天然气增压站经济优化：管道与增压站选型
天然气增压站压缩机选型方案探讨
257天然气压缩机作为油气田开发生产的重要设备，在油气田领域被广泛应用。
国内某公司新建一座天然气增压站，设计规模为1000×104Nm 3/d，装置操作弹性50~110%；年运行时间330d；进站压力：2.0~2.5MPaG；出站压力：5.5~6.0MPaG。
1 天然气压缩机工况原料气分五路进站，均为含硫原料气。
进站压力为2.0～2.5MPa（G），由于气田集气系统主要为埋地输送，天然气温度受土壤温度控制，根据现场实际运行数据，原料天然气进站温度取3℃～20℃。
结合该项目实际情况，出站压力达到5.5 MPa~6.0MPaG即可满足下游要求。
2 常用压缩机型式油气田用压缩机一般为往复式压缩机、螺杆式压缩机和离心式压缩机[1]。
三者使用范围见下图。
图1 天然气压缩机使用范围2.1 往复式压缩机往复式压缩机效率高，压比大，对于压力及流量的波动适应性较强，工况易于调节，无喘振现象，流量变化对效率的影响较小，可实现多级増压。
通常每一级的压缩比为3∶1至4∶1，压缩机最高排气压力可达52MPa，特别适用于气田和油田伴生气分散增压。
但也有体积大，活动部件多，机组噪音大，辅助设备多，占地面积大，维护工作量大，维护费用高的特点，更高的压比会引起它容积效率和机械效率下降。
往复式压缩机：用于进气流量18000m 3 /h以下（进气流量指进气条件下的容积流量），流量调节范围一般为60%~100%，单机功率一般不超过6000kW。
2.2 螺杄式压缩机螺杄式压缩机具有可调范围广、操作平稳的优点，适应帯液工况。
允许压缩机在较高的转速下运行，压缩机结构紧凑;由于冷却润滑剂是连续流动的，允许的单级压缩比要高得多;减少或消除了流体（气体）的脉动，振动较小;可实现髙转速和高压缩比，有助于最大限度地获得可用的生产功率。
缺点是单机排量小、大输量下机组数量多，操作和运行维护不方便。
螺杆式压缩机：用于中低压力及中小排气量，油气田用螺杆压缩机一般排气量不超过5000m 3 /h，排气压力3MPa以下，流量调节60%~100%，单机功率一般不超过1500kW。
管道增压方案
管道增压方案在现代工程领域中，管道系统的设计和运行是非常重要的一项工作。
管道系统的正常运行需要保证一定的压力来推动液体或气体的流动。
然而，在某些特定情况下，需要增加管道系统的压力以满足特殊需求。
本文将探讨一种常见的管道增压方案，以及其适用的场景和具体操作步骤。
一、管道增压方案的背景和意义管道系统中的压力可以通过不同的方式进行调整和增加。
其中一种常见的方式是使用增压设备。
增压设备可以将外部压力传递给管道系统，从而提高其内部的压力。
这种管道增压方案通常应用于以下情况：1. 长距离输送：当需要将液体或气体从一个地方输送到另一个地方时，由于输送过程中会有一定的阻力损失，需要通过增压方案来保证流体的正常输送。
2. 特殊需求：一些特殊工艺或设备对于高压力的要求较高，因此需要对管道系统进行增压。
3. 故障修复：当管道系统发生故障或泄漏时，可能需要通过增压来暂时提高压力，以避免继续泄漏或减少其对周围环境的影响。
二、常见的1. 泵站增压方案泵站增压方案是一种常见且被广泛使用的管道增压方案。
该方案通过在管道系统中设置泵站，利用泵站的机械能将外部压力传递给管道系统，从而增加其压力。
泵站通常由泵、电机、控制系统等组成，并根据具体需求进行设计和安装。
泵站可以灵活地调整并控制管道系统的压力，因此在实际应用中被广泛使用。
2. 气体增压方案气体增压方案适用于需要增加气体管道系统的压力的情况。
该方案通过增加气体的压缩度来提高管道系统的压力。
常见的气体增压方案包括使用液体活塞压缩机、螺杆式压缩机等。
这些设备可以将外部气体进行压缩，并将压缩后的气体传递给管道系统，从而实现增压的效果。
三、管道增压方案的操作步骤1. 确定增压需求：在选择和设计管道增压方案之前，需要明确增压的具体需求，例如所需增加的压力范围、增压后的流量要求等。
这些指标将直接影响到增压方案的选择和设计。
2. 选择合适的增压设备：根据具体需求和管道系统的特点，选择合适的增压设备。
天然气增压站配套与选型研究
（ ）要考 虑 输 气 量逐 年 增 加 的情 况 ， １ 即初期 输 气 量较 少 ， 随着各站 用气户 的逐年增 多 ， 用气量也 逐 年 增加 ， 经过 几年才达 到输气 管道设计 值 。 在选 型时 要 满足此要 求 ， 以节省投 资与 运行 费用 。
・ 收 稿 日期 ： ０ １ １ ． ２ ０—２１ ３ 基金 项 目： 国家 “７ ９ ３ 基础 研 究 基 金 项 目（ ９９ ２ ３４ 。 Ｇ１ ９０ ２０ ） 第 一 作者 简 介 ： 云 飞 （９ ６ ）男 ， 华 大 学硕 士 研 究 生 ， 戴 １７一 ， 清 目前 研 究 天 然 气增 压站 的 优 化 运 行 与调 度 。
文 献 标识 码 ： Ａ 文章 编 号 ： ０ ９ ２ ８ （ ０ ２ ０ —０ ３ 一Ｏ １ ０ — ８ ９２ ０ ） １ Ｏ ７ ４
中 图分 类 号 ： Ｅ ７ ； Ｔ ９ ４ ＴＨ４
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景
（ ）要 考 虑 到 整 个 管 线 的 工 艺 设 计 思 想 、 个 ２ 每 站 工 艺 参 数 以 及 现 场 地 理 环 境 影 响 。 就 是 说 要 考 也
（ 华 大 学 热 能 工程 系 ， 京 １ ０ ８ ） 清 北 ０ ０ ４
摘 要 ： 析 了输 气增 压 站 动力 系统 的 可行 方 案 ， 从 燃 气 轮 机 然 气 压 缩 机 和 输 气 管 道 的 有关 特 性 出 发 ， 分 并 天
