氣價變化對長輸管道壓比取值的影響分析

蘇 倩，朱 鋒，郭海濤，賈 晉，孟春暉，王念兵

1.中國石油集團工程技術研究院，天津 300451

2.中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院，北京100083

SU Qian1，ZHU Feng2，GUO Haitao2，JIAJin1，MENG Chunhui1，WANG Nianbing1

1.CNPC Research Institute of Engineering Technology，Tianjin 300451，China

2.China Petroleum Planning&Engineering Institute，Beijing 100083，China

氣價變化對長輸管道壓比取值的影響分析

蘇 倩1，朱 鋒2，郭海濤2，賈 晉1，孟春暉1，王念兵1

1.中國石油集團工程技術研究院，天津 300451

2.中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院，北京100083

針對目前我國天然氣市場化改革不斷深化這一形勢，重點研究了天然氣價格變化與輸氣管道壓比取值的關系對長輸管道經濟性的影響，為天然氣管道設計階段壓比的取值提供參考。運用氣體管道瞬態(tài)和穩(wěn)態(tài)模擬計算軟件TGNET，以西二線西段管道工程設計參數(shù)建立管道模型，模擬輸氣管道不同壓比的工況，分析各工況下壓縮機功率損耗及燃氣損耗，評價其在不同氣價下的經濟性，比選得到經濟性較優(yōu)的壓比方案。結果表明：在未來氣價走低的情況下，采用原壓比為1.4～1.5的方案建設天然氣長輸管道，其經濟性最佳；若氣價持續(xù)上升，壓比為1.4～1.5的方案將不再適用，建議在設計天然氣長輸管道時，將壓氣站壓比降低至1.25～1.35。對于燃驅壓氣站比例較高的管道，在設計使用年限內，低壓比方案最高可節(jié)約總費用69.6億元。

氣價；天然氣長輸管道；TGNET軟件；壓氣站壓比；經濟性

SU Qian1，ZHU Feng2，GUO Haitao2，JIAJin1，MENG Chunhui1，WANG Nianbing1

1.CNPC Research Institute of Engineering Technology，Tianjin 300451，China

2.China Petroleum Planning&Engineering Institute，Beijing 100083，China

目前，我國已經建成多條國內和橫跨國際的天然氣長輸管道，主要有西氣東輸管道一線、二線、三線，中亞（中亞-中國）天然氣管道A、B、C線，以及中緬（緬甸-中國）天然氣管道等。長輸管道工程建設投資巨大，運營成本高，僅西氣東輸一線、二線管道總投資已接近3 000億元。因此，如何降低成本，提高管道的經濟性是當前管道設計的重要工作。

輸氣管道壓氣站壓比（即壓氣站出站壓力與進站壓力的比值，以下簡稱“壓比”）作為管道前期設計階段的重要設計參數(shù)，其取值的大小直接影響著長輸管道的建設投資和運行費用[1]。對于距離相同的長輸管道，若選取較高的壓比，則全線壓氣站布置較少，但單站需要配置的壓縮機功率較高，單站投資大且運行費用高；反之，若選取較低的壓比，則全線壓氣站布置較多，但單站投資小且運行費用相對較低。同時，長輸天然氣管道大多遠離城市，電力條件受到限制，因此，壓氣站需要消耗相當部分的天然氣為壓縮機提供動力，為此天然氣價格直接影響著壓氣站燃驅壓縮機燃料氣的費用，進而影響長輸管道的運行費用。因此，天然氣價格與管道壓比共同影響著天然氣長輸管道的經濟性。

我國天然氣管道建設初期（2000年），天然氣市場普遍以國產氣為主，天然氣價格保持在1元/m3左右，天然氣長輸管道壓比普遍采用1.4～1.5[2-4]，以達到項目經濟性最佳。2004年，陳慶勛[5]等人以西氣東輸一線管道為模型，采用4種壓比方案（1.25、1.35、1.4～1.5、1.5～1.6）進行了優(yōu)化比選，最終得出采用1.4～1.5的壓比方案管道經濟性最佳，為當時長輸管道設計提供了重要的參考依據。近年來，隨著我國天然氣價格并軌，天然氣市場化改革的不斷深化，天然氣價格波動十分明顯[6-9]，氣價不得不列入天然氣長輸管道設計階段考慮的重要因素。

