摘要：隨著城市快速發展，居民生活和工業活動對天然氣需求越來越大。當前城市燃氣氣源主要為多氣源供應，城市燃氣企業承擔著需求端和供應系統雙向需求管理職責。采用仿真軟件，基于氣源組分數據，燃氣企業可優化用氣調配方案，滿足不同用戶的用氣訴求，達到雙贏。

關鍵詞：城市燃氣；多氣源；供應；仿真；雙贏

       在天然氣市場發展方面，縱觀主要發達國家天然氣市場發展歷史，天然氣市場在經歷了基礎設施落后、消費容量有限的啟動期，相關工業快速發展、消費量迅速增長的發展期后，已逐步走向結構合理、市場化程度高的成熟期階段。供應鏈系統的建設是為了實現需求端與供應端雙向協同的管理，用來幫助決策者實現上下游資源一體化配置。隨著低碳清潔能源的推廣應用，天然氣電廠在城市燃氣供應的比例越來越高，燃氣電廠對氣質有較高的穩定性需求，要求燃氣華白數的波動在一定范圍內，越是大型燃氣機組，對氣質波動的范圍要求越精準，而多氣源的氣質品質又參差不齊，因此對供氣的品質開展質量邊界控制研究就非常有必要，同時結合對多氣源調度方式進行應用研究，從而全方位的提高燃氣供應的安全性。

多氣源調度方式是管網結構復雜的多氣源大型城市燃氣企業關注的重點內容。多氣源調度方式是通過主動配氣的方式控制好燃氣供應的質量邊界，從上游采購到中游輸配，以滿足下游燃氣用戶企業的需求。結合氣源采購、計量計價方式、庫存優化、市場發展等方面，深度配合需求的周期性，提高企業的主動配氣能力，降低用戶用氣成本，從而最終提升燃氣企業的經營利潤。

       我國天然氣產業鏈包括氣源（上游）、儲運（中游）和分銷（下游）3個環節。氣源包括本土勘探開發生產的國產氣及通過管道進口的管道進口氣和海運進口的 LNG，儲運環節包括干線管道、省內管道、儲氣庫和 LNG 槽車及罐箱運輸，分銷環節包括城市配氣管網和加氣站等。天然氣產業健康發展的關鍵是產業鏈各環節的協調。各環節參與主體及運行和監管方式的不同形成了我國天然氣產業鏈發展模式時間和空間上的差異。2022年4月國家管網開放服務及交易平臺正式開市，將進一步提高油氣行業市場化程度。我國天然氣區域發展不平衡問題，包括天然氣資源稟賦的差異、天然氣消費水平的差異、儲運設施差異和省級天然氣管網運營模式差異等。在本地天然氣資源豐富的地區采用“一體化模式”，形成了“產、運、銷、儲”一體化運行的地面配套系統，實行天然氣產輸儲銷一體化運營。“自由競爭”模式，適用于沒有或僅有小規模上游生產區塊，也沒有統一的覆蓋全省的省管網公司的地區，以江蘇和山東為代表。這類地區省內鏈接跨省長輸主干管道與城市配氣管網的中、高壓管道主要為國家主干管線在省內的支干線和其他各種主體建設的管道，天然氣的價格由現貨或期貨交易形成，輸氣服務模式為區對區的實體交易模式確定運輸價格。

深圳市天然氣電廠用戶相對于一般燃氣用戶來說，耗氣量極大，對燃氣不僅有熱值要求，還有壓力要求，對于城市燃氣企業而言，向上游申報，向下游配氣都需要在規定時間內做到信息傳送準確無誤。深圳市燃氣電廠機組開啟時和不開啟時，對每日總需求負荷量的影響是巨大的。把總需求分為城市燃氣用戶和電廠用戶，城市燃氣包括了居民用戶和一些大小型工商用戶，當電廠開機運行時，當日耗氣量可能甚至是城市燃氣用戶負荷數的數倍，同時由于電廠開啟受電力現貨市場影響，難以確定發電計劃，這將導致深圳市燃氣總負荷每日會有巨大的波動。

