長輸管道及增壓站經濟性運行方案

孫志學

摘要：隨著天然氣管網規模不斷增大以及下游用戶運行條件復雜多變，對管網集中調控提出了更高的要求，僅憑調度員經驗難以全面應對管網運行問題。亟需從兩個源頭一個整體優化布局，即兩個源頭：優化氣源調控方案、最優壓縮比和最優管徑選型來實現節能降耗;一個整體：通過對關鍵站點關鍵部位風險識別，優化關鍵站點的工藝流程，排除障礙避免因堵塞增加干線管網壓損;采取多種監控手段精準判斷管網風險，對管網進行分級管控，避免因錯誤判斷造成放空損失，最終實現管網整體高效運行的目的。

關鍵詞：調控方案、管網壓損、壓縮比、管網風險分級;

隨著天然氣管網規模增大及運行條件復雜程度提高，這對天然氣整個管網的集中控制提出了更高的要求，僅憑調度員經驗難以全面應對管道高效運行問題，亟需全盤分析管道運行中出現的各類問題，制定出管道整體可行性方案，通過多部門協作，調整日常工況。

一、近年來山西省內天然氣供需缺口出現擴大的趨勢，2017 年省內天然氣供需缺口達到28.14億立方米，同比增長8%。山西省于 2019年3月發布了《關于促進天然氣（煤層氣）協調穩定發展的實施意見》，一方面提出要進一步加強與中石油、中石化、中海油等上游企業的戰略合作，鼓勵上中下游企業簽訂中長期合同，提高國家過境管線天然氣下載量;同時積極參與天然氣資源市場競拍，爭收省外資源補充;另一方面提出加大省內煤層氣增儲上產，提高煤層氣在省內市場消費比中重，增強自主供應保障能力。

在綜合分析過境天然氣購氣價格和外輸天然氣價格的基礎上，優化氣源選擇，合理利用已有調峰設備設施。通過與省外管網公司調與國家管網協同調峰是各家管網公司增強調峰能力降低管網經濟運行的有效途徑。權衡與國家級管網公司下載量和上輸量是省級管網公司考慮的關鍵。增大省內的非常規天然氣（即煤層氣）開采量不斷滿足本省需求，降低高價下載量是本省然氣企業根本目標。同時，需要銷售或市場協同調度制定詳細的計劃，在全面了解上游資源和下游市場的情況下，結合內部管網可調緩沖量。分別精確計算出上線計劃、最優計劃、下線計劃，上線和下線計劃應留有最低富余應急調整空間。

二、據統計，山西某天然氣企業某管網增壓站每年耗電量約為1000萬元，壓縮約1.1億方中壓煤層氣（從0.5Mpa，增壓至3.0MPa）供工業用戶使用。另外煤層氣年耗用量約為 3.6萬方（包含放空損失、設備因停產損失、設備因生產放空損失等），據調查，該企業下游工業用戶，用氣壓力僅為0.5MPa管網25Km管徑300mm日用氣量30萬/日。很明顯短距離輸氣存在高壓縮后高壓輸送低壓力用氣情況，從0.5MPa升至3.0MPa再降至0.5MPa，升降壓幅度2.5MPa，該企業仍有較大的節能降耗潛力。因此，在社會節能減排、企業降本增效的大背景下，對天然氣管網進行運行管理優化意義重大。

根據上述數據分析，管網增壓至3.0MPa，而用戶需求0.5MPa，下游分輸站再次調壓至0.8-0.5MPa白白浪費了很大增壓費用。經計算該企業增壓站每增壓1m3煤層氣（0.5MPa升壓至3.0MPa）成本約為0.1元（主要費用為電能消耗，不考慮設備保養費用和人工成本）。原設計之所以將壓力升高，主要是因為下用工業用戶為不間斷供氣，在有限的管容下提高更高的壓力儲存更多的天然氣，為避免因增壓站設備故障切換備用設備或站場異常情況提供更多的應急準備時間。從上述提供的管徑、管壓、日用氣量大致可以計算出壓縮機一旦中斷供氣，管網從3.0MPa降至下游用戶最低用氣壓力0.5MPa僅需30min。雖然對操作人員有了一定的應急反應時間，但消耗的大量電能用來增壓。

針對此問題，結合長輸管道不同管徑成本控制、壓縮設備選型、運行工作經驗。設計出如下設備和管道

管徑匹配運行方案：壓縮機選擇螺桿式壓縮機，日處理量60萬方，壓縮機出口壓力設計1.6MPa，實際運行最高1.5MPa;長輸管道選型為DN400。經過計算，管徑增加100mm，管容和儲氣量增加0.9倍。在同等供氣條件下，我們就可以通過增加管徑，更換更省電的螺桿壓縮機方案，實現大幅降壓運行。采用此種運行方案的優勢在于以下幾點：第一，螺桿壓縮機運行穩定，故障率低，后期維護費用低，運行能耗小;第二，管網運行壓力低，運行更加安全;第三，供氣波動小，延長管道使用壽命。

在山西省境內長輸管網整合的大背景下，在一張網的運行模式下，快速準確摸清各家公司的管網詳細情況。通過后期局部管網和站場優化改造，為打通一張網的每一個連接口十分必要，更是有助于提高整個大管網運行效率。

山西省長輸管道經過10余年的快速發展，形成各具特色的管道運行模式。通過整合形成一個整體，就是從整體把控氣源，從整體調控，從整體把控下游。這在管理層面給管道運行提供了有效利用率。一張網在實際運行局部管網中會存在各種問題，如何在運行中及時發現問題，這需要詳細摸清每一根管網的細枝末節;探清沒一條長輸管網基本信息;全面熟悉各管網之間站場的工藝情況;了解各氣源點，各氣源回合點的氣質情況;隨時采集并計算各風險點管網壓差值，以便及時做出應急處置措施。例如管網實際存在問題有：一是各別分輸站無越站流程，導致所以管網氣必須經過站內設備后方能出站，而站內設備和管徑有最大輸氣量限制，這些就對整體調控量造成了障礙;二是原不同公司設計管徑相差大，造成節流效應，冬季節流點后易冰堵;三是部分管網在風險級別較大的采空區，運行人員而未及時掌握有關情況或缺乏以往運行經驗，存在超量調控或超壓調控情況給整體管網帶來重大運行風險。因此，一是運行調控前，應對可調性進行慎重驗證;二是設立分段壓差監控點，將風險較大管段實現上下游壓差重點監控，增加壓差超限報警功能;三是關鍵點站場工藝改造，通過改造打通工藝限制而影響整體調控;四是增加必要流量進出監控設備，分區域實現流量進出平衡監控，控制氣源流量節點和站場銷售輸出節點，一旦管網出現漏氣現象，以便準確定位區域。

結論：

天然氣或煤層氣采、輸、供是一個龐大密閉的系統。整個系統正常運行也需要其他能源提供動力，優化設備及管道管徑配比能在很大程度上降低增壓站運行成本;同時，在中間運行過程中，利用整體到局部管控思路，優化和創新管理方法，增加技術改造、工藝改造等使管網利用率更加高效，使管網運行更加經濟可靠。