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關(guān)鍵詞 液化天然氣；天然氣；液化技術(shù)

中圖分類號：TE64 文獻(xiàn)標(biāo)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(kuò)散迅速，不會沉積于一個區(qū)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(yīng)氣體。目前已被廣泛應(yīng)用于公共交通、城市燃?xì)?、化工原料等多個領(lǐng)域，并逐漸成為新一代的重要發(fā)電燃料之一。

近年來，我國經(jīng)濟(jì)發(fā)展迅速，對天然氣的需求量逐漸增大。盡管目前天然氣產(chǎn)量連年增長，但仍不能滿足經(jīng)濟(jì)發(fā)展的需求。而且天然氣產(chǎn)地遠(yuǎn)離工業(yè)或人口集中地區(qū)，需要建設(shè)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(tài)形式的液化天然氣，其獨(dú)有的優(yōu)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(nèi)，其密度是甲烷標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)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(yùn)輸方便，可用于城市輸配氣系統(tǒng)擴(kuò)容、調(diào)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(yōu)勢，其建設(shè)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(yùn)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(wǎng)限制。隨著天然氣液化、儲存技術(shù)的逐漸成熟，帶動了液化天然氣產(chǎn)業(yè)的蓬勃發(fā)展。

1 天然氣液化技術(shù)

天然氣液化的生產(chǎn)工藝過程通常是將含甲烷90%以上的天然氣，經(jīng)脫水、脫烴、脫酸性氣體等“三脫”凈化處理后，利用先進(jìn)的膨脹制冷工藝或外部冷源，將其變?yōu)?162℃的低溫液體。在實(shí)際應(yīng)用中，天然氣液化系統(tǒng)主要包括天然氣預(yù)處理、液化、儲存、運(yùn)輸、利用這5個子系統(tǒng)。

1.1 天然氣預(yù)處理

天然氣預(yù)處理是通過合理工藝脫除天然氣中水分、酸性氣體、重?zé)N及汞等一些雜質(zhì)，避免這些雜質(zhì)在低溫下凍結(jié)而堵塞管道和設(shè)備對其產(chǎn)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(shè)備管道也有腐蝕，由于其沸點(diǎn)較高，降溫過程中容易析出固體，因此一定要進(jìn)行脫除，通常采用醇胺法和分子篩吸附進(jìn)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(lián)式及帶膨脹劑式液化3種流程。液化裝置通常采用基本負(fù)荷型和調(diào)峰型兩種，基本負(fù)荷型是一種大型液化裝置，可用于當(dāng)?shù)厥褂没蛲膺\(yùn)。該裝置的液化單元大都使用級聯(lián)式液化或混合制冷劑液化兩種流程。目前新建與擴(kuò)建的基本負(fù)荷型天然氣液化裝置，基本上都使用丙烷預(yù)冷混合制冷劑液化流程。調(diào)峰型液化天然氣裝置一般用于調(diào)峰負(fù)荷或補(bǔ)充供應(yīng)冬季燃料，以液化方式儲存在低峰負(fù)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(wǎng)經(jīng)濟(jì)性。

調(diào)峰型天然氣液化裝置與基本負(fù)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(chǎn)規(guī)模相對較小，不適合于連續(xù)運(yùn)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(yùn)輸

天然氣液化后體積能縮小620倍，將更便于經(jīng)濟(jì)安全的運(yùn)輸。從輸氣經(jīng)濟(jì)性方面考慮，陸上3000千米左右運(yùn)距內(nèi)，利用管道輸氣比較經(jīng)濟(jì)，當(dāng)超過3500千米后，采用船運(yùn)方式優(yōu)勢更為明顯，能夠使大量風(fēng)險性管道投資有效降低，節(jié)約運(yùn)輸成本。

液化天然氣船建造技術(shù)的不斷發(fā)展提高了液化天然氣的運(yùn)輸效益，主要體現(xiàn)在日氣化率降低及蒸發(fā)氣回收利用上。目前應(yīng)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(fā)氣，而不進(jìn)行回收液化。在液化天然氣船上裝備再液化裝置可使其運(yùn)行更為經(jīng)濟(jì)，目前已開展相關(guān)可行性研究，已處于研究模擬階段的液化天然氣船，被公認(rèn)為具有高技術(shù)、高附加值、高可靠性，每艘能運(yùn)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(yōu)點(diǎn)，因此被列入開發(fā)利用的重點(diǎn)能源。目前國內(nèi)在一次能源消費(fèi)中天然氣僅占1.9%左右，遠(yuǎn)低于世界25%和亞洲8.8%的平均水平，國內(nèi)已發(fā)現(xiàn)和開發(fā)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(jìn)口液化天然氣運(yùn)輸能力的需要。

2 液化天然氣應(yīng)用

液化天然氣用途廣泛，在民用負(fù)荷調(diào)峰、發(fā)電等方面都發(fā)揮著十分重要的作用。由于其經(jīng)過深度冷凍液化過程，能量蘊(yùn)藏巨大。在運(yùn)輸和儲存上也具有地下儲氣庫不可比擬的優(yōu)勢，不受地理?xiàng)l件限制，比較經(jīng)濟(jì)便捷。

液化天然氣調(diào)峰技術(shù)在國外發(fā)展的比較成熟，可用于調(diào)劑世界天然氣供應(yīng)，保證能源短缺國家的供氣，對氣源充沛的國家進(jìn)行有效調(diào)峰，天然氣使用高峰期的不足可以得到補(bǔ)充。

由于天然氣液化前在預(yù)處理階段脫除了多種氣體雜質(zhì)，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(yīng)用于發(fā)電領(lǐng)域，使城市污染得到明顯改善，對于經(jīng)濟(jì)與環(huán)境的協(xié)調(diào)發(fā)展起到了重要促進(jìn)作用。

液化天然氣未來將廣泛用于如飛行器、鐵路機(jī)車以及船舶等耗氣量大、不能使用壓縮天然氣的運(yùn)輸工具上。近年來，國際上都相繼開展了低溫飛行器及相關(guān)基礎(chǔ)設(shè)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(fā)生較小的泄漏，也能在沒形成危險濃度前被監(jiān)測儀發(fā)現(xiàn)，并快速蒸發(fā)擴(kuò)散，能夠有效避免燃燒及爆炸的發(fā)生，對于提高乘客及飛機(jī)安全具有一定保障作用。在飛機(jī)使用煤油作為燃料的過程中如發(fā)生泄漏情況，當(dāng)發(fā)生燃燒時才能被發(fā)現(xiàn)，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(yán)格的環(huán)保法規(guī)，據(jù)有關(guān)專家預(yù)計(jì)，未來5年內(nèi)柴油動力船舶可能在歐美等發(fā)達(dá)國家一些內(nèi)河湖泊船運(yùn)水域、遠(yuǎn)洋運(yùn)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(jié)束語

綜上所述，為適應(yīng)經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展以及國家上對環(huán)境保護(hù)日趨嚴(yán)格的要求，液化天然氣技術(shù)具有更加廣闊的發(fā)展空間。為使這一環(huán)保資源得到更加有效地利用，需要相關(guān)專業(yè)技術(shù)人員在天然氣液化與儲運(yùn)技術(shù)等領(lǐng)域開展更多的研究工作。

參考文獻(xiàn)

[1]顧安忠.液化天然氣技術(shù)[M].機(jī)械工業(yè)出版社，2011.

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關(guān)鍵詞：液化 天然氣 氣化 輸送 預(yù)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?yōu)橐后w即液化天然氣（LNG）。它是天然氣經(jīng)過凈化（脫水、脫烴、脫酸性氣體）后，采用節(jié)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(tài)體積的l/620。天然氣的液化技術(shù)包括天然氣的預(yù)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(shù)等內(nèi)容。LNG利用是一項(xiàng)投資巨大、上下游各環(huán)節(jié)聯(lián)系十分緊密的鏈狀系統(tǒng)工程，由天然氣開采、天然氣液化、LNG運(yùn)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(huán)節(jié)組成。由于天然氣液化后，體積縮小620倍，因此便于經(jīng)濟(jì)可*的運(yùn)輸。用LNG船代替深海和地下長距離管道，可節(jié)省大量風(fēng)險性管道投資，降低運(yùn)輸成本。從輸氣經(jīng)濟(jì)性推算，陸上管道氣在3000km左右運(yùn)距最為經(jīng)濟(jì)，超過3500km后，船運(yùn)液化天然氣就占了優(yōu)勢，具有比管道氣更好的經(jīng)濟(jì)性。LNG對調(diào)劑世界天然氣供應(yīng)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(diào)峰及補(bǔ)充的作用，不僅使天然氣來源多元化，而且有很大的經(jīng)濟(jì)價值。

LNG作為城市氣化調(diào)峰之用比用地下儲氣庫有許多優(yōu)點(diǎn)。例如：它選址不受地理位置、地質(zhì)結(jié)構(gòu)、距離遠(yuǎn)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(shè)置LNG調(diào)峰。這項(xiàng)技術(shù)在國外已比較成熟，如美國、英國和加拿大的部分地區(qū)采用LNG調(diào)峰。我國也正在引進(jìn)這項(xiàng)技術(shù)。液化天然氣蘊(yùn)藏著大量的低溫能量，在1個大氣壓下，到常溫氣態(tài)大約可放出879KJ/kg的能量，利用其冷能可以進(jìn)行冷能發(fā)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(yù)處理時已脫除了氣體的雜質(zhì)，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(fā)電、城市民用燃?xì)饧肮I(yè)燃?xì)?，減少了大氣污染，有利于經(jīng)濟(jì)與環(huán)境的協(xié)調(diào)發(fā)展。

二、LNG的安全環(huán)保性能與冷能利用

氣態(tài)天然氣密度比空氣輕，泄漏后容易擴(kuò)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(nèi)，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(hù)措施，同時，儲罐液相進(jìn)出口及出站總管設(shè)有緊急切斷裝置，保證了站內(nèi)安全。

天然氣在液化過程中脫除了H2O、重?zé)N類、H2S等雜質(zhì)，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(jìn)行橡膠的低溫研磨、建設(shè)冷庫、建設(shè)滑雪場或溜冰場，還可以用來作為夏季的空調(diào)等。根據(jù)計(jì)算，若將每氣化1m3氣態(tài)天然氣時釋放的冷量的30%應(yīng)用于低溫研磨，產(chǎn)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(shè)，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(guī)模較小，LNG冷能的利用還沒得以重視和推廣，隨著LNG使用規(guī)模的不斷擴(kuò)大，LNG的冷能的利用市場前景巨大。

三、LNG的氣化及預(yù)冷與進(jìn)液

LNG氣化為吸熱過程，根據(jù)熱媒的不同，有海水、空溫、水浴等氣化方式。目前國內(nèi)LNG氣化站都采用空溫式和水浴式結(jié)合的二級氣化方式?？諟厥綋Q熱器直接利用自然空氣進(jìn)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(bǔ)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(guī)格主要決定于高峰小時燃?xì)饬髁浚瑔闻_氣化能力最高可達(dá)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(shè)備也采用空溫式換熱器。

LNG氣化站設(shè)備、管道施工完成后，由于超低溫及LNG特殊要求，在正式投產(chǎn)之前，必須采用中間介質(zhì)進(jìn)行低溫預(yù)冷，經(jīng)過預(yù)冷檢驗(yàn)調(diào)試合格后方可接收LNG，其過程也是對設(shè)備及工程的檢驗(yàn)。通常采用液氮作為預(yù)冷介質(zhì)。氣化站內(nèi)的主要設(shè)備有LNG儲罐、BOG（蒸發(fā)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(guān)工藝管道及管件，LNG儲罐的預(yù)冷是氣化站預(yù)冷中的主要內(nèi)容。

