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LNG瓶组气化站区域供气方案LNG瓶组气化站是指利用液化天然气（Liquefied Natural Gas, LNG）瓶组进行气化处理，将液态天然气转化为气态天然气，以供应给用户使用的设备。
在LNG瓶组气化站的区域供气方案中，需要考虑以下几个方面：供气范围、供气方式、供气压力、安全措施和环保要求。
首先，LNG瓶组气化站的供气范围应该明确。
这一点包括确定需要供应天然气的区域范围，根据用户需求绘制出相应的供气管线布局图，并确定每个管道的长度、直径和连接方式，以满足用户在不同区域的用气需求。
其次，供气方式需要选择合适的方法。
一般来说，LNG瓶组气化站可以通过直接供气和间接供气两种方式进行。
直接供气是指将气化后的天然气直接通过管道输送给用户使用，需要设置相应的管网和阀门进行控制。
间接供气是指将气化后的天然气先储存到气罐等容器中，然后再通过压缩机或泵站进行压缩，最后输送给用户使用。
针对供气压力，需要根据用户需求和所在区域的天然气网络压力确定。
一般来说，LNG瓶组气化站的供气压力可以分为中压和低压两种。
中压供气适用于大型工业和商业用户，需要建设相应的中压管道网；低压供气适用于居民和小型商业用户，可以通过低压管网供气。
在安全措施方面，LNG瓶组气化站需要遵守相关的安全规范，采取相应的防火、防爆和泄漏措施，确保设备运行过程中不会对周围环境和人员造成安全威胁。
此外，还需要建设火警自动报警系统、火灾自动熄火系统等安全设施，以备发生事故时及时处理。
最后，环保要求也是LNG瓶组气化站需考虑的重要因素。
在供气过程中，需要尽量减少气体泄漏和废气排放，选择环保型设备和工艺。
同时，还需要建设废气处理系统，对废气进行处理，保护环境的同时符合环保法规的要求。
综上所述，LNG瓶组气化站的区域供气方案需要考虑供气范围、供气方式、供气压力、安全措施和环保要求等因素。
只有综合考虑这些因素，才能实现LNG瓶组气化站的高效稳定运行，为用户提供安全、环保的天然气供应。
液化石油气瓶组气化站供气方案及安全运行1. 引言本文档旨在提供液化石油气（LPG）瓶组气化站的供气方案及安全运行指南。
液化石油气瓶组气化站是供应家庭、商业和工业用途的重要设施，因此其运行和供气方案的安全性至关重要。
2. 供气方案2.1 瓶组配置液化石油气瓶组气化站的供气方案应根据需求进行合理的瓶组配置。
配置应考虑以下因素：- 供气量: 根据用户需求和预计用气量确定瓶组数量。
- 接口设计：确保与用户设备接口的兼容性，如使用适当的接头和阀门进行连接。
- 安全距离：瓶组应远离潜在的火源和易燃材料，以确保安全。
2.2 瓶组更换瓶组在使用过程中需定期更换。
供气方案应考虑以下因素：- 更换周期：根据瓶组的使用寿命和安全要求，制定合理的更换周期。
- 更换程序：确保更换瓶组的程序简单、安全，包括正确关闭阀门、拆卸旧瓶组、安装新瓶组等步骤。
- 安全储存：更换的旧瓶组应安全储存，远离火源和易燃材料，并采取适当的防护措施。
3. 安全运行液化石油气瓶组气化站的安全运行是确保供气安全的关键。
以下是相关指南：3.1 值班与培训- 确保有专人负责瓶组气化站的运行和日常维护。
- 进行安全培训，使值班人员熟悉操作程序、紧急事故处理和安全防范措施。
3.2 定期检查与维护- 建立定期检查和维护计划，包括检查瓶组、连接设备和阀门的完整性和安全性。
- 及时修复和更换损坏或老化的设备，以确保其正常运行和安全性。
