长输管道及增压站经济性运行方案

孙志学

摘要：随着天然气管网规模不断增大以及下游用户运行条件复杂多变，对管网集中调控提出了更高的要求，仅凭调度员经验难以全面应对管网运行问题。亟需从两个源头一个整体优化布局，即两个源头：优化气源调控方案、最优压缩比和最优管径选型来实现节能降耗;一个整体：通过对关键站点关键部位风险识别，优化关键站点的工艺流程，排除障礙避免因堵塞增加干线管网压损;采取多种监控手段精准判断管网风险，对管网进行分级管控，避免因错误判断造成放空损失，最终实现管网整体高效运行的目的。

关键词：调控方案、管网压损、压缩比、管网风险分级;

随着天然气管网规模增大及运行条件复杂程度提高，这对天然气整个管网的集中控制提出了更高的要求，仅凭调度员经验难以全面应对管道高效运行问题，亟需全盘分析管道运行中出现的各类问题，制定出管道整体可行性方案，通过多部门协作，调整日常工况。

一、近年来山西省内天然气供需缺口出现扩大的趋势，2017 年省内天然气供需缺口达到28.14亿立方米，同比增长8%。山西省于 2019年3月发布了《关于促进天然气（煤层气）协调稳定发展的实施意见》，一方面提出要进一步加强与中石油、中石化、中海油等上游企业的战略合作，鼓励上中下游企业签订中长期合同，提高国家过境管线天然气下载量;同时积极参与天然气资源市场竞拍，争收省外资源补充;另一方面提出加大省内煤层气增储上产，提高煤层气在省内市场消费比中重，增强自主供应保障能力。

在综合分析过境天然气购气价格和外输天然气价格的基础上，优化气源选择，合理利用已有调峰设备设施。通过与省外管网公司调与国家管网协同调峰是各家管网公司增强调峰能力降低管网经济运行的有效途径。权衡与国家级管网公司下载量和上输量是省级管网公司考虑的关键。增大省内的非常规天然气（即煤层气）开采量不断满足本省需求，降低高价下载量是本省然气企业根本目标。同时，需要销售或市场协同调度制定详细的计划，在全面了解上游资源和下游市场的情况下，结合内部管网可调缓冲量。分别精确计算出上线计划、最优计划、下线计划，上线和下线计划应留有最低富余应急调整空间。

二、据统计，山西某天然气企业某管网增压站每年耗电量约为1000万元，压缩约1.1亿方中压煤层气（从0.5Mpa，增压至3.0MPa）供工业用户使用。另外煤层气年耗用量约为 3.6万方（包含放空损失、设备因停产损失、设备因生产放空损失等），据调查，该企业下游工业用户，用气压力仅为0.5MPa管网25Km管径300mm日用气量30万/日。很明显短距离输气存在高压缩后高压输送低压力用气情况，从0.5MPa升至3.0MPa再降至0.5MPa，升降压幅度2.5MPa，该企业仍有较大的节能降耗潜力。因此，在社会节能减排、企业降本增效的大背景下，对天然气管网进行运行管理优化意义重大。

根据上述数据分析，管网增压至3.0MPa，而用户需求0.5MPa，下游分输站再次调压至0.8-0.5MPa白白浪费了很大增压费用。经计算该企业增压站每增压1m3煤层气（0.5MPa升压至3.0MPa）成本约为0.1元（主要费用为电能消耗，不考虑设备保养费用和人工成本）。原设计之所以将压力升高，主要是因为下用工业用户为不间断供气，在有限的管容下提高更高的压力储存更多的天然气，为避免因增压站设备故障切换备用设备或站场异常情况提供更多的应急准备时间。从上述提供的管径、管压、日用气量大致可以计算出压缩机一旦中断供气，管网从3.0MPa降至下游用户最低用气压力0.5MPa仅需30min。虽然对操作人员有了一定的应急反应时间，但消耗的大量电能用来增压。

针对此问题，结合长输管道不同管径成本控制、压缩设备选型、运行工作经验。设计出如下设备和管道

管径匹配运行方案：压缩机选择螺杆式压缩机，日处理量60万方，压缩机出口压力设计1.6MPa，实际运行最高1.5MPa;长输管道选型为DN400。经过计算，管径增加100mm，管容和储气量增加0.9倍。在同等供气条件下，我们就可以通过增加管径，更换更省电的螺杆压缩机方案，实现大幅降压运行。采用此种运行方案的优势在于以下几点：第一，螺杆压缩机运行稳定，故障率低，后期维护费用低，运行能耗小;第二，管网运行压力低，运行更加安全;第三，供气波动小，延长管道使用寿命。

在山西省境内长输管网整合的大背景下，在一张网的运行模式下，快速准确摸清各家公司的管网详细情况。通过后期局部管网和站场优化改造，为打通一张网的每一个连接口十分必要，更是有助于提高整个大管网运行效率。

山西省长输管道经过10余年的快速发展，形成各具特色的管道运行模式。通过整合形成一个整体，就是从整体把控气源，从整体调控，从整体把控下游。这在管理层面给管道运行提供了有效利用率。一张网在实际运行局部管网中会存在各种问题，如何在运行中及时发现问题，这需要详细摸清每一根管网的细枝末节;探清没一条长输管网基本信息;全面熟悉各管网之间站场的工艺情况;了解各气源点，各气源回合点的气质情况;随时采集并计算各风险点管网压差值，以便及时做出应急处置措施。例如管网实际存在问题有：一是各别分输站无越站流程，导致所以管网气必须经过站内设备后方能出站，而站内设备和管径有最大输气量限制，这些就对整体调控量造成了障碍;二是原不同公司设计管径相差大，造成节流效应，冬季节流点后易冰堵;三是部分管网在风险级别较大的采空区，运行人员而未及时掌握有关情况或缺乏以往运行经验，存在超量调控或超压调控情况给整体管网带来重大运行风险。因此，一是运行调控前，应对可调性进行慎重验证;二是设立分段压差监控点，将风险较大管段实现上下游压差重点监控，增加压差超限报警功能;三是关键点站场工艺改造，通过改造打通工艺限制而影响整体调控;四是增加必要流量进出监控设备，分区域实现流量进出平衡监控，控制气源流量节点和站场销售输出节点，一旦管网出现漏气现象，以便准确定位区域。

结论：

天然气或煤层气采、输、供是一个庞大密闭的系统。整个系统正常运行也需要其他能源提供动力，优化设备及管道管径配比能在很大程度上降低增压站运行成本;同时，在中间运行过程中，利用整体到局部管控思路，优化和创新管理方法，增加技术改造、工艺改造等使管网利用率更加高效，使管网运行更加经济可靠。