摘要：天然气属于清洁能源，为了应对日益严峻的环境污染，我国政府一直在大力推广使用天然气，但是由于中国是多煤少气的国家，大量使用天然气会导致对外依存度过高，影响国家能源安全。本文从天然气的生产和消费、空气质量、清洁煤燃烧几个方面提出思考和建议。下面是小编精心推荐的《瓶组自然气化集中供气论文(精选3篇)》的相关内容，希望能给你带来帮助!
瓶组自然气化集中供气论文 篇1：
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2：
基于国家能源安全战略思维推进煤改气
摘要：天然气属于清洁能源，为了应对日益严峻的环境污染，我国政府一直在大力推广使用天然气，但是由于中国是多煤少气的国家，大量使用天然气会导致对外依存度过高，影响国家能源安全。本文从天然气的生产和消费、空气质量、清洁煤燃烧几个方面提出思考和建议。
关健词：能源安全；煤改气
1我国现阶段天然气应用状况
我国现阶段国家鼓励使用天然气，消费量逐年上升，且进口依存度偏高。天然气是公认的清洁能源，我国近年来一直在大力推广。根据国家能源局《2017年能源工作指导意见》，全国能源消费总量控制在44亿吨标准煤左右，天然气消费比重提高到6.8%左右，煤炭消费比重下降到60%左右。指导意见还明确扩大天然气利用，制订实施《关于加快推进天然气利用的意见》，推进城镇燃气、燃气发电、工业燃料、交通燃料等重点领域的规模化利用。
根据国家统计局发布《2016年国民经济和社会发展统计公报》显示，我国2016年全年能源消费总量43.6亿吨标准煤，比2015年增长1.4%。煤炭消费量下降4.7%，天然气消费量增长8%。煤炭消费量占能源消费总量的62%，比2015年下降2%；水电、风电、核电、天然气等清洁能源消费量占能源消费总量的19.7%，上升1.7%。在能源生产方面，2016年我国一次能源生产总量34.6亿吨标准煤，同比增长4.2%，原煤产量34.1亿吨，同比增长-9%，天然气产量1368.7亿m3，同比增长1.7%。国家能源局石油天然气司、国务院发展研究中心资源与环境政策研究所、国土资源部油气资源战略研究中心联合发布《中国天然气发展报告（2017）》显示，2016年中国天然气表观消费量为2058亿m3（不含向港澳供气），同比增加6.6%。天然气在一次能源消费结构中占比6.4%。2016年，我国用气人口首次突破3亿人，中国进口天然气721亿m3，占总消费量的35%。截至2016年底，全国已建成投产天然气管道6.8万km，干线管网总输气能力超过每年2800亿m3，天然气基础设施有了长足的进步，储运和协同保障能力进一步提升。
2我国的煤炭和天然气储量、生产消费状况
国土资源部《中国矿产资源报告2016》显示，“十二五”末，煤炭查明资源储量1.57万亿吨，增长16.8%；天然气5.2亿m3，增长37.4%。“十二五”期间，一次能源生产总量177.2亿吨标准煤，较“十一五”增长28.0%；消费总量206.2亿吨标准煤，增长27.7%。原煤产量192亿吨，增长30.2%；天然气产量5941亿m3，增长52.7%。中国为世界上第一大能源生产和消费国。2015年一次能源生产总量为36.2亿吨标准煤，消费总量为43.0亿吨标准煤，能源自给率为84.2%。“十二五”期间，中国能源消费中煤炭比重不断下降，天然气等清洁能源比重不断上升。煤炭占能源消费的比重下降6.2%，水电、风电、核电、天然气等增长4.9%。2015年能源消费结构中煤炭占64.0%，石油占18.1%，天然气占5.9%，水电、风电和核电等占12.0%。“十二五”期间，原煤产量192亿吨，较“十一五”增长30.2%；原油产量10.5亿吨，增长9.7%；天然气产量5941亿m3，增长52.7%。2015年，原煤产量36.8亿吨，居世界第一位；原油产量2.15亿吨，居世界第五位；天然气产量1271.4亿m3，居世界第六位。
2017年8月19日在2017年能源大转型高层论坛上，国家能源局局长努尔·白克力指出，不能抛开煤炭谈中国的能源转型和能源安全。从国家的资源禀赋来看，煤炭作为“煤老大”的地位，在相当长的一段时期内不可撼动。他还表示中国天然气未来发展潜力巨大。2016年，中国的石油、天然气、核电和新能源占一次能源的消费结构比重分别约为18.3%、6.4%和13.3%，发展潜力最大的是天然气。
3基于国家能源安全战略思维推进煤改气
3.1我国天然气进口依存度持续走高，能源供应安全应引起重视
来自国家发改委网站的数据显示，2015年，天然气产量1350亿m3，同比增长5.6%；天然气进口量614亿m3，增长6.3%；天然气消费量1932亿m3，增长5.7%，进口量占消费量比例32%。2016年，天然气产量1371亿m3，同比增长1.5%；天然气进口量721亿m3，同比增长17.4%；天然气消费量2058亿m3，同比增长6.6%，进口量占消费量比例35%。2017年上半年，天然气产量743亿m3，同比增长10.1%；天然气进口量419亿m3，增长17.9%；天然气消费量1146亿m3，增长15.2%，进口量占消费量比例约37%。随着消费量增速逐年增大，进口比例一直持续增加。
