1．天然气的输送形式1．1管道输送1.1.1根据用途分类1)．长距离输气管线2)．城市燃气管道(a) 分配管道(b)用户引入管(c)室内燃气管道3)．工业企业燃气管道(a)工厂引入管与厂区燃气管道(b)车间燃气管道(c)炉前燃气管道1.1.2. 根据敷设方式分类1)．地下燃气管道2)．架空燃气管道1.1.3. 根据输气压力分类《压力容器压力管道设计单位资格许可与管理规则》对长输管道GA类级别划分为；1）符合下列条件之一的长输管道为GA1级（1）输送有毒、可燃、易爆气体介质，设计压力P＞1.6MPa的管道；（2）输送有毒、可燃、易爆液体，输送距离（指产地、储存库、用户间的用于输送商品介质管道的直接距离）≥200km且管道公称直径D≥300mm的管道；（3）输送浆体介质，输送距离≥50km且管道公称直径D≥150mm的管道。
2）符合下列条件之一的长输管道为GA2级（1）输送有毒、可燃、易燃气体介质，设计压力p≤1.6MPa的管道；（2）GA1（2）范围以外的管道；（3）GA1（3）范围以外的管道；《压力容器压力管道设计单位资格许可与管理规则》对公管道GB类级别划分为1、燃气管道GB1；2、热力管道GB2。
城镇燃气管线压力分级：．低压燃气管道：P≤0．01MPa；．中压B燃气管道：0．01MPa<P≤0．2MPa；．中压A燃气管道：0．2MPa<P≤0．4MPa；．次高压B燃气管道：0．4MPa<P≤0．8MPa：．次高压A燃气管道：0．8MPa<P≤1．6MPa．.. 高压B燃气管道：1.6MPa<P≤2.5MPa：高压A燃气管道：2.5MPa<P≤4.0MPa．1.1.4城市燃气管网及其选择．A. 城市燃气输配系统的构成1)．低压、中压以及高压等不同压力等级的燃气管网。
2)．城市燃气分配站或压气站、各种类型的调压站或调压装置。
3)．储配站。
4)．监控与调度中心。
5)．维护管理中心。
B. 城市管网系统城市输配系统的主要部分是燃气管网，根据所采用的管网压力级制不同可分为：1．一级系统：2．两级系统：3．三级系统：4．多级系统：1．2瓶装供应液化石油气和二甲醚的典型供应形式，对管道所不能辐射到的地区的有利补充。
液化石油气的主要成分的闪点和爆炸极限液化石油气的闪点和爆炸极限远低于《建筑设计防火规范》GBJ16-1987第3.1.1条甲类生产厂房和第4.1.1甲类物品仓库火灾危险性特性指标中的液体闪点低于280C，气体爆炸下限小于10%的规定，故液化石油气厂房属甲类生产站房，液化石油气仓库属甲类物品仓库，液化石油气站属甲类危险性企业。
液化石油气常温下液态液化石油气的密度为500-600kg/m3,比水轻，故用水不能扑灭液化石油气火灾，而只能对储罐和容器等进行喷水冷却。
在标准状态下气态液化石油气的密度为2.20--2.50kg/m3,约比空气重0。
7-0.9倍，当发生泄漏时，易积存在低洼地带。
常规液化石油气储瓶规格：5kg/瓶、15kg/瓶、50kg/瓶. 1．3压缩天然气供应1.3.1 CNG简介采用高压（200-250公斤/平方厘米）使天然气压缩，体积压缩比达300:1,用车辆把压缩天然气输送到各用气点:可以向汽车加气,也可以减压后管网输送供城市使用.1.3.2 CNG储运目前国内CNG运输有高压管束瓶组和长管气瓶形式，多采用长管气瓶半挂车加牵引头的方式，最大的CNG集装箱（简称撬装车）运载能力是水容积18m3,折合标准状态约4540m3/车，全车满载吨位达18吨。
撬装车和高压管束储运压力：20-25MPa，高压储气罐储气压力0.8-1.0MPa，居民用户供应压力3000KPa.，高压管束采用的气瓶材质为35CrMo钢。
