LNG发展现状与储罐建设课程

1、1.1 全球LNG发展状况1.1.1 2014年全球LNG发展现状2014年是现代LNG行业诞生后的第50周年。根据国际天然气联盟（InternationalGas Union，IGU）和伍德麦肯兹等机构统计数据显示，2014年全球LNG贸易供应量为2.46亿吨，较2013年的2.41亿吨增长2.1%。从供给角度看，2014年全球LNG出口量增长相对平稳。其中，卡塔尔出口量由7900万吨降至7700万吨，仍为全球最大的LNG出口国；埃克森美孚公司的巴布亚新几亚LNG项目（以下简称PNG项目）自2014年5月投产以来，完成出口370万吨。澳大利亚、印度尼西亚和尼日利亚三国2014年LNG出口量分

2、别增长约100万吨，与巴布亚新几亚LNG项目共同构成了全球供应量的增量（见图1-1）。从需求角度看，2014年全球LNG进口量增长低于预期。其中，日本和中国LNG进口量分别为8900万吨和2000万吨，分别较2013年增长200万吨；西班牙、英国和中国进口量分别较2013年增长100万吨；国进口量为3700万吨，较2013年的4000万吨减少7.5%（见图1-2）。图1-1 2014年全球LNG出口情况（资料来源：woodmac）图1-2 2014年全球LNG进口情况（资料来源：woodmac）从投资的角度看，在2014年计划新建的LNG项目中，数额较大的最终投资协议（The Final In

3、vestment Decision，FID）大都在下半年达成，且主要为美国本土LNG出口项目。其中，在获得联邦能源管理委员会授权后，美国卡梅隆（Cameron）项目（设计产能1200万吨/年）、自由港（Freeport）项目（设计产能1320万吨/年）和湾点（CovePoint）项目（设计产能1170万吨/年）都已形成了FID。此外，美国政府于2014年8月出台新的向非自由贸易区国家出口LNG的审批流程，也有利于更多LNG项目在未来获得联邦能源管理委员会授权并形成FID。从运输角度看，市场对美国未来数年将大规模出口LNG的预期，使相关LNG运输船建造合同创下历史纪录。尽管行业LNG运输船的租船

4、费率有所降低，但仍有67条LNG运输船在2014年签署造船合同，其中国大宇海洋造船会社收获最大，获得了包括亚马尔LNG项目15艘破冰LNG运输船在的一系列造船合同。1.1.2 2014年全球LNG市场特点分析1. 2.2.1天然气液化市场发展特点（1）PNG和阿尔与利亚阿尔泽港等项目投产并冲击市场大洋洲有两大LNG液化项目建成投产。在巴布亚新几亚，设计产能690万吨/年的PNG项目2014年5月提前建成投产，其第一船LNG于当月27日装船运往接收方日本东京电力公司；至2014年12月31日，PNG项目两条液化生产线累计生产370万吨LNG，产量达到建成产能的近90%。在澳大利亚，英国天然气集团

5、投资的昆士柯蒂斯LNG项目（QCLNG项目）于2014年12月完成第一条液化生产线试运行，成为全球首条以煤层气为原材料的液化生产线。在此之前，英国天然气集团已建成拉特盆地的煤层气输送系统，位于该盆地钦奇利亚、瓦杜安和达尔比3个中心的17个现场加压站和4个中央处理工厂组成的集气和供应系统，将把煤层气源源不断地输送至QCLNG项目各条液化生产线，以保障其850万吨/年的设计产能。在北非，设计产能920万吨/年的阿尔与利亚阿尔泽港LNG项目GL3Z液化生产线于2014年10月建成投产，但由于该项目部分老旧设施退役，将抵消大部分新增产能，因此阿尔泽港LNG项目470万吨/年的新建液化产能投产对全球LN

6、G供给的影响不大。2014年全球新增LNG产能规模见图1-3。图1-3 2009-2014年全球新增LNG产能规模（资料来源：woodmac）（2）各地区天然气液化在建项目发展境况各异在北美，受益于政府向非自由贸易区国家出口LNG审批流程的改变，美国的液化天然气项目进展积极。其中，卡梅隆和自由港两项目共获得融资担保210亿美元，顺利完成FID；湾点项目在获得联邦能源管理委员会备案后，自筹资金开始了液化生产线建设。此外，科珀斯克里斯蒂（Corpus Christi）、萨宾港三期（Sabine Pass Phase-3）和戈尔登港（Golden Pass）等项目准备在联邦能源管理委员会等监管机构授

7、权后尽快开展相关建设工作。与美国不同，尽管加拿大国液化天然气出口许可证申请的数量在2013年的基础上继续上升，但部分大型天然气液化项目进展相对缓慢。其中，马来西亚国家石油公司控股的西北太平洋LNG项目在2014年上半年与印度国家石油公司、和中电签署了合作投资协议，但在2014年12月以项目的税费与监管政策尚不确定为由，暂停了项目FID的推进工作。在亚洲，马来西亚国家石油公司和美国墨菲（Murphy）石油公司于2014年1月联合完成了生产第二艘浮式天然气液化装置的FID，未来将用于马来西亚深水天然气产出的加工。BP公司则于2014年10月将印度尼西亚唐古液化天然气扩建项目（Tangguh LNG

