F级燃机电厂天然气调压站设计

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F级多轴燃气蒸汽联合循环电厂FCB功能的设计研究

F级多轴燃气蒸汽联合循环电厂FCB功能的设计研究

F级多轴燃气蒸汽联合循环电厂FCB功能的设计研究本文通过对F级改进型燃机FCB控制逻辑及电气设备动作的分析,结合一拖一燃气-蒸汽联合循环热电联产项目的特点,提出了FCB功能在多轴燃气-蒸汽联合循环项目的前期设计过程中应关注的重点问题,为后续工程的设计及实施方案提供了技术条件。

标签:多轴燃气;FCB功能;循环机组FCB-即机组快速切负荷(Fast Cut Back—FCB),是为实现机组在各主辅机均正常的情况下出现脱网后,能够保证带自身厂用电稳定运行,以便外网故障消除后能够最短时间内重新并网。

FCB功能能够在发生电网大面积停电事故时实现“孤岛运行”,对社会、对电网都有重大安全、经济效益。

尤其在2008年在湖南、江西、贵州等省出现冰灾电网解列、大面积停电事故后,各电网总结经验,要求新建电厂在设计筹建阶段积极考虑设置FCB功能,在电网事故时电厂能主动实现孤岛运行。

1. 多轴燃气蒸汽联合循环机组FCB功能的热力系统及工质循环过程以东方电气集团公司成套供货的M701F4联合循环机组为例分析F级多轴燃气蒸汽联合循环机组FCB功能的热力系统及工质循环过程。

该联合循环机组包括1台低NOx 燃气轮机、1台燃机发电机、1台蒸汽轮机、1台汽机发电机、1台无补燃三压再热余热锅炉及其相关的辅助设备。

机组热力循环示意图如下图1所示:一旦联合循环机组从电网解列后进入孤岛运行时,燃机及燃机发电机进入FCB状态。

同时汽机发电机跳闸,高压主蒸汽通过高压旁、再热器、中压旁路排至凝汽器,低压主蒸汽通过低压旁路直接排至凝汽器,余热锅炉、高中压给水泵、凝汽器及真空泵等设备将维持旁路运行,保证燃气轮机发电机组及余热锅炉在FCB工况下的正常工作。

由于F级多轴联合循环机组无回热系统,因此大多数电厂不管是否考虑投入FCB功能都会按100%旁路考虑。

燃机对FCB工况的判断有两个条件:燃机负荷突降超限延时0.5秒后进入House load模式,或者主变高压侧断路器跳闸燃机立即进入house load模式。

AE94.3A F级燃气轮机及燃气系统的应用

AE94.3A F级燃气轮机及燃气系统的应用

AE94.3A F级燃气轮机及燃气系统的应用摘要:近年来,随着全球范围内的能源与动力需求以及环境保护等要求的变化,燃气轮机得到了动力、电力等有关部门的高度重视,欧、美、日等国先后制定了先进燃气轮机技术研究发展计划,以极大的热情推动着燃气轮机的发展。

先进燃气轮机技术具备低噪音、高效率、低排放等一系列先进技术特点,是提供可靠、清洁、高质量发电及热电联供的最佳方式。

鉴于我国西部目前的电力发展状况及其自然环境和燃气轮机的技术特点,燃气轮机将在西部开发中得到广泛的重视与应用。

对于国际上先进的燃气轮机研发和制造技术,我国相对落后。

所以,国内外结合,高起点引进重型燃气轮机技术,通过与国外大公司合作生产国际上成熟的机组,以提高我国重型燃气轮机制造能力是中国发展燃气轮机技术的必由之路。

AE94.3A F级燃气轮机是我国上海电气燃气轮机有限公司与安萨尔多联合研发,机组制造国产化率达到70%以上,并可向用户供应透平和燃烧室的热部套备件,标志着我国生产大型、重型燃气轮机及联合循环发电机组的格局逐渐形成。

关键词:研发;AE94.3A F级燃气轮机一、燃气轮机技术发展的趋势新中国成立前没有燃气轮机工业,1958年才开始着手燃气轮机研发计划。

1959年底,利用前苏联向我国转让的M-1舰用燃气轮机技术,开始仿造燃气轮机,1964年,我国自行设计、研制成功4410kW的舰船专用燃气轮机。

进入20世纪80年代后,我国的重型燃气轮机工业走上了仿制和合作生产的道路。

1984年,南京汽轮机厂与GE公司合作生产了PG6541B型36000KW燃气轮机,从1984年至2004年已生产了PG6541B型、PG6551B型、PG6561B型、PG6581B型四种型号燃气轮机。

过去几十年我国燃气轮机技术取得了引人注目的进展,燃气轮机的性能不断地得到改进。

一方面在燃气轮机热力循环方面进行开发研究,其中最重要的一个方向是利用燃气轮机排气的余热、回收其部分能量产生热汽或回注入燃气轮机,即构成双工质平行复合循环燃气轮机,或供给汽轮机,即构成燃机联合循环动力装置。

燃气轮机技术简介以及9FA重型燃气轮机设备介绍(终版)

燃气轮机技术简介以及9FA重型燃气轮机设备介绍(终版)
152为国内首台联合循环供热抽气汽轮 机
汽轮机为三压、再热、抽汽、背压、 SSS离合器,凝汽式 发电机则采用空冷发电机
汽轮机为三压、再热、抽汽、背压、 SSS离合器,凝汽式 发电机则采用空冷发电机
单轴联合循环机组外形图
第三部分 9FA重型燃机主设备介绍
压气机部分
燃烧室部分
透平部分
进气缸
燃气轮机结构示意
计量精度0.5%以内
燃气模块
燃料分配管道
作用:将燃气模块出口 的燃气送至燃烧室。
燃机进气系统
来气方向
进气管道
进气过滤室
防雨罩 自清式 过滤器
燃机排气系统
冷却密封空气管道
冷却通道示意
水洗模块
水洗管道
燃机冷却水系统
燃机支架
燃机火焰探测器
润滑油系统
氢气冷却器
LCI冷却
等等
从业主循环冷却水系统通过冷却水管线分别引 入以上系统,冷却水通过回收管线回到业主冷 却水系统
燃机主要系统描述
天然气调 压站
燃机进气 系统
前置 模块
压气机
燃机计量 系统
燃烧室
压气机抽、 排气
冷却密封 空气管道
冷却通道
燃油前 置模块
加热模 块
雾化空 气系统
水洗 模块
水洗 管道
燃气轮机
润滑、顶 轴油模块
润滑油管 道
轴承
燃气模块
燃料分配 管道
燃烧室
透平
排气系统
余热锅炉
仪用空气
气动设备
燃烧室
冷却水 回油
第二部分 9FA重型燃机及联合循环机组介绍
MS9001FA(以下简称9FA)重型燃气轮机是当今世界上正式投入 商业运行的、技术成熟度最高的燃气轮机机组之一。首台机组于 1991年推向市场,目前是世界上市场占有率最大、累计运行时间最 长的F级燃气轮机组。

燃机电厂天然气调压站优化分析

燃机电厂天然气调压站优化分析

燃机电厂天然气调压站优化分析摘要:燃气轮机发电厂的燃气变电站是提高燃气质量,使其符合燃气轮机进口规定的关键解决方案的系统软件。

它与中下游发电机组和机械设备的安全稳定运行直接相关。

基于上下游天然气质量特征和站点布局标准,进行天然气变电站系统软件的有效而可靠的设计,可以提高发电机组运行的合理性,降低工程成本,降低能耗。

关键词:燃机;电厂;天然气;调压站;优化燃机电厂天然气变电站的关键工作包括燃气通道断开,测量验证,粗略分离,分离/过滤,加热,工作压力调节,天然气分配,排放,污水处理,在线检查,安全检查和电气控制系统,仪表板控制,数据通讯等。

