天然气热值（天然气热值是多少大卡）

煤气是一种干净、方便、优质、高效的能源，已经是国际能源市场上的重要商品。由于不同产地或不同形式获得的煤气，其物理、化学性质各有不同，组分、热值、密度和燃烧特性等均存在很大差异。在煤气交易时，煤气的热值与密度是表明煤气质量的重要参数，其中热值直接影响交易价格。实施煤气热值计价可体现按质论价的原则，这是与国际惯例接轨的需要，有助于中国煤气工业的发展。 煤气热值分析通常采用水流式热量计、燃烧式热值仪和红外分析热值仪等不同方法，原理如下文。 水流式热量计测量热值原理是一定量的燃气试样，在恒定压力和同等温度的空气条件下完全燃烧，将燃烧后的气体生成物冷却至原先燃气温度并将燃气中含氢的组分所生成的水蒸气冷却成冷凝水，这些总的热量都由水流完全吸收下来，从而经过热量计的水量和水流温升计算出燃气的测试热值，再将测试过程中各种必须考虑的修正值换算至标准状况下的燃气热值。如此测得燃气热值称为高位热值，也称为总热值或毛热值。高位热值减去燃气试量冷凝水量的气化热即该燃气的低位热值。 燃烧式热值仪是应用热平衡原理测量净热值的。当燃气与空气混合燃烧，排气温度在5°C范围内的稳定性进行测量的。当燃烧温度随着燃气的质量变化时，相应地调节冷空气的量被加进来。冷空气的量与测量值成比例关系，由此可计算出净热值。 异种原子构成的分子在红外线波长区域具有吸收光谱，其吸收强度遵循郎伯—比尔定律。当对应某一气体特征吸收波长的光波通过被测气体时，其强度将明显减弱，强度衰减程度与该气体浓度有关，两者之间的关系遵守朗伯-比尔定律。因此通过检测红外光吸收率的变化可以得到煤气中的甲烷等成分的体积浓度。将每种可燃气体的单位发热值乘以相应组分的体积百分数，各组数据之和即为混合气体的热值。 燃烧式热值仪可对煤气的华白数、相对密度、热值进行连续、在线的自动检测和提供控制用信号。实际应用中热值仪检测准确度还受到以下因素的影响： （1）根据热值仪的技术要求，热值仪燃烧喷嘴进气压力必须与热值仪本身的风压保持一致，即400Pa，压力偏离此值，则会使热值仪检测结果产生偏差。试验发现燃烧喷嘴燃气进气压力的变化与热值、华白数的变化基本上成正比关。要确保检测结果符合热值仪测量精度2%的要求，进气压力不能超过（400±8）Pa； （2）用于标定热值仪的标准气则是恒定组成、恒定相对密度。而出厂燃气相对密度的波动范围很宽，也就是说，出厂燃气相对密度不可能与标准气完全一致。实际应用中发现燃气相对密度与标准气相对密度相差越大，热值仪检测误差就越大，需要对检测结果进行修正； （3）燃烧器对进气条件提出一定要求，样气处理效果的好坏将直接影响到热值测量任务的成败；实际应用中由于预处理系统问题出现进气喷嘴堵塞现象较多，需要进行特别维护。 红外测量方法可得到气体体积浓度，根据可燃气体的单位热值计算得到实际热值，同时实现了成分分析和热值分析。国际标准要求，根据煤气的摩尔成分用计算方法计算煤气的热值与密度，《GB/T11062煤气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》也是参照国际标准制定的国家参考标准。而使用体积成分计算可直接换算成摩尔成分，有利于统一煤气的按质计价标准。相比较于其他气体浓度测试方法，如色谱仪等，红外分析还具有快速、操作简单、易于便携、高性价比等特点。 水流式热量计操作环节复杂，对测试环境条件要求高，测试过程长，受人为因素影响较大，无法满足在线自动热值分析要求，可作为实验室参比方法使用。燃烧式热值仪自动化程度高，但燃烧条件对测试结果影响较大，如进气压力、气源变化等，需要针对性做修正调整。为保证连续运行效果，对样气预处理系统也提出较高要求。 红外分析热值仪可准确测试煤气中CH4和CnHm的含量，反应煤气中实际成分的变化并得到准确的热值，有利于煤气的质量评估，有利于和国际标准和国家标准要求接轨。仪器结构简单，可灵活应用于现场或实验室测试。应用时也要注意采样预处理的要求，避免光学池污染造成的仪器误差。 来源：微信公众号@工业过程气体监测技术，转载请务必注明来源！ 一方天然气到底能做几顿饭？为啥每个月用天然气的次数差不多，但花销会起伏不定、相差很大？这些寻常百姓平日里时常遇到的问题，都与天然气计量计价方式有关。事实上，天然气能量计量计价改革是我国油气体制改革的“枢纽性”环节。受访对象普遍表示，天然气上游生产和中游运输环节推行改革难度不大，但下游居民端由于用户数量多、改造成本高，成为矛盾集中之地。如今，国家管网公司呼之欲出，与之相配套的天然气能量计量计价改革的重要性、紧迫性也愈发凸显出来。（相关报道?我国天然气统计和计量方法需修正） 在此背景下，国家发改委等四部门在去年8月3日印发的《油气管网设施公平开放监管办法（征求意见稿）》中，首次提出天然气能量计量计价改革。今年5月《油气管网设施公平开放监管办法》正式印发，明确提出“国家推行天然气能量计量计价，于本办法施行之日起24个月内建立天然气能量计量计价体系”，我国天然气能量计量计价改革由此正式启动。 能量计量，即以天然气热值（发热量）作为计量计价依据，这种计量方式更能体现不同天然气品质差别，也是目前大多数国家在天然气贸易中采用的计量方式。