西气东输管道工程介绍_上_

:吴宏,1958年生,高级工程师,硕士研究生,现任西气东输管道公司副总经理。地址:(100724)北京市西城区六铺炕街6号。电话:[phone]。()吴宏(西气东输管道公司).西气东输管道工程介绍(上).天然气工业,2003;23(6):117~122向中国东部经济发达地区提供天然气的/西气东输0工程的输气管道,是目前中国距离最长、管径最大、压力最高、输量最大、投资最高的输气干线。文章在对工程概况进行说明后,详细介绍了该管道工程的干线设计,其中包括:设计压力与管径优化选比,压气站增压系统优化,内涂层减阻技术使用,调峰,以及长江、黄河的穿越等。同时,还介绍了包括流量计计量、标定,自动化控制和信息、通讯等技术在内的整个输气工程的调度管理系统。从而全面地展现了/西气东输0工程的整体面貌和技术水平,在工程中使用的技术有很多在国内尚属首次应用。最后,还对今后的工作提出了建议。西气东输管道工程干线管道管线设计管道敷设管道穿越自动控制西气东输管道工程横贯我国东西,起点是新疆塔里木的轮南,终点是上海市西郊的白鹤镇。管道干线自西向东途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏和上海市等9个省、区、直辖市。干线管道全长约3900km,支线管道总长近2000km,向我国东部4省1市供气。西气东输管道的大型用户共有40家,涉及工业、民用和发电。干线管道的设计输量120@108m3/a,设计压力1010MPa,管径1016mm,壁厚1416~26.2mm,材质X70钢。干线管道穿跨越长江1次、黄河3次、淮河1次,其他大型河流8次,共需建设陆上隧道15条,修建伴行公路近1000km。管道干线共设工艺站场35座,线路截断阀室138座。工程于2002年7月4日开工,2003年底建成靖边到上海段,先期输送长庆气田天然气,2005年上半年全线贯通,输送新疆塔里木气田天然气。整个西气东输工程,包括上游气田开发、中游管道建设、下游市场开发总投资估算约1500亿元,其中管道部分的投资约为435亿元。西气东输管道工程是中国目前距离最长、管径最大、输气量最大、压力最高、施工条件最复杂、投资最高的天然气管道,工程以其宏大的建设规模而被举世瞩目。11(1)设计压力与管径优化比选迄今我国已建成的陆上长距离输气管道的最大工作压力为614MPa,管径未超过660mm。而国际天然气管道的发展趋势则是采用高强度、高韧性管材、大口径、高压力输送,表1列出了国外几条先进的大型输气管道概况。对于大输量管线,最好的节能方法是采用高压输送,因为压力愈高,气体密度愈大,因而流速减小、摩阻减少。西气东输管道120@108m3/a的设计输量、10MPa设计压力、1016mm管径的工艺设计已处于世界大型输气管道之列。西气东输管道工程在可行性研究(简称/可研0)中,对输送压力、管径和管壁粗糙度进行了充分的论证,对614MPa、814MPa、1010MPa、1210MPa四种输送压力,ª914mm、ª965mm、ª1016mm、ª1067mm和ª1118mm五种管径输送方案进行了比选。下面仅列出最具代表性的两组数据进行说明:表2是814MPa设计压力下,不同管径输气工艺方案的投资比较;表3是10MPa设计压力下,不同管径输气工艺方案的投资比较。#117#第23卷第6期天然气工业1名称投产时间长度(km)设计输量(108m3/a)设计压力(MPa)管径(mm)材质美国克恩河)莫哈维输气管道系统199317001148127914/760/1070API5L)X70德国赫尔纳)施吕腾输气管道1993260)9181219API5L)80阿尔及利亚)意大利洲际输气管道复线199622001250(原设计输量),2600(敷设复线扩建后输量))1168/1067/1219)马格里布)欧洲输气管道(GME)一期工程1996132780710(阿尔及利亚段),810(摩洛哥、西班牙段)1219(陆上部分)API5L)X70Alliance管道200029881361210914(输气干线)1067集气干线API5L)X70Vector管道)5601037101067(新建管道)914(原管道)API5L)X702814MPa序号内容方案1方案2方案3方案41管径(mm)9651016106711182压比11251125112511253粗糙度(Lm)101010104压缩机站数(座)352519135计算功率(MW)3951922781031961261451886耗气量(108m3/a)91987101419531687耗钢量(104t)1321471611718线路投资(亿元)1751912152349站场投资(亿元)11377594210年直接操作成本(亿元)181316124151521510111费用现值(亿元)294166275120278154279195310MPa序号内容方案1方案2方案3方案41管径(mm)9651016106711182压比11251125112511253粗糙度(Lm)101010104压缩机站数(座)22161295计算功率(MW)256.74182.531421641091216耗气量(108m3/a)6147416031621757耗钢量(104t)1471621781978线路投资(亿元)1872052312529站场投资(亿元)7252393010年直接操作成本(亿元)161614168141741417811费用现值(亿元)266104261198274144284167从表2可看出814MPa设计压力下ª1016mm管径设计方案的投资最小。从表3可看出,1010MPa设计压力下,ª1016mm管径设计方案的投资最小。结合表2、3可看出,10MPa设计压力、ª1016mm管径方案的投资最低。