天然气液化技术范文

导语：如何才能写好一篇天然气液化技术，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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关键词 液化天然气；天然气；液化技术

中图分类号：TE64 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2013）16-0004-01

天然气主要成分是甲烷，常温常压下是一种无色无味、无毒且无腐蚀性的气体。天然气比空气轻，扩散迅速，不会沉积于一个区域。是一种最洁净的化石燃料，燃烧后排放极少的氮氧化物、可吸入悬浮微粒和温室效应气体。目前已被广泛应用于公共交通、城市燃气、化工原料等多个领域，并逐渐成为新一代的重要发电燃料之一。

近年来，我国经济发展迅速，对天然气的需求量逐渐增大。尽管目前天然气产量连年增长，但仍不能满足经济发展的需求。而且天然气产地远离工业或人口集中地区，需要建设长距离的输送管线，这在一定程度上制约了天然气的利用。

作为天然气液态形式的液化天然气，其独有的优势为天然气利用提供了多元化选择空间。天然气临界温度是-84.57℃，在常温下仅靠加压无法将其液化。液化天然气通常存储于-161.15℃、压力为0.1 MPa左右的低温储罐内，其密度是甲烷标准状态下的600多倍，密度为汽油的72%，非常适合于输送和储存。

液化天然气运输方便，可用于城市输配气系统扩容、调峰等方面，具有地下储气库、储气柜等其他方式无可比拟的优势，其建设周期短、投资小、见效快。与汽车燃油相比，液化天然气辛烷值高、燃烧完全、抗爆性好、排气污染少、运行成本低，而且比压缩天然气储存效率高，储瓶压力低、重量轻，建站不受供气管网限制。随着天然气液化、储存技术的逐渐成熟，带动了液化天然气产业的蓬勃发展。

1 天然气液化技术

天然气液化的生产工艺过程通常是将含甲烷90%以上的天然气，经脱水、脱烃、脱酸性气体等“三脱”净化处理后，利用先进的膨胀制冷工艺或外部冷源，将其变为-162℃的低温液体。在实际应用中，天然气液化系统主要包括天然气预处理、液化、储存、运输、利用这5个子系统。

1.1 天然气预处理

天然气预处理是通过合理工艺脱除天然气中水分、酸性气体、重烃及汞等一些杂质，避免这些杂质在低温下冻结而堵塞管道和设备对其产生腐蚀。脱水主要有冷却、吸收、吸附3种脱水方法，天然气从地层开采出来后，通常含有水蒸气，还含CO、CO2、H2S及S等一些酸性气体，这种天然气由于含酸性气体，通常被称为酸性气或含硫气。酸性气体对人身有害，对设备管道也有腐蚀，由于其沸点较高，降温过程中容易析出固体，因此一定要进行脱除，通常采用醇胺法和分子筛吸附进行脱酸。

1.2 天然气液化及装置

天然气的液化流程有多种方式，以制冷方式分为混合制冷剂式、级联式及带膨胀剂式液化3种流程。液化装置通常采用基本负荷型和调峰型两种，基本负荷型是一种大型液化装置，可用于当地使用或外运。该装置的液化单元大都使用级联式液化或混合制冷剂液化两种流程。目前新建与扩建的基本负荷型天然气液化装置，基本上都使用丙烷预冷混合制冷剂液化流程。调峰型液化天然气装置一般用于调峰负荷或补充供应冬季燃料，以液化方式储存在低峰负荷时过剩的天然气，用于高峰或紧急情况下。对于匹配峰荷和增加供气的可靠性等方面具有重要作用，能够提高管网经济性。

调峰型天然气液化装置与基本负荷型天然气液化装置相比，属于小流量天然气液化装置，由于生产规模相对较小，不适合于连续运行，它的液化部分一般使用带膨胀剂液化和混合制冷剂液化流程。

1.3 运输

天然气液化后体积能缩小620倍，将更便于经济安全的运输。从输气经济性方面考虑，陆上3000千米左右运距内，利用管道输气比较经济，当超过3500千米后，采用船运方式优势更为明显，能够使大量风险性管道投资有效降低，节约运输成本。

液化天然气船建造技术的不断发展提高了液化天然气的运输效益，主要体现在日气化率降低及蒸发气回收利用上。目前应用的液化天然气船，由于大都没有再液化装置，动力燃料主要利用消耗蒸发气，而不进行回收液化。在液化天然气船上装备再液化装置可使其运行更为经济，目前已开展相关可行性研究，已处于研究模拟阶段的液化天然气船，被公认为具有高技术、高附加值、高可靠性，每艘能运载约14.7万立方米的液化天然气。

液化天然气由于具有高效、清洁、价廉的优点，因此被列入开发利用的重点能源。目前国内在一次能源消费中天然气仅占1.9%左右，远低于世界25%和亚洲8.8%的平均水平，国内已发现和开发的天然气资源有限，在供求上还存在较大缺口。液化天然气船的建造可满足进口液化天然气运输能力的需要。

2 液化天然气应用

液化天然气用途广泛，在民用负荷调峰、发电等方面都发挥着十分重要的作用。由于其经过深度冷冻液化过程，能量蕴藏巨大。在运输和储存上也具有地下储气库不可比拟的优势，不受地理条件限制，比较经济便捷。

液化天然气调峰技术在国外发展的比较成熟，可用于调剂世界天然气供应，保证能源短缺国家的供气，对气源充沛的国家进行有效调峰，天然气使用高峰期的不足可以得到补充。

由于天然气液化前在预处理阶段脱除了多种气体杂质，作为汽车代用燃料燃烧时，释放的有害气体量较少，因此被称为清洁能源。并被广泛应用于发电领域，使城市污染得到明显改善，对于经济与环境的协调发展起到了重要促进作用。

液化天然气未来将广泛用于如飞行器、铁路机车以及船舶等耗气量大、不能使用压缩天然气的运输工具上。近年来，国际上都相继开展了低温飞行器及相关基础设施的研究中。液化天然气的易燃性低于煤油，而且不含氧，因此不需要采用防燃防爆型储罐。即使发生较小的泄漏，也能在没形成危险浓度前被监测仪发现，并快速蒸发扩散，能够有效避免燃烧及爆炸的发生，对于提高乘客及飞机安全具有一定保障作用。在飞机使用煤油作为燃料的过程中如发生泄漏情况，当发生燃烧时才能被发现，因而具有一定的安全隐患。随着国际上不断提高的能源需求，世界各国普遍都制定了比较严格的环保法规，据有关专家预计，未来5年内柴油动力船舶可能在欧美等发达国家一些内河湖泊船运水域、远洋运输线及大型码头被限制使用，而逐渐被液化天然气船舶所取代。

3 结束语

综上所述，为适应经济的快速发展以及国家上对环境保护日趋严格的要求，液化天然气技术具有更加广阔的发展空间。为使这一环保资源得到更加有效地利用，需要相关专业技术人员在天然气液化与储运技术等领域开展更多的研究工作。

参考文献

[1]顾安忠.液化天然气技术[M].机械工业出版社，2011.

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关键词：液化 天然气 气化 输送 预冷

一、液化天然气的制取与输送

LNG是液化天然气的简称，常压下将天然气冷冻到-162℃左右，可使其变为液体即液化天然气（LNG）。它是天然气经过净化（脱水、脱烃、脱酸性气体）后，采用节流，膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液体而形成的。LNG的体积约为其气态体积的l/620。天然气的液化技术包括天然气的预处理，天然气的液化及贮存，液化天然气的气化及其冷量的回收以及安全技术等内容。LNG利用是一项投资巨大、上下游各环节联系十分紧密的链状系统工程，由天然气开采、天然气液化、LNG运输、LNG接收与气化、天然气外输管线、天然气最终用户等6个环节组成。由于天然气液化后，体积缩小620倍，因此便于经济可*的运输。用LNG船代替深海和地下长距离管道，可节省大量风险性管道投资，降低运输成本。从输气经济性推算，陆上管道气在3000km左右运距最为经济，超过3500km后，船运液化天然气就占了优势，具有比管道气更好的经济性。LNG对调剂世界天然气供应起着巨大的作用，可以解决一个国家能源的短缺，使没有气源的国家和气源衰竭的国家供气得到保证，对有气源的国家则可以起到调峰及补充的作用，不仅使天然气来源多元化，而且有很大的经济价值。

LNG作为城市气化调峰之用比用地下储气库有许多优点。例如：它选址不受地理位置、地质结构、距离远近、容量大小等限制，而且占地少、造价低、工期短、维修方便。在没有气田、盐穴水层的城市，难以建地下储气库，而需要设置LNG调峰。这项技术在国外已比较成熟，如美国、英国和加拿大的部分地区采用LNG调峰。我国也正在引进这项技术。液化天然气蕴藏着大量的低温能量，在1个大气压下，到常温气态大约可放出879KJ/kg的能量，利用其冷能可以进行冷能发电、空气分离、超低温冷库、制造干冰、冷冻食品等。由于LNG工厂在预处理时已脱除了气体的杂质，因此LNG作为燃料燃烧时所排放的烟气中 S02及NOx含量很少。因此被称为清洁能源，广泛用于发电、城市民用燃气及工业燃气，减少了大气污染，有利于经济与环境的协调发展。

二、LNG的安全环保性能与冷能利用

气态天然气密度比空气轻，泄漏后容易扩散，而液化石油气反之；天然气的爆炸极限为5～15%，其下限较液化石油气的1%要高，也就是说，引起爆炸的气体泄漏量要大，危险性要小一些；另外，LNG在低温下储存，更安全。至今全世界未见有因LNG燃烧爆炸事故的报道。