提 供 了 典 型 增压 站 的配 套 －： 的 方法 ， 西 气东 输 ” ￣ｉ ｇ型 以“ 工程 为 例进 行 了 选 型 计 算 分 析 ， 出 了 一 些 在 选 型 时 提 仍 需 深 ＾ 考 虑 的 因素 关 键 词 ： 气 增 压 站 ； 然 气输 送 ｊ 型 ； 气轮 机 输 天 选 燃
长输管道天然气增压站建设的三大控制要素研究分析
工
设 计 通 讯
学术研究
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第４ ３ 卷第４ 期
２ ０ １ ７ 年４ 月
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长输 管道 天然气 增压站建设 的三大控 制要素研 究分 析
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中图分类号 ： Ｔ Ｅ ９ ７ ４ 文献标 志码 ： Ａ 文章编 号 ： １ ０ ０ ３ － ６ ４ ９ ０（ ２ ０ １ ７ ）０ ４ － ０ ２ ５ ３ － ０ １
输气管道设计规范--GB50251-2003
1 总则1．0．1 为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策，统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量，制订本规范。
1．0. 2 本规范适用于陆上输气管道工程设计。
1．0．3 输气管道工程设计应遵照下列原则：1 保护环境、节约能源、节约土地，处理好与铁路、公路、河流等的相互关系；2 采用先进技术，努力吸收国内外新的科技成果；3 优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数。
1．0．4 输气管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。
2 术语2．O．1 管输气体 pipeline gas通过管道输送的天然气和煤气。
2．O．2 输气管道工程 gas transmission pipeline project用管道输送天然气和煤气的工程。
一般包括输气管道、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。
2．O．3 输气站 gas transmission station输气管道工程中各类工艺站场的总称．一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。
2．O．4 输气首站 gas transmission initial station输气管道的起点站。
一般具有分离，调压、计量、清管等功能。
2．O．5 输气末站 gas transmission terminal station输气管道的终点站。
一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。
2．O．6 气体接收站 gas receiving station在输气管道沿线，为接收输气支线来气而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。
2．O．7 气体分输站 gas distributing station在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。
2．O．8 压气站 compressor station在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。
基于天然气调压_增压站调压模块与增压模块在线切换的研究
基于天然气调压/增压站调压模块与增压模块在线切换的研究发布时间：2021-04-09T00:42:19.085Z 来源：《中国科技人才》2021年第5期作者：杨宝仁[导读] 目前，天然气增压机是燃气轮机电厂或者输气管道中调整压力非常常用的设备。
中国大唐集团有限公司广东分公司广东省广州市 510335摘要：目前，天然气增压机是燃气轮机电厂或者输气管道中调整压力非常常用的设备。
同时，增压机巨大的耗电量也给各个用户带来了较大的困扰。
在此之上，本文简要分析了天然气调压/增压站的在线切换，通过在线切换，大幅降低运行中增压机的耗电量。
关键词：燃气轮机；天然气调压/增压站；在线切换前言：由于各燃机电厂所处输气管网的位置、上游来气条件、燃气轮机制造商和型号的不同，各燃机电厂的天然气处理系统的设计和配置也不尽相同，但是无论何种配置，均应能在燃气轮机各种运行工况下，使天然气按所要求的压力和流量，连续输入燃气轮机供其稳定燃烧。
作为燃机电厂最重要的燃料保障系统，天然气调压（增压）站工作基本原理主要是通过管道连接，将天然气依次经过过滤设备、调压（增压）设备、计量设备等一系列工艺程序，达到对天然气的处理、减压（增压）、计量等功能，最终达到向燃气轮机进行稳定供气的目的。
一、天然气调压站与增压站配置方案（一）天然气调压站上游来气压力高于燃气轮机的需求压力时，且有足够压差的情况，将配置天然气调压模块。
（二）天然气增压站上游来气压力低于燃气轮机的需求压力时，需要设置天燃气增压模块；（三）天然气调压/增压站当上游来气压力波动较大、最低压力低于燃气轮机需求压力、最高压力高于燃气轮机的需求压力且有足够压差时，为了节约厂用电消耗、降低电厂运行成本，本文提出设置天然气调压/增压站，同时设调压模块和增压模块，每台机组设一个调压单元和一个增压单元，增压单元设一条切换旁路，切换旁路装设气动关断球阀、气动调节阀，作为切换时天然气的中间过渡通道，以便增压单元与调压单元能够实现在线自动互相切换，且切换平稳，保证燃气轮机安全稳定运行。
