LNG接收站与天然气管网协同运行优化策略

随着天然气管网互联互通一体化格局的形成，各资源和市场纳入管网系统统一调度运营。基于LNG资源入网后存在站场和已有管道间压力匹配以及多资源间的气量协调问题，针对冬季保供期某LNG资源聚集区域，借助TGNET软件建立LNG接收站与天然气管网协同运行仿真模型，研究不同边界条件下管网系统多资源调度供气方案，并重点针对可控的LNG资源，从管输费、能耗费以及总利润等角度开展了不同接收站间气量匹配方案的经济性比选。结合经济比选及方案模拟结果，提出了LNG资源入网供气能力提升的优化手段。研究结果表明：外输管道较长、管径小、沿线分输量小是制约LNG接收站气化能力释放的关键因素，通过增设压气站和增设复线2个优化手段可充分释放接收站气化能力，以此提升管网整体运行压力和输送能力。研究成果对冬供期天然气管网多资源以及各接收站间的调度管理具有一定的指导意义，所形成的LNG接收站与天然气管网的协同运行优化机制可为下游用户提供充足的供气保障，实现LNG接收站与天然气管网一体化高效运行。

LNG接收站；互联互通；天然气管网；协同运行优化；压气站；阶梯气量；冬季保供

TE832

A

DOI： 10.12473/CPM.202405053

Optimization Strategy for Coordinated Operation of LNG

Terminal and Natural Gas Pipeline Network

Zhuo Haisen1" Zhao Sirui2" Sun Bo3" Hou Haoyuan2" Dong Longwei1" Cui Jing1" Zuo Lili2

（1.PipeChina LNG Terminal Management Company;2.National Engineering Research Center for Pipeline Safety， China University of Petroleum （Beijing）;3.China Oil amp; Gas Pipeline Network Corporation）

As the integrated pattern of interconnection among natural gas pipeline networks forms， various resources and markets are integrated into the pipeline network system for unified scheduling and operation. After LNG resources are connected to the network， there are problems such as pressure matching between stations and existing pipelines and coordination of gas volume among multiple resources. In this paper， taking an LNG resource accumulation area during winter supply guarantee period for example， the TGNET software was used to build a simulation model of coordinated operation between LNG terminal and natural gas pipeline network， so as to study the multi resource scheduling gas supply scheme of the pipeline network system under different boundary conditions. Moreover， an economic comparison and selection of gas volume matching schemes between different terminals were carried out for controllable LNG resources from the perspectives of pipage， energy consumption cost and total costs. Finally， based on economic comparison and selection and scheme simulation results， optimization methods for improving the supply capacity of LNG resources into the network were proposed. The study results show that long export pipelines， small pipe diameters and low distribution volumes along the pipeline are key factors restricting the release of gasification capacity of LNG terminals. By means of adding compressor stations and parallel pipelines， the gasification capacity of the terminals can be fully released， thereby improving the overall operating pressure and transportation capacity of the pipeline network. The study results have certain guiding significance for the scheduling management between multiple resources of natural gas pipeline network and various terminals during winter supply period， the coordinated operation optimization mechanism formed for LNG terminals and natural gas pipeline network can provide sufficient gas supply guarantee for downstream users， and achieve integrated efficient operation of LNG terminals and natural gas pipeline network.

LNG terminal;interconnection;natural gas pipeline network;coordinated operation optimization;compressor station;step gas volume;winter supply guarantee

