吳春升 孫浩然 王子輝 劉松群 屈麗彬 蒲攀 劉震

1中國石油天然氣股份有限公司山西煤層氣勘探開發(fā)分公司

2中國石油大學（北京）機械與儲運工程學院

華北油田山西煤層氣地面集輸系統(tǒng)歷經(jīng)10 余年開發(fā)運行，煤層氣單井產(chǎn)量已經(jīng)逐漸趨于平穩(wěn)。隨著集輸管道氣體壓力的降低，集氣站內(nèi)壓縮機的生產(chǎn)運行工況嚴重偏離原系統(tǒng)設計壓力，導致出現(xiàn)實際運行效率低、能耗高的問題[1]。目前，壓縮機節(jié)能降耗相關研究主要集中在優(yōu)化控制運行、并聯(lián)運行的多臺壓縮機負荷分配與輸氣管路匹配等方面。為保證壓縮機高效平穩(wěn)運行，劉志新[2]提出了一種應用于干氣提純裝置中往復式壓縮機的氣量調(diào)節(jié)控制方案。段志剛等[3]以中亞管道壓氣站為對象，提出了一種分布式能源系統(tǒng)的優(yōu)化方案，對壓縮機的開啟方案進行優(yōu)化設計。李冠男[4]在氣缸溫度、冷卻器性能、氣體質(zhì)量、氣缸間隙和維護保養(yǎng)五個方面開展節(jié)能降耗技術的研究與探索。煤層氣負壓集輸由負壓采氣和煤層氣井排水減壓結合發(fā)展而來，在促進煤層氣解析的同時還能增大滲流生產(chǎn)的壓差，可提高煤層氣的產(chǎn)量[5]。高宇等[6]以成莊合作區(qū)塊為研究對象，對煤層氣開采后期的氣井提出了負壓排采的建議。近年來，為降低所屬區(qū)塊的煤層氣井口背壓，以維持單井產(chǎn)氣量，各集氣站普遍維持原有壓縮機開啟的數(shù)量或規(guī)模，造成煤層氣集輸系統(tǒng)能耗成本和煤層氣產(chǎn)量的持續(xù)矛盾。在國家“雙碳”戰(zhàn)略和中石油打造提質(zhì)增效升級版大背景下，如何在保持煤層氣穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)的前提下，盡量降低單位煤層氣產(chǎn)量對應的能量消耗[7]，尤其是提高能耗占比最高的壓縮機組能效，成為亟需解決的技術問題。為此，通過壓縮機運行現(xiàn)狀調(diào)研，提出了基于歷史運行數(shù)據(jù)的壓縮機能效提升方式，結合負壓集輸?shù)乃悸烽_展了閥組-集氣站兩級增壓設計的可行性分析，為集氣站壓縮機節(jié)能降耗和集輸模式改進提供參考。

1 煤層氣壓縮機運行現(xiàn)狀調(diào)研

煤層氣田地面集輸系統(tǒng)采用井口-閥組-集氣站-處理中心的四級集輸方式[8]。多個井口產(chǎn)出的煤層氣匯至某座閥組，而多座閥組的氣體匯總到距離相近的一座集氣站，多個集輸站增壓處理后匯總至處理中心，進一步增壓和凈化后，外輸至下游用戶。閥組一般不設置增壓設備，集氣站一般設有多臺往復活塞式壓縮機和螺桿式壓縮機，對工藝氣體從低于0.2 MPa增壓至約1.0 MPa。

華北油田山西煤層氣地面集輸系統(tǒng)主要涉及樊莊和鄭莊兩個區(qū)塊，共設有十余座集氣站。綜合考慮到運行數(shù)據(jù)采集的完整性、能耗數(shù)據(jù)的可靠性，選取了樊三集氣站和鄭二集氣站作為調(diào)研對象，開展壓縮機運行情況數(shù)據(jù)采集與整理分析?，F(xiàn)場采集了2022 年1 月至6 月集氣站內(nèi)壓縮機運行每日報表、設備運轉記錄和維護保養(yǎng)記錄等數(shù)據(jù)，并現(xiàn)場測試得到特定工況下的往復式壓縮機一級和二級進口溫度。兩座集氣站涉及的壓縮機型號及設計參數(shù)如表1所示。

