天然气管道合理管存方法的应用.pdf

第 28 卷第 9 期 油 气 储 运经营管理天然气管道合理管存方法的应用刘 振 方* 唐 善 华 魏 凯 赵 小 川(中国石油北京油气调控中心)刘振方 唐善华等: 天然气管道合理管存方法的应用, 油气储运, 2009, 28( 9) 69~ 72摘 要 介绍了天然气管道管存合理控制的重要性、 重要影响因素和确定方法, 对比分析了通过模拟软件和管存计算系统两种方法计算管存的优缺点结合国外长输管道合理管存方法的应用经验, 以西气东输管道为例, 进行了合理管存计算和分析主题词 天然气管道 合理管存 模拟软件 管存计算系统 应用近年来, 多批区域性大型天然气长输管道相继建成投产, 在带动天然气工业发展的同时, 也给经营管理带来了极大挑战为统一监控油气管道的调运业务, 加强运行管理, 2007年 3 月, 中国石油成立了 北京油气调控中心, 并推广应用了管道生产系统( Pipeline Production System, PPS) 管存是指管道中实际储存的天然气体积量, 即 管道储气的气体数量, 是反映管道运行时的压力、 温度、 季节、 运行配置以及运行效率的综合指标, 是控制管道进出气体平衡的一个重要指标。

国外天然气管道公司十分重视管存管理, 将其作为一项重要的 日常运行管理内容在国内, 管道管存主要用于运行输差分析, 但日常运行中并未应用北京油气调控中心为优化管道运行管理, 引入了管存控制理念一、 合理管存控制的重要性1、 管道安全运行的保证 安全平稳向用户供气是管道生产运行最重要的任务, 合理管存可保证管道在允许操作压力范围内运行, 充分满足分输/ 转供点的峰谷值变化需求, 还 可保证管道具有较高的应急储备能力, 随时应对各种紧急状况2、 有利于提高经济效益天然气管道压气站较多, 从保证管道整体经济 运行的角度出发, 要求运行压力合理确定不同运行配置下的合理管存, 有利于压气站的稳定性和管道运行的经济性3、 日常运行控制的综合指标天然气管道具有距离长、 压气站和分输站多的特点, 需要一个综合指标作为上游气源进气、 下游销气、 地库采注气以及管网内转供量的控制依据确 定了管道系统的合理管存, 根据进、 销气计划, 通过调整地库注/ 采气或管道系统间转供量, 即可达到系统平衡二、 管存的计算方法1、 管存的影响因素标准状态下管存压力为 101. 325 kPa, 温度为20 e 。

根据实际气体状态方程 p V= ZRT 可推导出 管存理论计算公式:LP= V @p psc@Tsc T@Zsc Z(1)式中 LP ))) 管存, m3;V ))) 管容, m3;p ))) 管段实际平均压力, MPa;T ))) 管段实际平均温度, e ;Z ))) 实际气体压缩因子;psc))) 标准状态下的压力, MPa;Tsc))) 标准状态下的温度, e ;Zsc))) 理想气体压缩因子管存与管容(与管道长度、 内径等有关) 、 压力、温度及压缩因子参数有关理论上, 压缩因子参数 与气体组分、 压力及温度有关, 压力、 温度参数与管道输量、 压气站配置、 压气站出站温度及管道地温等* 100007, 北京市东城区东直门北大街 9 号; : ( 010) 5998389369#因素有关实践证明, 如果天然气管道气源组分稳 定不变, 影响管存量主要有以下三个因素 1) 环境温度 管道与周围土壤之间进行热交换, 其环境温度对管道的输送温度产生影响, 进而影响管存管道的环境温度主要指地温和气温, 随季 节的变化而改变地温除受土壤性质影响外, 也受气温影响研究表明, 当土壤温度与环境温度变化一致, 不同季节/ 月份的大气温度差异较大时, 地温相应变化幅度也较大。

