增加電廠用戶后次高壓管網的調度方案

摘 要

摘要：結合工程實際，為實現對新增電廠用戶的供氣，對LNG氣化站供氣和現有天然氣次高壓管網供氣的方案進行分析，選取現有天然氣次高壓管網供氣方案。分析比較了增加電廠用戶后次高
摘要：結合工程實際，為實現對新增電廠用戶的供氣，對LNG氣化站供氣和現有天然氣次高壓管網供氣的方案進行分析，選取現有天然氣次高壓管網供氣方案。分析比較了增加電廠用戶后次高壓管網的調度方案，確定采用通過流量遙調系統(tǒng)合理分配門站流量、利用管道儲氣進行小時調峰的調度方案。
關鍵詞：LNG氣化站調峰；次高壓管網儲氣調峰；燃氣電廠；調度；流量遙調
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 項目背景
   深圳鈺湖電廠是深圳市的主要調峰電廠之一，設有2臺GE公司的PG9171E(以下簡稱9E)燃氣輪機發(fā)電機組。
    深圳市燃氣集團股份有限公司(以下簡稱深圳燃氣集團)作為其氣源供應商，必須考慮在西氣東輸二線天然氣(以下簡稱西二氣)到來前的過渡期供氣，使過渡期供氣與永久供氣合理銜接，節(jié)省投資，安全可靠地向鈺湖電廠供氣。對于過渡期供氣，深圳燃氣集團對采購LNG槽車氣在廠內建LNG氣化站供應電廠和利用廣東大鵬液化天然氣公司的管輸氣通過次高壓管道供應電廠這兩種供氣方案進行了經濟技術比較，并進一步對次高壓管網供應天然氣的調度運行進行了研究。
2 燃氣輪機對天然氣的要求
    單臺9E燃氣輪機額定功率為123.44MW，熱耗率為10.656MJ/(kW·h)，要求的天然氣參數見表1[1]。
表1 9E機組天然氣入口參數
最高供氣壓力/MPa
2.59
最低供氣壓力/MPa
1.95
運行設定壓力/MPa
2.4
運行壓力變化范圍/MPa
2.28～2.52
在運行范圍的壓力波動速率/(Pa·s-1)
2400
最低工作溫度/℃
比烴露點及水露點高28℃
最高溫度/℃
66
熱值允許變化率/(MJ·m-3·s-1)
1%燃氣低熱值
大于0.3μm的固體雜質濾去率/%
99.99
燃氣輪機的小時用氣量為(3.38～4.00)×104m3/h，高峰日燃氣輪機運行時間為15～18h，日用氣量約(50.7～72.0)×104m3/d。
3 LNG氣化站供氣方案分析
3.1 LNG氣化站供氣方案
    深圳大鵬液化天然氣銷售有限公司位于大鵬灣的秤頭角，為LNG槽車氣的采購提供了很大的方便，過渡期在電廠內建LNG氣化站給鈺湖電廠供氣是方案之一。根據電廠的用氣情況，需6臺150m3的LNG儲罐，2臺20000m3/h的氣化器，6～8個槽車停車位，8臺槽車。站內分儲罐區(qū)、氣化區(qū)、調壓計量區(qū)、增壓區(qū)、卸車區(qū)等，總占地面積為12975m2。按氣化器的型式不同，設計了兩個方案。方案一采用的氣化器為明火間接水浴式氣化器。該方案造價為4620×104元，工藝流程見圖1。
    方案二利用電廠熱水或自建鍋爐系統(tǒng)為氣化器提供熱源，氣化器改用水浴式氣化器，氣化器用熱水由電廠提供。該方案造價為3531.4×104元，工藝流程見圖2。
 
方案二比方案一節(jié)省造價1088.6×104元。方案一選用的明火間接水浴式氣化器為美國進口設備，價格較高，同時方案一還需增加氣化器所用燃氣的調壓設備。方案二所用的水浴式氣化器利用了電廠現有的熱水系統(tǒng)，造價更為節(jié)省。
3.2 LNG氣化站供氣存在的問題
    ① 槽車運輸調度補氣的難度較大。扣除6臺LNG儲罐的保底罐容外，可用的氣量約39×104m3，不足以保障電廠1d的使用。若電廠工作日均運行，必須由槽車保證供應，需槽車約25車次/天，按槽車灌裝及路程所需時間2.0～2.5h計，需8臺槽車不停運行、合理調度方可保證。
② 完全依靠槽車供氣安全性不佳。路況、天氣、LNG氣源廠站的灌裝情況等因素會直接影響到槽車供應。
    ③ LNG氣化站所需采購設備多，大部分為進口設備，訂貨期約6個月，無法滿足工期需要。
    ④ 造價高，經濟效益不理想。
4 次高壓管網供氣方案分析
4.1 次高壓管網供氣的路由及流程
    該方案綜合考慮西二氣到來后將使用的天然氣高壓管道與目前的天然氣次高壓管道，利用已建成的高壓管道與次高壓管道連接，通過次高壓管道供應電廠。高壓管道的設計壓力為6.0MPa，運行壓力為4.0MPa；次高壓管道的設計壓力為1.6MPa，門站出站運行壓力為1.5MPa。在建的機荷高速、坂雪大道、環(huán)觀南路、平大路的高壓管道與煙廠調壓站后梅觀高速的次高壓管道連通后，即可通過該管道供應電廠，全長約13.6km，其中尚需建設部分為6.42km，從工期上來說，可以滿足需求。電廠內需建設計量橇、加壓橇。工藝流程見圖3。
 
