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天然气管网集中调控运行优化管理创新体系

  中国石油北京油气调控中心(以下简称调控中心)是中国石油为优化管道运营管理体制、适应管道业务的快速发展,于2006年5月8日正式成立,主要职能是对中国石油所属长输油气管道实施集中调度指挥、远程监控操作、维修作业协调和管网运行优化。

  截至2016年底,调控中心集中调控运行的长输油气管道总里程达5.4万公里,已成为世界上调度运行的管线最多、管道运送介质最全、运行环境最复杂的长输油气管道控制中枢之一。

  近几年来,调控中心充分发挥集中调控优势,制定实施了多项天然气管网优化运行举措,形成了一套科学的天然气管网集中调控运行优化管理创新体系(以下简称优化管理创新体系),有效控制了管道生产能耗,促进了管道企业降本增效,取得了显著的经济和社会效益。

  强化适应性,实现管网规划与调控运行的有效联动

  天然气用户需求增长的连续性和资源开发及管道建设的阶段性特点决定了上中下游各环节发展不协调的问题将长期存在。其中,管网调控运行中,天然气市场不规范,管网和用户自身调峰设施不足,都给管网运行带来了诸多困难。调控中心通过系统分析,核算进销平衡与管道输送能力的匹配性,归纳运行中存在的瓶颈,提出站场适应性改造及管道运行优化建议。

  一、基于管理体制,划分区域管网。对于大型天然气管网,由于连接关系较为复杂,根据资源平衡及转供能力,以相互关联较为密切的管道组合成一个系统,将天然气管网模型分割成若干个水力系统进行单独计算,分别确定区域管网输气能力及瓶颈。目前,根据中国石油天然气管网布局、连接及运行特点,以中卫、广州等关键节点分割形成多个区域管网系统。二、结合设计条件,校核输气能力。依托天然气管网仿真软件,根据区域管网划分结果收集现役管道基础资料,建立区域管网模型,并结合投产信息,将即将投产的管道整合到模型中。基于管道当前运行情况和初步设计资料,选取模型计算边界条件,确定管网的物理状况、压力限值、压缩机机组能力和管道之间的相互转供点等信息。通过对现役管网和即将投产管道模型的模拟运算,校核管道、重点区域的最大输气能力。

  三、编制运行方案,分析输送瓶颈。根据天然气管网进销计划和管存情况,在区域管网最大输气能力范围内,制定各条管道安全、可行的运行方案,包括:进销计划平衡表、输量分配表、机组配置表和运行参数表,协调优化各地区管道的管输流量和流向。抽取不同季节高峰月进行资源平衡和管输计算,反映未来管道运行中可能出现的瓶颈问题,对计划管道投产和待建管道规划提出合理化建议,指导规划管道的建设和当前管网的改造。

  四、收集历史数据,总结用气规律。天然气管网规模越来越大,天然气管网用户越来越多,各类型用户受季节、节假日、气温等因素影响,用气规律各不相同。在总结近几年用户用气历史数据的基础上,通过对于主要用户类型(城市燃气用户、工业用户以及调峰电厂)用气量研究,分别用月度不均匀系数、日不均匀系数以及小时不均匀系数等参数来总结用户的用气规律,为调峰适应性分析提供依据。

  五、开展动态模拟,挖掘调峰潜能。在天然气管网典型用户用气不均匀性的基础上,利用仿真模拟,通过管存变化及关键点压力变化最大化地反映未来管道运行中的调峰问题。根据天然气管网产运销平衡,分析天然气管网季节调峰问题,并根据用户实际用气规律分析管网日调峰和小时调峰问题。储气库是解决天然气管网季节调峰的最有效手段,但在目前管网储气库的工作气量及最大采气能力无法完全满足冬季生产需求的情况下,储气库调峰能力不足仍是管网运行中的重大风险。调控中心积极协调新建储气库加快投产进度,推动在役储气库进行扩容建设,同时根据实际调峰能力安排冬季销售计划,以提高冬季供应保障。

  优化时间维度,构建月、周、日三级优化管理模式

  天然气管网调控运行优化管理创新体系实施前,调控操作经验的积累主要来自单条天然气管道。相比管网,单条管道日常操作较少,影响范围较小,工况恢复较快。因此,时间管理维度到月基本可以满足运行管理需要。天然气管道联网运行后,整个管网作为统一的水力系统,瞬态特性更加明显,一些简单操作都可能会对整个管网运行状态产生影响,且很长时间都无法恢复稳定。因此,必须对天然气管网调控运行的时间维度进行细化,才能有效管理整个天然气管网。

