LNG接收站與天然氣管網協同運行優(yōu)化策略

隨著天然氣管網互聯互通一體化格局的形成，各資源和市場納入管網系統統一調度運營?；贚NG資源入網后存在站場和已有管道間壓力匹配以及多資源間的氣量協調問題，針對冬季保供期某LNG資源聚集區(qū)域，借助TGNET軟件建立LNG接收站與天然氣管網協同運行仿真模型，研究不同邊界條件下管網系統多資源調度供氣方案，并重點針對可控的LNG資源，從管輸費、能耗費以及總利潤等角度開展了不同接收站間氣量匹配方案的經濟性比選。結合經濟比選及方案模擬結果，提出了LNG資源入網供氣能力提升的優(yōu)化手段。研究結果表明：外輸管道較長、管徑小、沿線分輸量小是制約LNG接收站氣化能力釋放的關鍵因素，通過增設壓氣站和增設復線2個優(yōu)化手段可充分釋放接收站氣化能力，以此提升管網整體運行壓力和輸送能力。研究成果對冬供期天然氣管網多資源以及各接收站間的調度管理具有一定的指導意義，所形成的LNG接收站與天然氣管網的協同運行優(yōu)化機制可為下游用戶提供充足的供氣保障，實現LNG接收站與天然氣管網一體化高效運行。

LNG接收站；互聯互通；天然氣管網；協同運行優(yōu)化；壓氣站；階梯氣量；冬季保供

TE832

A

DOI： 10.12473/CPM.202405053

Optimization Strategy for Coordinated Operation of LNG

Terminal and Natural Gas Pipeline Network

Zhuo Haisen1" Zhao Sirui2" Sun Bo3" Hou Haoyuan2" Dong Longwei1" Cui Jing1" Zuo Lili2

（1.PipeChina LNG Terminal Management Company;2.National Engineering Research Center for Pipeline Safety， China University of Petroleum （Beijing）;3.China Oil amp; Gas Pipeline Network Corporation）

As the integrated pattern of interconnection among natural gas pipeline networks forms， various resources and markets are integrated into the pipeline network system for unified scheduling and operation. After LNG resources are connected to the network， there are problems such as pressure matching between stations and existing pipelines and coordination of gas volume among multiple resources. In this paper， taking an LNG resource accumulation area during winter supply guarantee period for example， the TGNET software was used to build a simulation model of coordinated operation between LNG terminal and natural gas pipeline network， so as to study the multi resource scheduling gas supply scheme of the pipeline network system under different boundary conditions. Moreover， an economic comparison and selection of gas volume matching schemes between different terminals were carried out for controllable LNG resources from the perspectives of pipage， energy consumption cost and total costs. Finally， based on economic comparison and selection and scheme simulation results， optimization methods for improving the supply capacity of LNG resources into the network were proposed. The study results show that long export pipelines， small pipe diameters and low distribution volumes along the pipeline are key factors restricting the release of gasification capacity of LNG terminals. By means of adding compressor stations and parallel pipelines， the gasification capacity of the terminals can be fully released， thereby improving the overall operating pressure and transportation capacity of the pipeline network. The study results have certain guiding significance for the scheduling management between multiple resources of natural gas pipeline network and various terminals during winter supply period， the coordinated operation optimization mechanism formed for LNG terminals and natural gas pipeline network can provide sufficient gas supply guarantee for downstream users， and achieve integrated efficient operation of LNG terminals and natural gas pipeline network.

LNG terminal;interconnection;natural gas pipeline network;coordinated operation optimization;compressor station;step gas volume;winter supply guarantee

基金項目：國家自然科學基金面上項目“復雜供氣管網大時滯非線性仿真模型構建與智能調控”（52174064）。

0" 引" 言

卓海森，等：LNG接收站與天然氣管網協同運行優(yōu)化策略

在全國“一張網”格局不斷完善、優(yōu)勢漸顯的當下，國家管網集團在原有天然氣管道網絡基礎上持續(xù)拓展省級管網，將其以市場化方式納入，各公司天然氣資源和市場納入全國管網統一分析，規(guī)模龐大、資源/用戶類型多樣，管網內部各環(huán)節(jié)互聯互通和相互調氣更加靈活。LNG接收站作為管網系統中的資源上載點，在我國的能源戰(zhàn)略中發(fā)揮著冬季保供和應急調峰的戰(zhàn)略性作用［1］，可以確保能源供應的穩(wěn)定性和可持續(xù)性，從而提高國家的能源安全水平。LNG接收站通過配套管線連接進天然氣管網供氣，這些配套管線的輸氣能力對LNG接收站在冬季保供以及應急調峰時供氣能力的發(fā)揮具有舉足輕重的作用。由于接入管網的多個LNG接收站氣化能力較高，且管網內部還有進口管道氣、國產氣資源的供應，入網資源存在一定競爭。為了充分發(fā)揮全國“一張網”的優(yōu)勢，如何建立LNG接收站與其配套管線的協同運行機制［2］，在不影響天然氣管網系統正常運行的前提下著力提升LNG資源入網量，為下游用戶提供充足的供氣，成為新形勢下互聯互通的天然氣管網運營調度亟需解決的問題。