LNG站增压系统的调整与改进
LNG站增压系统的调整与改进1 前言近年来，随着LNG供气技术的推广应用,国内一大批LNG站(主要是中小型LNG站)迅速建立起来，这些LNG站或单独供气或用作调峰或作为备用气源，对改进城镇人民生活水平、促进国民经济发展起到了积极作用。
随着“西气东输”的建成和天然气管网的延伸，有的LNG站面临着与天然气管网如何衔接的问题，也有的LNG站随着供气量的增加需要调整压力，以上两种情况归结为一条，就是如何达到LNG站外输压力增加的问题，它已成为摆在我们燃气工作者面前的一个新课题。
淄博LNG站自2001年建立投用以来，一直运行良好，最大限度的发挥了功效。
随着中石油、中石化天然气进入淄博，该站主要用作供气调峰和事故备用。
目前，淄博市的用气量已达80万m3/d,主管道的供气压力已达0.5MPa，而LNG站的供气压力为0.3MPa，供气量为12万m3/d。
LNG站与管输天然气管网对接以后，二者供气压力的匹配成为一个急需解决的问题，要想使LNG站真正发挥调峰和备用作用，必须提高LNG站的外输压力，使P输≥0.5MPa，同时尽量满足外输气量最大化。
我们在日方技术人员的协助下，针对LNG 站的工艺流程及设备，比较了多种增压方法(方案)，最终使问题得以解决。
2 淄博LNG站工艺流程及主要设备2.1 工艺流程淄博LNG站的工艺流程，见图l。
由图1可以看出，这个工艺流程中带有LNG储罐增压器，是目前中小型LNG站最常见的工艺流程。
主要设备工艺流程决定工艺设备，淄博LNG站的主要设备相关参数见表1、表2。
表1 LNG储罐参数储存介质LNG 设计温度(℃) -196 设计压力(MPa) 0.75 内罐材质0Cr18Ni9 安全阀起跳压力(MPa) 0.55 有效容积(m3) 100这种方法(方案)是在LNG储罐排液口之后增加LNG低温泵，利用泵的机械功使LNG 低温液体增压，向LNG气化器输液，等压气化后向站外输气。
3.1.2 压缩机增压法这种方法(方案)就是在空浴(水浴)气化器之后增加天然气压缩机，对气化后的常温天然气进行压缩，达到增压的目的，从而向站外输气。
天然气管道增压站说明书
压气站简介一、压气站的主要工艺流程1.离心式压缩机站工艺流程压气站的流程由输气工艺、机组控制和辅助系统三部分组成。
输气工艺部分除净化、计量、增压、等主要过程外，还包括越战旁通、清管器收发、安全放空和管路紧急截断等设施。
机组控制部分有启动、超压保护、防喘振循环管路等。
辅助系统还包括燃料气供给、自动控制冷却、润滑等系统。
2.活塞式压缩机站的工艺流程活塞式压缩机站的工艺流程，从总体上讲与离心式压缩机站并无太大的区别，但由于活塞式压缩机自身的特点，机组之间不能串联运行，只能采用并联运行。
这样的压气站多数用于输气量较小、压力较高的场合。
3.调压计量站的工艺流程调压计量站的作用是调节天然气输送压力和测量天然气的流量。
其主要设备有压力调节阀、计量装置、气体除尘器等。
如果在压力调节过程中，因压力下降过多造成降温过大而冻结，则需要在调压前设加热装置给气体加热。
调压计量站主要设在气体分输处和输气管的末站。
不需要加压的起点输气站也是一个调压计量站。
来自净化厂的天然气，经除尘、调压、计量后输往干线。
4.截断阀室工艺流程二、压气站的主要设备和工艺系统在压气站，除了压缩机作为主要的动力设备之外，一般在压气站还包括气体净化工艺系统、压缩机驱动装置、冷却系统、天然气计量和调压系统等，下面将介绍这些主要的设备与工艺系统。
1.压缩机组的类型及特性驱动压缩机的动力机可以用电动机、蒸汽轮机、燃气轮机、柴油机和天然气发动机等。
天然气输送管内所输送的介质本身就是一种十分优越的动力燃料，使得燃气轮机和天然气发动机在天然气压气站的使用上占有绝对的优势。
压气站驱动装置的类型及其装机功率取决于输气管道的通过能力和压气站的压力比。
用于压气站的离心式输气机组按驱动装置的类型主要分为三类：燃气轮机输气机组、电动机输气机组、燃气发动机输气机组。
燃气轮机输气机组的优点：单位质量上的单位功率高，可以通过改变燃气轮机动力涡轮转速的办法来调节天然气流量，可以利用所输的天然气作为燃料，水和润滑油的耗量较少，可直接传动，有进一步提高燃气轮机主要指标的实际可能性。
靖边区域气田不同增压开发方式差异性评价
油气勘察一、研究的目的和意义靖气田边区域位于鄂尔多斯盆地中部， 系低渗透、低丰度、中低产、大面积复合联片的整装气田， 经过多年的开发与建设，靖边区域气田已经进入自然稳产期末，地面集输系统已不能适应中、低压气的开发。
依据 靖边区域气田现有管网系统结构，在实施天然气集输管网区域性增压输送的同时，既降低 管网改造投资，又现经营部门效益的最大化。
而对于不同储层采油不同增压法式，既可以提高增压效果，又可以减少增压过程中资源浪费。
靖边区域气田位于鄂尔多斯盆地中东部，是一个以下古生界奥陶系马五，碳酸盐岩气藏为主，其上与上古生界二叠系砂岩气藏部分叠合连片的大气田。
靖边区域气田以靖边县为中心，主要产气层马五层埋藏深度３０００－３７６５ｍ，属深层－中深气藏。
随着气田开发时间延长，气井压力、产量逐年降低。
充分发挥低产气井的生产潜能，对靖边区域气田的稳产和后期生产管理都具有重要现实意义。
二、国内外气田增压开采方式现状１．井口增压，井口安装压缩机， 将天然气输送到集气站或净化厂。
该增压方式最大的优点是： 能延长气井生产周期， 提高单井的采收率、 调度灵活、可操作性好， 各类低压气田均可采用。
缺点为： 对于整装开发的大型低压气田， 井多、压缩机数量大， 设备投资费用高，井场流程复杂， 如果气井产水和少量凝析油， 还需在井场设置气液分离装置， 无法实现井场的无人值守管理点分散、增加了运行操作费用， 不利于整个集输系统的管理与维护， 难产生经济效益。
