電廠次高壓管網(wǎng)供氣及調(diào)度運行的研究

摘 要

摘要：為實現(xiàn)鈺湖電廠的臨時供氣，對LNG氣化站供氣和天然氣次高壓管網(wǎng)供氣的方案進行分析，選取了天然氣次高壓管網(wǎng)供應的方案，并針對次高壓管網(wǎng)現(xiàn)狀進行調(diào)度運行的研究和探討。關
摘要：為實現(xiàn)鈺湖電廠的臨時供氣，對LNG氣化站供氣和天然氣次高壓管網(wǎng)供氣的方案進行分析，選取了天然氣次高壓管網(wǎng)供應的方案，并針對次高壓管網(wǎng)現(xiàn)狀進行調(diào)度運行的研究和探討。
關鍵詞：LNG氣化站；次高壓管網(wǎng)；電廠供氣；調(diào)度運行
1 項目背景
    深圳鈺湖電力有限公司(以下簡稱鈺湖電廠)為深圳的主要調(diào)峰電廠之一，有兩臺GE公司的PG9171E(下稱9E)燃氣輪機發(fā)電機組，目前，燃料為180#重油。隨著深圳市環(huán)保要求的提高，如在2011年上半年仍未進行燃氣改造，將面臨巨大環(huán)保壓力。2010年11月深圳市燃氣集團股份有限公司(以下簡稱深圳燃氣集團)與鈺湖電廠簽署了天然氣購銷協(xié)議，并積極努力在西氣東輸二線氣源到來前，通過次高壓管線臨時供氣。為此，我們對供氣方案進行了經(jīng)濟技術比較，重點對次高壓管網(wǎng)供應天然氣的調(diào)度運行進行了研究和探討。
2 LNG氣化站供氣方案分析
    電廠9E燃氣輪機額定功率為123.44MW，熱耗率為10.656MJ/kWh，要求的天然氣參數(shù)見表1。
    燃機的天然氣耗氣量為3.38～4.0×104m3/h，高峰日燃機運行時間為15～18h，日耗氣量約55×104m3。
表1 要求的天然氣參數(shù)
序號
項目
單位
數(shù)值
1
最大壓力
MPa
2.59
2
最小壓力
MPa
1.95
3
設定點壓力
MPa
2.4
4
設定壓力變化范圍
MPa
5%
5
在規(guī)定范圍的壓力波動速度
MPa/min
1%/s
6
壓力波動頻率大于10Hz的壓力波動振幅
kPa
≤1(持續(xù)時間2s
7
絕對溫度
℃
≥0
8
過熱度
℃
28
9
最高溫度
℃
≤180
1 10
溫度變化速度
℃
1℃/s
2.1 LNG氣化站供氣方案
    根據(jù)電廠的用氣情況，需6臺150m3儲罐，2臺20000m3/h的氣化器，6～8個槽車停車位，分儲罐區(qū)、氣化區(qū)、調(diào)壓計量區(qū)、增壓區(qū)、卸車區(qū)等占地面積為12975m2，投資為4620×104元，工藝流程圖如下圖1所示。
 
如果將明火水浴式氣化器改用水浴式氣化器，氣化器用熱水由電廠或者自建鍋爐系統(tǒng)提供，可以節(jié)省投資1089×104元。工藝流程詳見如下圖2。
 
2.2 LNG氣化站供氣存在的問題
    上述方案存在以下幾個問題：
    (1) 槽車運輸調(diào)度補氣的難度較大。儲罐扣除保底罐容外，可用的氣量約39×104m3，不足以供應一天的使用，如電廠工作日均運行，必須由槽車保證供應，需槽車約25車次/d，按槽車罐裝及路程所需時間2～2.5h計，需8臺槽車不停運行合理調(diào)度方可保證。
    (2) 完全依靠槽車供氣安全性不佳。路況、天氣、LNG氣源場的灌裝情況等因素會直接影響到槽車供應。
    (3) LNG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) 投資大，經(jīng)濟效益不理想。
3 次高壓管網(wǎng)供氣方案分析
3.1 次高壓管網(wǎng)供氣的路由及流程
    該方案將西氣東輸二線到來后將使用的天然氣高壓管線與目前的次高壓天然氣管線結合，利用該段已建好的高壓管線與次高壓管線連接，通過次高壓管網(wǎng)供應電廠。管線情況見圖3。
 

該方案只需煙廠專用調(diào)壓站后的次高壓管線與機荷高速、坂雪大道、環(huán)觀南路、平大路的高壓管線聯(lián)通，目前只需建設6.42km，即可聯(lián)通，從工期上來說，應可以滿足需求。電廠內(nèi)需建設計量撬、加壓撬，工藝流程見圖4。
 

