CNG和LNG燃气气源的经济性分析

CNG和LNG燃气气源的经济性分析CNG和LNG燃气气源的经济性分析CNG和LNG燃气气源的经济性分析xxx公司CNG和LNG燃气气源的经济性分析文件编号：文件日期：修订次数：第1.0次更改批准审核制定方案设计，管理制度CNG和LNG燃气气源的经济性分析2011年05月24日星期二9:26天然气是一种非常有发展前景的清洁优质能源，计到2010年，天然气在我国城市燃气的比例将目前的33％增加到66％。我国天然气有巨大的资源力，仅次于俄罗斯和中东，居世界第三位。天然气供应方式天然气一般通过管道向用户供气。30年来，我国汽管道建设取得了很大的发展，管道总里程数有了明显的增加。在四川，北半环输气干线与南半环输气干线初步形成了我国第一个地区性的输气管网；陕甘线、西气东输干线的投入运行，在我国天然气网络形冲将起着重要的作用。但是，目前全国天然气网络覆盖面还非常小，许多城镇远离天然气气源或输送管(如西气东输主干管)，加上投资效益等原因，管网短时间内很难连通，因此，有必要寻求其他途径输送供应天然气。除了管道天然气输送供应外，乍载液化天然气和车载压缩天然气也是两种比较灵活的天然气女应方式。液化天然气(LNG)LNG是指甲烷含量一般在90％以上的天然气，通过净化处理及制冷工艺，使天然气中的lP烷成分液化，液化后的体积约为气态体积的1／600。对于跨越大洋运输天然气而言，船运LNG在经济上几乎是唯一可行的方案。LNG的运输系统包括天然气的液化站、I．NG运输船和I．NG气化站。在运输量比较小、运送距离不长的情况下，也口丁以在天然气气田或主干管附近建立起天然气液化站，用超低温保冷槽车将LNG运送到较远的城镇，经气化、升温后供应用户是非常经济的，是解决城镇燃气气源，实现城镇燃气化的主要途径之一。城镇作为LNG的接收点，需要建立气化站。气化站对于城镇来说，既是天然气供应站，又可作为天然气调峰站和事故备用站。另外，当管道需要维修或事故处理时，为了使管道下游不中断用气，也可以利用车载LNG，在维修或事故点处将LNG气化后送入管道下游进行临时供气。因此，LNG供应可作为管道天然气供应的过渡方法。LNG供应流程如下：LNG生产厂或进口码头一LNG汽车槽车一城镇一气化站一城镇天然气管网一天然气用户。目前，山东省淄博市已采用LNG作为城市燃气的气源，通达能源股份公司在广东省龙川县投资的LNG气化站正在建-嫂中。LNG气源目前均来自中原油田的LNG生产J一，采用I．NG槽车公路运输的方式。LNG槽车的LNG曰蒸发率小于0．3％，满载时的自然升压速率在环境温度为50~C时小于17kPa／d，保压时间为36d。压缩天然气(CNG)CNG就是在加乐站内将天然气加压至20～25MPa。储存在高压容器中，是一种理想的车用替代能源。随着天然气汽的发展，与之相对应的天然气加气站也墨不断增加。采用专用的高压钢瓶运输车，将在加气站允装的高压天然气瓶运输至较远的城镇，然后在城镇设市的调压站内减压送入城市燃气管网供应用户，这是一种建设刷期短、经营灵活的天然气供应方式。CNG供应流程如下：CNG加气站一CNG汽车槽乍一城镇调压站一城镇天然气管网一天然气用户。通达能源股份公司在山东省莱州市投资兴建的天然气工程，其气源来自距莱州市62km的昌邑市天然气加气站，采用CNG槽1：公路运输的方式。CNG槽车运输受气温影响比较小。LNG和CNG燃气气源的经济性1．LNG中原油田LNG工程是m国家经贸委和中国石化集团公司立项批准的重点工程，日液化能力为215×lO4m3，LNG出厂价为l_5l元／m3以龙川县为例，近期天然气日用气量为0．97X104m3，从中原油田用槽车运输I．NG，路程约1700km，运输时间约为40h，每辆槽车LNG运输能力为37m3，折合气态天然气约为2×10％3，一辆车的运输量可维持两天的需用量，运输成本在1．0元／m。左右。如果加上气化成本，则龙川县使用天然气的成本约为2．8元／m。，再考虑城镇燃气输配的成本，可咀将天然气销售价格定为3．3元／m3。龙川县居民使用不同气源的经济性对比见表1。燃气种类热值~J／km。)销售价(元／Ⅲ。)