基金项目：国家自然科学基金面上项目“复杂供气管网大时滞非线性仿真模型构建与智能调控”（52174064）。

0" 引" 言

卓海森，等：LNG接收站与天然气管网协同运行优化策略

在全国“一张网”格局不断完善、优势渐显的当下，国家管网集团在原有天然气管道网络基础上持续拓展省级管网，将其以市场化方式纳入，各公司天然气资源和市场纳入全国管网统一分析，规模庞大、资源/用户类型多样，管网内部各环节互联互通和相互调气更加灵活。LNG接收站作为管网系统中的资源上载点，在我国的能源战略中发挥着冬季保供和应急调峰的战略性作用［1］，可以确保能源供应的稳定性和可持续性，从而提高国家的能源安全水平。LNG接收站通过配套管线连接进天然气管网供气，这些配套管线的输气能力对LNG接收站在冬季保供以及应急调峰时供气能力的发挥具有举足轻重的作用。由于接入管网的多个LNG接收站气化能力较高，且管网内部还有进口管道气、国产气资源的供应，入网资源存在一定竞争。为了充分发挥全国“一张网”的优势，如何建立LNG接收站与其配套管线的协同运行机制［2］，在不影响天然气管网系统正常运行的前提下着力提升LNG资源入网量，为下游用户提供充足的供气，成为新形势下互联互通的天然气管网运营调度亟需解决的问题。

目前，关于天然气管网运营调度方面的研究多集中于输送侧和销售侧2个方面。在管网输送侧，主要是针对管网内部天然气的流量、流向［3-6］以及管网系统的运行能耗开展优化［7-10］。在管网销售侧，主要是针对企业销售政策以及结合用户需求侧分析的效益优化开展研究［11-14］。对于资源侧，针对不同类型资源入网后气量间的协调匹配优化，黄阿宝［15］针对东莞市的输气管网，通过计算模拟出西二线和大鹏2路气源同时供气时的管网水力工况，并根据下游用户适应性分析结果，结合管网仿真情况，提出匹配原则。周怡沛等［16］从管理方面考虑，建议优先保证国产气资源，加快储气库的建设力度。但是目前对于在冬季保供时期LNG入网后的各资源的气量匹配，以及LNG资源供气能力提升的研究较少。在优化方法方面主要有2种方式：一类是基于最优化理论，通过数学建模的方法解决管网运行中的实际问题［17-18］，该方法在不同管网工况和边界条件下的适应性无法保证，对计算方法的准确性要求较高；另一类是基于商业软件开展建模仿真，为管网的运行调度提供方案支持［19-20］。皮亚镭［21］利用TGNET软件开展川西天然气管网系统运行调度研究，通过建立管网模型开展仿真模拟，制定并优选运行调度方案。罗林杰［22］利用TGNET软件对某地区天然气管网系统进行研究，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。该方法基于软件内部较为成熟的仿真求解器开展研究，准确性较高，且不同工况边界条件的设置简易，管网结构的变化易于实现。

为此，笔者针对LNG资源聚集区域，选用Pipeline Studio软件中的TGNET模块进行LNG接收站与天然气管网的协同运行仿真。针对冬季保供期的市场需求，开展不同边界条件下各资源气量匹配方案研究，并针对LNG资源，从多角度开展不同接收站间外输气量匹配方案的经济比选，提出供应能力提升的优化手段，以期为LNG接收站在冬季保供期站间气量匹配方案优化提供指导，进而实现站线一体化的高效运行。

1" 管网概况及仿真模型建立

1.1" 管网基本情况

以冬季保供时期LNG资源较为聚集的某区域管网开展研究，管网的基本构成如图 1所示。

该区域主要资源包含有3个LNG接收站（SZ-LNG接收站、YD-LNG接收站和BH-LNG接收站）气化气资源，以及2个管道气资源（ZM管道气和接入ZM管道的ZG管道来气）。各资源最大供气压力及供气能力见表 1。

用户共计包含110个分输点，包括了沿线的天然气用户以及需要由干线管网转供省网的气量。由于分输点数量较多，在图 1中并未展示具体分输情况。

开展LNG接收站与管网协同运行仿真的重点是LNG接收站与管网的压力匹配。LNG接收站对LNG进行气化后通过外输管道直接进入管网系统。该区域管网内部管道包括各接收站配套外输管道，以及组建互联互通管网的XEX-D管道、XSX-D管道、GX管道和ZM管道。各接收站配套的外输管道及其相连的管网干线管道的投产时间不同，因此其压力等级、管径有所差异，部分参数如表 2所示。LNG资源和管道气资源基本集中于南部，而在冬季保供期，由于北方气候用气紧张，所以这5种资源除了需要满足南部地区沿线的供气之外，还需要通过GZ压气站实现北部地区沿线供气，最远保证气量能抵达NC分输站。GZ压气站往北最大日供气能力为4 500万m3，其中进站压力最低为5.95 MPa。

