天然气的运输方式及其特点.doc

1、天然气从油气田井口到终端用户的全过程称为天然气供应链,这条供应链所涉及的所有设施构成的系统称为天然气供气系统。一个完整的天然气供气系统通常主要由油气田矿场集输管网、长距离输气管道或管网、城市输配气管网、天然气净化处理厂、储气库(地下储气库或地面储罐 ) 等几个子系统构成,在某些情况下还包括天然气的非管道运输系统。这些子系统既各有分工又相互连接成一个统一的一体化系统,其总目标是尽可能保证按质、按量、按时向用户供气,同时做到安全、可靠、高效、经济运行,以获得最佳经济与社会效益。如果将天然气的勘探开发、储运和销售分别看成是天然气供气系统甚至整个天然气工业的上、中、下游的话,则可以说,天然气供气系统或

2、天然气工业是上、中、下游一体化的,其中任何一个环节出现问题都将影响一个国家或地区的天然气供气系统甚至整个天然气工业的正常运行和发展。由此可见,一个供气系统的规划、建设和运行管理是一项巨大的系统工程,必须对其上、中、下游的各个环节统筹兼顾、统一规划、统一调度、统一管理,才能获得良好的经济和社会效益。天然气供气系统的一个突出特点是用气量的时间不均衡,由此产生了该系统固有的一个关键问题供气调峰,所谓供气调峰是指采取适当的措施使天然气的供气量和用气量随时保持动态平衡。根据调峰周期的长短,可以将调峰分为季调峰、日调峰、小时调峰等几种类型。为了解决调峰问题并提高供气的可靠性,现代大型天然气供气系统一般都设

3、有地下储气库或其它设施作为调峰与应急供气的手段。天然气矿场集输管网输送的介质是未经净化处理的油气井产物,甚至有可能是直接从油井中产出的油、气、水的多相混合物。天然气矿场集输管道(包括油气水混输管道) 具有输送距离短、管径小、在运行寿命期内压力变化大等特点。长距离输气管道的任务是将净化处理后的天然气输送到城市门站或大型工业用户。天然气城市输配管网的任务是将来自长输管道或其它气源的天然气输送、分配到每个用户。大城市的输配气管网的规模可能相当大,以至于其建设工程量和投资可能会超过为它供气的长输管道。这类管道的压力等级和管径范围均较宽,超高压配气干线的压力可达4 MPa ,而入户管道的压力不超过5 k

4、Pa ;配气干线的直径可达1 m 以上,而入户管道的直径一般只有20 mm1 。虽然矿场集输和城市输配也属于天然气运输的范畴,但由于这两个环节几乎只采用管道一种运输方式,故此处只讨论天然气的长距离运输。长距离运输是指将经过净化的商品天然气以某种形式运输到输配气系统的接收站,其运距一般超过100 km。三、长距离输气管道1 、 基本结构1 、2一条长距离输气管道一般由输气管段、首站、压气站、中间气体接收站、中间气体分输站、末站、清管站、干线截断阀室、线路上各种障碍(水域、铁路、地质障碍等) 的穿跨越段等部分组成。首站的主要功能是对进入管道的天然气进行分离、调压和计量,同时还具有气质检测控制和发送

5、清管球的功能。如果输气管道需要加压输送,则在大多数情况下首站同时也是一个压气站。中间气体接收站的主要功能是收集来自支线或管道沿线气源的天然气,中间分输站的主要功能是向管道沿线的支线或用户供气。在中间接收站或分输站通常设有天然气调压和计量装置,某些接收站或分输站同时也是压气站。压气站是输气管道的心脏,其功能是给气体增压以维持所要求的输气流量,一般情况下,两个压气站的间距在100400 km 之间。压气站的主要设备是输气压缩机组,包括气体压缩机(离心式或往复式) 和与之配套的原动机。离心压缩机采用燃气轮机或电机驱动,往复压缩机通常采用天然气发动机驱动。现代输气管道大多采用燃气轮机离心压缩机组,在同

6、一个压气站内通常设置多套输气压缩机组,它们既可以并联也可以串联。由于输气管道的压气站一般在较低压比(出站压力与进站压力之比称为压气站的压比,我国输气管道设计规范推荐其取值范围为1. 21. 5) 下运行,因此绝大多数压气站都采用并联方式。为了便于调节输气管道的流量和压力,大多数输气压缩机都可以在较大范围内实现无级调速。清管站的主要功能是发送、接收清管器,它可以与其它站场合建在一起,也可单独建站,定期清除管道中的杂物(如水、液态烃、机械杂质和铁锈等 ) 。清管站的间距一般为100150 km。若输气管道末站直接向城市输配气管网供气,则被称之为城市门站。末站具有分离、调压、计量的功能,有时还兼有为

