第一篇：液化天然气购销合同(下游)

合同编号：

液化天然气购销合同

甲方：

乙方：四川京新泰能源有限公司

鉴定地点：

签订时间：2015年12月11日

液化天然气购销合同

买受人： [以下简称甲方] 出卖人：四川京新泰能源有限公司[以下简称乙方] 根据《中华人民共和国合同法》相关法律法规规定，为明确双方责任、权利和义务，保障双方的合法权益，经合同双方平等协商，自愿制定本合同，以资遵守执行。

第一条：合同期限

1.1本合同期限为：自年月日起至年月日止。

1.2合同期限届满前30日，双方可协商续签本合同。

第二条：标的物与供气质量

2.1本合同约定的标的物为乙方供应给甲方的液化天然气。

2.2在合同期内，乙方交付的天然气质量应符合中华人民共和国国家标准gb17820－2012《天然气》中所规定二类天然气气质标准,乙方应提供所出售天然气不超过一年度的《检测报告》。

第三条： 销售价格

3.1由乙方送货的，销售价格和日期以每月“价格数量确认函中确认的价格、日期为准，该价格含液化天然气出厂价格（含增值税）及装车费用、运输费用。3.2 由甲方自行提货的，销售价格以每月“价格数量确认函（自提）”中确认的价格为准，该价格含液化天然气出厂价格（含增值税）及装车费用。

3.3如双方约定的销售价格方式有变，最终以“价格数量确认函”为准。第四条：价格调整

4.1合同期间遇到国家或者区域行政性气源价格调整、国家或地方电力部门供电价格调整、行业新政策调整等影响液化天然气生产以及运输成本的情况时，双方应协商调整液化天然气的供应价格；一个月内双方无法就价格达成一致的，乙方可以选择直接调整价格或按本合同该约定的价格继续执行。

4.2除上述4.1条款以外的因素造成需要调整供气价格时，甲乙双方应协商解决，未经双方协商同意，任何一方不得擅自调整供气价格。4.3 价格调整方式：

甲乙任何一方应以书面（或传真件、电子邮件）形式提出价格调整方案，另一方应自收到有关该价格调整函等文件当日或24小时内做出相应方式的确认。

第五条： 供气量

5.1每月25日前，甲方报送给乙方下月度用气计划表，乙方应按照甲方的月度用气计划安排供气。

5.2用气计划经乙方确认后，由乙方向甲方发“价格数量确认函”，双方无异议后盖章予以确认。在月度用气计划框架范围内，双方每周电话沟通，约定具体的供气数量、时间，以便双方具体实施执行。

第六条： 液化天然气运输

6.1按3.1条款的销售价格的液化天然气的，由乙方负责运输或由乙方委托有危险品运输资质的运输单位负责运输。

6.2按3.2条款的销售价格的液化天然气的，甲方委托的提货车辆承运单位、承运车辆及运送人员依法必须具有危险品运输资质，并应于每日15时前将次日运输的车辆信息报告乙方，以便乙方安排次日装车计划。6.3运输方式：公路运输。

6.4甲乙双方应将调度机构名称、负责人、正常联系电话、应急联系电话等提前3日书面通知对方。

6.5交付分工：天然气卸载时，甲方操作人员负责储配站内所属设备、工具或部件的操作。乙方驾驶员负责运输车所属设备、工具或部件的操作。

6.6交付风险转移：天然气卸载时，须由甲、乙双方共同配合，以装卸接口连接法兰片为交接点，交接点前（交接点至罐车方向）天然气的风险由乙方承担，交接点后（交接点至甲方设备方向）天然气的风险由甲方承担。自提车辆离开厂区以后的一切责任转移到甲方，乙方不负任何责任。

6.7甲方提气的，配送车辆以及驾驶员依法必须具备国家规定资质，如不具备，乙方有权利拒绝装车，由此产生的一切后果由甲方承担。

6.8乙方负责配送的，甲方卸气需两个不同地点的，两地点距离相距不得超过30公里，超过的，则按照实际路程承担配送及相关费用。

第七条：交付和计量

7.1甲乙双方应指定相关人员在过磅单上签字确认接收数量，甲乙双方指定人员在过磅单上签字后即交付完成。

7.2液化天然气采用汽车衡称重计量方式，如卸车量与乙方液化天然气工厂的装车量的计量差在正负200公斤（含200公斤）范围内时属于正常误差及合理损耗，结算以乙方磅单为准，甲乙双方互不追究。

7.3当卸车量偏差超出200公斤时，则双方配合共同查找原因，对于卸车量偏差200公斤以内的，由甲方承担；超出200公斤的，由乙方承担。如甲方对乙方计量结果提出异议，甲方应在乙方交付液化天然气时提出，并在过磅单上注明，但甲方不能因此拒绝提取或接收液化天然气或/及签署过磅单；当涉及多站分卸情况，因多次增压卸车操作，损耗增加为必然情况，具体误差数额另行商议。

