天然气运输方式篇1
关键词：液化天然气；运输；特点
中图分类号：F407.22文献标识码：a文章编号：
一、液化天然气运输方式及其贸易现状
随着各国的传统能源的日趋枯竭，天然气能源被广泛认可。天然气是清洁、高效、环保、方便的能源，逐渐被广泛应用在工业、农业、民用住宅燃烧用气等多个领域，对于提升经济发展和提高环境质量中起着日趋重要的作用。天然气经预处理，即脱除重质烃、硫化物、二氧化碳和水分等杂质后，在常压下被冷却到一162℃即液化成LnG，通常采用丙烷预冷的混合制冷剂液化技术。由于液化天然气液化的成本不断降低以及在运输、储存及调峰方面具有独特的优越性，液化天然气工业发展态势迅猛，就2000年LnG的海上贸易量为9998万吨，折合成天然气为1369.6亿立方米，较1990年增长了近100%。液化天然气产业链是一个资金庞大、技术密集的完整链系，包括天然气的开采、液化、储存、运输和装卸、液化天然气再气化、销售等环节，产业链中任何一个环节的断裂都将导致其他主要环节的连锁反应。其中，液化天然气的安全运输是液化天然气产业链中重要环节，起到承上启下的纽带作用。目前，液化天然气的主要有管道、罐车和船舶三种方式，对液化天然气运输方式的特点及其存在的技术难点进行比较分析研究，将有利于推动液化气产业健康稳步的发展，推进优质环保能源的广泛应用，为经济发展作出应有的贡献。
二、液化天然气的管道运输特点分析
1、液化天然气长距离管道输送的可行性。管道低温输送的技术问题一直是液化天然气长距离管道输送的难题，但是，伴随低温材料和新工艺技术的发展，液化天然气长距离管道输送在理论和技术上是可行的。液化天然气是一种液体产品，在进行长距离管道输送过程中，其输送工艺比较类似于原油加热输送，管道沿线必须建有液化天然气加压泵站和冷却站等主要设施。当饱和液化天然气液体在管道中流动，由于管道沿线外界温度存在差异，一旦液化天然气受热，部分液态的天然气将被气化，在管道内形成两相流动，不仅增大了沿线输送阻力，而且很容易产生气体段堵塞流动的现象，严重影响管道的输送能力和安全运行，所以在液态天然气输送中必须实现液体的单向流动，防止温度差异导致的液体气化。目前，防止液化天然气气化的主要方法是采用密相输送工艺，即将管道的操作压力控制在临界冷凝压力之上，管道内流体温度控制在临界冷凝温度之下，使得管道运行工况位于液相密相区。同时，为降低因流动摩擦和过泵剪切引起的液化天然气温度升高，在管道运输途中建立天然气加压站和冷却站主要辅助设施，不断提升液化天然气运输效率。
2、液化天然气管道输送初期投资成本较高。由于液化天然气的管道输送要求在“密相区”运行，温度较低，必须采用性能良好的低温隔热材料，而目前好的隔热材料价格比较高，同时还需要建立天然气加压站和冷却站等使得液化天然气输送管道的初期投资成本较高。但是，与输气管道相比较，由于液化天然气的体积是其气态时体积的1/600，输送相同体积的天然气，液化天然气输送管径要小得多，可以节省管材的费用。伴随液化天然气贸易总量的不断增加，液化天然气输送和管理的综合成本将会不断下降。
3、液化天然气管道输送技术趋于成熟。在管材的选择方面:管道材质的选择是实现安全高效运输液态天然气的关键。由于要实现管道在低温“密相区”工况下运行，管材必须选用性能良好的低温隔热材料，通常液化天然气管材都选用9%和3.5%的镍钢。同时，还要考虑到管道焊接中的惰性气体保护焊以及管道内涂层减损技术的运用等方面。
在低温输送工艺方面:低温输送工艺是实现高效运输液态天然气的重要环节。在正式批量管道输送液化天然气前，需要对管道实施预冷，将温度从环境温度冷却到工作温度，为使管道保冷层和周围土壤降温，需要蒸发掉一定量的液化天然气，且经过相当长的时间才能达到热稳定工况。在液化天然气管道停输期间，由于周围环境热量的作用，管内液化天然气温度升高而达到饱和状态，甚至进一步气化而使管内压力急剧升高，因此要在进出站处设置安全阀和放空罐，以便将管道压力控制在安全范围内。
三、液化天然气的公路运输特点分析
1、液化天然气公路运输供应链初步完善。液化天然气供应链是指从液化天然气液化到供应全过程，主要包括天然气液化、液化天然气储存和运输、液化天然气再气化等重要环节。
（1）天然气液化。根据液化的目的，将天然气液化站分为基本负荷型和调峰型两种。基本负荷型液化站的任务是将天然气以液态形式运输到消费地，完成对天然气预处理、液化、储存等重要工作，其特点是全年连续运行且产量比较均衡。调峰型液化站的任务是为天然气供气系统提供一种储气调峰方式，起到削峰填谷的作用。调峰型液化站的建立，有针对性的解决了民用天然气量冬多夏少、输气管网发生故障等情况导致的供气不平衡方面的问题。
(2)液化天然气储存。储存液化天然气通常采用低温常压方式，储存温度在一161℃以下，压力一般不超过0.03mpa。液化天然气储罐有单容(封闭)罐、双容(封闭)罐以及全容(封闭)罐3种类型，目前运用比较广泛的是单容(封闭)罐和全容(封闭)罐，单容(封闭)罐主要构造特点是有一个带一次液体密封的敞顶式内置储罐，一个带一次蒸气密封的碳钢外置储罐，和一个用于二次液体密封的陶制围堤组成。全容(封闭)罐主要构造特点是由一个带一次液体密封的敞顶式内储罐和混凝土外置储罐组成。，外置储罐提供一次蒸气密封和二次液体密封，即便万一发生泄漏，外置储罐能够保持液体不外泄，并可以控制蒸气的释放。
(3)液化天然气运输及供气。公路运输采用的主要设备是低温液化天然气罐车，目前，我国已成功研制了液化天然气低温运输设备。液化天然气储罐有立式和卧式两种结构，主要采用堆积绝热和真空粉末绝热两种绝热方式，储罐容积分别为30立方米、100立方米、150立方米等。液化天然气罐车运输费用一般包括天然气罐车成本折旧、驾驶员工资、燃料费用等，通常按照单位里程费用进行估计。液化天然气供气通常采用设置供气站，特别适用于用气量大，又缺乏天然气源的地区。
2、液化天然气储存技术特点。
(1)支撑技术。LnG槽车贮罐的支撑主要有两种类型:支脚(有不锈钢支脚和玻璃钢支脚两种)支撑和链条支撑两种，这两种支撑方式已在大型低温贮槽中广泛应用。但对于LnG槽车必须考虑到运输过程中的冲击、振动及冷补偿等因素，要设计更为先进的组合支撑结构。
(2)绝热技术。低温储罐绝热结构直接决定了容器的性能。低温贮槽多以真空粉末绝热为主，但在LnG槽车中已开始使用高真空多层绝热，其绝热空间仅30～35mm，为真空粉末绝热1/10左右，而且绝热效果好。绝热材料采用一种新型复合多层材料，价格低廉，工艺性好;并采用一种加热充气置换新工艺，一般只需10天即可完成抽真空。
(3)安全技术。在液化天然气储运中，其安全性非常重要，应从储罐的布局、蒸气压的控制、储罐及管路的惰化与钝化、分层的消除、储罐与罐车的预冷等环节上进行控制，并在流程与结构的没计中完善。
(4)流程技术。因液化天然气是一种易燃易爆的低温液体，工艺流程中除了设置有充液、排液、压力液面检测等功能之外，还应当配备紧急截止阀、安全阀、放空阀、阻火器等设备。
四、结语
伴随液化天然气贸易的不断增大，无论通过那种方式进行运输，安全高效率的运输是非常重要，要不断革新技术上的系列问题，高度重视对各种类型储存容器研发，加强对LnG用配套仪表的研发、LnG应用终端的开发研究，不断提高LnG的应用领域，更好为经济建设服务。
天然气运输方式篇2
【关键词】压缩天然气；液化天然气；混空气
我国各大城市着力发展的气源主要是天然气。天然气供气方式分为管输供气和非管输供气。管输供气是一种大型的，工程量较大，覆盖面积较广的供气设施方案。由于地理环境的限制，在很多中小城市由于偏离输气管干线，又因为修建管道投资比较大，导致这些中小型城市无法使用管道供气。因此非管道运输供气成了这些地区的主要气源。
液化天然气（LnG）)供气技术、压缩天然气（CnG）供气技术以及液化石油气混空气（LpG）供气技术是目前我国主要采用的三种非管道供气技术。相比液化天然气技术、混空气供气技术，压缩天然气技术具有显著的优越性。
1、压缩天然气生产
压缩、脱水、过滤、储存是压缩天然气加气站生产工艺系统的主要组成部分。
（1）天然气压缩
压缩天然气的核心在与压缩工业。在进行该工艺时，由于气源的压力偏低，需要用压缩机压缩使其压力升高。在选用压缩机类型时，大多选用水冷活塞式，进行四级压缩。
（2）天然气脱水
天然气在高压环境中，容易被液化形成水化物。因此，为了让生产设备的安全得到保障，特别是高压钢瓶的安全，应对天然气的含水量进行限制。因为天然气的水分容易与二氧化碳等化合物发生化合反应，腐蚀钢制管道和容器。同时，水化物可能由于温度的过低凝结在管道内形成固体物，使管路、阀门、流通截面以及设备都受影响。所以脱水程序也特别重要。
当压缩机在进行天然气压缩时，如果其机体对冷凝水的生成量有限制，并且能够对脱水系统的阻力保持克服时，应在压缩机前设置脱水装置；当其机体对冷凝水的生成量不造成限制影响时，且导出措施有保障的情况下，可在压缩机后部设置脱水装置。此外，水含量也对脱水装置的设置位置有着重要影响。低压脱水和高压脱水是常见的脱水方式。通常对压缩天然气的脱水装置位置也有比较严格的要求，当使用的压缩机是无油式时，采用低压脱水方式，是有油时，采用分子筛作为吸附剂的高压脱水方式。
2、压缩天然气运输
压缩天然气槽车是专门用来运输压缩天然气的拖车，气压较高，采用瓶组式组成。通常每八只圆筒形钢瓶组成一组单车瓶组。
压缩天然气的安全性是运输中最重要的问题。其中钢瓶材质、牵引车性能、组装的工艺好坏、公路状况等是影响单车载运量的重要因素。为了进一步提高压缩天然气的运输效率，降低运输成本，压缩天然气运输半挂车是目前世界范围内普遍使用的运输设备。根据压缩天然气的生产情况的不同，天然气运输设备的压力等级也不同。具体等级如表一
表一CnG运输、储存设备压力等级汇总表
大容积气瓶运输和小容积气瓶运输是目前压缩天然气的运输设备类型。由于底盘与气瓶组的连接形式上各有不同，可分为捆绑式和集装管束式两种类型。在底盘上直接将气瓶与管件组合，并与专用连接工具连接钢带是捆绑式的表现形式，适用于大容积气瓶组装。而集装管束式则是通过将气瓶及其管件与iSo标准角件，集装箱专用底盘和锁具相连接。
压缩天然气的运输成本和运输距离存在着密切相连的关系。影响压缩天然气运输成本的主要有气源，运输距离。供气规模等因素。门站、长输管道、城市管网以及原料价格是管道供气方案主要的考虑因素，压缩天然气加气站、减压站、槽车、城市管网是压缩天然气供气方案考虑的主要因素。在供气规模相同的前提下，管道供气方案与压缩天然气供气方案的运输距离与投资成本呈正比关系。运输距离越大，投资成本越高，反之运输成本越低，投资成本则越低。压缩天然气供气方案在投资成本上明显优于管道运输方案。供气稳定、方便管理是管道供气的突出优点。投资少、见效快、运营成本低、工期短是压缩天然气的主要优点。用气规模小，离气源较远的中小城镇更适合采取压缩天然气供气。
压缩天然气的最大优点是能够快速实现供气，并且初期投资小，设备能连续性使用，适合用于长期性规模较小的城镇地区。混空气供气、液化天然气供气都各有各的优势，比如液化天然气运输成本较低，适合用于短时间内用气规模比较大的地区。但是相比压缩天然气，也存在着一定程度的缺陷。液化天然气设备投资较大，液化工艺比较复杂，必须将天然气气温降至零下163度才能进行装载运输使用。而压缩天然气对气源没有过高的要求，投资成本较低，一般建立在与用气城市较近的范围内。
3、压缩天然气减压供气
在压缩天然气运输到相关地点后，需要对其进行卸车，进入调压间进行减压。一般将压力降至0.3mpa与0.4mpa之间。随着压力的下降，温度也越来越低。当内部温度低于零下几十度的时候，可能会对调压器等装备的破坏。为了避免这一状况的产生，通常用三级降压的方法对压缩天然气进行减压储气，稳定减压环境。二级减压方式通常应用于流量比较小的装置。通常将压缩天然气从槽车进入一级换热器加热，使天然气升温至一定温度后进入一级调压器。将压力调减到7mpa后，在二级换热器设备中加热，再减压到1.6mpa即可。然后进入三级调压器使压力减到0.3mpa后，通过计量处理后输送至管网。
在压缩天然气进入减压站进行减压时，除了对调压设备的可靠性和安全性因素的考虑外，还需注意以下几方面：
