增加電廠用戶后次高壓管網(wǎng)的調(diào)度方案

摘 要

摘要：結(jié)合工程實(shí)際，為實(shí)現(xiàn)對(duì)新增電廠用戶的供氣，對(duì)LNG氣化站供氣和現(xiàn)有天然氣次高壓管網(wǎng)供氣的方案進(jìn)行分析，選取現(xiàn)有天然氣次高壓管網(wǎng)供氣方案。分析比較了增加電廠用戶后次高
摘要：結(jié)合工程實(shí)際，為實(shí)現(xiàn)對(duì)新增電廠用戶的供氣，對(duì)LNG氣化站供氣和現(xiàn)有天然氣次高壓管網(wǎng)供氣的方案進(jìn)行分析，選取現(xiàn)有天然氣次高壓管網(wǎng)供氣方案。分析比較了增加電廠用戶后次高壓管網(wǎng)的調(diào)度方案，確定采用通過(guò)流量遙調(diào)系統(tǒng)合理分配門站流量、利用管道儲(chǔ)氣進(jìn)行小時(shí)調(diào)峰的調(diào)度方案。
關(guān)鍵詞：LNG氣化站調(diào)峰；次高壓管網(wǎng)儲(chǔ)氣調(diào)峰；燃?xì)怆姀S；調(diào)度；流量遙調(diào)
Dispatching Scheme of Sub-high Pressure Pipe Network after Addition of Power Plant
LI Zhen，YANG Guang
Abstract：In order to realize gas supply to additional power plant consumer，the schemes of gas supply from LNG vaporizing station and existing natural gas sub-high pressure pipe network are analyzed with the engineering practice.The scheme for gas supply from existing natural gas sub-high pressure pipe network is selected.The dispatching schemes of sub-high pressure pipe network after addition of power plant consumer are analyzed and compared.It is determined that the dispatching schemes of reasonable distribution of gate station flow by remote flow regulating system and hourly peak shav ing by pipeline gas storage are used.
Key words：peak shaving by LNG vaporizing station；peak shaving by gas storage in sub-high pressure pipe network；gas-fired power plant；dispatching；remote flow regulating
1 項(xiàng)目背景
   深圳鈺湖電廠是深圳市的主要調(diào)峰電廠之一，設(shè)有2臺(tái)GE公司的PG9171E(以下簡(jiǎn)稱9E)燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)組。
    深圳市燃?xì)饧瘓F(tuán)股份有限公司(以下簡(jiǎn)稱深圳燃?xì)饧瘓F(tuán))作為其氣源供應(yīng)商，必須考慮在西氣東輸二線天然氣(以下簡(jiǎn)稱西二氣)到來(lái)前的過(guò)渡期供氣，使過(guò)渡期供氣與永久供氣合理銜接，節(jié)省投資，安全可靠地向鈺湖電廠供氣。對(duì)于過(guò)渡期供氣，深圳燃?xì)饧瘓F(tuán)對(duì)采購(gòu)LNG槽車氣在廠內(nèi)建LNG氣化站供應(yīng)電廠和利用廣東大鵬液化天然氣公司的管輸氣通過(guò)次高壓管道供應(yīng)電廠這兩種供氣方案進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)技術(shù)比較，并進(jìn)一步對(duì)次高壓管網(wǎng)供應(yīng)天然氣的調(diào)度運(yùn)行進(jìn)行了研究。