气化站内，LNG储罐采用自力降压、压力报警手动放空、安全阀起跳三层保护措施，同时，储罐液相进出口及出站总管设有紧急切断装置，保证了站内安全。

天然气在液化过程中脱除了H2O、重烃类、H2S等杂质，比一般天然气更加纯净，燃烧更完全，是最清洁的能源之一。

LNG的低温性能使其具有很大的低温能量。利用这些冷量可以进行橡胶的低温研磨、建设冷库、建设滑雪场或溜冰场，还可以用来作为夏季的空调等。根据计算，若将每气化1m3气态天然气时释放的冷量的30%应用于低温研磨，产生的效益为0.6元。LNG的冷量还可以分级使用，深冷用于低温研磨，中冷用于制冰、建滑雪场、溜冰场，浅冷用于冷库的建设，冷能的梯级利用使得能量得到了最大的利用。

因我国目前LNG使用规模较小，LNG冷能的利用还没得以重视和推广，随着LNG使用规模的不断扩大，LNG的冷能的利用市场前景巨大。

三、LNG的气化及预冷与进液

LNG气化为吸热过程，根据热媒的不同，有海水、空温、水浴等气化方式。目前国内LNG气化站都采用空温式和水浴式结合的二级气化方式。空温式换热器直接利用自然空气进行换热，不需要附加能源，其气化能力主要决定于换热面，因此，通常采用翅片的形式。水浴式换热器是空温式换热器的补充，只是在冬季外界温度较低，利用自然气化无法保证天然气温度的情况下才使用，在南方（如龙川）冬季气温较高，基本不需要使用。

换热器的规格主要决定于高峰小时燃气流量，单台气化能力最高可达3000立方米/小时，通常要考虑备用，可以切换使用。气化站中的储罐增压器、BOG加热器、EAG加热器等设备也采用空温式换热器。

LNG气化站设备、管道施工完成后，由于超低温及LNG特殊要求，在正式投产之前，必须采用中间介质进行低温预冷，经过预冷检验调试合格后方可接收LNG，其过程也是对设备及工程的检验。通常采用液氮作为预冷介质。气化站内的主要设备有LNG储罐、BOG（蒸发气）罐、气化器、增压器、BOG加热器、EAG（放散排空气体）加热器及相关工艺管道及管件，LNG储罐的预冷是气化站预冷中的主要内容。

在预冷及进液过程中，对温度、压力、进液速度、置换时间及操作步骤应科学安排和严格控制。防止出现局部急冷、超压、封闭管段内液体激烈气化膨胀、进液不均匀致LNG分层翻滚等现象而导致设备及管道的损坏。实际操作过程中，可通过上下进气、升压降压、快慢流速等措施加快换热，缩短预冷时间；根据自增压、减压放散、控制进气速度及进气方式等措施达到对压力的控制。

所需预冷介质的量根据储罐的容积及数量通过冷量计算而定。通常一个50立方米低温储罐预冷约需要消耗5～10m3的液氮。对于一个气化站来说，液氮冷能的充分利用可以减少站内预冷所需的液氮量。通达公司在实际操作中，利用一次换热后LNG罐中的氮气对其余设备进行二次换热预冷，甚至进行三次换热，节约了液氮耗量及预冷时间，达到了很好的效果。因此，液氮的耗量及预冷时间与气化站的规模并不成正比，其关键是液氮冷能的多次利用。

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关键词：液氢 航天 LNG 低温技术

中图分类号：V43 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2012）12（b）-0099-02

液氢是一种低温（液氢在常压下的沸点约为-253℃）高能的清洁燃料，在航天领域里被广泛作为推进剂使用，因此液氢液氧发动机的研究进展也非常快，也建设了大量与之相配套的地面试验系统及发射系统，火箭氢氧发动机是由管路把阀门、涡轮泵、推力室等部件连接起来组成的有机整体[1]，是复杂的热流体动力系统。液氢有很强的冷却能力，可以解决推力室的冷却问题，液氢液氧是当今比冲最高的一组液体火箭推进剂，其液氢液氧比常温的推进剂的比冲要高出30%～40%，以液氢液氧作为推进剂已成为各国发展航天的必由之路，而地面试验是发动机研制的一个重要组成部分，而推进剂供应系统在试验中又起着至关重要的作用，因此集成了大量的低温系统技术。

液化天然气是气田开采出来的天然气，经过脱水、脱酸性气体和重烃类，然后压缩、膨胀、液化而成。LNG在常压下的沸点约为-162 ℃、LNG不仅是清洁能源，而且使用方便、高效、安全，我国为实现能源结构多元化、清洁化，已经大力发展使用天然气，而液化天然气的储存运输及应用需要强大的低温系统技术来实现，尤其是LNG码头接收站的建设。

1 火箭发动机试验低温推进剂供应系统

推进剂供应系统是试验中为发动机提供推进剂的系统及全部设备的总称，包括液氢供应系统和液氧供应系统，随着重型运载火箭的开发，火箭发动机的推力也要求越来越大，这种大推力发动机的试验使得推进剂供应系统发生了阶跃性变化，系统设计中解决了液氢贮存的大型贮箱、长距离液氢输送、加注、计量、保温、低温放泄露，阀门控制及截断等大量的技术难题。

1.1 液氢供应系统组成

由相应的控制设备（继电器、压力变送器、增压调节装置等）、阀门、主管道、补偿器、排液、过滤器、流量计、液氢贮箱、排气管道及抽空系统等方面组合而成的就是液氢供应系统。其指挥系统就是按照实验流通把上述的设备通过相应的控制程序来进行，这样系统就可以组织成可以进行远程控制上的有机整体。

1.2 液氧供应系统组成

液氧供应系统组成与液氢供应系统组成基本相同。系统设计及建设满足液氧的使用要求，如密封垫禁用玻璃钢，采用与液氧的强氧化性相适应的材料等。系统建成至今，已经过若干次试验考验，工作稳定、可靠。

1.3 推进剂供应系统相关技术

火箭发动机试验推进剂供应系统集成了氢气生产液化、液氢储存、液氢运输、液氢管路输送、液氢低温测量测控、低温节流断流、安全、环保等技术于一身，其中液氢的贮箱储存及供应技术，液氢的管路输送技术是比较典型的低温技术应用过程。

由于重型火箭的推力非常大，因此发动机试验一次需要的液氢是几百到几千立方，而液氢的产量是有限的，因此需要提前生产并储存大量的液氢，试验时在转注到供发动机试验临时装载的大型低温贮箱里，发动机试验时从这些大型的低温贮箱里用管路直接输送到发动机的推力室。由于发动机入口出对液氢的温度品质很高，因此液氢在储存时通常采用高真空多层绝热容器，而且为了计量的准确性，一般采用立式的圆柱型容器，校准试验对流量的测量精度相对较高，而且试验次数相对其它研究性试验较多，因此将校准试验使用的液氢贮箱设计为一个独立的标定贮箱，相比于其它贮箱，提高内筒体椭圆度、直线度的加工精度和内筒体的刚度，以满足计量需要。标定贮箱内设差压式液位计和分节式液位计，差压式液位计提供加注和试验过程中的液位测量，分节式液位计用于稳态流量测量（涡轮流量计提供瞬态流量）。试验中需要临时贮存几百方液氢，为确保试验安全，根据相应的设计标准配置安全阀和爆破膜串联组合的超压泄放装置，避免了大口径低温安全阀的微漏问题，并且采用双路备份。试验时，从液氢贮箱向发动机供给液氢通常通过气体增压或低温泵输送两种方式确保液氢稳定流动，采用增压方式的话增压气体流量的稳定是保证发动机泵前压力稳定的基础，是试验成功的重要保障条件之一，因此增压技术是非常重要的一项技术，低温贮箱增压是气态和液态界面环境中，存在热量和质量交换的一种复杂的物理过程，包括气体的混合，气体与液体界面和贮箱壁之间的传热传质，冷凝膜的形成和流动，液面向下的移动及液体本身的搅动等。在重型氢氧发动机试验中，由于推进剂流量的大幅度提高，给低温贮箱增压系统提出了更严格的要求。在低温贮箱上方设置的增压气体分布器及出口设置防涡流装置使液氢以稳态流场进入主管道。

液氢主管道通径为DN250～DN300，主管道上设置波纹管补偿器、过滤器等主要设备；液氢主管路采用技术较为成熟的真空多层绝热管，液氢主管道上所液氢应急阀、断流阀、流量计、温度传感器等低温管路设备及元器件。

总之，液氢供应系统集成了最先进的低温系统技术。

2 LNG接收站系统技术

2.1 LNG接收站工艺系统[2]

LNG利用是一项投资十分巨大、上下游各环节联系十分紧密的链状系统工程，由天然气开采、天然气液化、LNG运输、LNG接收与汽化、天然气外输管线、天然气最终用户六个环节组成，其中任何一个环节出现问题都将使整个系统停车，而且必须对上下游环节作出巨额赔偿。因此LNG利用系统各环节的工艺及设备必须安全可靠，LNG站是其中重要环节之一，要求更为严格。卸料臂现行LNG站工艺大致可分为两种：一种是BOG再冷凝工艺，另一种是BOG直接压缩工艺。两种工艺并无本质上的区别，仅在蒸发气体（BOG）的处理上有所不同，现以BOG再冷凝工艺为例介绍LNG站工艺流程，LNG站的简要方框流程见图1。

从流程看LNG站工艺并不复杂，但其中却包含有许多高科技知识。LNG在常压下的沸点约为-162 ℃，而LNG站正是在常压下储存LNG，因此LNG站在汽化之前的所有设备都是在-162 ℃的温度下长期低温运行，这对设备的保冷、材质、防泄漏诸方面要求极高。另外LNG站的储罐容积一般都在10×104 m3以上、直径达70多米，数量至少2个，站内储存如此大量的极易汽化、燃烧的LNG，因此LNG站的安全性极其重要。一旦出现事故不但站内人身安全、财产受到极大威胁，而且停产将要对上游LNG供应商和下游燃气用户作出巨额赔偿，因为LNG行业实行的是照付不议合同。

2.2 LNG接收站主要设备及测控系统

LNG站主要设备台数并不算多，但结构复杂、要求高且大型，关键设备有LNG储罐、汽化器、LNG泵、LNG各种阀、LNG卸料臂、LNG装车撬等，LNG测控系统主要是需要开发出适用于低温的测控的仪器仪表、传感器等元器件。下面简单介绍几种LNG站设备。