8、 Phase-2）的陆上前端工程和设计（FEED）合同授予了两个印度尼西亚财团，该扩建项目完成后将为唐古LNG项目带来380万吨/年的新增产能。在欧洲，受美国和欧盟有关国家在金融和技术等方面的制裁影响，俄罗斯在远东地区的LNG发展遭受了较大的限制，但其亚马尔LNG项目的天然气液化能力建设进展良好，2014年新增投资50亿美元，有效地保障了工程的顺利进行。在非洲，英国俄斐（Ophir）公司在赤道几亚的浮式液化天然气项目进展顺利，特别是在其上游的海上天然气区块获得勘探突破后，公司计划将该项目建设产能提高至300万吨/年；戈拉尔（Golar）公司于2014年12月与喀麦隆国家石油公司（SNH）和佩伦

9、科（Perenco）石油公司签署框架协议，将在距离喀麦隆海岸20千米处开发一个产能为120万吨/年的浮式液化天然气项目；意大利埃尼石油公司和美纳达科（Anadarko）公司在莫桑比克的液化天然气项目在2014年取得了一定进展，已与多个亚洲LNG买家签订了购销框架协议，但该项目与莫桑比克政府间关于财税条款等方面的谈判仍未取得实质性突破；此外，壳牌公司和埃尼公司都在西非的盐下层获得一系列天然气储量发现，预计未来都将建设大规模的浮式液化天然气项目。1.2.2.2 LNG接收市场发展特点（1）“亚洲需求”带动LNG接收站数量稳定增长在国，国天然气集团运营的Samcheok接收站项目于2014年8月建成

10、投产，该项目接收能力为600万吨/年，预计将带动国东北部地区的天然气市场需求。在中国，中国海油LNG接收站和LNG接收站分别于2014年8月和11月建成投产，接收能力都为300万吨/年；设计接收能力为60万吨/年的广汇集团启东LNG接收站于2014年4月份正式开工，新奥集团300万吨/年的LNG接收站于10月底动工。在日本，设计能力为100万吨/年的Hibiki接收站于2014年10月建成投产（见表1-1）；另有日本石油勘探公司投资的Soma接收站于11月底正式开工建设。在印度尼西亚，印尼PGN公司于2014年8月起商业化运营楠榜省浮式储存汽化装置（Floating Storage and R

11、egasificationUnit），大幅提高了其西爪哇省地区的LNG接收能力。巴基斯坦和菲律宾将成为亚洲新的LNG进口国，巴基斯坦已与美国Excelerate能源公司签署协议，自2015年一季度起租赁其汽化能力为290万吨/年的一艘浮式储存汽化装置；菲律宾正在其吕宋岛建设一座接收能力为150万吨/年的LNG接收站。表1-1 2014年全球新建LNG接收项目名称(资料来源：自行整理)投产日期国家终端名称接收能力（万吨/年）储存能力（万立方米）2014年01月巴西TRBA Salvador38013.82014年08月中国Hainan LNG300322014年08月印度尼西亚PGN FSRU

12、Lampung190172014年08月国Samcheok LNG6001802014年10月日本Hibiki LNG100362014年11月中国Shandong LNG300482014年12月立宛Lithuania LNG30017（2）南美LNG需求增长强劲根据IGU和伍德麦肯兹等权威机构预测，南美地区2020年LNG需求量较2013年将增长60%，需求的强劲增长带动该区域LNG接收市场的蓬勃发展。在2013年国天然气需求量创历史新高后，巴西国家石油公司接收能力为380万吨/年的TRBA Salvador接收站于2014年1月投入运营，其从美国Excelerate能源公司租赁15年的“

13、经验”号浮式储存汽化装置于2014年5月投入瓜纳巴拉湾（GuanabaraBay）作业。智利政府为保障该国南部的电力供应，决定允许GNL公司新建一座LNG接收站，目前该项目已重新向智利政府提交环保计划。乌拉圭正在修建其国第一艘浮式储存汽化装置，将用于接收管道输送来的LNG，并经过再汽化后向巴西和阿根廷的国家石油公司输送天然气。另外，厄瓜多尔和巴拿马等国也分别计划修建LNG接收站。（3）天然气供给多元化推动欧洲LNG接收站建设2014年，受俄乌危机影响，部分欧洲国家特别是东欧各国加紧完善其天然气多元化供给渠道，积极通过建设LNG接收装置规避其可能面临的管道天然气供应风险。其中，“独立号”浮式储存

14、汽化装置于2014年12月完成在立宛近海的部署，使该国有条件从挪威国家石油公司购买LNG，也使其在与俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）关于管道天然气供应的谈判中占据主动。尽管爱沙尼亚和芬兰的两个LNG接收站项目在经过可行性研究后被叫停，但有关机构仍预计乌克兰、克罗地亚以与其他巴尔干半岛国家有修建LNG接收站的强烈意愿。（4）中东市场青睐浮式储存汽化装置与2013年相似，中东各国在LNG接收装置的选择上仍青睐于浮式储存汽化装置。其中，在经历了数轮“流标”后，埃与天然气控股公司（Egyptian NaturalGas Holdings）与挪威公司霍尔赫公司（Hoegh）签订租赁合同，将在伊

15、士湾赫奈泉红海港口部署“HoeghGallant”号浮式储存汽化装置。科威特国家石油公司于2014年4月更换了其租赁的浮式储存汽化装置，新租赁装置租期为5年，将部署在艾哈迈迪港。阿联酋与Excelerate能源公司签署特别协议，计划自2015年起逐年更换其租赁的浮式储存汽化装置。阿联酋液化天然气公司宣布将在富吉拉地区修建一座陆上LNG接收站。1.2.2.3 LNG贸易市场特点（1）LNG资源出口保持平稳2014年全球LNG出口总量约为2.46亿吨，较2013年的2.41亿吨略有增加。一方面，埃与、印度尼西亚和卡塔尔等国LNG出口量持续减少，伍德麦肯兹公司认为，资源接替不足是埃与LNG出口停滞的

