基于管網運行優化的浙江管網增輸能力研究

劉承松 章藝 盧建明 李玉星 韓士英 王武昌

1浙江浙能天然氣運行有限公司

2山東省油氣儲運安全重點實驗室

“藍天保衛戰”、“煤改氣”對提升我國天然氣保供能力提出了更高要求[1]。與此同時，我國已經邁出了天然氣市場化改革的關鍵一步[2]，將構建多元化油氣供應體系[3]。浙江省已經基本形成“多氣源管網供應”格局，全面啟動2020年實現天然氣“縣縣通”工程項目[4]。隨著今后浙江引入舟山LNG[5]、新疆煤質氣，位于浙江舟山群島新區海洋產業集聚區的新奧（舟山）LNG（液化天然氣）項目配套碼頭工程啟用[6]。

天然氣管網規模不斷增大以及運行條件日益復雜[7]，有必要研究管網現運行能力及最大輸送能力是否能夠滿足市場供氣需求，明確管網的增輸能力來優化多氣源之間的調度以及管網代輸。

1 管網運行現狀分析

浙江省已擁有杭湖線、杭嘉線、杭甬線、金麗溫線、甬臺溫線五大干線貫穿全省，同時在衢州片區還有常山支線、江山支線和龍游支線三大支線，以下簡稱“五大干線”及“三大支線”。擁有“西一氣”、“東海氣”、“川氣”、“西二氣”、“寧波LNG”、“麗水36-1”六大氣源，“多氣源一環網”格局初顯雛形[8]。截至2018年，浙江全省供氣用戶為86家，年輸氣總量達110×108m3。

2018年浙江省省級天然氣管網氣源由西一氣、西二氣、東氣、川氣、寧波LNG、麗水36-1等六大氣源構成，氣源位置如圖1所示。

圖1 浙江省管網氣源供應圖Fig.1 Location map of gas sources in Zhejiang network

省級管網供氣用戶主要包括城市用戶、電廠用戶及代輸天然氣，2018年城市用戶用氣總量約74×108m3，占總量的67.9%；電廠用戶用氣總量約33×108m3，占總量的30.3%；另外代輸天然氣2×108m3，占總量的1.8%。

結合浙江管網的運行負荷特點，本文分別從冬、夏季來分析管網運行情況。

1.1 夏季管網運行情況

1.1.1 氣源、用戶分配

夏季管網運行從川氣（湖州）、川氣（秀洲）、寧波LNG、西二氣（諸暨）、西二氣（衢州）、西二氣（金華）、西二氣（蕭聯）及西二氣（長興）等進行天然氣下載，下載總量為146.6×104m3/h，下載壓力在3.58～6 MPa，其中寧波LNG作為主要下載氣源，下載壓力為6 MPa，其他各用戶壓力在3.54～5.37 MPa范圍內，均未超過管道設計壓力。

1.1.2 干線管網輸送負荷率

管網分為杭湖（長興-杭州）干線、杭甬（杭州-寧波）干線、寧波LNG配套管線、甬臺溫（寧波-樂清）干線、金麗溫（溫州-金華）干線。部分干線管道負荷率如圖2、圖3所示。從圖中可以看出，管網不同位置的負荷率差別非常大，發現杭甬干線中下游管道滿負荷甚至超負荷運行，甬臺溫干線負荷率較低，而金麗溫干線管道負荷率則非常低。

圖2 夏季杭甬干線管道負荷率Fig.2 Hangyong trunk pipeline load rate in summer

圖3 夏季金麗溫干線管道負荷率Fig.3 Jinliwen trunk pipeline load rate in summer

1.2 冬季管網運行情況

1.2.1 氣源、用戶分配情況

冬季管網運行從川氣（湖州）、川氣（秀洲）、寧波LNG、西二氣（諸暨）、西二氣（衢州）、西二氣（蕭聯）及西二氣（長興）等進行天然氣下載，下載總量為168.6×104m3/h，下載壓力在3.58～5.8 MPa，其中寧波LNG作為主要下載氣源，下載壓力為6 MPa，其他各用戶壓力在3.48～5.66 MPa范圍內，均未超過管道設計壓力。

