隨著天然氣管網(wǎng)互聯(lián)互通一體化格局的形成，各資源和市場(chǎng)納入管網(wǎng)系統(tǒng)統(tǒng)一調(diào)度運(yùn)營(yíng)。基于LNG資源入網(wǎng)后存在站場(chǎng)和已有管道間壓力匹配以及多資源間的氣量協(xié)調(diào)問(wèn)題，針對(duì)冬季保供期某LNG資源聚集區(qū)域，借助TGNET軟件建立LNG接收站與天然氣管網(wǎng)協(xié)同運(yùn)行仿真模型，研究不同邊界條件下管網(wǎng)系統(tǒng)多資源調(diào)度供氣方案，并重點(diǎn)針對(duì)可控的LNG資源，從管輸費(fèi)、能耗費(fèi)以及總利潤(rùn)等角度開展了不同接收站間氣量匹配方案的經(jīng)濟(jì)性比選。結(jié)合經(jīng)濟(jì)比選及方案模擬結(jié)果，提出了LNG資源入網(wǎng)供氣能力提升的優(yōu)化手段。研究結(jié)果表明：外輸管道較長(zhǎng)、管徑小、沿線分輸量小是制約LNG接收站氣化能力釋放的關(guān)鍵因素，通過(guò)增設(shè)壓氣站和增設(shè)復(fù)線2個(gè)優(yōu)化手段可充分釋放接收站氣化能力，以此提升管網(wǎng)整體運(yùn)行壓力和輸送能力。研究成果對(duì)冬供期天然氣管網(wǎng)多資源以及各接收站間的調(diào)度管理具有一定的指導(dǎo)意義，所形成的LNG接收站與天然氣管網(wǎng)的協(xié)同運(yùn)行優(yōu)化機(jī)制可為下游用戶提供充足的供氣保障，實(shí)現(xiàn)LNG接收站與天然氣管網(wǎng)一體化高效運(yùn)行。

LNG接收站；互聯(lián)互通；天然氣管網(wǎng)；協(xié)同運(yùn)行優(yōu)化；壓氣站；階梯氣量；冬季保供

TE832

A

DOI： 10.12473/CPM.202405053

Optimization Strategy for Coordinated Operation of LNG

Terminal and Natural Gas Pipeline Network

Zhuo Haisen1" Zhao Sirui2" Sun Bo3" Hou Haoyuan2" Dong Longwei1" Cui Jing1" Zuo Lili2

（1.PipeChina LNG Terminal Management Company;2.National Engineering Research Center for Pipeline Safety， China University of Petroleum （Beijing）;3.China Oil amp; Gas Pipeline Network Corporation）

As the integrated pattern of interconnection among natural gas pipeline networks forms， various resources and markets are integrated into the pipeline network system for unified scheduling and operation. After LNG resources are connected to the network， there are problems such as pressure matching between stations and existing pipelines and coordination of gas volume among multiple resources. In this paper， taking an LNG resource accumulation area during winter supply guarantee period for example， the TGNET software was used to build a simulation model of coordinated operation between LNG terminal and natural gas pipeline network， so as to study the multi resource scheduling gas supply scheme of the pipeline network system under different boundary conditions. Moreover， an economic comparison and selection of gas volume matching schemes between different terminals were carried out for controllable LNG resources from the perspectives of pipage， energy consumption cost and total costs. Finally， based on economic comparison and selection and scheme simulation results， optimization methods for improving the supply capacity of LNG resources into the network were proposed. The study results show that long export pipelines， small pipe diameters and low distribution volumes along the pipeline are key factors restricting the release of gasification capacity of LNG terminals. By means of adding compressor stations and parallel pipelines， the gasification capacity of the terminals can be fully released， thereby improving the overall operating pressure and transportation capacity of the pipeline network. The study results have certain guiding significance for the scheduling management between multiple resources of natural gas pipeline network and various terminals during winter supply period， the coordinated operation optimization mechanism formed for LNG terminals and natural gas pipeline network can provide sufficient gas supply guarantee for downstream users， and achieve integrated efficient operation of LNG terminals and natural gas pipeline network.

LNG terminal;interconnection;natural gas pipeline network;coordinated operation optimization;compressor station;step gas volume;winter supply guarantee

基金項(xiàng)目：國(guó)家自然科學(xué)基金面上項(xiàng)目“復(fù)雜供氣管網(wǎng)大時(shí)滯非線性仿真模型構(gòu)建與智能調(diào)控”（52174064）。

