TGNET软件在川西管网运行调度中的应用

罗林杰

（中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川 德阳 618000）

TGNET软件在川西管网运行调度中的应用

罗林杰

（中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川 德阳 618000）

随着管网系统的复杂化和大型调峰、增压设备的增多，利用TGNET软件开展川西天然气管网系统运行调度工作的研究，通过建立川西气区管网模型开展仿真模拟计算，分别利用稳态模拟技术优选增压机组运行调度方案以及利用动态模拟技术制定应急调度方案，结果表明：若运行工况随时间参数发生变化且方案的实施也涉及时间参数，选择动态模拟更能准确地为方案决策提供技术依据；反之则选择稳态模拟运行更为简便。

四川 西 天然气管网 TGNET软件 增压机运行调度 应急调度

0 引言

在天然气管网运行过程中，由于用户用气量增加或减少、气源供应不足、设备故障、自然灾害等因素影响，需要实施调度工作以维护系统的平衡，保障天然气供应的安全。川西天然气管网运行目前大多依靠传统的人工和经验进行调度管理，随着管网系统的复杂化和大型调峰、增压设备的增多，通过借助仿真软件来模拟管网系统运行工况，从而优化输送方案，实现企业经济效益的最大化。

1 TGNET软件简介

TGNET软件是英国ESI能源集团开发的业界领先的Pipeline Studio软件，是一款可集成管段、供气点、出气点、增压机、节流阀、泄漏点等多个模型元件的窗口模拟界面应用软件，能够对输气管道中的单相流进行动态和稳态的离线仿真模拟计算，可运用于管道设计、管道日常运行、管网调度、调峰以及事故工况下的模拟计算。该软件运行稳定、技术成熟，在全球应用广泛，使用证明可靠［1］。

2 TGNET软件在川西管网运行调度中的应用

川西气区管网经过二十余年的建设及不断优化，集输气系统较为完善，目前已形成中、低、增三套压力管网系统，各压力管网系统之间通过增压机、管道阀门相互连接，可通过对增压机、阀门的控制来灵活调配天然气在各压力级别管网的流量以适应各种工况下的天然气集输需求。同时川西气田内部没有调峰设施，主要依靠管线储气、关井措施以及用户调峰来进行日常的调峰工作。

自引进TGNET模拟软件以来，已成功应用于川西气田的管网运行跟踪分析、产能建设方案、地面工程规划、管网系统优化调整、管网运行调度等日常生产、科研工作中，成为川西开展管网工作必不可少的工具之一。具体笔者用两个实例来介绍分析TGNET软件稳态及动态模拟部分在川西管网运行调度中的应用情况。

2.1 增压机组运行调度方案优选

根据销售安排，将新增LNG用户，最高用气量为60×104m3/d，用气压力为1.2 MPa，需重新进行资源与市场的优化配置，开展管网优化调度研究。综合考虑除提高部分气井生产量外，制定了通过减少低压环网内增压至中压管网的增压机的天然气输供给LNG用户的方案，可有效利用天然气压力能耗，并减少现有增压机运行台数，见图1。

由于低压环网运行压力小于低压输气管网，两套管网连通后前者运行压力势必会上升。未增压天然气在低压环网内的不同流动方向及大小对管网压力的提升影响不同，且管网压力升高会影响低压气井的正常生产，因此需要制定并优选增压机组运行调度方案。

图1 川西低压管网示意图

方案制定的关键为各增压站增压机的选择及组合，优选原则一是对低压环网压力影响要最小，二是管网运行能耗要最少。依此制定了3种较优的方案，各方案中增压站的处理量如表1所示。

表1 增压机处理量运行调度方案表 104m3/d

首先建立低压环网模型，由于方案模拟不涉及增压机的运行参数的计算，增压站的运行简化处理用出气点表示，约束最大流量即增压处理量；各集气站用进气点表示，约束最大流量，同时约束满足低压用户用气压力时Y-1集气站的最小允许压力［2］。

通过对3种方案模拟计算结果进行对比（表2），综合考虑选择方案 ②。该方案的优选原因为：① 运行增压机4台，且运行增压机分别位于3个增压站更便于相互调度管理；② 对管网压力抬升的影响最小；③ 增压站增压后输往中压管网的压降损耗最小。