    主要采購的設備是計量撬和加壓撬部分，由于計量撬可利用目前已采購的次高壓/中壓調(diào)壓計量撬的計量部分，無需重新采購，而加壓撬為臨時加壓設備，由電廠采購國產(chǎn)設備，供貨時間短，不影響工期。計量撬及次高壓管道、高壓管道的改造等臨時設施的投資為820×104元。
3.2 次高壓管網(wǎng)供氣調(diào)度難點及對策
    通過次高壓管網(wǎng)供應電廠存在以下問題：
    (1) 管網(wǎng)供氣系統(tǒng)的設計規(guī)模是否滿足需求。在設計中次高壓管網(wǎng)新增供應電廠，現(xiàn)有管線、門站是否滿足供氣需求，必須進行驗證。
    (2) 電廠大流量的快速啟停是否影響到整個管網(wǎng)的安全穩(wěn)定供氣。
    (3) 次高壓管網(wǎng)供氣的安全性。
    (4) 供氣的最大小時提氣速率是否符合現(xiàn)有上游合同要求。
   解決的辦法：
   (1) 預測臨時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(wǎng)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規(guī)模范圍內(nèi)。管網(wǎng)的最低壓力點為1.16MPa，可滿足供氣要求，管網(wǎng)輸氣能力可以保證。
    (2) 利用管網(wǎng)仿真軟件，按電廠提供的正常啟動時間和1min內(nèi)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(chǎn)生不良影響。緊急停機時，安托山門站的流量變化為2600m3/min；壓力穩(wěn)定，附近煙廠調(diào)壓站進口壓力變化為4784Pa/min，約為當時壓力的0.4%，影響很小，在設計中計量撬與壓縮撬間的管道增大管徑至DN800，滿足機組10s的用氣要求，緩沖緊急停車對計量撬的影響。
    (3) 次高壓管網(wǎng)受第三方施工的不確定性破壞的影響和道路改造次高壓管網(wǎng)有計劃的斷開，影響到電廠的供氣，但安全性仍較LNG氣化站供應好，同時可通過加強安全管理，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，由用油的機組發(fā)電保證電力的臨時供應。
    (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)氣化LNG站的高峰小時調(diào)峰功能，降低高峰時段的門站的提氣速率。
    本方案無論從投資、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。
4 次高壓管線供應電廠的調(diào)度方案
    次高壓管線供應電廠對兩門站出站壓力的設定、流量合理分配，兩調(diào)峰LNG站的供氣安排、儲量補充調(diào)度等方面提出了更高的要求。需按最大用氣日24h的用氣情況進行供氣的動態(tài)仿真，制定合理的調(diào)度方案。
    目前兩門站只有CS壓力遙調(diào)系統(tǒng)，計劃將安裝流量遙調(diào)系統(tǒng)。故需按不同情況進行動態(tài)仿真。上游美視分輸站的供氣能力為單路調(diào)壓路供氣能力為80000m3/h，一開一備兩路；坪山分輸站的供氣能力為單路調(diào)壓路供氣能力為40000m3/h，一開一備兩路。
4.1 調(diào)度方案的比選
    據(jù)歷史統(tǒng)計數(shù)據(jù)預測供氣期間最大用氣日24h各出氣點的用氣情況，比選的方案均按相同的用氣情況。方案1、2中安托山門站的壓力按圖5調(diào)整。
 

    坪山門站的出站壓力設為定值1.5MPa。
    調(diào)度方案1：坪山門站出站壓力設定為1.5MPa，按上圖計劃調(diào)整安托山門站出站壓力，不開啟梅林LNG站、大工業(yè)區(qū)LNG站進行調(diào)峰供氣。通過管網(wǎng)仿真軟件的計算，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(diào)壓器的供氣能力。坪山門站在高峰時段19：00的最大流量為882518m3/h，超過上游分輸站兩路調(diào)壓器的供氣能力。
    調(diào)度方案2：門站的壓力設置同方案1，同時在10：O0～23：O0開啟大工業(yè)區(qū)LNG以10000m3/h的穩(wěn)定流量供應，出站壓力設定為1.5MPa，梅林LNG站在高峰時段(18：00～22：00)以1.2MPa的壓力供氣。梅林LNG站的流量見下圖6。
 

    安托山門站在12：30最大流量為71867m3/h，小于上游分輸站單路調(diào)壓器的供氣能力。坪山門站在22：40的最大流量為77403m3/h，小于上游分輸站兩路調(diào)壓器的供氣能力。除3：00～8：00沒超過40000m3/h，其余時間均超過40000m3/h。梅林LNG站、大工業(yè)區(qū)LNG站的日供氣量分別為89700m3(69t)、130000m3(100t)。
    調(diào)度方案3：在有流調(diào)設備情況下，在用高峰時段安托山門站供氣流量不超過75000m3/h，低峰時段限流，使高壓管網(wǎng)壓力不超過1.55MPa。坪山門站出站壓力設定為1.5MPa，不進行流量調(diào)節(jié)。安托山門站流量調(diào)整見下圖7。
 