在此背景下，優(yōu)化長輸天然氣管道壓比，提高管道經濟性具有十分重要的意義。

1 TGNET模型建立

TGNET軟件是英國ESI公司開發(fā)的天然氣管道離線模擬軟件，能夠對輸氣管道中的單相流進行穩(wěn)態(tài)模擬和動態(tài)模擬，是應用廣泛的天然氣管道模擬軟件之一。該軟件可以模擬管道輸送模型，對管道中的單相流進行穩(wěn)態(tài)模擬和動態(tài)模擬（諸如節(jié)點的壓力、溫度、流量、粗糙度等參數(shù)的模擬），在管道規(guī)劃和方案比選階段較其他軟件具有優(yōu)勢[10-13]。

1.1 模型選擇

目前，我國已建成并投入運營的大型長輸天然氣管道主要包括：西氣東輸一線、西氣東輸二線、西氣東輸三線、中緬天然氣管道，其基本情況見表1。

表1 我國已建大型長輸天然氣管道基本情況

在我國已建成的長輸管道中，西氣東輸二線管道（以下簡稱西二線）具有如下優(yōu)勢：

（1）西二線應用管徑為1 219mm大口徑管道，12MPa高輸送壓力、X80管材，是目前我國在役管道中管徑最大、輸送壓力最高、鋼管級別最高的管道之一，符合我國長輸管道向大口徑、高輸送壓力發(fā)展的趨勢。

（2）自投產以來，西二線已穩(wěn)定運行近5年，管道運行數(shù)據可靠。

（3）西二線西段管道沿線分輸相對較少，避免了復雜管路對計算結果的影響。

因此，經過比選，選擇西氣東輸二線管道西段（霍爾果斯-中衛(wèi)段）為計算模型更具有參考價值。

1.2 模型建立

西二線干線與中亞天然氣管道相連，主要氣源為進口的中亞國家天然氣。西二線西段西起新疆霍城霍爾果斯首站，途徑新疆、甘肅兩省，到達甘肅中衛(wèi)聯(lián)絡站，線路全長約2 441km，全線共設21個站場，其中壓氣站14個，壓比保持在1.45左右[14-18]。

根據西二線西段管道工程設計參數(shù)建立管道模型，確定管道沿線及各站場閥室的高程及里程，并初步設定管道粗糙度為10 μm；傳熱系數(shù)為1.105～1.194 W/（m2·K）。由于西二線具有天然氣組分復雜、輸送壓力高、流態(tài)變化多等特點，因此，為保證計算精度，在模型建立過程中選用BWRS真實氣體方程，摩阻因數(shù)公式選取Colebrook White公式[19]。以霍爾果斯壓氣站-奎屯分輸站管段模型為例，見圖1。

1.3 模型模擬及修正

在管道前期設計階段，管道內壁粗糙度通常根據經驗保守取值，而傳熱系數(shù)則以地質資料為依據通過經驗公式求解，這樣得到的粗糙度和傳熱系數(shù)與實際值偏差較大，模型模擬存在較高誤差。

圖1 TGNET管道模型示意

采用“西部管道天然氣地區(qū)公司生產運行日報”中2015年2月、6月、11月穩(wěn)定運行數(shù)據對管道模型進行修正。修正方法：以相鄰壓氣站間的管段為一個單元，采用實際運行數(shù)據約束管道進氣端參數(shù)，通過調整管段粗糙度、傳熱系數(shù)，使管段末端參數(shù)與實際運行數(shù)據保持一致。修正后的各站間管段粗糙度、傳熱系數(shù)更接近實際工況（見圖2）。

圖2 西二線西段管道粗糙度和傳熱系數(shù)修正曲線

同時，根據“西部管道天然氣地區(qū)公司生產運行日報”中西二線的運行數(shù)據，對模型其他運行參數(shù)進行修正：設定壓縮機效率為83%，燃驅輪機燃料使用率33%，出站溫度50℃，壓氣站進出站摩阻為0.2MPa。

選取2016年1月份數(shù)據對修正后的管道模型進行驗證分析，各站間管段的運行誤差值見圖3。結果表明，修正后全線平均誤差為2.24%，在可接受范圍內。

圖3 西二線西段管道修正后各管段誤差曲線

2 費用現(xiàn)值法評價

長輸管道設計使用年限內總費用包括建設投資和運行費用，費用構成見圖4。

圖4 長輸管道設計使用年限內總費用構成

采用設計使用年限內總費用現(xiàn)值最小法，即費用現(xiàn)值法，作為評價方案經濟性的最優(yōu)準則[20]。計算設計壽命期內總費用現(xiàn)值，即管道工程建設的初始投資與按一定折現(xiàn)率將設計壽命期內各年的運行費用折現(xiàn)到第一年初的現(xiàn)值累加值之和，長輸管道的設計使用年限按35年計算，折現(xiàn)率依據《建設項目經濟評價方法與參數(shù)（第三版）》各類建設項目評價，統(tǒng)一采用8%計算，計算公式為[20]：

