CN113129164A - 一种天然气管网天然气流量压力调度决策指标的计算方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种天然气管网天然气流量压力调度决策指标的计算方法，包括以下步骤：建立天然气管网的压力计算模型；将第k时刻的所有气源点、储气设施和控制节点的实际压力数据代入调度指标模型中计算，获得第k+1时天然气管网的所有气源点、储气设施和控制节点的运行压力计算值：计算储气设施、气源点和控制节点的天然气流量压力值。本发明公开的天然气管网天然气流量压力调度决策指标的计算方法，采用关键节点的决策指标参数建模的方式，能够模拟输气管网的运行工况，消除常用的水力仿真方法存在的与实际数据偏离度大、耗费时间周期长、反应不够及时和安全可靠性不足以及经验指标法缺乏科学支撑、适用范围窄的问题。

Description

一种天然气管网天然气流量压力调度决策指标的计算方法

技术领域

本发明涉及液化天然气设备技术领域，具体涉及一种天然气管网天然气流量压力调度决策指标的计算方法。

背景技术

天然气长输管道及管网的生产运行随着下游用户的用气峰谷的变化而发生较大的波动，各类下游用户的用气峰谷的变化与季节、月度、工作日、节假日、白天和夜间密切相关，也随着管网不同位置的用户数量变化而产生较大的波动，因而具有不均匀和不平稳的特点。因此，为了适应下游用户的用气不均匀性和保障用户用气设备所需压力和流量，实际管网在运行中需要时刻改变供气气量和压力，以平衡管网储气设施的供气量和储气量，提高管网的供气能力。

在供气调度过程中，为了制定经济可靠的供气方案，不仅需要准确地预测各时间点、不同位置的用气负荷，还需要在预测符合工况下，对天然气管网水力调度决策指标进行快速、准确的模拟计算。现行的天然气管网水力调度决策指标的模拟计算方法通常有几种：一是采用离线的天然气管网水力模型进行快速计算；二是采用在线的天然气管网水力模型进行快速计算；三是利用事前准备好的天然气管网调度方案集，从这些管网调度方案集中选择与用气负荷工况接近的方案。

在当前普遍采用的上述天然气管网水力调度决策指标的模拟计算方法中，由于天然气管网气点与下气点数量多、各个节点流量与压力波动瞬时性大、管存变动的影响导致上述参数波动的随机性大，且输气管网不同管段的真实摩阻系数和实际流通面积难以测量，实际埋地温度和不同气质天然气混输等原因造成了各处天然气密度与粘度等参数变化，使得现行的天然气管网水力调度决策指标的模拟计算方法存在以下问题：方法一采用的离线的天然气管网水力模型难以有效反映实际运行情况，更何况不同方案和工况的基础数据准备、模型调试、输出数据分析和再测试均需要较长的运行时间，采用离线模型难以很好地满足实际生产运行中的快速决策的要求；方法二采用在线的水力模型，尽管总体上是最佳选择，但其预测相关水力指标的时间跨度较短，难以预测和判断较长时段后的管网运行情况；方法三采用的管网调度方案集与当前管网调度工况偏离较大，从而导致难以选择接近方案的问题。

