陕京输气管道优化运行节能分析

丁媛 戴征宇 吴庆江 郑会

（1.中国石油北京天然气管道有限公司；2.中国石油天然气集团公司）

1 现状

自二十世纪八十年代，我国输气管道建设进入了快速发展时期，我国先后在东北、华北和西北建设了较大规模的输气管道，主干输气管网初步形成一个多气源、多用户的全国性的大型输气管道，天然气管道建设技术和管理水平飞速发展。陕京输气管道输量大、距离长，该管道的建成极大地推动了我国天然气管道的发展。但经过长期运行，早期建成的管道出现了输送效率下降、输送能耗增加等问题，每年运行成本庞大。在保障用户用气需求的条件下，陕京管道通过合理运行优化和用电成本控制的手段有效降低了输气管道的运行能耗和运行成本[1]。

陕京输气管道是我国第一条具有管道、压气站和地下储气库完善配套的长距离高压输气管道系统，沿线共有9座压气站，配有2座储气库群[2]。陕京管道干线由陕京一线、陕京二线、陕京三线、陕京四线组成，设计能力为600×108m3/a，目前已形成能力500×108m3/a，途经陕西、内蒙古、山西、河北、北京、天津4省2市。目前陕京输气管道实现了管道间的物理连接，方便输气管道间天然气调配。其重点用能设备是压缩机组，总装机容量64.6×104kW，其中燃驱机组装机容量29.9×104kW，电驱机组装机容量34.7×104kW。压缩机的增压作业消耗大量的天然气和电力，天然气年消耗量近2×108m3，电力年消耗量约12×108kWh。

陕京输气管道分别建有大港、华北2个地下储气库群，现有9座季节性调峰储气库，最大调峰能力3200×104m3/d。其中，大港储气库群最大日调峰气量为3400×104m3，华北储气库群最大日调峰气量为 660×104m3。

2 输气管道运行优化

输气管道优化运行是降低输送成本的重要手段。输气管道运行优化首先要考虑的是安全问题，只有在安全平稳完成输气任务的前提下，才能优化。在设定了安全限制后，可以得到确保管道安全运行的可行方案集合，在此集合内以能耗或运行成本最低为目标进行选择。多条管道联合运行时，除了安全约束以外，还需要考虑管道之间的平衡。

2.1 国外输气管道运行优化

早在二十世纪六十年代，国外就开始了输气管道干线的运行优化研究，并开发出输气管网动态模拟的商业软件，例如SPS、TGNET、GREEG、SIMONE、LIC等[3]。经验表明，优化运行方案相比非优化运行方案的运行能耗有不同程度的降低。国外已有管道运行优化的实例。例如，1994年加拿大NOVA公司利用自行研制的软件对其拥有的部分输气管网进行了稳态运行方案优化，使该管网的运行能耗下降了18%。1997年，CCT对运行方案进行了优化，减少了约13%的燃料消耗。

2.2 国内输气管道运行优化

我国输气管道稳态及非稳态模拟的研究工作始于二十世纪八十年代。2002年，中国石油大学（北京）研发了西气东输的稳态优化运行软件WEGPOPT[4]，中国石油大学（华东）开发了天然气管道的动态模拟软件GasPipe。同时，我国也陆续引进了一些主流的输气管道模拟软件，例如SPS、TGNET等。自2000年至今，我国围绕西气东输、川气东送、陕京、庆哈等输气管道进行了大量模拟研究工作[5]。

3 陕京输气管道运行方案优选

运行优选指根据管道输送条件、压缩机运行可行域等条件，以能耗或运行成本最低为目标进行模拟计算，得到所需的管道联合运行方式、压缩机配置方式和操作压力。

3.1 SPS模型准确性

陕京输气系统的SPS模型的建立是以现场数据和设计资料为基础的。该管道模型在不影响输气系统沿线的水力、热力计算结果的前提下，对各站的工艺流程进行了简化，既保留了输气系统的各种功能，又提高了软件的运算速度。经SPS模拟结果与管道生产数据进行比较，陕京二、三线主要站场的压力、温度及能耗的计算结果与实际情况吻合较好，站场压力最大绝对误差0.25 MPa，温度最大绝对误差1.76℃，功率最大绝对误差1.44%，所建模型比较可靠、准确。

3.2 联合运行方案优选

陕京二、三线设计输量320×108m3/a，基本并行铺设，在沿线的3座压气站设计联合增压流程，并在多个阀室设计连通流程，可通过切换以上位置流程，实现陕京二、三线联合运行和独立运行模式的切换，为优化管道联合运行方式及压缩机配置方案提供了较大空间。根据320×108m3/a的均月均日的数据，对这2条管道做联合运行和分开运行的方案比选。

方案一是完全联合运行（图1）。榆林站进站分开，榆林站出站、阳曲站进出站、石家庄站进出站、安平站、永清站进行联合。陕二线榆林站主要用于对低压来气进行增压，陕三线榆林站主要用于对中高压来气进行增压。