主要采購的設備是計量橇和加壓橇。計量橇可利用在建的次高壓管網已采購的次高壓、中壓調壓計量橇，將調壓部分取消，作為計量橇。西二氣到達深圳后，電廠用高壓輸配系統(tǒng)供氣，該計量橇可移至其他新建的次高壓計量站點使用。加壓橇為電廠過渡期供氣的加壓設備，進口壓力要求不低于1.0MPa，由電廠采購國產設備，供貨時間短，不影響工期。計量橇及次高壓管道、高壓管道連接的改造和其他配套的臨時設施的造價為820×104元，加壓橇的造價為700×104元，合計為1520×104元，造價遠低于采用LNG氣化站的供氣方案，同時也節(jié)省了建設時間。
4.2 次高壓管網供氣調度難點及解決辦法
   通過次高壓管網供應電廠存在以下4個問題：
   ① 次高壓管網的設計規(guī)模是否滿足需求。在設計中次高壓管網新增電廠用戶，現有的管道、門站是否滿足供氣需求需進行核算。
   ② 電廠大流量地快速啟停是否影響整個管網的安全穩(wěn)定供氣需論證。
   ③ 次高壓管網供氣的安全性。
   ④ 供氣的最大小時提氣速率是否符合現有上游合同要求。
   解決的辦法如下：
   ① 預測過渡期供氣期間的最大用氣日最大小時用氣量，利用美國Gregg Engineering公司的管網仿真軟件進行計算。在安托山門站供氣壓力為1.2MPa，坪山門站供氣壓力為1.5MPa的情況下，兩門站高峰時的供氣流量在設計范圍內。管網的最低壓力點壓力為1.16MPa，可滿足供氣要求，管網輸氣能力可以保證。
   ② 利用管網仿真軟件，按電廠提供的正常啟動和1min內緊急停機兩種工況進行動態(tài)仿真。仿真的結果表明，正常啟動時，管道、門站出口的壓力變化平緩，不會產生不良影響。緊急停機時，電廠計量橇進氣口處的壓力變化速率為176Pa/s，在電廠運行范圍內；安托山門站的流量變化為2600m3/min；管網壓力穩(wěn)定，附近的煙廠調壓站進口壓力變化速率為4784Pa/min，數值約為當時壓力的0.4%，影響很小。在設計中計量橇與加壓橇間的管道管徑由原DN 300mm增大至DN 800mm，滿足機組10s的用氣要求，緩沖緊急停車對計量橇的影響。
    ③ 第三方施工對次高壓管網的不確定性破壞和沿線道路改造導致次高壓管網有計劃改遷，影響到電廠的供氣，但安全性仍比LNG氣化站供應好。同時可加強安全管理，并在電廠供氣合同中已明確為可中斷供氣用戶，可短期停氣，由電廠與電網協調停供期間的電力供應問題。
    ④ 需求的最大小時流量超過目前上游合同中規(guī)定的最大小時提氣速率，可采用增購短期合同氣來增加小時提氣速率；同時利用梅林LNG氣化站和大工業(yè)區(qū)LNG氣化站的調峰功能，降低高峰時段門站的提氣速率。
    本方案無論從造價、工藝技術、安全性、運行管理等方面均優(yōu)于用LNG氣化站供氣的方案。
5 次高壓管道供應電廠的調度方案
5.1 輸配系統(tǒng)現狀
    次高壓管道供應電廠對兩門站出站壓力的設定、流量合理分配，兩調峰LNG氣化站的供氣安排、補充儲量的槽車調度等方面提出了更高的要求。
    過渡期的氣源為由廣東大鵬公司通過坪山和美視分輸站分別供應坪山門站和安托山門站。坪山分輸站單路調壓路供氣能力為4×104m3/h，1開1備；美視分輸站單路調壓路供氣能力為8×104m3/h，1開1備。兩分輸站短時可開啟2路調壓路同時供氣，實際最大供氣能力分別為8×104m3/h和16×104m3/h。考慮增購的卡塔爾氣量后，上游合同每座門站的最大小時提取速率將達7.6×104m3/h。坪山門站單路調壓路供氣能力為2.5×104m3/h，兩開一備共三路，最大供氣能力為7.5×104m3/h；安托山門站單路調壓路供氣能力為5×104m3/h，兩開一備共三路，考慮進口過濾器設備選型的限制，最大供氣能力為10.8×104m3/h。
    目前深圳有梅林LNG氣化站和大工業(yè)區(qū)LNG氣化站兩座應急調峰站，坪山和安托山兩門站裝有CS壓力遙調系統(tǒng)[2]，能及時準確調整門站出站壓力。但要更好地利用管網儲氣和嚴格執(zhí)行上游合同的小時提氣速率，需在門站增加安裝流量遙調系統(tǒng)，通過該系統(tǒng)對電動流量調節(jié)閥的控制可準確調整兩門站的供氣流量，實現供氣工況的調整及高峰時段管道儲氣的調峰利用。設備造價約為180×104元，預計在2011年11月前完工。2011年8月至11月期間將只能通過調整壓力方式進行工況的調整，在利用離線管網仿真軟件進行供氣的動態(tài)仿真編制調度方案時需綜合考慮以上條件。
5.2 調度方案的設計
    根據統(tǒng)計的歷史數據，預測供氣期間最大用氣日24h各用氣點的用氣情況，比選的方案均按相同的用氣情況。調度方案1、2中，坪山門站的出站壓力設為定值1.5MPa，安托山門站的出站壓力按圖4調整。
 