基于相關標準及互換性判定方法分析，以管道西二氣為基準氣，LNG氣源替換或多種氣源混合（包括迭福BOG）供應可滿足城市燃氣用戶對華白數的范圍要求（45.66 MJ/m³-54.77 MJ/m³）。而電廠用戶對氣質要求更為嚴格，如表1所示，深圳燃氣目前供應的電廠機組要求天然氣的華白數和熱值等成分指標偏差均不能超過±5%。統計分析發現，所有燃氣電廠高負荷運轉時，電廠當日用氣量占比最高達到當日總負荷氣量的80%。根據2021年用戶用氣數據，電廠用氣量占全年供氣總量46%，考慮到電廠不是每日用氣，可以發現電廠用氣對總負荷量產生較大的擾動。

表1深圳燃氣供應的電廠裝機及供氣要求情況

在上游氣源單位供氣能力可完全滿足下游用戶需求的前提下，考慮到每日氣量變化較大，增加了氣量平衡工作的難度。利用管網模擬仿真技術，針對電廠開啟情況和氣源日指定量情況進行模擬分析，優化供氣方案，確保當日指定氣源計劃滿足電廠及城燃用戶用氣量需求的同時，保障電廠用戶熱值和供氣壓力要求。未來隨著國家管網開放服務及交易平臺上線及相關制度不斷完善，城市燃氣輸配采購將變得更加靈活，中間流轉流程更加簡化有利于降低運營成本，增加經濟效益。

      消減峰谷差是保證天然氣平穩供應和改善民生、環境，促進經濟穩定、健康、有序發展的重要手段。為解決越來越大的城市燃氣峰谷差，可采用建設LNG調峰儲備站對城市燃氣進行季節調峰和應急儲備。

3.1 多氣源調峰和應急保障研究

根據2021年深圳市管道天然氣月供氣量分析，夏季電廠用戶用氣量增加，夏季月供氣量相比冬季最高相差4485*10^4m³。圖1分別選取了2021年夏季及冬季某日城市燃氣用戶小時用氣曲線，冬季小時用氣峰谷較為明顯，峰谷差為17.5*10^4m³。為了有效調峰，提高氣源應急保障能力，深圳市先后引進了廣東大鵬LNG（通過安托山門站及坪山門站輸送，以下簡稱“大鵬LNG”）、中海石油深圳LNG（通過迭福門站輸送，以下簡稱“迭福LNG”）和深圳市華安天然氣應急儲備庫（以下簡稱“華安LNG”）3個LNG氣源。

圖1城市燃氣用戶冬季及夏季小時用氣量曲線

（來源于深圳燃氣運營數據）

LNG氣源的引進在發揮應急調峰作用的同時給調度運行帶來新的挑戰，主要表現在調峰方案的科學制定及電廠供氣的安全保障兩個方面。在制定調峰方案時需對調峰量及調峰氣源啟閉時間進行精確計算，在保障管網安全穩定運行的同時，確保向上游氣源供應商申報采購量的準確性。對于電廠用LNG氣源的引進在發揮應急調峰作用的同時給調度運行帶來新的挑戰，主要表現在調峰方案的科學制定及電廠供氣的安全保障兩個方面。在制定調峰方案時需對調峰量及調峰氣源啟閉時間進行精確計算，在保障管網安全穩定運行的同時，確保向上游氣源供應商申報采購量的準確性。對于電廠用戶，燃氣輪機機組對燃氣品質的要求較為嚴格，氣源調度時需重點關注氣質的穩定性問題。如果供應電廠的燃氣品質達不到機組運行要求，將會影響其正常運行，嚴重時將會導致機組停機，造成供電事故。深圳市燃氣電廠裝機機組有9E、9F和6FA這3種類型，不同類型機組對燃氣穩定性要求各異。而深圳市天然氣氣源共有4種，如表2所示。為了保障電廠機組的安全運行，多種LNG如何進行調配，新氣源對既有氣源能否互換，是多LNG氣源調度中需考慮的問題。