16、主要因素，国际油价的暴跌走势则是导致印度尼西亚和卡塔尔LNG出口量减少的主要原因。另一方面，巴布亚新几亚PNG项目的投产以与澳大利亚、尼日利亚和阿尔与利亚三国2014年LNG出口量的持续提升，完全抵消了卡塔尔等国减少的LNG出口量。（2）各地区LNG资源进口呈现差异化亚洲国家仍是全球最主要的LNG进口市场，但各主要消费国2014年LNG进口量呈现差异化分布。受气候相对温和、天然气储备量充足、能源总需求量持续降低、火电与核电发电量稳定增长等因素综合影响，国LNG进口量2014年较2013年减少7.5%。受经济增速放缓、环境监管严苛和天然气门站价格提高等因素影响，中国LNG进口增长率由2013年的

17、23%降低至2014年的14%，远低于市场预期。由于2014年没有新启动的核电项目，日本LNG进口量较2013年小幅增长。印度2014年LNG进口量较2013年增加2%，接收装置缺乏是限制其LNG进口大幅增长的主要原因。欧洲和南美洲各国2014年LNG资源进口同样出现差异化走势。在欧洲，英国LNG进口量增长超过10%，但其与土耳其、西班牙等国的进口总增量仍低于法国、意大利和葡萄牙等欧洲国家减少的进口量。在南美，为抗击东部地区旱灾，巴西2014年LNG进口量较2013年增长20%，但受经济低迷和雨水增加等因素影响，巴西第四季度LNG进口规模大幅降低；阿根廷2014年LNG进口增长约3%，全年平均

18、气温较高和LNG接收能力不足是影响其LNG进口的主要原因。1.2.2.4 LNG价格走势特点（1）LNG现货市场价格大幅波动普氏能源推出的LNG基准价日指标（JapanKoreaMaker，JKM）价格是衡量全球特别是亚太地区LNG现货价格走势的权威指标之一，该数据显示，2014年全球LNG价格大幅波动。其中，最高价格为2月13日的20.13美元/百万英热单位，创历史新高；最低价格为12月底的10.02美元/百万英热单位（见图1-4）。全年走势呈现“一季度冲高后大幅暴跌，三季度中幅反弹后持续走低”的波动态势。LNG现货价格在2014年波动的原因主要包括以下几个方面。图1-4 2014年亚太LN

19、G现货市场价格走势（资料来源：普氏能源）第一，需求不足是导致全年JKM价格大幅下跌的最主要原因。首先，亚洲各国经济增速放缓减少了对LNG需求的预期；其次，俄罗斯与中国签署大额管道供应天然气合同对LNG需求影响较大。第二，下半年国际油价大跌拖累JKM价格走势。一方面，部分LNG期货价格因与国际油价挂钩而下跌，LNG现货价格因参照期货价格而走低；另一方面，低油价使部分电厂用原油发电代替LNG发电，根据日本有关电厂测算，使用65美元/桶的原油发电的单位成本相当于使用10.5美元/百万英热单位的LNG，因此在2014年第四季度大多数时间使用原油发电更为经济。第三，季节因素仍是年初影响LNG现货价格波动

20、趋势的重要因素。年初的冬季LNG需求量明显高于其他季节，导致其价格在一季度创下纪录；在年末，中国和国等冬季气温偏暖则使LNG需求量低于往年，拉低LNG价格。（2）低油价影响亚太地区LNG长期合同的定价方式以定价方式分类，亚太地区LNG长期合同大致分为两种：一是传统的与国际油价挂钩的长期合同；二是近年来参照北美亨利中心（Henry Hub）气价定价的长期合同。首先，国际油价下降和LNG现货价格的同步走低，将迫使LNG卖方提高国际油价在长期合同定价公式中的系数至14%左右（过去5年亚太地区与国际油价挂钩的LNG长期合同定价公式中，油价系数平均为11%左右）。其次，根据伍德麦肯兹的测算，目前已参照北

21、美亨利中心气价定价的长期合同中LNG售价约为11.5美元/百万英热单位，相当于在油价95美元/桶水平下以11%的系数签订的传统型长期合约，或相当于在油价75美元/桶水平下以14%的系数签订的传统型长期合约，因此预期低油价也将拉低参照北美亨利中心气价定价的长期合同价格。1.2.2.5 LNG船运市场特点（1）LNG造船订单创10年新高2014年，全球共有67艘LNG运输船完成订单合同签署（见表1-2），超过2011年的52艘，创下10年新高，历史上仅次于2004年的75艘。在这些新订造LNG运输船中，大多数已获得长期租船合同，且有近50艘LNG运输船运力超过17万立方米。国大宇造船是2014年L

22、NG运输船制造业中最大的赢家，获得了67个订单中的40个；三星重工获得7艘LNG运输船的订单，排名第二；中国沪东中华造船厂获得4艘LNG运输船订单。表1-2 2014年全球LNG运输船承造企业与新签订单数量企业名称订单数量（搜）国大宇海洋造成会社40国三星重工7国现代重工6中国沪东中华造船厂4日本海事联合公司4日本川崎重工3日本冶金造船集团2日本三菱重工1（2）租船费率整体降低2014年全球LNG运输船的租船费率比2012年和2013年大幅降低（见图1-5），主要原因是2011年订制的部分LNG运输船已于2014年投入使用。与当前市场上较为抢手的运力为17万立方米的LNG运输船相比，2011年

