黄 平，马庭红，林 波，刘小斌
(西南油气田蜀南气矿，四川 泸州 646000)
1.1 压气站概况
页岩气外输干线线路总长度 118.1 km，设计压力 6.3 MPa，管径DN800，设计集输气能力1200×104m3/d。A输气站为该外输干线末端站点，主要接收该外输干线上游来气，其中一部分通过低输进入川渝管网沿线供用户使用，其余部分进入B压气站，经过分离、过滤，增压后再输往国家管网，如图1所示。
图1 页岩气外输干线示意图
B压气站主要对上游输气站来气经过分离、过滤，增压后再通过上游输气站输往川渝管网，设计压力 6.3 MPa，设置 2 台3.6 MW变频电驱离心式压缩机组；
2019年9月投运后，该外输干线每日最大输气能力提升为1700万m3。
C压气站主要接收某公司和油田集输的页岩气，经场站分离除尘、过滤，进入压缩机增压后输往输气处A输气站，设计压力 6.3 MPa，设置1台8.8 MW国产电驱离心式压缩机组；
2020年9月投运后，页岩气外输干线日输气能力达2150万m3，进一步疏通了某区块页岩气外输的管网瓶颈。
1.2 页岩气外输干线3台机组概况
1.2.1 B压气站机组概况
B压气站机组设计压力6.3 MPa，设计输量954～1188×104m3/d，站内低压分输34～115×104m3/d；
进站压力3.83～4.3 MPa、增压后出站5.3～5.87 MPa，低压分输2.5～3.4 MPa；
操作温度10～54.74 ℃。场站安装有PCL402变频电驱离心式压缩机2套，阿特拉斯螺杆空压机2套，油站润滑系统2套，旋风式分离器3台，卧式分离器3台，汇气管1台，如图2所示。
图1 页岩气外输干线示意图
B压气站自2019年10月27日起压缩机组启机正式加载试运行，截至2021年4月30日，1号机组累计运行10935.67 h，处理气量23.76×108m3，2号机组累计运行10515.89 h，处理气量22.97×108m3。B压气站主要耗电设备为：压缩机三相异步电动机、空压泵电机、油站电机、油空冷电机、 空冷器电机、消防泵电机等。2019年10月27日投产至2021年4月30日，总耗电量为5299.2万kW·h，平均电费率为0.64(元/kW·h)。
1.2.2 C压气站机组概况
C压气站压缩机组设计压6.3 MPa，设计输量1717～2006×104m3/d，最大增输能力2102×104m3/d；
最高转速9374 r/min，额定转速8927 r/min，进站压力4.13～4.46 MPa，增压后出站压力5.4～6.05 MPa；
分输低压用户压力≤3.0 MPa；
进站温度12.16～20 ℃；
增压后出站温度31.07～43.4 ℃。场站安装有PCL-502变频电驱离心式压缩机组1套，压缩机空气撬2套，油站系统1套，卧式分离器4台，汇管1台，放空点火装置1台。
C压气站自2020年9月16日起压缩机组启机正式加载试运行，截至2021年4月30日，机组累计运行4907.54 h，处理气量33.32×108m3，其中机组日均处理气量最多为1698.32×104m3，进气压力4.12～4.56 MPa，排气压力4.71～5.13 MPa，压缩机转速保持在8200 r/min左右，加载负荷为80%。
C压气站(图3)主要耗电设备为：压缩机三相异步电动机、空压泵电机、油站电机、油空冷电机、空冷器电机、消防泵电机等。2020年9月16日投产至2021年4月30日，总耗电量为2324.53万kW·h，平均电费率为0.7069(元/kW·h)。
自2020年9月C压气站投用至今，某集输干线日输气量由1800万方降低至1350万方，偏离C压气站的设计工况。D脱水站出站压力由5.3 MPa降至4.4 MPa；
A输气站低输气量由300万方/日提升至700万方/日；
偏离纳溪压气站的设计工况。
图3 C压气站主要设备关系图
根据页岩气外输干线输气量、D脱水站出站压力，结合A输气站高低输气量，蜀南气矿先后摸索了三种运行模式，即3台机组同时运行、C压气站单独运行、B压气站单独运行，下面就每种模式分别选择一种典型工况进行分析。由于实际运行工况多数偏离了设计工况，无法得到机组对气体做功过程的多变指数，只能以绝热指数(取1.34)来计算(由于热阻的存在，绝热效率高于多变效率)，用绝热效率定性反映损失的大小，比较各工况下压缩机组性能优劣：
