要写好一篇逻辑清晰的论文,离不开文献资料的查阅，小编为大家找来了《瓶组自然气化集中供气论文(精选3篇)》，供需要的小伙伴们查阅，希望能够帮助到大家。p>在居民的生产和生活中,可燃气体的使用是不可缺少的组成部分,在一定程度上能够满足人们未来生活的发展需要。但作为一种可燃性气体,其本身具有一定的危险性,特别是一些汽化的产生,不仅容易造成泄露,还容易造成安全事故。在实践操作管理中,采用合理科学的方法防止气化的产生,具有一定的现实意义,有利于满足城乡居民的生产生活需要。
瓶组自然气化集中供气论文 篇1：
产业链视角下云南天然气产业发展困境及破解路径
摘 要：云南省天然气产业存在“量价受限”“无序竞争”“量大质小”等瓶颈制约。从市场驱动视角看，十四五”期间，云南应紧紧围绕打造世界一流“绿色能源牌”的目标任务，着力破解影响天然气产业健康发展的体制机制障碍。以气源为基础，以优化能源结构为根本出发点，加大天然气勘探开发力度，促进储量产量快速增长;以管线为支柱，充分利用国外天然气资源，完善输配管网、储气库、LNG接收站等基础设施建设;以市场为核心，巩固民用和商业用天然气消费市场，积极研究开发新的天然气终端消费利用技术，稳定和发展工业消费市场，促进天然气产业链上中下游协调可持续发展。
关键词：产业链 天然气产业 发展困境
中缅油气管道贯通，使云南由石油天然气供应的末端转变为全国油气四大能源战略通道之一。在云南打造“绿色能源”牌的战略背景下，云南绿色能源发展正迎来千载难逢的机遇，天然气产业即将进入快速发展的战略机遇期。加快发展天然气产业是优化云南能源产业结构、促进新兴产业发展的重要抓手，有效构建天然气产业链体系对云南省天然气产业的未来发展起到至关重要的作用。由于天然气产业正外部性不能有效转化为企业经济效益，天然气产业出现“市场失灵”，将持续处于市场化初期，更多地依赖于政府引导和政策支持[1]。2019年8月，中央财经委员会第五次会议首次提出“产业链现代化”概念，同年12月，中央经济工作会议强调，提升产业基础能力和产业链现代化水平。这是从长远战略角度对我国产业发展作出的重大谋划和部署，也为云南天然气产业高质量发展指明了方向。
一、产业链理论及其发展模式
（一）产业链理论与天然气产业链
17世纪中期，亚当·斯密在“社会分工”理论中提出了产业链的思想。马歇尔将该理论进一步深化，指出企业间分工协作的重要性。20世纪80年代兴起的新产业组织理论对产业链进行比较深入地研究，揭示了产业链上企业实施纵向控制，扩张市场势力的策略行为[2]。企业能力理论认为产业链整合可以打造企业的核心能力，证明了产业链可以将不同能力的组织紧密结合起来创造价值[3]。目前，产业链已成为学术界、企业界和政府普遍关注的对象，学术界从不同角度研究产业链理论，政府和企业界也开始用产业链理论指导经济社会实践。综合来看，产业链是各产业部门之间基于价值链、技术链、空间链等维度客观形成的链条式关联关系形态，包括上游、中游、下游等环节以及各环节的横向拓展。笔者认为，天然气产业链可以定义为以天然气生产、运输和利用为链条所形成的上下关联衔接的产业集合。上游核心环节包括天然气勘探及开发，中游关键环节包括天然气管理运输及LNG运输，下游辅助环节包括城市燃气、天然气发电、天然气化工等。
（二）产业链基本发展模式
产业链发展模式是引导新产业链培育与发展的重要参考，目前对产业链发展模式的研究主要从产业链的驱动模式、形成机制、优化升级等维度开展。驱动模式方面，主要有资源驱动型、市场主导型和技术主导型三种类型[4];形成机制方面，包括内生型和外源型等两种形式[5];产业链优化升级方面，主要有产业链延伸、产业链拓展和产业链整合等三种类型[6]。驱动模式对天然气产业链的形成具有重要的参考价值，天然气产业链的发展应符合特定的情景，选择合适的发展类型。资源驱动型产业链的“资源”在产业链形成过程中占据主导地位，能源、矿产等行业属于此类。