首先依据所建长输管道工程的实际情况，同时考虑工作近、远期的需求制定合理的天然气输送方案。然后依据已知的气源压力、流量、气质组分、各用户分输站用气压力等参数，利用相关软件对管网系统进行多方案的技术经济比较，进而确定出最优的工艺方案，并结合现场压气站建设条件确定压气站的主要输送工况和工艺参数。

下面以某长输天然气管道的一个压气站为例，简要介绍该压气站压缩机组的选型过程。

（1）管输天然气组分，见表1。

表1管输天然气组分

（2）压气站工艺参数。

依据管道不同阶段输量台阶的输送需求，并考虑用户调峰、压气站失效以及增输情况，确定出压气站的5种典型输气工况，见表2。

表2压气站工艺参数

（3）列出压气站环境参数。该压气站环境参数见表3。

表3压气站环境参数

（4）计算气体物性参数和压气站轴功率。

根据气体组分和工艺参数，利用由BWRS方程计算天然气的比热容比cp/cv、压缩系数Z，依据公式估算轴功率，压缩机的多变效率按86%估算。各种工况下的轴功率估算值见表4。

表4各种工况下的轴功率估算值

（5）确定压缩机功率等级和机组台数。

根据工艺参数可知，该压气站最大流量是最小流量的3倍，流量变化范围较大；但最大站压比为1.42，最小站压比为1.28，压比变化较小，显然采用并联流程更优。

若采用1用1备的并联方案，单台机组要覆盖（~）×m3/h的流量范围，其最小功率仅为最大功率的38%，压缩机的转子设计难以满足如此宽的变化范围。通常管道用压缩机的最大流量不宜超过最低流量的2倍，最小功率不宜低于最大功率的40%。表5列出了天然气管道常用燃气轮机规格型号，供选型参考。因此，该站应选用3台同型号压缩机，按2用1备方式运行。

表5常用的驱动管道压缩机用燃气轮机机型和主要参数

表5中的燃气轮机功率和效率是指在ISO条件（15℃、海平面大气压）下的数值，其实际输出功率随着海拔升高和大气温度的升高而降低，通常海拔每升高m，其输出功率降低10%；大气温度每升高10℃，其输出功率降低10%。本案例中，压气站海拔高度为m，最高大气温度为40℃，燃气轮机在现场条件下的输出功率约降低35%。根据表5中压气站的总轴功率（38MW），推荐采用3台30MW等级的燃气轮机（2台燃气轮机在现场条件下的总输出功率为39MW）参加与电动机驱动机组的对比。燃气轮机耗气量=燃气轮机功率×燃气轮机燃气耗率。燃气轮机燃气耗率需要根据不同的燃气轮机机型选取，该数据可查燃气轮机厂数据或依据已有的类似机组估算得到。

推荐采用国内长输管道使用较多的高速直连电动机驱动压缩机参加与燃气轮机驱动机组的对比，电动机功率通常为压缩机需求轴功率的1.1～1.2倍，本案例中单台电动机功率为22MW。具体比较内容见表6。

表6燃气轮机和电动机驱动方式技术经济分析

（6）驱动方案比较。

根据现场调研，该压气站周边没有可供利用的蒸汽源，但具备供电条件，因此该站压缩机可采用电动机驱动或燃气轮机驱动（燃气为管道所输的天然气），需开展两种驱动方案的技术和经济比较分析，具体比较内容见表6。根据经济对比，案例中的压气站采用电动机驱动方案的投资高于燃气轮机方案，但由于电费明显低于燃气费用，导致电动机驱动方案费用现值较燃气轮机方案低万元，因此该站推荐采用电动机驱动方案。

（7）压缩机组供货商开展初步设计，并提供压缩机组数据单、性能参数和曲线等相关报告。表7中的工况与表2中工况的对应关系为：工况1和2分别表示1台压缩机在工况a和b下单独运行时的工况，工况3、4和5分别表示两台压缩机在工况c、d和e下并联运行时的工况。

表7压缩机数据表

（8）核算压缩机组适应性。

买方根据压缩机组供货商提供的机组性能参数和曲线核算在不同工况条件下机组的适应性，确认各工况点均可覆盖，其长期工作点应在机组的高效工作区。压缩机组各工况点分布图如图1所示。

图1压缩机组各工况点分布图