浅谈天然气高压管道（西气东输二线）开口分输
时间：2021-02-09 12:00:57 来源：雅意学习网 本文已影响 人 
【摘要】高压管道开口分输，在消耗最少管材的条件下获得最大的输气量。同时充分利用压力，在末站CNG母站充装过程可实现50%充装量由管道压力直充。从而减少CNG充装过程中电能的消耗，在同行业中CNG充装成本上占据绝对优势权，在市场竞争中获得更高竞争能力。
【关键词】高压管道；不减压；分输
【中图分类号】TE973；TP273.5
此论文结合新疆生产建设兵团第十二师天然气工程（昌吉分输站西二线开口分输、高压长输管线及总站运行）相关情况完成。
一、城市燃气气源类型对比
天然气气源是城市天然气利用工程的重要基础，其技术条件必须满足城市供气连续性等基本要求。天然气气源按其来源不同，可分为长输管道天然气、压缩天然气供应。
（1）长输管道天然气
长输管道是指产地、储存库、使用单位间的用于输送商品介质（油、气等），并跨省、市，穿、跨越江河、道路等，中间有加压泵站的长距离管道。
天然气的生产和储存设施大都远离城市，天然气对城市的供应一般都通过长输管线实现的。天然气长输管线的终点配气站称为城市接受门站，是城市天然气输配管网的气源站，其任务是接收长输管线输送的天然气，在站内进行过滤、调压、计量后，进入城市燃气输配管网。长输管道天然气是目前我国大中型城市的主要气源。
（2）压缩天然气
压缩天然气（Compressed Natural Gas，简称CNG）指压缩到压力大于或等于10MPa且不大于25MPa的气态天然气，是天然气加压并以气态储存在容器中。
在用气城镇或小区的压缩天然气供气站（也称CNG减压站、卸气站或释放站）内，长管拖车转运的压缩天然气经卸气、减压、储气、计量加臭后，通过城市燃气输配管网供应给各燃气用户。系统具有工艺简单、投资省、成本低、工期短、见效快、灵活多变的优点，适用于远离长输管道或暂时无法建输气管道的中小城市或远离城市中心的居民小区提供气源保证，也可作为管道天然气的调峰气源。
通过二种气源类型的对比，长输管道气源有着非常明显的优势。而新疆生产建设兵团第十二师地处乌昌腹地，西气东输二线在周边经过，得天独厚的天然气资源优势成为本工程的有力支撑点。本项目气源来自西气东输二线昌吉分输站，通过6.88KmGA1级长输管道输送至头屯河天然气总站，因此有充分的气源保障。
二、分输站不减压分输工艺
由于城市燃气经营单位下游用户主要以居民用气、公福用气和工业用气为主，且用气压力均低于0.4Mpa。因此国内城市燃气企业在从上游分输站分输工艺设计时，普遍采用分输站先减压后分输方案，即分输站将管道天然气压力减至2.5～4Mpa后分输至城市燃气门站（调压站），城市燃气门站（调压站）再次减压后输往城市管网。此种方案优势在于通过分输站减压后，上游分输站出站压力降低对下游管道、设备的压力等级要求降低，从而降低了管道运行风险。
通过先减压后分输方案与不减压直接分输方案的对比，减压分输的很多不足之处也展现在我们面前。上游中石油分输站内分输设备，国内普遍运作模式为由城市燃气经营企业按照上游中石油企业要求采购、安装分输设备，投运后委托中石油企业管理。按照中石油相关规范要求，为保证安全运行减压装置、安全切断装置、计量器具等均需采购国外进口设备，设备采购、维护费用高、供货周期长等为下游城市燃气运营企业造成沉重负担。本项目由于设计方案为不减压直接分输，设备采购中避免了减压装置、安全切断装置的采购费用，大大降低了城市燃气运营企业的投资负担。
