多气源管道混输工况用户端气质变化模拟

冯 亮

(中海石油气电集团有限责任公司，北京100028)

1 概述

当前，天然气管网已经形成常规和非常规国产气、陆上进口管道气、海上进口LNG等多气源互济，“西气东输、海气登陆、北气南下、就近供应”的供气格局[1]。多气源、多用户、多分支的复杂管网已经形成，管道运行公司在生产运营过程中经常面对气源气质波动较大的情况[2]，同时其下游用户特别是电厂用户，对于气源气质波动幅度的接受能力有限，两者间矛盾日益突出[3-4]。为此，运行公司需要实时监测用户端气质的波动情况并对气源供气量或者气质变化时用户端的气质波动情况作出准确预测，防止因气质变化幅度过大造成下游用户跳机或者出现其他燃烧问题[5]，而采用专业水力计算软件研究多气源、多分支的复杂管网组分波动并由此指导管道运行公司进行气质调整的研究成果极为少见。因此，研究采用SPS软件计算模拟多气源、多用户、多分支管道由于气源气质变化导致的沿线组成波动情况，在气源气质发生波动的情况下及时预测下游用户端的气质波动情况。

2 多气源、多用户管道混输工况动态模拟

① SPS软件建立模型

SPS软件用于天然气管道、热油管道、成品油顺序输送、输水管道等模拟计算。该软件为业界公认的一款水力、热力、批次输送等方面的专业软件[6]。采用该软件对中海石油气电集团有限责任公司下属某管道项目公司某典型多气源、多用户、多分支的管道进行建模, 多气源、多用户管道模型见图1。

图1 多气源、多用户管道模型

该公司管道接入的气源有3种，分别为海气气源1、海气气源2和LNG气源，邻近管道有多个电厂用户。定义运行参数，输入用户计划用气量以及气源供气量计划配比。管道下游电厂用户多为调峰型电厂，日用气量波动范围大；海气气源供气量相对稳定，LNG气源可发挥灵活调峰的作用[7]，同时各气源和管道共同承担下游用户的小时调峰。

对于多气源、多分支的复杂管道，下游用户用气量时刻处于变化过程中，由于混气点上游管道自身的储气调峰作用，在混气点流入的各气源气量必须通过动态计算才能确定，因此不能简单地根据不同气源的供气量比例计算出下游用户的气质变化情况。

② SPS软件组分跟踪模型设置

采用SPS软件进行多气源混输模拟，需要启用组分跟踪模型并设置各气源的组分[8]。SPS运行还需要对intran文件进行设置，通过在intran文件中进行定义和脚本语言编程，可以方便地实现任一位置和任一时刻的组分物性计算及跟踪。对于管道中流动的天然气，描述组分跟踪的控制方程主要包含组分方程、连续性方程及动量守恒方程。依据SPS的说明文件，组分方程为：

(1)

式中qm——质量流量，kg/s

wi——组分i的质量分数

l——管道轴向长度，m

A——管道截面积，m2

ρ——气体密度，kg/m3

t——流动时间，s

③ 已知条件

a. 3种气源的气质

3种气源的气质见表1。本文涉及的燃气体积均为温度为15 ℃，压力为101.325 kPa的标准状态下的体积。

b. 典型电厂机组对气质的要求

典型电厂机组对气质的要求见表2。

c.气源供气量24 h的变化情况

海气气源供应量相对稳定，LNG气源便于调峰，气源供气量24 h的变化见图2。

根据上述气源供气量计算各主要电厂用户用气气质的各参数波动范围。

表1 3种气源的气质

表2 电厂机组对气质的要求

图2 气源供气量24 h的变化

3 计算结果

给出下游管道末端电厂用户典型用气工况下48 h内用气气质甲烷体积分数和低热值华白数的周期性变化。管道末端电厂用气气质低热值华白数变化见图3，用气气质甲烷体积分数变化见图4。

由图3、4分析数据可知，管道末端电厂用户甲烷体积分数波动范围为90.34%～93.46%，低热值华白数的波动范围为44.71～44.76 MJ/m3，均处于电厂机组可接受范围内，无需进行气质调整。

因此，对于管道目前气源供气和下游用气的典型用气计划，仅靠气源自身混气即可满足下游电厂用户机组对气质的要求，无需做额外气质调整。

图3 管道末端电厂用气气质低热值华白数变化

图4 管道末端电厂用气气质甲烷体积分数变化

4 结语

利用SPS软件可在多气源、多用户管道项目中进行动态工况计算，采用软件的水力模拟功能可有效计算不同气质气源的混输对下游用户的影响。在气源发生变化的情况下，根据气质组成、华白数以及热值等参数指导实际生产，有效预测用户端气质的变化，从而为管道公司是否需要采取特殊的调质处理措施提供理论依据，有效降低运营成本。