电厂次高压管网供气及调度运行的研究

摘 要

摘要：为实现钰湖电厂的临时供气，对LNG气化站供气和天然气次高压管网供气的方案进行分析，选取了天然气次高压管网供应的方案，并针对次高压管网现状进行调度运行的研究和探讨。关
摘要：为实现钰湖电厂的临时供气，对LNG气化站供气和天然气次高压管网供气的方案进行分析，选取了天然气次高压管网供应的方案，并针对次高压管网现状进行调度运行的研究和探讨。
关键词：LNG气化站；次高压管网；电厂供气；调度运行
1 项目背景
    深圳钰湖电力有限公司(以下简称钰湖电厂)为深圳的主要调峰电厂之一，有两台GE公司的PG9171E(下称9E)燃气轮机发电机组，目前，燃料为180#重油。随着深圳市环保要求的提高，如在2011年上半年仍未进行燃气改造，将面临巨大环保压力。2010年11月深圳市燃气集团股份有限公司(以下简称深圳燃气集团)与钰湖电厂签署了天然气购销协议，并积极努力在西气东输二线气源到来前，通过次高压管线临时供气。为此，我们对供气方案进行了经济技术比较，重点对次高压管网供应天然气的调度运行进行了研究和探讨。
2 LNG气化站供气方案分析
    电厂9E燃气轮机额定功率为123.44MW，热耗率为10.656MJ/kWh，要求的天然气参数见表1。
    燃机的天然气耗气量为3.38～4.0×104m3/h，高峰日燃机运行时间为15～18h，日耗气量约55×104m3。
表1 要求的天然气参数
序号
项目
单位
数值
1
最大压力
MPa
2.59
2
最小压力
MPa
1.95
3
设定点压力
MPa
2.4
4
设定压力变化范围
MPa
5%
5
在规定范围的压力波动速度
MPa/min
1%/s
6
压力波动频率大于10Hz的压力波动振幅
kPa
≤1(持续时间2s
7
绝对温度
℃
≥0
8
过热度
℃
28
9
最高温度
℃
≤180
1 10
温度变化速度
℃
1℃/s
2.1 LNG气化站供气方案
    根据电厂的用气情况，需6台150m3储罐，2台20000m3/h的气化器，6～8个槽车停车位，分储罐区、气化区、调压计量区、增压区、卸车区等占地面积为12975m2，投资为4620×104元，工艺流程图如下图1所示。
 
如果将明火水浴式气化器改用水浴式气化器，气化器用热水由电厂或者自建锅炉系统提供，可以节省投资1089×104元。工艺流程详见如下图2。
 
2.2 LNG气化站供气存在的问题
    上述方案存在以下几个问题：
    (1) 槽车运输调度补气的难度较大。储罐扣除保底罐容外，可用的气量约39×104m3，不足以供应一天的使用，如电厂工作日均运行，必须由槽车保证供应，需槽车约25车次/d，按槽车罐装及路程所需时间2～2.5h计，需8台槽车不停运行合理调度方可保证。
    (2) 完全依靠槽车供气安全性不佳。路况、天气、LNG气源场的灌装情况等因素会直接影响到槽车供应。
    (3) LNG站所需采购设备多，大部分为进口设备，订货期约6个月，无法满足工期需要。
   (4) 投资大，经济效益不理想。
3 次高压管网供气方案分析
3.1 次高压管网供气的路由及流程
    该方案将西气东输二线到来后将使用的天然气高压管线与目前的次高压天然气管线结合，利用该段已建好的高压管线与次高压管线连接，通过次高压管网供应电厂。管线情况见图3。
 

该方案只需烟厂专用调压站后的次高压管线与机荷高速、坂雪大道、环观南路、平大路的高压管线联通，目前只需建设6.42km，即可联通，从工期上来说，应可以满足需求。电厂内需建设计量撬、加压撬，工艺流程见图4。
 

