廣東省天然氣管道調峰調質研究與實踐

陳勝森 劉 毓 付子航 馮 亮

（中海石油氣電集團有限責任公司，北京 100028）

0 引言

廣東省天然氣管道主要為珠海市、中山市、澳門特別行政區(qū)等電廠和城市燃氣供氣，其建設與運營為帶動整個珠三角西部地區(qū)的天然氣相關產(chǎn)業(yè)發(fā)展做出了重要貢獻。廣東省管道是目前中國海油運行管理最復雜的管網(wǎng)之一，天然氣資源供應涉及7個海上氣田和珠海LNG接收站，其供應穩(wěn)定性影響著下游用戶的安全生產(chǎn)。廣東省天然氣管道用戶涵蓋燃氣發(fā)電廠、工業(yè)用戶和城市燃氣等多種類型，其對天然氣熱值、供應時長和日調峰供應量的需求各不相同。由于下游用戶發(fā)展迅速，不斷發(fā)展的用戶用氣量需求與管道自身有限的輸送和調峰儲氣能力之間的矛盾日益突出，如何利用調峰調質研究解決生產(chǎn)調度管理和管道運行管理的實際問題，成為該區(qū)域生產(chǎn)調度和廣東省天然氣管道急需解決的生產(chǎn)課題。為此，在生產(chǎn)計劃的制定和實施過程中，急需以資源、設施和市場數(shù)據(jù)為基礎，對該系統(tǒng)進行天然氣產(chǎn)供銷調峰調質研究，為科學制定該系統(tǒng)生產(chǎn)調度運行管理體系提供依據(jù)。

1 廣東省天然氣管道現(xiàn)狀及供應特點

廣東省天然氣管道分為兩期建設，一期工程接收珠海市橫琴島登陸的海上天然氣，終點為中山市，長度為94 km，管徑為660 mm，設計壓力7.8 MPa，輸送能力為17×108m3／a；二期工程接收珠海市高欄島登陸的海上天然氣和珠海市LNG外輸天然氣，起點為高欄分輸站，一期工程終點為南屏分輸站，長度為36.8 km，管徑為660 mm，設計壓力為9.2 MPa，輸送能力為38×108m3／a。該管道為多氣源供應、多天然氣用戶的復雜運行模式，同時兩端分別與廣東省管網(wǎng)和大鵬LNG管道連接。

目前管道供應有2個特點：① 廣東省天然氣管道的主力用戶為分布在珠海市和中山市的8個燃氣發(fā)電廠，其用氣特點是用氣量大，日峰谷差較大，管道運行壓力大幅度波動，天然氣調度難度極大，管道安全運行難度較大。就廣東省天然氣管道來說，下游各電廠用戶的年用氣量占市場總需求量的80%～90%，且電廠用戶多分布在管道中下游位置，為管道日常儲氣調峰運行帶來很大挑戰(zhàn)。② 廣東省管道氣源由海氣和LNG同時供應，而海氣和LNG在氣質組分方面存在一定的差別。采用LNG大量補充供氣，與單純的采用海氣供應時相比，管道中的氣質會發(fā)生明顯變化，其中華白數(shù)的波動對下游電廠用戶影響較為直接［1］。如某些電廠燃氣機組在燃氣華白數(shù)波動超過±5%時［2］，即存在跳機風險。因此，需要提前預測LNG補充供氣比例，跟進管道中實際華白數(shù)變化情況，及時調整氣源和用戶的供用氣計劃量或瞬時量。

2 管道調質調峰研究

2.1 研究方法

圖1 研究思路圖

廣東省天然氣管道調峰調質問題內容復雜，下游各燃氣電廠用戶通常裝備不止一臺機組［3］，而且燃氣電廠機組的開機數(shù)量隨電網(wǎng)負荷的要求不斷變化。根據(jù)情況，設計的研究思路見圖1。規(guī)劃中市場量的變化體現(xiàn)為多種工況組合，例如2015年的理論工況可達300余種，隨著今后下游燃氣機組的增加，運行工況將更加復雜。用戶用氣方式不同，對管道調峰能力的影響不同，需要根據(jù)用戶可能的用氣結構制定不同的用戶負荷方案，計算選擇出能夠充分發(fā)揮管道調峰能力的用戶結構［4］。由于管道本身在允許的操作壓力范圍下存在一個最高通過能力，當用戶的用氣量超出管道的最高通過能力時，則該工況無法實現(xiàn)，因此，在進行各工況動態(tài)調峰計算之前，首先采用靜態(tài)計算的方式，分析管道在一定壓力條件下的最大通過能力，排除用氣量超出最大通過能力的工況，然后在剩余可能實現(xiàn)的工況組合中，經(jīng)過動態(tài)調峰計算驗證，形成通用化的結論以安排生產(chǎn)計劃。同時，由于荔灣海氣、番禺海氣等和LNG接入管道中的位置不同，根據(jù)“最大限度消化海氣、優(yōu)先消化荔灣海氣、珠海LNG參與調峰為主”的原則，計算海氣消耗的最大邊界和荔灣海氣消耗的最大邊界，得出全部可以實現(xiàn)的工況組合之后，找出海氣和LNG同時供氣的工況。由于海氣為氣源主體、LNG作為氣源補充和調峰，因此，需要計算混合氣組分和華白數(shù)在管道中的變化情況，據(jù)此判斷下游燃氣電廠用戶機組是否可以接受燃氣華白數(shù)的波動情況，排除燃氣電廠機組無法適應的工況，得到全部可以滿足氣源、管道和用戶要求的工況。