2 燃?xì)廨啓C(jī)對(duì)天然氣的要求
    單臺(tái)9E燃?xì)廨啓C(jī)額定功率為123.44MW，熱耗率為10.656MJ/(kW·h)，要求的天然氣參數(shù)見(jiàn)表1[1]。
表1 9E機(jī)組天然氣入口參數(shù)
最高供氣壓力/MPa
2.59
最低供氣壓力/MPa
1.95
運(yùn)行設(shè)定壓力/MPa
2.4
運(yùn)行壓力變化范圍/MPa
2.28～2.52
在運(yùn)行范圍的壓力波動(dòng)速率/(Pa·s-1)
2400
最低工作溫度/℃
比烴露點(diǎn)及水露點(diǎn)高28℃
最高溫度/℃
66
熱值允許變化率/(MJ·m-3·s-1)
1%燃?xì)獾蜔嶂?/span>
大于0.3μm的固體雜質(zhì)濾去率/%
99.99
燃?xì)廨啓C(jī)的小時(shí)用氣量為(3.38～4.00)×104m3/h，高峰日燃?xì)廨啓C(jī)運(yùn)行時(shí)間為15～18h，日用氣量約(50.7～72.0)×104m3/d。
3 LNG氣化站供氣方案分析
3.1 LNG氣化站供氣方案
    深圳大鵬液化天然氣銷售有限公司位于大鵬灣的秤頭角，為L(zhǎng)NG槽車氣的采購(gòu)提供了很大的方便，過(guò)渡期在電廠內(nèi)建LNG氣化站給鈺湖電廠供氣是方案之一。根據(jù)電廠的用氣情況，需6臺(tái)150m3的LNG儲(chǔ)罐，2臺(tái)20000m3/h的氣化器，6～8個(gè)槽車停車位，8臺(tái)槽車。站內(nèi)分儲(chǔ)罐區(qū)、氣化區(qū)、調(diào)壓計(jì)量區(qū)、增壓區(qū)、卸車區(qū)等，總占地面積為12975m2。按氣化器的型式不同，設(shè)計(jì)了兩個(gè)方案。方案一采用的氣化器為明火間接水浴式氣化器。該方案造價(jià)為4620×104元，工藝流程見(jiàn)圖1。
    方案二利用電廠熱水或自建鍋爐系統(tǒng)為氣化器提供熱源，氣化器改用水浴式氣化器，氣化器用熱水由電廠提供。該方案造價(jià)為3531.4×104元，工藝流程見(jiàn)圖2。
 
方案二比方案一節(jié)省造價(jià)1088.6×104元。方案一選用的明火間接水浴式氣化器為美國(guó)進(jìn)口設(shè)備，價(jià)格較高，同時(shí)方案一還需增加氣化器所用燃?xì)獾恼{(diào)壓設(shè)備。方案二所用的水浴式氣化器利用了電廠現(xiàn)有的熱水系統(tǒng)，造價(jià)更為節(jié)省。
3.2 LNG氣化站供氣存在的問(wèn)題
    ① 槽車運(yùn)輸調(diào)度補(bǔ)氣的難度較大?？鄢?臺(tái)LNG儲(chǔ)罐的保底罐容外，可用的氣量約39×104m3，不足以保障電廠1d的使用。若電廠工作日均運(yùn)行，必須由槽車保證供應(yīng)，需槽車約25車次/天，按槽車灌裝及路程所需時(shí)間2.0～2.5h計(jì)，需8臺(tái)槽車不停運(yùn)行、合理調(diào)度方可保證。
② 完全依靠槽車供氣安全性不佳。路況、天氣、LNG氣源廠站的灌裝情況等因素會(huì)直接影響到槽車供應(yīng)。
    ③ LNG氣化站所需采購(gòu)設(shè)備多，大部分為進(jìn)口設(shè)備，訂貨期約6個(gè)月，無(wú)法滿足工期需要。
    ④ 造價(jià)高，經(jīng)濟(jì)效益不理想。
4 次高壓管網(wǎng)供氣方案分析
4.1 次高壓管網(wǎng)供氣的路由及流程
    該方案綜合考慮西二氣到來(lái)后將使用的天然氣高壓管道與目前的天然氣次高壓管道，利用已建成的高壓管道與次高壓管道連接，通過(guò)次高壓管道供應(yīng)電廠。高壓管道的設(shè)計(jì)壓力為6.0MPa，運(yùn)行壓力為4.0MPa；次高壓管道的設(shè)計(jì)壓力為1.6MPa，門站出站運(yùn)行壓力為1.5MPa。在建的機(jī)荷高速、坂雪大道、環(huán)觀南路、平大路的高壓管道與煙廠調(diào)壓站后梅觀高速的次高壓管道連通后，即可通過(guò)該管道供應(yīng)電廠，全長(zhǎng)約13.6km，其中尚需建設(shè)部分為6.42km，從工期上來(lái)說(shuō)，可以滿足需求。電廠內(nèi)需建設(shè)計(jì)量橇、加壓橇。工藝流程見(jiàn)圖3。
 