但我国当前仍使用简单的体积计量计价方式。随着油气体制改革的不断推进，管网设施将成立专门的公司，负责天然气的运输，混输的天然气热值品质不同，采用热值计量方式将更有利于准确计量、体现公平，进而减少结算纠纷。因此，在多位受访专家看来，推行热值计量已迫在眉睫，否则不利于行业的健康发展和市场化改革的高效推进，广大用户也就难享天然气行业巨大的“改革红利”。当前推行热值计量改革的条件如何？改革过程中又遇到了哪些难题？ “如果不做这个事的话，天然气体制改革的很多方面是推不下去的” “过去我国天然气生产、消费规模均较小，气源单一，且产气、卖气的都是一家企业，这里面矛盾不会太多。随着天然气规模增大、上中下游参与主体增多，就应该考虑怎样科学衡量天然气价值的问题。”中国石油咨询中心专家查全衡说。 据了解，不同气源的天然气由于成分不同，热值差别较大。比如，我国新疆塔里木气田的天然气热值在8500大卡左右，川渝地区的一些老油气田的天然气热值在7500大卡左右，煤制天然气热值约8000大卡，而沿海进来的LNG（液化天然气）由于含有大量的重烃，热值有时可达1万大卡。而这些不同热值的天然气对用户来说，产生的价值是不同的。 “成立国家管网公司、实现全国互联互通一张网后，来自不同地区的天然气，包括煤层气、页岩气等，将来都要统一进入天然气管网。如果不采取热值计量方式的话，计量就乱套了。”对外经贸大学“一带一路”能源贸易与发展研究中心主任董秀成表示。 对此，国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋也表达了相同观点：“我国气源的来源复杂，气源的资源基础也不同，只有通过热值的计量方式，才能体现不同气源天然气的价值，这对用户来说更加公平。如果不做这个事的话，天然气体制改革的很多方面是推不下去的。” “管网里有来自不同气源的天然气，如果给工业用户供应的天然气热值不稳定、忽高忽低，会影响他们的产品质量，比如玻璃、陶瓷、半导体工业等，他们的产品质量会受到严重影响。此外，不同种类的器具也都有严格对应的热值范围，低热值的燃气跟高热值的燃气不能混用。” 另一方面，对于一些热值需求不高的用户，比如造纸行业、居民用气，也可以通过对天然气进行调和，以降低热值。 “一个行业成熟了，要求自然就高了。将来终端用户会有这方面的要求，即要求你供应稳定的燃气，否则燃气公司可能面临频繁的赔偿诉讼，目前我国在这方面的条款规范是不足的。但未来肯定是向着精细化、正规化发展，这样热值低的就便宜一点，热值高的就贵一点，对用户来说也更公平。”迟国敬说。 在郭焦锋看来，热值计量不仅可以满足不同用户的需求，还可以解决掺假造假问题。“热值计量计价，体现了天然气作为燃料的本质特征，这样的计量计价方式是非常科学和合理的，也解决了天然气领域曾经出现的一些掺假造假问题。例如，在按体积计量计价时，一些企业就可能掺入氮气等非天然气进行销售，这对用户来说是不公平的，因为用户要购买的是天然气的热值价格，而不是氮气这类没有任何热值价值的东西。” 《油气管网设施公平开放监管办法》提出的“24个月内建立天然气能量计量计价体系”的目标能否实现？难点何在？ “热值计量推广在技术上没有任何问题，国际上普遍采用这种方法，我国LNG接收站也都是用热值计量的。”董秀成表示，“现在主要是增加一些配套装置的成本问题，比如需要增加实时分析气体组分的仪器，大的长输管道进出口数量有限，推进起来并不难。” 由于热值表比体积表更贵，且城燃企业居民用户数量多，所以购置热值表的总成本较高。为此，有专家认为：“居民端仍可延用体积计量方式，因为只要保证热值稳定，在结算时换算成热值就行了，而不必换装热值表，从而节省大量成本。” 另外，有专家指出：“水表、电表、热表、冷表、气表‘五表合一’的智能表是未来的发展方向，所以到时一起换就行了，没必要现在就换热值表。那现阶段怎么办呢？可以直接用体积换算方式，或者以小区为单位统一配备一个组分分析设备，这样也能基本实现热值计量计价的目的。” 不过，热值计量的全面普及，也对我国国产计量设备提出了更高要求。“现在我们国产的一些计量设备，也具备热值计量的功能，但是精准度跟可靠度仍有待验证。”迟国敬表示。 除了推行方式和节奏的科学、合理把控，郭焦锋还认为，主管部门应进一步制定更细致的监管措施。例如，《油气管网设施公平开放监管办法》已明确，不按照要求进行商品计量的，或者计量监督检查结果不合格的，由政府计量行政主管部门依照相关法律法规予以处罚。“但如果企业没有按时按要求进行热值计量或对组分数据造假，该怎么处罚？现在我没有看到这样的文件。另外，整个计量计价工作流程怎么监管，目前也没有明确的规定。”郭焦锋说。 天然气计量计价方式是行业运行的重要基础和准绳，这也意味着我国正在推行的计量计价改革将从根本上改变行业的诸多交易方式和运行规则。目前，天然气计量计价通常有三种方式——以体积计、以质量计和以热值计。其中，质量计量一般只用于LNG（液化天然气）；热值计量由于更加规范和精准化，目前已成为国际天然气贸易交接普遍采用的计量方式。但我国因过去天然气产量低、规模小，管理上也较为粗糙，一直采用相对较为粗放的体积计量方式。 近年来，随着我国工业化水平的不断提高，天然气产量和消费量快速增长，成为我国重要的能源组成部分。