综上所述，现有的解决方案存在着运行时间周期长、反应不够及时和安全可靠性不足等问题。

发明内容

本发明的目的在于提供一种天然气管网天然气流量压力调度决策指标的计算方法，用以现有的解决方案存在着运行时间周期长、反应不够及时和安全可靠性不足等问题。

本发明提供的一种天然气管网天然气流量压力调度决策指标的计算方法，包括以下步骤：

步骤S1：建立天然气管网的压力计算模型，包括：

步骤S11：设定天然气管网的储气设施、气源点、控制节点和远程监测站点的数量并编号；

设储气设施数量为n₁个，并对储气设施编号为1，2，…，n₁；

设气源点的数量为n₂个，并对气源点编号为n₁+1，n₁+2，…，n₁+n₂；

设控制节点数量为n₃个，并对控制节点编号为n₁+n₂+1，n₁+n₂+2，…，n₁+n₂+n₃；

设远程监测站点的数量为n₄个；

其中，n₁、n₂、n₃、n₄均为自然数，n₁+n₂+n₃＝n，n₄＞n；

步骤S12：建立调度指标模型，其表达式为：

式中，下角标i为编号，i＝1，2，…，n；上角标k表示当前时刻，上角标k+1表示下一时刻；

P_i ^k+1为第k+1时刻第i个储气设施、气源点或控制节点的计算压力；

P_i ^k为第k时刻第i个储气设施、气源点或控制节点的实测压力；

A_i0，A_il，B_ij为回归系数；

q^k+1为输气干线第k+1时刻的预计总用气量或总供气量；

a为流量的幂系数，取值1～2；

为第k+1时刻第j个储气设施的出气量或进气量或第j个气源点的供气量；

为第k时刻第l个储气设施或控制节点的实测压力；

C_il为回归系数，其中，l＝1，2，…，n₄；

步骤S2：将第k时刻的所有气源点、储气设施和控制节点的实际压力数据代入调度指标模型中计算，获得第k+1时天然气管网的所有气源点、储气设施和控制节点的运行压力计算值：

步骤S3：计算调度指标模型的回归系数A_i0，A_il，B_ij和C_il；

步骤S4：计算储气设施、气源点和控制节点的天然气流量压力值，其计算表达式为：

式中，f表示节点流量的下限，f取值0～1；

RAN(i)表示均匀随机数，取值0～2，均值为1；

a^k+1为第k+1时刻的用气不均匀系数。

进一步地，所述步骤S3包括以下步骤：

步骤S31：将调度指标模型变形为矩阵形式：

P^k+1＝AQ^k+1+CP^k (2)

式中，

步骤S32：通过多元回归系数线性拟合工具计算调度指标模型的回归系数A_i0，A_i1，B_ij和C_il。

进一步地，当i＝1，2，…，n₁时，P_i ^k+1为第k+1时刻第i个储气设施的计算供气压力或储气压力，P_i ^k为第k时刻第i个储气设施的实测供气压力或储气压力；

当i＝n₁+1，n₁+2，…，n₁+n₂时，P_i ^k+1为第k+1时刻第i个气源点的计算供气压力， P_i ^k为第k时刻第i个气源点的实测压力；

当i＝n₁+n₂+1，n₁+n₂+2，…，n₁+n₂+n₃时，P_i ^k+1为第k+1时刻第i个控制节点的计算压力，P_i ^k为第k时刻第i个控制节点的实测压力。

进一步地，该计算方法还包括以下步骤S5：储气设施包含储气模式和供气模式，储气模式和供气模式的流量相反，对同一个天然气管网应按照储气设施的储气模式和供气模式分别拟合调度指标模型的回归系数A_i0，A_il，B_ij和C_il。

本发明的有益效果是：

本发明公开了一种天然气管网天然气流量压力调度决策指标的计算方法，忽略了对调度需求和结果影响不大的部分节点的压力、流量、温度等参数的影响，根据实际供气调度的需求，采用关键节点的决策指标参数建模的方式，能够模拟输气管网的运行工况，消除常用的水力仿真方法存在的与实际数据偏离度大、耗费时间周期长、反应不够及时和安全可靠性不足以及经验指标法缺乏科学支撑、适用范围窄的问题，满足天然气管网生产调度对即时性和可靠性的要求，尤其适用于现场生产调度人员和贸易气量调度人员使用。

附图说明

图1为本发明实施例1提供的天然气管网的结构示意图。

附图标记说明：1-第一气源点；2-第二气源点；3-第三气源点；4-第四气源点；5-第一储气设施；6-第二储气设施；7-第三储气设施；8-第四储气设施；9-第一控制节点；10-第二控制节点；11-第三控制节点；12-输气干线。