目前，關于天然氣管網運營調度方面的研究多集中于輸送側和銷售側2個方面。在管網輸送側，主要是針對管網內部天然氣的流量、流向［3-6］以及管網系統的運行能耗開展優(yōu)化［7-10］。在管網銷售側，主要是針對企業(yè)銷售政策以及結合用戶需求側分析的效益優(yōu)化開展研究［11-14］。對于資源側，針對不同類型資源入網后氣量間的協調匹配優(yōu)化，黃阿寶［15］針對東莞市的輸氣管網，通過計算模擬出西二線和大鵬2路氣源同時供氣時的管網水力工況，并根據下游用戶適應性分析結果，結合管網仿真情況，提出匹配原則。周怡沛等［16］從管理方面考慮，建議優(yōu)先保證國產氣資源，加快儲氣庫的建設力度。但是目前對于在冬季保供時期LNG入網后的各資源的氣量匹配，以及LNG資源供氣能力提升的研究較少。在優(yōu)化方法方面主要有2種方式：一類是基于最優(yōu)化理論，通過數學建模的方法解決管網運行中的實際問題［17-18］，該方法在不同管網工況和邊界條件下的適應性無法保證，對計算方法的準確性要求較高；另一類是基于商業(yè)軟件開展建模仿真，為管網的運行調度提供方案支持［19-20］。皮亞鐳［21］利用TGNET軟件開展川西天然氣管網系統運行調度研究，通過建立管網模型開展仿真模擬，制定并優(yōu)選運行調度方案。羅林杰［22］利用TGNET軟件對某地區(qū)天然氣管網系統進行研究，分別利用穩(wěn)態(tài)模擬技術優(yōu)選增壓機組運行調度方案以及利用動態(tài)模擬技術制定應急調度方案。該方法基于軟件內部較為成熟的仿真求解器開展研究，準確性較高，且不同工況邊界條件的設置簡易，管網結構的變化易于實現。

為此，筆者針對LNG資源聚集區(qū)域，選用Pipeline Studio軟件中的TGNET模塊進行LNG接收站與天然氣管網的協同運行仿真。針對冬季保供期的市場需求，開展不同邊界條件下各資源氣量匹配方案研究，并針對LNG資源，從多角度開展不同接收站間外輸氣量匹配方案的經濟比選，提出供應能力提升的優(yōu)化手段，以期為LNG接收站在冬季保供期站間氣量匹配方案優(yōu)化提供指導，進而實現站線一體化的高效運行。

1" 管網概況及仿真模型建立

1.1" 管網基本情況

以冬季保供時期LNG資源較為聚集的某區(qū)域管網開展研究，管網的基本構成如圖 1所示。

該區(qū)域主要資源包含有3個LNG接收站（SZ-LNG接收站、YD-LNG接收站和BH-LNG接收站）氣化氣資源，以及2個管道氣資源（ZM管道氣和接入ZM管道的ZG管道來氣）。各資源最大供氣壓力及供氣能力見表 1。

用戶共計包含110個分輸點，包括了沿線的天然氣用戶以及需要由干線管網轉供省網的氣量。由于分輸點數量較多，在圖 1中并未展示具體分輸情況。

開展LNG接收站與管網協同運行仿真的重點是LNG接收站與管網的壓力匹配。LNG接收站對LNG進行氣化后通過外輸管道直接進入管網系統。該區(qū)域管網內部管道包括各接收站配套外輸管道，以及組建互聯互通管網的XEX-D管道、XSX-D管道、GX管道和ZM管道。各接收站配套的外輸管道及其相連的管網干線管道的投產時間不同，因此其壓力等級、管徑有所差異，部分參數如表 2所示。LNG資源和管道氣資源基本集中于南部，而在冬季保供期，由于北方氣候用氣緊張，所以這5種資源除了需要滿足南部地區(qū)沿線的供氣之外，還需要通過GZ壓氣站實現北部地區(qū)沿線供氣，最遠保證氣量能抵達NC分輸站。GZ壓氣站往北最大日供氣能力為4 500萬m3，其中進站壓力最低為5.95 MPa。