2.1 3台机组同时运行
2021年1月2日08：00页岩气外输干线压缩机运行情况：C压气站生产时间24 h，压缩机进气压力4.28 MPa，排气压5.13 MPa，电机电流642 A，转速7278 r/min，瞬时1635万方/日；
B压气站：生产时间24 h，压缩机进气压力4.38 MPa，排气压力5.17 MPa，电机电流177 A，转速9620 r/min，处理气量1350万方/日，低输250万方/日，页岩气外输干线总量1600万方/日。
2.1.1 C压气站压缩机工况分析
基准状态下机组转速为转速7278 r/min时流量为1635万方/日，换算成进口状态下流量15500 m3/h；
根据相似理论，结合PCL502性能曲线可知该工况下机组效率为80%；
把机组两级做功过程近似为无冷却的多变压缩；
计算得出C压气站机组功率为4264 kW。绝热压缩功率为3475 kW，绝热效率为81.49%，如图4。
图4 兴文压缩机实际运行多变效率和总耗功率
2.1.2 B压气站压缩机工况分析
此工况下B压气站2台离心式压缩机组同时运行，单台机组处理气量630万方/日以上；
超出设计工况，效率低能耗高，无法通过多变效率计算多变功率和总耗功率。根据离心式压缩机组电机输出电压和电流，按照功率因子0.9计算，离心式压缩机总耗功率为2327.4 kW。绝热指数取进排气条件的平均值为1.34，得出绝热压缩功率为1312 kW，绝热效率为56.37%，如图5。
图5 纳溪压缩机实际运行效率和总耗功率
2.2 C压气站单独运行
2021年4月24日08：00页岩气外输干线压缩机运行情况：C压气站生产时间24 h，压缩机进气压力4.12 MPa，排气压力5.58 MPa，电机电流793 A，转速8810 r/min，瞬时流量1480万方/日；
D脱水站中心站出站压力4.44 MPa；
纳溪压气站1#、2#压缩机停机，页岩气外输干线气量1398万方/日。
基准状态下机组流量为1480万方/日，换算成进口状态下流量14584 m3/h；
利用相似理论，结合PCL502性能曲线得出该工况下机组多变效率为85%。把机组两级做功过程近似为无冷却的多变压缩，计算得出C压气站压缩机总耗功率为5897 kW；
绝热压缩功率为5355 kW，绝热效率为91.43%，如图6。
图6 C压气站单独运行实际效率
2.3 B压气站单机运行
2021年5月15日08：00页岩气外输干线压缩机运行情况：C压气站生产时间0小时；
纳溪压气站1# 压缩机运行24 h，2# 压缩机运行0 h，1#机进气压力3.65 MPa，排气压力4.84 MPa，转速12266 r/min，电流229 A，处理瞬量661万方/日，低输瞬量688万方/日，页岩气外输干线瞬量1349万方/日，D脱水站出站压力4.48 MPa。此时B压气站超出机组设计工况，效率较低。根据电机输出电压、电流、功率因子，计算得出该工况下总耗功率3570 kW，绝热压缩功率为2212 kW，绝热压缩效率61.97%，如图7。
图7 纳溪西站单机运行实际工况
3.1 3种运行模式能耗对比
根据前面3种运行模式典型工况分析结果：(1)3台机组同时运行时，机组总能耗最高，但B压气站2台离心式压缩机组偏离设计较远，属于大流量工况，叶轮叶片进口气流为负冲角，冲击损失增大，绝热效率最低(仅为56%)；
(2)C压气站压缩机单独运行时，机组总耗功率居中，绝热效率最高(约为91%)；
(3)B压气站单机运行时，机组总耗功率最少，但机组仍处于大流量工况，进口气流形成负冲角，绝热效率偏低(约为62%)。
表1 3种不同运行模式能耗对比
随着某页岩气产量逐渐降低，A输气站低输气量维持在600～800万方/日，未来3台机组同时运行不符合分公司高质量发展要求。为进一步降低机组运行成本，在不影响产量的前提下，需要重新摸索机组运行模式。
3.2 摸索机组运行模式
结合目前页岩气外输干线运行情况，以2020年5月19日为例，D脱水站出站压力4.53 MPa；
B压气站进气压力3.67 MPa、出站压力4.83 MPa；
