陈涛涛， 苏 峥， 钱 迪

(北京市燃气集团有限责任公司， 北京 100035)

1 概述

为实现燃气门站的稳定供电，在远离国家电网的区域，需要引入新能源如太阳能、风能等分布式可再生能源发电。然而，由于燃气门站用电负荷波动较大，以及对供电负荷波动的快速响应要求，同时要求连续稳定供电，必须在上述供电系统中嵌入燃气发电机等常规能源发电模块和储电系统，方能满足燃气门站用电负荷变化的要求。常规能源发电的引入，必然产生烟气[1-2]、缸套冷却水[3]等余热，这部分热能的充分利用，将会进一步提高燃气门站的能源利用效率、运行经济效益，提高门站运行的社会效益。

本文结合北京市燃气集团延庆燃气门站的具体情况，提出基于可再生能源和常规能源发电的微电网供电方案，在此基础上提出微电网供电的余热利用方案。

2 供电方案设计

2.1 延庆燃气门站概况

延庆燃气门站位于北京延庆张山营镇东卓家营，接收陕京四线输送的10.0 MPa天然气。门站燃气设计流量60×104m3/h，分为调压工艺区、出站阀门区、综合管理用房、附属生产用房、门卫、分析仪表间等。门站既有供电为一路临时市电供电，将于1 a后拆除。

在供热方面，门站总设计热负荷为8.595 MW，其中建筑供暖设计热负荷为0.225 MW，调压区供热设计热负荷为8.37 MW。目前，门站设有一套锅炉供热系统，两大、两小共4台燃气锅炉，其基本性能参数见表1。

表1 燃气锅炉基本性能参数

在门站调压工艺区，设置1台U形管式换热器，用于对燃气加热，防止下游燃气设备内形成天然气水合物而发生冻堵、冻胀事故，其基本性能参数见表2。

表2 U形管式换热器基本性能参数

续表2

2.2 用电负荷分析

门站内设备一应俱全，主要用电设备及额定电功率见表3。

表3 门站各设备用电负荷

门站用电设备总额定电功率为116.12 kW。此外，为应对火情，厂站设置消防系统，其用电设备包括消防泵、消防稳压泵、消防报警主机、电动葫芦、潜污泵、轴流风机，总额定电功率为87.15 kW。

为给延庆燃气门站配置相匹配的供电功率，需要掌握门站的实际用电负荷，为此对延庆燃气门站进行了4个多月的总用电负荷数据采集，其有功功率随时间变化见图1。

图1 门站用电负荷变化

图1中的数据,采集时间为2019年7月2日13：45至2019年11月14日11：15，采集时间间隔为1 min。从表3和图1可以看出，尽管门站设备额定电功率较大，但在用电负荷数据采集时间内，门站消耗有功功率均低于额定电功率，且在相当一段时间内在波动中保持稳定。此外，有功功率在10月出现了一次明显升高，并稳定到一个新的水平。对延庆燃气门站实际生产运行过程分析发现，用电负荷的波动是由于部分设备，特别是电动机、阀门等电容性设备的启停以及门站设备维护等造成的。门站用电负荷总体提升主要是由于季节更替导致的门站制冷、供暖设备等启、闭造成的，因此受季节影响较大。同时还可以看到，电动阀门、消防系统等设备多数情况下处于待机状态，功耗很低；路灯仅夜间耗电。

2.3 不同供电方式的适用性分析

目前，延庆燃气门站接入一路临时市电，且面临拆除。门站用电负荷峰值不超过150 kW，但如果正式接入市电则费用很高，具有较多燃气门站的企业难以承担。因此，考虑采用可再生能源发电、燃气压力能发电、燃气内燃机发电等多种耦合供电方式，满足延庆燃气门站正常运行和峰值运行的用电需求。延庆燃气门站位于山区，根据实际条件，可用于发电的能源主要有天然气、燃气压力能、太阳能、风能4种。