考虑到安全性,节省工程投资,有利于竣工投运后的运行维护,可以有效地改善变电站的系统设置和方案设计,并可以充分合理地应用,以取得最佳效果。

一、入口单元优化通道模块的关键机械设备包括紧急切断阀和绝缘接头。

入口配有绝缘接头,以完成变电站与上游和下游天然气管道之间的绝缘,以确保通道的安全。

绝缘接头后面装有紧急切断阀(ESD)。

紧急切断阀,通常选择无效的切断执行器驱动器的闸阀。

驱动器的气动阀是仪表板天然气,根据继电器完成远程操作,并产生天然气。

在发生许多泄漏、火灾或其他紧急情况时,可以通过本地或远程控制快速断开气动阀,以确保发电厂的安全。

二、计量单元优化天然气经过通道模块后进入测量验证模块进行测量验证,便于与上、下游天然气分配器进行贸易测量验证的验证。

对于工作站中的所有天然气,均根据超声波流量计进行校准,配有总流量计算机。

总流量计算机根据标准条件下的温度和工作压力进行校准,天然气压力可以由总流量确定,电子计算机的显示屏及时显示。

该模块还配备了在线色谱分析仪,以完成对蒸气质量的在线监控,并与蒸汽流量计和总流量电子计算机配合,完成热值计算。

通过蒸汽流量计建立了一个旁路,当校准蒸汽流量计时,旁路打开。

三、粗分离单元优化粗分离单元的关键作用是消除天然气中的大固体颗粒和分散的液体,以及在运营初期,由于工程建设等各种因素的破坏而残留在管道中的残留物和其他废物。

中海油珠海天然气发电有限公司热电联产项目安全监理总结

中海油珠海天然气发电有限公司热电联产项目安全监理总结

中海油珠海天然气发电有限公司热电联产项目2×390MW(F级)燃机蒸汽联合循环机组安全监理工作总结一、工程概况1.1 工程规模中海油珠海天然气发电有限公司热电联产项目为新建电厂,最终规模为12台390MW(F级)燃气蒸汽联合循环热电联产机组,本期工程建设2台390MW (F级)燃气蒸汽联合循环机组,远期规划4台390MW(F级)燃气蒸汽联合循环机组。

首台机组已于2014年月投产;第二台机组也于2014年月投产。

1.2 工程组织系统工程建设单位:中海油珠海天然气发电有限公司工程设计单位:广东省电力设计研究院工程监理单位:广东天安工程监理有限公司土建主体工程施工单位:江西省水电工程局安装工程施工单位:广东火电工程总公司前期土建工程施工单位:广东省基础工程公司(地基处理)、广东省地质工程公司(桩基)、江西省水电工程局(桩基)全厂消防工程施工单位:广东百安机电消防安装工程有限公司全厂绿化工程施工单位:广东中南园林工程有限公司生产办公楼装修施工单位:广州市第三装修有限公司全厂设备、系统调试单位:广东粤能电力科技开发有限公司1.3 主要工程概况建筑工程:主厂房、余热锅炉、启动锅炉、调压站、主变、220KV升压站、集控楼、循环水泵房、工业生活消防泵房、废水处理站、化水车间、制氢站、柴油机房、综合材料库、检修车间及其它辅属建筑物。

安装工程:上述建筑物区域设备及其它附属机械和辅助设备安装、调试。

1.4 工程建筑特点1.4.1 本工程位于珠海市高栏港经济区装备制造区,场地地形平缓,厂区采用平坡式布置,固定端朝东南,往西北扩建,往东北出线。

本期厂区呈三列式布置,从东北往西南依次为配电装置区,主厂房区、冷却塔区、辅助生产区。

天然气调压站与末站设在主厂房区东南侧,厂前办公区布置在固定端。

二、安全监理工作内容和履行情况2.1 安全监理对本期工程建设施工全过程中的人、机、环境实行安全监控管理,制止建设行为中的冒险性、盲目性和随意性,有利于“安全第一、预防为主”方针的落实,对项目法人落实安全管理职责起到辅佐、协助作用,对施工单位则形成有效的外部监督制约作用。

9FA燃气轮机的供气降压运行技术

9FA燃气轮机的供气降压运行技术
韩建清
( 浙江 国华余姚燃气发 电有限责任公司, 浙江 余姚

350 ) 140
要 :F 9 A燃气轮机正常的天然气供气压力 在 4 0 P 及 以上 , 么在供气压 力为 20 P 时机组 能否实现 .M a 那 .M a
降压运行呢?通过对某厂 9A燃气轮机 的供气降压运行实践证 明, F 这种技术是可行 的。9A燃机 的供气降压 F
对 P 压力有一个最低要求 , 1 它是 由最低 P 压力加 2 上 天然气 通过截 止 阀和速 比 阀的压 降得 到的 。而最
低P 2压力通 常都 是 取 自于现 场 最 低 气 温情 况 且 机
组在 满负荷 情况下 的 P 2压力 , 这个 压力 是一 个相 对
{ l ‘收稿 日期 10 7 0 — 1 改稿 日期 :O7 3 8 20 — 3 0 2O —0 —0
某 厂 的天 然 气 系统 主要 由调压 站 、 前置 模 块及 机 组 天 然 气 控 制 阀 室 组 成 。9 A 燃 气 轮 机 采 用 F D N .+燃烧 系 统 , 然 气 进 入 天 然 气 阀 室 , 次 L 20 天 依 通 过滤芯 、 辅助 截止 阀( s 和速 比 阀(P 后 分 为 A V) SY) 三路 , 分别 是 D 、M1 P 4 5 P 和 M 。通 过 三路 气 源 的调 整 , 到模式 切 换 的功 能 , 现 预 混 燃 烧 。G 达 实 E公 司 习惯 把截止 阀前 的气体压 力 称 为 P , 把控 制 阀前 1而
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第 2 卷 第 2期 0 2O 年 6月 O7
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9FA燃机的天然气滑压运行

9FA燃机的天然气滑压运行

第23卷 第4期2010年12月5燃 气 轮 机 技 术6GAS TURB I NE TECHNOLOGYV o l 123 N o .4D ec .,20109F A 燃机的天然气滑压运行陈元锁(浙江国华余姚燃气发电有限责任公司,浙江 宁波 315400)摘 要:针对国内不少燃机电厂存在的供气参数达不到设计要求的情况,结合GE 公司提供的9FA 燃机滑压运行技术更改方案,对天然气的滑压运行进行原理说明和运行阐述。

关 键 词:9FA 燃机;天然气;滑压运行中图分类号:TK 477 文献标识码:B 文章编号:1009-2889(2010)04-0058-03当前,国内不少燃用天然气的燃机电厂普遍存在气量不足和供气压力达不到设计要求的情况,在这种情况下,采用天然气滑压运行方式就成了一种相对比较好的运行控制方式。

1 天然气的定压运行在气体燃料的控制系统中,控制阀GC V (GasC ontr o l V alve )和速比阀SRV (Stop /Speed Ratio Va l v e)是两个关键的元件。

控制阀GC V 是用来控制进入燃气轮机的天然气流量,其设计成超临界流动,使得通过阀的天然气流量与阀后的背压无关,同时其阀芯的特殊型线使通流面积的变化与阀门的开度成正比。

而SRV 则保持GCV 阀前的压力P2为一恒定值,同时其也兼作天然气的截止阀,见图1。

图1 天然气控制系统在天然气供应正常情况下,一般都是采用定压运行模式,天然气经过调压站和前置处理模块后到达P1点的压力一般在3.0~3.3M Pa 之间,P1点的压力是燃气轮机启动所必须要达到的一个压力信号采样点。

如果采用定压运行方式,则该值必须要达到最小启动压力设定值,如果P1压力低于该设定*收稿日期:2010-06-04作者简介:陈元锁,男,助理工程师,现在浙江国华余姚燃气发电有限责任公司从事燃气轮机运行工作。

