天然氣液化技術范文

導語：如何才能寫好一篇天然氣液化技術，這就需要搜集整理更多的資料和文獻，歡迎閱讀由公務員之家整理的十篇范文，供你借鑒。

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關鍵詞 液化天然氣；天然氣；液化技術

中圖分類號：TE64 文獻標識碼：A 文章編號：1671-7597（2013）16-0004-01

天然氣主要成分是甲烷，常溫常壓下是一種無色無味、無毒且無腐蝕性的氣體。天然氣比空氣輕，擴散迅速，不會沉積于一個區域。是一種最潔凈的化石燃料，燃燒后排放極少的氮氧化物、可吸入懸浮微粒和溫室效應氣體。目前已被廣泛應用于公共交通、城市燃氣、化工原料等多個領域，并逐漸成為新一代的重要發電燃料之一。

近年來，我國經濟發展迅速，對天然氣的需求量逐漸增大。盡管目前天然氣產量連年增長，但仍不能滿足經濟發展的需求。而且天然氣產地遠離工業或人口集中地區，需要建設長距離的輸送管線，這在一定程度上制約了天然氣的利用。

作為天然氣液態形式的液化天然氣，其獨有的優勢為天然氣利用提供了多元化選擇空間。天然氣臨界溫度是-84.57℃，在常溫下僅靠加壓無法將其液化。液化天然氣通常存儲于-161.15℃、壓力為0.1 MPa左右的低溫儲罐內，其密度是甲烷標準狀態下的600多倍，密度為汽油的72%，非常適合于輸送和儲存。

液化天然氣運輸方便，可用于城市輸配氣系統擴容、調峰等方面，具有地下儲氣庫、儲氣柜等其他方式無可比擬的優勢，其建設周期短、投資小、見效快。與汽車燃油相比，液化天然氣辛烷值高、燃燒完全、抗爆性好、排氣污染少、運行成本低，而且比壓縮天然氣儲存效率高，儲瓶壓力低、重量輕，建站不受供氣管網限制。隨著天然氣液化、儲存技術的逐漸成熟，帶動了液化天然氣產業的蓬勃發展。

1 天然氣液化技術

天然氣液化的生產工藝過程通常是將含甲烷90%以上的天然氣，經脫水、脫烴、脫酸性氣體等“三脫”凈化處理后，利用先進的膨脹制冷工藝或外部冷源，將其變為-162℃的低溫液體。在實際應用中，天然氣液化系統主要包括天然氣預處理、液化、儲存、運輸、利用這5個子系統。

1.1 天然氣預處理

天然氣預處理是通過合理工藝脫除天然氣中水分、酸性氣體、重烴及汞等一些雜質，避免這些雜質在低溫下凍結而堵塞管道和設備對其產生腐蝕。脫水主要有冷卻、吸收、吸附3種脫水方法，天然氣從地層開采出來后，通常含有水蒸氣，還含CO、CO2、H2S及S等一些酸性氣體，這種天然氣由于含酸性氣體，通常被稱為酸性氣或含硫氣。酸性氣體對人身有害，對設備管道也有腐蝕，由于其沸點較高，降溫過程中容易析出固體，因此一定要進行脫除，通常采用醇胺法和分子篩吸附進行脫酸。

1.2 天然氣液化及裝置

天然氣的液化流程有多種方式，以制冷方式分為混合制冷劑式、級聯式及帶膨脹劑式液化3種流程。液化裝置通常采用基本負荷型和調峰型兩種，基本負荷型是一種大型液化裝置，可用于當地使用或外運。該裝置的液化單元大都使用級聯式液化或混合制冷劑液化兩種流程。目前新建與擴建的基本負荷型天然氣液化裝置，基本上都使用丙烷預冷混合制冷劑液化流程。調峰型液化天然氣裝置一般用于調峰負荷或補充供應冬季燃料，以液化方式儲存在低峰負荷時過剩的天然氣，用于高峰或緊急情況下。對于匹配峰荷和增加供氣的可靠性等方面具有重要作用，能夠提高管網經濟性。

調峰型天然氣液化裝置與基本負荷型天然氣液化裝置相比，屬于小流量天然氣液化裝置，由于生產規模相對較小，不適合于連續運行，它的液化部分一般使用帶膨脹劑液化和混合制冷劑液化流程。

1.3 運輸

天然氣液化后體積能縮小620倍，將更便于經濟安全的運輸。從輸氣經濟性方面考慮，陸上3000千米左右運距內，利用管道輸氣比較經濟，當超過3500千米后，采用船運方式優勢更為明顯，能夠使大量風險性管道投資有效降低，節約運輸成本。

液化天然氣船建造技術的不斷發展提高了液化天然氣的運輸效益，主要體現在日氣化率降低及蒸發氣回收利用上。目前應用的液化天然氣船，由于大都沒有再液化裝置，動力燃料主要利用消耗蒸發氣，而不進行回收液化。在液化天然氣船上裝備再液化裝置可使其運行更為經濟，目前已開展相關可行性研究，已處于研究模擬階段的液化天然氣船，被公認為具有高技術、高附加值、高可靠性，每艘能運載約14.7萬立方米的液化天然氣。

液化天然氣由于具有高效、清潔、價廉的優點，因此被列入開發利用的重點能源。目前國內在一次能源消費中天然氣僅占1.9%左右，遠低于世界25%和亞洲8.8%的平均水平，國內已發現和開發的天然氣資源有限，在供求上還存在較大缺口。液化天然氣船的建造可滿足進口液化天然氣運輸能力的需要。

2 液化天然氣應用

液化天然氣用途廣泛，在民用負荷調峰、發電等方面都發揮著十分重要的作用。由于其經過深度冷凍液化過程，能量蘊藏巨大。在運輸和儲存上也具有地下儲氣庫不可比擬的優勢，不受地理條件限制，比較經濟便捷。

液化天然氣調峰技術在國外發展的比較成熟，可用于調劑世界天然氣供應，保證能源短缺國家的供氣，對氣源充沛的國家進行有效調峰，天然氣使用高峰期的不足可以得到補充。

由于天然氣液化前在預處理階段脫除了多種氣體雜質，作為汽車代用燃料燃燒時，釋放的有害氣體量較少，因此被稱為清潔能源。并被廣泛應用于發電領域，使城市污染得到明顯改善，對于經濟與環境的協調發展起到了重要促進作用。

液化天然氣未來將廣泛用于如飛行器、鐵路機車以及船舶等耗氣量大、不能使用壓縮天然氣的運輸工具上。近年來，國際上都相繼開展了低溫飛行器及相關基礎設施的研究中。液化天然氣的易燃性低于煤油，而且不含氧，因此不需要采用防燃防爆型儲罐。即使發生較小的泄漏，也能在沒形成危險濃度前被監測儀發現，并快速蒸發擴散，能夠有效避免燃燒及爆炸的發生，對于提高乘客及飛機安全具有一定保障作用。在飛機使用煤油作為燃料的過程中如發生泄漏情況，當發生燃燒時才能被發現，因而具有一定的安全隱患。隨著國際上不斷提高的能源需求，世界各國普遍都制定了比較嚴格的環保法規，據有關專家預計，未來5年內柴油動力船舶可能在歐美等發達國家一些內河湖泊船運水域、遠洋運輸線及大型碼頭被限制使用，而逐漸被液化天然氣船舶所取代。

3 結束語

綜上所述，為適應經濟的快速發展以及國家上對環境保護日趨嚴格的要求，液化天然氣技術具有更加廣闊的發展空間。為使這一環保資源得到更加有效地利用，需要相關專業技術人員在天然氣液化與儲運技術等領域開展更多的研究工作。

參考文獻

[1]顧安忠.液化天然氣技術[M].機械工業出版社，2011.

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關鍵詞：液化 天然氣 氣化 輸送 預冷

一、液化天然氣的制取與輸送

LNG是液化天然氣的簡稱，常壓下將天然氣冷凍到-162℃左右，可使其變為液體即液化天然氣（LNG）。它是天然氣經過凈化（脫水、脫烴、脫酸性氣體）后，采用節流，膨脹和外加冷源制冷的工藝使甲烷變成液體而形成的。LNG的體積約為其氣態體積的l/620。天然氣的液化技術包括天然氣的預處理，天然氣的液化及貯存，液化天然氣的氣化及其冷量的回收以及安全技術等內容。LNG利用是一項投資巨大、上下游各環節聯系十分緊密的鏈狀系統工程，由天然氣開采、天然氣液化、LNG運輸、LNG接收與氣化、天然氣外輸管線、天然氣最終用戶等6個環節組成。由于天然氣液化后，體積縮小620倍，因此便于經濟可*的運輸。用LNG船代替深海和地下長距離管道，可節省大量風險性管道投資，降低運輸成本。從輸氣經濟性推算，陸上管道氣在3000km左右運距最為經濟，超過3500km后，船運液化天然氣就占了優勢，具有比管道氣更好的經濟性。LNG對調劑世界天然氣供應起著巨大的作用，可以解決一個國家能源的短缺，使沒有氣源的國家和氣源衰竭的國家供氣得到保證，對有氣源的國家則可以起到調峰及補充的作用，不僅使天然氣來源多元化，而且有很大的經濟價值。

LNG作為城市氣化調峰之用比用地下儲氣庫有許多優點。例如：它選址不受地理位置、地質結構、距離遠近、容量大小等限制，而且占地少、造價低、工期短、維修方便。在沒有氣田、鹽穴水層的城市，難以建地下儲氣庫，而需要設置LNG調峰。這項技術在國外已比較成熟，如美國、英國和加拿大的部分地區采用LNG調峰。我國也正在引進這項技術。液化天然氣蘊藏著大量的低溫能量，在1個大氣壓下，到常溫氣態大約可放出879KJ/kg的能量，利用其冷能可以進行冷能發電、空氣分離、超低溫冷庫、制造干冰、冷凍食品等。由于LNG工廠在預處理時已脫除了氣體的雜質，因此LNG作為燃料燃燒時所排放的煙氣中 S02及NOx含量很少。因此被稱為清潔能源，廣泛用于發電、城市民用燃氣及工業燃氣，減少了大氣污染，有利于經濟與環境的協調發展。

二、LNG的安全環保性能與冷能利用

氣態天然氣密度比空氣輕，泄漏后容易擴散，而液化石油氣反之；天然氣的爆炸極限為5～15%，其下限較液化石油氣的1%要高，也就是說，引起爆炸的氣體泄漏量要大，危險性要小一些；另外，LNG在低溫下儲存，更安全。至今全世界未見有因LNG燃燒爆炸事故的報道。