23、订制的大部分LNG运输船运力是15万立方米左右，能耗和蒸发率都相对较高，因此船东选择降低租船费率以提升其市场竞争力，由此带动全球LNG运输船的租船费率降低。图1-5 全球LNG运输船租船费率走势（资料来源：劳氏船级社）1.1.3 2015年全球LNG市场发展前景12.3.1油价持续低迷影响LNG供给增长根据各企业已公布的最终投资协议的时间规划，2015年将有高更LNG项目第一条液化生产线、QCLNG项目第二条液化生产线、格拉斯通LNG（Glastone LNG，GLNG）项目第一条液化生产线和亚太LNG项目第一条液化生产线等一批液化天然气产能进入市场。但是，建成产能不等于实际产量，油价持续走低

24、将影响各国LNG项目的实际供给增长。一方面，据Upstream测算，国际石油公司在2014年底60美元/桶的油价水平下，上游勘探开发投资将较年初减少37%，可能导致部分LNG项目的上游天然气资源开发出现停滞，进而影响LNG产量；另一方面，美国阿帕奇（Apche）石油公司等选择在低油价时期将资本密集型的LNG项目作为“非核心”资产剥离，可能导致在产LNG项目停产或在建项目延迟投产。1.2.3.2 LNG市场需求将持续疲软预计2015年将有三个方面的原因导致LNG市场需求持续低迷：一是全球经济复乏力将继续影响LNG市场需求；二是俄罗斯与中国已签订的东线天然气供气协议以与可能签署的西线供气协议将降低

25、亚太地区LNG需求增长；三是低油价下部分日本电厂将继续使用燃油替代LNG，将减少日本的LNG需求量。此外，日本原子能规制委员会2014年12月17日公布了审查书草案，认为位于日本福井县高滨等地的核电站符合新安全标准，很可能在2015年春季重启，这也将减少日本乃至亚洲地区对LNG资源的需求。1.2.3.3各地区LNG项目将继续呈现不均衡发展的态势在北美，一批LNG液化项目向政府监管部门递交了备案材料，预计在2015年通过审查并完成FID，包括美国墨西哥湾的科珀斯克里斯蒂、萨宾港三期和戈尔登港三大LNG液化项目，以与加拿大的西北太平洋项目（PacificNorth West）等。在大洋洲，一批LN

26、G液化项目预计于2015年建成投产，其中GLNG、APLNG和高更LNG三大项目将建成产能4000万吨/年。在非洲，预计安哥拉LNG项目将克服其技术问题投入生产。在远东，俄罗斯亚马尔LNG项目将保持稳定进展，但受美欧国家制裁和技术进口费用增长等因素制约，预计2015年很难有新建LNG项目。1.2.3.4亚太地区LNG价格或将触底反弹从JKM价格数据分析，2014年亚太地区LNG价格处于近5年来的最低水平。尽管全球经济形势可能导致LNG市场需求持续低迷，但考虑国际油价在2015年初的“超跌”走势，以与油价对亚太地区LNG现货和期货价格的影响，预计国际油价将在2015年有所回升，并将带动亚太地区L

27、NG价格触底反弹。1.2 国LNG发展现状2014年，中国LNG进口量为1989.07万吨，较2013年同期增速为10.33%，增速下降12个百分点。天然气价格上涨后未疏导到位，2014年国天然气需求增速有所放缓，LNG进口量同比增幅下降。LNG加气站气源主要来自国LNG液化工厂和沿海LNG接收站。由于LNG接收站主要任务是作为管道气的补充并满足其区域城市燃气需求，仅其接收量的10%通过槽车批发进入国LNG流通市场。1.2.1 沿海LNG接收站我国已运行、在建、拟建的LNG接收站共计30座，总接收能力超13000万吨/年。截止到2014年末，至少有9座LNG接收站已经正常运行，总接收能力达33

28、70万吨/年。表1-3中国LNG接收站接收能力统计（资料来源：卓创资讯）中海油中石油中石化新奥广汇合计已完成项目237010000003370在建项目1480900900003280拟建项目2800190012003001156315合计66503800210030011512965我国自2006年开始进口LNG以来，由于2006年基数较低2007年LNG进口增幅高达323.70%，2011年后，中国LNG进口进入到平稳发展期，2011-2013年三年平均增速为24.57%。2013年中国LNG总进口量为1802.82万吨，同比增长21.81%，其中槽车出货量总计为194万吨。1.2.2 国L

29、NG液化厂中国的LNG市场经历了启动、开发、培育和发展的不同时期，2013年全国投产LNG工厂86座，生产能力同比增长60.89%，达每日3818万立方米。LNG工厂分布主要集中在、蒙、等天然气生产区域，这些区域的LNG工厂产能占到全国总产能的68.1%。图1-6全国LNG液化厂产能与增长1.2.3 LNG加气站市场发展状况1、LNG加气站与LNG汽车的总体发展纵观过去五年，在2009-2011年期间，鉴于国LNG资源供应有限，外加LNG加气站相关技术、政策尚不成熟，LNG加气站在中国发展缓慢。而2012年后，伴随上述问题的解决，中国LNG加气站建设逐步走上快车道。2012年与2013年，年增