第4期9FA燃机的天然气滑压运行值,则燃机禁止启动。

试谈燃气电厂天然气调压站配置

试谈燃气电厂天然气调压站配置

试谈燃气电厂天然气调压站配置引言:随着燃气轮机技术不断的发展及日益严峻的环境问题。

燃气轮机联合循环发电机组以投资少、污染少、周期短的优势得到了迅速的发展。

本文结合国内外燃气电厂的实例应用,对天然气调压站内各模块的配置及功能进行分析,为类似项目提供参考。

一、燃气轮机的用气要求:天然气对燃气轮机的影响因素主要有4个:1.天然气的品质。

以GE公司9E级燃气为例,要求天然气甲烷含量>85%,惰性气体总含量<15%(N2 Ar CO2)。

固体杂质含量为30PPMWT,不允许包含5μm以上的固体颗粒,不允许包含液体杂质。

2.天然气的过热度。

天然气输送到燃烧系统的喷嘴时不能含有液体状态的成分。

适宜的过热度将保证进入燃机的天然气不含任何液体。

3.天然气的压力为了保证燃气轮机的正常工作,气体燃料的供给压力必须超过燃料喷嘴最大的压降和为使控制阀喉部保持音速的气体燃料控制阀的最小压降。

4.天然气的热值为了确保在各种工况的运行模式中燃料喷嘴压比保持稳定,特制定了Wobber指数的变化范围,通常要求不超过±5%。

为了满足燃气上述用气要求,故在天然气进入燃机前设置天然气调压站,从而使天然气满足燃机用气要求。

二.天然气调压站的配置及功能1.天然气调压站的作用天然气调压站的作用是通过与输气管道连接,将天然气经过调压、稳压后,达到燃机的用气要求。

天然气调压站通常由入口模块、粗分离模块、精过滤模块、计量模块、加热模块、调压模块、排污模块、放散模块组成。

模块中的单体设备通过管道连接,实现模块功能。

各模块以单独撬块的形式进行集成,便于运输,同时减少了现场安装的工作量。

模块与模块之间通过管道与法兰连接组成天然气调压站系统。

1.1 入口模块入口模块配置有绝缘接头和火警关断阀。

绝缘接头可实现调压站与上游输气管道的静电绝缘;火警关断阀在发生燃气泄漏,工厂起火或其它紧急事件时切断气源,保证安全。

1.2 粗分离模块粗分离模块配置了全场容量的粗分离器以及仪表、阀门等。

9F燃机天燃气系统介绍

9F燃机天燃气系统介绍

2×390MW燃气蒸汽联合循环机组燃气系统介绍江苏华电戚墅堰发电有限公司贡文明关键词:天燃气输送天然气流量检测流量计算机声谱分析仪表GPS 计算机监控前言:江苏华电戚墅堰发电有限公司的2台390MW燃气蒸汽联合循环机组采用的是美国GE公司的9F级燃机,是国家西气东输的配套重点工程之一。

本文介绍了该公司的燃气机组天燃气输送系统的配置和使用情况。

1、系统简介江苏华电戚墅堰发电有限公司位于江苏省常州市,厂址距离常州天然气分输站18公里。

公司在分输站边建有一套天燃气输送系统(简称首站),在电厂内部也建有一套天燃气输送系统(简称末站),在距离末站500米的地方建有一套燃气调压系统(简称调压站),从调压站从来的天然气输送到燃机供发电用。

图一末站流程图图二首站流程图首末站和调压站的设备均为上海飞奥公司成套提供,首末站的阀门全部采用英国ROTORK原装电动执行器控制,调压站全部采用气动调节执行器控制。

2、控制系统简介首末站控制系统分别采用一套美国Rockwell公司的ControlLogix PLC和Intellution iFix上位机监控软件组成的计算机监控系统,两套PLC均配置了热备冗余和UPS系统,首末站通过光纤进行连接,调压站由主机的DCS系统进行控制,末站和主机DCS系统之间采用MODBUS 485进行通讯。

在末站还配置了一套Intellution历史数据库系统。

天然气系统的流量测量在整个系统中非常关键,该系统在首站和燃机控制室各安装了一台美国得克萨斯州休斯敦DANIEL 测量与控制公司生产的Daniel FloBoss S600流量计算机来测量天燃气流量。

2.1 流量计算机介绍Daniel FloBoss S600是一种精密的、建立在微处理器基础上的流量计算机,其设计和制造过程中使用了成熟的设计技术和方法。

Daniel FloBoss S600可以独立地作为单回路/多回路流量计算机使用,可以作为一个综合的计量站和计量回路的流量计算机来使用,同时也可以做为一个外部上位机的从属设备。

探研燃气轮机电厂天然气调压站的安全管理

探研燃气轮机电厂天然气调压站的安全管理

探研燃气轮机电厂天然气调压站的安全管理摘要:现阶段,随着国内天然气工业蓬勃发展,城市燃气产业规模扩大迅速,居民及各类工业用户用气量逐年攀升,长输天然气干线分输场站向城市燃气门站的输配气量逐渐趋近于场站设计分输能力。

作为目前使用最为广泛的清洁能源,天然气的用量日益增多,而燃气调压设施是调节和稳定燃气管网压力的重要市政设施,在城市建设发展和人民生活中也扮演着愈发重要的角色。

本文主要对燃气轮机电厂天然气调压站的安全管理进行论述,详情如下。

关键词:燃气轮机;电厂;天然气调压站引言步入新世纪后,随着工业化的持续发展,环境污染越发突出和尖锐,严重影响人们的正常生活,人们追求使用绿色环保能源的期望非常强烈。

天然气作为当前节能环保的最佳量产燃料之一,在21世纪备受关注;国家“西气东输”“川气东输”“煤制气”“LNG站”等能源工程的相继投产,代表着天然气时代的到来,天然气的利用已进入各行各业的生产经营活动。

燃机电厂在安全运用天然气为自己造利的同时,对缓解电力紧张、保障电网安全、实现国家“双碳”目标和保障国家能源安全具有极其重大意义。

1压力能回收利用天然气管网压力能回收利用形式的基本原理:高压天然气经过膨胀机以代替传统节流阀调压,压力和温度均降低,天然气绝热膨胀,将压力能转化为机械能,带动发电设备以产生电能;同时膨胀后的天然气携带大量冷能,可通过冷媒装置进行回收,从而实现对压力能的回收利用。

以天然气调压站为基础,增设透平膨胀机、发电装置和冷媒装置等压力能回收设备,形成一种采用透平膨胀机的普适性管网天然气压力能发电及制冷方案。

天然气调压站通常由预处理(脱水和脱碳)装置、预热装置及节流阀构成。

在天然气传输过程中,为保证天然气品质,预处理装置将上游管网天然气中水分和二氧化碳进一步去除;预热装置对天然气进行升温,以避免调压后管网内部在低温状态下产生霜冻或甲烷水合物,致使阀门和管道堵塞,同时气源温度的上升能够提高天然气压力能膨胀发电效率;经过预处理和预热过程的高温高压天然气利用透平膨胀机降压,以替代节流阀,压力和温度均降低的天然气绝热膨胀,将压力能转化为机械能,带动发电装置以产生电能;由于透平膨胀机降压温度下降梯度比节流阀大,需要冷媒装置回收冷能的同时对低温天然气进行加热,以使其温度达到下游管网天然气温度输送标准;为避免压力能回收利用装置出现故障无法正常运行,将节流阀作为备用调压装置,以保障下游管网天然气正常供应。

