复杂天然气管网周转量计算模型及其应用——以川渝天然气管网为例

张 威 姚 莉 段言志 何润民

1．中国石油西南油气田公司生产运行处 2．中国石油西南油气田公司天然气经济研究所

天然气管网周转量指天然气管道在报告期内输送的天然气量与输送距离乘积的累计数。它是反映管道运输业生产总成果的重要指标，也是编制和检查天然气管输调度计划，计算管输效率、核算管输单位现金成本的主要基础资料［1－2］。

1 复杂天然气管网的特点及周转量测算存在的问题

1．1 复杂天然气管网的特点

复杂天然气管网是指由枝状管网和环形管网交错结合在一起的管网系统。这种管网系统具有进出气点多、管线压力等级复杂、天然气输配调度灵活、调峰方式多样等特点。以川渝天然气管网为例，该管网是国内最复杂的区域性管网，目前基本形成“两横两纵”及“高低压分输”的格局，现已建成集输气管道总长度约1．8×104km，年输送能力250×108m3左右，天然气净化能力150×108m3，肩负着向四川、重庆、云南、贵州4省市供气的输送任务［3］。其主要特点如下。

1．1．1 管网进出气点、分输点、管线、输配气场站数量众多

随着主力气源的东移和大力发展西部用户，气源由各气矿的区域管网输入，且远离消费中心，管道沿线用户需要从环网上分输天然气，整个环形管网沿线共有20多个进气点，80多个输出点，10多个倒输气点，输配气站场100多座。

1．1．2 管网调度灵活，输配任务繁重

川渝气田主产区距离天然气消费中心较远，天然气输送呈东气南送西调的格局，天然气调配主要靠环行管网来实现，部分管线必要时还要进行倒输［4］。四川盆地用气需求主要集中在盆地西部的成都、乐山等地区，管网输送距离较长，输送压损较大，管道运行负荷不均衡［5］。

1．1．3 管径规格、压力等级差异较大

从压力最高的卧两线、石渡线6．3MPa，到压力最低的主干线成德线1．6MPa，支线最低的犍南线0．8 MPa，共有7个压力等级。最常见的为4MPa。管径规格包括108～813mm共17种。

1．1．4 输气管网沿线无增压站，管输能耗小，人工成本高

川渝环形管网极少使用增压机等高能耗设备，增压主要在勘探开发阶段，除单井排水采气工艺措施是用于气田生产外，大部分增压站都是通过增压机对井口进行增压，以实现集输管线增压输送至环形管网。因此，管输能耗较小，但所在管线跨越地区多为山区和丘陵地带，沿线地形复杂人口稠密，管网维护管理难度大，管线人员成本高［6－7］。

1．2 周转量的一般计算方法

按照周转量的定义，天然气管网周转量应由管道输送的天然气量（Q）乘以天然气输送距离（L）确定，与运输行业周转量的计算方法一致［8］。目前，大部分管输企业采用周转量计算软件自动计算管输周转量。其中，管输量由SCADA系统自动采集，管道长度由系统预先输入。

1．3 复杂管网周转量测算存在的问题

复杂天然气管网周转量测算存在天然气气体流向复杂、进出气量变化大、计算周期难以确定等问题［9］。以川渝天然气复杂管网为例进行说明。

1．3．1 气质流向十分复杂

目前川渝管网内气体流向北干线自东向西，南干线自东向南，但环形管网由于存在返输情况，某管段的气质流向会发生变化，相应的进气点和出气点的气量也发生变化，计算周期内的周转量也就发生了变化。而周转量计算系统要求要有固定的管段起始端，川渝环形管网内气质流向的不确定也是影响周转量测算的一个问题。

1．3．2 原始数据采集不实时

川渝管网由于建设年代久远，受历史条件和科学技术水平等诸多因素的制约，信息化程度不高，长久以来数据的监控和采集基本靠人工记录和录入上报，近几年开始推广SCADA系统可以实行实时监控采集数据，但未能实现对每条管线和节点的实时监控和数据采集，部分老管线仍需要人工完成数据采集，使周转量计算可能出现数据不具备足够准确性和实时性的问题［10］。

1．3．3 计算周期难确定

川渝地区天然气由于供应范围大，环形管网的进气点和出气点多，虽然从大的供气流向基本确定，但由于管道检修、用户气量改变等多种原因经常出现某管道返输现象，且这种不确定的现象时有发生，不利于计算周转量时确定最小的计算周期。

