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配气站工艺流程
配气站是石油和天然气工业中的一个重要环节，用于对油气进行分离、过滤、调节和储存。
下面介绍一下配气站的工艺流程。
首先，原油或天然气从输送管道进入配气站，进入脱水器。
脱水器主要用于去除原油或天然气中的水分和杂质。
脱水器采用排水分离器或起泡剂等方法，将水分和杂质与油气分离，然后通过排水管排出。
接下来，原油或天然气经过调压阀，调整气体的压力。
调压阀的作用是将高压气体调整为所需的工作压力，以保证配气站的正常运行。
然后，油气经过过滤器进行过滤。
过滤器主要用于去除气体中的杂质，如颗粒、固体颗粒、锈斑等。
过滤器采用不同大小的滤网，将杂质过滤掉，以保证气体的纯净度和质量。
接下来，油气进入调节阀，进行流量和压力的调节。
调节阀根据需要调整气体的流量和压力，以满足工业生产的需求。
调节阀可以手动或自动控制，根据实际情况进行调整。
最后，气体经过同一调节阀进行储存。
储气罐可以是圆形或方形，根据需要选择。
储气罐主要用于储存气体，以备将来使用。
储气罐可以根据需要设置多个，以满足工业生产的需求。
同时，配气站还需要配备相应的仪表和设备，如压力表、温度计、流量计、阀门、泵等，以监测和控制配气站的运行。
这些
仪表和设备可以手动或自动控制，根据具体需求选择。
总结起来，配气站的工艺流程主要包括脱水、调压、过滤、调节和储存。
通过这一系列步骤，可以将原油或天然气进行分离、净化、调节和储存，以满足工业生产的需求。
配气站的工艺流程是一个复杂的过程，需要仔细的设计和实施，以确保安全、高效地完成配气目标。
液化天然气(LNG)气化站工艺设计介绍1. 前言与CNG相比，LNG是最佳的启动、培育和抢占市场的先期资源。
LNG槽车运输方便，成本低廉；不受上游设施建设进度的制约；LNG供应系统安装方便、施工：期短，并能随着供气规模的逐步扩大而扩大，先期投资也较低。
最后，当管道天然气到来时，LNG站可什为调峰和备用气源继续使用。
2．气化站工艺介绍由LNG槽车或集装箱车运送来的液化天然气，在卸车台通过槽车白带的自增压系统(对于槽车运输方式)或通过卸车台的增压器(对于集装箱年运输方式)增压后送入LNG储罐储存，储罐内的LNG通过储罐区的自增压器增压到0．5～0．6Mpa后，进入空温式气化器。
在空温式气化器中，LNG经过与空气换热，发生相变，出口天然气温度高于环境温度10℃以上，再通过缓冲罐缓冲，之后进入掺混装置，与压缩空气进行等压掺混，掺混后的天然气压力在0．4MPa左右，分为两路，一路调压、计量后送入市区老管网，以中一低压两级管网供气，出站压力为0．1MPa：另一路计量后直接以0．4MPa压力送入新建城市外环，以中压单级供气。
进入管网前的天然气进行加臭，加臭剂采用四氢噻吩。
冬季空浴式气化器出口气体温度达不到5℃时，使用水浴式NG加热器加热，使其出口天然气温度达到5℃～1O℃。
3. 主要设备选型3. 1 LNG储罐3．1．1储罐选型LNG储罐按围护结构的隔热方式分类，大致有以下3种：a)真中粉末隔热隔热方式为夹层抽真空，填充粉末(珠光砂)，常见于小型LNG储罐。
真空粉末绝热储罐由于其生产技术与液氧、液氮等储罐基本一样，因而目前国内生产厂家的制造技术也很成熟，由于其运行维护相对方便、灵活，目前使用较多。
国内LNG气化站常用的大多为50m3和100m3圆筒型双金属真空粉末LNG储罐。
目前最大可做到200m3，但由于体积较大，运输比较困难，一般较少采用。
真空粉末隔热储罐也有制成球形的，但球型罐使用范围通常为为200～1500m3，且球形储罐现场安装难度大。
天然气站场设计规范及工艺设计分析天然气站场是将液化天然气或压缩天然气从储存设施中输送到槽车或管线中的设施，是天然气供应体系的重要部分。
为确保天然气站场安全、高效的运行，需要按照规范进行设计和工艺分析。
1. 设计方案应符合行业标准和国家相关规定。
