第二章 天然气输送及储存93.doc

第二章 天然气输送及储存

§2.1 天然气输送
1.气态输送
天然气常温下为气态，其膨胀系数较大，可以选择不同的压力级制，利用压力管道进行输送，这也是我国较为常规的作法。高压天然气通过长输管线自气源井进入城市门站，在门站经调压计量后分别供应工业用户和城市居民用户。
2.液态输送
液化天然气（LNG）通过油船进行运输，LNG重新气化之后（一般采用海水气化的方法），经过调整压力送入城市管网。液化天然气船运已成为天然气大规模越洋运输的主要方式。
3.压缩输送
压缩天然气（CNG）利用高压钢瓶进行运输，主要用于将天然气送至边远孤立的用气小户或将边远单独气井产出的少量天然气运出。

§2.2 天然气长输管线
大量的纯天然气通常经输气管线送到远离气田的城镇和工业区。产量巨大的油田气及人工燃气也可通过长距离管线送至较远的用气区。
长距离输气系统通常由集输管网、气体净化设备、起点站、输气干线、输气支线、中间调压计量站、压气站、燃气分配站（终点调压计量站）、管理维修站、通讯与遥控设备、阴极保护站（或其它电保护装置）等组成。
由于气源的种类、压力、气质及输送距离等不同，长输系统的场站设置也有差异。图2-1为长距离输气系统的示例。

由气井开采的天然气在井场装置中经节流后，在分离器中除去油、游离水及机械杂质等，计量后沿集气支管进入集气站。
由井场输送至集气站的天然气，分别进行节流、分离、计量后集中送入集气管线。
在气田开采后（或低压气田），当地层压力不能满足输送要求时，需设置矿场压气站，将低压天然气增压至规定的压力，然后输送到天然气处理厂或输气干线。
当天然气中硫化氢、二氧化碳、凝析油的含量和含水量超过管道输气规定的标准时，需设置天然气处理厂进行净化处理。来自集气管线或天然气净化厂的天然气进入起点站，在这里进行除尘、调压、计量后进入长距离输气管线。如果天然气的压力低，不能满足输送要求时，则需设置起点压气站。
油田产生的石油伴生气在井场经初步的油气分离后进入集气管和集气总管。由于石油伴生气压力较低，故在起点站要进行加压以及脱轻质油和脱水等净化处理，再经计量后送入输气干线。
为了长距离输送燃气，通常每隔一段距离需设置中间压气站，使燃气压力由25~40大气压升高到50~75大气压。
为向城市、居民点和工业区供应燃气，输气干管及其支管的终端设有燃气分配站（终点站），这种站亦称为门站。在燃气分配站将燃气压力降至城镇或工业区供应系统所需压力。通常在城市周围建立外层高压环或半环，从这个高压环通过若干个燃气分配站向城市管网供应燃气。
目前采用的天然气输气管线起点站的流程示意图2-2。

输气管线起点站的主要任务是保持输气压力平稳，对燃气压力进行自动调节，燃气计量以及除去燃气中的液滴和机械杂质。
当输气管线采用清管工艺时，为便于集中管理，在站内设置清管球发射装置。
来自净化处理厂的天然气，由进气管1进入汇气管2，在汇气管2、6之间有三组设备（设备组数应根据具体要求确定），其中一组备用。由汇气管2分别进入分离器3，清除气体中的游离水及固体悬浮物，经调压器4和流量孔板5进入汇气管6，沿输出管线8进入输气干线。
当清扫管线时，利用清管球发送装置11完成发球作业。
当进气压力超过操作压力时安全阀14自动泄压，电接点式压力表19报警。在汇气管2及出站管线上装有压力表，以观测进气和输气压力。清管球发送装置上的压力表，是为了清管作业时观测压力变化之用。
站内设备如发生故障或定期检修时，可切换操作备用的一组设备。只有当站上发生故障不能切换操作或需要动用明火进行护建时，可将进气管线1和输出管线8的阀门关闭，燃气暂时改由站外旁通管12进入输气干线进行越站输气。站内设备及管组中的剩余燃气可由分离器排污管13和放空阀20排掉，然后进行修理。
输气干线的中间压气站数目及最经济管径要通过技术经济计算确定。通常两个压气站间的距离约为100~150公里。压气站是一个综合构筑物，其组成包括压送车间，发电站或变电所，压缩机组和动力机组的供水和冷水系统，除尘器和脱水器，润滑油系统，锅炉房及其它附属建筑物。
在压气站中要设置电动或燃气动力的压缩机组。压缩机可采用往复式，亦可用离心式。目前在国外多采用燃气透平驱动的大流量大功率的离心式压缩机。压气站内必须设有备用压缩机组。线路的附属设备和阴极保护站、遥控中心站、中继站、清管球收发站等，也可与压气站联合设置。
管线末端压力要根据储气设备的种类以及城市管网的压力要求决定。如地下储气，则应根据储气构造及储气量要求，将气体净化、加压后储入地下贮气库。
燃气分配站是长距离输气干线或支线的终点站，亦称终点调压计量站（门站），是城镇、工业区分配管网的气源站，其任务是接收长输管线输送来的燃气，经过除尘，将燃气压力调至城市高压环网或用户所需要压力，计量和加臭后送入城镇或工业区的管网。贮气罐站可单独设置，亦可与燃气分配站合并设置。
图2-3为进行一级调压的燃气分配站流程。根据进口燃气压力的大小和高压贮气罐压力以及城市管网或工业用户所需压力的要求，在燃气分配站进行一级调压或者二级调压，出站燃气管道可为一种压力级，也可有两种不同的压力级。

