王振宇

申能股份有限公司

1 實施目的

在天然氣長線輸送過程中，由于管線距離長，天然氣沿程阻力大，因此需要將天然氣升壓到一定壓力以保證天然氣的正常輸送，其上游壓力基本恒定。由于季節(jié)、晝夜、用戶地區(qū)的分布等各種原因，天然氣管線下游的流量和壓力一直處于波動中，因此需要在天然氣管線下游設(shè)置天然氣調(diào)壓系統(tǒng)以滿足下游用戶的需求。天然氣減壓的常規(guī)方案是通過調(diào)壓站中的調(diào)節(jié)閥降低天然氣的壓力，但由于LNG末站的天然氣流量大、壓力高，通過天然氣調(diào)壓閥節(jié)流損失嚴重，將造成能量的巨大浪費[1]。本天然氣差壓余能利用項目，通過設(shè)置一套與LNG末站并聯(lián)的差壓發(fā)電裝置，利用天然氣作為工質(zhì)，使其通過膨脹透平降壓，在透平出口壓力滿足用戶的同時，產(chǎn)生電力，回收能量。

2 系統(tǒng)簡介

LNG（液化天然氣）末站設(shè)計壓力為9.0MPa，目前實際進站壓力為5.8～7.2MPa(g)，天然氣經(jīng)調(diào)壓撬減壓到4.0～5.5MPa(g)后送至城市管網(wǎng)，最大供氣流量為1 000 000m3/h，提供上海市城市管網(wǎng)約50%的供氣量。LNG末站的調(diào)壓撬包括4個單元：過濾單元、計量單元、加熱單元和調(diào)壓單元。

電廠一期工程已建成4臺400 MW級燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組，總裝機容量為1 646MW，是目前國內(nèi)一次核準(zhǔn)建成的最大規(guī)模的燃氣輪機電廠，也是上海進口LNG的配套發(fā)電項目。

系統(tǒng)從LNG末站天然氣調(diào)壓撬調(diào)壓單元的進口前接出，通過天然氣透平膨脹發(fā)電機出口接至LNG末站天然氣出口的下游，接入點在臨港首站（城市管網(wǎng)）之前。透平膨脹機及系統(tǒng)的設(shè)計流量為200 000～800 000Nm3/h，可以滿足LNG末站每年90%以上的運行工況需求。膨脹機自身帶100%調(diào)壓旁路，主要用于滿足膨脹機自身啟動及故障切換的需要，以保證LNG末站供氣安全及供氣量的可靠性。為滿足管網(wǎng)入口天然氣溫度大于2℃的要求，膨脹機做功降溫后的天然氣通過海水進行加熱。項目同時配置前置加熱器，這不僅利用了電廠內(nèi)的余熱，還進一步提高了膨脹機的做功能力。天然氣差壓余能綜合利用流程見圖1[1]。

圖1 天然氣差壓余能綜合利用流程示意圖

本項目布置在廠區(qū)西北角區(qū)域內(nèi)，為確保區(qū)域內(nèi)安全，四周設(shè)置了消防環(huán)形道路。天然氣管道（2條DN700的管道）從LNG末站調(diào)壓撬預(yù)留口接出，從LNG末站南面圍墻靠近西側(cè)接出，沿原天然氣管網(wǎng)首站供電廠的DN800天然氣管道西側(cè)并排布置，在膨脹機裝置的安裝位置西側(cè)圍墻處接入電廠。海水循環(huán)水管走向，一去一回二根DN800循環(huán)水管從燃氣輪機機組排水工作井引出，原設(shè)計沿主廠房擴建端道路一直向北至220kV升壓站北圍墻后向東到達差壓發(fā)電裝置區(qū)。項目布置示意圖見圖2。

圖2 項目布置示意圖

3 應(yīng)用實際情況

3.1 膨脹機跳閘對下游天然氣管網(wǎng)供氣壓力的影響

項目首先要保證城市管網(wǎng)的供氣安全。最極端的工況是膨脹機跳閘，需要確認膨脹機入口ESV（緊急切斷閥）閥切斷的情況下，旁路是否可及時開啟，不對下游管線輸氣壓力和流量產(chǎn)生影響。為此進行了膨脹機甩負荷試驗。甩負荷的試驗值見表1。

