增加电厂用户后次高压管网的调度方案_技术研究

摘要

摘要：结合工程实际，为实现对新增电厂用户的供气，对LNG气化站供气和现有天然气次高压管网供气的方案进行分析，选取现有天然气次高压管网供气方案。分析比较了增加电厂用户后次高

摘要：结合工程实际，为实现对新增电厂用户的供气，对LNG气化站供气和现有天然气次高压管网供气的方案进行分析，选取现有天然气次高压管网供气方案。分析比较了增加电厂用户后次高压管网的调度方案，确定采用通过流量遥调系统合理分配门站流量、利用管道储气进行小时调峰的调度方案。

关键词：LNG气化站调峰；次高压管网储气调峰；燃气电厂；调度；流量遥调

Dispatching Scheme of Sub-high Pressure Pipe Network after Addition of Power Plant

LI Zhen，YANG Guang

Abstract：In order to realize gas supply to additional power plant consumer，the schemes of gas supply from LNG vaporizing station and existing natural gas sub-high pressure pipe network are analyzed with the engineering practice.The scheme for gas supply from existing natural gas sub-high pressure pipe network is selected.The dispatching schemes of sub-high pressure pipe network after addition of power plant consumer are analyzed and compared.It is determined that the dispatching schemes of reasonable distribution of gate station flow by remote flow regulating system and hourly peak shav ing by pipeline gas storage are used.

Key words：peak shaving by LNG vaporizing station；peak shaving by gas storage in sub-high pressure pipe network；gas-fired power plant；dispatching；remote flow regulating

1 项目背景

深圳钰湖电厂是深圳市的主要调峰电厂之一，设有2台GE公司的PG9171E(以下简称9E)燃气轮机发电机组。

深圳市燃气集团股份有限公司(以下简称深圳燃气集团)作为其气源供应商，必须考虑在西气东输二线天然气(以下简称西二气)到来前的过渡期供气，使过渡期供气与永久供气合理衔接，节省投资，安全可靠地向钰湖电厂供气。对于过渡期供气，深圳燃气集团对采购LNG槽车气在厂内建LNG气化站供应电厂和利用广东大鹏液化天然气公司的管输气通过次高压管道供应电厂这两种供气方案进行了经济技术比较，并进一步对次高压管网供应天然气的调度运行进行了研究。

2 燃气轮机对天然气的要求

单台9E燃气轮机额定功率为123.44MW，热耗率为10.656MJ/(kW·h)，要求的天然气参数见表1^[1]。

表1 9E机组天然气入口参数

最高供气压力/MPa	2.59
最低供气压力/MPa	1.95
运行设定压力/MPa	2.4
运行压力变化范围/MPa	2.28～2.52
在运行范围的压力波动速率/(Pa·s^-1)	2400
最低工作温度/℃	比烃露点及水露点高28℃
最高温度/℃	66
热值允许变化率/(MJ·m^-3·s^-1)	1%燃气低热值
大于0.3μm的固体杂质滤去率/%	99.99

燃气轮机的小时用气量为(3.38～4.00)×10⁴m³/h，高峰日燃气轮机运行时间为15～18h，日用气量约(50.7～72.0)×10⁴m³/d。

3 LNG气化站供气方案分析

3.1 LNG气化站供气方案

深圳大鹏液化天然气销售有限公司位于大鹏湾的秤头角，为LNG槽车气的采购提供了很大的方便，过渡期在电厂内建LNG气化站给钰湖电厂供气是方案之一。根据电厂的用气情况，需6台150m³的LNG储罐，2台20000m³/h的气化器，6～8个槽车停车位，8台槽车。站内分储罐区、气化区、调压计量区、增压区、卸车区等，总占地面积为12975m²。按气化器的型式不同，设计了两个方案。方案一采用的气化器为明火间接水浴式气化器。该方案造价为4620×10⁴元，工艺流程见图1。