30、长率分别高达208%和130%。与之相对应的LNG汽车保有量与急剧增加，但是增长速度慢于LNG加气站的增长速度。2、LNG加气站地区分布天然气加气站分布带有一定的资源导向性，天然气主力产区-西北、华北与西南地区的天然气加气站发展较早，建设快，上述三大区域已建成投产的加气站数量占全国总量的六成左右。就LNG加气站而言，整体分布呈现三大特征：资源、市场双因素促使华北位列第一；西北凭借资源、成本优势名列第二；政府支持、货运市场发达致使一枝独秀，成为非气源地发展迅速的省份。图1-7 2010年-2013年LNG加气站与LNG汽车发展情况表1-4LNG加气站地区分布（资料来源：LNG汽车网）发展类型地区

31、省份LNG加气站数量充足资源华北12699120西北1239841货运市场发达与政府支持华东12880华南1153、全国投资LNG加气站主要企业与售气量从LNG加气站投资主体所属集团来看，2013年底昆仑能源（中石油）建成LNG加气站621座加气站，全国占比41.93%位列第一；气电集团（中海油）建成LNG加气站144座，占比9.92%位列第二；排名第三位的是新奥能源，其建成LNG加气站123座，占比8.31%；广汇能源以98座加气站，6.62%的占比排名第四。表1-5 中国LNG加气站投资主要企业（资料来源：卓创资讯）集团名称2012年2013年增长率占全国加气站的比例昆仑能源3156219

32、7.14%41.95%气电集团8314473.49%9.72%新奥能源8612343.02%8.31%广汇能源769828.95%6.62%合计56098676.07%66.58%1.2.4 国LNG技术的应用情况中国的液化天然气产业，经过了一个从无到有，从小到大的曲折发展过程。从20世纪80年代末开始进行小型LNG装置的实践。90年代末，为了城市燃气调峰，引进了法国索菲公司技术，建成了作为城市调峰的液化天然气工厂。2001年，中原油田LNG生产项目的投产成为国首座商业化运行的液化天然气工厂。与之相继投入使用的和等地的LNG气化站工程，也彻底拉开了国液化天然气的使用，1999年开始立项建设首座

33、LNG接收站大鹏接收站，2006年建成投产。1）天然气液化装置据统计（数据来源China Natural Gas Map）：截止2012年上半年，全国已建、在建和规划中的小型LNG液化厂和具有液化功能的调峰站总数为168个，全部进入运营状态后这些装置的天然气日处理能力总和将达到10733万m³/日。新的液化装置将集中出现在、以与等天然气、煤层气产区和煤化工基地。2）液化天然气接收终端早在国第一个LNG接收终端尚在建设时，沿海省份规划新建LNG接收站数量已超过15座，其中原计划在2010年前投产10座。但由于快速攀升的国际能源价格，2010年前仅3座接收站投入运营，其他的规划项目不是取

34、消就是延期或变更了业主。2008年以来，世界经济危机使得能源价格下挫，同时已经成熟的天然气市场使国LNG接收站规划卷土从来。据统计（数据来源China Natural Gas Map）：截止2012年上半年，全国已建、在建和规划中的常规LNG接收终端（一期平均规模为300万吨/年）和略小规模的海基中转站（一期平均规模100万吨/年以下）总数为39个。一期投产后，这些接收站的LNG储存能力总和将达到1172.5万m³，年接收能力为8862.1万吨，向下游供气1246.74亿m³；二期投产后LNG储存能力总计将超过2205.8万m³，年接收能力超过18747.8万吨，

35、向下游供应超过2966.74亿m³的天然气。3）液化天然气卫星站据统计和预测（数据来源China Natural Gas Map）：至2012年6月，全国已建、在建和规划中的卫星站总数超过479座。这些卫星站的LNG储存能力从50m³到5000m³不等，其中最常见的站规模位于200-500m³之间。从卫星站的宏观分布来看，地区经济整体水平是该地区卫星站数量的首要取决因素，引领中国经济的省和省的LNG卫星站数量排名分别位居各省第一位和第二位，至2013年6月省这一地区卫星站总数达到72座以上，其中包括56座已建和16座以上新规划卫星站。1.2.5 国LNG

36、场站建设情况目前，中国大陆已建LNG接收站6个，在建LNG接收站6个。表1-6中国大陆已建LNG项目一览表（资料来源：LNG汽车网）所属单位一期大鹏LNG 项目大鹏湾中海油3.772006 年LNG 项目湄洲湾中海油2.662008 年4 月洋山LNG 项目洋山深水港中海油362009 年10月如东LNG 项目如东洋口港中石油3.56.52011 年7 月LNG 项目大孤山半岛中石油362011 年11月表1-7 中国大陆在建LNG项目一览表（资料来源：LNG汽车网）所属单位一期LNG 项目白峰镇中宅中海油392012 年金湾LNG 项目高栏港中海油3.572012 年底LNG 项目胶南董家口

37、中石化352014年9月粤东揭阳LNG 项目粤东揭阳惠来县中海油242013 年妃甸LNG项目市唐海县妃甸港区中石油3.56.52013 年LNG项目铁山港中石化2015年1.3 市LNG发展现状1.3.1 市LNG推广运营基本情况调研根据对昆仑新奥燃气、燃气液化公司等加气站企业调研得出结论如下：1、因为市推广LPG由于环保质疑导致推广失败的案例阴影，市在LNG的推广上一直比较被动，没有进行系统的规划出台，审批流程长，有关规定市区不得建一级加气站，市对于LNG加气站站点的位置选择也存在很大难度，市区发展迅猛已经很难再为LNG场站腾出有利位置，这些可能成为市目前阻碍LNG快速发展的重大障碍之一。