在預(yù)冷及進(jìn)液過程中，對溫度、壓力、進(jìn)液速度、置換時間及操作步驟應(yīng)科學(xué)安排和嚴(yán)格控制。防止出現(xiàn)局部急冷、超壓、封閉管段內(nèi)液體激烈氣化膨脹、進(jìn)液不均勻致LNG分層翻滾等現(xiàn)象而導(dǎo)致設(shè)備及管道的損壞。實(shí)際操作過程中，可通過上下進(jìn)氣、升壓降壓、快慢流速等措施加快換熱，縮短預(yù)冷時間；根據(jù)自增壓、減壓放散、控制進(jìn)氣速度及進(jìn)氣方式等措施達(dá)到對壓力的控制。

所需預(yù)冷介質(zhì)的量根據(jù)儲罐的容積及數(shù)量通過冷量計(jì)算而定。通常一個50立方米低溫儲罐預(yù)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(nèi)預(yù)冷所需的液氮量。通達(dá)公司在實(shí)際操作中，利用一次換熱后LNG罐中的氮?dú)鈱ζ溆嘣O(shè)備進(jìn)行二次換熱預(yù)冷，甚至進(jìn)行三次換熱，節(jié)約了液氮耗量及預(yù)冷時間，達(dá)到了很好的效果。因此，液氮的耗量及預(yù)冷時間與氣化站的規(guī)模并不成正比，其關(guān)鍵是液氮冷能的多次利用。

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關(guān)鍵詞：液氫 航天 LNG 低溫技術(shù)

中圖分類號：V43 文獻(xiàn)標(biāo)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(diǎn)約為-253℃）高能的清潔燃料，在航天領(lǐng)域里被廣泛作為推進(jìn)劑使用，因此液氫液氧發(fā)動機(jī)的研究進(jìn)展也非常快，也建設(shè)了大量與之相配套的地面試驗(yàn)系統(tǒng)及發(fā)射系統(tǒng)，火箭氫氧發(fā)動機(jī)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(jī)整體[1]，是復(fù)雜的熱流體動力系統(tǒng)。液氫有很強(qiáng)的冷卻能力，可以解決推力室的冷卻問題，液氫液氧是當(dāng)今比沖最高的一組液體火箭推進(jìn)劑，其液氫液氧比常溫的推進(jìn)劑的比沖要高出30%～40%，以液氫液氧作為推進(jìn)劑已成為各國發(fā)展航天的必由之路，而地面試驗(yàn)是發(fā)動機(jī)研制的一個重要組成部分，而推進(jìn)劑供應(yīng)系統(tǒng)在試驗(yàn)中又起著至關(guān)重要的作用，因此集成了大量的低溫系統(tǒng)技術(shù)。

液化天然氣是氣田開采出來的天然氣，經(jīng)過脫水、脫酸性氣體和重?zé)N類，然后壓縮、膨脹、液化而成。LNG在常壓下的沸點(diǎn)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(shí)現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)多元化、清潔化，已經(jīng)大力發(fā)展使用天然氣，而液化天然氣的儲存運(yùn)輸及應(yīng)用需要強(qiáng)大的低溫系統(tǒng)技術(shù)來實(shí)現(xiàn)，尤其是LNG碼頭接收站的建設(shè)。

1 火箭發(fā)動機(jī)試驗(yàn)低溫推進(jìn)劑供應(yīng)系統(tǒng)

推進(jìn)劑供應(yīng)系統(tǒng)是試驗(yàn)中為發(fā)動機(jī)提供推進(jìn)劑的系統(tǒng)及全部設(shè)備的總稱，包括液氫供應(yīng)系統(tǒng)和液氧供應(yīng)系統(tǒng)，隨著重型運(yùn)載火箭的開發(fā)，火箭發(fā)動機(jī)的推力也要求越來越大，這種大推力發(fā)動機(jī)的試驗(yàn)使得推進(jìn)劑供應(yīng)系統(tǒng)發(fā)生了階躍性變化，系統(tǒng)設(shè)計(jì)中解決了液氫貯存的大型貯箱、長距離液氫輸送、加注、計(jì)量、保溫、低溫放泄露，閥門控制及截?cái)嗟却罅康募夹g(shù)難題。

1.1 液氫供應(yīng)系統(tǒng)組成

由相應(yīng)的控制設(shè)備（繼電器、壓力變送器、增壓調(diào)節(jié)裝置等）、閥門、主管道、補(bǔ)償器、排液、過濾器、流量計(jì)、液氫貯箱、排氣管道及抽空系統(tǒng)等方面組合而成的就是液氫供應(yīng)系統(tǒng)。其指揮系統(tǒng)就是按照實(shí)驗(yàn)流通把上述的設(shè)備通過相應(yīng)的控制程序來進(jìn)行，這樣系統(tǒng)就可以組織成可以進(jìn)行遠(yuǎn)程控制上的有機(jī)整體。

1.2 液氧供應(yīng)系統(tǒng)組成

液氧供應(yīng)系統(tǒng)組成與液氫供應(yīng)系統(tǒng)組成基本相同。系統(tǒng)設(shè)計(jì)及建設(shè)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(qiáng)氧化性相適應(yīng)的材料等。系統(tǒng)建成至今，已經(jīng)過若干次試驗(yàn)考驗(yàn)，工作穩(wěn)定、可靠。

1.3 推進(jìn)劑供應(yīng)系統(tǒng)相關(guān)技術(shù)

火箭發(fā)動機(jī)試驗(yàn)推進(jìn)劑供應(yīng)系統(tǒng)集成了氫氣生產(chǎn)液化、液氫儲存、液氫運(yùn)輸、液氫管路輸送、液氫低溫測量測控、低溫節(jié)流斷流、安全、環(huán)保等技術(shù)于一身，其中液氫的貯箱儲存及供應(yīng)技術(shù)，液氫的管路輸送技術(shù)是比較典型的低溫技術(shù)應(yīng)用過程。

由于重型火箭的推力非常大，因此發(fā)動機(jī)試驗(yàn)一次需要的液氫是幾百到幾千立方，而液氫的產(chǎn)量是有限的，因此需要提前生產(chǎn)并儲存大量的液氫，試驗(yàn)時在轉(zhuǎn)注到供發(fā)動機(jī)試驗(yàn)臨時裝載的大型低溫貯箱里，發(fā)動機(jī)試驗(yàn)時從這些大型的低溫貯箱里用管路直接輸送到發(fā)動機(jī)的推力室。由于發(fā)動機(jī)入口出對液氫的溫度品質(zhì)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(jì)量的準(zhǔn)確性，一般采用立式的圓柱型容器，校準(zhǔn)試驗(yàn)對流量的測量精度相對較高，而且試驗(yàn)次數(shù)相對其它研究性試驗(yàn)較多，因此將校準(zhǔn)試驗(yàn)使用的液氫貯箱設(shè)計(jì)為一個獨(dú)立的標(biāo)定貯箱，相比于其它貯箱，提高內(nèi)筒體橢圓度、直線度的加工精度和內(nèi)筒體的剛度，以滿足計(jì)量需要。標(biāo)定貯箱內(nèi)設(shè)差壓式液位計(jì)和分節(jié)式液位計(jì)，差壓式液位計(jì)提供加注和試驗(yàn)過程中的液位測量，分節(jié)式液位計(jì)用于穩(wěn)態(tài)流量測量（渦輪流量計(jì)提供瞬態(tài)流量）。試驗(yàn)中需要臨時貯存幾百方液氫，為確保試驗(yàn)安全，根據(jù)相應(yīng)的設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)配置安全閥和爆破膜串聯(lián)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(yàn)時，從液氫貯箱向發(fā)動機(jī)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(wěn)定流動，采用增壓方式的話增壓氣體流量的穩(wěn)定是保證發(fā)動機(jī)泵前壓力穩(wěn)定的基礎(chǔ)，是試驗(yàn)成功的重要保障條件之一，因此增壓技術(shù)是非常重要的一項(xiàng)技術(shù)，低溫貯箱增壓是氣態(tài)和液態(tài)界面環(huán)境中，存在熱量和質(zhì)量交換的一種復(fù)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(zhì)，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(fā)動機(jī)試驗(yàn)中，由于推進(jìn)劑流量的大幅度提高，給低溫貯箱增壓系統(tǒng)提出了更嚴(yán)格的要求。在低溫貯箱上方設(shè)置的增壓氣體分布器及出口設(shè)置防渦流裝置使液氫以穩(wěn)態(tài)流場進(jìn)入主管道。

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

總之，液氫供應(yīng)系統(tǒng)集成了最先進(jìn)的低溫系統(tǒng)技術(shù)。

2 LNG接收站系統(tǒng)技術(shù)

2.1 LNG接收站工藝系統(tǒng)[2]

LNG利用是一項(xiàng)投資十分巨大、上下游各環(huán)節(jié)聯(lián)系十分緊密的鏈狀系統(tǒng)工程，由天然氣開采、天然氣液化、LNG運(yùn)輸、LNG接收與汽化、天然氣外輸管線、天然氣最終用戶六個環(huán)節(jié)組成，其中任何一個環(huán)節(jié)出現(xiàn)問題都將使整個系統(tǒng)停車，而且必須對上下游環(huán)節(jié)作出巨額賠償。因此LNG利用系統(tǒng)各環(huán)節(jié)的工藝及設(shè)備必須安全可靠，LNG站是其中重要環(huán)節(jié)之一，要求更為嚴(yán)格。卸料臂現(xiàn)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(zhì)上的區(qū)別，僅在蒸發(fā)氣體（BOG）的處理上有所不同，現(xiàn)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(fù)雜，但其中卻包含有許多高科技知識。LNG在常壓下的沸點(diǎn)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(shè)備都是在-162 ℃的溫度下長期低溫運(yùn)行，這對設(shè)備的保冷、材質(zhì)、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(dá)70多米，數(shù)量至少2個，站內(nèi)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(xiàn)事故不但站內(nèi)人身安全、財(cái)產(chǎn)受到極大威脅，而且停產(chǎn)將要對上游LNG供應(yīng)商和下游燃?xì)庥脩糇鞒鼍揞~賠償，因?yàn)長NG行業(yè)實(shí)行的是照付不議合同。

2.2 LNG接收站主要設(shè)備及測控系統(tǒng)

LNG站主要設(shè)備臺數(shù)并不算多，但結(jié)構(gòu)復(fù)雜、要求高且大型，關(guān)鍵設(shè)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(tǒng)主要是需要開發(fā)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(shè)備。

LNG儲罐均為雙層金屬罐，與LNG接觸的內(nèi)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(nèi)的儀表和設(shè)備集成在一個專用的框架結(jié)構(gòu)內(nèi)，儀表和設(shè)備包括裝車鶴管、流量計(jì)、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(chǎn)廠家進(jìn)行儀表及設(shè)備安裝、電氣連接，完成系統(tǒng)強(qiáng)度和氣密測試，系統(tǒng)功能測試，記錄測試數(shù)據(jù)，系統(tǒng)測試合格后方可出廠，生產(chǎn)廠家出具系統(tǒng)合格證；裝車撬到達(dá)用戶裝車現(xiàn)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(jīng)過簡單的調(diào)試就可以直接投入使用；和控制系統(tǒng)就地組裝比較，可以節(jié)省現(xiàn)場設(shè)計(jì)和現(xiàn)場施工量，縮短項(xiàng)目工期，同時提高了裝車控制系統(tǒng)品質(zhì)。