  调控中心在原有月度计划的基础上,结合稳态和瞬态运行优化技术,创新提出了“月方案优化、周预测控制、日平衡调整”三级优化管理模式。

  一、细化“月方案”编制,优化输送任务与落实。根据气源和用户的月度计划以及各条管道的维检修作业计划,利用管道稳态仿真和优化软件,编制系统能耗(费用)最低的月度运行方案,优化资源和市场配置,协调各条管道维检修作业,合理安排机组运行,明确管道不同时间的优化控制点。

  管网月度方案编制过程中,自下而上可分为三个层次:单条管线运行方案、区域管网运行方案和整个中国石油干线管网运行方案。针对单条管线,依据运行经验将输量按台阶划分形成输量台阶表,每个输量台阶下都有较优的全线压力分布和开机方案,以支撑上层区域管网和干线管网月度方案制定;不同管线组成区域管网后,通过在关键联络站进行转供,协调各管线间的流量分配,将多年运行工况总结成运行方案库并不断更新,使区域优化效果最佳;在此基础上,形成整个干线管网的月度方案,既满足了整体进销计划和管输任务的要求,也通过提前运行调整落实了现场作业的需求。

  二、控制“周预测”变化,优化运行跟踪与分析。由于气源和用户的实际供(提)气量与计划气量经常出现偏差,尤其是城市燃气用户更为明显,导致月度方案执行中存在不确定性。根据气源或用户已经发生的实际供气量及用气量,结合月度生产运行方案,预测未来一周各气源、各销售公司及重点用户的用气量变化趋势,以及大管网和区域管网(线)的管存变化情况,结合仿真软件和稳态优化软件的计算结果,提前针对月度方案进行适度调整,制定周运行方案,优化本周内管网运行。

  当时间维度细化到周的层面时,对进销和管存变化趋势的预测更加准确。此时,根据管网实际运行情况,结合仿真模拟和稳态优化技术,对月度方案进行适当调整,将整个管网控制在一个较优的运行水平。特别是针对一周内工作日和周末用户用气规律存在差异的情况,进一步制定出工作日和周末(含节假日)两套运行方案,实现对管网运行状况的有效跟踪与分析。

  三、调整“日平衡”波动,优化实时监控与操作。通过每日统计气源进气量、用户用气量和管存变化情况,分析管网运行优化空间,结合对运行的实时监测,借助在线仿真模拟以及指定时段优化等技术,提出具体、可操作的优化调整建议,通过调整管道之间的转供量,压缩机组的运行方式,保障管网的供销气量平衡和管存的稳定,实时优化管网运行。

  优化空间维度,严把六大优化控制点

  优化管理创新体系实施前,管网在空间维度上的管理无法覆盖从资源到市场的天然气管输产业链,系统性不足、可操作性不强。通过梳理总结多年集中调控的关键控制点,调控中心创新形成了涵盖油气管网集中调控全产业链的“资源优化、销售优化、流向优化、机组优化、管存优化、压力优化”六大优化控制点。

  资源优化,全面提升管网供气能力。资源优化主要是考虑各进口管道(中亚和中缅管道)气量是否与管输能力匹配,是否按最优量进气;针对国内外资源,比选其经济性,配置国产气与进口气、以及进口管道气与LNG的比例;平衡进口气照付不议与国产气增产增量配比。当整个管网系统资源供给不足时,调控中心充分发挥多气源优势,经过优化分析统筹协调各气源比例,整体提升管网供气能力,以满足供需要求。当资源供给基本平衡时,结合仿真及优化软件,考虑管输能力、工艺流程、机组配置、设备状况和生产能耗等多方面因素,研究得出各进气口经济和非经济输量区间,通过计划安排和日常调整,在完成各资源计划的基础上,尽量做到最优进气。资源优化在全面提升管网供气能力的同时,为天然气管道输送业务和发展规划提供了大量建议,一定程度上促进了管道业务各项工作的发展。