3.3 安全措施- 提供适当的消防设备，如灭火器和火灾报警器，并确保其处于有效状态。
- 加强现场安全监控，定期进行巡视和检查，及时发现并处理安全隐患。
- 建立应急预案，包括应对泄漏、火灾等突发情况的措施和应急联系人信息。
4. 结论本文档提供了液化石油气瓶组气化站供气方案及安全运行的指南。
供气方案应根据需求合理配置瓶组，并定期更换。
安全运行涉及值班与培训、定期检查与维护以及采取安全措施等方面。
通过遵守这些指南，能确保液化石油气瓶组气化站的供气安全和正常运行。
钢瓶可燃气体自然气化之谈在居民的生产和生活中,可燃气体的使用是不可缺少的组成部分,在一定程度上能够满足人们未来生活的发展需要。
但作为一种可燃性气体,其本身具有一定的危险性,特别是一些汽化的产生,不仅容易造成泄露,还容易造成安全事故。
在实践操作管理中,采用合理科学的方法防止气化的产生,具有一定的现实意义,有利于满足城乡居民的生产生活需要。
1 可燃气体自然气化理解可燃气体自然气化是指容器中,液态的液化石油气依靠自身显热和吸收外界环境热量而气化的过程。
在容器尚未导出气体时,液化石油气的压力为液温与气温同温时的饱和蒸气压P0。
开始从容器导出气体后,压力下降,相对应的液体温度也同时下降。
2 可燃气体自然气化能力计算公式在以t0为最低允许液温时,S时间内容器的气化量为:G=G1+G2+G3。
式中的参数分别指:G-S时间内总气化量(Kg);G1-S时间内依靠自身显热的气化量(Kg);G2-S 时间内原有气体向外导出量(Kg);G3-S时间内依靠传热的气化量(Kg)。
3 影响可燃气体自然气化能力的因素3.1 液量没有液量就没有气化而言。
如果钢瓶用到不能满足用户需要时的液量(即剩液量)过多,会给换瓶带来困难,换瓶次数会因此增加。
剩液量少,则湿表面积减少,传热气化年度也相减少;导致设计气瓶总数增多。
我们认为,设有气体自动切换装置时的剩液量为充装量的50%,设时为30%。
3.2 组分液化石油气为烃类的混合物,成分以丙烷、丁烷为主,组分比例由4:1-1:2不等。
由于这样大的变化,计算时只能根据当地所供应液化石油气的组分取近似值,这就给计算结果带来一定的偏差。
而在气化过程中,沸点低、蒸汽压高的组分气化能力大,因此,在气液量不断减少的同时其组分也随着气化过程发生变化。
也就是说,随着液量的减少,丙烷的比例越来越小,丁烷的比例越来越大,气化能力也就越来越小。
同时液化石油气的比热、气化浴热、沸点、密度热恒等性质也起较大的变化。
由这种变化对气化能力计算结果的影响是绝不能忽视的。
LNG瓶组供气系统与CNG瓶组供气系统探讨LNG（液化天然气）瓶组供气系统和CNG（压缩天然气）瓶组供气系统都是常见的天然气供气系统，在不同的场合下应用广泛。
本文将探讨这两种系统的特点、优缺点以及应用领域。
首先，我们来看看LNG瓶组供气系统。
LNG是将天然气冷却至-162摄氏度以下的低温下，通过液化处理而得到的气体。
LNG瓶组供气系统涉及到将液化天然气从储气罐中抽出，并将其加热至气态以供应给燃气设备使用。
LNG瓶组供气系统的主要特点是燃烧效率高、燃料储存密度大、能源密度高、燃烧产物清洁等。
由于LNG在加热过程中有较高的蒸发热，因此，LNG瓶组供气系统需要重点考虑安全问题，确保气体的运输和存储过程中不会发生泄漏或爆炸等危险。
接下来，我们来看看CNG瓶组供气系统。
CNG是将天然气通过压缩处理得到的气体，其压缩工艺使气体在较小的空间内储存，增加了储存效率，便于运输和使用。