    主要采购的设备是计量撬和加压撬部分，由于计量撬可利用目前已采购的次高压/中压调压计量撬的计量部分，无需重新采购，而加压撬为临时加压设备，由电厂采购国产设备，供货时间短，不影响工期。计量撬及次高压管道、高压管道的改造等临时设施的投资为820×104元。
3.2 次高压管网供气调度难点及对策
    通过次高压管网供应电厂存在以下问题：
    (1) 管网供气系统的设计规模是否满足需求。在设计中次高压管网新增供应电厂，现有管线、门站是否满足供气需求，必须进行验证。
    (2) 电厂大流量的快速启停是否影响到整个管网的安全稳定供气。
    (3) 次高压管网供气的安全性。
    (4) 供气的最大小时提气速率是否符合现有上游合同要求。
   解决的办法：
   (1) 预测临时供气期间的最大用气日最大小时用气量，利用美国gregg engineering公司的管网仿真软件进行计算。在安托山门站供气压力为1.2MPa，坪山门站供气压力为1.5MPa的情况下，两门站高峰时的供气流量在设计规模范围内。管网的最低压力点为1.16MPa，可满足供气要求，管网输气能力可以保证。
    (2) 利用管网仿真软件，按电厂提供的正常启动时间和1min内紧急停机两种工况进行动态仿真，仿真的结果表明正常启动时管道、门站出口的压力变化平缓，不会产生不良影响。紧急停机时，安托山门站的流量变化为2600m3/min；压力稳定，附近烟厂调压站进口压力变化为4784Pa/min，约为当时压力的0.4%，影响很小，在设计中计量撬与压缩撬间的管道增大管径至DN800，满足机组10s的用气要求，缓冲紧急停车对计量撬的影响。
    (3) 次高压管网受第三方施工的不确定性破坏的影响和道路改造次高压管网有计划的断开，影响到电厂的供气，但安全性仍较LNG气化站供应好，同时可通过加强安全管理，并在电厂供气合同中已明确为可中断供气用户，可短期停气，由用油的机组发电保证电力的临时供应。
    (4) 需求的最大小时流量超过目前上游合同中规定的最大小时提气速率，可采用增购短期合同气来增加小时提气速率；同时利用梅林LNG气化站和大工业区气化LNG站的高峰小时调峰功能，降低高峰时段的门站的提气速率。
    本方案无论从投资、工艺技术、安全性、运行管理等方面均优于用LNG气化站供气的方案。
4 次高压管线供应电厂的调度方案
    次高压管线供应电厂对两门站出站压力的设定、流量合理分配，两调峰LNG站的供气安排、储量补充调度等方面提出了更高的要求。需按最大用气日24h的用气情况进行供气的动态仿真，制定合理的调度方案。
    目前两门站只有CS压力遥调系统，计划将安装流量遥调系统。故需按不同情况进行动态仿真。上游美视分输站的供气能力为单路调压路供气能力为80000m3/h，一开一备两路；坪山分输站的供气能力为单路调压路供气能力为40000m3/h，一开一备两路。
4.1 调度方案的比选
    据历史统计数据预测供气期间最大用气日24h各出气点的用气情况，比选的方案均按相同的用气情况。方案1、2中安托山门站的压力按图5调整。
 

    坪山门站的出站压力设为定值1.5MPa。
    调度方案1：坪山门站出站压力设定为1.5MPa，按上图计划调整安托山门站出站压力，不开启梅林LNG站、大工业区LNG站进行调峰供气。通过管网仿真软件的计算，安托山门站在高峰时段19：00最大流量为89068m3/h，超过上游分输站单路调压器的供气能力。坪山门站在高峰时段19：00的最大流量为882518m3/h，超过上游分输站两路调压器的供气能力。
    调度方案2：门站的压力设置同方案1，同时在10：O0～23：O0开启大工业区LNG以10000m3/h的稳定流量供应，出站压力设定为1.5MPa，梅林LNG站在高峰时段(18：00～22：00)以1.2MPa的压力供气。梅林LNG站的流量见下图6。
 

