中哈天然氣管道壓縮機站供電方案分析與應用

孫文博，成 聞，劉艷鵬，樊寶華，王雪華

中油國際管道有限公司，北京100007

中亞天然氣管道是我國能源戰略的一個重要組成部分，主要是將購自土庫曼斯坦的天然氣輸入國內，該管道途經烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦進入中國境內。管道全長約1 800 km，其中在哈薩克斯坦境內管道約1 300 km。該項目不但要保證在工期較短的情況下如期投產，還要保證投產后可靠、平穩地運行，因此對壓縮機站供電方案的確定、建設及投產后的安全性及可靠性都提出了很高的要求。

中亞天然氣管道在哈薩克斯坦境內的大部分管道處于沙漠或無人區，管道沿線所經區域只有部分地區有國家電網覆蓋。盡管哈薩克斯坦部分地區電網也相對比較發達，但供電缺口仍然比較大，供電網絡設施相對老舊；同時經過調研后發現，目前哈境內管道沿線已有的電力供應存在供電不穩定、供電質量差的情況，不僅不能滿足壓縮機電驅的用電需求，也不能很好地滿足站場生產用電的要求，如果采用當地電網供電必然要投入大量的資金去改造當地電網。

根據以上情況，確定了天然氣壓縮機站壓縮機采用燃氣輪機驅動，壓縮機站供電采用天然氣發電機的供電方案。

1 負荷分析

中哈天然氣管道天然氣壓縮機站主要是中間增壓站，站內一般配置3～4臺30 MW天然氣壓縮機和其他生產、生活設施，如1號壓縮機站共有GE的30 MW天然氣壓縮機（3臺）及空冷器、空氣壓縮機、發電機等生產負荷，根據壓縮機站負荷性質及相關規范要求，確定主要用電負荷為二級；壓縮機站控制系統、通訊、消防等用電負荷為一級。

2 發電機配置方案分析與應用

針對天然氣管道項目實際情況和壓縮機站負荷特點，輸送的是天然氣介質，能夠保證天然氣燃料的連續供應，因此確定壓縮機站采用自發電天然氣發電站給壓縮機站提供電力。天然氣發電站的方案設計在發電機設置和容量的選取主要考慮以下幾個方面：

（1）在滿足相關規范要求的同時，也應考慮運行維護的需求。本項目同時考慮哈國標準和國際標準要求，根據哈國GOST51-1《干線天然氣管道工藝設計規范》規定，自備電站機組的功率和數量應根據壓縮機站供電可靠性、緊急停車和計劃修理時機組互為備用的要求來確定。自備電站的機組應當實現自動化，并能在不超過1 min的時間內從“熱備用”狀態下起動。

（2）天然氣發電機組單機容量不宜過小，對于天然氣發電機普遍存在耐沖擊性和過負載能力弱的特點，充分考慮站內壓縮機在大負荷啟停時對天然氣發電機產生的沖擊，避免發電機為滿足大負荷的啟停而造成機組的頻繁啟停。以1號壓縮機站為例，壓縮機站內有135 kW的空氣壓縮機2臺（一用一備）、燃料氣橇內144 kW電加熱器2臺（一用一備）、壓縮機的132 kW啟動電機等比較大的用電設備，以及成組啟動的空冷器、風機等，75 kW以上電機均配有軟啟動器，如果發電機容量過小，都會因為這些大負荷的加減載造成小容量發電機的劇烈沖擊。

（3）發電機組數量不宜過多，以避免增加運行維護的工作量和成本。

（4）機組數量也不宜過少，過少會降低機組運行的靈活性和可靠性，同時還要考慮天然氣發電機正常運行要求是應保證負荷率不低于50%。

綜合以上各方面考慮，在首先保證壓縮機站安全運行的條件下，同時考慮節能的要求，根據壓縮機站負荷計算，以及我國西氣東輸壓縮機站的同類壓縮機負荷運行情況確定發電機容量。如CS1壓縮機站，計算用電負荷為1 769 kW，應急負荷297 kW，依據計算負荷和按15%預留容量，同時根據發電機廠家發電機的標準容量綜合考慮，確定電站內天然氣發電機選用3臺975 kW天然氣發電機和1臺320 kW應急柴油發電機卡特彼勒發電機組。發電站同時考慮預留一臺天然氣發電機備用位置，方便以后根據發電站運行情況確定增加天然氣發電機。

