天然气发电-天然气系统课件

2023/4/212023/4/21天然气系统2023/4/22主要内容一、天然气的基本知识二、天然气的物理化学性质三、天然气计量四、液化天然气的储运和利用五、9FA机组气体燃料及系统2023/4/222023/4/23第一章、天然气的基本知识2023/4/232023/4/25天然气的组成1．链烷烃类

它是已发现的大部分天然气的主要成分，它是饱和脂肪族类烃，化学通式CnH2n+2，常用P作代号。天然气中可能存在的链烷烃有甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、2.2二甲基丙烷、2一甲基丁烷、正戊烷、2一甲基戊烷、3一甲基戊烷、2，2一二甲基丁烷、2，3一二甲基丁烷、正己烷等组分。在常压，20℃时，甲烷，乙烷，丙烷，丁烷为气态烃，戊烷及以上至十七烷烃为液态烃。从丁烷开始，就存在同分异构物，随着碳数的增多，同分异构物也增多，尽管链烷烃中庚烷以上组分含量极低，但同分异构物的个数却很多，例如，戊烷有3个，己烷有5个，庚烷有9个，辛烷有18个，壬烷有35个，癸烷有75个异构物。因此，若将天然气深度分析至C10，可能存在的链烷烃组分就可达到150个。2023/4/252023/4/26天然气的组成

2．环烷烃类 它是大部分天然气中仅可能以极少量存在的饱和环构状烃类，其化学通式是CnH2n。常用N作代号。3．芳香烃类 它是大部分天然气中含量甚少的一类不饱和环构状烃类，天然气中可能存在的芳香烃有苯，甲苯，邻，对、间位二甲苯，三甲苯，在天然气中极少发现乙苯，乙基甲苯或丙苯。常用A作代号。4．非烃类化合物 它是一类视气田不同，存在的种类与含量高低悬殊甚大的组分，已发现的天然气中曾发现含有氮、二氧化碳、硫化氢、氢、2023/4/262023/4/27天然气的组成氦、氖、水汽，还有硫醇类、硫醚类、硫氧化碳、二硫化碳等有机化合物，近年的资料中还报导了天然气中含有汞、氨一222，天然气凝液中含有汞和钋。5．其它成分

（1）多硫化氢（H2Sx）存在于某些含硫天然气藏中，当气藏的温度、压力降低时，有时会分解为硫化氢和硫磺。这些硫磺，当达到一定高温时，会变成硫蒸气，当温度降至硫磺的凝固点以下时，呈硫磺晶体析出，造成构造或管道阀门的堵塞。（2）沥青质以胶溶态粒子的形态存在于气相中，这些胶粒有一个带有芳香烃性质的、高分子质量的核，其外围包裹着较轻的、较少芳香烃性质的组分，到最外层，主要是脂肪族性质的化合物。分离这些沥青质，用一般重力分离器是困难的。2023/4/29天然气的分类2．按烃类组分关系分类

1）干气在地层中呈气态，采出后在一般地面设备和管线中也不析出液态烃的天然气。

2）湿气在地层中呈气态，采出后在一般地面设备的温度、压力下即有液态烃类析出的天然气。

3）贫气丙烷及以上烃类含量少于100mL／m3的天然气。

4）富气丙烷及以上烃类含量大于100mL／m3的天然气。2023/4/210二、天然气组分分析

1、天然气全组分分析分析方法可分析组分使用范围特点化学吸收－体积色层法C1，C2，C3，C4；不饱和烃总量；O2，N2，H2，He；CO，CO2，H2S等主要成分分析；微量组分不适用仪器简单；容易掌握；操作程序较繁色相色谱法C1，C2，C3，i-C4，n-C4，i-C5，n-C5，i-C6，n-C6，C7，C8，C9＋；C2=，C3=，i-C4=，反-C4－2=，顺-C4－2=，O2，N2，Ar，He，H2，CO，CO2，H2S，H2O，RSH，RSR，RSSR，COS，CS2全组分分析；常量及微量均适用简便、快速、准确、仪器易得质谱法及质谱－色谱法同气相色谱法全组分分析，国内尚未推广快速、准确、仪器昂贵2023/4/211二、天然气组分分析2、含硫化合物的分析