主要采購(gòu)的設(shè)備是計(jì)量橇和加壓橇。計(jì)量橇可利用在建的次高壓管網(wǎng)已采購(gòu)的次高壓、中壓調(diào)壓計(jì)量橇，將調(diào)壓部分取消，作為計(jì)量橇。西二氣到達(dá)深圳后，電廠用高壓輸配系統(tǒng)供氣，該計(jì)量橇可移至其他新建的次高壓計(jì)量站點(diǎn)使用。加壓橇為電廠過(guò)渡期供氣的加壓設(shè)備，進(jìn)口壓力要求不低于1.0MPa，由電廠采購(gòu)國(guó)產(chǎn)設(shè)備，供貨時(shí)間短，不影響工期。計(jì)量橇及次高壓管道、高壓管道連接的改造和其他配套的臨時(shí)設(shè)施的造價(jià)為820×104元，加壓橇的造價(jià)為700×104元，合計(jì)為1520×104元，造價(jià)遠(yuǎn)低于采用LNG氣化站的供氣方案，同時(shí)也節(jié)省了建設(shè)時(shí)間。
4.2 次高壓管網(wǎng)供氣調(diào)度難點(diǎn)及解決辦法
   通過(guò)次高壓管網(wǎng)供應(yīng)電廠存在以下4個(gè)問(wèn)題：
   ① 次高壓管網(wǎng)的設(shè)計(jì)規(guī)模是否滿足需求。在設(shè)計(jì)中次高壓管網(wǎng)新增電廠用戶，現(xiàn)有的管道、門站是否滿足供氣需求需進(jìn)行核算。
   ② 電廠大流量地快速啟停是否影響整個(gè)管網(wǎng)的安全穩(wěn)定供氣需論證。
   ③ 次高壓管網(wǎng)供氣的安全性。
   ④ 供氣的最大小時(shí)提氣速率是否符合現(xiàn)有上游合同要求。
   解決的辦法如下：
   ① 預(yù)測(cè)過(guò)渡期供氣期間的最大用氣日最大小時(shí)用氣量，利用美國(guó)Gregg Engineering公司的管網(wǎng)仿真軟件進(jìn)行計(jì)算。在安托山門站供氣壓力為1.2MPa，坪山門站供氣壓力為1.5MPa的情況下，兩門站高峰時(shí)的供氣流量在設(shè)計(jì)范圍內(nèi)。管網(wǎng)的最低壓力點(diǎn)壓力為1.16MPa，可滿足供氣要求，管網(wǎng)輸氣能力可以保證。
   ② 利用管網(wǎng)仿真軟件，按電廠提供的正常啟動(dòng)和1min內(nèi)緊急停機(jī)兩種工況進(jìn)行動(dòng)態(tài)仿真。仿真的結(jié)果表明，正常啟動(dòng)時(shí)，管道、門站出口的壓力變化平緩，不會(huì)產(chǎn)生不良影響。緊急停機(jī)時(shí)，電廠計(jì)量橇進(jìn)氣口處的壓力變化速率為176Pa/s，在電廠運(yùn)行范圍內(nèi)；安托山門站的流量變化為2600m3/min；管網(wǎng)壓力穩(wěn)定，附近的煙廠調(diào)壓站進(jìn)口壓力變化速率為4784Pa/min，數(shù)值約為當(dāng)時(shí)壓力的0.4%，影響很小。在設(shè)計(jì)中計(jì)量橇與加壓橇間的管道管徑由原DN 300mm增大至DN 800mm，滿足機(jī)組10s的用氣要求，緩沖緊急停車對(duì)計(jì)量橇的影響。
    ③ 第三方施工對(duì)次高壓管網(wǎng)的不確定性破壞和沿線道路改造導(dǎo)致次高壓管網(wǎng)有計(jì)劃改遷，影響到電廠的供氣，但安全性仍比LNG氣化站供應(yīng)好。同時(shí)可加強(qiáng)安全管理，并在電廠供氣合同中已明確為可中斷供氣用戶，可短期停氣，由電廠與電網(wǎng)協(xié)調(diào)停供期間的電力供應(yīng)問(wèn)題。
    ④ 需求的最大小時(shí)流量超過(guò)目前上游合同中規(guī)定的最大小時(shí)提氣速率，可采用增購(gòu)短期合同氣來(lái)增加小時(shí)提氣速率；同時(shí)利用梅林LNG氣化站和大工業(yè)區(qū)LNG氣化站的調(diào)峰功能，降低高峰時(shí)段門站的提氣速率。
