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1、1LNGLNG 管道运行压力分析管道运行压力分析张廷廷1 王佳2 王寿喜2（1.中石化榆济管道分公司 2.西安石油大学）摘要摘要：随着天然气输送工艺的多元化，液化天然气（LNG）在国内的发展迅猛增长。合适的运行压力对于 LNG 输气干线的安全、经济生产至关重要1。本文简要介绍了输气干线首站设计压力的确定原则；以广东某 LNG 管道为例，借助 PNS 管网仿真软件，运用动态模拟方法确定管网在给定提气量下的最不利工况点和最低运行压力，从而确定管网的运行压力区间。关键词关键词：广东 LNG；PNS；管网动态仿真；最不利工况点；最低输送压力Operation pressure analysis of
2、LNG pipelineZhangTingting1 WangJia2 WangShouxi2(1.Sinopec Yu Ji branch pipeline2.XiAn shiyou University)Abstract: With diversification of gas transport process, liquefied natural gas (LNG) in the development of domestic growth. The right operation pressure is very important for safety, economic prod
3、uction of LNG trunkline. This paper briefly introduces the gas main head design pressure to determine the principle,Take one of guangdong LNG pipelines as an example, with the aid of PNS network simulation software, using dynamic simulation to analyze network in a given gas lift under the most unfav
4、orable conditions of point and minimum delivery pressure. With the aid of PNS pipeline network simulation, using dynamic simulation method to determine the most unfavorable conditions of point and the lowest operating pressure in a given gas lift under, so as to determine the operation of the system
5、 pressure interval.Key words: Guangdong LNG; PNS; Network dynamic simulation; The most unfavorable point; Minimum delivery pressure21广东 LNG 概况随着天然气输送工艺的多元化，液化天然气（LNG）在国内迅猛发展。特别是随着广东LNG 输气管道工程、浙江 LNG 输气管道工程等一批新项目的筹建，LNG 长输管道工程作为一种新型的管道输送工艺，有其独特性。广东 LNG 项目是广东 DP 液化天然气有限公司的一个重点项目，为缓解我国东南沿海地区能源短缺的现状，199
6、8 年国务院批准进口液化天然气在广东先行试点， 确定了广东 LNG 项目为我国首个引进 LNG 试点项目。1999 年底，项目正式立项。2003 年，广东 LNG 项目的可行性研究报告获国家批准1。LNG 长输干线承担着将气化后的天然气从 LNG 接收站安全输送给用户的任务，同时协调用户用气的断续性和不平衡之间的矛盾。确定不同工况下管网系统的最不利工况点并选择合适的运行压力，对于确保 LNG 长输管道的经济、安全生产至关重要。因此本文以广东 DP LNG输气干线为例，通过管网仿真理论、方法和加拿大 PipePlus Technology Ltd. (PPT)公司的管网仿真软件 PNS 4.0
7、确定示例管网的安全输送压力区间，设计技术上可行、经济上合理的运行方案。2研究理论及方法2.1 输气干线首站压力确定输气干线首站的输送压力时，应充分考虑各下游用户（城市工业、民用和电厂用户等）在用气高峰月、高峰日的极端用气工况。一般采用仿真软件进行系统的动态模拟和水力分析，确定管网系统在某一提气量下的最不利工况点，进而确定用户用气最高峰工况下的最大和最小操作压力，以模拟操作压力为基础，再增加一定的设计余量，即可作为输气干线首站的压力2。2.2 PNS 管网仿真软件本文示例中管道系统动态模拟和水力分析主要采用 PNS(Pipeline Network Simulation)仿真模拟软件进行输气管道
8、的动态模拟。PNS 管网仿真软件根据管网各元件及系统的基本流动关系（质量、动量和能量守恒），建立管网流动模型，进行管网稳态和动态模拟，精确描述管网系统的水力、热力分布和变化趋势，以及各单元及其内部的流动特征及流体性质。该软件适用于任意结构和规模的管网，涵盖多种流体模型，可同时处理管网中气相、液相和多相流动。PNS对管网流动的准确描述为管网的规划、设计、操作、控制和优化提供可靠的依据。 2.3 动态仿真数学模型城市天然气管网系统具有分输点较多的特点，包括用户在内的管网系统运行存在一定的不确定性，如供气状态的变化、终端用户的用气状态的变化等，使得燃气管网系统在非稳态工况3下运行。因此，利用动态仿真