式中：C為費用現(xiàn)值，萬元；PC為建設投資的現(xiàn)值，萬元；PE為運行費用的現(xiàn)值，萬元；Ct為第t年的建設投資，萬元；Et為第t年的運行費用，萬元；P/F為復利現(xiàn)值系數(shù)；i0為長輸管道項目的基準收益率；m為管道的建設期年限，a；n為管道的設計使用年限，a。

3 天然氣價格對壓比取值的影響

西二線西段實際采用燃驅壓氣站與電驅壓氣站數(shù)量接近4：1的比例布站。近年來，外電條件逐步改善，由于電驅壓縮機在維修周期、系統(tǒng)效率、投資費用方面較燃驅壓縮機有較大優(yōu)勢，未來天然氣長輸管道將會增大電驅壓縮機壓氣站的配置比例[21-24]。因此，為了更準確地分析氣價變化對天然氣長輸管道經濟壓比的影響，增加了燃驅與電驅壓縮機壓氣站比例為1：1的配置方案進行討論。

3.1 方案一：采用實際比例布站（燃驅壓氣站與電驅壓氣站數(shù)量比例接近4∶1）

分別以壓比為1.25、1.35、1.45、1.55、1.65的方案建立管道模型。通過穩(wěn)態(tài)計算，得到各模型壓氣站的壓縮機進出口壓力、溫度、功率、燃氣消耗量等參數(shù)，并以30 MW燃驅壓縮機和18 MW電驅壓縮機為單位配置機組。以1.55壓比方案為例，穩(wěn)態(tài)模擬后軟件的輸出數(shù)據及各站場壓縮機配置方案見表2。

經計算統(tǒng)計，得到不同壓比方案管道模型的計算總功率、燃料氣量、耗電量等，見表3。

表2 TGNET軟件穩(wěn)態(tài)模擬后所得參數(shù)及各站場壓縮機配置方案（以1.55壓比方案為例）

表3 各壓比方案管道模型數(shù)據統(tǒng)計計算結果（燃驅∶電驅≈4∶1）

通過計算，得到各方案模型設計使用年限內的建設投資和運行費用，并采用費用現(xiàn)值法，將建設投資和運行費用均折算為基準期現(xiàn)值。以氣價2.0元/m3為例，其費用現(xiàn)值計算結果見表4。

其中，電價按照管道沿線電價平均值0.6元/（kW·h）計算。

從表3和表4可以看出，對于距離相同的長輸管道，全線壓氣站數(shù)量隨壓比取值的升高而減少，但單站功率消耗隨壓比的升高而增加，則單站需要配置的壓縮機數(shù)量增多而單站投資大。當壓比取1.45時，管道工程建設投資出現(xiàn)拐點。運行費用隨壓比取值的升高而增大，這是由于雖然全線壓氣站數(shù)量減少，但單站功率消耗增大，壓氣站需要消耗更多的燃氣和電力為壓縮機提供動力。當氣價為2.0元/m3，費用現(xiàn)值在壓比取1.35時出現(xiàn)拐點，即經濟性最優(yōu)，與目前常用的1.45方案比較費用現(xiàn)值降低11.5億元。

表4 各壓比方案管道模型費用現(xiàn)值（氣價為2.0元/m3）

按照上述方法，計算出不同氣價條件下（氣價為0.5～4.0元/m3），不同壓比方案的費用現(xiàn)值，見表5和圖5。

從表5和圖5可以看出，費用現(xiàn)值最低點所對應的壓比方案隨氣價的升高而降低。當氣價為0.5～1.0元/m3時，費用現(xiàn)值在壓比為1.45時均出現(xiàn)最低點，驗證了我國管道建設初期，氣價約1元/m3時，采用1.4～1.5壓比方案經濟性較優(yōu)的結論。隨著氣價的逐漸升高，當氣價在1.5～2.0元/m3范圍內，壓比為1.35時費用現(xiàn)值最低。氣價在2.5～4.0元/m3范圍內，1.25的壓比方案經濟性最優(yōu)。當氣價達到4.0元/m3時，1.25壓比方案費用現(xiàn)值較1.45壓比方案低69.6億元，占總費用現(xiàn)值的6.3%。隨著氣價上漲，低壓比方案管道的費用現(xiàn)值降低的比例越大，其優(yōu)勢也愈加明顯。