尚需说明的是,虽然12MPa设计压力,ª914mm管径方案的投资略低于10MPa设计压力、ª1016mm管径方案的投资,但考虑到西气东输管道输量有增输至180@108m3/a的远景规划,如果通过增设压气站的方式提高管道的输量,ª914mm管径的经济性要比ª1016mm管径的经济性差得多。加之目前国内尚不能轧制用以制作设计压力为12MPa、管径为ª914mm输气管线的卷板,故最终确定采用1010MPa输送压力,ª1016mm管径的输送工艺方案。(2)内涂减阻技术西气东输管道全线采用非腐蚀性天然气输送管道的内壁减阻覆盖层(简称/内涂层0)。虽然在国外,大管径干线输气管道采用内涂层技术现已相当成熟并得到了广泛应用,但在国内尚属首次。天然气管道的减阻内涂技术是一项经济效益显著的高新技术,初期投入的成本将会有几倍的收益,线路越长、输气量越大,收益就越高。内涂层的效益主要体现在:¹在管径、压力不变的前提下,可提高输量;º在输量和压力一定的前提下,可缩小管径,节约钢材;»在管径、输量、压力不变的前提下,可减少压缩机站的站数;¼由于摩阻减小,压缩机的动力消耗减小;½延长清管周期,减少清管次数;¾减轻管内壁腐蚀,保证介质纯度。西气东输管道采用内涂层技术,可节约工程投资和运行费用,具有明显的经济效益,以1010MPa设计压力、ª1016mm管径、1125压比方案为例:¹在同等输量下,站间距可以增大1612%,从而可减少#118#天然气工业2003年11月压气站3座,可节约资金1111亿元,减去内涂所需费用后,仍可减少固定资产投资711亿元;º在同样输量下,压缩机总功耗可以减少23%,若驱动机为燃气轮机,则自耗气可以减少23%,每年可减少运行费用1161亿元;»减少清管次数、缩短管道干燥时间、减少管壁上物质沉积、确保输气纯度、减少污染等。此外内涂管道内表面的光洁度有利于检测出管道的裂纹、凹陷、裂缝和坑洼等缺陷。西气东输工程采用内涂的涂料由带有颜料的环氧树脂、填充剂、溶剂、固化剂和稀释剂组成,内涂层基本参数:钢管表面粗糙度表面处理后30~50Lm;内涂后[10Lm;内涂敷膜厚度干膜65~75Lm;表面处理标准(GB8923)Sa215级。(3)优化的压气站增压系统为了寻求一个经济、合理的布站方案,分别对西气东输管道采用不同压比的增压方案及不同机组配置方案进行了分析和综合技术经济比选。参与比选的压比方案有:压比1125、1135、114~115、116~117四种增压方案。为满足管道运行的安全可靠性,全线各压气站内压缩机组的配置要有一定的冗余,即备用。例如,一般首站压气站、无人值守站需要采用机组备用的配置方式。通过计算分析,1125压比方案压气站的配置可采用隔站机组备用方式,即当单机组站因事故停车时,利用其他压气站备用机组,串联运行可恢复管道输量。其他压比输送方案,则由于压比过大,站间距较长,而需采用机组备用配置。表4是根据基础数据测算出的4个方案评价指标。4项目名称1125压比1135压比114~115压比116~117压比压气站数(座)1612109机组配置方式隔站机组备用机组备用机组备用机组备用燃压机组台数25242018固定资产投资(亿元)34134371563415938137年运行费用(亿元)6178614461196179费用现值(亿元)53106531575117057165从表4中可看出,压比114~115方案的费用现值在四个方案中最低,经济性最好。压比1125方案次之,压比116~117方案费用现值最高,经济性最差。压比114~115方案费用现值比压比1125方案费用现值低2156%,且与压比1125方案相比压比114~115方案有以下优势。1)运行可靠性高压比114~115方案各站均有备用机组,站内运行机组失效时启动备用机组,系统恢复正常运行。压比1125方案有7座压气站为单机组配置,如果单机组站机组失效的同时,下游备用机组站又有一台机组失效,则系统不能恢复正常运行,将直接影响管道输量。因此,在可靠性方面压比1125方案不及压比114~115方案。2)压气站数量少,运行机组少压比114~115方案比压比1125方案减少6座压气站,定员减少36人,设计输量下,运行机组少6台,运行管理简化,故障发生率降低,可靠性较高。3)节省燃料气设计输量下采用压比114~115方案每天耗气120.15@104m3,比压比1125方案每天节省燃料25114@104m3,年均节省燃料气0188@108m3。目前国际上先进的大型天然气长输管道一般都采用高压力、大压比输送。1955~2001年国际著名燃气轮机、压缩机制造厂商Rolls2Royce公司生产的的压缩机压比1140以上的产品占5412%,压比1130以下只占2518%,压比113~114的占20%。GE新比隆1962~2000年生产的436台输气管道压缩机中,压比在1140以上的占7212%,压比在113~114的占1016%,压比在1130以下的只占1712%。可见,采用高压力、大压比输送是目前国际上先进大型输气管道发展的趋势。按114~115压比方案,西气东输管道共需建设10座压缩机站,单机功率在25MW以上。压缩机比选,选用了具有排量大、重量轻、结构简单、占地面积小、运行效率高、流量平稳、噪声小、操作灵活、使用寿命长、维护费用少的离心式压缩机,其原动机则结合管道沿线的外部供电条件,分别采用了变频调速电动机和燃气轮机。考虑到西气东输工程的重要性,决定采用一用一备用方式,以确保安全供气。(4)系统调峰按照国际惯例,在建立天然气采、运、销系统的初期,从整体的经济利益考虑,常常是由供气方来承担满足供气不均衡性的要求,包括由几个独立的气#119#第23卷第6期天然气工业源(包括LNG),或由从属于各供气方的或独立经营的储气库来承担调峰任务等,各方之间的责任和利益通过合同来相互制约和体现。西气东输管道便是按照市场经济的法则,在/满足社会对天然气需求0以买方为中心的经营理念下,通过供气和用气双方共同遵守/照付不议0合同这一前提,承诺负责城市管网用户的季节调峰和直供电厂用户的小时及季节调峰。西气东输管道是一个单气源多用户的