A输气站高输684万方/日，低输686万方/日。
前面已经分析了B压气站单机运行模式，因偏离压缩机设计工况较远效率较低。下面我们探索两台机组同时运行的情况，此时单机处理量342万方/日，结合PCL402性能曲线，此时转速为9844 r/min，平均分子量为16.276，假设B压气站进出站压力不发生变化，进气温度为15.6 ℃(设计值)，绝热系数为1.34，多变效率取82%。压缩过程近似为无冷却多变压缩，计算得出该工况下压缩机功率为1400 kW，综合合性能曲线进行验证，双机共消耗功率2800 kW，比单独运行一台机组的能耗(3.5 MW)还要低，如图8，9。
图8 B压气站2台机组单独运行
图9 B压气站两台机组单独运行总耗功率
3.3 根据历史运行数据进行验证
表2分析了B压气站自投运以来实际月度消耗电量情况；
根据每月实际消耗电量和两台机组累计运行时间，可知B压气站平均消耗功率在1438～3625 kW之间波动(包含场站空压机及生活用电)，机组实际平均功率1400～3600 kW之间。
表2 B压气站平均消耗功率
其中2020年1月2台机组累计运行1354.75 h，累计处理气量23602万方，每台机组处理气量为380万方/日，B压气站累计消耗电量194.901 kW·h，机组平均功率在1400 kW左右。由于C压气站此时并未投产，B压气站双机运行，和目前工况正好相似，佐证了我们理论分析的合理性。
随着某页岩气产量逐渐降低，A输气站低输气量维持在600～800万方/日，3台机组均已偏离最初设计，结合前面分析可知C压气站压缩机流量富余过多，B压气站单台机组流量偏于保守，下面我们根据现有工况对离心式压缩机组选型进行探讨。
4.1 使用模化法对B压气站进行选型
4.1.1 确定设计工况
根据目前页岩气外输干线运行情况(D脱水站出站压力4.53 MPa；
B压气站进气压力3.67 MPa、出站压力4.83 MPa；
A输气站高输684万方/日，低输686万方/日)，利用离心式压缩机相似理论，重新选择1台离心式压缩机；
同时一台机组可以降低压气站占地面积，减少公司用地成本。
4.1.2 机组重新选型
选取PCL402为模型机；
因为进口容积流量是原来单台机组2倍，进口状态与原设计相等，模化比为0.7071，主机选择陕鼓EBZ56-2型(沈鼓PCL562型)离心式压缩机；
额定转速为8700 r/min，额定功率为7.2 MW，多变效率与PCL402相等。
离心式压缩机为一缸两级，叶轮直径510/495 mm，并采用叶轮对排结构，平衡轴向推力；
叶片使用交大赛尔全可控涡结构以提高多变效率，叶片数26/26片；
轮盘和轮盖采用天元智造激光粉材熔覆技术降低表面粗糙度，减小摩擦损失和轮阻损失；
其他通流部分尺寸变为PCL402机组的1.4倍。
吸气室采用径向进气管；
扩压器使用工况范围宽、效率曲线平坦的无叶结构；
同时减小弯道前半部分通道的扩压度并加大出口内侧的转弯半径，降低弯道内的分离损失。轴承采用抑振性能良好的可倾瓦结构，并适当提高转子刚度，扩大稳定工作区，避免发生油膜振荡。
离心式压缩机组配备合适的故障诊断检测系统，根据机组参数的波形图和轴心轨迹图，确定适时的停机和局部维修时间，以节约维修费用，增加持续生产时间。
4.1.3 新机性能曲线
根据相似理论，在同样进气条件下，新机压比不变，多变效率与PCL402相同，转速变为PCL402的70.71%，能量头、功率、流量是PCL402的2倍。当离心式压缩机进气压力为3.65 MPa，排气压力4.85 MPa，转速为6960 r/min时，多变效率为84%，计算得出机组总耗功率为2866 kW，如图10。
图10 新机多变效率性能曲线
4.2 使用效率法对C压气站进行选型
4.2.1 压缩机的设计参数
C压气站目前工况：进口绝对压力4.49 MPa，进口体积流量195 m3/min，进口温度293 K，出口绝对压力5.41 MPa，气体摩尔质量为16.276，绝热指数K=1.34。
4.2.2 设计参数的整理与计算
计算压力：整机压比ε=1.211；
压缩机排气绝对压力：pout=5.4376 MPa；
计算流量：进口质量流量Qm=100.424 kg/s。
4.2.3 压缩机的方案设计
(1)叶轮主要参数和级数的确定：