1.2" 站线协同运行仿真模型

采用Pipeline Studio软件开展仿真模型构建。该软件能够对输油/气管道中单相流进行稳态模拟和动态模拟，可模拟简单的单管输送模型，也可模拟包括多个供应源、用户及其他影响管网操作和运行参数的设备和阀门等在内的区域性管输系统。Pipeline Studio软件包含了TGNET和TLNET 共2个模块。其中TGNET模块主要针对气体管道，使用该软件可以对天然气管网的正常运行工况和事故工况进行模拟分析，评价天然气管道的设计或操作参数，以获得优化的天然气管网系统性能。

针对某LNG资源聚集区域建立LNG接收站与管网仿真模型。该区域模型内共有110个分输点、供气端（含2个管道气资源）以及3个LNG接收站资源，364条管线。输入管道设备属性（管道长度、壁厚、表面粗糙度、高程等），供气和输气端输入模型的各个分输点流量、压力边界条件以及流量边界条件。根据设定的边界条件可计算管道系统内的水力变量，如压力、流量、温度等。利用TGNET建立该区域仿真模型，如图 2所示。

TGNET可供选择的水力摩阻系数计算公式主要有4种：其中Weymouth公式只适用于低压系统；Panhandle A amp; B公式只能保证特定范围内流动条件下的精确性；而Colebrook公式考虑了不同管子光滑或粗糙的内壁情况，能在较宽的流动状态范围内保持较高的模拟精度，适用于紊流3个区。因此，水力摩阻系数计算推荐采用Colebrook公式。该区域有多个气源供气，天然气组分较为复杂，为了保证计算精确度选用BWRS状态方程进行天然气物性参数计算。

在开展供气方案模拟之前，首先利用该区域2022年用气高月的历史气量数据开展仿真模型的精度校准，针对一定的输差，核算整个管网模型的进气总量以及下气总量是否一致，若有偏差可进一步对模型进行校正，以保证管网中天然气流向及流量的正确性。利用各主要站点的压力数据，不断开展稳态模拟调整各管线的表面粗糙度和输气效率，使各站点压力与实际生产数据接近。模型沿线关键分输站点的具体分输气量以及压力校准结果数据见表 3REF_Ref156083929＼h。表3只展示了2022年用气高月高日关键站点气量。调整得到模型中所有节点压力，将误差范围控制在0.1 MPa以内，保证了站管协同运行仿真模型的准确度。

2" 站管协同运行供气方案

为了确定未来冬供期站管协同运行供气方案，结合市场用户用气需求预测，认为2023年冬供期高月高日各分输站点气量数据为2022年高月高日各分输站点气量乘以市场消费量增长系数1.1。因此，基于所建立的该地区LNG接收站及管网仿真模型，在各站点分输气量已知的情况下，首先根据气量平衡，计算出GZ压气站以最大日输气能力4 500万m3北上情况下抵达NC分输点后剩余气量，并以此作为NC分输点边界阶梯气量的基准，以300万m3逐级递减设置了3个流量阶梯开展供气方案研究。

经计算该区域市场日总用气量为6 744万m3，在优先保证管道气资源供应的前提下，LNG作为可控的后备资源，计算其气量供应和各站分配方案。在GZ压气站最小进口压力不小于5.95 MPa的前提下，模拟得到抵达NC分输站剩余气量最多为1 478万m3，因此针对模型北边界NC分输站设置的3个流量阶梯为1 478万、1 178万及878万m3。根据规划要求，SZ-LNG接收站气化气在2023年冬供期将以固定量3 000万m3外输，为了便于另外2家LNG接收站间进行气量分配，按YD-LNG外输量最大和BH-LNG外输量最大分别模拟3个流量阶梯下的运行方案，并对2种运行方案进行经济比选。