具体实施方式

实施例1

实施例1提供一种天然气管网，下面对其结构进行详细描述。

参考图1，该天然气管网包括一根输气干线12、若干个储气设施1，2，3，4、若干个气源点5，6，7，8和若干个控制节点9，10，11。

其中，储气设施1，2，3，4用于储存气体，气源点5，6，7，8连通气源，控制节点9，10，11对整体天然气管网的水力平衡影响较大。

一根所述输气干线12与若干个气源点5，6，7，8通过管路连通，若干个储气设施1，2，3，4与所述输气干线12通过管路连通。

输气干线12、若干个气源点5，6，7，8、若干个储气设施1，2，3，4和若干个控制节点9，10，11共同组成了数据采集与监视控制系统，英文全称为Supervisory Control AndData Acquisition System，缩写为SCADA系统。

其中，储气设施1，2，3，4、气源点5，6，7，8和控制节点9、10，11等均为远程监测站点，是下游用气的下载点，这些站点均由数据采集与监视控制系统远程监测和控制，是远程监测和数据收集、控制的对象。

其中，若干个控制节点9，10，11是整个管网中运行压力最低的几个分输站或末站以及对管网运行工况影响较大的分输站或末站。

实施例2

实施例2提供一种天然气管网天然气流量压力调度决策指标的计算方法，采用实施例1提供的天然气管网，该计算方法包括以下步骤：

步骤S1：建立天然气管网的压力计算模型，具体包括以下步骤：

步骤S11：设定天然气管网的储气设施、气源点、控制节点和远程监测站点的数量并编号；

设天然气管网的储气设施数量为n₁个，并对储气设施编号为1，2，…，n₁；

设天然气管网的气源点的数量为n₂个，并对气源点编号为n₁+1，n₁+2，…，n₁+n₂；

设天然气管网的控制节点数量为n₃个，并对控制节点编号为n₁+n₂+1，n₁+n₂+2，…，n₁+n₂+n₃；

设天然气管网的远程监测站点的数量为n₄个；

其中，n₁、n₂、n₃、n₄均为自然数，n₁+n₂+n₃＝n，n₄＞n；

具体地，参考图1，储气设施的个数n₂等于4，储气设施编号为1，2，3，4；气源点的个数n₁等于4，气源点编号为5，6，7，8；控制节点的个数n₃等于3，控制节点编号为9，10，11；远程监测站点的个数n₄等于19。

步骤S12：建立调度指标模型

整个天然气管网的水力关系取决于管网固有因素和供气量、下载气量，管网固有因素包括管网结构和管道内径、长度、管壁粗糙度、埋地温度，这些固有因素在周期的单位时间内是稳定不变的，只有供气量、下载气量是时刻变化的。气源点与储气设施的供气压力、控制节点的用气压力，在数学关系上是可以通过统计数据拟合成可以使用的线性关联式的。据此，建立调度指标模型，其计算表达式为：

式中，下角标i为编号，i＝1，2，…，n；上角标k表示当前时刻，上角标k+1表示下一时刻；

P_i ^k+1为第k+1时刻第i个储气设施、气源点或控制节点的计算压力，其中，当i＝1，2，…，n₁时，P_i ^k+1为第k+1时刻第i个储气设施的计算供气压力或储气压力；当i＝n₁+1， n₁+2，…，n₁+n₂时，P_i ^k+1为第k+1时刻第i个气源点的计算供气压力；当i＝n₁+n₂+1， n₁+n₂+2，…，n₁+n₂+n₃时，P_i ^k+1为第k+1时刻第i个控制节点的计算压力；

P_i ^k为第k时刻第i个储气设施、气源点或控制节点的实测压力，其中，当i＝1，2，…，n₁时，P_i ^k为第k时刻第i个储气设施的实测供气压力或储气压力；当i＝n₁+1，…，n₁+n₂时，P_i ^k为第k时刻第i个气源点的实测压力；当i＝n₁+n₂+1，…，n₁+n₂+n₃时，P_i ^k为第 k时刻第i个控制节点的实测压力；

