我国“南气北送”工程的创新技术体系I-STADIUMS

付子航 刘 方 杨玉霞 冯 亮 黄洁馨

中海石油气电集团技术研发中心

1 “南气北送”工程概况

自从2017 年政府工作报告提出打赢“蓝天保卫战”[1]，并作为“大气十条”[2]的第一阶段考核年[3]，“煤改气”在2017 年加速推进[4]。同年进入到供暖季后，天然气实际供应量并未达到原计划水平，中石化天津LNG 接收站未能按如期投产，中亚进口管道气的实际供气量比计划减量（4 000 ～5 000）×104m3/d， 在供需两端的双重压力下，结果在2017 年冬季我国北方地区出现大规模季节性供气紧张现象并蔓延至长江中下游省市[5]。而同期我国东南沿海地区“海气+ LNG”供气模式形成的“自平衡”区域性天然气产供储销体系尚有一定的富裕外供能力，经评估并在相关部门的协调推动下，国家快速启动了“南气北送”工程[6]。

“南气北送”工程以气态管输的“南气北输”为主，同时还包括LNG 液态形式的“南气北运”，后者包括陆上常规的LNG 槽车运输、海上初试的罐式集装箱水运，以及更为重要的基于LNG“资源池”的进口LNG 资源的南北调配与互换[7-9]。其中，“南气北输”的气量规模和社会影响更大，工程特点更为突出。2017—2020 年，从最初的以中国海洋石油集团有限公司（以下简称中国海油）为主体逐步发展为国内三大石油公司全面参与，地理范围也从以广东省为基地扩大到广西和我国中部省份。本文主要讨论在“南气北输”中占主导地位的中国海油和广东基地的情况。

“南气北送”是在国家发展和改革委员会的统筹和直接指挥下实施的，是我国天然气产供储销体系建设[10]的一个重要组成部分，实际输气量包括置换西气东输二线（简称西二线）在广东省内既有用气量和通过西二线向北反输气量两个部分。“南气北送”是我国首次由作为常规受入端的省内管网向国家级主干管网反输供气的实例，主要是基于广东省内的天然气基础设施实现的，如图1 所示。其综合调气能力从2017 年“保供季”的800×104m3/d，快速跃升至2018 年的3 000×104m3/d 和2019 年的4 500×104m3/d。其中，由广东省管网鳌头站直接反输西二线的最高气量约1 700×104m3/d。此外，从2018 年冬季开始，“南气北运”液态LNG 的范围扩大至浙江、福建、海南、广西等我国南方沿海省份。国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称国家管网公司）成立后，“南气北送”常态化为以南方沿海多座LNG 接收站形成的资源调度和背后的国际LNG 供应链、依托整合后的国家管网公司基础设施，实现虚拟的更大规模的用户型“代输”，辐射范围扩大至河北、河南、山西、山东、江苏、安徽、江西、湖北、湖南、广东、广西、贵州等多个省区。

图1 “南气北送”广东省基地的气源、输气管网基础设施布局示意图

2 “I-STADIUMS”技术体系构建与创新

“南气北送”工程平稳运行的前提是保证粤港澳地区用户的可靠用气，包括替代西气东输二线广深支干线在广东境内的合同用户用气。该工程的基本思路是实现广东省内天然气基础设施一体化及其与国家级主干管网互联互通，其涉及多个产权和运行管理权独立的基础设施主体，以及其覆盖和独立签署供气合同的用户群，其中也包括香港、澳门的大用户。这些独立用户在用气流量、压力、气质、计量交接方式、用气参数波动幅度、稳定性及可靠性方面的要求有较大差异。为保障用气可靠性达到100%，中国海油在多年实践的基础上初步形成了独具特色、反映深耕南方沿海市场用气技术特征的I-STADIUMS管输技术体系，具体包括智能化（Intelligence）、小时调峰（Peak-Shaving）、组分跟踪（Quality-Tracking）、混输调质（Calorific Value Adjusting）、优化调度（Dispatching）、完整性技术（Integrity Tech）、设施第三方开 放（Unbundling）、能量计量（Energy Metering）及可靠性保障（Reliability-Safeguard）9 个针对性较强的子体系。I-STADIUMS 既包括现有行业主流技术的深化应用、国际先进技术的同步自主转化，也包括完全自主研发的技术成果。限于篇幅，对I-STADIUMS管输技术体系简介如下。

