长距离输气管线内涂层应用技术的经济性分析

2014-02-17廖志敏熊珊文涛周昊

天然气技术与经济 2014年5期

廖志敏熊珊文涛周昊

（1.四川科宏石油天然气工程有限公司，四川成都 610213；2.中国石油西南油气田公司输气管理处，四川成都 610213；3.中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，四川成都 610017；4.江苏省油气储运重点实验室·常州大学，江苏常州 213000）

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针对如何减少长距离天然气管道压力损失、提高管输效率的问题，运用了管道内涂层技术。结合我国南方某长输管道工程案例，在建立水力模拟计算模型时，假设输气首站出站、末站进站压力及管道规格一致，通过对采用内涂层和未采用内涂层两个方案进行模拟计算，并对两个方案的管道投资，压缩机购置、运行电费及维护费用进行量化对比，结果表明采用内涂层方案虽建设初期投资较大，但压缩机组购置、运行电费和维护费用更低，随着投运时间的延长，总费用较未采用内涂层方案的费用更低。

长距离输气管线内涂层技术经济分析投资运行费用

0 引言

随着天然气长距离输气管线的输气规模和距离的日益扩大，决定了长距离输气管道的设计压力和管径也越来越大。因此，如何减少压力损失，提高管输效率是需考虑的问题。从20世纪50年代起，一些技术先进的天然气公司开始在输气管线上进行内涂层应用技术，内涂层技术的发展也日新月异。许多发达国家也都制定了内涂层技术的相关国家和行业标准［1］。现在，我国对大口径天然气长输管道也普遍采用了内涂敷工艺。笔者拟就天然气长距离输气管线内涂层技术作一经济分析。

1 实例分析

我国南方某天然气长输管线，长度为1100km，设计输气量为500×104m3／d，设计压力为6.3MPa，管线规格为D711×11mm，管道材质为L360，站场8座，其中设置增压站1座，以保证末站进站压力范围为3.0～4.0MPa。现提供两个设计方案比选，采用国际认可的天然气管网模拟软件PIPELINESTUDIO开展模拟计算。

1.1 未采用内涂层（方案1）

全线不采用内涂层，设定边界条件：首站出站压力为6.2MPa，末站进站压力为3.38MPa，首站至增压站的管道长度为600km，管道内壁粗糙度为0.1 mm，增压站至末站的管道长度为500km，管道内壁粗糙度为0.1mm，增压站进站压力为2.47MPa，出站压力为6.2MPa，压缩机组功率为6595kW。详细参数见表1。

1.2 采用内涂层（方案2）

全线采用内涂层，设定边界条件：首站出站压力为6.2MPa，末站进站压力为3.38MPa，首站至增压站的管道长度为600km，管道内壁粗糙度为0.01 mm，增压站至末站的管道长度为500km，管道内壁粗糙度为0.01mm，增压站进站压力为3.94MPa，出站压力为5.53MPa，压缩机组功率为2315kW。详

细参数见表1。

表1 技术参数对比表

通过计算模拟，假设管道输送系统在管道规格、首站出站压力、末站进站压力一致的情况下，通过采用内涂层降低管道内壁粗糙度，降低压损，最终降低压缩机的功率，达到理论上减少压缩机的购置费用以及日常运行和维护费用，但最终投资运行费用还得综合比较。因此，有必要对整个管道系统的投资和运行费用进行综合对比，选出最优方案，见表2。

表2 两种方案投资及运行费用对比表

从表2可以看出，采用内涂层的方案2第一年投资及运行费用只比方案1多了3000万元，但每年的压缩机运行电费及维护费比方案1节省了2257.5万元，那么3年后方案2的投资运行总费用比方案1少，随着以后的运行，方案2节约的总费用会越来越多。因此，方案2为适合选择方案。

2 结束语

天然气长距离管道采用内涂层技术日益成熟，材料费用也会越来越低，施工质量好，具备在管道行业普及的基本条件。该技术通过降低管道内壁粗糙度来降低输送动力消耗和压缩机购置运行成本，还具有改善和提高天然气流动性、延长清管周期等优点，目前国内外通过采用内涂层技术均取得了良好的经济效益，我国应尽快完全掌握管道内涂层技术，这将有利于我国天然气工业的发展。

［1］张红兵，刘志林，郑云萍，等.管道内涂层涂敷技术及其应用［J］.腐蚀科学与防护技术，2003，15（2）：107-110.

（编辑：蒋龙）

2095-1132（2014）05-0047-02

10.3969／j.issn.2095-1132.2014.05.014

修订回稿日期：2014－09－08

廖志敏（1979－），硕士，工程师，从事油气管道及站场设计工作。E-mail：13845131@qq.com。