上海臨港氣源點壓力控制運行模式測算

上海天然氣管網(wǎng)有限公司 蘇杰斌

關(guān)鍵字：壓力控制 小時流量 調(diào)峰 運行邊界

0 概述

國家發(fā)改委在總結(jié) 2017年冬季天然氣供應(yīng)保高峰情況時表揚了上海，這是對我們從業(yè)人員的鞭策和鼓勵。目前，上海與全國的天然氣供應(yīng)趨勢一致，也面臨著供應(yīng)不足的困難。同時，在高壓管網(wǎng)調(diào)度和輸配運行方面，存在著氣源分布與用氣重心不完全匹配、缺少調(diào)峰氣量，以及部分站點和管線壓損較大等不利因素。為了充分發(fā)揮天然氣高壓管線的輸送調(diào)節(jié)能力，我們在臨港氣源點探索采用“壓力控制運行模式”，即利用上海液化天然氣公司所屬的臨港末站的調(diào)流調(diào)壓裝置，在可運行的流量范圍內(nèi)，通過調(diào)節(jié)出站壓力的運行控制方式向上海市高壓天然氣管網(wǎng)輸送天然氣。

1 供應(yīng)氣源概況

管網(wǎng)運行測算的目的是建立一個可預(yù)期、可實現(xiàn)的管網(wǎng)運行控制方式，在滿足下游用戶合同用氣需求的條件下計算出各個氣源點配氣量和輸氣工藝控制參數(shù)。目前，高壓管網(wǎng)主要有五大供應(yīng)氣源，見表1。

表1 上海天然氣主干管網(wǎng)各氣源

從南到北按順時針方向依次為：洋山LNG、西氣東輸二線、川氣東送、西氣東輸一線、東海天然氣，此外還有五號溝 LNG備用補充氣源。其對應(yīng)輸氣站點分別為：臨港末站/首站、金衛(wèi)末站/首站、練塘末站/首站、白鶴末站/首站、天然氣處理廠/新港首站、五號溝LNG站。

西氣東輸一線是國內(nèi)最早建成投運的超長距離天然氣長輸管線，冬季全線滿負荷，供給上海管網(wǎng)的氣量550～650萬m3/d，采取24 h均勻輸送；西氣東輸二線供給上海管網(wǎng)的氣量250～300萬m3/d，采取 8:00～9:00間開始輸氣，輸完關(guān)閥的方式，小時輸氣量在20～25萬m3；東海天然氣田已進入產(chǎn)氣末期，采取24 h輸氣，約2萬m3/h；川氣的提供氣量較少，亦采取開閥即送，輸完關(guān)閥的方式；五號溝LNG備用補充氣源是2017年底新投產(chǎn)項目，出站管線接入次高壓的1.6 MPa管網(wǎng)，受外輸管線壓力級制和口徑的影響，該站尚不能達到設(shè)計輸出能力。

洋山 LNG和西氣東輸一線是上海地區(qū)的主供氣源，尤其是洋山LNG，冬季高峰時段占上海供氣量的58%～60%，基本上接近滿負荷運行(如1月30日洋山供應(yīng)負荷為87.5%即2 100萬m3，高峰小時負荷93.4%)；而且今年年底其新擴建的SCV氣化器(氣化負荷15萬m3/h至125萬m3/h)即將投運，因此，洋山 LNG能夠作為上海的主力調(diào)峰氣源，承擔(dān)著天然氣供應(yīng)的月度調(diào)峰、日調(diào)峰、小時調(diào)峰的作用。

目前，上述各個氣源均采用控制小時輸氣流量的運行模式向上海天然氣主干管網(wǎng)輸氣。據(jù)初步預(yù)測，2018年冬季將會有20～40萬m3/h的供需缺口。鑒于陸域各個管輸氣源供應(yīng)點在冬季的供應(yīng)緊張，不可能增加供氣量，因此只能探索在上海液化天然氣公司洋山氣化站和臨港輸氣站采取新的運行控制模式，提升用氣低谷時上海天然氣主干管網(wǎng)運行壓力，增加管道的儲氣量，即加大管容調(diào)節(jié)量。

2 天然氣用氣量測算

從上海天然氣日需求量數(shù)據(jù)觀察，存在多種復(fù)雜情況。為了便于分析和計算，除去極端運行工況，可從每日氣量統(tǒng)計中選擇兩種典型情況作為日常的最高和最低需求氣量的邊界，以確定能否實施“臨港氣源點壓力控制運行模式”，若兩天的管網(wǎng)運行工況都能夠符合管網(wǎng)安全運行要求，則可以實施該運行模式；反之，需要進一步研究調(diào)控措施。