（1）供气峰谷之间的流量差异。为了避免峰谷之间流量差异过大影响气体减压，在减压过程中，可将调压器采用多路并联。高峰时采用两条以上的调压器同时进行，低谷时只让一条调压器工作即可。设备工况良好时，尽量减少阀口频繁开启。
（2）通常压缩天然气减压站都是采用一路进口，容易导致由于槽车卸气进入最低时无法满足减压站的设计流量，致使其供气能力存在问题。因此，在设计天然气减压站时，可设置多个进口，采取不低于两路的结构同时卸气，确保流量供应。
（3）为了保证供气安全，必须在减压站的出口设置加臭设备。
4、结语
工艺简单、工期短、投资成本低，成效高是压缩天然气供气的主要优势。适用于用气规模小，离气源较远的中小城镇。随着社会经济的发展，压缩天然气技术需要不断改进，进一步适应城镇燃气供应需求。
参考文献：
[1]孙永康，CnG汽车加气站脱水装置的设置[J].煤气与热力，2002(3)
[2]申粤,乔珩,徐正康,压缩天然气供应工艺及规模的探讨[J].煤气与热力,2001(2)
[3]彭世,杨苑莺,小城镇生活能源与燃气化建设[J].煤气与热力,2006(3)
天然气运输方式篇3
【关键词】天然气；代输管网；建设运营模式；利弊；建议
中图分类号：C35文献标识码：a
近年来，随着我国天然气市场的发展，承担天然气运输供能的天然气管网建设不断加快，天然气基本管网构架初步形成，并已形成了西气东输、川气东送、海气登陆等气源的供气格局，同时在部分地区也开始形成了具有天然气代输（承运）功能的省天然气管网、市天然气管网。以下就天然气输配管网现状、天然气代输管网的利弊进行阐述分析，并提出一些建议。
一、国内气源以及输配管网现状
目前，我国天然气市场中的气源大致可以分为国产、进口管道气、进口液化天然气3种。而输配管网有西气东输一线、二线，川气东送以及接收站管线，省级天然气管网和城市管网几大层次。
1）长距离输配管网的特点是：①跨省区，输气距离较长，如西气东输一线、二线、川气东送线均跨越多个省区。②独家经营：上游公司基本既拥有气源或气田，又拥有自己的输气管线；既从上游直接开发或购买气源，又直接与下游用户签署供气合同，实行气源开采（采购）、输配、销售一条龙的经营。③输气能力大，长距离输送管线基本是管径大、压力高，市场空间广阔，点多、线长、面广，且安全连续供气较为保障。④配套建设一定输量的储气库或储气设施，具有一定的应急调峰能力；同时设有通讯和自控系统的附属设施。
2）LnG接收站拥有的管线也是天然气运输市场的重要组成部分。已建成的广东、福建以及在建的接收站都拥有自己的管线，连接省内（区域内）用户。其特点是：①既拥有接收、储存、气化设施，又拥有输配管线，集LnG接收、加工处理及输送于一体；②直接与上游气源方签订LnG购买协议，同时也与下游用户签订销售合同，并直接向用户供气；③基本上都采取长期合同的供气方式并实现上、下游合同完全背靠背，即在气量、供气期限、价格等方面均实行上、下游传递。
3）省级天然气管网建设现状。按照“多气源供应，全省一张网”等原则，部分省份相继成立了省级天然气管网公司，负责省内天然气长输管道的规划、建设和经营管理，参与城市天然气管网开发建设和经营管理，按照地方政府、气源供应企业或用户的要求向城市管网和终端用户输送、销售天然气，并收取一定管输费用。已经形成的省天然气公司的省份有江苏省、浙江省、江西省、广东省等等，上述各省天然气管网公司的管网建设运营模式不尽相同，如有的省份以“统筹调配”和“代输”相结合的方式；有的省份以代输运营模式方式等等。
4）地方城市自己建设与营运的燃气管网。这类管网一般由具有燃气专营资格的地方燃气经营公司所拥有。其特点是：①属地方性天然气输配主体，供气市场相对固定，且一般以行政区域进行划分，如某一市或某一地区；②供气对象一般为城市居民、工业和商业企业等，主要目标为终端市场，部分也起到一定的天然气代输（承运）作用；③一般不拥有气源，需要从跨区域输配管网，LnG接收站或其他气源方获得气源；④大部分属区域性燃气垄断经营企业，其销售价格受政府指导、调控。
二、天然气代输管网的利和弊
这里主要对具有天然气代输（承运）功能的中游天然气代输管网进行分析。此类天然气管网的形成，在一定程度上对创造GDp有一定的积极影响，同时也创造了一定的就业岗位，包括在工程前期规划设计、施工监管、后期的运营管理，甚至是在设备、材料等生产制造阶段，均给了社会创造了一定的就业岗位；在一定程度上也促进了天然气管网技术装备的研发和创新力度，并以此带动国内相关产业的发展；此外，部分天然气代输管网也利于天然气市场开发、落实，一是在原有燃气管线附近进行新市场的开发、落实，用气项目本身可直接从天然气管线接气，大大节约接气管线的投资建设成本；二是部分天然气代输支线的建设也可以进一步扩大管网对经济发展的覆盖区域，使天然气的供需衔接更加顺畅。但天然气代输管网也有存在它不好的一面，主要有以下几点：
1）独占垄断。由于输气管网的建设需占用土地资源、取得政府部门的路由规划许可等，部分地区、特定区域不允许重复建设，从而形成了管网建设与经营的政策排他性与垄断性。如果此类天然气管网的建设营运商同时拥有资源，就很容易形成对市场的独占垄断。在这种情况下，垄断者可以左右管输费的收费标准，迫使消费者或用户处于相对被动地位，只能接受垄断者的供气价格与供气条件，而不能进行有效的谈判、维护自身的利益，终端市场不能合理有效开发。
2）重复建设，浪费资源。由于市场争夺，资源方、燃气公司为扩大自己的市场占有率，争夺市场、限制竞争对手的市场发展，在这种情况下，重复建设输气管网的情况极易发生，增加燃气设施的重复投资，降低资源使用效率和投资的有效性、节约性，也形成一定程度的天然气管线重复建设。另一方面，由于目标市场和输气管网局限性及不一致性因素的存在，使得上中下游天然气输送管网的规划建设不同步、不协调、经营规模很难达到一个合理的经济规模，容易造成管网、站场设施的闲置与浪费，甚至由于中游天然气代输管网建设运营商没有资源优势，造成“有管线没资源没市场”的局面，不利于天然气市场的良性发展。
3）增加终端市场燃气成本。中游天然气代输管网，其实际是在资源供应方和城市燃气等下游天然气用户之间增加了一道输气环节，收取一定的管输费用，增加了下游用户的燃料成本，可能对终端用户的利润压缩，甚至直接反映到终端产品的价格上，减弱该地区、领域的产品竞争力，终端天然气市场发展受到了限制。
4）降低供气保障。一是在安全生产运营方面，由于上游气源供应企业和下游用气企业之间存在一道代输管网，为确保上游资源安全连续向下游天然气用户供气，必须确保上、中、下游工艺设备和输气管道均处在安全有效条件，并且各方需建立其良好的沟通协调机制。二是大部分天然气代输管网企业主要以提供天然气代输（承运）服务、收取管输费为目的，相关配套储气调峰设施尚未建设或健全，其应急调峰能力有限，一旦发生输气突发事件，很可能造成供气中断，无法保障终端连续用气。
5）增加了运营管理的复杂性。在日常输气管理方面，由于上中下游计量设备存在计量误差，容易造成计量误差的累积，甚至由于发生设备故障、维抢修作业等情况而引起天然气的跑冒滴漏，造成天然气在中游代输管网环节发生一部分的囤积或耗损，而导致代输环节管存压力的波动（升高或降低），影响下游城市燃气等用户的正常用气；同时，各相关方也容易对日常生产计量数据产生异议。
6）区域市场两级分化。由于市场争夺、利益驱动的存在，资源方、燃气企业可能投资修建中间天然气代输（承运）管网，以此管网为平台进行限制竞争对手的市场发展，容易造成仅对针对市场需求大、效益好、竞争对手将进入或规划进入的市场区域进行管网规划敷设，而对距离资源主干管网较远且较为偏远地区的投资建设不积极，同时受“一张网”的政策限制，天然气市场需求薄弱、效益较低地区短时期内难于获得天然气资源保障。此情形不利于天然气市场整体发展，容易造成区域市场两级分化。
三、天然气代输管网建设运营模式的几点建议
1、政策引导和鼓励
天然气输气管网工程是城市基础设施的重要组成部分，同时也是一项民生工程，地方政府出应台相关政策，限制天然气管道的重复建设，避免造成不必要的浪费；同时放开天然气市场，鼓励天然气用户科学就近接气，即鼓励天然气用户符合地方规划前提下就近与上游供气端直接接气，减少中间代输环节，降低燃气成本，提高终端消费的积极性。同时，可以鼓励向尚未形成市场规模但具有市场潜能的偏远地区修建输气管道，培育天然气市场，整体提高社会节能减排效益。
对于已经形成天然气代输管网的区域，出台相关政策对代输企业进行指导及监管，特别是涉及市场面广点多的天然气代输企业，结合区域市场情况，鼓励、引导建设一定数量的天然气储气罐、LnG气化站，以及其他天然气储气设施等等，从而具备一定的调峰能力和应急能力，并可发挥一定的调峰作用。同时，应对天然气代输企业实行必要的指导、监督与管理，尤其是在服务标准或质量、管输价格、输气供气的稳定性与可靠性等方面，实行严格的监督与控制，避免产生高利润与低服务质量不匹配等现象。
2、科学规划，分步实施
天然气工业正进入快速发展时期，应科学在项目建设、资源方选择、调峰与事故应急设施等方面综合考虑并与管输天然气有机结合。这可以结合实际对上游气源引进，中游管网布局和下游市场开发及推进落实，调峰储气设施的建设进行了统一规划，可依据资源市场情况分期建设，有步骤的推进。规划可以随着资源与市场的变化逐年调整，尽量避免重复建设，避免抬高下游消费端的燃料成本。
3、完善行业标准，加强监管
目前，中间天然气输气管网多气源联供面临的最大难点是多气源接收压力高低不一致、上中下游的“标方式计量”和“热值式计量”的计量方式不一，下游用户的用气设施匹配，特别是城市燃气用户的燃烧器具、工业用户的气质高要求与气源的适配性问题，因此，政府须制定适合多气源联供的天然气市场实际的行业计量方式、质量标准或条例。标准、制度的制定、优化能够加快天然气管网及配套设施建设的速度，有助于理顺燃气供求关系，优化消费结构。
同时，加强天然气管输价格、公平接入和安全运营监管，在管输价格的定价、成本、价格信息、价格执行等方面加强监管，以避免出现价格歧视的不正当竞争行为；建立管道接入的技术标准和协商程序，规范高效处理计量等商务争议，将公平接入、输气落到实处。另外，须明确运营主体的安全供应责任。
4、建立联动机制，科学管理
在存在中游天然气代输管网的供气局面，城市燃气等天然气用户需结合自身市场实际需求情况，做好需求侧的预测及计划安排，加强需求侧管理；资源供应侧需及时了解掌握下游天然气用户需求侧的用气结构、用气波动等实际用气情况，以及中游代输环节的管存压力等相关输气情况，做好资源供应计划安排，避免出现由于中间代输方管存压力逐渐升高或降低而影响正常的资源方的供应或需求侧的用气；中游天然气代输企业需要做好上游资源的接收，自身管存压力的监控，以及下游天然气用户的分输等工作，配合资源供应侧、终端需求侧进行调峰供气，实现平稳代输。
在日常运营管理方面，上中下游需要建立一套良好的沟通协调机制，沟通协调好日、周、月、季、年的日常生产运行，以及工艺设备的维护保养等相关工作。
四、结束语
能源消费结构优化、城镇化和环保政策将继续共同推动我国天然气市场需求快速增长，并带动承担天然气运输功能的天然气管网建设快速发展，同时也形成了一部分具有代输功能的天然气输送管网，天然气代输管网的形成、发展，存在其积极的一面，也存在重复建设、浪费资源、增加终端燃气成本、降低供气保障、增加运营管理的复杂性等消极的一面，为促进天然气工业的快速、有序发展，政府须结合实际，出台相关政策引导、鼓励、监管，同时各相关方做科学规划，制定完善行业标准，建立联动机制，实现科学管理，为天然气管网的建设运营、天然气市场的开发、落实、发展进一步创造良好的环境。
参考文献：
[1]薛波.中国天然气市场发展模式探讨.天然气工业,第29卷第6期
天然气运输方式篇4
[关键词]天然气；计量仪表；输差控制
中图分类号：te863.1文献标识码：a文章编号：1009-914X（2017）05-0104-01
对天然气本身而言，经常会受到各种因素的影响，导致输差的存在，所造成的影响也相对较为广泛。因此，要想有效的提升天然气在各个方面的性能，提升天然气计量仪表的质量，避免输差的出现是非常必要的一项内容。那么，在提升天然气计量仪表质量的过程中，可以利用一些有效的手段是，例如：对其生产工艺的调整，来保证天然气计量仪表的精准度，对其输差控制的一定的范围内，这样才能有效的提升天然气在各个方面的性能，确保了良好的经济效益。