    本方案無(wú)論從造價(jià)、工藝技術(shù)、安全性、運(yùn)行管理等方面均優(yōu)于用LNG氣化站供氣的方案。
5 次高壓管道供應(yīng)電廠的調(diào)度方案
5.1 輸配系統(tǒng)現(xiàn)狀
    次高壓管道供應(yīng)電廠對(duì)兩門站出站壓力的設(shè)定、流量合理分配，兩調(diào)峰LNG氣化站的供氣安排、補(bǔ)充儲(chǔ)量的槽車調(diào)度等方面提出了更高的要求。
    過(guò)渡期的氣源為由廣東大鵬公司通過(guò)坪山和美視分輸站分別供應(yīng)坪山門站和安托山門站。坪山分輸站單路調(diào)壓路供氣能力為4×104m3/h，1開1備；美視分輸站單路調(diào)壓路供氣能力為8×104m3/h，1開1備。兩分輸站短時(shí)可開啟2路調(diào)壓路同時(shí)供氣，實(shí)際最大供氣能力分別為8×104m3/h和16×104m3/h?？紤]增購(gòu)的卡塔爾氣量后，上游合同每座門站的最大小時(shí)提取速率將達(dá)7.6×104m3/h。坪山門站單路調(diào)壓路供氣能力為2.5×104m3/h，兩開一備共三路，最大供氣能力為7.5×104m3/h；安托山門站單路調(diào)壓路供氣能力為5×104m3/h，兩開一備共三路，考慮進(jìn)口過(guò)濾器設(shè)備選型的限制，最大供氣能力為10.8×104m3/h。
    目前深圳有梅林LNG氣化站和大工業(yè)區(qū)LNG氣化站兩座應(yīng)急調(diào)峰站，坪山和安托山兩門站裝有CS壓力遙調(diào)系統(tǒng)[2]，能及時(shí)準(zhǔn)確調(diào)整門站出站壓力。但要更好地利用管網(wǎng)儲(chǔ)氣和嚴(yán)格執(zhí)行上游合同的小時(shí)提氣速率，需在門站增加安裝流量遙調(diào)系統(tǒng)，通過(guò)該系統(tǒng)對(duì)電動(dòng)流量調(diào)節(jié)閥的控制可準(zhǔn)確調(diào)整兩門站的供氣流量，實(shí)現(xiàn)供氣工況的調(diào)整及高峰時(shí)段管道儲(chǔ)氣的調(diào)峰利用。設(shè)備造價(jià)約為180×104元，預(yù)計(jì)在2011年11月前完工。2011年8月至11月期間將只能通過(guò)調(diào)整壓力方式進(jìn)行工況的調(diào)整，在利用離線管網(wǎng)仿真軟件進(jìn)行供氣的動(dòng)態(tài)仿真編制調(diào)度方案時(shí)需綜合考慮以上條件。
5.2 調(diào)度方案的設(shè)計(jì)
    根據(jù)統(tǒng)計(jì)的歷史數(shù)據(jù)，預(yù)測(cè)供氣期間最大用氣日24h各用氣點(diǎn)的用氣情況，比選的方案均按相同的用氣情況。調(diào)度方案1、2中，坪山門站的出站壓力設(shè)為定值1.5MPa，安托山門站的出站壓力按圖4調(diào)整。
 

    調(diào)度方案1：坪山門站出站壓力設(shè)定為1.5MPa，按圖4調(diào)整安托山門站出站壓力，不開啟梅林LNG站和大工業(yè)區(qū)LNG站兩個(gè)調(diào)峰站。通過(guò)管網(wǎng)仿真軟件計(jì)算，安托山門站在高峰時(shí)段19：00最大流量為89068m3/h，超過(guò)上游分輸站單路調(diào)壓器的供氣能力，需開啟備用調(diào)壓路。坪山門站在高峰時(shí)段19：00的最大流量為82518m3/h，超過(guò)坪山分輸站最大供氣能力，開啟備用調(diào)壓路后仍未能滿足需求。
    調(diào)度方案2：門站的壓力設(shè)置同方案1，同時(shí)在10：00—23：00開啟大工業(yè)區(qū)LNG氣化站以10000m3/h的穩(wěn)定流量供應(yīng)，出站壓力設(shè)定為1.5MPa；梅林LNG氣化站在高峰時(shí)段18：00—22：00以1.2MPa的壓力供氣。梅林LNG氣化站的流量見(jiàn)圖5。
 