LNG储罐均为双层金属罐，与LNG接触的内层为含9%Ni低温钢，外层为碳钢，中间绝热层为膨胀珍珠岩，罐底绝热层为泡沫玻璃。

LNG装车撬图2是指将每一个LNG装车鹤位内的仪表和设备集成在一个专用的框架结构内，仪表和设备包括装车鹤管、流量计、静电报警控制器、压力变送器、装车流量控制阀、紧急切断阀，装车泵、批量控制器等；LNG装车撬在生产厂家进行仪表及设备安装、电气连接，完成系统强度和气密测试，系统功能测试，记录测试数据，系统测试合格后方可出厂，生产厂家出具系统合格证；装车撬到达用户装车现场后，连接地角螺栓，连接工艺管线、供电线路和通讯线路后，经过简单的调试就可以直接投入使用；和控制系统就地组装比较，可以节省现场设计和现场施工量，缩短项目工期，同时提高了装车控制系统品质。

2.3 现阶段LNG接收站所需设备供货

LNG接收站的工艺设备多为低温设备，由于我国LNG工业处于起步晚，很多设备国内还没有制造厂，如LNG卸料臂、LNG储罐、BOG压缩机、LNG输送泵、气化器、工艺海水泵、LNG车系统、低温仪表、低温阀门、低温测控传感器等绝大部分设备目前还是以国外进口为主，小部分有国内厂家研制，但是品质与进口产品比还是有不小的差距，因此很难获得LNG站建设项目的采购订单。

在LNG接收站的建设中，国内供货的仅限于的如电气设备、消防设备、低温非标容器、制氮设备、压缩空气及仪表空气设备、生产及生活水设备、污水处理设备、火炬设施、保冷材料产品等。

2.4 LNG接收站经市场前景及济性分析

LNG不仅是清洁能源，而且使用方便、高效、安全。特别是近年来大型燃气轮机技术取得了重大突破，采用燃气轮机与蒸汽轮机联合循环的天然气发电厂，发电机组热效率突破了汽轮机发电热效率为40%的高限而达56%左右，使天然气成为最经济的发电能源之一，东南沿海广东、福建、江苏、浙江和上海五省市是我国经济最发达的地区，经济的高速增长带来能源需求的不断上升国家资源平衡和运输能力均难以完全满足五省市的需求，环境容量也要求燃煤再不能在该地区无限制发展。在加快核电建设的同时，为了实现能源结构多元化、清洁化，大力发展使用天然气是一条现实可行之路。但东南沿海地区并无大量天然气资源，近期也不会向广东和福建敷设天然气管线，因而使得进口LNG成为首选方案。根据市场需求和地域分布，国家有关部门已在广东、福建和上海三地积极开展LNG的接收与利用前期研究工作待试点获得经验后再全面推广，LNG接收站在我国沿海地区将会大量建设，因此急需相应的低温系统技术来支持。

LNG的最大用户是发电厂，当发电厂的进气价格为5美元/百万英热单位时，电厂的经济效益会怎么样呢？由于燃气蒸汽联合循环发电热效率的不断提高，在我国东南沿海某一地区同等条件下与其它发电方式相比己具有相当的竞争力。经算：LNG电厂的单位成本为0.35元/kWh（人民币，下同）、同一地区规划的燃煤电厂成本为0.25元/kWh、水电为0.31元/kWh、油电为0.4元/kWh、核电为0.44元/kWh，LNG处于中间水平。

由此可见，导入LNG不仅可为投资者带来良好的经济效益，更重要的是改善了环境，增加了能源供给，保证了经济持续发展，提高了居民生活质量。因此发展建设LNG项目意义重大，市场空间广阔。

3 结语

从前述情况可以看出，LNG利用是一项投资十分巨大、上下游各环节联系十分紧密的链状系统工程，在我国也还是刚进入初级阶段，我国经济高速的发展及环保的要求，使得进口LNG作为清洁能源是解决能源紧张最好的方法，因此LNG接收站是一个有着很大前景的朝阳产业，而建设中需要进口解决的的低温系统集成技术及各种低温设备在我国的航天低温推进领域有着深厚的技术及运用基础，如果把这些技术、设备转化为民用，航天低温推进供应系统技术将会带来巨大的社会效益。

参考文献

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作为一种新能源，天然气有着易燃易爆的特性，在储存运输过程中需要严格的控制。为保证液化天然气储罐的安全性与可靠性，本文对液化天然气储罐的基础选型，储罐绝热保冷施工技术、空气支撑施工技术和储罐平面装置施工几种主要施工技术进行了详细的介绍。

关键词：

液化天然气；储罐；绝热保冷；施工技术

前言：

液化天然气（简称LNG）属于一种烃类混合物，主要成分为甲烷，燃烧污染性小，储存效率高，属于一种新型洁净能源，在现代城市燃气管网和工业园区分布式能源利用方面发展迅速。但其具有低温、储存易分层、翻滚、易爆易燃等特性，对储罐绝热保冷性能有着极高的要求，若储罐设计不合理，密封不够严实，将有可能引发安全事故，造成人员伤亡。所以，利用科学有效的施工技术来提高液化天然气储罐设计合理性至关重要。

1液化天然气储罐的基础选型

鉴于液化天然气储存对储罐施工设计有着非常严格的要求，为保证储罐设计能够切实满足天然气储存运输要求，首先就得对储罐的类型进行合理选择。不同地质生产的天然气适用于不同类型的储罐，在实际基础选型过程中，要求设计人员对天然气产地地质土层结构进行充分考虑，依据地质特性来选择适宜的储罐[1]。例如，当地基土层沉降量满足要求但不满足承载力设计要求时，可以选用环墙式基础储罐；当地基土层沉降量与承载力设计均满足要求且场地不受限制时，可以选用护坡式基础储罐；当场地受限时，可以选用环墙式基础储罐；当地质为软土地基时，进行相应处理后可以选用外环墙式基础储罐。

2液化天然气储罐施工技术

2.1储罐绝热保冷施工

绝热保冷是液化天然气储罐施工中的基础与核心，是安全施工技术的重中之重，是保证储罐满足安全性要求的必要措施。根据储罐类型、大小的不同，绝热保冷处理措施也要有所差异。对于小型液化天然气储罐的绝热保冷处理，一般采用真空绝热方式或真空粉末绝热方式[2]。理论上真空方式可以有效隔绝绝热空间气体存在的对流热源，达到良好的绝热保冷效果，但绝热保冷程度取决于真空度大小，也就是说只有达到高的真空度，液化天然气储罐的绝热保冷处理才能达到理想的处理效果。所以，真空度是小型储罐绝热保冷处理中需要考虑的一个重点因素，在储罐施工过程中，需要科学选择真空绝热器，以不断提高真空度，进而强化储罐绝热保冷效果。对于中型、大型液化天然气储罐的绝热保冷处理一般采用常规的堆积绝热方式，即在绝热空间中填充珠光砂，填充到一定程度满足规定的密度要求后，既可以起到绝热保冷作用。需要注意的是，堆积绝热用珠光砂必须满足粒度要求，对珠光砂粒径进行合理的选择，这样才能达到良好的绝热效果。对于通过某种绝热材料来达到绝热保冷效果的方法而言，为了防止绝热材料在使用过程中因吸热而使自身性能下降或改变，进而影响绝热效果，可以在绝热空间中充入一定量的微正压氮气，阻止潮湿空气进入其中，或排出绝热空间中的氧气[3]。

2.2空气支撑施工

液化天然气储罐空气支撑施工包括排放阀类设备、密封设备、高压鼓风类设备、压缩机类设备和控制设备5大部分。排放阀类设备负责在由温度、气压变化所导致的储罐内压上升变化情况下，将储罐内空气排出。密封设备负责保持储罐内的压强。高压鼓风类设备负责在储罐内压因台风等原因而急剧下降时，向罐内输送空气。压缩机类设备也是负责在储罐内压下降时向罐内送入空气。控制设备控制压缩机和排放阀自动运转[4]。由上分析可知，空气支撑施工的目的在于让系统设备自动运转。除了需要配备所需各种机器设备、正确安装机器设备之外，还需要对空气支撑压力进行严格控制，包括支撑压力、控制压力、电源警报、压力警报等。另外，储罐压力设计需要依据相关文件规定和储罐容量大小来确定，通常小型液化天然气储罐压力设置不应超过1.8MPa，日常工作压力应设置在1.0MPa以内；大型储罐压力必须低于0.05MPa。

2.3储罐平面装置施工

从安全性角度考虑，液化天然气平面装置设计施工需要充分考虑防火性能要求，对各相关方面进行合理设置与把握，具体包括：参照工艺流程中物体的位置对储罐位置和工艺装置的相对位置进行准确确定，将储罐位置安排在距离工艺装置较远，但在储罐围堰以外距离较近处[5]。根据储罐大小合理设定各储罐之间的安全距离，依据该安全距离对储罐平面装置进行施工，同时储罐位置绝不能设置在易燃物释放的下风向，并尽可能的远离该处，以免因易燃物燃烧而引发液化天然气泄露或爆炸等事故发生。

3结语

总而言之，液化天然气作为一种洁净、高效的新型能源，其储罐施工必须要严格按照相关技术规范与质量标准要求来进行，并对储罐绝热保冷、密封性、防火性、安全性等各种性能进行科学合理的设计，确保储罐拥有良好的绝热保冷性能，良好的密封性和防火性，满足液化天然气储罐要求，从而为天然气供气工程的建设与天然气能源的使用提供可靠安全保障机制。

作者：田程 单位：中石油昆仑燃气有限公司辽宁分公司

参考文献：

[1]王冰,陈学东,王国平.大型低温LNG储罐设计与建造技术的新进展[J].天然气工业,2010,v.30;No.19905:108-112+149.

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[3]方刚.液化天然气低温储存的安全与经济性研究[D].华南理工大学,2014.