2.3 現(xiàn)階段LNG接收站所需設(shè)備供貨

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

在LNG接收站的建設(shè)中，國內(nèi)供貨的僅限于的如電氣設(shè)備、消防設(shè)備、低溫非標(biāo)容器、制氮設(shè)備、壓縮空氣及儀表空氣設(shè)備、生產(chǎn)及生活水設(shè)備、污水處理設(shè)備、火炬設(shè)施、保冷材料產(chǎn)品等。

2.4 LNG接收站經(jīng)市場前景及濟(jì)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?xì)廨啓C(jī)技術(shù)取得了重大突破，采用燃?xì)廨啓C(jī)與蒸汽輪機(jī)聯(lián)合循環(huán)的天然氣發(fā)電廠，發(fā)電機(jī)組熱效率突破了汽輪機(jī)發(fā)電熱效率為40%的高限而達(dá)56%左右，使天然氣成為最經(jīng)濟(jì)的發(fā)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(jīng)濟(jì)最發(fā)達(dá)的地區(qū)，經(jīng)濟(jì)的高速增長帶來能源需求的不斷上升國家資源平衡和運(yùn)輸能力均難以完全滿足五省市的需求，環(huán)境容量也要求燃煤再不能在該地區(qū)無限制發(fā)展。在加快核電建設(shè)的同時，為了實(shí)現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)多元化、清潔化，大力發(fā)展使用天然氣是一條現(xiàn)實(shí)可行之路。但東南沿海地區(qū)并無大量天然氣資源，近期也不會向廣東和福建敷設(shè)天然氣管線，因而使得進(jìn)口LNG成為首選方案。根據(jù)市場需求和地域分布，國家有關(guān)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(diǎn)獲得經(jīng)驗(yàn)后再全面推廣，LNG接收站在我國沿海地區(qū)將會大量建設(shè)，因此急需相應(yīng)的低溫系統(tǒng)技術(shù)來支持。

LNG的最大用戶是發(fā)電廠，當(dāng)發(fā)電廠的進(jìn)氣價格為5美元/百萬英熱單位時，電廠的經(jīng)濟(jì)效益會怎么樣呢？由于燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)發(fā)電熱效率的不斷提高，在我國東南沿海某一地區(qū)同等條件下與其它發(fā)電方式相比己具有相當(dāng)?shù)母偁幜?。?jīng)算：LNG電廠的單位成本為0.35元/kWh（人民幣，下同）、同一地區(qū)規(guī)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(dǎo)入LNG不僅可為投資者帶來良好的經(jīng)濟(jì)效益，更重要的是改善了環(huán)境，增加了能源供給，保證了經(jīng)濟(jì)持續(xù)發(fā)展，提高了居民生活質(zhì)量。因此發(fā)展建設(shè)LNG項(xiàng)目意義重大，市場空間廣闊。

3 結(jié)語

從前述情況可以看出，LNG利用是一項(xiàng)投資十分巨大、上下游各環(huán)節(jié)聯(lián)系十分緊密的鏈狀系統(tǒng)工程，在我國也還是剛進(jìn)入初級階段，我國經(jīng)濟(jì)高速的發(fā)展及環(huán)保的要求，使得進(jìn)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(chǎn)業(yè)，而建設(shè)中需要進(jìn)口解決的的低溫系統(tǒng)集成技術(shù)及各種低溫設(shè)備在我國的航天低溫推進(jìn)領(lǐng)域有著深厚的技術(shù)及運(yùn)用基礎(chǔ)，如果把這些技術(shù)、設(shè)備轉(zhuǎn)化為民用，航天低溫推進(jìn)供應(yīng)系統(tǒng)技術(shù)將會帶來巨大的社會效益。

參考文獻(xiàn)

篇4

作為一種新能源，天然氣有著易燃易爆的特性，在儲存運(yùn)輸過程中需要嚴(yán)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(chǔ)選型，儲罐絕熱保冷施工技術(shù)、空氣支撐施工技術(shù)和儲罐平面裝置施工幾種主要施工技術(shù)進(jìn)行了詳細(xì)的介紹。

關(guān)鍵詞：

液化天然氣；儲罐；絕熱保冷；施工技術(shù)

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(xiàn)代城市燃?xì)夤芫W(wǎng)和工業(yè)園區(qū)分布式能源利用方面發(fā)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(shè)計(jì)不合理，密封不夠嚴(yán)實(shí)，將有可能引發(fā)安全事故，造成人員傷亡。所以，利用科學(xué)有效的施工技術(shù)來提高液化天然氣儲罐設(shè)計(jì)合理性至關(guān)重要。

1液化天然氣儲罐的基礎(chǔ)選型

鑒于液化天然氣儲存對儲罐施工設(shè)計(jì)有著非常嚴(yán)格的要求，為保證儲罐設(shè)計(jì)能夠切實(shí)滿足天然氣儲存運(yùn)輸要求，首先就得對儲罐的類型進(jìn)行合理選擇。不同地質(zhì)生產(chǎn)的天然氣適用于不同類型的儲罐，在實(shí)際基礎(chǔ)選型過程中，要求設(shè)計(jì)人員對天然氣產(chǎn)地地質(zhì)土層結(jié)構(gòu)進(jìn)行充分考慮，依據(jù)地質(zhì)特性來選擇適宜的儲罐[1]。例如，當(dāng)?shù)鼗翆映两盗繚M足要求但不滿足承載力設(shè)計(jì)要求時，可以選用環(huán)墻式基礎(chǔ)儲罐；當(dāng)?shù)鼗翆映两盗颗c承載力設(shè)計(jì)均滿足要求且場地不受限制時，可以選用護(hù)坡式基礎(chǔ)儲罐；當(dāng)場地受限時，可以選用環(huán)墻式基礎(chǔ)儲罐；當(dāng)?shù)刭|(zhì)為軟土地基時，進(jìn)行相應(yīng)處理后可以選用外環(huán)墻式基礎(chǔ)儲罐。

2液化天然氣儲罐施工技術(shù)

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(chǔ)與核心，是安全施工技術(shù)的重中之重，是保證儲罐滿足安全性要求的必要措施。根據(jù)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(dá)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(dá)到高的真空度，液化天然氣儲罐的絕熱保冷處理才能達(dá)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(diǎn)因素，在儲罐施工過程中，需要科學(xué)選擇真空絕熱器，以不斷提高真空度，進(jìn)而強(qiáng)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(guī)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(guī)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(jìn)行合理的選擇，這樣才能達(dá)到良好的絕熱效果。對于通過某種絕熱材料來達(dá)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(jìn)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?dú)?，阻止潮濕空氣進(jìn)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(shè)備、密封設(shè)備、高壓鼓風(fēng)類設(shè)備、壓縮機(jī)類設(shè)備和控制設(shè)備5大部分。排放閥類設(shè)備負(fù)責(zé)在由溫度、氣壓變化所導(dǎo)致的儲罐內(nèi)壓上升變化情況下，將儲罐內(nèi)空氣排出。密封設(shè)備負(fù)責(zé)保持儲罐內(nèi)的壓強(qiáng)。高壓鼓風(fēng)類設(shè)備負(fù)責(zé)在儲罐內(nèi)壓因臺風(fēng)等原因而急劇下降時，向罐內(nèi)輸送空氣。壓縮機(jī)類設(shè)備也是負(fù)責(zé)在儲罐內(nèi)壓下降時向罐內(nèi)送入空氣?？刂圃O(shè)備控制壓縮機(jī)和排放閥自動運(yùn)轉(zhuǎn)[4]。由上分析可知，空氣支撐施工的目的在于讓系統(tǒng)設(shè)備自動運(yùn)轉(zhuǎn)。除了需要配備所需各種機(jī)器設(shè)備、正確安裝機(jī)器設(shè)備之外，還需要對空氣支撐壓力進(jìn)行嚴(yán)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(shè)計(jì)需要依據(jù)相關(guān)文件規(guī)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(shè)置不應(yīng)超過1.8MPa，日常工作壓力應(yīng)設(shè)置在1.0MPa以內(nèi)；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(shè)計(jì)施工需要充分考慮防火性能要求，對各相關(guān)方面進(jìn)行合理設(shè)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(jìn)行準(zhǔn)確確定，將儲罐位置安排在距離工藝裝置較遠(yuǎn)，但在儲罐圍堰以外距離較近處[5]。根據(jù)儲罐大小合理設(shè)定各儲罐之間的安全距離，依據(jù)該安全距離對儲罐平面裝置進(jìn)行施工，同時儲罐位置絕不能設(shè)置在易燃物釋放的下風(fēng)向，并盡可能的遠(yuǎn)離該處，以免因易燃物燃燒而引發(fā)液化天然氣泄露或爆炸等事故發(fā)生。

3結(jié)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(yán)格按照相關(guān)技術(shù)規(guī)范與質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)要求來進(jìn)行，并對儲罐絕熱保冷、密封性、防火性、安全性等各種性能進(jìn)行科學(xué)合理的設(shè)計(jì)，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(shè)與天然氣能源的使用提供可靠安全保障機(jī)制。

作者：田程 單位：中石油昆侖燃?xì)庥邢薰具|寧分公司

參考文獻(xiàn)：

[1]王冰,陳學(xué)東,王國平.大型低溫LNG儲罐設(shè)計(jì)與建造技術(shù)的新進(jìn)展[J].天然氣工業(yè),2010,v.30;No.19905:108-112+149.

[2]翟希梅,王恒,周慶生,范峰.大型液化天然氣儲罐混凝土外罐施工期間溫度裂縫預(yù)測[J].石油學(xué)報,2013,v.3404:780-786.

[3]方剛.液化天然氣低溫儲存的安全與經(jīng)濟(jì)性研究[D].華南理工大學(xué),2014.