市场主导型产业链中“市场”则为产业链发展的主要驱动力，核心企业在此类型中发展重要作用。技术主导型产业链相对高级化和复杂化，产业链的核心企业依赖技术优势整合拓展产业链。近年来，云南天然气产业领域属于资源驱动型的发展思维，但实践证明，这种资源的卡位并没有形成很好的商业模式，反而是给诸多的市场主体带来了量价受限、无序竞争等现实问题，严重影响了产业链的形成和发展，进而影响到了整个天然气产业的良性发展。在天然气气源掌控力较弱的前提下，资源驱动型的发展模式显然不应是云南当下的最优选择，基于市场开拓的发展模式则为相对理性的选择。
二、云南省天然气产业发展现状
（一）天然气产业发展的资源基础
现阶段，云南省天然气气源主要有川气、缅气及LNG。其中缅气供应中缅天然气管道沿线8个州市，川气主要供应昭通市云南水富云天化有限公司，未通管道气地区采用LNG点供方式供气。截至2020年11月底，云南省纳入统计天然气总供应量1901亿m3（含供应滇东地区的川气），中缅天然气管道总下载量1271亿m3，同比增长3611% 数据来源国家能源局云南监管办公室，覆盖居民、工业、公共服务、交通等各种类型，为炼油、化工等重要大用户提供资源保障，助力云南经济平稳增长。
（二）天然气产业市场培育
2018年，居民用气价格从331元/方降低为295元/方，降幅达1088%。通过重新核定管输费和推进大用户直供等，持续减少中间供气层级，工业用户用气成本总体有所下降。2020年，全省纳入监管统计天然气消费量（不含供应滇东北的川气）突破18亿立方米，居民用气量为131亿立方米，占643%，同比增加1071%;车用用气量为094亿立方米，占462%，同比减少2400%;商业用气量为075亿立方米，占370%，同比增加1071%;工业用气量为1731亿立方米，占8526%，同比增加2631%，为炼油、化工等重要大用户提供资源保障，助力云南经济实现平稳增长。
（三）天然气管道建设
自2013年中缅天然气管道投产供气以来，云南省着力实施“气化云南”战略，已建成天然氣干支线管道28条，总里程达2634公里。部分州市因天然气终端市场需求量不大、地形复杂等原因，天然气支线管道建设进度较为缓慢，预计短期内难以通管道天然气，将继续使用LNG点供方式进行供气。
三、资源驱动模式下：云南省天然气产业发展的现实困境
天然气产业发展的生产要素构成中，资源占据主体核心地位。从整体来看，云南省天然气产业链尚处于初级阶段，存在亟须解决的“量价受限”“无序竞争”“量大质小”等瓶颈制约。
（一）上游气源“量价受限”，亟须高位协调
现阶段，云南省天然气管道气量指标受限，气价居高不下，天然气推广利用严重受阻。中缅天然气管道的开口权、气量和气价牢牢的控制在上游气源企业手中。由于地方企业拿不到足额合同气量，终端市场大量用户无气可用，价格居高不下，严重挫伤了终端用户用气的积极性，天然气推广利用严重受阻。近3年来，云南下载中缅管道天然气的占比从原来的316%提升至了2674%来源中国煤炭资源网，但中缅天然气管道依然只是过道。
（二）中游管道“无序竞争”，亟须优化空间布局
天然气市场需求潜力巨大，但当前干线管网等基础设施建设滞后，市配管网与天然气利用等基础设施薄弱。云南省规划建设的近40条天然气支线管道项目主要集中在中缅天然气干支管道沿线及经济发达地区，总投资超过100亿元，总里程约3000公里。部分优质项目存在无序竞争，重复投资现象，而普洱市、临沧市、西双版纳州、怒江州和迪庆州等贫困及偏远州市受市场消费能力、投资成本等因素影响，企业投资积极性不高，天然气支线管网建设滞后，一些州市还没有开始建设天然气支线管道，农村天然气管网更是空白。
（三）下游市场“量大质小”，亟须拓展产业链
