天然气压力余能在燃气轮机电厂中的综合应用

天然气压力余能在燃气轮机电厂中的综合应用

王振宇

【摘要】介绍了国内首个利用天然气输气管线中的压力差,并结合电厂自身资源进行综合余能利用,降低电厂自身发电气耗和综合厂用电率的项目.项目的实际运行数

据证明了项目系统设计的可行性,其节能效益可观,值得推广.

【期刊名称】《热力透平》

【年(卷),期】2018(047)001

【总页数】5页(P66-70)

【关键词】天然气;压差;余能;燃气轮机

【作者】王振宇

【作者单位】申能股份有限公司,上海201103

【正文语种】中文

【中图分类】TM611.24

天然气作为清洁燃料，已在中国广泛使用。目前，在其运输过程中都采用门站减压的方式，使其压力适用于下游管线及后续用户。目前天然气输气管线均配置调压站，通过调压阀进行节流减压。这种方式使高压天然气中蕴藏的能量白白浪费[1]。本

文描述了通过天然气透平膨胀机进行天然气输气管线的压力和流量调节的方案，通过膨胀机的前后压力差使叶轮做功产生电量。这套系统能够与电厂热力、电力、控制系统完美结合，综合应用电厂自身的资源和其他热电余能，在充分利用天然气余

能的情况下，满足天然气管网正常的供气压力、温度和流量的要求，并且可以进一步降低电厂自身的发电气耗和厂用电率，实现现有资源的综合利用。

1 输气站和电站概况

液化天然气(LNG)末站设计压力为9.0 MPa，目前实际进站压力为5.8～7.2 MPa(g)，天然气经调压撬减压到4.0～5.5 MPa(g)后送至城市管网，最大供气流量为100万m3/h(标准工况)，供气量占上海市城市管网约50%。LNG末站的调压撬包括4个单元：过滤单元、计量单元、加热单元和调压单元。

电厂一期工程已建成4台40万kW级燃气-蒸汽联合循环机组，总装机容量为164.6万kW，是目前国内一次核准建成的最大规模的燃气轮机电厂，也是上海进口LNG的配套发电项目。

2 系统介绍

系统从LNG末站天然气调压撬调压单元进口前接出，通过天然气透平膨胀发电机后再接至LNG末站天然气出口的下游，接入点在临港首站(城市管网)之前。透平膨胀机及系统的设计流量为20～80万m3/h(标准工况)，可以满足LNG末站每年90%以上的运行工况需求。膨胀机自身带100%调压旁路，主要用于满足膨胀机自身启动及故障切换的需要，以保证LNG末站供气安全及供气量的可靠性。为满足管网入口天然气温度大于2℃的要求，膨胀机做功降温后的天然气通过海水进行加热。项目同时配置前加热，这不仅利用了电厂内的余热，还进一步提高了膨胀机的做功能力。天然气差压余能综合利用流程图见图1。

图1 天然气差压余能综合利用流程示意图

3 与电厂系统的结合

3.1 项目布置

差压发电装置的主要设备均布置在厂区西北角区域内，四周设置消防环形道路，确保安全。天然气管道(2根DN700的管道)从LNG末站调压撬预留口，即南面围墙

靠近西侧接出，沿原天然气管网首站供电厂的DN800天然气管道西侧并排布置，在膨胀机装置的安装位置西侧围墙处接入电厂。DN800循环水管从燃气轮机机组排水工作井引出，原设计沿主厂房扩建端道路一直向北至220kV升压站北围墙后

向东到达差压发电装置区。项目布置示意图见图2。

图2 项目布置示意图

3.2 与机组厂用电系统的结合

差压发电6 kV系统由5仓开关柜及1仓压变柜组成，其中1仓开关柜为差压发电机出口开关仓，2仓开关柜是从差压发电6 kV系统至电厂2号、4号机6 kV段的联络开关仓，将差压发电有功电能输送至电厂机组2号或4号机6 kV厂用电系统，对厂用电进行补充。另外2仓开关柜为备用开关仓。图3为差压发电一次接线图。

图3 差压发电一次接线图

3.3 与机组杂水系统的结合

电厂机组运行时锅炉排污等排放的杂水，经冷却水减温，温度控制在60 ℃左右。电厂将该部分热水用于膨胀机的天然气前加热，被天然气冷却后的水又重新回到杂水水池。这样的运行方式使杂水水池温度仅维持在39～43 ℃之间，可以停用原来杂水水池配套的冷却塔，为电厂进一步节省厂用电。

3.4 与机组循环水系统的结合

用于膨胀机天然气后加热的海水取自电厂的排水工作井，即电厂中经机组凝汽器换热后的海水，其温度较机组入口海水温度至少高8℃，这样不仅利用了机组凝汽器热交换后得到的低品质余热，还提升了极端工况下天然气加热的空间。

另外，海水通过换热器加热天然气后，自身温度会降低，当海水换热器水侧出口温度低于机组循环水取水温度时，海水通过项目新增的循环水系统切换蝶阀，能重新并入机组循环水进水母管，通过凝汽器、闭冷器系统吸收热量，降低凝汽器真空，

增加机组出力，减少闭式水系统厂用电能耗，实现天然气差压冷能利用。项目与电厂系统结合流程示意图见图4。

图4 项目与电厂系统结合流程示意图

为了建立这套新增的海水换热系统，电厂在已有构筑物上增设了2台400 kW的海水换热泵。该泵除提供加热天然气用的循环水外，还在电厂联合循环机组全部停机备用时替代2 200 kW变频循泵运行，提供机组系统冷却水，节约大量厂用电。

4 实施难点

项目属国内首创，系统配置在国际上也属罕见。该项目在已建成电厂的设施、系统上进行建设，因此项目实施的各个阶段都困难重重。以下对项目几个关键点进行简述。

4.1 膨胀机选型

膨胀机选型需要考虑LNG末站入口压力、出口压力等因素，以及流量范围大、运行工况众多等问题。为了使膨胀机能覆盖大部分工况，且使膨胀机的大部分运行时段都在设计工况附近，项目对LNG末站每小时的运行工况进行提取计算，研究时间跨度达一年半。根据实际提取的数据以及膨胀机各种可能的选型配置，并考虑经济性，最终确定了配置1台膨胀机的方案，其设计范围可以满足LNG末站每年90%以上的运行工况需求。

4.2 调压旁路设计

调压旁路的作用是在膨胀机启停和故障情况下，替代膨胀机来供应管网所需的天然气。它必须具备调压、调流、下游超压快速切断的功能，并要求与膨胀机之间能够迅速切换而不对后续管网压力造成扰动。为了实现这些功能，项目创造性地配置了可以远程进行压力整定的天然气调压阀，并对调压功能和调流功能设置了合理的逻辑，这样可以实现调压调流，以及与膨胀机之间的迅速切换。

4.3 加热方案