北疆天然气管网安全运营技术研究

【摘要】：随着经济增长以及工业生产的发展,以及受到气候等因素影响,新疆油田公司储运分公司北疆天然气管网用户用气量处于逐年上升且呈现冬季用气量明显高于夏季的情况。在此情况下,北疆天然气管网运营主要存在两方面问题：一方面是稠油热采用户(主要为风城地区稠油热采用户)用气量的不断增加,对整个管网压力、流量等参数的分布带来影响；另一方面是冬季民用和稠油热采锅炉燃烧用气量都很大,为了确保民用天然气,不得不关闭部分稠油热采用户,从而使得整个管网输送量会发生较大变化。根据这两方面情况,如何预测用户用气负荷,分析管网的输送能力,以便确定出相适应的管网运营方案是运营管理者面临的问题。因此,本文将从燃气负荷预测、天然气管网动态模拟、工艺方案优选三方面对北疆天然气管网进行模拟分析,以确定不同工况下的最佳运营方案。 1、准确预测用户用气负荷是确定管网运营方案的基础。针对目前燃气负荷研究状况,结合北疆天然气管网燃气负荷历史数据,本文采用回归分析法、灰色系统法和组合预测理论等多种先进的方法应用于北疆天然气管网中长期负荷预测,取得成果如下： (1)在对2008年至2011年共4年、48个月份、1460天燃气波动历史数据进行分类、分析、数据拟合后发现,若系统只有一个转折点,则灰色系统法拟合效果最好,误差均小于5%；若系统有两个及以上转折点,灰色系统法拟合相对误差可能会超过5%,而组合预测法效果最好,误差均小于5%；回归分析法对系统转折点不敏感,预测效果最差。 (2)分别使用灰色系统法、回归分析法、组合预测法对2012年用气负荷预测模型进行验证,灰色系统法预测效果最好,组合预测法次之,回归分析法最差；在对2012年各个月份用气负荷进行验证时,组合系统法效果最好,灰色系统法次之,回归分析法最差。 (3)为了确定2014年天然气管网运营方案,使用灰色系统法对2014年燃气负荷预测,北疆地区2014年用气量将达到57.121×104m3/a:使用组合预测法对2014年月用气负荷进行了预测,2014年12月北疆地区用气量将达到5.0592×104m3/月。 2、针对北疆天然气管网,基于Pipeline Studio管网动态模拟软件,在充分考虑用户用气负荷,以及生产部门基本要求的基础上,针对不同工况下的管网进行了动态仿真,确定一系列工艺方案。 (1)按照生产部门要求,改变调峰气源的供气量,对风城地区最大供气量进行了模拟,模拟得到10套在工艺上可行的运营方案。 (2)针对于北疆天然气管网系统用户特点以及地理位置特点,按照生产部门要求,将冬季用气量较大、负荷波动较大的稠油热采用户(用气量占总用气量的近40%)划分为3组。依据用户用气量波动实际情况和生产运营的实际情况,分别对稠油热采用户用气量下降至正常用气量的2/3、下降至正常用气量的1/3共6种情况,百种工况进行了动态模拟,得到50组在工艺上可行的调度方案。 (3)针对以上两类方案,使用Pipeline Studio模拟计算可以确定管网各个节点与管段的压力、温度、流量等参数,同时,可以使用Pipeline Studio对天然气管网调峰储气量进行模拟计算。使用Aspen HYSYS对不同站点天然气含水量进行计算,获取不同站点天然气运营温度与运营压力下水露点温度之差,为综合评价奠定基础。 3、针对仿真确定的各种工艺方案,充分考虑各个方案管网压力、输量等分布情况,从天然气输送量最大、管道运营压降最小、管网压力安全指数最小、管网运营温度与运营压力下水露点温度之差最大、管网调峰储气量最大各个进行综合评价。 (1)建立风城地区最大供气量综合评价模型,使用层次分析法对天然气输量指标、管道压降指标、水合物形成温度差指标、管网调峰储气量指标进行了层次划分,采用灰色关联法对其进行评价后可以知道,最优方案为调峰气源王家沟门站下载西二线天然气为200×104m3/d,乌石化米东站下载天然气量为243×104m3/d方案。 (2)针对北疆天然气管网系统稠油热采用户波动的不同调度方案,建立稠油热采用户调度方案综合评价模型,使用层次分析法对管道压力安全指数指标、水合物形成温度差指标、管道调峰储气量指标进行了层次划分,采用灰色关联法对其进行了评价后可以知道,最佳调度方案均不是越早采取调度措施越好,也不是越晚采取调度措施越好,而是在综合考虑管网水合物生成温度差、压力安全指数和管道调峰储气量后得到的调度时间。 【关键词】：天然气管网 负荷预测 动态模拟技术 Pipeline Studio 综合评价方法 安全运营
【学位授予单位】：西南石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2014
【分类号】：TU996.9
【目录】：