表2 方案优选对比表

2.2 应急调度方案优选

在天然气管网运行过程中，输气管道的非稳态工况往往是由于用气量随时间的变化而引起的，用气量在季节、节假日和小时的不均匀变化，以及工业用户日常检修定期维护造成的用气量变化、输气干线突发事故等，均可造成管网运行参数发生较大的变化，其相对稳态模拟更能真实反映管网的运行情况［3］。

TGNET动态模拟主要用于管网运行调度过程中的管网调峰分析、事故泄漏分析、气源中断影响分析等。通过介绍川西管网在用户事故减量下的运行调度，来说明TGNET软件动态模拟在川西管网运行调度中的应用情况。川西气区东部区块天然气主要通过输气干线输往绵阳以及成都方向用户，目前该片区集输管网运行压力较高为2.0～3.4 MPa，管线的设计压力为4 MPa，根据管道设计手册中规定取系数1.1计算，管线的工作压力即最高安全运行压力为3.64 MPa（图2）。成都某工业用户由于设备故障导致用气量突然降低，减少天然气30×104m3/d，未销售的天然气滞留在管线中使管网的整体压力上升，同时危及末端管线的运行安全［4］。

图2 川西东部区块管网模型图

当事故发生以后如何实施应急调度方案（即关井方案），需要利用TGNET软件对事故工况进行动态模拟分析。首先根据事故发生前的管网运行情况建立该区块的管网模型，运行稳态模拟成功之后，编辑成都某用户用气量在24 h内的动态脚本，24 h内用气量减少30×104m3。同时指定需要跟踪的动态趋势，如各集气站的压力（管线的压力）、输气干线的输量等。接着运行动态模拟，通过查看动态趋势报告可以看出成都用气量降低后各集气站压力逐渐上升，其中Z-2、Z-3集气站在事故发生后的第6个小时压力率先超过了管网的最高安全运行压力，其次Z-1、Z-4、Z-5、Z-6、Z-7集气站的压力上升速度也较快（表3）。

表3 事故发生后1～6h各集气站压力动态结果表

因此备选的调峰井有7口，分别进行组合，通过模拟多组关井方案，以关井数最少、减少气量最少、管网压力不超过3.64 MPa为原则，得到最优应急调度方案，即在用户减量后的第5个小时（最迟关井时间）对Z-1、Z-2、Z-3集气站实施关井，减少总产量约29.8×104m3/d。模拟计算结果显示，在用户减量后的5 h内必须采取关井措施，该应急方案实施气井数最少，减少产量最少，并且可有效保证管网的运行安全。

3 结论

1）在应急调度方案中，利用TGNET的稳态模拟也可以计算出实施关井措施的最优气井，但动态模拟能反映管网系统运行变化的整个过程，且可以提供较为可靠的事故工况最佳处理时间，具有较好的现场应急指导作用。

2）灵活选择TGNET的稳态和动态模拟功能是运行调度方案制定及优选的关键，若运行工况随时间参数发生变化，且方案的实施也涉及时间相关参数，选择动态模拟更能准确地为方案决策提供技术依据；反之，选择稳态模拟运行则更为简便，也能得出相同的计算结果。

［1］杨恒，张理.PIPELINE STUDIO软件在管网模拟分析中的应用［J］.天然气勘探与开发，2015，38（3）：91-93.

［2］蒋洪，蒋俊杰，李宏玉.燃气输配管网调峰过程的动态模拟分析［J］.管道技术与设备，2011（6）：9-12.

［3］李彤民，吴长春.动态模拟在输气管道工艺设计中的应用［J］.油气储运，1999（4）：1-5.

［4］金浩，林军.TGNET软件在烟台输气工程设计中的应用［J］.油气田地面工程，2003，22（5）：53-55.

（编辑：蒋龙）

B

2095-1132（2016）05-0054-03

10. 3969/j. issn. 2095-1132. 2016. 05. 014

修订回稿日期：2016-09-29

罗林杰（1989-），工程师，从事天然气管网规划研究工作。E-mail：263711261@qq.com。