0" 引" 言

卓海森，等：LNG接收站與天然氣管網(wǎng)協(xié)同運(yùn)行優(yōu)化策略

在全國(guó)“一張網(wǎng)”格局不斷完善、優(yōu)勢(shì)漸顯的當(dāng)下，國(guó)家管網(wǎng)集團(tuán)在原有天然氣管道網(wǎng)絡(luò)基礎(chǔ)上持續(xù)拓展省級(jí)管網(wǎng)，將其以市場(chǎng)化方式納入，各公司天然氣資源和市場(chǎng)納入全國(guó)管網(wǎng)統(tǒng)一分析，規(guī)模龐大、資源/用戶類型多樣，管網(wǎng)內(nèi)部各環(huán)節(jié)互聯(lián)互通和相互調(diào)氣更加靈活。LNG接收站作為管網(wǎng)系統(tǒng)中的資源上載點(diǎn)，在我國(guó)的能源戰(zhàn)略中發(fā)揮著冬季保供和應(yīng)急調(diào)峰的戰(zhàn)略性作用［1］，可以確保能源供應(yīng)的穩(wěn)定性和可持續(xù)性，從而提高國(guó)家的能源安全水平。LNG接收站通過(guò)配套管線連接進(jìn)天然氣管網(wǎng)供氣，這些配套管線的輸氣能力對(duì)LNG接收站在冬季保供以及應(yīng)急調(diào)峰時(shí)供氣能力的發(fā)揮具有舉足輕重的作用。由于接入管網(wǎng)的多個(gè)LNG接收站氣化能力較高，且管網(wǎng)內(nèi)部還有進(jìn)口管道氣、國(guó)產(chǎn)氣資源的供應(yīng)，入網(wǎng)資源存在一定競(jìng)爭(zhēng)。為了充分發(fā)揮全國(guó)“一張網(wǎng)”的優(yōu)勢(shì)，如何建立LNG接收站與其配套管線的協(xié)同運(yùn)行機(jī)制［2］，在不影響天然氣管網(wǎng)系統(tǒng)正常運(yùn)行的前提下著力提升LNG資源入網(wǎng)量，為下游用戶提供充足的供氣，成為新形勢(shì)下互聯(lián)互通的天然氣管網(wǎng)運(yùn)營(yíng)調(diào)度亟需解決的問(wèn)題。

目前，關(guān)于天然氣管網(wǎng)運(yùn)營(yíng)調(diào)度方面的研究多集中于輸送側(cè)和銷售側(cè)2個(gè)方面。在管網(wǎng)輸送側(cè)，主要是針對(duì)管網(wǎng)內(nèi)部天然氣的流量、流向［3-6］以及管網(wǎng)系統(tǒng)的運(yùn)行能耗開展優(yōu)化［7-10］。在管網(wǎng)銷售側(cè)，主要是針對(duì)企業(yè)銷售政策以及結(jié)合用戶需求側(cè)分析的效益優(yōu)化開展研究［11-14］。對(duì)于資源側(cè)，針對(duì)不同類型資源入網(wǎng)后氣量間的協(xié)調(diào)匹配優(yōu)化，黃阿寶［15］針對(duì)東莞市的輸氣管網(wǎng)，通過(guò)計(jì)算模擬出西二線和大鵬2路氣源同時(shí)供氣時(shí)的管網(wǎng)水力工況，并根據(jù)下游用戶適應(yīng)性分析結(jié)果，結(jié)合管網(wǎng)仿真情況，提出匹配原則。周怡沛等［16］從管理方面考慮，建議優(yōu)先保證國(guó)產(chǎn)氣資源，加快儲(chǔ)氣庫(kù)的建設(shè)力度。但是目前對(duì)于在冬季保供時(shí)期LNG入網(wǎng)后的各資源的氣量匹配，以及LNG資源供氣能力提升的研究較少。在優(yōu)化方法方面主要有2種方式：一類是基于最優(yōu)化理論，通過(guò)數(shù)學(xué)建模的方法解決管網(wǎng)運(yùn)行中的實(shí)際問(wèn)題［17-18］，該方法在不同管網(wǎng)工況和邊界條件下的適應(yīng)性無(wú)法保證，對(duì)計(jì)算方法的準(zhǔn)確性要求較高；另一類是基于商業(yè)軟件開展建模仿真，為管網(wǎng)的運(yùn)行調(diào)度提供方案支持［19-20］。皮亞鐳［21］利用TGNET軟件開展川西天然氣管網(wǎng)系統(tǒng)運(yùn)行調(diào)度研究，通過(guò)建立管網(wǎng)模型開展仿真模擬，制定并優(yōu)選運(yùn)行調(diào)度方案。羅林杰［22］利用TGNET軟件對(duì)某地區(qū)天然氣管網(wǎng)系統(tǒng)進(jìn)行研究，分別利用穩(wěn)態(tài)模擬技術(shù)優(yōu)選增壓機(jī)組運(yùn)行調(diào)度方案以及利用動(dòng)態(tài)模擬技術(shù)制定應(yīng)急調(diào)度方案。該方法基于軟件內(nèi)部較為成熟的仿真求解器開展研究，準(zhǔn)確性較高，且不同工況邊界條件的設(shè)置簡(jiǎn)易，管網(wǎng)結(jié)構(gòu)的變化易于實(shí)現(xiàn)。

