1、浅谈天然气发电厂燃气调压站设计 摘 要：本文阐述了燃机电厂天然气调压站的系统设计原理、组成、参数选择，说明了系统主放散回路及调压站至燃机入口管道的设计要点，给出了密封及保压试验、管道吹扫及系统调试定值方法，对燃机电厂的天然气调压站设计及应用有良好的借鉴作用。 关键词：天然气发电厂；燃气调压站；设计 /Abstract： This paper describes the 1.天然气调压站技术原理 天燃气发电厂调压站的功能是提供持续、稳定的符合轮机流量、压力、温度等要求的天然气；如有火灾等情况发生，调压站能够迅速切断；在燃气轮机甩负荷和跳机时，调压站必须能够及时响应。同时，调压站有足够的放散及缓冲
2、措施，以削弱由于燃机用气流量骤变而对调压站造成冲击；调压支路之间进行切换时，应避免有大的压力波动。 入口单元主要由绝缘接头、火警切断阀门、 温度传感器、压力传感器等组成。绝缘接头主要是避免埋地输气管道的电化学腐蚀对调压站的影响，火警紧急切断阀为气动操作，可以瞬间切断供气，目的为实现火灾时紧急切断，该阀门动作时间一般小于 1秒。 过滤分离单元，笔者推荐采用多管微旋流过滤分离器对天然气进行净化处理。该设备分两级：第一级由许多小管径的微旋子组成，用于去除较大的颗粒，微旋子的数量根据实际的气流量和允许的压力降决定。第一级安装在设备的下部，首先通过双进口回转通道进入微旋子组件，颗粒由于离心力的作用克服气
3、流的阻力向壁面运动，达到壁面附近后，由于边界 层内较小的湍流，颗粒会沿着壁面进入排污管排除；能 99.5%分离掉大于 10?的固体或液体微粒。第二级由多根滤芯组成过滤系统。滤芯采用透气均匀、过滤精度高、运行阻力低的聚酯纤维构成。经过初步分离的较清洁的燃气在自身压力的作用下进入上部的滤芯组件，剩余的微小颗粒及液滴通过滤芯得到精过滤。该设备过滤系统可以 100%地过滤掉 3 以上的微粒、 99.5%地过滤掉 0.5-3 的微粒。 燃气计量系统一般由超声波流量计、流量计算机、在线式气相色谱分析仪等构成。利用超声波在管道内传输的时差来实现对气体的计量；采用流量计 算机完成标准体积流量（ 101.325
4、kPa， 20 ）、质量流量等瞬时流量的计算和累积流量计算。气相色谱分析仪典型应用可以分析到 C6+ （一个周期180-240 秒），主要提供热值，相对密度，和气体组分数据给流量计算机，从而得到天然气的能量。系统配置时需注意流量计安装空间要求大，直管段可达前 10DN，后 5DN；色谱装置取样部分一般安装在现场，控制器（控制及数据处理）可以放在现场（防爆结构）或室内。 燃气加热单元可采用水浴炉、电加热器或双层管式换热器等设备，这类设备都有成熟产品供直接选用，这里不再赘述。 燃气调压单元，对应每台燃气轮机，笔者建议设置两套单机容量 100%的压力调节系统，由主、副两条压力调整支路构成。 主调压路
5、由工作调压器、监控调压器、紧急切断阀、微流量放散阀构成。当工作调压路失效或因维护保养而关闭时，可自动切换到备用调压路继续工作。主调压路工作调压器后和监控调压器后设置有就地压力指示。副调压路的工作调压器后设置有就地压力指示。备用调压路由工作调压器和紧急切断阀、微流量放散阀组成。每条调压支路设置就地压力指示、手动放散阀、手动排污阀，前后设置隔断阀。隔断阀设置有开启缓注阀。 压力调整段还设置有用于流量压力调整的 LC-21 系统，能实现远程的压力设定值的调整并提高自力式调压器的调压精度范围。能够通过设置在燃气轮机前的压力变送器，动态调整调压站出口处的压力。 以配套 9FA 燃机为例，安全切断阀、监控