7.4如因计量结果引起争议且于结算日该争议仍未解决的,甲方应先按乙方计量结果结算,待争议协商解决后调整结算气量和相应的液化天然气气费。7.5乙方配送车辆到达甲方指定卸货点后出现压车情况，超过24小时则按100元/小时进行结算，不足一小时按一小时结算；超过72小时的，则乙方可选择返回，因此所致一切后果由甲方自行承担。

第八条：气款支付

8.1实行“先款后气”原则，甲方先向乙方预付一定金额气款到乙方账户，乙方收到后安排发货。

8.2乙方指定账户单位名称：

开户行：

账号：

第九条：气款结算

9.1结算时间:每月25日进行结算，结算周期为上月26日至本月25日。9.2结算依据:以双方指定人员签字的乙方过磅单作为办理结算的原始凭证。

9.3结算日后3日内，甲乙双方对账无误后，乙方开增值税发票并及时邮寄给甲方。

第十条：权利和义务10.1 甲方的权利和义务。

10.1.1 甲方有权要求乙方提供鉴定期不超过一年的气质报告，以证明天然气产品的组分和质量。10.1.2 由于突发性事件及甲方原因引起的甲方不能按计划接气，甲方应于突发事件发生3日内或提前三日通知乙方，乙方应协助调整供气计划；但甲方已经配送或配送至甲方所在地的，甲方应负责安排接收，或承担因无法接受所发生的相关费用。10.1.3本合同中约定的需甲方履行的其它义务。10.2.乙方的权利和义务。

10.2.1 乙方应根据本合同约定，持续、稳定向甲方供气。

10.2.2 乙方因设备检修不能持续供应的，应提前5天书面告知检修时间和当月的供气计划。

10.2.3 由于突发性事件及乙方原因引起的不能按计划向甲方供气，乙方应于突发事件发生3日内或提前三日通知甲方，但乙方许采取积极措施以实现按月供应量向甲方供应液化天然气。

10.2.4 本合同中约定的需乙方履行的其它义务。

第十一条、违约责任

11.1任何一方违反本合同项下下任何条款之规定，或未履行本合同项下任何条款之义务，即构成违约。

11.2任何一方违约，应当向非违约方承担违约责任，按本合同约定的月度供气计划的20%承担违约责任。

第十二条：不可抗力12.1“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。构成“不可抗力”的行为、事件或情形包括但不限于以下各项：

12.1.1火灾、洪水、大气干扰、电击、暴风、台风、龙卷风、地震、大雾、大雪、滑坡、土壤侵蚀或沉降、冲失、流行性疾病、交通堵塞或其它天灾； 12.1.2战争、骚乱、内战、封锁、起义、公敌行为、内乱、恐怖主义和破坏；

12.1.3全国性的罢工、供应应急状态、封厂、政府的审批许可程序和其他全国性的行业骚乱和全国性的劳资纠纷；

12.1.4由于非卖方原因导致天然气产量减少而未达到供气计划量；

12.1.5政府或立法机关颁布或实施命令、裁定、法律、法规或政策而进行的征用、国有化、强制收购、没收或其它任何行动；

12.2当事方应在其由于不可抗力原因未能全部或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和全部义务；但本合同已到期应付款的义务除外；