A_i0，A_il，B_ij为回归系数，通过多元线性回归或逐步回归确定；

q^k+1为输气干线第k+1时刻的预计总用气量或总供气量；

a为流量的幂系数，取值1～2。例如，a值可取1或1.1，1.2，1.3；

调度指标模型中所模拟的天然气管网压力与各气源点的供气量和各储气设施的供气量或进气量的a次幂有关，对于天然气管网的阻力损失是用管道两端绝对压力的平方表示，与天然气管网流量的平方成正比，可以近似的认为模型中所模拟的压力与流量成线性关系。

为第k+1时刻第j个储气设施的出气量或进气量或第j个气源点的供气量，其中，当j＝1，2，…，n₁时第k+1时刻第j个储气设施的出气量或进气量；当j＝n₁+1， n₁+2，…，n₁+n₂时，

为第k+1时刻第j个气源点的供气量；

为第k时刻第l个储气设施或控制节点的实测压力；

C_il为回归系数，通过多元回归或逐步线性回归确定，其中，l＝1，2，…，n₄。

在动态的时间关系中，下一时刻的任一点的压力参数可以通过下一时刻的预计的全网的总供气量、各个气源点与储气设施的供气量分布矩阵、当前时刻的各个气源点与储气设施及分输站与末站的压力分布矩阵这三者之间线性关联式计算出来。

步骤S2：将第k时刻的所有气源点、储气设施和控制节点的实际压力数据代入调度指标模型中计算，获得第k+1时天然气管网的所有气源点、储气设施和控制节点的运行压力计算值：

测量第k时刻天然气管网的所有气源点、储气设施和控制节点的实际压力数据；

将第k时刻这些各气源点、储气设施及控制节点的实际压力数据代入至所述调度指标模型中进行计算第k+1时天然气管网的所有气源点、储气设施和控制节点的运行压力计算值。

步骤S3：计算调度指标模型的回归系数A_i0，A_il，B_ij和C_il；

步骤S31：将调度指标模型变形为矩阵形式：

P^k+1＝AQ^k+1+CP^k (2)

式中，

步骤S32：通过多元回归系数线性拟合工具计算调度指标模型的回归系数A_i0，A_i1，B_ij和C_il；

通过Office Excel等自带的通用的多元回归系数线性拟合工具，可以得到上述计算调度指标模型的回归系数A_i0，A_il，B_ij和C_il。

步骤S4：计算储气设施、气源点和控制节点的天然气流量压力值；

在无天然气管网实际运行数据或者实际运行数据不能满足拟合模型的条件下，储气设施、气源点和控制节点等各节点的流量变化有较大的随机性，但在一定的范围以内，只要模拟的节点负荷能够覆盖流量变化范围内的各种情况，水力计算结果就可以包括管网的各种运行工况，虽然天然气管网的多数节点流量是在一定范围内随机变化的，即每个节点的流量可以分为固定部分和可变部分，各供气时刻的每个节点的流量变化范围以内的部分可以通过均匀随机数来产生。

储气设施、气源点和控制节点等节点的流量可以用均匀随机数来产生，其流量压力变化公式如下：

式中，f表示节点流量的下限，f取值0～1。当f＝1时为比例负荷，(1-f)表示节点流量变化范围；

RAN(i)表示均匀随机数，取值0～2，均值为1；

a^k+1为第k+1时刻的用气不均匀系数，该系数为公开的已知数据，随时刻而变化，通常为连续24小时内的用气不均匀系数。

步骤S5：储气模式和供气模式修正

储气设施包含储气模式和供气模式，储气模式和供气模式的流量相反，对同一个天然气管网应按照储气设施的储气模式和供气模式分别拟合调度指标模型的回归系数A_i0，A_il，B_ij和C_il。对在供气阶段时和在进气阶段时的储气设施分别拟合供气阶段时和在进气阶段的P_i ^k+1的回归系数A_i0，A_il，B_ij和C_il。结果见表1、表2。

