国产燃驱压缩机组在国际长输管道的应用研究

杨旭光，林 军，孔维维，冯 骋，熊建森

中油国际管道公司，北京100029

在高压力、大管径的天然气长输管道工程中，压气站是其重要组成部分。管道压缩机组是压气站的核心设备，是能源动力装备技术领域的明珠，其设计和制造的难度高。在选择配备压缩机组时，需根据管道增压工况和安装环境条件，按照技术先进、运行可靠、易于维护、负荷调节灵活、投资小及能耗低的原则进行合理选型[1]。

近年来，随着我国天然气管道的大力发展，压缩机业务也取得明显提升，截至2017年年底，国内安装投产的长输天然气管道压缩机组已经超过了1 000台，预计到2020年年底，我国应用于天然气管道上的压缩机组将超过2 000台，发展突飞猛进[2]。伴随着管道业务的大力发展，国产压缩机组也取得了一定的突破，2011年10月，沈阳鼓风机集团股份有限公司长输管道压缩机通过中国机械工业联合会和中国石油天然气集团公司的成果鉴定。2014年9月，中国船舶重工集团公司第七○三研究所（以下简称703所）30 MW级燃驱压缩机组通过了国家能源局、中国机械工业联合会和中石油共同组织的新产品鉴定，标志着我国民族工业在高端装备制造领域里程碑式的突破。据统计，目前国产机组占国内长输管道压缩机应用总量的27%，但在国际管道上还鲜有应用。

本文分析研究了我国主导建设的某国际长输管道各站场的环境条件、气质条件、工艺参数条件、输气工况条件、站场配套条件等因素，基于国产压缩机组的产品类型和发展现状，并与同级别国外压缩机组产品情况对比，提出了在该项目中配置国产压缩机组的方案。

1 管道的基本情况和参数选取

该国际长输管道全长966 km，管径1 219 mm，压气站6座，设计压力为12 MPa；最小输量为30×108m3/a，最大输量达到300×108m3/a；沿线地形复杂，基础设施较差，压缩机组工作环境恶劣。根据管道上游气田相关资料，上游天然气来气压力不小于7.0 MPa，温度不高于45℃；下游的交接压力不低于6.5 MPa，交接温度为7.1～28.9℃。因管道内部有涂层，管道内壁绝对当量粗糙度按10 μm计算。环境参数也是压缩机组配置的重要条件，管道沿线各站场环境参数如表1所示，气质组分及物性参数见表2。

依据现场调研气象资料以及勘察资料，并结合当地实际测量值，管道设计埋深处地温及土壤导热系数见表3。

表1 沿线各站场环境参数

表2 气质组分及物性参数

表3 管道设计埋深处地温及土壤导热系数

2 管道系统分析

本工程水力和热力计算采用SPS 9.8软件[3]。SPS仿真软件需要输入的基础条件有以下几类：其一，输送气体的组成；其二，管路结构：管段长度、直径，管路连接状况，管路高程，压气站位置；其三，配气数据：配气点的位置、各配气站的平均日流量和24 h实际流量或预测流量；其四，压气站和燃气轮机的工况特性曲线及各种运行条件：最小及最大转速、喘振界线、最大功率限制曲线；其五，计算要素：空间和时间步长的选择[4]。该软件用于计算压力和流量关系的水力计算公式如下：

式中：qv为气体（P0=0.101 325 MPa、T=293 K）的流量，m3/d；P1为输气管道计算段的起点压力（绝），MPa；P2为输气管道计算段的终点压力（绝），MPa；a为系数，m－1，a=0.068 3（△/ZT）；△h为输气管道终点和起点的标高差，m；d为输气管道直径，cm；λ为水力摩阻系数；Z为气体的压缩系数；△为气体的相对密度；T为气体的平均温度，K；L为输气管道计算段的长度，km；n为输气管道沿线高差变化所划分的计算段数；hi，hi-1分别为第i分管段终点和起点的标高，m；Li为第i分管段长度，km。