2.1 I-STADIUMS 技术体系的结构与组成

I-STADIUMS 管输技术体系结构如图2 所示，I-STADIUMS 管输技术体系包括9 组技术项、22 个技术细项。

图2 I-STADIUMS 管输技术体系结构示意图

2.2 智能化

I-STADIUMS 管输技术体系的总体技术要求和发展目标是智能化，这也是当前管输行业的发展方向[11-12]，在当前管输行业内实际落地的技术应用主要集中在设计、施工、运行安保、巡检及“无人化”场站等领域，在核心的孪生体模型平台及其与SCADA、调度控制系统的关联方面尚处于探索阶段，在智能或智慧管网领域仍以概念构想、技术路线设想为主，国际上也没有统一的定义或可信的技术案例。

在“南气北送”工程，基于现有技术前沿进展，以水力仿真和自动控制优化为结合点开展了积极探索，主要包括以下4 个方面：①珠海—中山管道（简称广东管道）连接番禺海气登陆终端的横琴首站开展了“无人化”场站的技术改造项目，提高流程自动切换和自控水平；②大鹏LNG 接收站的气化外输系统（低压泵—高压泵—气化器）白天根据外输量的范围变化阶梯自动调节开启台数，夜间切换至高压外输、增加管存储气的流程，编程逻辑内置于DCS 控制系统；③以优先供应固定量的海气（总计2 处）、优先供应热值接近的LNG（总计4 处）为总体目标，基于建立的广东省全境天然气基础设施一体化调峰调质模型和不同输量需求的工况场景，形成离线的多气源供气优先顺序的组合方案库，指导实际运行；④在广东管道输送能力受限、小时调峰的燃气发电机组负荷占比高（70%～75%）且启停机时间被动接受广东省电调指令的客观情况下，开展多燃气发电机组的开机负荷分配优化[13]以及小时调峰型气源供气分时优化研究（图3），形成运行方案组合并内置于生产运行管理系统。上述后两项反映了实际生产需求的仿真模型准备，将来结合本行业智能管道的技术发展，可逐步推动智能化方案选择和智能控制水平的提高。

图3 珠海LNG 接收站气化外输系统分时优化结果示意图

图3 是珠海LNG 接收站气化外输系统分时优化的一个自动算例，该气化外输系统是广东省天然气基础设施一体化调峰调质模型中的一个供气设施。图3-b 是连续24 h 的流量变化仿真计算结果，图3-a为对应的压力变化值。橘红色曲线表示根据下游用户需求，珠海LNG 接收站气化外输系统启停及向输气管道按照逐小时（分时）供气的流量和运行压力；绿色曲线表示珠海LNG 接收站气化外输系统与输气管道联合优化后，自动匹配出的LNG 气化外输系统的启停和供气分时优化结果：优化后的供气流量波动幅度降低约1/3，即减少开启一套LNG 气化外输设施，最高供气压力从9.5 MPa 降低至8.7 MPa。待后期将运行优化模型在线化、并植入孪生体模型平台后，可直接提高珠海LNG 接收站和外输管道的智能化水平。

2.3 小时调峰

小时调峰是输气管道常规的水力分析技术内容，但I-STADIUMS 有其特色：①运行阶段的多气源组合、多大用户组合的工况分析，偏重于运行调度优化、分析结果为了提供操作区间，而非设计阶段的适应性分析或者运行阶段的工况可通过性计算；②普遍把LNG 接收站与输气管道作为一个完整水力系统的联合小时调峰分析；③小时调峰模型是多气源组分跟踪与混输调质的瞬态水力耦合条件。

I-STADIUMS 侧重于小时调峰、组分跟踪与混输调质技术[14]是由广东省的燃气发电机组负荷占比高[15]的用气特征决定的。截至2019 年底，中国海油在广东省的燃气电厂总装机容量约22 690 MW，燃气发电机组的小时用气量占总用气量的比例最高超过65%，高峰日用气量占比最高可达58.7%。通过“海气+ LNG”资源组合和输气管道设施，中国海油为所有的燃气电厂用户提供小时调峰服务，小时调峰能力的大部分比例由LNG 接收站提供，小部分通过输气管道的管存控制来实现。因此，运行期的LNG 接收站与输气管道的联合小时调峰、多气源条件下的调峰气源合理占比范围、调峰型供气设施（主要指LNG 接收站）的节能运行是经常性的技术优化主题。