1.2" 站線協同運行仿真模型

采用Pipeline Studio軟件開展仿真模型構建。該軟件能夠對輸油/氣管道中單相流進行穩(wěn)態(tài)模擬和動態(tài)模擬，可模擬簡單的單管輸送模型，也可模擬包括多個供應源、用戶及其他影響管網操作和運行參數的設備和閥門等在內的區(qū)域性管輸系統。Pipeline Studio軟件包含了TGNET和TLNET 共2個模塊。其中TGNET模塊主要針對氣體管道，使用該軟件可以對天然氣管網的正常運行工況和事故工況進行模擬分析，評價天然氣管道的設計或操作參數，以獲得優(yōu)化的天然氣管網系統性能。

針對某LNG資源聚集區(qū)域建立LNG接收站與管網仿真模型。該區(qū)域模型內共有110個分輸點、供氣端（含2個管道氣資源）以及3個LNG接收站資源，364條管線。輸入管道設備屬性（管道長度、壁厚、表面粗糙度、高程等），供氣和輸氣端輸入模型的各個分輸點流量、壓力邊界條件以及流量邊界條件。根據設定的邊界條件可計算管道系統內的水力變量，如壓力、流量、溫度等。利用TGNET建立該區(qū)域仿真模型，如圖 2所示。

TGNET可供選擇的水力摩阻系數計算公式主要有4種：其中Weymouth公式只適用于低壓系統；Panhandle A amp; B公式只能保證特定范圍內流動條件下的精確性；而Colebrook公式考慮了不同管子光滑或粗糙的內壁情況，能在較寬的流動狀態(tài)范圍內保持較高的模擬精度，適用于紊流3個區(qū)。因此，水力摩阻系數計算推薦采用Colebrook公式。該區(qū)域有多個氣源供氣，天然氣組分較為復雜，為了保證計算精確度選用BWRS狀態(tài)方程進行天然氣物性參數計算。

在開展供氣方案模擬之前，首先利用該區(qū)域2022年用氣高月的歷史氣量數據開展仿真模型的精度校準，針對一定的輸差，核算整個管網模型的進氣總量以及下氣總量是否一致，若有偏差可進一步對模型進行校正，以保證管網中天然氣流向及流量的正確性。利用各主要站點的壓力數據，不斷開展穩(wěn)態(tài)模擬調整各管線的表面粗糙度和輸氣效率，使各站點壓力與實際生產數據接近。模型沿線關鍵分輸站點的具體分輸氣量以及壓力校準結果數據見表 3REF_Ref156083929＼h。表3只展示了2022年用氣高月高日關鍵站點氣量。調整得到模型中所有節(jié)點壓力，將誤差范圍控制在0.1 MPa以內，保證了站管協同運行仿真模型的準確度。

2" 站管協同運行供氣方案

為了確定未來冬供期站管協同運行供氣方案，結合市場用戶用氣需求預測，認為2023年冬供期高月高日各分輸站點氣量數據為2022年高月高日各分輸站點氣量乘以市場消費量增長系數1.1。因此，基于所建立的該地區(qū)LNG接收站及管網仿真模型，在各站點分輸氣量已知的情況下，首先根據氣量平衡，計算出GZ壓氣站以最大日輸氣能力4 500萬m3北上情況下抵達NC分輸點后剩余氣量，并以此作為NC分輸點邊界階梯氣量的基準，以300萬m3逐級遞減設置了3個流量階梯開展供氣方案研究。

經計算該區(qū)域市場日總用氣量為6 744萬m3，在優(yōu)先保證管道氣資源供應的前提下，LNG作為可控的后備資源，計算其氣量供應和各站分配方案。在GZ壓氣站最小進口壓力不小于5.95 MPa的前提下，模擬得到抵達NC分輸站剩余氣量最多為1 478萬m3，因此針對模型北邊界NC分輸站設置的3個流量階梯為1 478萬、1 178萬及878萬m3。根據規(guī)劃要求，SZ-LNG接收站氣化氣在2023年冬供期將以固定量3 000萬m3外輸，為了便于另外2家LNG接收站間進行氣量分配，按YD-LNG外輸量最大和BH-LNG外輸量最大分別模擬3個流量階梯下的運行方案，并對2種運行方案進行經濟比選。