篇5

关键词：天然气；净化；液化循环

随着我国经济的发展和人口数量增多，人们对能源的需求量也随之日益增长。天然气是一种清洁、高效、优质的能源与化工原料，逐渐吸引了人们的目光。目前，天然气主要使用在电力、工业和天然气化工等各个产业，液化天然气（LNG）是一种具有明显优越性的天然气应用形式。

1、天然气的净化

1.1 脱酸性气体

酸性气体在原料气当中的含量比较多，因此在净化过程中首选就是脱酸性气体，在实践当中技术方法比较多，常见的有醇胺法、Bnefield法、低温甲醇法等。

醇胺法脱除酸性气体是靠醇胺溶液吸收作用来达到净化目的的，常用的醇胺溶剂主要有：一乙醇胺、二乙醇胺、二异丙醇胺等。在这其中一乙醇胺的碱性最强，脱酸性气体的效果也最好，而且对H2S、C02没有选择项，能够快速、大量的脱除H2S、C02的脱除率，能够达到90%以上。因此这种方法的适用范围比较广，对脱除装置也没有特殊的要求，但是腐蚀性太强，溶剂损失比较大，成本相对较高。二乙醇胺的碱性相对一乙弱一些，净化效果也没有前者好，但是在使用缓蚀剂的基础上，可以有效的保证酸性气体的脱除效果，并能大量减少溶液的循环使用量，且腐蚀性较少，成本相对要低一些。

Bnefield法，这种技术方法使用的实际上是碳酸钾与催化剂、防腐剂的多组分水成混合物溶剂，这种方法的适合压力高、酸气含量大的环境，一般来说供气压力需要达到7.0MPa。酸性气体的含量要达到50%以上最经济、最适合。

1.2 原料气脱水

为使天然气中的含水率达到液化的基本要求，需要对原料气进行脱水，这样一方面是为了防止水分析出，在液化的时候结冰堵塞管道或仪表阀门，预防各种天然气液化事故。另一方面可以有效的避免因液态水的存在，导致压力管道和容器腐蚀损害。现在天然气的脱水方法有很多，常见的有冷却法、甘醇吸收法和固体吸附法。这几种方法各有各的特点和优势，但是最畅通的就是固体吸附法。固体吸附法还可以分为硅胶吸附法、活性氧化铝吸附法和分子筛吸附法等。

国内天然气企业当中主要使用的是分子筛等吸附法，这种方法的选择性较强，在低水汽分压下具有很强的吸附能力，并且在脱水的同时还能脱除一些酸性气体。使用分子筛脱除水后，天然气中的水分含量小于lppm。由于这种技术是以物质分子的大小进行吸附的，不同的分子筛型号其作用也有一定的差异。

2、天然气的液化循环

2.1 阶式制冷循环

阶式制冷循环是一种利用丙烷、乙烷、甲烷等常见纯烃制冷剂的三环阶液化制冷循环技术，其原理就是通过丙烷、乙烷、甲烷等制冷剂液体的蒸发提供天然气液化所需的冷量。三阶制冷温度梯度分别是-30℃、-90℃、-150℃。净化后的原料气，经过冷却、冷凝和液化三个环节后，获得供工农业生产、生活所需的液态天然气。液化后的天然气经过节流降压后储存在天然气储罐中，通过LNG槽车统一外运。

阶式液化循环技术的能耗相对较小，但液化效率比较高，并且实现了冷循环与液化循环的独立，具有操作稳定、适应性强、技术成熟的特点。但是这一技术在流程、机组上显得比较复杂，不仅需要三台压缩机才能达到液化的目的，还需要生产储存各种制冷剂的设备，总体来说成本比较高。

2.2 混合制冷剂制冷循环

混合制冷剂制冷循环技术也是常见的天然气循环液化工艺，这种工艺使用的是N2和Cl-C5烃类混合物作为液化制冷剂，产生的冷量处于可以控制的连续温度范围之内，而纯组分冷剂产生冷量几乎是固定在一个温度上。混合制冷剂的加热曲线与天然气的冷却曲线具有很好的匹配性，这就意味着其能够更好的适应天然气的液化需要，混合制冷液化循环工艺具有流程少、设备少、费用低、制冷剂纯度要求低的优点。但是它的缺点也比较突出，据我们了解混合制冷工艺能耗最小，为了降低能耗现在企业多数选择多级混合制冷剂循环，可以有效的降低液化过程中的能耗。国内最常见的就是三级混合制冷剂循环，这种改进的工艺使用了小型铝质板翅式换热器，液化功率的消耗达到最小。

2.3 膨胀机制冷循环

膨胀机制冷循环也是一种常见的天然气液化制冷循环工艺，这种工艺是通过膨胀机进行等墒膨胀对原料气进行降温而达到液化目的。目前国内使用的膨胀制冷循环主要有三种，即天然气直接膨胀制冷、氮膨胀制冷、氮气一甲烷混合膨胀制冷。天然气直接膨胀制冷适用于原料气来气压力比较高、且甲烷含量较高的情况下，液化率主要受膨胀比的影响，这种液化工艺流程比较简单，设备要求比较低、投资小，使用调节都比较灵活。

氮膨胀制冷是上一种工艺的变形，这种工艺对原料气的组分变化有很强的适应性，液化能够比较突出，也比较简单灵活，但是能耗相对较高。氮气-甲烷混合膨胀制冷是一种以氮膨胀制冷循环的改进工艺，控制简单、启动时间短，能耗也比较低，但是工艺技术比较复杂，目前国内还没有大规模的应用。

3、结语

随着我国西气东输工程以及大量天然气液化装置的不断投入使用，使液化天然气工业进入了高速发展时期。为了进一步提高天然气液化装置的产能，有必要不断加大对天然气液化制冷工艺的研究力度，并针对不同类型的装置选择最为合理的制冷工艺，使装置本身的能效得以最大程度地发挥，这对于推动我国液化天然气工业的健康、稳定、持续发展具有非常重要的现实意义。

参考文献

[1]刘亮，张睿.天然气液化技术及其应用[J].科技创新导报，2013，06：102-103.

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【关键词】变频器 MDEA 变频调速技术 节能

现代天然气净化厂的耗能设备主要是驱动风机、泵类设备的三相异步电动机，能耗高且运行效率低下。经过调查研究和分析，可以发现变频调速是一种节能效果显著、安全可靠、自动化程度高的电动机调速技术。

1 方案设计

垫江分厂甲基二乙醇胺溶液（后文简称MDEA溶液）循环泵变频调速系统采用“变频器+离心泵+流量传感器（FT-1201）+DCS”的控制方案。

1.1 系统结构设计

本系统含一台多级离心泵、一台变频器拖动电机以及其他启动、运行、调速、保护等设备，其系统结构如图1所示。

从图1上看出变频调速系统由流量监测、控制系统、变频器、执行机构、报警系统等组成：

1.1.1 流量监测

流量监测通过流量计采集，反映的是系统流量，也就是变频调速系统的反馈信号。这个流量信号经现场变送器传输至中控室DCS系统。

1.1.2 控制系统

DCS系统，通过接受操作人员给出的指令对执行机构进行控制，即通过变频器对离心泵的转速进行控制。

1.1.3 变频器

变频器根据DCS发送的控制信号改变电机的运转速度，以实现对离心泵的流量控制，同时实时监控电机的运行情况，在电机故障时及时保护停机。

1.1.4 执行机构

系统的执行机包括离心泵和出口调节阀，用于将醇胺溶液输送至脱硫吸收塔。

1.1.5 报警系统

为提高系统运行可靠性，还设计了变频器故障报警，以在变频器故障时系统能够自动切换至工频运行模式，保证生产正常进行。

1.2 系统控制流程设计

整个变频调速系统要根据检测到的输入信号的状态、按照系统控制流程、通过变频器和执行元件对系统进行控制，其控制流程如图2所示。

流程图说明：

（1）系统上电，在接收到有效的启动信号（现场操作柱的启动信号）后，若转换开关置于“变频”位置，启动变频调速系统；若此时转换开关置于“市电”状态，则为工频运行；当变频器存在故障时，则系统也会自动转为工频运行，同时输出一个报警信号；

（2）系统在正常运行的过程中，根据DCS系统输出的4-20mA电流信号的变化调整变频器的输出频率在20-50Hz之间变化，来改变电机转速，最终实现系统流量调节的功能；若DCS系统给定值小于变频器设定最低运行频率，则变频器输出最低运行频率；若给定值高于最高设定频率，则变频器按最高设定频率运行；

（3）变频器故障或转换开关置于“市电”状态时，DCS系统通过控制出口流量调节阀的开度来控制系统流量。

2 效果验证

变频调速的实际节能效果可以通过改造前后运行数据得到有力的说明，运行参数见表1与表2。

9月28日至10月23日期间，P-1201A 带变频器运行，运行情况如表2。

从运行记录来看，通过出口流量调节阀调节溶液流量的情况下，循环量在20m3/h-28m3/h波动，平均24.45m3/h；每立方溶液耗电量在3.8kw/h-4.9kw/h之间，平均4.25kw/h；

单台MDEA溶液循环泵平均年耗电量：

24.45×4.25×24×165=411493.5kw/h

在使用变频调节方法后，流量出口调节阀处于全开状态，循环量在26m3/h-29m3/h；每立方溶液耗电量在2.62kw/h-2.65kw/h之间，取最高能耗计算：

单台MDEA溶液循环泵平均年耗电量

29×2.65×24×165=304326.0kw/h

每年节电量至少为107167.5 kw/h；

在技改完成后，2009年P-1201A全年运行4120h，共耗电282989.14kw/h，技改前一年P-1201A全年耗电量414064.53 kw/h，相对技改前，全年节约电能13.1万kw/h，实际节电率为31.6%；满足了本项目的经济考核指标：节电率在10%以上且年节电量5万度。

3 结论

MDEA溶液泵变频调节系统通过采用“出口流量计+变频器+DCS”的控制方案与工艺、仪表有机结合起来，设计了新的仪表控制逻辑、电气控制原理；这种控制方式结构简单合理、功能齐全；操作界面友好。在采用本系统设计后，在节约大量电能，带来经济效益的同时不会增加操作人员的工作量和复杂度。

参考文献

[1]胡嵩岳.现代交流调速技术[M].北京：机械工业出版社，2003.