§2.3 天然气的储存
1. 天然气的储存方式很多按其原理和特点大致可分为以下几种方式：
（1）低压储气：一般储气压力为2kPa—100kPa。
（2）高压储气：储气压力最高不超过城市高压燃气管道压力，即小于1.6MPa。
2. 按储存形式可分为：
（1）气态储存，又可分为低压或高压
（2）液态储存
3.按所使用容器性质和特点可分为：
（1）地上金属罐储存，又可为高压、低压储存，也可为液态、气态储存
（2）地下岩穴或透气层储存
（3）管道末端储气。
一般来说天然气常用的储存方式有四种：储气罐储气、地下库储气、管道和管束储气以及液态储气四种。
2.3.1 储气罐储气
高压储气罐是一种容积罐。常用的高压储气罐有两种形式：卧式圆筒形罐和球形罐。一般，设计容积较小时，多采用卧式圆筒形罐，因为其加工，安装和运输较方便，但单位容积耗金属相对于球形罐要多些，占地面积也大些。球形罐容积较大时，其单位耗金属量较少，但加工较复杂，要现场组装。
贮气罐的主要功能有以下三点：
（1）随着用气量的变化，补充制气设备所不能及时供应的部分燃气量。
（2）当停电、修理管道、制气或输配系统发生暂时故障时，保证一定程度的供气。
（3）可用以混合不同组分的燃气，使燃气的性质（成分、发热值）均匀。
确定贮气罐储存容积时，主要根据上述第一项功能。根据气源产量的可调能力，通常储气容积以最大日燃气供需平衡要求确定，也可按计算月平均周的燃气供需平衡要求确定。
为了平衡一天中不均匀用气设置储气设备，则制气设备可以以最大日平均小时供气量均匀地供气。用气低峰时，多余燃气储存在储气设备内，以补充用气高峰期间高于生产时的不足部分。
2.3.2 地下库储气
地下贮气库储气量大，造价和运行费用低，可用以平衡季节不均匀用气和一部分日不均匀用气。但不应该用来平衡采暖日不均匀用气及小时不均匀用气，因为急剧增加采气强度，会使储库的投资和运行费用增加，很不经济。
我国第一座地下天然气贮气库，就用来平衡季节不均匀用气，夏季注气，冬季采气，储气量为1亿米3。
燃气的地下储存通常有下列几种方式：利用枯竭的油气田储气；利用含水多孔地层储气；利用盐矿层建筑贮气库储气；利用岩穴储气。其中利用枯竭的油气田储气最为经济，利用岩穴储气造价较高，其它两种在有适宜地质构造的地方可以采用。
利用地下储气方式可以大量储存天然气、液化石油气和人工燃气。
1. 利用枯竭油气田储气
为了利用地层储气，必须准确地掌握地层的下列参数：孔隙度、渗透率、有无水浸现象、构造形状和大小、油气岩层厚度、有关井身和井结构的准确数据及地层和邻近地层隔绝的可靠性等。以前开采过而现在枯竭的油气层，经过长期开采之后，其参数无疑是已知的，因此枯竭的油田和气田是最好的最可靠的地下贮气库。
2. 含水多孔地层中的地下贮库
天然气贮库由含水砂层及一个不透气的背斜覆盖层组成。其性能和储存能力依据不同地质条件而有很大差别。
如果贮库渗透性很高，天然气置换水的速度是起决定作用的。同时，它对于贮库的最大供气能力也具有一定意义。
如果贮库渗透性很高，天然气扩散时水位呈平面形；如渗透性很低；则天然气扩散时使水位形成一个弧形，如图2-4所示。对于渗透性高的贮气库，在排气时水能够很快压回，还可回收一部分用于注气的能量。