方案二利用电厂热水或自建锅炉系统为气化器提供热源，气化器改用水浴式气化器，气化器用热水由电厂提供。该方案造价为3531.4×10⁴元，工艺流程见图2。

方案二比方案一节省造价1088.6×10⁴元。方案一选用的明火间接水浴式气化器为美国进口设备，价格较高，同时方案一还需增加气化器所用燃气的调压设备。方案二所用的水浴式气化器利用了电厂现有的热水系统，造价更为节省。

3.2 LNG气化站供气存在的问题

① 槽车运输调度补气的难度较大。扣除6台LNG储罐的保底罐容外，可用的气量约39×10⁴m³，不足以保障电厂1d的使用。若电厂工作日均运行，必须由槽车保证供应，需槽车约25车次/天，按槽车灌装及路程所需时间2.0～2.5h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气源厂站的灌装情况等因素会直接影响到槽车供应。

③ LNG气化站所需采购设备多，大部分为进口设备，订货期约6个月，无法满足工期需要。

④ 造价高，经济效益不理想。

4 次高压管网供气方案分析

4.1 次高压管网供气的路由及流程

该方案综合考虑西二气到来后将使用的天然气高压管道与目前的天然气次高压管道，利用已建成的高压管道与次高压管道连接，通过次高压管道供应电厂。高压管道的设计压力为6.0MPa，运行压力为4.0MPa；次高压管道的设计压力为1.6MPa，门站出站运行压力为1.5MPa。在建的机荷高速、坂雪大道、环观南路、平大路的高压管道与烟厂调压站后梅观高速的次高压管道连通后，即可通过该管道供应电厂，全长约13.6km，其中尚需建设部分为6.42km，从工期上来说，可以满足需求。电厂内需建设计量橇、加压橇。工艺流程见图3。

主要采购的设备是计量橇和加压橇。计量橇可利用在建的次高压管网已采购的次高压、中压调压计量橇，将调压部分取消，作为计量橇。西二气到达深圳后，电厂用高压输配系统供气，该计量橇可移至其他新建的次高压计量站点使用。加压橇为电厂过渡期供气的加压设备，进口压力要求不低于1.0MPa，由电厂采购国产设备，供货时间短，不影响工期。计量橇及次高压管道、高压管道连接的改造和其他配套的临时设施的造价为820×10⁴元，加压橇的造价为700×10⁴元，合计为1520×10⁴元，造价远低于采用LNG气化站的供气方案，同时也节省了建设时间。

4.2 次高压管网供气调度难点及解决办法

通过次高压管网供应电厂存在以下4个问题：

① 次高压管网的设计规模是否满足需求。在设计中次高压管网新增电厂用户，现有的管道、门站是否满足供气需求需进行核算。

② 电厂大流量地快速启停是否影响整个管网的安全稳定供气需论证。

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。

解决的办法如下：

① 预测过渡期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范围内。管网的最低压力点压力为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，电厂计量橇进气口处的压力变化速率为176Pa/s，在电厂运行范围内；安托山门站的流量变化为2600m³/min；管网压力稳定，附近的烟厂调压站进口压力变化速率为4784Pa/min，数值约为当时压力的0.4%，影响很小。在设计中计量橇与加压橇间的管道管径由原DN 300mm增大至DN 800mm，满足机组10s的用气要求，缓冲紧急停车对计量橇的影响。

③ 第三方施工对次高压管网的不确定性破坏和沿线道路改造导致次高压管网有计划改迁，影响到电厂的供气，但安全性仍比LNG气化站供应好。同时可加强安全管理，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，由电厂与电网协调停供期间的电力供应问题。

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LNG气化站的调峰功能，降低高峰时段门站的提气速率。

本方案无论从造价、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。

5 次高压管道供应电厂的调度方案

5.1 输配系统现状

次高压管道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气化站的供气安排、补充储量的槽车调度等方面提出了更高的要求。