单位热值销售价(元／耵)月费用支出(兀)LNG28533008571886瓶装LPG10894008704905LPG混空气45510113331172由表1可以看出，当龙川县的屏民以月消耗瓶装LPGll5瓶计时，如改用LNG，则月支出相差无儿，但是，如改削LPG混空气，则经济性较差。瓶装LPG使用不方便，随着城市人民生活水平的提高，城镇燃气管网化是必然的趋势。一般而言，LNG的公路运输距离在200～300km间比较合理，因此，通达能源股份公司。车用CNG和LNG的比较（以2007年11月价格数据分析）天然气经过压缩到20MPa形成的高压天然气称为压缩天然气（CNG），CNG储存到高压钢瓶中，汽车以此做燃料的称为CNG汽车；天然气经过超低温深冷到-162℃形成的液态天然气称为液化天然气（LNG），LNG储存到低温储罐里，汽车以此做燃料的称为LNG汽车。天然气加工成CNG、LNG过程不同，以及存在形态上差不同，给CNG、LNG加注、储存和供应系统带来了一定的差异，但最终天然气都是以气态方式，经过调压阀调压至进入汽车发动机燃烧做功。1、技术成熟度比较CNG利用历史长我国于1988年建成第一个CNG加气站，截止2006年底，我国已建成天然气汽车加气站730多座，改装CNG汽车近20万辆。随着西气东输、川气东送等多条国家级天然气管道的铺设，合肥、南京、武汉、长沙CNG汽车都在规模发展，CNG加气站和CNG环保汽车更是在全国爆发式的增长。而第一个LNG汽车加气站于2002年12月在北京建成，经过2年的发展，目前全国LNG汽车不足700辆，仍处于试验阶段。建站模式CNG汽车加气站主要有标准站和子母站两种形式。标准站建在城市中高压管网首端，运行方便；CNG子站建在离母站几十公里范围内，气源有保障且可灵活布站。LNG建站类似于CNG子母站形式，LNG加气站一般远离“母站”即LNG液化厂，LNG气源目前仅能通过液体槽罐车从数千公里外的LNG液化厂公路运送到LNG加气站为汽车加气，导致气源安全保障性极差。建站设备CNG压缩机、售气机、储气瓶等相关设备均国产化并达到国际先进水平，完全能满足行业需求。国内LNG低温设备生产厂家较少，技术不成熟，LNG低温泵、阀门、售气机等都需要国外引进。建站用地CNG加气工艺比LNG复杂，生产设备多，故占地面积较大，一般LNG加气站用地约1000～1500m2,而CNG加气站用地面积约为1000～3000m2。建站投资CNG加气站工艺较LNG复杂，设备多。初步估算CNG加气标准站投资约600万元/座，LNG加气站投资约500万元/座（考虑进口设备成熟）。如果考虑土地价格，则CNG建站投资更高。气源运输LNG工厂都建在偏远的气田附近，以新疆广汇LNG为例，LNG工厂离浙江约4000公里，只能采取公路方式运输。以广汇LNG为例，气源运输有以下缺点：1）运输里程长，运输时间要三天三夜，气源连续保障性差；2）地域跨越大，气候情况复杂，特别是夏季暴雨和冬季雨雪天气可能导致交通中断；司机连续长时间行驶极易产生疲劳，LNG车辆长途运输中发生事故的报道屡见报道；4）运输槽车每车运输量仅为万立方米天然气，不适合天然气日需求量大的加气站行业；5）数千公里的路途使得运输费用高昂。故远距离槽车运输LNG气源，导致运费高昂，且气源保障性极差，极可能导致用户用气中断。CNG标准站可以建在城市中、高压天然气管道地带，实现就地取气，具有方便、安全、气源充足的特点。CNG母站一般建在城郊，通过槽车约几十公里就可以快捷运送到子站。储气系统LNG利用中压低温钢瓶储存，CNG利用高压常温钢瓶储存，其储存方式有以下区别：1）LNG单位体积能量密度大。同样容积的LNG车用储罐装载的天然气是CNG储气瓶的3倍左右，故LNG汽车可以满足长途行驶的需要。加注相同体积的LNG时间仅为CNG的二分之一不到。3）LNG储存压力为，CNG储存压力高于LNG，达到20MPa。LNG液态储存，优于CNG气态储存，但目前CNG汽车发展已经相当成熟，CNG储气系统完全能满足城市行驶车辆需要。以公交车最大百公里耗气52立方米，最大日行驶300公里计算，日耗气量162立方米。一个270升（158公斤）低温LNG钢瓶或6个130升CNG钢瓶组（6个缠绕瓶重552公斤，6个普通钢瓶重996公斤）都可满足一天的行驶需求，CNG钢瓶组要比LNG钢瓶重400～850公斤。