中东地区某国天然气管网去瓶颈分析*

代小华 王彦 李安 罗叶新 梁勇 黄超

中国石油天然气管道工程有限公司

中东地区某国家天然气管网管道总长度约为3 000 km，管径范围20～52 in（1 in=25.4 mm），管道总体走向由西向东，管网具有气源多，管道口径大，管道规格多，以及管网连接复杂，用户数量多，管网系统分析难度较大的特点。随着用户数量和用气量的增加，现有管网设施已出现增输瓶颈，需结合管网现有设施和未来新增用户用气情况进行去瓶颈分析。根据管网现有设施、用户气量和需求压力进行增输分析，提出了3种增输方案。

根据国家发改委和国家能源局2017年5月联合发布的《中长期油气管网规划》，到2025年全国油气管网规模将达到24×104km，其中天然气管道里程约为16.3×104km，届时，我国天然气管网将形成多个局域管网组成的骨干管网。天然气管网具有管径类型多、连接复杂、气源流向复杂的特点[1]，导致管网水力系统分析难度较大。

本文采用基本工况分析、瓶颈工况分析和去瓶颈工况分析的水力系统分析步骤，对中东某国家天然气管网增输方案进行分析、总结，以便将来对国内天然气管网水力系统分析提供借鉴。

1 管网概况及设施约束分析

中东某国天然气管网设计压力63.5 bar(G)（下同），共有4 座管汇站、1 座压气站，5个气源，66个用户，管网具有多气源、多用户、压力低的特点。管网站场由0#管汇站、1#管汇站、2#管汇站、3#管汇站和1#压气站组成。气源有两类：进口气源即气源5；中东某国家天然气管网公司气源，即气源1～气源4。

1#压气站站内设置2 台单台处理量为22.5×108m3/a压缩机机组，一用一备。0#管汇站设有燃机驱动的氮气压缩机组2 台，单台可用功率约为23 MW，氮气压缩机的2 台透平驱动机可以再利用于本项目。管网现状示意图如图1所示。

图1 管网现状示意图Fig.1 Schematic diagram of existing pipeline network

2 增输方案总体要求

结合管网现有管线和设施情况，提出本项目增输方案的总体要求如下：①考虑利用0#管汇站的氮气压缩机的透平驱动机；②在0#管汇站新建压缩机或者在1#压气站附近新建压气站；③从1#管线的6#阀室新建一条48 in管线去用户群9；④从0#管汇站新建管线与1#管线连接。

3 增输工况分析

3.1 分析思路

增输方案分析需将DNV GL SPS 10.4（以下简称“SPS”）软件水力计算结果和线路选线方案交叉进行，管网水力系统分析流程如图2所示。

图2 管网水力系统分析流程Fig.2 Hydraulic system analysis procedure of pipeline network

（1）根据用户用气量、需求压力等基础参数和现有SPS模型绘制现有管网流程图。

（2）根据管网流程图初定可行的增输方案，并进行系统分析，采用基本工况分析、瓶颈工况分析、去瓶颈工况分析方法。系统分析过程需与线路GIS 路由选线方案交叉进行，根据SPS 模拟选出的线路连接点提给线路专业，线路专业核实路由的可行性、连接点和长度，再将核实的线路资料输入SPS重新模拟校核。

（3）召集各部门头脑风暴会议，海选不同去瓶颈方案，对于会上海选出的新方案和对系统分析新要求再进入第（2）步进行分析。

（4）编制水力分析报告。

（5）召开系统分析报告审查会。

（6）系统分析报告归0版。

3.2 建立计算模型

天然气管网分析有Synergi Gas、Tgnet、SPS 等多种软件[2～4]，本项目采用SPS 10.4软件进行管网系统分析。

采用SPS进行模拟前需明确以下基础参数：①气源供气条件：气源1～气源4 供气压力为39～41.5 bar，供气温度为20～48 ℃，气源5 供气压力为57～60 bar，供气温度为35.8 ℃；②用户参数：现有用户数量66个，用气量745×108m3/a，用户最小需求压力为25～35 bar；③管道粗糙度：新建管道粗糙度取0.01～0.125 mm；④状态方程：计算状态方程选择BWRS方程；⑤计算方程：管道摩阻公式选用科尔布鲁克（COLEBROOK）公式[5]；⑥采用等温模型计算，温度为35.8 ℃；⑦新建管线设计压力与现有管网设计压力一致，为63.5 bar。