一、天然气计量仪表输差产生的原因
输差主要是指天然气在是运输的过程中，受到一些因素的影响，其量值中产生一定的差值。其实，通过这个定义的了解，可以总结出一定的规律，也就是在天气气管道内压力的变化，其气体总量也在发生一定程度上的变化，从而导致天然气计量仪表输差的出现。
同时，在天然气运输的过程中，由于相关设备的维护工作相对较为缺乏，在加之受到一些因素的影响，设备的质量就会相应有所下降，例如：管道漏气等方面，这也造成天然气计量仪表输差现象发生的重要因素。
另外，导致天然气计量仪表输差现象发生的因素有很多，例如：设备的型号、运行方式等方面。并且，在天然气运行的过程中，由于外界温度的差异，都会引起天然气计量仪表输差的出现，这对天然气的发展也是非常不利的。
二、天然气计量仪表输差的控制措施
针对天然气计量仪表输差产生的原因，对其控制措施进行了简要的分析和阐述，通过一些方式方法的运用，将其输差发生的概率有效的降低，以此保证了天然气计量仪运行的质量、稳定、安全等性能，避免出现一些的不必要的问题。
（一）曲线法与先行计量法
其实，在上述的内容中，就可以知道天然气在运输的过程，经常会受到一些因素的影响，导致计量仪表存在着一定的输差。同时，就天然气计量仪表输差自身来说，管道漏气、温度等方面，都是不可避免的一席影响因素。因此，要想避免这一现象的发生，对先行计量的选择是非常重要的一项内容，并且在通过利用辅助方式，有效的、科学对天然气计量仪表输差温度进行解决。但是，在解决的过程中，应当对天然气输送管道进行全面的划分，并且利用分段的形式，对存在输差的管道进行相应的整理，最后将其各个方面进行全面的整合，制作成输差曲线图，这样不仅仅将天然气计量仪表输差的控制效果有所提升，也为后续工作的开展，提供了重要参考依据。但是，在曲线绘制的过程中，应当注意以下几点：1.在天然气计量仪表输差曲线图绘制的过程中，其画面上应当以两条线为主，展现是输差发生的程度。2.工作人员应当在一定程度上压缩检测范围，针对天然气计量仪表输差变化的程度，进行相应检查工作，以此降低天然气计量仪表输差发生概率。
（二）平衡流量法
在天然气计量仪表输差控制的过程中，选择精确度相对较高的计量表，经常会发生检测范围缩小的情况。那么，在实际测量过程中，应当每台设备对应的数据，作为分析和检测的基础，并且在根据计量流量计算的原则，对其相关的数值进行全面的计算，以此对天然气计量仪表输差进行有效的控制。同时，在计算的过程中，若是天然气计量仪表输差的范围相对较大，应当利用先进的设备和技术进行一起操作，针对相应的区域对其流量进行全面的测量，这样在展开天然气计量仪表输差分析时，具有一定程度上的针对性。
另外，工作人员在修改流量数据的过程中，不仅仅天然气传输中的实际情况，也应当确保对其计量行为、计量数据等，这样查找天然气计量仪表输差因素，提供了相对便利的条件是。但是，天然气计量仪表输差检查的过程中，应当避免反复检测，这样可以对输差的准确性进行一定程度上的控制，并且也减少了不必要的人力和物力浪费的现象。同时，在天然气计量仪表输差控制的过程中，工作人员也应当根据平衡流量法的应用形式，进行不断的扩展，也是降低天然气计量仪表输差的关键。
（三）数据跟踪法
在天然气计量仪表输差控制的过程中，数据跟踪法的执行方式相对较为简单，主要是利用天然气的传递性，可以通过数据的相互传递，对天然气计量仪表输差程度进行全面的分析。该项方式在运用的过程中，可以利用相应的技术和设备对相互传输中的数据，进行相应的分析，以此在最大程度上保证了天然气计量仪表输差数值的准确性。但是，在该项方式实施的过程中，应当对天然气数据相互传递中的稳定等性能，并且该方法可以避免偶然性发生的概率。
另外，在该方式实施的过程中，对相关的设备姓号、故障等问题，可以的进行全面的检查，根据其实际情况选择相应的控制措施，以此降低天然气计量仪表输差的现象发生，或者将其输差控制在可操作的范围内，不会影响天然气传输的质量。
结束语
通过以上的综合论述，天然气计量仪表输差对天然气的各个方面，都造成了严重的影响。因此，本文从天然气计量仪表输差发生原因的角度，对天然气计量仪表输差的控制措施。，进行了简要的分析和阐述。其实，在天然气计量仪表输差控制的过程中，要对相应的技术和方式，进行有效的应用，例如：数据跟踪法、平衡流量法、曲线法与先行计量法等方面，从而对天然气计量仪表输差数值，进行良好的控制，保证天然气在传输中的稳定、安全等性能，也为其发展提供了重要的技术支持。
参考文献
[1]孙超.天然气计量管理计量仪表与输差控制分析[J].中国石油和化工标准与质量，2013，22：81.
[2]徐敏敏.天然气计量管理计量仪表与输差控制探讨[J].化工管理，2016，07：149.
[3]庆轩，罗瑶瑶.天然气计量仪表质量管理及输差控制分析[J].中国石油和化工标准与质量，2016，15：19+21.
天然气运输方式篇5
论文摘要：在目前液化天然气需求旺盛的情况下，液化天然气道路运输市场也越来越活跃液化天然气道路运输安全问题已经成为途经各地尤其是已发生过安全事故地区的热点问题因此，要从运输公司、运输从业人员、罐车生产厂家及危险货物运输管理部门等各方面提出安全措施及要求。
0前言
随着我国能源结构的调整，特别是很多城市采用液化天然气作为城市燃气气源以来，液化天然气的消耗量逐年增加。为了满足当前我国对于液化天然气的需求，2005年初，河南中原油田建设了全国首家液化天然气工厂，国内其他省份也相继建设了一些液化天然气工厂，如新疆都善等，有力地促进了液化天然气道路运输的快速发展。
采用低温罐车方式储运液化天然气，可以发挥道路运输方式的灵活性，有效地补充当前供气网络不足的问题，利用远海、荒漠地区的天然气资源，扩大天然气的供应范围。由于液化天然气市场需求旺盛，液化天然气道路运输企业快速发展，如今已形成了几个较大规模的液化天然气道路运输实体，各类运输车辆达到上千辆，运输业务遍及全国各地，最远的运距达到4000多公里。
危险货物运输关乎人民生命财产安全，一直是人们关注和研究的热点问题。液化天然气作为2.1类危险货物，尤其是陆续发生的一些运输安全事故，引起了人们的广泛关注。
1液化天然气特性及罐车安全性分析液化天然气道路运输载体为液化天然气罐车和罐式集装箱，两者的主体结构基本相同，罐式集装箱主要用于多式联运，方便罐体装卸。我国已有多家专业液化天然气运输罐车及罐式集装箱生产厂家，产品按照《压力容器安全技术监察规程》、《低温绝热压力容器》(GB18442-2001),《液化天然气罐式集装箱》(JB/t4780-2002)等要求生产和检验。罐体为高真空多层绝热储罐，其绝热性能直接决定罐内的压力，若绝热性能不好，则罐内压力不稳定，会严重影响运输的安全性。
对液化天然气罐车的结构分析发现，安全隐患主要在于其后部操作箱内存在着大量的阀门和接头，如安全阀、液相阀、放空阀等，这些阀门直接与罐内相连通，如果哪个阀门出现问题，就可能会造成液化天然气的泄漏。
2液化天然气道路运输安全事故形态及原因分析
液化天然气具有易燃易爆的特性，若发生液化天然气道路运输事故，会给当地人民群众带来重大伤害，造成极坏的社会影响。为了突出重点，找出影响液化天然气运输安全的关键因素，本文对22起较为严重的液化天然气道路运输事故进行分析。上述22起事故中，有11起是由于LnG运输车辆发生交通事故，车辆碰撞或翻车引起液化天然气罐车出现安全隐患。如2006年，在连霍高速公路柳忠段1741km拐弯处，一辆罐车车速过快，加之路况不好，发生了严重的侧翻事故，使阀门松动，发生液化天然气泄漏。交通事故容易使罐体出现变形，由于阀门等部位相对脆弱，容易造成泄漏，但至今还未发生过罐车主体出现损坏而造成大面积泄漏的事故，说明罐体具有一定的防碰撞能力。
有7起事故为罐体阀门出现故障。如2005年，一辆罐车在京珠高速株洲段大石桥收费站附近，安全阀出现故障，发生液化天然气泄漏。罐车的主要故障是罐体的排气阀、安全阀出现松动，造成液化天然气泄漏。这些阀门的泄漏量都相对较小，通过采取紧固等措施，能够及时控制险情。
有3起事故为夏天炎热，罐壁温度过高，造成罐内压力过高，冲开安全阀。这种情况下若四周环境复杂，也易引发事故。如2006年，一辆罐车途经江都市田坝加油站附近时，由于气温较高，罐内气压升高，安全阀被冲开.使液化天然气从排气管中排出，经及时处理才避免了大的事故。
根据对LnG道路运输领域天然气泄漏事故的分析发现，泄漏事故的发生主要有三个方面的原因:
a)交通事故引起罐体及主要附件的损坏，发生交通事故的原因主要有:刹车失灵等车辆自身问题;驾驶员对道路不熟悉，遇到问题采取措施不当;驾驶员违反危险货物车辆驾驶的相关规定，出现超速行驶、注意力不集中、疲劳驾驶等行为;
b)安全阀等罐体部件由于老化或运输过程中的颠簸出现故障，如阀门出现松动等问题;
c)温度的影响比较明显，夏天天气炎热，温度过高，易引起道路运输过程中的液化天然气罐体气压上升过快，引发事故。
无论是发生交通事故还是罐体出现质量问题，从更深层次来看都是运输企业管理制度的问题。如某运输公司所属车辆发生安全事故相对较多，说明这家运输公司的安全管理制度存在着一定问题，对于驾驶员管理存在严重漏洞，导致驾驶员经常出现超速等违章行为，才会接二连三地发生事故。另外，运输企业没有建立完善的罐体检查及维护制度，也会导致罐体在运输过程中出现一些质量问题。3液化天然气道路运输安全对策
考虑到安全事故发生的原因主要为人的不安全行为、物的不安全状态及管理不当等，为了改善液化天然气道路运输安全状况，应从运输企业、运输从业人员、罐箱厂家及运输管理部门等各方面，提出相应的安全措施及要求。
3,1对承运企业的要求
承运液化天然气的道路运输公司必须具备2类危险货物运输资质，且符合《危险化学品安全管理条例》、《道路危险货物运输管理规定》、《汽车运输、装卸危险货物作业规程》、《汽车运输危险货物规则》等法规、标准对危险货物运输的要求。
运输企业应建立健全安全生产管理制度，并严格落实。对罐车应建立技术档案，对阀门、仪表维修状况等进行跟踪检查，保证罐体的阀门等关键部件在运输途中不会出现故障。
对液化天然气道路运输要进行安全评估，辨识各种危险因素，制定相应的安全对策。运输企业应制定液化天然气罐车的突发事件应急预案，通过培训使驾驶员及押运人员能够采取正确有效的补救措施。
要对液化天然气道路运输全过程进行安全控制，对运输车辆实行GpS全程监控，公司实时掌握承运车辆的运输动态，约束驾驶员的行为，加大对驾驶员超速驾驶等不安全行为的处罚力度，加强风险控制，增加安全性。
3.2对运输从业人员尤其是驾驶员、钾运人员的安全要求
不论液化天然气罐车还是罐式集装箱运输车辆都属于重型货车，当遇到突发情况时，往往难以控制，容易引发交通事故。故驾驶员要做到小公安全驾驶，不留事故隐患。
驾驶员及押运员要了解液化天然气的性质、危害特性及罐体的使用情况，一旦罐体出现安全问题等意外事故时能采取紧急处置措施。事故发生时，要及时使用干粉(最好为碳酸钾)灭火器灭火，不可用水直接喷淋液体泄露处。在遇到紧急情况时，要及时向当地公安机关报告，避免事故后果进一步扩大。采取一切措施，配合当地事故救援单位，减少事故危害性，必要时进行泄压、倒罐处理，确保安全第一。
3.3对罐车生产厂家的要求
罐体的质量直接决定了液化天然气道路运输的安全性，高质量的罐体也是保障液化天然气道路运输安全的基础。罐车生产厂家要提高产品质量，尤其要加强对罐体关键部件如阀门、管路等的质量管理和检验，避免出现故障。另外，要定期对罐车使用情况进行跟踪调查，以便及时根据罐车使用中发生的问题进行改进设计，进一步保障质量和安全。
3.4对各地危险货物运输管理部门的要求