LNG液态储存也有不利影响。LNG液体在长时间储存、运输过程中，会发生分层(组分密度不一样)或者漏热产生蒸发气体，目前由于无法回收到城市民用管网或再液化经济性差等原因，采取了直接放空到大气的措施，造成公交车气量浪费，气耗增大。储气瓶的检验LNG钢瓶和CNG钢瓶都属于压力容器，需要定期检验。按照10年内检验3次，每只钢瓶检验费100元测算，CNG考虑安装6只钢瓶，LNG考虑安装一个钢瓶，CNG汽车比LNG汽车每车每年增加钢瓶检验费用150元。加气时间CNG加注时间较长，充满一台公交车约10分钟；而LNG充满一台公交车约4分钟。如果汽车加气时间段较为集中，往往会出现排队等候的现象。可通过增大汽车储气瓶的受气管的通径、增加售气机台数、晚班设专人加气等多种方式解决。安全性比较CNG、LNG都属于中高压、易燃易爆危险品，LNG储存压力达到，产生的危害同样是致命的。只有建站、生产、储存、运输、使用每个环节都按标准设计、建造，整个系统才能确保安全。CNG相关技术标准化，安全有保证CNG汽车所用的配件要求非常高，国家针对CNG汽车颁布系列的强制技术标准，如：《SY0092-98汽车用压缩天然气加气站设计规范》、《GB18047-2000车用压缩天然气》、《GBT19240-2003压缩天然气汽车专用装置的安装要求》、《GB17258-1998汽车用压缩天然气钢瓶》、《GB/T19533-2004汽车用压缩天然气钢瓶定期检验与评定》、《SY/T6499-2000泄压装置的检测》等，涵盖了加气站设计、储气瓶生产、改车部件制造到安装调试等各个环节。设计上考虑了严密的安全保障措施。对高压系统使用的零部件，安全系数均选用～4以上，在减压调节器、储气瓶上都安装有安全阀，控制系统中，安装有紧急断气装置，保障在超压或有气体泄漏时，安全装置紧急截断，确保安全。储气瓶出厂前要进行特殊检验。气瓶经常规检验后，还需充气作火烧、爆炸、坠落、枪击等试验，合格后，方能出厂使用。事实证明，中外发展汽车用压缩天然气几十年来，压缩天然气汽车是十分安全可靠的。LNG相关技术正逐步实施标准化LNG是高压、低温、易燃危险品，国内正积极准备建立LNG建站、加注等方面标准，以确保系统安全。虽然CNG压力高达20MPa，比LNG高，但是车用CNG已形成完整的技术标准、规范，只要遵守标准设计施工，按照制度操作，CNG汽车安全性是完全有保障的。终上分析，CNG在汽车领域的相关利用技术要成熟于LNG，在国内推广应用比LNG普及。但LNG储存优势相当明显：LNG加气站占地面积小，投资较省；盛装公交车辆一天行驶所需燃料，LNG储罐更小、更轻；LNG加注较CNG快捷。故从技术、安全方面来看，CNG或LNG都能满足城市公交系统车辆需求，浙江省公交系统选择CNG或者LNG燃料，应结合我省气源情况、两种燃料的经济性进行实情比选。3、气源比较LNG气源极其有限国内自建LNG项目有日处理15万立方米天然气的河南中原油田LNG项目；日处理150万立方米天然气的新疆广汇吐哈油田LNG项目，主供华中、华南市场；日处理15万立方米天然气的海南福山油田LNG项目，主供海南省内市场；日处理15万立方米天然气的广西北海LNG项目，供北海、桂林、贵港等地城市燃气。国家发改委于2007年8月30日出台了《天然气利用政策》，禁止以大、中型气田所产天然气为原料建设LNG项目，国内自产LNG气源受到了严格的限制。国外引进方面仅广东与澳大利亚于02年签订了较低价格的LNG供应协议，06年开始正式引进供应广东市场。近期来，国际LNG价格大幅上涨，目前国内众多进口LNG项目包括浙江项目因价格等原因，项目已搁浅。可见，国家禁止了新建LNG项目，自产LNG气源极其有限，国际LNG价格一路走高，进口LNG项目又遥遥无期。现目前严重匮缺的LNG气源，从源头上制约了LNG汽车难以规模发展。2、CNG气源充足，保障供应2006年，全国累计探明天然气可采储量为万亿立方米，剩余天然气可采储量约为万亿立方米，全年天然气工业产量为亿立方米。根据国家的规划，到2010年，我国的天然气骨干管网将由现在的万公里发展到万公里，基本形成覆盖全国的骨干管网格局，达到“西气东输、川气东送、北气南下、海气登陆、就近供应”的天然气供应目标。