2. 设计方案应充分考虑储罐、输配管道、泄漏监测、自动控制、防静电等方面的安全性与可靠性，且具有环保、节能、经济性等综合效益。
4. 设计方案应在满足天然气站场功能要求的基础上，充分考虑场地条件、周边环境、用地限制等因素。
5. 设计方案中的消防设施、泄漏监测与报警系统等必须符合国家标准。
1. 储罐设计（1）储罐应选择适当的容量和设计压力。
应在充分考虑实际情况和需求的情况下，保证储存量能够满足市场需求，且容量与设计压力应符合行业标准和国家相关规定。
（2）储罐应具备防震能力和容错能力。
设计时应考虑到地震等自然灾害及人为操作失误等因素的影响，保证储罐的安全性。
（3）储罐应具备良好的绝热性能。
应采用符合行业标准的隔热材料、绝热层等，使储罐在长时间的储存过程中尽可能避免能量的损耗。
2. 输配管道设计（1）输配管道应选择适当的直径和材料。
应根据天然气流量和输送距离、热力和机械强度等因素，选择适当的管径和材料，确保输送过程中不会出现问题。
（2）输配管道应具备安全、可靠的连接方式。
应采用符合行业标准和国家规定的连接方式，保证管道在运行过程中不会发生泄漏。
（3）输配管道应具备压力稳定性和防冲击能力。
设计时应考虑储罐内天然气压力变化、管道弯曲处的阻力等因素，采用相应的措施保证管道的安全性。
3. 泄漏监测、自动控制及防静电等设施的设计（1）泄漏监测和报警系统应选择适当的类型和设施位置。
应在天然气站场所有危险区域和关键设备上安装泄漏监测及报警装置，确保在发生泄漏时能够及时采取措施。
（2）自动控制系统应选用符合行业标准和国家相关规定的设备。
自动控制系统应具备安全、可靠、高效的特点，保证站场运行的稳定性。
LNG气站系统工艺及设备操作规程本系统由LNG卸车系统、LNG储存系统、自增压系统、汽化系统、加热系统、放空系统、调压系统及配电、给排水、消防等辅助系统组成。
一、低温储罐（一）储罐的结构、工作原理低温储槽分卧式和立式两种，其结构形式为双圆筒真空粉末绝热的低温液体容器。
内筒用奥斯体不锈钢板材制成，外筒用16MnR低合金钢板制成，夹层内充填珠光砂并抽真空，同时设置有可延长真空寿命的吸附室。
除储槽主体外，设备还配置有操作方便的仪表阀门，供就地检测用的液位、压力仪表。
由于充装介质天然气是易燃介质，操作系统中所有安全阀出口、残液排放口/放空口皆引致放空汇集营，经EAG加热器阻火器后，引致规定地点放空。
由于天然气由易燃易爆的特殊性，在排液口设置紧急截断装置和安全阀共同确保设备的操作安全。
（二）使用前的准备工作1、操作人员的要求操作人员应经过安全教育和操作技术培训合格后持证上岗。
操作人员在作业时应穿戴规定的劳保用品及工作服2、试压要求设备投用前都应按设计要求进行压力试验。
试压气体应为干燥氮气，其含氧量不大于3%，水分露点不大于-250C，且不得有油污。
3、吹扫置换要求吹扫置换是保证设备正式充装液体安全的保证措施，应先用含氧量不大于3%的氮气吹扫，同时保证无油污，水分露点不大于-250C。
然后再用LNG置换至液体纯度为至，方可允许充装液体。
4、预冷：试压合格后，需用液氮进行预冷，以确保设备的低温运行可靠性。
（三）操作程序1、充液前排除储罐内氮气，并用气态天然气置换。
储槽内气体应符合2.2.2-2.2.3要求。
压力表、液位及仪表处于工作状态，安全阀、减压阀处于工作状态。
上进液阀、下进液阀处于开启状态，其余现场组装阀门的开启、关闭状态应视使用要求定。
开通进液管线，当液位读书达到30cmH2O时，关闭上进液阀罐顶进液管线，打开下进液阀罐底进液管线直至液位读书达到806cmH2O，关闭进液管线，打开管线排放阀，拆除充液管线及排气管线。
重庆科技学院毕业设计（论文）题目DS-XXD21地区地面工程设计——集中处理厂工艺设计院（系）石油与天然气工程学院专业班级油气储运工程2010级1班学生姓名林乐学号2010444032 指导教师胡俊坤职称高工评阅教师职称2014年6 月8 日注意事项1.设计（论文）的内容包括：1）封面（按教务处制定的标准封面格式制作）2）原创性声明3）中文摘要（300字左右）、关键词4）外文摘要、关键词5）目次页（附件不统一编入）6）论文主体部分：引言（或绪论）、正文、结论7）参考文献8）致谢9）附录（对论文支持必要时）2.论文字数要求：理工类设计（论文）正文字数不少于1万字（不包括图纸、程序清单等），文科类论文正文字数不少于1.2万字。