云南天然气主要用于工业燃料和燃气生产。天然气产业附加值低，经济附加值较高的深加工企业没有达到相应数量与规模。除此之外，天然气产业链发展的“网状结构”不明显，削弱了其可以带来的竞争优势。就城镇燃气而言，129个县区城镇管道燃气特许经营权都已授发，经营企业共计159家。由于城市燃气的投资主体实力参差不齐以及相关退出机制不健全，部分城镇燃气企业取得城市燃气特许经营区后“圈而不建”，将经营权作为待价而沽的“商品”，严重影响城市燃气管网建设和通气用气进度。
四、市场驱动模式下：云南省天然气产业发展的路径选择
“十四五”期间，云南应紧紧围绕省委、省政府提出打造世界一流“绿色能源牌”的目标任务，着力破解影响天然气产业健康发展的体制机制障碍。以气源为基础，以优化能源结构为根本出发点，加大天然气勘探开发力度，促进储量产量快速增长;以管线为支柱，充分利用国外天然气资源，完善输配管网、储气库、LNG接收站等基础设施建设;以市场为核心，巩固民用和商业用天然气消费市场，积极研究开发新的天然气终端消费利用技术，稳定和发展工业消费市场，促进天然气产业链上中下游协调可持续发展。
（一）重点推进工业及民生天然气利用
1加快推进大用户直供。创新供销模式，出台工业大用户直供管理办法，准确界定直供大用户，天然气主干管网可以实现供气的大用户，不得以各种名义增设供气输配环节，加收输配费用，减少供气中间环节，稳步推进工业企业天然气直供。允许建设大工业用气专线，进一步通过供给侧结构性改革降低大工业企业用气成本。
2实施工业燃料升级工程。一是鼓励传统能耗产业进行技术改造。鼓励玻璃、陶瓷、建材、机电、轻纺等重点工业领域天然气替代和利用，支持传统能耗企业进行清洁能源升级改造。积极对接产业升级和转移，发展以天然气为能源的优势产业、先进制造业。二是加快推进工业“煤改气”工作。加快工业燃煤小锅炉淘汰改造步伐。具备天然气供应和使用条件的地区，在落实气源保障的前提下，开展工业锅炉、窑炉燃料天然气替代。
3加快推进“燃气下乡”工作。一是靠近城市（城关镇）的乡镇、村庄将城区主管网延伸至周边的乡镇、村庄，扩展管网供气范围。二是城区主管网不能覆盖的乡镇及集中连片村庄，以乡镇为中心，半径在5公里范围内的村庄，或者半径在2公里范围内50户以上集中连片村庄，应采用LNG液化天然气储罐或瓶组气化的方式进行管道供气。三是人口较少且分散居住的村庄对人口较少且分散居住50户以下的村庄，推广使用智能化瓶装液化石油气，条件许可的，可采用LPG液化石油气瓶组气化方式进行局域独立管道供气。
（二）适度发展天然气发电
目前，云南天然气发电呈现装机和发电量“双低”状态。一是有序发展天然气调峰电站，提升能源融合水平。促进天然气发电与可再生能源发电融合发展和提升用电负荷中心电力安全保障水平。二是因地制宜发展天然气热电联产，提升环境质量。在大气污染防治重点地区鼓励发展带稳定热负荷的热电联产项目，在采暖地区适度发展带采暖的热电联产项目。三是选择合适区域，建设天然气化工园区。由于滇西无火电厂，滇中区域无煤炭，因此未来云南可在保山及楚雄或滇中附近新建天然气发电厂。
（三）推广天然气汽车利用
一是加快加气（注）站建设。各州市政府在制定城市总体规划过程中，应统筹规划在高速公路、国道省道沿线、矿区等建设CNG/LNG加气（注）站，预留建站用地，加快CNG/LNG加注站等相关配套设施建设。二是提高天然气在货运物流车辆、船舶燃料中的比重。各级政府应积极推广LNG、CNG车船等绿色交通运输装备，有序推进车辆（船舶）更新替代，推动原装CNG动力汽车和重型LNG汽车代替汽柴油车，提高天然气在货运物流车辆、船舶燃料中的比重。
五、云南天然气产业链打造的对策
天然气产业涉及能源安全，对国民经济具有重大影响，针对云南天然气产业发展中面临的困境，要加快天然气产业高质量发展，可采取如下措施。
（一）以上游气源合作和自主开发谋求资源保障
一是积极协调中石油增加缅气在云南省的下载量及川气入滇供应量，落实气源，保障天然气供应。加大与中石油的协调力度，积极参与中石油所开展的昭通盐津区块、威信—彝良区块页岩气勘探開发，最大限度地争取合资公司的持股比例，合作区块所开发气量优先保障云南地方燃气企业的用气需求。二是通过加大与拥有气源区块的如中石油、中石化等央企合作，加强技术、人才和管理合作，加快推进页岩气自主开发进度，