结合国家的骨干输气管网，我省将建成杭湖线、杭甬线、杭嘉线、甬台温线、杭金衢线等省级主干管网，接纳西气、东海气、川气、西气东输二线等多种气源，预计2010年我省将形成四气一环网的有利用气格局。杭州建成省天然气主干管网的枢纽中心，四种气源在此可以相互调配，可有效的保证气量供应和气源安全。预计2010年浙江省可利用天然气资源为40亿立方米，2020年可利用天然气资源为124亿立方米。《天然气利用政策》，将车用天然气列为城市燃气性质，属于优先类用户，故CNG气源可获得政策上的优先支持。4、价格比较天然气气源价格上涨时，对LNG和CNG价格影响是一致的，故以当前数据进行价格比较的结果同样适合将来。LNG价格LNG价格昂贵，一是LNG生产成本非常高，天然气通过深度冷却到－162℃时，液化为液体（LNG），此深冷过程要比生产相当规模的CNG能耗高一倍左右。二是国内LNG液化工厂偏远，一般采取陆地长途运输，而CNG采用的是管道运输过来的天然气，LNG的运输价格远高于CNG。三是国际LNG一般随国际原油价格波动，原油价格长期看涨，势必推升LNG到岸价格，近期国际LNG有大幅度的攀升，这也是导致国内几大LNG接收站项目推延的主要原因。就浙江现实来看，今年11月份新疆LNG到浙江价格为5652元/吨，每吨约1400立方计，折合每方价格元，加上LNG加气站经营成本，预测车辆最终得到的LNG燃料价格为元/立方米左右。CNG价格目前我省利用的管道天然气为西气、东气以及正在实施的川气，管道天然气输到浙江每立方价格不到元，即使CNG加气站投资大、经营成本高，预测车辆最终得到的CNG燃料价格也仅为元/立方米左右。CNG相比LNG给公交车增加的运行成本1）设置专人加气增加的费用为避免公交车加气时间长、加气排队给司机增加的额外负担，晚班设专人为公交车辆集中加气。以杭州公交车为例，按百公里耗气52立方米、日均行驶220km，年行驶360天计算，年耗气量＝52××360＝41184Nm3。加注立方米天然气，CNG汽车按10分钟，LNG汽车按4分钟考虑（计算中按0分钟考虑）。每个CNG加气站考虑为130辆公交车加气设计，建设6台双枪加气机计12支加气枪。则加注130辆CNG公交车比LNG公交车增加的工时＝130×（10－0）÷60＝22小时。按每小时30元支付工资，需要660元。由此计算专人加气给每方气增加的成本＝660÷（52××130）＝元。2）储气瓶检验费CNG汽车比LNG汽车每车每年增加钢瓶检验费用150元。由此计算出钢瓶年检给每方气增加的成本＝150÷41184＝元。CNG汽车比LNG汽车日常运行成本高出不到5分钱，相比之下，CNG做汽车燃料经济性大大优于LNG。CNG、LNG、LPG汽车比较列表经过上述对比分析，CNG汽车与汽油、柴油和LPG汽车相比，无论从环保性、经济性还是安全性来讲，都具有无可替代的优越性，从技术成熟度来讲也比LNG汽车可行。尽管LNG储存优势相当明显，车辆加气较CNG快捷，但受制于气源及价格，目前还不适宜推广。所以在杭州推广应用CNG汽车是必要的和急迫的。结合我省天然气利用规划（即近期利用西气东输、东海天然气、川气东输、西气东输二线管道气源，远期引进国外LNG气源），推荐杭州发展天然气汽车产业的技术路线为：发展初期采用CNG－汽油双燃料汽车改装技术以启动天然气汽车市场，逐步建设加气站体系，改装车型以汽油公交车和出租车为主。发展中期，以直接引进CNG单一天然气汽车为主。远期，随着LNG气源的引进和LNG技术成熟，实现CNG汽车和LNG汽车共同发展。LNGCNG投资比较、设备、运行费用摘要：天然气加气站有LNG、CNG和L—CNG三种模式，其工艺流程及所需设备不同。比较了3种加气站设备、造价、运行费用以及安全性。LNG加气站在造价和安全性方面优于CNG加气站．而L—CNG加气站介于两者之间。对于加气规模为10000m3／d的加气站，只有当LNG加气站的天然气进站价格比CNG知气站高出约O．151元／m3时，其年总运行费用才会高于CNG加气站。建议在条件允许的情况下，优先考虑建设LNG加气站。关键词：液化天然气；压缩天然气；加气站；