    調度方案1：坪山門站出站壓力設定為1.5MPa，按圖4調整安托山門站出站壓力，不開啟梅林LNG站和大工業(yè)區(qū)LNG站兩個調峰站。通過管網仿真軟件計算，安托山門站在高峰時段19：00最大流量為89068m3/h，超過上游分輸站單路調壓器的供氣能力，需開啟備用調壓路。坪山門站在高峰時段19：00的最大流量為82518m3/h，超過坪山分輸站最大供氣能力，開啟備用調壓路后仍未能滿足需求。
    調度方案2：門站的壓力設置同方案1，同時在10：00—23：00開啟大工業(yè)區(qū)LNG氣化站以10000m3/h的穩(wěn)定流量供應，出站壓力設定為1.5MPa；梅林LNG氣化站在高峰時段18：00—22：00以1.2MPa的壓力供氣。梅林LNG氣化站的流量見圖5。
 

    安托山門站在12：30最大流量為71867m3/h，美視分輸站開啟單路調壓器可保證供應。坪山門站在22：40的最大流量為77403m3/h。除3：00—8：00，其余時間坪山分輸站需開啟備用調壓路。梅林LNG氣化站、大工業(yè)區(qū)LNG氣化站的日供氣量分別為8.97×104、13.00×104m3/d。
    調度方案3：在安裝了流量遙調系統(tǒng)情況下，設定用氣高峰時段安托山門站最大供氣流量為7.5×104m3/h，不超過上游合同要求的最大小時提取速率。為使次高壓管網最大壓力不超過1.55MPa，在次高壓管網的設計壓力范圍內，低峰時段應進行供氣流量的限制。坪山門站出站壓力設定為1.5MPa，不進行流量的遙調控制。安托山門站出站流量調整見圖6。
 

    坪山門站在22：00最大流量為80643m3/h，超過坪山分輸站最大供氣能力，除2：30—7：30，其余時間坪山分輸站需開啟備用調壓路。
   調度方案4：在安裝了流量遙調系統(tǒng)情況下，對安托山門站、坪山門站均進行流量的遙調控制。在用氣高峰時段兩門站最大供氣流量分別為7.5×104m3/h，為使次高壓管網最大壓力不超過1.55MPa，低峰時段應進行供氣流量的限制。安托山、坪山門站的流量見圖7、8。
 