為此，筆者針對(duì)LNG資源聚集區(qū)域，選用Pipeline Studio軟件中的TGNET模塊進(jìn)行LNG接收站與天然氣管網(wǎng)的協(xié)同運(yùn)行仿真。針對(duì)冬季保供期的市場(chǎng)需求，開展不同邊界條件下各資源氣量匹配方案研究，并針對(duì)LNG資源，從多角度開展不同接收站間外輸氣量匹配方案的經(jīng)濟(jì)比選，提出供應(yīng)能力提升的優(yōu)化手段，以期為L(zhǎng)NG接收站在冬季保供期站間氣量匹配方案優(yōu)化提供指導(dǎo)，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)站線一體化的高效運(yùn)行。

1" 管網(wǎng)概況及仿真模型建立

1.1" 管網(wǎng)基本情況

以冬季保供時(shí)期LNG資源較為聚集的某區(qū)域管網(wǎng)開展研究，管網(wǎng)的基本構(gòu)成如圖 1所示。

該區(qū)域主要資源包含有3個(gè)LNG接收站（SZ-LNG接收站、YD-LNG接收站和BH-LNG接收站）氣化氣資源，以及2個(gè)管道氣資源（ZM管道氣和接入ZM管道的ZG管道來(lái)氣）。各資源最大供氣壓力及供氣能力見表 1。

用戶共計(jì)包含110個(gè)分輸點(diǎn)，包括了沿線的天然氣用戶以及需要由干線管網(wǎng)轉(zhuǎn)供省網(wǎng)的氣量。由于分輸點(diǎn)數(shù)量較多，在圖 1中并未展示具體分輸情況。

開展LNG接收站與管網(wǎng)協(xié)同運(yùn)行仿真的重點(diǎn)是LNG接收站與管網(wǎng)的壓力匹配。LNG接收站對(duì)LNG進(jìn)行氣化后通過(guò)外輸管道直接進(jìn)入管網(wǎng)系統(tǒng)。該區(qū)域管網(wǎng)內(nèi)部管道包括各接收站配套外輸管道，以及組建互聯(lián)互通管網(wǎng)的XEX-D管道、XSX-D管道、GX管道和ZM管道。各接收站配套的外輸管道及其相連的管網(wǎng)干線管道的投產(chǎn)時(shí)間不同，因此其壓力等級(jí)、管徑有所差異，部分參數(shù)如表 2所示。LNG資源和管道氣資源基本集中于南部，而在冬季保供期，由于北方氣候用氣緊張，所以這5種資源除了需要滿足南部地區(qū)沿線的供氣之外，還需要通過(guò)GZ壓氣站實(shí)現(xiàn)北部地區(qū)沿線供氣，最遠(yuǎn)保證氣量能抵達(dá)NC分輸站。GZ壓氣站往北最大日供氣能力為4 500萬(wàn)m3，其中進(jìn)站壓力最低為5.95 MPa。

1.2" 站線協(xié)同運(yùn)行仿真模型

采用Pipeline Studio軟件開展仿真模型構(gòu)建。該軟件能夠?qū)斢?氣管道中單相流進(jìn)行穩(wěn)態(tài)模擬和動(dòng)態(tài)模擬，可模擬簡(jiǎn)單的單管輸送模型，也可模擬包括多個(gè)供應(yīng)源、用戶及其他影響管網(wǎng)操作和運(yùn)行參數(shù)的設(shè)備和閥門等在內(nèi)的區(qū)域性管輸系統(tǒng)。Pipeline Studio軟件包含了TGNET和TLNET 共2個(gè)模塊。其中TGNET模塊主要針對(duì)氣體管道，使用該軟件可以對(duì)天然氣管網(wǎng)的正常運(yùn)行工況和事故工況進(jìn)行模擬分析，評(píng)價(jià)天然氣管道的設(shè)計(jì)或操作參數(shù)，以獲得優(yōu)化的天然氣管網(wǎng)系統(tǒng)性能。

針對(duì)某LNG資源聚集區(qū)域建立LNG接收站與管網(wǎng)仿真模型。該區(qū)域模型內(nèi)共有110個(gè)分輸點(diǎn)、供氣端（含2個(gè)管道氣資源）以及3個(gè)LNG接收站資源，364條管線。輸入管道設(shè)備屬性（管道長(zhǎng)度、壁厚、表面粗糙度、高程等），供氣和輸氣端輸入模型的各個(gè)分輸點(diǎn)流量、壓力邊界條件以及流量邊界條件。根據(jù)設(shè)定的邊界條件可計(jì)算管道系統(tǒng)內(nèi)的水力變量，如壓力、流量、溫度等。利用TGNET建立該區(qū)域仿真模型，如圖 2所示。