CNG瓶组供气系统相比LNG瓶组供气系统的特点是设备简单、易于操作、无需加热等。
CNG瓶组供气系统可以在气压力大于200巴的情况下储存天然气，所以CNG瓶组供气系统需要关注高压气体存储容器的安全性，以防止发生气体泄漏或爆炸等意外情况。
在实际应用方面，LNG瓶组供气系统主要应用于交通运输领域，如长途卡车、货车和公交车等。
由于LNG的高能量密度和清洁燃烧特性，LNG瓶组供气系统已成为一种理想的替代燃料解决方案，以减少对传统石油燃料的依赖，并降低环境污染。
而CNG瓶组供气系统广泛应用于民用建筑、工业设备和城市燃气等领域。
CNG瓶组供气系统可以为这些领域提供稳定可靠的天然气供应，同时也能节约能源和降低环境污染。
综上所述，LNG瓶组供气系统和CNG瓶组供气系统各具特点，在不同的应用领域有着广泛的应用。
LNG瓶组供气系统适用于交通运输领域，如长途卡车和公交车等，而CNG瓶组供气系统适用于民用建筑、工业设备和城市燃气等领域。
无论是LNG瓶组供气系统还是CNG瓶组供气系统，其安全性始终是首要考虑的问题。
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实验室供气系统设计公司--实验室：实验室集中供气的优点
1.保持气体纯度
2.不间断气体供应,系统可以以手动方式和自动方式在气瓶之间进行切换，保证气体连续供应
3. 低压警示,当气压低于警报限时，报警装置可自动启动报警
4.气体压力稳定,系统采用两级减压方式供气，可得到非常稳定的压力
5. 高效率,通过供气控制系统，可充分使用气瓶中的气体，减少残气余量，降低用气成本
6.操作简便，所有气瓶存放在同一位置，减少搬运安装的操作，节约时间和成本费用
7.减少气瓶的租金，采用集中供气，可减少对气瓶数量的要求，从而节省气瓶的租用成本
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液化天然气瓶组气化站供气策略及安全运行本文档旨在探讨液化天然气瓶组气化站的供气策略及安全运行。
液化天然气（LNG）作为一种清洁、高效的能源，其在供应过程中需要一定的策略和安全措施。
供气策略在设计液化天然气瓶组气化站的供气策略时，需要考虑以下因素：1. 气体需求量：根据使用场景和需求量，确定气体供应的规模和频率。
合理预测和评估气体需求有助于避免供应不足或过剩的问题。
2. 储气能力：保证瓶组气化站能够储存足够的气体以供应高峰期的需求。
根据气体的消耗速率和储存能力的匹配来设计储气系统。
3. 供气速率：确保瓶组气化站的供气速率能够满足用户的需求，并在高峰期保持稳定的供应。
合理的供气速率有助于提高系统的效率并避免供应压力过大或过小的问题。
4. 备用供气系统：考虑在突发情况下的备用供气系统，以确保连续的气体供应。
备用供气系统可以是备用储气设备或备用供气管道，具体的选择应根据实际情况而定。
安全运行液化天然气瓶组气化站的安全运行是至关重要的，以下是一些关键点：1. 定期维护：定期检查和维护气体设备和气体管道，确保其良好状态和正常运行。
及时发现并修复潜在问题，以减少事故发生的风险。
2. 安全阀：安装和定期检查安全阀，并确保其正常工作。
安全阀的作用是在系统压力超过安全范围时释放压力，以保护系统的安全运行。
3. 气体泄漏监测：安装气体泄漏监测系统，及时发现和处理泄漏情况。
泄漏的液化天然气具有较高的爆炸和火灾风险，因此及时的泄漏处理非常重要。
4. 培训与应急响应：对操作人员进行培训，使其熟悉液化天然气系统的操作和应急响应措施。