篇5

關(guān)鍵詞：天然氣；凈化；液化循環(huán)

隨著我國經(jīng)濟(jì)的發(fā)展和人口數(shù)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(yōu)質(zhì)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(yè)和天然氣化工等各個產(chǎn)業(yè)，液化天然氣（LNG）是一種具有明顯優(yōu)越性的天然氣應(yīng)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(dāng)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(shí)踐當(dāng)中技術(shù)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(dá)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(qiáng)，脫酸性氣體的效果也最好，而且對H2S、C02沒有選擇項(xiàng)，能夠快速、大量的脫除H2S、C02的脫除率，能夠達(dá)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(qiáng)，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(chǔ)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(huán)使用量，且腐蝕性較少，成本相對要低一些。

Bnefield法，這種技術(shù)方法使用的實(shí)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(huán)境，一般來說供氣壓力需要達(dá)到7.0MPa。酸性氣體的含量要達(dá)到50%以上最經(jīng)濟(jì)、最適合。

1.2 原料氣脫水

為使天然氣中的含水率達(dá)到液化的基本要求，需要對原料氣進(jìn)行脫水，這樣一方面是為了防止水分析出，在液化的時候結(jié)冰堵塞管道或儀表閥門，預(yù)防各種天然氣液化事故。另一方面可以有效的避免因液態(tài)水的存在，導(dǎo)致壓力管道和容器腐蝕損害?，F(xiàn)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(diǎn)和優(yōu)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(nèi)天然氣企業(yè)當(dāng)中主要使用的是分子篩等吸附法，這種方法的選擇性較強(qiáng)，在低水汽分壓下具有很強(qiáng)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(shù)是以物質(zhì)分子的大小進(jìn)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(huán)

2.1 階式制冷循環(huán)

階式制冷循環(huán)是一種利用丙烷、乙烷、甲烷等常見純烴制冷劑的三環(huán)階液化制冷循環(huán)技術(shù)，其原理就是通過丙烷、乙烷、甲烷等制冷劑液體的蒸發(fā)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(jīng)過冷卻、冷凝和液化三個環(huán)節(jié)后，獲得供工農(nóng)業(yè)生產(chǎn)、生活所需的液態(tài)天然氣。液化后的天然氣經(jīng)過節(jié)流降壓后儲存在天然氣儲罐中，通過LNG槽車統(tǒng)一外運(yùn)。

階式液化循環(huán)技術(shù)的能耗相對較小，但液化效率比較高，并且實(shí)現(xiàn)了冷循環(huán)與液化循環(huán)的獨(dú)立，具有操作穩(wěn)定、適應(yīng)性強(qiáng)、技術(shù)成熟的特點(diǎn)。但是這一技術(shù)在流程、機(jī)組上顯得比較復(fù)雜，不僅需要三臺壓縮機(jī)才能達(dá)到液化的目的，還需要生產(chǎn)儲存各種制冷劑的設(shè)備，總體來說成本比較高。

2.2 混合制冷劑制冷循環(huán)

混合制冷劑制冷循環(huán)技術(shù)也是常見的天然氣循環(huán)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(chǎn)生的冷量處于可以控制的連續(xù)溫度范圍之內(nèi)，而純組分冷劑產(chǎn)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(yīng)天然氣的液化需要，混合制冷液化循環(huán)工藝具有流程少、設(shè)備少、費(fèi)用低、制冷劑純度要求低的優(yōu)點(diǎn)。但是它的缺點(diǎn)也比較突出，據(jù)我們了解混合制冷工藝能耗最小，為了降低能耗現(xiàn)在企業(yè)多數(shù)選擇多級混合制冷劑循環(huán)，可以有效的降低液化過程中的能耗。國內(nèi)最常見的就是三級混合制冷劑循環(huán)，這種改進(jìn)的工藝使用了小型鋁質(zhì)板翅式換熱器，液化功率的消耗達(dá)到最小。

2.3 膨脹機(jī)制冷循環(huán)

膨脹機(jī)制冷循環(huán)也是一種常見的天然氣液化制冷循環(huán)工藝，這種工藝是通過膨脹機(jī)進(jìn)行等墑膨脹對原料氣進(jìn)行降溫而達(dá)到液化目的。目前國內(nèi)使用的膨脹制冷循環(huán)主要有三種，即天然氣直接膨脹制冷、氮膨脹制冷、氮?dú)庖患淄榛旌吓蛎浿评?。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(shè)備要求比較低、投資小，使用調(diào)節(jié)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(qiáng)的適應(yīng)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?dú)?甲烷混合膨脹制冷是一種以氮膨脹制冷循環(huán)的改進(jìn)工藝，控制簡單、啟動時間短，能耗也比較低，但是工藝技術(shù)比較復(fù)雜，目前國內(nèi)還沒有大規(guī)模的應(yīng)用。

3、結(jié)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(yè)進(jìn)入了高速發(fā)展時期。為了進(jìn)一步提高天然氣液化裝置的產(chǎn)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(fā)揮，這對于推動我國液化天然氣工業(yè)的健康、穩(wěn)定、持續(xù)發(fā)展具有非常重要的現(xiàn)實(shí)意義。

參考文獻(xiàn)

[1]劉亮，張睿.天然氣液化技術(shù)及其應(yīng)用[J].科技創(chuàng)新導(dǎo)報，2013，06：102-103.

篇6

【關(guān)鍵詞】變頻器 MDEA 變頻調(diào)速技術(shù) 節(jié)能

現(xiàn)代天然氣凈化廠的耗能設(shè)備主要是驅(qū)動風(fēng)機(jī)、泵類設(shè)備的三相異步電動機(jī)，能耗高且運(yùn)行效率低下。經(jīng)過調(diào)查研究和分析，可以發(fā)現(xiàn)變頻調(diào)速是一種節(jié)能效果顯著、安全可靠、自動化程度高的電動機(jī)調(diào)速技術(shù)。

1 方案設(shè)計(jì)

墊江分廠甲基二乙醇胺溶液（后文簡稱MDEA溶液）循環(huán)泵變頻調(diào)速系統(tǒng)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(tǒng)結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

本系統(tǒng)含一臺多級離心泵、一臺變頻器拖動電機(jī)以及其他啟動、運(yùn)行、調(diào)速、保護(hù)等設(shè)備，其系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。

從圖1上看出變頻調(diào)速系統(tǒng)由流量監(jiān)測、控制系統(tǒng)、變頻器、執(zhí)行機(jī)構(gòu)、報警系統(tǒng)等組成：

1.1.1 流量監(jiān)測

流量監(jiān)測通過流量計(jì)采集，反映的是系統(tǒng)流量，也就是變頻調(diào)速系統(tǒng)的反饋信號。這個流量信號經(jīng)現(xiàn)場變送器傳輸至中控室DCS系統(tǒng)。

1.1.2 控制系統(tǒng)

DCS系統(tǒng)，通過接受操作人員給出的指令對執(zhí)行機(jī)構(gòu)進(jìn)行控制，即通過變頻器對離心泵的轉(zhuǎn)速進(jìn)行控制。

1.1.3 變頻器

變頻器根據(jù)DCS發(fā)送的控制信號改變電機(jī)的運(yùn)轉(zhuǎn)速度，以實(shí)現(xiàn)對離心泵的流量控制，同時實(shí)時監(jiān)控電機(jī)的運(yùn)行情況，在電機(jī)故障時及時保護(hù)停機(jī)。

1.1.4 執(zhí)行機(jī)構(gòu)

系統(tǒng)的執(zhí)行機(jī)包括離心泵和出口調(diào)節(jié)閥，用于將醇胺溶液輸送至脫硫吸收塔。

1.1.5 報警系統(tǒng)

為提高系統(tǒng)運(yùn)行可靠性，還設(shè)計(jì)了變頻器故障報警，以在變頻器故障時系統(tǒng)能夠自動切換至工頻運(yùn)行模式，保證生產(chǎn)正常進(jìn)行。

1.2 系統(tǒng)控制流程設(shè)計(jì)

整個變頻調(diào)速系統(tǒng)要根據(jù)檢測到的輸入信號的狀態(tài)、按照系統(tǒng)控制流程、通過變頻器和執(zhí)行元件對系統(tǒng)進(jìn)行控制，其控制流程如圖2所示。

流程圖說明：

（1）系統(tǒng)上電，在接收到有效的啟動信號（現(xiàn)場操作柱的啟動信號）后，若轉(zhuǎn)換開關(guān)置于“變頻”位置，啟動變頻調(diào)速系統(tǒng)；若此時轉(zhuǎn)換開關(guān)置于“市電”狀態(tài)，則為工頻運(yùn)行；當(dāng)變頻器存在故障時，則系統(tǒng)也會自動轉(zhuǎn)為工頻運(yùn)行，同時輸出一個報警信號；

（2）系統(tǒng)在正常運(yùn)行的過程中，根據(jù)DCS系統(tǒng)輸出的4-20mA電流信號的變化調(diào)整變頻器的輸出頻率在20-50Hz之間變化，來改變電機(jī)轉(zhuǎn)速，最終實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)流量調(diào)節(jié)的功能；若DCS系統(tǒng)給定值小于變頻器設(shè)定最低運(yùn)行頻率，則變頻器輸出最低運(yùn)行頻率；若給定值高于最高設(shè)定頻率，則變頻器按最高設(shè)定頻率運(yùn)行；

（3）變頻器故障或轉(zhuǎn)換開關(guān)置于“市電”狀態(tài)時，DCS系統(tǒng)通過控制出口流量調(diào)節(jié)閥的開度來控制系統(tǒng)流量。

2 效果驗(yàn)證

變頻調(diào)速的實(shí)際節(jié)能效果可以通過改造前后運(yùn)行數(shù)據(jù)得到有力的說明，運(yùn)行參數(shù)見表1與表2。

9月28日至10月23日期間，P-1201A 帶變頻器運(yùn)行，運(yùn)行情況如表2。

從運(yùn)行記錄來看，通過出口流量調(diào)節(jié)閥調(diào)節(jié)溶液流量的情況下，循環(huán)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(huán)泵平均年耗電量：

24.45×4.25×24×165=411493.5kw/h

在使用變頻調(diào)節(jié)方法后，流量出口調(diào)節(jié)閥處于全開狀態(tài)，循環(huán)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(jì)算：

單臺MDEA溶液循環(huán)泵平均年耗電量

29×2.65×24×165=304326.0kw/h

每年節(jié)電量至少為107167.5 kw/h；

在技改完成后，2009年P(guān)-1201A全年運(yùn)行4120h，共耗電282989.14kw/h，技改前一年P(guān)-1201A全年耗電量414064.53 kw/h，相對技改前，全年節(jié)約電能13.1萬kw/h，實(shí)際節(jié)電率為31.6%；滿足了本項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)考核指標(biāo)：節(jié)電率在10%以上且年節(jié)電量5萬度。

3 結(jié)論

MDEA溶液泵變頻調(diào)節(jié)系統(tǒng)通過采用“出口流量計(jì)+變頻器+DCS”的控制方案與工藝、儀表有機(jī)結(jié)合起來，設(shè)計(jì)了新的儀表控制邏輯、電氣控制原理；這種控制方式結(jié)構(gòu)簡單合理、功能齊全；操作界面友好。在采用本系統(tǒng)設(shè)計(jì)后，在節(jié)約大量電能，帶來經(jīng)濟(jì)效益的同時不會增加操作人員的工作量和復(fù)雜度。

參考文獻(xiàn)

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作者簡介

豐榮敢（1976-），男，安徽省六安市人。大學(xué)本科學(xué)歷。現(xiàn)為六安市微特電機(jī)有限責(zé)任公司技術(shù)部初級工程師總經(jīng)理助理。研究方向?yàn)闄C(jī)電一體化。

篇7

[關(guān)鍵詞]天然氣；儲運(yùn)技術(shù)；發(fā)展現(xiàn)狀；分析方法；技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析

[DOI]10.13939/ki.zgsc.2016.36.080

在世界能源資源不斷減少的環(huán)境背景下，人們越來越重視新能源開發(fā)，以保證人類社會的可持續(xù)發(fā)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(guān)技術(shù)研究得到了世界各國的廣泛關(guān)注和重視。天然氣儲運(yùn)技術(shù)是天然氣得以推廣利用的基礎(chǔ)，如何保證其高效性、穩(wěn)定性以及安全性成為了業(yè)界熱議的焦點(diǎn)，對解決社會經(jīng)濟(jì)可持續(xù)發(fā)展問題具有重要的作用和意義。本文主要利用技術(shù)經(jīng)濟(jì)靜態(tài)分析法中的計(jì)算費(fèi)用法，對各項(xiàng)天然氣儲運(yùn)技術(shù)經(jīng)濟(jì)進(jìn)行了分析。

