中亚天然气管道起于阿姆河右岸的土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境，途经乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦，从霍尔果斯进入中国并与西气东输管道相连。中亚地区气候为典型的温带沙漠大陆性气候，夏季时长4～5个月，气温长期处于40～45 ℃。因夏季高温输气问题对现场工艺运行造成了一系列影响，而高能耗问题是其主要影响之一。为此以GCS压气站为例，借助SPS仿真软件及历史运行数据，首次量化分析了高温输气导致的额外能耗，阐明了开展降温技术改造项目的必要性。同时基于能耗优化理念，针对该站场存在的压缩机开机组合与输量匹配问题进行仿真模拟计算，提出基于月度输气计划压气站能耗优化的压缩机组匹配工艺方案，以实现管道的优化运行及节能降耗。

1研究背景

1.1压气站工艺系统简介

加兹里压气站（Gazli Compressor Station，GCS）位于乌兹别克斯坦境内，作为乌兹别克斯坦外输天然气的注入站。上游乌兹别克斯坦石油公司DKC5站的天然气，经过6.1 km管道输送至GCS站，经站内过滤分离、压缩增压、冷却、计量后注入中亚天然气管道A/B线或C线（图1）。

图1 GCS压气站输气工艺系统示意图

1.2压气站特殊运行工况

1.2.1高温天然气输送

自GCS站投产运行以来，在夏季高温运行期间，由于上游DKC5站外输天然气出站温度较高，历史最高达69.47 ℃，导致GCS站进站天然气温度维持在50 ℃以上，最高达63.8 ℃（图2），而GCS站设计进站温度小于45.8 ℃。同时，由于两站站间距短、管存气量小、DKC5机组不稳定等因素，GCS站可能存在某些短时间异常运行工况，例如：GCS站防喘阀开启，高温气体回流，由此进一步增大天然气温度。

图2 夏季高温期间GCS站进站温度数据监测

GCS站在高温天然气运行工况下，不仅压缩机组处于低效率运行状态，增加了自耗气量，而且若无法有效降低进站温度，天然气经机组增压后，气体温度将达到机组出口温度报警上限值105 ℃，导致机组停机，从而影响站场的安全稳定运行。由于该工况在夏季长期存在（图3），为此GCS站采用“回流掺混降温”的工艺流程，降低机组进口温度，从而将机组出口温度控制在报警范围内。站场回流阀的作用是通过天然气的回流，避免机组发生喘振，而“回流掺混降温”即控制站内回流阀的开度，将流经空冷区降温后的天然气通过站内回流管道注入分离区出口汇管，与进站高温气体掺混，由此降低压缩机组进口温度（图4）。虽然“回流掺混降温”降低了天然气温度，保证了站场安全运行，但在一定程度上也增大了机组的自耗气量。

图3 压缩机组出口温度数据监测

图4 GCS压气站“回流掺混降温”工艺流程图 

1.2.2不同输量与压缩机开机组合的匹配

GCS站压缩机组的设计输量为100×10⁸ m³/a（约2 850×10⁴ m³/d），设计进站压力为4.8 MPa，而自投产运行以来，由于上游气源不足，GCS站输气量基本维持在800×10⁴～1 800×10⁴ m³/d，进站压力为4.0～4.4 MPa，偏离了原设计工况，导致在1 000×10⁴～1 600×10⁴ m³/d工况时，压缩机开机组合与输量无法有效匹配，即：单机运行时，在高压比工况下无法满足输气任务要求；双机运行时，输量无法满足机组防喘裕度要求，需要打开站内回流阀，将部分空冷后的天然气回流至压缩机区入口以增大机组通过流量（图4）。上述两种运行方式均将使机组处于低效率运行区（喘振区、滞止区），且回流流程导致机组存在部分无用功，增大了自耗气量。选取夏季高温时期的某双机运行工况数据，在保证进出站压比一致的条件下，选取不同回流阀开度的工况进行分析（表1）。为满足压缩机组的防喘裕度要求，在该输量区间内采用了不同回流阀开度的气体回流措施，总体而言，各工况所需的自耗气量基本相当，但输气量差异较大。由此可知，在小输量下，由于输量匹配问题，采用双机组运行模式将存在较大的无用功能耗。

表1夏季高温时期GCS站双机运行工况数据统计

以下针对GCS站运行工况，借助仿真模拟软件及历史运行数据，量化分析高温天然气输送、不同输量与机组开机组合的匹配问题对站场自耗气量的影响，制定基于月度输气计划压气站能耗优化的压缩机组匹配工艺方案^{[1,2,3,4,5,6,7,8]}。

