广东省天然气管道调峰调质研究与实践

陈胜森 刘 毓 付子航 冯 亮

（中海石油气电集团有限责任公司，北京 100028）

0 引言

广东省天然气管道主要为珠海市、中山市、澳门特别行政区等电厂和城市燃气供气，其建设与运营为带动整个珠三角西部地区的天然气相关产业发展做出了重要贡献。广东省管道是目前中国海油运行管理最复杂的管网之一，天然气资源供应涉及7个海上气田和珠海LNG接收站，其供应稳定性影响着下游用户的安全生产。广东省天然气管道用户涵盖燃气发电厂、工业用户和城市燃气等多种类型，其对天然气热值、供应时长和日调峰供应量的需求各不相同。由于下游用户发展迅速，不断发展的用户用气量需求与管道自身有限的输送和调峰储气能力之间的矛盾日益突出，如何利用调峰调质研究解决生产调度管理和管道运行管理的实际问题，成为该区域生产调度和广东省天然气管道急需解决的生产课题。为此，在生产计划的制定和实施过程中，急需以资源、设施和市场数据为基础，对该系统进行天然气产供销调峰调质研究，为科学制定该系统生产调度运行管理体系提供依据。

1 广东省天然气管道现状及供应特点

广东省天然气管道分为两期建设，一期工程接收珠海市横琴岛登陆的海上天然气，终点为中山市，长度为94 km，管径为660 mm，设计压力7.8 MPa，输送能力为17×108m3／a；二期工程接收珠海市高栏岛登陆的海上天然气和珠海市LNG外输天然气，起点为高栏分输站，一期工程终点为南屏分输站，长度为36.8 km，管径为660 mm，设计压力为9.2 MPa，输送能力为38×108m3／a。该管道为多气源供应、多天然气用户的复杂运行模式，同时两端分别与广东省管网和大鹏LNG管道连接。

目前管道供应有2个特点：① 广东省天然气管道的主力用户为分布在珠海市和中山市的8个燃气发电厂，其用气特点是用气量大，日峰谷差较大，管道运行压力大幅度波动，天然气调度难度极大，管道安全运行难度较大。就广东省天然气管道来说，下游各电厂用户的年用气量占市场总需求量的80%～90%，且电厂用户多分布在管道中下游位置，为管道日常储气调峰运行带来很大挑战。② 广东省管道气源由海气和LNG同时供应，而海气和LNG在气质组分方面存在一定的差别。采用LNG大量补充供气，与单纯的采用海气供应时相比，管道中的气质会发生明显变化，其中华白数的波动对下游电厂用户影响较为直接［1］。如某些电厂燃气机组在燃气华白数波动超过±5%时［2］，即存在跳机风险。因此，需要提前预测LNG补充供气比例，跟进管道中实际华白数变化情况，及时调整气源和用户的供用气计划量或瞬时量。

2 管道调质调峰研究

2.1 研究方法

图1 研究思路图

广东省天然气管道调峰调质问题内容复杂，下游各燃气电厂用户通常装备不止一台机组［3］，而且燃气电厂机组的开机数量随电网负荷的要求不断变化。根据情况，设计的研究思路见图1。规划中市场量的变化体现为多种工况组合，例如2015年的理论工况可达300余种，随着今后下游燃气机组的增加，运行工况将更加复杂。用户用气方式不同，对管道调峰能力的影响不同，需要根据用户可能的用气结构制定不同的用户负荷方案，计算选择出能够充分发挥管道调峰能力的用户结构［4］。由于管道本身在允许的操作压力范围下存在一个最高通过能力，当用户的用气量超出管道的最高通过能力时，则该工况无法实现，因此，在进行各工况动态调峰计算之前，首先采用静态计算的方式，分析管道在一定压力条件下的最大通过能力，排除用气量超出最大通过能力的工况，然后在剩余可能实现的工况组合中，经过动态调峰计算验证，形成通用化的结论以安排生产计划。同时，由于荔湾海气、番禺海气等和LNG接入管道中的位置不同，根据“最大限度消化海气、优先消化荔湾海气、珠海LNG参与调峰为主”的原则，计算海气消耗的最大边界和荔湾海气消耗的最大边界，得出全部可以实现的工况组合之后，找出海气和LNG同时供气的工况。由于海气为气源主体、LNG作为气源补充和调峰，因此，需要计算混合气组分和华白数在管道中的变化情况，据此判断下游燃气电厂用户机组是否可以接受燃气华白数的波动情况，排除燃气电厂机组无法适应的工况，得到全部可以满足气源、管道和用户要求的工况。

2.2 研究对象

2.2.1 气源

以2015年的资源供应量为例，通过对各工况组合进行计算，找出各海气和LNG供气量之间的弹性边界范围。全年气源供应以海气为主，正常运行期间LNG气源以接收站的BOG输出为主，仅在台风季期间，部分海上平台设施必须关停的前提下，需要临时采用LNG进行补充供应。海气以荔湾海气和番禺海气为主，供应比例约为3∶1，海气供应形式采用均匀日供气量供应，另外，根据下游燃气电厂用户的峰谷调度要求，珠海LNG作为调峰气源保持备用。