9、模拟的方法分析城市天然气管网，成为非常必要的规划分析手段。天然气在管网系统中的流动，遵从下列数学模型3。连续性方程：(1)+=0AwAtx 动量方程：22 +=-2wwpdzwgtxxdx dg(2) 能量方程：(3)22 =+22QwwwAA ugzwA hgzttx状态方程：(4)=, p T 热力学能方程：(5),uu p T焓方程：(6),hh p T式中：管道横截面流通面积，；气体密度，； 时间，s；A2m3kg mt气体流速，；沿管道长度方向的坐标，m；气体的绝对压力，Pa；gwm sxp重力加速度，；z管道横截面处的高程，m；管道摩阻系数；d管道2m s内径，mm；在0,x管段上
10、，管内气体流向周围环境的散热量，；h气体的比QJ kg焓，；T气体的温度，K；u气体的比热力学能，J kgJ kg 式（1）（6）组成的方程组通常称为气体管流的基本微分方程，这个方程组包括、T、p 、u、h 这 6 个未知数，从求解微分方程通解的角度看，这个方程封闭，可以求解出管w 道任意断面和任意时间的不稳定流的气体流动参数，通过在一定条件下的简化，可以通过隐式 差分发、有限元法、边界元法等线性化数值分析方法求解得非线性偏微分方程组的近似解。由 于隐式差分法可以选取较大的时间步长，这样在计算较大规模的管网时，可以在保证计算精度 的前提下，大大缩短计算时间，因此，目前较为流行的气体仿真模拟软件
11、都按照隐式差分法进 行动态仿真。 3DP LNG 输气干线管网模型及分析利用 PNS 管网仿真软件进行广东 DP LNG 燃气管网的运行压力分析，可按下述步骤进行。43.1 管网模型边界条件分析文中所用广东 DP LNG 示例管网，以 CTJ 首站为起点，FS 末站为终点共计 16 个用户。首站最大输出压力为 8.6MPag（表压），以各用户 2012 年 5 月 8 高峰日小时用气量，作为模型中流量控制参数的边界条件。 3.2 建立 PNS 动态仿真模型利用 PNS 管网仿真软件，根据管道工程系统图和相关参数（管径、管长、壁厚等）建立管网拓扑模型。并将首站不同时段的压力（绝对压力）和各用户的
12、小时用气量作为边界条件输入模型，即可用仿真软件模拟高峰日高压管网系统的运行工况。DP LNG 输气管道的 PNS 模型由50 条管道和 51 个节点（其中包括 16 个用户：城市门站或电厂等）组成，见图 5。图 1DP 管网模型 图中箭头方向流体在管道中的流动方向，图形最左边节点为秤头角首站，最右边节点代表 FS 末站，红色节点代表用户，其余节点为连接点；绿色管道代表流体流动方向与箭头方向一致， 黑色管道表示管道中流量为零。 3.3 动态模及并分析针对图 1 所示的 DP LNG 动态仿真模型，依据 2011 年 7 月 5 日的用户高峰用气量，进行静、动态仿真模拟。运用动态仿真理论，控制首站
13、进站压力（8.7MPa），其余节点和用户控制流量，经仿真模拟得出秤头角首站的输送量和门站、电厂等用户的厂站压力。图 5为前湾用户的实测值、ATMOS 模拟值和 PNS 模拟值的动态对比图。5图 2 前湾用户压力模拟对比由上图及运行数据分析可知：PNS 和 ATMOS 的仿真模拟值都与实测值拟合程度较好。PNS 与实测值间的平均相对偏差为 0.6246%，最大相对偏差为 0.9884%；PNS 与 ATMOS 的运行结果之间的平均偏差为 0.68%，充分说明 PNS 计算结果精度的可靠性。 3.3.1不利工况点分析不利工况点分析确定管网的运行压力要考虑到用户的极端用气工况，即在最不利工况点（各用
14、户小时最低压力最低）达到不利工况时系统仍能满足用户的压力需求，以保证用户正常用气，管网系统的正常运行。因此确定管网系统的最不利工况点对于管道运行压力的选择是非常必要的。根据广东 DP 天然气有限公司提供的 2012 年二期新建用户的下游用户高峰日提气量，经动态模拟得各用户在 24 小时内的动态压力值，经过 excel 表拟合比较，知 FS 末站为管网系统的最不利工况点，最不利工况时为 23 时。图 5为首站输送压力为 8.7MPa 时各用户在 24 小时内的最低压力曲线，由图可以明显看出最不利工况点为 FS 末站。6图 3 首站输送压力为 8.7MPa 时用户压力3.3.2输送压力的选择输送压
15、力的选择根据 2.1 中所述的运行压力的确定原则，以及最不利工况点的压力下限（5.0MPa）确定管网系统的首站输送压力区间。当首站输送压力为 8.6MPag 时，模拟得出 FS 末站的最低压力为 5.23MPa ，为了寻找首站的最低允许输送压力，则依次降低首站的输送压力：8.68Mpa、8.65Mpa、8.63Mpa 和8.61Mpa，直至 FS 末站的相对压力5.1MPa，分别对管网系统进行动态仿真模拟，得出不同输送压力下 FS 末站的压力，如图 5所示。图 4FS 末站 24 小时用气量7图 5 不同输送压力下 FS 末站 24 小时内最低压力由图 5可知，当首站输送压力为 8.61MPa
16、 时，FS 末站的最低压力达 5.07745MPa（5.1MPa绝对压力）。因此可近似确定首站输送的安全压力区间为：8.708.61MPa(绝对压力)，综合考虑其他因素，针对示例管网在该工况下确定经济、安全、可行的运行方案。4结论及建议通过借助 PNS 管网仿真软件对广东 DP LNG 管网系统在某一工况下进行静、动态模拟及分析，可得出以下几点结论：1) 通过将 PNS 计算精度与 ATMOS 模拟值和实测值的对比，验证了 PNS 的高度可靠性，足以借助 PNS 的模拟结果对管网提供可靠的运行方案；2) 根据 2011 年 5 月 8 日的小时用气量，对管网系统进行 5 组输送压力下的静动态模拟得出该工况下的最不利点为 FS 末站，最不利工况时为 23 时；3) 该管网系统的安全输送压力区间为： 8.70 Mpa8.61Mpa，在该压力基础上综合