燃气轮机燃气调压站

燃气轮机燃气调压站

燃气轮机燃气调压站1.系统概述燃气调压站接受上游燃气管线的燃气,并为燃气轮机提供符合燃烧压力、温度等要求的洁净燃气。

调压站内配备有火警安全切断阀门用于在电厂火灾时的紧急关闭。

燃气调压站入口的超声波流量计可用于电厂与上游燃气公司的贸易计算。

2. 主要技术参数2.1 调压站的主要运行参数(1)燃气轮机安装/运行数量:2台(2)调压站进口天然气压力:约4.0-4.2MPa(a)(3)调压站进口天然气温度:15℃<暂定>(4)调压站出口天然气压力:3.6 MPa(a)(5)两台燃气轮机最大连续运行工况耗气量:调压站进口:164000 Nm3/h(2×65.5t/h)调压站出口:分两路,各82000 Nm3/h(65.5t/h)(6)调压站出口天然气温度范围: >露点温度+5℃(7)燃气最小稳态负荷下的进气量,约13 t/h(8)调压站进出口天然气压力降:小于0.2 MPa2.2 调压站设备的运行工况表65项目单位性能保证冬季工夏季工最大出力工况况况工况环境温度℃15.4 2.8 27.5 -10.0 大气压力kPa 101.61 102.63 100.38 102.72 相对湿度% 80 77 85 75天然气消耗量(每台燃机)103kg/h50,811 53,459 47,118 54,8003.设备规范3.1 绝缘接头表66型号IJ300-300数量 1口径DN300压力等级CLASS 3003.2 超声波流量计表67型号3400-32-451-0-11.938 数量 1制造商DANIEL材料标准ASTM连接型式RF法兰连接尺寸12〞 ANSI 600设计温度-10℃~+50℃3.3 旋风分离器表68设计流量164,000 Nm3/h燃气输送能力164,000 Nm3/h设计压力 4.2 MPa设计温度-10~60℃受压部件材质钢板 16MnR GB6654-1996最大压降34.5 KPa颗粒去除度10μ以上固体、液体颗粒去除率99.9%以上管路尺寸与压力等级DN300 ANSI3003.4 过滤式分离器表69设计流量164,000 Nm3/h燃气输送能力164,000 Nm3/h设计压力 4.2 MPa设计温度-10~60℃受压部件材质钢板 16MnR GB6654-1996最大压降34.5 KPa颗粒去除度5μ以上颗粒100%去除3~5μ以上颗粒99.9%去除2~3μ以上颗粒99.5%去除0.5~2μ以上颗粒95%去除管路尺寸与压力等级DN300 ANSI3003.5 调压器3.5.1 工作调压器+消音器表70型号FL-SR数量 4制造商TARTARINI材料标准ASTM连接型式RF法兰连接尺寸6〞 ANSI 600设计温度-10℃~+50℃3.5.2 监控调压器表71型号FL数量 2制造商TARTARINI材料标准ASTM连接型式RF法兰连接尺寸6〞 ANSI 600设计温度-10℃~+50℃3.6 火警关断阀3.6.1 入口火警关断阀表72型号T2-123-CS2-R3-GA 数量 1制造商KPC材料标准ASTM连接型式RF法兰连接尺寸12〞 ANSI 300 设计温度-10℃~+50℃3.6.2 出口火警关断阀表73型号T2-123-CS2-R3-GA 数量 2制造商KPC材料标准ASTM连接型式RF法兰连接尺寸10〞 ANSI 300 设计温度-10℃~+50℃3.7 安全阀表74数量7制造商KTZ材料标准ASTM连接型式RF法兰连接尺寸1〞 ANSI 300 设计温度-10℃~+50℃3.8 废液收集箱表75数量1台工作介质废液设计压力常压设计温度60℃容积3m3壳体材料Q235-B3.9 排液泵表76型号G25-1转速960r/min流量2m3/h压力0.6MPa扬程60m电机功率 1.5KW4. 调压站投运4.1 确认所有工作票已终结,安全措施已拆除。

天然气调压站调压器失效实例分析

天然气调压站调压器失效实例分析

天然气调压站调压器失效实例分析尹凌霄;郑平平;董伟【摘要】对江苏国信协联燃气热电有限公司调压器运行故障及处理办法进行了总结,并提出了防范措施.该公司燃机首次点火因调压站出口压力低而跳机,通过对调压系统工作流程分析确认为调压器故障所致.针对设备故障提出了10个原因并逐一进行排查,发现故障原因为调压器内膜片破损致使设备失效.经设备管道清理,并更换调压器内膜片后,系统正常运行.【期刊名称】《管道技术与设备》【年(卷),期】2016(000)001【总页数】3页(P58-60)【关键词】燃机;调压站;调压器;指挥器【作者】尹凌霄;郑平平;董伟【作者单位】江苏省宏源电力建设监理有限公司,江苏南京210096;江苏省宏源电力建设监理有限公司,江苏南京210096;江苏国信协联燃气热电有限公司,江苏宜兴214200【正文语种】中文【中图分类】TK4781 调压站调压系统简介江苏国信协联燃气热电有限公司在建2×400MW9F级燃机工程,调压设备采用R100S系列天然气调压器,该调压系统非常适合压差非常小的工况,BAAI调压器所需启动压差仅为0.5 bar(1 bar=0.1 MPa)[1]。

同时保证很高的精度,能使调压站内压力在限定的范围内保持平衡。

天然气由厂外管网进入厂内调压站,依次经过火警关断阀、流量计、旋风分离器、精过滤器、换热器、超压关断阀、监控调压器和工作调压器,最后经地埋管道输往9F燃机的前置模块。

为提高调压系统安全及可靠性,调压模块的设计采用入口安全切断阀和出口安全放散阀的双重设计,以实现调压系统的过压力保护,防止事故发生。

当调压器故障使得调压器出口压力升高至超压关断阀动作值时,阀门动作,隔离故障调压管,以保证输出压力正常。

当压力进一步升高至设备能承受的最大压力时,安全阀会泄压,保护设备不受损害。

天然气调压站内设有监测探头,用于监测燃气的泄漏情况,当泄漏超过设计定值,监控室内屏幕显示报警,运行人员确认后可进行远程或就地操作。

PG9351FA型燃机气体燃料控制系统与滑压运行

PG9351FA型燃机气体燃料控制系统与滑压运行

第33卷 第11期2005年11月Vol.33 No.11 Nov. 2005 经验交流 PG9351FA型燃机气体燃料控制系统与滑压运行祝 俊(上海电力股份有限公司,上海 200010)摘 要:介绍了GE公司PG9351F A型燃机的气体燃料控制系统的构成和工作原理,并介绍了供气压力不足时的解决方案。

着重对F级燃机首次采用的滑压运行的优点、原理、实施及其与汽机滑压运行的区别进行了分析。

关键词:燃机;气体燃料;控制系统;滑压运行中图分类号:T M611.31 文献标识码:B 文章编号:100129529(2005)1120095203Ga s fuel con trol syste m and sli d i n g pressure opera ti on of PG9351FA ga s turb i n eZHU Jun(Shanghai Electric Power Co.,L td.,Shanghai200010,China)Abstract:The constituti on and working p rinci p les of the gas fuel contr ol syste m of PG9351F A gas turbine manufactured by GE Co mpany are intr oduced,and the s oluti on f or a lack of gas supp ly p ressure is ex p lained.The advantages,p rinci2 p les,and i m p le mentati on of the sliding p ressure operati on adop ted f or the first ti m e by F class gas turbines are ana2 lyzed,as well as the difference bet w een the sliding p ressure operati on of gas turbines and that of stea m turbines.Key words:gas turbine;gas fuel;contr ol syste m;sliding p ressure operati on 随着国家天然气“西气东输”工程建设的开展,把西部地区丰富的天然气资源通过管道输送到经济发达但能源缺乏的东部地区,将有利于改变能源结构,减轻环保压力,改善投资环境。

燃气发电厂天然气调压站系统配置及优化

燃气发电厂天然气调压站系统配置及优化

燃气发电厂天然气调压站系统配置及优化摘要:天然气调压站系统是燃机电厂稳定运行的重要保障,能够持续提供稳定的符合燃气轮机流量、压力、温度要求的天然气。

本文主要阐述了燃气发电厂天然气调压站系统的各重要配置模块、功能分析及优化建议,为今后调压站系统的配置与安全稳定运行提供了借鉴。

关键词:天然气调压站;配置及功能分析;优化建议目前我国天然气管网已初步形成,气源种类较为丰富包括油田气,煤制气,进口气及LNG。

由于1年中天然气管网压力周期性变化,因此在厂区内需设调压站,以确保天然气压力及温度满足燃气轮机的进气要求。

1.燃气轮机对燃料技术参数的要求1.1成分除去惰性气体的含量后,天然气成分中甲烷的含量控制在 80~98 mol.%范围内。

甲烷成分会对燃烧器火焰位置和燃烧特性产生影响。

天然气中惰性气体(氮气、二氧化碳)其含量不能超过 4 mol.%。

当惰性气体含量超高的时候会产生燃烧压力波动,影响机组的安全稳定运行。

1.2发热量通常情况下,一旦指定某种气体燃料,其GI(燃气指数)值变化不应该超过±5%,且变化速度不能超过5%每分钟。

1.3压力要求在燃机正常启动、带负荷运行和甩负荷时,燃气压力波动范围应限制在±0.14Mpa,变化速度不超过0.08MPa/s。

1.4燃气中的可凝结液体气体燃料输送到燃烧系统的喷嘴时不能含有液体状态的成分,这就要求达到最高饱和温度的气液混合燃料至少有11℃的过热度。

天然气中液态碳氢化合物通常在分离器中分离或采用加热方式去除。

1.5燃气中固体颗粒天然气中的固体颗粒很容易使燃气喷嘴受到侵蚀、结垢和堵塞。

为此,我们应将燃烧系统中的固体颗粒限制在 30ppmwt 以下,直径最大为5μm。

2.天然气调压站配置及功能分析典型的天然气调压站包括:入口紧急切断模块、粗分离模块、计量模块、过滤器模块、加热模块、调压模块、凝析液收集装置、放散装置及控制系统等。