第十三条：解决争议的方式

双方在履行本合同过程中出现争议或分歧，首先应有好协商解决，如协商解决不成，任何一方均可向合同签订地人民法院提起诉讼。

第十四条：其他约定

14.1本合同未尽事宜，双方协商解决，可签订补充协议，补充协议与本合同具备同等法律效力。14.2本合同附件与合同具有同等法律效力。

14.3本合同自双方签字盖章之日起生效，一式四份，甲、乙双方各执二份具备相同法律效力。

甲方（盖章）

法定代表人或委托代理人

地址：

联系电话：*** 开户银行：中国建设银行股份公司 遂宁物流港支行 账号：***00030 传真：

邮编：

日期： 乙方（盖章）法定代表人或委托代理人 地址： 联系电话： 开户银行: 账号： 邮编： 日期： 传真：

第二篇：天然气购销合同

卖方：__________

买方：_________

____年____月___日

本天然气购销合同（“本合同”）由下列双方于_____年____月___日于中国________签署：

（1）_________，其注册地址为___________，营业执照注册号为_______（“卖方”）；

（2）_________，其注册地址为___________，营业执照注册号为_______（“买方”）。

卖方和买方以下合称“双方”，单独一方则称“一方”。

鉴于：

（1）卖方已拥有一处或多处供应源，或已从一处或多处供应源获得天然气（含液化天然气）的长期供应；

（注：如涉及新项目审批要求，可在此对气源来源情况进行具体描述。）

（2）买方希望购买天然气用于___________（“买方用途”）；

（3）买方同意按本合同中约定的条款和条件购买和接收天然气，同时卖方愿意按该等条款和条件向买方销售和交付天然气。

为此，双方本着自愿、公平和诚实信用的原则，经协商一致，就有关天然气购销事宜达成本合同如下条款：

第1条定义

除非本合同中另有具体规定，本合同中使用的下列词语含义如下：

1.1起始日

指按本合同第4.1款的规定确定的日期。

1.2合同年

就第一个合同年而言，指起始日开始至起始日所在当年的12月31日结束；就任一其后的合同年而言，指自当年1月1日起至12月31日止的连续的十二（12）个月；假如合同期在12月31日以外的日期终止，则最后一个合同年为自该终止日前的1月1日起至合同期最后一日止届满的一段时间。

1.3供气日

指北京时间当日的_________至下一日的_________.1.4标准立方米

指在压力为101.325kPa，温度为20℃的状态下占有一立方米空间的气量。

1.5合理努力

指一方在当时的情况下采取合理可能的行为，但不包括采取将会或可能会使该方遭受重大损失的行动。

1.6合理审慎作业者

指能诚信地力求履行其合约义务的自然人及组织，该自然人及组织在力求履约以及在其通常的履行承诺过程中，其表现出的技巧、勤勉、审慎和预见水平达到了人们合理和通常期望的一个成熟及富有经验的同类业务作业者，在同样或相似的情况和条件下并按照所有适用的法律、国际标准和惯例，履行承诺所达到的水平。

第2条批准及许可

双方应各自负责并且应尽合理努力获得各自一切必要的核准（批准）及许可，以使其得以履行各自在本合同项下的义务。

第3条交付

3.1交付点、风险和所有权

卖方按本合同的规定向买方销售天然气，买方按本合同的规定向卖方购买天然气，交付点为______，交付压力为___________.交付天然气的所有权和风险自天然气越过交付点时由卖方转移至买方。

3.2卖方交付设施

卖方应将天然气输送至交付点。卖方应负责安排交付点之前的所有天然气交付设施（包括交付点上游的卖方天然气检验和计量设备）。

3.3买方接收设施

买方应在交付点接收天然气。买方应负责安排交付点之后的所有天然气接收设施。

第4条起始日和交付期

4.1起始日

（适用于已建成项目）：_______________

双方约定，本合同项下供气起始日为_______________.（适用于新项目）：____________

双方应不定期就双方项目建设的进度进行沟通，并就起始日的确定进行协商。双方约定本合同项下起始日应在____年____月___日至____年____月____日的期间内（“第一窗口期”）发生，并应根据以下程序确定：

4.1.1双方应至少在____年___月___日前确定一个九十（90）天的期间，该期间应在第一窗口期内且起始日应在该期间发生（该九十（90）天以下简称“第二窗口期”），或如果双方没有按照本款的规定确定窗口，则第二窗口期将被视为是第一窗口期的最后的九十（90）天；

4.1.2双方应至少在第二窗口期开始前三十（30）天确定起始日的时间，该起始日的时间应在第二窗口期内，或如果双方没有按照本款上述规定确定起始日，则起始日将被视为是第二窗口期的最后一天。

4.2交付期

除非双方另有约定，本合同项下天然气交付期为起始日至____年___月___日。

第5条年合同量（视情况而定，可将“年合同量”调整为“合同量”）

5.1年合同量（适用于1年期以上的合同）

就每一合同年而言，指_______标准立方米的天然气气量。

（注：双方可对每一合同年的年合同量分别进行约定。）

5.2气源

上述年合同量所对应的天然气供应来源来自_______，未来也包括从其他资源国或资源商处获得的其他气源。

5.3最大日合同量、最小日合同量和最大小时提取速率

双方约定，就任一供气日而言，允许买方提取的天然气数量的最大值为_______标准立方米每供气日（“最大日合同量”），最小值为_____标准立方米每供气日（“最小日合同量”）。双方进一步约定，除非卖方导致或卖方事先书面同意，对于交付期内任一供气日买方提取的超出上述最大日合同量部分的天然气为超提气。

双方约定，就任一供气日内，允许买方提取天然气速率的最大值为______标准立方米/每小时（“最大小时提取速率”）。

5.4增量气

若买方在交付期内的任何时间向卖方提出购买超过年合同量的增量气，则：

5.4.1买方至少应提前______日通知卖方增量气的数量以及交付时间；

5.4.2卖方可在其收到买方按本合同第5.4.1款的规定发出的通知起______日内向买方发出接受或拒绝该等要求的通知，且该合同年的年合同量应按双方约定的增量气的数量进行相应调整。