经济性；安全1、加气站设备和造价

①LNG加气站

LNG加气站是专门对LNG汽车加气的加气站，其工艺流程见文献[1]，主要设备包括LNG储罐、自增压器、LNG加气机等。

LNG储罐是双层壁真空绝热容器，内容器由奥氏体不锈钢材料制成，外容器为碳钢，中间绝热层为膨胀珍珠岩并抽真空。这种储罐绝热性能好，蒸发损失低，有不同型号及规格的定型产品。加气站可以方便地增加储罐的数量以适应生产和需求的增长。自增压器是加气站内输送LNG的关键设备，主要作用是保证LNG储罐内有足够的压力来给LNG加气机供应LNG。LNG加气机是专门为LNG汽车制造的加气计量装置，可以直接计量、显示充人车辆中的LNG的数量。其主要优点是加气速度快，一般可在3～5Min内加气完毕。

LNG加气站设备少，布置紧凑，占地面积小。表1列出了1×104mS／dLNG加气站的设备和造价。

②L—CNG加气站

L—CNG加气站是将LNG在站内气化后使之成为CNG，并对CNG汽车加气的加气站。这种加气站需要的主要设备有LNG储罐、LNG泵、气化器、储气瓶组和CNG加气机、压缩机。新建的L—CNG站不使用压缩机；对由已建的CNG加气站改装成的L—CNG站，设备中包括压缩机，主要是将原有CNG站的压缩机作为LNG泵不能工作时的备用手段。本文主要对新建的L—CNG站进行分析。其工艺流程为：用高压LNG泵将LNG送入气化器气化后，通过顺序控制盘将其储存于高压CNG储气瓶组内，当需要时通过C1VG加气机对CNG汽车进行计量加气。其中LNG储罐的作用与LNG加气站中LNG储罐的作用相同。

LNG高压泵的主要作用是将LNG储罐内的LNG输送至高压气化器进行气化。它可以保征足够的压力而不再用压缩机进行压缩。高压气化器的作用是将LNG转化为CNG。它的主要形式有3种：开架式气化器、浸没式气化器和中间媒体式气化器，其中最为常用的是开架式气化器。

顺序控制盘的主要作用是对经过高压气化器气化后流入储气瓶组和加气时由储气瓶组流人加气机的气体进行分配，以使其效率达到最高。根据经验。可以对加气站的高压储气装置采用编组的方法以提高加气效率。具体方法是：将储气瓶按l：2：3的容积比例分为高、中、低压3组，当高压气化器向储气瓶组充气时，应按高、中、低压的顺序进行；当储气瓶组向汽车加气时，则相反，应按低、中、高压的顺序进行。这些工作都是通过顺序控制盘来完成的。

由于L—CNG加气站比LNG加气站增加了高压LNG泵、气化器和储气瓶组等设备，其占地面积有所增加。对于规模为1×104m3／d的加气站，其占地面积在1000m。左右，相应的土建费用也有一定程度的增加，见表l。

如果想在L—CNG加气站内对LNG用户供气，则只需要增加1台LNG加气机和1套LNG管道即可，其增加的造价有限(不到20×10s元)。因此在LNG和CNG用户均存在的情况下可以建立LNG和L—CNG联合加气站。

③CNG加气站

CNG加气站主要由6个系统组成：天然气调压计量系统、天然气净化系统、天然气压缩系统、天然气储存系统、cNG加气系统、控制系统。

表11x104M3／d天然气加气站设备和造价加气站类型

项目

单价

数量

合计／元LNG加气站储罐180×10元／台2×10加气机×lO元／台2×10管道×10元／套l×10

土建

×10其他

×10合计

×100L-CNG加气站储罐×10元／台2360×10LNG高压泵×10元／台2100×10加气机×10元／台2×10高压气化器x10元／台1×10顺序控制盘5O×10元／台15O×10储气瓶组206×lO元／组2×10土建