氣化站內，LNG儲罐采用自力降壓、壓力報警手動放空、安全閥起跳三層保護措施，同時，儲罐液相進出口及出站總管設有緊急切斷裝置，保證了站內安全。

天然氣在液化過程中脫除了H2O、重烴類、H2S等雜質，比一般天然氣更加純凈，燃燒更完全，是最清潔的能源之一。

LNG的低溫性能使其具有很大的低溫能量。利用這些冷量可以進行橡膠的低溫研磨、建設冷庫、建設滑雪場或溜冰場，還可以用來作為夏季的空調等。根據計算，若將每氣化1m3氣態天然氣時釋放的冷量的30%應用于低溫研磨，產生的效益為0.6元。LNG的冷量還可以分級使用，深冷用于低溫研磨，中冷用于制冰、建滑雪場、溜冰場，淺冷用于冷庫的建設，冷能的梯級利用使得能量得到了最大的利用。

因我國目前LNG使用規模較小，LNG冷能的利用還沒得以重視和推廣，隨著LNG使用規模的不斷擴大，LNG的冷能的利用市場前景巨大。

三、LNG的氣化及預冷與進液

LNG氣化為吸熱過程，根據熱媒的不同，有海水、空溫、水浴等氣化方式。目前國內LNG氣化站都采用空溫式和水浴式結合的二級氣化方式?？諟厥綋Q熱器直接利用自然空氣進行換熱，不需要附加能源，其氣化能力主要決定于換熱面，因此，通常采用翅片的形式。水浴式換熱器是空溫式換熱器的補充，只是在冬季外界溫度較低，利用自然氣化無法保證天然氣溫度的情況下才使用，在南方（如龍川）冬季氣溫較高，基本不需要使用。

換熱器的規格主要決定于高峰小時燃氣流量，單臺氣化能力最高可達3000立方米/小時，通常要考慮備用，可以切換使用。氣化站中的儲罐增壓器、BOG加熱器、EAG加熱器等設備也采用空溫式換熱器。

LNG氣化站設備、管道施工完成后，由于超低溫及LNG特殊要求，在正式投產之前，必須采用中間介質進行低溫預冷，經過預冷檢驗調試合格后方可接收LNG，其過程也是對設備及工程的檢驗。通常采用液氮作為預冷介質。氣化站內的主要設備有LNG儲罐、BOG（蒸發氣）罐、氣化器、增壓器、BOG加熱器、EAG（放散排空氣體）加熱器及相關工藝管道及管件，LNG儲罐的預冷是氣化站預冷中的主要內容。

在預冷及進液過程中，對溫度、壓力、進液速度、置換時間及操作步驟應科學安排和嚴格控制。防止出現局部急冷、超壓、封閉管段內液體激烈氣化膨脹、進液不均勻致LNG分層翻滾等現象而導致設備及管道的損壞。實際操作過程中，可通過上下進氣、升壓降壓、快慢流速等措施加快換熱，縮短預冷時間；根據自增壓、減壓放散、控制進氣速度及進氣方式等措施達到對壓力的控制。

所需預冷介質的量根據儲罐的容積及數量通過冷量計算而定。通常一個50立方米低溫儲罐預冷約需要消耗5～10m3的液氮。對于一個氣化站來說，液氮冷能的充分利用可以減少站內預冷所需的液氮量。通達公司在實際操作中，利用一次換熱后LNG罐中的氮氣對其余設備進行二次換熱預冷，甚至進行三次換熱，節約了液氮耗量及預冷時間，達到了很好的效果。因此，液氮的耗量及預冷時間與氣化站的規模并不成正比，其關鍵是液氮冷能的多次利用。

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關鍵詞：液氫 航天 LNG 低溫技術

中圖分類號：V43 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2012）12（b）-0099-02

液氫是一種低溫（液氫在常壓下的沸點約為-253℃）高能的清潔燃料，在航天領域里被廣泛作為推進劑使用，因此液氫液氧發動機的研究進展也非常快，也建設了大量與之相配套的地面試驗系統及發射系統，火箭氫氧發動機是由管路把閥門、渦輪泵、推力室等部件連接起來組成的有機整體[1]，是復雜的熱流體動力系統。液氫有很強的冷卻能力，可以解決推力室的冷卻問題，液氫液氧是當今比沖最高的一組液體火箭推進劑，其液氫液氧比常溫的推進劑的比沖要高出30%～40%，以液氫液氧作為推進劑已成為各國發展航天的必由之路，而地面試驗是發動機研制的一個重要組成部分，而推進劑供應系統在試驗中又起著至關重要的作用，因此集成了大量的低溫系統技術。

液化天然氣是氣田開采出來的天然氣，經過脫水、脫酸性氣體和重烴類，然后壓縮、膨脹、液化而成。LNG在常壓下的沸點約為-162 ℃、LNG不僅是清潔能源，而且使用方便、高效、安全，我國為實現能源結構多元化、清潔化，已經大力發展使用天然氣，而液化天然氣的儲存運輸及應用需要強大的低溫系統技術來實現，尤其是LNG碼頭接收站的建設。

1 火箭發動機試驗低溫推進劑供應系統

推進劑供應系統是試驗中為發動機提供推進劑的系統及全部設備的總稱，包括液氫供應系統和液氧供應系統，隨著重型運載火箭的開發，火箭發動機的推力也要求越來越大，這種大推力發動機的試驗使得推進劑供應系統發生了階躍性變化，系統設計中解決了液氫貯存的大型貯箱、長距離液氫輸送、加注、計量、保溫、低溫放泄露，閥門控制及截斷等大量的技術難題。

1.1 液氫供應系統組成

由相應的控制設備（繼電器、壓力變送器、增壓調節裝置等）、閥門、主管道、補償器、排液、過濾器、流量計、液氫貯箱、排氣管道及抽空系統等方面組合而成的就是液氫供應系統。其指揮系統就是按照實驗流通把上述的設備通過相應的控制程序來進行，這樣系統就可以組織成可以進行遠程控制上的有機整體。

1.2 液氧供應系統組成

液氧供應系統組成與液氫供應系統組成基本相同。系統設計及建設滿足液氧的使用要求，如密封墊禁用玻璃鋼，采用與液氧的強氧化性相適應的材料等。系統建成至今，已經過若干次試驗考驗，工作穩定、可靠。

1.3 推進劑供應系統相關技術

火箭發動機試驗推進劑供應系統集成了氫氣生產液化、液氫儲存、液氫運輸、液氫管路輸送、液氫低溫測量測控、低溫節流斷流、安全、環保等技術于一身，其中液氫的貯箱儲存及供應技術，液氫的管路輸送技術是比較典型的低溫技術應用過程。

由于重型火箭的推力非常大，因此發動機試驗一次需要的液氫是幾百到幾千立方，而液氫的產量是有限的，因此需要提前生產并儲存大量的液氫，試驗時在轉注到供發動機試驗臨時裝載的大型低溫貯箱里，發動機試驗時從這些大型的低溫貯箱里用管路直接輸送到發動機的推力室。由于發動機入口出對液氫的溫度品質很高，因此液氫在儲存時通常采用高真空多層絕熱容器，而且為了計量的準確性，一般采用立式的圓柱型容器，校準試驗對流量的測量精度相對較高，而且試驗次數相對其它研究性試驗較多，因此將校準試驗使用的液氫貯箱設計為一個獨立的標定貯箱，相比于其它貯箱，提高內筒體橢圓度、直線度的加工精度和內筒體的剛度，以滿足計量需要。標定貯箱內設差壓式液位計和分節式液位計，差壓式液位計提供加注和試驗過程中的液位測量，分節式液位計用于穩態流量測量（渦輪流量計提供瞬態流量）。試驗中需要臨時貯存幾百方液氫，為確保試驗安全，根據相應的設計標準配置安全閥和爆破膜串聯組合的超壓泄放裝置，避免了大口徑低溫安全閥的微漏問題，并且采用雙路備份。試驗時，從液氫貯箱向發動機供給液氫通常通過氣體增壓或低溫泵輸送兩種方式確保液氫穩定流動，采用增壓方式的話增壓氣體流量的穩定是保證發動機泵前壓力穩定的基礎，是試驗成功的重要保障條件之一，因此增壓技術是非常重要的一項技術，低溫貯箱增壓是氣態和液態界面環境中，存在熱量和質量交換的一種復雜的物理過程，包括氣體的混合，氣體與液體界面和貯箱壁之間的傳熱傳質，冷凝膜的形成和流動，液面向下的移動及液體本身的攪動等。在重型氫氧發動機試驗中，由于推進劑流量的大幅度提高，給低溫貯箱增壓系統提出了更嚴格的要求。在低溫貯箱上方設置的增壓氣體分布器及出口設置防渦流裝置使液氫以穩態流場進入主管道。

液氫主管道通徑為DN250～DN300，主管道上設置波紋管補償器、過濾器等主要設備；液氫主管路采用技術較為成熟的真空多層絕熱管，液氫主管道上所液氫應急閥、斷流閥、流量計、溫度傳感器等低溫管路設備及元器件。

總之，液氫供應系統集成了最先進的低溫系統技術。

2 LNG接收站系統技術

2.1 LNG接收站工藝系統[2]

LNG利用是一項投資十分巨大、上下游各環節聯系十分緊密的鏈狀系統工程，由天然氣開采、天然氣液化、LNG運輸、LNG接收與汽化、天然氣外輸管線、天然氣最終用戶六個環節組成，其中任何一個環節出現問題都將使整個系統停車，而且必須對上下游環節作出巨額賠償。因此LNG利用系統各環節的工藝及設備必須安全可靠，LNG站是其中重要環節之一，要求更為嚴格。卸料臂現行LNG站工藝大致可分為兩種：一種是BOG再冷凝工藝，另一種是BOG直接壓縮工藝。兩種工藝并無本質上的區別，僅在蒸發氣體（BOG）的處理上有所不同，現以BOG再冷凝工藝為例介紹LNG站工藝流程，LNG站的簡要方框流程見圖1。

從流程看LNG站工藝并不復雜，但其中卻包含有許多高科技知識。LNG在常壓下的沸點約為-162 ℃，而LNG站正是在常壓下儲存LNG，因此LNG站在汽化之前的所有設備都是在-162 ℃的溫度下長期低溫運行，這對設備的保冷、材質、防泄漏諸方面要求極高。另外LNG站的儲罐容積一般都在10×104 m3以上、直徑達70多米，數量至少2個，站內儲存如此大量的極易汽化、燃燒的LNG，因此LNG站的安全性極其重要。一旦出現事故不但站內人身安全、財產受到極大威脅，而且停產將要對上游LNG供應商和下游燃氣用戶作出巨額賠償，因為LNG行業實行的是照付不議合同。