1 天然氣儲運(yùn)技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀

在我們生存的自然環(huán)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(jīng)過長期的發(fā)展，天然氣工業(yè)體系已逐步形成，主要分為開采凈化、輸送儲存以及分配應(yīng)用三個環(huán)節(jié)。目前，天然氣已在世界范圍內(nèi)得到廣泛的應(yīng)用，為緩解能源危機(jī)、促進(jìn)經(jīng)濟(jì)發(fā)展做出了巨大貢獻(xiàn)。由于天然氣長期深埋地殼中，在經(jīng)過一系列的地殼運(yùn)動之后，形成了多樣化的沉淀物特征和環(huán)境，因而表現(xiàn)出了紛亂繁雜的形態(tài)。天然氣需要前期加工處理，并利用特殊的儲運(yùn)技術(shù)，才能為用戶所用。經(jīng)過較長時間的研究發(fā)展，天然氣儲運(yùn)技術(shù)日漸成熟和多樣，滿足了人們的日常使用需求?，F(xiàn)階段，常見的天然氣儲運(yùn)技術(shù)包括液化儲運(yùn)技術(shù)、管道儲運(yùn)技術(shù)、吸附儲運(yùn)技術(shù)以及壓縮儲運(yùn)技術(shù)等，而且每種技術(shù)的優(yōu)勢特性存在差異。在這個環(huán)境保護(hù)與經(jīng)濟(jì)發(fā)展同步進(jìn)行的時代，天然氣儲運(yùn)技術(shù)得到了世界各國的重視，因其廣闊的發(fā)展空間，有關(guān)方面的研究成為了世界性的課題。從經(jīng)濟(jì)的角度對各項(xiàng)天然氣儲運(yùn)技術(shù)進(jìn)行分析，有助于我們更加清晰地掌握各類技術(shù)的特性，進(jìn)而制訂合理的儲氣方案。

2 天然氣儲運(yùn)技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析

在先進(jìn)科技的支持下，天然氣儲運(yùn)技術(shù)得到了有效的發(fā)展。筆者基于對天然氣儲運(yùn)技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀的認(rèn)識，重點(diǎn)就幾種常見的天然氣儲運(yùn)技術(shù)經(jīng)濟(jì)進(jìn)行了分析，其具體表述如下。

2.1 液化儲運(yùn)技術(shù)

液化儲運(yùn)技術(shù)是指將大量的天然氣進(jìn)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(yùn)輸?shù)募夹g(shù)。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(diào)峰方式，天然氣液化調(diào)峰具有儲藏量大、調(diào)節(jié)靈活等特點(diǎn)，能夠滿足季節(jié)調(diào)峰的要求，而且因其氣化站建造成本低、維修方便等優(yōu)勢，未來必然成為城市燃?xì)庹{(diào)峰主流手段之一。一般情況下，液化天然氣的最佳儲運(yùn)壓力為0.2Mpa，其單位體積的氣體儲運(yùn)成本主要產(chǎn)生在起始站、運(yùn)輸以及終點(diǎn)站等幾個環(huán)節(jié)。其中，起始站費(fèi)用是站點(diǎn)建設(shè)費(fèi)用、調(diào)壓費(fèi)用以及槽車費(fèi)用的總和，槽車費(fèi)用主要是車輛折舊、維修與保養(yǎng)產(chǎn)生的費(fèi)用。運(yùn)輸費(fèi)用則是指運(yùn)輸途中的燃油費(fèi)。而終點(diǎn)站成本包括建設(shè)折舊成本和運(yùn)營管理成本兩個部分。按照當(dāng)前的市場價格，通過數(shù)學(xué)公式粗略地計(jì)算可以得出：液化技術(shù)儲運(yùn)天然氣同時可以實(shí)現(xiàn)陸地運(yùn)輸和海上運(yùn)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(jīng)濟(jì)性能。另外，天然氣液化儲運(yùn)技術(shù)的關(guān)鍵是壓力調(diào)節(jié)，其在起始站的耗費(fèi)成本較高，而在終點(diǎn)站的耗費(fèi)成本較低，兩者形成了一種互補(bǔ)。綜合來看，天然氣液化儲運(yùn)技術(shù)創(chuàng)造的經(jīng)濟(jì)價值比較高，值得推廣和使用。

2.2 管道儲運(yùn)技術(shù)

目前，管道儲運(yùn)是陸上天然氣運(yùn)輸、貿(mào)易的主要方式，世界上有大約65%的天然氣輸送通過管道實(shí)現(xiàn)。天然氣具有密度低、易揮散等特性，利用管道儲運(yùn)能夠有效保證其產(chǎn)品質(zhì)量，同時還可以減少環(huán)境污染。隨著科學(xué)技術(shù)的發(fā)展，天然氣管道儲運(yùn)逐步實(shí)現(xiàn)了大口徑、長運(yùn)距、網(wǎng)絡(luò)化，大型供氣系統(tǒng)建設(shè)拓展到了極地和海洋領(lǐng)域，為天然氣的高效、高質(zhì)輸送創(chuàng)造了有利條件。天然氣管道儲運(yùn)技術(shù)構(gòu)建的生產(chǎn)、儲運(yùn)、銷售一體化系統(tǒng)，具有調(diào)峰功能，可實(shí)現(xiàn)長距離、高壓力以及大流量運(yùn)輸，而且由于管道深藏地底，可以減少泄露、噪聲等對生態(tài)環(huán)境的污染。單位體積的天然氣儲運(yùn)成本主要包括起始站成本、運(yùn)輸成本以及終點(diǎn)站成本。其中，由于起始站需要對天然氣進(jìn)行大量的除雜、脫硫、脫碳、調(diào)壓甚至脫二氧化碳等工藝處理，加上設(shè)備折舊，因而耗費(fèi)的成本較高。而在天然氣運(yùn)輸階段，主要成本來源于管道建設(shè)折舊，不涉及燃油費(fèi)用。終點(diǎn)站因?yàn)樾枰獙μ烊粴膺M(jìn)行減壓處理，所以成本為減壓站維護(hù)、折舊費(fèi)用。相比于高壓球罐等儲運(yùn)方式，天然氣管道儲運(yùn)的操作簡便，能夠有效解決城市用戶日、小時調(diào)峰技術(shù)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(jīng)濟(jì)優(yōu)勢逐漸顯現(xiàn)。雖然時下天然氣管道儲運(yùn)技術(shù)日漸成熟，但是由于受制于氣源、距離以及投資等因素，所產(chǎn)生的日常運(yùn)行、維護(hù)等成本較高。

2.3 吸附儲運(yùn)技術(shù)

天然氣吸附儲運(yùn)技術(shù)是一項(xiàng)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(shù)。由于天然氣吸附儲運(yùn)的儲氣壓力低，因此在投資成本、運(yùn)輸使用和安全性能等方面表現(xiàn)出了較大優(yōu)勢。這種技術(shù)指導(dǎo)下的天然氣儲運(yùn)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(zhì)等幾個環(huán)節(jié)。通過對這幾個環(huán)節(jié)成本的粗略計(jì)算發(fā)現(xiàn)，天然氣吸附儲運(yùn)站點(diǎn)建設(shè)所需的設(shè)備簡單，操作方便，整體需要的投資額度低，適用于產(chǎn)氣輸送不定的偏遠(yuǎn)地區(qū)。但是，車輛折舊所產(chǎn)生的費(fèi)用在天然氣吸附儲成本中占有較大比例，因此其技術(shù)攻克難點(diǎn)應(yīng)該放置在高效、價格低的儲運(yùn)車研發(fā)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?dú)?、二氧化碳等雜質(zhì)，在經(jīng)過多次吸附工藝循環(huán)處理之后，天然氣中的極性化合物雜質(zhì)在吸附劑上不斷積累，從而導(dǎo)致天然氣吸附性能下降。因此，在具體的天然氣吸附儲運(yùn)技術(shù)應(yīng)用實(shí)踐中，應(yīng)該重點(diǎn)解決含硫量等雜質(zhì)問題。天然氣吸附儲運(yùn)技術(shù)的經(jīng)濟(jì)價值顯而易見，未來的發(fā)展空間較大，值得加大研發(fā)和推廣力度。

2.4 壓縮儲運(yùn)技術(shù)

天然氣壓縮儲運(yùn)技術(shù)的英文簡稱為CNG，它是將天然氣進(jìn)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(wǎng)的技術(shù)。CNG因其高成熟度的技術(shù)，滿足了零散用戶以及車用燃?xì)獾男枨螅谖覈玫搅艘欢ǔ潭鹊膽?yīng)用。但是，由于這種儲運(yùn)技術(shù)將天然氣壓縮到了20Mpa以上，對容器的性能要求極高，運(yùn)輸途中有著一定的危險性，因此，很難實(shí)現(xiàn)大規(guī)模發(fā)展應(yīng)用。一般認(rèn)為，天然氣壓縮儲運(yùn)技術(shù)適用于地區(qū)而非全球，它更多的是作為天然氣管道儲運(yùn)的有效補(bǔ)充手段被應(yīng)用，能夠滿足管道覆蓋不到的中小城鎮(zhèn)的天然氣需求。綜合考慮輸送范圍、工程投資、運(yùn)營成本以及銷售價格等因素，壓縮天然氣的儲運(yùn)范圍應(yīng)控制在500km以內(nèi)。壓縮天然氣儲運(yùn)成本同樣產(chǎn)生在起始站、運(yùn)輸以及終點(diǎn)站三個環(huán)節(jié)。其中，起始站壓縮天然氣所需要的基礎(chǔ)設(shè)備包括壓縮機(jī)組、加壓站、汽化器、儲氣裝置以及換熱系統(tǒng)等。除了采購硬件設(shè)備，起始站費(fèi)用還包括調(diào)壓運(yùn)行費(fèi)用。運(yùn)輸成本則由槽車購置、維護(hù)、折舊費(fèi)用組成。為了保證用戶直接使用，需要在終點(diǎn)站配套一座調(diào)壓站。終點(diǎn)站成本絕大部分來源于調(diào)壓站，包括工藝管道、調(diào)壓計(jì)量設(shè)備、自控儀表、運(yùn)行管理等費(fèi)用。經(jīng)過粗略的技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析發(fā)現(xiàn)，天然氣壓縮儲運(yùn)的工藝簡便、工期較短、見效迅速，但是受供氣規(guī)模、用氣性質(zhì)、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(yùn)技術(shù)節(jié)能建議

自然與人類之間存在著一種平等互存的關(guān)系，保護(hù)生態(tài)環(huán)境人人有責(zé)。而且天然氣儲量有限，為保證其可持續(xù)發(fā)展，采用必要的天然氣儲運(yùn)節(jié)能措施十分重要。根據(jù)上文的論述與分析，我們不難發(fā)現(xiàn)，天然氣需要經(jīng)過不同程度的壓縮工藝處理才能進(jìn)行儲運(yùn)。具體而言，可以充分利用終點(diǎn)站的壓力能減少運(yùn)輸成本、環(huán)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(tǒng)、冷能利用系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)壓力能利用，如此不可以擴(kuò)大冷能利用系統(tǒng)的操作彈性，一定程度上穩(wěn)壓、穩(wěn)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(zhuǎn)變其儲藏形態(tài)后，才能被使用。在液化天然氣形態(tài)轉(zhuǎn)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(fèi)。為此，我們可以通過特殊的工藝技術(shù)將這部分冷能直接或間接地應(yīng)用到海水淡化、低溫發(fā)電、空氣分離、污水處理等領(lǐng)域，實(shí)現(xiàn)資源的循環(huán)利用，拓寬天然氣液化儲運(yùn)產(chǎn)業(yè)鏈條的同時，保護(hù)生態(tài)環(huán)境，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)的可持續(xù)發(fā)展。