实现页岩气自主开采新突破。三是依托国家管网公司成立契机，充分利用中缅天然气管道富余输量，积极参与缅甸皎漂LNG接收站项目。在全球范围内采购海外低价的现货LNG，气化后通过中缅天然气管道代输至云南，实现多气源供应，逐渐摆脱上游气源单位的束缚。
（二）以中游战略联动促进融合发展
按照国家油气体制改革“管住中间、放开两端”的总体思路，对标国家管网公司，以省天然气公司投资建设的中游管网为基础，整合有关燃气企业的中游管网资产，组建云南省天然气管网公司，形成覆盖全省、资源共享、开放使用的天然气输送网络，为各资源供应方及省内用户提供公平的竞争平台和优质高效的服务平台。
（三）以下游市场扩容开拓发展空间
一是稳步推进省内国有终端燃气市场整合。采用划转方式将省级系统国有燃气资产及州（市）系统国有燃气资产进行整合，减少同业竞争，集中资源打造骨干企业，提高国有资本配置和运营效率。二是积极开展终端增量市场和民营市场的整合。利用长输管道所具有的自然垄断性，与支线途径的下游城市燃气企业开展供销合作，实现支线与终端市场的有效衔接。三是加快制定天然气补贴政策，并以专项资金的形式落实。建议以奖代补支持燃煤锅炉“煤改气”改造，以清洁能源资金鼓励大工业用户直供。四是规范天然气下游市场秩序。建议按照“谁授权、谁清理”的原则，加快对“圈而不建”的城市燃气特许经营权进行全面清理，建立有效、严格的准入和退出机制。
参考文献：
[1]苗静雯 我国天然气企业发展战略研究[D]. 对外经济贸易大学， 2015
[2]Williamson O The Modern Corporation ： Origins，Evolution，Attributes[J]. Journal of Economic Literature， 1981，19（4）：1537—1568
[3]C K P， Gary H The Core Competence of the Corporation[J]. Harvard Business Renew， 1990（05—06）：79—91
[4]杜龙政，汪延明，李石产业链治理架构及其基本模式研究[J].中國工业经济，2010（03）：108—117
[5]李世杰，李伟 产业链纵向价格形成机制与中间产品市场垄断机理研究——兼论原料药市场的垄断成因及反垄断规制[J].管理世界，2019，35（12）：70—85
[6]谷永芬，吴倩我国农业产业链升级路径选择[J].江西社会科学， 2011，31（08）：88—93
〔本文系云南省哲学社会科学规划项目“推进云南产业链现代化对策研究”（项目编号：YB2020031）阶段性成果〕
（李瑞光，许传坤，云南民族大学）
作者：李瑞光 许传坤
瓶组自然气化集中供气论文 篇2：
钢瓶可燃气体自然气化之谈
在居民的生产和生活中,可燃气体的使用是不可缺少的组成部分,在一定程度上能够满足人们未来生活的发展需要。但作为一种可燃性气体,其本身具有一定的危险性,特别是一些汽化的产生,不仅容易造成泄露,还容易造成安全事故。在实践操作管理中,采用合理科学的方法防止气化的产生,具有一定的现实意义,有利于满足城乡居民的生产生活需要。
1 可燃气体自然气化理解
可燃气体自然气化是指容器中,液态的液化石油气依靠自身显热和吸收外界环境热量而气化的过程。在容器尚未导出气体时,液化石油气的压力为液温与气温同温时的饱和蒸气压P0。开始从容器导出气体后,压力下降,相对应的液体温度也同时下降。
2 可燃气体自然气化能力计算公式
在以t0为最低允许液温时,S时间内容器的气化量为:G=G1+G2+G3。式中的参数分别指:G-S时间内总气化量(Kg);G1-S时间内依靠自身显热的气化量(Kg);G2-S时间内原有气体向外导出量(Kg);G3-S时间内依靠传热的气化量(Kg)。
