气价变化对长输管道压比取值的影响分析

苏 倩，朱 锋，郭海涛，贾 晋，孟春晖，王念兵

1.中国石油集团工程技术研究院，天津 300451

2.中国石油天然气股份有限公司规划总院，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

气价变化对长输管道压比取值的影响分析

苏 倩1，朱 锋2，郭海涛2，贾 晋1，孟春晖1，王念兵1

1.中国石油集团工程技术研究院，天津 300451

2.中国石油天然气股份有限公司规划总院，北京100083

针对目前我国天然气市场化改革不断深化这一形势，重点研究了天然气价格变化与输气管道压比取值的关系对长输管道经济性的影响，为天然气管道设计阶段压比的取值提供参考。运用气体管道瞬态和稳态模拟计算软件TGNET，以西二线西段管道工程设计参数建立管道模型，模拟输气管道不同压比的工况，分析各工况下压缩机功率损耗及燃气损耗，评价其在不同气价下的经济性，比选得到经济性较优的压比方案。结果表明：在未来气价走低的情况下，采用原压比为1.4～1.5的方案建设天然气长输管道，其经济性最佳；若气价持续上升，压比为1.4～1.5的方案将不再适用，建议在设计天然气长输管道时，将压气站压比降低至1.25～1.35。对于燃驱压气站比例较高的管道，在设计使用年限内，低压比方案最高可节约总费用69.6亿元。

气价；天然气长输管道；TGNET软件；压气站压比；经济性

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，我国已经建成多条国内和横跨国际的天然气长输管道，主要有西气东输管道一线、二线、三线，中亚（中亚-中国）天然气管道A、B、C线，以及中缅（缅甸-中国）天然气管道等。长输管道工程建设投资巨大，运营成本高，仅西气东输一线、二线管道总投资已接近3 000亿元。因此，如何降低成本，提高管道的经济性是当前管道设计的重要工作。

输气管道压气站压比（即压气站出站压力与进站压力的比值，以下简称“压比”）作为管道前期设计阶段的重要设计参数，其取值的大小直接影响着长输管道的建设投资和运行费用[1]。对于距离相同的长输管道，若选取较高的压比，则全线压气站布置较少，但单站需要配置的压缩机功率较高，单站投资大且运行费用高；反之，若选取较低的压比，则全线压气站布置较多，但单站投资小且运行费用相对较低。同时，长输天然气管道大多远离城市，电力条件受到限制，因此，压气站需要消耗相当部分的天然气为压缩机提供动力，为此天然气价格直接影响着压气站燃驱压缩机燃料气的费用，进而影响长输管道的运行费用。因此，天然气价格与管道压比共同影响着天然气长输管道的经济性。

我国天然气管道建设初期（2000年），天然气市场普遍以国产气为主，天然气价格保持在1元/m3左右，天然气长输管道压比普遍采用1.4～1.5[2-4]，以达到项目经济性最佳。2004年，陈庆勋[5]等人以西气东输一线管道为模型，采用4种压比方案（1.25、1.35、1.4～1.5、1.5～1.6）进行了优化比选，最终得出采用1.4～1.5的压比方案管道经济性最佳，为当时长输管道设计提供了重要的参考依据。近年来，随着我国天然气价格并轨，天然气市场化改革的不断深化，天然气价格波动十分明显[6-9]，气价不得不列入天然气长输管道设计阶段考虑的重要因素。

在此背景下，优化长输天然气管道压比，提高管道经济性具有十分重要的意义。

1 TGNET模型建立

TGNET软件是英国ESI公司开发的天然气管道离线模拟软件，能够对输气管道中的单相流进行稳态模拟和动态模拟，是应用广泛的天然气管道模拟软件之一。该软件可以模拟管道输送模型，对管道中的单相流进行稳态模拟和动态模拟（诸如节点的压力、温度、流量、粗糙度等参数的模拟），在管道规划和方案比选阶段较其他软件具有优势[10-13]。

1.1 模型选择

目前，我国已建成并投入运营的大型长输天然气管道主要包括：西气东输一线、西气东输二线、西气东输三线、中缅天然气管道，其基本情况见表1。

表1 我国已建大型长输天然气管道基本情况

在我国已建成的长输管道中，西气东输二线管道（以下简称西二线）具有如下优势：

（1）西二线应用管径为1 219mm大口径管道，12MPa高输送压力、X80管材，是目前我国在役管道中管径最大、输送压力最高、钢管级别最高的管道之一，符合我国长输管道向大口径、高输送压力发展的趋势。