2.2 LNG接收站主要設備及測控系統

LNG站主要設備臺數并不算多，但結構復雜、要求高且大型，關鍵設備有LNG儲罐、汽化器、LNG泵、LNG各種閥、LNG卸料臂、LNG裝車撬等，LNG測控系統主要是需要開發出適用于低溫的測控的儀器儀表、傳感器等元器件。下面簡單介紹幾種LNG站設備。

LNG儲罐均為雙層金屬罐，與LNG接觸的內層為含9%Ni低溫鋼，外層為碳鋼，中間絕熱層為膨脹珍珠巖，罐底絕熱層為泡沫玻璃。

LNG裝車撬圖2是指將每一個LNG裝車鶴位內的儀表和設備集成在一個專用的框架結構內，儀表和設備包括裝車鶴管、流量計、靜電報警控制器、壓力變送器、裝車流量控制閥、緊急切斷閥，裝車泵、批量控制器等；LNG裝車撬在生產廠家進行儀表及設備安裝、電氣連接，完成系統強度和氣密測試，系統功能測試，記錄測試數據，系統測試合格后方可出廠，生產廠家出具系統合格證；裝車撬到達用戶裝車現場后，連接地角螺栓，連接工藝管線、供電線路和通訊線路后，經過簡單的調試就可以直接投入使用；和控制系統就地組裝比較，可以節省現場設計和現場施工量，縮短項目工期，同時提高了裝車控制系統品質。

2.3 現階段LNG接收站所需設備供貨

LNG接收站的工藝設備多為低溫設備，由于我國LNG工業處于起步晚，很多設備國內還沒有制造廠，如LNG卸料臂、LNG儲罐、BOG壓縮機、LNG輸送泵、氣化器、工藝海水泵、LNG車系統、低溫儀表、低溫閥門、低溫測控傳感器等絕大部分設備目前還是以國外進口為主，小部分有國內廠家研制，但是品質與進口產品比還是有不小的差距，因此很難獲得LNG站建設項目的采購訂單。

在LNG接收站的建設中，國內供貨的僅限于的如電氣設備、消防設備、低溫非標容器、制氮設備、壓縮空氣及儀表空氣設備、生產及生活水設備、污水處理設備、火炬設施、保冷材料產品等。

2.4 LNG接收站經市場前景及濟性分析

LNG不僅是清潔能源，而且使用方便、高效、安全。特別是近年來大型燃氣輪機技術取得了重大突破，采用燃氣輪機與蒸汽輪機聯合循環的天然氣發電廠，發電機組熱效率突破了汽輪機發電熱效率為40%的高限而達56%左右，使天然氣成為最經濟的發電能源之一，東南沿海廣東、福建、江蘇、浙江和上海五省市是我國經濟最發達的地區，經濟的高速增長帶來能源需求的不斷上升國家資源平衡和運輸能力均難以完全滿足五省市的需求，環境容量也要求燃煤再不能在該地區無限制發展。在加快核電建設的同時，為了實現能源結構多元化、清潔化，大力發展使用天然氣是一條現實可行之路。但東南沿海地區并無大量天然氣資源，近期也不會向廣東和福建敷設天然氣管線，因而使得進口LNG成為首選方案。根據市場需求和地域分布，國家有關部門已在廣東、福建和上海三地積極開展LNG的接收與利用前期研究工作待試點獲得經驗后再全面推廣，LNG接收站在我國沿海地區將會大量建設，因此急需相應的低溫系統技術來支持。

LNG的最大用戶是發電廠，當發電廠的進氣價格為5美元/百萬英熱單位時，電廠的經濟效益會怎么樣呢？由于燃氣蒸汽聯合循環發電熱效率的不斷提高，在我國東南沿海某一地區同等條件下與其它發電方式相比己具有相當的競爭力。經算：LNG電廠的單位成本為0.35元/kWh（人民幣，下同）、同一地區規劃的燃煤電廠成本為0.25元/kWh、水電為0.31元/kWh、油電為0.4元/kWh、核電為0.44元/kWh，LNG處于中間水平。

由此可見，導入LNG不僅可為投資者帶來良好的經濟效益，更重要的是改善了環境，增加了能源供給，保證了經濟持續發展，提高了居民生活質量。因此發展建設LNG項目意義重大，市場空間廣闊。

3 結語

從前述情況可以看出，LNG利用是一項投資十分巨大、上下游各環節聯系十分緊密的鏈狀系統工程，在我國也還是剛進入初級階段，我國經濟高速的發展及環保的要求，使得進口LNG作為清潔能源是解決能源緊張最好的方法，因此LNG接收站是一個有著很大前景的朝陽產業，而建設中需要進口解決的的低溫系統集成技術及各種低溫設備在我國的航天低溫推進領域有著深厚的技術及運用基礎，如果把這些技術、設備轉化為民用，航天低溫推進供應系統技術將會帶來巨大的社會效益。

參考文獻

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作為一種新能源，天然氣有著易燃易爆的特性，在儲存運輸過程中需要嚴格的控制。為保證液化天然氣儲罐的安全性與可靠性，本文對液化天然氣儲罐的基礎選型，儲罐絕熱保冷施工技術、空氣支撐施工技術和儲罐平面裝置施工幾種主要施工技術進行了詳細的介紹。

關鍵詞：

液化天然氣；儲罐；絕熱保冷；施工技術

前言：

液化天然氣（簡稱LNG）屬于一種烴類混合物，主要成分為甲烷，燃燒污染性小，儲存效率高，屬于一種新型潔凈能源，在現代城市燃氣管網和工業園區分布式能源利用方面發展迅速。但其具有低溫、儲存易分層、翻滾、易爆易燃等特性，對儲罐絕熱保冷性能有著極高的要求，若儲罐設計不合理，密封不夠嚴實，將有可能引發安全事故，造成人員傷亡。所以，利用科學有效的施工技術來提高液化天然氣儲罐設計合理性至關重要。

1液化天然氣儲罐的基礎選型

鑒于液化天然氣儲存對儲罐施工設計有著非常嚴格的要求，為保證儲罐設計能夠切實滿足天然氣儲存運輸要求，首先就得對儲罐的類型進行合理選擇。不同地質生產的天然氣適用于不同類型的儲罐，在實際基礎選型過程中，要求設計人員對天然氣產地地質土層結構進行充分考慮，依據地質特性來選擇適宜的儲罐[1]。例如，當地基土層沉降量滿足要求但不滿足承載力設計要求時，可以選用環墻式基礎儲罐；當地基土層沉降量與承載力設計均滿足要求且場地不受限制時，可以選用護坡式基礎儲罐；當場地受限時，可以選用環墻式基礎儲罐；當地質為軟土地基時，進行相應處理后可以選用外環墻式基礎儲罐。

2液化天然氣儲罐施工技術

2.1儲罐絕熱保冷施工

絕熱保冷是液化天然氣儲罐施工中的基礎與核心，是安全施工技術的重中之重，是保證儲罐滿足安全性要求的必要措施。根據儲罐類型、大小的不同，絕熱保冷處理措施也要有所差異。對于小型液化天然氣儲罐的絕熱保冷處理，一般采用真空絕熱方式或真空粉末絕熱方式[2]。理論上真空方式可以有效隔絕絕熱空間氣體存在的對流熱源，達到良好的絕熱保冷效果，但絕熱保冷程度取決于真空度大小，也就是說只有達到高的真空度，液化天然氣儲罐的絕熱保冷處理才能達到理想的處理效果。所以，真空度是小型儲罐絕熱保冷處理中需要考慮的一個重點因素，在儲罐施工過程中，需要科學選擇真空絕熱器，以不斷提高真空度，進而強化儲罐絕熱保冷效果。對于中型、大型液化天然氣儲罐的絕熱保冷處理一般采用常規的堆積絕熱方式，即在絕熱空間中填充珠光砂，填充到一定程度滿足規定的密度要求后，既可以起到絕熱保冷作用。需要注意的是，堆積絕熱用珠光砂必須滿足粒度要求，對珠光砂粒徑進行合理的選擇，這樣才能達到良好的絕熱效果。對于通過某種絕熱材料來達到絕熱保冷效果的方法而言，為了防止絕熱材料在使用過程中因吸熱而使自身性能下降或改變，進而影響絕熱效果，可以在絕熱空間中充入一定量的微正壓氮氣，阻止潮濕空氣進入其中，或排出絕熱空間中的氧氣[3]。

2.2空氣支撐施工

液化天然氣儲罐空氣支撐施工包括排放閥類設備、密封設備、高壓鼓風類設備、壓縮機類設備和控制設備5大部分。排放閥類設備負責在由溫度、氣壓變化所導致的儲罐內壓上升變化情況下，將儲罐內空氣排出。密封設備負責保持儲罐內的壓強。高壓鼓風類設備負責在儲罐內壓因臺風等原因而急劇下降時，向罐內輸送空氣。壓縮機類設備也是負責在儲罐內壓下降時向罐內送入空氣?？刂圃O備控制壓縮機和排放閥自動運轉[4]。由上分析可知，空氣支撐施工的目的在于讓系統設備自動運轉。除了需要配備所需各種機器設備、正確安裝機器設備之外，還需要對空氣支撐壓力進行嚴格控制，包括支撐壓力、控制壓力、電源警報、壓力警報等。另外，儲罐壓力設計需要依據相關文件規定和儲罐容量大小來確定，通常小型液化天然氣儲罐壓力設置不應超過1.8MPa，日常工作壓力應設置在1.0MPa以內；大型儲罐壓力必須低于0.05MPa。

2.3儲罐平面裝置施工

從安全性角度考慮，液化天然氣平面裝置設計施工需要充分考慮防火性能要求，對各相關方面進行合理設置與把握，具體包括：參照工藝流程中物體的位置對儲罐位置和工藝裝置的相對位置進行準確確定，將儲罐位置安排在距離工藝裝置較遠，但在儲罐圍堰以外距離較近處[5]。根據儲罐大小合理設定各儲罐之間的安全距離，依據該安全距離對儲罐平面裝置進行施工，同時儲罐位置絕不能設置在易燃物釋放的下風向，并盡可能的遠離該處，以免因易燃物燃燒而引發液化天然氣泄露或爆炸等事故發生。

3結語

總而言之，液化天然氣作為一種潔凈、高效的新型能源，其儲罐施工必須要嚴格按照相關技術規范與質量標準要求來進行，并對儲罐絕熱保冷、密封性、防火性、安全性等各種性能進行科學合理的設計，確保儲罐擁有良好的絕熱保冷性能，良好的密封性和防火性，滿足液化天然氣儲罐要求，從而為天然氣供氣工程的建設與天然氣能源的使用提供可靠安全保障機制。

作者：田程 單位：中石油昆侖燃氣有限公司遼寧分公司

參考文獻：

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[3]方剛.液化天然氣低溫儲存的安全與經濟性研究[D].華南理工大學,2014.

