Numerical simulation of supply and demand forecasting of multisource and multi-user annular pipeline network
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摘要: 在老旧天然气管道基础上建设而成的多气源多用户环形天然气管网，一般具有气源分布不均、供气能力及特性不一，老旧管道承压低，用户供气压力较高、用气量大、用气波动大等特点。为研究该类管网在未来投产后的供需平衡问题，采用SPS软件建立了包括LNG接收站和两路海气供应、管道及附属设施、各类终端用户的管网仿真模型，模拟了现有天然气管道运行工况下各分输站的压力参数，模拟结果与实际运行数据的最大相对误差为1.98%，验证了模型的可靠性；在此基础上按照工艺、能效、操作等仿真原则对整个模型进行仿真模拟，得到了不同时段的供需预测数据及LNG接收站外输设备的最优调峰方式。研究成果可为多气源多用户环形天然气管网的运行管理提供参考。Abstract: The multi-source and multi-user annular natural gas pipeline network reconstructed from the old natural gas pipelines is characterized with uneven distribution of gas sources, different capacities and characteristics of gas supply, low pressure bearing capacity of the old sections, high pressure of gas supply to user, large gas consumption and great consumption fluctuation. In order to study the supply and demand balance of such pipeline network when it is put into operation in the future, a simulation model of pipeline network was established with the SPS software, including the LNG receiving terminal, the two loops of offshore-gas supply, the pipelines and ancillary facilities, and various end users.Then, the pressure parameters of the offtake stations under the operating conditions of existing natural gas pipelines were simulated, and the maximum relative error between the simulation results and the actual operating data was 1.98%, which verified the reliability of the model. Based on that, simulation was performed for the entire model in accordance with the simulation principles of process, energy efficiency, operation, etc., and the forecast data of supply and demand in different periods of time, as well as the optimal peak shaving mode of the external transportation facilities of the LNG receiving terminal, were obtained. The study results could provide reference for the operation management of the multi-source and multi-user annular natural gas pipeline network.
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天然气长输管道的上游与大型气田相连接，下游与民用气或商业用气为主的用气单位相连接。通常，上游气源的供气量在较长时间内是保持均衡稳定的，而下游用气受单位生产能力、资源结构、气候环境等的影响波动较大[1]。供气的相对均衡性和用气的不均衡性之间的矛盾，使得管道运营单位必须面临一个重要的生产问题——调峰。调峰方式和方案的选择与众多因素有关，以榆林－济南输气管道（榆济输气管道）为例，根据各时间段的进气量、销气量、管道储气量的总体平衡来宏观地考虑调峰方式，制定最优的天然气长输管道调峰方案。