2基于能耗优化的压气站仿真模拟

2.1仿真建模及模型有效性检验

GCS站设置了4套功率为15 MW的由Solar TITAN130燃气轮机驱动的C45-3压缩机组，根据运行历史数据，对特性曲线进行了修正（图5）^[9,10,11,12]，并采用SPS软件进行仿真建模^{[13,14,15,16,17]}。

图5 GCS站压缩机组性能曲线

为了校验仿真模型，选取GCS站某天的运行数据作为有效性检验的参比数据。当日1^#、3^#双机组运行，输气量：1 532.7×10⁴ m³/d；进站温度：58.22 ℃；机组进口温度：50.33 ℃；站内自耗气量：14.508×10⁴ m³/d；当天站场回流阀的平均开度为25.23%，即1^#、3^#压缩机组的通过流量分别为： 876.072×10⁴ m³/d、887.808×10⁴ m³/d。仿真模型边界条件设定采用“入口定压、出口定流”模式。结果显示：自耗气误差约为3%，压缩机转速（Power Turbine Speed，NPT）误差约为1.5%，压缩机出口温度误差约为1%（表2）。仿真模拟与现场实际监测数据吻合度较高，误差在可接受范围内，可以进一步利用该模型展开能耗仿真模拟分析。

表2基于能耗优化的压气站仿真模型有效性检验 

2.2高温天然气输送对机组自耗气量的影响

2.2.1进口温度

以上述有效性检验的实际工况为基础，暂不考虑站场回流流量的变化（设定回流阀开度为25.23%），在保持进出站压力、输量不变的前提下，通过改变压缩机组进口温度（35～55 ℃），模拟量化分析不同进口温度对应的机组自耗气量变化（表3）。计算结果显示：①在保持其他边界条件不变的情况下，当改变压缩机组的进口温度时，其出口温度、机组转速及自耗气量将随进口温度的升高而增大，三者与进口温度基本呈正比线性关系；②以机组进口温度为50.33 ℃的基础工况为基准，进口温度每下降5 ℃，其日自耗气量将随之减小约1.6%（约2 600 m³/d）；③当机组进口温度达到53 ℃时，其出口温度将升至机组设定的高报值103 ℃。

表3不同进口温度对压缩机组能耗的影响

2.2.2消除回流掺混降温后的进口温度

由于上述有效性检验的实际工况中存在站场回流（回流阀开度为25.23%），该部分回流气体用于掺混上游DKC5站的高温天然气，以降低机组进气温度，机组对该部分回流气体所做的功可视为无用功，其额外能耗也应归结为高温天然气运行引起的。

借助仿真模型，分析当站内不存在用于降低机组进口温度的回流流量时，在不同进口温度时完成相同输量计划所需的自耗气量变化，同时可分析当机组出口温度达到最大允许值101 ℃时，压缩机组的最大允许进气温度。计算结果（表4）显示：①压缩机组的出口温度、机组转速及自耗气量将随进口温度的升高而增大；②以机组进口温度为50.33 ℃的基础工况为基准，在不存在用于降低进口温度的气体回流时，随机组进口温度的减小，自耗气量的降幅将更大（以进口温度45 ℃为例，此时温降约为5 ℃，自耗气量降幅达到6%，约10 080 m³/d）；③站场运行期间一般将机组最大允许出口温度控制在101 ℃以内，该基础工况下，机组所允许的最大进口温度约为51 ℃，此时所消耗的自耗气量较先前可节省约5%（约7 780 m³/d）。

表4 考虑消除回流掺混影响时的不同进口温度对压缩机组能耗的影响

2.2.3经济效益分析

为了校验仿真模拟计算的准确性，查询GCS站历史数据，选取与上述基础运行工况较为相近，且不存在用于降低机组进口温度的气体回流时（用于防喘的气体回流除外）的历史数据，对比两者自耗气量的差异（表5）可知：2017.04.05—2017.04.06自耗气量较基础工况可节省16 535 m³/d。对比表3中的仿真模拟结果，机组进气温度为36 ℃时的模拟工况较基础工况可节省13 450 m³/d，可知仿真模拟结果与实际历史数据吻合度较高，可较为准确地反映压缩机自耗气量随机组进口温度的变化规律。