3 影响可燃气体自然气化能力的因素
3.1 液量
没有液量就没有气化而言。如果钢瓶用到不能满足用户需要时的液量(即剩液量)过多,会给换瓶带来困难,换瓶次数会因此增加。剩液量少,则湿表面积减少,传热气化年度也相减少;导致设计气瓶总数增多。我们认为,设有气体自动切换装置时的剩液量为充装量的50%,设时为30%。
3.2 组分
液化石油气为烃类的混合物,成分以丙烷、丁烷为主,组分比例由4:1-1:2不等。由于这样大的变化,计算时只能根据当地所供应液化石油气的组分取近似值,这就给计算结果带来一定的偏差。而在气化过程中,沸点低、蒸汽压高的组分气化能力大,因此,在气液量不断减少的同时其组分也随着气化过程发生变化。也就是说,随着液量的减少,丙烷的比例越来越小,丁烷的比例越来越大,气化能力也就越来越小。同时液化石油气的比热、气化浴热、沸点、密度热恒等性质也起较大的变化。由这种变化对气化能力计算结果的影响是绝不能忽视的。而剩液量中的组分及其性质在设计中的变化是很难确定的。
3.3 环境温度
根据居民瓶装液化气的使用标准要求,环境温度在理论上应当是30-50年本地区的历史最低温度。但是,瓶组自然气化只是作为过渡气源的方式,没有必要按此框框来设定,而应当根据本地区的气温情况和供气情况,适当调整。
设计压力就是气化的最低压力。正在气化中的液温随压力变化,压力越低,液温也越低,温差就会增大。从式(4)中可看出传热气化量与温差成正比的。我们认为,设计的最低压力就是调压器的进口压力Ps,一级调压系统0.17mPa(绝),二级调压系统为0.20mPa。
最低液温就是液化石油气达到最低设计压力时的液体温度。此温度虽然可以根据相平衡的图表来计算(如《燃气输配》、《燃气规划》中的相关图表),但由于最低压力过小,计算所得到结果往往在一个较大的范围。加上液化石油气组分的偏差,剩液量中组分及性质的变化,常常会导致与实际情况不相符的结论。
3.4 总传热系数
钢瓶自然气化的传热过程主要包括液化石油气自身沸腾的对流换热,液化石油气与钢瓶内壁换热,通过壁厚、漆层的导热,外壁面与空气的传热等。因此总传系数与环境温度、液化石油组分、沸点、热容、比热、导出气量,与钢瓶的壁厚、漆厚及环境气温、空气流动情况等等因素有较大关系。由于这些因素的多变性,要从理论上用传热学原理计算出总传热系数确是很艰难的。
既然通过计算的方法得不出结果,那么就应当由众多实验中取得。对于一般工程技术人员,受到众多条件的限制,要完成这些实验取得数据,就有很大的困难。并且,国内也没有这方面的详细数据。在一些专业资料中,所给的值都是较大的一个范围,并相差很远。如《燃气输配》中认为,在地上容器可取K=41～62KJ/m2.S.K,对于地下容器可取K=10-20KJ/m2.S.K;《燃气工程手册》则认为,对地上50Kg钢瓶,在无风状态可取K=7～8.2w/m2℃,在空气少许流动时可取11～17.5w/m2.℃当气化过程中由于液温使容器外表面结露或结冰时,K值为正常情况的三分之一,对地下容器可取3～6w/m2℃。单位换算后,两者相差数百倍。这种差别使设计人员无所适从。
在利用公式计算单瓶的自然气化能力时,由于众多因素的影响,设计用的数据很难取定,给计算带来重重阻力。所以在一般的设计计算中,这种计算方法很难达到目的。针对上述要求,笔者以为,在进行计算瓶装液化气自然气化时,应该通盘考虑以上几方面。
总之,可燃气体的自然气化集中供气作为过渡性的供应气源是解决高层建筑使用燃气、小范围区域管道供气,最终实现管网供应的有效途径。从某种意义上说,利用自然气化,一方面,能够减少其经济成本,便于提高生产效率;另一方面,能够提高可燃气体的集中供应使用量,满足居民的生产生活需要。
参考文献:
[1]姜正侯,煤气工程技术手册[M].同济大学出版社,2001年8月,第2版.