于此同时由于本项目为分输站西气东输二线开口不减压直接分输，分输站至头屯河天然气总站长输管线设计压力等级与上游中石油管线为同等压力级别，从根本上避免了下游管线超压而引发的安全事故。在常规性减压分输项目中，下游管线运行企业需时刻关注管线压力变化，防止管线运行压力超压造成的燃气泄漏、爆炸等安全事故的出现。另外以输气管道输气能力为衡量标准，当管道直径为定值时，管道输送介质压力等级越高其输气能力越大。本项目输气管道输气能力是同等口径管道输气能力的2～3倍（如图A.0.1）。
三、12Mpa进站运行技术
目前国内城市燃气场站系统进气压力基本在4Mpa以下，此类项目优势在于系统进气压力等级较低，场站设备运行维护简单，同时此类压力等级设备已实现国产化，技术制造水平也趋于成熟稳定。此类项目向CNG母站供气时由于是分输站减压后，CNG母站再次升压造成不必要的能耗损失。
本项目充分利用上游管道压力优势，在CNG母站生产过程中先用管道压力直充，当CNG长管拖车压力与管道压力趋于平衡后再启动压缩机充装，从而达到节约电量损耗成本的目的。本项目投运后CNG 充装耗电成本与常规性母站相比能耗降低50%，在激烈的市场竞争中占有强有力优势。同时12Mpa国产燃气设备制造厂家寥寥无几，本项目通过与国内知名燃气设备厂家合作，在降低自身投资成本的同时对国内12Mpa压力等级燃气设备研发制造也做出了卓越贡献。
新疆生产建设兵团第十二师总站项目工艺包括过滤、调压、计量、气体脱水系统、气体缓冲和废气收集系统、气体压缩系统、气体储存系统和加气系统。
过滤、调压、计量装置：本项目天然气来自西气东输二线昌吉分输站，进站压力为7.0～11.3MPa，进站天然气经进站工艺系统过滤后利用汇管进行分配：一路为CNG加气母站供气；一路通过门站调压计量撬向城市高压管网供气；一路为LNG液化工厂预留。在向CNG加气母站供气管路上设置调压、计量装置后，以8.5MPa的压力进入脱水系统（进站压力低于8.5MPa时为进站压力）。
气体脱水系统采用前置干燥器。按当前的实际生产工艺，脱水有压缩机前脱水和压缩机后脱水两种，为了延长压缩机的使用寿命，设计采用压缩机前置低压脱水工艺。低压脱水工艺采用分子筛硅胶吸附剂，干燥器填料饱和后需用天然气再生。脱水装置的再生气直接采用原料天然气，并在脱水装置中加压循环，没有放空损失。经分子筛脱水处理后的天然气，其常压下露点温度约-60℃，满足加气质量要求。在脱水装置上需设在线微量水分析仪，实时监测脱水后天然气中的水含量，当天然气露点不能满足要求时，可进行吸附与再生的切换。
气体缓冲和废气收集系统主要有1个缓冲罐和1个废气回收罐组成。缓冲罐为Ⅱ类压力容器，为压缩机自带，主要是用来稳定进气压力并去除气体中的杂质，减小气流脉冲，对压缩机起到保护作用。废弃收集罐为Ⅱ类压力容器，也是压缩机自带，主要用于收集压缩机排污所排出的天然气。 压缩系统采用混冷整体撬装式压缩机。本设计选取压缩机组设计工况范围为吸气压力8.5 Mpa，排气压力为25.0 Mpa。天然气由外部管线经一级进气过滤器进入一级压缩缸，经一级缸增压后进入一级冷却器和缓冲分离罐；冷却后经管线进入二级压缩缸，经二级压缩缸增压后进入二级冷却器和缓冲分离罐，冷却后经高压过滤器排出系统。级间设有旁通回路。一级排气、二级排气分别设有安全阀以及自动放空阀，保证管道和设备运行安全，方便维护修理。
加气系统：增压后的天然气经高压燃气管道输送至加气机，通过加气机的加气枪与CNG汽车相接，直接将CNG充入汽车的储气瓶组中，当汽车储气瓶组中天然气压力达到20.0 Mpa时，加气机自动关闭加气枪。
CNG管束拖车加气系统：增压后的天然气经加气柱直接向管束拖车供气，当拖车内压力达到20.0MPa时，加气柱自动停止加气。
由于调压器出口压力为8.5MPa，脱水装置出口至压缩机之间设置有直充管线，可不通过压缩机直接给CNG管束车充气，最大限度地利用上游来气压力，减少电能消耗。