1. 榆济输气管道输供气特点
榆济输气管道全长约941.63 km，其设计输量30×108 m3/a，配套储气库1座。管道从大牛地气田接气，担负着向陕西、山西、河南、山东等省供气的任务。管道输供气存在以下特点：①用户多集中在管道末端，销气不均衡，调峰难度大。2011－2012年销售数据显示，管道下游的山东、河南两省销气占管网总销气的96.0%，末端大量销气增加了调峰负荷。②管道已经达到满负荷运行，调峰空间小。上游进气量基本维持稳定，但是下游销气变化幅度大、气量缺口大，2012－2013年冬季下游市场天然气缺口约150×104 m3/d，对管道调峰提出了更高要求。③下游用户中民用用户较多，用气量受气候及节假日影响较大。豫北、山东地区用气人口多，用户类型与组成复杂，夏、冬两季用气差别极明显，调峰需求量大，天然气管网调度困难。
2. 管道调峰能力评估
目前，国内外普遍采用的调峰方式有储气罐、管道末端储气、储气库、地下输气管束等[2]。对于天然气长输管道，管道末端储气是应对短期调峰最常用的方式，地下储气库、LNG接收站、第二气源则是应对长期调峰的最佳方式。目前，榆济输气管道主要采用管道末端储气调峰和文96储气库调峰两种调峰方式。
2.1 管道末端储气调峰
榆济输气管道仅在首站设一座增压站，所以全线均可储存天然气作为调峰使用。对天然气长输管道来说，末端压力在一定范围内波动时，全线平均压力也会发生变化，选择一个恰当的管道始终点运行压力，管道就具备相应的调节能力。
输气管道末端的流动属于不稳定流动，计算较复杂，实际运行中按照稳定流动近似计算，储气量的计算式为[2-3]：
![](/fileYQCY/journal/article/yqcy/2021/10/href="yqcy-35-4-381-E1.png")
(1) 式中：Vs为输气管末段的储气量，m3；Vmax为输气管末段储气结束时的存气量，m3；Vmin为输气管末段储气开始时的存气量，m3；D为末端管道内径，m；L为管道末端的长度，m；ppjmax为储气结束时管道的平均压力，Pa；ppjmin为储气开始时管道的平均压力，Pa；p0为工程标准状况下的压力，p0=101 325 Pa；T0为工程标准状况下的温度，K；T为管道内气体温度，K；Z为管道内气体压缩因子。
管道平均压力计算式：
![](/fileYQCY/journal/article/yqcy/2021/10/href="yqcy-35-4-381-E2.png")
(2) 式中：ppj为计算段管道平均压力，MPa；p1为计算段管道起点压力，MPa；p2为计算段管道终点压力，MPa。
为保证管道工艺设备安全运行，管道运行最高压力不宜超过最大操作压力，同时最低压力应能满足下游用户正常生产需求。实际运行中，应根据管道的调峰能力及调峰需求，选择最优的运行工况及管存，提高管道抵抗风险的能力。
根据榆济输气管道各节点控制参数（表 1），按照式（1）、式（2），利用TGNET软件测算管道在不同输量下的最高、最低管存量，并绘制管存随输气量变化的关系曲线（图 1）。
表 1 榆济输气管道运行参数控制表
长输管道的调峰管存受输气量影响较大，输量越小，管存调峰空间越大。榆济输气管道在最高输气量850×104 m3/d下，管道已无法通过管存调峰，小幅度的气量波动都会影响到整条管道的安全运行（图 1）。管道实际运营中，应综合考虑下游市场需求、管道调峰能力及管网运行安全性等因素，合理安排管网输气量及运行压力，确保管道安全平稳运行。
2.2 文96储气库调峰
文96储气库作为榆济输气管道的配套工程，主要在季节调峰和事故应急期间使用。储气库设计上限、下限压力分别为27.0 MPa、12.9 MPa，库容量5.88×108 m3，有效工作气量2.95×108 m3，垫气量2.93×108 m3。
该储气库从清丰支线接气，由注气管道输至注采井口注入。单机设计注气能力为62×104 m3/d，注气系统设计最大注气规模为200×104 m3/d，单井注气规模50×104 m3/d。设计最大采气能力为500×104 m3/d，调峰供气时，采气井井口最低压力为9 MPa（表 2）。
表 2 文96储气库理论采气能力
实际生产运行中，储气库需要与干线管网匹配运行。储气库实际采气能力将受到管道输气量、沿线气量分配及下游用户压力需求等因素的限制[4-6]。利用TGNET软件建立储气库与输气管网联合运行模型[7]，测算得到管道输气量与文96储气库采气量之间的关系（图 2）。
拟合得出储气库采气量y与管道输气量x之间的关系：
![](/fileYQCY/journal/article/yqcy/2021/10/href="yqcy-35-4-381-E3.png")
