输气工艺方案的技术经济对比和节能工艺优先顺序的论证Word格式.docx

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l08～320×

108（m3/a）。

上述这些参数是在输气管道不同发展阶段（从70年代开始）的原始价格指标的基础上通过技术—经济优化而确定下来的，当时所采用的综合原始价格指标的代表值是：

每公里输气管道的投资CKMO=450×

103卢布/km，压气站每于瓦功率的投资CKBTO=150卢布/kW，燃料气价格CTRO=10卢布/1000m3，与功率无关的一个压气站的投（包括基础设施）CHeзO=5×

106卢布/站。

由于技术—经济市场行情的变化，有必要对输气管道最优参数预期的变化（相对于传统输气工艺参数而言）进行评估，这种变化的程度可反映出传统输气工艺在价格上涨和其它原始价格指标升级情况下的稳定性程度。

首先必须要评估的是决定

性参数—输气管道最优输量QoпT的稳定性。

　　最优输量相对变化与原始价格指标相对变化之间的关系曲线表示在图2—3—1上。

　　最优输量相对变化是指：

　　原始价格指标相对变化包括：

　　每公里输气管道线路部分的投资（见图2—3—1曲线1）：

　　压气站每千瓦功率的投资（见图2—3—1曲线4）：

　　每1000m3燃料气的价格（见图2—3—l曲线3）：

　　与功率无关的一个压气站的投资（包括基础设施）（见图2—3—1曲线2）：

　　在所算得的QoпT与CKM、CKBT、CTr、CHeз的关系曲线中包括了CKM、CKBT、CTr和CHeз这些预测指标的所有可能的变化范围。

　　图2—3—1上的关系曲线是用“计算段法”来计算不同综合原始价格指标下的输气管道最优输量，然后对计算结果进行综合而获得的。

分析图2—3—l上的结果可作出如下结论：

（1）最优输量随燃料气的价格、每千瓦功率的投资、与功率无关的一个压气站的投资的增加而减少；

（2）最优输量随每公里输气管道线路部分投资的增加而增加；

　　（3）当输气管道线路部分的单位投资（每公里的投资）提高时，最优输量的变化速度（增加）最快：

CKM提高1％，QoпT约增加0．2％；

而当其余的单位费用提高时，输量QoпT的变化速度（下降）较慢：

比如，CKBT提高1％，QoпT下降0．15％；

CTr提高1％，QoпT下降0．08％；

CHeз提高1％，QoлT下降0．05％。

　　（4）如果同时以同一个百分点提高原始单位指标CKM、CKBT和CHeз，则最优输量实际上不发生变化，这是因为指标CKM与指标CKBT和CHeз起相反的影响，因此它们所引起的输量的变化互相抵消。

　　因此，对输气管道最优输量、从而对输气管道其它最优参数产生主要影响的并不是这个或那个原始技术—经济指标的绝对变化，而是这些变化的相互关系，举例来说，如果指标CKM提高的程度大于指标CKBT和CHeз，则输气管道的最优输量将会增加。

在实际上，不同原始单位价格指标的提高是不等同的，燃料气价格CTr的提高速度远超过其它指标CKM、CKBT、CHeз的提高速度。

在优化计算中，燃料气的价格由于按闭合费用进行估价提高了4～5倍，而指标CKM、CKBT和CHeз的特点是提高的程度很小。

在这三个指标中变化最大的是每公里线路部分的单位价格CKM。

随着输气管道的建设向西西伯利亚和亚马尔艰难地区的转移，预计CKM将提高1—1．5倍，而指标KBT和CHeз的提高速度将不会这么快。

因此，原始价格指标不等同的变化，以及燃料气价格提高的速度占优势的影响，这就决定了输气管道最优输量的下降。

　　现在回到对传统输气工艺在现代条件下和在将来的稳定性和可接受性的评估上，进而分析最优参数偏离传统值（输量320×

108m3/a，压气站站间距100～120km，压缩比1．45）的预测偏离值。

这种分析所针对的是从俄罗斯亚马尔半岛到西欧国家这一前景看好的方向上的输气管道。

这条输气管道沿线所经过的地段的特点是原始价格指标的变化范围非常之大，从实质上讲，覆盖了CKM、CKBT、CHeз和CTr这四个综合指标所有从现实出发可以预料的值。