（2）自投产以来，西二线已稳定运行近5年，管道运行数据可靠。

（3）西二线西段管道沿线分输相对较少，避免了复杂管路对计算结果的影响。

因此，经过比选，选择西气东输二线管道西段（霍尔果斯-中卫段）为计算模型更具有参考价值。

1.2 模型建立

西二线干线与中亚天然气管道相连，主要气源为进口的中亚国家天然气。西二线西段西起新疆霍城霍尔果斯首站，途径新疆、甘肃两省，到达甘肃中卫联络站，线路全长约2 441km，全线共设21个站场，其中压气站14个，压比保持在1.45左右[14-18]。

根据西二线西段管道工程设计参数建立管道模型，确定管道沿线及各站场阀室的高程及里程，并初步设定管道粗糙度为10 μm；传热系数为1.105～1.194 W/（m2·K）。由于西二线具有天然气组分复杂、输送压力高、流态变化多等特点，因此，为保证计算精度，在模型建立过程中选用BWRS真实气体方程，摩阻因数公式选取Colebrook White公式[19]。以霍尔果斯压气站-奎屯分输站管段模型为例，见图1。

1.3 模型模拟及修正

在管道前期设计阶段，管道内壁粗糙度通常根据经验保守取值，而传热系数则以地质资料为依据通过经验公式求解，这样得到的粗糙度和传热系数与实际值偏差较大，模型模拟存在较高误差。

图1 TGNET管道模型示意

采用“西部管道天然气地区公司生产运行日报”中2015年2月、6月、11月稳定运行数据对管道模型进行修正。修正方法：以相邻压气站间的管段为一个单元，采用实际运行数据约束管道进气端参数，通过调整管段粗糙度、传热系数，使管段末端参数与实际运行数据保持一致。修正后的各站间管段粗糙度、传热系数更接近实际工况（见图2）。

图2 西二线西段管道粗糙度和传热系数修正曲线

同时，根据“西部管道天然气地区公司生产运行日报”中西二线的运行数据，对模型其他运行参数进行修正：设定压缩机效率为83%，燃驱轮机燃料使用率33%，出站温度50℃，压气站进出站摩阻为0.2MPa。

选取2016年1月份数据对修正后的管道模型进行验证分析，各站间管段的运行误差值见图3。结果表明，修正后全线平均误差为2.24%，在可接受范围内。

图3 西二线西段管道修正后各管段误差曲线

2 费用现值法评价

长输管道设计使用年限内总费用包括建设投资和运行费用，费用构成见图4。

图4 长输管道设计使用年限内总费用构成

采用设计使用年限内总费用现值最小法，即费用现值法，作为评价方案经济性的最优准则[20]。计算设计寿命期内总费用现值，即管道工程建设的初始投资与按一定折现率将设计寿命期内各年的运行费用折现到第一年初的现值累加值之和，长输管道的设计使用年限按35年计算，折现率依据《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》各类建设项目评价，统一采用8%计算，计算公式为[20]：

式中：C为费用现值，万元；PC为建设投资的现值，万元；PE为运行费用的现值，万元；Ct为第t年的建设投资，万元；Et为第t年的运行费用，万元；P/F为复利现值系数；i0为长输管道项目的基准收益率；m为管道的建设期年限，a；n为管道的设计使用年限，a。

3 天然气价格对压比取值的影响

西二线西段实际采用燃驱压气站与电驱压气站数量接近4：1的比例布站。近年来，外电条件逐步改善，由于电驱压缩机在维修周期、系统效率、投资费用方面较燃驱压缩机有较大优势，未来天然气长输管道将会增大电驱压缩机压气站的配置比例[21-24]。因此，为了更准确地分析气价变化对天然气长输管道经济压比的影响，增加了燃驱与电驱压缩机压气站比例为1：1的配置方案进行讨论。

3.1 方案一：采用实际比例布站（燃驱压气站与电驱压气站数量比例接近4∶1）

分别以压比为1.25、1.35、1.45、1.55、1.65的方案建立管道模型。通过稳态计算，得到各模型压气站的压缩机进出口压力、温度、功率、燃气消耗量等参数，并以30 MW燃驱压缩机和18 MW电驱压缩机为单位配置机组。以1.55压比方案为例，稳态模拟后软件的输出数据及各站场压缩机配置方案见表2。