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關鍵詞：天然氣；凈化；液化循環

隨著我國經濟的發展和人口數量增多，人們對能源的需求量也隨之日益增長。天然氣是一種清潔、高效、優質的能源與化工原料，逐漸吸引了人們的目光。目前，天然氣主要使用在電力、工業和天然氣化工等各個產業，液化天然氣（LNG）是一種具有明顯優越性的天然氣應用形式。

1、天然氣的凈化

1.1 脫酸性氣體

酸性氣體在原料氣當中的含量比較多，因此在凈化過程中首選就是脫酸性氣體，在實踐當中技術方法比較多，常見的有醇胺法、Bnefield法、低溫甲醇法等。

醇胺法脫除酸性氣體是靠醇胺溶液吸收作用來達到凈化目的的，常用的醇胺溶劑主要有：一乙醇胺、二乙醇胺、二異丙醇胺等。在這其中一乙醇胺的堿性最強，脫酸性氣體的效果也最好，而且對H2S、C02沒有選擇項，能夠快速、大量的脫除H2S、C02的脫除率，能夠達到90%以上。因此這種方法的適用范圍比較廣，對脫除裝置也沒有特殊的要求，但是腐蝕性太強，溶劑損失比較大，成本相對較高。二乙醇胺的堿性相對一乙弱一些，凈化效果也沒有前者好，但是在使用緩蝕劑的基礎上，可以有效的保證酸性氣體的脫除效果，并能大量減少溶液的循環使用量，且腐蝕性較少，成本相對要低一些。

Bnefield法，這種技術方法使用的實際上是碳酸鉀與催化劑、防腐劑的多組分水成混合物溶劑，這種方法的適合壓力高、酸氣含量大的環境，一般來說供氣壓力需要達到7.0MPa。酸性氣體的含量要達到50%以上最經濟、最適合。

1.2 原料氣脫水

為使天然氣中的含水率達到液化的基本要求，需要對原料氣進行脫水，這樣一方面是為了防止水分析出，在液化的時候結冰堵塞管道或儀表閥門，預防各種天然氣液化事故。另一方面可以有效的避免因液態水的存在，導致壓力管道和容器腐蝕損害。現在天然氣的脫水方法有很多，常見的有冷卻法、甘醇吸收法和固體吸附法。這幾種方法各有各的特點和優勢，但是最暢通的就是固體吸附法。固體吸附法還可以分為硅膠吸附法、活性氧化鋁吸附法和分子篩吸附法等。

國內天然氣企業當中主要使用的是分子篩等吸附法，這種方法的選擇性較強，在低水汽分壓下具有很強的吸附能力，并且在脫水的同時還能脫除一些酸性氣體。使用分子篩脫除水后，天然氣中的水分含量小于lppm。由于這種技術是以物質分子的大小進行吸附的，不同的分子篩型號其作用也有一定的差異。

2、天然氣的液化循環

2.1 階式制冷循環

階式制冷循環是一種利用丙烷、乙烷、甲烷等常見純烴制冷劑的三環階液化制冷循環技術，其原理就是通過丙烷、乙烷、甲烷等制冷劑液體的蒸發提供天然氣液化所需的冷量。三階制冷溫度梯度分別是-30℃、-90℃、-150℃。凈化后的原料氣，經過冷卻、冷凝和液化三個環節后，獲得供工農業生產、生活所需的液態天然氣。液化后的天然氣經過節流降壓后儲存在天然氣儲罐中，通過LNG槽車統一外運。

階式液化循環技術的能耗相對較小，但液化效率比較高，并且實現了冷循環與液化循環的獨立，具有操作穩定、適應性強、技術成熟的特點。但是這一技術在流程、機組上顯得比較復雜，不僅需要三臺壓縮機才能達到液化的目的，還需要生產儲存各種制冷劑的設備，總體來說成本比較高。

2.2 混合制冷劑制冷循環

混合制冷劑制冷循環技術也是常見的天然氣循環液化工藝，這種工藝使用的是N2和Cl-C5烴類混合物作為液化制冷劑，產生的冷量處于可以控制的連續溫度范圍之內，而純組分冷劑產生冷量幾乎是固定在一個溫度上?；旌现评鋭┑募訜崆€與天然氣的冷卻曲線具有很好的匹配性，這就意味著其能夠更好的適應天然氣的液化需要，混合制冷液化循環工藝具有流程少、設備少、費用低、制冷劑純度要求低的優點。但是它的缺點也比較突出，據我們了解混合制冷工藝能耗最小，為了降低能耗現在企業多數選擇多級混合制冷劑循環，可以有效的降低液化過程中的能耗。國內最常見的就是三級混合制冷劑循環，這種改進的工藝使用了小型鋁質板翅式換熱器，液化功率的消耗達到最小。

2.3 膨脹機制冷循環

膨脹機制冷循環也是一種常見的天然氣液化制冷循環工藝，這種工藝是通過膨脹機進行等墑膨脹對原料氣進行降溫而達到液化目的。目前國內使用的膨脹制冷循環主要有三種，即天然氣直接膨脹制冷、氮膨脹制冷、氮氣一甲烷混合膨脹制冷。天然氣直接膨脹制冷適用于原料氣來氣壓力比較高、且甲烷含量較高的情況下，液化率主要受膨脹比的影響，這種液化工藝流程比較簡單，設備要求比較低、投資小，使用調節都比較靈活。

氮膨脹制冷是上一種工藝的變形，這種工藝對原料氣的組分變化有很強的適應性，液化能夠比較突出，也比較簡單靈活，但是能耗相對較高。氮氣-甲烷混合膨脹制冷是一種以氮膨脹制冷循環的改進工藝，控制簡單、啟動時間短，能耗也比較低，但是工藝技術比較復雜，目前國內還沒有大規模的應用。

3、結語

隨著我國西氣東輸工程以及大量天然氣液化裝置的不斷投入使用，使液化天然氣工業進入了高速發展時期。為了進一步提高天然氣液化裝置的產能，有必要不斷加大對天然氣液化制冷工藝的研究力度，并針對不同類型的裝置選擇最為合理的制冷工藝，使裝置本身的能效得以最大程度地發揮，這對于推動我國液化天然氣工業的健康、穩定、持續發展具有非常重要的現實意義。

參考文獻

[1]劉亮，張睿.天然氣液化技術及其應用[J].科技創新導報，2013，06：102-103.

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【關鍵詞】變頻器 MDEA 變頻調速技術 節能

現代天然氣凈化廠的耗能設備主要是驅動風機、泵類設備的三相異步電動機，能耗高且運行效率低下。經過調查研究和分析，可以發現變頻調速是一種節能效果顯著、安全可靠、自動化程度高的電動機調速技術。

1 方案設計

墊江分廠甲基二乙醇胺溶液（后文簡稱MDEA溶液）循環泵變頻調速系統采用“變頻器+離心泵+流量傳感器（FT-1201）+DCS”的控制方案。

1.1 系統結構設計

本系統含一臺多級離心泵、一臺變頻器拖動電機以及其他啟動、運行、調速、保護等設備，其系統結構如圖1所示。

從圖1上看出變頻調速系統由流量監測、控制系統、變頻器、執行機構、報警系統等組成：

1.1.1 流量監測

流量監測通過流量計采集，反映的是系統流量，也就是變頻調速系統的反饋信號。這個流量信號經現場變送器傳輸至中控室DCS系統。

1.1.2 控制系統

DCS系統，通過接受操作人員給出的指令對執行機構進行控制，即通過變頻器對離心泵的轉速進行控制。

1.1.3 變頻器

變頻器根據DCS發送的控制信號改變電機的運轉速度，以實現對離心泵的流量控制，同時實時監控電機的運行情況，在電機故障時及時保護停機。

1.1.4 執行機構

系統的執行機包括離心泵和出口調節閥，用于將醇胺溶液輸送至脫硫吸收塔。

1.1.5 報警系統

為提高系統運行可靠性，還設計了變頻器故障報警，以在變頻器故障時系統能夠自動切換至工頻運行模式，保證生產正常進行。

1.2 系統控制流程設計

整個變頻調速系統要根據檢測到的輸入信號的狀態、按照系統控制流程、通過變頻器和執行元件對系統進行控制，其控制流程如圖2所示。

流程圖說明：

（1）系統上電，在接收到有效的啟動信號（現場操作柱的啟動信號）后，若轉換開關置于“變頻”位置，啟動變頻調速系統；若此時轉換開關置于“市電”狀態，則為工頻運行；當變頻器存在故障時，則系統也會自動轉為工頻運行，同時輸出一個報警信號；

（2）系統在正常運行的過程中，根據DCS系統輸出的4-20mA電流信號的變化調整變頻器的輸出頻率在20-50Hz之間變化，來改變電機轉速，最終實現系統流量調節的功能；若DCS系統給定值小于變頻器設定最低運行頻率，則變頻器輸出最低運行頻率；若給定值高于最高設定頻率，則變頻器按最高設定頻率運行；

（3）變頻器故障或轉換開關置于“市電”狀態時，DCS系統通過控制出口流量調節閥的開度來控制系統流量。

2 效果驗證

變頻調速的實際節能效果可以通過改造前后運行數據得到有力的說明，運行參數見表1與表2。

9月28日至10月23日期間，P-1201A 帶變頻器運行，運行情況如表2。

從運行記錄來看，通過出口流量調節閥調節溶液流量的情況下，循環量在20m3/h-28m3/h波動，平均24.45m3/h；每立方溶液耗電量在3.8kw/h-4.9kw/h之間，平均4.25kw/h；

單臺MDEA溶液循環泵平均年耗電量：

24.45×4.25×24×165=411493.5kw/h

在使用變頻調節方法后，流量出口調節閥處于全開狀態，循環量在26m3/h-29m3/h；每立方溶液耗電量在2.62kw/h-2.65kw/h之間，取最高能耗計算：

單臺MDEA溶液循環泵平均年耗電量

29×2.65×24×165=304326.0kw/h

每年節電量至少為107167.5 kw/h；

在技改完成后，2009年P-1201A全年運行4120h，共耗電282989.14kw/h，技改前一年P-1201A全年耗電量414064.53 kw/h，相對技改前，全年節約電能13.1萬kw/h，實際節電率為31.6%；滿足了本項目的經濟考核指標：節電率在10%以上且年節電量5萬度。

