上海临港气源点压力控制运行模式测算

上海天然气管网有限公司 苏杰斌

关键字：压力控制 小时流量 调峰 运行边界

0 概述

国家发改委在总结 2017年冬季天然气供应保高峰情况时表扬了上海，这是对我们从业人员的鞭策和鼓励。目前，上海与全国的天然气供应趋势一致，也面临着供应不足的困难。同时，在高压管网调度和输配运行方面，存在着气源分布与用气重心不完全匹配、缺少调峰气量，以及部分站点和管线压损较大等不利因素。为了充分发挥天然气高压管线的输送调节能力，我们在临港气源点探索采用“压力控制运行模式”，即利用上海液化天然气公司所属的临港末站的调流调压装置，在可运行的流量范围内，通过调节出站压力的运行控制方式向上海市高压天然气管网输送天然气。

1 供应气源概况

管网运行测算的目的是建立一个可预期、可实现的管网运行控制方式，在满足下游用户合同用气需求的条件下计算出各个气源点配气量和输气工艺控制参数。目前，高压管网主要有五大供应气源，见表1。

表1 上海天然气主干管网各气源

从南到北按顺时针方向依次为：洋山LNG、西气东输二线、川气东送、西气东输一线、东海天然气，此外还有五号沟 LNG备用补充气源。其对应输气站点分别为：临港末站/首站、金卫末站/首站、练塘末站/首站、白鹤末站/首站、天然气处理厂/新港首站、五号沟LNG站。

西气东输一线是国内最早建成投运的超长距离天然气长输管线，冬季全线满负荷，供给上海管网的气量550～650万m3/d，采取24 h均匀输送；西气东输二线供给上海管网的气量250～300万m3/d，采取 8:00～9:00间开始输气，输完关阀的方式，小时输气量在20～25万m3；东海天然气田已进入产气末期，采取24 h输气，约2万m3/h；川气的提供气量较少，亦采取开阀即送，输完关阀的方式；五号沟LNG备用补充气源是2017年底新投产项目，出站管线接入次高压的1.6 MPa管网，受外输管线压力级制和口径的影响，该站尚不能达到设计输出能力。

洋山 LNG和西气东输一线是上海地区的主供气源，尤其是洋山LNG，冬季高峰时段占上海供气量的58%～60%，基本上接近满负荷运行(如1月30日洋山供应负荷为87.5%即2 100万m3，高峰小时负荷93.4%)；而且今年年底其新扩建的SCV气化器(气化负荷15万m3/h至125万m3/h)即将投运，因此，洋山 LNG能够作为上海的主力调峰气源，承担着天然气供应的月度调峰、日调峰、小时调峰的作用。

目前，上述各个气源均采用控制小时输气流量的运行模式向上海天然气主干管网输气。据初步预测，2018年冬季将会有20～40万m3/h的供需缺口。鉴于陆域各个管输气源供应点在冬季的供应紧张，不可能增加供气量，因此只能探索在上海液化天然气公司洋山气化站和临港输气站采取新的运行控制模式，提升用气低谷时上海天然气主干管网运行压力，增加管道的储气量，即加大管容调节量。

2 天然气用气量测算

从上海天然气日需求量数据观察，存在多种复杂情况。为了便于分析和计算，除去极端运行工况，可从每日气量统计中选择两种典型情况作为日常的最高和最低需求气量的边界，以确定能否实施“临港气源点压力控制运行模式”，若两天的管网运行工况都能够符合管网安全运行要求，则可以实施该运行模式；反之，需要进一步研究调控措施。

2.1 最高用气需求量的选定

通过对日用气量记录的筛选，选取 2018年3月21日运行数据作为测算的基础数据。选取该日数据，具有以下四个有利条件：

(1)用气量数据与本次测算在时间上相距较近，各个用气点需求与未来管网运行实际工况最为接近；接近高压管网输气能力上限。

(2)当日气温为 2～9 ℃，基本能确定为冬季代表性的温度范围；城市及郊区销售公司用气虽低于冬季峰值，但是仍处于一个较高的水平。

(3)当日发电用气量不受冬季“压非保民”限制，全天用气量为1 330万m3，其中各调峰电厂均有机组开启，合计调峰电厂用气量为930万m3，发电用气高峰与城市用气高峰叠加，形成叠峰效应，接近未来一段时期内的真实需求。

(4)在上海地区，冬季被限制用气量的用户，已进入正常用气状态。

2.2 最低用气需求量下的选定

春秋季一般为用气低谷，电厂调峰机组均未开机，仅有热电联供机组运行，小时用气高峰只要考虑城市用气，不需要考虑电厂等叠加因素。因此，选取2018年5月22日运行数据作为测算的基础数据，该日全网输气运行负荷较轻，发电用气量仅为232万m3，此时洋山气化负荷也处于低位。

3 建立模型

上海高压天然气主干管网呈现“C”+“O”形状布局，见图1，其中粗实线所示的6.0 MPa管线由东南角的临港首站，大致沿郊环线公路敷设至北端的石洞口地区，首尾相距177 km；1.6 MPa管网沿外环线公路呈环状；在6.0 MPa管线和1.6 MPa管网之间布置了若干联通管线，。