4 結(jié) 論

總之，能源是人類生存與發(fā)展的物質(zhì)基礎(chǔ)。天然氣作為世界儲量豐富的能源之一，其應(yīng)用應(yīng)該得到推廣。而儲運(yùn)技術(shù)作為天然氣推廣利用的關(guān)鍵，需要加大研發(fā)力度。由于個人能力有限，本文有關(guān)天然氣儲運(yùn)技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析可能存在不足，因此，筆者希望業(yè)界更多學(xué)者關(guān)注天然氣儲運(yùn)技術(shù)發(fā)展，并結(jié)合實(shí)際情況，有針對性地提出有建設(shè)性的建議，從而支持天然氣儲運(yùn)工業(yè)的可持續(xù)發(fā)展，使其在低碳經(jīng)濟(jì)發(fā)展中創(chuàng)造更大的價值。

參考文獻(xiàn)：

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【關(guān)鍵詞】燃?xì)夤こ?；氣源方案；比較在對城市燃?xì)夤こ踢M(jìn)行規(guī)劃時，怎樣選擇氣源是一個至關(guān)重要的問題。對于氣源選擇來說，它關(guān)系到整個燃?xì)夤こ痰妮敋夤芫W(wǎng)的壓力級制、城市儲氣調(diào)峰設(shè)施選擇等一系列的問題，對整個燃?xì)夤こ痰墓夤芫W(wǎng)運(yùn)行的穩(wěn)定性、長遠(yuǎn)性、經(jīng)濟(jì)性與近遠(yuǎn)期的相互銜接有著至關(guān)重要的意義。城市燃?xì)夤こ桃?guī)劃以城市總體規(guī)劃為基礎(chǔ)，結(jié)合當(dāng)?shù)啬茉刺攸c(diǎn)進(jìn)行。制定規(guī)劃方案時要認(rèn)真研究當(dāng)?shù)刭Y源開發(fā)和利用的可能性，長遠(yuǎn)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(yīng)方式

液化石油氣具備運(yùn)輸方便、容易儲存、熱值高、以及工程建設(shè)快的特點(diǎn)，因此，被廣泛的運(yùn)用到城市燃?xì)夤こ讨小Ｒ夯蜌獾墓艿拦?yīng)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(yīng)方式

儲罐儲存直供氣相液化石油氣系統(tǒng)是由液化石油氣儲罐以及裝卸、氣化、調(diào)壓等系統(tǒng)組合而成。通過烴泵或者壓縮機(jī)，把汽車槽中的液態(tài)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(zhuǎn)變成氣態(tài)液化石油氣，經(jīng)過調(diào)壓之后，送到各個管網(wǎng)。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(yōu)點(diǎn)。

（二）液化石油氣混空氣管道供應(yīng)方式

將液化石油氣同空氣混合，使之與城市燃?xì)夤?yīng)標(biāo)準(zhǔn)相符，進(jìn)而直接供應(yīng)給用戶。該種供應(yīng)方式具有很多的優(yōu)點(diǎn)，例如，可以有效降低混合氣露點(diǎn)，能夠利用重組分成較多的液化石油氣，可以用于遠(yuǎn)距離運(yùn)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(zhuǎn)換，在引進(jìn)天然氣之后，當(dāng)前現(xiàn)有的較大規(guī)模的液化石油氣混氣站可以作為天然氣的補(bǔ)充氣源。

二、天然氣的供應(yīng)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(jīng)成為我國的一項(xiàng)能源政策。天然氣是一種清潔高效優(yōu)質(zhì)的能源，其基本的輸送方式即管道輸送，這種輸送方式既經(jīng)濟(jì)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(yīng)方式

管道天然氣是通過輸氣管道來實(shí)現(xiàn)輸送的，天然氣管道輸送系統(tǒng)由管道輸氣站和線路系統(tǒng)兩部分組，輸氣管道系統(tǒng)是個連續(xù)密閉輸送系統(tǒng)，從輸送、儲存到用戶使用，天然氣均處于帶壓狀態(tài)。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(shè)路程較長，發(fā)生事故時危害性大，波及范圍廣。成管道天然氣供應(yīng)具有氣源充足穩(wěn)定、供氣壓力較高、投資及建設(shè)成本較大、周期長等特點(diǎn)，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(yīng)方式

液化天然氣的供氣系統(tǒng)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(wǎng)組合而成。為了避免天然氣雜質(zhì)在液化過程中產(chǎn)生不良的影響，天然氣開采出來之后要進(jìn)行脫水、脫酸等凈化處理過程，符合標(biāo)準(zhǔn)后再進(jìn)行深度冷卻變成液體，在利用汽車、火車、輪船等進(jìn)行長距離的運(yùn)輸，輸送到液化天然氣氣化站，進(jìn)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(diǎn)，能夠很好的解決城市燃?xì)夤こ痰臍庠磫栴}。

伴隨著我國鐵路運(yùn)輸專用線的建設(shè)及液化工藝的不斷完善，液化天然氣的經(jīng)濟(jì)效益將更加的明顯，是今后較長一段時間內(nèi)，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(shè)施越來越完備，相關(guān)的法律法規(guī)的頒布實(shí)施，以及國家的政策支持等，液化天然氣的供氣技術(shù)將得到更好的提高，進(jìn)而能夠更加充分的發(fā)揮其良好的經(jīng)濟(jì)性與技術(shù)性。

（三）壓縮天然氣供應(yīng)方式

壓縮天然氣城市燃?xì)夤?yīng)系統(tǒng)是由加壓站、壓縮天然氣鋼瓶拖車、以及城市輸配管網(wǎng)等組合而成。開采出的天然氣首先要經(jīng)過計(jì)量與調(diào)壓處理后，進(jìn)行脫水、脫酸等凈化處理，符合標(biāo)準(zhǔn)之后，經(jīng)過壓縮機(jī)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(jìn)行充氣。壓縮天然氣通常采用高壓氣瓶組槽車來進(jìn)行公路運(yùn)輸，到達(dá)城市卸氣站之后，再利用卸氣站的高壓膠管與快裝接頭進(jìn)行卸氣。為了避免天然氣在減壓的過程中出現(xiàn)溫降過大的現(xiàn)象，進(jìn)而影響后續(xù)設(shè)備以及城市管網(wǎng)正常的運(yùn)轉(zhuǎn)，壓縮天然氣要首先進(jìn)入一級換熱器進(jìn)行加熱，之后進(jìn)入一級調(diào)壓器進(jìn)行減壓，再依次通過二級換熱器和二級調(diào)壓器。

壓縮天然氣系統(tǒng)供應(yīng)城市的方式來自天然氣的汽車加氣子母系統(tǒng)，因?yàn)樽幽刚鞠到y(tǒng)的技術(shù)純熟，且靈活方便，投資也較小，因而通過借鑒子母站系統(tǒng)運(yùn)行方式，運(yùn)用到壓縮天然氣供應(yīng)中。壓縮天然氣的生產(chǎn)過程就是把低壓的天然氣壓縮成高壓，這樣便于運(yùn)輸，且生產(chǎn)設(shè)備的投資較小，運(yùn)行的費(fèi)用和成本較低。

三、氣源方案比較

（一）氣源的性質(zhì)

天然氣是一種比空氣輕、含碳量低、且無色的烷烴混合物質(zhì)，泄露后極易揮發(fā)擴(kuò)散；液化石油氣則比空氣中重，發(fā)生泄漏后容易積聚，不容易揮發(fā)。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(jīng)濟(jì)性能與環(huán)境評價都很突出。隨著經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展，科學(xué)技術(shù)的不斷進(jìn)步，人們越來越關(guān)注生活質(zhì)量與生存環(huán)境，天然氣作為一種清潔、優(yōu)質(zhì)能源，已經(jīng)被我國列入能源開發(fā)的重要戰(zhàn)略決策中。

（二）市場的供應(yīng)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(yè)起步較晚，但是發(fā)展速度很快。目前已有多個液化天然氣調(diào)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(chǎn)業(yè)的發(fā)展以及能源經(jīng)濟(jì)特有的客觀規(guī)律，決定了天然氣比液化石油氣更具有經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢，并且價格也相對穩(wěn)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(qū)，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(shè)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(jīng)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(yōu)點(diǎn)，因此，必須依據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行選擇。可以從以下幾點(diǎn)進(jìn)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(chǎn)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(yuǎn)。

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

3.用氣規(guī)模。對于剛開發(fā)的、且在較長時間內(nèi)才能夠?qū)崿F(xiàn)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(shí)現(xiàn)供氣。而對于短期內(nèi)用氣規(guī)模比較大的城市來說，考慮到實(shí)際的運(yùn)輸費(fèi)用問題，選擇液化天然氣方案比較好。

（四）繼續(xù)發(fā)揮液化石油氣的作用

在沒有引進(jìn)天然氣之前，液化石油氣在城市燃?xì)夤こ讨邪l(fā)揮著不可代替的作用。即使當(dāng)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(bǔ)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?yàn)槠渚邆湓靸r低、見效快、以及使用靈活方便等特點(diǎn)，與天然氣同步發(fā)展，因此，要樹立液化石油氣與天然氣的規(guī)劃理念。

四、總結(jié)

隨著城市的快速發(fā)展，人們對生活質(zhì)量與生存環(huán)境的要求越來越高，各城市應(yīng)該根據(jù)實(shí)際情況，以及當(dāng)?shù)氐目晒庠?，在?jīng)過認(rèn)真的比較分析之后，最終選擇科學(xué)合理、切實(shí)可行的氣源方案，從而促使經(jīng)濟(jì)效益、社會效益、以及環(huán)境效益能夠更好的和諧統(tǒng)一。

參考文獻(xiàn)：

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[關(guān)鍵詞]煤層氣；分離；提存；熱效率

中圖分類號：TD712 文獻(xiàn)標(biāo)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(fā)電，作工業(yè)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(yīng)。如對煤層氣進(jìn)行回收利用，在采煤之前先采出煤層氣，煤礦生產(chǎn)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(yīng)可達(dá)到35億立方米左右，除去現(xiàn)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(dá)80億立方米，約折合標(biāo)煤1000萬噸。[3]如用于發(fā)電，每年可發(fā)電近300億千瓦時。能源是經(jīng)濟(jì)發(fā)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(rèn)識，并且它將會成為石油、天然氣強(qiáng)大的補(bǔ)充力量，煤層氣產(chǎn)業(yè)的形成與發(fā)展將會給我國的新能源戰(zhàn)略帶來深遠(yuǎn)的意義。

隨著采煤技術(shù)的日新月異，通風(fēng)成本的增長，以及人類環(huán)境意識的增強(qiáng)，向大氣排放瓦斯對環(huán)境的污染越來越引起人們足夠的重視，從保護(hù)環(huán)境、保護(hù)人類的角度出發(fā)，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(shù)

煤層氣（瓦斯）回收技術(shù)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(shù)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(yùn)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(fēng)系統(tǒng)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(fēng)險小。煤礦通風(fēng)瓦斯的氣體分離和利用技術(shù)主要有：熱逆流反應(yīng)器技術(shù)（TFRR），催化逆流反應(yīng)器技術(shù)（CFRR）和整料催化反應(yīng)器技術(shù)（CMR）。此三項(xiàng)技術(shù)均可應(yīng)用在煤礦通風(fēng)瓦斯的分離工作中，所要求的煤礦通風(fēng)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(shù)