2.1" 供氣方案模擬

以第1個流量階梯（抵達NC分輸站剩余氣量1 478萬m3）為例，在保證LNG資源內部YD-LNG以最大氣化量外輸的情況下，此時對于各LNG接收站、管道氣資源以及壓氣站的詳細控制模式為：SZ-LNG以3 000萬m3外輸量控制，YD-LNG以最大外輸壓力9.0 MPa控制，BH-LNG以7.2 MPa外輸壓力控制，ZM管道氣首站進氣以6.6 MPa壓力控制，ZG管道氣以轉供量980萬m3控制，GG壓氣站以7.5 MPa出站壓力控制，GZ壓氣站以4 500萬m3最大外輸能力控制。模擬結果見表 4。

由模擬結果可知，在市場氣量（6 744萬m3）及資源抵達NC分輸站剩余氣量為1 478萬m3時，3個LNG資源供應總量為6 042萬m3，在保證SZ-LNG以3 000萬m3外輸、YD-LNG以最大外輸壓力9 MPa運行時，模擬得到此時YD-LNG外輸氣量最大為1 500萬m3，同時BH-LNG外輸氣量為1 542萬m3。此時YD-LNG由于按照氣化外輸能力1 800萬m3模擬時壓力超過了最高外輸壓力9 MPa的限制，所以控制參數為以最高9 MPa外輸壓力控制。

同理，在保證3個LNG接收站外輸總量不變的前提下，考慮提高BH-LNG的外輸氣量，降低YD-LNG的量，對于各LNG接收站、管道氣資源的詳細控制方式為：SZ-LNG以3 000萬m3外輸量控制，BH-LNG以最高9 MPa外輸壓力控制，YD-LNG以1 000萬m3控制，ZM管道首站進氣以7 MPa壓力控制，ZG管道氣以980萬m3控制，GG壓氣站以8.19 MPa出站壓力控制。GZ壓氣站以4 500萬m3最大外輸能力控制，模擬結果見表 5。

由表 5可以看出，在保證3個LNG資源總量為6 042萬m3不變的情況下，SZ-LNG以3 000萬m3外輸，BH-LNG以最高9 MPa外輸壓力控制時，模擬匹配得到BH-LNG外輸氣量最高為2 042萬m3，YD-LNG外輸氣量為1 000萬m3。此時BH-LNG由于按照氣化外輸能力3 000萬m3模擬時，壓力超過了最高外輸壓力9 MPa的限制，所以控制參數為以最高9 MPa外輸壓力控制。

其他流量階梯下各資源和站點氣量匹配方案模擬過程不再贅述。3個流量階梯下模擬結果見表 6。

當市場消費氣量一定時，隨著NC分輸站氣量邊界遞減，在保證管道氣總資源供應在一定范圍內時，LNG資源應相應配合氣化氣量降低。在保證YD-LNG外輸氣量達到最大的情況下，BH-LNG主要承擔了外輸氣量的降低，由于受到YD-LNG外輸壓力9 MPa的限制，此時YD-LNG供應氣量最大只能保證1 500萬m3外輸。而在保證BH-LNG外輸氣量達到最大的情況下，YD-LNG則主要承擔了外輸氣量的降低，同樣受到BH-LNG外輸壓力的限制，此時BH-LNG外輸氣量最大只能達到2 056萬m3。

2.2" 站間氣量分配方案經濟比選

為了便于LNG接收站管理公司的調度決策，分別計算了不同氣量分配方案下的管輸費和能耗費，從而對方案進行經濟性比選。其中，管輸費可利用模擬得到的各管段氣量、周轉量、管輸費率等參數直接計算得到。同時，由于BH-LNG到GZ壓氣站這段外輸路徑還包含有GZ壓氣站，會產生相應的能耗，根據模擬可以得到不同方案下對應的能耗，在已知單位電價的情況下便可計算不同方案下GZ壓氣站產生的日能耗費用。為了便于計算，這里將管輸費率統一以每千米0.136元/（104 m3）計算，單位電價以0.8元/（kW·h）進行計算。

計算得到的不同方案下對應的管輸費、能耗費以及總費用如表7所示。

由不同方案經濟性計算結果可知，無論是從管輸費、能耗費或是總費用角度，均為側重YD-LNG進行外輸氣量優(yōu)先分配的經濟性最佳，故在進行LNG總資源分配時推薦優(yōu)先保證YD-LNG外輸氣量最大。