表1储气设施在供气阶段的调度指标模型的回归系数

表2储气设施在进气阶段的调度指标模型的回归系数

虽然，上文中已经用一般性说明及具体实施例对本发明作了详尽的描述，但在本发明基础上，可以对之作一些修改或改进，这对本领域技术人员而言是显而易见的。因此，在不偏离本发明精神的基础上所做的这些修改或改进，均属于本发明要求保护的范围。

Claims (4)

1.一种天然气管网天然气流量压力调度决策指标的计算方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤S1：建立天然气管网的压力计算模型，包括：

步骤S11：设定天然气管网的储气设施、气源点、控制节点和远程监测站点的数量并编号；

设储气设施数量为n₁个，并对储气设施编号为1，2，…，n₁；

设气源点的数量为n₂个，并对气源点编号为n₁+1，n₁+2，…，n₁+n₂；

设控制节点数量为n₃个，并对控制节点编号为n₁+n₂+1，n₁+n₂+2，…，n₁+n₂+n₃；

设远程监测站点的数量为n₄个；

其中，n₁、n₂、n₃、n₄均为自然数，n₁+n₂+n₃＝n，n₄＞n；

步骤S12：建立调度指标模型，其表达式为：

式中，下角标i为编号，i＝1，2，…，n；上角标k表示当前时刻，上角标k+1表示下一时刻；

P_i ^k+1为第k+1时刻第i个储气设施、气源点或控制节点的计算压力；

P_i ^k为第k时刻第i个储气设施、气源点或控制节点的实测压力；

A_i0，A_il，B_ij为回归系数；

q^k+1为输气干线第k+1时刻的预计总用气量或总供气量；

a为流量的幂系数，取值1～2；

为第k+1时刻第j个储气设施的出气量或进气量或第j个气源点的供气量；

为第k时刻第l个储气设施或控制节点的实测压力；

C_il为回归系数，其中，l＝1，2，…，n₄；

步骤S2：将第k时刻的所有气源点、储气设施和控制节点的实际压力数据代入调度指标模型中计算，获得第k+1时天然气管网的所有气源点、储气设施和控制节点的运行压力计算值：

步骤S3：计算调度指标模型的回归系数A_i0，A_il，B_ij和C_il；

步骤S4：计算储气设施、气源点和控制节点的天然气流量压力值，其计算表达式为：

式中，f表示节点流量的下限，f取值0～1；

RAN(i)表示均匀随机数，取值0～2；

a^k+1为第k+1时刻的用气不均匀系数。

2.如权利要求1所述的天然气管网天然气流量压力调度决策指标的计算方法，其特征在于，所述步骤S3包括以下步骤：

步骤S31：将调度指标模型变形为矩阵形式：

P^k+1＝AQ^k+1+CP^k (2)

式中，

步骤S32：通过多元回归系数线性拟合工具计算调度指标模型的回归系数A_i0，A_il，B_ij和C_il。

3.如权利要求1所述的天然气管网天然气流量压力调度决策指标的计算方法，其特征在于，

当i＝1，2，…，n₁时，P_i ^k+1为第k+1时刻第i个储气设施的计算供气压力或储气压力，P_i ^k为第k时刻第i个储气设施的实测供气压力或储气压力；

当i＝n₁+1，n₁+2，…，n₁+n₂时，P_i ^k+1为第k+1时刻第i个气源点的计算供气压力，P_i ^k为第k时刻第i个气源点的实测压力；

当i＝n₁+n₂+1，n₁+n₂+2，…，n₁+n₂+n₃时，P_i ^k+1为第k+1时刻第i个控制节点的计算压力，P_i ^k为第k时刻第i个控制节点的实测压力。

4.如权利要求1所述的天然气管网天然气流量压力调度决策指标的计算方法，其特征在于，还包括以下步骤S5：储气设施包含储气模式和供气模式，储气模式和供气模式的流量相反，对同一个天然气管网应按照储气设施的储气模式和供气模式分别拟合调度指标模型的回归系数A_i0，A_il，B_ij和C_il。

Images