[2]Jang YongHua，YuYu，SunHaiShan.The status and future development tendency of adjustable-speed technology with variable frequency[J]. Industrial Instrumentation & Automation，2007，01：11-14 [Using Constant V/Hz principle & Space Vector PWM Technique for AC Iduction Motor Control with C240[R]T I Inc March 1999.

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[6]姚绪粱.现代交流调速技术[M].哈尔滨：哈尔滨工程大学出版社，2009.

作者简介

丰荣敢（1976-），男，安徽省六安市人。大学本科学历。现为六安市微特电机有限责任公司技术部初级工程师总经理助理。研究方向为机电一体化。

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[关键词]天然气；储运技术；发展现状；分析方法；技术经济分析

[DOI]10.13939/ki.zgsc.2016.36.080

在世界能源资源不断减少的环境背景下，人们越来越重视新能源开发，以保证人类社会的可持续发展。天然气以其高热值、低污染、大储量，成为了能源商品的主流，因而其相关技术研究得到了世界各国的广泛关注和重视。天然气储运技术是天然气得以推广利用的基础，如何保证其高效性、稳定性以及安全性成为了业界热议的焦点，对解决社会经济可持续发展问题具有重要的作用和意义。本文主要利用技术经济静态分析法中的计算费用法，对各项天然气储运技术经济进行了分析。

1 天然气储运技术发展现状

在我们生存的自然环境中，存有大量的天然气，在一系列的开采、工艺处理之后，可供给终端用户用作燃料、化工原料等。经过长期的发展，天然气工业体系已逐步形成，主要分为开采净化、输送储存以及分配应用三个环节。目前，天然气已在世界范围内得到广泛的应用，为缓解能源危机、促进经济发展做出了巨大贡献。由于天然气长期深埋地壳中，在经过一系列的地壳运动之后，形成了多样化的沉淀物特征和环境，因而表现出了纷乱繁杂的形态。天然气需要前期加工处理，并利用特殊的储运技术，才能为用户所用。经过较长时间的研究发展，天然气储运技术日渐成熟和多样，满足了人们的日常使用需求。现阶段，常见的天然气储运技术包括液化储运技术、管道储运技术、吸附储运技术以及压缩储运技术等，而且每种技术的优势特性存在差异。在这个环境保护与经济发展同步进行的时代，天然气储运技术得到了世界各国的重视，因其广阔的发展空间，有关方面的研究成为了世界性的课题。从经济的角度对各项天然气储运技术进行分析，有助于我们更加清晰地掌握各类技术的特性，进而制订合理的储气方案。

2 天然气储运技术经济分析

在先进科技的支持下，天然气储运技术得到了有效的发展。笔者基于对天然气储运技术发展现状的认识，重点就几种常见的天然气储运技术经济进行了分析，其具体表述如下。

2.1 液化储运技术

液化储运技术是指将大量的天然气进行液化工艺处理之后储存于低温储罐中，并通过管道、船舶或槽车等工具运输的技术。相较于常用的高压球罐初期、高压管束储气、长输管道末端储气等储气调峰方式，天然气液化调峰具有储藏量大、调节灵活等特点，能够满足季节调峰的要求，而且因其气化站建造成本低、维修方便等优势，未来必然成为城市燃气调峰主流手段之一。一般情况下，液化天然气的最佳储运压力为0.2Mpa，其单位体积的气体储运成本主要产生在起始站、运输以及终点站等几个环节。其中，起始站费用是站点建设费用、调压费用以及槽车费用的总和，槽车费用主要是车辆折旧、维修与保养产生的费用。运输费用则是指运输途中的燃油费。而终点站成本包括建设折旧成本和运营管理成本两个部分。按照当前的市场价格，通过数学公式粗略地计算可以得出：液化技术储运天然气同时可以实现陆地运输和海上运输，而且海上油耗低廉，采用的装置也较为简便灵活、高效低耗，因而具有非常好的经济性能。另外，天然气液化储运技术的关键是压力调节，其在起始站的耗费成本较高，而在终点站的耗费成本较低，两者形成了一种互补。综合来看，天然气液化储运技术创造的经济价值比较高，值得推广和使用。

2.2 管道储运技术

目前，管道储运是陆上天然气运输、贸易的主要方式，世界上有大约65%的天然气输送通过管道实现。天然气具有密度低、易挥散等特性，利用管道储运能够有效保证其产品质量，同时还可以减少环境污染。随着科学技术的发展，天然气管道储运逐步实现了大口径、长运距、网络化，大型供气系统建设拓展到了极地和海洋领域，为天然气的高效、高质输送创造了有利条件。天然气管道储运技术构建的生产、储运、销售一体化系统，具有调峰功能，可实现长距离、高压力以及大流量运输，而且由于管道深藏地底，可以减少泄露、噪声等对生态环境的污染。单位体积的天然气储运成本主要包括起始站成本、运输成本以及终点站成本。其中，由于起始站需要对天然气进行大量的除杂、脱硫、脱碳、调压甚至脱二氧化碳等工艺处理，加上设备折旧，因而耗费的成本较高。而在天然气运输阶段，主要成本来源于管道建设折旧，不涉及燃油费用。终点站因为需要对天然气进行减压处理，所以成本为减压站维护、折旧费用。相比于高压球罐等储运方式，天然气管道储运的操作简便，能够有效解决城市用户日、小时调峰技术问题，且更为安全，但是其前期投资成本较高，随着输送距离的延长，经济优势逐渐显现。虽然时下天然气管道储运技术日渐成熟，但是由于受制于气源、距离以及投资等因素，所产生的日常运行、维护等成本较高。

2.3 吸附储运技术

天然气吸附储运技术是一项利用高比表面积富微孔吸附剂材料，在3.5～5.0Mpa压力下吸附储存天然气的新技术。由于天然气吸附储运的储气压力低，因此在投资成本、运输使用和安全性能等方面表现出了较大优势。这种技术指导下的天然气储运主要包括制备吸附剂、制造储藏罐、储气车载以及净化天然气气质等几个环节。通过对这几个环节成本的粗略计算发现，天然气吸附储运站点建设所需的设备简单，操作方便，整体需要的投资额度低，适用于产气输送不定的偏远地区。但是，车辆折旧所产生的费用在天然气吸附储成本中占有较大比例，因此其技术攻克难点应该放置在高效、价格低的储运车研发上。影响天然气吸附性能的因素有很多，例如，天然气中除了主要的甲烷成分外，还含有C2、水、氮气、二氧化碳等杂质，在经过多次吸附工艺循环处理之后，天然气中的极性化合物杂质在吸附剂上不断积累，从而导致天然气吸附性能下降。因此，在具体的天然气吸附储运技术应用实践中，应该重点解决含硫量等杂质问题。天然气吸附储运技术的经济价值显而易见，未来的发展空间较大，值得加大研发和推广力度。

2.4 压缩储运技术

天然气压缩储运技术的英文简称为CNG，它是将天然气进行压缩工艺处理之后，放置到特殊的容器中，通过公路、海路或铁路间接输送到城市管网的技术。CNG因其高成熟度的技术，满足了零散用户以及车用燃气的需求，在我国得到了一定程度的应用。但是，由于这种储运技术将天然气压缩到了20Mpa以上，对容器的性能要求极高，运输途中有着一定的危险性，因此，很难实现大规模发展应用。一般认为，天然气压缩储运技术适用于地区而非全球，它更多的是作为天然气管道储运的有效补充手段被应用，能够满足管道覆盖不到的中小城镇的天然气需求。综合考虑输送范围、工程投资、运营成本以及销售价格等因素，压缩天然气的储运范围应控制在500km以内。压缩天然气储运成本同样产生在起始站、运输以及终点站三个环节。其中，起始站压缩天然气所需要的基础设备包括压缩机组、加压站、汽化器、储气装置以及换热系统等。除了采购硬件设备，起始站费用还包括调压运行费用。运输成本则由槽车购置、维护、折旧费用组成。为了保证用户直接使用，需要在终点站配套一座调压站。终点站成本绝大部分来源于调压站，包括工艺管道、调压计量设备、自控仪表、运行管理等费用。经过粗略的技术经济分析发现，天然气压缩储运的工艺简便、工期较短、见效迅速，但是受供气规模、用气性质、气源位置、原料价格等诸多因素的影响，需要制订合理的方案。

3 天然气储运技术节能建议

自然与人类之间存在着一种平等互存的关系，保护生态环境人人有责。而且天然气储量有限，为保证其可持续发展，采用必要的天然气储运节能措施十分重要。根据上文的论述与分析，我们不难发现，天然气需要经过不同程度的压缩工艺处理才能进行储运。具体而言，可以充分利用终点站的压力能减少运输成本、环境破坏和噪声污染。同时，还可以通过天然气压力能制冷系统、冷能利用系统，实现压力能利用，如此不可以扩大冷能利用系统的操作弹性，一定程度上稳压、稳流，还能降低电力消耗成本。除此之外，液化天然气常常需要通过气化器汽化处理转变其储藏形态后，才能被使用。在液化天然气形态转化的过程中，将会释放出大量的冷能，假如直接舍弃势必会造成极大的资源浪费。为此，我们可以通过特殊的工艺技术将这部分冷能直接或间接地应用到海水淡化、低温发电、空气分离、污水处理等领域，实现资源的循环利用，拓宽天然气液化储运产业链条的同时，保护生态环境，实现经济的可持续发展。

4 结 论

总之，能源是人类生存与发展的物质基础。天然气作为世界储量丰富的能源之一，其应用应该得到推广。而储运技术作为天然气推广利用的关键，需要加大研发力度。由于个人能力有限，本文有关天然气储运技术经济分析可能存在不足，因此，笔者希望业界更多学者关注天然气储运技术发展，并结合实际情况，有针对性地提出有建设性的建议，从而支持天然气储运工业的可持续发展，使其在低碳经济发展中创造更大的价值。

参考文献：

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[3]温永刚，陈秋雄，陈运文，等.天然气水合物奇异自保护效应研究发展及其应用[J].天然气化工（C1化学与化工），2014（1）.