正因为如此，所要进行的分析将会对传统输气工艺的稳定性程度得到充分而全面的评估。

　　作者把这条输气管道沿线经过的地区分为四个自然气候区，每个区都有各自的原始价格指标：

　　Ⅰ区——亚马尔半岛和邻接地区；

　　Ⅱ区——科米自治共和国北部；

　　Ⅲ区——科米自治共和国南部、阿尔汉格尔斯克州、伏尔加格勒州和特维尔斯克州。

　　Ⅳ区——原苏联欧洲部分西部。

　　原始价格指标采用两个方案：

（1）按各设计院的预算数据（1986—1987年）；

（2）根据预测的价格指标。

　　预测的价格评估方案与预算方案的区别是前者的燃料气价格CTr水准和与功率无关的一个压气站投资。

水准定得较高。

以前在进行方案的技术—经济比较以及在选择输气管道最优工艺方案时，燃料气的价格通常是以价格表的水准为基础（10卢布／1000m3）。

从1988年起，对燃料气的价格是按压气站所在经济区的闭合费用来评估的，这一点已反映在预测方案的价格中。

表2—3—1亚马尔—西欧国家输气管道的原始技术经济信息数据

　　注：

表中分子预算方案的原始价格指标，分母为预测方案的原始价格指标。

　　在预测方案中，与功率无关的一个压气站投资的增加与压气站基础设施（其中包括民用住宅建筑）投资的增加有关。

表2—3—1列出了有关亚马尔一西欧国家输气管道的原始技术经济信息的数据。

　　作者对不同经济区最优参数的计算结果进行了分析（2—3—2～图1—3—5），得出了如下结论：

（1）由于燃料气价格从10卢布／1000m3提高到闭合费用的水准，以及与功率无关的一个压气站投资的增加，输气管道的最优输量Q从320×

108～335×

108m3／a（根据预算方案的原始指标）下降到225×

108～280×

108m3／a。

第Ⅳ区（原苏联欧洲部分的西部）的最优输量为最小（225×

108m3／a），第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ区的最优输量为245×

l08m3／a，而且有一个规律：

越靠北部地区，最优输量越大。

（2）最优压气站站间距L从80～1lOkm（在预算方案原始指标下的最优站间距）增加到145～170km。

第Ⅳ区（原苏联欧洲部分的西部地区）最优站间距最长（170km），其它3个区的最优站间距的范围相当窄（145～160km）；

　　（3）最优压缩比ε：

对于Ⅰ区（亚马尔半岛地区）的输气管道从1．47～1．48（按预算方案的原始指标）增加到1．53（按预测方案的原始指标）。

在Ⅱ区，两种方案的最优压缩比实际上是一样的（1．41）。

在Ⅲ区，从预算方案过滤到预测方案时，最优压缩比从1．40降到1．39。

在Ⅳ区，最优压缩比在两种方案下均为1．37。

　　（4）除Ⅰ区外，在所有其它经济区压气站的最优工作功率N均有所下降。

在Ⅰ区，压气站最优工作功率等于57～58MW，与原始指标的方案无关。

在Ⅱ区，最优工作功率从51MW下降到43MW；

在Ⅲ区，最优工作功率从55MW下降到38MW；

在Ⅳ区，最优工作功率从49MW下降到32MW。

　　因此，在所有的自然、气候和经济区，除亚马尔和极圈附近的特殊地区以外，最优的方案就是节能工艺方案。

从计算结果可以看出（见图2—3—5），Ⅳ区（原苏联欧洲部分西部地区）具有低压头输气工艺的特点，无论是按预算方案的原始指标，还是按预测方案的原始指标，这一区的压气站压缩比均为ε=1．37,但是压气站站间距却不一样，分别为80km和170km。

必须指出，在Ⅱ区和Ⅲ区按预测方案的原始技术、经济指标所确定的最优工艺方案，其压缩L约为1．40，与压缩比为1．45的传统工艺方案相比，也应该看成是低压头输气工艺方案。

因此，在这条输气管道（亚马尔一西欧）的全部长度上（亚马尔半岛的特殊地区除外）低压头节能输气方案具有良好的前景）。

　　当燃料气按价格表（约10卢布／l000m3）进行估价时，直径1420mm,压力7．4MPa输气管道的低压输气工艺的最优参数如下：

输量300×

108～320×

108m3/a、压气站压缩比1．30～1．37，压气站站间距70～80km。

　　如考虑预测方案的原始指标，低压头输气工艺的参数将发生重大的变化：

输量225×

108m3/a，压缩比1．37，压气站站间距170km。

　　综上所述，现把按预测方案原始指标计算的该输气管道在各自然、气候和经济区的最优参数归纳如表2—3—2。

表2—3—2自然、气候和经济区的最优参数表

自然-气候，经济区

Ⅰ

Ⅱ

Ⅲ

Ⅳ

输量，108m3

280

270～280

240～250

220～230

压气站站间距，km

160

140～150

170

压缩比

1.53～1.54

1.40

1.37

工作功率，MW

60

50

40

30

　　所获得的这些数据也完全可用于自然、气候条件相近的其它地区，比如，Ⅱ区接近于秋明州北部和乌拉尔极圈附近地区的条件，Ⅲ区接近于乌拉尔中部和普雷杜拉列地区的条件，Ⅳ区接近中部地带的条件。