当前，中国已是全球第一大天然气进口国、第三大天然气消费国，天然气在我国能源领域的地位已不可同日而语。因此，过去粗放的体积计量方式已不能适应我国天然气高质量发展的内在需求。 另外，随着我国天然气管网互联互通向纵深推进，国家管网公司落地在即，未来无论是来自塔里木盆地、松辽盆地、四川盆地等的国产陆上气，还是来自中亚、中缅等天然气管道的进口气，抑或是来自海上的国产气和进口LNG，都将进入统一的天然气管网，天然气热值计量计价体系作为其中重要的基础性、枢纽性环节，其改革成败直接决定着我国天然气体制改革的进度与成效。 庆幸的是，多年来中国计量科学研究院、中国石油西南油气田分公司天然气研究院等研究机构一直致力于热值计量的研究工作，目前已形成了较为完善的研究成果，为我国热值计量改革提供了技术保障。 但由此带来的成本问题不容忽视。例如，在下游城燃领域，由于涉及用户多、覆盖范围广，仪表改造成本问题已成为热值计量改革成功与否的关键。为了确保改革实效，在上中游，应尽快开展现场数据采集分析工作，更好地掌握不同气源特性，以便更有针对性开展工作；在下游城燃领域，要对接不同的工业用户、居民用户热值需求，以便制定相应的管理办法、交接协议。至于改革可能涉及的大量终端计量仪表改换导致的高成本问题，在保证热值稳定的情况下，以“体积计量、热值计价”不失为一种可行的解决方式。 未来，随着天然气热值计量体系在全国范围内建立，用户端用气市场也将更加成熟和精细化。根据不同用户需求，灵活调整热值，甚至远期建立固定的天然气热值标准体系也是可期的。 行百里者半九十。热值计量改革意味着整个计量体系的变更，任务不可谓不重。因此，在改革推进过程中，配套的监管、处罚措施必不可少，时刻谨防改革走歪、走偏。 热值计量改革是我国推进天然气市场化改革的前提条件，能否将这项工作做好，决定着未来天然气体制改革能否顺利进行，重要性不言而喻。若能够扎实稳步推进，构建一个更加精细化、规范化的天然气计量体系，那么，未来更加开放、高效的油气市场体系将水到渠成。 免责声明：以上内容转载自中国能源报，所发内容不代表本平台立场。 天然气是指埋藏在地下的可燃气体，主要成分为甲烷(CH4)。天然气形式主要有四种： 由气井采出的可燃气体称为纯天然气或气田气。它的主要成分是：甲烷（CH4），约占90%以上，此外还含有少量的乙烷（C2H6），丙烷（C3H8），硫化氢（H2S）,一氧化碳（CO），二氧化碳（CO2）等，热值约为38MJ/Nm3。 凝析气田气是指在开采过程中有较多C5及C5以上的石油轻烃馏分可凝析出来，但是没有较重的原油同时采出的天然气。其主要成分除含有大量的甲烷（CH4）外，还含有2%-5%的C5及C5以上碳氢化合物，热值约46MJ/Nm3。 石油伴生气是指在开采过程中与液体石油一起开采出来的天然气，是采油时的副产品。它的主要成分也是甲烷，约占70%-80%左右，还含有一些其它烷烃类，以及CO2，H2，N2等。热值约为42MJ/Nm3。 煤矿矿井气是指从井下煤层中抽出的煤矿矿井气，是采煤的副产品。实际上它是煤层气与空气的混合气。其主要成分是甲烷（CH4）和氮气（N2），此外还含有O2和CO等。值得注意的是，矿井气只有当CH4含量在40%以上才能作为燃气供应，CH4体积组分在40%—50%时，矿井气热值约为17MJ/Nm3。 另外，天然气除了常规的气态形式存在于管道当中外，还可以经过加工，变成LNG和CNG。 压缩天然气(Compressed Natural Gas,简称CNG)是天然气加压(超过3,600磅/平方英寸)到20-25MPa，再经过高压深度脱水并以气态储存在容器中。它与管道天然气的组分相同。CNG可作为车辆燃料利用。 （1）地下储气库是将长输管道输送来的商品天然气重新注入地下空间而形成的一种人工气田或气藏，一般建设在靠近下游天然气用户城市的附近。与地面球罐等方式相比较，地下储气库具有以下优点：储存量大，机动性强，调峰范围广；经济合理，虽然造价高，但是经久耐用，使用年限长达30～50年或更长；安全系数大，安全性远远高于地面设施。 天然气热值根据产地不同，其热值也有所不同。对于沧淄线，天然气热值约为35590 KJ/Nm3，换成大卡约为8500大卡/立方。 Nm3为标准立方米，是在温度为0℃，压力为101325pa时的体积。 1卡路里的定义为将1克水在1大气压下提升1℃时所需要的热量。 ****橡胶厂，是一个烧制浮漂的工厂。原先使用的燃料为液化石油气（俗称液化气），每天用液化石油气600kg，每天工作11小时。那么，换成天然气后，每天用气是多少立方？设备小时流量是多少？ ****厂天然气改造，原先用柴油做燃料，每天用300Kg柴油，每天工作24小时，如果换成天然气以后，用气量是多大？ ****天然气改造，1台拉丝机用电加热一天24小时用电109度，问如果有5台拉丝机用气量是多大？ 以公交车为例，LNG燃料汽车在价格上比柴油车贵8万左右，但由于LNG和柴油保持一定的价差，车辆价格上价格差主要通过燃料费用来得到补偿。 