天然气长输管道的节能措施分析

张旭东（中国石油北京天然气管道有限公司）

为应对日益增长的天然气需求，我国正积极打造天然气输送管网，根据规划，预计到2015年，我国天然气管道规划总长将接近10万公里。油气管道在把能源输送给用户的同时，自身也要消耗能源。随着我国油气管道建设的快速发展，油气管道运输量大幅增长，管道自耗能也相应有较大增长。搞好管道运输的节能降耗也就显得越来越迫切[1]。

1 天然气长输管道的节能潜力

天然气长输管道节能是一个系统工程，要从源头开始考虑。从管道设计开始，包含管道优化运行、压缩机等重点耗能设备的运行维护以及充分利用余热余压和新能源。对于运行中的长输管道，节能的关键是提高管道运行的能源利用效率，减少燃料动力消耗。

2 节能技措分析

2.1 设计节能

2.1.1 系统工艺设计的优化

在目前管道大发展阶段及以后的管道建设和运行中，很难有单一输气管道独立运行，基本形成区域管网系统。在新管线设计时，必须既满足新老管线系统安全可靠供气，又能达到新建系统投资最省，运营费用最低的效果[2]。

要实现上述功能，使系统构成最优化，必须将新老系统有机结合，构成一个完整的可以实现灵活调配的管网系统，进行工况模拟计算、分析，对管网系统构成方案进行优化，才能实现在充分利用已建设施的基础上，新建系统投资省、安全、环保和节能的目的[3]。

2.1.2 管道内涂层设计节能分析

天然气在输送过程中，要克服管道摩阻。影响摩阻的主要因素是管内壁粗糙度。在输送量和出口压力一定时，内壁粗糙度越大，输送压降越大。

管道内涂层技术在可以有效防止管道内腐蚀发生的同时，也是提高输量的有效手段，尤其是对长输输气管道更显著。实际检测表明，内涂层能够使管道的输气量提高4%～8%[4]。输气管道采用内涂层，可以使管道内表面光滑、降低粗糙度、减小水力摩阻系数，从而达到提高管道输气量；在相同输气量条件下，可以降低压缩机需用功率，既能减少机组建设的投资费用，又能减少投运后压缩机的能耗费用和维护费用。

如果从经济性方面考虑，是否采取内涂层需要将管道全生命周期发生的费用合并计算。如果从节能减排方面考虑，采用内涂层后将扩大压气站的间距，减少压气站的数量和总装机功率，从而降低燃料动力消耗。

2.1.3 合理选择压缩机组类型

压缩机组是压气站乃至长输管道的心脏。压缩机组的原动机比较常用的是电动机和燃气轮机。因电动机和燃气轮机在机组效率和燃料排放折标煤系数上差别很大。因此，在充分考虑压气站当地能源供应的情况下，如何选择原动机的类型达到节能减排的目的需要在设计时重点研究。如高压大功率变频器在陕京二线榆林压气站的应用，不仅能更好地满足输气工艺变工况的要求，而且还能节省约10.45%的用电量，节能效果明显[5]。

2.2 管道运行节能

2.2.1 管道运行优化

天然气管道的优化运行就是在管道系统物理参数已经确定的条件下，根据气源的供气情况和各用户的用气情况，对管道系统的运行参数进行优化，既能满足安全平稳输气和供气，也能使管道总的燃料动力费用最低。由于优化的目标函数是以管道总能耗或者总功率最低，所以对于长输管道来说，管道的优化运行是管道企业最大的节能技措。

管道优化运行的影响因素较多。目前国内常用离线模拟软件TGNET、SPS进行优化运行分析。通过SCADA系统将实际能耗数据在线采集上来，与方案进行对比分析，及时调整运行方案。

2.2.2 提高压缩机的运行效率

压气站的运行费用占管道总运营费用的50%左右，压缩机及其配套的原动机的能耗占压气站运营费用的70%以上，占长输管道能耗费用的96%左右。因此，提高压缩机组的效率将是降低输气能耗的重要措施。各类型机组在满负荷时，电驱机组的效率为70%～85%，燃驱机组的效率为25%～40%。虽然机组的效率均在正常范围内，但是效率相对低的压缩机组就有节能的空间。压缩机组在非满负荷的情况下，通过提高入口压力和调整压缩机余隙达到提高运行效率降低能耗的目的。

2.2.3 减少天然气放空

天然气长输管道在运行过程中，由于各种原因需要进行天然气放空，如压缩机的启停放空、管线施工放空、站场设备的维检修放空以及紧急情况的应急放空等。在生产运行过程中，通过合理安排管道施工作业方案和优化压缩机的启停，减少放空的次数并尽可能降低放空压力，使放空量减少。

2.3 利用余热余压节能

2.3.1 压缩机余热节能技措

余热发电是利用生产过程中多余的热能转换为电能的技术。根据调查，各行业的余热总资源约占其燃料消耗总量的17%～67%，可回收利用的余热资源约为余热总资源的60%。余热发电不仅节能，还有利于环境保护。

目前输气管道压气站驱动方式有燃驱和电驱，燃驱站使用的燃机排烟温度接近500℃，燃机标态工况排烟量为93.7 kg/s，属于比较优良的余热资源，正常情况下直接排放到大气中。通过余热发电技术，将高温的排烟废气作为热源，通过余热锅炉生产蒸汽进入蒸汽轮发电机组用于发电。以某一压气站3台30MW燃气轮机压缩机组为例，按压缩机组采用2用1备方式年运行各8 000 h计算，年发电量约1×108kWh，投资回收期不超过5年。

2.3.2 分输站场压差发电

目前，我国长输天然气大多采用高压管输方式，输送的高压天然气经分输站调压降至中压标准进入城市管网。天然气在调压过程中将损失大量的压力能，如果能采取适当的措施回收利用压力能，将提高能源的利用率，减少资源浪费，对提高天然气管网运行的经济性具有重大意义[6]。

天然气压差发电就是利用高压气体在降压时产生的能量发电，亦称“气体直接膨胀方式”，主要设备是天然气透平膨胀发电机组。以某一天然气分输站调压压降为2.5MPa，年输量在5×108m3，供气时间8 000 h计算，年发电量约为987×104kWh。如果所发电量能够上网，投资回收期在3年以内，是非常好的节能项目。

2.4 新能源利用

目前可以在长输管道站场应用的新能源有太阳能和地热能。利用太阳能发电可以替代天然气管道阀室中的TEG发电设备，可以减少TEG所带来的维护量、高维护成本和部分安全隐患，该节能技术尤其适用于边远地区不易引入外电的阀室。

3 结论

在天然气长输管道的设计及运行过程中，根据不同管道的具体特点，积极有效的开展各项节能措施，将会明显地提高长输管道输气效率和降低管道能耗，同时也能降低管道运输成本。

[1]刘冰.油气管道能效管理[M].北京:地质出版社,2011.

[2]任启瑞.输气工艺系统优化设计[J].天然气与石油,2007,25(6):1-7.

[3]GB 50251—2003输气管道工程设计规范[S].北京:中国计划出版社,2003.

[4]权忠舆.研究与应用输气管道内壁涂层技术是明智之举[J].油气储运,2000,19(9):1-5.

[5]王柱华.榆林压气站高压变频调速节能技术[J].天然气与石油,2007,25(6):36-38.

[6]陈绍凯.高压天然气管道压力能的回收与利用技术[J].油气储运,2009,28(2):51-54.