5.5优先供气顺序

双方约定，在交付期内任何时间发生天然气气量不足以满足卖方所有下游用户的有效指定量的情况，无论是否是由于不可抗力所致，卖方将按照附件一约定的顺序向各下游用户供应天然气。

第6条合同价格和气款结算

6.1合同价格（以下模版供选择，并可根据实际情况进行细化。）

模版一：按本合同在交付点交付的天然气的合同价格为______元/标准立方米（含税）。本合同使用的货币为人民币，单位为“元”。

模版二：双方同意，本合同项下每一标准立方米（或吉焦）天然气的合同价格（以元/标准立方米或吉焦为单位表示）由天然气基础价格（Pi）和综合服务费用单价两部分组成。其中，双方应按照如下公式计算天然气基础价格：

Pi= ___________；

综合服务费用单价为_________元/标准立方米或吉焦。

6.2气款结算

双方约定，本合同项下天然气气款每_____结算一次。买房应根据（结算条款）的规定，支付本合同项下其购买的所有天然气的款项和其他按照本合同应支付的款项。

第7条照付不议（适用于1年期以上的合同）

就交付期内的任一合同年而言，卖方应在交付点销售并交付且买方应提取该合同年的年合同量，并为提取的和未提取的天然气付款。双方进一步约定，对于上述买方已付款但未提取的天然气，买方有权按附件三的约定进行补提。

第8条质量和计量

天然气的质量和计量结果以卖方在交付点上游的分析和计量为准。天然气质量规格见附件四。

双方应依据国家颁布的适用于天然气计量的法律、法规、标准、规程和本条规定的原则进行天然气的检验与计量，检验计量规程见附件五。、第9条调试和维修

9.1调试（适用于新项目）

9.1.1调试期为____年____月____日起至____年____月___日止的期间。

9.1.2在调试期内，双方应互相合作，卖方应尽合理努力交付、买方应尽合理努力接收尽可能多的天然气，其数量应达到双方共同认可的对各自设施正常生产的要求。为避免歧义，在调试期内，（如：“本合同第7条”）将不适用。

9.2维修

双方同意，任何一方每一合同年可对其设施安排累计连续不超过十五（15）日的额定维修，除此之外，作为合理审慎作业者，任何一方可根据各自设施实际情况，另行安排额外维修和临时维修。

第10条保险（本条为选择性条款）

在合同期内，每一方应自费向具有良好财务状况的承保人投保并保持标准的和符合惯例的保险。

第11条计划与指定

本合同项下天然气的计划与指定机制在附件六中予以规定。

第12条买方限制

在合同期内，除非经过卖方书面同意，卖方根据本合同销售给买方的所有天然气只能用于买方用途，不得转作其它用途。

第13条保密

本合同的内容、编制本合同期间披露的一切信息以及往来的函件也包括任何一方的商业信息、客户资料等信息（以下统称为“保密信息”）均应保密。未经一方书面许可，另一方不得以任何方式向任何第三方披露任何保密信息（也不允许双方各自的雇员、管理人员、代表人、代理人或关联方向任何第三方披露）。

第14条适用法律

本合同应适用中华人民共和国法律，并据此进行解释，排除任何会将本合同事项指向其它管辖地法律的法律选择规则。

第15条争议解决

如果双方对本合同产生争议，双方应首先通过友好协商解决。如果该争议在任何一方以书面形式告知对方争议的存在起的四十五（45）天内仍然未能得到解决，双方同意按以下第______条处理：

（1）任何一方均有权向对方发出通知，将该争议提交仲裁进行最终裁决。争议应依据_____仲裁委员会在提起仲裁时有效的仲裁规则（“规则”），由按照规则指定的三位仲裁员在_______进行仲裁以得最终解决，除非本合同另作明确变更。_______仲裁委员会为指定的仲裁机构。仲裁（包括所有联系沟通、证据提交、通知、裁决以及相关文件制作）所使用的语言应为中文。上述仲裁委员会做出的裁决为终局裁决，对买卖双方均有约束力。

（2）任何一方依法提请人民法院通过诉讼程序解决。

第16条不可抗力

不可抗力应是指任何其发生超出应按并且已按合理审慎的作业者的方式行事的受影响方（或卖方或买方设备的其他所有者和/或经营者）的合理控制范围，且采用可合理期待其已采取的防护措施亦不能避免，进而导致受影响方无法履行其在本合同项下的任何一项或多项义务、约定或承诺的任何事件或情形。双方进一步同意，天然气市场或利用本合同所交付的天然气制成的产品市场的市场变化不应在本合同中视作不可抗力。

如一方受不可抗力影响完全或部分不能履行其合同义务，该方应坚持执行合理审慎的作业者标准努力克服和消除不可抗力事件或情况的影响，在此期间该方在本合同项下因受不可抗力的影响而不能履行义务的责任应予以免除，但是本合同的规定支付应付款项的义务不能予以免除。