1.3.3 CNG加气站形式分为一般（标准）加气站、加气母站、加气子站。
标准加气站每个站内均有进气、脱硫、压缩、脱水、储气、售气系统及相关的设备,各站从城市燃气管道或城市调压站上接气。
标准站只能在有天然气管网的城市才能建设。
母站建设特点与标准站相反。
将母站建设到有天然气的城市或城市中压力较高的城郊，再将生产的压缩天然气通过拖车运到无天然气的城市或城区的子站，彻底摆脱城市无天然气和天然气管道敷设难、压力低的缺点。
但拖车行走路线受城市道路管理及其它因素影响也较大。
子母站的服务半径可达500Km。
1．4液化天然气供应天然气的主要成分是甲烷，其临介温度为190.58K （-82℃），故在常温下无法采用加压的方法将其液化。
通常的液化天然气多储存在温度为112K（-161℃）、压力为0.1MPa左右的低温罐内，其液态密度为标准状态下甲烷的625倍，体积能量为汽油的72%，十分有利于输送和储存。
大量天然气的主要运输方式：管道运输（陆上）、液化气船运（海运）。
如：西气东输新疆库尔勒至上海全长4400多公里，管径D1016mm, 最高输送压力10MPa, 设计输送量120亿立方/年，约占我国目前天然气总产量的40%；陕京二号线：全长850多公里，管径D1016mm, 最高输送压力10MPa, 设计输送量120亿立方/年。
2．天然气长输管道的功能天然气的采集、运输、配气过程：矿场集输管道、长输管道和城市输配管道。
2．1 天然气长输管道：连接脱硫净化厂和城市门站之间的管道，根据用户的需求把经过净化处理的符合标准的天然气送到城市。
执行国标《输气管道设计规范》GB50251 压力管道GA 类。
2．2 长输管道的7大功能：计量功能：交接过程中必须设置专门的计量装置；增压功能：输送过程中需设压缩机进行增压；接收和分输功能：截断功能：分段设置截断阀，并在发生意外爆破事故时能自动关闭阀门，使管道在某一地进行检修或发生爆破时不至于造成更大范围的断气和放空损失；调压功能：为与下游城市管网接口，将干管压力调到一个相对稳定的出口压力；清管功能：定期清管，清除施工过程的杂质和长期运行后产生的铁锈，避免杂质进入压缩机、流量计、调压器等设备；储气调峰功能：利用长输管道末端压力的变化平衡天然气日均衡供应和城市峰值间的矛盾。
2．3 长输管道的系统构成1. 输气首站 2。
输气干线 3。
气体分输站4。
城市门站（末站） 5。
气体处理厂 6。
气体接收站7。
加压站 8。
截断法井 9。
清管站10。
穿跨越河流 11。
输气支线 12。
进气支线长输管道包括：管道本身（干线和支线），场站，通行调度自控系统。
管线: 主干管，特殊地段（如江河湖泊、铁路、高速公路等）穿跨越工程；管道截断阀室；阴极保护站；线路护坡堡坎等构筑物。
站场：首站、清管站、气体接收站、气体分输站、加压站、门站等。
通信系统：承担全线的通信联络、行政和生产调度及提供自控检测系统的数据传输，对重要的输气干线设固定和移动两套系统。
2．4天然气管道的比较3.长输管道工艺设计3．1 设计内容3．1．1 决定管道的输送能力和总工艺流程根据输送能力和气源压力、用户要求压力来解决输送方式，考虑是否加压；如有调峰要求则要按调峰量要求决定末端的储气能力。
3．1．2 设计管径和压缩机站的站间距和压比输送方案确定后，确定管径、壁厚及管材1）稳定流水力计算与非稳定流水力计算稳定流：某一时间段内流入管道（起点）的流量和流出管道（终点）的流量是相等的、不随时间变化，起点和终点的压力是稳定的，且是等温过程（管内气体与外界没有热交换）。
