多气源混输条件下天然气互换性问题分析——以浙江省天然气管网系统为例

浙江省天然气市场已进入高速发展阶段,"十二五"期间将逐步形成六大气源混输供应体系。气源多元化提高了天然气供应系统的安全性,但天然气产地及生产工艺不同,不同气源特别是管输天然气和液化天然气的组分及气质特性存在着较大差异,不同气源进入主干管网时必须考虑互换性。采用华白数法、美国燃气协会(A.G.A)法对浙江省现有五大气源天然气的互换性进行了分析。借鉴国外解决多气源互换性问题的相关做法,提出了浙江省多气源混输格局下管网供气的解决方案。     

多气源供应格局下的管网供气方案

出于提高天然气气源供应稳定性和降低采购成本的考虑，城市燃气企业通常会同时选取多种气源供应同一管网，构成管输天然气、液化天然气等气源多元化供应格局。由于天然气产地及生产工艺的原因，各气源间组分与燃烧特性参数常常存在差异，应对用户燃气用具类别进行合理确定并寻求供气的合理解决方案。各气源热值不同，直接导致管网内燃具热负荷频繁变化、用户间费用支出不公平等现象，应采取科学、经济的措施，使气源热值相对统一、燃烧特性符合要求。针对多气源供应格局下管网燃具使用存在的问题，提出了增热（值）、降热（值）、管网隔离及多气源调配等管网供气解决方案。     

山西省燃气电厂气源调度运行策略研究

燃气电厂作为山西省天然气(煤层气)用气结构中最大的用户,其对天然气成分的要求直接影响山西省燃气管网的调度安排。从已运行的燃气电厂调研分析来看,目前已经存在热值不稳定等问题,给燃气电厂的安全运行带来了隐患。结合山西省燃气电厂用气实际情况,对多种燃气混输模式进行分析和计算,得出燃气电厂气源混输可采用陕京线气源单独供气、陕京线气源与煤层气混合供气和煤层气单独供气这三种供气模式,并计算出了各模式所需的掺混比例,为燃气企业气源调度提供借鉴。     

中东地区某国天然气管网去瓶颈分析

中东国家天然气管网具有气源多、运行压力低、管径大、输量高,以及覆盖面广的特点,水力系统分析面临多用户、多边界条件,气体流向复杂,难以准确查找管网瓶颈点的难题。对管网进行基本工况分析,认为提高气源压力、改变管网气流流向有助于减少瓶颈;对管网进行瓶颈工况分析,发现分输用户采用流量和最低需求压力设定模式能准确地查找管网瓶颈。与压缩机采用出口压力控制相比,压缩机采用控制流量模式有助于控制管网中天然气输量和流向,快速平衡管网气量和压力。去瓶颈工况分析表明,采用新建管道、修建原有管道副管以及增设压气站方法对提高管网输量效果明显,推荐首站增大输压作为管网去瓶颈首选方案。     

东莞新奥LNG储配站的运行实践

根据广东省LNG项目实施计划，东莞市将在今年接用省长输天然气，为启动东莞市城市燃气管网建设，培育管道天然气市场，在省天然气进入东莞市时，实现与上游天然气的顺利接轨，东莞新奥燃气有限公司在2003年决定通过建设LNG卫星站作为过渡气源。     

基于信息熵的燃气输配管网系统可靠性分析

环状燃气管网具有多条流通路径，路径流量分配的不确定性与可靠性密切相关，而信息熵作为量度不确定性的手段，可间接定量地反映系统的可靠性。为此，基于信息熵理论及最大熵原理提出了路径熵的概念，并以此来定量量度燃气管网中气体从气源至节点流动过程中对路径选择的不确定性。此外，通过定义路径流量比来构建路径熵的概率空间，从而建立了路径熵的计算模型，并提出利用序贯方法、采用分层排序的思想求解模型。最后求解了一个算例中燃气管网的各节点路径熵。结果表明，路径熵间接反映了管网系统的流动阻力特性；路径熵值越大的节点水力性能越好，其上游任一流通路径发生事故时该节点流量损失期望值越小，可靠性越大。     

基于有限体积法的城市燃气管网运行分析

在大力发展燃气用户的同时,要确保燃气输配管网运行的可靠性,就需要对燃气输配管网进行工程计算。目前对燃气管网工程计算的研究多集中在天然气长输管线,而与之相比,城市燃气管网结构更复杂、计算数据量更庞大。为此,建立了采用有限体积法对管网模拟方程组进行求解的燃气管网分析系统,并据此对某次高压管线进行了动态工程计算,各站点压力的计算结果与实际监控信息平均相对误差为0.02%～4.13%（与采用美国SPS软件验证计算结果基本一致）;采用燃气管网分析系统还对某城市中压管网进行了稳态工程计算,得到管网压力最低点及“瓶颈”管段,这将有助于管网改造与运行方案的制订;同时结合运营经验、监控信息对计算结果进行了综合分析。结论认为：①如果对城市燃气输配管网进行动态模拟,必须研究各燃气用户的用气规律,找出不同工况下燃气用户的小时流量估算方法;②监控点信息值选取城市全年最大小时流量发生日对应的时段值,并结合日常运营工作的经验判断计算结果的合理性。     