3.附件包括：任务书、开题报告、外文译文、译文原文（复印件）。
4.文字、图表要求：1）文字通顺，语言流畅，书写字迹工整，打印字体及大小符合要求，无错别字，不准请他人代写2）工程设计类题目的图纸，要求部分用尺规绘制，部分用计算机绘制，所有图纸应符合国家技术标准规范。
图表整洁，布局合理，文字注释必须使用工程字书写，不准用徒手画3）毕业论文须用A4单面打印，论文50页以上的双面打印4）图表应绘制于无格子的页面上5）软件工程类课题应有程序清单，并提供电子文档5.装订顺序1）设计（论文）2）附件：按照任务书、开题报告、外文译文、译文原文（复印件）次序装订3）其它学生毕业设计（论文）原创性声明本人以信誉声明：所呈交的毕业设计（论文）是在导师的指导下进行的设计（研究）工作及取得的成果，设计（论文）中引用他（她）人的文献、数据、图件、资料均已明确标注出，论文中的结论和结果为本人独立完成，不包含他人成果及为获得重庆科技学院或其它教育机构的学位或证书而使用其材料。
与我一同工作的同志对本设计（研究）所做的任何贡献均已在论文中作了明确的说明并表示了谢意。
毕业设计（论文）作者（签字）：2014 年 6 月 8 日重庆科技学院本科生毕业设计摘要摘要本次设计根据沁太盆地某区块单井产气量低，井口套管压力低，甲烷含量高，不含重烃和硫份以及生产周期长等特点，借鉴苏里格气田等低压煤层气田的集输工艺方法，提出了“井间串接、组合型管网、低压集气、二次增压、集中处理”的地面集输工艺。
LNG加气站工艺设计流程及安全管理一、LNG加气站工艺设计流程1.原料供应：选择合适的原料供应商，确保LNG的质量和供应稳定。
2.储罐设计：根据加气站的规模和需求确定储罐的容量和数量，设计储罐的布置和材料，并对其进行安全性评估。
3.卸液系统设计：设计卸液系统，确保LNG顺利地从储罐中输送到加气设备。
4.加气设备设计：选择合适的加气设备，设计加气设备的布置，确保其安全可靠地为车辆提供LNG。
5.安全控制系统设计：设计安全控制系统，包括监测和控制LNG加气站的温度、压力、液位等参数。
6.消防系统设计：设计消防系统，包括火灾报警系统、灭火系统等，确保LNG加气站在发生火灾时及时采取措施。
7.排放处理系统设计：设计LNG加气站的废气处理系统，确保对废气进行合理处理，减少对环境的污染。
二、LNG加气站安全管理1.安全教育培训：对加气站工作人员进行安全教育培训，使其掌握LNG加气站的安全操作规程和应急处置措施。
2.操作规程和安全手册：制定详细的操作规程和安全手册，包括LNG 加气站的各项操作步骤、应急处置流程和设备维护要求。
3.安全监测：安装安全监测设备，对LNG加气站的温度、压力、液位等参数进行实时监测，及时发现问题并采取措施。
4.设备检查维护：定期对LNG加气站的设备进行检查和维护，保证设备的正常运行和安全性能。
5.应急预案：制定完善的应急预案，包括火灾、泄漏等事故的应急处置措施，并进行定期演练。
6.安全巡视：定期进行安全巡视，检查LNG加气站的安全隐患，及时消除安全隐患。
7.安全监管：加强对LNG加气站的监管，对违规操作进行查处，并对设备和操作进行安全评估。
通过以上的流程和措施，可以有效地提高LNG加气站的安全性能，保证其安全运行。
为了更好地开展LNG加气站工艺设计流程及安全管理，可以参考相关的行业标准和规范，并结合实际情况进行合理的设计和管理。
同时，也需要不断关注LNG加气站的最新技术和安全管理方法，不断完善和更新安全管理措施，以适应行业的发展和需求。
LNG加气站主要工艺目前LNG加气站主要分为以下两种:撬装式LNG加气站、固定式LNG加气站。
以上两种LNG加气站在主要设备组成方面都基本一致,区别在于:LNG加气机、增压泵撬等设备是否集成在撬体上。