表1 膨脹機甩負荷試驗值

由膨脹機跳閘時的旁路調(diào)壓系統(tǒng)啟動曲線（圖3）和膨脹機跳閘后入口ESV閥關(guān)閉時間錄波曲線（圖4），可獲得如下結(jié)果：

圖3 膨脹機跳閘時旁路調(diào)壓系統(tǒng)啟動曲線

圖4 膨脹機跳閘后入口ESV閥關(guān)閉時間錄波曲線

(1)膨脹機跳閘時，旁路調(diào)壓系統(tǒng)能迅速啟動，并在20s時間內(nèi)將膨脹機出口天然氣壓力恢復(fù)至跳閘前壓力，滿足30s時間內(nèi)將膨脹機出口天然氣壓力恢復(fù)至跳閘前壓力要求；

(2)膨脹機跳閘試驗期間，膨脹機出口天然氣壓力最大波動百分比為4.1%，滿足8%允許波動值要求；

(3)膨脹機跳閘后，膨脹機入口ESV閥能在0.48s迅速關(guān)閉，低于允許的0.5s要求。

機組從2017年4月運行至今，設(shè)備運行穩(wěn)定。膨脹機出口天然氣流量、壓力和溫度均能控制在占上海51%天然氣用氣量的下游用戶所需的天然氣參數(shù)范圍內(nèi)，即在差壓發(fā)電機組日常運行工況下，差壓發(fā)電機組不影響占全上海51%天然氣用氣量的下游用戶安全用氣。

3.2 膨脹機發(fā)電量

膨脹機投運一年的年發(fā)電量統(tǒng)計見表2。

表2 膨脹機年發(fā)電量統(tǒng)計

2017年5月1日至2018年4月30日，膨脹機年發(fā)電總量1 607.32萬kWh，年運行小時數(shù)總計6 726.78h，平均負荷0.2389萬kWh。

3.3 雜水換熱器利用機組余能的節(jié)能效果

雜水換熱器可以使膨脹機入口前溫度提高1℃～3℃。雜用水換熱器加熱效果實際數(shù)據(jù)見表5。膨脹機入口天然氣溫度的提高也意味著可以進一步提高膨脹機做功的發(fā)電量。

表5 雜水換熱器加熱效果實際數(shù)據(jù)

換熱降低了電廠雜水池的水溫，使原先的雜水冷卻塔停用，可節(jié)約部分的電量。

3.4 海水換熱器輸氣管線上的節(jié)能效果

海水換熱器使換熱器出口天然氣溫度與海水溫度接近，遠遠超過下游管線提出的天然氣溫度至少2℃的要求。海水換熱器加熱效果數(shù)據(jù)見表6。

表6 海水換熱器加熱效果數(shù)據(jù)表

由于環(huán)境熱源的利用，減少了上游LNG末站和下游天然氣管網(wǎng)在冬季投運水浴爐的天然氣量。僅以LNG末站為例，每年冬季用于加熱天然氣的水浴爐自用耗氣量就達到500 000Nm3。而隨著海水換熱器的投運，LNG末站的水浴爐可以停用，因此節(jié)能減排效益非常突出。

3.5 配套海水換熱泵的節(jié)能效果

4臺機組全停時，通過機組循泵供4臺機組冷卻水，需開1臺循泵，頻率約32Hz，功率977kW。用海水換熱泵替代機組循泵供4臺機組全停時的冷卻水量，需開1臺海水換熱泵，頻率為40Hz，功率為241kW。根據(jù)統(tǒng)計2017年5月1日至2018年4月30日用海水換熱泵替代機組循泵的運行小時數(shù)總計3 459h，年節(jié)電量為2 455 824kWh。

4 結(jié)論

(1)膨脹發(fā)電機組可以替代原有的調(diào)壓站實現(xiàn)天然氣管網(wǎng)調(diào)壓、調(diào)流模式下的安全穩(wěn)定輸氣，且膨脹機系統(tǒng)的設(shè)計容量可以滿足全上海51%天然氣用氣量的下游用戶需求。

(2)天然氣差壓余能利用可以與燃氣電廠或周邊其他資源結(jié)合，實現(xiàn)能源的綜合利用。

(3)本文介紹的項目年節(jié)電量總計約16 000 000 kWh，年節(jié)氣量大于500 000Nm3/h。

本項目為低碳環(huán)保的清潔能源項目，在國內(nèi)尚無相關(guān)案例，項目的實施將形成示范帶動作用，對能源的有效利用、節(jié)能降耗和建立節(jié)能型社會具有積極的意義。