历年夏季运行阶段，GCS站用于回流掺混降温的运行时间长达5～6个月，经仿真模拟，每年此时段由于高温天然气运行工况所导致的额外能耗高达208×10⁴～250×10⁴ m³，按照天然气结算价格，每年增加的额外能耗费用约为124×10⁴～149×10⁴元。同时，高温天然气输送不仅降低了设备可靠性，还增加了设备的运行维护费用^[18,19]。因此为了实现站场的安全高效运行，针对GCS站高温天然气运行工况，推动开展降温技术改造项目尤为重要。建议在上游DKC5站增大空冷负荷或在GCS站进站增设空冷设施。

表5基于机组能耗的两组实际工况数据对比

2.3压缩机开机组合与输量的匹配优化

2.3.1单机运行最大输气能力仿真模拟

为制定压缩机开机组合与输气量的较优匹配方案，首先需要依据现场工艺条件，探究压缩机组单机运行时的输气能力。借助仿真软件SPS，在设定进口压力为4.2 MPa，进口温度为40 ℃，机组最大转速为98%时，模拟计算压缩机组在不同压比下的输气量、自耗气量及效率变化（表6）。同时计算了在机组出口压力分别为7.6 MPa及8.0 MPa条件下，压缩机组单机运行时输气量及自耗气量的变化（图6、图7）。

表6Solar机组单机运行最大输气能力仿真计算

图6 压缩机组出口压力为7.6 MPa时的仿真计算结果

图7 压缩机组出口压力为8.0 MPa时的仿真计算结果

2.3.2月度输量匹配优化及节能效果分析

选取2017.04.08—2017.04.09 GCS站当天的运行工况，当日压缩机开机组合为2用2备，运行压比1.73（进口压力4.4 MPa，出口压力7.6 MPa），日输气量1 500×10⁴m³/d，站场回流阀平均开度15.17%（图8），自耗气量13.34×10⁴ m³/d，由于未进入夏季高温时段，因此不存在高温天然气运行问题。该工况存在典型的压缩机开机组合与输气量不匹配问题^[20]。每年有7个月的平均日输气量为1 300×10⁴～1 600×10⁴ m³/d，该时段为了防止机组喘振而采用基于站内回流流程的低效率、双机组运行模式，大幅增加了机组能耗。

图8 回流阀开度数据监测

为了实现站场高效运行，提出了基于月度输气计划压气站能耗优化的压缩机组匹配工艺方案^[21]。以月度输气量计划为4.5×10⁸ m³（日输气量约为1 500×10⁴ m³/d）为例，若按照以往2用2备开机组合，以2017.04.08—2017.04.09工况为例，则该月的日自耗气量约为13.34×10⁴ m³/d。结合上述单机运行最大输气能力仿真模拟，建议GCS站上半月采用单机运行，日输气量为1 200×10⁴ m³/d；下半月采用双机运行，日输气量为1 800×10⁴ m³/d。经仿真模拟测算，此时GCS站日自耗气量分别为10.26×10⁴ m³/d、14.12×10⁴m³/d，即平均日自耗气量为12.19×10⁴ m³/d，较以往低效率的双机运行模式每日可节省自耗气量约11 500 m³，每年可节省自耗气量约242×10⁴ m³，节省能耗费用约143×10⁴元。在某些低输量、大回流工况下，该工艺方案的节能效果更明显，能耗降幅可达30 000 m³/d，因此在GCS站推行该工艺方案具有较高的节能效益。

3结论

（1）当输气量不变，压缩机组的出口温度、机组转速及自耗气量将随进口温度的升高而增大，并基本呈正比线性关系；以GCS站为例，机组进口温度每上升5 ℃，自耗气量将增大6%；该站每年因高温天然气运行工况所导致的额外能耗高达208×10⁴～250×10⁴m³，折合运行费用约为124×10⁴～149×10⁴元，故为实现站场高效运行，推动相关降温技术改造项目显得尤为重要。

（2）在一定输量范围内，GCS站采用的低效率双机运行模式，每天增加约1×10⁴～3×10⁴m³的自耗气，经测算该站每年因机组开机组合与输量不匹配问题所造成的额外能耗约为242×10⁴ m³；通过仿真模拟可知在单机运行模式下，输气量、自耗气量、进出口温度及机组效率随压比的变化规律，由此指导站场在不同输量台阶下制定较优的开机组合；推行基于月度输气计划压气站能耗优化的压缩机组匹配工艺方案可有效解决站场机组开机组合与输量不匹配问题，从而实现节能降耗。

（3）高温输气在增大自耗气的同时，也将对站内各设备的运行状态、效率及寿命造成一定影响，建议开展相应的研究工作。同时，对新建压气站的设计，应充分考虑上下游（气源）站场的空冷负荷能力，合理采购可满足现场温度工作要求的各设备单体，由此确保站场的安全、平稳、高效运行。