TGNET可供選擇的水力摩阻系數(shù)計(jì)算公式主要有4種：其中Weymouth公式只適用于低壓系統(tǒng)；Panhandle A amp; B公式只能保證特定范圍內(nèi)流動(dòng)條件下的精確性；而Colebrook公式考慮了不同管子光滑或粗糙的內(nèi)壁情況，能在較寬的流動(dòng)狀態(tài)范圍內(nèi)保持較高的模擬精度，適用于紊流3個(gè)區(qū)。因此，水力摩阻系數(shù)計(jì)算推薦采用Colebrook公式。該區(qū)域有多個(gè)氣源供氣，天然氣組分較為復(fù)雜，為了保證計(jì)算精確度選用BWRS狀態(tài)方程進(jìn)行天然氣物性參數(shù)計(jì)算。

在開展供氣方案模擬之前，首先利用該區(qū)域2022年用氣高月的歷史氣量數(shù)據(jù)開展仿真模型的精度校準(zhǔn)，針對(duì)一定的輸差，核算整個(gè)管網(wǎng)模型的進(jìn)氣總量以及下氣總量是否一致，若有偏差可進(jìn)一步對(duì)模型進(jìn)行校正，以保證管網(wǎng)中天然氣流向及流量的正確性。利用各主要站點(diǎn)的壓力數(shù)據(jù)，不斷開展穩(wěn)態(tài)模擬調(diào)整各管線的表面粗糙度和輸氣效率，使各站點(diǎn)壓力與實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)接近。模型沿線關(guān)鍵分輸站點(diǎn)的具體分輸氣量以及壓力校準(zhǔn)結(jié)果數(shù)據(jù)見表 3REF_Ref156083929＼h。表3只展示了2022年用氣高月高日關(guān)鍵站點(diǎn)氣量。調(diào)整得到模型中所有節(jié)點(diǎn)壓力，將誤差范圍控制在0.1 MPa以內(nèi)，保證了站管協(xié)同運(yùn)行仿真模型的準(zhǔn)確度。

2" 站管協(xié)同運(yùn)行供氣方案

為了確定未來(lái)冬供期站管協(xié)同運(yùn)行供氣方案，結(jié)合市場(chǎng)用戶用氣需求預(yù)測(cè)，認(rèn)為2023年冬供期高月高日各分輸站點(diǎn)氣量數(shù)據(jù)為2022年高月高日各分輸站點(diǎn)氣量乘以市場(chǎng)消費(fèi)量增長(zhǎng)系數(shù)1.1。因此，基于所建立的該地區(qū)LNG接收站及管網(wǎng)仿真模型，在各站點(diǎn)分輸氣量已知的情況下，首先根據(jù)氣量平衡，計(jì)算出GZ壓氣站以最大日輸氣能力4 500萬(wàn)m3北上情況下抵達(dá)NC分輸點(diǎn)后剩余氣量，并以此作為NC分輸點(diǎn)邊界階梯氣量的基準(zhǔn)，以300萬(wàn)m3逐級(jí)遞減設(shè)置了3個(gè)流量階梯開展供氣方案研究。

經(jīng)計(jì)算該區(qū)域市場(chǎng)日總用氣量為6 744萬(wàn)m3，在優(yōu)先保證管道氣資源供應(yīng)的前提下，LNG作為可控的后備資源，計(jì)算其氣量供應(yīng)和各站分配方案。在GZ壓氣站最小進(jìn)口壓力不小于5.95 MPa的前提下，模擬得到抵達(dá)NC分輸站剩余氣量最多為1 478萬(wàn)m3，因此針對(duì)模型北邊界NC分輸站設(shè)置的3個(gè)流量階梯為1 478萬(wàn)、1 178萬(wàn)及878萬(wàn)m3。根據(jù)規(guī)劃要求，SZ-LNG接收站氣化氣在2023年冬供期將以固定量3 000萬(wàn)m3外輸，為了便于另外2家LNG接收站間進(jìn)行氣量分配，按YD-LNG外輸量最大和BH-LNG外輸量最大分別模擬3個(gè)流量階梯下的運(yùn)行方案，并對(duì)2種運(yùn)行方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)比選。

2.1" 供氣方案模擬

以第1個(gè)流量階梯（抵達(dá)NC分輸站剩余氣量1 478萬(wàn)m3）為例，在保證LNG資源內(nèi)部YD-LNG以最大氣化量外輸?shù)那闆r下，此時(shí)對(duì)于各LNG接收站、管道氣資源以及壓氣站的詳細(xì)控制模式為：SZ-LNG以3 000萬(wàn)m3外輸量控制，YD-LNG以最大外輸壓力9.0 MPa控制，BH-LNG以7.2 MPa外輸壓力控制，ZM管道氣首站進(jìn)氣以6.6 MPa壓力控制，ZG管道氣以轉(zhuǎn)供量980萬(wàn)m3控制，GG壓氣站以7.5 MPa出站壓力控制，GZ壓氣站以4 500萬(wàn)m3最大外輸能力控制。模擬結(jié)果見表 4。

