天然氣分輸站與門站合建的可行性

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上游天然氣場站（如分輸站、末站等）一般建在天然氣長輸管線上，通常具有截斷放空、過濾分離、計量、調壓、清管、分輸等功能，一般由長輸管線輸氣單位投資建設并管理運行。下游天然氣場站（如城市門站）是天然氣自長輸管線站場（上游站場）進入城市燃氣管網的接氣點，一般具有氣質檢測、過濾、計量、調壓、加熱、加臭、輸配氣等功能，一般由下游燃氣公司投資建設并運行管理和維護。由于天然氣上下游產業鏈分工的特點，上下游站場投資建設主體一般不同，當前較多的建設模式為上下游場站就近建設或毗鄰建設，上下游各自征地、采購設備，并獨立建設站場以及建成投產后獨立運行管理。該模式具有產權資產分明、便于管理、安全責任界限清晰等優點，但也有建設成本高、土地利用效率低、建設時序長、投產時間不同步、受多方面外界因素影響等缺點。為了貫徹“十分珍惜、合理利用土地和切實保護耕地”的基本國策，實現建設用地的集約利用和各類資源的優化配置，同時適應當前經濟社會對產業高質量發展的要求，運用共享經濟思維，性質相同或類似的工藝場站，可考慮合并建設[1]（上下游兩家投資主體合建即合建站）或直接由一家投資主體進行建設（一體化調壓站），以便節約建設周期，最大限度地提高項目綜合投資效率，提高系統監控能力，減人增效，降低土地需求指標，提升油氣體制改革大背景下天然氣企業的綜合競爭力。本文擬從相關行業規范和工藝流程角度，分析上下游合建站及一體化建設的技術可行性，并對設計過程中各功能分區整合時遇到的相關問題進行探討分析，形成相對標準可行的整合設計思路，希望對后續類似項目提供幫助。

1執行規范的適應性分析

GB17820—2018《天然氣》5.5中規定進入長輸管道的天然氣應符合一類氣的質量要求[2]，與GB50028—2006《城鎮燃氣設計規范》中對燃氣氣質的要求基本一致，根據GB50183—2004《石油天然氣工程設計防火規范》的規定，輸送介質天然氣火災危險類別屬于甲B類[3]，但上下游站場運行壓力不同，導致設計要求有所區別，目前的設計規范中，尚無適用于合建站的統一標準規范。上游站場主要執行GB50251—2015《輸氣管道工程設計規范》[4]，該規范被廣泛應用于石油天然氣行業中。下游門站主要執行GB50028—2006《城鎮燃氣設計規范》，該規范在燃氣行業中應用比較普遍。根據GB50028—2006《城鎮燃氣設計規范》6.5.13規定，燃氣管道設計壓力大于0.4MPa時，其管材性能應分別符合現行國家標準GB/T9711《石油天然氣工業輸送鋼管交貨技術條件》、GB/T8163—2018《輸送流體用無縫鋼管》的規定，該規定與GB50251—2015《輸氣管道工程設計規范》中關于站內管材的技術要求基本一致。綜合比較2個規范，發現GB50251—2015《輸氣管道工程設計規范》相對于GB50028—2006《城鎮燃氣設計規范》在安全放空、進出站截斷閥設置、調壓器的安全監控、流量控制、自控系統等方面要求更具體一點。對于合建站或一體化建設調壓站，本文認為原則上應該同時遵循2個規范中的相關條款。在設計過程中盡量做到統籌兼顧，進行功能整合設計，采取就高不就低的設計原則，嚴格控制相關設計參數及要求。

2工藝流程整合設計

2.1上下游站場典型工藝流程

根據功能定位，上游場站工藝流程一般為進站、過濾、計量、調壓、出站，兼顧氣質分析、通球功能（設計壓力一般在4.0MPa以上）[5]，下游場站工藝流程一般為進站、過濾、計量、伴熱、調壓、加臭、出站，兼顧通球功能和氣質分析（設計壓力一般在4.0MPa以下）[6]。上游場站與下游場站工藝流程基本相似，但設計壓力與進出站壓力不同。合建站或者一體化建設在分別實現上下游各功能前提下，可以對功能相似流程進行整合設計，突出共享原則，以期實現合建站或一體化建設調壓的綜合效益。下面以浙江省上下游典型站場為例進行分析研究。浙江省內長輸天然氣站場（上游站場）典型工藝流程如圖1所示（以云和分輸站為例，設計壓力6.3MPa）。浙江省下游城市門站典型工藝流程（以云和門站為例，設計壓力4.0MPa）如圖2所示。

2.2工藝流程各功能區分析與整合

2.2.1進出站區

按照相關規范要求，上游場站及下游場站進出站均應設置截斷閥門，同時截斷閥門應具有ESD緊急切斷功能，以保證在突發事故狀態下對站場運行進行上下游供氣切斷[7]。對于合建站或者一體化調壓站，由于是合并建設，工藝系統已實現融合，可將其看作一個整體系統，在進站區設置一個進站截斷閥門，而上游出口閥門與下游接收區進口閥門已成為工藝系統內部閥門，截斷功能重復，且無需ESD緊急切斷功能，因此可將原獨立工藝流程中的一出一進兩個閥門整合為一個閥門，然后合建站下游出站區設置一個截斷閥門。進出站絕緣接頭（或者絕緣法蘭）也可按照此原則進行整合設計。整合后的工藝流程如圖3和圖4所示。從圖3和圖4對比可以看出：合建站和一體化建設工藝流程稍有不同，是因為合建站是上下游雙方合建，設備資產歸屬上有所區分，這樣以傳統4.0MPa區別資產歸屬就比較方便，而一體化調壓流程由于所有設備資產歸屬于一家單位，因此工藝流程上也更為精簡。