以广东管道处于水力工况最不利点的某燃气发电用户为例（图4），海气和LNG 接收站都以平均小时流量供气，仅能利用管道自身管存进行小时调峰，仿真结果如橙色曲线所示，在局部时间段出现了供气压力低于最近压力设定值的情况（紫色区域）；而珠海LNG 接收站采取分时调峰的供气模式，通过供气设施与输气管道的联合小时调峰，结果如绿色曲线所示，可以满足该燃气发电用户的用气压力要求。珠海LNG 接收站气化外输系统分时优化结果如图5所示。

图4 优化前后广东管道运行图

2.4 组分跟踪

图5 珠海LNG 接收站气化外输系统分时优化结果图

组分跟踪技术是与上述瞬态调峰的水力条件耦合实现的。在广东省，三菱、GE、西门子三大企业的燃气发电机组以及其不同年代、不同型号的产品各占一定比例，不同燃气发电机对高位热值、沃泊指数及其变化幅度[16-17]、最低用气压力和压力波动速率、最小流量、温度范围、惰性气体含量、气体中颗粒物和液烃含量等技术指标分别都有明确规定。因此，对海气及不同来源的LNG 气质互换性与气质指标控制、不同气源的分时混输比例、不同分输点的分时流量分配提出了较高要求。在实际生产运行中，也出现过一些因不同气源组分差异性较大、混合比例发生较大变化而引起燃气发电机组调机或燃烧异常、紧急关停的情况。因此，多气源混输条件下的组分跟踪成为重要的技术课题。通过在瞬态调峰工况下耦合实时组分跟踪，仿真计算输气管道各分输站、末站的组分变化、热值和沃泊指数的变化范围，确定可行和安全的互换性指标、控制不同气源的供气比例，实现在用户端的气质控制目标。

图6 为广东省管网某分输站在连续48 h 甲烷摩尔分数的实测值与仿真计算值的对比结果，在气源流量等初始条件建立后，模型预测与实测值在3%以内，采用模型仿真方法是可信的。

图6 广东省管网某分输站甲烷摩尔分数的对比图

2.5 混输调质

混输调质是基于瞬态调峰和组分跟踪技术，通过调整多气源的分时供气比例、在输气管道内的流动过程中通过多气源的混合、混输来实现不同组分、不同热值天然气的气质调整的，并不需要额外增加调质设备、注入高热值燃料或低热值气体。该项技术的关键项包括4 点：①分析不同气源混合后稳定热值参数所需的管道长度和时间；②基于不同燃具和燃烧器类型，确定热值或沃泊指数的目标参数可接受范围；③调整多气源的分时供气比例，通过瞬态调峰和组分跟踪模型，仿真分析管道主要节点的热值或沃泊指数变化区间；④以目标参数可接受范围为上下边界，确定多气源的分时供气比例范围，具备可操作性。

通过CFD 仿真方法，以图7 为示例，通过多气源同向、对向、典型角度混合以及某气源流量以正弦曲线周期变化等组合算例，基本结论是在任意混合点后50 m 距离、多数情况下为25 m 以内可达到均匀混合，相应的混合时间介于3 ～5 s，多数情况下为3 s 以内。通过多次重复计算验证的结论表明，在多种气源混合点和混合时刻，可以认为不同气体在混气点即快速实现充分混合并输送给下游，其工程意义在于：在通常的水力瞬态调峰仿真中，以简化后的体积组分进行算术平均计算，足够满足工程仿真计算的精度要求。

图7 双气源输气管道对流（a）和垂直（b）混气过程中甲烷分布云图

2.6 优化调度

优化调度技术是I-STADIUMS 技术体系的关键组成，其特色集中体现在多气源调度、燃气发电机组群的启停调度、LNG 接收站气化外输设施启停台数调度、输气管道管存量优化[18-19]控制4 个方面，充分保障生产运行的灵活性和可靠性。