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【关键词】燃气工程；气源方案；比较在对城市燃气工程进行规划时，怎样选择气源是一个至关重要的问题。对于气源选择来说，它关系到整个燃气工程的输气管网的压力级制、城市储气调峰设施选择等一系列的问题，对整个燃气工程的供气管网运行的稳定性、长远性、经济性与近远期的相互衔接有着至关重要的意义。城市燃气工程规划以城市总体规划为基础，结合当地能源特点进行。制定规划方案时要认真研究当地资源开发和利用的可能性，长远期的气源，原料的需求。目前通常可供城市选择的气源有两种，即天然气与液化石油气。

一、液化石油气的供应方式

液化石油气具备运输方便、容易储存、热值高、以及工程建设快的特点，因此，被广泛的运用到城市燃气工程中。液化石油气的管道供应方式有两种，即纯液化石油气管道供气、液化石油气混空气管道供气。

（一）纯液化石油气管道供应方式

储罐储存直供气相液化石油气系统是由液化石油气储罐以及装卸、气化、调压等系统组合而成。通过烃泵或者压缩机，把汽车槽中的液态液化石油气卸载到纯液化石油气储罐中之后，再利用烃泵把液相的液化石油气送到电加热式气化器中，使液化石油气在其中转变成气态液化石油气，经过调压之后，送到各个管网。储罐储存的液化石油气直供气相方式具有操作简便、投资额少等优点。

（二）液化石油气混空气管道供应方式

将液化石油气同空气混合，使之与城市燃气供应标准相符，进而直接供应给用户。该种供应方式具有很多的优点，例如，可以有效降低混合气露点，能够利用重组分成较多的液化石油气，可以用于远距离运输，还可以作为大中型气源工程的主气源。同时，液化石油气易于向天然气转换，在引进天然气之后，当前现有的较大规模的液化石油气混气站可以作为天然气的补充气源。

二、天然气的供应方式

我国城市气源的选择中，天然气受到人们的高度重视，大力推广天然气的使用范围已经成为我国的一项能源政策。天然气是一种清洁高效优质的能源，其基本的输送方式即管道输送，这种输送方式既经济又有效。此外，还可以利用另外两种方式来输送，即液化天然气和压缩天然气。

（一）管道天然气供应方式

管道天然气是通过输气管道来实现输送的，天然气管道输送系统由管道输气站和线路系统两部分组，输气管道系统是个连续密闭输送系统，从输送、储存到用户使用，天然气均处于带压状态。由于输送的天然气比重小，线路几乎不受纵向地形限制。由于管道的铺设路程较长，发生事故时危害性大，波及范围广。成管道天然气供应具有气源充足稳定、供气压力较高、投资及建设成本较大、周期长等特点，适用于用气量较大且距离天然气气源较近的城市。

（二）液化天然气供应方式

液化天然气的供气系统主要是由天然气液化站，以及液化天然气槽车、气化站与输配管网组合而成。为了避免天然气杂质在液化过程中产生不良的影响，天然气开采出来之后要进行脱水、脱酸等净化处理过程，符合标准后再进行深度冷却变成液体，在利用汽车、火车、轮船等进行长距离的运输，输送到液化天然气气化站，进而提供给用户使用。液化天然气具有输送效率高、安全可靠的特点，能够很好的解决城市燃气工程的气源问题。

伴随着我国铁路运输专用线的建设及液化工艺的不断完善，液化天然气的经济效益将更加的明显，是今后较长一段时间内，在中小城市非管道输送中非常有推广价值的供气方式。随着液化天然气设施越来越完备，相关的法律法规的颁布实施，以及国家的政策支持等，液化天然气的供气技术将得到更好的提高，进而能够更加充分的发挥其良好的经济性与技术性。

（三）压缩天然气供应方式

压缩天然气城市燃气供应系统是由加压站、压缩天然气钢瓶拖车、以及城市输配管网等组合而成。开采出的天然气首先要经过计量与调压处理后，进行脱水、脱酸等净化处理，符合标准之后，经过压缩机加压，利用加压站中的高压胶管与快装接头向压缩天然气钢瓶拖车进行充气。压缩天然气通常采用高压气瓶组槽车来进行公路运输，到达城市卸气站之后，再利用卸气站的高压胶管与快装接头进行卸气。为了避免天然气在减压的过程中出现温降过大的现象，进而影响后续设备以及城市管网正常的运转，压缩天然气要首先进入一级换热器进行加热，之后进入一级调压器进行减压，再依次通过二级换热器和二级调压器。

压缩天然气系统供应城市的方式来自天然气的汽车加气子母系统，因为子母站系统的技术纯熟，且灵活方便，投资也较小，因而通过借鉴子母站系统运行方式，运用到压缩天然气供应中。压缩天然气的生产过程就是把低压的天然气压缩成高压，这样便于运输，且生产设备的投资较小，运行的费用和成本较低。

三、气源方案比较

（一）气源的性质

天然气是一种比空气轻、含碳量低、且无色的烷烃混合物质，泄露后极易挥发扩散；液化石油气则比空气中重，发生泄漏后容易积聚，不容易挥发。此外，天然气的爆照极限较高，比液化石油气更加安全可靠，所以天然气又被人们称之为绿色燃料，经济性能与环境评价都很突出。随着经济的快速发展，科学技术的不断进步，人们越来越关注生活质量与生存环境，天然气作为一种清洁、优质能源，已经被我国列入能源开发的重要战略决策中。

（二）市场的供应情况

1.天然气市场

目前世界已探测到的天然气储量丰富，能够供全世界使用一百五十年以上，而我国的天然气资源非常丰富，总储量居世界第三。我国的液化天然气工业起步较晚，但是发展速度很快。目前已有多个液化天然气调峰站及液化天然气工厂建成并投入使用，与液化石油气相比，天然气产业的发展以及能源经济特有的客观规律，决定了天然气比液化石油气更具有经济优势，并且价格也相对稳定。

2.液化石油气市场

全球约有一半的液化石油气是来自天然气田与石油伴生气田，剩余的都源自炼油厂及石油化工厂。世界液化石油气的出口国家主要集中在中东地区，我国的液化石油气主要来源于炼油厂及石油化工厂，只有少量是来源于油气田。为了从根本上解决液化石油气来源的问题，我国在华南、华东等地相继建设了大型的液化石油气储存基地，以及大型的液化石油气存储基地。近年来，由于受国际市场原油价格的影响，液化石油气价格波动较大，若要选择液化石油气混空气作为气源，必须要经过慎重的考虑。

（三）液化天然气与压缩天然气气源方案比较

二者都有其各自的优点，因此，必须依据实际情况进行选择。可以从以下几点进行比较选择：

1.气源情况。这是影响成本的主要因素之一，压缩天然气加气站对气源所在地要求不高，可以在靠近城市周围选择压缩天然气生产地；而液化天然气液化站通常要建在气源处，所以一般离城市较远。

2.运输距离。这是影响方案选择的关键因素。压缩天然气为气态，体积较大。液化天然气为液态，所以适合长途运输。在相同的运输距离下，压缩天然气的运输成本要明显高于液化天然气。

3.用气规模。对于刚开发的、且在较长时间内才能够实现管输供气的中小城市来说，采用压缩天然气供气方案能够较快的实现供气。而对于短期内用气规模比较大的城市来说，考虑到实际的运输费用问题，选择液化天然气方案比较好。

（四）继续发挥液化石油气的作用

在没有引进天然气之前，液化石油气在城市燃气工程中发挥着不可代替的作用。即使当前天然气已成为大多城市的主气源，液化石油气依然是城市的补充气源。在未来即使天然气被高度普及使用，液化石油气也能够因为其具备造价低、见效快、以及使用灵活方便等特点，与天然气同步发展，因此，要树立液化石油气与天然气的规划理念。

四、总结

随着城市的快速发展，人们对生活质量与生存环境的要求越来越高，各城市应该根据实际情况，以及当地的可供气源，在经过认真的比较分析之后，最终选择科学合理、切实可行的气源方案，从而促使经济效益、社会效益、以及环境效益能够更好的和谐统一。

参考文献：

[1]李玉馨.关于城市燃气规划中常见问题的探讨[J].中国商界，2010（04）.