灾难事件的发生往往需要快速而准确的决策和反应，培训和准备可以降低风险。
总之，液化天然气瓶组气化站的供气策略及安全运行是确保持续供气和减少事故风险的关键。
通过合理规划供气策略和严格执行安全措施，可以保证系统的高效稳定运行。
CNG瓶组供气系统的特点及应用CNG瓶组供气系统的特点及应用一、CNG瓶组供气系统工艺流程从压缩天然气母站充装完毕的CNG钢瓶拖车通过公路或水路运输到达中心城镇的供应站点，通过高压胶管和快装接头卸气，CNG 首先进人一级换热器加热，再进入一级调压器减压，之后依次经过二级换热器、二级调压器，或再经过三级调压器，将压力调至城镇管网运行压力，经计量后进入城镇输配管网。
二、CNG瓶组供气的特点1、价格稳定，经济效益显著。
CNG瓶组供气系统可以代替LPG 瓶组供气系统供气，气源价格与LPG相比显著降低，供给燃气用户的价格也相对较低，用户可以接受，燃气企业的经济效益也显著提高。
2、供气方便灵活。
可根据用户用气量的不同配置不同数量的钢瓶，无需动力，气化完全，不留残液，适用于小工业用户、公福用户和小区供气。
3、投资少，可以作为燃气企业前期市场开发的手段之一，为城市燃气管网辐射不到的区域供气，当时机成熟时再直接置换为管道天然气。
三、 CNG瓶组供气应注意的问题（1）气瓶组最大储气总容积不应大于1000 m3，气瓶组总几何容积不应大于4 m3。
（2）气瓶组储气总容积应按1.5倍计算月平均日供气量确定。
（3）CNG瓶组供气站宜设置在供气小区边缘，供气规模不宜大于1000户。
（4）气瓶组应在站内固定地点设置。
气瓶组及天然气放散口、调压装置至明火散发火花的地点和建、构筑物的防火间距不应小于《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）压缩天然气瓶组供气站表7.4.3的规定。
（5）室外压缩天然气管道宜采用埋地敷设，其管顶距地面的埋深不应小于0.6m。
四、 CNG瓶组供气存在问题（1）安全性相对较低。
（2）气源的保障性差。
目前能够供应CNG 的压缩天然气的母站较少，客观上制约了CNG瓶组站的发展。
五、结论通过以上分析，CNG瓶组供气系统工艺设备技术已趋于成熟，具有气源价格低廉稳定、工程投资少、运行安全、经济效益好等优点，可以在一定范围内推广使用。
液化天然气瓶组气化设备供气方案及安全运行介绍本文档旨在提供一种液化天然气瓶组气化设备的供气方案，并介绍其安全运行的要点。
设备供气方案液化天然气瓶组气化设备的供气方案应包括以下几个关键步骤：1. 确定供气量：根据需求预测，确定供气设备所需的液化天然气瓶数量和压力。
2. 安装瓶组：按照相关规定和标准，在合适的位置安装液化天然气瓶组。
确保其储存环境符合安全要求。
3. 连接输气管道：将瓶组与输气管道连接，并确保连接牢固、无泄漏。
4. 控制气源：配备适当的控制系统，用于控制液化天然气的供气。
确保设备运行稳定可靠。
5. 监测及检修：建立相应的监测和检修机制，定期检查设备运行状况，以确保安全供气。
安全运行要点为保障液化天然气瓶组气化设备的安全运行，应注意以下几个要点：- 引燃源选用：使用可靠的引燃源，确保可靠点火，并防止意外火灾发生。
- 气体泄漏监测：安装气体泄漏监测装置，及时发现和处理泄漏情况，避免安全事故发生。
- 防爆措施：采取防爆措施，如使用防爆灯、防爆开关等设备，防范设备内可能产生的爆炸。
- 定期检查及维护：定期检查设备运行状态，维护设备，确保设备可靠性和安全性。