第17条生效和终止

17.1生效（可根据项目实际情况决定，以下两个模版供选择：）

模版一：本合同及附件经双方法人代表或授权代表签字且加盖公章或合同专用章后生效，并持续有效直至交付期结束时终止或按本合同第17.2款规定的情形发生时终止（简称“合同期”）。

模版二：双方同意，双方在本合同项下的义务（除了于本合同签署之后即行生效的本合同第2条、第10、12、13、14、15、16条、第17.1款以及第18、19条项下的义务）应以满足以下生效条件为前提：_____.所有生效条件均被满足或放弃之日即为生效日。

17.2终止

如发生下述情形，本合同终止，以发生在先者为准：

17.2.1交付期结束时合同终止；

17.2.2如果一方严重违反本合同义务，经守约方通知后_____日内，违约方未纠正其违约行为，守约方有权终止本合同；

17.2.3如任何一方资不抵债、进入破产、清算程序或严重丧失商业信誉，另一方有权终止本合同；

17.2.4如一方发生不可抗力事件，导致一方不能完整履行合同义务：（a）在连续_____年的期间累计超过____年，或（b）连续____日，经提前____日书面通知，另一方有权终止本合同。

第18条承诺与保证

卖方向买方陈述并保证，并且买方向卖方陈述并保证：

18.1该方拥有订立本合同并履行其在本合同项下义务的必要能力、资质和授权。

18.2该方未涉及任何诉讼或其他可能影响该方履行本合同项下义务或将会对该方的财务状况产生重大影响的法律程序。

18.3拥有或将会拥有或者享有或将会享有与为履行本合同而所需的资产相关的适当权利。

第19条责任与赔偿

19.1双方同意，对于本合同项下可能出现的买方未能按照合同约定提取天然气，或卖方未能按照合同约定交付天然气等情形的责任与补救机制在附件三中予以规定。

19.2受本合同中明确规定的限制条款约束，一方应赔偿因违反本合同给另一方造成的损失，但是，违约方的赔偿责任以守约方的直接损失为限，不包括营业的损失、生产中断的损失、停工的损失、对第三方的赔偿责任、利润的损失等间接损失。

第20条其它

本合同未尽事宜，双方将进行友好协商，并以本合同附件或补充协议的形式予以明确。该合同相关附件内容由供用气双方协商确定。

第21条签署

本合同一式____份，具有同等效力，双方各执___份。

本合同由双方法人代表或授权代表于文首所载日期签署，以资证明。

卖方：________

姓名：________

买方：________

姓名：________

第三篇：液化天然气销售合同

中国燃气控股有限公司企业标准 液化天然气（LNG）销售合同

液化天然气（LNG）销售合同

合同编号：XX中燃LNG销合字（20XX）XXX号

甲方：（以下简称“卖方”）

乙方：（以下简称“买方”）

根据相关法律法规之规定及目前双方产、供、销实际情况，买卖双方经协商，签订液化天然气买卖合同，条款如下：

中国燃气控股有限公司企业标准 液化天然气（LNG）销售合同

中国燃气控股有限公司企业标准 液化天然气（LNG）销售合同

用气周期为月度的，于每月25日之前预付下一月度计划气款；用气周期为周的，每周五之前预付下一周计划气款；用气周期为日的，每日下午3点前预付下一日计划气款。

中国燃气控股有限公司企业标准 液化天然气（LNG）销售合同

中国燃气控股有限公司企业标准 液化天然气（LNG）销售合同

开户银行： 银行帐号： 签订日期： 年 月 日

第四篇：液化天然气学习心得

学习心得

如果说页岩气对于我们尚比较陌生的话，那么LNG应该是我们每个天然气行业工作者耳熟能详，津津乐道的了。

LNG，即液态的天然气，为无色、无味、无毒、无腐蚀性液体，标准状态下沸点为-162℃，气液体积比约为620:1，正是由于LNG的这种物理性质，保障了LNG能够安全、大量的储存和运输，从而在天然气大规模远洋贸易中，起到至关重要的作用，虽然天然气仍然主要采用管道运输的方法，但是说道远洋运输，LNG是最好的也是目前唯一的手段。而LNG之所以如此受到青睐，主要是因为LNG的用途广泛，LNG可以用作民用燃气、发电、化工、运输工具的燃料和冷能利用几方面。

我国从2006年开始进口LNG，2008年进口总量为333.6万吨，2009年占全球贸易量3.14%，占亚太地区5%。2010年占全球贸易量4.3%，占亚太地区7.2%。预计到2020年，中国进口LNG为2500万吨/年。