目前我国已经加强了对危险货物运输的整治力度，也取得了很好的效果，但还需加强相关职能管理部门的日常管理职责，制定切实可行的安全应急预案，并不定期地进行演练，加强对液化天然气运输车辆的监管，避免出现故障。交警部门要对液化天然气运输车辆超速等行为进行严肃处罚，规范驾驶员的驾驶行为，保障车辆规范运行;交通运管部门要对液化天然气运输公司严把准人关口，加强对液化天然气运输从业人员的安全培训和考核，加强日常监督检查，及时制定针对液化天然气道路运输作业及管理的操作规程;质检部门需要加大对罐体的质量把关.以从源头上确保安全;消防等部门要全面了解液化天然气的特性，必要时能及时采取合理措施，避免事态进一步扩大，消除险情。
天然气运输方式篇6
关键词：天然气；管道运输；安全运行
引言
我国现代化事业正在不断发展壮大，石油工业发展尤其迅速，对我国的经济发展起到举足轻重的作用。石油工业的发展离不开石油天然气管道运输工程，管道运输成为助力石油工业发展的主力。经过几十年的发展以及我国人民的不断努力，目前我国的石油天然气事业蒸蒸日上。据相关数据统计，我国石油管道总长度已经在5万公里以上，当前已经形成了一个完善的网络体系。天然气是一种十分重要的化工原料，同时也是一种清洁、高效的能源。天然气对我国经济发展有着重要作用。随着社会的发展，对天然气的需求量也在不断上升，因此，天然气的长输管道承载着巨大的运输压力。长输管道具有运输距离长、运输量大、运输压力高等特征，许多管道铺设在人群密集区域。因此，天然气的长输管道运行的安全性成为重点内容，尤其是对其安全运行进行优化设计十分必要。
1天然气长输管道安全运行必要性分析
天然气的主要运输工具就是管道，而长输管道运输也是最为常见的天然气运输方式。天然气的主要特点就是易燃易爆，因此，天然气的运输一定要小心谨慎。长输管道通常需要长时间持续运行，覆盖面比较广，强度比较大，容易受到环境影响，如果发生泄漏，后果不堪设想，不仅给天然气运输工作带来影响，还会造成污染环境，引起火灾事故，给人们的生命财产安全造成威胁。因此，一定要对天然气长输管道安全运行进行优化管理，以保证天然气长输管道运输的安全性。
2影响我国天然气长输管道运输的因素
2.1社会因素与自然因素
一些不法分子受到利益驱使，在天然气管道沿线通过不法方式偷窃天然气。有的不法分子直接在管道下打孔放气，然后用一些简陋的容器存放天然气，通过一定处理后自己使用或者低价卖给别人，这样的行为对人们的公共安全造成严重危害，极容易发生天然气泄漏，从而引发爆炸、火灾等事故。此外，在一些国际管道运输中，还存在或者非法武装的威胁。天然气长输管道运输分布在我国大江南北，管道经过的地形非常复杂，不同的地域差异会对管道运输造成不同的影响。例如，在一些地震、滑坡等地质灾害严重的地区，管道很容易受到损坏，天然气的长输管道运行也会受到影响。另外，管道与外界环境发生化学反应，容易出现腐蚀现象，管道寿命大大缩短。
2.2设备设施方面的因素
（1）天然气长输管道遭到腐蚀。运输天然气的管道腐蚀之后，管道壁变薄，寿命缩短。管道受到腐蚀的因素很多，例如防腐材料效果差，管道材料抗腐蚀性能力较弱，阴极保护无效等等。管线遭到腐蚀会引发原油泄漏，从而引发爆炸，造成巨大的经济损失。因此，管道腐蚀问题应该引起充分重视。（2）管道自身破损问题。天然气管道运输本身需要承受巨大的压力，并且常年持续作业，不仅要穿越崇山峻岭，还要遭受各种外界因素影响，长此以往，许多管道不堪重负，有的部位开始失灵、失效、破损、裂开。2006年某输气站发生重大爆炸事故，主要原因就是管道自身破损，气体泄漏导致。因此，天然气管道需要实时进行检修、防止管道长久失修导致破损，引发安全事故。
2.3人为因素
（1）缺乏安全知识。由于天然气运输的管道工程带动，管道周边的经济发展非常迅速。以前管道周边人口稀少，但是管道铺设之后，人口大量聚集。在许多管道周边还设置了学校、工厂等人口密集的单位，还经常出现违章违建现象。另外，在城市与农村交界地区，有的管道建设极为不合理，这对人们的生命安全造成严重影响。长输管道的建设通常需要高素质人才，施工方面的要求也非常高，但是如果施工人员素质较低，没有安全意识，不懂得如何减少安全隐患，这就很容易导致危险事故的发生。（2）管理工作不严格。天然气长输管道建设在管理方面存在很大问题。对于天然气长输管道的建设本来应该由一定资质的施工企业严格执行，但是实际工作中，由于各方面原因，施工建设被分包给不同的施工企业，这些企业在资质方面并不一定完全达标，尤其是在管理方面，对工程质量把关不够严格。例如，现场监督工作不严，导致工程进度迟缓；对工程材料质量管理不足，导致工程质量不过关等等。另外，施工人员的技术也存在一定问题，很多施工员只从事过小工程的施工，对管道运输这样的大工程缺乏经验。（3）施工方面的因素。天然气长输管道建设是一个庞大的工程，并不是一家施工单位就能完成的。不同的施工单位在建设时未必采用的是同一标准，也并不能同时开始施工和完工。因此，不同的区域所建设出的管道有时候出现连接困难，或者彼此之间电流会产生影响，从而导致管道腐蚀，天然气泄漏。另外，为了赶工期，有时候会采用大型机械作业，这些机械有可能对管道造成损害，各种碾压、挤压等行为容易造成管道破裂，引发安全问题。另一方面，如果天然气长输管道建设在选择和应用材料的时候没有根据相关规定进行很容易影响管道质量。
3天然气长输管道安全运行的优化管理措施
3.1加强场站管理，进行标准化操作
（1）加强场站管理是有效管理长输管道的重要措施，但这一举措必须根据天然气长输管道实际情况来进行。相关单位制定清洁管道的周期计划，定期派出工作人员清洁天然气运输管道，特别是在管道运输刚开始阶段，尤其要重视这一项工作。（2）定期管理与维护场站的设备，例如通讯设备、仪表设备、自动化设备等等，主要目的是保证管道运输过程中各项设备能正常使用，即使发生故事，这些设备能立即反映出来，从而使得场站设备的可靠性、有效性得到大大提升。（3）对于管道建设和维护的相关体制要不断完善。针对工作人员的工作考核、事故发生的应急机制等要制定完善的制度保障。工作人员在日常的工作中要严格按照标准执行，在遇到设备故障时要临危不乱，及时处理。
3.2完善长输管道路线设计
对于天然气长输管道运输来说，路线设计是其中非常重要的内容。一般来说，在设计天然气长输管道的路线时应该从下面几点入手。（1）如果管道铺设在比较平坦的地段，首先要考虑管道的实际情况，严格根据设计标准来铺设，以保证管道运输时一定是安全的。但是如果管道铺设地段具有一定的高度，一定要考虑到压力的影响。而如果管道铺设地段是比较低洼的地段，一定要考虑到水流影响。不管管道走向如何，保证其运输安全性是第一要素，要切实做好防腐、防水、防漏等保障措施。（2）如果长输管道需要穿越河流，首选要考虑河流的具体情况，然后加以设计。比如，管道与河流之间应该保持多度进行交叉，然后应该通过哪些方式保护管道，尽量使管道受到的水流影响最小。一般来说，管道与河流保持90°垂直交叉时，可以对管道起到良好保护作用，这时受到的水流影响最小，安全性最高。管道与河流倾斜交叉时，对管道影响较大，安全性较差。当河水冲刷力度比较大时，管道受到影响也较大，不利于管道运输安全。（3）如果管道走向地段经过山区，一定要考虑到山水冲刷影响管道运输安全。山区地段的管道建设应该注意以下几方面：第一，如果管道沿着山梁铺设，一般受到山水冲刷力度较小，管道安全性比较高；第二，如果管道沿着山坡铺设，某一些管道受到山水冲刷力度较大，安全性受到影响；第三，如果管道沿着山脚铺设，局部管道受到较大的山水冲击，管道安全性受到威胁；如果管道沿着汇水沟铺设，管道受到很强的山水冲击，管道的安全性也最低。（4）长输管道铺设的另外一些优化设计：例如，在河流中建设管道时，尽量避开急流区域选择流水较缓的区域，避开弯曲的河道选择笔直的河道；在山区中建设管道时，尽量避开水流汇集区域选择水流较少区域，避开边坡不完整区域选择边坡完整区域；在低洼区建设管道时，尽量避开沙漠、沼泽、土壤松动的区域选择一些高台区；在腐蚀性较强的区域建设管道时，尽量选择腐蚀性较小的区域；在人口密集的区域建设管道时，尽量避免人口密集的地方选择人口稀少的地方。
3.3加强长输管道防腐工作
天然气长输管道运输过程中受到腐蚀的可能性非常大，这对管道运输安全性造成极大影响。因此我们需要进一步提升管道防腐技术，提高天然气管道运输的安全性。主要可以从以下几方面入手。（1）阴极保护。阴极保护技术属于电化学保护的一种，阴极保护主要分为两类：第一种方式为外加电流，第二种方式为牺牲阳极。这种保护方法的主要原理是，在被腐蚀金属的表面进行一个外加电流的增加，被保护的物体表面为阴极，而被腐蚀的电子受到外加电流影响开始迁移，从而降低金属表面的腐蚀性。（2）防腐材料的使用。当前很多防腐材料被使用在长输管道中，聚乙烯材料使用最为广泛，它的防腐蚀性也相当强，不仅可以防腐，还可以防止管道老化。（3）防腐涂层技术推广。随着科学技术水平的提升，长输管道运输中应用到的防腐涂层技术也在不断进步。当前，使用较多的防腐涂层技术有热喷涂防腐技术、内防腐涂层等，这些技术的使用对于长输管道防腐有着重要作用，可以根据管道的实际情况选择不同的防腐涂层技术。
3.4加强天然气长输管道的安全设计
（1）根据管道运输能力决定运输方式。天然气长输管道运输需要考虑自身运输能力以及用户要求等，如果需要加压，采用怎样的运输方式最合理。如果需要进行峰值调整，考虑到管道运输末端的储备能力。（2）天然气长输管线可以根据不同季节峰值变化进行调整。在天然气使用的高低峰值时期，长输管线的管理也应对应落实。城市居民使用天然气的用量会随着气候变化、生产规模、生活习惯等变化。因此，在进行天然气配送系统设计时一定要对用户的用气量波动情况进行分析，然后根据峰值合理调整输气量，既能保证满足用户的需求，又能合理管理天然气的运输。（3）天然气长输管道的投资与运行成本有许多因素有关，例如管道的走向、管道的设计方案等等，因此，管道设计一定要选择科学的数据、合理的参数。
3.5加强技术支持，保证管道安全运行
（1）建立完整的管道评价体系。所谓建立完整的管道评价体系就是对天然气长输管道运行过程中存在的危险系数进行分析，评估其风险性大小，并得出合理的结果，最后进行处理，这样有利于降低天然气管道运输的风险性。最近几年，越来越多的学者开始研究管道评价体系，主要目的就是减少管道运输的危险性，制定合理的措施应对安全问题。完整的管道评价体系包含内容众多，例如管道运输的风险检测、管道维修评价、管道危险性预测、管道管理方案执行评价等等。（2）利用先进的检测技术。我国的天然气管道运输安全问题可以通过提升技术来解决，尤其是吸收和引进一些西方先进技术。比如，在国外的管道运输中常使用到智能检测技术，可以检测到管道运输的问题，然后通过分析和评价为管道运输提供科学的解决办法。我国也可以引进这一技术，对一些地形比较复杂、环境比较恶劣的管道区域进行检测，及时发现存在的运输安全问题，防止泄露事故的发生。另外，管道运输的最大阻碍就是腐蚀性强，因此要进一步加大对管道运输的防腐性进行检测，从而提高天然气的安全运输水平。
3.6严控管道设计质量，加大整改力度
天然气长输管道设计部门在进行管道设计时首先应该对铺设管道的地段进行调研和考察，尤其是对该地段土壤特性、水流冲刷力度等进行合理评估分析，要具体得出数据结论，不能纸上谈兵。另外，设计部门还要与施工单位进行有效沟通，一定要让施工单位严格按照管道设计标准进行施工。施工单位采用的材料与工程质量都要经过相关部门审核，确保管道工程质量，防止安全问题出现。此外，对于长输管道建设要进行全程检查，一旦发现工程建设中出现问题要及时整改，避免发生安全事故。
3.7加强事故应急演练，加大安全宣传力度
长输管道管理的相关部门一定要做好日常管理工作，组织人员进行专门的巡查，制定完善的巡查制度，分级分部门有针对性地进行管道腐蚀工作排查。另一方面，工作人员还要进行管道运行事故应急预案演练，主要是预防事故发生后没有足够的应急能力，因此，经常演练有利于及时抢救事故发生后人们的人身安全，并且减少经济损失。
4结语
天然气被广泛应用在我国各个领域，天然气长输管道工作中的安全问题逐渐凸显，主要原因在于天然气管道运输存在一定特殊性，例如管道铺设地形复杂、面积广大等，因此，管道建设经常在施工、运行、管理等环节发生安全问题。本文主要对天然气长输管道安全运行提出了一些建议，主要目的是加强管道建设安全管理，降低管道运输的危险性，减少安全事故的发生。
参考文献：
[1]吴东.天然气长输管道运行优化[J].石化技术，2015(4):5~6.