基于运行仿真的多气源环状管网能量计量方法研究

目的 天然气能量计量的对象是其完全燃烧后产生的总热量,通常采用体积计量值与体积发热量相乘的方法确定天然气的能量值,而体积发热量取决于天然气的组成,即天然气中各组分的摩尔分数。多气源管网中天然气的组成通常随空间位置和时间变化,故管网的每个计量站都需要确定不同时刻输入或输出本站的天然气的体积发热量。国内长输管道的A级计量站均配置了在线气相色谱仪,可以分析天然气发热量,B级和C级计量站可使用仿真方法为天然气发热量赋值,从而降低配置气相色谱仪的投资与运行维护费用。方法 依据面向能量计量的管网仿真理论基础,针对某多气源环状管网,分别使用TGNET和SPS仿真软件建立了具有天然气组分跟踪与发热量计算功能的运行仿真模型。为提高仿真结果准确性,基于历史运行数据校准了仿真模型的管段输气效率这一关键参数。结果 分别应用TGNET和SPS模型对该管网持续48 h的历史运行过程进行了动态仿真,TGNET模型的发热量仿真结果与历史记录值的偏差在0.3%以内。结论 基于运行仿真的多气源环状管网能量计量是一种可行的方法,研究成果为国内天然气能量计量的实施和推广提供了一种可操作的方法。     

广东地区LNG调峰对海气供应用户气质波动的影响分析

广东省用气保障主要通过海气登陆及陆上LNG终端气化等措施实现.由于LNG与海气的气质组分相差较大,LNG调峰供气导致的气质波动对电厂用户燃气机组平稳运行影响显著.本文以广东地区4种气源,即海气A、海气B、LNG-A、LNG-B的天然气气质组分、气质华白指数和供气能力为基础,对现有多气源混输方案进行动态仿真模拟,分析LN...     

SPS与TGNET在天然气管网仿真中应用与认识

介绍了天然气管网水力仿真常用的sPs和TGNET软件,分别应用两种软件对某多气源天然气管网进行了动静态仿真,仿真结果表明TGNFT和SPS的计算结果相近;TGNET在静态模拟时模型的建立和结果的查看上较方便;SPS的优点在于其动态模拟速度较快,且如果管网越复杂该优势越明显;另一个优点是SPS能实现更多的逻辑控制.建议对于天然气管网一般静态仿真计算采用TGNET,而复杂管网的动态计算推荐采用SPS.     

西气东输一线管道掺氢输送压缩机运行工况适应性分析

目的将氢气掺入天然气管网会改变气体的组成和物性参数,使离心式压缩机运行工况点发生偏移,影响压缩机进出口压力、功率和能耗。为此,需对掺氢输送压缩机的运行工况进行适应性分析。 方法以西气东输一线管道为研究对象,考虑氢气掺入对天然气物性参数的影响,建立了基于相似换算方法的掺氢天然气离心压缩机特性计算模型、掺氢量为0%~20%条件下的掺氢天然气输送管道仿真模型;分析了掺氢前后在同等输量和同等发热量两种状态下,管道沿线压力、温度、离心式压缩机工况点与性能参数的变化规律。 结果对于同等输量工况,在输量为(2 800～4 500)×10⁴ m³/d,掺氢量为0%～20%时,掺氢量每增加5%,典型R-R型压缩机进口压力、出口压力和压头平均增加3.34%、1.60%和0.39%,压缩机自耗气、功率和压比平均减少0.35%、4.11%和1.64%;对于同等发热量工况,在输量为(2 800～3 500)×10⁴ m³/d、掺氢量为0%～20%时,掺氢量每增加5%,典型R-R型压缩机进口压力、出口压力、自耗气和功率平均增加7.31%、5.37%、4.78%和0.84%,压头和压比平均减少0.11%和1.72%。 结论西气东输一线管道压缩机适用于掺氢输送工况。      

运行参数对某湿气集输管网积液的影响研究

在湿气集输管网运行过程中,积液会降低管输效率,加剧管道腐蚀,引起管网节点压力升高。针对某气田集输系统建立管网积液模型,通过单因素控制变量法,研究管网输气量、气体质量含液率、集气站出站温度、集气末站进站压力对管网积液量及积液分布的影响效应,通过正交试验设计研究各运行参数对积液的影响程度。研究结果表明,输气量的降低、气体质量含液率的增加、集气站出站温度的降低和集气末站进站压力的上升,均会引起管网积液量和积液管段数量增加。运行参数对积液量的影响从大到小依次为管网输气量、集气末站进站压力、气体质量含液率、集气站出站温度。输气量对积液量的影响最为显著,这将为积液控制提供指导。     