( 2) 管道输送量 管道输送配置是指输量和对应的运行压气站数量的配置当压气站配置方式不变时, 管道系统输送量不同, 管道压力将变化, 管存量也将有所不同 3) 管道运行配置方式 压气站出站压力、 温度 以及管道末端压力的控制对管存的量有影响若管道系统拥有多座压气站和压缩机组, 在特定输量条件下, 管道的运行配置方式可能有多种不同方式配置方式不同, 其水力坡降状况不同, 管存量也有所 不同2、 管存量的计算方法管存量计算方法主要有两种, 一种是通过模拟软件测算, 另一种是通过管存计算系统计算两种 方法均采用式( 1) , 逐段计算每一段的管存量后累计得出系统的总管存量 1) 模拟软件计算 国内外广泛通用的商业化模拟软件主要是英国 Pipeline Studio 和美国 SPS软件本研究管存模拟计算采用 Pipeline Studio For Gas 3. 0 版TGNET 软件是在国际上被广泛认同的长输管道水力、 热力计算软件, 由英国 ESI公司开发自上世纪 90 年代引入中国后, 被用于多条大中型长输管道的工程设计和工艺计算 水力计算公式112如下:qv= 1 051p21- p22(1+ a$h) d5K Z$TmL1+a 2LEni = 1( hi+ hi- 1) Li0. 5( 2)a= 0. 0683( v/ ZT )式中 qv))) 标准状态下的气体流量, m3/ d;p1))) 计算管段的起点压力, MPa;p2))) 计算管段的终点压力, MPa;d ))) 管道内径, cm;Z ))) 气体压缩系数;v ))) 气体的相对密度;Tm))) 气体的平均温度, K;L )) ) 计算管段总长度, km;a )) ) 系数, m- 1;vh )) ) 管道终点和起点的标高差, m;n )) ) 管道沿线高差变化所划分的计算段 数;hi、 hi- 1)) ) 各分管段终点和起点的标高, m;Li)) ) 各分管段长度, km;K)) ) 水力摩阻系数。

水力摩阻系数采用 Colebrook 公式计算:1 K= - 2. 01 logk 3. 71 d+2. 51 Re K(3)式中 k ) )) 管内壁绝对粗糙度, m;d ) )) 管径, m;Re ) )) 雷诺数压缩因子采用 BWRS 公式计算:Z = 1+B0-A0 RT-C0 RT3+D0 RT4+E0 RT5Q+b-a RT-d RT2Q2+a RTa+d TQ5+cQ2RT3(1+ C Q2)exp(- C Q2)(4)热力计算公式112为:tx= t0+ (t1- t0)exp(- ax)-J $px ax[ 1- exp( - ax)](5)a=225. 256@ 106K D qv$cp式中 tx)) ) 管道沿线任意点的气体温度, e ;t0)) ) 管道埋深处的土壤温度, e ;t1)) ) 计算管段起点的气体温度, e ;x ))) 计算管段起点至沿线任意点的长度,km;J )) ) 焦尔 -汤姆逊效应系数, e / MPa;vpx)) ) X 长度管段的压降, MPa;K )) ) 气体到土壤的总传热系数,W/ ( m2# e ) ;cp)) ) 气体的定压比热, J/ ( kg # e ) 。

2) 管存计算系统 北京油气调控中心应用PPS 系统每天定时计算天然气管道的管存量管存量计算的数据来自 SCADA 系统整点采集的管道压 力、 温度和相对密度通过 PPS 系统内部算法程序计算管道的分段管存, 再累加得出管道系统总管存压缩因子的计算采用 DPR( Dranchuk - Purvis - Robinson) 方程求解, 通过迭代法进行计算:#70#油 气 储 运 2009 年 Z1= 1+0. 315 06-1. 046 7 Tr-0. 578 3 T3r@ ppr+0. 535 3-0. 612 3 Tr@ pp2 r+0. 681 5@ pp2r T3rpc= 4. 855- 0. 363 STc= 93+ 176 Sppj=2 3p1+p22 p1+ p2( 6)pr= ppj/ pcTr= Tpj/ Tcppr= (0. 27 pr)/ (Z0Tr) 式中 pc) )) 临界压力;Tc) )) 临界温度;ppj) )) 平均压力;S ) )) 相对密度 模拟软件和管存计算系统各有优缺点, 两种方法的对比结果见表 1表 1 模拟软件和管存计算系统的优缺点比较计算方法优点缺点模拟软件 压缩因子计算 更精确模拟的压力 和 温度 与实际采集 的 数据略有偏差管存 计算系统压力、 温度源自 管道实际采集数据, 结果相对准确压缩因子计 算 结果不够精确三、 合理管存的确定1、 管存控制分区对于管存与输量之间的关系, 国外开展了大量 的研究。