38、2、LNG加气站运营的经济性：目前市场LNG的进货价格在4000-6500元/吨，常年平均价格5000多元/吨，而加气站售价发改委定价为5.1元/立方米（相当于7.14元/公斤），加气站一般卖4.7元/立方米（相当于6.58元/公斤），销售1吨的毛利一般1000元/吨，一个标准LNG加气站只需要50辆卡车就能满足运营不亏损。3、LNG加气站人员配置与成本：普通的加气站一般配置为8个工人，一个站长，一个管理人员，一个加气站60-80万/年人力成本支出。1.3.2 市LNG汽车厂商调研LNG汽车厂商（陕汽重卡）调研得出结论如下：1、LNG汽车由于有储罐，所以比普通柴油贵8-10万，与现在的交通节能

39、环保补贴差不多，所以买LNG汽车与买普通柴油汽车由于有补贴的存在价格几乎相当。2、交通环保节能补贴需要以单位的形式进行申请，还有一个量的需求，所以LNG汽车比较适合大型的运输集团，而对散户不太适合。3、由于LNG有自然挥发性，所以LNG汽车需要有一定的运输保有量，否则自然挥发损失严重。4、最近LNG汽车发展非常好，陕汽2013年销售了11000辆LNG重卡。图1-8全球与中国天然气消费增长率通过调研并结合相关资料调研小组对LNG市场发展状况等进行了总结，并对市LNG未来的发展做了预测。由于全球天然气资源量远大于石油，发展天然气具有足够的资源保障。预计2030年前，天然气将在一次能源消费中与煤和

40、石油并驾齐驱。天然气的高峰期持续时间较长，非常规天然气的出现和大发展必将支撑天然气继续快速发展，最终超过石油，成为世界第一大消费能源。中国目前天然气的应用比例还远远低于世界平均水平，所以未来天然气的应用还有较大的发展空间，而车用LNG是天然气不同应用方式中增速最快的，并且随着政府解决雾霾的压力增大，LNG汽车会得到进一步的发展，LNG加气站的全年平均加气量会随着LNG汽车的发展逐渐提高。而市作为全国的一线城市，LNG的发展与城市的发展并不成比例。目前，、等省份LNG发展已经很迅猛和成熟，LNG汽车数量也已经非常可观，高速道路已经建设了相对完善的LNG加气站，从能源、环保以与市气源发展来讲，市的

41、LNG加气站与LNG汽车也将是一个趋势，而且从调研中昆仑新奥燃气、燃气液化公司等加气站企业表示：如果隧道股份集团准备部加气站建设，都愿意合作。不过市LNG的发展到底会不会如我们预测所言，政府部门的宏观调控起着至关重要的作用。但愿不久的将来市LNG发展能迎来春天，也为我们煤气第二管线工程在LNG低温管道与设备安装施工领域提供一次施展拳脚的机会。1.3.3 市LNG加气站规划与试点推广方式与推广围市全市关于LNG加气站布点规划目前暂无时间表，目前仅在郊区和港区有限试点LNG加气站。1、推广区域考虑到尽可能减少对本市中心城区现有交通组织的影响，以选址建设站点的难易程度，本市的LNG汽车示站点宜选在外

42、环线外。2、试点数量鼓励各郊区（县）根据本区实际情况，提前规划、合理布局、按需建站。试点期间不宜发展过快，原则上每个行政区（县）试点布置两个站点，如确有市场需求又符合地区规划，区发改委可以酌情放宽数量。3、车辆种类（1）对集卡、重卡等大型货运车：长途运输集卡在江浙两地均有初具规模的加气网点，因此市场需求迫切，而且加气站的设施只需配套在外环以外的交通枢纽，选址相对可行性高，可作为分类突破口先行先试。（2）公交车：目前暂不推广。（3）专业车辆：对车辆运行线路相对固定，又在降低运营成本具有迫切需求的企业可以试起来，再根据试点的情况继续推广。4、建站类型目前市禁止建可移动的撬装式LNG加气站，最小规模

43、是建一个储罐的三级LNG加气站。根据课题组针对建委设施处、交港局货运处、燃气管理处调查结果得出结论：目前仅在外环以外郊区港区试点，原则上每个行政区（县）试点布置两个LNG加气站点，全市系统规划LNG加气站暂无时间表，试点车辆以集卡和重卡为主。目前全市约2万辆集卡，未来2-3年有2000-3000辆柴油集卡将更替为LNG汽车。若调研数据无重大偏差，为了更多的为LNG汽车提供加气服务，可以推断未来几年市LNG加气站建站将会增加。市目前明确有9座LNG加气站，其中已建成4座LNG加气站，另有5座LNG加气站处于建设与论证阶段。其分布在郊区，与市加气站试点政策相符合。1.3.4 市目前LNG场站建设情

44、况表1-8市LNG加气站详细信息（截止2015年4月30日，资料来源：课题组调研）序号站名区域业主阶段1洋山港加气站洋山岛液化气公司已运行2崇明C-LNG加气站崇明县昆仑新奥已验收待投运3金海路加气站浦东新区沃金燃气已验收待投运4同济路加气站宝山区昆仑新奥已建待验收5富林路加气站松江区松江燃气设计采购6友谊加气站宝山区宝钢股份已获批待建7闵行加气站闵行区液化气公司正在建设8奉贤公交加气站奉贤区奉贤公交公司论证9外高桥加气站浦东新区液化气公司论证40 / 40第四章 低温储罐安装技术研究4.1适用的标准规目前国对于低温储罐的施工方面还无具体的验收规，施工主要参考国外相关规，焊接工艺评定与焊接施工