贮气岩层的渗透性对工作气和垫层气的比例也有很大影响。工作气是指在储存周期内储进和重新排出的气体，而垫层气是指在贮库内持续保留或作为工作气和水之间的缓冲垫层的气体。如岩层的渗透性越小，工作气与垫层气的比例就越小，因而越不利。
含水砂层的地质结构只有在合适的深度，才能作为贮气库，一般为400~700米。深度超过700米时，由于管道太长而不经济，太浅而在连续排气时，贮库不能保证必要的压力。
不透气覆盖层的形式对工作气和垫层气的比例也有很大影响，特别是当贮气岩层的渗透性很小时，平面盖层的结构是不适宜的，因为它需要非常多的垫层气。
3. 利用盐矿层建造贮气库
图2-5所示，是利用盐矿层建造人工地下贮气库时排盐设备流程。

将井钻到盐层后，把各种管道安装至井下。由工作泵将淡水通过内管1压到盐岩层。饱和盐水从管1和管2之间的管腔排出。当通过几个测点测出的盐水饱和度达到一定值时，排除盐水的工作即可停止。
为了防止贮库顶部被盐水冲溶，要加入一种遮盖液，它不溶于盐水，而浮于盐水表面。不断地扩大遮盖液量和改变溶解套管长度，使贮库的高度和直径不断扩大，直至达到要求为止。
贮库建成后，在第一次注气时，要把内管再次插到贮库底部，从顶部打入燃气，将残留的盐水置换出库。
盐矿层贮库的工作流程如图2-6所示。

如果长距离输气管线的压力大于贮库的压力，则必须先使天然气通过预热器再进入贮库，这样就能防止在压力突然降低时结冻。
如果贮库的压力和管线压力相等，则必须使天然气经压缩机加压，使它达到需要的压力送入贮库，而贮库则靠自身的压力将天然气输出。输出的天然气在进调压器前也需经过预热器。此外，至少在贮气库工作的第一年中，还需要将含有盐水的天然气进行干燥处理。
对建造在含水层和盐岩层的地下贮气库进行比较，前者的储气容积较大，但采气率较低，因此其单位储气容积的造价低，而单位采气量的造价却较高。
2.3.3 管束和管道储存
高压燃气管束储气和长输干管末端储气是平衡小时不均匀用气有效的办法。
1. 高压管束储气
高压管束储气是将一组或几组钢管埋在地下，对管内燃气加压，利用燃气的可压缩性及其高压下和理想气体的偏差（在16MPa、15.6℃条件下，天然气比理想气体的体积小22%左右），进行储气。在陆地上和海运天然气船上都可用这种方法储存燃气。
例如，英国某高压储配站，就用一排17根管径为1.10m，长度为320m，压力为0.68~6.8MPa的钢管束来储存燃气。又如，某国用管径为1m，长度为15m，压力为14~15MPa的钢管组成管束安装在船上，运送气相天然气。管束储存的最大特点是由于管径较小，其储存压力可以比圆筒形和球型高压储气柜的压力更高。
2. 高压管道储气
高压管道储气是在高压供气系统中，将低谷负荷时多余的燃气储存在高压供气管道内，高峰负荷时自高压管道内输出，将输出和储存结合在一起，是一种比较理想的储气方式。但是，它有局限性，只有具备高压输配供气的条件下才能实现。
高压输气管道的有效储气量计算公式如下：
Q0=(VT0)/(P0Tm)(Pm1/Z1－Pm2/Z2)
2.3.4 液态储存
天然气的液态储存目前一般采用低温常压储存的方法，即将天然气冷冻到其沸点温度（－162℃）以下，在其饱和蒸汽压接近于常压的情况下进行储存。其储存方式有冻土地穴储存、预应力钢筋混凝土贮罐储存、地下金属贮罐储存等。采用低温液态储存，通常储存量都很大，否则经济上是不合算的。
2.3.5 天然气的其它储存方式
1. 天然气在溶剂中的储存
天然气可以溶解在丁烷、丙烷或这两种混合物的溶剂中，而且溶解度随着压力的增加和温度的降低而提高。表列出在－42℃温度下不同压力时，每立方米罐容的天然气储存容量。
不同压力下包括液相增量在内的天然气 表2-1
压 力
MPa
每米3罐的天然气储存容量
（标米3）
1.5
52.6
2.0
71.9
2.5
85.8
3.0
99.2
3.5
108
3.9
110.0
天然气在液态液化石油气中储存所需的能量要比天然气液化后储存所需的能量大大减少，储存能力比气态储存时高4~6倍（视压力和温度而定）。这种系统操作简单、安全，而且经济。
在这种储存系统中，当高峰用气时，罐内压力较低，天然气将自动地掺混一部分液化石油气供入管网。这样天然气管道可以长期均衡地供气，提高管道的利用系统。这种装置的流程如图2-7所示。