图1 上海天然气主干网模型

结合管网运行情况，可以简单测算出主干管网6.0 MPa管线在24 h周期内的储气量变化。其气量平衡式是：

式中：Q供——各气源站点小时供气量合计，万m3；Q销——各站点小时销售气量合计，万m3；

ΔQ储——管道储存气量每小时增值，万m3；

Q耗——输气损耗气量，在无泄漏、无管道放气作业的情况下为0。

在日常运行中，洋山气源气化负荷调节作为主干管网小时调峰主要手段，其每小时天然气供气量是由销售用气需求倒算得出的，即：

依据以上气量平衡计算公式，可建立24 h运行周期内管网所需的洋山LNG供气量测算表，如表2、表3所示。

表2 洋山LNG供气量测算(最高用气需求量时）单位：万m3/h

表2采用销售气高峰日数据，洋山LNG气化输出处于高负荷运行。以2018年3月21日销售负荷测算，日销售气量合计为3472.3万m3，洋山LNG供气2155.3万m3。

表3 洋山LNG供气量测算(最低用气需求量时）单位：万m3/小时

表3采用销售气低谷日数据，洋山LNG气化输出处于低负荷运行。以2018年5月22日销售负荷测算，日销售气量合计为1637.3万m3，洋山LNG供气701.7万m3。

4 数据测算与临港气源点控制压力值调整

实际运行中，结合主干管网压力变化情况，可估算出管网的储量差值，然后对表2、表3中的洋山 LNG供气量进行修正，得到不同负荷运行时洋山LNG修正气量，即洋山LNG修正气量=洋山供气量+管网储量差值。表4、表5分别为高负荷和低负荷运行模式下管网各控制点压力、相应的储量差值和修正后的洋山供气量。

管网储量差值估算方法：根据管网不同时刻的储气压力值并结合分段的管线长度计算出管道的储气量VS。本文将6.0 MPa管线以化工区为界分成两段计算。将相邻两个时间段的储气量相减可得出管网在这一时段内的储气量变化。

式中：VSn、VS(n+1)——分别为管网第n和第n+1小时的储量。

式中：VS——管道的储气量，m3；

VT——管道的几何容积，m3；

pcp——管道的平均压力(取pcp=2×pQ/3)，MPa；

pQ——管道的起点压力，MPa；

Z——压缩系数，采用美国加利福尼亚天然气协会(CNGA)公式。

式中：p——气体压力(绝)，MPa；

T——气体温度，K；

Δ——气体的相对密度。

表4 洋山LNG高负荷运行模式

表5 洋山LNG低负荷运行模式

管网各节点压力根据实际记录拟合公式计算，其结果与理论压损基本一致。关于管网各段压力损失测算，可在起始点一定的压力条件下代入相邻两点间不同流量时实际压力值确定一个二次函数，据此估算出该起始点压力条件下对应天然气输送流量的压力损失值(本文省略)。目前，根据上游公司临港末站调压装置实际控制值为＜5.70 MPa，因此在对管网气源点控制压力(管网公司临港首站进站压力)测算、调整时，其数值不超过 5.60 MPa。通过不断调整临港输气末站输出压力，控制6.0 MPa高压管网储气变化和压差，使运行平稳并符合生产要求，得到以上数据。高峰时期，在临港气源点采用压力控制运行模式时，即控制上游临港末站调压装置的压力设置值，其显示值为管网公司临港首站进站压力值；洋山 LNG在日间及晚高峰时段需要全部开启4台海水气化器之外还需要增开一台应急SCV气化器，夜间可以开启3台海水气化器运行。白鹤出站最低压力为：3.19 MPa，此点为天然气主干管网正常运行的最低压力，即运行边界。低于此压力，管网末端燃气电厂将无法正常运行。

在天然气主干管网低负荷运行模式下，全网压差缩小，管容变化小，临港气源点采用压力控制运行模式时较为平稳，洋山LNG开启2台海水气化器运行即可。

5 结论

引入天然气主干管网实际运行工况数据，通过对临港气源点采用压力控制运行模式的测算，寻找到今年冬季保高峰的运行边界为3472万m3/日；当管网用气量低于3472万m3/日，可以通过调整临港输气末站输出压力的方式进行天然气主干管网运行控制；一旦预测到日用气量高于3472万m3，则需要提高西气东输、川气东送在上海地区的日供气量。以上结论对指导日常生产运行有明确的指导意义，一旦预测到全市日用气需求高于3472万m3，已无管容调节平衡供需的余地，即可提请上级有关部门提前采取相应的应对措施。在实际生产中，运行控制应有一定的容错空间，所以可以在上海天然气主干管网全天用气量低于3000万m3的情况下，试验临港气源点压力控制运行模式。

此外，上海天然气管网公司正在建设临港至上海化工区复线输气管线，可以减少输气压力损失，提升管道输气能力，使主干管网运行的更安全靠。