由此可得出结论，所获得的关于最优输气工艺参数的结论实际上具有普遍性。

　　前面已经指出，为在新建输气管道上实行低压输气工艺，要求把压气站站间距从传统输气工艺的100～120km提高到l40～170km。

那么，在改造平均站间距约为1lOkm的运行中的输气管道时，采用低压头输气工艺显然与在原来站场内要改造的压气站的布局有关。

现在来评估一下单位金属耗量和单位能耗和传统输气工艺的预期偏离值。

为此，可利用表示传统输气工艺和图2—3—6（压气站压缩比为1.30的低压头输气工艺）上的计算结果。

从传统输气工艺可知，当压气站平均站间距L为105km和输气距离固定时，传统输气工艺具有如下指标：

单位能耗Э 

单位金属耗量 

此时输气管道的输量Q=290×

108m3/a。

对于低压头输气工艺，从图2—3—6可知：

单位能耗为45kW/106m3，单位金属耗量为70.5t／106m3，输量为320×

　　因此，在输气管道改造阶段采用这种低压头输气工艺方案可使单位能耗降低20％左右，但此时输气管道的输量下降10％。

如果输量从320×

l08m3／a下降到290×

lO8m3/a是允许的话，那么这种低压头辅气工艺方案是可以接受的。

上述压气站站间距为传统站间距的这种低压头输气工艺显然也可用于新建的输气管道上，但这时与压气站站间距约为140～170km，压缩比约为1．40的最优低压头输气工艺相比，单位折合费用将提高5％～10％。

　　关于在直径1420mm输气管道上进一步提高工作压力（高于目前已达到的7．5MPa的水平）是否合理的问题在专家们中间引起了很大的争论。

为进一步提高工作压力的输气工艺之所以引起了关注，是因为在过去压力从5.5MPa转到7．5MPa后曾带了巨大的效益。

但是，必须指出，这是有很大差别的；

在压力从5．5MPa转到7．5Mpa的同时，直径从1220mm增大到1420mm，而这才使效益的大部分得到了保证。

在固定直径1420mm的情况下，把压力从7．5MPa提高到更高的水平（9．8MPa）的合理性并不明显，必须加以详细论证，此外，目前尚缺乏可靠的有关更高压力输气管道的原始技术、经济信息，这使问题变得更加复杂。

　　压力为9．8MPa的输气工艺与传统输气工艺（7．5MPa）的对比表示在图2—3—7上。

压力为9.8MPa的榆气方案是按传统的压缩比1.45和传统的压气站站间距110～120km进行计算的。

作者对具有相同商品气输量、直径均为1420mm的下列两大输气管道系统进行了对比：

（1）压力为9．BMPa的三管平行输气管道系统；

（2）压力为7．5MPa的四管平行输气管道系统。

　　在图2—3—7上所表示的是燃料气价格CTr，每千瓦安装功率的投资CKBT和建造lkm工作压力为9．8MPa输气管道线路部分的投资CKM对工作压力较高输气方案技术—经济效果的影响。

考虑到压力为9．8MPa输气管道综合价格指标的不确定性，故这些指标的值是通过与压力为7．5MPa输气管道类似指标的对比来变动其增加的幅度。

作者分析研究了原始价格指标CKM和CKBT,在压力为9.8MPa时的3个增幅等级；

10％（图中的1区）、20％（2区）和30％（3区）。

从图可看出，当压力从7.5MPa过渡到9．8MPa时，每公里和每千瓦投资的变化对折合费用相对变化的影响要比燃料气价格变化对其的影响大得多。

折合费用的相对变化是指：

　　式中S7.5，S9．8——分别为压力7．5MPa和9．8MPa输气管道的折合费用。

　　分析表明，起主要影响的是每公里价格的变化。

　　因此，决定压力为9．8MPa输气管道技术—经济效果的因京是每公里输气管道投资增加的程度。

燃料气价格的提高所产生的影响不是同一的，视每公里投资的实际增加程度而定。

与7．5MPa相比，9．8MPa输气管道每公里造价最大可能提高15％～20％，在这种情况下，当燃料气价格为60卢布／1000m3时，折合费用的相对变化值为-1％～-4％，也就是说，在这种情况下，采用9．8MPa新输气工艺可使折合费用降低1％～4％。