这意味着我国急需形成大型化多元化的LNG产业链，LNG产业链包括天然气预处理、液化、储存、运输、接收、应用等环节。其中天然气的液化、储存、运输和应用是整个产业链的主要组成部分。目前我国已建和在建的天然气液化工厂约100座，但规模较小，国内技术已建成投产的装置约100套，工艺技术为单循环混合制冷剂和膨胀制冷，最大能力12万吨/年（膨胀制冷），混合冷剂技术建成的最大能力为60万吨/年。国内在建的天然气液化项目最大能力为100万吨/年。

天然气装置三大主要工艺系统为：天然气净化、天然气液化、LNG储运，其中天然气液化是技术核心和关键。而液化工艺分为三种：阶式制冷循环、膨胀机制冷循环、混合冷剂制冷循环。

阶式制冷循环流程复杂、设备多，但是能耗低，所以不单独采用；膨胀机制冷循环液化率低、能耗高，适用于中小型LNG装置；混合冷剂制冷循环系统简单、投资低，所以适用于大型LNG装置，目前采用较多的均为混合制冷循环。

远洋进口LNG由大型LNG船运送至接收站后，由陆地上的LNG罐车载运到各地，供居民燃气或工业燃气用。LNG罐车运载状态一般是常压，温度为112k的低温。LNG虽然相对于天然气较为安全，但仍然是易燃、易爆的介质，且陆地运输相对于管网运输也存在很大风险，所以，运输中的安全可靠是至关重要的。

LNG罐车由牵引车、低温储罐、行走机构（底盘）、充装泄压系统、增压减压系统、安全系统、仪表检测系统、抽真空及测量系统几部分构成。由于LNG的低温特性，所以储罐的保温防冻以及输送液体的泵也至关重要。采用泵送液体主要优点在于转注流量大、时间段，泵后压力高，泵前压力要求低，罐体设计压力低，这给LNG的充装节省了很多的资金和麻烦，但是LNG罐车的造价仍然较高，结构较复杂。

LNG大部分用途仍然是为了天然气的运输方便，所以，LNG气化站至关重要，LNG气化站是一个接受、储存和分配LNG的基地，是城镇或燃气企业把LNG从生产厂家转往用户的中间调节场所。LNG气化站主要包括卸车台、低温储罐、增压系统、气化系统及调压、计量和加臭系统。LNG通过低温槽车运到气化站，槽车储罐通过增压器进行增压，在压差作用下，通过卸车台的管道进入站内的低温储罐。低温储罐通过增压器使储罐压力达到一定值，罐内LNG通过出液管道进入气化系统，使LNG气化升温达到设定值，再通过出站调压器将压力降到要求值，然后通过计量和加臭系统进入燃气管网系统。气化站和LNG液化工厂等都需要合理的储罐进行储存LNG，由于储罐形式需要考虑储存规模、项目投资、建设周期、占地面积等因素，目前，国内LNG气化站常用的低温储槽有字母罐及单罐两种形式。一般储存量在1000m³以下的城市LNG气化站，基本都采用单罐储存。考虑到LNG储罐的运输、制造和国内的实际情况，由于占地小、国内厂家制造技术成熟等优点，对中小城市一般选择50m³、100m³、150m³的卧式或立式圆筒形低温真空粉末绝热储罐。

之后我还了解了LNG工厂、LNG汽车、LNG工艺上及设备上的一些要求，以及LNG储罐的一些原理和储罐低温保温的填料要求。

这次的学习可以说对我的帮助很大，LNG对于每个天然气行业的工作者来说都不算陌生，但是其中很多重要的特性、工艺要求、设备要求及选型等，对我们来说还不是很懂，通过这次学习，使我对LNG整个产业链有了全新的认识，感谢公司以及老师给我的这次机会。

第五篇：液化天然气产业链

液化天然气产业链

目前，液化天然气代表了国际燃气行业中最令人激动的产业发展方向。尽管燃气运输的总百分比中，LNG仅占全球燃气贸易量的10%都不到，但其发展迅猛，且有越来越多的买方和卖方加入到这个市场中。在过去20年中，LNG贸易呈现飞速发展，而到2020年为止，预估LNG贸易仍将继续发展，不会呈现衰退态势。

简而言之，相比从生产商处运输天然气至消费者处，液化是一种替代选项。天然气（甲烷C1H4）被冷却至-161.5℃（-260℉），从气态被转换成了更易运输的液态，体积大约被缩小了600倍。（实际被缩小了将近610倍，但通常应用600倍。）因此，就是说600立方英尺的天然气会被缩小至1立方英尺的洁净、无味的LNG。并且，其储存和运输通常是在低温、低压下完成的。