表2 深圳市天然氣氣源與產地

3.2 多氣源質量邊界控制研究

目前國內外大型燃氣公司已采用管網模擬仿真技術，通過真實系統的模型進行實際系統的計算分析和處理，計算出未來不同條件下的管網運行情況，以及參數條件變化后系統可能發生的變化。仿真技術應用于城市燃氣輸配系統，根據模擬的工況合理設置計算條件，可模擬實際管網的運行狀況。目前在國際上應用較為廣泛的有TGNET、SPS、Win Flow、Win Tran、PCASIM、Synergi Gas等等，能對燃氣管網進行穩態及非穩態模擬計算，用于新管網的規劃設計、舊管網的改造、短時期內的前景預測和風險預案制定、輸配優化、應急調度等。

深圳市目前共有4種天然氣氣源，通過高壓管網供應5座電廠，經次高壓管網供207萬城市用戶。多氣源、多用戶的供氣格局下，管網仿真技術在優化調度方面發揮重要作用。利用仿真系統可模擬氣源、管道、閥門、調壓站等事故工況，為失效模式下的供氣保障方案提供決策支持；實時抓取SCADA系統的監測數據進行仿真分析，預測高峰時段和調峰量，輔助調度員進行調峰；實時分析電廠用戶端天然氣的組分和物性參數（熱值、華白數等）的變化并進行預警，避免因天然氣組分的變化造成電廠供氣風險。管網模擬仿真計算能夠通過給氣源設置不同的組分，來計算下游用戶的用氣組分變化，熱值變化。

相對于傳統的氣源互換性與氣體質量邊界的研究，管網的模擬仿真技術能夠得到更加精確的結果，在確定氣源組分的情況下，計算出管網中每1個用戶的用氣組分的變化和熱值的變化，同時也能夠查看用氣壓力變化和溫度的變化。通過這些仿真技術，能夠在滿足下游用戶需求的情況下，靈活運用上游的采購策略，優化氣源采購方案。

深圳燃氣2017年引進Synergi Gas仿真軟件，應用于日常供氣方案的仿真模擬。通過定義氣源氣質組分，可以模擬不同來源的氣源混合供應情況，模擬計算電廠用戶端熱值變化。如圖2所示，根據當日色譜儀采集的組分值數據，對坪山門站大鵬氣進行組分定義。

圖2氣源組分賦值

對各門站定義氣源組分后，可以進行水力計算，并查看仿真模擬結果。圖3為仿真軟件計算出的某電廠高熱值及低熱值曲線圖，可以看出當日不同氣源混供至該電廠引起的熱值變化情況，通過分析其波動值可判定是否滿足機組運行要求。

圖3某電廠的高熱值和低熱值變化

目前深圳燃氣氣源數量有4個，氣源接收的門站供應能力大于下游用氣的負荷能力，具有較大的調節空間。同時由于各氣源組分熱值不同，計價方式也不同，這體現在氣源端和用戶端。有些氣源為熱值計價，有些氣源為體積計價，電廠用戶普遍采用熱值計價，普通居民及工商用戶普遍采用的是體積計價方式。

我們可以通過結合模擬仿真的計算工具，得到每1個用戶的氣體組份來源，來達到這些該目的。如表3所示為不同氣源組分組成表。

表3不同氣源組分組成表

圖4氣源供應的范圍顯示

如圖4所示，為深圳燃氣氣源供應范圍示意圖。求雨嶺門站的氣源為西二線氣；坪山門站的氣源為大鵬LNG。利用Synergi Gas分析西二氣與大鵬LNG混合供氣壓力及熱值變化情況，并優化供氣方案。分析結果顯示，兩種氣源同時向高壓管網供氣時，鈺湖電廠和華電電廠的熱值波動較大，開機期間超過5%，不滿足要求。進一步優化供氣方案，將西二線氣經求雨嶺門站調壓供應城燃用戶，不向高壓管網供氣，結果顯示，各電廠壓力均穩定，且熱值波動均不超過5%，滿足開機要求。除了通過門站控制供氣來源外，還可以通過開閉關鍵位置閥門調節氣源流量，來測算下游用戶的壓力、熱值和流量的變化，并對比篩選出對企業供氣、用戶用氣都達到滿意的最優的供氣方案。

深圳燃氣一方面需要做好上游管道氣源與進口LNG資源的有序調配，保證天然氣正常供應；另一方面由于氣源供應來源多等原因，通過科學合理地平衡供氣壓力穩定與供氣熱值波動之間的關系，采取主動配氣方案，同時滿足企業長遠發展和用戶用氣滿意的雙向訴求。