由模擬結(jié)果可知，在市場(chǎng)氣量（6 744萬(wàn)m3）及資源抵達(dá)NC分輸站剩余氣量為1 478萬(wàn)m3時(shí)，3個(gè)LNG資源供應(yīng)總量為6 042萬(wàn)m3，在保證SZ-LNG以3 000萬(wàn)m3外輸、YD-LNG以最大外輸壓力9 MPa運(yùn)行時(shí)，模擬得到此時(shí)YD-LNG外輸氣量最大為1 500萬(wàn)m3，同時(shí)BH-LNG外輸氣量為1 542萬(wàn)m3。此時(shí)YD-LNG由于按照氣化外輸能力1 800萬(wàn)m3模擬時(shí)壓力超過(guò)了最高外輸壓力9 MPa的限制，所以控制參數(shù)為以最高9 MPa外輸壓力控制。

同理，在保證3個(gè)LNG接收站外輸總量不變的前提下，考慮提高BH-LNG的外輸氣量，降低YD-LNG的量，對(duì)于各LNG接收站、管道氣資源的詳細(xì)控制方式為：SZ-LNG以3 000萬(wàn)m3外輸量控制，BH-LNG以最高9 MPa外輸壓力控制，YD-LNG以1 000萬(wàn)m3控制，ZM管道首站進(jìn)氣以7 MPa壓力控制，ZG管道氣以980萬(wàn)m3控制，GG壓氣站以8.19 MPa出站壓力控制。GZ壓氣站以4 500萬(wàn)m3最大外輸能力控制，模擬結(jié)果見表 5。

由表 5可以看出，在保證3個(gè)LNG資源總量為6 042萬(wàn)m3不變的情況下，SZ-LNG以3 000萬(wàn)m3外輸，BH-LNG以最高9 MPa外輸壓力控制時(shí)，模擬匹配得到BH-LNG外輸氣量最高為2 042萬(wàn)m3，YD-LNG外輸氣量為1 000萬(wàn)m3。此時(shí)BH-LNG由于按照氣化外輸能力3 000萬(wàn)m3模擬時(shí)，壓力超過(guò)了最高外輸壓力9 MPa的限制，所以控制參數(shù)為以最高9 MPa外輸壓力控制。

其他流量階梯下各資源和站點(diǎn)氣量匹配方案模擬過(guò)程不再贅述。3個(gè)流量階梯下模擬結(jié)果見表 6。

當(dāng)市場(chǎng)消費(fèi)氣量一定時(shí)，隨著NC分輸站氣量邊界遞減，在保證管道氣總資源供應(yīng)在一定范圍內(nèi)時(shí)，LNG資源應(yīng)相應(yīng)配合氣化氣量降低。在保證YD-LNG外輸氣量達(dá)到最大的情況下，BH-LNG主要承擔(dān)了外輸氣量的降低，由于受到Y(jié)D-LNG外輸壓力9 MPa的限制，此時(shí)YD-LNG供應(yīng)氣量最大只能保證1 500萬(wàn)m3外輸。而在保證BH-LNG外輸氣量達(dá)到最大的情況下，YD-LNG則主要承擔(dān)了外輸氣量的降低，同樣受到BH-LNG外輸壓力的限制，此時(shí)BH-LNG外輸氣量最大只能達(dá)到2 056萬(wàn)m3。

2.2" 站間氣量分配方案經(jīng)濟(jì)比選

為了便于LNG接收站管理公司的調(diào)度決策，分別計(jì)算了不同氣量分配方案下的管輸費(fèi)和能耗費(fèi)，從而對(duì)方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性比選。其中，管輸費(fèi)可利用模擬得到的各管段氣量、周轉(zhuǎn)量、管輸費(fèi)率等參數(shù)直接計(jì)算得到。同時(shí)，由于BH-LNG到GZ壓氣站這段外輸路徑還包含有GZ壓氣站，會(huì)產(chǎn)生相應(yīng)的能耗，根據(jù)模擬可以得到不同方案下對(duì)應(yīng)的能耗，在已知單位電價(jià)的情況下便可計(jì)算不同方案下GZ壓氣站產(chǎn)生的日能耗費(fèi)用。為了便于計(jì)算，這里將管輸費(fèi)率統(tǒng)一以每千米0.136元/（104 m3）計(jì)算，單位電價(jià)以0.8元/（kW·h）進(jìn)行計(jì)算。

計(jì)算得到的不同方案下對(duì)應(yīng)的管輸費(fèi)、能耗費(fèi)以及總費(fèi)用如表7所示。

由不同方案經(jīng)濟(jì)性計(jì)算結(jié)果可知，無(wú)論是從管輸費(fèi)、能耗費(fèi)或是總費(fèi)用角度，均為側(cè)重YD-LNG進(jìn)行外輸氣量?jī)?yōu)先分配的經(jīng)濟(jì)性最佳，故在進(jìn)行LNG總資源分配時(shí)推薦優(yōu)先保證YD-LNG外輸氣量最大。