天然氣發電站的3臺天然氣發電機，運行方式為兩用一備，2臺天然氣發電機正常運行時，保證壓縮機站內正常生產用電和附近倒班村和維搶修中心用電，正常運行時負荷率不低于50%。當一臺天然氣發電機故障或檢修時，備用發電機組自動投入，保證供電的可靠性和連續性。

應急柴油發電機作為壓縮機站應急電源和黑啟動電源。在壓縮機站事故情況下保證重要的生產、消防用電；同時，應急柴油發電機也作為壓縮機站附近倒班村和維搶修中心的后備電源，在壓縮機站內事故處理完成后而天然氣發電機不能投入情況下，保證站場內應急用電和倒班村生活用電。

站內自控、通訊、應急照明等重要負荷用電配置不間斷電源（UPS）保證供電可靠性；消防泵采用1臺電驅動消防泵和1臺柴油機直接驅動的消防泵作為備用。

3 發電站電氣主接線方案

根據壓縮機站負荷性質和發電機配置情況，發電站低壓配電系統采用單母線分段形式，配電系統的接地形式為TN-S。低壓母線分A、B、C三段，電氣主接線見圖1。

圖1 發電站電氣主接線單線圖

發電站主要運行方式如下：

（1） 正常情況下天然氣發電機2臺運行、1臺備用，母聯開關52AB和52BC閉合，1臺天然氣發電機運行故障時備用天然氣發電機自動投入。

（2） 壓縮機站事故或天然氣發電機全部故障停機時，母聯開關52BC自動斷開后，應急柴油發電機D1自動啟動后給C母線上重要負荷供電，此時如果站場事故處理完成或者天然氣發電機能夠恢復啟動，則自動啟動天然氣發電機并自動恢復AB母線負荷，控制系統自動同步AB母線與C母線，達到同步并車條件后自動閉合52BC，系統恢復到由天然氣發電機供電模式。

（3） 在手動模式下，也可以通過人工控制實現柴油發電機帶動A、B、C段母線部分負荷，方便了在特殊情況下的站內用電設備的調試工作。

設計中52BC沒有考慮常規的ATS轉換開關，主要有以下五個原因。

（1） ATS轉換開關不能實現柴油發電機與天然氣發電機并機功能，僅是簡單的開關轉換，在開關切換過程中均有短暫斷電過程，負荷瞬間增減會對發電機和用電設備造成沖擊，不利于系統和電氣設備的安全。

（2） 在電站故障，即由天然氣發電機切換到柴油發電機和恢復供電由柴油發電機切換到天然氣發電機過程中，采用ATS轉換開關會出現2次斷電過程。

（3） 在需要天然氣發電機停機或者事故停機時，可以先啟動柴油發機同步后并入母線進入工作狀態后，再斷開52BC母聯開關，并按序停天然氣發電機，保證了電氣系統平穩過渡；同理，電站恢復正常供電過程中，即由柴油發電機供電恢復到天然氣發電機供電，可以在柴油發電機母線C與天然氣發電機母線AB同步后合母聯開關52BC，完成負荷轉移后柴油發電機停車。

（4）一般建議使用ATS開關的場所是有外部供電，同時還有自發電設備，外部電網不允許用戶的自發電設備并入電網的情況，不適用于本項目。

（5） 發電站電氣主接線的這種配置，增加了系統運行的靈活性、可靠性和安全性，方便了壓縮機站電氣的運行、檢修和事故處理。

4 電站控制系統（ECS）的應用

中哈天然氣管道項目在壓縮機站電站控制系統的設計上，充分考慮了發電機組、天然氣壓縮機站的負荷特點以及運行需求，既要管理好發電機的運行、維護保養，又要根據壓縮機站不同時間段、不同負荷大小和運行實際情況隨時調整發電機的運行方式，以保證供電的連續性和可靠性。因此只有提高控制系統的水平，才能盡量避免或減少人為操作失誤造成的停電事故。

在工程設計、軟件開發過程中全面考慮、優化配套設計的電站控制系統，應用的發電站控制系統既充分考慮了發電機的特點，又合理地設計了運行管理程序，極好地滿足了運行的需求。