① 燃气燃烧发电

延庆燃气门站每天处理丰富的天然气，采用燃气燃烧发电是最佳的发电方式，可以满足门站稳定运行工况下的用电负荷。燃气燃烧发电主要分为燃气轮机发电、微燃机发电、燃气内燃机发电3种形式。燃气轮机发电功率大、体型大，不适宜于燃气门站。微燃机发电结构紧凑，供电稳定可靠，单台发电功率达25～300 kW，发电效率30%左右，烟气余热高达70%，适合各种燃气门站和大型调压站。但微燃机价格较高，技术上不甚成熟。燃气内燃机发电稳定可靠，技术成熟，发电效率最高达40%，产生60%左右余热，单机功率变化范围大。燃气内燃机对燃气气源要求低，发电系统投产快，投资低，烟气余热可用于燃气加热。综上所述，燃气内燃机发电是无电网燃气门站的最佳选择。但由于对突变供电负荷需求响应慢，难以独立满足突变供电负荷的需求。

② 燃气压力能发电

燃气压力能发电是利用燃气压差驱动膨胀机转动发电的清洁发电方式，发电设备已实现从大功率至小功率的系列设备发展，发电效率高达90%以上。由于下游用户用气量波动大，造成燃气压力能发电功率波动很大，难以满足独立稳定供电的要求。

③ 太阳能和风能发电

延庆燃气门站位于北京西北部，空气条件好，太阳能丰富。然而，太阳能受昼夜交替、阴雨雪天气等的影响，存在较大的不连续性、不稳定性。风能受到气象条件、风速风向、周围地形等的影响，同样存在较大的不连续性、不稳定性。风能发电与太阳能发电进行联网互补，进一步提升发电的连续性和稳定性，但仍然无法满足延庆燃气门站连续、稳定供电的需要，特别是无法满足电容性设备的启动、门站检修的功率突变情况。

2.4 门站供电方案设计

对延庆燃气门站可用于发电的能源分析发现，门站需要稳定的供电负荷，还需要满足用电负荷突增的情况，显然使用一种能源无法满足延庆燃气门站的用电需求。

① 供电系统结构设计方案

为实现延庆燃气门站无电网供应情况下的连续、稳定供电，遵循“因地制宜，量身定制”的原则，采用多能互补供电的方式，将多种能源形式进行耦合，建立多种能源互补耦合的独立微电网供电系统(以下简称供电系统)，见图2。

图2 门站多能耦合独立微电网供电系统

为实现延庆燃气门站的稳定供电，供电系统以能够保持稳定发电的燃气内燃机发电机组作为基础发电单元，满足门站日常稳定用电负荷需求。同时，为充分利用可再生能源，进一步提高门站节能减排水平，将风能发电、太阳能发电、燃气压力能发电与燃气内燃机发电耦合，作为辅助供电电源。为确保门站燃气加臭系统故障时燃气内燃机正常运行，为燃气内燃机发电机组配置了一个燃气储气储罐，满足系统紧急情况下24 h的稳定供电需求。

为满足门站瞬态用电负荷大幅变化，引入储电系统。储电系统实现电能存储和供电，可有效实现供电侧管理。同时，储电系统还可促进太阳能、风能、压力能的充分利用，提高系统运行稳定性，补偿用电负荷大幅波动。发电设备全部停止后，储电系统能够满足稳定负荷下一定时间的供电，同时保持一定的电量冗余。

② 用电负荷的匹配方案

为确保供电系统的安全，燃气内燃机发电机组采用“一用一备”模式。备用机组也可作为紧急情况下消防系统的应急供电电源。发电机组总发电有功功率为160 kW，由2台80 kW的燃气内燃机发电机组组成。

为不增加太阳能发电系统成本，同时充分利用太阳能，光伏电池板安装在综合楼、配电室及辅助用房的屋顶。其中，辅助用房屋顶东西宽22.5 m,南北长38.4 m；配电室屋顶东西宽19.2 m,南北长12 m；综合楼屋顶东西宽15.16 m,南北长39.7 m。该3部分建筑的屋顶面积共约1 696 m2。按照延庆燃气门站所在的地理位置，在确保维护方便的情况下，安装的太阳能光伏板额定发电功率为130 kW。

燃气压力能发电方面，为降低系统的复杂性，提高系统的安全性，采用20 kW气体发电机组，共安装4台，总额定发电功率80 kW。风能发电方面，安装1台额定发电功率100 kW的风能发电机，安装在调压工艺区的宽敞空间。储电系统在满足稳定用电负荷的同时，还应满足6 h的连续供电，因此本方案设定储电系统的储电量为500 kW·h，布置在变电所内。

