典型燃气门站“多能协同”供电解决方案

“多能协同”技术方案充分利用可再生能源和清洁能源，代表了未来能源的发展趋势，对推进节能减排和实现能源可持续发展具有重要意义。目前我国燃气门站大多位置偏远，市电接入费用高，用电安全难以保障。以北京燃气集团为例，其拥有燃气门站10 座，燃气调压站箱2 万余座，只有不足三成的燃气门站及调压站箱可稳定供电。调研发现，燃气调压站（箱）供电电压低，用电量少，因此市电入网难且费用高昂。然而，燃气门站具备充足的燃气能源和丰富的余压资源，为其构建多能互补稳定发电供电方式提供可能。

1 项目概述及负荷分析

该燃气门站位于北京市延庆区，已投入运行，现状电力供应为施工临电，1 台315kVA 杆上变压器与1 台移动式柴油发电机，不满足燃气门站二级负荷的运行要求。

燃气门站用电负荷呈现明显的季节性。全年负荷只有监控系统、可燃气体报警系统、安防系统，以及照明、办公用电等；季节性的负荷主要是春秋季电伴热锅炉、冬季采暖电伴热锅炉、夏季电制冷空调。采用需要系数法计算，夏季电负荷为98.7kW，冬季电负荷为129.1kW，另有消防水泵电负荷75kW。结合该门站实际用电情况及北京其他同规模门站用电情况，确定其平均用电负荷夏季30kW，冬季40kW。

系统用电解决方案设计时，平均负荷作为系统稳态指标，用于配置储能系统电池组容量、燃气发电机等设备参数。计算负荷作为系统瞬态指标，用于配置储能系统PCS 容量、柴油发电机等设备参数。

2 可用能源技术及发电装机容量分析

门站具备设置燃气发电的优良条件：燃气资源丰富、价格低廉，现状设有 1台 12kPa中压调压箱，剩余能力为 338Nm3/h。

冬季（11 月至次年3月）天然气流量3.8 万～5.8 万Nm3/h，总进口压力8.2MPa，总出口压力0.188MPa，满足压差发电的需求，可配置30kW 压差发电机。

综合考虑门站建筑条件及风光资源优势，最大可设置约30kW 的光伏发电系统，及约2kW 风力发电机。

3 “多能协同”供电系统架构

结合负荷需求及发电装机最大容量限制，按照门站二级负荷供电，并达到消防水泵双路独立电源、末端互投的可靠性要求，构建供电系统架构图如图1 所示。系统设2 段母线，其中Ⅰ段母线为正常工况主供线路，配置2 台100kW 燃气内燃发电机组，1 台30kW 压差发电机组，30kW 光伏发电，2kW 风力发电，1 组放电倍率为0.5C 的250kW 蓄电池（EES-1）；Ⅱ段母线为消防工况主供线路，配置1 台250kW 柴油发电机，2 组放电倍率为0.5C 的250kW 蓄电池（EES-2）和2 台200kvar SVG无功补偿器。为保证用电安全性，实现供电系统的经济调度和优化管理，配置EMS 能量管理系统。

需要说明的是，蓄电池容量的确定，一方面考虑分布式电源全部退出后，夜间15h 无人值守的运行要求；另一方面保证独立支撑消防水泵运行不低于6h。储能系统PCS 容量的选择，充分考虑了满足系统最大计算负荷的同时，独自起动消防水泵的能力。当Ⅰ段母线支撑电网时，电池EES-1 剩余电量保持在20%～80%SOC；当Ⅱ段母线支撑电网时，电池EES-2 剩余电量保持在60%～90%SOC（其中一组电池长期保持满容量热备，以保证消防水泵随时启动）。燃气发电机启动条件为电池EES-1电量低于20%SOC，或负荷超过设定值；停机条件为电池EES-1电量达到90%SOC，且负荷低于设定值。

4 “多能协同”供电系统控制策略

4.1 正常工况

正常工况冬季控制策略为Ⅰ段母线主供、Ⅱ段母线热备。当Ⅰ段母线支撑电网时，电池EES-1 剩余电量保持在20%～80%SOC；当Ⅱ段母线支撑电网时，电池EES-2 剩余电量保持在60%～90%SOC（其中一组电池长期保持满容量热备，以保证消防水泵随时启动）。在白天工作时间即8 时至17 时，优先使用光伏风力发电和压差发电，达到燃气发电机启机条件时开启燃气发电，同时在EMS 能量管理系统管理控制下，整个供电系统在17 时前为蓄电池ESS-1、ESS-2 的第二组蓄电池充电至80%SOC；晚间17 时至次日8 时，为实现无人值守，燃气发电机夜间不工作。优先使用风力发电供电，不足时由蓄电池ESS-2 和ESS-1补充。该控制策略可以尽量推迟燃气发电机开启时间，避免燃气发电机频繁启停。

夏季控制策略与冬季相似，同样采用EMS 能量管理系统，区别仅在于压差发电机在此季节不具备开机条件因而停机。

4.2 消防工况

消防工况供电策略为Ⅱ段母线主供、Ⅰ段母线热备。蓄电池EES-2 提供Ⅱ段母线电压支撑，为消防水泵供电，柴油发电机冷备；当蓄电池系统故障，或电量不满足消防水泵启动和运行要求时，柴油发电机启动为消防水泵供电。

图1 “多能协同”供电系统架构图

5 投资与经济分析

该项目投资范围包括原有能源机房改造、站内设备及安装、电气系统和能源管理系统。通过计算，建设投资估算为1730.5 万元。该项目运行成本主要由天然气费、人工费和维修费构成，同时考虑蓄电池的使用年限，每隔5 年对蓄电池进行1 次更换，更换费用200 万元。年均购气9.5 万Nm3，按照发电售气2.62 元/Nm3计算天然气费为25 万元/a；人工费51万元/a；燃气发电机维修费16 万元/a、脱硝装置维护费5 万元/a、压差发电维修费3 万元/a。按照运营期20 年考虑，可以计算净现值为3284 万元。

经过多轮谈判，市供电接入投资为3500 万元；采用市电运行成本由电费和维修人员人工费两部分组成，其中电费按照电价1.3 元/kWh 计算结果为52 万元/a，人工费12 万元/a。按照运营期20a 可以计算市电供电方案净现值为3734 万元。

6 结论与建议

本文突破燃气门站供电外部依托的瓶颈，结合门站资源禀赋条件，因地制宜，创造性地提出了夜间无人值守的差异化“多能协同”供电解决方案。通过合理的系统配置和控制策略匹配，保证供电安全可靠、节能低碳。通过与市电接入方案相比，得出该解决方案具有经济效益优势的结论。本文提出的供电解决方案可在门站类边远地区和条件受限区域进行推广应用。