用于燃气调峰和轻烃回收的管道天然气液化流程

管道天然气的长途输送一般都采用高压管输的方式，高压天然气经各地的调压站降压后才能供应给普通用户使用，调压过程中会有大量的压力能损失。为解决城市燃气用户特有的用气不均匀性问题，介绍了一种利用高压天然气调压过程的压力能膨胀制冷的管道天然气液化流程。应用该流程可以将管道里的一部分天然气液化制成LNG并储存起来，在用气高峰时将储存的LNG再汽化以增加供气量，满足下游用户的需求。这样能够增强燃气企业的“调峰”能力，有利于天然气管网的平稳运行。同时，利用该流程还可以回收天然气中的轻烃资源，为石化工业提供优质的化工原料。     

天然气管道输送混氢天然气的可行性

将氢以一定比例掺入天然气作为家用燃料使用,被认为是减少温室气体排放的途径之一,而利用现有发达的天然气管网输送混氢天然气（HCNG）至终端用户则被视为可行的方法;但由于氢气与天然气在物理化学性质方面存在着差异,HCNG有可能对燃气终端用户以及管道输送工况造成较大的影响。鉴于我国目前尚未出台HCNG作为燃料及其输送的相关标准,为此采用德尔布指数法、韦弗指数法、高沃泊指数与高热值法分别对天然气在不同混氢比下的燃气互换性和燃烧特性进行了评估分析,同时基于HYSYS软件和相似原理建立管道模型,分析了氢气的混入对天然气管道和压缩机运行工况的影响。研究结果表明：①随着混合气体中氢气体积分数的增加,燃具的热负荷下降,燃气的火焰传播速度急剧增大,燃具发生回火的风险增大,并以此确定对于天然气管道供应系统来说混氢天然气的最大混氢体积比不应超过27%;②氢气的混入虽然能提高管道的输气能力,但当管网和压缩机联合运行时其平衡工作点对应的压力和流量都将减小,反而会降低管道的输气能力。结论认为,该成果为天然气管道输送混氢天然气的可行性研究提供了基础数据。     

高压天然气降压过程中冷能的计算方法研究

为了节省天然气输送过程中的管线投资,一般长距离输气管线的天然气输送压力都很高。但高压天然气在进入城市燃气输配管网前,需要进行降压处理,降压过程中的压力损失,实际上是能量损失,这一过程会导致天然气的温度显著下降,产生大量高品质的冷能。通过对采用透平膨胀机进行降压的过程建立数学分析模型,论述了通过膨胀进行降压时高压天然气产生的冷能计算方法,对不同降压梯度的冷能进行了评估。同时,对经透平膨胀机膨胀降压后天然气的温度计算方法也进行了分析和改进,为充分利用天然气降压过程产生的冷能提供了量的基础。     

输气干线单个分输站站址最优化研究

输气干线分输站站址规划设计合理与否，直接影响到分输站至各城市门站之间输气管线总投资和未来管网系统的发展。为此,着重讨论并建立了以分输站站址、各城市门站与分输站之间管道直径、壁厚、分输站压力为设计变量，以各城市门站与分输站之间管道投资最小为目标函数的分输站站址优化数学模型。根据模型特点，采用混合离散变量复合形法与数据库技术相结合来求解分输站站址。以此站址为参考点，结合现场勘察，在参考点附近沿输气干线预选多个分输站站址，并对影响分输站建设和管理的环境因素用多目标模糊评价方法进行综合评价，以评价效果好的站址为最优分输站站址。用算例说明了分输站站址优化结果不仅与工艺参数变化有关，且与分输站所处环境因素有关。提出还应深入研究输气干线中具有多个分输站的站址优化问题。     

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借鉴系统可靠性分类法的理论和方法研究了西气东输工程,进而提出了以下三种解决方案,如能实现,不但可以将西气东输工程中、下游目前的低可靠性系统建成为高可靠性环网管段及高可靠性环网供、用气系统,而且可以节省巨额投资。第一,把主管系统建成为高可靠性环网管段,即西北天然气与四川天然气在上海并联为一个子系统后,该系统就具备了m=2可靠系统的主要条件,这样,一条管线就可以当作两条不同方向传输的管线使用。第二,“三个为零”的节资措施：①用主管沿线的废弃或正在开采的油气田作储调资源,其投资为零;②采取用户零储备;③为提高系统可靠性所必须采用的2项发明专利,目前使用费为零。第三,建成城市用户的高可靠性环网供、用气系统。