２．气站增压（增压站 ）利用井口压力， 将天然气输送到集气站集中增压， 国外称这种增压方式为中心增压系统， 美国整装开发的煤层气田、国内气田大都采用中心压缩系统。
有以下几个方面的优点： 将压缩机布置在集气站，有利于设备集中控制和实现自动化， 较井场增压和独立设置增压站节省建设和操作费用。
３．气总站或净化厂集中增压当气田进入中、后期生产， 各集气站集气压力别很大， 一旦某集气站气体进不了集气干线， 可降低集气总站或净化厂的入口压力， 在集气总站或净化厂集中增压满足工艺要求， 来实现集气干线降压， 从而降低沿线各井区集气站进入集气干线的压力该方案动一点而及全线， 较容易实施。
浅谈天然气增压开采技术
浅谈天然气增压开采技术发布时间：2021-07-08T08:24:05.967Z 来源：《科技新时代》2021年4期作者：郭启容、向莹、李超、缪建丽[导读] 为解决这一状况，采用增压的方式是提升天然气开采效率的有效途径。
四川中泽油田技术服务有限责任公司四川省成都市 610107摘要：在气田开发后期，气井普遍低压，因此天然气不能靠自然能力进行输送，必须借助外力增加输送压力。
采用天然气增压开采工艺可以降低气水井井口的流动压力，实现气藏采收率提升的目标。
本文就提前增压开采工艺技术的应用进行了探讨，助推油气田采收效益目标的实现。
关键词：气田开发、天然气开采、增压开采技术1引言新型能源是我国能源战略体系中的重要组成部分，天然气作为新型能源的典型代表，在市场中的需求量逐步提升。
在气田开发环节面临着很多问题，其中一个比较典型的问题是气田开发后期面临低压的状况，为解决这一状况，采用增压的方式是提升天然气开采效率的有效途径。
2技术应用现状分析天然气田开发过程中，因气井底部的空气流动性很低，存在空气压力不平衡的问题，这样就难以达到气井开采的正常压力，无法满足顺利开采需求。
另一方面，随着天然气田的开发，到了后期气田水的含量也会升高，因此会影响环境系数。
如果没有及时确定正确的环境系数，也会对天然气开采带来不利影响。
近年来，油气开采企业利用增压的方式解决上述问题，通过对压力进行调控，使其满足开采的需求。
3技术应用前提增压开采技术的应用需要一定的前提条件。
首先要考察是否气田的条件满足天然气增压工艺技术开采的要求。
做好前期调查，并对天然气增压开采工艺技术的应用进行论证，避免盲目投资，事倍功半。
通常情况下，天然气增压开采技术的应用条件包括以下几点：①是气田有较大的储存量，资源足，具有工艺投资价值；②是天然气开采地点和天然气需求地点有较大的地理距离，没有办法进行就地销售或者没有办法高低压分输；③是气田的气井比较集中，管网配置较完善，具有良好的增压开采技术实施条件；④是增压开采技术的应用与否直接关系到气田产量，如果采用增压技术可以明显提高气田产量，延长气田生产时间。
某天然气长输管道工程增压站设计关键问题研究
某天然气长输管道工程增压站设计关键问题研究作者：严静文来源：《科学与信息化》2017年第19期摘要在天然气长输管线中，输气管线气体的压力自首站到末站将逐渐降低，为了满足管输工艺及用户对天然气压力的要求，须对天然气进行多次增压，精心设计的增压站将在天然气长输管线中起到越来越重要的作用。
而在增压站设计过程中，要根据输气管线运行的实际情况进行增压设计方案的选择和优化。
关键词天然气长输管道工程；增压站；设计1 概述某天然气输气管线运行初期由于受到管线设计压力、管径、首站进气压力等条件的制约，年输气量受到限制，随着下游用气量的需求增加，初期的输气规模已经不能适应下游工业、交通、民用的需要。
因此为了促进下游企业经济发展，同时为了减少建设成本，必须在原输气管线上增设压气站。
天然气增压站它的任务是进行天然气的增压、稳压和计量，使气体按企业设计供气参数要求，在稳定的工况下供给[1]。
2 天然气增压站的设计模型[2]天然气长输管道场站系统中增压站的工艺构成单元分为：过滤、计量、增压、稳压等4个工艺系统。
主要生产设施有：压缩机房，站区稳压计量撬、除尘过滤器、中心控制室；辅助设施包括能源系统，给排水系统、通信与监控系统。
能源系统构成：供电、供热。
给排水系统构成：循环水系统、生活给排水系统、雨污水系统等。
通信及监控系统：生产调度指挥（有线、无线两部分）、可燃气体泄漏检测、运行状态监控（可视远传电视监控）。
增压站工艺流程由输气工艺、机组控制、辅助系统3部分构成。
（1）输气工艺，除过滤净化、计量、增压、稳压等主工艺模块外，还包括旁通、安全放空、紧急截断等；（2）机组控制含有启动、超压保护、防喘振循环管路等；（3）辅助系统含有电力、润滑、冷却、自动控制等。
3 初始设计存在缺陷及改良对策3.1 初始设计存在的缺陷（1）根据该工艺负荷状况和使用特性，本装置设计中选用了对置型活塞式压缩机，突出特点是惯性力平衡性好。
且具有压力范围广、效率高、适应性强（排气量调整范围广）制造材料容易取得，相对廉价等优势，但其缺点是气流脉动，运转中会出现振动。
管道增压方案
管道增压方案第1篇管道增压方案一、方案背景随着我国经济持续快速发展，能源需求不断增长，特别是天然气管网输送压力的不断提高，对管道输送系统的安全、稳定运行提出了更高的要求。
为满足日益增长的能源需求，提高管道输送能力，降低运行成本，有必要对现有管道进行增压改造。
本方案旨在提出一套合法合规的管道增压方案，确保管道系统安全、高效运行。
二、方案目标1. 提高管道输送压力，满足下游用户用气需求。
2. 优化管道运行工况，降低输气能耗。
3. 确保管道运行安全，减少事故隐患。
4. 合法合规，符合国家和行业标准。