表1 兩座集氣站設置的壓縮機型號及設計參數(shù)Tab.1 Models and design parameters of compressors set in two gas gathering stations

通過現(xiàn)場調(diào)研發(fā)現(xiàn)，在集氣站面臨單井產(chǎn)氣量低、進站壓力下降的工況下，各站普遍采用開啟多臺壓縮機的方式來穩(wěn)定產(chǎn)量，即為了降低單臺壓縮機的進口壓力、增大管道壓差，實現(xiàn)負壓集輸，但這種方式會使得壓縮機更加偏離設計工況運行、電耗增加。由于缺乏較成體系的技術方案，各集氣站很容易陷入追求產(chǎn)量而多開壓縮機的誤區(qū)。

2 壓縮機能效提升方式分析

集氣站在運行中最關心的兩個參數(shù)是進站壓力和外輸量。進站壓力與區(qū)塊產(chǎn)氣量直接關聯(lián)，進站壓力降低將導致壓縮機進口壓力下降，甚至觸發(fā)閾值警報。外輸量直接反應集氣站所屬區(qū)塊的煤層氣產(chǎn)量，關乎企業(yè)經(jīng)濟利益。當前各集氣站壓縮機的運行工況已明顯偏離設定工況，在進站壓力和外輸氣量均難以在短期內(nèi)提高的情況下，較低成本的提升集氣站能效方式是通過收集、分析集氣站的歷史運行數(shù)據(jù)，尋找集氣站在不同進氣壓力和外輸量下對應的電耗最低值，并將對應時間段的壓縮機氣量分配和運行策略作為指導集氣站后續(xù)壓縮機運行的參考。分別以鄭二、樊三站的單臺DTY1000 型往復式壓縮機運行，以及樊三站的DTY1000 型與LGN40型往復機和螺桿機并聯(lián)運行為例，從進氣壓力和外輸氣量兩方面對壓縮機的實際運行特性進行分析。

2.1 單臺往復式壓縮機運行特性

采集鄭二集氣站2022年1月至5月每日的歷史數(shù)據(jù)點132個，繪制DTY1000型壓縮機組效率與進氣壓力和外輸氣量的關系曲線（圖1）。由關系曲線發(fā)現(xiàn)，每日進氣壓力和壓縮機進氣量均在一定范圍內(nèi)波動，但進氣壓力與效率之間沒有明顯的規(guī)律性，而外輸量與效率之間在忽略極少數(shù)離散點后存在一定的線性關系，可認為外輸量是制約壓縮機做功和效率的關鍵參數(shù)。

圖1 單臺DTY1000型壓縮機的進氣壓力、外輸量與效率的關系Fig.1 Relationship among inlet pressure，gas transmission rate and efficiency of a single DTY1000 compressor

在采集鄭二集氣站的數(shù)據(jù)基礎上，又采集了樊三集氣站2022年5月至6月運行單臺DTY1000型壓縮機的歷史數(shù)據(jù)點58 個，得到其電耗與進氣壓力和外輸量的對應關系（圖2）。進氣壓力與電耗的散點在圖中分成兩部分，虛線上方的電耗隨著進氣壓力的增加而呈現(xiàn)上升趨勢；而下方的數(shù)據(jù)則表現(xiàn)為堆疊分布，設備運轉記錄說明，此時壓縮機開啟了余隙容積調(diào)節(jié)裝置，由此調(diào)節(jié)了壓縮機實際進氣量和對應功率。相比于進氣壓力，外輸氣量與電耗之間存在三次多項式函數(shù)關系，更便于壓縮機能效分析。

圖2 單臺DTY1000型壓縮機的進氣壓力、外輸氣量與電耗的關系Fig.2 Relationship among inlet pressure，gas transmission rate and power consumption of a single DTY1000 compressor