2.2 研究對象

2.2.1 氣源

以2015年的資源供應量為例，通過對各工況組合進行計算，找出各海氣和LNG供氣量之間的彈性邊界范圍。全年氣源供應以海氣為主，正常運行期間LNG氣源以接收站的BOG輸出為主，僅在臺風季期間，部分海上平臺設施必須關停的前提下，需要臨時采用LNG進行補充供應。海氣以荔灣海氣和番禺海氣為主，供應比例約為3∶1，海氣供應形式采用均勻日供氣量供應，另外，根據(jù)下游燃氣電廠用戶的峰谷調度要求，珠海LNG作為調峰氣源保持備用。

2.2.2 市場

廣東省天然氣管道供應天然氣的燃氣電廠用戶年用氣量約占用戶總用氣量的84%（圖2），沿線各燃氣電廠總共10臺9F機組和5臺9E機組（包括現(xiàn)有和計劃裝機）。燃氣電廠用戶的最大小時耗氣量由機組投運情況而定，且日用氣量與機組運行方式有關，需要考慮機組運行的小時不均勻性。在安排燃氣電廠24 h用氣方案時，與白天用氣量相比，夜晚用氣量根據(jù)機組運行方式相應減少，連續(xù)運行機組在夜晚降低負荷運行，調峰機組夜晚關閉。部分燃氣電廠用戶的機組運行情況是已經(jīng)確定的，而部分電廠用戶的用氣計劃（共計4臺9F機組和2臺9E機組）并不明確。根據(jù)市場規(guī)劃情況，對于燃氣電廠中未確定運行模式的機組進行運行工況的排列組合并進行動態(tài)調峰調質計算分析。

圖2 廣東省天然氣管道用戶用氣比例圖

2.3 研究結果

2.3.1 調峰研究結果

經(jīng)過對各種排列工況進行調峰計算分析，在各燃氣電廠所有機組全部安排運行時（調峰運行或連續(xù)運行），雖然單純的靜態(tài)水力計算均可以滿足，但由于一期管網(wǎng)調峰能力有限，在進行動態(tài)水力調峰計算時發(fā)現(xiàn)壓力、流量等限定條件均無法滿足規(guī)劃需求，所有排列出的工況組合均不能實現(xiàn)，氣源壓力已達到允許的上限，用戶壓力在模擬過程中仍然出現(xiàn)低于其可接受的最低壓力要求的情況［5］。因此，在現(xiàn)有管道運行條件不變的基礎上，需要適當削減同時投運機組的數(shù)量，原則上首先削減計劃投運的機組。經(jīng)過反復核算，位于管道末端附近的中山嘉明、國電中山和粵電中山三家電廠總計減少1臺9F機組和1臺9E機組。即在其他用戶用氣模式不變的情況下，3個燃氣電廠機組同時投運總數(shù)不超過8臺9F機組（燃氣電廠裝配的9E機組則按照每2臺9E機組折合為1臺9F機組的用氣量計算）。在珠海LNG參與調峰的前提下，3個氣源的供應可滿足以上3個燃氣電廠機組不同運行操作模式的任意組合，即“7臺9F機組連續(xù)運行＋1臺9F機組調峰運行”和“1臺9F機組連續(xù)運行＋7臺9F機組調峰運行”范圍內的任意組合工況。不同機組組合工況邊界的用氣量相對值如圖3所示。