    安托山門站在12：30最大流量為71867m3/h，美視分輸站開啟單路調(diào)壓器可保證供應(yīng)。坪山門站在22：40的最大流量為77403m3/h。除3：00—8：00，其余時(shí)間坪山分輸站需開啟備用調(diào)壓路。梅林LNG氣化站、大工業(yè)區(qū)LNG氣化站的日供氣量分別為8.97×104、13.00×104m3/d。
    調(diào)度方案3：在安裝了流量遙調(diào)系統(tǒng)情況下，設(shè)定用氣高峰時(shí)段安托山門站最大供氣流量為7.5×104m3/h，不超過(guò)上游合同要求的最大小時(shí)提取速率。為使次高壓管網(wǎng)最大壓力不超過(guò)1.55MPa，在次高壓管網(wǎng)的設(shè)計(jì)壓力范圍內(nèi)，低峰時(shí)段應(yīng)進(jìn)行供氣流量的限制。坪山門站出站壓力設(shè)定為1.5MPa，不進(jìn)行流量的遙調(diào)控制。安托山門站出站流量調(diào)整見(jiàn)圖6。
 

    坪山門站在22：00最大流量為80643m3/h，超過(guò)坪山分輸站最大供氣能力，除2：30—7：30，其余時(shí)間坪山分輸站需開啟備用調(diào)壓路。
   調(diào)度方案4：在安裝了流量遙調(diào)系統(tǒng)情況下，對(duì)安托山門站、坪山門站均進(jìn)行流量的遙調(diào)控制。在用氣高峰時(shí)段兩門站最大供氣流量分別為7.5×104m3/h，為使次高壓管網(wǎng)最大壓力不超過(guò)1.55MPa，低峰時(shí)段應(yīng)進(jìn)行供氣流量的限制。安托山、坪山門站的流量見(jiàn)圖7、8。
 

   通過(guò)兩門站的流量控制，利用管道儲(chǔ)氣進(jìn)行小時(shí)調(diào)峰，使坪山分輸站0：00—11：00的供氣流量不大于4×104m3/h，坪山門站和坪山分輸站無(wú)需開啟備用調(diào)壓路。11：00—24：00坪山門站和坪山分輸站均處于備用調(diào)壓路全開啟的狀態(tài)。鈺湖電廠13：20最低供氣壓力為1.065MPa，仍可滿足大于1.0MPa的供氣要求。
5.3 調(diào)度方案的比選
5.3.1調(diào)度方案1的優(yōu)缺點(diǎn)
    優(yōu)點(diǎn)：
    無(wú)需增加流量遙調(diào)設(shè)備進(jìn)行流量的限制調(diào)節(jié)，無(wú)需每天啟用LNG氣化站進(jìn)行小時(shí)調(diào)峰。
    缺點(diǎn)：
    ① 兩門站超過(guò)上游合同的最大小時(shí)提取速率，承擔(dān)超提罰款，增加用氣成本。
   ② 上游的美視分輸站、坪山分輸站部分時(shí)段均需兩路開啟，處于無(wú)備用路狀態(tài)，尤其坪山分輸站備用調(diào)壓路開啟時(shí)間長(zhǎng)，部分時(shí)段流量超過(guò)分輸站的最大供氣能力，給安全供氣帶來(lái)一定的隱患。
5.3.2調(diào)度方案2的優(yōu)缺點(diǎn)
    優(yōu)點(diǎn)：
    無(wú)需增加流量遙調(diào)設(shè)備進(jìn)行流量的調(diào)節(jié)，上游的美視分輸站無(wú)需開啟備用路，供氣安全性有所提高。
    缺點(diǎn)：
    ① 需每天啟用LNG氣化站進(jìn)行高峰小時(shí)調(diào)峰，大工業(yè)區(qū)LNG站的供氣時(shí)間較長(zhǎng)，梅林LNG站在高峰時(shí)段需開啟。兩站日供氣量約169t/d。增加廠站人員及設(shè)備的工作時(shí)間，同時(shí)要求LNG槽車能及時(shí)補(bǔ)充儲(chǔ)罐的存量。
    ② 除3：00—8：00時(shí)段外，其余時(shí)間坪山分輸站均需開啟備用調(diào)壓路。
    ③ 坪山門站高峰小時(shí)流量超過(guò)上游合同的最大小時(shí)提取速率，不可避免超提罰款。
5.3.3調(diào)度方案3的優(yōu)缺點(diǎn)
    優(yōu)點(diǎn)：
    ① 無(wú)需門站人員經(jīng)常性調(diào)整壓力，運(yùn)行操作相對(duì)簡(jiǎn)單。
    ② 上游的美視分輸站無(wú)需開啟備用路，供氣安全性有所提高。