③ 供电系统能量管理方案设计

为实现门站用电负荷的智能匹配，系统引入微电网能量管理系统。微电网能量管理系统具有以下功能：将风能发电、太阳能发电、燃气压力能发电与燃气内燃机组发电耦合，实现多能互补，多电互联；能量流和信息流智能耦合，可视化展示能量流的变化；智慧利用传感技术、物联网技术和大数据技术，深度挖掘燃气压力能、太阳能、风能，构建负荷预测、发电预测、能效管理和数字化运维的能源管控系统；多终端可视化接入系统，可满足能量监视、控制功能，随时随地查看燃气压力能、太阳能及风能发电情况，监控系统节能、减排、设备状态数据，并与北京市燃气集团的SCADA平台实时通信。

为实现上述功能，构建了智慧能源管理系统(是微电网能量管理系统的一部分)，系统框架见图3，分为系统应用层、控制保护层和物理硬件层3层。系统应用层主要包括SCADA通信端口、能量管理系统、压力能发电预测、太阳能发电预测、风能发电预测模块，负责与北京市燃气集团SCADA系统进行双向通信，单向控制。系统应用层还与控制保护层进行双向通信、控制，在获取微网控制器(包括广域动态稳控、暂态稳控和功率控制)相关参数的技术上，根据系统应用层对燃气压力能发电功率、太阳能发电功率、风能发电功率等预测结果的基础上，确定、控制燃气内燃机发电机组和储电系统匹配运行，适应门站用电的稳定性和可靠性需求。控制保护层主要由微网控制器和微网保护系统组成，用于确保物理硬件层的发电设备如风能发电系统、太阳能发电系统、压力能发电机组、燃气内燃机发电机组，储电系统和转换设备如整流器、变流器、逆变器等安全、可靠运行。同时，将从物理硬件层获取的瞬态数据传送给系统应用层，实现燃气集团SCADA系统对门站设备运行状态的在线实时监控。物理硬件层主要包括风能发电系统、太阳能发电系统、压力能发电机组、整流器、变流器、逆变器、储电系统、燃气内燃机发电机组等，它将各发电设备、整流器、变流器、逆变器与储电系统耦合在一起，并通过控制保护层将瞬态运行参数传递给系统应用层。

微电网供电系统运行时，智慧能源管理系统通过实时检测储电系统的电能储存状况，预测压力能发电、风能发电和太阳能发电的总功率，决定燃气内燃机发电机组启动还是停机，或者处于自适应发电状态。

3 余热利用方案设计

冬季输送的天然气温度接近甚至低于0 ℃，此外，天然气在通过调压器等设备过程中由于节流作用，温度会进一步降低。由于天然气压力较高，低温天然气在设备内流动的过程中可能形成天然气水合物，引起燃气设备、管道冻堵、冻裂以及附近土壤冻胀等严重问题，影响供气区域内居民用气安全。因此，门站设置了燃气锅炉，用于燃气加热，防止燃气工艺区管网内形成天然气水合物。在供电系统设计方案中，燃气内燃机产生余热，其烟气余热和缸套水余热可以加以利用。燃气内燃机发电效率为35%～40%，其余能量转换为内燃机的烟气热能和缸套水热能。余热的充分利用可大幅提高燃料的化学能利用率，实现燃气门站节能。

3.1 余热利用设备布置

本方案设计中，烟气余热功率(按温度降至25 ℃计)和缸套水余热功率(按温度降至80 ℃计)均为70 kW。为充分利用余热，采用换热器并联的方式，即烟气-水换热器与缸套水-水换热器并联布置，见图4。

图4 换热器布置形式

3.2 余热利用设备选型

烟气组成随燃气组成、过剩空气系数等的不同而发生变化。为简化计算，采用表4的燃气组成进行计算，过剩空气系数取1.05，不考虑空气的含湿量。得到烟气组成见表5。

表4 燃气组成

表5 烟气组成

对于烟气余热利用，假定燃气内燃机排烟温度为550 ℃，经烟气-水换热器后烟气温度降至80 ℃；烟气-水换热器中水进口温度为60 ℃，出口温度为80 ℃。对于缸套水余热利用，假定缸套水进入缸套水-水换热器的温度为98 ℃，回水温度为80 ℃；冷却循环水进口温度为60 ℃，出口温度为80 ℃。