3.3 基本工况分析

基本工况的定义为根据管网现有用户数量及用气量，以及管网现有压气站和管道等设施进行系统分析，以满足现有各用户最小压力以及用气量需求。因此需要分析不同气源压力以及不同天然气流向来满足用户用气需求。

根据管网设施情况分析，以现有用户气量合计748.3×108m3/a，用户需求压力25～30 bar为输入条件，建立管网基本工况分析SPS模型。

考虑不同天然气流向以及气源的不同供气压力对计算结果的影响，基本工况按3 种情形进行分析。情形1：气源5 供气压力57 bar，气源1、2、3供气压力39bar，1#压气站通过量20×108m3/a，增压方向去用户群8，打开3#阀门。情形2：情形2与情形1 的区别是气源5 供气压力由57 bar 升高到60 bar，其余条件相同。情形3：情形3 与情形2 的区别是关闭用户群8和用户群9之间的3#阀门。

情形1 在满足最小压力和需求流量的情况下，距离气源最远的用户群10 中60#、61#和63#用户不能满足压力和气量要求，其余用户均满足压力和流量要求，其计算压力比所需最小压力高1～28bar。

气源压力对用户的计算结果影响较大，现在考虑将距离用户群10 最近的气源5 供气压力提高到60 bar后查看管网瓶颈。

在情形1 的基础上，气源5 供气压力提高到60 bar 后，除了用户群10 中的60#用户不能满足用气压力和用气量外，其余用户均满足用气要求。

由于气源不同流向对计算压力和流量影响较大[6]，气源5 的天然气从用户群8 到用户群10 的距离大于从用户群7到用户群10的距离，因此情形3考虑将3#阀门关闭，气源5 通过1#管道供气给用户群10。计算结果显示，关闭3#阀门后，现有管网满足所有用户用气需求。

因此在管网增输前，管网公司可以根据用户用气量，适当提高气源压力，或者改变管网供气方向来满足管网用气需求[7]。

3.4 瓶颈工况分析

管网中的某条管道由于管径小，或者压缩机功率不足等因素，导致不能按用户需求压力和流量进行输送天然气的现象即为管网瓶颈工况。

根据管网新增用户、新增气量以及现有管网设施进行瓶颈分析[8]。考虑气源压力的波动性，瓶颈分析时保守考虑，按照气源最低来气压力计算，设定气源1～4压力为39bar，气源5压力为57bar。

管网远期增加15 个用户，新增气量189.1×108m3。据此修改SPS 模型并进行管网瓶颈工况分析。

目前国内水力系统分析时，分输用户主要采用流量设定模式，通过观察压力值判断是否满足最小需求压力的方式进行，主要原因是国内天然气管网设计压力较高，干线管网压力通常为10～12 MPa，为了最大程度利用管网压力，压气站出口压力接近设计压力，因此各分输用户进站压力比所需最低压力高1～3 MPa不等，很少出现低于最低用气压力情况[9]。而在低压管网系统分析中，分输用户采用流量设定模式与分输用户同时采用流量和最小需求压力设定模式相比，二者计算的瓶颈结果相差较大。分输用户采用流量设定模式，即在SPS软件中，对分输用户流量设定为需求流量，软件将以用户流量为第一计算条件，即首先满足用户的流量。

分输用户同时采用流量和最小需求压力设定模式，即在SPS软件中，对分输用户流量设定为需求流量，同时分输用户的最小压力设为最小需求压力，软件计算时将以最小需求压力为第一条件计算，当供气压力降低时，会自动降低输送流量。

分输用户采用流量和最小需求压力设定模式计算，管网出现7 个用户不能满足用气需求，其中6#、20#、51#、60#用气量未达到需求，63#、64#、67#用气量和用气压力均未到达到需求，计算结果见表1。

表1 分输用户采用流量和最小需求压力设定模式瓶颈点Tab.1 Bottleneck points of flow rate and minimum demand pressure setting mode adopted by transfer users

分输用户采用流量设定模式计算，管网有15个用户不能满足用气需求，15 个用户虽然满足用气量需求，但用气压力不能满足要求。与采用流量和压力设定模式相比，多了8个瓶颈点。由于用气边界条件不一样导致管网瓶颈点数量不一样，直接影响下一阶段去瓶颈方案，分输用户采用流量设定模式瓶颈点计算结果见表2。