三、方案内容1. 管道增压方式根据管道现状及运行条件，本方案采用以下两种增压方式：（1）泵站增压：在管道沿线设置泵站，通过泵站内增压泵对天然气进行压缩，提高管道输送压力。
（2）压缩机增压：在管道末端设置压缩机，对天然气进行压缩，提高管道输送压力。
2. 管道设备选型（1）泵站设备选型：根据管道设计压力、流量及输送距离，选用高效、节能、稳定的泵站设备。
（2）压缩机设备选型：根据管道设计压力、流量及天然气组分，选用适合的压缩机类型及型号。
3. 管道增压系统设计（1）泵站设计：泵站应具备以下功能：a. 增压泵的安装、调试及维护；b. 天然气调压、计量及输送；c. 安全防护及监控；d. 供电及通信设施。
（2）压缩机设计：压缩机应具备以下功能：a. 天然气压缩；b. 冷却及润滑系统；c. 安全防护及监控；d. 供电及通信设施。
4. 管道增压系统运行与管理（1）运行参数监测：对管道压力、流量、温度等关键参数进行实时监测，确保系统稳定运行。
（2）设备维护与管理：制定设备维护保养计划，确保设备高效、稳定运行。
（3）安全防护：建立健全安全防护措施，预防事故发生。
（4）应急预案：制定应急预案，应对突发情况，确保管道安全运行。
四、方案实施与验收1. 实施前准备：完成相关审批手续，确保项目合法合规。
2. 设备采购与安装：按照设计方案，采购合格设备，进行安装、调试。
天然气长输管道工程增压站设计关键问题研究
天然气长输管道工程增压站设计关键问题研究发布时间：2021-04-02T01:13:51.913Z 来源：《中国科技人才》2021年第5期作者：郑田青[导读] 现代经济快速发展，管道已经朝着长输管道方向发展，并且已经成为当前趋势。
高拓石油天然气技术（上海）有限责任公司 201399摘要：现代经济快速发展，管道已经朝着长输管道方向发展，并且已经成为当前趋势。
在天然气长管道运输过程中输气管线运输压力是从首站到末站之间降低的过程，为满足输送工艺对管道本身的要求，在输送油气的过程中需要多次增压，因此精心设计的增压在输送油气的过程中发挥了非常关键的作用。
增压站的设计需要根据实际情况合理设计、优化设计方式，选择合理的模式来优化。
文章在具体分析过程中，主要分析该设计原则，分析其中存在的关键问题，据此提出解决对策。
关键词：长输管道；增压站；设计；关键问题建设长输管道天然气增压站的过程中，为提高增压站的建设质量，需要掌握天然气长输管道运行具体情况来做好分析。
当前社会发展越来越快，消耗已经成为关键词，大量传统能源被消耗，当前国内空气污染问题已经受到了重视，而现代社会对能源的消耗已经从传统的能源消耗方面改变，变成燃烧清洁能源。
天然气本身具备安全、环保的性能，这种优势保证天然气能够在短时间之内普及市场且被广泛运用。
1.天然气长输管道工程增压站的设计原则当前我国的空气污染问题已经引起国民的关注，天然气作为清洁能源，在当前受到了人们的欢迎。
天然气有安全、环保的功能，在这种情况下我们需要更好使用天然气，天然气是一种清洁能源，这是天然气最显著的优势。
天然气管道在首站增压，首站运行条件则根据上游气源具体情况来决定，一般情况下上游气源都相对稳定；影响因素比较多，尤其末端的增压站很容易受到下游末端的影响，比如通往二级站1.6MPa~2.5MPa，比如通往城市管网<0.4MPa压力，比如通往大型企业的，如电厂需要先减压，后升压4.0MPa，且压力波动小±5%；比如供CNG站的管道进气控制1.0MPa左右（用来3级增压至20MPa）中间部分增压站分输用户量少，中间部分起到压力分接的作用。
天然气增压压缩机特点和选型要求
天然气增压压缩机特点和选型要求摘要本文介绍了在天然气增压领域应用较多的几种压缩机的各自特点、发展现状，以及天然气增压压缩机选型过程中的几点要求。
关键词天然气；压缩机；选型中图分类号TE964 文献标识码 A 文章编号1673-9671-(2012)061-0106-0221世纪以来，随着居民生活水平提高，对清洁能源需求增加，我国天然气市场进入大规模发展阶段，天然气消费量以每年两位数的速度增长。
据报道2011年我国生产天然气为1?011.15亿立方米，全国天然气消费量为1?313亿立方米。
据中国石油总裁周吉平的预测，2020年我国天然气消费量将达到3?000亿立方米。
压缩机作为一种油气设备，广泛用于天然气集输、天然气储存、轻烃回收等方面。
随着我国天然气的大发展，压缩机的需求也越来越旺盛，但压缩机种类、型号、厂家繁多，怎样才能选择到合适的压缩机呢？这就是本文所要回答的问题。
1 天然气压缩机特点压缩机的种类很多，有容积型、速度型、热力型，但适用于轻烃回收装置和天然气输气管道增压等方面的主要有往复活塞式压缩机和离心式压缩机，螺杆式压缩机不多使用。
如果能充分掌握各类压缩机的优缺点，那么将给压缩机选型工作带来极大的帮助，下面分别介绍这三种压缩机的特点。
1.1 往复活塞式压缩机活塞式压缩机的主要工作原理是：依靠活塞在气缸内的往复运动来压缩气体，其工作过程有吸气、压缩、排气、膨胀四个过程组成。
活塞式压缩机的基本结构大致包括主机部分、气缸部分和辅助部分。
往复式压缩机具有压力范围广、热效率高、适应性强、排出压力稳定、流量调节范围较大、压比较高（单级压比最高可达4～5）等优点。
活塞式压缩机的主要缺点是：外形尺寸和重量较大、需要较大的基础、气流有脉动性以及易损零件较多。
活塞式压缩机的发展趋势主要是高压、高速、大容量、提高效率和延长使用期限。
在选择活塞式压缩机给天然气增压时应遵循技术先进、运行可靠、易于维护、负荷调节灵活以及能耗低的原则。
气田开发后期天然气增压方案及工艺适应性分析
DOI ：10.3969/j.issn.1001-2206.2023.06.007气田开发后期天然气增压方案及工艺适应性分析杨涛涛陕西博天节能环保科技有限公司，陕西西安710018摘要：鄂尔多斯气田某井区已进入天然气增压开采阶段，多数气井套压小于管输压力，造成气井处于关井或间歇生产。