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[关键词]煤层气；分离；提存；热效率

中图分类号：TD712 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2014）42-0025-01

矿井瓦斯也称为“煤层气”，主要成分是CH4（甲烷），是主要存在于煤层的伴生气体，也是造成煤矿事故的主要原因之一。[1，2]煤层气是热值高、无污染的新能源，可用来发电，作工业燃料、化工原料和居民生活燃料。[3]煤层气随着煤炭的开采泄漏到大气中，会加剧全球的温室效应。如对煤层气进行回收利用，在采煤之前先采出煤层气，煤矿生产中的瓦斯将降低70%到85%。

1.矿井瓦斯回收的重要意义

我国每年在采煤同时排放的煤层气在130亿立方米以上，合理抽放的量应可达到35亿立方米左右，除去现已利用部分，每年仍有30亿立方米左右的剩余量，加上地面钻采煤层气50亿立方米，可利用的总量达80亿立方米，约折合标煤1000万吨。[3]如用于发电，每年可发电近300亿千瓦时。能源是经济发展不可缺少的动力，煤层气这种新的洁净能源渐渐被人们认识，并且它将会成为石油、天然气强大的补充力量，煤层气产业的形成与发展将会给我国的新能源战略带来深远的意义。

随着采煤技术的日新月异，通风成本的增长，以及人类环境意识的增强，向大气排放瓦斯对环境的污染越来越引起人们足够的重视，从保护环境、保护人类的角度出发，已不允许无休止地向大气排放瓦斯。[4]另外，煤层瓦斯作为一种不可再生的资源，在世界各国已不再把它作为一种废气来处理，而是把它直接利用或者提纯富集加以利用。

2.矿井瓦斯回收技术

煤层气（瓦斯）回收技术分为两类：一类是在煤炭开采前通过地面垂直钻井，采用水力压裂技术抽采的煤层气，这种煤层气被称为地面钻井开采煤层气，甲烷含量在95%以上，可直接通过管道输送，也可加压液化后通过汽车、火车或轮船运输；另一类是由于煤矿的开采而释放出的煤层气，通过矿井通风系统抽放所得，即含氧煤层气，甲烷含量仅20%～75%。这种抽采方式投资小，风险小。煤矿通风瓦斯的气体分离和利用技术主要有：热逆流反应器技术（TFRR），催化逆流反应器技术（CFRR）和整料催化反应器技术（CMR）。此三项技术均可应用在煤矿通风瓦斯的分离工作中，所要求的煤矿通风甲烷气体含量最低值分别是0.2%，0.1%和0.3%。

3.矿井瓦斯利用技术

3.1 作为燃料

全球开发的稀薄燃烧燃气轮机包括澳大利亚能源开发公司（EDL）的腹热时燃气轮机，澳大利亚联邦科学研究院（CSIRO）的稀薄燃烧催化涡轮以及美国英格索兰公司（IR）的装配催化燃气轮机和内燃机的联合系统。在这一联合系统中，内燃机使用煤矿抽排瓦斯的效率更高，而催化涡轮机则主要利用煤矿通风瓦斯，其中一部分抽排瓦斯作为补充燃料使用。与安全使用抽排瓦斯气体作为燃料的内燃机相比，尽管该系统的工作效率还处于较低水平，但它可以利用更多的甲烷气体而且发电能力也会随之提高。

3.2 瓦斯液化技术

目前世界上通常采用的瓦斯液化技术，主要有小型LNG系统工艺循环：带丙烷预冷的混合工质闭式循环；单工质透平膨胀闭式循环；Joule-Thomson膨胀开式循环；透平膨胀开式循环；混合工质透平膨胀闭式循环；级联式闭式循环；热声振荡制冷循环；磁制冷循环等等。

煤层气液化生产流程有不同的型式，与常规天然气液化流程相仿，以制冷方式分，主要有两种：级联式液化流程和带膨胀机的液化流程等。而实际生产过程中，通常采用的是包括了上述各种液化流程中某些部分的不同组合的复合流程。

煤层气液化生产流程有不同的型式，与常规天然气液化流程相仿，以制冷方式分，主要有两种：级联式液化流程和带膨胀机的液化流程等。而实际生产过程中，通常采用的是包括了上述各种液化流程中某些部分的不同组合的复合流程。

①级联式液化流程：是最早应用于液化天然气装置的工艺流程，因其流程长，操作复杂，维修工作量大，目前新建的液化天然气工厂已经不再采用。

②带膨胀机的液化流程：是指利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀的克劳特循环制冷实现气体液化的流程。液化煤层气经简单的气化装置可重新变成气态使用。

根据相关测算，投资建设一套1000m3/h的煤层气液化装置，工程总投资约在1000万元，年运行费用约为总投资的50%，投资回收期约为4～5a。

3.3 提纯后的煤层气利用方法

（1）作为城镇气源

井下抽放煤层气用于周边城镇居民生活及商业用气是煤层气最早的利用方案。这种方式技术成熟，工艺简单，造价低，效益高，见效快。

（2）管道输送煤层气

地面钻井开采煤层气与其他种类天然气有相似的组成和性质，可以进行压缩，然后采取管道输送至较远用户。随着抽放工艺和技术的发展，井下抽放煤层气中甲烷体积分数不断提高，井下抽放煤层气也可用管道输送。

（3）煤层气发电

煤层气发电在我国发展很快，已成为我国煤层气主要利用方式之一。国内目前的发电技术主要有往复式发动机驱动发电机发电、燃气轮机发电、汽轮机发电、燃气轮机与汽轮机联合发电。

（4）车载压缩煤层气

我国煤层气的地面钻井开采技术还处于试验阶段。目前开采成功的矿区，煤层气产量规模还非常小，比较适合建压缩天然气站，将煤层气压缩后用压缩天然气槽车运输至用户。

当地面钻井开采煤层气甲烷体积分数在90%以上，且产气规模小，采用长输管道输气不经济时，车载压缩煤层气为煤层气利用的首选方案。

4.结语

虽然目前的瓦斯回收和利用技术已有飞跃性的发展，但尖端的技术和设备仍掌握在国外的企业和技术人员手中，国内只是简单地借鉴使用，没有属于自己的技术。此外，我国在使用瓦斯方面还面临着“如何安全使用瓦斯”的重大课题，故本文的发表以期相关科研人员继续深入研究瓦斯回收和利用技术。

参考文献

[1] 吴财芳，曾勇，秦勇.煤与瓦斯共采技术的研究现状及其应用发展[J].中国矿业大学学报，2004，33（2）：137-140.

[2] 冯增朝.低渗透煤层瓦斯强化抽采理论及应用[M].北京：科学出版社，2008.

[3] 中国煤炭工业技术委员会煤矿安全专家委员会.煤矿瓦斯治理和利用先进技术及示范[M].徐州：中国矿业大学出版社，2009.

[4] 钱鸣高，徐家林，缪协兴.煤矿绿色开采技术[J].中国矿业大学学报，2003，32（4）：343-348.

[5] 宋朝部，申教平，星宁江.基于图解法的完整岩体破裂后碎胀变形[J].现代矿业，2014，19（5）：4-5.

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关键词：清洁能源企业 市场竞争力 全产业链 成本管理

中海石油气电集团有限责任公司（简称“气电集团”）是中国海洋石油总公司（简称“中国海油”）全资子公司，也是其第二大业务板块，2008年重组成立，注册资本156亿元。气电集团以引进清洁能源液化天然气（Liquefied Natural Gas，简称“LNG”）为主营业务，目前已经形成了从天然气（含非常规天然气）勘探开发、天然气液化、LNG贸易、LNG接收站、LNG液态分销、输气管道管网、燃气发电、LNG车船加注、城市燃气、LNG卫星站、LNG冷能综合利用等完整的产业链。控股的天然气发电装机规模稳居全国前茅，LNG引进合同规模居世界第三位，是国内最大的LNG供应商。近年来以提升市场竞争力为核心，逐步构建了全产业链成本管控体系，经营业绩屡创新高，奠定了国内LNG行业的领军地位。

一、清洁能源公司提升市场竞争力的全产业链成本管理背景

（一）应对国际采购成本上升压力并提升国内市场竞争力的需要

根据中央对节能降耗和能源结构调整的强约束政策，又基于国民经济发展预期，如果不考虑引进LNG，中国天然气的供需不平衡形势将日益严峻。但是，中国大规模引进LNG却面临着亚太LNG采购价格大幅上涨的压力。近年来亚太LNG的价格一改2000年至2005年维持在4美元/百万英热单位左右的水平，一直攀升到2007年底的11美元/百万英热单位，并且上升势头没有减缓的迹象，2014年初已达到16美元/百万英热单位左右的超高价位。

与国内管道气相比，LNG由于增加了液化、海洋运输、气化等环节的成本，在国内又存在着销售价格倒挂的风险。目前我国通过管道输送的各种气源都采用统一定价销售的方式，平均门站价格基本维持在2元/立方米左右，而2008年新签的卡塔尔LNG长期合约，到岸价格基本在3-4元/立方米左右（随油价波动）的超高价位，加上税费、气化费和管输费之后，成本都在4元/立方米以上，如此一来，进口LNG如果按照管道气价格销售，每销售1立方米天然气就要亏损2元左右，进口LNG购销价格严重倒挂。

（二）防控气电集团产业链整体运营风险的需要

气电集团清楚地认识到，在LNG产业链上中下游各个环节是相辅相成的，成本管理不能顾此失彼。因此，需要构建涵盖上中下游的全产业链管控体系，既要打通产业链管理的各个关键环节，依托信息化和科技创新，加强产业链诊断，通过上中下游每一环节的全过程成本管控，形成产业链闭环成本管理模式；又要通过管理创新，依托财务资金直接创造价值、计划预算分类管理、精细化物流管理、集中采办管理、人工成本管理和考核机制等全方位的成本管控手段，降低资源采购、运营管理等各种成本并广开源路，以有效增强自身抵御产业链整体运营风险的能力，做到迎风而不倒。

二、提升市场竞争力的能源公司全产业链成本管理的主要做法

（一）明确全产业链成本管理目标，健全成本管控体系

气电集团全产业链成本管理的目标是：充分发挥产业链整体规模效应，控本降耗，广开源路，有效降低运营过程中的成本压力，提升市场竞争力，为气电集团打造“国际一流清洁能源供应公司”保驾护航。围绕这一目标，气电集团基于“战略引领、预算引导、过程控制、科技驱动、风险管控、全员参与”的指导思想，坚持“系统性、协同性、差异性”三大原则，依托“责任明确、流程清晰、要素细分、措施有力”的管理思路，通过“产业链流程与项目生命周期结合，产业链特性与成本要素相结合，财务管控与全员参与相结合”的成本管理理念，建立“全员、全面、全过程”的横向和纵向交错的立体式全产业链成本管理体系。