柴油和LNG作为燃料经济效益比较表：（以公交车日行驶300公里计算） LNG燃料汽车采用低温液态储存方式，能源密度较高，其液化比为1：625，其配置375L车用LNG储气罐，储存量大约234标准立方米天然气，扣除LNG的蒸发量，在满载的情况下可以行驶700公里。柴油车配置280升油箱，在满载的情况下可以行驶600公里，因此在续驶里程上LNG燃料汽车比柴油车要长些。 汽车尾气排放是造成空气污染的主要原因之一，据统计汽车尾气排放占了空气污染源总量的40％以上，将汽车燃料由燃油改为天然气后，尾气污染将会明显减少。 CNG和汽油作为燃料经济效益比较表：（以出租车日行驶350公里计算） 通过CNG与汽油的对比,CNG是一种更清洁、更安全、更经济的替代车用燃料。因此CNG作为车用燃料的市场前景非常广阔，随着CNG燃料市场的进一步扩展，必将为社会创造巨大的经济效益和社会效益。 城市燃气输配系统一般包括门站、高、中、低压燃气管网、储配站、调压站和调压计量装置、监控及数据采集。 常用燃料可分为固体燃料、液体燃料、气体燃料；焦炭、无烟煤、烟煤等为固体燃料；重油、柴油、煤油、汽油等为液体燃料；天然气、煤气等为气体燃料 热效率为实际可利用能量与燃料（能源）本身能量之比，即燃料（能源）的利用率，对于不同用途其热效率是不一样的。 液化石油气因组分不同：气态热值为21000-24000千卡/米3； 以上燃料（能源）在实际利用中都存在热效率的问题，因此实际折算率要具体情况具体分析。 对于设施装备齐全的一般锅炉及大型锅炉，其使用各种燃料热效率大致相同，可直接利用燃料热值相互替换比率。 对于居民及商业用户（指饭店、学校、医院、宾馆、浴池等）则应考虑其燃料使用设备的热效率，需用燃料直接相互比率乘以其相应热效率的比值才为实际替换比率。 当前国内外常用天然气计量方式主要有体积计量、质量计量和能量计量等3种。 能量E0可以通过体积（或质量）与发热量（Hsnv）乘积求得。 凝析气田气——从天然气凝析的石油轻质馏分，46MJ/Nm3 天然气的主要成分是甲烷，基本不含硫，是无色、无毒、无腐蚀性气体。 2014 年发布的推荐性国家标准“天然气 气体标准物质的验证 发热量和密度直接测量法”GB/T 31253 是以 ISO/TR24094 技术报告为基础、以修改采用的方式编制而形成的。基于对ISO 技术报告的分析，笔者认为 GB/T 31253 在确认方法、气体标准物质确认程序等方面存在下列问题。 ①
ISO/TR 24094 的标题应修改为“天然气分析——气体标准物质的确认方法”，且该技术报告不宜转化为推荐性国家标准 ； ④
天然气能量计量涉及气体体积流量计量、直接法和间接法测定天然气发热量等 3 种计量技术，其量传、溯源方式、不确定度评定方法及其适用标准各不相同 ； ⑤
GB/T 31253 及其附录中存在着一系列的计量技术规范（JJF）及标准的误用问题，因而其附录 B、D、E 皆不能成立[1]。 3．关于GB/T28766-2018（ISO10723：2012，IDT） “天然气分析系统性能评价”（GB/T28766-2018）是以翻译法等同采用ISO10723：2012。根据我国标准化的规定，等同采用国际标准时应保持技术内容和文本结构与（原版本）完全相同，只能作少量编辑性修改。但从图1所示内容来看，实际上已经不是IDT，而是MOD。尤其是在未经实验验证的条件下，修改了标准的范围、性能评价用的标准气要求与性能评价时采用的浓度点（数）等等关键性的技术内容是绝不允许的！ 同时，ISO10723：2012的前言中已经明确指出：在该版本发布后，撤销ISO10723：1995（即GB/T28766-2012）。但是，GB/T28766-2018的前言中删掉了上述有关内容。 对直接法测定天然气发热量而言，国际标准“天然气-物性测定-发热量和沃泊指数”（ISO/15971）极其重要；该标准除了对燃烧法(在线)连续测定商品天然气发热量所用仪器的安装、操作、校准和不确定度估计等作了较详细的规定外，在该国际标准的附录C中规定了作为天然气发热量测定基准装置的0级热量计（参见图2）[3]。但十分遗憾的是，如此重要的（有关发热量直接测定的）基础性标准却迄今尚未转化为国家标准，从而导致我国在天然气发热量测定基准装置的建设方面大大落后于国外先进水平。另一个不容忽视的严重后果是：目前文献中多次出现（如图3所示的）实际上根本不能成立的所谓溯源体系[4]。 另一个令人十分费解的问题是：2017年我国发布了国家标准“天然气发热量的测量 连续燃烧法”（GB/T35211）；难道我们要采用这种国外20多年前已经淘汰的商用连续式测量仪器来进行能量计量和计价？ 根据我国计量法规的规定，由于目前我国天然气体积计量已经属于法制计量，因而在我国全面实施能量计量后，用于天然气发热量直接测定的基准方法——热量计（法）也必须列入法制计量的范畴。由此可见，在热量计法天然气发热量（直接）测定尚未列入法制计量范畴前很难在我国全面推广能量计量。 基于上述能量计量的发展态势，推荐性国家标准“天然气计量系统性能评价”（GB/T35186）的发布无疑是有助于能量计量在我国推广实施。但笔者认为：该国家标准还存在以下问题需要进一步探讨。 （1）对于国际标准“天然气分析系统性能评价”（ISO10723：2012），我国早已以（翻译法）等同采用的方式转化为同名的国家标准（GB/T28766-2018）。 （3）GB/T35186的第1章提出：本标准规定了天然气计量评价的内容、方法、程序、结果和时间。此外，结果和时间两项评价是指什么？根据GB/T28766的规定，对于天然气发热量测定结果的质量评定，当前国外的检测和校准实验室均只要求进行测量不确定度评定，并以此作为实验室认可与国际互认的基础[2]。 （4）GB/T35186给出的计量系统性能评定的定义为：按规定的方法，分别对计量系统中计量器具和设备的配置及性能进行评价，综合给出整个计量系统的性能评价结果。但至少在天然气发热量测定的领域内，目前已经取消任何定性的性能评价，只要求进行定量的不确定度评定（因前者已经包含在后者之中），故此定义宜仔细斟酌。众所周知，天然气组成分析属化学分析计量范畴，根据“化学分析测量不确定度评定”（JJF1135）的规定，其评定程序应如图4所示。 [1] 周 理 陈赓良 郭开华，对推荐性国家标准GB/T31523的讨论，天然气工业， [2] 陈赓良，天然气发热量直接测定及其标准化，石油工业技术监督， [4] 李 克 潘春锋 张 宇等，天然气发热量直接测量及赋值技术， 2018年，日本共进口液化天然气8130万吨，是亚洲地区进口液化天然气最多的国家。其天然气供应呈现以下特征： 二是依赖进口LNG，对外依存度达到100%。由于国内缺少天然气资源，日本主要通过进口LNG方式来满足国内天然气消费。LNG进口依存度接近100%，天然气在日本一次能源中结构占比接近26%。 三是在发生突发事件时候，天然气可以作为应急能源。例如，在日本福岛海啸事件之后，原本承载日本近27%电力供应的核电被关停，日本政府增加LNG进口量近26%，较好地弥补了电力供应缺口。 首先，日本天然气管道主要由城市燃气公司和电力企业运营管理，政府没有强制要求管道之间要实现互相联通，但要求城市燃气公司和电力企业有义务确保其所在区域的天然气供应安全。 其次，日本《天然气商业法》第13 条规定：天然气零售商（定义为“通过管道供应天然气的公司”）有义务确保满足其客户需求的充足供应能力。如果天然气零售商做不到第13 条的规定，则日本经济产业省可以命令天然气零售商采取其他必要措施确保供应。 此外，第19、56和81条还规定：“天然气公司（包括一般和特定天然气管道服务提供商）必须每年编制和提交天然气供应计划以及天然气设施的安装和运行计划”。天然气供应计划应该涵盖一定期间内天然气供应和需求情况，且供应计划需要由经济产业省来评估。 最后，日本还通过储备方式来确保天然气供应安全。日本是世界上唯一颁布了《天然气储备法》的国家， 日本天然气储备由政府和企业分别承担，政府承担30天的天然气储备量， 企业承担50天的天然气储备量，储备资金由国家财政拨付。 日本政府认为，应对天然气突发事件需要具备强大的应急响应能力， 而建设这种能力的首要措施之一就是构建国家应急战略组织机构。日本国家天然气应急战略组织（NESO）由METI（经济产业省）、自然资源部、能源机构、行业协会和能源企业组成。 该组织主要负责紧急情况下指挥全国天然气供应保障工作，同时协调全国城市燃气企业、电力公司等能源企业做好天然气资源的调度和输配工作。 在遇到地震、海啸、洪水等灾害或紧急情况下，需要停止国内天然气供应或者中断液化天然气进口的时候，日本国家天然气应急战略组织（NESO）将按照计划在供应和消费端分别采取具体的应急响应措施。 在供应侧上游环节，主要是依靠政府来进行协调。一方面日本政府积极与LNG生产国进行协调，通过采取调整航运计划、进行临时分配等措施，向他们购买更多LNG；另一方面， 在有可能发生供应中断的情况下，日本政府要求具有天然气上游利益的国有石油、天然气或者矿产企业借助自身在上游的权益股比，将LNG货物转移到日本。 这也是长期以来日本政府支持其国内企业“走出去”获取海外天然气资源权益量的主要原因，最近10年，日本政府更加鼓励国有石油公司、城市燃气企业、电力公司加大对海外资源的获取力度。 在供应侧下游环节，主要是依靠行业和企业自身来进行协调。首先， 对日本大多数城市燃气企业和电力公司来说，使用内部库存、重新安排LNG运输、寻找新的供应货源和使用燃料替换是第一选择；其次在行业层面进行协调，城市燃气企业、电力公司之间可以进行LNG串货，并且可以共享存货；最后，在LNG长协合同谈判的过程中，日本企业努力增加上浮灵活性条款（UQT），即在双方商定的年合同量的基础上，日本企业可以在某一年度增加采购量，以应对可能的国内市场需求上涨情况。 在需求侧，主要采取消费者自发节约用电、用气和设立用电法律限制的措施。长期以来，日本就是一个能源节约大国，其国民节能意识较强， 因此节能方面做得较好。 在建立国家天然气应急战略组织的基础上，日本政府还鼓励协会组织积极参与天然气供应安全保障工作。经济产业省、自然资源部分别向日本天然气协会（JGA）应急响应团队提供应急救援队人员方面的培训， 并配备相应的抢修抢险车辆和设备设施。 