×10其他

28O×10合计

x100CNG加气站进气系统×10元／套1×10脱硫装置×lO元／台124O×10压缩机400×10元／台3120O×100脱水装置×10元／台1×10储气系统×10元／套3618×10顺序控制盘50×10元／台15．O×10

加气机

65×10元／台

3

x10冷却水系统120×10元／套1104高压管道115×10元／套1×10土建

x100其他

×10合计

×10

其工艺流程见文献[1]，输送至加气站的天然气经过稳压计量后，进入净化处理装置进行净化处理，用压缩机加压，再经高压脱水后经顺序控制盘送入储气系统，最后由加气机对外计量加气。

脱硫装置用于对进站天然气进行脱硫净化处理，将硫含量降低到符合加气站所需的气质要求，然后送至压缩机。压缩机是系统中的关键设备，它的造价直接影响工程的经济性，其性能好坏直接影响全站的运行。经过预处理的低压原料气由压缩机分级压缩至25MPa，然后进入高压脱水装置。脱水装置主要为干燥器，根据工艺流程的不同，可以将干燥器布置在压缩机前(低压脱水)和压缩机后(高压脱水)。使用高压脱水所需的设备少，脱水剂量小，再生能耗低。顺序控制盘的作用与L—CNG加气站中顺序控制盘的作用相同。储气系统用于储存压力为25MPa的天然气，以便在需要时向加气机供气。

CNG加气站所需设备较多，占地面积也较大，规模为1×104m3／d的加气站占地面积达2000m2表1列出了其设备和造价。

在建站规模相同的情况下(均为l×104M3／d)，3种加气站的造价差别很大。LNG加气站造价最低，仅为CNG加气站的30％左右。L—CNG加气站的造价也仅为CNG加气站的48％左右。2、运行费用

(1)LNG加气站

LNG加气站的设备少，工艺流程简单，动力设备少且几乎没有高压管道，因而维修量很小。加气规模为1x104m3／d的LNG加气站的年运行成本概算(原料气除外)见表2。

表21×104m3／d天然气加气站年运行成本概算(原料气除外)气站类型项目

单价

数量

合计(元/台)LNG加气站水元／t112t370

电O．62元／(kW·h1l6×10kW·h9920维修

15×10管理

“2O×10。折旧

108×100工资及福利×10元／(A·a、5人70×10。合计

×100L—

CNG加气站水33元／ml2880t×10电O62元／(kW·h、×10。kW·h×10

维修

×10管理

×10折旧

x104工资及福利x104元／(A·a)7人×10。合计

×100CNG加气站水33：fit3690t×10‘电O．62元／(kW-h)72x104kW·h×10维修

×10。管理

×10‘折旧

×10‘工资及福利×10。元／(A·a、10人×10‘合计

×100注：加气站按年运行330d/年

（2）L—CNG加气站

由于L—CNG加气站比LNG加气站增加了部分设备，从而使其工艺流程较为复杂，增加了动力设备及高压管道，因而增加了管理和维修量，各方面的运行费用也随之增加。它的年运行成本概算(原料气除外)见表2。

（3）CNG加气站

CNG加气站的设备最多，工艺流程最复杂，且动力设备多，高压管道转多，从而使其管理和维护都比较困难，其运行成本将有很大增加。其年运行成本概算(原料气除外)见表2。

（4）天然气进站价格对运行费用的影响

由于原料气的费用一般要占到其运行总费用的80％一90％，故原料气的进站价格将对加气站的年运行费用产生很大影响。在同一地域，加气站对外供气价格应该近似等同。由于加气站所处地域及距不同气源的距离不同，不同类型的加气站的天然气进站价格将有很大变化。在其他费用变化不大的情况下，讨论天然气进站价格对加气站总的运行费用的影响将具有很大的现实意义，将为加气站的建设提供很重要的依据。

对于加气规模为1×104m3／d的3种不同加气站，除原料气外的年运行费用有很大差异。为了表明天然气进站价格对加气站的运行费用的影响，可将这种差异转变为天然气价格上的差异。可以计算出在不考虑原料气费用时，CNG加气站的年运行费用比LNG加气站高出49．9×104元／a。假若这两种加气站总的年运行费用相同，则LNG加气站的原料气进站价格要比CNG加气站原料