叶轮叶片出口安装角β2A=45°；
叶轮叶片入口安装角β1A=30°；
选取流量系数φ2r=0.25；
选取叶轮叶片数量z=16片；
计算周速系数φ2u=0.6112；
选取轮阻与漏气损失系数βL+βdf=0.03；
计算流动效率ηb=0.8446；
初步选择叶轮出口圆周速度u2=240 m/s;
计算多变压缩能量头Wpol=29518.83 J/kg；
计算级数：0.9928级(取整为1级)；
通过级数优化圆周速度u2=239.13 m/s。
(2)确定转速：
选取叶轮出口相对宽度b2/d2=0.12；
选取叶轮出口阻塞系数：0.9491；
选取压缩机进口气流速度cin=30 m/s；
计算多变指数系数kV2=3.232；
计算叶轮出口绝对速度在半径方向分量c2r=59.78 m/s；
计算叶轮出口绝对气流方向角α2=22.24°；
根据三角函数计算叶轮出口绝对速度c2=157.9 m/s;
计算机组进出口温差ΔT=11.70 K；
根据理论公式计算转速N=12237 r/min。
(3)核算叶轮出口相对宽度：
转速取整优化n=12200 r/min；
根据理论公式核算b2/d2=0.1193；
选取叶轮叶片出口厚度：4 mm；
计算D2=374.25 mm；
校核叶轮出口叶轮阻塞系数0.9230；
选取并校核轮毂直径d=130.5 mm(采用刚性轴)，如表3。
(4)计算整机内功率：
压缩机总耗功率Ptot=3615 kW
(5)固定元件设计：
(a)吸气室选择轴向收敛性进气管，为叶轮提供轴向均匀进气条件。
(b)使用叶片扩压器，具体参数如下：
扩压器进口直径D3=1.1D2=411.67 mm；
扩压器出口直径D4=1.6D2=598.80 mm；
扩压器叶片入口宽度b3=1.3b2=58.16 mm；
选取扩压器叶片出口宽度b4=b3=58.16 mm；
计算扩压器叶片入口安装角β3A=17.46°；
表3 叶轮主要设计参数
计算扩压器叶片出口安装角β4A=29.46°；
扩压器叶片数z=14片。
(c)蜗壳结构设计：
ρ为圆形通流截面的半径，Rc为圆形截面的圆心半径。
4.2.4 压缩机逐级详细计算
以方案设计为基础，根据叶轮、通流部分的流道结构和几何尺寸，计算主要通流截面上的热力学参数，保证压缩机流道具有合适的通流能力、合理的流道结构和良好的流动性能，保证压缩机效率高且工况范围宽。
4.2.5 辅助系统设计
其它辅助系统设计和B压气站压缩机设计相同，此处不再重复。
为了实现页岩气外输干线3台离心式压缩机组经济运行，首先选择多变效率(绝热效率)比较高的运行模式，即C压气站单独运行或者B压气站两台机组单独运行，下面对这2种模式机组进行比较。
5.1 总耗功率对比
页岩气外输干线总长度为110 km，C压气站位于D脱水站中心站和B压气站之间，距离D脱水站中心站56 kM、距离B压气站54 kM；
目前页岩气外输干线日输气量1350万方，高输680万方，D脱水站中心站出站压力4.3～4.5 MPa，A输气站高输压力为4.6～4.8 MPa。
表4 两种运行模式对比
该压缩机单独运行时，需要将所有气量全部增压，再输往A输气站进行高低压分输，其中 680万方气量直接输往大管网，剩余670万方气量调压阀降低输往南干线、佛纳线、佛纳复线，机组总耗功损失约为50%。
B压气站双机单独运行时，2台机组原料气由A输气站提供，仅有680万方通过机组增压后输往大管网，机组总耗功仅为该压缩机单独运行时的50%；
白天用气量增加，高输气量偏低，压缩机容易踹振，如表4。
5.2 下一步工作建议
根据最近半年管网运行数据，页岩气外输干线外输气量1200～1400万方/日，D脱水站出站压力4.3～4.5 MPa，A输气站高输气量600～800万方/日，建议两种运行模式：
(1)经济运行模式，B压气站双机单独运行。D脱水站出站压力可以降低到4.5 MPa；
为了防止白天高输气量偏低压缩机踹振，建议通过A输气站调压阀控制低输量，满足双机平稳运行。
(2)兼顾生产模式，C压气站单独运行。D脱水站出站压力可以降至4.3 MPa，页岩气外输干线增加输量0～50万方/日；
为了防止小流量工况下压缩机组喘振，可以适当打开场站回流阀，满足机组平稳运行。