：R2=0.99995。

图3-21 不同管存下生产单耗的变化曲线