3.1 作為燃料

全球開發(fā)的稀薄燃燒燃?xì)廨啓C(jī)包括澳大利亞能源開發(fā)公司（EDL）的腹熱時燃?xì)廨啓C(jī)，澳大利亞聯(lián)邦科學(xué)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?xì)廨啓C(jī)和內(nèi)燃機(jī)的聯(lián)合系統(tǒng)。在這一聯(lián)合系統(tǒng)中，內(nèi)燃機(jī)使用煤礦抽排瓦斯的效率更高，而催化渦輪機(jī)則主要利用煤礦通風(fēng)瓦斯，其中一部分抽排瓦斯作為補(bǔ)充燃料使用。與安全使用抽排瓦斯氣體作為燃料的內(nèi)燃機(jī)相比，盡管該系統(tǒng)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(fā)電能力也會隨之提高。

3.2 瓦斯液化技術(shù)

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

煤層氣液化生產(chǎn)流程有不同的型式，與常規(guī)天然氣液化流程相仿，以制冷方式分，主要有兩種：級聯(lián)式液化流程和帶膨脹機(jī)的液化流程等。而實(shí)際生產(chǎn)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(fù)合流程。

煤層氣液化生產(chǎn)流程有不同的型式，與常規(guī)天然氣液化流程相仿，以制冷方式分，主要有兩種：級聯(lián)式液化流程和帶膨脹機(jī)的液化流程等。而實(shí)際生產(chǎn)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(fù)合流程。

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

②帶膨脹機(jī)的液化流程：是指利用高壓制冷劑通過透平膨脹機(jī)絕熱膨脹的克勞特循環(huán)制冷實(shí)現(xiàn)氣體液化的流程。液化煤層氣經(jīng)簡單的氣化裝置可重新變成氣態(tài)使用。

根據(jù)相關(guān)測算，投資建設(shè)一套1000m3/h的煤層氣液化裝置，工程總投資約在1000萬元，年運(yùn)行費(fèi)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(zhèn)氣源

井下抽放煤層氣用于周邊城鎮(zhèn)居民生活及商業(yè)用氣是煤層氣最早的利用方案。這種方式技術(shù)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(zhì)，可以進(jìn)行壓縮，然后采取管道輸送至較遠(yuǎn)用戶。隨著抽放工藝和技術(shù)的發(fā)展，井下抽放煤層氣中甲烷體積分?jǐn)?shù)不斷提高，井下抽放煤層氣也可用管道輸送。

（3）煤層氣發(fā)電

煤層氣發(fā)電在我國發(fā)展很快，已成為我國煤層氣主要利用方式之一。國內(nèi)目前的發(fā)電技術(shù)主要有往復(fù)式發(fā)動機(jī)驅(qū)動發(fā)電機(jī)發(fā)電、燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電、汽輪機(jī)發(fā)電、燃?xì)廨啓C(jī)與汽輪機(jī)聯(lián)合發(fā)電。

（4）車載壓縮煤層氣

我國煤層氣的地面鉆井開采技術(shù)還處于試驗(yàn)階段。目前開采成功的礦區(qū)，煤層氣產(chǎn)量規(guī)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(yùn)輸至用戶。

當(dāng)?shù)孛驺@井開采煤層氣甲烷體積分?jǐn)?shù)在90%以上，且產(chǎn)氣規(guī)模小，采用長輸管道輸氣不經(jīng)濟(jì)時，車載壓縮煤層氣為煤層氣利用的首選方案。

4.結(jié)語

雖然目前的瓦斯回收和利用技術(shù)已有飛躍性的發(fā)展，但尖端的技術(shù)和設(shè)備仍掌握在國外的企業(yè)和技術(shù)人員手中，國內(nèi)只是簡單地借鑒使用，沒有屬于自己的技術(shù)。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(fā)表以期相關(guān)科研人員繼續(xù)深入研究瓦斯回收和利用技術(shù)。

參考文獻(xiàn)

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關(guān)鍵詞：清潔能源企業(yè) 市場競爭力 全產(chǎn)業(yè)鏈 成本管理

中海石油氣電集團(tuán)有限責(zé)任公司（簡稱“氣電集團(tuán)”）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(yè)務(wù)板塊，2008年重組成立，注冊資本156億元。氣電集團(tuán)以引進(jìn)清潔能源液化天然氣（Liquefied Natural Gas，簡稱“LNG”）為主營業(yè)務(wù)，目前已經(jīng)形成了從天然氣（含非常規(guī)天然氣）勘探開發(fā)、天然氣液化、LNG貿(mào)易、LNG接收站、LNG液態(tài)分銷、輸氣管道管網(wǎng)、燃?xì)獍l(fā)電、LNG車船加注、城市燃?xì)?、LNG衛(wèi)星站、LNG冷能綜合利用等完整的產(chǎn)業(yè)鏈。控股的天然氣發(fā)電裝機(jī)規(guī)模穩(wěn)居全國前茅，LNG引進(jìn)合同規(guī)模居世界第三位，是國內(nèi)最大的LNG供應(yīng)商。近年來以提升市場競爭力為核心，逐步構(gòu)建了全產(chǎn)業(yè)鏈成本管控體系，經(jīng)營業(yè)績屢創(chuàng)新高，奠定了國內(nèi)LNG行業(yè)的領(lǐng)軍地位。

一、清潔能源公司提升市場競爭力的全產(chǎn)業(yè)鏈成本管理背景

（一）應(yīng)對國際采購成本上升壓力并提升國內(nèi)市場競爭力的需要

根據(jù)中央對節(jié)能降耗和能源結(jié)構(gòu)調(diào)整的強(qiáng)約束政策，又基于國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展預(yù)期，如果不考慮引進(jìn)LNG，中國天然氣的供需不平衡形勢將日益嚴(yán)峻。但是，中國大規(guī)模引進(jìn)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(dá)到16美元/百萬英熱單位左右的超高價位。

與國內(nèi)管道氣相比，LNG由于增加了液化、海洋運(yùn)輸、氣化等環(huán)節(jié)的成本，在國內(nèi)又存在著銷售價格倒掛的風(fēng)險。目前我國通過管道輸送的各種氣源都采用統(tǒng)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(fèi)、氣化費(fèi)和管輸費(fèi)之后，成本都在4元/立方米以上，如此一來，進(jìn)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(jìn)口LNG購銷價格嚴(yán)重倒掛。

（二）防控氣電集團(tuán)產(chǎn)業(yè)鏈整體運(yùn)營風(fēng)險的需要

氣電集團(tuán)清楚地認(rèn)識到，在LNG產(chǎn)業(yè)鏈上中下游各個環(huán)節(jié)是相輔相成的，成本管理不能顧此失彼。因此，需要構(gòu)建涵蓋上中下游的全產(chǎn)業(yè)鏈管控體系，既要打通產(chǎn)業(yè)鏈管理的各個關(guān)鍵環(huán)節(jié)，依托信息化和科技創(chuàng)新，加強(qiáng)產(chǎn)業(yè)鏈診斷，通過上中下游每一環(huán)節(jié)的全過程成本管控，形成產(chǎn)業(yè)鏈閉環(huán)成本管理模式；又要通過管理創(chuàng)新，依托財(cái)務(wù)資金直接創(chuàng)造價值、計(jì)劃預(yù)算分類管理、精細(xì)化物流管理、集中采辦管理、人工成本管理和考核機(jī)制等全方位的成本管控手段，降低資源采購、運(yùn)營管理等各種成本并廣開源路，以有效增強(qiáng)自身抵御產(chǎn)業(yè)鏈整體運(yùn)營風(fēng)險的能力，做到迎風(fēng)而不倒。

二、提升市場競爭力的能源公司全產(chǎn)業(yè)鏈成本管理的主要做法

（一）明確全產(chǎn)業(yè)鏈成本管理目標(biāo)，健全成本管控體系

氣電集團(tuán)全產(chǎn)業(yè)鏈成本管理的目標(biāo)是：充分發(fā)揮產(chǎn)業(yè)鏈整體規(guī)模效應(yīng)，控本降耗，廣開源路，有效降低運(yùn)營過程中的成本壓力，提升市場競爭力，為氣電集團(tuán)打造“國際一流清潔能源供應(yīng)公司”保駕護(hù)航。圍繞這一目標(biāo)，氣電集團(tuán)基于“戰(zhàn)略引領(lǐng)、預(yù)算引導(dǎo)、過程控制、科技驅(qū)動、風(fēng)險管控、全員參與”的指導(dǎo)思想，堅(jiān)持“系統(tǒng)性、協(xié)同性、差異性”三大原則，依托“責(zé)任明確、流程清晰、要素細(xì)分、措施有力”的管理思路，通過“產(chǎn)業(yè)鏈流程與項(xiàng)目生命周期結(jié)合，產(chǎn)業(yè)鏈特性與成本要素相結(jié)合，財(cái)務(wù)管控與全員參與相結(jié)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(chǎn)業(yè)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?yōu)镾曲線公式，通過設(shè)定斜率拐點(diǎn)的方式有效減弱了油價波動過大帶來的價格風(fēng)險，2010年3月與BG集團(tuán)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(tuán)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(xù)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(tuán)簽訂100萬噸/年的LNG采購框架協(xié)議是國內(nèi)首次采用100%與美國HH天然氣指數(shù)掛鉤價格公式的采購合同。這些定價機(jī)制的創(chuàng)新不僅有效平抑了氣電集團(tuán)資源池的整體價格，而且也為亞洲同行擺脫高位運(yùn)行的JCC價格方面樹立了榜樣。

2.貫徹“國貨國運(yùn)、國船國造”戰(zhàn)略，降低物流運(yùn)輸成本

LNG運(yùn)輸不同于常規(guī)的海上運(yùn)輸，LNG貿(mào)易供應(yīng)鏈的自身特點(diǎn)（包括照付不議的履約責(zé)任，保障安全、穩(wěn)定和可靠的供應(yīng)要求以及LNG運(yùn)輸市場不完全競爭性等特點(diǎn)）決定了貿(mào)易商將LNG海上運(yùn)輸作為其貿(mào)易供應(yīng)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(yùn)輸，不僅難以控制海上管道的穩(wěn)定性，而且相對于國內(nèi)船舶，其租借成本高昂。因此，中國海油聯(lián)合國內(nèi)造船公司，先后建造了服務(wù)于廣東LNG項(xiàng)目的“大鵬昊”、“大鵬月”、“大鵬星”和服務(wù)于福建LNG項(xiàng)目的“閩榕號”、“閩鷺號”等五艘大型LNG運(yùn)輸船舶，另外幾條新船也即將下水。有了國內(nèi)的運(yùn)輸船隊(duì)，就可以根據(jù)成本分析，靈活運(yùn)用DES和FOB運(yùn)輸方式，增強(qiáng)物流運(yùn)輸?shù)某杀究刂屏Α?/p>

（三）強(qiáng)化中游基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)和運(yùn)營成本控制

1.創(chuàng)新銀團(tuán)貸款模式，節(jié)約融資費(fèi)用

2008年重組后，氣電集團(tuán)進(jìn)入快速投資建設(shè)的階段，建設(shè)項(xiàng)目多，融資金額大，做好建設(shè)項(xiàng)目融資，降低融資成本對建設(shè)項(xiàng)目成本控制意義重大。為此，氣電集團(tuán)成立融資工作小組，創(chuàng)新銀團(tuán)貸款模式，除四大國有銀行外，積極引入交通銀行、進(jìn)出口銀行等其他優(yōu)質(zhì)銀行資源，力推競爭機(jī)制，逐步打破銀行間同業(yè)默契，增強(qiáng)企業(yè)議價能力；同時改變銀團(tuán)由企業(yè)指定的模式，賦予牽頭銀行適度組團(tuán)權(quán)、份額分配權(quán)，建立良好的競爭互動機(jī)制。經(jīng)融資工作小組和項(xiàng)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(xiàng)目融資工作，后續(xù)項(xiàng)目融資工資穩(wěn)步有序推進(jìn)，融資成本大幅降低，增收節(jié)支成效明顯。