2.1 最高用氣需求量的選定

通過對日用氣量記錄的篩選，選取 2018年3月21日運行數(shù)據(jù)作為測算的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。選取該日數(shù)據(jù)，具有以下四個有利條件：

(1)用氣量數(shù)據(jù)與本次測算在時間上相距較近，各個用氣點需求與未來管網(wǎng)運行實際工況最為接近；接近高壓管網(wǎng)輸氣能力上限。

(2)當(dāng)日氣溫為 2～9 ℃，基本能確定為冬季代表性的溫度范圍；城市及郊區(qū)銷售公司用氣雖低于冬季峰值，但是仍處于一個較高的水平。

(3)當(dāng)日發(fā)電用氣量不受冬季“壓非保民”限制，全天用氣量為1 330萬m3，其中各調(diào)峰電廠均有機組開啟，合計調(diào)峰電廠用氣量為930萬m3，發(fā)電用氣高峰與城市用氣高峰疊加，形成疊峰效應(yīng)，接近未來一段時期內(nèi)的真實需求。

(4)在上海地區(qū)，冬季被限制用氣量的用戶，已進入正常用氣狀態(tài)。

2.2 最低用氣需求量下的選定

春秋季一般為用氣低谷，電廠調(diào)峰機組均未開機，僅有熱電聯(lián)供機組運行，小時用氣高峰只要考慮城市用氣，不需要考慮電廠等疊加因素。因此，選取2018年5月22日運行數(shù)據(jù)作為測算的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，該日全網(wǎng)輸氣運行負荷較輕，發(fā)電用氣量僅為232萬m3，此時洋山氣化負荷也處于低位。

3 建立模型

上海高壓天然氣主干管網(wǎng)呈現(xiàn)“C”+“O”形狀布局，見圖1，其中粗實線所示的6.0 MPa管線由東南角的臨港首站，大致沿郊環(huán)線公路敷設(shè)至北端的石洞口地區(qū)，首尾相距177 km；1.6 MPa管網(wǎng)沿外環(huán)線公路呈環(huán)狀；在6.0 MPa管線和1.6 MPa管網(wǎng)之間布置了若干聯(lián)通管線，。

圖1 上海天然氣主干網(wǎng)模型

結(jié)合管網(wǎng)運行情況，可以簡單測算出主干管網(wǎng)6.0 MPa管線在24 h周期內(nèi)的儲氣量變化。其氣量平衡式是：

式中：Q供——各氣源站點小時供氣量合計，萬m3；Q銷——各站點小時銷售氣量合計，萬m3；

ΔQ儲——管道儲存氣量每小時增值，萬m3；

Q耗——輸氣損耗氣量，在無泄漏、無管道放氣作業(yè)的情況下為0。

在日常運行中，洋山氣源氣化負荷調(diào)節(jié)作為主干管網(wǎng)小時調(diào)峰主要手段，其每小時天然氣供氣量是由銷售用氣需求倒算得出的，即：

依據(jù)以上氣量平衡計算公式，可建立24 h運行周期內(nèi)管網(wǎng)所需的洋山LNG供氣量測算表，如表2、表3所示。

表2 洋山LNG供氣量測算(最高用氣需求量時）單位：萬m3/h

表2采用銷售氣高峰日數(shù)據(jù)，洋山LNG氣化輸出處于高負荷運行。以2018年3月21日銷售負荷測算，日銷售氣量合計為3472.3萬m3，洋山LNG供氣2155.3萬m3。

表3 洋山LNG供氣量測算(最低用氣需求量時）單位：萬m3/小時

表3采用銷售氣低谷日數(shù)據(jù)，洋山LNG氣化輸出處于低負荷運行。以2018年5月22日銷售負荷測算，日銷售氣量合計為1637.3萬m3，洋山LNG供氣701.7萬m3。

4 數(shù)據(jù)測算與臨港氣源點控制壓力值調(diào)整

實際運行中，結(jié)合主干管網(wǎng)壓力變化情況，可估算出管網(wǎng)的儲量差值，然后對表2、表3中的洋山 LNG供氣量進行修正，得到不同負荷運行時洋山LNG修正氣量，即洋山LNG修正氣量=洋山供氣量+管網(wǎng)儲量差值。表4、表5分別為高負荷和低負荷運行模式下管網(wǎng)各控制點壓力、相應(yīng)的儲量差值和修正后的洋山供氣量。