3 結論

MDEA溶液泵變頻調節系統通過采用“出口流量計+變頻器+DCS”的控制方案與工藝、儀表有機結合起來，設計了新的儀表控制邏輯、電氣控制原理；這種控制方式結構簡單合理、功能齊全；操作界面友好。在采用本系統設計后，在節約大量電能，帶來經濟效益的同時不會增加操作人員的工作量和復雜度。

參考文獻

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作者簡介

豐榮敢（1976-），男，安徽省六安市人。大學本科學歷。現為六安市微特電機有限責任公司技術部初級工程師總經理助理。研究方向為機電一體化。

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[關鍵詞]天然氣；儲運技術；發展現狀；分析方法；技術經濟分析

[DOI]10.13939/ki.zgsc.2016.36.080

在世界能源資源不斷減少的環境背景下，人們越來越重視新能源開發，以保證人類社會的可持續發展。天然氣以其高熱值、低污染、大儲量，成為了能源商品的主流，因而其相關技術研究得到了世界各國的廣泛關注和重視。天然氣儲運技術是天然氣得以推廣利用的基礎，如何保證其高效性、穩定性以及安全性成為了業界熱議的焦點，對解決社會經濟可持續發展問題具有重要的作用和意義。本文主要利用技術經濟靜態分析法中的計算費用法，對各項天然氣儲運技術經濟進行了分析。

1 天然氣儲運技術發展現狀

在我們生存的自然環境中，存有大量的天然氣，在一系列的開采、工藝處理之后，可供給終端用戶用作燃料、化工原料等。經過長期的發展，天然氣工業體系已逐步形成，主要分為開采凈化、輸送儲存以及分配應用三個環節。目前，天然氣已在世界范圍內得到廣泛的應用，為緩解能源危機、促進經濟發展做出了巨大貢獻。由于天然氣長期深埋地殼中，在經過一系列的地殼運動之后，形成了多樣化的沉淀物特征和環境，因而表現出了紛亂繁雜的形態。天然氣需要前期加工處理，并利用特殊的儲運技術，才能為用戶所用。經過較長時間的研究發展，天然氣儲運技術日漸成熟和多樣，滿足了人們的日常使用需求?，F階段，常見的天然氣儲運技術包括液化儲運技術、管道儲運技術、吸附儲運技術以及壓縮儲運技術等，而且每種技術的優勢特性存在差異。在這個環境保護與經濟發展同步進行的時代，天然氣儲運技術得到了世界各國的重視，因其廣闊的發展空間，有關方面的研究成為了世界性的課題。從經濟的角度對各項天然氣儲運技術進行分析，有助于我們更加清晰地掌握各類技術的特性，進而制訂合理的儲氣方案。

2 天然氣儲運技術經濟分析

在先進科技的支持下，天然氣儲運技術得到了有效的發展。筆者基于對天然氣儲運技術發展現狀的認識，重點就幾種常見的天然氣儲運技術經濟進行了分析，其具體表述如下。

2.1 液化儲運技術

液化儲運技術是指將大量的天然氣進行液化工藝處理之后儲存于低溫儲罐中，并通過管道、船舶或槽車等工具運輸的技術。相較于常用的高壓球罐初期、高壓管束儲氣、長輸管道末端儲氣等儲氣調峰方式，天然氣液化調峰具有儲藏量大、調節靈活等特點，能夠滿足季節調峰的要求，而且因其氣化站建造成本低、維修方便等優勢，未來必然成為城市燃氣調峰主流手段之一。一般情況下，液化天然氣的最佳儲運壓力為0.2Mpa，其單位體積的氣體儲運成本主要產生在起始站、運輸以及終點站等幾個環節。其中，起始站費用是站點建設費用、調壓費用以及槽車費用的總和，槽車費用主要是車輛折舊、維修與保養產生的費用。運輸費用則是指運輸途中的燃油費。而終點站成本包括建設折舊成本和運營管理成本兩個部分。按照當前的市場價格，通過數學公式粗略地計算可以得出：液化技術儲運天然氣同時可以實現陸地運輸和海上運輸，而且海上油耗低廉，采用的裝置也較為簡便靈活、高效低耗，因而具有非常好的經濟性能。另外，天然氣液化儲運技術的關鍵是壓力調節，其在起始站的耗費成本較高，而在終點站的耗費成本較低，兩者形成了一種互補。綜合來看，天然氣液化儲運技術創造的經濟價值比較高，值得推廣和使用。

2.2 管道儲運技術

目前，管道儲運是陸上天然氣運輸、貿易的主要方式，世界上有大約65%的天然氣輸送通過管道實現。天然氣具有密度低、易揮散等特性，利用管道儲運能夠有效保證其產品質量，同時還可以減少環境污染。隨著科學技術的發展，天然氣管道儲運逐步實現了大口徑、長運距、網絡化，大型供氣系統建設拓展到了極地和海洋領域，為天然氣的高效、高質輸送創造了有利條件。天然氣管道儲運技術構建的生產、儲運、銷售一體化系統，具有調峰功能，可實現長距離、高壓力以及大流量運輸，而且由于管道深藏地底，可以減少泄露、噪聲等對生態環境的污染。單位體積的天然氣儲運成本主要包括起始站成本、運輸成本以及終點站成本。其中，由于起始站需要對天然氣進行大量的除雜、脫硫、脫碳、調壓甚至脫二氧化碳等工藝處理，加上設備折舊，因而耗費的成本較高。而在天然氣運輸階段，主要成本來源于管道建設折舊，不涉及燃油費用。終點站因為需要對天然氣進行減壓處理，所以成本為減壓站維護、折舊費用。相比于高壓球罐等儲運方式，天然氣管道儲運的操作簡便，能夠有效解決城市用戶日、小時調峰技術問題，且更為安全，但是其前期投資成本較高，隨著輸送距離的延長，經濟優勢逐漸顯現。雖然時下天然氣管道儲運技術日漸成熟，但是由于受制于氣源、距離以及投資等因素，所產生的日常運行、維護等成本較高。

2.3 吸附儲運技術

天然氣吸附儲運技術是一項利用高比表面積富微孔吸附劑材料，在3.5～5.0Mpa壓力下吸附儲存天然氣的新技術。由于天然氣吸附儲運的儲氣壓力低，因此在投資成本、運輸使用和安全性能等方面表現出了較大優勢。這種技術指導下的天然氣儲運主要包括制備吸附劑、制造儲藏罐、儲氣車載以及凈化天然氣氣質等幾個環節。通過對這幾個環節成本的粗略計算發現，天然氣吸附儲運站點建設所需的設備簡單，操作方便，整體需要的投資額度低，適用于產氣輸送不定的偏遠地區。但是，車輛折舊所產生的費用在天然氣吸附儲成本中占有較大比例，因此其技術攻克難點應該放置在高效、價格低的儲運車研發上。影響天然氣吸附性能的因素有很多，例如，天然氣中除了主要的甲烷成分外，還含有C2、水、氮氣、二氧化碳等雜質，在經過多次吸附工藝循環處理之后，天然氣中的極性化合物雜質在吸附劑上不斷積累，從而導致天然氣吸附性能下降。因此，在具體的天然氣吸附儲運技術應用實踐中，應該重點解決含硫量等雜質問題。天然氣吸附儲運技術的經濟價值顯而易見，未來的發展空間較大，值得加大研發和推廣力度。

2.4 壓縮儲運技術

天然氣壓縮儲運技術的英文簡稱為CNG，它是將天然氣進行壓縮工藝處理之后，放置到特殊的容器中，通過公路、海路或鐵路間接輸送到城市管網的技術。CNG因其高成熟度的技術，滿足了零散用戶以及車用燃氣的需求，在我國得到了一定程度的應用。但是，由于這種儲運技術將天然氣壓縮到了20Mpa以上，對容器的性能要求極高，運輸途中有著一定的危險性，因此，很難實現大規模發展應用。一般認為，天然氣壓縮儲運技術適用于地區而非全球，它更多的是作為天然氣管道儲運的有效補充手段被應用，能夠滿足管道覆蓋不到的中小城鎮的天然氣需求。綜合考慮輸送范圍、工程投資、運營成本以及銷售價格等因素，壓縮天然氣的儲運范圍應控制在500km以內。壓縮天然氣儲運成本同樣產生在起始站、運輸以及終點站三個環節。其中，起始站壓縮天然氣所需要的基礎設備包括壓縮機組、加壓站、汽化器、儲氣裝置以及換熱系統等。除了采購硬件設備，起始站費用還包括調壓運行費用。運輸成本則由槽車購置、維護、折舊費用組成。為了保證用戶直接使用，需要在終點站配套一座調壓站。終點站成本絕大部分來源于調壓站，包括工藝管道、調壓計量設備、自控儀表、運行管理等費用。經過粗略的技術經濟分析發現，天然氣壓縮儲運的工藝簡便、工期較短、見效迅速，但是受供氣規模、用氣性質、氣源位置、原料價格等諸多因素的影響，需要制訂合理的方案。

3 天然氣儲運技術節能建議

自然與人類之間存在著一種平等互存的關系，保護生態環境人人有責。而且天然氣儲量有限，為保證其可持續發展，采用必要的天然氣儲運節能措施十分重要。根據上文的論述與分析，我們不難發現，天然氣需要經過不同程度的壓縮工藝處理才能進行儲運。具體而言，可以充分利用終點站的壓力能減少運輸成本、環境破壞和噪聲污染。同時，還可以通過天然氣壓力能制冷系統、冷能利用系統，實現壓力能利用，如此不可以擴大冷能利用系統的操作彈性，一定程度上穩壓、穩流，還能降低電力消耗成本。除此之外，液化天然氣常常需要通過氣化器汽化處理轉變其儲藏形態后，才能被使用。在液化天然氣形態轉化的過程中，將會釋放出大量的冷能，假如直接舍棄勢必會造成極大的資源浪費。為此，我們可以通過特殊的工藝技術將這部分冷能直接或間接地應用到海水淡化、低溫發電、空氣分離、污水處理等領域，實現資源的循環利用，拓寬天然氣液化儲運產業鏈條的同時，保護生態環境，實現經濟的可持續發展。

4 結 論

總之，能源是人類生存與發展的物質基礎。天然氣作為世界儲量豐富的能源之一，其應用應該得到推廣。而儲運技術作為天然氣推廣利用的關鍵，需要加大研發力度。由于個人能力有限，本文有關天然氣儲運技術經濟分析可能存在不足，因此，筆者希望業界更多學者關注天然氣儲運技術發展，并結合實際情況，有針對性地提出有建設性的建議，從而支持天然氣儲運工業的可持續發展，使其在低碳經濟發展中創造更大的價值。