   通過兩門站的流量控制，利用管道儲氣進行小時調峰，使坪山分輸站0：00—11：00的供氣流量不大于4×104m3/h，坪山門站和坪山分輸站無需開啟備用調壓路。11：00—24：00坪山門站和坪山分輸站均處于備用調壓路全開啟的狀態(tài)。鈺湖電廠13：20最低供氣壓力為1.065MPa，仍可滿足大于1.0MPa的供氣要求。
5.3 調度方案的比選
5.3.1調度方案1的優(yōu)缺點
    優(yōu)點：
    無需增加流量遙調設備進行流量的限制調節(jié)，無需每天啟用LNG氣化站進行小時調峰。
    缺點：
    ① 兩門站超過上游合同的最大小時提取速率，承擔超提罰款，增加用氣成本。
   ② 上游的美視分輸站、坪山分輸站部分時段均需兩路開啟，處于無備用路狀態(tài)，尤其坪山分輸站備用調壓路開啟時間長，部分時段流量超過分輸站的最大供氣能力，給安全供氣帶來一定的隱患。
5.3.2調度方案2的優(yōu)缺點
    優(yōu)點：
    無需增加流量遙調設備進行流量的調節(jié)，上游的美視分輸站無需開啟備用路，供氣安全性有所提高。
    缺點：
    ① 需每天啟用LNG氣化站進行高峰小時調峰，大工業(yè)區(qū)LNG站的供氣時間較長，梅林LNG站在高峰時段需開啟。兩站日供氣量約169t/d。增加廠站人員及設備的工作時間，同時要求LNG槽車能及時補充儲罐的存量。
    ② 除3：00—8：00時段外，其余時間坪山分輸站均需開啟備用調壓路。
    ③ 坪山門站高峰小時流量超過上游合同的最大小時提取速率，不可避免超提罰款。
5.3.3調度方案3的優(yōu)缺點
    優(yōu)點：
    ① 無需門站人員經常性調整壓力，運行操作相對簡單。
    ② 上游的美視分輸站無需開啟備用路，供氣安全性有所提高。
    ③ 可通過流量調節(jié)利用管道儲氣進行小時調峰，無需每天啟用LNG氣化站調峰，減少廠站及調度人員的工作量。
    缺點：
    ① 需增加流量遙調設備進行流量的調節(jié)。
    ② 除2：30—7：30時段外，其余時間坪山分輸站均需開啟備用調壓路，造成坪山分輸站的供氣安全性降低。
    ③ 坪山門站高峰小時流量超過上游合同的最大小時提取速率，不可避免超提罰款。
5.3.4調度方案4的優(yōu)缺點
    優(yōu)點：
    ① 可通過流量調節(jié)利用管道儲氣進行小時調峰，無需每天啟用LNG氣化站調峰，減少廠站及調度人員的工作量。
    ② 高峰小時流量不會超過上游合同的最大小時提取速率。
    ③ 上游的美視分輸站無需開啟備用路，供氣安全性有所提高。
    ④ 0：00—11：00時段坪山分輸站及坪山門站不需開啟備用調壓路供氣，縮短無備用狀態(tài)的供氣時間，提高供氣的安全性。
    缺點：
① 需增加流量遙調設備進行流量的調節(jié)。
    ② 流量調節(jié)閥動作較頻繁，門站人員及調度人員要注意監(jiān)控壓力、流量等參數，及時調整，對人員提出更高的操作要求。
5.3.5調度方案比選結果
    通過以上調度方案優(yōu)缺點的分析可知，調度方案4充分利用管道儲氣進行小時調峰，上游分輸站及門站備用路設備的使用更合理，提高供氣的安全性，并可減少價格較高的LNG的采購，減輕廠站的工作量，對提高經濟性均有好處。因此，調度方案4為優(yōu)選的調度方案。
6 結論
    ① 通過合理的運行調度，現有廠站和次高壓管道均可滿足新增鈺湖電廠的供氣要求。
    ② 通過流量遙調系統(tǒng)合理分配門站流量，利用管道儲氣進行小時調峰的調度方案4優(yōu)于其他3個調度方案。
    ③ 通過流量遙調系統(tǒng)雖較充分地利用了管道儲氣進行調峰，但對調度人員提出更高要求。調度人員應注意監(jiān)控管道的壓力變化，保證管網壓力最低點壓力不低于1.05MPa，壓力最高點壓力不高于1.55MPa，結合壓力變化及時調整門站流量。
    ④ 電廠的啟動及緊急停機對管道的影響不大，但電廠運行調度應注意與燃氣企業(yè)溝通，在啟停機前0.5h及時通知，并盡量減緩停氣的速率。
    ⑤ 坪山門站、坪山分輸站長時間處于無備用路的情況下運行，對我公司和上游的調壓設備的安全穩(wěn)定性及備品備件提出了更高的要求。
    ⑥ 日用氣量及小時用氣量預測的準確性直接影響到氣量的合理調度。
參考文獻：
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[2] 王文想，黎珍，楊光.壓力遙調系統(tǒng)在燃氣輸配的應用[J].煤氣與熱力，2010，30(5)：A27-A32.
 
(本文作者：黎珍 楊光 深圳市燃氣集團股份有限公司 廣東深圳 518055)