经计算统计，得到不同压比方案管道模型的计算总功率、燃料气量、耗电量等，见表3。

表2 TGNET软件稳态模拟后所得参数及各站场压缩机配置方案（以1.55压比方案为例）

表3 各压比方案管道模型数据统计计算结果（燃驱∶电驱≈4∶1）

通过计算，得到各方案模型设计使用年限内的建设投资和运行费用，并采用费用现值法，将建设投资和运行费用均折算为基准期现值。以气价2.0元/m3为例，其费用现值计算结果见表4。

其中，电价按照管道沿线电价平均值0.6元/（kW·h）计算。

从表3和表4可以看出，对于距离相同的长输管道，全线压气站数量随压比取值的升高而减少，但单站功率消耗随压比的升高而增加，则单站需要配置的压缩机数量增多而单站投资大。当压比取1.45时，管道工程建设投资出现拐点。运行费用随压比取值的升高而增大，这是由于虽然全线压气站数量减少，但单站功率消耗增大，压气站需要消耗更多的燃气和电力为压缩机提供动力。当气价为2.0元/m3，费用现值在压比取1.35时出现拐点，即经济性最优，与目前常用的1.45方案比较费用现值降低11.5亿元。

表4 各压比方案管道模型费用现值（气价为2.0元/m3）

按照上述方法，计算出不同气价条件下（气价为0.5～4.0元/m3），不同压比方案的费用现值，见表5和图5。

从表5和图5可以看出，费用现值最低点所对应的压比方案随气价的升高而降低。当气价为0.5～1.0元/m3时，费用现值在压比为1.45时均出现最低点，验证了我国管道建设初期，气价约1元/m3时，采用1.4～1.5压比方案经济性较优的结论。随着气价的逐渐升高，当气价在1.5～2.0元/m3范围内，压比为1.35时费用现值最低。气价在2.5～4.0元/m3范围内，1.25的压比方案经济性最优。当气价达到4.0元/m3时，1.25压比方案费用现值较1.45压比方案低69.6亿元，占总费用现值的6.3%。随着气价上涨，低压比方案管道的费用现值降低的比例越大，其优势也愈加明显。

表5 气价变化下各压比方案管道模型费用现值（燃驱∶电驱≈4∶1）

图5 气价变化下各压比方案管道模型费用现值增长趋势（燃驱∶电驱≈4∶1）

3.2 方案二：未来布站趋势（燃驱压气站与电驱压气站比例为1∶1）

将不同压比方案模型的燃驱与电驱压缩机压气站比例改为1∶1，各模型的计算统计结果见表6。

同样采用费用现值法，计算得到不同气价条件下不同压比方案的费用现值，见表7和图6。

从图6可以看出，当气价在0.5～2.5元/m3范围内时，费用现值均在压比为1.45时出现最低点，说明当气价在0.5～2.5元/m3时，1.45为管道经济性最佳的压比方案。当气价上涨至3元/m3并逐步达到4元/m3时，费用现值在压比为1.35时出现最低点，1.35压比方案经济性最优。

表6 各压比方案管道模型数据统计计算结果（燃驱∶电驱为1∶1）

表7 气价变化下各压比方案管道模型费用现值（燃驱∶电驱为1∶1）

图6 气价变化下各压比方案管道模型费用现值增长趋势（燃驱∶电驱为1∶1）

在改变燃驱压气站与电驱压气站比例的情况下，方案二与方案一费用现值曲线趋势和走向基本相同，但由于方案二的燃驱压气站比例减小，管道全线燃气的消耗量减少，气价对管道全线运行费用的影响减弱，进而当气价逐渐上升时，最优压比随气价变化的敏感性相对较弱。

4 结论

（1）天然气长输管道项目中，压气站压比是个不可忽视的重要设计参数，压比的取值直接影响着天然气长输管道的建设投资和运行费用，同时随着气价的波动，经济性最佳的压比方案也随之变化。

（2）对于燃驱压气站与电驱压气站比例为4∶1的管道，当气价保持在0.5～1元/m3范围内，采用1.45压比方案经济性最优；随着气价提高，当气价在1.5～2元/m3范围内，1.35压比方案相比1.45压比方案能耗水平更低，总费用现值更少；当气价高于2元/m3时，采用1.25压比方案经济性最优，并且，气价越高，低压比长输管道所节约的运行费用比例越大，费用现值越小，其优势也愈加明显。