表5 氣價變化下各壓比方案管道模型費用現(xiàn)值（燃驅∶電驅≈4∶1）

圖5 氣價變化下各壓比方案管道模型費用現(xiàn)值增長趨勢（燃驅∶電驅≈4∶1）

3.2 方案二：未來布站趨勢（燃驅壓氣站與電驅壓氣站比例為1∶1）

將不同壓比方案模型的燃驅與電驅壓縮機壓氣站比例改為1∶1，各模型的計算統(tǒng)計結果見表6。

同樣采用費用現(xiàn)值法，計算得到不同氣價條件下不同壓比方案的費用現(xiàn)值，見表7和圖6。

從圖6可以看出，當氣價在0.5～2.5元/m3范圍內時，費用現(xiàn)值均在壓比為1.45時出現(xiàn)最低點，說明當氣價在0.5～2.5元/m3時，1.45為管道經濟性最佳的壓比方案。當氣價上漲至3元/m3并逐步達到4元/m3時，費用現(xiàn)值在壓比為1.35時出現(xiàn)最低點，1.35壓比方案經濟性最優(yōu)。

表6 各壓比方案管道模型數(shù)據統(tǒng)計計算結果（燃驅∶電驅為1∶1）

表7 氣價變化下各壓比方案管道模型費用現(xiàn)值（燃驅∶電驅為1∶1）

圖6 氣價變化下各壓比方案管道模型費用現(xiàn)值增長趨勢（燃驅∶電驅為1∶1）

在改變燃驅壓氣站與電驅壓氣站比例的情況下，方案二與方案一費用現(xiàn)值曲線趨勢和走向基本相同，但由于方案二的燃驅壓氣站比例減小，管道全線燃氣的消耗量減少，氣價對管道全線運行費用的影響減弱，進而當氣價逐漸上升時，最優(yōu)壓比隨氣價變化的敏感性相對較弱。

4 結論

（1）天然氣長輸管道項目中，壓氣站壓比是個不可忽視的重要設計參數(shù)，壓比的取值直接影響著天然氣長輸管道的建設投資和運行費用，同時隨著氣價的波動，經濟性最佳的壓比方案也隨之變化。

（2）對于燃驅壓氣站與電驅壓氣站比例為4∶1的管道，當氣價保持在0.5～1元/m3范圍內，采用1.45壓比方案經濟性最優(yōu)；隨著氣價提高，當氣價在1.5～2元/m3范圍內，1.35壓比方案相比1.45壓比方案能耗水平更低，總費用現(xiàn)值更少；當氣價高于2元/m3時，采用1.25壓比方案經濟性最優(yōu)，并且，氣價越高，低壓比長輸管道所節(jié)約的運行費用比例越大，費用現(xiàn)值越小，其優(yōu)勢也愈加明顯。

（3）隨著外電條件逐步改善，電驅壓縮機在未來管道建設中比例將不斷增大。對于燃驅與電驅壓縮機壓氣站的比例約為1∶1的管道，當氣價在1.5～2元/m3范圍內，采用1.45壓比方案經濟性最優(yōu)；隨著氣價的逐步提高，當氣價高于2.5元/m3時，采用1.35壓比方案經濟性最優(yōu)。

因此，在氣價走低的情況下，采用原1.4～1.5壓比方案建設天然氣長輸管道，其經濟性最佳；一旦氣價持續(xù)上升，1.4～1.5壓比方案將不再適用，建議在設計天然氣長輸管道時，將壓氣站壓比降低至1.25～1.35，同時，還應考慮壓縮機實際運行情況及周圍環(huán)境等因素，經過詳細分析后再得出結論。

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Analysis on effect ofnaturalgas price changes on gas pipeline pressure ratio value

In the situation of natural gas price market-oriented reform，the study on the relationship between gas price change and pressure ratio value of gas compressor station was carried out by analyzing the long distance gas pipeline economy.The software TGNET was applied to simulate natural gas pipeline operating conditions under different pressure ratios for western section of Second West to East Gas Pipeline.This paper analyzes the power loss and fuel consumption of the compressors，evaluates pipeline economy by drawing curves，furthermore gets the optimal pressure ratio.The results show that keeping using pressure ratio value 1.4～1.5 has the optimaleconomy if nature gas price willgo down.Conversely， it is recommended that changing pressure ratio value to 1.25～ 1.35 if nature gas price will continually go up. Moreover，it can save up to 6.96 billion yuan in whole designed service period of the pipeline by using lower pressure ratio when the gas pipeline has more fueldriving compressors.

gas price；long distance gas pipeline；software TGNET；pressure ratio of compressor station；economy

蘇 倩（1990-），女，福建三明人，2015年畢業(yè)于中國石油大學（北京）油氣儲運專業(yè)，碩士，主要從事管道設計相關工作。Email：360218872@qq.com

2017-03-23

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.04.003