转换成液态的天然气将会通过海上运输，从遥远的开采地被带回接收地，相比航运，管道运输显得既不经济，又不合理。在接收地，液态的甲烷从船上被卸下，然后加热，使其由液态再次回归到气态。随后，就像当地开采出的天然气一样，以管道运输的方式，被运往各个燃气消费者。

液化天然气的整个运输过程相比管道运输更为复杂。接下来所提到的“LNG产业链”包含了整个过程中各个分散的板块：上游、中游液化工厂，航运，再汽化，以及最后的天然气分配输送。

（上游开采至终端发电过程）

LNG的技术并不新颖。早在1941年美国克利夫兰市就建造了世界上第一个商业LNG设备，作为（电力）调峰设施。在短则数小时、长则几季的需求淡季，天然气（通过运输管道输送至工厂中）被液化；而在需求旺季，天然气则被加热成气态，随后通过泵，被压入输送管道形成的气网中。不幸的是，在1944年，由于天然气泄漏所引发的爆炸，使得这家工厂最终倒闭。

究竟是通过液化天然气，还是直接通过管道运输天然气，成了天然气储地必须作出的商业化决定，而这主要取决于其距离需求市场的距离。通常被各国所遵循的一个重要规则是——相比管道运输，当满足下列特征时，LNG会成为一个行的通的选择：

 天然气市场距离产地至少2000千米以外。      天然气产地拥有至少3万亿立方英尺至5万亿立方英尺的可采天然气。液化工厂的天然气生产成本低于1美元/百万英热单位（/MMBtu）。天然气包含极少量的其他杂质，比如CO2或硫磺。天然气产地附近拥有能够建造液化工厂的海港。

国家的政治局势支持大规模的、长期的天然气投资。

进口国的市场价格高到足够支撑整个生产链，并能为天然气出口公司和出口国提供丰厚的回报。

 天然气运输需要穿越无关的第三方国家，这种情况下，应用管道替换方案将会引起购买方对天然气供应安全的担忧。

LNG贸易中使用的单位足够令人困惑。刚开采出的天然气是以体积为单位的（立方米或立方英尺），但一旦转换为LNG，则由众多单位可供选择，通常使用的是吨或百万吨。（缩写为MMT，或者更常用的MT。百万吨在技术中的缩写是MMT；然而，LNG行业会使用MT来代替。）LNG船舶尺寸一般以货物体积标识（典型的为几千立方米），并且一旦LNG被重新气化，它则会以能源单位被售出（百万英热单位，MMBtu）。

一吨LNG所包含的能量相当于48,700立方英尺（1,380立方米）的天然气。而一台LNG设备每年都可生产100万吨（百万吨/年，MTA）的LNG，这相当于每年生产487亿立方英尺（13.8亿立方米）的天然气，相当于每天生产1.33亿立方英尺的天然气。

LNG产业链：上游和中游

LNG产业链的上游和中游部分与传统燃气系统的上游和中游部分十分相似，拥有相同的气井、井口和气田处理设备。因为LNG需要将天然气冷却至非常低的温度，所以在送至液化工厂处理前，必须注意从甲烷流中移除所有的杂质，尤其是水。

LNG产业链：液化工厂

首个大规模的LNG工厂于1964年在阿尔及利亚的阿尔泽成立，并在1965年上线。在1969年，飞利浦公司在阿拉斯加建造了Kenai LNG工厂。而至2006年，全球至少有17家LNG工厂，主要分布在非洲、中东、亚洲、澳大利亚、加勒比地区和阿拉斯加处。尽管每家工厂在设计和尺寸上都是独特的，但他们仍有许多共同的特点。下图显示了一种典型的LNG液化和装载设施的布置。

（NGL to Fractionation：液态天然气分馏法；propane chiller：丙烷冷却器；condensate：冷凝物；LNG heat exchanger：LNG换热器）

接收到LNG设备中的天然气必须没有杂质，且必须越接近纯甲烷越好。任何其他的成分，比如CO2和硫磺，都可能对天然气冷却单元造成损害，或者降低LNG成品的质量，或者两者皆有。

全球的LNG从业者都已接受了两种主要的天然气液化过程：纯多端冷却过程（即飞利浦过程）、和预冷后混合丙烷的混合冷媒过程（MCR）（由空气产品公司、壳牌及其他公司改进，且应用于大多数LNG工厂）。首批在阿尔及利亚和阿拉斯加设立的LNG工厂应用的是飞利浦多端冷却过程，并使用丙烷、乙烯和甲烷作为冷却剂。然而，从那以后，大部分的大型LNG基地装载项目使用的都是空气产品公司的（丙烷）混合冷媒过程，以及低温换热器。不同的研究显示：这两种加工过程中主要工作的处理效率是相似的。因此，选择哪种过程主要取决于各个公司不同的考虑、特许费用的差距和个人所理解的优势。