參考文獻：

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篇8

【關鍵詞】燃氣工程；氣源方案；比較在對城市燃氣工程進行規劃時，怎樣選擇氣源是一個至關重要的問題。對于氣源選擇來說，它關系到整個燃氣工程的輸氣管網的壓力級制、城市儲氣調峰設施選擇等一系列的問題，對整個燃氣工程的供氣管網運行的穩定性、長遠性、經濟性與近遠期的相互銜接有著至關重要的意義。城市燃氣工程規劃以城市總體規劃為基礎，結合當地能源特點進行。制定規劃方案時要認真研究當地資源開發和利用的可能性，長遠期的氣源，原料的需求。目前通?？晒┏鞘羞x擇的氣源有兩種，即天然氣與液化石油氣。

一、液化石油氣的供應方式

液化石油氣具備運輸方便、容易儲存、熱值高、以及工程建設快的特點，因此，被廣泛的運用到城市燃氣工程中。液化石油氣的管道供應方式有兩種，即純液化石油氣管道供氣、液化石油氣混空氣管道供氣。

（一）純液化石油氣管道供應方式

儲罐儲存直供氣相液化石油氣系統是由液化石油氣儲罐以及裝卸、氣化、調壓等系統組合而成。通過烴泵或者壓縮機，把汽車槽中的液態液化石油氣卸載到純液化石油氣儲罐中之后，再利用烴泵把液相的液化石油氣送到電加熱式氣化器中，使液化石油氣在其中轉變成氣態液化石油氣，經過調壓之后，送到各個管網。儲罐儲存的液化石油氣直供氣相方式具有操作簡便、投資額少等優點。

（二）液化石油氣混空氣管道供應方式

將液化石油氣同空氣混合，使之與城市燃氣供應標準相符，進而直接供應給用戶。該種供應方式具有很多的優點，例如，可以有效降低混合氣露點，能夠利用重組分成較多的液化石油氣，可以用于遠距離運輸，還可以作為大中型氣源工程的主氣源。同時，液化石油氣易于向天然氣轉換，在引進天然氣之后，當前現有的較大規模的液化石油氣混氣站可以作為天然氣的補充氣源。

二、天然氣的供應方式

我國城市氣源的選擇中，天然氣受到人們的高度重視，大力推廣天然氣的使用范圍已經成為我國的一項能源政策。天然氣是一種清潔高效優質的能源，其基本的輸送方式即管道輸送，這種輸送方式既經濟又有效。此外，還可以利用另外兩種方式來輸送，即液化天然氣和壓縮天然氣。

（一）管道天然氣供應方式

管道天然氣是通過輸氣管道來實現輸送的，天然氣管道輸送系統由管道輸氣站和線路系統兩部分組，輸氣管道系統是個連續密閉輸送系統，從輸送、儲存到用戶使用，天然氣均處于帶壓狀態。由于輸送的天然氣比重小，線路幾乎不受縱向地形限制。由于管道的鋪設路程較長，發生事故時危害性大，波及范圍廣。成管道天然氣供應具有氣源充足穩定、供氣壓力較高、投資及建設成本較大、周期長等特點，適用于用氣量較大且距離天然氣氣源較近的城市。

（二）液化天然氣供應方式

液化天然氣的供氣系統主要是由天然氣液化站，以及液化天然氣槽車、氣化站與輸配管網組合而成。為了避免天然氣雜質在液化過程中產生不良的影響，天然氣開采出來之后要進行脫水、脫酸等凈化處理過程，符合標準后再進行深度冷卻變成液體，在利用汽車、火車、輪船等進行長距離的運輸，輸送到液化天然氣氣化站，進而提供給用戶使用。液化天然氣具有輸送效率高、安全可靠的特點，能夠很好的解決城市燃氣工程的氣源問題。

伴隨著我國鐵路運輸專用線的建設及液化工藝的不斷完善，液化天然氣的經濟效益將更加的明顯，是今后較長一段時間內，在中小城市非管道輸送中非常有推廣價值的供氣方式。隨著液化天然氣設施越來越完備，相關的法律法規的頒布實施，以及國家的政策支持等，液化天然氣的供氣技術將得到更好的提高，進而能夠更加充分的發揮其良好的經濟性與技術性。

（三）壓縮天然氣供應方式

壓縮天然氣城市燃氣供應系統是由加壓站、壓縮天然氣鋼瓶拖車、以及城市輸配管網等組合而成。開采出的天然氣首先要經過計量與調壓處理后，進行脫水、脫酸等凈化處理，符合標準之后，經過壓縮機加壓，利用加壓站中的高壓膠管與快裝接頭向壓縮天然氣鋼瓶拖車進行充氣。壓縮天然氣通常采用高壓氣瓶組槽車來進行公路運輸，到達城市卸氣站之后，再利用卸氣站的高壓膠管與快裝接頭進行卸氣。為了避免天然氣在減壓的過程中出現溫降過大的現象，進而影響后續設備以及城市管網正常的運轉，壓縮天然氣要首先進入一級換熱器進行加熱，之后進入一級調壓器進行減壓，再依次通過二級換熱器和二級調壓器。

壓縮天然氣系統供應城市的方式來自天然氣的汽車加氣子母系統，因為子母站系統的技術純熟，且靈活方便，投資也較小，因而通過借鑒子母站系統運行方式，運用到壓縮天然氣供應中。壓縮天然氣的生產過程就是把低壓的天然氣壓縮成高壓，這樣便于運輸，且生產設備的投資較小，運行的費用和成本較低。

三、氣源方案比較

（一）氣源的性質

天然氣是一種比空氣輕、含碳量低、且無色的烷烴混合物質，泄露后極易揮發擴散；液化石油氣則比空氣中重，發生泄漏后容易積聚，不容易揮發。此外，天然氣的爆照極限較高，比液化石油氣更加安全可靠，所以天然氣又被人們稱之為綠色燃料，經濟性能與環境評價都很突出。隨著經濟的快速發展，科學技術的不斷進步，人們越來越關注生活質量與生存環境，天然氣作為一種清潔、優質能源，已經被我國列入能源開發的重要戰略決策中。

（二）市場的供應情況

1.天然氣市場

目前世界已探測到的天然氣儲量豐富，能夠供全世界使用一百五十年以上，而我國的天然氣資源非常豐富，總儲量居世界第三。我國的液化天然氣工業起步較晚，但是發展速度很快。目前已有多個液化天然氣調峰站及液化天然氣工廠建成并投入使用，與液化石油氣相比，天然氣產業的發展以及能源經濟特有的客觀規律，決定了天然氣比液化石油氣更具有經濟優勢，并且價格也相對穩定。

2.液化石油氣市場

全球約有一半的液化石油氣是來自天然氣田與石油伴生氣田，剩余的都源自煉油廠及石油化工廠。世界液化石油氣的出口國家主要集中在中東地區，我國的液化石油氣主要來源于煉油廠及石油化工廠，只有少量是來源于油氣田。為了從根本上解決液化石油氣來源的問題，我國在華南、華東等地相繼建設了大型的液化石油氣儲存基地，以及大型的液化石油氣存儲基地。近年來，由于受國際市場原油價格的影響，液化石油氣價格波動較大，若要選擇液化石油氣混空氣作為氣源，必須要經過慎重的考慮。

（三）液化天然氣與壓縮天然氣氣源方案比較

二者都有其各自的優點，因此，必須依據實際情況進行選擇?？梢詮囊韵聨c進行比較選擇：

1.氣源情況。這是影響成本的主要因素之一，壓縮天然氣加氣站對氣源所在地要求不高，可以在靠近城市周圍選擇壓縮天然氣生產地；而液化天然氣液化站通常要建在氣源處，所以一般離城市較遠。

2.運輸距離。這是影響方案選擇的關鍵因素。壓縮天然氣為氣態，體積較大。液化天然氣為液態，所以適合長途運輸。在相同的運輸距離下，壓縮天然氣的運輸成本要明顯高于液化天然氣。

3.用氣規模。對于剛開發的、且在較長時間內才能夠實現管輸供氣的中小城市來說，采用壓縮天然氣供氣方案能夠較快的實現供氣。而對于短期內用氣規模比較大的城市來說，考慮到實際的運輸費用問題，選擇液化天然氣方案比較好。

（四）繼續發揮液化石油氣的作用

在沒有引進天然氣之前，液化石油氣在城市燃氣工程中發揮著不可代替的作用。即使當前天然氣已成為大多城市的主氣源，液化石油氣依然是城市的補充氣源。在未來即使天然氣被高度普及使用，液化石油氣也能夠因為其具備造價低、見效快、以及使用靈活方便等特點，與天然氣同步發展，因此，要樹立液化石油氣與天然氣的規劃理念。

四、總結

隨著城市的快速發展，人們對生活質量與生存環境的要求越來越高，各城市應該根據實際情況，以及當地的可供氣源，在經過認真的比較分析之后，最終選擇科學合理、切實可行的氣源方案，從而促使經濟效益、社會效益、以及環境效益能夠更好的和諧統一。

參考文獻：

[1]李玉馨.關于城市燃氣規劃中常見問題的探討[J].中國商界，2010（04）.