2.2.2 市场

广东省天然气管道供应天然气的燃气电厂用户年用气量约占用户总用气量的84%（图2），沿线各燃气电厂总共10台9F机组和5台9E机组（包括现有和计划装机）。燃气电厂用户的最大小时耗气量由机组投运情况而定，且日用气量与机组运行方式有关，需要考虑机组运行的小时不均匀性。在安排燃气电厂24 h用气方案时，与白天用气量相比，夜晚用气量根据机组运行方式相应减少，连续运行机组在夜晚降低负荷运行，调峰机组夜晚关闭。部分燃气电厂用户的机组运行情况是已经确定的，而部分电厂用户的用气计划（共计4台9F机组和2台9E机组）并不明确。根据市场规划情况，对于燃气电厂中未确定运行模式的机组进行运行工况的排列组合并进行动态调峰调质计算分析。

图2 广东省天然气管道用户用气比例图

2.3 研究结果

2.3.1 调峰研究结果

经过对各种排列工况进行调峰计算分析，在各燃气电厂所有机组全部安排运行时（调峰运行或连续运行），虽然单纯的静态水力计算均可以满足，但由于一期管网调峰能力有限，在进行动态水力调峰计算时发现压力、流量等限定条件均无法满足规划需求，所有排列出的工况组合均不能实现，气源压力已达到允许的上限，用户压力在模拟过程中仍然出现低于其可接受的最低压力要求的情况［5］。因此，在现有管道运行条件不变的基础上，需要适当削减同时投运机组的数量，原则上首先削减计划投运的机组。经过反复核算，位于管道末端附近的中山嘉明、国电中山和粤电中山三家电厂总计减少1台9F机组和1台9E机组。即在其他用户用气模式不变的情况下，3个燃气电厂机组同时投运总数不超过8台9F机组（燃气电厂装配的9E机组则按照每2台9E机组折合为1台9F机组的用气量计算）。在珠海LNG参与调峰的前提下，3个气源的供应可满足以上3个燃气电厂机组不同运行操作模式的任意组合，即“7台9F机组连续运行＋1台9F机组调峰运行”和“1台9F机组连续运行＋7台9F机组调峰运行”范围内的任意组合工况。不同机组组合工况边界的用气量相对值如图3所示。

2.3.2 调质研究结果

图3 不同机组运行工况组合用气量比较图

由于广东管道3种主要气源（高栏岛海气、横琴岛海气和珠海LNG）的气质组分差别较大［6］，故首先进行静态的气质互换性判定。利用国际通用的AGA指数法和Weaver指数法［7］，判定3种气质相互之间均不具有互换性。为使下游电厂用户机组正常运行，需要确定合适的基准气［8］。以珠海LNG与横琴岛海气等比例混合后的气质为基准气，静态计算3种气源与该基准气的互换性的结果显示，单纯的3种气源的华白指数在40～54.4 MJ／Nm3范围内，单纯的3种气源甲烷含量范围为87%～94%，均在燃机适应性范围内。3种气源的高热值华白数波动范围为-4.57%～4.87%，低热值华白数波动范围为-4.55%～4.85%，均在±5%以内，上述3种气源与基准气的偏差分别为4.85%，-4.55%和-0.67%。混合后的华白指数、甲烷含量均能够满足下游电厂设备对气质的要求，因此，建议下游各燃气电厂机组按照该基准气进行调试。在调峰分析和静态互换性计算的基础上，选择海气（高栏岛和横琴岛）／珠海LNG的日供气比例最大和最小的两个边界工况，分别计算各燃气电厂用户气质的参数波动范围。该范围即为实际运行工况中混合气气质波动的边界。计算结果表明，在海气／珠海LNG日供气比例最大和最小的两个边界工况下，下游各燃气电厂用户用气均满足电厂燃机对气质的要求，则其余工况也必然满足燃机对气质的要求。由此可知，按照目前广东省管道的3种气源的供应安排，混输气质满足燃气电厂机组的适应性要求，经2015年台风季期间的实际热值监测结果与机组运行情况显示：各机组对海气和LNG混输气的适应性良好，无需采用特殊的调质方法。

2.3.3 研究结果与生产调度管理

通过对水力计算结果的分析，得出如下生产调度管理结论：① 在LNG参与调峰的基础上，已建和计划投运的全部机组用气量超出管道的调峰能力，需要削减计划机组。为保持管网的稳定运行，中山嘉明、国电中山、粤电中山3个燃气电厂同时投运的机组最多维持在8×9F，即以上3家电厂总计至少减少1台9F机组＋1台9E机组。② 中山嘉明、国电中山、粤电中山三家燃气电厂机组运营数量保持至少5台或5台以上9F机组连运。3台或3台以下9F机组调峰运行时，海气的规划量可以被全部消耗，不同机组工况组合情况对应的海气消耗量和LNG消耗量与海气计划量的比值如图5所示。③ 上述结论均在目前管道的操作压力范围内得出，而管道的设计压力与目前最高操作压力相比仍有较大富余；在实际运行中，为了提高管道的输送能力和调峰能力，建议适当提高管道的操作压力。④ 为了充分利用调峰调质分析计算工作的成果，建立科学合理的生产运营管理体系，以使资源、市场和管网有机结合。

