陳濤濤， 蘇 崢， 錢 迪

(北京市燃氣集團有限責任公司， 北京 100035)

1 概述

為實現燃氣門站的穩(wěn)定供電，在遠離國家電網的區(qū)域，需要引入新能源如太陽能、風能等分布式可再生能源發(fā)電。然而，由于燃氣門站用電負荷波動較大，以及對供電負荷波動的快速響應要求，同時要求連續(xù)穩(wěn)定供電，必須在上述供電系統(tǒng)中嵌入燃氣發(fā)電機等常規(guī)能源發(fā)電模塊和儲電系統(tǒng)，方能滿足燃氣門站用電負荷變化的要求。常規(guī)能源發(fā)電的引入，必然產生煙氣[1-2]、缸套冷卻水[3]等余熱，這部分熱能的充分利用，將會進一步提高燃氣門站的能源利用效率、運行經濟效益，提高門站運行的社會效益。

本文結合北京市燃氣集團延慶燃氣門站的具體情況，提出基于可再生能源和常規(guī)能源發(fā)電的微電網供電方案，在此基礎上提出微電網供電的余熱利用方案。

2 供電方案設計

2.1 延慶燃氣門站概況

延慶燃氣門站位于北京延慶張山營鎮(zhèn)東卓家營，接收陜京四線輸送的10.0 MPa天然氣。門站燃氣設計流量60×104m3/h，分為調壓工藝區(qū)、出站閥門區(qū)、綜合管理用房、附屬生產用房、門衛(wèi)、分析儀表間等。門站既有供電為一路臨時市電供電，將于1 a后拆除。

在供熱方面，門站總設計熱負荷為8.595 MW，其中建筑供暖設計熱負荷為0.225 MW，調壓區(qū)供熱設計熱負荷為8.37 MW。目前，門站設有一套鍋爐供熱系統(tǒng)，兩大、兩小共4臺燃氣鍋爐，其基本性能參數見表1。

表1 燃氣鍋爐基本性能參數

在門站調壓工藝區(qū)，設置1臺U形管式換熱器，用于對燃氣加熱，防止下游燃氣設備內形成天然氣水合物而發(fā)生凍堵、凍脹事故，其基本性能參數見表2。

表2 U形管式換熱器基本性能參數

續(xù)表2

2.2 用電負荷分析

門站內設備一應俱全，主要用電設備及額定電功率見表3。

表3 門站各設備用電負荷

門站用電設備總額定電功率為116.12 kW。此外，為應對火情，廠站設置消防系統(tǒng)，其用電設備包括消防泵、消防穩(wěn)壓泵、消防報警主機、電動葫蘆、潛污泵、軸流風機，總額定電功率為87.15 kW。

為給延慶燃氣門站配置相匹配的供電功率，需要掌握門站的實際用電負荷，為此對延慶燃氣門站進行了4個多月的總用電負荷數據采集，其有功功率隨時間變化見圖1。

圖1 門站用電負荷變化

圖1中的數據,采集時間為2019年7月2日13：45至2019年11月14日11：15，采集時間間隔為1 min。從表3和圖1可以看出，盡管門站設備額定電功率較大，但在用電負荷數據采集時間內，門站消耗有功功率均低于額定電功率，且在相當一段時間內在波動中保持穩(wěn)定。此外，有功功率在10月出現了一次明顯升高，并穩(wěn)定到一個新的水平。對延慶燃氣門站實際生產運行過程分析發(fā)現，用電負荷的波動是由于部分設備，特別是電動機、閥門等電容性設備的啟停以及門站設備維護等造成的。門站用電負荷總體提升主要是由于季節(jié)更替導致的門站制冷、供暖設備等啟、閉造成的，因此受季節(jié)影響較大。同時還可以看到，電動閥門、消防系統(tǒng)等設備多數情況下處于待機狀態(tài)，功耗很低；路燈僅夜間耗電。