（二）多举措降低上游LNG资源采购成本

1.探索LNG采购定价新模式

首先，探索把JCC定价直线公式改变为S曲线公式，通过设定斜率拐点的方式有效减弱了油价波动过大带来的价格风险，2010年3月与BG集团的一揽子合作，首次在长期合同中将S曲线价格引入亚洲市场；其次，探索部分与北美低廉气价挂钩的合同定价方式，2013年与BG集团新签订500万吨LNG/年的长期合同是亚洲首次采用油价、气价混合挂钩定价的合同，为亚太LNG价格与油价脱钩打开了缺口；同时，继续探索完全与北美气价挂钩的合同模式，2013年与GDF苏伊士集团签订100万吨/年的LNG采购框架协议是国内首次采用100%与美国HH天然气指数挂钩价格公式的采购合同。这些定价机制的创新不仅有效平抑了气电集团资源池的整体价格，而且也为亚洲同行摆脱高位运行的JCC价格方面树立了榜样。

2.贯彻“国货国运、国船国造”战略，降低物流运输成本

LNG运输不同于常规的海上运输，LNG贸易供应链的自身特点（包括照付不议的履约责任，保障安全、稳定和可靠的供应要求以及LNG运输市场不完全竞争性等特点）决定了贸易商将LNG海上运输作为其贸易供应链中的一个管道来看待，所以称LNG船舶为浮动的海上管道。如果长期依赖国外船舶运输，不仅难以控制海上管道的稳定性，而且相对于国内船舶，其租借成本高昂。因此，中国海油联合国内造船公司，先后建造了服务于广东LNG项目的“大鹏昊”、“大鹏月”、“大鹏星”和服务于福建LNG项目的“闽榕号”、“闽鹭号”等五艘大型LNG运输船舶，另外几条新船也即将下水。有了国内的运输船队，就可以根据成本分析，灵活运用DES和FOB运输方式，增强物流运输的成本控制力。

（三）强化中游基础设施建设和运营成本控制

1.创新银团贷款模式，节约融资费用

2008年重组后，气电集团进入快速投资建设的阶段，建设项目多，融资金额大，做好建设项目融资，降低融资成本对建设项目成本控制意义重大。为此，气电集团成立融资工作小组，创新银团贷款模式，除四大国有银行外，积极引入交通银行、进出口银行等其他优质银行资源，力推竞争机制，逐步打破银行间同业默契，增强企业议价能力；同时改变银团由企业指定的模式，赋予牵头银行适度组团权、份额分配权，建立良好的竞争互动机制。经融资工作小组和项目公司的共同努力，利用新的融资模式先后顺利完成了海南LNG和珠海LNG的项目融资工作，后续项目融资工资稳步有序推进，融资成本大幅降低，增收节支成效明显。

2.推出“标准化带动集中采办”的管理模式，大幅节约采办成本

气电集团为了产业做强、做大，需要布局许多同类基础设施项目。通过加强规划引领和项目设计的标准化工作，气电集团推出了“标准化带动集中采办”的管理模式，对确定要开工的同类项目一起进行招标、采办工作，再根据各自项目进度在合同中规定好不同的交货时间，大大节约了设备和工程承包的招标、采办成本。2012年气电集团出台了《加气站项目设计手册》，推动了加气站建设标准化，进而对加气站建设全面启动了集中采办工作，效果非常明显，2013年通过集中采办的首批30套加气设备，整体节约近1000万元。同时逐渐把集中采办工作延伸到其他具有同类性、同质性的物资采购，2013年气电集团仅通过物资集中采办就节约了1.82亿元。

3.推动CDM项目交易，获取国际碳交易收益

做好联合国清洁能源发展机制（CDM）及碳资产的开发和储备工作，将会为企业降本增效起到重要作用。2013年7月31日，气电集团“LNG汽车加注方法学”获得联合国清洁发展机制执行理事会（EB）的审批，成为全球首个成功注册的LNG公交规划类项目。对于前期已在联合国注册成功的气电集团中山嘉明电厂、惠州电厂、莆田电厂等CDM项目，到2013年为止已获取国际碳交易收益约3.7亿元，有力地平抑LNG资源成本，提高气电集团LNG市场竞争力。

（四）高效推进下游市场开发工作

气电集团按照“决策集中、资源集中、统筹协调、区域管理”的总体原则探索了大区制市场开发管理模式，先后成立了华东、华南、西南、华北、东北、华中销售大区，统一配置和协调大区内部的销售工作，并搭建了“贸易公司本部――地区销售大区――省级贸易分公司”三级集约化管理架构。根据车船加注市场的专业特殊性，专门成立了交通新能源事业部，并按照“完善本部，做强区域公司，精简优化加气公司（站）”的总体原则，搭建了“事业部本部――省级公司――地级公司”三级管理架构。

（五）提升全产业链成本管理的软实力

1.加强集团化财务成本管控

创新“预算、资金、核算、考核”协同管理模式，借助信息化手段，打通“预算、资金、核算、考核”壁垒，形成高度集成的管理闭环，建立“预算引导型管控体系”，通过计划预算引导LNG资源在产业链的配置，提升计划预算管理的效率和质量。强化资金管理，资金运作收益稳步增长。气电集团依托国际贸易业务背景，结合境内境外两个市场、两种利率、两种汇率的差别走势，通过对多种金融产品进行无缝组合运用，有效控制汇率风险的同时获得无风险收益。截至2013年底，气电集团已创造性地开发并应用了近20种贸易融资理财操作模式，涉及交易笔数139笔、交易金额75.09亿美元，累计实现无本金资金运作收益10.59亿元人民币。按照2008-2013年气电集团理财业务对应的进口气量137.64亿方计算，平均节约天然气采购成本0.077元人民币/立方米。

2.提升成本管控信息化水平

气电集团从产业链特性着眼，从流程、制度、信息化等方面着手，在2013年进行了财务共享服务中心的探索和实践，成功上线了加注板块北方财务共享服务中心，以14人配置完成了17家成员单位的会计资金等业务，相对于原来一家单位一套“经理+会计+出纳”的分散式财务机构设置模式，直接降低了60%的财务人力资源管理成本。2014年正持续优化北方共享中心，并积极推进加注板块南方片区共享中心和贸易板块共享中心的建设工作，预计将为60家单位提供财务服务工作，并逐步将采办、人事等业务都纳入共享范围，有效地规避管理风险，节约管理成本。

气电集团资金管理信息化系统于2013年6月30日成功上线，功能涵盖了13项资金管理业务，实现了264个功能点，达到了财务业务延伸至业务前端，形成全员财务、整体协同的效果，同时实现了集团化资金管理的五个统一：统一规章制度、统一账户管理、统一筹资安排、统一支付流程、统一信息平台。促进了集团整体资金管理模式的标准化、规范化，有效降低资金管理成本和操作风险，提高了气电集团资金运作的效率。

3.通过自主创新为成本管控提供科技支撑

掌握了260万吨大型液化技术，填补了国内空白，大力降低了天然气液化厂项目的建设成本。2013年12月18日，采用气电集团自主设计液化工艺包的营口天然气液化厂顺利投产，装置各项性能指标稳定。同年12月30日，菏泽焦炉尾气制LNG项目液化装置成功出液，这是气电集团自主液化技术在焦炉气液化领域的首次成功应用。经两个投产项目的验证，采用气电集团的自主液化技术，设备国产化程度高，达到90%，项目总体投资低，相比于进口技术和设备，总体建造费用降低了约4000万元人民币。

三、提升市场竞争力的能源公司全产业链成本管理的实施效果

（一）降本增效成果突出，市场竞争力大幅提升

2008年至2013年，亚太LNG采购价格从9美元/百万英热单位左右上升到16美元/百万英热单位左右的水平，增幅约77%，相比之下，气电集团的LNG单位成本费用增长了850元/吨，增幅仅为38%，而单位固定成本（包括设备折旧费用、管理费用、销售费用、财务费用、物流费用等）不仅没有上升反而下降了34元/吨LNG，降幅为9%。

在成本得到有效控制的基础上，实现了经营效益迎难而上，并屡创新高。与2007年底相比，2013年资产总额增加了958亿元，年平均增长率为34.3%；营业收入增加了382亿元，年平均增长率为35.8%；利润总额增加了69亿元，年平均增长率为44.6%。尤为重要的是，通过严格执行全产业链成本管理，有效地提升了市场竞争力，气电集团在全国天然气消费市场上的占有率从2007年的7.2%上升到2013年的12.5%。

（二）产业链规模高效扩充，行业影响力显著提升

2008年至2013年，母公司向气电集团累计拨付资金214亿元，气电集团利用214亿元，通过产业链每一环节的开源节流，创造了近千亿元（958亿元）的总资产增加额，顺利拥有了一条总资产超过1100亿元并涵盖上、中、下游的完整产业链，为气电集团将来更加稳健、快速发展打下了良好的基础。

气电集团在全球行业的影响力也得到了大幅提升。2013年，气电集团从全球上百家LNG业内公司中脱颖而出，在第十四届全球LNG峰会中荣获全球LNG行业最重要的奖项――“2013年度世界LNG行业杰出贡献奖”，成为首家获得该奖项的中国公司。

（三）有效贯彻国家清洁能源战略，社会和生态效益凸显

气电集团通过全产业链成本管控，社会经济效益在多方面都有体现，例如通过自主创新，使中国成功拥有了大、中、小型天然气液化核心技术，同时打造了全国唯一一个国家级重型燃气轮机实验平台，填补了多项国内技术空白。又如率先在全国开展车船LNG加注产业，不仅环保，而且使车船燃料费用降低20%以上，社会经济效益非常突出。更为重要的是，自气电集团成立至今，已累计实现节能量544，677吨标准煤，其中“十二五”前三年已累计实现节能量253，224吨标准煤，有望提前一年完成中国海油下达的“十二五”节能量269，800吨标准煤的目标。

此外，气电集团引进清洁能源的能力大幅增强，从而为我国特别是东部主要市场区域创造了巨大的生态环保效益。截至2013年底，累计引进LNG总量达5698万吨，相当于7009万吨油当量，相当于替代了约1亿吨标准煤（1吨LNG的热值相当于1.84吨标准煤的热值），与燃煤相比，实现二氧化碳减排3313万吨、二氧化硫减排270万吨，为东部主要市场地区降低温室气体排放、减轻雾霾、酸雨等大气污染方面做出了巨大贡献。