• 摘要3-5
• Abstract5-9
• 第1章 绪论9-18
• 1.1 北疆天然气管网工程概况9-11
• 1.2 研究的目的与意义11-12
• 1.3 国内外研究现状12-16
• 1.3.1 天然气负荷预测12-14
• 1.3.2 现代模拟技术14-15
• 1.3.3 综合评价方法15-16
• 1.4 研究内容与技术路线16-18
• 第2章 基于信息熵理论的中长期负荷预测18-50
• 2.1 北疆天然气管网负荷波动特点18-19
• 2.2 组合预测理论19-20
• 2.3 燃气负荷预测的方法选择及效果评价20-28
• 2.3.1 燃气负荷预测方法21-26
• 2.3.2 预测方法的选择26-27
• 2.3.3 预测模型效果评价27-28
• 2.4 单一模型权重的确定28-29
• 2.4.1 信息熵的概念28-29
• 2.4.2 权重计算方法29
• 2.5 北疆地区天然气负荷预测模型研究29-47
• 2.5.1 总燃气负荷预测模型研究29-35
• 2.5.2 重点用户用气量预测模型研究35-47
• 2.6 北疆地区天然气负荷预测47-49
• 2.6.1 北疆地区总燃气负荷预测47-48
• 2.6.2 重点用户燃气负荷预测48-49
• 2.7 本章小结49-50
• 第3章 模型建立与工艺方案模拟50-85
• 3.1 天然气水合物生成温度差计算50-51
• 3.1.1 仿真基础数据50
• 3.1.2 ASPEN HYSYS求解步骤与结果50-51
• 3.2 天然气管网动态模拟原理及步骤51-54
• 3.2.1 仿真基础数据52
• 3.2.2 初始条件与边界条件选取52-53
• 3.2.3 TGNET求解步骤53-54
• 3.3 模型建立与校核54-56
• 3.3.1 模型建立54-56
• 3.3.2 模型校核56
• 3.4 风城地区最大供气量模拟56-61
• 3.4.1 工况设置及边界条件设置56-57
• 3.4.2 工艺方案模拟57-61
• 3.5 稠油热采用户用气量波动工况模拟61-84
• 3.5.1 用户分组61
• 3.5.2 工况设置及动态脚本设置61-62
• 3.5.3 调度原则的制定62-63
• 3.5.4 风城地区用气量下降至正常用气量的2/363-66
• 3.5.5 风城地区用气量下降至正常用气量的1/366-70
• 3.5.6 一厂红浅地区用气量下降至正常用气量的2/370-73
• 3.5.7 一厂红浅地区用气量下降至正常用气量的1/373-76
• 3.5.8 重油公司九区二级站地区用气量下降至正常用气量的2/376-80
• 3.5.9 重油公司九区二级站地区用气量下降至正常用气量的1/380-84
• 3.6 本章小结84-85
• 第4章 工艺方案综合评价85-102
• 4.1 综合评价模型的建立85-86
• 4.2 应用层次分析法建立评价指标体系86-87
• 4.3 综合评价指标权重的计算87-88
• 4.4 管网调度方案的多层次灰色关联评价88-93
• 4.4.1 运营方案集的建立88-89
• 4.4.2 灰色关联法计算综合关联度89-91
• 4.4.3 灰色关联评价计算方法91-93
• 4.5 风城地区最大供气量方案综合评价93-95
• 4.5.1 评价指标体系的建立93
• 4.5.2 应用层次分析法计算综合评价指标权重93-94
• 4.5.3 风城地区最大供气量方案评价94-95
• 4.6 稠油热采用户用气量波动调度方案综合评价95-100
• 4.6.1 评价指标体系的建立95-96
• 4.6.2 应用层次分析法计算综合评价指标权重96-97
• 4.6.3 稠油热采用户用气量波动调度方案评价97-100
• 4.7 本章小结100-102
• 第5章 结论与展望102-105
• 5.1 结论102-104
• 5.2 展望104-105
• 致谢105-106
• 参考文献106-111
• 附录111-120
• 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果120

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