天然气调压站的主要配置及分析如下:2.1入口紧急切断模块入口紧急切断模块主要设备包括绝缘接头和紧急切断阀。

华北电力设计院燃气轮机详细介绍

华北电力设计院燃气轮机详细介绍

2021/9/15
13
燃机和联合循环机组型号
最新型燃机
GE公司的9001H型(有定货) 西门子公司的SGT5-8000H 型(开发成功) 三菱公司的M701G型(10几台运行)
没有转让国内
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9F系列燃机及联合循环出力
生产厂
燃机型号
GE/哈尔滨 PG9351FA
ISO工况燃 联合循环机 机出力 组出力
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余热锅炉
热端温度
烟气流动方向过热器入口烟气温度与过热器 出口蒸汽温度之间的差值。
一般25~40℃。 差值越大,过热器受热面越大,金属耗量越
大。
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余热锅炉
节点温差
烟气流动方向蒸发器出口烟气温度与汽包工 作压力下饱和温度之间的差值。
一般8~20℃。
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只有燃机和旁路烟囱
联合循环
包括燃气轮机、蒸汽轮机、余热锅炉等
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燃机电厂的布置方式
布置方式
单轴:燃机、汽机、发电机在同一根轴上 多轴:燃机、汽机和发电机不在同一根轴上 一拖一:1台燃机拖动1台汽机 二拖一:2台燃机拖动1台汽机
2021/9/15
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二拖一多轴联合循环机组
燃机和联合循环机组型号
常规燃机(第二代)
单循环出力为150MW等级、燃烧温度低于1205℃, 也即“E”级及以下燃机
先进的燃机(第二代)
单循环出力为250MW等级、燃烧温度约1315℃, 也即“F”级燃机
最新型燃机(第三代)
单循环出力为300MW等级、燃烧温度约1425℃, 也即“G”或“H”级燃机
255.6MW 395MW

三菱m701f4型燃机天然气系统设备常见故障的分析与处理

三菱m701f4型燃机天然气系统设备常见故障的分析与处理

102 EPEM 2020.3发电运维Power Operation1 公司及机组天然气系统概述某公司位于浙江省中西部,目前配置一套400MW 等级、“F”系列高效单轴联合循环机组,机组由一台M701F4燃气轮机(Gt)、一台蒸汽轮机(St)和一台发电机(GEN)组成,主要针对用于基本负荷的长期连续运行而设计的。

机组燃料采用的是天然气,在设计标准规定的工况下,联合循环的总出力为458.02MW。

机组的天然气供气系统由厂外首先进入调压站,调压站采用露天布置,设有防雨棚,天然气在调压站内经过计量、过滤、升温、调压后流出调压站,厂区内通过地埋管路进入燃机的前置模块区域,在前置模块内天然气流经流量计、天然气性能加热器、终端过滤器后进入燃机FG 模块,在FG 模块内燃气经压力、流量调节后进入燃机的20只燃烧器进行燃烧。

2 天然气系统设备及其常见问题的处理2.1 天然气简介天然气是以甲烷为主要成分的气体混合物,同时含有少量的其他物质,如二氧化碳、氮、硫化氢、氢、水蒸气等,天然气一般无色、比空气轻,具有易燃易爆性、可压缩性和膨胀性,其燃爆浓度范围为5%~15%,在使用过程中要特别注意安全。

2.2 调压站设备及其常见故障处理2.2.1 调压站设备组成天然气电厂调压站需满足的要求是为燃机提供三菱M701F4型燃机天然气系统设备常见故障的分析与处理浙江浙能金华燃机发电有限责任公司 赵景宇摘要:在M701F4型燃机的辅助系统中,天然气系统是十分重要的一个系统。

通过对几起天然气调压站和前置模块设备故障的判断和分析,提出了具体的解决办法和预防措施。

关键词:调压器;防爆电加热器;电伴热带;终端过滤器;改进满足一定压力、温度、流量要求的清洁燃气,本公司调压站为上海飞奥燃气设备有限公司生产,型号RQ181400Z/Z、进口压力3.5~6.3Mpa、出口压力3.3Mpa、流量为181400Nm 3/h,主要功能组成包括:燃气进口单元、计量单元、旋风分离单元、精过滤单元、加热单元、调压单元等。

9FA燃机的天然气滑压运行

9FA燃机的天然气滑压运行

宁波
350 ) 14 0
要: 针对 国内 不少 燃 机 电 厂存 在 的 供气 参 数 达 不 到 设 计 要 求 的情 况 , 合 G 结 E公 司 提 供 的 9 A燃 机 滑 压 F
运行 技 术 更 改方 案 , 天 然 气 的滑 压 运行 进 行 原 理 说 明 和 运行 阐述 。 对
GNAN 1 5 j.棚F 5 MⅢ TPt J 矗 0 wJ A EBEAR _ i ( ̄g UTL Ei 9 箍 2r%j X ^ MT I , A EITRE F 篓 :K5 EE ” 一 i 2 J H ’ R MTIA I MR A t EE E R ’ u 1dj Ij 【 L, “ l
压力是燃气轮机启动所必须要达到的一个压力信号 采样 点 。如果 采用 定 压运 行 方式 , 该 值 必须 要达 则
到最小启 动 压 力 设定 值 , 如果 P I压 力 低 于该 设 定
% 收 稿 日期 :0 0— 6— 4 2 1 0 0
作者简介: 陈元锁 , , 男 助理工程师 , 现在浙江 国华余姚燃气发 电有限责任公 司从事燃气轮机运行工作 。
第2 3卷
第 4期
《 燃





术》
V0. NO 4 J23 . De .. 01 c 2 0
21 0 0年 1 2月
G AS TURBI NE TECHN oLo GY
9 A燃 机 的 天 然 气 滑 压 运 行 F
陈 元 锁
( 江国华余姚 燃 气发 电有 限责任 公 司 , 江 浙 浙
相 对 比较好 的运行控制方 式 。
C nrlV le ot a )和 速 比 阀 S V( t / p e R t o v R So S ed ai p o