下面以CS1壓縮機站電站控制系統為例說明電站控制系統的配置。

4.1 系統特點

（1）系統的人機操作界面采用以人為本的設計理念，操作界面設計充分考慮人性化特點。界面采用英、俄兩種語言隨時可以切換。

（2）引擎-發電機保護系統不但保證了機組長期穩定可靠的工作，而且在發生故障時可以保證系統的安全。

（3）燃氣發電機、柴油發電機均能完成準同期并網、解列等功能。

（4）具備靈敏、可靠的緊急卸載功能，在機組發生故障時切除次要負載，避免電站崩潰，不至于影響到備用發電機組的安全啟動時間，避免造成壓縮機站的停機、停站事故。

（5）具備負荷分配功能、同步加減不同發電機負荷的功能，當一臺燃氣發電機需要停機檢修而啟動另一臺燃氣發電機時，系統能自動或人工完成同步加減載操作。

（6）各個發電機控制柜內可編程邏輯控制器（PLC）、電源、以太網通迅卡等，均采用冗余配置，不但提供豐富、完善的監視、控制、保護功能，還保證了系統的可靠性，在任何一個硬件有故障的情況下均能保證控制系統的正常工作，并能夠不停機更換故障硬件。

（7）組成系統的各控制柜均可獨立工作，任何一臺機組或控制柜發生故障時都不會影響到整個系統的操作。

（8）在自動控制系統之外，具備獨立而完善的全手動控制系統。當自動系統發生故障時，也可以保證機組能夠正常工作。

（9） 提供RJ45或RS485數據/控制接口，通過使用TCP/IP或Modbus協議與壓縮機站站控系統對接，并能夠實現與項目SCADA系統遠程監控網絡對接，實現遠程數據的采集和監控。

（10）壓縮機站中控室的兩臺工業型計算機控制終端（冗余配置），除提供與現場控制柜同樣的監視和控制功能外，還具有故障錄波、歷史記錄、報表生成、電能計量、平均負荷以及負荷曲線等功能。

（11）控制器、保護器模塊均采用世界知名品牌ABB產品，可靠性高且維護方便。

4.2 系統組成

發電站自動控制系統以CS1壓縮機站為例，電站內控制室控制系統由1個主控制柜、4個發電機分控制柜（3臺天然氣發電機和1臺應急柴油發電機）和1個24 V直流電源屏。

壓縮機站控制室設置電站控制系統ECS控制柜1臺，并在控制室設置2臺工業型計算機作為遠程控制終端，通過OPC服務器實現與壓縮機站站控系統（SCS）、發電站內主控柜、發電站低壓配電柜的通訊，作為整個項目SCADA系統的一部分，實現發電站的遠程監視與控制功能。

4.3 發電機配套并機控制系統的工作模式

（1）手動模式下，發電機組的啟動/停車、斷路器的合閘/分閘、同步并車等均由操作者手動控制。

（2）自動/投入模式下，發電機組的啟動/停車、斷路器的合閘/分閘、同步并車等均自動進行。發電機組自動啟動，待頻率、電壓符合要求后，自動向不帶電母排合閘或帶電母排同步并聯。

（3）自動/后備模式下，發電機組處于待命狀態，在收到主控柜發出的負載需求啟動信號或故障啟動信號后，發電機組自動啟動，待頻率、電壓符合要求后，自動向空母排合閘或與其他在線發電機同步并聯。在收到主控柜發出的卸載/退出信號后，自動卸載、分閘，經冷卻運行后自動停車，回到待命狀態。

4.4 系統功能

4.4.1 主控制柜功能 （1臺）

（1）多臺發電機的手動并車顯示與控制。

（2）多臺發電機的自動并車顯示。

（3） 備用發電機自動啟動/退出的順序控制。可按照需求自動啟/停備用發電機組。可以人工設定備用機組啟動條件，如CS1站設置：1臺天然氣發電機負荷率在沒有大負荷啟動時（即135 kW空氣壓縮機）達到60%（可調）后自動啟動備用機組，以保證大負荷的沖擊不會造成單臺天然氣發電機的停機；在2臺天然氣發電機運行時，如果單臺發電機分擔負荷小于30%（可調），自動停1臺發電機。