天然气运输方式篇7
天然气运输合同范文一托运方：乌鲁木齐广汇天然气有限公司(以下简称甲方)
承运方：新疆广汇液化天然气发展有限责任公司
鄯善汽车运输分公司(以下简称乙方)
合同签约地：新疆鄯善县
经甲乙双方充分协商达成意向，由乙方为甲方承运液化天然气，为明确甲、乙双方在天然气运输过程中的权利和义务，具体条款如下：
一、运输货物种类、质量及运输方式：
1、运输货物：液化天然气，简称(LnG)。
2、运输方式：公路汽车运输。
3、天然气质量：符合中华人民共和国国家标准GB17820-1999《天然气》中作规定的Ⅱ类天然气。
二、协议履行期：
承运日期：自20xx年6月1日至20xx年5月31日。合同到期，经双方协商同意，可以办理续约。
三、运输地点范围：
1、本协议运输起点为：新疆鄯善火车站镇广汇(LnG)液化工厂。
2、本协议运输终点为：甲方指定的(LnG)接收气站。
四、甲方的权利和义务：
1、有权监督乙方是否为甲方提供了安全、及时、准确的运输服务。
2、有权监督乙方按时完成约定的运输运量计划。(每月25号前甲方给
乙方报下月的承运计划)
3、因供气设施发生的故障而变更运输计划时应及时通知乙方。
4、甲方按双方确定的运价、结算方式及时间，按期与乙方结算，支付运费。
五、乙方的权利和义务：
1、乙方提供10台手续齐全完好车辆，必须对运输车辆及货物进行保险;具备道路运输经营许可证危货2类及其它有关资质;危货运输从业人员必须持证上岗，各类证件齐全。
2、乙方在甲方(LnG)工厂灌装接气完毕，货物过磅称重，乙方在磅单签字后的货物风险由乙方承担。即：在运输过程中发生的事故或货物的损失均由乙方负责和赔偿。
3、乙方应确保车辆的完好性，服从甲方统一调配准时到达甲方指定地点。如需调整车辆或变更时，应提前48小时通知甲方。
4、货物重量以广汇液化厂磅单为准，卸车时的合理误差按每车±150公斤计算。超出此范围由乙方按(LnG)出厂价从运费中扣除。
5、乙方承诺按照甲方每月运输计划，向甲方出具书面《车辆编配数量计划承诺书》，确保运输车辆的数量，保证完成甲方的运输计划。
六、违约责任：
1、如因乙方未能确保运输车辆数量或甲方的运输计划，应当向甲方支付壹万元违约金，且甲方有权从应支付的运费中扣除，违约金不足，甲方有权扣除保证金，不足部分甲方仍有权追究乙方赔偿损失的权利。
2、如因乙方未能按时、按量发运(LnG)运输车辆，将受到以下制裁：可以加收违约金壹万元损失赔偿和/或终止合同。
七、运费结算：
1、运费价格：给乙方承运运费单价按双方约定的价格执行。
2、里程计算：具体里程数由双方核实确认为准。
3、吨位计算：乙方承担在运输过程中产生的磅差，在乙方开具相应的运输发票时应将产生的磅差进行冲减。(双方对账明细确认后盖章)
4、结算期间：乙方负责向甲方开据专用运输发票。甲方依据乙方开出的发票，在10日内结算运费(自双方对帐确认收到发票日起计算)。
5、为避免风险需缴纳运输保证金，首次运费中甲方有权扣除壹万元作为合同保证金，该保证金作为乙方完成全年运输计划或确保每月运输车辆数量等履行保证金，合同到期后保证金由甲方一次性退还乙方。
八、调价因素：根据国内燃油价格调整幅度及(LnG)的供需情况，造成承运方实际运输成本变化，经甲、乙双方协商同意后，甲方可对液化天然气承运价格做适度调整。
九、争议解决方式：双方在履行合同发生争议或纠纷时、应友好协商解决，若协商不成、双方中任何一方均应向合同签订地人民法院提起诉讼，本合同经双方签字盖章后生效。
十、其它：
本合同未尽事宜、经双方协商一致可以签订补充条款或补充协议，与本合同具有同等法律效力，合同一式肆份，甲、乙双方各执两份。
十一、结算信息：
甲方名称：乌鲁木齐广汇天然气有限公司
地址：乌鲁木齐经济技术开发区上海路6号
开户行：交通银行新医路支行
帐号：6511008610
电话：0991-6889012传真：0991-6889013邮编：813400乙方名称：新疆广汇液化天然气发展有限责任公司鄯善汽车运输分公司。
地址：新疆鄯善县火车站镇友好西路南侧
开户行：中国银行股份有限公司鄯善县火车站支行
帐号：
税号：
电话：
甲方：乌鲁木齐广汇天然气有限公司
甲方代表：
乙方：新疆广汇液化天然气发展有限责任公司
乙方代表
签订日期：1082095692796521227668104960995-7661027传真：0995-766103208邮编：838202鄯善汽车运输分公司20xx年6月1日
天然气运输合同范文二托运方：xxxxxxxxxx有限公司
承运方：xxxxxxxxxxxxxxxxxxx
签订日期：20xx年八月八日
根据《中华人民共和国合同法》及其他相关法律、法规的规定，经托运方和承运方双方友好协商，就有关液化天然气运输事宜签订本合同，以共同遵守。
第一条合同期限
本合同约定的有效期限为：自年月日起至年月日
第二条托运货物
1.本合同约定的托运货物为液化天然气，英文简称“LnG”。
2.托运方交承运方运输的液化天然气，应符合中国国家GB17820-1999Ⅱ类天然气气质标准。
第三条运输区间和方式
1.本合同约定的运输区间为：
2.运输方式：承运方以公路运输的方式为托运方运送液化天然气。
第四条运输计划
1.运输计划：承运方调度人员每天上午10：00之前，将未来48小时之内可用车辆上报至托运方调控中心，托运方调控中心根据承运方上报可用车辆信息，将具体运输计划提前24小时通知给承运方调度人员(首批运输计划应至少提前48小时通知)。
2.运输计划传送方式以书面方式为主，包括传真、电话、网络、电子平台或其它信息化系统。
3.日常联系：双方应各自设立有人24小时值班的生产调度管理机构，具体负责协调确定月承运量和监控协调月承运量的执行。双方应在运输起始日开始的十日前将各自设立的生产调度管理机构名称、负责人、正常联系电话、应急联系电话等书面通知对方。
第五条运输价格
报价表
承揽运输量及价格：
1、乙方承诺组织运输槽车辆，保证承揽运力吨/天。
2、参考行业内市场价格，双方协商后确认价格执行。
3、运输的公里数需双方确认同意后执行
第六条交付和计量
1.承运方运输的液化天然气的交付地点为：按托运方运输计划中指定的接收站点。
2.液化天然气采用汽车衡称重计量方式，如卸车量与承运方在液化天然气工厂装车量的计量差在正负200公斤(含200公斤)范围内时，以装车量为结算依据。
2.1.如超过正二百公斤范围时(卸气量>装气量)，LnG计量按卸气量计算，超出部分托运方以运费形式支付给承运方。
2.2.如超过负二百公斤范围时(卸气量<装气量)，LnG计量按卸气量计算，损失由承运方按照出厂价在运费中扣除。
第七条结算
1.托运方指定承运方给托运方客户配送LnG，承运方和托运方及托运方的指定联系人每月进行结算数据的核对，核对无误后的结果作为双方结算的依据。
2.本合同生效之日起，每月25日为结算日，结算日后5个工作日内承运方将开具相应的运输发票给托运方及其所属公司并以特快专递的形式寄出。
第八条付款
运费由承运方与托运方或托运方客户定期结算。依照的双方对账签认，承运方开具运输发票，托运方依据接收的运输发票结算运输费用，或者协调托运方客户按时结算运输。
第九条托运方的权利和义务
1.托运方按装车磅单的数量将货物交由承运方托运，托运方应向承运方明确货物运达地点，如运达地点发生变化时托运方应提前通知承运方。如承运方无故不按托运方指定的卸气地点卸气，托运方有权拒绝支付本趟运费，并追究因托运方没按指定地点卸气而造成限气或断气的一切损失。此外，对于因托运方变更运达地点而产生额外运费由托运方承担。
2.托运方为承运方指定的接收站点必须具备使车辆调头、倒车、会车、转向、行驶等符合要求的硬件场地。
3.托运方应按照合同的约定，协调各用气单位及时向承运方支付运费款项。
4.托运方有权对承运方的承运车辆运行情况进行监控，承运方如不服从调度，或完不成托运方预算当月运量，托运方有权解除劳动合同。
5.车辆到达托运方装卸地点后，因托运方装卸站点不能及时安排装卸车而造成车辆滞留时，压车时间不得超过8小时，超出时间按待装待卸收取费用(计算方法：按照200元/小时，)，压车时间的确认需要接收场站的现场人员签字。超过12小时，托运方接收站点向承运方支付压车费按台班计算，按每台班20xx元人民币/天.车的标准支付压车费;承运方向托运方接收站点开具运费发票
第十条承运方的权利和义务
承运方应按照合同约定和托运方的要求做到及时的运输和交货。保证全年运力平稳、有序，在冬季运力紧张时，不得擅自给其他企业、个人承运，如发生冬季运力紧张，无法保证LnG正常外运的情形，将赔偿托运方的损失，托运方有权取消其承运权
1.承运方在运输过程中，应保证托运方的货物安全到达，由于承运方责任导致货物损失，承运方必须按价赔偿给托运方。
2.承运方统在运输天然气过程中出现安全事故责任与托运方无关。
3.承运方所属车辆，应统一安装托运方要求的GpS监控系统。未征得托运方同意，不得擅自将所托运货物运往其他接收站，违例事件一经发现，托运方有权追究责任并予以索赔及处罚，取消承运方的运输资格。
4.承运方统一管理为托运方服务的其他运输公司的车辆。保证为托运方承担运输任务的车辆须具备国家要求的各类证件，做到手续齐全，符合国家危险品运输法律法规的相关要求。
5.承运方发生组织架构变更，不得影响本合同约定运输任务的执行;如若确实无法保障执行的，承运方必须提前十个工作日以书面形式通知托运方。
6.承运方应负责运输货品的安全，由于突发性事件引起承运方的运输车不能按托运方的运输计划到达指定的接收站时，承运方应提前5个小时通知托运方，并有责任提前确定应对措施。
7.根据托运方的运输计划，承运方有义务在接到书面通知当日内予以反馈，并服从托运方的调度计划安排，对于不能满足托运方计划的情况，必须给予书面答复。另外，对于托运方安排的紧急二次调运，承运方有义务积极协助执行。(具体事宜双方协商确认)
8.承运方司机与车辆应符合国家法律及相关法规要求，如因泥石流、大雪封路、恶劣天气、道路维修等因素导致车辆不能正常返回，或车辆需要按照国家规定进行年检、二级维护、罐体检验等导致承运方每天为托运方承运的车辆达不到第四条第1款约定数量的情况除外，但要以卫星系统信息为准，并且承运方要尽努力为托运方提供支持，以减少上述事项给托运方带来的损失。(具体事宜双方协商解决)
9.承运方有义务对车队驾驶员进行槽车安全操作培训，并对驾驶员行为规范负责，如若发生驾驶员违反安全操作的生产事故，由责任方承担经济赔偿。
10.承运方应向托运方提供以下资质证件：①营业执照(复印件)②经营许可证明文件③行业资质证书④税务登记证(复印件)⑤组织机构代码证(复印件)、⑥牵引车及槽车行驶证(复印件)、罐体使用证及槽车压力容器使用证(复印件)、⑦驾驶员及押运员相关手续复印件，复印件上需加盖公章
第十一条违约责任
1.因托运方的行为不符合本合同约定，给承运方造成实际损失的，托运方应当赔偿直接损失。
2.因承运方的行为不符合本合同约定，使运输物品不能及时到站，发生限气、断气事故，造成托运方实际损失的，承运方应当赔偿直接损失。
第十二条不可抗力
1.“不可抗力”指超出当事一方控制、致使该方未能全部或部分履行本合同义务的任何事件或情况，该事件或情况是上述当事一方所不能预见、不能避免并不能克服的。
2.当事方应在其由于不可抗力原因未能部分履行本合同义务的程度内，和在受不可抗力事件影响的期间内，免除其履行本合同部分或全部义务。