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[關鍵詞]煤層氣；分離；提存；熱效率

中圖分類號：TD712 文獻標識碼：B 文章編號：1009-914X（2014）42-0025-01

礦井瓦斯也稱為“煤層氣”，主要成分是CH4（甲烷），是主要存在于煤層的伴生氣體，也是造成煤礦事故的主要原因之一。[1，2]煤層氣是熱值高、無污染的新能源，可用來發電，作工業燃料、化工原料和居民生活燃料。[3]煤層氣隨著煤炭的開采泄漏到大氣中，會加劇全球的溫室效應。如對煤層氣進行回收利用，在采煤之前先采出煤層氣，煤礦生產中的瓦斯將降低70%到85%。

1.礦井瓦斯回收的重要意義

我國每年在采煤同時排放的煤層氣在130億立方米以上，合理抽放的量應可達到35億立方米左右，除去現已利用部分，每年仍有30億立方米左右的剩余量，加上地面鉆采煤層氣50億立方米，可利用的總量達80億立方米，約折合標煤1000萬噸。[3]如用于發電，每年可發電近300億千瓦時。能源是經濟發展不可缺少的動力，煤層氣這種新的潔凈能源漸漸被人們認識，并且它將會成為石油、天然氣強大的補充力量，煤層氣產業的形成與發展將會給我國的新能源戰略帶來深遠的意義。

隨著采煤技術的日新月異，通風成本的增長，以及人類環境意識的增強，向大氣排放瓦斯對環境的污染越來越引起人們足夠的重視，從保護環境、保護人類的角度出發，已不允許無休止地向大氣排放瓦斯。[4]另外，煤層瓦斯作為一種不可再生的資源，在世界各國已不再把它作為一種廢氣來處理，而是把它直接利用或者提純富集加以利用。

2.礦井瓦斯回收技術

煤層氣（瓦斯）回收技術分為兩類：一類是在煤炭開采前通過地面垂直鉆井，采用水力壓裂技術抽采的煤層氣，這種煤層氣被稱為地面鉆井開采煤層氣，甲烷含量在95%以上，可直接通過管道輸送，也可加壓液化后通過汽車、火車或輪船運輸；另一類是由于煤礦的開采而釋放出的煤層氣，通過礦井通風系統抽放所得，即含氧煤層氣，甲烷含量僅20%～75%。這種抽采方式投資小，風險小。煤礦通風瓦斯的氣體分離和利用技術主要有：熱逆流反應器技術（TFRR），催化逆流反應器技術（CFRR）和整料催化反應器技術（CMR）。此三項技術均可應用在煤礦通風瓦斯的分離工作中，所要求的煤礦通風甲烷氣體含量最低值分別是0.2%，0.1%和0.3%。

3.礦井瓦斯利用技術

3.1 作為燃料

全球開發的稀薄燃燒燃氣輪機包括澳大利亞能源開發公司（EDL）的腹熱時燃氣輪機，澳大利亞聯邦科學研究院（CSIRO）的稀薄燃燒催化渦輪以及美國英格索蘭公司（IR）的裝配催化燃氣輪機和內燃機的聯合系統。在這一聯合系統中，內燃機使用煤礦抽排瓦斯的效率更高，而催化渦輪機則主要利用煤礦通風瓦斯，其中一部分抽排瓦斯作為補充燃料使用。與安全使用抽排瓦斯氣體作為燃料的內燃機相比，盡管該系統的工作效率還處于較低水平，但它可以利用更多的甲烷氣體而且發電能力也會隨之提高。

3.2 瓦斯液化技術

目前世界上通常采用的瓦斯液化技術，主要有小型LNG系統工藝循環：帶丙烷預冷的混合工質閉式循環；單工質透平膨脹閉式循環；Joule-Thomson膨脹開式循環；透平膨脹開式循環；混合工質透平膨脹閉式循環；級聯式閉式循環；熱聲振蕩制冷循環；磁制冷循環等等。

煤層氣液化生產流程有不同的型式，與常規天然氣液化流程相仿，以制冷方式分，主要有兩種：級聯式液化流程和帶膨脹機的液化流程等。而實際生產過程中，通常采用的是包括了上述各種液化流程中某些部分的不同組合的復合流程。

煤層氣液化生產流程有不同的型式，與常規天然氣液化流程相仿，以制冷方式分，主要有兩種：級聯式液化流程和帶膨脹機的液化流程等。而實際生產過程中，通常采用的是包括了上述各種液化流程中某些部分的不同組合的復合流程。

①級聯式液化流程：是最早應用于液化天然氣裝置的工藝流程，因其流程長，操作復雜，維修工作量大，目前新建的液化天然氣工廠已經不再采用。

②帶膨脹機的液化流程：是指利用高壓制冷劑通過透平膨脹機絕熱膨脹的克勞特循環制冷實現氣體液化的流程。液化煤層氣經簡單的氣化裝置可重新變成氣態使用。

根據相關測算，投資建設一套1000m3/h的煤層氣液化裝置，工程總投資約在1000萬元，年運行費用約為總投資的50%，投資回收期約為4～5a。

3.3 提純后的煤層氣利用方法

（1）作為城鎮氣源

井下抽放煤層氣用于周邊城鎮居民生活及商業用氣是煤層氣最早的利用方案。這種方式技術成熟，工藝簡單，造價低，效益高，見效快。

（2）管道輸送煤層氣

地面鉆井開采煤層氣與其他種類天然氣有相似的組成和性質，可以進行壓縮，然后采取管道輸送至較遠用戶。隨著抽放工藝和技術的發展，井下抽放煤層氣中甲烷體積分數不斷提高，井下抽放煤層氣也可用管道輸送。

（3）煤層氣發電

煤層氣發電在我國發展很快，已成為我國煤層氣主要利用方式之一。國內目前的發電技術主要有往復式發動機驅動發電機發電、燃氣輪機發電、汽輪機發電、燃氣輪機與汽輪機聯合發電。

（4）車載壓縮煤層氣

我國煤層氣的地面鉆井開采技術還處于試驗階段。目前開采成功的礦區，煤層氣產量規模還非常小，比較適合建壓縮天然氣站，將煤層氣壓縮后用壓縮天然氣槽車運輸至用戶。

當地面鉆井開采煤層氣甲烷體積分數在90%以上，且產氣規模小，采用長輸管道輸氣不經濟時，車載壓縮煤層氣為煤層氣利用的首選方案。

4.結語

雖然目前的瓦斯回收和利用技術已有飛躍性的發展，但尖端的技術和設備仍掌握在國外的企業和技術人員手中，國內只是簡單地借鑒使用，沒有屬于自己的技術。此外，我國在使用瓦斯方面還面臨著“如何安全使用瓦斯”的重大課題，故本文的發表以期相關科研人員繼續深入研究瓦斯回收和利用技術。

參考文獻

[1] 吳財芳，曾勇，秦勇.煤與瓦斯共采技術的研究現狀及其應用發展[J].中國礦業大學學報，2004，33（2）：137-140.

[2] 馮增朝.低滲透煤層瓦斯強化抽采理論及應用[M].北京：科學出版社，2008.

[3] 中國煤炭工業技術委員會煤礦安全專家委員會.煤礦瓦斯治理和利用先進技術及示范[M].徐州：中國礦業大學出版社，2009.

[4] 錢鳴高，徐家林，繆協興.煤礦綠色開采技術[J].中國礦業大學學報，2003，32（4）：343-348.

[5] 宋朝部，申教平，星寧江.基于圖解法的完整巖體破裂后碎脹變形[J].現代礦業，2014，19（5）：4-5.

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關鍵詞：清潔能源企業 市場競爭力 全產業鏈 成本管理

中海石油氣電集團有限責任公司（簡稱“氣電集團”）是中國海洋石油總公司（簡稱“中國海油”）全資子公司，也是其第二大業務板塊，2008年重組成立，注冊資本156億元。氣電集團以引進清潔能源液化天然氣（Liquefied Natural Gas，簡稱“LNG”）為主營業務，目前已經形成了從天然氣（含非常規天然氣）勘探開發、天然氣液化、LNG貿易、LNG接收站、LNG液態分銷、輸氣管道管網、燃氣發電、LNG車船加注、城市燃氣、LNG衛星站、LNG冷能綜合利用等完整的產業鏈?？毓傻奶烊粴獍l電裝機規模穩居全國前茅，LNG引進合同規模居世界第三位，是國內最大的LNG供應商。近年來以提升市場競爭力為核心，逐步構建了全產業鏈成本管控體系，經營業績屢創新高，奠定了國內LNG行業的領軍地位。

一、清潔能源公司提升市場競爭力的全產業鏈成本管理背景

（一）應對國際采購成本上升壓力并提升國內市場競爭力的需要

根據中央對節能降耗和能源結構調整的強約束政策，又基于國民經濟發展預期，如果不考慮引進LNG，中國天然氣的供需不平衡形勢將日益嚴峻。但是，中國大規模引進LNG卻面臨著亞太LNG采購價格大幅上漲的壓力。近年來亞太LNG的價格一改2000年至2005年維持在4美元/百萬英熱單位左右的水平，一直攀升到2007年底的11美元/百萬英熱單位，并且上升勢頭沒有減緩的跡象，2014年初已達到16美元/百萬英熱單位左右的超高價位。

與國內管道氣相比，LNG由于增加了液化、海洋運輸、氣化等環節的成本，在國內又存在著銷售價格倒掛的風險。目前我國通過管道輸送的各種氣源都采用統一定價銷售的方式，平均門站價格基本維持在2元/立方米左右，而2008年新簽的卡塔爾LNG長期合約，到岸價格基本在3-4元/立方米左右（隨油價波動）的超高價位，加上稅費、氣化費和管輸費之后，成本都在4元/立方米以上，如此一來，進口LNG如果按照管道氣價格銷售，每銷售1立方米天然氣就要虧損2元左右，進口LNG購銷價格嚴重倒掛。

（二）防控氣電集團產業鏈整體運營風險的需要

氣電集團清楚地認識到，在LNG產業鏈上中下游各個環節是相輔相成的，成本管理不能顧此失彼。因此，需要構建涵蓋上中下游的全產業鏈管控體系，既要打通產業鏈管理的各個關鍵環節，依托信息化和科技創新，加強產業鏈診斷，通過上中下游每一環節的全過程成本管控，形成產業鏈閉環成本管理模式；又要通過管理創新，依托財務資金直接創造價值、計劃預算分類管理、精細化物流管理、集中采辦管理、人工成本管理和考核機制等全方位的成本管控手段，降低資源采購、運營管理等各種成本并廣開源路，以有效增強自身抵御產業鏈整體運營風險的能力，做到迎風而不倒。

二、提升市場競爭力的能源公司全產業鏈成本管理的主要做法

（一）明確全產業鏈成本管理目標，健全成本管控體系

氣電集團全產業鏈成本管理的目標是：充分發揮產業鏈整體規模效應，控本降耗，廣開源路，有效降低運營過程中的成本壓力，提升市場競爭力，為氣電集團打造“國際一流清潔能源供應公司”保駕護航。圍繞這一目標，氣電集團基于“戰略引領、預算引導、過程控制、科技驅動、風險管控、全員參與”的指導思想，堅持“系統性、協同性、差異性”三大原則，依托“責任明確、流程清晰、要素細分、措施有力”的管理思路，通過“產業鏈流程與項目生命周期結合，產業鏈特性與成本要素相結合，財務管控與全員參與相結合”的成本管理理念，建立“全員、全面、全過程”的橫向和縱向交錯的立體式全產業鏈成本管理體系。