如：长输管道各压缩机站间的流动，因各站的进出口参数是稳定的，管内气体的温度和低温也基本一致，近似为稳定流；而长输管道末端（最后一座加压站到门站之间），由于城市用气的不均匀性使得出口的流量和压力都在不断地变化，考虑为非稳定流稳定流理论公式：G=π4式中：（P —P ）D5λZR g TL21220.5P1——燃气管道起点压力（绝压Pa）;P2——燃气管道终点压力（绝压Pa）;Z——压缩因子;L——燃气管道计算长度（m）;G——燃气管道质量流量（kg/s）;D——管道内径（m）;T----管内气体绝对温度 K;R g-------管内气体常数 J/(kg.K);ג----水力摩阻系数.对于长输管道其流态都处在阻力平方区，则ג =1/68.1Re0.0308米不考虑高差影022当输气管线沿线的相对高差小于等于：工程计算公式，响时q v=11522Ed2.53[P12-P22/ZTLΔ0.961]0.51式中：q v-----气体（P0=0.101325MPa,T=293k）的流量（m3/d）P1——燃气管道起点压力（绝压MPa）;P2——燃气管道终点压力（绝压MPa）;Z——压缩因子;L——燃气管道计算长度（m）;d——管道内径（cm）;T----管内气体平均绝对温度 K;Δ---气体的相对密度；E----输气管道的效率系数（当管道公称直径为DN300~800mm时，E为0.8~0.9；当管道公称直径大于DN800mm时，E为0.91~0.94）；：工程计算公式，考虑输气管线沿线的相对高差时q v=11522Ed2.53{P12-P22(1+αΔh)/ZTLΔ0.961[1+α/2L(Σ(h i+h i-1)L i]{0.51式中：α----系数（m-1）, α=2gΔ/R a ZT;R a---空气的气体常数，在标准状况下，R a=287.1m2/(s2.K);Δh----输气管线计算管段的终点对起点的标高差（m）;h i h i-1----各管段终点和对该管段起点的标高差（m）；L I------各计算管段长度（km）.3．1．3 设计各种站场的布局、选址及站内流程3．1．4 选择工艺设备3．1．5 储气能力计算1．长输管线应解决季节调峰和参与日、时调峰城市天然气输配供应系统中的各类用户的用气量，会随气候条件、生产装置和规模、人们的日常生活习惯等因素发生变化。
这种用气波动以城市民用、供热锅炉和燃气电厂用气最为明显。
因此，在燃气输配系统的设计中应充分考虑各类用户用气波动这一因素，合理配置储气调峰设施，以保证连续、稳定向各类用户供气，满足变化的天然气用户用气的需求，更好地服务于用户。
目前已用气城市的时调峰均要求下游自行解决，上游(长输管线)不参与解决城市供气时调峰问题。
即使是我国目前陆上距离最长、管径最大、自动化程度最高的天然气输送管线——陕京线，也仅是参与了季节调峰，没有担负所供城市的日、时调峰气量。
京津地区为了解决城市供气的季节性平衡问题，在天津大港油田利用油田的油气层结构，建设地下储气库。
进行天然气加压反注采油储气，用于解决城市供气的季节调峰。
因此，目前实现天然气供应的城市只能通过建设大量的高压球罐来解决城市用气的日、时调峰。
季节调节只能依靠长输管线和利用缓冲用户来调节。
以城市最大供气月平均日用气100万米3为例，一般而言所需的日、时调峰气量为计算月平均日供气量的25～40％，即所需的调峰气量为25～40万米3，如来气压力小于等于1.6MPa时，城市可选择的较经济的调峰方式只能是高压球罐储气，投资(不含征地费)费用为1.2～2.0亿元，综合投资费用估计在1.8～3.2亿元左右。