3.一旦不可抗力事件得到消除/停止，则受影响一方应尽快重新开始履行其合同义务。当事人迟延履行后发生不可抗力的，不能免除责任。第十三条保密
1.本合同自生效之日至期满的1年内，本合同的任何条款及相关信息均应依照本款的约定予以保密。非因法定事由或未经另一方事先书面同意，双方中任何一方不得在该期限内将本合同的条款全部或部分透露给第三方，违约方承担由此给守约方造成的一切经济损失。
2.双方中的任何一方将全部或部分合同信息透露给以下人员或机构，无须经过另一方同意，即提供给该方主管、董事、雇员、关联机构、提供给对方具有管辖权的政府部门或机构、或答复司法传讯等法律程序，但该方也应要求上述人员保密。
第十四条争议的解决
双方在履行本合同过程中发生争议或纠纷时，应友好协商解决，若协商不成，双方中任何一方均可向各自住所地有管辖权的人民法院提起诉讼。
第十五条其他
1.本协议签订后，托运方的各所属公司与承运方在本合同项下，签订LnG运输合同。
2.本合同未尽事宜，经双方协商一致可以签订补充条款或补充协议，与本合同具有同等法律效力。
3.本合同一式肆份，双方各持贰份，经双方签字盖章后生效，具同等法律效力。
(以下无正文)
甲方(签章)：xxxxxxxxxxx有限公司法定/授权代表人(签字)：
开户银行：****************
帐号：**************
联系电话：*************
乙方(签章)：**********有限公司授权代表人(签字)：
开户银行：**********************
帐号：************
联系电话：************
天然气运输合同范文三托运方:
托运方详细地址:
承运方：
承运方详细地址：
根据国家有关运输规定,经过双方充分协商,特订立本合同,以便双方共同遵守.
第一条货物名称：液化天然气;数量：吨
第二条起运地：
到达地：
运输里程：
运输单价：
第三条运输费用结算方式
1、本合同生效之日起，双方按月结算(节假日顺延)，承运方对账结束后3个工作日内向托运方开具运输费发票，同时把发票传真至托运方指定责任人，并于结算日后3个工作日内将发票以特快专递寄出。
2、托运方开票信息：
公司名称：
纳税人识别号：
邮寄地址：
邮编：
第四条付款方式
1、托运方在收到运输费发票传真后3个工作日内，以此发票传真为依据结合本合同的相关约定，将相应金额运输费汇入承运方指定银行账户内。
2、承运方的银行账户信息
公司名称：
银行账号：
开户银行：
第五条各方的权利义务
一、托运方的权利义务
1.托运方安装车榜单的数量将货物交由承运方托运，托运方应向承运方在装车前明确货物的运达地点，如果运达地点临时发生变动要及时通知承运方。如果承运方无故不按托运方指定的地点卸气造成的一切损失由承运方承担。
2、托运方按照合同的约定及时向承运方支付运费款项。
3、托运方有权对承运方车辆进行监控，承运方如不服从调度，托运方有权解除合同。
二、承运方的权利和义务
1.按约定向托运方收取运输费用。
2.在合同规定的期限内,将货物运到指定的地点,按时向收货人发出货物到达的通知。
3、承运方负责货物安全，当遇到突发事件引起运输车辆不能按时到达指定接收站点，应在2小时内通知托运方，并有责任确定应对措施。
第六条违约责任
1、因托运方的行为不符合本合同的约定，给承运方造成实际损失的，托运方因赔偿直接损失。
2、因承运方行为不符合本合同约定，使运输物品不能及时到站发生限气、断气事故，造成实际损失的，承运方应当赔偿实际损失。
第七条双方在履行合同过程中发生争议时，应友好协商解决，若协商不成，任何一方均可向各自所在地有管辖权的人民法院起诉。
第八条合同一式肆份，双方各执贰份，经双方签字盖章生效。
托运方(盖章)
法定/授权代表人(签字)
承运方(盖章)
天然气运输方式篇8
关键词：第四方物流；中国油气调控中心；定位研究
改革开放以来，中国经济社会取得了举世瞩目的成就，“十五”至今，中国经济社会更是以世界最高速度增长。当然，伴随中国经济社会的发展，其也表现出了对石油/天然气的强劲需求。发展中国石油/天然气工业，对于保障中国经济社会健康稳定协调发展，意义重大。但是，发展中国石油/天然气工业，又是涉及众多要件的系统工程。石油与天然气运输，对石油天然气工业而言，牵一发而动全局，为保证管道建设的经济性，运行的安全性、可靠性、高效性，中国石油天然气集团公司成立中国油气调控中心。研究其定位，断非坐而论道，实乃形势使然。
一、世界与中国油气管道建设一览
铁路、公路、海运、航空与管道，组成国民经济运输体系，对天然气、原油及成品油等散货流体物资的运、转输而言，管道运输以其运输量大（一条管径500mm的管道，运送液体货物的年运输量足以匹敌一条铁路）；占地少，受地形限制少；密闭安全，能够长期连续稳定运行，不受恶劣气候影响（2008春节前后，造成中国经济社会巨大损失的冰冻雨雪灾害，余悸犹在，管道彰显优势，历历在目）；无噪声，有效保护沿途环境；油气损耗、能耗少等优点，有着铁路、公路和航运等运输方式不可比拟的优势。有鉴于此，管道运输在世界各国大行其道，美国媒体更是总结指出：“没有管道，改变了人类生活的20世纪伟大的工业革命就不可能实现。[1]”
1.世界油气管道建设
发展至今，世界管道总长度达230多万公里，已超过铁路总里程，其中输气管道占60%，原油和成品油各占15%，化工和其他管道10%左右[2]。世界管道运输网分布很不均匀，主要集中在北美、欧洲、俄罗斯和中东，除中东外的亚洲其他地区、非洲和拉美地区的管道运输业相对落后。
美国共有29万多公里的输油管道和30多万公里的输气管道，管道运输量占国家货运总量的20%以上，堪称世界上管道工业最发达的国家之一。美国1993—2002年主要州际管道长度统计见表1。
在欧洲主要发达国家，油气运输已实现管网化。自北海油田发现后，欧洲陆续建设了一大批大口径（管径1000mm以上）、高压力管道，管道总长度已超过1万公里，目前仍是世界上油气管道建设的热点地区之一。
前苏联由于其丰富的石油、天然气资源及其幅员辽阔的国土，管道建设更是在世界管道工业发展中引人注目。前苏联大口径、长距离的管道大规模建设始于二战后的50年代，管道建设的繁荣一直持续到1988年。此前的时间里，在其每个五年计划中，大约建设41600英里的跨国输油、输气及成品油管道。最活跃的年份一年曾经铺设16000英里的管道，包括4800英里的输气管道。在各种运输方式中，20世纪七八十年代，苏联管道运输增长速度一直高于其他运输方式，这期间，其他运输方式运力仅增加2倍，而管道输送能力却增长7倍，当时的管道运输在苏联运输体系中仅次于铁路，位居第二，运量占国民经济总运量的36%。
截至2005年底，俄罗斯的管道干线总长度为21.7万公里，其中输气干线、支线15.1万公里、原油干线4.67万公里、成品油管道1.93万公里。在统一供气系统的输气干线和地下储气库共有压气站247座，压缩机组4053套，装机总功率4200万千瓦，向用户提供天然气的配气站3300座[3]。
2.中国油气管道建设
伴随中国石油天然气工业的发展，中国输油/气管道也历经从无到有、从少到多、从小到大的发展。在20世纪90年代以前，中国的输气管道多以短距离、小口径为主，截至1994年，中国建成天然气管道虽说有40条之多，但其总长度也仅区区4016公里[4]；同期中国输油管道的分布如表3。
20世纪90年代以来，中国输油气管道建设得到长足发展，到2006年末，全国输油（气）管道里程为48226公里，比2002年增长62.0％，年均增长12.8％。其中输油管24136公里，输气管24090公里，分别比2002年末增长61.3％和62.7％。2006年底，管道输油（气）能力为66948万吨／年，比2002年增长68.4％，年均增长13.9％。其中输油能力57530万吨／年，输气能力9418×107m3／年，分别比2002年增长59.3％和158.9％[5]。其中具有重大影响的管道见表4。
“十五”期间，中国已建成西气东输管道，气化豫、皖、苏、浙、沪地区；建成忠武天然气管道，气化两湖地区；建成陕京二线输气管道，气化京、津、冀、鲁、晋地区。特别是由中国石油天然气集团公司独资建设的——西起新疆的霍尔果斯，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、安徽、湖北、湖南、江西、广西、广东、浙江和上海13个省、自治区、直辖市，干线全长4859公里，加上若干条支线，管道总长度超过7000公里——从新疆输送主要来自中亚天然气的中国第二条西气东输管线的建设，更为国内外所瞩目[6]。
二、管道运行的技术与经济特性
以输气管道为例，如定义“管道经营的外部环境（不可控）及内部条件（非连续可控）对管道营运技术经济指标的影响规律”为管道的技术经济特性，则其主要内容有：（1）在规划输量一定以及给定运输费率条件下，拟建管道的最远经济运距及其经济起输量是多少？（2）在规划输量一定的条件下，管道的最优管径、最优操作压力、最优压气站数、最优压气站间距是多少？（3）对应一种给定的管径，在哪个输量范围内其经济性优于其他管径？（4）随着与输气管道建设和营运有关的内、外部条件（如管材价格、站场设备价格、运行能耗价格、管输费率等）的变化，最优管径、最优操作压力、最优压气站数、最优压气站间距将如何变化？（5）对于一条拟建的长距离管道，随着与其相关的内、外部条件的变化，其建设方案的经济风险主要表现在哪些方面[7]？显然，管道建设与运营充满了大量技术与经济问题。当管道建设/运营的外生变量发生改变时，管道系统的内生变量的刚性，往往使管道系统的技术/经济效率及效果大受影响，甚或使其技术/经济效率及效果丧失殆尽。殷鉴不远，中国并非无此案例。
充分发挥管道的正技术经济特性，业界实践是管网。联接中国西气东输一线与陕京线的冀宁联络线以及联接西气东输一线与忠武线的淮武联络线盖出于此。管道发达的美国对此则更体现的淋漓尽致。美国天然气管网是高度综合的运输和分配网络，30多万英里的州际和州内运输管道，组成了美国210个天然气管道系统；保证管网内天然气的安全输送，有着1400座压缩机站；11000个交货点，5000个接收点，1400个连接点；29个集散/市场中心；394座地下储气设施，其中55座可以通过管道从事天然气进/出口；5座LnG（liquefiednaturalgas）进口设施以及100个LnG调峰设施。实现了美国48个州内，就近进行天然气收集并输送至任何地方[8]。
三、油/气管网运行与管道运输商的组织
输油/气管道建设投资巨大，动辄数十亿、上百亿甚或上千亿，中国西气东输一线投资400多亿元，西气东输二线媒体报道投资预算在800亿元以上。
管网中的管道不会属于一个投资者是不争的事实。对输气管道运营公司来说，其在与托运人签订合同后，负责天然气输送至目的交货点，为此，确保供应的安全（即满足所有顾客要求的压力）、降低运营成本（即燃料消耗量）、减少对环境的影响（如氮氧化物，一氧化碳，二氧化碳排放量）、减少维修成本（即延长大修间隔时间），寻求提高盈利的途径，也就成为管道运营公司经常性的问题。上图显示了经济理论的利润最大化结果，最优供给率（Qoptimum）是在边际收入（mR）等于边际成本（mC）的点。但管道公司的最低供给率往往是通过固定合同与客户联系，由消费者需求所决定。所以管道公司必须设法影响边际收益曲线和边际成本曲线，用这种方式满足他们的合同供应率[9]。但是没有一个公司有无限可支配的‘资源’，因此，如果界定管道公司是“第三方物流”，则第四方组织、协调管网中的管道，使其发挥最大效率，形成“第四方物流”也就成为解决问题的不二选择。