燃机电厂天然气调压站配置探讨

燃机电厂天然气调压站配置探讨

燃机电厂天然气调压站配置探讨第20卷第3期2007年9月《燃气轮机技术》GAS【瓜B]ETECHN0L0GYV0l_2ONo.3Sept,,2O07燃机电厂天然气调压站配置探讨吕小兰(广东省电力设计研究院,广州510600)摘要:天然气用于燃气轮机发电在我国越来越多,但燃气轮机对天然气的压力,温度等都有一定的要求.天然气调压站是天然气的主要处理系统,直接影响到燃气轮机的安全稳定运行.根据已投产燃气轮机的运行经验,对天然气调压站的系统设备配置作了分析探讨,对设备提出了经济合理地配置的建议.关键词:燃气轮机;天然气;调压站;加热器;配置中图分类号:TM611.31文献标识码:B文章编号:1009—2889(200r7)o3一O006—04 近年来燃气轮机联合循环机组以其整体循环效率高,造价低,污染小,占地少,建设周期短,运行灵活,适合调峰等优点在我国得到迅速发展,特别是在沿海珠三角以及长三角地区,许多大型燃气轮机联合循环电厂已经建成投产,还有相当部分正在规划和建设中.天然气调压站是燃气轮机联合循环电厂的重要组成部分之一,它是天然气的主要处理系统,直接影响到燃气轮机联合循环机组的运行可靠性和经济性.根据已运行机组的实际情况及经验,新建机组合理优化配置天然气调压站的系统设备,在保证系统设备稳定和安全可靠运行的前提下,可以提高机组运行的经济性,降低造价,减少能耗.本文根据已运行燃气轮机的实际情况,对天然气调压站的系统设备配置进行了分析探讨.l燃气轮机对天然气的要求天然气作为燃气轮机的气源,需要满足燃气轮机运行的要求,燃气轮机对天然气的要求主要有以下几方面:(1)应控制天然气的温度,以满足过热要求,避免结露,同时要满足燃气轮机天然气入口温度的要求.根据文献[1],天然气要求的最低温度为和中的较大值,其计算公式如下:Th=T.h+d}l(dh为烃的露点温度)T=+(为水汽的露点温度)DDT.h=2.33()一2.8Dsm=5?l5()一7式中:为高出碳氢化合物露点的温度(oF);P脚为燃机燃料控制系统前天然气的压力(psia);为高出水汽露点的温度(.F).(2)应控制天然气中的粉尘,杂质含量,否则会引起颗粒阻塞燃料喷嘴;(3)应控制天然气的压力波动,使其稳定燃烧;(4)应保证天然气的热值,对于不同的燃料系统,可使用的燃气热值取值范围是不同的.故对于某一固定的燃料系统,为了保证稳定燃烧,热值的取值只能在某一范围内.2天然气调压站的作用目前,国内燃气轮机电厂的天然气来源主要有两种:一种为液化天然气(LNG),气源主要来自国外;一种为国内气源,主要通过西气东输管线接入电厂.对于来自国外的LNG气源,液化天然气首先经海上船运至LNG接收站,在接收站内经过气化,然后通过天然气管道送到各个电厂.在每个电厂供气收稿日期:21307.05.08改稿日期:21307—05—21作者简介:吕小兰(1975一),毕业于浙江大学工程热物理专业,工学硕士,现就职于广东省电力设计研究院机务部,任热能动力工程师,从事电力工程热机专业设计.第3期燃机电厂天然气调压站配置探讨7方均设置供气末站,将较高压力的天然气进行减压,然后送人电厂设置的天然气调压站.对于国内的气源,天然气从输气干线上接出的一条支线进入分输站,在分输站进行调压后再送入电厂设置的天然气调压站.天然气调压站是燃气轮机电厂对天然气的主要处理系统,其主要作用如下:(1)降压,稳压,将上游供气末站提供的压力较高的天然气降至下游燃气轮机所需要的压力和流量,并达到稳定的状态;(2)清除天然气中的杂质;(3)保护下游管道和燃烧设备,在发生故障时不会让上游高压的天然气危害到下游的设备及管道. 3天然气调压站优化配置探讨天然气调压站一般包括天然气入口切断,过滤,计量,加热,压力调节,天然气分配,放空,排污,安全监测,电气,仪表控制,数据通信等装置.天然气调压站通常配置的工艺单元示意图见图1:图1调压站通常配置工艺单元示意图3.1入口单元人口单元主要包含绝缘接头和紧急切断阀.在天然气调压站的人口处,首先接人绝缘接头,实现输气管线与天然气调压站系统电绝缘.绝缘接头后装设紧急切断阀(ESD),ESD阀采用气动装置,驱动气源可以采用仪用压缩空气,也可以采用天然气. ESD阀通过电磁阀实现远程控制,在发生天然气泄漏,电厂起火或其他紧急事件时迅速切断气源,保证电厂的安全.3.2计量单元ESD阀后为计量单元,一般采用超声波流量计.计量单元的作用是与上游供气商的天然气流量数据进行准确性校对.流量计设有一个旁路,在流量计进行标定时开启.3.3粗分离单元主要用于清除天然气中的大颗粒及游离液滴,保护后续设备,并考虑在电厂初期运行阶段,受施工等多种因素影响导致管道内部存留杂质等污物需要清除.主要设备为旋风分离器,分离出来的污物沉落到过滤器的底部,天然气从顶部引出.维修时可采用球阀旁路短期供气.调压站一般采用整体撬装式,站内设备及阀门在现场一般都是采用法兰连接,在施工中不会有太多污物.根据天然气的品质特性分析,若含杂质量少,如液化天然气,调压站配置中可以不设置粗分离单元.3.4加热单元天然气在降压时温度相应下降,为了保证供气温度满足燃气轮机运行以及不腐蚀管道和设备的要求,需要对天然气进行加热.天然气可以通过以下三种方式加热:(1)水浴炉加热器水浴炉是集热水锅炉和换热器为一体的设备,由炉本体及燃烧器等组成.它利用除盐水为中间热质传热,吸收火筒中燃烧天然气产生的热量,传递给盘管内的天然气,达到加热天然气的目的.不同型号的燃气轮机需要的天然气压力一般在2.0~3.5MPa左右,而水浴炉燃烧器需要的天然气压力一般在0.2MPa左右,因此还需要配置一套天然气减压单元以满足水浴炉的需求.由于天然气降压幅度大,当天然气温度过低时,无法达到水浴炉燃烧的要求,还需要配置一台电加热器,使天然气温度达到点燃水浴炉和稳定燃烧所需的温度. 水浴炉加热燃用天然气,运行成本高且系统复杂,投资成本也高.目前广东有几个液化天然气电厂配置了水浴炉加热器.(2)电加热器利用电能直接加热天然气,加热方式简单,但电耗很高.启动锅炉用的天然气调压站可以配置电加热器,只是短时间使用.由于天然气调压站属于防爆区域,电加热器需要选用防爆型的,造价也比较高.(3)管壳式换热器以燃气轮机系统中产生的过热水或蒸汽为热源,通过管壳式换热器对天然气加热,这种换热方式运行可靠,系统配置简单,造价低,运行经济.但对于距离主厂房区较远的天然气调压站,就需要铺设较长的管道,需要综合考虑其可靠性和经济性.新建机组应考虑调压站人口天然气的实际特性,在主机设备订货前合理设置天然气加热器的位置和型式.不同的燃气轮机供应商,系统设备配置及要求也不同.对于燃气轮机供应商不配供天然气加热器的,要详细分析供气点的天然气参数.若调压幅度较小,温降不大,离天然气结露点还远,就可8燃气轮机技术第20卷以不考虑在调压站区域设置加热器,选择在主厂房区设置管式热水换热器.需要与余热锅炉及凝汽器供货商配合进行热力平衡,从余热锅炉的省煤器抽取热水加热天然气来满足燃气轮机的进气要求,换热器的出水直接回到凝汽器.在机组刚启动时可以配置一台电加热器加热天然气.这种设计配置可以减少投资,减少运行成本,达到整个机组节能降耗的目的.广东某(LNG)燃气一蒸汽联合循环电厂采用GE公司提供的PG9351FA型燃气轮机.此工程合同里供气末站交付点天然气的压力为3.8~4.4MPa,温度为一l9~38℃;燃气轮机的燃气模块人口所需的压力为3.o4~3.45MPa,温度为185℃.GE公司在主厂房区域配套提供了天然气前置模块,其中设置有机组启动用电加热器以及机组正常运行用性能加热器.性能加热器是热水管式换热器,热水来自余热锅炉的中压省煤器.由于天然气调压站降压幅度小,温降相应也小,此工程燃气轮机用的调压站未设置任何型式的加热器.即使在冬季最寒冷的天气,调压站人口的天然气温度在一5℃左右,远高于合同里规定的供气点最低温度.调压站未设置加热单元,系统和控制简单,占地少,既节省了投资,也节省了运行费用.3.5分离/过滤单元该单元为精过滤单元,过滤器可根据实际情况设置两用一备或一用一备.过滤装置的型式应能清除天然气中的固体颗粒,灰尘和雾状液滴,以保证燃机系统,管道系统及设备的正常运行.同时,过滤段和分离段分别配置有连锁控制的自动排污阀和高低液位开关,将沉积于过滤段底部及分离段底部的固体颗粒及液滴等杂质自动经排污总管排人凝淅液收集罐;为保证可靠排放,还配置有手动排污阀.每台过滤装置的进出口均安装手动隔断球阀,两阀之间设置放散点.燃气人口端手动隔断球阀设置有开启缓注用的旁路,旁路含一个手动球阀,一个手动截止阀.在燃气轮机正常满负荷运行时,若上游供气出现事故导致调压站人口单元的紧急切断阀(ESD阀) 突然关闭,燃气轮机要被迫停机.但燃气轮机从满负荷到安全停机需要一定的时间,那么天然气管道以及调压站系统需要存有足够的天然气来保证机组安全停机.因此在考虑天然气管道能够储存天然气量的前提下,过滤器储罐容量的设计要考虑到事故时燃气轮机从满负荷到安全停机所需要的天然气量,即过滤器也要作为事故时机组安全停机所需的天然气储罐.3.6调压单元调压单元有多种配置方式,每台燃气轮机可以配置一用一备的调压支路,或两台燃气轮机共配置三路调压支路,两台机组共用一条备用支路的形式. 每条调压支路通常串连配置有进出口手动隔离球阀,监控调压器,工作调压器,安全切断阀.正常工况下,工作调压器调节天然气调压站出口压力,当工作调压器故障时,监控调压器自动投入运行;如果监控调压器也发生故障,监控调压器为事故常关配置, 该调压支路关闭;如果下游压力非正常继续上升至放散阀设定压力,放散阀启动;如果压力继续上升达到切断阀设定压力时,切断阀启动保证系统安全. 监控调压器与工作调压器之间配备了压力表,监视工作调压器的工作状态,正常工况下,监控调压器全开,工作调压器调节压力,此时压力表显示数值为上游进口压力,如果工作调压器失效,监控调压器工作,此时压力表显示压力下降,以便运行人员及时发现工作调压器失效并及时维修.调压阀的型式有自力式和浮动给定值式两种,自力式调压阀的压力反馈信号是在调压阀出口,即保证调压阀出口压力为定值;浮动给定值式是指压力反馈信号来自燃机前,保证燃机前的压力是定值. 燃气轮机负荷不同时所需天然气压力也不同.从调压阀出口到燃气模块人口,天然气经过管道,设备的压降也随着天然气流量不同而变化.调压阀型式的选择必须满足在机组任何负荷下,天然气供应到燃机人口的压力必须满足燃气轮机的压力要求. 调压阀选型时,要根据不同的燃气轮机要求以及现场布置条件,综合考虑选择调压阀的型式.如果燃气轮机给定的人口天然气压力范围较大,可以配置自力式调压阀,其初投资低些.如果电厂的调压站距离主厂房区域远且天然气前置模块的压降大,自力式调节阀在燃气轮机低负荷时不能满足燃气轮机的进气压力要求,调压阀可以选择浮动给定值式,精确地控制燃气轮机前的压力稳定,这种型式的调节阀初投资略高些.3.7其它除上述单元之外,调压站还包括天然气的集中放散单元以及天然气凝淅液收集单元等.天然气的集中放散单元主要是排放设备和管道中渗漏和残留第3期燃机电厂天然气调压站配置探讨9的天然气,确保整个调压站系统的安全.天然气凝淅液收集单元主要收集过滤器分离的凝淅液,凝淅液中有碳氢化合物等,属于易燃易爆的物质,需要收集在储罐中,定期进行安全处理.4结论在燃气轮机电厂中,天然气调压站系统是非常重要的系统,它直接关系到机组的安全稳定运行.调压站选型设计时,在保证机组安全,稳定运行的前提下,结合燃料的实际特性,并与燃气轮机,余热锅炉,凝汽器等供货商配合,优化调压站系统的配置, 降低投资,提高机组运行的经济性,达到最大程度的节能降耗.(1)调压站粗分离单元根据天然气的品质特性分析,判断是否有必要设置.(2)调压站加热单元a.当调压站距离主厂房区域很近时,加热器选型建议不选择水浴炉,而是考虑热水管式加热器.设计选型时与主设备厂家沟通配合,余热锅炉设计考虑给加热器提供热水,凝汽器考虑设计接收加热器的出水.b.当调压站距离主厂房区域相对较远时,根据调压站人口天然气的实际参数以及燃气轮机天然气人口参数的要求判断,若降压幅度不大,天然气经降压后温度不会达到结露的温度,天然气对调压站及管道等不会造成腐蚀,建议在调压站区域不设置加热器而是设置在主厂房区域.同样,加热器选用热水管式加热器,以节约投资及运行费用,提高机组整体循环效率.(3)调压站分离/过滤单元调压站分离/过滤罐的容量设计需要考虑事故时燃气轮机从满负荷到安全停机所需要的天然气耗量.(4)调压站调压单元调压支路的配置方式以及调压阀型式的选用,具体根据主设备需求,机组可靠性要求以及现场布置条件等综合考虑确定.参考文献:[1]葛莺鏖.燃气轮机对天然气燃料的特性要求和杂质限制[J].燃气轮机发电技术,20o4,6&lt;2).[2]焦树建.燃气一蒸汽联合循环[M】.北京:机械工业出版社,2O0O.[3]黎国强,张洪波.液化天然气调压站优化设计思路[J].燃气轮机发电技术,2OO6,8. Discussionofconfigurationonnaturalgaspressurereducing stationingasturbineplantLtiXiao—lan(GuangdongElectricPowerDesignInstitute,Guangzhou510600,China)Abstract:NaturalgasisusedongasturbineinmoreandmoreChinesepowerplants,andnatural gasmustmeetthegasturbinerequirements,suchaspressureandtemperature.Thepressurereducingstationisamainfuelgasconditioning system,thatimpactsgasturbine'Ssafeandsta-bleoperationdirectly.Accordingtooperatingexperienceofsomegasturbinesunits,systemc onfigurationonnaRll~tlgaspressurereducingstation isanalyzedanddiscussedinthispaper,andsomeadviceisOvenonsystemeconoinicconfigur ation.Keywords:gasturbine;naturalgas;pressurereducingstation;heater;configuration。