根据已建站场分布，结合增压后气井最低生产压力、采集气管网和站场设备的适用性分析，优化选取合理的增压方式。
研究表明：采用两地三级的分散增压方式能够最大限度降低废气井压力，使低压气井得到有效开发，满足集气管网压力需求；可以平衡冬、夏季管网流速（3~8m/s），在保证气体具有一定携液能力的同时避免气液流速过快而造成冲刷腐蚀；对已建采、集气管网适应性较强，符合气田滚动开发模式。
压缩机设置于生产分离器之后，增压前的站场设备、管道、阀门等需进行校核。
关键词：增压开采；废弃井压力；管网；站场设备；方案比选Analysis on natural gas pressurization scheme and process adaptability in the later stage of gas field developmentYANG TaotaoShaanxi Botian Energy Conservation and Environmental Protection Technology Co.,Ltd.,Xi'an 710018,ChinaAbstract：A certain well area in the Ordos gas field has entered the stage of pressurized natural gas production.Currently,the casing pressure of most gas wells is lower than the pipeline transmission pressure,causing the shut-in or intermittent production of those wells.Based on the distribution of existing stations,combined with the analysis of the minimum production pressure of pressurized gas well,and the adaptability to gas gathering pipeline network and station equipment,an optimized,reasonable pressurization method was determined.Research suggests that the two-stage and three-level turbocharging method that can minimize the pressure of abandoned gas wells enables an effective development of low-pressure gas wells,meeting the pressure requirements of gas gathering pipeline network.The method can balance the network flow rate (3~8m/s)in winter and summer to ensure that the gas with a certain liquid carrying capacity is capable of avoiding erosion and corrosion caused by excessive gas-liquid flow rate.A strong adaptability to existing production and gas gathering pipeline networks can be found,which is in line with the rolling development mode of gas field.As the compressor is set after production separator,the station equipment,pipelines,valves,etc.need to be checked before pressurization.Keywords：pressurized production;abandoned well pressure;pipeline network;station equipment;scheme comparison and selection根据产量变化气田开发大体可分为3个阶段：产量上升阶段、产量稳定阶段和产量递减阶段[1]。
天然气增压系统存在问题及改进措施
天然气增压系统存在问题及改进措施第一篇：天然气增压系统存在问题及改进措施天然气增压系统存在问题及改进措施1.天然气增压脱水工艺流程根据工艺计算，胜利埕岛油田东部终端天然气起输压力为5.1MPa(表压)，而CB30区块油气进站内的段塞流捕集器分出的天然气压力约为0.4MPa(表压)。
因此，在胜利浅海油田海五联合站设计中设置了伴生气增压装置，将天然气增压至5.2MPa(表压)。
另外，天然气进外输管道后如果有水凝出，有可能形成天然气水合物堵塞管道，降低管道的输送效率；同时也会对管道造成严重腐蚀，影响管道寿命。
所以天然气增压后还必须进行脱水，故在工艺流程中设计了三甘醇脱水装置。
海五联合站天然气增压脱水工艺流程可简单概括为：来自段塞流捕集器出口汇管的天然气进入压缩机入口分离器，气液两相分离后，液相中的污水排入站内污水处理系统，轻油去液化烃储罐；天然气进压缩机，经增压、冷却、分离后进入干燥器脱除水分，干燥后天然气除尘、计量、外输。