3" LNG供氣能力提升研究

在保證管道氣資源供應(yīng)的前提下，LNG作為可控的后備資源，LNG接收站管理公司可在內(nèi)部協(xié)調(diào)各LNG接收站的氣量分配。根據(jù)經(jīng)濟(jì)性比選結(jié)果，盡量保證YD-LNG站最大氣化外輸可以實(shí)現(xiàn)公司整體經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)。由于YD-LNG外輸管道及XSX-D-MY干線管道總長(zhǎng)約500 km、管徑較?。╕D-LNG外輸管道直徑914 mm，XSX-D-MY干線直徑813 mm），光管運(yùn)行使得該段壓降較大。受到XEX-D-GS線上GZ壓氣站最低進(jìn)氣壓力（5.95 MPa）限制，YD-LNG外輸氣量在最高外輸壓力（9 MPa）達(dá)到控制上限的情況下無(wú)法繼續(xù)提升。根據(jù)模擬結(jié)果，YD-LNG的外輸氣量最高為1 500萬(wàn)m3，無(wú)法滿足最大程度地發(fā)揮YD-LNG外輸能力（1 800萬(wàn)m3）的要求。為了使YD-LNG盡可能最大限度地發(fā)揮其氣化外輸能力，從壓氣站增設(shè)和管線增設(shè)2個(gè)角度開展優(yōu)化研究。

3.1" 壓氣站增設(shè)

限制YD-LNG氣化外輸能力的主要因素是其外輸路徑較長(zhǎng)、管徑小，考慮將壓氣站增設(shè)在管道沿線以增強(qiáng)管道的輸氣能力，壓氣站增設(shè)位置共有3個(gè)可選方案，分別是：①CZ分輸站與JY分輸站之間，②JY分輸站與HY分輸站之間，③HY分輸站與GZ壓氣站之間。新壓氣站控制方式為最小進(jìn)口壓力，具體設(shè)置為最小進(jìn)口壓力7 MPa。

經(jīng)過(guò)實(shí)際模擬分析驗(yàn)證，新的壓氣站增設(shè)在JY分輸站與HY分輸站之間，對(duì)于YD-LNG氣量瓶頸的消除效果、節(jié)能經(jīng)濟(jì)效益最為明顯，設(shè)置1臺(tái)壓縮機(jī)機(jī)組即可。壓縮機(jī)額定功率16 MW，額定轉(zhuǎn)速4 800" r/min，最小進(jìn)站壓力保持在7 MPa。此時(shí)YD-LNG外輸量可達(dá)到1 800萬(wàn)m3，模擬結(jié)果見圖 3。

建議在JY分輸站與HY分輸站之間增設(shè)壓氣站，增強(qiáng)XSX-D-MY干線管道輸氣能力，有效解決YD-LNG運(yùn)能瓶頸。

3.2" 管線增設(shè)

結(jié)合未來(lái)管線建設(shè)規(guī)劃，在XEX-D-GS干線始端建設(shè)復(fù)線，如圖4所示。圖4以GS復(fù)線命名，鋪設(shè)復(fù)線的各項(xiàng)參數(shù)為：管外徑1 016 mm，管線長(zhǎng)度76 km。

在建設(shè)復(fù)線后，YD-LNG外輸氣量已達(dá)到1 800×104 m3，且壓力未超9MPa，符合要求。

4" 結(jié)" 論

在“全國(guó)一張網(wǎng)”運(yùn)營(yíng)的新形勢(shì)下，本文針對(duì)某LNG資源聚集區(qū)域建立LNG接收站與管網(wǎng)仿真模型，對(duì)LNG接收站與天然氣管網(wǎng)互聯(lián)互通后管道氣以及LNG資源入網(wǎng)的冬供期供氣方案進(jìn)行模擬。同時(shí)從經(jīng)濟(jì)性角度分析了LNG接收站間氣

量分配方案，并提出了LNG資源入網(wǎng)供氣能力提升的優(yōu)化手段，形成了LNG接收站與其配套管線的協(xié)同運(yùn)行優(yōu)化機(jī)制，實(shí)現(xiàn)LNG接收站與天然氣管網(wǎng)一體化高效運(yùn)行，得到如下結(jié)論：

（1）所建立的LNG接收站與管網(wǎng)協(xié)同運(yùn)行仿真模型內(nèi)共有110個(gè)分輸點(diǎn)，供氣端包括2個(gè)管道氣資源以及3個(gè)LNG接收站資源，364條管線。針對(duì)模型北邊界NC分輸站設(shè)置了3個(gè)流量階梯，并在各流量階梯下模擬了LNG資源。模擬結(jié)果表明，在接收站與管網(wǎng)進(jìn)行氣量和壓力匹配時(shí)，受到壓力的限制，YD-LNG接收站外輸氣量最大為1 500萬(wàn)m3，BH-LNG外輸氣量最大為2 056萬(wàn)m3。所形成的6個(gè)供氣方案可為冬供期資源調(diào)度提供參考依據(jù)。