2.2 往復式壓縮機與螺桿式壓縮機并聯(lián)運行特性

由單臺DTY1000型壓縮機的運行特性可知，外輸量與電耗之間具備明顯的多項式函數(shù)關系。對樊三站、鄭二站的單臺DTY1000 型壓縮機，樊三站DTY1000型往復式壓縮機與LGN40型螺桿式壓縮機并聯(lián)運行數(shù)據(jù)進行分析，得到的數(shù)據(jù)如圖3所示。

由圖3可知，不同的外輸量下電耗具有明顯不同的區(qū)間分布，其中兩種數(shù)據(jù)點重合區(qū)域對集氣站內(nèi)壓縮機分配具有指導意義。為確定最優(yōu)外輸量區(qū)間，將圖3 中的數(shù)據(jù)散點進行多項式擬合，得到DTY1000 與DTY1000+LGN40 組合的外輸量-電耗擬合曲線，分別滿足三次和二次多項式關系。將DTY1000+LGN40 組合擬合曲線進行擴展，在圖3的右上方得到與DTY1000 擬合曲線的一個交點，根據(jù)兩條曲線的方程關系式，可以得到DTY1000+LGN40 組合的節(jié)能區(qū)間的外輸量在114 000～153 000 m3/d 之間。當集氣站的外輸量在此區(qū)間范圍內(nèi)，開啟DTY1000+LGN40 組合要比運行單臺DTY1000往復機的電耗更低。

圖3 單臺DTY1000型壓縮機、DTY1000型+LGN40型壓縮機并聯(lián)運行得到的外輸量-電耗關系曲線Fig.3 Relationship curve of gas transmission rate and power consumption obtained by single DTY1000 compressor and parallel operation of DTY1000+LGN40 compressors

2.3 集氣站壓縮機運行策略

2022 年3 月上旬，鄭二集氣站的外輸氣量在12×104～15×104m3/d 范圍內(nèi)波動，在該處理氣量范圍內(nèi)單獨運行DTY1000 與開啟DTY1000+LGN40組合的具體電耗對比如表2所示。相較于歷史數(shù)據(jù)中單臺DTY1000 壓縮機的運行方式，在一定外輸氣量范圍內(nèi)，采用DTY1000+LGN40 壓縮機組合方式可節(jié)電約3%～18%，平均每天節(jié)約電耗1 754 kWh。

表2 鄭二集氣站不同壓縮機組合的電耗對比Tab.2 Comparison of power consumption of different compressor combinations in Zheng-2 Gas Gathering Station

上述分析說明，歷史運行數(shù)據(jù)的挖掘分析以確定壓縮機的運行策略，適用于當前站場壓縮機氣量分配，也可為后續(xù)新建集氣站的壓縮機組選型提供參考。然而，壓縮機組的實際運行工況仍然偏離設計工況，壓縮機能耗大、維護保養(yǎng)成本高的問題并未從根本上解決。此外，隨著煤層氣持續(xù)開采，現(xiàn)有集氣站所屬區(qū)塊已進入產(chǎn)能平穩(wěn)期乃至后期，煤層氣井口壓力降低、產(chǎn)氣量下降的現(xiàn)狀與煤層氣集輸系統(tǒng)降本增效的矛盾也將日益突出。

3 能效提升方式分析

3.1 兩級增壓方式設計思路

為有效解決上述問題，提出了在閥組處布置增壓設備的閥組-集氣站兩級增壓集輸模式。在閥組設置增壓設備，可顯著提升閥組至集氣站管段的煤層氣壓力，不僅降低了閥組至集氣站管線的沿程阻力損失，并且使集氣站壓縮機的實際進氣壓力更接近設計工況，進而提高壓縮機效率。此外，閥組處增壓設備可及時引出煤層氣井口的氣體，通過降低井口背壓增加或穩(wěn)定煤層氣井的產(chǎn)量。兩級增壓集輸模式雖然會因為投入增壓設備而增加采購成本和閥組能耗，但可以實現(xiàn)站內(nèi)壓縮機組在設計條件下運行，降低站內(nèi)壓縮機的電耗成本，以及降低閥組至集氣站管線的沿程阻力損失。在合理設計壓比的前提下，可降低集輸系統(tǒng)整體能耗，進而緩解煤層氣產(chǎn)氣量與集輸系統(tǒng)能耗的矛盾。