2.3 不同供電方式的適用性分析

目前，延慶燃氣門站接入一路臨時市電，且面臨拆除。門站用電負荷峰值不超過150 kW，但如果正式接入市電則費用很高，具有較多燃氣門站的企業(yè)難以承擔。因此，考慮采用可再生能源發(fā)電、燃氣壓力能發(fā)電、燃氣內燃機發(fā)電等多種耦合供電方式，滿足延慶燃氣門站正常運行和峰值運行的用電需求。延慶燃氣門站位于山區(qū)，根據實際條件，可用于發(fā)電的能源主要有天然氣、燃氣壓力能、太陽能、風能4種。

① 燃氣燃燒發(fā)電

延慶燃氣門站每天處理豐富的天然氣，采用燃氣燃燒發(fā)電是最佳的發(fā)電方式，可以滿足門站穩(wěn)定運行工況下的用電負荷。燃氣燃燒發(fā)電主要分為燃氣輪機發(fā)電、微燃機發(fā)電、燃氣內燃機發(fā)電3種形式。燃氣輪機發(fā)電功率大、體型大，不適宜于燃氣門站。微燃機發(fā)電結構緊湊，供電穩(wěn)定可靠，單臺發(fā)電功率達25～300 kW，發(fā)電效率30%左右，煙氣余熱高達70%，適合各種燃氣門站和大型調壓站。但微燃機價格較高，技術上不甚成熟。燃氣內燃機發(fā)電穩(wěn)定可靠，技術成熟，發(fā)電效率最高達40%，產生60%左右余熱，單機功率變化范圍大。燃氣內燃機對燃氣氣源要求低，發(fā)電系統(tǒng)投產快，投資低，煙氣余熱可用于燃氣加熱。綜上所述，燃氣內燃機發(fā)電是無電網燃氣門站的最佳選擇。但由于對突變供電負荷需求響應慢，難以獨立滿足突變供電負荷的需求。

② 燃氣壓力能發(fā)電

燃氣壓力能發(fā)電是利用燃氣壓差驅動膨脹機轉動發(fā)電的清潔發(fā)電方式，發(fā)電設備已實現從大功率至小功率的系列設備發(fā)展，發(fā)電效率高達90%以上。由于下游用戶用氣量波動大，造成燃氣壓力能發(fā)電功率波動很大，難以滿足獨立穩(wěn)定供電的要求。

③ 太陽能和風能發(fā)電

延慶燃氣門站位于北京西北部，空氣條件好，太陽能豐富。然而，太陽能受晝夜交替、陰雨雪天氣等的影響，存在較大的不連續(xù)性、不穩(wěn)定性。風能受到氣象條件、風速風向、周圍地形等的影響，同樣存在較大的不連續(xù)性、不穩(wěn)定性。風能發(fā)電與太陽能發(fā)電進行聯網互補，進一步提升發(fā)電的連續(xù)性和穩(wěn)定性，但仍然無法滿足延慶燃氣門站連續(xù)、穩(wěn)定供電的需要，特別是無法滿足電容性設備的啟動、門站檢修的功率突變情況。

2.4 門站供電方案設計

對延慶燃氣門站可用于發(fā)電的能源分析發(fā)現，門站需要穩(wěn)定的供電負荷，還需要滿足用電負荷突增的情況，顯然使用一種能源無法滿足延慶燃氣門站的用電需求。

① 供電系統(tǒng)結構設計方案

為實現延慶燃氣門站無電網供應情況下的連續(xù)、穩(wěn)定供電，遵循“因地制宜，量身定制”的原則，采用多能互補供電的方式，將多種能源形式進行耦合，建立多種能源互補耦合的獨立微電網供電系統(tǒng)(以下簡稱供電系統(tǒng))，見圖2。

圖2 門站多能耦合獨立微電網供電系統(tǒng)

為實現延慶燃氣門站的穩(wěn)定供電，供電系統(tǒng)以能夠保持穩(wěn)定發(fā)電的燃氣內燃機發(fā)電機組作為基礎發(fā)電單元，滿足門站日常穩(wěn)定用電負荷需求。同時，為充分利用可再生能源，進一步提高門站節(jié)能減排水平，將風能發(fā)電、太陽能發(fā)電、燃氣壓力能發(fā)電與燃氣內燃機發(fā)電耦合，作為輔助供電電源。為確保門站燃氣加臭系統(tǒng)故障時燃氣內燃機正常運行，為燃氣內燃機發(fā)電機組配置了一個燃氣儲氣儲罐，滿足系統(tǒng)緊急情況下24 h的穩(wěn)定供電需求。