2.2.2過濾裝置區

天然氣在管道內輸送過程中，由于氣質以及管道施工等原因，不可避免地會帶有一部分雜質、液態烴、污液與水分。為保證站內計量、調壓設備正常運行，在天然氣進站之后需要進行過濾分離，將天然氣中的雜質、液態烴與水分去除，《輸氣管道工程設計規范》和《城鎮燃氣設計規范》均要求天然氣進站后在計量調壓前需要設置過濾裝置。對于合建站及一體化建設的情況，上下游工藝裝置區設置在同一場站內，上下游距離短，工藝系統相互整合后將其看作一個整體系統，天然氣經過上游分輸區過濾裝置過濾后雜質很少，下游接收區可不單獨設置過濾裝置。即根據實際情況天然氣進站后設置一套過濾分離裝置即可滿足工藝要求。

2.2.3計量裝置區

目前天然氣場站供氣計量方式有貿易計量和過程計量，計量設置方式、計量精度與站場功能和管理單位的計量要求有關。上下游站場之間一般需設置貿易計量用于貿易結算。目前貿易計量的設置方式一般有2種：一是在上游分輸站和下游門站分別設置貿易流量計，實現對比計量功能；二是僅在上游分輸站設置貿易流量計，下游門站不設置對比計量。目前方式一被廣泛應用于天然氣行業，對于雙方獨立建站的供氣模式，一般采用方式一。而對于合建站供氣模式，本文認為，由于上下游投資主體不同，建議參考獨立建站模式，考慮設置對比貿易計量，雖然初期投資較高，但對上下游投資主體均有利，可以避免后期產生經濟貿易糾紛（如圖2工藝流程方案）。而對于一體化建設的情況，由于上下游項目建設主體為一家單位，無法設置比對貿易計量，故只能設置一套貿易計量裝置，同時雙方事先約定好計量規則，且在雙方的共同監督下，建設主體單位按期開展流量計的標定，并將標定證明提供給對方，共同解決輸差問題（如圖3工藝流程方案）。

2.2.4調壓設備區

調壓設備的設置方式與進出口壓力及設計流量有關，不同的建設模式對于調壓流程的整合有不同的要求，根據GB50251—2015《輸氣管道工程設計規范》8.4設計原則，典型分輸站調壓區流程一般可設計為電動調節閥+自力式調節閥+安全切斷閥調壓火車設置方案。根據GB50028—2006《城鎮燃氣設計規范》6.6.10.6設計原則，典型門站調壓區流程設計為調壓器+安全保護裝置（一般為安全切斷閥）。合建站模式中，上下游調壓設備一般以壓力作為邊界分開設置，一般是以傳統的4.0MPa為邊界，4.0MPa以上的調壓設備設置在上游分輸區，其余設置在下游接收區。如6.3MPa→3.5MPa調壓區放置于上游，3.5MPa→1.6MPa調壓區和1.6MPa→0.4MPa調壓區放置于下游。如果是對于一體化調壓建設的情況，由于投資主體是一家單位，可以對調壓區進一步整合設計，設置為6.3MPa→1.6MPa調壓區和1.6MPa→0.4MPa調壓區（如圖4工藝流程方案）。而站場內工藝管道及設備壓力等級設計應與工藝流程相適應。

3結語

通過對以上工藝流程及各功能分區進行分析，可知合建站內諸多功能區及主要設備可合并設置，技術可行并基本可以做到與相關規范相適應。主要設置原則為：①參照上下游場站的工藝流程，進站處設置進站閥門，經上游分輸區過濾裝置、計量裝置和調壓裝置后進入下游接收區。對于設備投資主體分開的合建模式，下游接收區內設置貿易結算對比計量，之后進入加熱區，然后經過調壓一區和調壓二區后出站。②而對于站內所有設備投資主體均為一家單位的情況，可整合為一體化調壓方案，即進站處設置進站閥門，氣體經過濾裝置、計量裝置和二級調壓裝置后出站。③從整合后的工藝流程圖來看，一體化方案流程可以最大程度整合上下游功能區，所以在上下游各方同意且有條件的情況下，推薦采用一體化調壓方案，以便實現資源利用及經濟效益最大化。

參考文獻：

［1］張仕超，李朕，孫少麗.天然氣綜合站的合理化設計［J］.工程技術，2018（1）：186.

［2］國家能源局.GB17820—2018天然氣［S］.北京：中國標準出版社，2018.

［3］中國石油天然氣股份有限公司規劃總院.GB50183—2004石油天然氣工程設計防火規范［S］.北京：中國計劃出版社，2004.

［4］中國石油集團工程設計有限責任公司西南分公司.GB50251—2015輸氣管道工程設計規范［S］.北京：中國計劃出版社，2015.

［5］高明霞，朱永輝，王志會.天然氣長輸管道分輸站場的設計［J］.油氣田地面工程，2013，32（9）：83-84.

［6］中國市政工程華北設計研究院.GB50028—2006城鎮燃氣設計規范［S］.北京：中國建筑工業出版社，2006.

［7］中華人民共和國住房和城鄉建設部.GB55009—2021燃氣工程項目規范［S］.北京：中國建筑工業出版社，2021.

作者：孫文棟 王海清 單位：浙江能源天然氣集團有限公司