图1 完全联合运行

方案二是压气站联合运行（图2）。榆林站进站分开，出站连通。阳曲站进出站联合运行。陕京二、三线石家庄压气站进站连通，但出站分开。陕京二线主要承担沿途用户和北京地区的供气任务，陕京三线主要负责冀宁线和永唐秦管道的高压气输送。

方案三是压气站独立运行（图3）。榆林站出站联合运行，安平和永清独立运行。由于陕京管道的供气原则及输量分配，2条管道输量分别为180×108m3/a和140×108m3/a，输量大的管道在榆林—阳曲段所需功率超出装机功率，因此需要在石家庄进站联通以调节2条管道的输量。

对以上3种运行方案模拟时（表1），陕京二、三线的联合方式是唯一变量，气源压力、流量、压缩机运行配置、出站压力等参数设定均相同。通过表1可以看出，完全联合运行时，北京末站压力过高，需要经节流降压后分输给下游用户，会造成能源浪费。压气站联合运行时功率最低，北京末站压力不至过高，并且可以满足末站分输压力的要求，节约了管道运行成本。

3.3 压缩机配置方案优选

在压气站联合运行的基础上，围绕不同输量台阶进行研究，以能耗最低为目标对压缩机的组合方式及出站压力进行比选，每个输量下拟定3种不同的开机方案，方案比选情况见表2。运行工况应满足各分输站的供气要求，其中北京末站接收压力应高于4 MPa，使管道在保障平稳供气的同时又具有一定的应急储备能力。

表1 联合运行方案优选

表2 压缩机配置方案优选

随着管道输量的增加，沿线压气站启机进行增压作业，管道能源消耗和运行成本增加。陕京二、三线沿线压气站数目多、机组配置方式多，这就极大的增加了其运行优化的难度，但同时也为运行优选提供了更大的空间。当年输量为220×108m3，优化运行最多可减少能耗5.3%；当年输量为250×108m3，最多可减少能耗11.66%；当年输量为320×108m3，最多可减少能耗16.81%。

4 运行成本

优化运行有效降低了管道的天然气和电力消耗，在此基础上合理控制能耗成本，可以进一步提高管道运行的经济效益。管道自耗气价格为统一定价，没有调节的空间。但用电市场相关政策的颁布，为输气管道的电力成本控制提供了机遇。

在国家的环保政策影响下，陕京管道兴建了大量的电驱站场，用电成本占能源消耗成本的67.1%，占主营业务成本的20%。随着天然气产业的快速发展，近年来陕京管道处于快速发展期，电力消耗量大、费用支出高，因此设法降低输气管道的电力成本，对提高管道运营经济效益具有重要意义。

陕京管道的电驱压缩机站场均为大工业用电类别，用电成本分为基础电费、电度电费和力调电费3部分。基本电费按照变压器的容量或变压器的最大需量收取，一旦变压器投入使用，无论使用与否都将收取该项费用。电度电费是站场真实电量消耗与单位电价的乘积，通过优化运行可以有效降低电度电费。力调电费主要用于站场功率因数考核的奖惩，陕京管道站场设计时考虑了足量的无功补偿装置，大部分站场可以得到奖励电费。

输气管道的压缩机组基本都配有备用机组，因此基本电费选取最大需量计价方式可以有效控制电力成本。根据供电部门关于最大需量的规定，最大需量不得低于全站变压器总容量的40%，最大需量计价方式收取的基本电费单价是最大容量计价方式收取单价的1.5倍。对于电驱站场，一般是双回路供电，陕京管道将最大需量选取为40%，可以满足机组的负荷要求。陕京管道先后调整了5个站场的基本电费计价方式，年节约电力成本4 050.16万元，管道基本电费情况见表3。

表3 管道基本电费情况 万元

5 结论

1）陕京二、三线相互连通形成复管系统，可相互调配输量，在全线压缩机设定条件相同的情况下，采用压气站联合运行方式时运行能耗最低。经计算在设计工况下，压气站联合运行方式相比完全联合方式和压气站独立运行方式分别可节约功率14.81 MW和3.04 MW，分别可降低运行能耗7.90%和1.62%。

2）在压气站联合运行的基础上，按输量台阶进行压缩机配置的运行优化。结果表明，在低输量下最多可减少5.3%的运行能耗，在高输量下最多可减少16.8%的运行能耗，优化运行可有效控制管道运行的天然气和电力消耗。

3）电力成本是输气管道运行成本的主要组成部分。近年来电力市场化改革进程加快，颁布了一系列用电成本控制相关政策，为输气管道企业在用电成本控制方面提供了新的机遇，陕京管道合理选取基本电费的计价方式，大幅降低用电成本，年节约费用4 050.16万元，提高了管道运营的经济效益。

[1]李方圆.川气东送管道工程优化运行技术研究[D].北京：中国石油大学，2009.

[2]周英，陈凤，孙在蓉.陕京输气系统整合优化[J].天然气与石油，2011，29（1）：5-8.

[3]苗承武，刘贺群.天然气管道输送的经济性[J].石油规划设计，1999（2）：1-3.

[4]王勐.西气东输储气库调峰技术研究[D].北京：中国石油大学，2007.

[5]曹洪伟.天然气集输管道调峰优化运行研究[D].大庆：大庆石油学院，2009.