為滿足門站瞬態(tài)用電負荷大幅變化，引入儲電系統(tǒng)。儲電系統(tǒng)實現電能存儲和供電，可有效實現供電側管理。同時，儲電系統(tǒng)還可促進太陽能、風能、壓力能的充分利用，提高系統(tǒng)運行穩(wěn)定性，補償用電負荷大幅波動。發(fā)電設備全部停止后，儲電系統(tǒng)能夠滿足穩(wěn)定負荷下一定時間的供電，同時保持一定的電量冗余。

② 用電負荷的匹配方案

為確保供電系統(tǒng)的安全，燃氣內燃機發(fā)電機組采用“一用一備”模式。備用機組也可作為緊急情況下消防系統(tǒng)的應急供電電源。發(fā)電機組總發(fā)電有功功率為160 kW，由2臺80 kW的燃氣內燃機發(fā)電機組組成。

為不增加太陽能發(fā)電系統(tǒng)成本，同時充分利用太陽能，光伏電池板安裝在綜合樓、配電室及輔助用房的屋頂。其中，輔助用房屋頂東西寬22.5 m,南北長38.4 m；配電室屋頂東西寬19.2 m,南北長12 m；綜合樓屋頂東西寬15.16 m,南北長39.7 m。該3部分建筑的屋頂面積共約1 696 m2。按照延慶燃氣門站所在的地理位置，在確保維護方便的情況下，安裝的太陽能光伏板額定發(fā)電功率為130 kW。

燃氣壓力能發(fā)電方面，為降低系統(tǒng)的復雜性，提高系統(tǒng)的安全性，采用20 kW氣體發(fā)電機組，共安裝4臺，總額定發(fā)電功率80 kW。風能發(fā)電方面，安裝1臺額定發(fā)電功率100 kW的風能發(fā)電機，安裝在調壓工藝區(qū)的寬敞空間。儲電系統(tǒng)在滿足穩(wěn)定用電負荷的同時，還應滿足6 h的連續(xù)供電，因此本方案設定儲電系統(tǒng)的儲電量為500 kW·h，布置在變電所內。

③ 供電系統(tǒng)能量管理方案設計

為實現門站用電負荷的智能匹配，系統(tǒng)引入微電網能量管理系統(tǒng)。微電網能量管理系統(tǒng)具有以下功能：將風能發(fā)電、太陽能發(fā)電、燃氣壓力能發(fā)電與燃氣內燃機組發(fā)電耦合，實現多能互補，多電互聯；能量流和信息流智能耦合，可視化展示能量流的變化；智慧利用傳感技術、物聯網技術和大數據技術，深度挖掘燃氣壓力能、太陽能、風能，構建負荷預測、發(fā)電預測、能效管理和數字化運維的能源管控系統(tǒng)；多終端可視化接入系統(tǒng)，可滿足能量監(jiān)視、控制功能，隨時隨地查看燃氣壓力能、太陽能及風能發(fā)電情況，監(jiān)控系統(tǒng)節(jié)能、減排、設備狀態(tài)數據，并與北京市燃氣集團的SCADA平臺實時通信。