以图8 为例，在广东管道下游用户用气总量和分配流量确定的情况下，对比研究南海荔湾海气优先外输（占总供气量比例最高）以及“荔湾海气+番禺海气”（简称双海气）总量优先外输的两种调度模式，则第一种调度模式下番禺海气供应量最低可减至零，珠海LNG 供气量略高于调度模式二，海气总供应量略低于调度模式二。

图8 广东管道荔湾海气（a）和双海气（b）优先模式下燃气发电机组最大运行数量对比图

如图9 所示，3 座燃气电厂的燃气发电机组总数量为6.5 台9F 机组（1 台9E 机组折合成0.5 台9F），每座燃气电厂在输气管道的位置不同，燃气电厂内每台机组的运行状态可能是日连续运行或日调峰运行（每天运行8 h，每天1 次启停机），即输气管道的水力拓扑结构有多种组合构建方式，则如何根据所有燃气机组可能的运行状态进行气量调度，以及如何根据日气量计划安排来调度燃气机组的用气排产，成为核心问题。通过6.5 台9F 机组的所有可能运行组合（连运或调峰）和位置分布组合（3 座电厂），以灵活调度为目的仿真计算了输气管道的最大输气容量（Capacity）边界。以“日5.5 台连运+日1 台调峰”为例，气源供应量为2 402×104m3/d 时，可以满足3座不同位置的燃气电厂任意发电机组组合下的“日5.5 台连运+日1 台调峰”排产运行模式，这个结论对同时受制于气源供应和电网调度指令的燃气机组启停调度具有重大意义，可以在安全区间范围内以最大程度的灵活性进行调度排产运行。

图9 3 座燃气电厂总计6.5 台9F 燃气发电机组调度的输气管道最大运行边界图

2.7 完整性技术

I-STADIUMS 中的完整性技术是中国海油近年来完整性技术发展的集成。自2017 年来，中国海油以输气管道、场站工程、大型LNG 储罐、LNG 接收站为对象，依托国内管道完整性技术的最新进展建立了完整性技术体系。在“南气北送”工程的技术条件保障方面，新修建的“互联互通”联络线、原有输气管道、输气管网、改造改建站场，普遍应用了内检测、超声导波、次声波泄漏监测、完整性评价、三维定量风险评价与三维后果场景建模、管道与设备升压检测与可靠性分析、地区等级升级管理等技术[20]。在自主研发方面，以国际先进指标作为对比，联合中国航天科工三院共同研发了公称直径介于400 ～800 mm的三轴高清漏磁内检测器和配套一体化分析软件，其定位精度距离最近参考点±0.1 m，缺陷自动识别率大于80%，形成现场数据有效性报告分析时间小于3 h，完全自动分析时间不低于120 min/km，在内检测大数据分析技术方面除了常规的参数拟合方法，并行开发了基于机器学习算法的漏磁缺陷量化模型，具备强大的缺陷模式学习能力（图10）。

在输气管道泄漏监测技术方面，研发出国内首套核安全级的输气管网微量泄漏监测与预警系统（其系列化产品也适用于原油、成品油及非烃气体），监测数据界面如图11 所示。该系统采用全新的分子级选择性吸附的专利膜材料渗透技术路线，检测指标为不高于80 L/h 气体泄漏量（实际现场验证中远高于手持式甲烷检测器），灵敏度可低至20 mg/m3，一次定位精度达到监测段管道总长度的0.5%，在监测到微小泄漏信号后，锁定泄漏区域后采用独有的先进二次或三次迭代的优化定位算法，可以稳定实现1 m 以内的定位精度。因该技术路线为直接检测甲烷或其他烃类气体，相比于光纤、声波间接检测技术路线的抗干扰能力要高得多，理论上不受外部环境的干扰，先进算法可以识别环境沼气等非泄漏工况。

2.8 设施第三方开放

为配合“南气北送”工程运行，中国海油启动了LNG 接收站开放和不同产权主体企业的管道开放代输的技术研究，是I-STADIUMS 中具备国际先进性的技术项目之一。其包括以电子沙盘推演和智能算法自动捕捉并寻优分配第三方开放窗口、窗口期分配、多用户独立调度计划优化、LNG 接收站剩余能力（容量）仿真、不同来源LNG 互换性、基于LNG 与管道天然气混输气质指标控制的进口LNG 质量指标、多气源供气压力控制、互联互通管道的操作压力一致性、输气管网剩余能力（容量）仿真计算以及LNG 储罐技术完整性[21]与最大周转能力评估[22]等技术内容。其中，LNG 接收站的剩余能力（容量）与窗口期自动生成、动态条件下输气管网所有节点剩余能力（容量）同步仿真是重点。图12 以广东管道为例，借鉴了欧洲管输行业的先进技术方法，自动仿真计算不同流动场景工况下所有节点的剩余能力（容量）。