当下天然气供需平衡应该与2013年天然气供应缺口，国家放缓了“煤改气”推进有关。当时国家发展改革委、国家能源局2013年11月3日下发的发改电[2013]224号《关于切实落实气源和供气合同确保“煤改气”有序实施的紧急通知》对部分地区“煤改气”改造过于集中，有的项目实施前没有落实资源，加剧了天然气供需矛盾，明确要求切实落实”煤改气”项目的气源和供气合同，并根据资源落实情况均衡有序推进，不能“一哄而上”。现在全国各地的“煤改气”显然又与2013年“一哄而上”相似甚至更为严重，因为现在我们有压力山大的“环保督察”助力，自然会导致各地政府对天然气“趋之若鹜”，毕竟天然气是公认的清洁能源。
针对当前形势，我们应该足够重视天然气的安全供应问题，能源过分依赖进口会成为我国经济发展的重要制约因素。
3.2天然气的环境影响应有客观评价
天然气成为公认的清洁能源，自然有其科学道理，其主要成分是甲烷且较为纯净，从理论上看当然是低排放的，但是任何事物都不会尽善尽美，使用天然气替代煤的环境影响改善是否被夸大应该慎重进行评价。
我们先看一些国家层面的环境质量数据，2017年7月18日，国家环保部网站发布2017年5月京津冀、長三角、珠三角区域及直辖市、省会城市和计划单列市空气质量报告，全国338个地级市空气质量优良天数比例下降12.4%，重度及以上污染天数比例上升1.8%。SO2平均浓度同比下降17.6%，NO2平均浓度同比上升4.0%。之前发布的各月和第一季度的数据趋势相似，但是NO2平均浓度同比上升幅度总体更大。近期环保部微信公众号发布了2017年7月的数据，全国338个地级及以上城市平均优良天数比例为82.5%，同比下降6.3%。1～7月，平均优良天数比例为76.6%，同比下降3.2%。
地方层面，我们选择北京、山东这两个近几年环境整治力度最大的省市来看。北京市：2017年7月，空气中SO2、NO2月均浓度同比分别下降25.0%、上升3.0%；上半年，按照国家有关规定，扣除沙尘影响后，空气中SO2、N02平均浓度同比分别下降15.4%和上升9.1%。山东省：2017年6月，S02同比改善21.7%，N02同比恶化11.1%，“蓝天白云，繁星闪烁”天数平均为23.6天，同比减少了0.1天；重污染天数平均为0.7天，同比增加了0.6天；环境空气质量综合指数平均为5.33，同比恶化4.7%，优良率平均为40.2%，同比减少11.2%。
从上面的权威数据可以看出，无论是全国还是北京及周边的地区，通过近年来的强化治理，环境有所改善，其中最为明显的是SO2的排放得到大幅度降低，但NO2未得到改善，而且总体上不降反升。众所周知，近年来全国都在强力推行“煤改气”，尤其是北京周边地区更甚，但是空气质量再次印证了SO2可以通过推广使用天然气和低硫燃料从源头得到有效控制，NO2主要与燃料消耗量和工艺参数有关，如果不能降低燃料消耗总量，很难得到有效控制。
煤的使用量减少，并加强了污染物排放的治理，但空气质量却在下降，我们应对出现的问题进行分析、评估，防止南辕北辙，头疼医脚。
3.3防止强制煤改气背后的利益输送
从全国各地的天然气价格看，全国各地的天然气价格差距较大。据了解2017年初广东佛山价格约4元/m3左右，同为广东省的清远市2.3元/m3左右，山东省淄博、临沂3元/m3左右，福建省晋江春节前是2.2元/m3，春节后调整到2.6元/m3，2017年9月，四川省夹江县2元/m3左右，各地天然气价格跟来源相关，来源不同成本不同价格也就不同，但是更多的原因是在价格博弈中，使用者处于劣势地位，政府要你用，没有其它选择，只有成为待宰羔羊。
天然气因其特殊性，目前主要供应来源为国有垄断企业，少量是民营企业，无论是什么性质企业供应，都有区域垄断性质，如果政府强制使用，必然会导致供方蓄意抬高售价，形成利益输送。前面的各地价格对比可以看出，很多价格差距并不是简单的运输距离成本所致。在广东的一些地区，就曾有国有燃气公司利用《广东省燃气管理条例》中的“在管道燃气已覆盖的区域内不得新建小区气化站、瓶组站”规定随便铺几条管道驱逐民营燃气供应站的情况，这样的“国进民退”必然导致垄断加剧，当然也不排除另外一些地区存在民营垄断的情况发生。
3.4加大煤炭清洁燃烧技术支持力度，保障能源安全
我们必须推行清洁生产，但是没必要对燃煤“妖魔化”，“取而代之”而后快，如果能够针对煤的特性设计燃烧技术，即使烧煤一样可以实现良好的环保绩效。
煤炭是我们的优势，应该保住，至少我们应该做好技术储备，确保在国际能源供应出现问题时能够及时使用煤炭进行补充而不会产生环境恶化。这就需要政府加大支持力度，把煤炭清洁燃烧作为能源安全战略的一部分，引导煤炭清洁燃烧技术的研发，而不能完全放任市场。在能源领域资本追逐的是当前的利益和回报是局部，国家要做的是能源安全战略是全局。
4结语
相对于煤炭、石油的成分复杂，同为石化能源的天然气单纯、干净，是否可以称为清洁能源没必要再去争议，但是像現在这样把天然气作为唯一替代清洁能源强制取代煤炭显然有失偏颇。我国目前的天然气领域存在消费量高、储存能力低的现象，在这个时候应该详细分析，划定进口量的警戒线，防范进口依存度偏高带来的风险，同时立足煤炭大国的根基，切实做好煤炭利用技术开发，这样内外兼修才能为经济发展保驾护航。
作者：李家铎 赵存河 章文义
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