如果在同样的燃料气价格下，每公里输气管道造价的增加超过20％，则采用9.8MPa新输气工艺在技术—经济上是不合算的。

随着燃料气价格的提高，上述规律从定性上讲不发生变化。

但是，相比较的两种输气工艺折合费用之比的绝对值将有点不一样。

在分析研究亚马尔半岛的输气方案时，作者对压力为7．5MPa和9．8MPa的两种输气方案（管径和管材的强度极限分别为1420mm和650MPa）作了详细的对比。

关于燃料气的价格是根据当时已定型的一种观点，即按压气站布置地区的闭合费用进行估计。

表2—3—3列出了亚马尔输气管道系统中到乌赫塔这一段的两种输气方案的主要指标：

表2—3—3两种输气方案的主要指标

1.压力，MPa

7.5

9.8

2.输量，108/m3/a

1920

3.压气站站间距，km

100～120

4.平行管道数目

6

4

5.压缩比

1.45

6.商品气输量，108/m3/a

1850

7.自用气，108/m3/a

55

8.金属耗量，103t

2760

2750

9.装机功主，MW

2675

2650

10.折合费用，106卢布/a

1932

1981

　　从表中的数据可得出结论：

7．5MPa和9．8MPa两种输气工艺方案的所有资源消耗指标都是等值的，这样，从节约资源的观点来看，压力转向9．8MPa对输气工艺的强化没有任何优势。

所对比的两个方案的折合费用实际上也是相同的（只相差2．3％～3％）。

因此，9．8MPa的输气工艺方案没有任何技术—经济效果。

但是，这种输气工艺无可争辨的优势是单管的输量增大，因而，相应地减少了需要铺设的平行管道的数目，并减少了需要征用的建设多管平行输气管道系统的土地面积。

需要指出的是，关于压力为7．5MPa和9．8MPa这两种输气管道施工难度的比较问题引起了很大的争论，最终也没有得出一致的结论。

对适合于亚马尔输气系统的竞争方案的分析发现，9.8MPa压力的输气工艺对钢管、截流阀件、连接管件的线路部分其它设备等的进口有很强的依赖性，而且缺乏现成的技术方案、缺乏现成的输气机组各型号规格系列、冷却站的设备以及施工机器和机械等的样品。

但所需外汇的估计表明，为实施9．8MPa压力的输气工艺，与7．5MPa输气工艺相比，需要多支出几百亿美元的外汇。

　　由于输气管道工作压力的提高而产生的一个极其严重的问题就是预期的工作可靠性下降。

目前俄罗斯国内尚没有工作压力为9．8MPa输气管道的操作经验，因此，对这种输气管道运作性能可靠性的预测只能建立在如下基础上：

对现行的7．5MPa输气管道的工作进行分析、对输气管道性状由于压力的提高而出现的变化趋势进行专家评估，对国外的经验进行分析。

　　从国外的经验可知，在设计横穿阿拉斯加输气管道时，对工作压力的选择曾经历了长期的辩论，在一些设计中考虑用11.8MPa，而在另一些设计中规定用8．8MPa，根据报刊上公布的数据可知，最终决定，在阿拉斯加区域内压力定为8．8MPa，管子直径为1220mm，在加拿大境内压力定为7．5MPa，管子直径为1420mm。

工作压力之所以采纳相对较低的值是因为在阿拉斯加条件下管输天然气温度在冬季可能冷却到248K，这对预防管道沿线的破坏造成了极大的困难。

因此，应该指出，对亚马尔一西欧输气管道而言，在亚马尔的条件下，管输天然气也可能达到这样的低温，而且在冬季，当有可能出现裸露管段的情况下，低温对输气管道可靠性的影响将会进一步加深。

输气管道线路部分的可靠性可用线路部分的单位故障率和输气管道事故管段的平均恢复时间来表示。

考虑到在亚马尔半岛输气管道的施工条件极其艰难，以及缺乏9．8MPa压力的输气管道的施工和操作经验，故应预料到，至少在输气管道运作的头几年，线路部分的单位故障率将会上升，并超过7.5MPa压力的输气管道的平均故障率[0.8次／（1000km·

a）事故]。

　　在目前，实际可达到的钢管强度极限为650MPa，在这种情况下，把压力从7．5MPa提高到9.8MPa是一种缺乏深思熟虑的做法，因为管子壁厚及其质量的增加将胜过输气管道输量的增加，结果，9．8MPa压力的输气管道的技术—经济指标与7．5MPa压力相比，并没有得到提高。

　　只有当管子金属强度达到700MPa和以上，在这样的条件下，把输气管道的工作压力提高到9.8MPa才可能被看成是技术进步的一种合理方向。