在煤矿行业对气体检测非常必须，尤其是对甲烷等气体的检测，可以说甲烷气体传感器大多都应用在煤矿行业中，随着煤矿行业的发展对甲烷传感器又提出了新的要求。甲烷传感器是一种矿用仪器仪表，必须首先满足井下安全生产的规程，但较其他普通传感器又必须有如下主要特点：具有自动调零功能；标校可靠性更高，性能更稳定，使用更简单方便；采用高分辨率的单片机，测量的数值均准确可靠；机并具有自动稳零功能；可选择的调试菜单结构，方便调试，操作简单。现有的甲烷传感器普遍存在着功耗较大、功能单一、精确度不高的缺点，而且采用模拟电路技术，造成系统的抗干扰能力和智能化程度都很低。因此，研制便于携带、多功能、高精度和抗干扰能力强的高可靠性甲烷检测仪具有很大的应用价值。新型的甲烷气体传感器必须具有可靠、稳定、安全的测量井下瓦斯功能，这有这样的传感器才能对预防井下安全事故起到了重要作用，也才具有推广应用的价值。 

8月24日，在中国石油天然气销售业务2019年年中工作会上获悉，今年前7个月，中国石油天然气销售终端用户总量突破1000万户，非气业务全面推进，比去年同期增长51%，推动天然气销售高质量发展。2018年以来，中国石油全力推动天然气销售管理体制改革落地，大力发展天然气销售终端。中国石油严格执行国家价格政策，根据市场需求合理把握资源引进节奏，有效保障民生用气。2017年年底到目前，中国石油居民、工业、商业等各类终端用户从近900万户增至1000万户。　　中国石油天然气销售终端业务包括城镇燃气、CNG(压缩天气)/LNG(液化天然气)加气站点、天然气发电和分布式能源业务、LPG销售业务。截至2017年年底，拥有各类加气站点1200余座，天然气汽车加气终端数量位居全国前列；LNG工厂24座，设计日加工能力2290万立方米；在河北唐山、辽宁大连和江苏如东管理运营LNG接收站3座，年接卸能力1900万吨，约占国内接卸能力的38%。今年上半年，天然气销售平稳有序，产业链运行机制更加顺畅。河北、山东、江苏、湖北和河南等分公司终端市场开发成效显著。天然气销售分公司围绕客户增值服务、资源整合利用和延伸产品销售，推动终端零售业务量效齐增。中国石油不断加大天然气基础设施建设力度。上半年以来大力推进LNG接收站项目布局和建设工作。唐山LNG接收站应急调峰保障工程和江苏LNG接收站扩建工程按计划推进。今年前7个月，LNG加工量比去年同期增幅超过70%。在LNG车船加注方面，着力构建车用LNG和船用LNG的规划布局，综合考虑接收站、工厂资源分布及潜在市场需求，在长江、京杭运河、珠江水系积极推进水运LNG加注项目，稳步推进“气化长江”工程由于国内天然气资源禀赋较差，产量无法满足快速增长的消费需求，而进口气价格高，在价格政策的限制下，天然气批发环节难以实现有效益发展。中国石油在严守国家价格政策的前提下，有力保障民生用气，引导市场在公平条件下均衡发展。进入终端，就是对冲高成本资源带来的亏损，推动资源价值合理回归。随着国家天然气产业深化改革方案的实施，资源供应多元化，终端市场参与竞争主体多元化，中国石油强调依法合规处理好与合作伙伴的竞合关系，实现上中下游均衡有序的协调发展，构建民生改善、经济企稳、环境向好、产业振兴、各方受益的共享发展。

确保油气开发安全风险受控助力企业绿色发展8月24日从规划总院获悉，运城优质天然气密度行情股份公司油气田高风险装置设施检测技术支持中心落户规划总院，标志着该院在油气田高风险装置设施检测技术方面获得新突破据悉，为统筹油气田高风险装置设施检测资源，确保油气开发重点领域、运城优质天然气密度行情关键装置、要害部位的重大安全风险受控，股份公司以“一个技术中心+四个区域检测评价中心”的模式，分区域分专业设立了高风险装置设施检测评价机构。运城优质天然气密度行情截至目前，除技术支持中心外，股份公司已在4家油气田企业成立了区域检测中心。下一步，规划总院将充分依托技术支持中心功能，运城优质天然气密度行情加强内部专业技术资源优化和集团公司检测评估资源整合，逐步开展高风险装置设施检测评价的新技术研发与应用推广工作，持续为勘探与生产分公司、各油气田企业，以及四家区域性检测评价机构提供有力的决策支持、技术服务和智力支撑，助力中国石油绿色发展、安全发展、高质量发展。

天然气的主要组分是甲烷，其临界温度为－83℃，故在常温下，无法仅靠加压将其液化。通常的液化天然气（Liquefied Natural Gas，简称LNG）多存储在温度为－162℃、压力为0.1MPa左右的低温储罐内，其密度为标准状态下甲烷的600多倍，体积能量密度为汽油的72%，十分有利于输送和储存。液化天然气是经过净化处理（脱水、脱烃、脱酸性气体）后，采用节流膨胀及外加冷源冷却的工艺使得天然气液化的。预处理主要包括 H2O、H2S、C2O的清除，以免低温下冻结、堵塞。天然气液化装置按用途可分为两大类, 即基本负荷型天然气液化装置和调峰型天然气液化装置。基本负荷型天然气液化装置由天然气预处理系统、液化系统、储存系统、控制系统、装卸设施和消防系统等组成，是一个复杂庞大的系统工程， 投资高达数十亿美元。由于项目投资巨大， LNG项目大多由壳牌、道达尔等大型跨国石油公司与资源拥有国政府合资建设。基本负荷型天然气液化装置的液化单元常采用级联式液化流程和混合制冷剂液化流程。20 世纪60 年代最早建设的天然气液化装置, 采用当时技术成熟的级联式液化流程。到70年代又转而采用流程大为简化的混合制冷剂液化流程(MRC)。80 年代后, 新建与扩建的基本负荷型天然气液化装置则几乎无一例外地采用APCI 公司的丙烷预冷混合制冷剂液化流程(C3/MRC) 。　　调峰型天然气液化装置是小流量的天然气液化装置, 并非常年连续运行。因此, 调峰型液化流程要求具有高效、灵活、简便、低成本的特点。一般, 对于管道气压力较高的情况, 为充分利用其压力能, 可考虑使用膨胀机液化流程。选择调峰型LNG液化流程, 必须根据具体的设计要求和外围条件对上述因素进行综合考虑, 即对不同液化流程的投资成本、比功耗、运行要求以及灵活性进行全面对比, 才能最终决定采用何种液化流程。天然气液化工厂的工艺流程不同，出厂LNG的温度和压力也有所不同，如新疆广汇液化工厂出厂LNG温度约为－162℃，压力为常压；中原绿能高科液化工厂出厂LNG温度约为－145℃，压力为0.35MPa。