45、主要应用的规如下： BS7777-1993立式圆筒型低温储罐； EN287-1：1992钢熔化焊焊工考试； EN287-2：1992铝熔化焊焊工考试； EN288-3-1992金属材料焊接工艺评定-钢材； EN288-4-1992金属材料焊接工艺评定-铝与铝合金 EN571-1997无损检测着色检测； EN895-2001拉伸试验； EN910-1996弯曲试验； EN10045-1993冲击试验； EN1043-1997硬度试验； EN ISO 5817-2003焊缝无损检测评定； ASME 焊接和钎焊评定标准。4.2施工准备储罐施工，应具备施工图和有关设计文件、施工与验收规、施工组织设计或

46、施工技术方案。储罐的焊接工艺评定应执行4708压力容器焊接工艺评定。参加储罐施工的焊工，应取得现场设备、工业管道焊接工程施工与验收规GB50236规定的相应资格。4.3施工技术4.3.1储罐施工方法与选用1）施工方法分类a正装法：架设正装法和水浮正装法；b倒装法：中心桩倒装法、中心柱倒装法、边柱倒装法、气吹倒装法、水浮倒装法。2）各种施工方法的适用围a公称容积大于等于50000m3的贮罐宜采用正装法施工；b公称容积小于等于10000m3的储罐宜选用倒装法施工；c其它容积的储罐根据施工条件选用倒装或正装法施工。3）现在常用的几种倒装法与适用性a中心柱倒装法一般用于小于等于5000m3的储罐施工；

47、b气吹倒装法一般用于有拱顶结构的储罐施工；c水浮法一般用于外浮顶罐的施工；d边柱倒装法适用于各种结构的储罐施工。4.3.2几种常用施工方法1）架设正装法每组对一圈壁板，就在罐壁侧挂上一圈三角架，在三角架上铺设跳板，组成环形脚手架，作业人员在跳板上组对壁板。2）水浮正装法利用浮盘作为操作平台，每组装完一圈壁板后，向罐充水，使浮盘上升，再组装第二圈壁板，直至全部组完。3）气吹倒装法利用罐体本身的结构特点，将罐体所有的缝隙用胶皮密封，再用离心式鼓风机把空气不断的送入罐，罐空气压力超过所需浮升罐体重量在横断面单位平均压力时，罐体上升，当罐体上升到所需高度时，控制进风量，使之向罐鼓入的空气量与泄漏量相等

48、时，罐体即可保证一定高度，以达到组对的目的。4）边柱倒装法利用均布在罐侧带有提升机构的边柱提(顶)升与壁板下部临时胀紧固定的胀圈，使上节壁板随胀圈一起上升到预定高度，组焊第二圈壁板，然后将胀圈松开，降至第二圈壁板下部胀紧，固定后，再次起升，如此往复，直至组焊完。钢板应做标识，并按材质、规格、厚度等分类存放。存放过程中，应防止钢板产生变形。4.3.3储罐施工基本流程预制加工（底板、壁板、拱顶、浮顶和浮顶与构件预制）；罐底组装；罐壁组装（正装法；倒装法立边柱倒装法罐壁组装、充气顶升法罐壁组装、中心柱法罐壁组装、水浮顶升法罐壁组装）；罐顶组装。典型浮顶储罐正装法施工工艺流程，典型拱顶储罐倒装法施工工

49、艺流程如下：罐顶角钢组装隔板、桁架等焊接浮顶底板焊接真空试漏隔板、桁架内（外）边缘板组装煤油试漏浮顶顶板组装浮顶顶板焊接严密性试验浮顶附件安装焊接浮顶临时支架拆除无损检测弓形边缘板焊接（300mm）罐基础复验中幅板铺设弓形边缘板铺设真空试漏、无损检测中幅板焊接调整、检测底圈壁板圆度、水平度、垂直度底圈壁板纵缝焊接底侧壁板组装第二圈壁板组装无损检测边缘板与中幅板焊接边缘板焊接底圈与边缘板壁板角接焊缝第二圈壁板纵缝焊接底圈与第二圈环缝焊接无损检测各圈壁板环缝焊接无损检测角钢与顶圈壁板环缝焊接各圈壁板纵缝焊接角钢接头焊接第三圈以上至顶圈壁板组装沉降观测冲水强度试验交工抗风圈、加强圈现场预组装抗风圈、

50、加强圈组装抗风圈、加强圈与罐壁焊接浮顶临时支架安装浮顶底板组装(浮舱组装)图4-1 典型浮顶储罐正装法施工工艺流程中幅板焊接罐底收缩缝焊接边缘板焊接纵缝焊接包边角钢焊接拱顶焊接纵缝焊接环向焊缝焊接中间各圈环向缝焊接底圈壁板与边缘板角缝焊接罐基础复验罐底弓形边缘板铺设顶圈壁板组装焊接包边角钢组装拱顶组装围下圈壁板顶升顶圈壁板中间各圈壁板组对底圈组装（封大圈）沉降、强度、正负压试验交工罐底中幅板铺设壁杠组装临时拱顶支架组装顶升设施下圈封口各圈封口沉降观测罐底真空试漏磁粉检测或渗透检测水平度、椭圆度、垂直度检查临时拱顶支架拆除设备检查无损检测无损检测图4-2 典型拱顶储罐倒装法施工工艺流程4.3.4