3" LNG供氣能力提升研究

在保證管道氣資源供應的前提下，LNG作為可控的后備資源，LNG接收站管理公司可在內部協調各LNG接收站的氣量分配。根據經濟性比選結果，盡量保證YD-LNG站最大氣化外輸可以實現公司整體經濟性最優(yōu)。由于YD-LNG外輸管道及XSX-D-MY干線管道總長約500 km、管徑較?。╕D-LNG外輸管道直徑914 mm，XSX-D-MY干線直徑813 mm），光管運行使得該段壓降較大。受到XEX-D-GS線上GZ壓氣站最低進氣壓力（5.95 MPa）限制，YD-LNG外輸氣量在最高外輸壓力（9 MPa）達到控制上限的情況下無法繼續(xù)提升。根據模擬結果，YD-LNG的外輸氣量最高為1 500萬m3，無法滿足最大程度地發(fā)揮YD-LNG外輸能力（1 800萬m3）的要求。為了使YD-LNG盡可能最大限度地發(fā)揮其氣化外輸能力，從壓氣站增設和管線增設2個角度開展優(yōu)化研究。

3.1" 壓氣站增設

限制YD-LNG氣化外輸能力的主要因素是其外輸路徑較長、管徑小，考慮將壓氣站增設在管道沿線以增強管道的輸氣能力，壓氣站增設位置共有3個可選方案，分別是：①CZ分輸站與JY分輸站之間，②JY分輸站與HY分輸站之間，③HY分輸站與GZ壓氣站之間。新壓氣站控制方式為最小進口壓力，具體設置為最小進口壓力7 MPa。

經過實際模擬分析驗證，新的壓氣站增設在JY分輸站與HY分輸站之間，對于YD-LNG氣量瓶頸的消除效果、節(jié)能經濟效益最為明顯，設置1臺壓縮機機組即可。壓縮機額定功率16 MW，額定轉速4 800" r/min，最小進站壓力保持在7 MPa。此時YD-LNG外輸量可達到1 800萬m3，模擬結果見圖 3。

建議在JY分輸站與HY分輸站之間增設壓氣站，增強XSX-D-MY干線管道輸氣能力，有效解決YD-LNG運能瓶頸。

3.2" 管線增設

結合未來管線建設規(guī)劃，在XEX-D-GS干線始端建設復線，如圖4所示。圖4以GS復線命名，鋪設復線的各項參數為：管外徑1 016 mm，管線長度76 km。

在建設復線后，YD-LNG外輸氣量已達到1 800×104 m3，且壓力未超9MPa，符合要求。

4" 結" 論

在“全國一張網”運營的新形勢下，本文針對某LNG資源聚集區(qū)域建立LNG接收站與管網仿真模型，對LNG接收站與天然氣管網互聯互通后管道氣以及LNG資源入網的冬供期供氣方案進行模擬。同時從經濟性角度分析了LNG接收站間氣

量分配方案，并提出了LNG資源入網供氣能力提升的優(yōu)化手段，形成了LNG接收站與其配套管線的協同運行優(yōu)化機制，實現LNG接收站與天然氣管網一體化高效運行，得到如下結論：

（1）所建立的LNG接收站與管網協同運行仿真模型內共有110個分輸點，供氣端包括2個管道氣資源以及3個LNG接收站資源，364條管線。針對模型北邊界NC分輸站設置了3個流量階梯，并在各流量階梯下模擬了LNG資源。模擬結果表明，在接收站與管網進行氣量和壓力匹配時，受到壓力的限制，YD-LNG接收站外輸氣量最大為1 500萬m3，BH-LNG外輸氣量最大為2 056萬m3。所形成的6個供氣方案可為冬供期資源調度提供參考依據。

（2）在保證管道氣資源供應的前提下，LNG作為后備資源，從管輸費、能耗費以及總費用等角度計算了2種LNG接收站間氣量分配方案的經濟性，計算結果表明，優(yōu)先保證YD-LNG接收站外輸氣量最大的供氣方案經濟性最優(yōu)。研究方法對LNG資源進行站間氣量分配時進行經濟比選具有一定指導意義。

（3）結合氣量匹配方案以及經濟性比較結果，分析了限制YD-LNG接收站氣化能力釋放的瓶頸問題，即YD-LNG外輸管道及與管網連通的XSX-D-MY干線管道較長、管徑小、沿線分輸量小。從增設壓氣站和增設復線2個角度模擬了提升YD-LNG氣化能力的優(yōu)化手段，以此可提升管網整體運行壓力和輸送能力，充分釋放YD-LNG氣化能力，形成了LNG接收站與天然氣管網的協同運行優(yōu)化機制。

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第一卓海森，工程師，生于1982年，2009年畢業(yè)于中國石油大學（華東）機械設計制造及其自動化專業(yè)，現從事LNG接收站運維管理工作。地址：（300450）天津市濱海新區(qū)。電話：（022）66708628，email： zhuohs@pipechina.com.cn。

通信作者：左麗麗，教授。email： zuolili@cup.edu.cn。

2024-05-30" 修改稿收到日期：2024-08-24

王剛慶