图2-7

图2-7

图2—7 天然气在液态液化石油气中储存流程图
1.贮罐 2.循环泵 3、4.换热器 5.制冷装置
6.限流阀 7.发热值调节器 8.调压器

从输气管线送来的天然气经调压器8和限流阀6，一部分送入城市管网，另一部分经换热器3冷却进入贮罐（供气量大于需用量，贮罐进行储气时），限流阀6的作用是使输气管线的流量保持不变。液化石油气由循环泵2送入换热器3，和天然气逆流换热，其温度略有升高，而后经换热器4冷却到运行温度进入贮罐1。制冷装置5通常采用吸收式的制冷装置。当供气量小于需用量时，将从贮罐向外补充供气，直到罐内压力降到1.0MPa以下时，贮罐内蒸汽压减小，液化石油气将自动地掺混到天然气中送入管网，此时燃气的发热值将会改变，为保证燃具正常工作，系统设有发热值调节器7自动掺混空气以调整发热值。可见上述系统具有储存和混气两个功能。
在这种储气系统中还可以回收给予天然气的冷量，因为白天从贮罐送出的天然气是低温的（通常为－40~50℃），可利用其部分冷量在换热器内与盐水进行热交换，晚上盐水的冷量与进入贮罐的天然气进行热交换，以减少制冷装置的能量消耗。
2. 天然气的固态储存
这种储存方法是将天然气（主要是甲烷）在一定的压力和温度下，转变成固体的结晶水化物，储存于钢制的贮罐中。
甲烷能否形成水化物同它的温度及压力有关。压力越高、温度越低，越易形成水化物。
当甲烷内掺有少量较重的烃，可使水化物的形成压力显著下降。例如，2℃时甲烷形成水化物的压力为31绝对大气压，而掺入1%的异丁烷，则压力将降为13.5绝对大气压。
甲烷的水化物化学式为CH4·6H2O或CH4·7H2O。当水化物是CH4·6H2O时，1公斤甲烷水化物含有0.128公斤甲烷和0.872公斤水。100米3甲烷在水分充足的条件下，生成大约600公斤水化物，体积为0.6米3。气体体积与相当于该体积的水化物体积之比约为170。但如考虑到结晶水化物不应充满贮罐的全部体积，可认为甲烷水化物所占体积为甲烷气态体积的百分之一。这样，在固态下储存甲烷气体所需的储存容积，约为液态下储存同量气体所需容积的六倍。
通常天然气水化物在温度为－40~50℃、稍高于大气压力的情况下储存在罐内。
在水化物状态下储存天然气有下列优点：
（1）工艺流程已大为简化，不需要复杂的设备，只需一级冷却装置。
（2）在水化物状态下储存气体的装置不需要承受压力，可用普通钢制造。
（3）在水化物状态下储存气体比较安全。
在水化物状态下储存气体，目前还只处于研究阶段，尚未得到实际应用。
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