（二）多舉措降低上游LNG資源采購成本

1.探索LNG采購定價新模式

首先，探索把JCC定價直線公式改變為S曲線公式，通過設定斜率拐點的方式有效減弱了油價波動過大帶來的價格風險，2010年3月與BG集團的一攬子合作，首次在長期合同中將S曲線價格引入亞洲市場；其次，探索部分與北美低廉氣價掛鉤的合同定價方式，2013年與BG集團新簽訂500萬噸LNG/年的長期合同是亞洲首次采用油價、氣價混合掛鉤定價的合同，為亞太LNG價格與油價脫鉤打開了缺口；同時，繼續探索完全與北美氣價掛鉤的合同模式，2013年與GDF蘇伊士集團簽訂100萬噸/年的LNG采購框架協議是國內首次采用100%與美國HH天然氣指數掛鉤價格公式的采購合同。這些定價機制的創新不僅有效平抑了氣電集團資源池的整體價格，而且也為亞洲同行擺脫高位運行的JCC價格方面樹立了榜樣。

2.貫徹“國貨國運、國船國造”戰略，降低物流運輸成本

LNG運輸不同于常規的海上運輸，LNG貿易供應鏈的自身特點（包括照付不議的履約責任，保障安全、穩定和可靠的供應要求以及LNG運輸市場不完全競爭性等特點）決定了貿易商將LNG海上運輸作為其貿易供應鏈中的一個管道來看待，所以稱LNG船舶為浮動的海上管道。如果長期依賴國外船舶運輸，不僅難以控制海上管道的穩定性，而且相對于國內船舶，其租借成本高昂。因此，中國海油聯合國內造船公司，先后建造了服務于廣東LNG項目的“大鵬昊”、“大鵬月”、“大鵬星”和服務于福建LNG項目的“閩榕號”、“閩鷺號”等五艘大型LNG運輸船舶，另外幾條新船也即將下水。有了國內的運輸船隊，就可以根據成本分析，靈活運用DES和FOB運輸方式，增強物流運輸的成本控制力。

（三）強化中游基礎設施建設和運營成本控制

1.創新銀團貸款模式，節約融資費用

2008年重組后，氣電集團進入快速投資建設的階段，建設項目多，融資金額大，做好建設項目融資，降低融資成本對建設項目成本控制意義重大。為此，氣電集團成立融資工作小組，創新銀團貸款模式，除四大國有銀行外，積極引入交通銀行、進出口銀行等其他優質銀行資源，力推競爭機制，逐步打破銀行間同業默契，增強企業議價能力；同時改變銀團由企業指定的模式，賦予牽頭銀行適度組團權、份額分配權，建立良好的競爭互動機制。經融資工作小組和項目公司的共同努力，利用新的融資模式先后順利完成了海南LNG和珠海LNG的項目融資工作，后續項目融資工資穩步有序推進，融資成本大幅降低，增收節支成效明顯。

2.推出“標準化帶動集中采辦”的管理模式，大幅節約采辦成本

氣電集團為了產業做強、做大，需要布局許多同類基礎設施項目。通過加強規劃引領和項目設計的標準化工作，氣電集團推出了“標準化帶動集中采辦”的管理模式，對確定要開工的同類項目一起進行招標、采辦工作，再根據各自項目進度在合同中規定好不同的交貨時間，大大節約了設備和工程承包的招標、采辦成本。2012年氣電集團出臺了《加氣站項目設計手冊》，推動了加氣站建設標準化，進而對加氣站建設全面啟動了集中采辦工作，效果非常明顯，2013年通過集中采辦的首批30套加氣設備，整體節約近1000萬元。同時逐漸把集中采辦工作延伸到其他具有同類性、同質性的物資采購，2013年氣電集團僅通過物資集中采辦就節約了1.82億元。

3.推動CDM項目交易，獲取國際碳交易收益

做好聯合國清潔能源發展機制（CDM）及碳資產的開發和儲備工作，將會為企業降本增效起到重要作用。2013年7月31日，氣電集團“LNG汽車加注方法學”獲得聯合國清潔發展機制執行理事會（EB）的審批，成為全球首個成功注冊的LNG公交規劃類項目。對于前期已在聯合國注冊成功的氣電集團中山嘉明電廠、惠州電廠、莆田電廠等CDM項目，到2013年為止已獲取國際碳交易收益約3.7億元，有力地平抑LNG資源成本，提高氣電集團LNG市場競爭力。

（四）高效推進下游市場開發工作

氣電集團按照“決策集中、資源集中、統籌協調、區域管理”的總體原則探索了大區制市場開發管理模式，先后成立了華東、華南、西南、華北、東北、華中銷售大區，統一配置和協調大區內部的銷售工作，并搭建了“貿易公司本部――地區銷售大區――省級貿易分公司”三級集約化管理架構。根據車船加注市場的專業特殊性，專門成立了交通新能源事業部，并按照“完善本部，做強區域公司，精簡優化加氣公司（站）”的總體原則，搭建了“事業部本部――省級公司――地級公司”三級管理架構。

（五）提升全產業鏈成本管理的軟實力

1.加強集團化財務成本管控

創新“預算、資金、核算、考核”協同管理模式，借助信息化手段，打通“預算、資金、核算、考核”壁壘，形成高度集成的管理閉環，建立“預算引導型管控體系”，通過計劃預算引導LNG資源在產業鏈的配置，提升計劃預算管理的效率和質量。強化資金管理，資金運作收益穩步增長。氣電集團依托國際貿易業務背景，結合境內境外兩個市場、兩種利率、兩種匯率的差別走勢，通過對多種金融產品進行無縫組合運用，有效控制匯率風險的同時獲得無風險收益。截至2013年底，氣電集團已創造性地開發并應用了近20種貿易融資理財操作模式，涉及交易筆數139筆、交易金額75.09億美元，累計實現無本金資金運作收益10.59億元人民幣。按照2008-2013年氣電集團理財業務對應的進口氣量137.64億方計算，平均節約天然氣采購成本0.077元人民幣/立方米。

2.提升成本管控信息化水平

氣電集團從產業鏈特性著眼，從流程、制度、信息化等方面著手，在2013年進行了財務共享服務中心的探索和實踐，成功上線了加注板塊北方財務共享服務中心，以14人配置完成了17家成員單位的會計資金等業務，相對于原來一家單位一套“經理+會計+出納”的分散式財務機構設置模式，直接降低了60%的財務人力資源管理成本。2014年正持續優化北方共享中心，并積極推進加注板塊南方片區共享中心和貿易板塊共享中心的建設工作，預計將為60家單位提供財務服務工作，并逐步將采辦、人事等業務都納入共享范圍，有效地規避管理風險，節約管理成本。

氣電集團資金管理信息化系統于2013年6月30日成功上線，功能涵蓋了13項資金管理業務，實現了264個功能點，達到了財務業務延伸至業務前端，形成全員財務、整體協同的效果，同時實現了集團化資金管理的五個統一：統一規章制度、統一賬戶管理、統一籌資安排、統一支付流程、統一信息平臺。促進了集團整體資金管理模式的標準化、規范化，有效降低資金管理成本和操作風險，提高了氣電集團資金運作的效率。

3.通過自主創新為成本管控提供科技支撐

掌握了260萬噸大型液化技術，填補了國內空白，大力降低了天然氣液化廠項目的建設成本。2013年12月18日，采用氣電集團自主設計液化工藝包的營口天然氣液化廠順利投產，裝置各項性能指標穩定。同年12月30日，菏澤焦爐尾氣制LNG項目液化裝置成功出液，這是氣電集團自主液化技術在焦爐氣液化領域的首次成功應用。經兩個投產項目的驗證，采用氣電集團的自主液化技術，設備國產化程度高，達到90%，項目總體投資低，相比于進口技術和設備，總體建造費用降低了約4000萬元人民幣。

三、提升市場競爭力的能源公司全產業鏈成本管理的實施效果

（一）降本增效成果突出，市場競爭力大幅提升

2008年至2013年，亞太LNG采購價格從9美元/百萬英熱單位左右上升到16美元/百萬英熱單位左右的水平，增幅約77%，相比之下，氣電集團的LNG單位成本費用增長了850元/噸，增幅僅為38%，而單位固定成本（包括設備折舊費用、管理費用、銷售費用、財務費用、物流費用等）不僅沒有上升反而下降了34元/噸LNG，降幅為9%。

在成本得到有效控制的基礎上，實現了經營效益迎難而上，并屢創新高。與2007年底相比，2013年資產總額增加了958億元，年平均增長率為34.3%；營業收入增加了382億元，年平均增長率為35.8%；利潤總額增加了69億元，年平均增長率為44.6%。尤為重要的是，通過嚴格執行全產業鏈成本管理，有效地提升了市場競爭力，氣電集團在全國天然氣消費市場上的占有率從2007年的7.2%上升到2013年的12.5%。

（二）產業鏈規模高效擴充，行業影響力顯著提升

2008年至2013年，母公司向氣電集團累計撥付資金214億元，氣電集團利用214億元，通過產業鏈每一環節的開源節流，創造了近千億元（958億元）的總資產增加額，順利擁有了一條總資產超過1100億元并涵蓋上、中、下游的完整產業鏈，為氣電集團將來更加穩健、快速發展打下了良好的基礎。

氣電集團在全球行業的影響力也得到了大幅提升。2013年，氣電集團從全球上百家LNG業內公司中脫穎而出，在第十四屆全球LNG峰會中榮獲全球LNG行業最重要的獎項――“2013年度世界LNG行業杰出貢獻獎”，成為首家獲得該獎項的中國公司。

（三）有效貫徹國家清潔能源戰略，社會和生態效益凸顯

氣電集團通過全產業鏈成本管控，社會經濟效益在多方面都有體現，例如通過自主創新，使中國成功擁有了大、中、小型天然氣液化核心技術，同時打造了全國唯一一個國家級重型燃氣輪機實驗平臺，填補了多項國內技術空白。又如率先在全國開展車船LNG加注產業，不僅環保，而且使車船燃料費用降低20%以上，社會經濟效益非常突出。更為重要的是，自氣電集團成立至今，已累計實現節能量544，677噸標準煤，其中“十二五”前三年已累計實現節能量253，224噸標準煤，有望提前一年完成中國海油下達的“十二五”節能量269，800噸標準煤的目標。

此外，氣電集團引進清潔能源的能力大幅增強，從而為我國特別是東部主要市場區域創造了巨大的生態環保效益。截至2013年底，累計引進LNG總量達5698萬噸，相當于7009萬噸油當量，相當于替代了約1億噸標準煤（1噸LNG的熱值相當于1.84噸標準煤的熱值），與燃煤相比，實現二氧化碳減排3313萬噸、二氧化硫減排270萬噸，為東部主要市場地區降低溫室氣體排放、減輕霧霾、酸雨等大氣污染方面做出了巨大貢獻。