2.推出“標(biāo)準(zhǔn)化帶動集中采辦”的管理模式，大幅節(jié)約采辦成本

氣電集團(tuán)為了產(chǎn)業(yè)做強(qiáng)、做大，需要布局許多同類基礎(chǔ)設(shè)施項(xiàng)目。通過加強(qiáng)規(guī)劃引領(lǐng)和項(xiàng)目設(shè)計(jì)的標(biāo)準(zhǔn)化工作，氣電集團(tuán)推出了“標(biāo)準(zhǔn)化帶動集中采辦”的管理模式，對確定要開工的同類項(xiàng)目一起進(jìn)行招標(biāo)、采辦工作，再根據(jù)各自項(xiàng)目進(jìn)度在合同中規(guī)定好不同的交貨時間，大大節(jié)約了設(shè)備和工程承包的招標(biāo)、采辦成本。2012年氣電集團(tuán)出臺了《加氣站項(xiàng)目設(shè)計(jì)手冊》，推動了加氣站建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)化，進(jìn)而對加氣站建設(shè)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(shè)備，整體節(jié)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(zhì)性的物資采購，2013年氣電集團(tuán)僅通過物資集中采辦就節(jié)約了1.82億元。

3.推動CDM項(xiàng)目交易，獲取國際碳交易收益

做好聯(lián)合國清潔能源發(fā)展機(jī)制（CDM）及碳資產(chǎn)的開發(fā)和儲備工作，將會為企業(yè)降本增效起到重要作用。2013年7月31日，氣電集團(tuán)“LNG汽車加注方法學(xué)”獲得聯(lián)合國清潔發(fā)展機(jī)制執(zhí)行理事會（EB）的審批，成為全球首個成功注冊的LNG公交規(guī)劃類項(xiàng)目。對于前期已在聯(lián)合國注冊成功的氣電集團(tuán)中山嘉明電廠、惠州電廠、莆田電廠等CDM項(xiàng)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(tuán)LNG市場競爭力。

（四）高效推進(jìn)下游市場開發(fā)工作

氣電集團(tuán)按照“決策集中、資源集中、統(tǒng)籌協(xié)調(diào)、區(qū)域管理”的總體原則探索了大區(qū)制市場開發(fā)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(qū)，統(tǒng)一配置和協(xié)調(diào)大區(qū)內(nèi)部的銷售工作，并搭建了“貿(mào)易公司本部――地區(qū)銷售大區(qū)――省級貿(mào)易分公司”三級集約化管理架構(gòu)。根據(jù)車船加注市場的專業(yè)特殊性，專門成立了交通新能源事業(yè)部，并按照“完善本部，做強(qiáng)區(qū)域公司，精簡優(yōu)化加氣公司（站）”的總體原則，搭建了“事業(yè)部本部――省級公司――地級公司”三級管理架構(gòu)。

（五）提升全產(chǎn)業(yè)鏈成本管理的軟實(shí)力

1.加強(qiáng)集團(tuán)化財(cái)務(wù)成本管控

創(chuàng)新“預(yù)算、資金、核算、考核”協(xié)同管理模式，借助信息化手段，打通“預(yù)算、資金、核算、考核”壁壘，形成高度集成的管理閉環(huán)，建立“預(yù)算引導(dǎo)型管控體系”，通過計(jì)劃預(yù)算引導(dǎo)LNG資源在產(chǎn)業(yè)鏈的配置，提升計(jì)劃預(yù)算管理的效率和質(zhì)量。強(qiáng)化資金管理，資金運(yùn)作收益穩(wěn)步增長。氣電集團(tuán)依托國際貿(mào)易業(yè)務(wù)背景，結(jié)合境內(nèi)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(chǎn)品進(jìn)行無縫組合運(yùn)用，有效控制匯率風(fēng)險的同時獲得無風(fēng)險收益。截至2013年底，氣電集團(tuán)已創(chuàng)造性地開發(fā)并應(yīng)用了近20種貿(mào)易融資理財(cái)操作模式，涉及交易筆數(shù)139筆、交易金額75.09億美元，累計(jì)實(shí)現(xiàn)無本金資金運(yùn)作收益10.59億元人民幣。按照2008-2013年氣電集團(tuán)理財(cái)業(yè)務(wù)對應(yīng)的進(jìn)口氣量137.64億方計(jì)算，平均節(jié)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(tuán)從產(chǎn)業(yè)鏈特性著眼，從流程、制度、信息化等方面著手，在2013年進(jìn)行了財(cái)務(wù)共享服務(wù)中心的探索和實(shí)踐，成功上線了加注板塊北方財(cái)務(wù)共享服務(wù)中心，以14人配置完成了17家成員單位的會計(jì)資金等業(yè)務(wù)，相對于原來一家單位一套“經(jīng)理+會計(jì)+出納”的分散式財(cái)務(wù)機(jī)構(gòu)設(shè)置模式，直接降低了60%的財(cái)務(wù)人力資源管理成本。2014年正持續(xù)優(yōu)化北方共享中心，并積極推進(jìn)加注板塊南方片區(qū)共享中心和貿(mào)易板塊共享中心的建設(shè)工作，預(yù)計(jì)將為60家單位提供財(cái)務(wù)服務(wù)工作，并逐步將采辦、人事等業(yè)務(wù)都納入共享范圍，有效地規(guī)避管理風(fēng)險，節(jié)約管理成本。

氣電集團(tuán)資金管理信息化系統(tǒng)于2013年6月30日成功上線，功能涵蓋了13項(xiàng)資金管理業(yè)務(wù)，實(shí)現(xiàn)了264個功能點(diǎn)，達(dá)到了財(cái)務(wù)業(yè)務(wù)延伸至業(yè)務(wù)前端，形成全員財(cái)務(wù)、整體協(xié)同的效果，同時實(shí)現(xiàn)了集團(tuán)化資金管理的五個統(tǒng)一：統(tǒng)一規(guī)章制度、統(tǒng)一賬戶管理、統(tǒng)一籌資安排、統(tǒng)一支付流程、統(tǒng)一信息平臺。促進(jìn)了集團(tuán)整體資金管理模式的標(biāo)準(zhǔn)化、規(guī)范化，有效降低資金管理成本和操作風(fēng)險，提高了氣電集團(tuán)資金運(yùn)作的效率。

3.通過自主創(chuàng)新為成本管控提供科技支撐

掌握了260萬噸大型液化技術(shù)，填補(bǔ)了國內(nèi)空白，大力降低了天然氣液化廠項(xiàng)目的建設(shè)成本。2013年12月18日，采用氣電集團(tuán)自主設(shè)計(jì)液化工藝包的營口天然氣液化廠順利投產(chǎn)，裝置各項(xiàng)性能指標(biāo)穩(wěn)定。同年12月30日，菏澤焦?fàn)t尾氣制LNG項(xiàng)目液化裝置成功出液，這是氣電集團(tuán)自主液化技術(shù)在焦?fàn)t氣液化領(lǐng)域的首次成功應(yīng)用。經(jīng)兩個投產(chǎn)項(xiàng)目的驗(yàn)證，采用氣電集團(tuán)的自主液化技術(shù)，設(shè)備國產(chǎn)化程度高，達(dá)到90%，項(xiàng)目總體投資低，相比于進(jìn)口技術(shù)和設(shè)備，總體建造費(fèi)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(chǎn)業(yè)鏈成本管理的實(shí)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(tuán)的LNG單位成本費(fèi)用增長了850元/噸，增幅僅為38%，而單位固定成本（包括設(shè)備折舊費(fèi)用、管理費(fèi)用、銷售費(fèi)用、財(cái)務(wù)費(fèi)用、物流費(fèi)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(chǔ)上，實(shí)現(xiàn)了經(jīng)營效益迎難而上，并屢創(chuàng)新高。與2007年底相比，2013年資產(chǎn)總額增加了958億元，年平均增長率為34.3%；營業(yè)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(yán)格執(zhí)行全產(chǎn)業(yè)鏈成本管理，有效地提升了市場競爭力，氣電集團(tuán)在全國天然氣消費(fèi)市場上的占有率從2007年的7.2%上升到2013年的12.5%。

（二）產(chǎn)業(yè)鏈規(guī)模高效擴(kuò)充，行業(yè)影響力顯著提升

2008年至2013年，母公司向氣電集團(tuán)累計(jì)撥付資金214億元，氣電集團(tuán)利用214億元，通過產(chǎn)業(yè)鏈每一環(huán)節(jié)的開源節(jié)流，創(chuàng)造了近千億元（958億元）的總資產(chǎn)增加額，順利擁有了一條總資產(chǎn)超過1100億元并涵蓋上、中、下游的完整產(chǎn)業(yè)鏈，為氣電集團(tuán)將來更加穩(wěn)健、快速發(fā)展打下了良好的基礎(chǔ)。

氣電集團(tuán)在全球行業(yè)的影響力也得到了大幅提升。2013年，氣電集團(tuán)從全球上百家LNG業(yè)內(nèi)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(yè)最重要的獎項(xiàng)――“2013年度世界LNG行業(yè)杰出貢獻(xiàn)獎”，成為首家獲得該獎項(xiàng)的中國公司。

（三）有效貫徹國家清潔能源戰(zhàn)略，社會和生態(tài)效益凸顯

氣電集團(tuán)通過全產(chǎn)業(yè)鏈成本管控，社會經(jīng)濟(jì)效益在多方面都有體現(xiàn)，例如通過自主創(chuàng)新，使中國成功擁有了大、中、小型天然氣液化核心技術(shù)，同時打造了全國唯一一個國家級重型燃?xì)廨啓C(jī)實(shí)驗(yàn)平臺，填補(bǔ)了多項(xiàng)國內(nèi)技術(shù)空白。又如率先在全國開展車船LNG加注產(chǎn)業(yè)，不僅環(huán)保，而且使車船燃料費(fèi)用降低20%以上，社會經(jīng)濟(jì)效益非常突出。更為重要的是，自氣電集團(tuán)成立至今，已累計(jì)實(shí)現(xiàn)節(jié)能量544，677噸標(biāo)準(zhǔn)煤，其中“十二五”前三年已累計(jì)實(shí)現(xiàn)節(jié)能量253，224噸標(biāo)準(zhǔn)煤，有望提前一年完成中國海油下達(dá)的“十二五”節(jié)能量269，800噸標(biāo)準(zhǔn)煤的目標(biāo)。

此外，氣電集團(tuán)引進(jìn)清潔能源的能力大幅增強(qiáng)，從而為我國特別是東部主要市場區(qū)域創(chuàng)造了巨大的生態(tài)環(huán)保效益。截至2013年底，累計(jì)引進(jìn)LNG總量達(dá)5698萬噸，相當(dāng)于7009萬噸油當(dāng)量，相當(dāng)于替代了約1億噸標(biāo)準(zhǔn)煤（1噸LNG的熱值相當(dāng)于1.84噸標(biāo)準(zhǔn)煤的熱值），與燃煤相比，實(shí)現(xiàn)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(qū)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(xiàn)。