2.1" 供气方案模拟

以第1个流量阶梯（抵达NC分输站剩余气量1 478万m3）为例，在保证LNG资源内部YD-LNG以最大气化量外输的情况下，此时对于各LNG接收站、管道气资源以及压气站的详细控制模式为：SZ-LNG以3 000万m3外输量控制，YD-LNG以最大外输压力9.0 MPa控制，BH-LNG以7.2 MPa外输压力控制，ZM管道气首站进气以6.6 MPa压力控制，ZG管道气以转供量980万m3控制，GG压气站以7.5 MPa出站压力控制，GZ压气站以4 500万m3最大外输能力控制。模拟结果见表 4。

由模拟结果可知，在市场气量（6 744万m3）及资源抵达NC分输站剩余气量为1 478万m3时，3个LNG资源供应总量为6 042万m3，在保证SZ-LNG以3 000万m3外输、YD-LNG以最大外输压力9 MPa运行时，模拟得到此时YD-LNG外输气量最大为1 500万m3，同时BH-LNG外输气量为1 542万m3。此时YD-LNG由于按照气化外输能力1 800万m3模拟时压力超过了最高外输压力9 MPa的限制，所以控制参数为以最高9 MPa外输压力控制。

同理，在保证3个LNG接收站外输总量不变的前提下，考虑提高BH-LNG的外输气量，降低YD-LNG的量，对于各LNG接收站、管道气资源的详细控制方式为：SZ-LNG以3 000万m3外输量控制，BH-LNG以最高9 MPa外输压力控制，YD-LNG以1 000万m3控制，ZM管道首站进气以7 MPa压力控制，ZG管道气以980万m3控制，GG压气站以8.19 MPa出站压力控制。GZ压气站以4 500万m3最大外输能力控制，模拟结果见表 5。

由表 5可以看出，在保证3个LNG资源总量为6 042万m3不变的情况下，SZ-LNG以3 000万m3外输，BH-LNG以最高9 MPa外输压力控制时，模拟匹配得到BH-LNG外输气量最高为2 042万m3，YD-LNG外输气量为1 000万m3。此时BH-LNG由于按照气化外输能力3 000万m3模拟时，压力超过了最高外输压力9 MPa的限制，所以控制参数为以最高9 MPa外输压力控制。

其他流量阶梯下各资源和站点气量匹配方案模拟过程不再赘述。3个流量阶梯下模拟结果见表 6。

当市场消费气量一定时，随着NC分输站气量边界递减，在保证管道气总资源供应在一定范围内时，LNG资源应相应配合气化气量降低。在保证YD-LNG外输气量达到最大的情况下，BH-LNG主要承担了外输气量的降低，由于受到YD-LNG外输压力9 MPa的限制，此时YD-LNG供应气量最大只能保证1 500万m3外输。而在保证BH-LNG外输气量达到最大的情况下，YD-LNG则主要承担了外输气量的降低，同样受到BH-LNG外输压力的限制，此时BH-LNG外输气量最大只能达到2 056万m3。

2.2" 站间气量分配方案经济比选

为了便于LNG接收站管理公司的调度决策，分别计算了不同气量分配方案下的管输费和能耗费，从而对方案进行经济性比选。其中，管输费可利用模拟得到的各管段气量、周转量、管输费率等参数直接计算得到。同时，由于BH-LNG到GZ压气站这段外输路径还包含有GZ压气站，会产生相应的能耗，根据模拟可以得到不同方案下对应的能耗，在已知单位电价的情况下便可计算不同方案下GZ压气站产生的日能耗费用。为了便于计算，这里将管输费率统一以每千米0.136元/（104 m3）计算，单位电价以0.8元/（kW·h）进行计算。

计算得到的不同方案下对应的管输费、能耗费以及总费用如表7所示。

由不同方案经济性计算结果可知，无论是从管输费、能耗费或是总费用角度，均为侧重YD-LNG进行外输气量优先分配的经济性最佳，故在进行LNG总资源分配时推荐优先保证YD-LNG外输气量最大。