2016年熊本地震发生后，来自日本全国22个城市燃气企业（东京瓦斯、大阪燃气、东邦燃气等）的共计2676名志愿人员组成工作联队，在日本天然气协会（JGA）的统一指挥下， 为熊本地区的Saibu Gas天然气公司提供帮助，为灾区提供天然气管线设施修复、建设临时供气设施和天然气管线泄漏检测等工作，在15天内为日本南部灾区近10万多户家庭恢复了天然气供应。 由于日本天然气供应完全依靠进口，单纯作为买方很容易处于不利地位，但如果投资上游产业，除了有相对稳定的气源供应，同时也有助于稳定气价。 因此，日本企业在澳大利亚、美国、加拿大等地广泛投资上游油气产业。并且利用目前全球液化天然气市场供应充足的有利时机，采取长贸与现货组合（长贸合同占60%，现货合同占40%）和消除目的地条款等措施，确保本国建立更灵活和更有效的液化天然气贸易模式，提升液化天然气供应保障能力。 在近20年间，日本石油天然气与金属矿产资源机构（JOGMEC）、国际协力银行（JBIC）和日本贸易保险（NEXI）为日本能源企业走出去提供了投资、融资、保险等多方面的保障；同时，三菱商事、三井物产、住友集团、伊藤忠商事等大型综合企业及东京电力、东京燃气、大阪燃气等燃气公司也成为日本海外资源投资和LNG进口体系的重要组成。 2010年之前，日本对LNG项目融资的前提条件是日本企业拥有该项目资产权益，并确保日本回购所产天然气。进入2015年以来，面对国际LNG市场的新形势，日本不再拘泥于本国企业是否在天然气上游投资拥有资产权益，只要参与第三国LNG项目，包括液化项目或接收站项目，政府均可提供资金支持。 日本政府希望能借此政策创造出年5000万吨规模的市场需求。为此，作为前期铺垫，日本政府宣布为亚洲国家提供100亿美元，支持各国建设LNG相关基础设施建设，并在5年内培训500个专业人才。 日本处在太平洋板块和亚欧板块的交界处，由于褶皱和断层作用剧烈，加之外力作用的长期侵蚀切割， 地形显得十分破碎，海岸曲折多港湾，且地震频发。 山地约占全国面积的76%，平原仅占24%，且大多分布于大河的下游和沿海地区，导致天然气管道修建的成本和难度极大，也极易受自然灾害影响，因此国内天然气管道难以大规模发展。 截至2018年， 日本天然气管道长度接近40万千米， 其中，区域低压配气管网长度34万千米，占比8 6%；高压管道长度接近5000千米，占比14%。 日本几乎没有全国性的天然气长输管道，多为区域性的管网且主要用于连接LNG 接收站和消费区域，大约只能覆盖6%的国土面积。如东京燃气公司的京滨网络（东京横滨千叶等地区）、大阪燃气公司的阪神网络（大阪神户京都等地区）。 城市燃气企业和电力公司建设和经营天然气管道，并确保将天然气供应到其拥有的特许经营区域。由于管线建设主要围绕LNG 接收站开展，因此管道并没有实现相互贯通，只是在发生突发事件（如地震时）时作为应急。 2011年福岛海啸发生后，日本靠近东北太平洋海岸的LNG终端及附属设施遭到严重破坏，天然气供应一度中断，而位于新泻与仙台之间的天然气管道作为备用供应设施发挥了重要作用，确保了受灾地区的能源供应。 这充分说明建设沿海LNG接收站外输管道的重要性，同时，燃气企业和电力公司也意识到，有必要加快建设区域天然气管网建设和互联互通。 这之后，日本政府修订了《天然气商业法》，授权经济产业部长可以要求燃气企业和电力公司进行天然气管道的建设，推进既有管道之间的互联互通并建立管道建设协调机制，以实现扩大城市燃气供应范畴和提升天然气供应安全的目的。 2018年，根据日本经济产业部的要求，东京燃气公司开始筹备建设茨城县枥木高压管道项目，该管线将与日立公司所拥有的液化天然气终端外输管线相连，并与另外一条拟建设的高压管线形成“双管道”模式，以进一步强化东京和关东地区的天然气供应稳定性。 拥有一定数量的进口LNG接收站并确保进口LNG能够顺利接卸和储存，这是日本在紧急情况下保证国内天然气供应不受影响的主要措施。目前，日本共建有LNG接收站36座， 储罐193座，总储存容量大约为187 亿立方米，可以满足至少32天的国内天然气消费需求。 这些接收站主要分布在城市和制造中心集中的南部沿海地区，由城市燃气企业、电力公司或者其他能源类贸易公司经营。电力公司拥有接近50%的LNG储备能力，其次城市燃气企业拥有40%的LNG储备能力，其他能源贸易公司拥有剩余10%的储备能力。 从2014年开始，日本政府就要求城市燃气企业和电力公司加快新的LNG接收站和既有接收站的改扩建速度。4年来，改扩建的LNG接收站有东北电力公司的新泻LNG接收站（增加一座22万立方米的储罐，扩建为400万吨规模）、关西电力公司坂井LNG接收站（增加一座18万立方米的储罐，扩建为430万吨规模）、东京瓦斯的Chita Midorihama接收站（增加一座23万立方米的储罐，扩建为600万吨规模）。 除了这三个扩建项目，还有两个新的液化天然气接收站项目在2018年已经投产运行， 一个是日本石油勘探（JAPEX）建设的Soma液化天然气接收站项目—— 新建一座23万立方米的LNG储罐， 可以实现10 0万吨/年的接卸量，该站已于2018年实现投产；另一个是Hokuriku EPCO启动的富山新科液化天然气接收站项目。 除了以上的措施以外，日本政府在新修订的《天然气商业法》中，补充和完善了第三方进入LNG接收站的条款，禁止无故拒绝第三方利用LNG基地设施的行为，包括要求各个接收站的外输管线之间要相互连通。 