本文涉及的气体、水的热物性通过软件REFPROP调用获得，利用MATLAB软件进行编程计算。

① 烟气-水换热器

采用翅片管式换热器作为烟气-水换热器，冷却水走管侧，烟气走翅片侧，逆流换热。计算表明，该烟气的水蒸气冷凝温度为60 ℃，因此，为减小烟气利用过程对换热器的腐蚀，利用60 ℃以上的烟气余热。通过实验并拟合得到了烟气比焓与烟气温度的关联式：

当tfg=60～560 ℃时，有：

hfg= 1.163 766tfg+590.522 2

(1)

当tfg=25～60 ℃时，有：

hfg= 11. 422 78tfg-25.018 7

(2)

式中tfg——烟气温度，℃

hfg——烟气比焓，kJ/kg

烟气质量流量qm，fg,可由式(3)计算：

(3)

式中qm,fg——烟气质量流量，kg/s

Φfg——烟气余热功率，kW

hfg,550——550 ℃烟气的比焓，kJ/kg

hfg,25——25 ℃烟气的比焓，kJ/kg

烟气可利用余热量ΦE1可由式(4)计算：

ΦE1=qm,fg(hfg,550-hfg,80)

(4)

式中ΦE1——烟气可利用余热量，kW

hfg,80——80 ℃烟气的比焓，kJ/kg

由式(4)计算得到烟气可利用余热量为39.5 kW。

根据换热器的换热计算方法，烟气-水换热器、缸套水-水换热器的对数平均温差可由式(5)计算：

(5)

式中 Δtm——烟气-水换热器(E1)或缸套水-水换热器(E2)的对数平均温差，℃

t6——E1低温烟气的出口温度或E2低温缸套水出水温度，℃

t3——低温冷却循环水的进水温度，℃

t5—— E1高温烟气的进口温度或E2高温缸套水进水温度，℃

t4——高温冷却循环水的出水温度，℃

依据前述烟气-水换热器的进出口温度数据，得到烟气-水换热器的对数平均温差为142.5 ℃。取烟气-水换热器的传热系数为15 W/(m2·K)，由式(6)得到烟气-水换热器的换热面积：

(6)

式中AE1——烟气-水换热器的换热面积，m2

Δtm,E1——烟气-水换热器的对数平均温差，℃

KE1——烟气-水换热器的传热系数，W/(m2·K)

考虑1.2的安全系数，得到烟气-水换热器的换热面积为22.6 m2。

② 缸套水-水换热器

本文选择板式换热器作为缸套水-水换热器，两种流体逆流换热。按上述设定的缸套水-水换热器进、出口参数，按式(5)计算得到缸套水-水换热器的对数平均温差为19.0 ℃。取缸套水-水换热器的传热系数为2 000 W/(m2·K)，缸套水余热功率为70 kW，考虑1.2的安全系数，计算得到缸套水-水换热器E2的换热面积为2.3 m2。

3.3 余热利用方案设计

为充分利用燃气内燃机发电机组的余热，同时利于系统内部阻力平衡，尽量降低系统改造成本，制定了图5所示的余热利用方案。

图5 燃气内燃机余热利用方案工艺流程

在该余热利用方案中，余热利用部分设置成与锅炉供热热源平行的独立分支管路。在余热利用分支管路内，设置2台燃气内燃机发电机组(一用一备)，2台烟气-水换热器(一用一备)，1台缸套水-水换热器。烟气-水换热器与缸套水-水换热器并联布置。

4 结论

本文通过分析北京延庆燃气门站的用电负荷、可用发电资源，采用燃气内燃机发电、燃气压力能发电、太阳能发电、风能发电和储电系统，借助智慧能源管理系统，为门站设计提出基于多能互补、耦合供电的独立微电网供电方案。为充分利用微电网供电方案产生的余热，降低门站能耗，设计了可行的内燃机烟气和缸套水余热的利用方案，对余热利用的关键换热设备进行了计算。