（4）緊急卸載控制。

（5）母聯開關的同步并聯及分斷。

（6）各發電機組運行狀態顯示，輔助設備的運行狀態及故障顯示。

（7）系統故障顯示與報警。

（8）系統輔機的集中控制。

（9）假負載遠程控制，根據發電機帶載情況自動/手動加減載。

4.4.2 發電機分控制柜功能（3臺天然氣發電機+1臺柴油發電機）

（1）發電機組的手動/自動啟動和停車。

（2）發電機組的手動/自動并車控制，發電機斷路器的手動/自動合閘與分閘。

（3）發電機組工作模式的設定（手動/自動-投入/自動-后備）。

（4）發電機組的緊急停車控制。

（5）發電機的輸出電壓設定。

（6）發電機的輸出頻率設定。

（7）發電機組并聯工作時的負載分配控制。

（8）負載控制及功率因數控制。

（9）控制發電機組實現軟加載和軟卸載及卸載后的冷卻運行。

（10）對輔助設備如充電器、缸套水加熱器、電機驅潮加熱器、分離式冷卻系統等進行控制。

（11）顯示發電機的輸出電壓、頻率及功率因數等電氣參數。

（12）保護及警報功能-低電壓保護、過壓保護、過流保護、低頻率保護、接地保護、逆功率保護、電池低電壓保護等。

4.4.3 24 V直流電源柜功能 （1臺）

（1）給控制系統提供24 V冗余直流電源。

（2）電源監視。

（3）低電壓報警。

（4）直流電源配出。

4.4.4 ECS控制柜功能 （1臺）

（1）計算機主機及通訊設備。

（2）GPS時間同步及畫面顯示。

（3）提供220 VUPS電源。

4.4.5 計算機工作站提供人機監控彩色界面

（1）通過高速以太網監控可編程序邏輯控制器。

（2）基于Windows的畫面組態：電氣單線圖（Watt，VAR，V，Hz，A，Watt-hour，VAR-hour等）；每臺機組和負荷監控（V，Watt，VAR，A，Hz，PF，Watt-hour，VAR-hour等）；每臺機組軸承、定子溫度等；每臺機組的潤滑油、冷卻水、燃料氣等的溫度、壓力等狀態；每臺機組的排氣溫度。

（3）趨勢報告、歷史記錄、報警記錄等。

（4）電站其他輔助系統的報警信號等。

5 發電站假負載配置

根據天然氣發電機廠家提供的運行特性，正常運行時負荷率不應低于發電機額定容量的50%，同時又由于天然氣發電機帶載能力相對較弱，必須考慮電站內運行的發電機要有足夠富裕容量以抵消壓縮機站內沖擊負荷對發電機的影響。壓縮機站運行中可能出現：

（1）單臺發電機運行負荷容量小于50%。

（2）兩臺天然氣發電機并列運行發電機容量小于50%。

（3）特殊情況需要，如對發電機做帶載測試等。

基于以上可能出現的情況，對于天然氣發電機站配置假負載是十分必要的，綜合考慮，設計上選用了2臺400 kW假負載分別接在A和B段母線，每臺假負載按照（50 kW+50 kW+100 kW+100 kW+100 kW）考慮分組投入或切除，每臺假負載均配置單獨的控制柜并采用PLC控制，并能遠程由發電站控制系統（ECS）自動/手動控制。在發電站自動控制模式下，ECS能夠根據發電機投入臺數和負載情況，在負荷小于或大于單臺天然氣發電機50%負荷時自動分組延時投入或切除假負載，保證發電機能夠在最優的狀態下運行，同時也保證了最少投入假負載以避免能源浪費。

6 結束語

中亞天然氣管道是一條國際化的戰略性輸氣管道，具有非常重要的政治意義和經濟意義，其安全平穩運行尤其重要。由于在項目初期就明確了發電站的重要性，在發電站方案設計中就做到了考慮充分、方案配置合理、自動化水平高。通過投產后多年的實際運行情況來看，發電站運行良好，尤其是其高度集成化、自動化的自動化控制系統的應用，極大地保證了發電站運行的可靠性和穩定性；同時完善的系統配置，也為運行期間發電機的運行優化、負荷分析、事故分析和處理等提供了條件和便利，為壓縮機站安全、可靠運行提供了有力的保證，也為今后壓縮機站項目自發電電站的設計和運行提供了寶貴的經驗。

[1]GB 50251-2003，輸氣管道工程設計規范[S].

[2]GB 50183-2004，石油天然氣工程設計防火規范[S].

[3]GOST51-1-85，干線天然氣管道工藝設計規范[S].