1.管道运输商与第三方物流
从产业组织理论讲，随着全球化竞争的加剧、信息技术的飞速发展，物流科学成为最有影响力的新学科之一。特别是20世纪80年代西方掀起的放松管制浪潮，让市场机制推动运输发展，第三方物流得以诞生，并日渐成为西方物流理论和实践的热点，尤其是在供应链管理中，自营还是外购物流服务已成了企业不能回避的决策之一。事实上，在信息通讯技术的快速发展与普及下，经济的运行方式已发生了巨大变化，模块化生产方式在形成现实的经济特征和产业发展环境的同时，模块化生产方式也成为产业组织的主流模式。有的文章指出，提出与模块时代相适应的产业发展观不仅是一个理论问题，还将是一个顺应模块时代的发展思路，进而驱动产业竞争力提升的现实命题[10]；石油/天然气公司独立其油气运输业务，符合现代产业组织理论。从产业发展实践看，西方社会从反垄断出发，多数国家借助立法，也分离了石油天然气公司的管道运输业务。因此，不论从产业发展理论，还是从业界实践，管道运输商定位“第三方物流”不会产生歧义。所谓第三方物流，就是第三方物流提供者在特定的时间段内按照特定的价格向使用者提供的个性化的系列物流服务，是企业之间联盟关系[11]。
2.中国油气调控中心与第四方物流
必须指出，管道运输有别于铁路、公路、海运、航空等运输方式的根本区别在于“运输工具”的移动，其他运输方式无不是借助运输工具与运输‘标的’的同步运动以实现运输‘标的’的空间移动；管道则不然，在实现运输‘标的’的空间移动时，运输工具是固定的。这一区别，既是产生管道运输优势的基础，也是产生管道运输局限性——弱灵活性的原因，若干管道不能在其最优参数下运营，莫不出于此。因此，管道运输资源的配置，较之其他运输方式更为困难也更为重要。
即使利用计算机硬件、软件和网络基础设施，通过一定协议连接起来的电子网络环境进行各种各样商务活动的电子商务已发展到在internet网上将信息流、商流、资金流、物流完整实现的第三代模式，但仅凭一家管道运输商的活动空间，解决其弱灵活性，也非力所能及。目前中国拥有管道最多的是中国石油天然气集团公司，其股份公司专业板块地区公司地区公司的分公司（或管理处）的组织结构，形成了目前的“分散控制、条条管理”，一线一处（管理处）或一线多处（较长的管道）的管理格局。而跨地域、跨行政区划、跨管线、跨投资者的油气调控中心的缺失，势必招致不同管线各自为政、资源（特别是信息资源、商务资源）不能共享、经营效率低下的局面。
应该正视，管网的形成，为解决管道运营弱灵活性奠定了物质基础。但加快经营管网或曰经营第三方物流的“第四方物流”——中国油气调控中心的出现已是客观使然。
四、第四方物流——油气调控中心之象
沿用高等代数中映射的概念，如果视油气调控中心为原象，则从功能上说，第四方物流就是其象。
1.第四方物流
第四方物流[12]概念是由著名的管理咨询公司埃森哲公司首先提出并且作为专有的服务商标进行了注册。物流发展至今，业界的广泛共识是，物流管理的日益复杂和信息技术的爆炸性发展，使得供应链管理的过程中委实需要一个“超级经理”。它的主要作用是对生产企业或分销企业的供应链进行监控，在客户和它的物流和信息供应商之间充当唯一“联系人”的角色。
根据美国物流管理理事会的定义，“物流就是把消费品从生产线的终点有效地移动到有关消费者的广泛活动，也包括将原材料从供给源有效地移动到生产线始点的活动”。第三方物流（third-partyLogistics，3pL）供应商为客户提供所有的或一部分供应链物流服务，以获取一定的利润。然而，在实际的运作中，第三方物流公司缺乏对整个供应链进行运作的战略性专长和真正整合供应链流程的相关技术。第四方物流（Fourth-partyLogistics，4pL）正日益成为一种帮助企业实现持续运作成本降低和区别于传统的外包业务的真正的资产转移。它依靠业内最优秀的第三方物流供应商，技术供应商，管理咨询顾问和其他增值服务商，为客户提供独特的和广泛的供应链解决方案。
从定义上讲，“第四方物流供应商是一个供应链的集成商，它对公司内部和具有互补性的服务供应商所拥有的不同资源、能力和技术进行整合和管理，提供一整套供应链解决方案。”
2.第四方物流的运作
（1）协助提高者
第四方物流与第三方物流共同开发市场，第四方物流向第三方物流提供一系列的服务，包括：技术、供应链策略、进入市场的能力和项目管理的能力。第四方物流在第三方物流内部工作，其思想和策略通过第三方物流这样一个具体实施者来实现，以达到为客户服务的目的。第四方物流与第三方物流一般采用商业合同的方式或战略联盟的方式进行。
（2）方案集成者
在第四方物流模式下，第四方物流为客户提供运作和管理整个供应链的解决方案。第四方物流对本身和第三方物流的资源、能力和技术进行综合管理，借助第三方物流为客户提供全面的、集成的供应链方案。第三方物流通过第四方物流的方案为客户提供服务，第四方物流作为一个枢纽，可以集成多个服务供应商的能力和客户的能力。
3.油气调控中心——第四方物流
中国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要[13]指出，要大力发展主要面向生产者的服务业，细化深化专业化分工，降低社会交易成本，提高资源配置效率。统筹规划、合理布局交通基础设施，做好各种运输方式相互衔接，发挥组合效率和整体优势，建设便捷、通畅、高效、安全的综合运输体系。如果说，培育专业化物流企业，积极发展第三方物流，推广现代物流管理技术，促进企业内部物流社会化，实现企业挖掘21世纪最后一块利润来源，则发挥组合效率和整体优势，加强物流新技术开发利用，推进物流信息化，加强物流基础设施整合，舍物流枢纽、物流中心——第四方物流断无其他。
对石油天气行业而言，生产者、管道、当地分销公司、最终用户和服务构成了产业链/网，在其活动中，必然经常遇到系统范围内单根管道的输送能力、新的管道建设或原有管道的扩建以及实现地区间油气流动引致的管道利用、协调、平衡问题，显然，这是孤立的管道公司难以看透和胜任的，这里不仅存在一级市场，还有二级市场。协调行业一、二级市场，当此重任者，舍第四方物流，岂有他哉？
第四方物流的前景非常诱人，但是成为第四方物流的门槛也非常的高。美国和欧洲的经验表明，要想进入第四方物流领域，行为主体必须在某一个或几个方面已经具备很强的核心能力，并且有能力通过战略合作伙伴关系很容易地进入其他领域。成为第四方物流条件应该有：世界水平的供应链策略制定，业务流程再造，技术集成和人力资源管理能力；在集成供应链技术方面处于领先地位；在业务流程管理和实施方面有一大批富有经验的供应链管理专业人员；能同时管理多个不同的供应商，具有良好的关系管理和组织能力；对组织变革问题的深刻理解和管理能力。
无须再言，中国油气调控中心——中国管道运输行业的第一家“第四方物流”，这是客观使然，行业发展使然，也是它的综合能力使然。
参考文献：
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天然气运输方式篇9
关键词：天然气管网；天然气管道建设；管输费
中图分类号：F714文献标识码：a
收录日期：2014年10月13日
天然气的运输能力取决于管道的发达程度，我国在不断建设国内骨干管网的同时，跨区域的天然气管网也在不断完善，并将国内管网、区域网同世界管网连接起来。目前，我国天然气管网已建成“横跨东西、纵横南北、连通海外”的基本框架。随着天然气管网的不断建设，制定更加合理的天然气价格已成为人们关注的焦点。白兰君和匡建超等人提出的管输运距递远递增运价率决定了天然气计价应按输气运距的长短收取不同的管输费。所以，天然气管输运距的正确计算就成为了制定不同管输费用的关键。
一、国内外天然气管网发展现状
（一）国外天然气管网发展历程。20世纪60年代以来，国际天然气管道迅速发展，80年代管道发展达到高峰期，在这之后管道建设进入相对平稳期。目前，美国、欧洲和俄罗斯是天然气管网最发达的地区，这些国家和地区的天然气管输基础设施的规模和复杂性都居世界前列。到1966年美国48个州形成了集输配一体化的天然气管网。
20世纪70年代初期，西欧的天然气输配管网（包括配气管道）长度达到41.4×104km，是世界管网总长的18.8%，到1997年，已攀升至24.2%。目前欧洲干线管道15.6×104km配气管道超过119.5×104km。这些管道纵横交错、交叉成网、四通八达，为许多国家提供了管网联络，将北部（荷兰）、东部（俄罗斯）和南部（阿尔及利亚）的天然气田与欧洲大陆的消费中心连为一体。这一大型供气系统的一个突出特点是网络化成度高、联络线众多、调度灵活及营运模式多样化。
在俄罗斯天然气工业发展早期，天然气生产和消费集中在俄罗斯的欧洲部分。20世纪60年代以后，随着西西伯利亚大气区的发现和投入开发，天然气生产中心向东部转移，并且通过长距离的大口径输气管道将天然气输送到欧洲部分城市和工业区，以及向东欧和西方出口。俄罗斯现有输气干线15.5×104km，配气管道37.8×104km。
（二）我国天然气管网发展现状。至2013年底，我国天然气主干管道总里程约5.6万千米，初步形成了以西气东输一线、西气东输二线、川气东送、陕京一线、陕京二线、陕京三线等天然气管道为主干线，以兰银线、淮武线、冀宁线为联络线的国家基干管网。到现在为止，全国已经形成“两横两纵”的输气大干线格局，以干线为依托，逐步完善的次干线和储配气系统逐渐形成，在局部地区已经形成了“多气源、多用户、统一管网”的供气格局。同时，川渝、华北、长江三角洲等地区已经形成相对完善的区域管网，并且国内管网同世界管网连接起来，“横跨东西、纵横南北、连通海外”的供气格局基本形成。
此外，随着我国新一轮管道建设高峰期的到来，我国的天然气管理模式也逐渐转变为“统一调控、建管分开”。所谓“统一调控”，是指把天然气管网的调度运营集中到一个中心来进行统一管理。2006年，中国石油成立了北京油气调控中心，将所有干线管道逐渐集中到调控中心进行统一调控。统一调控有利于提高管网的运营效率，降低管网的运营成本。
二、天然气管输成本的影响因素
管输成本是天然气运营耗费的总和，反映了运营中各个因素影响的结果，其中最主要的影响因素有以下几个方面：
（一）管道建设投资是影响管输成本的主要因素。天然气管输成本中包含了固定成本和变动成本。由于天然气管道建设投资巨大，因而固定成本所占比例很高，而其中固定资产折旧又占比例最大。所以，管输成本随着管道建设投资的增大而增大。在管道建设中，管道材质、配套设施和施工技术水平又是影响管道建设投资的主要因素。在一定输量和输距条件下，管材、压缩机站和施工费所占比例最大，分别为40%～55%、20%～30%和30%～40%。
（二）输气是影响管输成本的重要因素。管道设计是根据管道中径、压力、压力比、最大输气量及输气距离的经济界限确定的。在设计管径一定的情况下，管道始端输送量越大，压力越大，管输经济半径越大。所以，管道输送必须达到设计的输气量，一般在设计输气量的70%～80%以上负荷运行是比较经济的，长输管道的盈亏平衡点大多在65%～70%之间，如果低于60%的负荷且处于盈亏平衡点以下，那么管输必然亏损。根据国内外经验，一般对长距离来说，大口径、高压比、高输量管道其管输经济效益较高，但前提是必须有丰富的资源和旺盛的市场需求。