（3）随着外电条件逐步改善，电驱压缩机在未来管道建设中比例将不断增大。对于燃驱与电驱压缩机压气站的比例约为1∶1的管道，当气价在1.5～2元/m3范围内，采用1.45压比方案经济性最优；随着气价的逐步提高，当气价高于2.5元/m3时，采用1.35压比方案经济性最优。

因此，在气价走低的情况下，采用原1.4～1.5压比方案建设天然气长输管道，其经济性最佳；一旦气价持续上升，1.4～1.5压比方案将不再适用，建议在设计天然气长输管道时，将压气站压比降低至1.25～1.35，同时，还应考虑压缩机实际运行情况及周围环境等因素，经过详细分析后再得出结论。

[1]周大鹏.天然气长输管道压气站压缩机组选型[J].油气田地面工程，2015，34（9）：88-89.

[2]唐善华，陈向新.关于西气东输管道压缩机站的优化布置及机组配置的探讨[J].石油工程建设，2003，29（1）：12-14.

[3]王善珂，张文伟，陶平，等.西气东输工程压气站工艺流程设计[J].油气储运，2004，23（2）：10-11.

[4]吴宏.西气东输管道工程介绍（上）[J].天然气工业，2003，23（6）：117-122.

[5]陈庆勋，王善珂，张文伟，等.西气东输管道压气站设置[J].油气储运，2004，23（3）：19-22.

[6]牟雪江.天然气价格并轨带来的影响[J].中国石油企业，2015（3）：24-28.

[7]宋玉春，陈芸颖，韩小庆.天然气价格市场化改革进一步深入[J].中国石化，2016（4）：63-64.

[8]刘勇，单蕾，孙慧，等.中国天然气价格改革适时提速——中国天然气行业 2015年回顾与2016年展望[J].国际石油经济，2016，24（6）：61-68.

[9]李伟，陈燕，粟科华，等.“十三五”期间我国天然气行业发展环境分析[J].国际石油经济，2015，23（3）：5-10.

[10]杨光大.天然气集输管网瞬态模拟软件TGNET及其应用[J].天然气与石油，1998，16（1）：1-4.

[11]Energy Solutions International.Pipeline Studio（Version2.0）[Z].2000.

[12]刘定智，刘定东，李茜.TGNET及SPS软件在天然气管道稳态计算中的差异分析和比较[J].石油规划设计，2011，22（5）：18-22.

[13]苏欣，章磊，刘佳，等.SPS与TGNET在天然气管网仿真中应用与认识[J].天然气与石油，2009，27（1）：1-10.

[14]李鹤林，吉玲，康田伟.西气东输一、二线管道工程的几项重大技术进步[J].天然气工业，2010，30（4）：1-9.

[15]向波.西气东输二线管道设计的主要特点[J].天然气与石油，2008（3）：1-5.

[16]孙春良.西气东输二线工程可行性研究报告[R].北京：西气东输二线工程可研联合体，2007.

[17]向波．西气东输二线管道工程的设计特点[J]．石油工程建设，2010，36（S1）：1-5.

[18]陈向新，陈韶华，李波．西气东输工程新技术应用[J]．石油工程建设，2004，30（1）：15-19.

[19]张宁宁，李清方，郑峰，等.大牛地气田管网系统仿真模拟及优化[J].油气储运，2014，33（3）：264-268.

[20]孙洪滨，甘丽华，谷俐，等.基于成本优化的天然气长输管道管径、压力比较研究[J].石油天然气学报，2014，36（10）：215-218.

[21]戴家齐.高压输气管道压气站燃压机组的选型与配置[J].石油规划设计，2004，15（1）：13-16.

[22]陈庆勋，张文伟，王善珂，等.西气东输管道压气站的机组选型[J].油气储运，2004，23（4）：1-5.

[23]孙舒斐.燃驱压缩机技术在天然气管道输送中的发展[J].石化技术，2015（3）：113.

[24]林泊成，周学深．西气东输管道增输压气站设置[J]．石油工程建设，2007，33（6）：16-19.

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

苏 倩（1990-），女，福建三明人，2015年毕业于中国石油大学（北京）油气储运专业，硕士，主要从事管道设计相关工作。Email：360218872@qq.com

2017-03-23

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.04.003