LNG管道运行压力分析

1、 LNG管道运行压力分析张廷廷I王佳王寿喜(1.中石化榆济管道分公司2.西安石油大学)摘要：随苕天然气输送工艺的多元化.液化灭然气(L5G)在国内的发展迅猛增长。合适的运行压力对于LXG输气干线的安全.经济生产至关重要本文简要介绍了输气干线首站设计圧力的确定原则：以广东某LXG管道为例.借助PS管网仿真软件.运用动态模拟方法确定管网在给定提气址下的镂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：广东LNG：PNS：管网动态仍弘瑕不利工况点：赧低输送压力OperationpressureanalysisofLNGpipelineZhangTingting1WangJia2Wang

2、Shouxi2(l.SmopecYuJibranchpipeline?.XiAnshiyouUniversity)Abstract:Withdiversificationofgastransportprocess,liquefiednaturalgas(LNG)inthedevelopmentofdomesticgrowth.Therightoperationpressureisveryimportantforsafety,economicproductionofLNGtrunklineThispaperbrieflyintroducesthegasmainheaddesignpressure

3、todeterminetheprinciple,TakeoneofgiiangdongLNGpipelinesasanexample,withtheaidofPNSnetwoiksimulationsoftware,usingdynamicsunulationtoanalyzenetworkinagivengasliftunderthemostunfavorableconditionsofpointandminimumdeliverypressureWiththeaidofPNSpipelinenetwoiksimulation,usingdynamicsimulationmethodtode

4、terminethemostunfavorableconditionsofpointandthelowestoperatingpressureinagivengasliftunder,soastodeterminetheoperationofthesystempressureinterval.Keywords:GuangdongLNG;PNS;Networkdynamicsimulation;Themostunfavorablepoint;Minimumdeliverypressure广东LNG概况随着夭然气输送工艺的多元化，液化夭然气（LNG）在国内迅猛发展。特别是随着广东LNG输气管道工程

5、、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液化夭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，1998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。LNG长输干线承担着将气化后的夭然气从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

6、。因此本文以广东DPLNG输气干线为例，通过管网仿真理论、方法和加拿大PipePlusTechnologyLtd.（PPT）公司的管网仿真软件PNS4.0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。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，即可作为输气干线存站的压力【2.2PNS管

7、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（PipelineNetworkSimulation）仿真模拟软件进行输气管道的动态模拟。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。23动态仿真数学模型城市夭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

8、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下运行。因此，利用动态仿真模拟的方法分析城市夭然气管网，成为非常必耍的规划分析手段。天然气在管网系统中的流动，遵从下列数学模型。连续性方程:A+(pwA)=QdtdxK7动量方程：0(砂)十切十6(0)_dtdxpxdz2w2UP三p能量方程:状态方程：P=P（PT）热力学能方程：u=u（p,T）焙方程：h=h（p、T）(1)(5)式中:A一一管道横截面流通面积,/?r：p一一气体密度，kg冷;t一一时间，s：w一一气体流速，X一一沿管道长度方向的坐标，m：p一一气体的绝对压力，Pa：g-一重

9、力加速度，加/s：z一一管道横截面处的高程，m：2一一管道摩阻系数；d一一管道内径，mm；Q一一在0刃管段上，管内气体流向周围环境的散热量，Jkg；h一气体的比焙，Jkg；T一一气体的温度，K；u一气体的比热力学能，Jkg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、w、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

10、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都按照隐式差分法进行动态仿真。DPLNG输气干线管网模型及分析利用PNS管网仿真软件进行广东DPLNG燃气管网的运行圧力分析，可按下述步骤进行。3.1管网模型边界条件分析文中所用广东DPLNG示例管网，以CTJ首站为起点，FS末站为终点共计16个用户。首站最大输出圧力为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

11、（绝对压力）和各用户的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。DPLNG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DPLNG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，控制首站进站压力（&7MPa）,其余节点和用

12、户控制流量，经仿真模拟得出秤头角首站的输送量和门站、电厂等用户的厂站圧力。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。图2前湾用户压力模拟对比(edBsa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

13、，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为存站输送压力为&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。(edlAIU-R出队旺0000000000.5.05Q.5.0.5Q.50&067.7.&.4.惠州炼油厂佛山广州南珠江电厂南沙广州东髙境东莞樟洋前湾南山惠州电厂惠州煤厂平山福华德图3首站输送圧力为

14、&TMPa时用戸压力3.3.2输送压力的选择根据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（5.0MPJ确定管网系统的育站输送圧力区间。当首站输送丿卡力为8.6MPag时，模拟得出FS末站的最低床力为523MPa,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末站的相对圧力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末站的圧力，如图5所示。时间/hour图4FS末站24小时用气址2、？-)咄M5.405.35-5.305.255.20-5.155.105.05-5.00

15、5.077458.708.688.658.638.61起点压力/(MPa)图5不同输送压力下FS末站21小时内赧低压力由图5可知，当首站输送压力为8.61MPJ时，FS末站的最低圧力达5.07745MPa（5.1MPa绝对压力）。因此可近似确定首站输送的安全圧力区间为：8.708.61MPM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。结论及建议通过借助PNS管网仿真软件对广东DPLNG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

16、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圧力区间为：8.70Mpa-8.61Mpa,在该圧力基础上综合考虑其他影响因素，则可确定管网的经济运行压力。管网系统运行圧力的选择是在上下游一体化的情况下，管道输送企业进行的局部调节措施，只有上游气m或LNG接收站等气源、管道以及用户协调运行，才能发挥整个链条的最大作用【因此，建立从生产到最终用户的快速、有效的协调机制是保证夭然气链条正常运行的关键。参考文献余洋.关干我国灭然气调蜂方式的思考.J石油规划设计.2007.18（4）:8-11.李强.关于LNG输气干线的调輝找谈.J.天然气与石油.2004,22（3