基于管網仿真技術的城市燃氣運營管理實踐

王文想

(深圳市燃氣集團股份有限公司， 廣東 深圳 518000)

1 概述

2021年全國天然氣表觀消費量3 730×108m3，用氣人口已經超過6.67×108人，全國城鎮燃氣使用普及率已經達到97.87%。與此同時,全國燃氣事故多地頻發，造成重大人員傷亡，燃氣安全形勢嚴峻。2021年國務院安全生產委員會印發《全國城鎮燃氣安全專項整治工作方案》，強調燃氣管網及附屬設施安全運營的重要性，也進一步反映燃氣企業提高運營管理水平的迫切性。

當前城市燃氣運營企業大多已建立完善的GIS、SCADA系統、氣量管理系統、巡查巡檢管理系統等信息化系統，基本實現了燃氣管網基礎數據、監測數據及運營數據的采集。在當前管網運營智慧化發展進程中，管網仿真技術作為支持運營管理決策的核心技術，通過利用有限的監測數據模擬管網的運行狀況，實現對現有管網輸配能力的評估及運行狀況預測、新管網的規劃設計等[1]，受到普遍關注。

2 燃氣管網仿真技術發展現狀

① 理論技術基礎

管網仿真技術的實現離不開3個要素和過程：根據物理原理，建立管網系統流動水力熱力關系式；通過數學方法，建立管網流動仿真模型；利用計算機技術，開發計算機軟件，形成管網仿真核心技術[2-3]。燃氣管網仿真研究始于20世紀60年代，經過幾十年的發展，已具備成熟的理論和軟件應用經驗[4-7]。

② 技術應用現狀

2009年，北京燃氣企業首次實現了管網仿真系統與SCADA系統實時數據庫的鏈接[8]，將其應用在分區管理風險分析上，預估管網分區管理后子網可能存在的工況安全隱患，及時做好工況調整方案或者整改措施[9]。2018年無錫華潤燃氣有限公司基于Synergi Gas管網仿真系統對高壓燃氣管網進行動態分析，應用在管網規劃、改造、增量需求分析中[7]。

管網仿真技術主要分為離線管網仿真和在線管網仿真。離線管網仿真技術應用較為成熟，應用場景較廣，可以適用于任何給定場景中。在線管網仿真技術的應用需要調用實時運行數據，需要運行良好的業務平臺作為數據源，是管網仿真技術未來的發展方向。

3 離線管網仿真技術的應用

某燃氣企業2017年建設離線管網仿真系統，建立了全市高壓-次高壓-中壓-低壓的全管網仿真模型。經過多年的應用實踐，離線管網仿真在管網功能優化、運營管理監管、應急管理調度方面發揮了巨大作用。

3.1 管網功能優化

① 數據梳理校核

管網仿真計算的基礎是根據真實系統搭建的仿真模型，在搭建模型和計算分析的同時也可以對原始數據進行校驗，及時發現GIS和SCADA系統中不準確數據[10]。

a.對GIS數據梳理與校核

某燃氣企業于2000年投入使用GIS，由于現有管道設施竣工日期最早可追溯至20世紀80年代，管網日常數據錄入過程中難免存在竣工資料與實際有偏差、人工錄入錯誤等問題。在對約8 000 km的管網建模過程中，共發現管徑錄入錯誤163處、孤立設備122處、斷點991處、重復管道743處。經現場核實后，統一進行連接、廢除、刪除等處理，進一步提升了GIS基礎數據的準確性。

b.對SCADA系統數據梳理與校核

某市在天然氣高壓、次高壓管網上每5 km設置1個線路截斷閥，閥室前后均裝有壓力監測設備，24 h采集壓力數據，并比較管網壓力仿真值與實測值。南環路閥室與其他閥室管網壓力仿真值與實測值偏差對比見圖1，其他閥室取偏差均值。可以看出，南環路閥室偏差較大，遠大于其他閥室偏差均值。經核查后及時進行校驗和調整，確保了壓力監測數據的準確性。

圖1 南環路閥室與其他閥室管網壓力仿真值與實測值偏差對比

② 管網結構完善

采用管網仿真技術對管網輸配能力進行評估，以及在保障用戶供氣壓力的前提下對系統投資經濟性和供氣安全可靠性進行分析對比，可以為優化方案提供支撐。燃氣管網完善通常有兩個途徑，一是對供氣設施的完善，主要措施有增加供氣站點或擴大現有供氣站點的規模；二是對管網結構的完善，主要通過連通斷點或消除瓶頸來實現。

a.供氣設施完善

以某市中壓管網為例，片區1的中壓管網冬季高峰時段壓力渲染圖見圖2。圖2a所示片區1僅有A、B兩座調壓站，因供氣站點少且管網連通性差，導致冬季高峰時段管網供氣壓力低，圖中紫色節點表示該位置壓力低于0.1 MPa，接近中壓管網最低壓力限值0.08 MPa。圖2b為增設調壓站C后該片區節點壓力渲染圖，該區域壓力均高于0.14 MPa。經對比可知，增設調壓站C可以明顯提高該片區的管網供氣壓力，節點壓力平均提高約20 kPa，可有效緩解冬季供氣壓力低的問題。

圖2 某市片區1的中壓管網冬季高峰時段壓力渲染圖(軟件截圖)

b.管網結構完善

某市燃氣企業為提高中壓管網對儲備庫華安BOG消納能力，仿真分析BOG的供應范圍。輸配瓶頸消除前后BOG的供應范圍見圖3。由圖3a可以看出輸配瓶頸為圖示圈選位置2 km的單管，在該位置增設DN 315 mm平行管道，提高管網輸配能力。由圖3b可以看出，消除輸配瓶頸后，BOG供應范圍明顯擴大。