研究认为, 管存过小, 有可能无法满足输送要求; 管存 过大, 存在 超过最 大允许 工作压 力( MAOP) 的风险加拿大 ENBRIDGE 公司将管存 分为安全管存区、 允许操作管存区和目标管存区( 见图 1) , 实际管存不能在最大和最小安全管存区之外随着管道输气量的增加, 管存可波动的范围逐渐减小, 即越接近最大输气能力, 可以满足需求的回 旋余地越小结合我国实际情况, 为确定合理的天然气管道管存控制范围, 将管存控制分为高/ 低安全管存区、高/ 低允许运行管存区和高/ 低目标管存区, 管存控 制区范围可根据实际情况经常调整2、 与销售经济利益挂钩将管存变动与销售经济利益挂钩是国外公司普 遍采用的做法如果用户不按照原约定量接气, 而是将一定气量存入输送管道内择时使用, 若此时管 存超出目标管存区, 用户需另外支取费用; 若管存高出允许操作管存, 用户将需支付更高的费用反之,如果用户接气量超过约定量, 造成管道公司管存降 低, 用户也需增加费用支出图 1 加拿大 ENBRIGE 公司管存与输量关系曲线3、 遵守管道运行原则依据中国石油企业标准 Q/ SY 202) 20075天 然气管道运行与控制原则6, 管道运行应符合安全性、 可靠性和高效性的原则, 优先顺序是安全性排在第一位, 可靠性次之, 高效性第三。

1) 安全性原则 为保证管道和站场可持续安 全运行, 管道压力应在最高和最低允许操作压力范围内只有不超压, 运行设备才不会出现故障损坏问题 ( 2) 可靠性原则 管道和站场应能够持续并足量完成指定的输送和销售计划, 且发生异常工况风险低, 管道调峰和自救能力较强 ( 3) 高效性原则 促使压缩机运行工况最优, 即工况点处在特性曲线中高效区内, 此时生产能耗成本低根据上述原则, 目标管存应满足安全性、 可靠性 和高效性三个原则, 高管存和低管存应满足安全性和可靠性原则, 最高和最低管存应满足安全性原则四、 合理管存方法的应用西气东输管道、 陕京线及忠武线相互连接成大管网系统, 管道结构十分复杂, 管理难度非常高西气东输干线管存可分为东西两段来计算, 西段为新 疆轮南至陕西靖边段, 中间无分输与转供, 压气站运行配置方式成为影响管存的重要因素东段为靖边至白鹤段, 该段与陕京线和忠武线联通, 除压气站运 行配置外, 分输/ 转供量也是影响管存的因素71#第 28 卷第 9 期 刘振方等: 天然气管道合理管存方法的应用 根据管道设计要求并结合运行实际, 通过模拟 计算确定最大/ 最小安全管存和目标管存。

最大管存按压气站最大出站压力 9. 85 MPa 来计算, 最小管存按压气站最小进站压力 6. 0 MPa 来计算, 目标 管存按压缩机运行工况点最优来确定压气站出站温度计算的约束条件取为不高于 50 e , 压缩机转速在允许的运行范围内, GE 型机组允许转速范围为3 965~ 6 100 r/ min, RR 型机组允许转速范围为 3 120~ 4 800 r/ min, 管道 分输 量的 分配 以实 际为准1、 西气东输西段管存的计算 西气东输管道西段共有 16 座压气站, 各站均配置 2 台离心式。