- 储存安全：液化天然气瓶组应存放在通风良好、远离火源的地方，并遵守相关储存安全规定。
- 应急预案：制定应急预案，培训相关人员，以便在发生紧急情况时能迅速采取措施。
防止事故扩大和减小损失。
请注意，本文档仅为提供一种供气方案和安全运行要点的参考，具体情况需要根据实际需求和相关法规进行调整和遵守。
谈谈瓶组自然气化集中供气的供气能力本文从网络收集而来，上传到平台为了帮到更多的人，如果您需要使用本文档，请点击下载按钮下载本文档（有偿下载），另外祝您生活愉快，工作顺利，万事如意！一、引言我国(高层民用建筑设计防火规范)(gbj45—82)规定，高度为10层以上住宅建筑和高度超过24m以上的其它民用建筑和工业建筑为高层建筑；在高层建筑内使用可燃气体时，应采用管道供气。
在刚刚通过的《广东省燃气管理条例》中又明确规定：十层以上房屋建筑的燃气管道设施，应当与主体工程同时设计、同时施工、同时交付使用；尚未安装燃气管道的城镇，十层以上房屋建筑应当鳞集中供气系统。
该条例再次强调了高层建筑实行燃气管道供应的必要性。
在我省的绝大部分城镇，液化石油气小区管道供气处在刚刚起步阶段，尚未达到小区供气的区域，甚至还未开始搞小区供气的城镇大量存在。
这些城镇和这些区域的高层建筑集中供气的设计，首先应考虑气源。
城镇管网化是燃气发展的总趋势，所以，作为要被城镇管网取代的临时供气系统，在用户数量不多的情况下，仅为房屋的报建而花大量资金建设一个气化站，显然是不切实际的。
如果采用瓶组集中供气，方式用两种，一是强制气化，二是自然气化。
强制气化不仅其设备昂贵，按照规范来建造瓶组间和气化间，还要绝对保证电源、热源的供应。
相比之下，最简单、最方便、最经济的便是自然气化了。
(城镇燃气设计规范)(cb50028—93)规定，瓶组的气瓶总体积不超过1m3时，可将其设在建筑物附属的瓶组间或专用房间内，总体积超过1m3应将其设置在高度不低于2．2米的独立瓶组间。
而且独立瓶组间与其他建、构筑物要有足够的防火距离。
也就是说，在房屋建筑规划的同时，要划出足够面积的地来建独立瓶组间。
据调查，一般瓶组采用的都是50kg的钢瓶，体积不超过1m3，则气瓶总数不多于8个，那么8个50kg钢瓶的供气能力满足多少户呢?这就涉及自然气化能力问题了。
二、单瓶自然气化能力的计算(一)气化原理自然气化是指容器中，液态的液化石油气依靠自身显热和吸收外界环境热量而气化的过程。
容器尚未导出气体时，液化石油气的压力为液温与气温同为，时的饱和蒸气压p0。
开始从容器导出气体后，压力下降，相对应的液体温度也同时下降。
如图1所示的实践，经过s时间后，液温达t0’并保持不变，此时压力为t0’时的蒸汽压p0’，容器内的气化速度为v0’，气化将继续下去。
从开始导出气体到s时间内，利用显热的气化速度和原有气体的导出速度的总和从v0’减少到零；相反，靠传热的气化速度由零变为v0’。
经过s时间后全靠传热气化。
实际上，容器内导出的气体压力要满足调压器入口最低允许压力ps的要求，也就是说，液温必须在不低于ps时的温度ts的范围内气化，速度为v0。