2 复杂天然气管网周转量计算模型

2．1 枝状管网周转量计算模型

对一般枝状管线，场站与管道的连接形态可用图1的结构来表示。其中，1～9表示各个场站。枝状管线的气体流动方向是确定的，图1中箭头方向表示气流方向。

图1 枝状管网物理模型图

采用“细分”和“微元”的原理和方法，将整个管线系统的周转量视为局部周转量之和，将场站到场站作为一个计算区间进行测算，再累加求和。例如对图2的系统，假设场站1到场站2气量为Q12，距离为L12，场站2到场站3气量为Q23，距离为L23，场站2到场站4气量为Q24，距离为L24。根据质量守恒，有

图2 枝状管网局部模型图

按照定义，系统的周转量为：

可见，系统管输周转量可视为场站间周转量的累加，即场站间距离和场站间输送气量乘积的累加［11］。

类似地，对图1所示的系统，将某时间段内整个系统的周转量记为M，有如下公式：

因此，一般枝状管网周转量计算模型为：

式中Qij表示某时间段内场站i与场站j间输送的天然气量；Lij表示场站i与场站j之间的管道距离，均为标量。

2．2 环形管网周转量计算模型

环形管网与枝状管线的区别在于结构中存在一个闭合的环，环上的每一点既能是起点也能是终点。在这种情况下，气流的方向变得不确定。根据气体流动特性，天然气总是从高气压方向向低气压方向流动。以图3的管网结构为例，当场站1的气压高于场站8的气压时，天然气从1流向8，当场站8气压高于场站7气压时，天然气进一步流向场站7，反之亦然。

图3 环形管网物理模型图

计算方法：将“微元”思想推广到环形管网中。将环形管网中每个场站间的周转量计算后，累加可以得到整个管网系统的周转量。

对图3的环形管网，将某时间段内整个系统的周转量记为M，有如下公式：

环形管网周转量计算模型为：

2．3 复杂天然气管网周转量计算模型

2．3．1 设计思路

复杂天然气管网周转量的计算采用“微元法”原理和方法，将管网按照管理层级层层分解。以川渝复杂管网为例，将管网按照公司、矿区（处）、作业区层层分解，对作业区的管道再按管线细分到每一管段，通过正算、反算、混合计算等方法分别计算每一管段的流量，再输入每一管段的距离，可以分别测算每一管段的周转量，将作业区每一管段的周转量加总即得各个作业区总的管道周转量；再将每一矿区各作业区的周转量加总，即得到矿区（处）总的周转量；最后将各矿区（处）的周转量加总，即得到公司的总周转量。

因此，川渝天然气复杂管网周转量计算模型可用下式表示：

式中Qkzgi表示公司k矿区（处）所属z作业区g管线i管段输气量，108m3／a；Lkzgi表示公司k矿区（处）所属z作业区g管线i管段的长度，km；i表示某管线的管段数量；g表示某作业区管线数量；z表示某矿区（处）作业区数量；k表示公司矿区（处）数量。

采用统计方法分别统计每一矿区（处）每一作业区每条管线每一管段的输气量和管段长度，即运用上述模型直接计算出分公司天然气管网的总周转量。

2．3．2Q取值

川渝管网对场站输送天然气量的取值有两种方式。对一部分采用数据自动采集系统的管线，采取自动采集的方式。利用该系统可以对天然气管输量进行实时监控，每3～5s为一个周期进行数据更新。对另一部分尚未应用数据自动采集系统的管线，采用人工录入的方式。人工录入是按日的周期进行上报。

2．3．3L取值

由于除了管道运营最初期或管道维护修理期间外，天然气管输均具有连续性的特点。因此，可以把系统对某部分天然气的运输距离取为管道长度以简化计算，将L定义为天然气管道的长度。

3 计算实例

采用分类统计的方法，对川渝天然气管网按管理归属对每条管线输气量、输送距离分别列表进行统计，按照周转量计算公式，分别将各管段周转量累加，最终计算出总周转量值。计算方法和步骤如下。

1）分单位统计管道板块资产，每条管线名称、起点、终点位置、管径、长度、输气量。

2）按照周转量计算公式M＝QL，分别计算出每条管道的周转量。

川渝地区部分管道周转量测算结果见表1。

3）将各单位的周转量值进行汇总。

川渝气田管道各单位周转量测算结果见表2。

表1 川渝地区某矿区管道周转量测算结果表

4 结论及建议

4．1 采用“微元法”计算环形管网周转量是合理的，但需要配套的数据采集系统才能实现

对气体流向不太固定的复杂管网，采用“微元法”将复杂管网分解成一小段一小段的枝状管网来计算周转量是合理的。周转量计算模型对气体流向相对固定的全国天然气大管网也是适用的，可为全国联网天然气管道周转量的测算提供借鉴，对联网管道的销售管理、结算管理和运行管理均有参考价值。但采用这种方法需要完整的数据采集系统，通过数据的实时采集和自动传输，采用计算机编程才能得以实现［12］。