7、城市供气系统配气的功能。干线截断阀室是为了及时进行事故抢修、防止事故扩大而设置的。根据管道所经过地段的地区等级不同(根据人口和建筑物密度等因素,可以将管道经过地区划分为4 个等级) ,干线截断阀室的间距在832 km 之间。此外还应在管道穿跨越段两侧设置干线截断阀。为满足调峰和应急供气的需要,在输气管道终点附近通常建有配套的地下储气库或地面储气站。地下储气库主要用于季调峰和应急供气,地面储气站一般只用于日调峰和小时调峰。由于天然气具有可压缩性,因此输气管道末段也具有一定的储气调峰能力,在大多数情况下可以用其取代地面储气站。2 、 主要技术和经济特点天然气本身的固有特性决定了管道是其最合适的运输

8、方式,它适用于整个天然气供应链上的每一个运输环节。作为连接气源和输配气系统的纽带,长距离输气管道具有距离长(一般从几百公里到几千公里) 、管径大(一般在400 mm 以上) 、输量大、输送压力高(一般高于4 MPa) 、可以连续运行、投资规模大等主要特点。输气管道的输送能力与管道直径的2. 5 次方成正比,因此,增大管径是提高管道输送能力的最有效措施。例如,一条直径为1 420 mm、输送压力为7. 5 MPa的输气管道,相当于3 条直径为1 000 mm 、输送压力为5. 5 MPa 的管道,但前者可以节省钢材19 % ,节省投资35 %。长距离输气管道的输送成本在很大程度上取决于其输送能力

9、和输送距离。一般而言,在距离一定的条件下,管道输送能力越大,其满负荷运行的输送成本就越低。在满负荷运行的前提下,输气管道的最大经济输送距离与输送能力密切相关,输送能力越大,最大经济输送距离就越长。因此输气管道特别适用于大运量的天然气运输。随着运量减小,输气管道的最大经济输送距离可能小于实际运输距离,此时采用CNG或LNG散装运输方式有可能比管道运输更经济。输气管道的运行能耗是输气成本的组成部分。假设每座压气站的输气压缩机组均采用管道本身输送的天然气作为能源,则一条5 000 km 的输气管道的燃气消耗量的数量级为输气量的10 % ,对于长度为250500 km 的管道,相应的数量级为1 %3

10、。3 、 发展概况现代意义上的输气管道已有近120 年的发展历史。在北美、苏联和欧洲,天然气管道已连成地区性、全国性乃至跨国性大型供气系统,全球输气管道总长度超过140 104 km ,其中直径1 m 以上的管道超过12 104 km。20 世纪70 、80 年代是全球输气管道建设高峰期,世界上几条最著名的输气管道几乎都是这一时期建成的,如横穿地中海的阿尔及利亚至意大利输气管道、西西伯利亚至苏联中央地区的输气走廊(包括6 条管径为1 420 mm 的管道,总长度约2 104 km ,总输气能力达到2 000 108m3/ a) 、美国和加拿大合建的阿拉斯加公路输气系统一期工程等。本世纪已建成的

11、最著名的输气管道是加拿大至美国的联盟管道,全长2 988 km ,在沿线不同的管段上分别采用914 mm 和1 067 mm 两种管径,设计压力为12 MPa ,目前的年输气能力约为130 108 m3 。这条管道的一个突出特点是输送富气,即乙烷、丙烷等重烃组分含量较高的天然气。1963 年,我国建成第一条输气管道巴渝管道。直到20 世纪80 年代中期,我国的输气管道还主要分布在川渝地区。自90 年代以后,我国天然气管道的发展步伐显著加快,相继建成了陕京输气管道、南海崖13 - 1 气田至香港输气管道、涩宁兰输气管道、东海平湖气田至上海输气管道。目前,我国的输气管道建设已进入一个快速发展期,多

12、条长距离、大口径输气管道(包括从俄罗斯引进天然气的跨国管道) 已经或即将开工建设,其中正在建设的西气东输管道,是一项世界级大型管道工程,该管道西起塔里木盆地的轮南首站,东至上海白鹤镇的末站,全长为4 000 km ,管径为1 016 mm ,设计压力10 MPa ,设计输气能力为120 108 m3/ a ,将来可以根据输量增长情况提高到200 108 m3/ a 。该管道的预算投资为435 108 元人民币,如果加上与之配套的气田及城市输配气系统,则整个西气东输工程的投资预算高达1 200 108 元。预计到2020 年左右全国将形成多个大型地区性输气管网,从现在开始的1020 年将是我国输气管道建设的高峰期。近几十年,长距离输气管道的发展趋势主要体现在以下几个方面。(1) 平均运距增大。目前世界上最长的单根输气管道是俄罗斯的亚马尔管道,全长4 451 km。(2) 输气管道的最大口径可达1 420 mm 。(3) 高压力。目前陆上输气管道的最高设计压力为12 MPa ,海底输气管道为21 MPa 。(4) 自动化遥控。目前普遍采用SCADA 系统对输气管道或管网实施集散控制。