(二)自然气化能力的计算公式在以t0为最低允许液温时，s时间内容器的气化量为g＝g1十g2+g3 (1)式中g——s时间内总气化量(kg)g1——s时间内依靠自身显热的气化量(kg)g2——s时间内原有气体向外导出量(kg)g3——s时间内依靠传热的气化量(kg)上述三部分气化量分别为：g1＝1/vg’cpm(t-t0) (2)g2＝(v—g’v)(p—p0) (3)g3＝1/vkf(t-t0)*s*1/2 (4)式中v——气化潜热(kj／kg)g’——容器内的液量(kg)t0———最低允许的液温(℃)t——空气温度(℃)cpm——t～t0液化石油气的平均比热(kj／kg·k)v——容器的内体积(m3)v——t—t0液化石油气的平均比容(m3/kg)p——气态液化石油气空化前的密度(kg/m3)p0——气态液化石油气t0时的密度(kg/m3)k——总传热系数(kj／m2·s·k)f——容器液化石油气的湿表面积(m2)(三)影响因素和设计条件的确定由上述的公式可以看出，影响气化能力计算结果的因素有剩液量、液化石油气的组分、调压器的进口压力、容器的种类等等，这里只谈谈比较难确定设计条件的主要几个因素：1．液量没有液量就没有气化而言。
如果钢瓶用到不能满足用户需要时的液量(即剩液量)过多，会给换瓶带来困难，换瓶次数会因此增加。
剩液量少，则湿表面积减少，传热气化年度也相减少；导致设计气瓶总数增多。
我们认为，设有气体自动切换装置时的剩液量为充装量的50％，设时为30％。
2．组分液化石油气为烃类的混合物，成分以丙烷、丁烷为主，组分比例由4：1～1：2不等。
由于这样大的变化，计算时只能根据当地所供应液化石油气的组分取近似值，这就给计算结果带来一定的偏差。
而在气化过程中，沸点低、蒸汽压高的组分气化能力大，因此，在气液量不断减少的同时其组分也随着气化过程发生变化。
也就是说，随着液量的减少，丙烷的比例越来越小，丁烷的比例越来越大，气化能力也就越来越小。
同时液化石油气的比热、气化浴热、沸点、密度热恒等性质也起较大的变化。
由这种变化对气化能力计算结果的影响是绝不能忽视的。
而剩液量中的组分及其性质在设计中的变化是很难确定的。
3．环境温度、设计压力和最低液温设计的环境温度在理论上应当是30—50年本地区的历史最低温度。
但是，瓶组自然气化只是作为过渡气源的方式，没有必要按此框框来设定，而应当根据本地区的气温情况和供气情况，适当调整。
设计压力就是气化的最低压力。
正在气化中的液温随压力变化，压力越低，液温也越低，温差就会增大。
从式(4)中可看出传热气化量与温差成正比的。
我们认为，设计的最低压力就是调压器的进口压力ps，一级调压系统0．17mpa(绝)，二级调压系统为0．20mpa。
最低液温就是液化石油气达到最低设计压力时的液体温度。
此温度虽然可以根据相平衡的图表来计算(如《燃气输配》、《燃气规划》中的相关图表)，但由于最低压力过小，计算所得到结果往往在一个较大的范围。
加上液化石油气组分的偏差，剩液量中组分及性质的变化，常常会导致与实际情况不相符的结论。
4.总传热系数在众多影响气化能力的因素中，最难确定的便是总传热系数。
钢瓶自然气化的传热过程主要包括液化石油气自身沸腾的对流换热，液化石油气与钢瓶内壁换热，通过壁厚、漆层的导热，外壁面与空气的传热等。
因此总传系数与环境温度、液化石油组分、沸点、热容、比热、导出气量，与钢瓶的壁厚、漆厚及环境气温、空气流动情况等等因素有较大关系。
由于这些因素的多变性，要从理论上用传热学原理计算出总传热系数确是很艰难的。
既然通过计算的方法得不出结果，那么就应当由众多实验中取得。
对于一般工程技术人员，受到众多条件的限制，要完成这些实验取得数据，就有很大的困难。
并且，国内也没有这方面的详细数据。
在一些专业资料中，所给的值都是较大的一个范围，并相差很远。