撬装式LNG加气站设备现场施工量小,安装调试周期短,适用于规模较小,对场地要求不高的LNG加气站;固定式LNG加气站的现场施工量大,周期相对较长,适用于规模较大的LNG加气站。
LNG加气站的主要工艺包括卸车工艺、调压工艺、加液工艺、仪表风系统工艺、安全泄放工艺。
工艺流程如图1-1所示。
图1-1LNG加气站工艺图1.1LNG加气站卸车工艺LNG加气站的卸车工艺比加油站的卸油工艺复杂得多。
卸车涉及到压力、物质形态等方面的变化,需要有专门的卸车工艺来保障作业的顺利开展。
1.卸车基础知识LNG卸车作业,通常在卸车前进行压力平衡,卸车时通过压力调节及进液方式的转换来完成卸车,可简化成三个步骤来进行综合分析。
压力平衡。
一般情况下,当储罐内LNG储量接近10%时需要卸车,此时储罐液面低、气相空间大、LNG汽化速度快、储罐内压力大,有时会超过安全阀开启压力而放散。
压力平衡一方面是将储罐的压力降下来,另一方面是让槽车的压力有所上升利于卸车,同时也少了浪费。
形成压力差。
通过汽化器,泵等设备,让槽车压力增加,一般让槽车内压力比储罐高0.2MPa左右。
或者通过泵直接给LNG加压后输送进储罐。
降低压力。
在LNG卸车即将结束时,设法将储罐与槽车的压力降下来。
储罐压力降有利于LNG的储存。
槽车内压力越小,意味着槽车内未卸净的天然气越少,卸车损耗小在卸车期间还需注意的是要合理选择储罐的进液模式与槽车的进气模式,具体可根据站的工艺管道来实际选择。
储罐上进液:也叫上喷淋,是卸车期间,选择储罐上部的进液管进行卸车,上喷淋的好处是,可以通过喷洒LNG将储罐里面已成气态的天然气重新液化,降低储罐内压力，采用上进液卸车方式可以使储罐压力至O.2MPa以下。
西南石油大学《油气集输》课程设计常温集气站工艺设计设计说明书一． 设计依据在学习了课程《油气集输》后，为了对课程有更深入全面的认识，综合利用所学知识进行工艺设计，深入理解天然气矿场集输，掌握常温集气站的工艺计算和工艺流程的设计思路和方法。
根据给定的五口井的天然气的流动参数，设计天然气常温集气工艺流程，并出站压力：6a MP气体组成（）：1C —90.30 2C —8.02 3C —0.88 4C —0.43 5C —0.3 2CO —0.07 凝析油含量：20g /3Nm二． 主要设计参数干燥空气分子质量M 空 =28.97 天然气分子质量M 天 =17..73，相对密度Δ=0.612天然气临界值：临界压力cp '= 4.633a MP 临界温度c T '=200.7K 压缩系数0.78 凝析油含量：20g 3Nm 22.63m /3Mm 凝析油密度885g 3m三． 设计内容（1） 确定集气站的工艺流程；（2） 完成绘制常温集气站工艺流程图； （3） 确定主要工艺参数（压力。
温度）；（4） 计算分离器的尺寸，并确定主要管线的规格（材质，壁厚，直径）四． 设计原则五口井来气都不含有2H S ，凝析油含量也不高，进站压力较高，出站压力6a MP ，因此采用常温集气的设计原则，在常温下加热防冻，调压分离计量。
回击后外输至用户。
五. 遵循的主要标准规范国家标准（）和石油行业标准（） 石油天然气工程制图标准 0003-2003 《油气田常用阀门选用手册》 31.8标准计算管子厚度 8163-87管子系列标准六 .常温集气站工艺流程该常温集气站工艺流程可以简单的概括为：天然气进站，节流降压加热提高天然气温度防止水合物形成，分离，计量后汇集外输。
五口单井来气中都不含2H S ，集气站出站压力6a MP ，进站压力都高于10a MP ，凝析油含量不高，可采用以下两种流程：1，由于1—4井来气进站压力相差不大，5井来气压力教低。
可采用1—4井轮换集气计量，5井单独集气计量，之后5口井汇集后外输。
2，每口井单独集气计量，之后汇集外输除此之外还有其他集气计量流程。
在该设计中采用第一种流程。
为了使天然气满足外输，通过计算，每口井需要两次节流调压，才能满足压力要求和防止形成水合物。
