基于管网运行优化的浙江管网增输能力研究

2019-10-14刘承松章艺卢建明李玉星韩士英王武昌

油气田地面工程 2019年9期

刘承松章艺卢建明李玉星韩士英王武昌

1浙江浙能天然气运行有限公司

2山东省油气储运安全重点实验室

“蓝天保卫战”、“煤改气”对提升我国天然气保供能力提出了更高要求[1]。与此同时，我国已经迈出了天然气市场化改革的关键一步[2]，将构建多元化油气供应体系[3]。浙江省已经基本形成“多气源管网供应”格局，全面启动2020年实现天然气“县县通”工程项目[4]。随着今后浙江引入舟山LNG[5]、新疆煤质气，位于浙江舟山群岛新区海洋产业集聚区的新奥（舟山）LNG（液化天然气）项目配套码头工程启用[6]。

天然气管网规模不断增大以及运行条件日益复杂[7]，有必要研究管网现运行能力及最大输送能力是否能够满足市场供气需求，明确管网的增输能力来优化多气源之间的调度以及管网代输。

1 管网运行现状分析

浙江省已拥有杭湖线、杭嘉线、杭甬线、金丽温线、甬台温线五大干线贯穿全省，同时在衢州片区还有常山支线、江山支线和龙游支线三大支线，以下简称“五大干线”及“三大支线”。拥有“西一气”、“东海气”、“川气”、“西二气”、“宁波LNG”、“丽水36-1”六大气源，“多气源一环网”格局初显雏形[8]。截至2018年，浙江全省供气用户为86家，年输气总量达110×108m3。

2018年浙江省省级天然气管网气源由西一气、西二气、东气、川气、宁波LNG、丽水36-1等六大气源构成，气源位置如图1所示。

图1 浙江省管网气源供应图Fig.1 Location map of gas sources in Zhejiang network

省级管网供气用户主要包括城市用户、电厂用户及代输天然气，2018年城市用户用气总量约74×108m3，占总量的67.9%；电厂用户用气总量约33×108m3，占总量的30.3%；另外代输天然气2×108m3，占总量的1.8%。

结合浙江管网的运行负荷特点，本文分别从冬、夏季来分析管网运行情况。

1.1 夏季管网运行情况

1.1.1 气源、用户分配

夏季管网运行从川气（湖州）、川气（秀洲）、宁波LNG、西二气（诸暨）、西二气（衢州）、西二气（金华）、西二气（萧联）及西二气（长兴）等进行天然气下载，下载总量为146.6×104m3/h，下载压力在3.58～6 MPa，其中宁波LNG作为主要下载气源，下载压力为6 MPa，其他各用户压力在3.54～5.37 MPa范围内，均未超过管道设计压力。

1.1.2 干线管网输送负荷率

管网分为杭湖（长兴-杭州）干线、杭甬（杭州-宁波）干线、宁波LNG配套管线、甬台温（宁波-乐清）干线、金丽温（温州-金华）干线。部分干线管道负荷率如图2、图3所示。从图中可以看出，管网不同位置的负荷率差别非常大，发现杭甬干线中下游管道满负荷甚至超负荷运行，甬台温干线负荷率较低，而金丽温干线管道负荷率则非常低。

图2 夏季杭甬干线管道负荷率Fig.2 Hangyong trunk pipeline load rate in summer

图3 夏季金丽温干线管道负荷率Fig.3 Jinliwen trunk pipeline load rate in summer

1.2 冬季管网运行情况

1.2.1 气源、用户分配情况

冬季管网运行从川气（湖州）、川气（秀洲）、宁波LNG、西二气（诸暨）、西二气（衢州）、西二气（萧联）及西二气（长兴）等进行天然气下载，下载总量为168.6×104m3/h，下载压力在3.58～5.8 MPa，其中宁波LNG作为主要下载气源，下载压力为6 MPa，其他各用户压力在3.48～5.66 MPa范围内，均未超过管道设计压力。

1.2.2 干线管网输送负荷率

各干线管道负荷率如图4、图5所示。计算发现杭湖干线管道、杭甬干线中下游管道满负荷运行，甬台温干线负荷率较低，而金丽温干线等管道负荷率则偏低。

通过冬夏季管网运行模拟可以发现，杭湖干线的管道以及杭甬干线中下游管道超负荷运行，湖州、杭州、绍兴、宁波等城市用气量大，为使管网安全运行，需要结合管网的供气及用户分布进行整体优化以满足当前管道压力及用户用气量需求。

图4 冬季杭甬干线管道负荷率Fig.4 Hangyong trunk pipeline load rate in Winter

图5 冬季金丽温干线管道负荷率Fig.5 Jinliwen trunk pipeline load rate in winter

2 增输能力分析

管网最大输送能力取决于现有气源资源量、管道设计压力、用户压力要求三方限制[9]，本文将从上述三个方面进行整体组合优化，从而提高管网的输送能力。

气源优化方面，结合川气和西二气有多个下载点的情况，气源分配基于以下原则：①对于同一气源的不同下载点根据管网需要进行调整；②对于不同气源的下载量根据其最大下载能力进行调整；③各个气源的供气区域根据管网运行负荷进行重新调整。

管道运行压力优化方面：①充分利用各个管道的承压能力[10]，浙江省管道设计压力为6.3 MPa，除了LNG配套管道设计压力为7 MPa，安吉—南浔支线管道设计压力为4.0 MPa；②对管道流向和管网的整体流向进行重新分配。

用户用气方面：结合各个用户的需求范围进行用气调整；结合各个气源组分分析，目前各气源混合气可以满足发电用户和城市用户的气质要求。

基于上述原则，在综合管网沿线用气分流的情况下计算管网最大输送能力。最大输送能力与现管网运行能力之差即为管网增输能力。大量的计算分析表明，浙江管网运行的最大输气能力为180×108m3/a，较之当前的输送能力可增输70×108m3/a。

2.1 气源分配

优化调整后的气源分配情况见表1。

表1 管网气源下载量Tab.1 Gas Source download quantity of pipeline network

2.2 管网负荷分析

通过计算，管网最高压力点在中宅站，压力为5.7 MPa，未超过管网设计压力（该段管道设计压力为10 MPa）。所有用户运行压力均高于交接压力，安吉—南浔支线最小运行压力裕量为0.02 MPa，干线最小运行压力为1.1 MPa。其中杭甬干线中下游管道满负荷运行情况如图6所示。金丽温干线管道负荷情况如图7所示。