(3) 储气库在管道季节性调峰及应急调峰中发挥着重要作用，实际运行期间，需要综合评估上游气源资源量、管道输送能力及储气库注采气能力，确定最合理的运行方案，实现经济效益最大化。
3. 下游调峰气量需求预测
由于城市性质、地域气候、供气规模、用户结构、流动人口状况，以及居民生活水平、生活习惯、节假日等因素的影响，管道下游的用气情况呈现不均匀性[8-9]，表现为月不均匀性和日不均匀性。确定管网的不均匀系数[10-13]对预测下游气量变化、明确调峰气量及制定调峰措施均具有指导意义。
3.1 月不均匀系数
影响月不均匀系数的主要因素是气候条件，一般用气高峰均出现在气温较低的冬季，而销气较低月在夏季。月不均匀系数的计算式为：
![](/fileYQCY/journal/article/yqcy/2021/10/href="yqcy-35-4-381-E4.png")
(4) 式中：K1为月不均匀系数；Q为该月的日平均用气量；Qy1为该年的日均用气量。
根据实际生产运行数据，利用式（4）求取2013年榆济输气管道的月不均匀系数（表 3）。可见，该管道用气最高月在2月份，最低月在7月份。
表 3 2013年榆济输气管道月不均匀系数计算结果
3.2 日不均匀系数
日不均匀系数主要受居民用户生活习惯、工业企业休息制度及室外温度变化的影响。通过分析历史数据可知，榆济输气管道周末及节假日受工业用户休假影响，用气量显著下降。日不均匀系数计算式为：
![](/fileYQCY/journal/article/yqcy/2021/10/href="yqcy-35-4-381-E5.png")
(5) 式中：K2为日不均匀系数；Q为该月中某日用气量。
选取2013年2月份榆济输气管道运行数据，测算日不均匀系数（表 4）。计算结果显示，2月9－17日春节期间销气量出现锐减现象。
表 4 2013年2月榆济输气管道日不均匀系数计算结果
4. 调峰方案的优选
4.1 优选措施
管道调峰方案的制定，除了必须满足供气量的基本要求之外，还必须考虑安全性、可靠性、平稳性、便利性等多方面要求。长输管道调峰过程应对的是非稳态工况，其运行参数的变化规律较复杂。确定调峰方案前，需要根据输气计划评估管道输气最优工况，确定管存调节能力，再结合储气库实际注采气能力，求取调峰设施的最大调峰能力。通过比较不均匀系数与管道调峰能力，求取调峰控制点，从而确定最优调峰措施。流程如下：①根据管道输气量及调峰系数，编制用户分配方案，同时评估管道调峰能力、储气库注采气能力及下游调峰需求。②若管道调峰能力满足调峰需求，则首先采用管存调峰措施，制定管存调峰具体优化方案；若不能满足，则考虑储气库调峰。③若储气库及管存调峰能力满足调峰需求，制定联合调峰优化方案；若不能满足，需要调整管道输气任务或分配方案。
4.2 应用举例
2013年冬季榆济输气管道气源日均产气量约900×104 m3/d，管道最大安全输气量约820×104 m3/d；储气库持续注气能力为60×104 m3/d、120×104 m3/d和180×104 m3/d，持续采气能力为270×104~500×104 m3/d；冬季日调峰系数预测为0.8~1.2。根据优化流程，计算管道的调峰需求，确定调峰方案。
通过表 5测算可知：在销气大于进气的情况下，2013年榆济输气管道最大调峰能力为177×104 m3/d，管道调峰气量需求为164×104 m3/d，该管道满足调峰需求；但管道管存调峰能力仅为1天，超过该时间的调峰应考虑压减下游用户或者通过第二气源解决。
表 5 2013年冬季榆济输气管道销气大于进气的调峰措施
通过表 6测算可知：2013年榆济输气管道最大调峰能力为257×104 m3/d，管道调峰气量需求为123×104 m3/d，该管道满足调峰需求；实际运行中应充分利用储气库及管存调峰能力，尽量减少储气库启停频率，采取管存加储气库一用两备或者管存加储气库两用一备模式调峰。
表 6 2013年冬季榆济输气管道进气大于销气的调峰措施
5. 结论
（1）榆济输气管道为单增压站的长输管道，整条管道均可作调峰使用，但调峰能力随着输气量的增加而逐步减少，当输气量达到850×104 m3/d时，管道管存量已经不具备调峰能力；管道配套的文96储气库的注气调峰能力为180×104 m3/d，采气调峰能力为500×104 m3/d，但实际采注气能力与管道的输气量有关。
（2）管道调峰期间，应根据调峰量评估结果，合理选择调峰方式。总体来说，日调峰应优先选择管道管存调节，再选取储气库调峰，最后选择压减上下游或协调第三气源调峰；当储气库参与调峰时，应与管道管存相配合，实现调峰措施的最优化。季节性调峰尽量通过储气库调峰，管存小范围配合调峰，避免大范围动用管存而造成管道运行工况的波动。
（3）以榆济输气管道2013年冬季调峰需求为例，通过管道实际运行情况与计算结果比较可知，该方法对评估管道调峰能力及合理选取调峰方式均有实际参考价值。
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表 1 某天然气管网各气源的供气能力、供气压力及气体摩尔组分