管網(wǎng)儲量差值估算方法：根據(jù)管網(wǎng)不同時刻的儲氣壓力值并結(jié)合分段的管線長度計算出管道的儲氣量VS。本文將6.0 MPa管線以化工區(qū)為界分成兩段計算。將相鄰兩個時間段的儲氣量相減可得出管網(wǎng)在這一時段內(nèi)的儲氣量變化。

式中：VSn、VS(n+1)——分別為管網(wǎng)第n和第n+1小時的儲量。

式中：VS——管道的儲氣量，m3；

VT——管道的幾何容積，m3；

pcp——管道的平均壓力(取pcp=2×pQ/3)，MPa；

pQ——管道的起點壓力，MPa；

Z——壓縮系數(shù)，采用美國加利福尼亞天然氣協(xié)會(CNGA)公式。

式中：p——氣體壓力(絕)，MPa；

T——氣體溫度，K；

Δ——氣體的相對密度。

表4 洋山LNG高負荷運行模式

表5 洋山LNG低負荷運行模式

管網(wǎng)各節(jié)點壓力根據(jù)實際記錄擬合公式計算，其結(jié)果與理論壓損基本一致。關(guān)于管網(wǎng)各段壓力損失測算，可在起始點一定的壓力條件下代入相鄰兩點間不同流量時實際壓力值確定一個二次函數(shù)，據(jù)此估算出該起始點壓力條件下對應(yīng)天然氣輸送流量的壓力損失值(本文省略)。目前，根據(jù)上游公司臨港末站調(diào)壓裝置實際控制值為＜5.70 MPa，因此在對管網(wǎng)氣源點控制壓力(管網(wǎng)公司臨港首站進站壓力)測算、調(diào)整時，其數(shù)值不超過 5.60 MPa。通過不斷調(diào)整臨港輸氣末站輸出壓力，控制6.0 MPa高壓管網(wǎng)儲氣變化和壓差，使運行平穩(wěn)并符合生產(chǎn)要求，得到以上數(shù)據(jù)。高峰時期，在臨港氣源點采用壓力控制運行模式時，即控制上游臨港末站調(diào)壓裝置的壓力設(shè)置值，其顯示值為管網(wǎng)公司臨港首站進站壓力值；洋山 LNG在日間及晚高峰時段需要全部開啟4臺海水氣化器之外還需要增開一臺應(yīng)急SCV氣化器，夜間可以開啟3臺海水氣化器運行。白鶴出站最低壓力為：3.19 MPa，此點為天然氣主干管網(wǎng)正常運行的最低壓力，即運行邊界。低于此壓力，管網(wǎng)末端燃氣電廠將無法正常運行。

在天然氣主干管網(wǎng)低負荷運行模式下，全網(wǎng)壓差縮小，管容變化小，臨港氣源點采用壓力控制運行模式時較為平穩(wěn)，洋山LNG開啟2臺海水氣化器運行即可。

5 結(jié)論

引入天然氣主干管網(wǎng)實際運行工況數(shù)據(jù)，通過對臨港氣源點采用壓力控制運行模式的測算，尋找到今年冬季保高峰的運行邊界為3472萬m3/日；當(dāng)管網(wǎng)用氣量低于3472萬m3/日，可以通過調(diào)整臨港輸氣末站輸出壓力的方式進行天然氣主干管網(wǎng)運行控制；一旦預(yù)測到日用氣量高于3472萬m3，則需要提高西氣東輸、川氣東送在上海地區(qū)的日供氣量。以上結(jié)論對指導(dǎo)日常生產(chǎn)運行有明確的指導(dǎo)意義，一旦預(yù)測到全市日用氣需求高于3472萬m3，已無管容調(diào)節(jié)平衡供需的余地，即可提請上級有關(guān)部門提前采取相應(yīng)的應(yīng)對措施。在實際生產(chǎn)中，運行控制應(yīng)有一定的容錯空間，所以可以在上海天然氣主干管網(wǎng)全天用氣量低于3000萬m3的情況下，試驗臨港氣源點壓力控制運行模式。

此外，上海天然氣管網(wǎng)公司正在建設(shè)臨港至上?；^(qū)復(fù)線輸氣管線，可以減少輸氣壓力損失，提升管道輸氣能力，使主干管網(wǎng)運行的更安全靠。