2.3.2 調質研究結果

圖3 不同機組運行工況組合用氣量比較圖

由于廣東管道3種主要氣源（高欄島海氣、橫琴島海氣和珠海LNG）的氣質組分差別較大［6］，故首先進行靜態(tài)的氣質互換性判定。利用國際通用的AGA指數(shù)法和Weaver指數(shù)法［7］，判定3種氣質相互之間均不具有互換性。為使下游電廠用戶機組正常運行，需要確定合適的基準氣［8］。以珠海LNG與橫琴島海氣等比例混合后的氣質為基準氣，靜態(tài)計算3種氣源與該基準氣的互換性的結果顯示，單純的3種氣源的華白指數(shù)在40～54.4 MJ／Nm3范圍內，單純的3種氣源甲烷含量范圍為87%～94%，均在燃機適應性范圍內。3種氣源的高熱值華白數(shù)波動范圍為-4.57%～4.87%，低熱值華白數(shù)波動范圍為-4.55%～4.85%，均在±5%以內，上述3種氣源與基準氣的偏差分別為4.85%，-4.55%和-0.67%?；旌虾蟮娜A白指數(shù)、甲烷含量均能夠滿足下游電廠設備對氣質的要求，因此，建議下游各燃氣電廠機組按照該基準氣進行調試。在調峰分析和靜態(tài)互換性計算的基礎上，選擇海氣（高欄島和橫琴島）／珠海LNG的日供氣比例最大和最小的兩個邊界工況，分別計算各燃氣電廠用戶氣質的參數(shù)波動范圍。該范圍即為實際運行工況中混合氣氣質波動的邊界。計算結果表明，在海氣／珠海LNG日供氣比例最大和最小的兩個邊界工況下，下游各燃氣電廠用戶用氣均滿足電廠燃機對氣質的要求，則其余工況也必然滿足燃機對氣質的要求。由此可知，按照目前廣東省管道的3種氣源的供應安排，混輸氣質滿足燃氣電廠機組的適應性要求，經(jīng)2015年臺風季期間的實際熱值監(jiān)測結果與機組運行情況顯示：各機組對海氣和LNG混輸氣的適應性良好，無需采用特殊的調質方法。

2.3.3 研究結果與生產(chǎn)調度管理

通過對水力計算結果的分析，得出如下生產(chǎn)調度管理結論：① 在LNG參與調峰的基礎上，已建和計劃投運的全部機組用氣量超出管道的調峰能力，需要削減計劃機組。為保持管網(wǎng)的穩(wěn)定運行，中山嘉明、國電中山、粵電中山3個燃氣電廠同時投運的機組最多維持在8×9F，即以上3家電廠總計至少減少1臺9F機組＋1臺9E機組。② 中山嘉明、國電中山、粵電中山三家燃氣電廠機組運營數(shù)量保持至少5臺或5臺以上9F機組連運。3臺或3臺以下9F機組調峰運行時，海氣的規(guī)劃量可以被全部消耗，不同機組工況組合情況對應的海氣消耗量和LNG消耗量與海氣計劃量的比值如圖5所示。③ 上述結論均在目前管道的操作壓力范圍內得出，而管道的設計壓力與目前最高操作壓力相比仍有較大富余；在實際運行中，為了提高管道的輸送能力和調峰能力，建議適當提高管道的操作壓力。④ 為了充分利用調峰調質分析計算工作的成果，建立科學合理的生產(chǎn)運營管理體系，以使資源、市場和管網(wǎng)有機結合。

圖4 不同機組組合工況消耗的海氣量與LNG量占海氣規(guī)劃量的比值圖

4 管道調峰調質管理實踐

由于廣東省管道近年來處于下游用戶急速擴張的階段，需要結合新增用戶的用氣量和調峰要求，以及3個氣源的不同組合供氣模式制定各項計劃和適應上下游生產(chǎn)變化的年度調度設計方案，確保安全生產(chǎn)和生產(chǎn)平穩(wěn)。為此，氣電集團成立了區(qū)域生產(chǎn)調度中心，發(fā)布了相應的管理辦法和應急管理預案，建立了資源、市場和管網(wǎng)有機結合的生產(chǎn)運營管理體系，形成了上下游聯(lián)動機制。

4.1 成立區(qū)域生產(chǎn)調度中心

2015年中國海油氣田集團發(fā)布了《廣東地區(qū)生產(chǎn)調度管理辦法》，成立了廣東地區(qū)生產(chǎn)調度中心。廣東地區(qū)生產(chǎn)調度中心的職責為負責中國海油氣電集團廣東地區(qū)海氣和珠海LNG等天然氣資源供應下的生產(chǎn)運行調度管理，統(tǒng)一協(xié)調不同氣源供應下的供需平衡，對天然氣資源進行合理優(yōu)化配置，確保各方生產(chǎn)平穩(wěn)運行。調度中心的主要工作內容有：執(zhí)行年、月、日銷售計劃，保障海氣、LNG等氣源和用戶的供需平衡，對管道壓力進行24 h預測，隨時根據(jù)用氣計劃的變化及上下游各方的檢修動態(tài)進行氣量調整，編制應急預案并組織演練。