（2）在保證管道氣資源供應(yīng)的前提下，LNG作為后備資源，從管輸費(fèi)、能耗費(fèi)以及總費(fèi)用等角度計(jì)算了2種LNG接收站間氣量分配方案的經(jīng)濟(jì)性，計(jì)算結(jié)果表明，優(yōu)先保證YD-LNG接收站外輸氣量最大的供氣方案經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)。研究方法對(duì)LNG資源進(jìn)行站間氣量分配時(shí)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)比選具有一定指導(dǎo)意義。

（3）結(jié)合氣量匹配方案以及經(jīng)濟(jì)性比較結(jié)果，分析了限制YD-LNG接收站氣化能力釋放的瓶頸問(wèn)題，即YD-LNG外輸管道及與管網(wǎng)連通的XSX-D-MY干線管道較長(zhǎng)、管徑小、沿線分輸量小。從增設(shè)壓氣站和增設(shè)復(fù)線2個(gè)角度模擬了提升YD-LNG氣化能力的優(yōu)化手段，以此可提升管網(wǎng)整體運(yùn)行壓力和輸送能力，充分釋放YD-LNG氣化能力，形成了LNG接收站與天然氣管網(wǎng)的協(xié)同運(yùn)行優(yōu)化機(jī)制。

［1］

薛潔瓊，黃佳音．石油經(jīng)濟(jì)要聞［J］．國(guó)際石油經(jīng)濟(jì)，2024，32（2）：98-100．

XUE J Q， HUANG J Y. Petroleum economic News［J］. International Petroleum Economics， 2024， 32（2）： 98-100.

［2］" 楊宏偉，劉方，韓銀杉．天然氣管網(wǎng)互聯(lián)互通用戶側(cè)供需平衡仿真分析［J］．油氣儲(chǔ)運(yùn)，2023，42（4）：473-480．

YANG H W， LIU F， HAN Y S. Simulation analysis of supply-demand balance on users side by natural gas pipeline network interconnection［J］. Oil amp; Gas Storage and Transportation， 2023， 42（4）： 473-480.

［3］" 黃維和，宮敬．天然氣管道與管網(wǎng)多能融合技術(shù)展望［J］．油氣儲(chǔ)運(yùn)，2023，42（12）：1321-1328．

HUANG W H， GONG J. Prospect for the development of natural gas network and the multi-energy integration technology in pipeline networks［J］. Oil amp; Gas Storage and Transportation， 2023， 42（12）： 1321-1328.

［4］" 張?jiān)獫?，劉定智，潘凱，等．天然氣多氣源管輸合同路徑規(guī)劃模型的研究及應(yīng)用［J］．國(guó)際石油經(jīng)濟(jì)，2023，31（10）：93-102．

ZHANG Y T， LIU D Z， PAN K， et al. Research and application of the path planning model for the natural gas multi-source pipeline transmission contract［J］. International Petroleum Economics， 2023， 31（10）： 93-102.

［5］" 林敏．基于流量分配優(yōu)化的天然氣管網(wǎng)模擬計(jì)算方法［J］．石油機(jī)械，2023，51（7）：146-155．

LIN M. Simulation calculation method of natural gas pipeline networks based on optimized flow distribution［J］. China Petroleum Machinery， 2023， 51（7）： 146-155.

［6］" 張瀚軒．天然氣管網(wǎng)輸氣路徑優(yōu)化方法研究［D］．北京：中國(guó)石油大學(xué)（北京），2021．

ZHANG H X. Research on optimization method of gas transmission route in natural gas pipeline network［D］. Beijing： China University of Petroleum（Beijing）， 2021.

［7］" 高建豐，金卷華，王焱，等．基于改進(jìn)的遺傳算法的天然氣管網(wǎng)系統(tǒng)運(yùn)行優(yōu)化［J］．油氣田地面工程，2020，39（1）：12-17．

GAO J F， JIN J H， WANG Y， et al. Operation optimization of natural gas pipeline network system based on improved genetic algorithm［J］. Oil-Gas Field Surface Engineering， 2020， 39（1）： 12-17.

［8］" 徐育斌，冷緒林，安云朋，等．基于優(yōu)化運(yùn)行數(shù)據(jù)庫(kù)的干線天然氣管網(wǎng)優(yōu)化研究［J］．油氣田地面工程，2019，38（9）：65-68， 75．

XU Y B， LENG X L， AN Y P， et al. Optimization study of trunk natural gas pipeline network based on optimized opera tion database［J］. Oil-Gas Field Surface Engineering， 2019， 38（9）： 65-68， 75.

［9］" STER H， DILAVEROL瘙塁. Optimization for design and operation of natural gas transmission networks［J］. Applied Energy， 2014， 133： 56-69.

［10］" 田向飛，王聚才．輸氣管網(wǎng)運(yùn)行能耗分析優(yōu)化［J］．石化技術(shù)，2015（2）：26-26，33．

TIAN X F， WANG J C. Optimization analysis of gas pipeline network operation energy consumption［J］. Petrochemical Industry Technology， 2015（2）： 26-26， 33.