一般来讲，液化工厂是一整个LNG项目中最昂贵的部分。因为运输到工厂中8%-10%的天然气会被用于作为冷却过程的燃料，即使其他费用，比如人工费和维修费较为低廉，总体的操作费仍就高昂。

因为规模经济十分重要，所以新建的LNG工厂将拥有更大的、更高效的生产线，并且对于邻近的LNG工厂（比如卡塔尔的），这些新建的工厂会与它们共享设备，以减少单位成本。然而，不断上升的对钢铁和镍的需求量，以及对于其他工程建造资源的高需求，使得长期下降的成本趋势有所回升。最近发布的LNG工厂项目，比如（澳）Woodside’s Pluto项目，所需成本相对几年前建造的工厂项目要翻5番以上。这样令人警醒的趋势将会迫使项目发起者制订更为激进的LNG价格预测，并将毋庸置疑地导致某些项目的取消，且很有可能是那些价格从现有水平调低后就无法盈利的项目（低定价）。

但是，不断上涨的LNG价格也反向促进了从前被认为是难以盈利的天然气资源的开发。更小的、距离更远的天然气田被发掘出来，通过改装、或特别定制的船舶将LNG生产和储备系统连接起来，这有些类似于油田的浮式生产储存卸货装置。另外，现在仍有许多有关LNG的技术挑战摆在眼前，最典型的就是半装满储罐的‘摇晃’问题——当LNG被产出时——以及LNG从一艘浮动船舶被卸载至另一艘浮动船舶时。目前，有许多公司正在改进它们的FLNG（浮动式LNG）理念，首批产品应该会在2011-2012年左右出炉，可能在西非或东南亚/澳大利亚地区着陆。

LNG产业链：运输

LNG通常通过特别设计的冷藏船舶被运输给天然气消费者。船舶要求在低大气压下运营（不像液化石油气船，可以在相对较高的气压下运营），LNG被装在独立绝缘的储罐中运输。储罐周围的绝缘层帮助维持LNG的温度，并使蒸发率（重新转变为气态）保持在最低的水平。因为大多数老旧船舶没有船上制冷系统，船舶使用刚刚生产出的、会蒸发的天然气作为能源、燃料。在一次典型的航程中，一般每天有0.1%-0.25%的LNG会转换成气态，作为燃料。

大部分LNG工厂有他们自己特定的LNG船队，作为“虚拟”管道。当一艘船舶处于装载状态，肯定有一艘姐妹船舶正在卸载货物，而船队剩余的船只则要么在去买方气化设施的途中，要么在回LNG工厂装载新货的途中。然而，当LNG短期交易和即期交易量不断上升时，船舶会从不同的工厂装载LNG，并且将它们卸载至出价最优的地方。

LNG产业链：再汽化终端

LNG接收终端，也被称为再汽化设施或气化设施，会接待LNG船舶，储存LNG（直到被需要），并且输送气态甲烷至当地管道气网。气化设施中主要的设备为卸载泊位、港口设施、LNG储备罐、蒸发器（将LNG转换成气态），以及连接当地供气网的管道通路。另外，LNG船舶也会在近岸处卸载，远离拥挤的、水位较浅的港口。这一般会通过一个浮动系泊系统完成（相似于原油进口中用到的系统）——即船舶近岸卸载时，天然气会从海底绝缘的LNG管道被运输至岸上的气化设施。

接收终端资本花费最多的板块是蒸发器设备。蒸发器可以将LNG从-161.5℃加热至超过5℃，使甲烷从液态转变为气态。从概念上来说，蒸发器属于相对简单的部分，当LNG通过泵被压入管式或板式换热器时，蒸发器发生作用，使其温度上升。在温暖的季节，将加热器与海水接触，或在寒冷的季节，将其与加热的水接触，都能保证换热器温暖。所以大规模的海水会持续流动在蒸发器系统中，以避免各面板结冰。

常规岸上气化设施中，卸载下的LNG通常被储存在大型储罐中，陆上储罐或半掩埋储罐，直到天然气被消费者所需要。半掩埋储罐，罐与罐之间的距离比较近，所以在日本十分常见，因为那里的土地资源比较稀缺。另外，LNG也可以在近岸被卸载，而且通常是通过船上有再汽化设备的、改进后的LNG船舶卸载LNG。这些船舶有能力直接将气态甲烷输送入管道气网内；或者通过离岸系泊设备将LNG输送进低温管道，再送到岸上进行气化；也可以采用LNG常规卸载，即通过固定悬臂完成近岸卸载。船到船的LNG转移仍在其早期阶段，所有的技术障碍还没有完全消除。一旦这个过程变的常规了，我们可以预见大型船舶在近岸处卸载LNG至更为小型的船舶，随后这些小船会直接驶向港口，当LNG被转换成甲烷后，再通过管道直接输入当地气网。