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F 级燃机电厂天然气调压站设计王娓娜,夏青扬,颜士鑫(国核电力规划设计研究院有限公司,北京 100095)摘要:随着以洁净能源天然气为燃料的燃气轮机联合循环机组的大量引入,为燃气轮机提供合格的天然气成为燃气轮机电厂设计需要考虑的问题。

本文针对厂区天然气处理系统的核心部分天然气调压站,介绍了F 级燃气轮机对天然气品质的要求,分析和讨论了天然气调压站的系统配置和设计要求,并提出了优化设计配置的建议。

关键词:燃气轮机;天然气;调压站。

中图分类号:TM621 文献标志码:B 文章编号:1671-9913(2016)04-0034-04Design of Gas Pressure RegulationStation for F-class Gas Turbine Power StationWANG Wei-na, XIA Qing-yang, YAN Shi-xin(State Nuclear Electric Power Planning Design and Research Institute, Beijing 100095, China)Abstract: As more and more gas-steam combined cycle power stations with natural gas as fuel have been constructed, to provide suitable natural gas for gas turbine should be considered during the power plant design process. This article is intended for natural gas regulation station, the core part of natural gas processing system in factory campus. The article introduces the requirement about the quality of natural gas for F-class gas turbine. We also analyze and discuss system configurations and design requirements about the natural gas regulation station and provide improving suggestions.Key words: gas turbine; natural gas; regulation station;* 收稿日期:2017-05-27作者简介:王娓娜(1980- ),女,辽宁沈阳人,硕士,高级工程师,主要从火力发电厂机务专业设计。

1 概述近些年,随着经济的高速发展,我国的能源消费结构也在逐渐发生着变化。

电力工业长期以来都被以煤炭为主的燃煤发电机组所占据,而现在这种情况正在悄然地发生着变化,以高效清洁的绿色能源天然气为燃料的燃气轮机联合循环发电机组已经逐渐发展了起来。