    坪山門站在22：00最大流量為80643m3/h，接近大鵬坪山分輸站兩路調(diào)壓器的供氣能力，除2：30～7：30沒超過40000m3/h，其余時間均超過40000m3/h。
    調(diào)度方案4：在有流調(diào)設備情況下，對安托山門站、坪山門站限流，在用高峰時段不超過75000m3/h，低峰時段限流，使高壓管網(wǎng)壓力不超過1.55MPa。兩門站的流量見下圖8和圖9。

    通過兩門站的流量控制，0：00～11：00供氣流量小于等于40000m3/h，大鵬坪山分輸站只需開啟1路調(diào)壓路。11：00～23：00需開啟兩路調(diào)壓路供氣，縮短了兩路同時供氣的時間，鈺湖電廠13：20最低供氣壓力為1.065MPa，仍可滿足大于1.OMPa的供氣要求。
    綜上所述，比較四個調(diào)度方案的優(yōu)缺點，見下表2：
表2 四個調(diào)度方案的優(yōu)缺點
方案
名稱
優(yōu)點
缺點
方案1
1、不需增加限流設備。
2、不需增加LNG的供應。
1、兩門站最大流量均超過了小時最大提氣速率，出現(xiàn)小時超提。
2、大鵬美視分輸站及坪山分輸站均需兩路全部開啟，尤其坪山分輸站備用調(diào)壓路開啟時間長，部分時段流量超過設備能力。
方案2
1、不需增加限流設備。
2、不出現(xiàn)小時超提。
3、大鵬美視分輸站不需開啟備用路。
1、需增加LNG站的供氣，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。
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(diào)壓路。
方案3
1、運行操作簡單。
2、不出現(xiàn)小時超提。
3、大鵬美視分輸站不需開啟備用路。：～：
4、不需增加LNG的供應。
1、需增加流量調(diào)節(jié)設備。
2、除2：300：30時段外，其余時聞坪山分輸站均需開啟備用調(diào)壓路。
方案4
1、不需增加LNG的供應。
2、不出現(xiàn)小時超提。
3、大鵬美視分輸站不需開啟備用路。
4、從0：00-11：00坪山分輸站不需開啟備用調(diào)壓路供氣，延長單路調(diào)壓路供氣時間。
1、需增加流量調(diào)節(jié)設備。
2、流量調(diào)節(jié)閥動作較頻繁，并要注意監(jiān)控壓力、流量，對門站人員、調(diào)度人員的要求高。
    表2中的小時超提是指超過增加采購一定量的管輸氣后重新規(guī)定的小時最大提取速率?！桨?對場站設備的合理使用，可減少價格較高LNG的采購，減輕場站部門的工作量，對提高經(jīng)濟行均有好處，為優(yōu)選的調(diào)度方案。
5 結論
    (1) 通過合理的運行調(diào)度，現(xiàn)有場站規(guī)模和次高壓管線均可滿足新增電廠供氣的要求。
    (2) 通過調(diào)流設備合理分配門站流量，利用管道儲氣小時調(diào)峰的調(diào)度方案優(yōu)于通過壓力調(diào)整分配流量，由LNG站小時調(diào)峰的方案。氣源調(diào)度更靈活。
    (3) 利用管道儲氣小時調(diào)峰應注意監(jiān)控管道的壓力變化，保證管道最不利點不低于1.05MPa，壓力最高點不高壓1.55MPa，結合壓力變化及時調(diào)節(jié)門站流量。運行調(diào)度要求高。
    (4) 電廠的啟動及緊急停車對管道的影響不大，但運行調(diào)度注意與電廠運行的溝通，在啟停機前半小時及時通知調(diào)度中心。
    (5) 坪山門站長時間處于無備用路的情況下運行，對調(diào)壓器的備品備件要求將提高，同時對上游的坪山分輸站的調(diào)壓設備的安全穩(wěn)定性及備品備件也提出了更高的要求。
    (6) 上游合同中日最大提取量的設定限制了電廠供氣量，冬季民用氣量增長，須對電廠供氣負荷限制。
    (7) 日及小時用氣量預測準確性直接影響到氣量的合理調(diào)度及管輸氣量和LNG氣量的合理分配。
 
(本文作者：黎珍 楊光 深圳市燃氣集團輸配分公司 廣東深圳 518055)