气源 供气能力/(108 m3·a-1) 供气压力/MPa 气体摩尔组分 C1 C2 C3 C4 N2 CO2 LNG 56.0 不大于6.7 92.09% 7.76% 0.13% 0.00% 0.02% 0.00% 海气1 6.0 不大于5.8 85.02% 1.49% 0.82% 0.67% 8.70% 3.30% 海气2 6.6 不大于6.2 92.17% 4.57% 1.36% 0.87% 0.54% 0.49% 注：海气1中CO2的摩尔百分比为3.30%，是根据GB 17820—2018《天然气》中第5.6条的规定“对于本标准规定之外的天然气，在满足国家有关安全、环保及卫生等标准的前提下，供需双方可用合同来约定其具体要求”，同时考虑了资源利用和混气的情况，经供销双方协商以合同约定的形式进行入网供气，并且已经供气多年。 
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表 1 某天然气管网各气源的供气能力、供气压力及气体摩尔组分
气源 供气能力/(108 m3·a-1) 供气压力/MPa 气体摩尔组分 C1 C2 C3 C4 N2 CO2 LNG 56.0 不大于6.7 92.09% 7.76% 0.13% 0.00% 0.02% 0.00% 海气1 6.0 不大于5.8 85.02% 1.49% 0.82% 0.67% 8.70% 3.30% 海气2 6.6 不大于6.2 92.17% 4.57% 1.36% 0.87% 0.54% 0.49% 注：海气1中CO2的摩尔百分比为3.30%，是根据GB 17820—2018《天然气》中第5.6条的规定“对于本标准规定之外的天然气，在满足国家有关安全、环保及卫生等标准的前提下，供需双方可用合同来约定其具体要求”，同时考虑了资源利用和混气的情况，经供销双方协商以合同约定的形式进行入网供气，并且已经供气多年。
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表 2 2020年某天然气管网各管段安全运行压力
管段 设计压力/MPa 最大操作压力/MPa 末端用户压力/MPa LNG气源~B1 10.0 9.0 4.50 B1~ B2 10.0 9.0 4.50 B2~ B3 6.6 6.0 4.50 B3~B4 6.6 6.0 3.65 B4~B5 6.6 6.0 2.50 B5~B6 6.4 4.0 3.40 B6~B7 7.0 6.5 4.50 B7~B8 7.0 6.5 4.50 B8~B9 7.0 6.5 4.50 B9~B10 7.0 6.5 4.50 B10~B11 7.0 6.5 4.50 B2~B11 7.0 6.5 4.50 B2~B12 5.9 5.5 2.50 B12~B13 5.5 5.0 1.50
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表 2 2020年某天然气管网各管段安全运行压力
管段 设计压力/MPa 最大操作压力/MPa 末端用户压力/MPa LNG气源~B1 10.0 9.0 4.50 B1~ B2 10.0 9.0 4.50 B2~ B3 6.6 6.0 4.50 B3~B4 6.6 6.0 3.65 B4~B5 6.6 6.0 2.50 B5~B6 6.4 4.0 3.40 B6~B7 7.0 6.5 4.50 B7~B8 7.0 6.5 4.50 B8~B9 7.0 6.5 4.50 B9~B10 7.0 6.5 4.50 B10~B11 7.0 6.5 4.50 B2~B11 7.0 6.5 4.50 B2~B12 5.9 5.5 2.50 B12~B13 5.5 5.0 1.50
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表 3 2020年某天然气管网LNG分输站在用气高月高日3个时刻点的实际运行参数与仿真模拟参数对比
分输站 用气高月高日时刻点 分输站出站压力/MPa 相对误差 实际压力 模拟压力 绝对偏差 N1 6:00 6.00 5.96 0.04 0.67% N2 5.73 5.75 0.08 1.40% N10 5.73 5.66 0.07 1.22% N1 12:00 5.99 5.93 0.06 1.00% N2 5.71 5.63 0.08 1.40% N10 5.04 4.94 0.10 1.98% N1 18:00 6.00 5.93 0.07 1.17% N2 5.65 5.60 0.05 0.88% N10 4.72 4.65 0.07 1.47%
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表 3 2020年某天然气管网LNG分输站在用气高月高日3个时刻点的实际运行参数与仿真模拟参数对比