6、器、调压器压力设定点如表一所示： 表一 设定压力表 当燃气压力较低不能满足燃机入口压力要求时，调压站需对天然气进行增压。增压机一般采用离心压缩机。增压机的压力调节一般通过入口调节阀、旁路调节阀及增压机入口的导叶调整来保证出口压力，也可以通过改变主电机 的运转频率来实现。压缩机采用高压防爆型电动机驱动。压缩机、增速机及电动机布置在同一刚性铠装底座上，润滑油站等辅机布置在与压缩机组具有相对位差的位置上，润滑油事故停车高位油箱布置在机组回转轴线上方 6米处。由于被压缩的气体为有毒、易燃、易爆流体，在正常运行期间，压缩机轴密封应保证该气体不泄漏至大气中；应将其从压缩机可靠安全地排出。同时保证压缩后的气
7、体不受油污染，压缩机轴端采用干气密封系统。为控制出口天然气温度，压缩机组还需配置防喘振回流气体冷却器。 出口单元设置一台紧急切断阀用于紧急状况下切断单台燃气 轮机的供气，设置主要放散阀用于维护时迅速放散下游设备和管线中的燃气。出口段设置有压力变送器、温度变送器，用于将调压站的出口压力温度信号传送到DCS 中。 调压站还配套氮气置换系统、天然气漏气检测系统及火灾报警系统等辅助系统确保调压站安全可靠运行。 2.调压站至燃机的出口管道设计 调压站出口至燃气轮机前的管道需要有一定的缓冲容积，其口径取值大小及管道长度可按如下公式计算。 以配套 9FA 燃机为例， 出口管道设计计算如下： 需预留的直管长度
8、（按调压后 DN250管道计 算）： 6/（ 3.14*0.1252） 122m ，即调压站到燃机的管道为 DN250，长度推荐为 122 米以上。 3.调压路的集气管设计 为保证调压路切换时的燃气供应充足，需要在调压路前设置足够容量的集气管，集气管的流通截面积需大于上游进气管流通截面积与下游通往调压路的出口管流通截面积的和。以 2台 9FA 燃机系统，上游管道按照 DN300，下游管道按照 DN250 考虑，集气管设计举例如下： 上游截面积 3.14x（ 300x300） /4=70650mm2 下游截面积（ 3.14x（ 250x250） /4） x4=196250mm2 （两台燃气轮机同
9、时切换共有 4条调压支路） 总截面积之和 70650+196250=266900 mm2 则需要的集气管流通面积不能低于 266900 mm2 则计算出的管道直径不能小于 583.06mm，因此集气管直径取 DN600mm。 4.主放散阀选型计算 主放散阀及其管道口径，有的按照主管路截面积的三分之一来设计，其实这种方式比较笼统。笔者建议主放散阀的通流能力应大于调压站流量的20%.我们在江苏某一燃机电厂调压站计算如下： 调压站流量的 20%： 2278m3/hx20% = 455.6m3/h 3.6 选口径： DN100 mm，气体流速： 455.6m3/h / 0.785x0.12 = 16 m/h，故主放散阀口径选用为DN100mm 符合要求。 5.结束语 上述天然气调压站原理及部分设计计算内容都是笔者从所在单位成功实施的天然气调压站项目的工程实践总结。该类项目为我国第一批燃机电厂，已连续运行 6年以上，本文所提及的一些计算只是多种经验公式之一，对新建燃机电厂项目的设计和运行有一定借鉴作用。 参考文献 J.BryanButler，杨晓方 .简便、优质的天然气计量调压站设计 J. 国外油田工程 . 1998（ 11） 姜卫 .浅谈油田民用气计量管理 J. 科技信息 . 2009（ 14）