过渡期的气源为由广东大鹏公司通过坪山和美视分输站分别供应坪山门站和安托山门站。坪山分输站单路调压路供气能力为4×10⁴m³/h，1开1备；美视分输站单路调压路供气能力为8×10⁴m³/h，1开1备。两分输站短时可开启2路调压路同时供气，实际最大供气能力分别为8×10⁴m³/h和16×10⁴m³/h。考虑增购的卡塔尔气量后，上游合同每座门站的最大小时提取速率将达7.6×10⁴m³/h。坪山门站单路调压路供气能力为2.5×10⁴m³/h，两开一备共三路，最大供气能力为7.5×10⁴m³/h；安托山门站单路调压路供气能力为5×10⁴m³/h，两开一备共三路，考虑进口过滤器设备选型的限制，最大供气能力为10.8×10⁴m³/h。

目前深圳有梅林LNG气化站和大工业区LNG气化站两座应急调峰站，坪山和安托山两门站装有CS压力遥调系统^[2]，能及时准确调整门站出站压力。但要更好地利用管网储气和严格执行上游合同的小时提气速率，需在门站增加安装流量遥调系统，通过该系统对电动流量调节阀的控制可准确调整两门站的供气流量，实现供气工况的调整及高峰时段管道储气的调峰利用。设备造价约为180×10⁴元，预计在2011年11月前完工。2011年8月至11月期间将只能通过调整压力方式进行工况的调整，在利用离线管网仿真软件进行供气的动态仿真编制调度方案时需综合考虑以上条件。

5.2 调度方案的设计

根据统计的历史数据，预测供气期间最大用气日24h各用气点的用气情况，比选的方案均按相同的用气情况。调度方案1、2中，坪山门站的出站压力设为定值1.5MPa，安托山门站的出站压力按图4调整。

调度方案1：坪山门站出站压力设定为1.5MPa，按图4调整安托山门站出站压力，不开启梅林LNG站和大工业区LNG站两个调峰站。通过管网仿真软件计算，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，需开启备用调压路。坪山门站在高峰时段19：00的最大流量为82518m³/h，超过坪山分输站最大供气能力，开启备用调压路后仍未能满足需求。

调度方案2：门站的压力设置同方案1，同时在10：00—23：00开启大工业区LNG气化站以10000m³/h的稳定流量供应，出站压力设定为1.5MPa；梅林LNG气化站在高峰时段18：00—22：00以1.2MPa的压力供气。梅林LNG气化站的流量见图5。

安托山门站在12：30最大流量为71867m³/h，美视分输站开启单路调压器可保证供应。坪山门站在22：40的最大流量为77403m³/h。除3：00—8：00，其余时间坪山分输站需开启备用调压路。梅林LNG气化站、大工业区LNG气化站的日供气量分别为8.97×10⁴、13.00×10⁴m³/d。

调度方案3：在安装了流量遥调系统情况下，设定用气高峰时段安托山门站最大供气流量为7.5×10⁴m³/h，不超过上游合同要求的最大小时提取速率。为使次高压管网最大压力不超过1.55MPa，在次高压管网的设计压力范围内，低峰时段应进行供气流量的限制。坪山门站出站压力设定为1.5MPa，不进行流量的遥调控制。安托山门站出站流量调整见图6。

坪山门站在22：00最大流量为80643m³/h，超过坪山分输站最大供气能力，除2：30—7：30，其余时间坪山分输站需开启备用调压路。

调度方案4：在安装了流量遥调系统情况下，对安托山门站、坪山门站均进行流量的遥调控制。在用气高峰时段两门站最大供气流量分别为7.5×10⁴m³/h，为使次高压管网最大压力不超过1.55MPa，低峰时段应进行供气流量的限制。安托山、坪山门站的流量见图7、8。

通过两门站的流量控制，利用管道储气进行小时调峰，使坪山分输站0：00—11：00的供气流量不大于4×10⁴m³/h，坪山门站和坪山分输站无需开启备用调压路。11：00—24：00坪山门站和坪山分输站均处于备用调压路全开启的状态。钰湖电厂13：20最低供气压力为1.065MPa，仍可满足大于1.0MPa的供气要求。