（三）管输成本受管理体制和管理水平的影响。国外管道公司都十分重视管道的运营管理工作。他们认为，管理体制决定组织结构，组织结构又决定着管理水平。所以，管输成本与管理体制密切相关。企业内部管理组织结构、人员素质状况决定着工作效率和劳动生产率，从而决定成本高低；上游开采、中游管道运输、下游利用之间的管理关系及利益分配，也会影响管输成本的高低。管理水平高低还决定着控制成本能力，管理水平高，成本必然低，管理水平低，成本就高。
（四）国家对管输的财政税收政策是影响管输成本的又一个重要因素。税赋是管输成本的重要组成部分，一般来说，合理的税赋是在管输赢利的基础上制定的税率。目前，在天然气管输长期亏损的情况下，天然气管输税赋仍然很重，这就使得管输经营更加困难，管输发展受到制约。一方面是低计收费政策；另一方面又是较重的税收负担，这种政策组合带来了一些负面影响，不利于天然气生产与消费。这种情况，给生产企业造成政策性亏损，使得企业有亏损的充分理由，企业无法筹集更多资金，管道更新改造和建设受到影响，制约了天然气工业的发展。
三、天然气管输定价方法研究
（一）成本+利润法。一般地，多数国家长输天然气管道的管输费是以管输成本为基础，包括投资成本、净资产回报率、操作和维护成本等，再加上合理的利润，由政府审查执行的。我国“新线新价”的测算方法即为这种方法，以“成本+盈利”为原则，将天然气长输管道作为独立的运输项目考虑，实行运输行为的产业政策和税收政策。
“成本+利润”法确定管输费有静态法和动态法之分。静态法的基本原理和“成本+利润”法确定进口价的基本原理类似，即为：管输收费=管输成本+税金及附加+所得税+利润。根据这一原理，同样可推导出计算管输费的基本公式为：
p■=■
其中：p■为天然气管道运费；C■为管输成本；t■为所得税率，t■为营运税率；r为利润率。
动态法是考虑了资金时间价值的一种计算方法。这种方法与国家计委、建设部、中国石油天然气总公司现行规定的经济评价方法一致，即为与下式相对应的天然气管道运价：
■（Ci■-Co■）■×（1+r）■=0
其中：Ci■为现金流入量；Co■为现金流出量，为各年管道固定资产投资、流动资金投入、经营成本、销售税金及附加、所得税的各项支出之和；r为基本的利润率。
动态法是我国“新线新价”颁布以来通常使用的一种计算方法，由于天然气长输管道项目具有投资大和用户集中的特点，因此计算期较长，生产期的取值一般应与供气协议一致。欧洲跨国天然气管道工程一般采用该方法确定天然气管输费。
（二）倒算法。倒算法是确定管输费的一种简单的计算方法，用于分析天然气管道经济半径、经济起输量等经济边际值。它通过天然气管道末站可承受气价与天然气管道首站井口价的差值来确定。其计算公式为：
管输费=末站可承受气价-上游井口价
倒算法的优点是计算简便、直观、易于接受，其缺点是忽略了管道本身的因素对管道费的影响，如实际输量、生产负荷、管道造价、经营管理水平等。
天然气管输定价对我国天然气事业的发展起到很重要的作用，上述定价方法各有其适用性。采用成本+利润法要保证补偿成本，合理盈利，且有利于市场销售的原则。在计算价格时，一般采用动态“正算法”，为保证天然气价格与替代能源的竞争性，必须考虑“倒算法”。
四、结束语
随着社会主义市场经济的完善，我国经济必然有一个飞速发展的阶段，经济结构的变化和人民群众生活质量的提高，为天然气工业的发展提供了广阔的空间。制约天然气运价的诸多因素，必将得到改善并最终建立起与市场经济体制相适应的由市场决定其价格的新机制。
天然气的特殊性决定了其价格变动性，作为一种优质能源，其可替代性很强。油、煤等一次能源和电、核能等二次能源对其价格的影响巨大，区域内经济发展水平的制约亦影响其价格的合理确定。
总之，随着天然气定价机制的完善，天然气必将得到更为广泛的应用，从而促使我国环境和能源结构得到优化，成为我国经济新的增长点。
主要参考文献：
[1]李伟.欧洲天然气管网发展对我国天然气管网规划的启示[J].国际石油经济，2009.6.
[2]白兰君，姜子昂.天然气输配经济学[m].石油工业出版社，2007.
[3]匡建超.中国天然气价格机制研究[m].四川科学技术出版社，2007.
[4]张传平，严大凡.输气管道的输量、运距与管输费率关系研究[J].中国石油大学学报（社会科学版），2006.3.
[5]张威，姚莉，段言志，何润民.复杂天然气管网周转量计算模型及其应用―――以川渝天然气管网为例[J].天然气工业，2013.7.
[6]颜辉.周转量在物流运输成本分析中的应用[J].工业工程，2010.13.1.
天然气运输方式篇10
压缩天燃气(CnG)输配技术，是利用压缩天然气汽车加气、储运技术，同城市燃气调压、储配技术相结合的产物。它充分利用了压缩天然气汽车成熟的加压工艺，经减压输送到城市燃气管网，供给不同燃气用户使用。压缩天然气输配技术由四个下艺部分组成；
1、加压工艺
利用多级压缩机将天然气由0．3～1兆帕加压到20---25兆帕，压入储气瓶组储存。天然气在加压以前必需经过脱油、深度脱水处理(露点达到-60℃)。
2、储运工艺
将压缩天然气瓶组通过汽车、船舶运输到使川地。目前刚于此输送过程的压缩天然气瓶组主要有两种形式，管束式、集装箱型。单体运送能力为2800～5000标准立方米。
3、减压输送
将瓶组内的压缩天然气由20--25兆帕减乐到0．2～1．0兆帕，输送到城市管网系统。在此过程中，由于压缩天然气减压过程是一个绝热膨胀过程，因此需要伴热系统提供热源。
4、减压工艺流程
减压输送工艺是压缩天然气输配技术的核心部分，根据用户使用压力、储气装置的不同需要，减压工艺略有不同。(见工艺流程图)
二、燃气长输管线建设的制约条件
天然气长输管线是输送天然气的主要手段，但是长输管线的建设受以下几个方面的限止。
1、用气量限止
[文献1]指出，天然气管道与用气量的关系如下：
Y=2810.21X+74641
式中：Y=燃气管道长度(km)
X=年燃气用量(109m3)
由于长输管线的长度与用气量存在正比关系，当用气量没有达到设计规模时，经济效益较差。目前我国天然气产业的利润率较低，在达不到设计用气量时，很难保证投资的有效回收。
2、地形复杂，施工技术装备要求高。
长输管线经常穿越复杂地形，如过河、沿桥铺设、穿越高等级公路等等。这些工程项目需要的技术装备先进，工程人员素质高。因此造成工程成本高，施工难度大，工期难以保证。
3、管线维护费用大
为保证输气正常运行，保证输气管线、设备的完好率，长输管线需要专业人员日常维护和定期维修。按照我国的现行下程成本，天然气长输管线的年维护费约占管线投资的5～8％。维护费随管线使用时间的不断延长，逐渐加大。
4、长输管线建设受用户分布的限制
如第一点所述，天然气长输管线的铺设，适合刚气量大、用户集中的地区。但是由于我国幅员辽阔，城市分散，人口密度相差很大，村镇分布更加散乱。因此天然气管线的建设初期必然以大中型城市为主，对于广大的农村用户，只能做为远期发展用户。目前我国农村正在开展“撤村并镇”工程，长输管线对于实现农村电气化建设，现实意义并不明显。
三、压缩天然气技术可以作为天然气长输管线的有效补充手段
1、压缩天然气的主要服务对象
压缩天然气的主要服务对象是用气量小、距离长输管线远、分布比较分散的用户。如前所述，用气量是制约长输管线铺设的主要因素，由于压缩天然气具有供气灵活，组合随意的特点，可以满足刚气量小的用户需要。根据目前我国天然气价格情况，考虑用户可承受能力，压缩天然气的供气规模可以在500～20000立方米／日范围内任意调整。
2、压缩天然气的有效输送范围
由于压缩天然气输送方式是采用汽车(或船)为运输工具，运输距离直接影响压缩天然气供气的经济效益和安全性。压缩天然气的有效输送范围(R)，主要受用气量(Q)、加气站位置(S)、操作时间(t)的制约。约束关系如下式所示
R=1/SmQntk
式中：m、n、k为修正指数(技术因素指数)，考虑压缩天然气储存量、设备特性、道路状况、人员技术水平等因素的影响。
同时经济性条件对有效输送范围同样有制约性，考虑工程投资的可比性(与长输管线的投资比较)、运营成本的可比性(与长输管线的管输费比较)、销售价格的可比性(液化石油气价格、用户承受能力)。压缩天然气的有效输送范围在150公里左右。
3、与长输管线比较，压缩天然气建设成本小
从工程建设成本分析，压缩天然气的建设成本约为900元／m3(包括加气站、储运瓶组、减压供气设备)。日用气量小于10000立方米，管线超过30公里，采用长输管线在经济上是不合适的。以日用气量10000立方米计算，压缩天然气建设投资为900万元。同等规模长输管线的建设费用按40万元／公里计算，可以铺设长输管线22．5公里。仍以长输管线的建设费用按40万元／公里计算，150公里长输管线的建设费用为6000万元，以此投资可以提供压缩天然气6．7万立方米／日。即长输管线的日输气能力必需超过70000立方米，建设投资上才能与压缩天然气持平。
4、技术设备已经成熟
到目前为乒，京津地区已经投入使用的压缩禾然气小区供气站超过10座。供气人口超过30000户：国产、进口设备均有适用。从北京大地燃气公司压缩天然气气源厂，一年半实际运行情况来看，国产设备稳定可靠。在此基础上开发的各种规模的压缩天然气供气工艺，都能达到设计要求，安全稳定运行。同时北京燃气管理部门正在制定相应的行业标准，为压缩天然气输配工艺提供相应的技术规程。大地燃气公司开发的压缩天然气调压系统已经通过国内有关部门的技术评估，正在被多数压缩天然气供气站使用。
四、压缩天然气供气需要解决的问题
1、规范标准
压缩天然气供气工艺，作为城市气源没有相关的设计、施工标准。目前国内已有的燃气规范(城市燃气设计规范GB50028-93、汽车用燃气加气站技术规范CJJ84-2000)均没有涉及相关内容。因此，在建设压缩天然气供气站时，只能参照液化石油气气化站、混气站、瓶组站标准执行。以此标准建设防火间距较大，小区开发商难于提供合适的站场用地。北京燃气、消防、劳动等管理部门采用专家论证方式，进行压缩天然气供气站建设论证，取得了显著效果。
笔者认为，完善压缩天然气供气站设计、施工规范是当务之急。根据压缩天然气的物化特性、热力燃烧特性，压缩天然气的危险性不高于液化石油气。将压缩天然气供气站与汽车用压缩天然气加气站相比，供气站操作的危险性不高于加气站(除减压设施外，供气站设备与加气站设备相同)。参照美国压缩天然气加气站标准，加气站可以建在住宅区内。
对于供气站储气使用的瓶组应有明确的界定(属于瓶组、储罐、其他)。
规范需明确瓶组储气设备的制造标准、联接标准、装卸标准、验收标准。
2、用户选择
压缩天然气可以满足大多数燃气用户的需要。最为理想用户是民用户(不含燃气采暖)；用气量不大的工业用户(日用气量小于20000立方米)。燃气采暖用户应慎重考虑。
压缩天然气的单站供气规模受供气范围、运营成本、销售价格的影响。对于民用户由于用气量小，冬夏两季用气量相差不大，适合压缩天然气供气特点。对于工业用户用气量大，但十分稳定，小时流量均衡，也利于压缩天然气供气。
3、气价政策
压缩天然气多数是在管网气基础上，净化处理后加压供应。因此，其成本高于管网气。因此，制定销售价格时，压缩天然气的供气价格应同液化石油气价格相比较，这样有利于用户接受。
两年来，北京压缩天然气市场接受价：民用户Z.5元/标准立方米；工业用户2.0元/标准立方米；采暖用户2．1元/标准立方米。
综上所述，压缩天然气供气技术可以满足用气量小、距离主管网远、地形复杂的用户。因此，压缩天然气供气技术作为长输管线的补充手段是可行的。
参考文献：