4.2 建立上下游有機結合的生產(chǎn)調度管理體系

廣東地區(qū)生產(chǎn)調度中心由中國海油氣電集團統(tǒng)一管理，集團生產(chǎn)運營協(xié)調部為對口協(xié)調管理部門，集團貿易分公司和廣東銷售分公司為實際組織和執(zhí)行單位，其他各單位配合，實現(xiàn)上下游統(tǒng)一協(xié)調。在生產(chǎn)調度管理體系的建立過程中，首先明確各部門、各單位的工作職責，為生產(chǎn)計劃的順利實施做出制度上的保證。具體的生產(chǎn)調度管理流程如圖6所示。

圖5 生產(chǎn)調度管理流程圖

日計劃量的制定和執(zhí)行是生產(chǎn)運營管理體系的核心內容，它涉及到上下游各部門的有機結合［9］。① 日氣量計劃的制定。在生產(chǎn)調度管理中，下游用戶最遲需要在供氣日前8 h提供次日提氣需求，調度中心根據(jù)此下游市場的需求計劃、上游不同工況下的供應能力和管輸方的輸氣能力，并依據(jù)上下游供需平衡原則，在供氣日前一日制定日氣量計劃和上下游小時流量計劃，在供氣日前一日17:30，給上游提供下游次日24 h的提氣小時流量，及時對上游需求的小時調峰供應流量，上游橫琴（番禺海氣）、高欄終端（荔灣海氣）需要在供氣日前一日20:00確認，以保障管輸方管道壓力的安全。在供氣日當日，上游、管輸公司和下游需要按調度中心提供的經(jīng)上游確認的日氣量計劃執(zhí)行，24 h跟進氣量計劃的小時流量和總量執(zhí)行情況，以保障管輸方管壓在可控范圍內，任何異常須及時反饋給調度中心協(xié)調處理。②日氣量計劃的生產(chǎn)調度。供氣日內相關單位在氣量計劃執(zhí)行過程中，受各種因素影響。當日供氣、輸氣、提氣小時流量或是總量的情況須及時反饋給生產(chǎn)調度中心，如調度中心預判管輸方管道壓力將超出安全警戒值時，根據(jù)需要將及時調整氣量計劃，維持新的“日平衡”，調度中心與相關各方須積極給予配合，以達到小時和日計劃總量的匹配。

4.3 形成上下游聯(lián)動應急機制

上下游聯(lián)動應急機制規(guī)定了當上下游發(fā)生突發(fā)緊急情況，天然氣供應能力無法滿足所有用戶的需求，因下游需求、管輸方應急事故不能滿足上游最低生產(chǎn)需求，甚至導致關井或因管輸方應急事故不能持續(xù)向城市燃氣用戶、工業(yè)用戶持續(xù)供氣時所采取的應對措施，目的是將緊急情況產(chǎn)生的影響降低到最小程度。

應急事件根據(jù)上游或者管輸方發(fā)生緊急事件從而對下游減少供應量的多少、時間的長短以及社會影響程度定義為一級、二級和三級（從高到低）［10］。對于三級的應急情況僅需通知相關受影響用戶；二級、一級的應急情況，需根據(jù)情況，及時通知下游用戶做好應急準備工作，并及時與相關方保持信息的良好溝通。應急事件的處理流程如圖7所示。

圖6 應急事件處理流程圖

5 結論

1）利用管道瞬態(tài)模擬軟件在多氣源、多用戶管道中進行調峰調質研究，并將計算結果用于指導生產(chǎn)調度管理計劃的制定和實施，提高了生產(chǎn)運營管理的科學性和準確性。

2）建立了“集中調控、整體運行”的模式。經(jīng)過3年的實際熱值監(jiān)測結果與機組運行情況顯示，各機組對海氣和LNG混輸氣的適應性良好；整個管道利用率和整體配置運行效率及管網(wǎng)安全運行效率得到了提高，從而降低了運營成本。

3）廣東地區(qū)生產(chǎn)調度中心成立近3年以來，產(chǎn)供銷生產(chǎn)調度和應急保供體系趨于完善，效果明顯，為中國海油廣東省海上天然氣的消納做出了應有的貢獻，尤其是在每年多次臺風、上游生產(chǎn)檢修和出現(xiàn)故障等期間的保供起到了重要作用。