[2]哈尔滨建筑工程学院,燃气输配[M].中国建筑工业出版社,2000年7月,第2版.
[3]城市煤气协会,燃气设计标准汇编[M].中国建筑工业出版社,2001年5月,第1版.
作者：李根斌
瓶组自然气化集中供气论文 篇3：
液化天然气汽车发展前景的思考
摘 要：本文主要就液化天然气汽车的发展前景问题进行了认真研究。
关键词：液化天然气 汽车 发展前景
1 燃气汽车的发展
汽车的诞生，将人类社会带入了一个崭新的时代。随着经济发展、城市化进程的加快和汽车保有量的大幅增加，汽车尾气排放对城市空气质量、生态环境带来的危害日益加剧。汽车尾气污染已成为社会一大公害。
随着人们环保意识的增强，世界各国不断加大治理汽车尾气污染的力度，相继研发了电动汽车、太阳能汽车、氢气汽车、乙醇汽车、甲醇汽车、CNG汽车、LPG汽车等。由于天然气、液化石油气兼具资源丰富、安全清洁、生产成本低、易于推广等优点，则成为首选的清洁汽车燃料，同时LPG汽车、CNG汽车得到了广泛的推广应用，目前全世界已有600多万辆。
但由于CNG、LPG作为汽车燃料及燃气汽车技术方面尚存在一些问题，致使燃气汽车近年来的增长速度较慢。象CNG汽车存在着加气站不能脱离天然气管网建设，难以网络化布点，没有天然气资源的地区无法推广这一技术；车用钢瓶自重大，一次携带燃料少，汽车续驶里程只能达到150～300 km，仅能适用于城市内行驶或短途车辆；CNG加气站占地面积大（2000～3000 m2），噪音大，安全距离要求高，城市内建站选址困难；加气站投资大，运行成本高，投资回收期长。象LPG汽车存着车用LPG气质要求高，国内供应的LPG基本上都达不到车辆用气标准；汽车尾气排放难以满足排放法规的要求；LPG价格高且波动大，经济性较差。那么，能否开发一种兼顾LPG、CNG共同优点且克服各自缺点的新型清洁燃料呢？这就是新一代绿色燃料——液化天然气（简称LNG）。
2 液化天然气的开发及生产
2.1 国际上LNG发展现状
液化天然气发展始于60年代，主要是采取净化后低温制冷工艺，在常压低温条件下将天然气转化为液态，使天然气更方便于存储、远距离输送和使用。目前，世界各国已投产的大型LNG生产装置超过160套，年生产液化天然气能力超过10000万吨，且贸易量和生产量每年以20%的速度持续增长，其生产和消费的70%左右集中在东南亚地区。
2.2 国内LNG发展现状
自1995年以来，我国四川绵阳、吉林油田等单位先后进行了LNG的研究和开发，但均处于试验研究阶段。1996年，上海市为了满足城市天然气调峰的需求，全套从法国等国家引进工艺技术和设备，建成了国内第一座LNG调峰站，其液化能力为10万标方/日（天然气）。1998年，中原油田中原绿能高科有限责任公司依靠油田丰富的天然气资源，进行了建设LNG项目的调研和论证，2000年7月开工建设，2001年9月建成并投产了国内第一家商业化LNG生产装置，其处理天然气能力为30万标方/日，液化能力为15万标方/日，现已向山东等地的用户供气。2001年10月，由国家规划的东南沿海进口LNG工程已进行招标，其中福建省LNG工程已在2010年建成，同时国内一些油田和企业也正在抓紧发展自己的LNG项目。可以预见，我国LNG的生产和应用将成为一个全新的产业。
2.3 LNG的物理特性
LNG是低压低温下的液体，其主要成份为甲烷，含量高达90%～99%。其主要特性参数及与其它气体燃料性能指表比较见（表1）。
2.4 LNG作为汽车燃料的优势
（1）LNG加气站建设摆脱了天然气管网的束缚和限制，增强了天然气的辐射力、延伸力和市场占有率。
（2）能量密度大。LNG能量密度是20 MPa CNG能量密度的2.5倍。
