摘 要：随着国家节能减排力度的不断加大，部分燃煤电厂逐步改造为燃气电厂，成为天然气长输管道的新增用户。燃气电厂用气不均匀性较强，受已建管道运行压力和管径的限制，管道的储气能力是否满足新增燃气电厂用户的用气要求，是否需要气源参与调峰，如何选择确定管道向电厂合理的供气方式等问题的研究是非常必要的。以实际工程为例，通过对管道进行动态模拟，对管道向电厂不同供气方式从技术上进行对比分析，提出最佳供气方式。
关键词：支线管道；燃气电厂；调峰；动态模拟
1 工程概况
川氣东送管道于2009年12月全线贯通，达化专线为川气东送管道一条供气专线，起于普光首站，终于达化末站。达化专线长度75km，管径DN500，设计压力8.0MPa，设计输量30×108m3/a，，其主要向达州地区部分化工用户供气，供气较平稳。
在达化末站附近新增一燃气电厂，电厂自建管道长度6.7km，管径DN500，设计压力6.3MPa，用于连接达化专线末站和电厂，从而向电厂供气。
以该电厂在试投运期间单机组的用气方式为例，基本上是夜间0-6时不用气；白天6-24时用气量达到机组满负荷用气量。
采用DNV GL公司开发的SPS软件针对电厂的用气特点对管道进行适应性分析以论证在保证管道正常生产运行的前提下，管道能否满足向电厂的供气要求[1]。
2 达化专线适应性分析
在电厂投运前，普光首站向达化专线供气量为330×104m3/d，供气压力为首站调节阀调压后压力5.5MPa，达化专线末站进站压力为4.5MPa。
在考虑向电厂供气后，达化专线末站当地供气流量不变，向电厂自建管线供气将根据电厂的用气特点不均匀供应。结合管道实际情况，为满足电厂试投运期间用气要求，按照在管道首站通过控制调节阀向达化专线的供气压力和供气流量两种控制模式分别对管道进行动态模拟。
2.1 调节阀调压模式
通过控制管道首站调节阀向达化专线的供气压力为5.5MPa，对管道进行动态模拟。调节阀阀后压力恒定为5.5MPa，通过流量变化范围为12.5～20.42×104m3/h。末站压力及流量变化情况见图1。从图1可以看出，末站压力变化范围为4.21～5.04MPa，末站当地分输流量恒定。
2.2 调节阀调压模式
通过控制管道首站调节阀向达化专线的供气流量，对管道进行动态模拟。由于电厂0-6时不用气，6-24时用气，按照0-6时不向电厂供气，6-24时向电厂供气考虑并保证首站通过调节阀向达化专线一天的供气量等于末站当地用户和电厂一天的用气量。随着电厂用气量的波动，末站压力变化范围为4.3～4.99MPa，末站当地分输流量恒定。首站调节阀通过流量0-6时为12.5×104m3/h，6-24时为19.815×104m3/h；阀后压力变化范围为5.4～5.98MPa。
2.3 计算结果
模拟结果表明达化专线及电厂自建管道的储气能力能够满足新增调峰电厂用户单机组试投运的用气要求，不需要气源参与调峰。首站去达化专线调节阀不同控制模式下主要计算参数见表1。
3 结论
从计算结果可以看出，为保证电厂最低用气压力要求4.2MPa，调节阀两种模式下达化专线末站的计算压力波动范围相近，均在4.2～5.0MPa范围内。但采取调流模式，调节阀阀后运行压力较高，分析原因是电厂用气量从0上升至满负荷用气量是需要一定时间，受制于已建管道管径，管道储气能力有限，当调节阀供气量大于末站用户和电厂用户用气量，多余的气量将储存在管道中，从而导致管道压力不断上升，直到调节阀供气量小于末站用户和电厂用户用气量，管道压力开始下降。从供气安全角度考虑，推荐管道首站按照调节阀调压模式向达化专线供气以满足电厂的用气要求。
参考文献：
[1]姜华军等.LNG接收站及配套高压管道调峰方式研究[J].石油化工应用，2010，29（8）：100-102.
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