图4 不同机组组合工况消耗的海气量与LNG量占海气规划量的比值图

4 管道调峰调质管理实践

由于广东省管道近年来处于下游用户急速扩张的阶段，需要结合新增用户的用气量和调峰要求，以及3个气源的不同组合供气模式制定各项计划和适应上下游生产变化的年度调度设计方案，确保安全生产和生产平稳。为此，气电集团成立了区域生产调度中心，发布了相应的管理办法和应急管理预案，建立了资源、市场和管网有机结合的生产运营管理体系，形成了上下游联动机制。

4.1 成立区域生产调度中心

2015年中国海油气田集团发布了《广东地区生产调度管理办法》，成立了广东地区生产调度中心。广东地区生产调度中心的职责为负责中国海油气电集团广东地区海气和珠海LNG等天然气资源供应下的生产运行调度管理，统一协调不同气源供应下的供需平衡，对天然气资源进行合理优化配置，确保各方生产平稳运行。调度中心的主要工作内容有：执行年、月、日销售计划，保障海气、LNG等气源和用户的供需平衡，对管道压力进行24 h预测，随时根据用气计划的变化及上下游各方的检修动态进行气量调整，编制应急预案并组织演练。

4.2 建立上下游有机结合的生产调度管理体系

广东地区生产调度中心由中国海油气电集团统一管理，集团生产运营协调部为对口协调管理部门，集团贸易分公司和广东销售分公司为实际组织和执行单位，其他各单位配合，实现上下游统一协调。在生产调度管理体系的建立过程中，首先明确各部门、各单位的工作职责，为生产计划的顺利实施做出制度上的保证。具体的生产调度管理流程如图6所示。

图5 生产调度管理流程图

日计划量的制定和执行是生产运营管理体系的核心内容，它涉及到上下游各部门的有机结合［9］。① 日气量计划的制定。在生产调度管理中，下游用户最迟需要在供气日前8 h提供次日提气需求，调度中心根据此下游市场的需求计划、上游不同工况下的供应能力和管输方的输气能力，并依据上下游供需平衡原则，在供气日前一日制定日气量计划和上下游小时流量计划，在供气日前一日17:30，给上游提供下游次日24 h的提气小时流量，及时对上游需求的小时调峰供应流量，上游横琴（番禺海气）、高栏终端（荔湾海气）需要在供气日前一日20:00确认，以保障管输方管道压力的安全。在供气日当日，上游、管输公司和下游需要按调度中心提供的经上游确认的日气量计划执行，24 h跟进气量计划的小时流量和总量执行情况，以保障管输方管压在可控范围内，任何异常须及时反馈给调度中心协调处理。②日气量计划的生产调度。供气日内相关单位在气量计划执行过程中，受各种因素影响。当日供气、输气、提气小时流量或是总量的情况须及时反馈给生产调度中心，如调度中心预判管输方管道压力将超出安全警戒值时，根据需要将及时调整气量计划，维持新的“日平衡”，调度中心与相关各方须积极给予配合，以达到小时和日计划总量的匹配。

4.3 形成上下游联动应急机制

上下游联动应急机制规定了当上下游发生突发紧急情况，天然气供应能力无法满足所有用户的需求，因下游需求、管输方应急事故不能满足上游最低生产需求，甚至导致关井或因管输方应急事故不能持续向城市燃气用户、工业用户持续供气时所采取的应对措施，目的是将紧急情况产生的影响降低到最小程度。

应急事件根据上游或者管输方发生紧急事件从而对下游减少供应量的多少、时间的长短以及社会影响程度定义为一级、二级和三级（从高到低）［10］。对于三级的应急情况仅需通知相关受影响用户；二级、一级的应急情况，需根据情况，及时通知下游用户做好应急准备工作，并及时与相关方保持信息的良好沟通。应急事件的处理流程如图7所示。

图6 应急事件处理流程图

5 结论

1）利用管道瞬态模拟软件在多气源、多用户管道中进行调峰调质研究，并将计算结果用于指导生产调度管理计划的制定和实施，提高了生产运营管理的科学性和准确性。

2）建立了“集中调控、整体运行”的模式。经过3年的实际热值监测结果与机组运行情况显示，各机组对海气和LNG混输气的适应性良好；整个管道利用率和整体配置运行效率及管网安全运行效率得到了提高，从而降低了运营成本。

3）广东地区生产调度中心成立近3年以来，产供销生产调度和应急保供体系趋于完善，效果明显，为中国海油广东省海上天然气的消纳做出了应有的贡献，尤其是在每年多次台风、上游生产检修和出现故障等期间的保供起到了重要作用。