同时，对接收站的安全防护等级和水平提出了更高的要求，部分城市燃气企业开始着手对LNG接收站进行设施防水、安装备用电源、储罐抗震等方面的改造以增强抗击海啸的能力， 加快研究移动再气化装置，满足紧急情况下天然气的供应不中断。 日本政府还利用国内枯竭的尾矿开发地下贮存设施，通过其国内原有的废弃气田建设了5个地下储气库（全部位于Niigata省），总容量约为12亿立方米，并与国内LNG 终端一起构成了保证天然气供应安全的体系。 由于管道互联互通问题在短期之内无法得到完全的解决，城市燃气企业很难寻求其他公用事业企业的支持。因此，城市燃气企业与客户的合同安排中存在一定程度的灵活性。 在供应中断期间，城市燃气企业根据可中断合同规定可以减少天然气供应。 例如，东京燃气公司有权在供应中断的情况下减少每年消耗超过限定量的客户的天然气供应，除了医院，福利机构和政府重点机构等优先客户之外，这些可中断的合同涵盖了城市燃气公司整体供应的50%以上。 同时，东京燃气公司还有200多台移动式空气混合丙烷气发生器，用于紧急情况下临时供应天然气。此外， 日本还拥有近150万吨的液化石油气（LPG）国家储备，而且必须依法保持50天的进口量。因此，政府还可以采取分发便携式液化石油气炉以减轻无法获得LNG供应服务的影响。 在日本天然气消费量中发电行业占比近70％，天然气发电的份额几乎是日本整个发电量的40％。因此， LNG供应安全与日本的电力安全直接相关。 在天然气供应中断的情况下，对电力需求的限制和发电燃料切换就发挥了关键作用。根据“电力商业法案”第27条，当认为有必要解决供应短缺时，经济产业省有权向电力零售商或大型电力消费者发出命令， 通过限制功率使用或峰值负载来限制电力使用。 近年来，全球LNG市场买方市场特征越发明显。在此背景下，2016年5月，日本发布了“LNG市场战略”， 宣告日本LNG能源政策将从过去重视“长期稳定”“确保进口”的保供原则，转变为强调“灵活性”“透明性” 的市场化原则。 2017年6月，日本公平贸易委员会发表了日本企业LNG市场交易实态调查报告，认定签订带有“目的地限制”“照付不议”等格式条款的LNG合同，违反了日本反垄断法。这份报告对日本企业进口LNG及利益相关方签约行为，具有一定的强制约束力。 目前，日本进口LNG合同中，长约合同占8成，中短约合同占1成，现货合同占1成。作为全球最大的LNG 买家，日本JER A公司率先表示，不再签订带有目的地限制的合同，并且在2030年前后，将现有长约合同缩减一半以上。东京燃气也表示，若卖家不同意修改条款，将不再续约。 正是在这一背景下，2019年4月5日， 日本第二大液化天然气（LNG）进口商——东京燃气公司与荷兰皇家壳牌公司签订了一份与煤炭价格挂钩的LNG长约合同。这份合同的特点是不限制气源地，可从皇家壳牌所属的世界任何一处液化基地调货，年均供货50万吨，合同期为10年（2020年4月至2030年3月）。 这既是东京燃气试图通过脱钩油价来稳定气价和保障供给的个案， 更是日本在确保本国LNG供应安全的重要战略举措。 1燃气系统中燃气具的设计针对一定特性的天然气，比如12T天然气（华白数是12的天然气）就要对应匹配的燃气灶具。天然气与燃气具不匹配，会对燃烧效率、燃烧排放、甚至燃气具安全产生影响，所以国标GB55009-2021规定天然气热值波动在±5%的范围内。 2 天然气贸易在国际通常条件下采用能量计费（热值），而城镇燃气通常采用体积计费，能量计费买入体积计费售出的现象时有发生，如果不对天然气的能量（热值）进行规定的话，对于供需双方都是不公平的。 3 实际燃气工程中天然气热值波动有很多危害（1） 热值波动的天然气，会降低燃烧效率，增加燃烧排放，严重时会出现黄焰、脱火等危险发生。（2）天然气贸易如果不与天然气热值挂钩，对于供需双方都是不能接受的。（3）部分工业工业领域对燃气热值非常敏感：精密电子（三星、LG）、特种玻璃（康宁玻璃）、玻壳（电脑及电视机屏幕）、高档陶瓷、食品加工（旺旺雪饼等）这些工业企业对于燃气热值的稳定性要求较高，因为热值的波动会影响其产品质量，甚至产生废品。因此有些工业企业在天然气接入端自行设置天然气热值稳定装置，来解决天然气热值波动对产品的影响。因此稳定天然气热值势在必行！ 原本将氢能作为“王牌”的日本政府，正引入，希望将发电厂和船舶的燃料替换成氨，凭借燃烧技术突破，以更低的成本实现碳中和。 在2021年10月发布的第六版能源战略计划中，日本政府首次引入氨能，提出到2030年，利用氢和氨所生产出的电能将占日本能源消耗的1%。 《能源战略计划》是日本政府根据2002年6月生效的《能源政策基本法》制定的政策，此后日本政府持续发布此文件的更新版本，披露其能源政策的方向。 在2018年发布的第五版能源战略计划中，日本政府提出，将氢能打造成日本的“王牌”，当时并未提及氨能。 第六版计划中提到的2030年1%目标，主要是指在发电领域，将氢和氨用作燃料，与天然气或煤粉等混烧发电。 日本政府于2020年10月宣布，2050年实现碳中和。第六版计划中提到，为了实现这个目标，占总排放量80%的能源部门必须努力改变，火电厂要优先使用零碳的氢、氨燃料替代煤炭等化石燃料。 