51、 LNG储罐焊接施工技术大型LNG储罐的焊接施工主要分为罐底衬板，热角保护板、罐底板、罐壳体板、罐顶板和铝吊顶的施工。1、罐底衬板的焊接罐底衬板的结构形式见下图4-3。图4-3 罐底衬板的结构形式罐底衬板采用自由收缩法施工，组对焊接顺序为：边缘板组对、点焊焊接边缘板外侧300mm焊缝中幅板短焊缝组对焊接长焊缝组对焊接。罐底衬板全部为搭接，搭接接头三层板重叠部分，应将上层顶板切角，见下图4-4。切角长度应为搭接长度的2倍，其宽度应为搭接长度的2/3。在上层底板铺设前，应先焊接上层底板覆盖部分的角焊缝。1 上层底板 2 上层底板覆盖的焊缝 L搭接宽度图4-4 底板三层钢板重叠部分的切角示意图中幅板

52、通长缝焊前应使用大型槽钢与龙门板进行加固，以减少焊接变形。通长缝的焊接施焊时，由中心开始向两侧分段退步施焊，焊至距边缘板300mm处停止施焊。边缘板的焊接先焊外侧300mm，由里向外施焊，外侧加引弧板防止收弧产生缺陷。边缘板的焊接先留有四道收缩缝，将其它焊缝对称施焊完后再组对焊接这四道收缩缝，所有边缘板对接缝焊接时应采用反变形措施，以控制焊接变形。2、热角保护板的焊接热角保护板与罐底衬板结构形式一样，焊接工艺参见罐底衬板的焊接。3、罐底板的焊接罐底板焊缝为对接形式，采用双面焊。为便于清根，反面开坡口，正面清根。罐底板的施焊顺序如图4-5所示：罐底板边缘板对接焊缝，由7名焊工均匀分布施焊，先焊大

53、坡口，背面清根打磨，经检验合格后再进行清根侧的焊接。底板中幅板搭接焊缝先焊短焊缝，后焊长焊缝、。罐底中幅板的短焊缝，采用分段退焊的方法，分段长度为1 m，8名焊工均匀分布。底板中幅板焊接应采用从中间向四周扩散焊接，8名焊工均匀分布，长焊缝采用中间向两侧逆向分段退焊的方法。底板中幅板靠近板边缘板300mm暂时不焊，待边缘板与中幅板之间的收缩缝施焊时一起焊接。在进行壁板与罐底边缘板焊接时，先焊侧后焊外侧，8名焊工沿储罐圆周对称均匀分布，采用分段退焊的方法。待壁板与罐底边缘板焊缝焊接完，再进行边缘板与中幅板的焊接，采用分段退焊，焊工沿储罐圆周对称均匀分布进行焊接。图4-5 罐底板的施焊顺序4、罐壳体

54、板的焊接罐底板焊接排板如图4-6所示：图4-6 罐底板的施焊顺序罐壳体板的焊接，应先焊纵向焊缝，后焊环向焊缝。当焊完相邻两圈壁板的纵向焊缝后，再焊接其间的环向焊缝。纵向焊缝采用焊条电弧焊，环向焊缝采用埋弧自动焊。（1）罐壳体板纵向缝的焊接罐壳体板纵向缝组对时用间隙片控制焊缝间隙，焊缝间隙的大小按照设计规定。当设计无具体要求时，按照焊接工艺评定的间隙和焊接规进行焊缝的装配和焊接。同一层壁板的各条纵向焊缝可以不同时施焊。对于较厚的焊缝，采用外交替的焊接方法，即先焊侧，填充至外侧焊缝深度1/22/3时开始焊接外侧；外侧焊缝填充到坡口的2/3时开始焊接侧焊缝；侧焊完后再完成外侧剩余的焊缝。壁板纵缝焊接

55、时，应使用卡具控制焊接角变形。 环焊缝装配完毕后，应由数名焊工均匀分布，向同一方向施焊，且采用分断退焊的方法进行焊接，以减少焊接变形。对丁字焊缝处和须手工焊补焊的位置与厚板打底焊，焊接工艺与纵缝施焊工艺一样。当焊接壁板与加强圈时，先焊接加强圈的纵向或径向焊缝，再焊壁板与加强圈之间的环焊缝。焊接加强圈时，由数名焊工沿圆周均匀分布、对称、隔缝同时施焊。加强圈与壁板间的角焊缝焊接时，由数名焊工沿圆周均匀分布，向同一方向同时施焊。壁板的焊接先焊立缝，再焊环缝。立缝组对后，进行点固焊，然后拆下立缝组对卡具。焊接前，先焊上加固弧板，安排9名焊工（每人2条缝）同时施焊，打底采用分段退步焊，外罐分三段退步焊，退步长度为800mm，罐分四段退步焊，退步长度为700mm。外罐承压环采用连续焊接。（2）罐壳体板环缝的焊接罐壁环缝焊接时,安排8台自动横焊机对称均布同方向同速进行施焊；先焊大坡口，待大坡口焊接完，反面采用砂轮机清根，并将坡口打磨光滑，背面清根时保持合理的U型坡口形状，避免出现窄而深的V型坡口，经PT检查，直至缺陷全部清除为止。焊接顺序为先焊外坡口，拆除里口加固背杠，清根打磨，检验合格后焊坡口。5、罐顶板的焊接罐顶板为搭接形式，单面焊。焊接顺序为：先焊接径向焊缝，后焊接环向焊缝，径向焊缝应隔缝焊接，环向焊缝焊接应按从罐