考慮到上游氣源供應情況，設定管網中氣源供給端的最低供應量和最高供應量，通過仿真模擬，篩選出在滿足管網不超壓的前提下，同時滿足所有用戶用氣量和交付期限的方案，結合各個氣源的壓力和熱值波動，可以得到滿足各邊界條件下的最優輸氣方案，根據選擇結果，指導上游氣源采購（如圖5所示）。

圖5分配優化方案形成流程

3.4  多氣源仿真模擬研究

根據歷史數據統計分析，作為南方城市的深圳市相比國內北方城市的調峰系數要小很多，燃氣月、日、小時最大不均勻系數分別為1.35、1.108、1.6，最大日用氣量為全年平均日用氣量的1.496倍。為了平衡氣量調度，深圳燃氣利用LNG氣源進行調峰，但同時需精確計算LNG氣源調峰量及調峰時間，合理制定LNG氣源采購計劃及調峰方案。以小時調峰為例，為保障次高壓管網的安全穩定運行，次高壓管網壓力需保障不低于1.1MPa。通過下游需求量計算出次高壓管網上羅芳調壓站壓力曲線，進站壓力在10:00～15:00及17:45～23:40兩個高峰時段內低于1.1MPa，不滿足輸配要求，此時計劃采用大鵬LNG進行調峰。

通過仿真分析，在9:20～13:00、17:50～21:00及22:00～23:10啟用LNG氣源，供應天然氣25.5*10^4m³/日，可保障次高壓管網所有調壓站壓力始終高于1.1MPa。

當日，依據仿真計算結果供應LNG氣源，保障了管網的穩定供氣。經對比，當日羅芳調壓站進站壓力實測曲線與仿真壓力曲線吻合，如圖6所示。

圖6羅芳調壓站進站壓力實測與仿真壓力曲線

因此，在研究多氣源對電廠機組的互換性影響時，在華白數波動滿足要求的前提下，利用仿真系統實時抓取系統采集的組分數據，分析電廠端天然氣的熱值波動情況，提前進行預警。由圖4可知，東部區域華電電廠面臨大鵬LNG、迭福LNG、華安LNG及西二氣4個氣源混合供應的復雜工況。仿真研究顯示，西二氣與LNG氣源供華電的混氣熱值波動高達7.14%，如圖7所示。需采取措施進行調整來避免出現電廠因氣質波動引發跳機繼而危及電網安全的事件出現，控制氣源的質量安全邊界就是要控制好進入管網的氣質品。例如，通過閥門隔離氣源分段供氣，通過在接收站氣化時控制進入汽化器的液態LNG，以及通過多匯管控制混合不同氣質的管輸天然氣等綜合措施來保障電廠端的天然氣熱值波動小于±5%。

圖7西二氣與LNG混供電廠高熱值曲線示意圖

3.5 多氣源互換性分析研究

深圳市主要的天然氣氣源的組分及熱值、華白數情況如表4所示，迭福BOG是來源于迭福LNG接收站的閃蒸汽。我國參照國際燃氣聯盟（IGU）根據互換性概念利用華白數和燃燒勢對燃氣的分類方法頒布了GB/T 13611-2018《城鎮燃氣分類和基本特性》。

表4  天然氣氣源的組分及物性（mol %）

       國家石油天然氣管網集團的成立促進了城市燃氣企業與不同用戶等市場主體參與天然氣交易頻率，同時也為燃氣企業帶來了開展氣源供應及氣源調度挑戰。當前，多氣源供應已經成為城市燃氣運營常態，管網的互連互通也逐步形成，在如何更好地發揮燃氣企業中流砥柱的中間力量上，應積極尋求上游與燃氣企業、燃氣企業與下游之間的雙向奔赴。為進一步加大上游氣源供應的靈活性和下游不同用戶用氣需求的滿意度，通過開展管網仿真技術，基于氣源組分數據，針對不同氣源組分開展了模擬研究，滿足不同用戶的用氣訴求為實現上述目標提供了可供參考的依據。