    安托山门站在12：30最大流量为71867m3/h，小于上游分输站单路调压器的供气能力。坪山门站在22：40的最大流量为77403m3/h，小于上游分输站两路调压器的供气能力。除3：00～8：00没超过40000m3/h，其余时间均超过40000m3/h。梅林LNG站、大工业区LNG站的日供气量分别为89700m3(69t)、130000m3(100t)。
    调度方案3：在有流调设备情况下，在用高峰时段安托山门站供气流量不超过75000m3/h，低峰时段限流，使高压管网压力不超过1.55MPa。坪山门站出站压力设定为1.5MPa，不进行流量调节。安托山门站流量调整见下图7。
 

    坪山门站在22：00最大流量为80643m3/h，接近大鹏坪山分输站两路调压器的供气能力，除2：30～7：30没超过40000m3/h，其余时间均超过40000m3/h。
    调度方案4：在有流调设备情况下，对安托山门站、坪山门站限流，在用高峰时段不超过75000m3/h，低峰时段限流，使高压管网压力不超过1.55MPa。两门站的流量见下图8和图9。

    通过两门站的流量控制，0：00～11：00供气流量小于等于40000m3/h，大鹏坪山分输站只需开启1路调压路。11：00～23：00需开启两路调压路供气，缩短了两路同时供气的时间，钰湖电厂13：20最低供气压力为1.065MPa，仍可满足大于1.OMPa的供气要求。
    综上所述，比较四个调度方案的优缺点，见下表2：
表2 四个调度方案的优缺点
方案
名称
优点
缺点
方案1
1、不需增加限流设备。
2、不需增加LNG的供应。
1、两门站最大流量均超过了小时最大提气速率，出现小时超提。
2、大鹏美视分输站及坪山分输站均需两路全部开启，尤其坪山分输站备用调压路开启时间长，部分时段流量超过设备能力。
方案2
1、不需增加限流设备。
2、不出现小时超提。
3、大鹏美视分输站不需开启备用路。
1、需增加LNG站的供气，大工业区LNG站的供气时间较长，梅林LNG站在高峰时段需开启。两站日供气量约169t。
2、除3：00～8：00时段外，其余时间坪山分输站均需开启备用调压路。
方案3
1、运行操作简单。
2、不出现小时超提。
3、大鹏美视分输站不需开启备用路。：～：
4、不需增加LNG的供应。
1、需增加流量调节设备。
2、除2：300：30时段外，其余时闻坪山分输站均需开启备用调压路。
方案4
1、不需增加LNG的供应。
2、不出现小时超提。
3、大鹏美视分输站不需开启备用路。
4、从0：00-11：00坪山分输站不需开启备用调压路供气，延长单路调压路供气时间。
1、需增加流量调节设备。
2、流量调节阀动作较频繁，并要注意监控压力、流量，对门站人员、调度人员的要求高。
    表2中的小时超提是指超过增加采购一定量的管输气后重新规定的小时最大提取速率。～方案4对场站设备的合理使用，可减少价格较高LNG的采购，减轻场站部门的工作量，对提高经济行均有好处，为优选的调度方案。
5 结论
    (1) 通过合理的运行调度，现有场站规模和次高压管线均可满足新增电厂供气的要求。
    (2) 通过调流设备合理分配门站流量，利用管道储气小时调峰的调度方案优于通过压力调整分配流量，由LNG站小时调峰的方案。气源调度更灵活。
    (3) 利用管道储气小时调峰应注意监控管道的压力变化，保证管道最不利点不低于1.05MPa，压力最高点不高压1.55MPa，结合压力变化及时调节门站流量。运行调度要求高。
    (4) 电厂的启动及紧急停车对管道的影响不大，但运行调度注意与电厂运行的沟通，在启停机前半小时及时通知调度中心。
    (5) 坪山门站长时间处于无备用路的情况下运行，对调压器的备品备件要求将提高，同时对上游的坪山分输站的调压设备的安全稳定性及备品备件也提出了更高的要求。
    (6) 上游合同中日最大提取量的设定限制了电厂供气量，冬季民用气量增长，须对电厂供气负荷限制。
    (7) 日及小时用气量预测准确性直接影响到气量的合理调度及管输气量和LNG气量的合理分配。
 
(本文作者：黎珍 杨光 深圳市燃气集团输配分公司 广东深圳 518055)