表2 川渝气田管道各单位周转量测算结果表

4．2 鉴于复杂天然气管网的特殊性，可采用年度或季度平均法，在统计分析的基础上计算周转量

由于川渝天然气管线已形成区域性环形管网，管道内气体的流向十分复杂，环形管网进出气点多，输量变化大；而一个大用户的关停、净化厂的检修、下载气量的变化、用户调峰等生产调度手段也会对整个管网的气体流向产生影响。因此，建议周转量的计算可采用年度或季度平均法，在各作业区建立统计报表制度，由作业区每年／每季度统计输气量，运用周转量计算公式算出周转量，再通过汇总层层上报，可计算出川渝天然气区域管网的周转量计算值。

［1］颜辉．周转量在物流运输成本分析中的应用［J］．工业工程，2010，13（1）：108－111．YAN Hui．Material handling cost analysis in facility layout design based on turnover volume［J］．Industrial Engineering Journal，2010，13（1）：108－111．

［2］冯伟，李建廷，宋汉成，等．天然气管道运行能效评价指标探讨［J］．油气储运，2010，29（4）：313－319．FENG Wei，LI Jianting，SONG Hancheng，et al．Assessment indexes on operation energy efficiency of natural gas pipelines［J］．Oil ＆ Gas Storage and Transportation，2010，29（4）：313－319．

［3］周志斌，杨毅．川渝天然气管网运营安全与效益优化模型研究［M］．北京：石油工业出版社，2009．ZHOU Zhibin，YANG Yi．Research on operation safety and efficiency optimization model of Sichuan－Chongqing natural gas pipeline network［M］．Beijing：Petroleum Industry Press，2009．

［4］徐俊平，施纪卫，董忠民．天然气管道经济运行分析［J］．天然气技术，2007，1（1）：58－62．XU Junping，SHI Jiwei，DONG Zhongmin．Economic operation analysis in natural gas transportation pipelines［J］．Natural Gas Technology，2007，1（1）：58－62．

［5］王良锦，熊伟，朱怡，等．联网营销下川渝高效天然气市场的培育［J］．天然气技术与经济，2011，6（2）：59－61．WANG Liangjin，XIONG Wei，ZHU Yi，et al．Cultivating an efficient Sichuan－Chongqing natural gas market in the mode of pipeline networking marketing［J］．Natural Gas Technology and Economy，2011，6（2）：59－61．

［6］周建，许红川，李琦，等．川渝输气管网管存控制技术及案例分析［J］．天然气工业，2013，33（1）：132－136．ZHOU Jian，XU Hongchuan，LI Qi，et al．Pipeline scheduling and management：A case history from the Sichuan－Chongqing Pipeline Network ［J］．Natural Gas Industry，2013，33（1）：132－136．

［7］王毅辉，李勇，蒋蓉，等．中国石油西南油气田公司管道完整性管理研究与实践［J］．天然气工业，2013，33（3）：78－83．WANG Yihui，LI Yong，JIANG Rong，et al．Research and practices of the integrity management of gas pipelines operated by PetroChina Southwest Oil ＆ Gasfield Company［J］．Natural Gas Industry，2013，33（3）：78－83．

［8］康坛．铁路货运周转量预测模型的选择及实证研究［D］．北京：北京交通大学，2008．KANG Tan．Empirical study on the choose of forecast model for railway freight turnover［D］．Beijing：Beijing Jiaotong University，2008．

［9］罗媛媛，刘志成．川渝地区天然气管网存在的问题与对策［J］．重庆科技学院学报：社会科学版，2011，13（3）：79－80．LUO Yuanyuan，LIU Zhicheng．Problems on natural gas pipeline network in Sichuan－Chongqing area and the countermeasures［J］．Journal of Chongqing University of Science and Technology：Social Sciences Edition，2011，13（3）：79－80．

［10］屈彦．川东地区然气生产SCADA系统的优化改造［J］．天然气工业，2011，31（11）：88－92．QU Yan．Optimization and modification of a SCADA system for natural gas production in the eastern Sichuan Basin［J］．Natural Gas Industry，2011，31（11）：88－92．

［11］白兰君．再论计算天然气运距的“顺流周转量分配法”［J］．天然气工业，1991，11（6）：86－89．BAI Lanjun．Re－review of the“ConcurrentFlowTurnaroundQuantityDistributionMethod”of calculating natural gas transportation distance［J］．Natural Gas Industry，1991，11（6）：86－89．

［12］罗东晓．天然气管网双向计量系统及其技术的应用［J］．天然气工业，2011，31（8）：94－95．LUO Dongxiao．Application of a bi－directional measuring system and its relevant techniques in two connected gas pipeline networks［J］．Natural Gas Industry，2011，31（8）：94－95．