    ③ 可通過(guò)流量調(diào)節(jié)利用管道儲(chǔ)氣進(jìn)行小時(shí)調(diào)峰，無(wú)需每天啟用LNG氣化站調(diào)峰，減少?gòu)S站及調(diào)度人員的工作量。
    缺點(diǎn)：
    ① 需增加流量遙調(diào)設(shè)備進(jìn)行流量的調(diào)節(jié)。
    ② 除2：30—7：30時(shí)段外，其余時(shí)間坪山分輸站均需開啟備用調(diào)壓路，造成坪山分輸站的供氣安全性降低。
    ③ 坪山門站高峰小時(shí)流量超過(guò)上游合同的最大小時(shí)提取速率，不可避免超提罰款。
5.3.4調(diào)度方案4的優(yōu)缺點(diǎn)
    優(yōu)點(diǎn)：
    ① 可通過(guò)流量調(diào)節(jié)利用管道儲(chǔ)氣進(jìn)行小時(shí)調(diào)峰，無(wú)需每天啟用LNG氣化站調(diào)峰，減少?gòu)S站及調(diào)度人員的工作量。
    ② 高峰小時(shí)流量不會(huì)超過(guò)上游合同的最大小時(shí)提取速率。
    ③ 上游的美視分輸站無(wú)需開啟備用路，供氣安全性有所提高。
    ④ 0：00—11：00時(shí)段坪山分輸站及坪山門站不需開啟備用調(diào)壓路供氣，縮短無(wú)備用狀態(tài)的供氣時(shí)間，提高供氣的安全性。
    缺點(diǎn)：
① 需增加流量遙調(diào)設(shè)備進(jìn)行流量的調(diào)節(jié)。
    ② 流量調(diào)節(jié)閥動(dòng)作較頻繁，門站人員及調(diào)度人員要注意監(jiān)控壓力、流量等參數(shù)，及時(shí)調(diào)整，對(duì)人員提出更高的操作要求。
5.3.5調(diào)度方案比選結(jié)果
    通過(guò)以上調(diào)度方案優(yōu)缺點(diǎn)的分析可知，調(diào)度方案4充分利用管道儲(chǔ)氣進(jìn)行小時(shí)調(diào)峰，上游分輸站及門站備用路設(shè)備的使用更合理，提高供氣的安全性，并可減少價(jià)格較高的LNG的采購(gòu)，減輕廠站的工作量，對(duì)提高經(jīng)濟(jì)性均有好處。因此，調(diào)度方案4為優(yōu)選的調(diào)度方案。
6 結(jié)論
    ① 通過(guò)合理的運(yùn)行調(diào)度，現(xiàn)有廠站和次高壓管道均可滿足新增鈺湖電廠的供氣要求。
    ② 通過(guò)流量遙調(diào)系統(tǒng)合理分配門站流量，利用管道儲(chǔ)氣進(jìn)行小時(shí)調(diào)峰的調(diào)度方案4優(yōu)于其他3個(gè)調(diào)度方案。
    ③ 通過(guò)流量遙調(diào)系統(tǒng)雖較充分地利用了管道儲(chǔ)氣進(jìn)行調(diào)峰，但對(duì)調(diào)度人員提出更高要求。調(diào)度人員應(yīng)注意監(jiān)控管道的壓力變化，保證管網(wǎng)壓力最低點(diǎn)壓力不低于1.05MPa，壓力最高點(diǎn)壓力不高于1.55MPa，結(jié)合壓力變化及時(shí)調(diào)整門站流量。
    ④ 電廠的啟動(dòng)及緊急停機(jī)對(duì)管道的影響不大，但電廠運(yùn)行調(diào)度應(yīng)注意與燃?xì)馄髽I(yè)溝通，在啟停機(jī)前0.5h及時(shí)通知，并盡量減緩?fù)獾乃俾省?/span>
    ⑤ 坪山門站、坪山分輸站長(zhǎng)時(shí)間處于無(wú)備用路的情況下運(yùn)行，對(duì)我公司和上游的調(diào)壓設(shè)備的安全穩(wěn)定性及備品備件提出了更高的要求。
    ⑥ 日用氣量及小時(shí)用氣量預(yù)測(cè)的準(zhǔn)確性直接影響到氣量的合理調(diào)度。
參考文獻(xiàn)：
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(本文作者：黎珍 楊光 深圳市燃?xì)饧瘓F(tuán)股份有限公司 廣東深圳 518055)