（3）续驶里程长。每次加气行程可以达到400～600 km，解决了CNG汽车续程短的问题。
（4）LNG加气站占地面积小，站内无大型动力设备，噪音低，适合于在大中城市内建设。
（5）便于储运。一辆35 m3的槽车每次可以装运天然气2.1×104 nm3，能满足700辆轿车或40000户居民一天的用气量。
（6）经济效益高。LNG作为汽车燃料，可比汽油、柴油节省费用30%～40%，延长发动机寿命，减少维修费用。
（7）充装气方便快捷，车辆驾驶操作与使用燃油无区别。
（8）组份更纯，环保性能更优。LNG在生产中进行了极为严格的过滤和净化，脱除了深冷过程中可能固化的物质，如水、CO2、H2S、C3、C4及C5以上的重烃类和苯，净化要求和程度远远高于CNG，加之LNG中甲烷含量高达90%～99%，组份更纯，因而其环保性能更优越。象中原油田生产的LNG中甲烷含量高达97.8%，其组份详见（表3）。
（9）LNG可直接汽化为CNG，实现对CNG汽车的加气。
3 液化天然气汽车应用技术
中原油田中原绿能高科有限责任公司从1998年开始，对LNG汽车技术即LNG汽车加气站技术和LNG汽车技术进行了大量的研究工作。目前，已成立了“北京首科中原清洁燃料技术发展有限责任公司”，在北京进行LNG汽车的开发和推广，也是我国首家开发和推广LNG汽车的公司。
3.1 LNG汽车加气站
LNG汽车加气站有两种形式，一种是专对LNG汽车加气的单一站，另一种是可对LNG汽车、CNG汽车加气的混合站（L-CNG站）。
LNG加气站的主要设备有LNG专用储罐、LNG低温泵、LNG售气机和控制系统，流程类似于普通的加油站。L-CNG加气站是在上述LNG加气站基础上增设了一套汽化系统，主要包括：高压LNG泵、高压汽化器、CNG瓶组、CNG售气机。高压LNG泵将罐内的LNG增压后注入汽化器，LNG吸收外界热量而汽化，汽化后的高压气体存于CNG气瓶组内，通过售气机对CNG汽车加气。汽化过程由控制系统自动控制。
无论单一的LNG加气站，还是L-CNG混合站，其占地面积均不大，数百平方米即可，并且可以和加油站合建，以减少运行成本。
3.2 LNG汽车技术
LNG汽车一般分三种形式：即完全以LNG为燃料的纯LNG汽车、以LNG与柴油混合使用的双燃料LNG汽车、以LNG与汽油替换使用的两用燃料汽车。这三种LNG汽车的燃料系统基本相同，都是将LNG储存在车用LNG储罐内，通过汽化装置汽化为气体供给发动机，由此均可在相应的CNG汽车基础上，通过更换LNG燃料系统和相应的控制系统而实现。LNG汽车燃料系统一般由车用LNG储罐、汽化器、减压阀、混合器组成（见图1）。
3.3 LNG汽车应用技术中的安全问题
LNG汽车应用技术的安全问题，主要是低温问题。
（1）要求与LNG接触的设备、零部件，诸如储气瓶、加气设施、气化器及管线、阀门、金属软管、零配件等必须具有良好的低温特性，对材质要求较高，通常选用不锈钢、铝合金或紫铜制造。
（2）储气瓶、管线等要进行保冷处理。
（3）由于LNG吸热后会发生体积膨胀，必须防止因阀门隔离开的各液体管段或低温蒸气管段出现超压现象，在各管段上需要安装热胀式安全阀。
对于上述问题，在LNG汽车技术应用推广中，从各系统设计、设备制造到设备安装调试、车辆运行、安全监测等方面，都有严格的要求和措施，确保LNG加气站和LNG汽车的安全运行。
4 LNG汽车技术的经济可行性分析
4.1 LNG生产成本分析
目前，国外流行的天然气液化工艺是将天然气压缩至50个大气压，通过净化、复合制冷，一次性将天然气液化90%～95%，其能量消耗为0.3～0.5 kWh/nm3；若用天然气作为动力燃料，成本较低，液化成本为0.20～0.40 元/nm3（原料气价格为0.30～0.40元/nm3）。