為實現上述功能，構建了智慧能源管理系統(tǒng)(是微電網能量管理系統(tǒng)的一部分)，系統(tǒng)框架見圖3，分為系統(tǒng)應用層、控制保護層和物理硬件層3層。系統(tǒng)應用層主要包括SCADA通信端口、能量管理系統(tǒng)、壓力能發(fā)電預測、太陽能發(fā)電預測、風能發(fā)電預測模塊，負責與北京市燃氣集團SCADA系統(tǒng)進行雙向通信，單向控制。系統(tǒng)應用層還與控制保護層進行雙向通信、控制，在獲取微網控制器(包括廣域動態(tài)穩(wěn)控、暫態(tài)穩(wěn)控和功率控制)相關參數的技術上，根據系統(tǒng)應用層對燃氣壓力能發(fā)電功率、太陽能發(fā)電功率、風能發(fā)電功率等預測結果的基礎上，確定、控制燃氣內燃機發(fā)電機組和儲電系統(tǒng)匹配運行，適應門站用電的穩(wěn)定性和可靠性需求。控制保護層主要由微網控制器和微網保護系統(tǒng)組成，用于確保物理硬件層的發(fā)電設備如風能發(fā)電系統(tǒng)、太陽能發(fā)電系統(tǒng)、壓力能發(fā)電機組、燃氣內燃機發(fā)電機組，儲電系統(tǒng)和轉換設備如整流器、變流器、逆變器等安全、可靠運行。同時，將從物理硬件層獲取的瞬態(tài)數據傳送給系統(tǒng)應用層，實現燃氣集團SCADA系統(tǒng)對門站設備運行狀態(tài)的在線實時監(jiān)控。物理硬件層主要包括風能發(fā)電系統(tǒng)、太陽能發(fā)電系統(tǒng)、壓力能發(fā)電機組、整流器、變流器、逆變器、儲電系統(tǒng)、燃氣內燃機發(fā)電機組等，它將各發(fā)電設備、整流器、變流器、逆變器與儲電系統(tǒng)耦合在一起，并通過控制保護層將瞬態(tài)運行參數傳遞給系統(tǒng)應用層。

微電網供電系統(tǒng)運行時，智慧能源管理系統(tǒng)通過實時檢測儲電系統(tǒng)的電能儲存狀況，預測壓力能發(fā)電、風能發(fā)電和太陽能發(fā)電的總功率，決定燃氣內燃機發(fā)電機組啟動還是停機，或者處于自適應發(fā)電狀態(tài)。

3 余熱利用方案設計

冬季輸送的天然氣溫度接近甚至低于0 ℃，此外，天然氣在通過調壓器等設備過程中由于節(jié)流作用，溫度會進一步降低。由于天然氣壓力較高，低溫天然氣在設備內流動的過程中可能形成天然氣水合物，引起燃氣設備、管道凍堵、凍裂以及附近土壤凍脹等嚴重問題，影響供氣區(qū)域內居民用氣安全。因此，門站設置了燃氣鍋爐，用于燃氣加熱，防止燃氣工藝區(qū)管網內形成天然氣水合物。在供電系統(tǒng)設計方案中，燃氣內燃機產生余熱，其煙氣余熱和缸套水余熱可以加以利用。燃氣內燃機發(fā)電效率為35%～40%，其余能量轉換為內燃機的煙氣熱能和缸套水熱能。余熱的充分利用可大幅提高燃料的化學能利用率，實現燃氣門站節(jié)能。

3.1 余熱利用設備布置

本方案設計中，煙氣余熱功率(按溫度降至25 ℃計)和缸套水余熱功率(按溫度降至80 ℃計)均為70 kW。為充分利用余熱，采用換熱器并聯的方式，即煙氣-水換熱器與缸套水-水換熱器并聯布置，見圖4。

圖4 換熱器布置形式

3.2 余熱利用設備選型

煙氣組成隨燃氣組成、過?？諝庀禂档鹊牟煌l(fā)生變化。為簡化計算，采用表4的燃氣組成進行計算，過剩空氣系數取1.05，不考慮空氣的含濕量。得到煙氣組成見表5。

表4 燃氣組成

表5 煙氣組成

對于煙氣余熱利用，假定燃氣內燃機排煙溫度為550 ℃，經煙氣-水換熱器后煙氣溫度降至80 ℃；煙氣-水換熱器中水進口溫度為60 ℃，出口溫度為80 ℃。對于缸套水余熱利用，假定缸套水進入缸套水-水換熱器的溫度為98 ℃，回水溫度為80 ℃；冷卻循環(huán)水進口溫度為60 ℃，出口溫度為80 ℃。

本文涉及的氣體、水的熱物性通過軟件REFPROP調用獲得，利用MATLAB軟件進行編程計算。

① 煙氣-水換熱器

采用翅片管式換熱器作為煙氣-水換熱器，冷卻水走管側，煙氣走翅片側，逆流換熱。計算表明，該煙氣的水蒸氣冷凝溫度為60 ℃，因此，為減小煙氣利用過程對換熱器的腐蝕，利用60 ℃以上的煙氣余熱。通過實驗并擬合得到了煙氣比焓與煙氣溫度的關聯式：