在燃机选型设计之初,根据工程燃用天然气的组分和性质,相应的机型和燃烧喷口会率先被确定下来。

这时,燃气轮机的正常、稳定燃烧就将取决于天然气的压力、温度、流量和杂质等因素。

安全、合理、高效的设计和建造厂区天然气处理系统,为机组提供合格稳定的气源,保证机组安全可靠的运行,就成为了我们目前首要研究的问题。

厂区天然气处理系统是衔接燃气轮机燃气前置处理模块和厂外天然气供应商的一个独立系统,主要由天然气调压站和引导至燃机燃气前置模块前的天然气管道组成。

调压站能否满足机组各个运行工况的要求,能否对来自上游长输供气管道的气源进行降压、稳压,使其可以连续稳定的输入到下游机组前置模块中,是保证机组安全可靠运行的前提。

为了可以更好的提高机组运行的经济性、降低造价和减少能耗,本文现根据三菱M701F4型燃气轮机的实际情况,对天然气调压站系统的设计进行一些研究探讨。

2 燃气轮机对天然气的要求天然气由于地域、气源的不同,其组分也各不相同。

虽然燃气轮机燃用的气体燃料范围较广,但为了保证安全、稳定和经济的燃烧,各燃气轮机厂家对天然气的成分等也有其一定的限制。

就三菱公司的M701F4型燃机而言,其干式低污染燃烧器(DLN)的设计是非常适合燃烧天然气的,而且NO x排放量低,不用注入水/蒸汽。

M701F4型燃机对天然气的要求主要有以下几个方面。

2.1 成分(1)甲烷:除去惰性气体的含量后,天然气成分中甲烷的含量要控制在80~98 mol.%范围内,而且天然气中甲烷含量的变化随惰性气体的减少应不超过±9%。

(2)惰性气体:惰性气体包括天然气中的氮气、二氧化碳,其含量不能超过4 mol.%。

2.2 发热量为了确定燃烧系统的能力,热值和比重是天然气必须要考虑的特性。

因此,引入华白指数(即燃气指数,GAS INDEX)来进行表述,具体关系式如下:式中:GI为燃气指数,即燃料的低位法热量LHV与比重的平方根之比;LHV vol为燃料低位发热值(Btu/Scf;kJ/Nm3);S.G.为燃气密度与空气密度比值,即相对密度(标准工况下)。

GI值变化不应该超过±5%;变化速度不能超过5%/min。

2.3 压力G T包入口处的压力要求在2.8~4.6 MPa(g) 范围内。

接口点的压力确定后,在图1所示的各种燃机运行模式情况下,都应遵守以下几个条件。

(1)压力波动范围应限制在±21 psi (0.14 MPa)。

(2)压力变化速度不超过11p s i/s (0.08 MPa/s)。

图1 燃气轮机运行模式图2.4 燃气中的可凝结液体输送到燃烧系统喷嘴的燃料,不能含有液体状态的成分,这就意味着达到最高饱和温度的气液混合燃料至少要有11℃的过热度。

燃气最低供气温度推荐在5℃以上,以防止燃气管道和设备结冰。

2.5 燃气中固体颗粒从燃气中供应到燃烧系统的固体颗粒应限制在30 ppmwt(基于燃料重量)以下;所有固体颗粒直径均不能超过5 μm。

3天然气调压站设计研究天然气调压站是燃机电厂对其所用天然气的主要处理系统和厂外气源的接口,根据燃机对天然气燃料的要求,其主要作用有:(1)保护下游管道和燃烧设备,防止上游压力波动较大或设备故障时,危害下游设备及管道。

(2)对入厂的天然气进行贸易计量数据准确性校对。

(3)将上游气源点提供的天然气降压(或稳压)至下游燃气轮机GT 包前所需的压力、温度和流量,并达到稳定流动状态。

(4)分离去除燃气中的可凝结液体和清除固体杂质颗粒。

3.1 构成及配置调压站一般由入口单元、计量单元、综合处理单元(包括:KO 分离单元、加热单元、分离过滤单元、凝淅液收集单元)、调压单元和集中放散单元等五部分构成,其基本配置单元示意图见图2。

3.2 单元功能优化配置研究 3.2.1 入口单元利用入口处的绝缘接头,实现上游管线与调压站系统的电绝缘;绝缘接头后设有气动紧急切断阀(ESD),在发生泄露、起火、系统超压或其它类似紧急事件时迅速切断天然气气源,保证下游电厂和设备的安全。

ESD 关闭时间应≤3 s ,并只能手动开启。

3.2.2 计量单元为了与上游天然气供应商的流量数据进行准确性校对,配置1×100%超声波流量计,精度应在±5%。

目前多是以体积形式进行计量,虽也可以计量的目的,但还应该考虑在此单元增配色谱分析仪,在实现气质在线检测的同时,与超声波流量计配合实现热值计量。

另外,为了进行标定,还应装设一个工装旁路。

3.2.3 综合处理单元(1) KO 分离单元又称为粗分离单元,用于清除天然气中存图2 调压站基本配置单元示意图在的游离滴液和大颗粒物质。

主要设备为离心分离器,对10 μm 以上的颗粒要求清除率达到99.9%,以保护下游设备安全。

特别是在电厂运行初期,由于受施工等多种因素影响,造成的管道内部留存杂质等污物较多,必须予以清除。

当设备维修时可采用球阀旁路进行短期供气。

若调压站位置与天然气供应商的门站距离很近,并且门站内已设置了过滤分离装置,可以取消此分离器的设置。

(2) 加热单元为了保证调压站出口天然气温度可以达到5℃或高于露点温度的11℃,站内一般会选用水浴炉、电加热或管壳式换热器三种方式对天然气进行加热。

这三种设计配置有其各自的优缺点,应该结合调压站环境布置情况及上游天然气的实际特性进行设计选型,若调压幅度小、温降不大且高于结露点温度很多时,就可以考虑不在调压站区域设置加热单元。

(3) 分离过滤单元又称为经过滤单元,过滤器可根据需要采用两运一备或一运一备。

过滤装置应保证能清除天然气中的固体颗粒、灰尘和雾状滴液,以确保进入燃机燃气前置模块的天然气符合要求。

(4) 凝淅液收集单元凝淅液收集单元主要用于收集KO分离单元和分离过滤单元的凝淅液,由于凝淅液中含有的碳氢化合物等属于易燃易爆物质,因此该部分的收集罐要做好相应的安全处理。

在燃机满负荷正常运行中,若因紧急事故造成调压站ESD阀关闭,燃机要被迫停机时,该收集罐的容量设计应满足燃机从满负荷到安全停机所需的天然气量,即此收集罐也要作为事故时机组安全停机所需的储气罐。

3.2.4 调压单元调压单元的设置可以根据需要采用每台机组一运一备、两(或三)台机组两(或三)运一备的设置。

每条调压支路通常串联配置隔离球阀、监控调压器、工作调压器和安全切断阀。

正常工况下,工作调压器用于调节调压站出口天然气的压力,当工作调压器故障时,监控调压器自动投入运行,而且各工作支路与备用支路之间应处于互为热备用状态。

调压阀的型式有自力式和浮动给定值式两种。

调压阀的选型,要根据不同的燃气轮机要求及现场环境条件综合考虑。

如果燃气轮机给定的入口天然气压力范围较大,则可以配置自力式调压阀,其初投资相对低。

如果电厂调压站距离主厂房区域远且所需压降幅度较大、自力式调压阀在低负荷时不能满足进气要求时,可选择浮动给定值式,精确地控制燃机进口燃气压力,但其初投资相对略高。

3.2.5 集中放散单元本单元主要是收集和排放设备和管道中渗漏和残留的天然气,确保整个调压站系统的安全。

3.3 调压站结构型式燃机电厂天然气调压站的布置主要有露天或半露天(加防雨设施的敞开式)布置,特殊情况也可采用室内布置。

由于天然气易燃、易爆,调压站内设备阀件多,气体易泄露,故只要设备工作条件许可,应尽量采用露天布置。

调压站内的设备和阀门等附件,推荐优先选用撬装式设计。

采用撬装式调压站设计,主要具有以下几个优点:(1)由专业厂家完成,系统整体配合性好,各单元设备在出产前进行组装、调试,降低了现场安装的不确定性,可靠性高。

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