天然气增压脱水装置基本参数如下：规模：48×104m3/d 进装置压力：0.5MPa 进装置温度：常温出装置压力：5.2MPa 出装置温度：40℃ 进装置含水：饱和水出装置含水：水露点小于-80℃2.增压压缩机撬块简介海五联合站增压采用三台进口往复式压缩机，型号为美国ArielJGC/2。
压缩机单台处理能力为240000m3/d，其中入口压力为0.5MPa，出口压力为5.2MPa。
每个压缩机撬块包含了压缩机、驱动马达、润滑油系统、冷却水系统、脉动缓冲系统、洗涤器、出口分离器、底撬和涂料。
压缩机撬块的工作过程是：从段塞流捕集器的伴生气进入压缩机入口以及洗涤器(相当于分离器)→一级入口脉动缓冲罐→压缩机一级气缸进行增压→一级出口脉动缓冲罐→一级压缩中间冷却器→二级入口洗涤器(相当于分离器)→二级入口脉动缓冲罐→压缩机二级气缸进行增压→二级出口脉动缓冲罐→二级中间冷却器→出口分离器→天然气管线外输。
天然气管道增压工程中线路工程的施工设计
天然气管道增压工程中线路工程的施工设计根据《输气管道工程设计规范》GB50251，本工程沿线地区等级划分情况是这样的：中干线越站至增压站段（DN500）652.8m 为一级；增压站与塔榆管线连接段（DN700）577m 亦为一级。
线路施工作业带的宽度应根据《油气长输管道工程施工及验收规范》（GB50369‐2006）的要求，以及现场情况、施工机具等确定，建议DN700 管道施工作业带宽度取18m，DN500 的管道取14m。
新建中干线越站至增压站段进出管线长度较短，管线采用牺牲阳极的阴极保护形式；新建增压站与塔榆管线连接段进出管线长度较短，管线直接纳入已建塔榆管线阴极保护系统，采用强制电流的阴极保护形式；为避免阴极保护电流的流失，在管道进、出站处应安装绝缘接头。
标签：天然气管道；管沟回填；管道转角；防腐；设计；标准该天然气管道增压扩能工程中塔榆增压站进站压力，塔榆首站天然气来气压力2.0～4.5MPa。
天然气平均温度289K（16℃）。
中干线天然气来气压力2.0～5.7MPa。
而榆济首站要求进站压力为4.0MPa，考虑塔榆末站站内0.1MPa的压力损失，塔榆末站进站压力为4.1MPa，塔榆增压站在输量为53×108Nm3/a的条件下出站压力应为5.7MPa。
线路部分的设计方案是这样的：中干线越站至增压站段管线，管道公称直径为DN500，长度约0.7km，设计压力6.3MPa；增压站与塔榆管线连接段管线，管道公称直径为DN700，长度约0.6km，设计压力6.3MPa。
中干线越站至增压站段，管线起自1#阀室预留接头（34#集气站-塔榆首站管线），出阀室后向南敷设进入塔榆增压站。
增压站与塔榆管线连接段，塔榆增压站位于已建塔榆管线东侧，就近将原有塔榆管线截断接入塔榆增压站，增压后外输管线接入现有塔榆管线。
根据《输气管道工程设计规范》GB 50251，本工程沿线地区等级划分情况是这样的：中干线越站至增压站段（DN500）652.8m为一级；增压站与塔榆管线连接段（DN700）577m亦为一级。
管道判断题
判断题二、判断题（高级工题库）1.（×）AA005 截止阀适用于经常开关的场合，公称直径多在100mm以下。
2.（×）AA007 法兰属于管道常用的不可拆连接件。
3.（√）AA008 原动机的选择应考虑安全性、可维修性、可调节性、自控性及燃料易得性及经济性等因素。
4.（×）AA009 机械清管器皮碗略小于管径，当清管器随油流移动时，皮碗可刮去结蜡层外部的凝油层。
5.（√）AA010 输气管道的主要电气设备包括：变压器、互感器、电力电容器、高压断路器及继电保护器等6.（√）AA011 天然气从生产井采出至输送到用户的基本输送流程为：天然气井、油气田矿场集输管网净化、增压输气干线、城镇或工业区配气管用户。
7.（×）AA011 天然气管道系统的基本组成部分为：集气、配气管线及输气干线；增压及净化装置；集、输、配气场站及阴极保护站。
8.（×）AA012 分离器是分离天然气中气态和液态杂质的设备。
9.（×）AA013 油气管道系统中的常用仪表室压力表和温度表。
10.（×）AA014 习惯上把两端带一定长度的直管段的弯曲管段称为弯头。
11.（×）AA015 与弯管相比，一般弯管的曲率半径较大。
12.（√）AB001 干的大气腐蚀速度小，破坏性也小。
13.（√）AB002 架空的油气管道的腐蚀属于大气腐蚀。
14.（×）AB003 金属腐蚀速度随表面凝结水液膜的逐渐增厚有所下降的原因是液膜中腐蚀性离子浓度降低的结果。
15.（×）AB005 土壤中的杂散电流通过埋地管线时，电流流入的部位是遭受腐蚀的部位。
16.（√）AB006 通常土壤的含盐量、含水量越大，土壤电阻率较小，土壤的腐蚀性越强。
17.（×）AB007金属腐蚀速度与土壤含水量成正比。
18.（×）AB009 埋地管道上形成的宏腐蚀原电池一般距离较短。
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ｒ ｅ ｍａ ｉ ｎ ｉ ｎ ｇ ３ ０ ＭＷ ｕ ｎ ｉ ｔ ｗｉ ｌ ｌ ｈ ａ ｖ ｅ ｔ ｏ ｐ ｒ ｏ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｓ ｓ ｏ ｂ ｉ ｇ ｔ ｈ ａ ｔ ｉ ｔ
倡 压 气 站 配 置 较 大 的驱 动 机 （ 功率备用 ） 且无备 用机组 ， 或 配 置 合 适 功 率 的驱 动 机 ， 在 其 后 第 ２或 第 ３个 站 场 考
许多管线输送的天然气分别由不同单位生产以及拥有这些气田的开发时间进度与天然气的外输量由许多技术的政治的因素决定这些因素很可能对管线远期达到设计输量的能力产生负面影响