如《燃气输配》中认为，在地上容器可取k＝41～62kj／m2．s．k，对于地下容器可取k=10-20kj ／m2．s．k；《燃气工程手册》则认为，对地上50kg 钢瓶，在无风状态可取k＝7～8．2w／m2℃，在空气少许流动时可取11～17．5w／m2.℃当气化过程中由于液温使容器外表面结露或结冰时，k值为正常情况的三分之一，对地下容器可取3～6w／m2℃。
单位换算后，两者相差数百倍。
这种差别使设计人员无所适从。
综上所述，在利用公式计算单瓶的自然气化能力时，由于众多因素的影响，设计用的数据很难取定，给计算带来重重阻力。
所以在一般的设计计算中，这种计算方法很难达到目的。
三、自然气化能力表自然气化表是采用实验数据制成的计算图表。
国内尚未这方面的详细资料，一些专业设计手册也只略为介绍几个日本50kg钢瓶的气化能力表。
下表便是从接近现实条件从中选取的一些数据。
50kg钢瓶高峰负荷时的气化能力（kg/h) 温度（℃）50不带气体自动切换阀带气体自动切换阀使用条件是丙烷占60％，丁烷占40％，高峰负荷时间为2小时。
四、供气能力根据《城镇燃气设计规范》的要求，如果总瓶数为8个，则应当一半是工作的，另一半为备用的。
4个50kg钢瓶在5℃；高峰负荷时间为2h，丙烷占60％(充装时的比例)的状况下，带自动切换阀和不带自动切换阀的总气化能力为6．0kg/h和3．16kg/h。
以每户居民用户都有一个双眼灶和一个热水器为热负荷的计算依据，由燃气的低热值和相应的同时工作系数可计算出供气能力分别为36户和16户。
五、环境温度对供气能力的影响前面谈到，瓶组集中供气作过渡性的气源供应，其设定的环境温度应当视实际情况而定。
在我省的大部分城市，持续低温天气的时间很短。
一年当中温度在10℃以下的时间，一般在10天左右。
这样，在考虑把气瓶设置在建筑附属的瓶组间或专用房间时，就应当充分利用这个温度的气化裕量，而在低温时则对其加强管理，应当是可行的。
如果把环境温度定在10℃，情况会怎样?首先，从计算公式(1)、(4)可知，利用显热和传热气化的气化量与温差成正比。
也就是说，在其他设计条件不变的前提下，把环境温度由5℃提高10℃，液化石油气气化中的g1和g3会增加一倍。
g2保持不变，但在g中只占很少一部分。
故此总的气化能力增大将近1倍，瓶组的供气能力也差本多翻一番，由原来的36户和16户增加到72户和32户。
其次，当温度低于100c的时间内，就会出现剩液量增多的现象，这种情况可以通过防爆风扇等设施，来增加瓶组间内的空气流动而得到一些改善。
也可以在设计工艺时，在气体自动切换阀前加装旁通阀门来改善，因为在气瓶总数不变，把工作瓶定为6个，备用瓶为2个，其相同的气化能力会增加50％。
在相同条件下，当设计独立瓶组间，气瓶总数达到40个时，瓶组自然气化集中供气的供气能力可达370户。
总之，只要在低温天气时，采用一定的措施，改善系统和工艺，加强管理，瓶组自然气化的裕量就可得到充分的利用，也就是说可以把环境温度适当提高。
六、结束语实现管网供气是燃气发展的总趋势。
瓶组自然气化集中供气作为过渡性的供应气源是解决高层建筑使用燃气、小范围区域管道供气，最终实现管网供应的有效途径。
在我省的大部分城市的瓶组自然气化，视其情况可以把环境温度提高到10℃，充分利用气化能力裕量，应当是可行的。
总而言之，居民用户72户以下的气源供应，在未实现小区供气和网管供气之前，应首先考虑瓶组自然气化集中供气，并设置在房屋建筑附属的瓶组间或专用房间内；72户以上，400户以下可以考虑建独立瓶组间并采用自然气化，400户以上的就应当采用强制气化的方式。
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