5.3 调度方案的比选

5.3.1调度方案1的优缺点

优点：

无需增加流量遥调设备进行流量的限制调节，无需每天启用LNG气化站进行小时调峰。

缺点：

① 两门站超过上游合同的最大小时提取速率，承担超提罚款，增加用气成本。

② 上游的美视分输站、坪山分输站部分时段均需两路开启，处于无备用路状态，尤其坪山分输站备用调压路开启时间长，部分时段流量超过分输站的最大供气能力，给安全供气带来一定的隐患。

5.3.2调度方案2的优缺点

优点：

无需增加流量遥调设备进行流量的调节，上游的美视分输站无需开启备用路，供气安全性有所提高。

缺点：

① 需每天启用LNG气化站进行高峰小时调峰，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/d。增加厂站人员及设备的工作时间，同时要求LNG槽车能及时补充储罐的存量。

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。

③ 坪山门站高峰小时流量超过上游合同的最大小时提取速率，不可避免超提罚款。

5.3.3调度方案3的优缺点

优点：

① 无需门站人员经常性调整压力，运行操作相对简单。

② 上游的美视分输站无需开启备用路，供气安全性有所提高。

③ 可通过流量调节利用管道储气进行小时调峰，无需每天启用LNG气化站调峰，减少厂站及调度人员的工作量。

缺点：

① 需增加流量遥调设备进行流量的调节。

② 除2：30—7：30时段外，其余时间坪山分输站均需开启备用调压路，造成坪山分输站的供气安全性降低。

③ 坪山门站高峰小时流量超过上游合同的最大小时提取速率，不可避免超提罚款。

5.3.4调度方案4的优缺点

优点：

① 可通过流量调节利用管道储气进行小时调峰，无需每天启用LNG气化站调峰，减少厂站及调度人员的工作量。

② 高峰小时流量不会超过上游合同的最大小时提取速率。

③ 上游的美视分输站无需开启备用路，供气安全性有所提高。

④ 0：00—11：00时段坪山分输站及坪山门站不需开启备用调压路供气，缩短无备用状态的供气时间，提高供气的安全性。

缺点：

① 需增加流量遥调设备进行流量的调节。

② 流量调节阀动作较频繁，门站人员及调度人员要注意监控压力、流量等参数，及时调整，对人员提出更高的操作要求。

5.3.5调度方案比选结果

通过以上调度方案优缺点的分析可知，调度方案4充分利用管道储气进行小时调峰，上游分输站及门站备用路设备的使用更合理，提高供气的安全性，并可减少价格较高的LNG的采购，减轻厂站的工作量，对提高经济性均有好处。因此，调度方案4为优选的调度方案。

6 结论

① 通过合理的运行调度，现有厂站和次高压管道均可满足新增钰湖电厂的供气要求。

② 通过流量遥调系统合理分配门站流量，利用管道储气进行小时调峰的调度方案4优于其他3个调度方案。

③ 通过流量遥调系统虽较充分地利用了管道储气进行调峰，但对调度人员提出更高要求。调度人员应注意监控管道的压力变化，保证管网压力最低点压力不低于1.05MPa，压力最高点压力不高于1.55MPa，结合压力变化及时调整门站流量。

④ 电厂的启动及紧急停机对管道的影响不大，但电厂运行调度应注意与燃气企业沟通，在启停机前0.5h及时通知，并尽量减缓停气的速率。

⑤ 坪山门站、坪山分输站长时间处于无备用路的情况下运行，对我公司和上游的调压设备的安全稳定性及备品备件提出了更高的要求。

⑥ 日用气量及小时用气量预测的准确性直接影响到气量的合理调度。

参考文献：

[1] 胡玉清.燃机电厂天然气增压系统的选择[J].电力勘测设计，2006(5)：61-64.

[2] 王文想，黎珍，杨光.压力遥调系统在燃气输配的应用[J].煤气与热力，2010，30(5)：A27-A32.

(本文作者：黎珍杨光深圳市燃气集团股份有限公司广东深圳 518055)