3.2 兩級增壓方式可行性分析

鄭二集氣站的進站匯管共連接ZF02-04、ZF02-05、ZF02-06、ZF02-10 和1#大井組等5 條供氣管線。下面以鄭二集氣站ZF02-04閥組管線為例進行兩級增壓模式的可行性分析，其管線模型如圖4所示，管線參數(shù)如表3所示。

圖4 鄭二集氣站ZF02-04閥組管線模型Fig.4 Pipeline model of ZF02-04 valve group in Zheng-2 Gas Gathering Station

表3 鄭二集氣站ZF02-04閥組管線參數(shù)Tab.3 Pipeline parameters of ZF02-04 valve group in Zheng-2 Gas Gathering Station

采用流程模擬軟件對圖4中的閥組管線進行建模[9]，并輸入表3 中的數(shù)據(jù)，分別對常規(guī)集輸模式和閥組兩級增壓集輸模式進行對比分析。模擬過程的參數(shù)設置如下：環(huán)境溫度為25 ℃，單井至閥組距離為5 km，管道傳熱系數(shù)為45 W/(m2·K)，管壁粗糙度為4.572×10-5m。對于常規(guī)集輸模式，集氣站進站壓力是0.01 MPa，閥組至集氣站的管道壓降為0.019 MPa；閥組-集氣站兩級增壓模式中，閥組增壓至0.05 MPa，集氣站進站壓力是0.036 MPa，閥組至集氣站管線壓降是0.014 MPa。

兩種模式每小時電耗模擬計算結果如下：常規(guī)集輸模式下DTY1000壓縮機耗電174 kWh，而兩級增壓集輸模式下DTY1000壓縮機耗電145 kWh、閥組增壓裝置耗電15 kWh。對比發(fā)現(xiàn)，鄭二集氣站ZF02-04 閥組每小時將節(jié)省電耗14 kWh 左右。基于該數(shù)據(jù)對鄭二集氣站的閥組數(shù)量、輸氣量和壓力進行換算，采用兩級增壓模式時，該站每小時節(jié)電約為35kWh，一年將節(jié)省電耗約3.07×105kWh。

壓縮機的進氣溫度是決定機組工作狀態(tài)的重要參數(shù)，溫度改變將引起多變指數(shù)發(fā)生變化，進而影響壓縮機的性能參數(shù)[10]。采用兩級增壓集輸模式，閥組增壓設備出口的高溫氣體會通過管壁換熱散失到環(huán)境當中，兩種集輸模式的集氣站進站溫度一致，能夠相對降低集氣站壓縮機組的能耗。此外，閥組增壓裝置具有對煤層氣的升溫作用，可改善煤層氣在集輸管道內(nèi)的水分凝析以及由此造成的冬季結冰問題。

4 結論

（1）在當前單井產(chǎn)氣量下降、壓縮機運行偏離設計工況的背景下，集氣站不宜采用多開壓縮機來穩(wěn)定產(chǎn)量，需結合集氣站所屬區(qū)塊產(chǎn)氣量和不同壓縮機設計處理氣量，實施更為合理的負荷分配方案。

（2）基于歷史數(shù)據(jù)獲得了單臺往復式壓縮機以及往復式壓縮機與螺桿式壓縮機并聯(lián)的特性曲線，得出了基于外輸氣量確定最優(yōu)節(jié)能區(qū)間的實施方案，案例分析證明其節(jié)能效果明顯，可基于此制定集氣站的壓縮機組啟停和負荷分配方案。

（3）提出了閥組-集氣站兩級增壓集輸模式，通過集氣站案例分析，驗證了該集輸模式在提高集輸系統(tǒng)壓縮機能效的同時，可降低集輸管線的阻力損失和游離水沉積風險。