第一次节流膨胀降压，在不生成水合物的条件下尽可能的膨胀降压，以减轻加热炉的的热负荷并使气流流动平稳，减少压力波动。
第一次节流后要校核是否在节流阀和管线中生成水合物。
第一次节流后气流压力降低，根据T —J 效应天然气的温度也随之降低，不能直接进行第二次节流膨胀，否则生成水合物堵塞节流阀和管线。
因此在进行第二次节流降压之前必须经过加热炉加热。
七.主要设备，仪表的选择和参数1，分离器操作压力：6a MP ， 操作温度：200C , 长径比：4：1， 气体进入分离器速度：15m5号井 ： 250 ⨯1m 的分离器 计量分离器： 250 ⨯1m 的分离器 生产分离器： 250 ⨯1m 的分离器 2，阀门(1)闸阀 ：用于截断和导通介质流，通常是全直径通道。
类型代号：Z11H(Y)—25(V)型闸阀 公称直径：40(2)节流阀：角式节流阀类型代号：J44W —16P 型角式节流阀 公称直径：40，25mm 和20 结构形式：角式 连接方式：法兰连接公称压力：16a MP阀体材料：1189由阀体直接加工的阀座封面材料(3)安全阀：选用外螺纹弹簧封闭微启式安全阀MP(1)高压放空阀设计压力：16aMP 类型代号：A41Y—160,公称直径：15, 开启压力：13～16aMP(2) 中压放空阀设计压力：13aMP 类型代号：A41Y—160,公称直径：15, 开启压力：10～13aMP(3) 低压放空阀设计压力：10aMP 类型代号：A41H—64, 公称直径：25, 开启压力：< 10a3，流量计天然气流量计量:标准孔板节流装置差压式流量计。
4，温度计：选用热电阻温度计代号：分度号：1测量范围：-200～6500C5，压力表:弹簧式压力计6，管线材料 5 X60等级无缝钢管尺寸：站场内管线分别有：Φ50⨯4,Φ57⨯3 , Φ70⨯3 ,Φ83⨯3.5 , Φ89⨯3.5mm汇管:127⨯3.5八：参考文献3-91 《石油工程制图标准》0076-93 《天然气脱水设计规范》林存瑛主编，天然气矿场集输，石油工业出版社；曾自强、张育芳主编，天然气集输工程，石油工业出版社，2001；油田油气集输设计技术手册，石油工业出版社；中国石油天然气集团公司规划设计总圆编，油气田常用阀门选用手册，石油工业出版社，2000蔡尔辅编，石油化工管线设计，化学工业出版社，1986《阀门产品样本》第一机械工业部编辑，机械工业出版社《安装工程概算使用数据手册》中国石化出版社《化工仪表及自动化》化学工业出版社《工艺管道安装设计手册》石油化学工业出版社设计计算书一，天然气的相对密度∆：天然气的相对密度是在相同压力和温度条件下天然气的密度与空气密度的比。
Δ＝t k ρρ = t kM M 式中 t M —— 天然气的分子质量； k M —— 空气的分子质量。
k M ＝28.97t M =iiy M∑=0.9030⨯16+ 0.0802⨯30+0.0088⨯44+0.0043⨯58+0.003⨯72+0.0007⨯44=17.73 Δ=0.612 天然气压缩系数 Z ：Z 代表实际天然气与理想气体偏离的程度。
根据研究气体的压缩系数与对比压力，对比温度有一定的函数关系：Z = Φ（r P ，r T ）天然气相对密度Δ=0.612在0.5～0.9范围内，由经验公式确定天然气的临界参数：临界压力：c '4.885-0.363△c '4.633 a 临界温度：c '93+176△ c '200.7K二， 卧式两相分离器的尺寸设计在卧式分离器中，必须保持让一个小直径的液滴从垂直运动的气流中分离出来。
液体停留时间的要求，规定了直径和分离器有效长度的组合。
设计使经过分离器之后最不易分离的那口井或合流的几口井的设备符合要求则其他井亦符合要求。
气体负荷： eff L 1.414 410-⨯ [PTZQ g]K '液体负荷： 2eff L 1765r L式中 d — 分离器的内径，；T — 分离器的操作温度，K ；P — 分离器的操作压力，a （绝） Z — 气体压缩系数； Q g —气体流量，3；K ' — 常数，它取决于气体和液体的性质和从气体中分离出来的颗粒大小；eff L —分离器内产生分离作用的有效长度，；t r — 期望的液体停留时间，； Q L — 液体流量，3。