分输站 用气高月高日时刻点 分输站出站压力/MPa 相对误差 实际压力 模拟压力 绝对偏差 N1 6:00 6.00 5.96 0.04 0.67% N2 5.73 5.75 0.08 1.40% N10 5.73 5.66 0.07 1.22% N1 12:00 5.99 5.93 0.06 1.00% N2 5.71 5.63 0.08 1.40% N10 5.04 4.94 0.10 1.98% N1 18:00 6.00 5.93 0.07 1.17% N2 5.65 5.60 0.05 0.88% N10 4.72 4.65 0.07 1.47%
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表 4 某天然气管网2023年规划建设投产的环形管网的LNG接收站最优小时调峰流量表
时刻 流量/(104 m3·h-1) 时刻 流量/(104 m3·h-1) 时刻 流量/(104 m3·h-1) 0:00 42.00 8:00 63.00 16:00 84.55 1:00 42.00 9:00 73.50 17:00 84.55 2:00 42.00 10:00 84.55 18:00 84.55 3:00 42.00 11:00 84.55 19:00 84.55 4:00 42.00 12:00 84.55 20:00 84.55 5:00 42.00 13:00 84.55 21:00 63.00 6:00 42.00 14:00 84.55 22:00 42.00 7:00 52.50 15:00 84.55 23:00 42.00
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表 4 某天然气管网2023年规划建设投产的环形管网的LNG接收站最优小时调峰流量表
时刻 流量/(104 m3·h-1) 时刻 流量/(104 m3·h-1) 时刻 流量/(104 m3·h-1) 0:00 42.00 8:00 63.00 16:00 84.55 1:00 42.00 9:00 73.50 17:00 84.55 2:00 42.00 10:00 84.55 18:00 84.55 3:00 42.00 11:00 84.55 19:00 84.55 4:00 42.00 12:00 84.55 20:00 84.55 5:00 42.00 13:00 84.55 21:00 63.00 6:00 42.00 14:00 84.55 22:00 42.00 7:00 52.50 15:00 84.55 23:00 42.00
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表 5 2023年某天然气管网LNG接收站外输设备启停安排表
外输设备序号 用气高月高日时刻点 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 1 ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ 2 ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ 3 － － － － － － － ◢ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ － － 4 － － － － － － － － － ◢ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ － － － 注：▉表示外输设备处于运行状态；－表示外输设备处于停运状态；◢表示外输设备处于正在启动状态，1 h后流量达到额定流量。
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表 5 2023年某天然气管网LNG接收站外输设备启停安排表
外输设备序号 用气高月高日时刻点 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 1 ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ 2 ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ 3 － － － － － － － ◢ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ － － 4 － － － － － － － － － ◢ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ ▉ － － － 注：▉表示外输设备处于运行状态；－表示外输设备处于停运状态；◢表示外输设备处于正在启动状态，1 h后流量达到额定流量。
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