1.2.2 干線管網輸送負荷率

各干線管道負荷率如圖4、圖5所示。計算發現杭湖干線管道、杭甬干線中下游管道滿負荷運行，甬臺溫干線負荷率較低，而金麗溫干線等管道負荷率則偏低。

通過冬夏季管網運行模擬可以發現，杭湖干線的管道以及杭甬干線中下游管道超負荷運行，湖州、杭州、紹興、寧波等城市用氣量大，為使管網安全運行，需要結合管網的供氣及用戶分布進行整體優化以滿足當前管道壓力及用戶用氣量需求。

圖4 冬季杭甬干線管道負荷率Fig.4 Hangyong trunk pipeline load rate in Winter

圖5 冬季金麗溫干線管道負荷率Fig.5 Jinliwen trunk pipeline load rate in winter

2 增輸能力分析

管網最大輸送能力取決于現有氣源資源量、管道設計壓力、用戶壓力要求三方限制[9]，本文將從上述三個方面進行整體組合優化，從而提高管網的輸送能力。

氣源優化方面，結合川氣和西二氣有多個下載點的情況，氣源分配基于以下原則：①對于同一氣源的不同下載點根據管網需要進行調整；②對于不同氣源的下載量根據其最大下載能力進行調整；③各個氣源的供氣區域根據管網運行負荷進行重新調整。

管道運行壓力優化方面：①充分利用各個管道的承壓能力[10]，浙江省管道設計壓力為6.3 MPa，除了LNG配套管道設計壓力為7 MPa，安吉—南潯支線管道設計壓力為4.0 MPa；②對管道流向和管網的整體流向進行重新分配。

用戶用氣方面：結合各個用戶的需求范圍進行用氣調整；結合各個氣源組分分析，目前各氣源混合氣可以滿足發電用戶和城市用戶的氣質要求。

基于上述原則，在綜合管網沿線用氣分流的情況下計算管網最大輸送能力。最大輸送能力與現管網運行能力之差即為管網增輸能力。大量的計算分析表明，浙江管網運行的最大輸氣能力為180×108m3/a，較之當前的輸送能力可增輸70×108m3/a。

2.1 氣源分配

優化調整后的氣源分配情況見表1。

表1 管網氣源下載量Tab.1 Gas Source download quantity of pipeline network

2.2 管網負荷分析

通過計算，管網最高壓力點在中宅站，壓力為5.7 MPa，未超過管網設計壓力（該段管道設計壓力為10 MPa）。所有用戶運行壓力均高于交接壓力，安吉—南潯支線最小運行壓力裕量為0.02 MPa，干線最小運行壓力為1.1 MPa。其中杭甬干線中下游管道滿負荷運行情況如圖6所示。金麗溫干線管道負荷情況如圖7所示。

圖6 杭甬干線中下游管道負荷率Fig.6 Hangyong trunk pipeline load rate in the middle and lower reaches

圖7 金麗溫干線管道負荷率Fig.7 Jinliwen trunk pipeline load rate

3 結論

（1）基于管網運行分析，提出了從氣源資源量、管道設計壓力、用戶壓力要求三個方面進行整體優化組合、優化管網運行的方法。

（2）通過對浙江管網夏季、冬季運行現狀的分析，得到了管網負荷率分布，管網負荷率非常不均衡，部分管道如杭湖、杭甬干線部分管道滿負荷運行，而甬臺溫、金麗溫等干線管道則負荷率偏低。

（3）結合整體優化方法，在管網沿線用戶分配供氣限制條件下，進行浙江管網運行能力的模擬計算，結果表明管網最大輸送能力為180×108m3/a，管網的增輸能力為70×108m3/a。