2.9 能量计量

中国海油在天然气能量计量领域是国内最早的实践者，从崖城13-1 气田供应香港用户即开始按照国际标准进行能量计量，在广东和港澳地区大多数采用能量计量，相关计量、检定、量值溯源等技术体系方面均有较为先进的实践经验。如大鹏LNG 及配套管道、广东管道覆盖的用户群体明确规定为能量计量[23]的贸易交接方式，而广东省管网覆盖的用户群体为体积计量交接，此外在“南气北送”工程中替代广东省内用气的西气东输二线广深支干线覆盖的用户群体亦为体积计量交接。在I-STADIUMS 技术体系中，进一步借鉴欧盟国家如德国、法国的技术进展，发展形成了能量动态间接赋值技术，即在输气管道沿程未设置色谱分析仪的分输站、末站，并非简单地按照ISO 15112-2018[24]和GB/T 22723—2008[25]的做法采用固定赋值或可变赋值的方法，而是采用上述规范推荐的管网状态重构的“质量跟踪”的方法（图13）。该方法适用于C 级站标准的能量间接赋值（可以取消配置色谱分析仪），是欧盟国家认可的法定计量方法之一。

图12 广东管道各节点剩余能力动态计算结果示意图

图13 广东省管网各用户接收天然气的小时热值仿真结果示意图

2.10 可靠性保障

气源、LNG 接收站等供气设施、输气管网构成的供气系统的可靠性对保障粤港澳地区既有用户用气及按计划输量向西二线反输都具有重要意义。I-STADIUMS 中的可靠性保障包括可靠性、可用性、可维护性评估（RAM）技术、供气系统鲁棒性与脆弱性评估技术等。其中，供气系统可靠性包括多气源供气设施的供气可靠性和输气管网可靠性，在“南气北送”工程中开展了多气源组合供气的可靠性评估、LNG 接收站外输系统RAM 评估、输气管网流向路径可靠性评价、系统供气能力评估和“瓶颈”设施识别等技术研究。以图14 的蒙特卡洛分析为例，根据某LNG 接收站外输系统6 年的运行数据、设备设施维护维修情况和备用配置，评估结论是外输系统在1 000 个寿命周期的可用度是99.894 2%，置信区间90%的可用度为99.761 6%。

图14 LNG 接收站外输系统RAM 评估寿命周期内的可用度分布图

3 资源、基础设施和技术的能力重组与工程实践

广东境内输气管道总长度约2 200 km，其中中国海油管道约1 150 km，包括广东管网、广东管道（含珠海—中山管道、南海荔湾海气登陆外输管道、珠海LNG 外输管道、供澳门管道）以及大鹏LNG 外输管道，不计入供应香港的海底管道部分（但在统一供气系统中要考虑进去）。这些管网设施全部成为“南气北送”工程的管道基础设施，除此之外，“南气北送”还纳入了2 座海气登陆终端（南海荔湾、番禺）、4 座LNG 接收站（大鹏、珠海、深圳、粤东）以及2018—2019 年新建的“互联互通”工程（包括联络管线和LNG 接收站扩建设施）。截至2019 年底，上述2 座海气登陆终端和4 座LNG 接收站的总供气能力约1.13×108m3/d，完成扩建LNG 气化设施后可达到约1.4×108m3/d。上述供气设施、管网设施，共同构成统一调度、联合运行的水力系统，如图15 所示。经过对系统进行运行方案优化，形成了总供气能力（包括广东与港澳地区供气及西二线反输气量）达 4 500×104m3/d（截至2019 年底）、对接西二线的“南气北送”供气通道。“南气北送”涉及多个运营企业主体，均有既定的市场供气范围和合同用户，除了广东管网是按照统一规划和统一设计标准建设的，其他LNG 接收站和输气管道等设施均是按每个项目的具体条件分别设计的。“南气北送”正是通过对天然气资源、供气设施和输气管网进行压力等级、流向与流量分配优化的整合，不仅形成了完整的区域性“自平衡”的“产供储销”体系，而且提供了向西二线集中释放、反输天然气的能力[26]。