  销售优化,显著提高管网整体效益。销售优化主要以增大销售量为目的,考虑多供气点用户的分输位置和不均衡用气等因素,采取日指定控制、分输量匹配、压力和流量调节(对于工业用户一般采取压力控制,对于城市用户一般采取压力、流量综合控制)等优化措施,维持管网运行稳定;同时,根据管网负荷率,向销售公司提供销售优化建议,增加管网整体效益。对于像北京燃气集团有限责任公司这类具有多供气口的用户,根据多年运行经验,应尽量增大采育站、通州东站的日指定量,避免石景山站因进站压力较低出现供应不足的风险;而对于只有单一供气口的上海站,分输应尽量采取均衡控制,充分发挥用户(上海燃气有限公司)自身LNG调峰优势,减小用气波动对管网及干线的影响。

  流向优化,充分发掘管网输送潜力。针对管网进行区域划分后,根据气源供气量和用户用气需求,调整各区域管网的流量分配以及区域管网间的流向和流量,降低管网系统的生产能耗,保障管网的平稳运行。以长三角地区天然气管网为例,该区域管道互联互通,转供点较多,机组配置复杂,形成了北线、中线和南线三个流向通道,在相同的总输量下,有多种输量分配和机组配置方式。当该区域管网输量为6000万方/天时,存在5种转供方式、23种运行工况,以经济运行为指导目标,优选运行方案,总结出该区域管网流向优化规律,指导区域管网优化运行。

  管存优化,有效增强管网应急能力。管存作为管道的“第二气源”,在日常运行中发挥着重要的调峰作用。管存控制不仅可以有效地降低生产能耗,同时还能减少突发异常工况对运行的影响,有效增强管网应急能力。管存优化的核心是对管存进行有效管理,为此,调控中心建立了“目标管存—应急管存—极限管存”的多区间管存管理体系。通过管道仿真模拟与历史运行数据统计,针对不同季节、不同输量、不同机组配置,计算各管道管存的调节范围,划分相应的控制区间,制定管存管理规定。此外,管存优化措施还包括:充分利用管道末端储气能力,应对用户小时不均衡用气特性;针对计划性作业,在作业前通过管存分布调整,降低作业对气源和用户的影响;利用管存气,满足下游用户应急用气需求。

  压力优化,有力保障管网运行安全。压力优化主要是以降低天然气管网能耗和控制目标管存为目的,通过机组运行工况及转供气量的调整,优化管网关键节点的运行压力。压力优化覆盖了整个天然气管网系统,主要包括:首站压力优化:严格控制管道首站进站压力在合理范围内,确保资源按计划进气,尽可能利用气源压力。中间压气站压力优化:根据输量要求合理调节压缩机组运行状态,确保压缩机组运行处于最优工况。联络站压力优化:控制天然气管网关键转供节点的运行压力,在确保转供任务完成的同时,尽量减少节流损失。分输站压力优化:针对分输压气站,采用压缩机进口汇管向用户分输,在降低压缩机负荷并减少能耗的同时,避免分输压降过大所带来的冰堵风险;针对分输站,在保证用户分输需求的条件下,尽可能降低分输站分输压力。末站压力优化:合理控制管道末站进站压力,在满足每日压力波动要求的同时,尽量降低管道运行压力。

  机组优化,大幅降低管网系统能耗。压缩机组是管网主要耗能设备,其运行状况好坏直接决定着管网系统能耗水平。经过多年运行经验的积累,调控中心形成了一系列机组优化原则,确保机组在高效区运行,大幅降低管网系统能耗。其中,各运行压缩机组要具备一定的上、下调节能力,确保在单个机组出现故障的情况下,其上、下游机组还能有一定的调节余量,以减小机组失效对全线运行的影响。实时监控各压缩机组运行工况,通过分析机组运行综合效率,对运行效率低的机组做出及时调整。

  强化技术和人才保障,确保优化管理创新体系高效运转

  一、引进吸收与自主研发相结合,构建三大技术保障。研发管道运行数据分析技术,依托大数据研究方法,挖掘数据价值,细化数据分析方法,深化分析力度,总结生产运行规律。综合运用管道仿真模拟技术,以相似理论、控制论等相关专业技术和计算机仿真技术为基础,建立天然气管道仿真模型,通过对仿真模型的稳态和动态分析,实现实际管道运行工况分析、控制决策优化、未来风险预测等功能,辅助并优化实际生产运行。在管道运行参数实时监控、管存分布、气体流向安排、管网运行瓶颈排查、调峰适应性分析、异常工况分析、应急预案编制等方面都发挥了重要的作用。始终推动对天然气管网优化技术的研究,不断夯实相关优化技术成果的应用基础,攻克了天然气管网优化运行评价准则、运行方案库、压缩机性能优化、管网监测分析以及天然气管道稳态和瞬态优化等技术难题,开发完成了优化管理创新技术保障平台,形成一系列行之有效的运行优化技术。