當tfg=60～560 ℃時，有：

hfg= 1.163 766tfg+590.522 2

(1)

當tfg=25～60 ℃時，有：

hfg= 11. 422 78tfg-25.018 7

(2)

式中tfg——煙氣溫度，℃

hfg——煙氣比焓，kJ/kg

煙氣質量流量qm，fg,可由式(3)計算：

(3)

式中qm,fg——煙氣質量流量，kg/s

Φfg——煙氣余熱功率，kW

hfg,550——550 ℃煙氣的比焓，kJ/kg

hfg,25——25 ℃煙氣的比焓，kJ/kg

煙氣可利用余熱量ΦE1可由式(4)計算：

ΦE1=qm,fg(hfg,550-hfg,80)

(4)

式中ΦE1——煙氣可利用余熱量，kW

hfg,80——80 ℃煙氣的比焓，kJ/kg

由式(4)計算得到煙氣可利用余熱量為39.5 kW。

根據換熱器的換熱計算方法，煙氣-水換熱器、缸套水-水換熱器的對數平均溫差可由式(5)計算：

(5)

式中 Δtm——煙氣-水換熱器(E1)或缸套水-水換熱器(E2)的對數平均溫差，℃

t6——E1低溫煙氣的出口溫度或E2低溫缸套水出水溫度，℃

t3——低溫冷卻循環(huán)水的進水溫度，℃

t5—— E1高溫煙氣的進口溫度或E2高溫缸套水進水溫度，℃

t4——高溫冷卻循環(huán)水的出水溫度，℃

依據前述煙氣-水換熱器的進出口溫度數據，得到煙氣-水換熱器的對數平均溫差為142.5 ℃。取煙氣-水換熱器的傳熱系數為15 W/(m2·K)，由式(6)得到煙氣-水換熱器的換熱面積：

(6)

式中AE1——煙氣-水換熱器的換熱面積，m2

Δtm,E1——煙氣-水換熱器的對數平均溫差，℃

KE1——煙氣-水換熱器的傳熱系數，W/(m2·K)

考慮1.2的安全系數，得到煙氣-水換熱器的換熱面積為22.6 m2。

② 缸套水-水換熱器

本文選擇板式換熱器作為缸套水-水換熱器，兩種流體逆流換熱。按上述設定的缸套水-水換熱器進、出口參數，按式(5)計算得到缸套水-水換熱器的對數平均溫差為19.0 ℃。取缸套水-水換熱器的傳熱系數為2 000 W/(m2·K)，缸套水余熱功率為70 kW，考慮1.2的安全系數，計算得到缸套水-水換熱器E2的換熱面積為2.3 m2。

3.3 余熱利用方案設計

為充分利用燃氣內燃機發(fā)電機組的余熱，同時利于系統(tǒng)內部阻力平衡，盡量降低系統(tǒng)改造成本，制定了圖5所示的余熱利用方案。

圖5 燃氣內燃機余熱利用方案工藝流程

在該余熱利用方案中，余熱利用部分設置成與鍋爐供熱熱源平行的獨立分支管路。在余熱利用分支管路內，設置2臺燃氣內燃機發(fā)電機組(一用一備)，2臺煙氣-水換熱器(一用一備)，1臺缸套水-水換熱器。煙氣-水換熱器與缸套水-水換熱器并聯布置。

4 結論

本文通過分析北京延慶燃氣門站的用電負荷、可用發(fā)電資源，采用燃氣內燃機發(fā)電、燃氣壓力能發(fā)電、太陽能發(fā)電、風能發(fā)電和儲電系統(tǒng)，借助智慧能源管理系統(tǒng)，為門站設計提出基于多能互補、耦合供電的獨立微電網供電方案。為充分利用微電網供電方案產生的余熱，降低門站能耗，設計了可行的內燃機煙氣和缸套水余熱的利用方案，對余熱利用的關鍵換熱設備進行了計算。