［11］" 劉定智，張?jiān)獫簢?yán)．天然氣產(chǎn)業(yè)鏈系統(tǒng)優(yōu)化技術(shù)及其展望［J］．化工自動(dòng)化及儀表，2023，50（5）：632-643，659．

LIU D Z， ZHANG Y T， LIANG Y. Optimization technology and prospect of natural gas industry chain system［J］. Control and Instruments in Chemical Industry， 2023， 50（5）： 632-643， 659.

［12］" 陳正惠，樊慧，魏繁，等．多氣源多用戶供氣商銷售優(yōu)化模型研究［J］．國(guó)際石油經(jīng)濟(jì)，2020，28（9）：72-78．

CHEN Z H， FAN H， WEI F， et al. Research on sales optimization model of gas suppliers based on multi-sources and multi-users［J］. International Petroleum Economics， 2020， 28（9）： 72-78.

［13］" LIU K， BIEGLER L T， ZHANG B， et al. Dynamic optimization of natural gas pipeline networks with demand and composition uncertainty［J］. Chemical Engineering Science， 2020， 215： 115449.

［14］" MIKOLAJKOV M， HAIKARAINEN C， SAXN H， et al. Optimization of a natural gas distribution network with potential future extensions［J］. Energy， 2017， 125： 848-859.

［15］" 黃阿寶．東莞市天然氣多氣源匹配供應(yīng)技術(shù)分析［D］．哈爾濱：哈爾濱工業(yè)大學(xué)，2016．

HUANG A B. Analysis on matching and supplying technology of natural gas in Dongguan city［D］. Harbin： Harbin Institute of Technology， 2016.

［16］" 周怡沛，周志斌．聯(lián)網(wǎng)條件下中國(guó)天然氣供應(yīng)安全重大問(wèn)題思考：以川渝地區(qū)供應(yīng)安全體系建設(shè)為例［J］．天然氣工業(yè)，2010，30（4）：10-15．

ZHOU Y P， ZHOU Z B. A discussion on the major points in natural gas supply safety in the pipeline network： a case study of Sichuan-Chongqing gas supply safety system［J］. Natural Gas Industry， 2010， 30（4）： 10-15.

［17］" 周鵬，魏琪．天然氣長(zhǎng)輸管網(wǎng)優(yōu)化建模及求解研究進(jìn)展［J］．油氣儲(chǔ)運(yùn)，2023，42（9）：968-977．

ZHOU P， WEI Q. Review of optimization modeling and solution of long-distance natural gas pipeline network［J］. Oil amp; Gas Storage and Transportation， 2023， 42（9）： 968-977.

［18］" 徐陽(yáng)，趙加成，劉輝，等．LNG調(diào)峰儲(chǔ)氣設(shè)施工藝及運(yùn)行研究［J］．化工管理，2023（31）：146-149．

XU Y， ZHAO J C， LIU H， et al. Research on the process and operation of the LNG peak-shaving storage facility［J］. Chemical Enterprise Management， 2023（31）： 146-149.

［19］" 張立曉，項(xiàng)玉婷，孫志鑫，等．基于SPS的冷熱油交替輸送管道安全邊界與運(yùn)行方案制定［J］．廣東化工，2023，50（16）：68-72．

ZHANG L X， XIANG Y T， SUN Z X， et al. Development of safety boundary and operation plan of an alternate cold and hot oil pipeline based on SPS software［J］. Guangdong Chemical Industry， 2023， 50（16）： 68-72.

［20］" 邢同勝，孫曉波，胡善煒，等．港清線和港清復(fù)線的并管運(yùn)行特性研究［J］．石油機(jī)械，2014，42（7）：109-111．

XING T S， SUN X B， HU S W， et al. The combined operation features of Gang-Qing pipeline and Gang-Qing parallel pipeline［J］. China Petroleum Machinery， 2014， 42（7）： 109-111.

［21］" 皮亞鐳．TGNET軟件在管網(wǎng)運(yùn)行中的仿真應(yīng)用［J］．內(nèi)蒙古石油化工，2019，45（4）：20-21．

PI Y L. Simulation and application of TGNET software in pipeline network running［J］. Inner Mongolia Petrochemical Industry， 2019， 45（4）： 20-21.

［22］" 羅林杰．TGNET軟件在川西管網(wǎng)運(yùn)行調(diào)度中的應(yīng)用［J］．天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2016，10（5）：54-56．

LUO L J. Application of TGNET software to operational scheduling for gas pipelines， western Sichuan basin［J］. Natural Gas Technology and Economy， 2016， 10（5）： 54-56.

第一卓海森，工程師，生于1982年，2009年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）機(jī)械設(shè)計(jì)制造及其自動(dòng)化專業(yè)，現(xiàn)從事LNG接收站運(yùn)維管理工作。地址：（300450）天津市濱海新區(qū)。電話：（022）66708628，email： zhuohs@pipechina.com.cn。

通信作者：左麗麗，教授。email： zuolili@cup.edu.cn。

2024-05-30" 修改稿收到日期：2024-08-24

王剛慶