表2 分输用户采用流量设定模式瓶颈点Tab.2 Bottleneck points of flow rate setting mode adopted by transfer users

3.5 去瓶颈工况分析

通过在原有管网中采用新建管线，增设压气站或者新建副管的方法来消除管网中不能满足用户需求量和压力的工况，即为去瓶颈工况。

根据管网的瓶颈点，结合管网现状，采用去瓶颈思路如下：①新建管线；②在原管线基础上新建副管；③增设压气站[10-13]。

根据去瓶颈方案的要求，结合线路GIS 资料，确定方案1～方案3共3个去瓶颈大方案，每个大方案中有4个小方案，共计12个方案。

方案1（图3）分为A、B、C、D四个方案，在0#管汇站新建压气站，主干线从0#管汇站新建52 in管线到1#管线连接点No.1（1#管线的3#阀室），从1#管线的No.2 新建48 in 管线到用户群9。A、B 方案No.2 表示6#阀室，C、D 方案No.2 表示7#阀室。A、B 方案线路长度约220 km，C、D 方案线路长度约为190 km。从1#管线的3#阀室新建22 in、长度为60 km管线到用户群4。

图3 去瓶颈方案1管网连接示意图Fig.3 Pipeline connection diagram of debottlenecking Scheme 1

方案2（图4）同样分为A、B、C、D 四个方案，与方案1不同之处主要是：新压气站与已建的1#压气站临建，新压气站出站48 in管线与1#管线的1#阀室连接，从新压气站进站处新建管线去用户群4。A、B 方案线路长度约为270 km，C、D 方案线路长度约为190 km。

图4 去瓶颈方案2管网连接示意图Fig.4 Pipeline connection diagram of debottlenecking Scheme 2

方案3（图5）的新建压气站位置与方案2 相同，主干线新建2条56 in管线从1#管汇站下游No.5到3#管汇站，从3#管汇站新建56 in 管线到新压气站，新压气站出站48 in 管线与1#管线的1#阀室连接。A、B方案线路长度约170 km，C、D方案线路长度约为60 km。

图5 去瓶颈方案3管网连接示意图Fig.5 Pipeline connection diagram of debottlenecking Scheme 3

现以方案1A 为例分析去瓶颈过程，其余方案除了压缩机通过量不同外，分析过程类似。首先分析压缩机增压方向，新压气站和已建1#压气站的气量主要供用户群4、用户群5、用户群7、用户群9和用户群10，合计气量为152.8×108m3/a。已建1#压气站额定增压气量为45×108m3/a，因此剩余107.8×108m3/a 气量需由新建压气站增压。由于1#压气站出口管线与1#管线连接，而1#管线上游是气源5，为保证气源5 供气量不受影响，压缩机采用流量控制模式进行模拟。

通过SPS模拟，12个去瓶颈方案中现有压气站通过量和计算功率均满足要求。方案1中新建压气站最大计算功率为17.4 MW，可利用0#管汇站氮气注入系统压缩机的透平机，其可用功率为23 MW。

3.6 方案比选

根据HSE、投资、设计、项目移交、运行维护、风险和市场潜力所占的不同权重，对12 个方案进行综合打分，综合排名前三个方案分别为方案1A，方案1B，方案2A，推荐采用方案1A，即首站增压方案。

4 结束语

国内长输管线天然气管网去瓶颈方法通常一步进行，一般根据现有管网设施、现有用户、新用户和新气量进行分析，这主要和国内长输管线管网结构和功能有关，国内天然气管网主要为干线管网，功能为能源通道，具有设计压力高、管径大、距离长、输量大、压气站多的特点[14-15]。新建管道一般从边境口岸到用户集中的市场，瓶颈点一般在压气站上，通常采用新建压气站作为去瓶颈首选方案。

随着国家管网集团公司的成立，原隶属三大石油央企的原油、成品油、天然气干线管道纳入国家管网集团公司统一调度运行，“全国一张网”的格局初步形成，预计“十四五”期间每年将新增建设5 000 km管网，管网规模不断增大，管网水力系统分析难度越来越大。天然气管网系统分析“三步法”（基本工况分析、瓶颈工况分析和去瓶颈工况分析）不仅可以掌握管网现有运行情况，准确查找管网瓶颈，而且可以给出合理的去瓶颈方案，对国内天然气管网水力系统分析具有借鉴意义。