第３ ３卷 第 ３期
ＯＩ Ｌ ＡＮＤ ＧＡＳ ＴＲＡＮＳＰ ＯＲＴ ＡＴ ｌ ＯＮ ＡＮＤ ＳＴ ＯＲＡＧＥ 油号储运
ｐ ａ ｓ ｓ ｅ ｄ． Ｓ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｃ ｏ ｎ ｉ ｆ ｇ ｕ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｓ ｗｉ ｔ ｈ ｔ ｈ ｅ ｓ ｉ ｎ ｇ ｌ ｅ ｏ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｚ ｅ ｄ ｒ ｉ ｖ ｅ ｒ
部分负荷状态 下 ， 这不 仅会 影 响透 平 的效 率 ， 还 会 增加
Ｃ ａ ｓ ｅ Ａ ｃ ａ ｎ ｒ ｅ ｐ ｒ ｅ —
以实 际 上 ， 当１ 台较大的透平压缩机失效后 ， 第 ２台机 组
将不得不停机 ， 气 体 只 能 越 站 输 送 。通 常 情 况 下 一 般 提
ｓ ｅ ｎ ｔ ｅ ｖ ｅ ｎ ｍｏ ｒ ｅ ｐ ｒ ｏ ｂ ｌ ｅ ｍｓ ． Ｔｈ ｅ ａ ｍｏ ｕ ｎ ｔ ｏ ｆ ｇ ａ ｓ ｔ ｈ ａ ｔ ｔ ｈ ｅ ｓ ｉ ｎ ｇ ｌ ｅ
ｎ ｉ ｎ ｇ ｕ ｎ ｉ ｔ ｉ ｓ ｇ ｏ ｉ ｎ ｇ ｔ ｏ ｂ ｕ ｒ ｎ ｗ ｉ ｌ ｌ ｎ ｏ ｔ ｊ ｕ ｓ ｔ ｉ ｆ ｙ ｔ ｈ ａ ｔ ｎ ｅ ｇ ｌ ｉ ｇ ｉ ｂ ｌ ｅ ｉ ｎ —
ｃ ｒ ｅ ａ ｓ ｅ ｉ ｎ ｈ ｅ ａ ｄ ｔ ｈ ａ ｔ ｔ ｈ ｉ ｓ ｕ ｎ ｉ ｔ ｗｉ ｌ ｌ ｐ ｒ ｏ ｖ ｉ ｄ ｅ ．Ｓ ｏ， ｐ ｒ ａ ｃ ｔ ｉ ｃ ａ ｌ ｌ ｙ，
．
根据 Ｓ ａ ｎ ｔ ｏ ｓ Ｓ Ｐ － ３ ］ 的分 析 ， 案例 Ａ可能带来更多 问 题 。 由于 剩 下 １台 ３ ０ Ｍ Ｗ 机 组 需 要 处 理 的 气 量 太 多 导 致 Байду номын сангаас 组 出现 拥 塞 ， 因此 实 际 上 不 能 正 常 运 行 。剩 下 机 组
消耗 的燃料 气很 多但 却 只 能提 供微 小 能头 的增 加 。所
虑备用机组 。支持这种 配置 的理论是 ， 管线 有非 常高 的 可用率 （ ９ ９ ． ５％） 及 ３ ０ Ｍ Ｗ 大 机组 较 高 的效率 （ ４ ０％ ～
４ ２％） 。实 际上 ， 透平设计 超 出正常功 率 １ ５％ 的裕 量 就
会使得燃机在 几乎 所 有 （ ９ ９ ． ５％） 运 行 时 间 内一 直 处 在
ｗｈ ｅ ｎ ｏ ｎ ｅ ｌ ａ ｒ ｇ ｅ ｒ ｔ ｕ ｒ ｂ ｏ ｃ ｏ ｍｐ ｒ ｅ ｓ ｓ ｏ ｒ ｗｉ ｌ ｌ ｂ ｅ ｏ ｕ ｔ ｏ ｆ ｏ ｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ， ｔ ｈ ｅ
ｓ ｅ ｃ ｏ ｎ ｄ ｗｉ ｌ ｌ ｈ ａ ｖ ｅ ｔ ｏ ｂ ｅ ｓ ｈ ｕ ｔ ｄ ｏ ｗｎ ａ ｎ ｄ ｔ ｈ ｅ ｓ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｗｉ ｌ ｌ ｂｅ ｂ ｙ —
燃 料 气 消 耗 。该 方 法 的 另 一 负 面 影 响 在 于 ， 这 种 配 置 还
ａ ｎ ｄ ｅ ｉ ｔ ｈ ｅ ｒ ｎ ｏ ｓ ｔ ａ ｎ ｄ ｂ ｙ ｏ ｒ ｓ ｔ ａ ｎ ｄ ｂ ｙ ｏ ｎ ｅ ａ ｃ ｈ ｓ ｅ ｃ ｏ ｎ ｄ ｏ ｒ ｔ ｈ ｉ ｒ ｄ ｓ ｔ ａ — ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｒ ｅ ｏ ｆ ｔ ｅ ｎ ａ ｄ ｖ ｏ ｃ ａ ｔ ｅ ｄ． Ｔｈ ｅ ａ ｒ ｇ ｕ ｍｅ ｎ ｔ ｓ ｉ ｎ ｆ ａ ｖ ｏ ｒ ｏ ｆ ｔ ｈ ｉ ｓ ｍｅ ｔ ｈ —
机组失效 后 ， 剩下 的机组 会尽 可能满 负荷运 行来保 证输
气量， 案 例 Ｂ 中的 压 缩 机 工 作 点 将 靠 近 高 效 区 ， 而案例 Ａ 中 剩 下 的 压 缩 机 将 会 运 行 在 阻 塞 区 附 近 。显 然 ， 案例 Ｂ 的 管 线 恢 复 时 间更 短 。
Ｂａ ｓ ｅ ｄ ｏ ｎ ａ ｎ ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｓ ｉ ｓ ｂ ｙ Ｓ ａ ｎ ｔ ｏ ｓ［ 一
２ ５
台３ ０ ＭＷ 机组 ， 其 中 １台机 组失 效 ， 将 导致 可用 功率减
少５ ０％； 然 而 如 果 考 虑 ３台 ２ ０ ＭＷ 机 组 ， 其 中 １台 机 组 失效 ， 将仅 导致可用功率减少 ３ ３％。 图 ２说 明 如 果 １台
ｏ ｆ ｇ ａ ｓ ｗｉ ｌ ｌ ｂ ｅ ｃ ｏ ｍｅ ａ ｖ ａ ｉ ｌ ａ ｂ ｌ ｅ ｏ ｒ ｓ ｔ ａ ｔ ｒ ｏ ｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｗｉ ｔ ｈ ｓ ｍａ ｌ ｌ ｅ ｒ
ｗｉ ｌ ｌ ｐ ｕ ｔ ｔ ｈ ｉ ｓ ｒ ｅ ｍａ ｉ ｎ ｉ ｎ ｇ ｕ ｎ ｉ ｔ ｉ ｎ ｔ ｏ ｃ ｈ ｏ ｋ ｅ， ａ ｎ ｄ ｔ ｈ ｕ ｓ ｆ ｏ ｒ ｐ ｒ ａ ｃ ｔ ｉ ｃ ａ ｌ ｐ ｕ ｒ ｐ ｏ ｓ ｅ ｓ ｏ ｕ ｔ ｏ ｆ ｏ ｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ． Ｔｈ ｅ ａ ｍｏ ｕ ｎ ｔ ｏ ｆ ｆ ｕ ｅ ｌ ｔ ｈ ａ ｔ ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｍａ ｉ —