可以根据管道需要满足的输量由水力计算公式得出压缩机的进、出口压力，从而得到所需的压缩比，并根据压缩比计算出各个压气站所需要的总功率，离心式压缩机轴功率计算公式如下：

式中：N为压缩机轴功率，kW；qg为天然气流量，kg/s；K为气体多变指数；R为气体常数，J/（kg·K）；Z为气体平均压缩系数；T1为压缩机进口气体温度，K；ε为压缩比；η为压缩机效率。

用SPS软件对设计输量下各个阶梯输量进行模拟，考虑该管道输气量逐步增加工况较多，现以最苛刻条件下冬季的最大输量为例，在夏季最大设计输量为300×108m3/a（日输量8 886×104m3/d）下，管道沿线各站压力、流量变化曲线见图1，各站的运行参数见表4。

图1 夏季最大设计日输量条件下管道沿线压力、流量变化曲线

计算后可以看出，1号压气站出力最多，总功率至少需要83.28 MW才能满足输气要求，压缩比达到1.82，耗气量也最高。4号、5号压气站对管道出力最少，对压缩机要求相对较低。

3 压缩机选型分析

以管道系统分析作为基础对压缩机组进行选型，按照配置方式分为机组备用、功率备用、主机备用。目前，国内天然气管道均采用机组备用的方式[5]，本工程也采用机组备用的方案，每座压气站设一台备用机组。当站内机组因维修停机或失效停机时，启动备用机组，以确保输气可靠性。由于工程所在地无可靠外电依托，无法使用电驱压缩机组，燃机驱动压缩机组使用所输的天然气作为燃料不受管道所经过的各种外部环境的限制，因此得到了广泛应用，在长输管道中占有绝对优势[6]，因此本工程考虑采用燃气轮机压缩机组方案。

表4 夏季最大设计日输量条件下各站运行参数

目前，GE的PGT25＋SAC和RR的RB211是在长输管道中应用最为广泛和最具竞争力的两款燃机。近年来，在该功率等级中，西门子公司的SGT-600和SGT-700燃机在欧洲、中东等地区也有多台被应用[7]。国产长输管道用燃气轮机目前仅703所一家有产品（型号为CGT25），有6台套应用于国内长输管道工程。各厂家燃气轮机基本性能参数如表5所示。

根据各个压气站所需要的输出功率，结合压缩机工作条件下海拔温度折减效应，对最优的进口机型及当前国产机型做配置情况对比。仅列出最苛刻工况下设计输量300×108m3/a时，各压气站推荐机组配置见表6。

经过系统分析和压缩机选型计算，在相同的机组配置下，采用国产燃驱30 MW级压缩机组能够满足本工程大多数工况，且负荷率高于同规格进口机组，效果较好。在最苛刻输送条件下，3号压气站所需功率超出机组正常功率负荷2.8%，但是考虑到该工况在实际运行中发生的时间不长，可以通过其他时段调峰来保证管道全年输量，因此在该管道使用现有国产燃气轮机的产品是可行的。

表5 各厂家燃气轮机基本性能参数

根据管道特性及燃气轮机转速性能参数，最终选择703所的CGT25与沈鼓PCL-803组合的方案，该压缩机在最不利条件下工况点见图2。

4 结束语

除了产品性能以外，可靠性也是选择压缩机组的重要指标，拟选的CGT-25燃气轮机目前在长输管道中已有6台在运机组，应持续关注这些国产机组运行的可靠性，采集足够样本和信息，以取得量化结论。在可靠性结论不明朗或者发现国产机组可靠性低于进口机组的情况下，建议先在对管道整体影响较小的两座压气站（4号站、5号站）应用，或考虑仅作为备用机组使用。

根据国产厂家发展计划，在未来5年内将新增33 MW等级的系列产品，可以完全解决本工程负荷率超限的问题。随着技术、可靠性的提升和产品序列的完善，可以在该国际管道工程中根据国产机组产品的发展情况，动态调整压缩机选型策略，更好地满足工程技术需要。