  二、优化分析与生产运行相统筹,构建专业化人才保障。优化管理创新体系既需要专业化的优化运行专家队伍,又需要具备运行优化理念和能力的日常调度运行人员。调控中心根据多层次、立体化的优化管理创新体系需要,培养打造了一支覆盖优化运行、工艺技术、运营管理等多个领域的专业化人才队伍。首先设置了专职优化分析岗位,主要负责天然气管网系统分析、优化运行工作;其次建立了“调度员执业资格认证机制”和“三长管理机构”,按照业务素质、工作经历等,开展调度员一、二、三级执业资格认证,依照运行优化责任体系,搭建综合调度长、值班调度长和调度台长的三级管理架构;最后加强优化管理创新体系人才培养,紧密结合业务特点组织技术培训,扎实推进导师带徒、现场实训、岗位交流、挂职锻炼等工作,促进了全员能力素质提升。加强培训平台建设,培训平台已成为集团公司指定的唯一油气管道调度执业资格认证机构。

  项目实施效果

  一、提升了天然气管网管控能力。在优化管理创新体系带动下,天然气管网运行调度人员的运行优化意识显著增强,从被动优化转变为主动优化,从被动运行调整转变为主动优化调整。此外,调控中心积极推动各管道相关方强化管网运行优化意识,统筹做好管网平衡与区域优化,提高了天然气管网整体效能,充分体现了调控中心的价值。

  二、创造了显著的经济效益。通过在系统分析中应用优化管理创新体系,提前预判和解决管道运行瓶颈,及时提出管道规划建设和机组投产安排的优化建议,为天然气管网规划建设、现有管道或站场改扩建、管网系统供销平衡和优化运行管理提供了支持和参考。其中,通过提出梧州、广州等管道站场适应性改造建议,在满足了下游市场需求增长的同时,大幅提高了管道利用率,增加管输收益逾50亿元。分析设备使用情况,通过设备利旧解决管输瓶颈,为企业节省投资约5000万元。提前对规划管线进行研究,优化投产时间,建议提前建设投产的管道为企业新增近25亿元的管输收益,建议缓建的部分压气站则为企业节省了1000余万元的电费支出。近几年来,累计为企业增加逾百亿元的收益,创造了超过30亿元的综合效益。

  2012至2016年,西气东输管道、陕京管道和涩宁兰管道等主要耗能管道在输量逐年增长的情况下,运行能耗反而显著下降,管道生产单耗下降了近20%。天然气管网整体能耗率(生产耗能与总输量比值)由2012年的2.5%降至2016年的1.7%,运行优化程度达到了世界先进水平(发达国家天然气管网的能耗率通常为1.5%—2.5%)。如以2012年运行水平和耗能单价为对比基准(即假设管网运行始终维持2012年的优化程度),则过去4年理论上合计节约的运行能耗成本超过22亿元。由于2012-2016年期间存在多条新管线投产的情况,考虑到新增管线对降低管网整体负荷率和减少能耗的影响,在核算各年度理论能耗成本时以上年度的运行水平为对比基准(即对比基准逐年进行动态更新),则过去4年合计节约运行能耗成本约17亿元。

  三、能源利用效率提高,取得了良好的节能减排效果。近年来,随着我国政府和社会对生态环境保护和空气质量改善的持续关注,节能减排已成为企业生产的关键控制点,是推动企业科学发展的重要抓手。通过优化管理创新体系的有效应用,2012-2016年合计节省管道生产能耗173万吨标煤,减少碳排放逾500万吨,显著提高了能源利用效率,有效支撑了企业实现节能减排目标,为我国生态环境、空气质量的改善做出了重大贡献。

  (文/中国石油北京油气调控中心)

  (成果创造人:黄泽俊杨毅范莉唐善华徐春野赵小川刘松刁洪涛李博杨兴兰高义梁志敏)

  (本文获中国石油企业协会行业部级2017年度全国石油石化行业管理现代化创新优秀成果评审一等奖)


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