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。