在天然气资源的供应整合方面，由于海气资源增储上产的时间周期较长，重点主要集中在LNG 资源的供应规模放大方面。LNG 资源是内嵌在商业化的国际LNG 供应链体系内，其“产供储”一体化特征明显[27]，中国海油依托经营十多年的LNG 合约“资源池”和中短期现货，通过资源调配优化，迅速形成了较大规模的天然气资源新增供应能力。

在天然气基础设施的整合方面，实施了“产能释放”“解瓶颈”和“互联互通”3 类工程，包括深圳迭福LNG 接收站与大鹏福华德支线联通、广东管道与大鹏南沙分输站联通、两座深圳LNG 接收站的外输管道相互联通、原中国海油深圳LNG 增输扩建、大鹏LNG 接收站增输扩建等工程项目，这些项目被列入国家能源局2018 年、2019 年天然气基础设施重点工程清单中，新增输气能力（3 000 ～4 500）×104m3/d。此外，通过评估进一步提出将广东省管网西线通道作为LNG 接收站新增外输气量的主力通道、对东线通道局部建设复线以实现“解瓶颈”的工程计划。

图15 “南气北送”广东基地的天然气基础设施一体化水力仿真模型示意图

在基于技术能力重组的供气系统优化运行方面，依托于I-STADIUMS 管输技术体系，建立了包含各类供气设施、输气管道和天然气用户的一体化瞬态调峰调质仿真模型，通过多方案比较和分析，充分识别整个系统中的“瓶颈”管段和设施，优化多气源组合供应方案、多燃气发电机组的开机方案组合、各气源和输气管道运行压力控制、应急保供能力分配、基于±2.5%波动幅度的燃气发电机组沃泊指数控制方案以及管网流向选择。通过系统优化，提出了原中国海油深圳 LNG 接收站外输天然气直接在西气东输二线广深支干线求雨岭分输站交付、直接利用西气东输二线广深支干线作为“南气北送”第三通道（第一、二通道分别为广东管网西干线通道、东干线通道）的流向优化方案，从而避免在西二线广州站二次反输回流入粤。该方案为港深地区用户提供了新的保供通道，同时提高了“南气北送”系统反输保供的可靠性。

4 结论和建议

1）I-STADIUMS 管输技术创新体系以广东与港澳地区不同类型用户对小时调峰、气质稳定性、不同设施主体合同用气流量分配、能量计量、设施开放运行、可靠性保障等方面的技术问题为导向，在“南气北送”工程实践中起到了重要的技术支撑作用，具有较强的技术创新性和推广性。在I-STADIUMS 的后续推广应用中，将进一步促进智能化与系统仿真、调度优化结合，为新时期的多用户设施开放提供可靠解决方案。

2）“南气北送”工程首次实现了作为常规受入端的二级省内管网向国家级主干管网反向供气，并连续三年保持了常态化，凸显了LNG 接收站作为灵活气源兼基荷气源在供暖季的重要保障功能，也充分体现了中国海油在南方沿海地区依托“海气+LNG”组合资源建立区域性产供储销体系模式的“自平衡”保障能力。

3）“南气北送”工程是基于海气与LNG 两种资源、相互独立的输气管道基础设施的整合，以及基于技术能力重组的供气系统运行优化，不仅形成了广东与港澳地区的自平衡“产供储销”体系，而且生成了新增供气能力，能够向西二线集中释放和反输天然气不低于1 700×104m3/d。

4）如果进一步推演至其他沿海省份，在全国范围的国家管网统一运营和统筹调度的新环境下，沿海省份的LNG 与海气就近供应、为用户提供小时调峰服务、充分保障用气安全依然具有普遍意义上的显著优势，“南气北送”的规模可以进一步放大。区域性供气设施的资源统一调配、输气管网的互联互通和统一规则下的系统优化，能够较大程度上放大区域性天然气基础设施的供气保障能力，亦有可能生成新的输气通道和供应能力，充分释放资源的供应能力、提高供气正反向输送的灵活性。