3" LNG供气能力提升研究

在保证管道气资源供应的前提下，LNG作为可控的后备资源，LNG接收站管理公司可在内部协调各LNG接收站的气量分配。根据经济性比选结果，尽量保证YD-LNG站最大气化外输可以实现公司整体经济性最优。由于YD-LNG外输管道及XSX-D-MY干线管道总长约500 km、管径较小（YD-LNG外输管道直径914 mm，XSX-D-MY干线直径813 mm），光管运行使得该段压降较大。受到XEX-D-GS线上GZ压气站最低进气压力（5.95 MPa）限制，YD-LNG外输气量在最高外输压力（9 MPa）达到控制上限的情况下无法继续提升。根据模拟结果，YD-LNG的外输气量最高为1 500万m3，无法满足最大程度地发挥YD-LNG外输能力（1 800万m3）的要求。为了使YD-LNG尽可能最大限度地发挥其气化外输能力，从压气站增设和管线增设2个角度开展优化研究。

3.1" 压气站增设

限制YD-LNG气化外输能力的主要因素是其外输路径较长、管径小，考虑将压气站增设在管道沿线以增强管道的输气能力，压气站增设位置共有3个可选方案，分别是：①CZ分输站与JY分输站之间，②JY分输站与HY分输站之间，③HY分输站与GZ压气站之间。新压气站控制方式为最小进口压力，具体设置为最小进口压力7 MPa。

经过实际模拟分析验证，新的压气站增设在JY分输站与HY分输站之间，对于YD-LNG气量瓶颈的消除效果、节能经济效益最为明显，设置1台压缩机机组即可。压缩机额定功率16 MW，额定转速4 800" r/min，最小进站压力保持在7 MPa。此时YD-LNG外输量可达到1 800万m3，模拟结果见图 3。

建议在JY分输站与HY分输站之间增设压气站，增强XSX-D-MY干线管道输气能力，有效解决YD-LNG运能瓶颈。

3.2" 管线增设

结合未来管线建设规划，在XEX-D-GS干线始端建设复线，如图4所示。图4以GS复线命名，铺设复线的各项参数为：管外径1 016 mm，管线长度76 km。

在建设复线后，YD-LNG外输气量已达到1 800×104 m3，且压力未超9MPa，符合要求。

4" 结" 论

在“全国一张网”运营的新形势下，本文针对某LNG资源聚集区域建立LNG接收站与管网仿真模型，对LNG接收站与天然气管网互联互通后管道气以及LNG资源入网的冬供期供气方案进行模拟。同时从经济性角度分析了LNG接收站间气

量分配方案，并提出了LNG资源入网供气能力提升的优化手段，形成了LNG接收站与其配套管线的协同运行优化机制，实现LNG接收站与天然气管网一体化高效运行，得到如下结论：

（1）所建立的LNG接收站与管网协同运行仿真模型内共有110个分输点，供气端包括2个管道气资源以及3个LNG接收站资源，364条管线。针对模型北边界NC分输站设置了3个流量阶梯，并在各流量阶梯下模拟了LNG资源。模拟结果表明，在接收站与管网进行气量和压力匹配时，受到压力的限制，YD-LNG接收站外输气量最大为1 500万m3，BH-LNG外输气量最大为2 056万m3。所形成的6个供气方案可为冬供期资源调度提供参考依据。

（2）在保证管道气资源供应的前提下，LNG作为后备资源，从管输费、能耗费以及总费用等角度计算了2种LNG接收站间气量分配方案的经济性，计算结果表明，优先保证YD-LNG接收站外输气量最大的供气方案经济性最优。研究方法对LNG资源进行站间气量分配时进行经济比选具有一定指导意义。

（3）结合气量匹配方案以及经济性比较结果，分析了限制YD-LNG接收站气化能力释放的瓶颈问题，即YD-LNG外输管道及与管网连通的XSX-D-MY干线管道较长、管径小、沿线分输量小。从增设压气站和增设复线2个角度模拟了提升YD-LNG气化能力的优化手段，以此可提升管网整体运行压力和输送能力，充分释放YD-LNG气化能力，形成了LNG接收站与天然气管网的协同运行优化机制。

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第一卓海森，工程师，生于1982年，2009年毕业于中国石油大学（华东）机械设计制造及其自动化专业，现从事LNG接收站运维管理工作。地址：（300450）天津市滨海新区。电话：（022）66708628，email： zhuohs@pipechina.com.cn。

通信作者：左丽丽，教授。email： zuolili@cup.edu.cn。

2024-05-30" 修改稿收到日期：2024-08-24

王刚庆