日本计划首先采用混烧技术，比如30%的氢加70%的天然气，或者20%的氨加80%的煤粉，之后逐步提升氨和氢的混烧比例，计划到2050年实现100%的氨、氢燃烧发电。 第六版计划还要求火电厂利用将二氧化碳从排放源中分离、捕集、利用或封存的技术（CCUS）来实现减排。 2021年10月，日本电力巨头JERA的氨能混烧示范项目在其日本爱知县碧南市的火电厂首次点火启动。 根据计划，此项目的氨燃料混烧比例到2024年将提高到20%，到2050年将实现100%。 JERA在2021年11月中旬宣布，计划在未来2-3年内，每年采购50万吨氨，用于混烧发电。 供应链方面的行动也已展开，日本希望从澳大利亚获取“绿氨”（用可再生能源制造的氨气）。 挪威化肥巨头雅苒国际（Yara International）2021年7月宣布，将于2023年在澳大利亚试生产绿氨，并计划将其销售给日本的发电厂。 除了可用做发电厂的燃料，氨能还可用于航运业，因为驱动轮船的燃气轮机，也可以采用氨能作为燃料。 雅苒国际出资建造的全球第一艘用氨能驱动的货船雅苒·伯克兰号，刚刚于11月22日下水首航。 12月8日，日本川崎汽船与新来岛造船合作开发的氨燃料船概念设计，获得了日本船级社的原则性批准。 日本第六版能源战略计划提出，2030年氢能在能源结构中的占比要达到11%，这主要指的是氢能在汽车、家庭、工业等领域的应用。 日本政府2017年提出要建设氢能社会之后，推出了氢燃料电池汽车，加氢站，还尝试了利用氢能给居民住宅供应暖气和热水。在工业领域，氢能产生的热值高，因此适用于有高温热需求的工业部门。 第六版计划中也指出，日本非电力部门应该通过使用脱碳电源供电，如果是有高温热需求的部门，无法使用脱碳电源，那应该优先使用氢气、合成甲烷或合成燃料，替代化石能源，以促进脱碳。 2021年初，日产宣布暂停与戴姆勒及福特开发燃料电池车的合作计划，将力量集中于发展锂电池电动车。6月，本田也宣布停产旗下的氢能源车型，主要原因是成本过高导致销量惨淡。 丰田此前大力研发推广氢能源车型，其总裁丰田章男曾公开表示对锂电池电动车持保留态度。但丰田在12月14日发布的全球电动车战略中，却宣布将在2030年之前投入30款包括锂电池电动车、氢能源电动车等在内的电动车型，并且将雷克萨斯品牌转型为纯电动车品牌。 氢是元素周期表上最轻的元素，很容易泄露，对储存容器要求高，并且氢气非常活泼，与空气混合后很容易发生燃烧和爆炸。 如果远距离运输氢，需要将其液化，在常压状态下，需要将其温度降低到-235摄氏度以下，能耗较高。如果以管道运输，则需要克服纯氢以及掺氢的气体给管道带来的安全隐患，攻克氢气管道的材料难题。 氨是由一个氮原子和三个氢原子组成的化合物，是天然的储氢介质；在常压状态下，只需要将温度降低到-33摄氏度，就能够将氨液化，便于安全运输。目前全球八成以上的氨被用于生产化肥，这让氨拥有着完备的贸易、运输体系。理论上，可以用可再生能源生产氢，再将氢转换为氨，运输到目的地。 这样的事情已在澳大利亚发生——利用太阳能发电，用电能将水中的氢提取出来，再将氢转换为氨，液化之后，船运到日本的电厂。 第一，如果将氨转换为氢，其转换过程会造成能量损耗，另外，也需要开发专门的大容量设备、纯化技术等。 第二，如果直接将氨作为燃料，则需要克服氨不容易燃烧的缺陷。氨燃烧的产物是水和氮，不造成碳排放，但是氨的燃烧速度低于氢，发热量也低于氢和天然气，将其点燃并持续稳定燃烧比较困难。 日本政府在2014年启动了日本重振战略，拨付了500亿日元的研发经费（约25亿元人民币），设立了10个多部门联动的战略性创新研究项目，其中能源载体项目下的氨直接燃烧课题已形成许多成果。 此课题由日本东北大学流体科学教授小林秀昭负责，参与单位包括：日本大阪大学，日本国立研究机构“产业技术综合研究所”（AIST），三菱重工，三菱日立电力，丰田，以及日本燃气轮机、涡扇发动机、军舰制造商IHI公司，日本工业气体和空分设备制造商大阳日酸公司等。 2018年，此课题组展示了可以抑制一氧化氮产生的新型氨气燃烧技术，核心工艺是将氨气与空气搅浑，形成旋涡状燃烧。燃烧氨虽不排碳，但会产生氮氧化物，也会污染大气，因此这项技术意义重大。 课题组还实现了20%氨气和80%天然气在2000kW级燃气轮机中的稳定混烧。 2019年，课题组开发了一种将液态氨直接喷到燃烧器上以实现稳定燃烧的技术。此前，为了向燃气轮机中压入大量的氨气，不得不采用诸如蒸发器之类的辅助设备，而新技术则不需要此类设备，从而降低了成本。 2021年3月，课题组成功实现了70%的液氨在2000kW级燃气轮机中的稳定燃烧，并能同时抑制产生氮氧化物。 参与此课题的IHI公司表示，有信心在2025年之前实现氨燃气轮机商业化，2021年10月启动的JERA氨能发电示范项目，就是IHI公司与JERA合作而来； 三菱重工则正开发4万kW级的100%氨专烧燃气轮机，计划在2025年以后实现商业化，引入发电站。 发电领域、工业领域是碳排放的主要来源，如果氨能源能够替代化石能源，成为新型燃料，将大大有助于日本实现2050年碳中和的目标。（来源：财经十一人 ，作者：不止十一人）