五口井操作压力和操作温度都相等，其中： 6a ，288K液体流量L 20g 3500g5.64 m 3凝析油密度 ρ油8853 相对密度 0.885 计算K '：T P △288612.06⨯0.01275查图： L 0.876 '0.265 L 0.934 '0.255 插值法求得 '0.2635号井： 气体流量1g 11×104 3气体负荷约束：eff L 1.414 410-⨯ [PTZQ g]K '=1.414 410-⨯×42880.7811106⨯⨯⨯×0.263d eff L =152.7 对于气体负荷约束直径与长度的关系液体负荷约束：eff L 1765r L 估算分离器筒体长度：ss eff L + 1000d式中ss 分离器筒体长度，m ，其余符号同前。
对于不同的停留时间t r ，计算d 和eff L 的组合：对于计量分离器和生产分离器可以用同样的方法计算：计量分离器以2号井为设计依据，生产分离器以1，2，3口井合流数据为依5号井 ： 250mm ⨯1m 的分离器 计量分离器： 250 ⨯1m 的分离器 生产分离器： 250 ⨯1m 的分离器 三， 节流阀天然气经过节流阀，发生△P 的压降的同时也相应的发生△T 的温降，天然气温度降低会导致生成水合物，堵塞阀门管线等，影响正常平稳供气。
因此，必须适当控制节流阀的开启度，即达到调压的目的，又可以防止水合物的生成。
设计使经过节流之后最易形成水合物的那口井或合流的几口井的设备符合要求则其他井亦符合要求。
井中来气要经过两次节流降压，才能达到出站6a的要求。
第一次节流降压：1号井：初始15.5a降至10.5a△5000a由于压降带来的温度降△16.2℃又由于天然气中的液态烃的含量为22.6m3（液烃）3（气）（标准），液态烃含量越高则温度降越小，也就是说计算出来的最终温度就越高；每增加5.6 m3（液烃）3（气）（标准），就有2.8℃的温度降。
则最终的温度降比查图所得的温度降要少5.6℃。
则最终的温度降△'16.2-5.6=10.6℃节流后的最终温度终31-10.6=20.4℃校核在该温度下是否会生成水合物：在终点压力10.5a下生成的水合物的临界温度为18.9℃。
t终〉18.9℃，则节流后不会生成水合物。
2号井：初始15a降至10.5a△4500a由于压降带来的温度降△15.5℃实际的温度降△'15.5-5.6=9.6℃节流后的最终温度终26-9.6=19.4℃t终〉18.9℃，则节流后不会生成水合物。
3号井：初始14.5a降至10.5a△4000a由于压降带来的温度降△12℃实际的温度降△'12-5.6=6.4℃节流后的最终温度终27-6.4=20.6℃t终〉18.9℃，则节流后不会生成水合物。
4号井：初始14.9a降至10.5a△4900a由于压降带来的温度降△16℃实际的温度降△'16-5.6=10.4℃节流后的最终温度终30-10.4=19.6℃t终〉18.9℃，则节流后不会生成水合物。
5号井：初始10.5a降至8a△2500a由于压降带来的温度降△10℃实际的温度降△'10-5.6=4.4℃节流后的最终温度终25-4.4=21.6℃终点压力下生成的水合物的临界温度为16.78℃。
t终〉16.78℃，则节流后不会生成水合物。
为了达到出站压力为6a的要求，天然气应进行第二次节流降压，但是如果直接节流会导致水合物的生成，因此节流前应经过加热炉加热。
经过加热炉后二次节流降压：进入分离器的压力为6a，该压力下不生成水合物的临界温度是14.46℃。
因此，取气体进入分离器的温度为15+5℃，即200C1号井：10.5a 降至6a△4500a由于压降带来的温度降△18℃实际的温度降△'18-5.6=12.4℃节流前的初始温度初始12.4+20=32.4℃，也既是加热炉的加热终温。