圖3 輸配瓶頸消除前后BOG的供應范圍(軟件截圖)

3.2 運營管理監管

① 作業模擬評估

以調峰氣源供氣作業為例。調峰氣源供氣前后羅芳調壓站進站壓力見圖4。為保障次高壓管網安全穩定運行，次高壓管網壓力應不低于1.1 MPa。根據模擬計算，在10:00—15:00及17:45—23:40兩個高峰時段羅芳調壓站進站壓力低于1.1 MPa，不滿足輸配要求，見圖4a。調峰氣源供氣后，在9:20—13:00、17:50—21:00、22:00—23:10時段，利用調峰氣源供應氣量25.5×104m3，可保障羅芳調壓站進站壓力始終高于1.1 MPa。作業當日，羅芳調壓站進站壓力實測值與仿真值吻合，見圖4b。

圖4 調峰氣源供氣前后羅芳調壓站進站壓力

② 電廠氣質管控

燃氣電廠機組要求天然氣華白數和高熱值相對于基準值偏差均不能超過±5%。利用色譜儀采集氣源組成，通過仿真計算燃氣電廠天然氣的高熱值波動情況，優化供氣模式。某日華電電廠天然氣高熱值隨時間變化見圖5。開始時天然氣高熱值與基準值相等。可以看出，在多氣源混合供應下，華電電廠機組天然氣高熱值相對于基準值偏差達7.15%，需采取措施進行調整，如通過閥門隔離氣源、調整混氣比例等。

圖5 華電電廠天然氣高熱值隨時間變化

3.3 應急管理調度

① 氣源保供模擬

某市燃氣企業有天然氣氣源2個、應急氣源1個，其中天然氣氣源A年供氣量占比約70%；天然氣氣源B受門站工藝影響，最大小時供氣量為10×104m3/h；應急氣源C可供應氣量約650×104m3；該城市燃氣用戶冬季日需求量為340×104m3/d。經分析，如果天然氣氣源A停供，在天然氣氣源B最大流量供應、應急氣源C保供的情況下，最多只能維持約211 h正常供氣。進行天然氣氣源A停供后高壓、次高壓管網平均壓力仿真分析，見圖6。可以看出，211 h后，次高壓管網平均壓力降至0.3 MPa以下。利用仿真系統可模擬氣源、管道、調壓站等事故工況，為失效模式下供氣保障方案提供決策支持。

圖6 天然氣氣源A停供后高壓、次高壓管網平均壓力仿真分析

② 燃氣泄漏預警

管網仿真分析結合機器學習和數據驅動技術可以實現中壓管網的泄漏監測。利用管網仿真模擬泄漏發生時周邊管網節點壓力的變化，以獲取大量的標簽數據，同時考慮管網拓撲結構，對燃氣管網的空間特征及壓力數據的時序特征進行建模分析和模型訓練，研發泄漏監測預警模型，可用于中壓管網泄漏監測預警。

4 在線管網仿真技術的應用

在線管網仿真可以對管道SCADA系統采集的大量實時數據進行分析處理，通過科學分析、處理、診斷、決策，模擬管網系統當前運行狀態，預測可能出現的運行和操作風險，對比分析和診斷異常工況及事故，從而促進天然氣管網系統運行管理的智能化。

4.1 基礎平臺建設

在線管網仿真平臺的建設主要應解決在線模型庫的建立、實時數據對接與調用、平臺功能拓展等。建立在線管網仿真模型需要的物理數據主要包括管網系統的結構、工藝參數、管道及設施設備參數，如管道管徑、長度及調壓器參數等，應開發在線模型數據庫以滿足模型實時調用的需求。模型的邊界條件主要來源于氣源流量、壓力、組成、用戶用氣需求等，應考慮開發實時數據通信接口實現實時讀取監測數據的功能。仿真計算核心軟件的選擇、系統平臺的集成以及平臺功能模塊的開發也是關鍵。在線管網仿真系統除具備離線管網仿真系統功能外，還可以基于運營管理、氣量調度等業務需要拓展平臺功能，比如調度監測預警和氣源優化分配等。

4.2 基本功能拓展

① 調度監測預警

城市燃氣管網運營調度需重點關注特征節點的實時運行情況及對未來不利工況的預測預警。在線管網仿真系統通過實時動態地模擬計算管網運行工況，與SCADA系統監測結果比對，校正提高計算精度。需要預測時，在線管網仿真模型可以快速讀取已批復的上、下游日指定計劃數據，結合用戶歷史用氣曲線，對未來12 h、24 h的管網運行情況進行預測，當達到特征節點的報警值時給出警告，提醒調度人員優化調度方案。

② 氣源優化分配

因氣源產地不同造成天然氣組成及采購成本差異，加上門站工藝、管網結構等造成輸配能力受限，下游用戶用氣需求不均勻性也同樣帶來調配難度，城市燃氣管網供氣分配難度日益加劇。運營調度人員在滿足管網輸氣能力的要求下，通過在線管網仿真系統對多種運行方案進行模擬、分析、評估，以優化調整供氣方式和氣源分配，降低購氣成本，充分發揮管網輸配能力，實現氣量管理的科學化、經濟化。

5 結語

建議行業內進一步加強對在線仿真技術的研究及對中低壓管網在線仿真的探索，加快智能化系統建設，進一步提升城市燃氣運營管理水平。