中原油田LNG工厂在引进消化国外先进技术的基础上，充分利用气田自身压力作动力，采用分级制冷、部分液化（液化率为50%）的工艺，能耗较低。目前，液化天然气耗电为0.15 kWh/nm3，成本为0.3～0.32元/nm3（原料气价格为0.9 元/nm3）。
4.2 运输成本分析
LNG需要专用的储槽车运输，成本受车辆运行费用、维修费用、员工工资等因素影响。依据用户与产品供应地的实际距离，LNG的运输距离可分为近距离（200 km以内）、中距离（200～500 km）、远距离（500～800 km）。例如，从中原油田至山东省淄博市约400公里，如果以国产35 nm3柴油动力槽车运输，LNG与标准状况下天然气能量密度按625∶1计算，1 nm3天然气的运费仅为0.15元，即LNG运输成本为每百公里0.04元/nm3。
4.3 应用成本分析
LNG汽车直接用LNG作燃料，不需要做汽化处理，其应用成本为0.10～0.15元/nm3。
如果对CNG汽车加气，需将LNG用高压泵增压后自然汽化，转化为CNG，天然气的平均充装成本低于0.15 元/nm3，仅为CNG应用成本的1/3。
由此可以看出，LNG从生产、运输到使用，其成本受工艺、运输车辆、不同用户等诸多因素的影响，波动较大，三个方面的合计成本约为0.44～0.51 元/nm3。如果加上0.90 元/nm3的原料气成本，LNG用于汽车燃料时的综合成本为1.34～1.41 元/nm3。
4.4 LNG加气站建设投资及经济效益分析
根据北京首科中原清洁燃料技术发展有限责任公司当前市场开发情况来看，以建设一座加气规模为10000 nm3/日的综合式L-CNG加气站为例，如果主要设备诸如LNG泵、高压汽化器等从国外进口，其余设备采用国产设备，总投资约320万元（单一LNG站约250万元，LNG加气站、L-CNG加气站总投资远远低于CNG加气站的投资），动力不超过15 kW，需员工10人（与加油站合建时员工可以不增加）。以年售天然气300×104 nm3计算，年总经营成本约为60万元。当LNG进价与零售价差保持在0.4 元/nm3时，年利润约80万元，4年可收回投资。
4.5 LNG汽车的经济效益
如果1 nm3天然气的行驶里程仍等效于1.2 L汽油，90#汽油零售价按2.5～2.9元/L计算，液化天然气从产地分别运输到近距离、中远距离、远距离的零售价分别按2.2 元/nm3、2.4 元/nm3、2.6 元/nm3计算时，使用LNG作为汽车燃料比燃油分别便宜26.7%～36.8%、20%～31%、13.3%～25.3%。如一辆桑塔纳出租车每年行驶10万公里，可分别节省燃料费5300～8460元、3920～7120元、2580～5780元。
如果我国费改税的政策实施后，燃用汽油、柴油约需加征1.00 元/L的税，LNG汽车的经济效益将更加显著，使用LNG作为汽车燃料将比燃油节省费用达53%～38%（90#汽车销售价按3.5～3.9 元/L计算，液化天然气销售价按2.2 元/nm3～2.6 元/nm3计算）。
5 液化天然气汽车的发展前景
LNG作为汽车燃料，将以独特的优越性，进一步提高天然气汽车的环保性、动力性、节能性和经济效益，可以使燃气汽车续程得到大幅度提高，有效地解决了大中城市内天然气管网稀缺、CNG加气站建设投资大、压缩机噪音大、征地难等问题，与CNG形成优势互补，具有广阔的发展前景。可以预见，随着人们环保意识的日益增强和国家节能减排政策的大力推进，LNG汽车将会在我国得到大规模的推广和应用。
作者：焦世胜