天然气中的无机硫化合物，只有硫化氢。有机硫化合物主要是低级的硫醇（RSH）和硫醚（RSR）。2.1、总硫及有机硫含量的测定当H2S含量比有机硫含量高得多时，可以将H2S的含量视为天然气的总硫含量。氧化－比色法、氧化－库仑法、铂还原法、火焰光度计法、荧光光度计法、色谱法2.2.硫化氢的分析常量H2S分析，越来越多地采用色谱法和库仑滴定法。现场分析中仍采用化学分析法，如经典的碘量法和硫酸银法。2023/4/213二、天然气组分分析3、二氧化碳、水分及其它组分的分析CO2、H2、He、Ar、N2、O2等组分，用气相色谱法作全分析时，可以获得它们的完整数据。根据组分和含量的不同，色谱条件可以适当调整。水分也可用色谱分析，只是柱温应提高一些。在120℃用30％聚乙二醇柱，用热导鉴定器，可测定1到几千ppm水分。现场分析中，仍然采用化学分析法（氢氧化钠法、氢氧化钡法和硫酸解析法）分析天然气中CO2。天然气中水分的测定，常用重量法和目视露点法，也可用干湿球法。2023/4/214第二章天然气的物理化学性质2023/4/215一、天然气有关组分的物理化学常数

1.1天然气有关组分的主要物理化学常数

2023/4/217一、天然气有关组分的物理化学常数2023/4/218一、天然气有关组分的物理化学常数2023/4/219一、天然气有关组分的物理化学常数2023/4/221一、天然气有关组分的物理化学常数2023/4/222一、天然气有关组分的物理化学常数1.2天然气中有机硫化合物的主要性质

2023/4/223一、天然气有关组分的物理化学常数1.3天然气中主要组分的蒸汽压

轻质烃低温、高温蒸汽压2023/4/225一、天然气有关组分的物理化学常数1.4、天然气中主要组分的汽化热

轻质烃的汽化热

2023/4/226一、天然气有关组分的物理化学常数甲烷的汽化热

液氮的汽化热

2023/4/229二、天然气的物理性质压缩系数是对理想气体状态方程引入的一个修正系数，用z来表示，它表示实际气体与理想气体的偏离程度。对于理想气体，在所有状态下，其z值都为1，对于实际气体，z是状态的函数,它的定义是：根据对应状态理论，在相同的对应状态下的气体，对理想气体状态方程式的偏差相同，即具有相等的Z值，处于相同对应状态，即气体具有相等的对比温度Tr和对比压力Pr；Tr和Pr的定义如下：2023/4/230二、天然气的物理性质2.2、气体混合物的视分子量和比重

1).气体混合物的结合率在进行气体混合物的PVT计算时，必须知道此混合气体的分子量、临界温度和临界压力。用于计算气体混合物的分子量和临界参数的公式都叫结合率。值得特别注意的是，通过结合率计算的气体混合物的分子量和临界参数，不是真正的分子量和临界参数，我们称为视分子量和视临界参数。

2023/4/231二、天然气的物理性质2).视分子量Mˊ的计算气体混合物的视分子量Mˊ，一般是用分子加合法求得。即混合气体的视分子量Mˊ等于各组分的分子量M与混合气体中该组分的分子百分数yi乘积的总和：对于真实气体：在1大气压，0℃时一般气体的压缩系数都几乎等于1，即Zi≈1，则：2023/4/232二、天然气的物理性质3).气体比重（或相对密度的计算）单位体积气体的比重与在同一条件下同体积空气比重之比称做气体的比重或相对密度，通常用S表示:

一般计算气体比重时所用的气体密度均指常温常压下气体的密度，故Z≈1，即：天然气的比重系指1大气压，20℃下1单位体积天然气的重量与同样条件下相同体积干空气（CO2含量0.03％）的重量之比。在此条件下Zair≈1，Z≈1，Mair＝28.964，故天然气的比重为：2023/4/233二、天然气的物理性质2.3、天然气的PVT计算

对于复杂组成的天然气，除采用压缩系数校正外，还应考虑进一步的校正。1).天然气压缩系数图和凯氏律（Kay’sRule）这是计算天然气Z值最简便的方法，使用天然气压缩系数图时，天然气的视对比压力Prˊ和视对比温度Trˊ值由凯氏律计算，即：

2023/4/234二、天然气的物理性质天然气的压缩系数(一)

天然气的压缩系数(二)

2023/4/235二、天然气的物理性质对于主要由甲烷组成的洁气，含氮量不超过5％，视分子量不超过40时，用上面的方法进行计算，误差一般不超过3％。当CO2或者H2S含量超过2％时，则应考虑这些组分对Z值的影响。此外，以下两图分别是低对比压力下天然气的压缩系数图和接近常压时天然气的压缩系数图，用于低对比压力下烃类气体的计算具有更高的精度，利用纯烃和混合气体接近常压下的密度制作的压缩系数图，在大多数情况下由它得到的Z值准确性可达到0.001。2023/4/236二、天然气的物理性质低对比压力下天然气的压缩系数

接近常压时天然气的压缩系数

2023/4/237二、天然气的物理性质2).由天然气的比重求视临界参数

对非烃含量不高的天然气，在缺乏气体分析数据时，可根据气体比重S，按下面等式估算出Pcˊ和Tcˊ:天然气的视临界参数也可根据比重由天然气的视临界性质图直接读出。必须注意的是用比重计算视临界参数与凯氏律的计算值有相当的不同，得到的Z值约高3％，在非烃含量高时，偏差更大。故在有分析数据资料时，最好不要用比重计算公式或图表求天然气的视临界参数。2023/4/238二、天然气的物理性质天然气的视临界性质

2023/4/239二、天然气的物理性质以上这些关系式主要适用于含氮量不超过5％，非烃含量不高，并很好脱除液滴和固体颗粒的洁气。在计算分子量与其相近的天然气时，已知压力和温度即可直接在低分子量天然气的压缩系数图找出压缩系数。对非烃气体，如氮气、二氧化碳以及硫化氢含量不高的洁气，此图误差大约为2％，上述组分含量不超过5％，对计算精确度无大影响。气体分子量超过20，压缩系数低于0.6时查出的数值可能有较大误差（误差可达到10％）。用这些图表可以较精确地计算富油脱乙烷塔和脱甲烷塔顶气体的压缩系数。2023/4/240二、天然气的物理性质（A）低分子量天然气的压缩系数（上图应为210K；下图应为221K）2023/4/241二、天然气的物理性质（B）低分子量天然气的压缩系数（上图应为210K；下图应为221K）2023/4/242二、天然气的物理性质2.4、含有显著量H2S和/或CO2的酸性天然气的PVT关系的计算

酸性天然气的压缩系数和洁气有所不同，魏切特（Wichert）和埃则茨（Aziz）提出了简单易行的校正方法，这个方法仍使用标准天然气压缩系数图。通过此法校正，即使天然气中酸气总含量达到80％，也可给出精确的天然气压缩系数。

魏切特和埃则茨使用了一个“视临界温度调整系数ε”，用于按下式调整凯氏结合律计算的酸性天然气的视临界参数：

2023/4/243二、天然气的物理性质视临界温度调整系数ε是酸性天然气中CO2和H2S浓度的函数，可由视临界温度的校正值图查出。用调整后的视临界温度Tc"和视临界压力Pc"计算对比温度和对比压力，再由标准天然气压缩系数图查出相应的压缩系数。

视临界温度的校正值（ºK）

2023/4/244三、天然气的热力学性质3.1、比热和热容在不发生相变化和化学变化的条件下，加热单位重量的物质时，温度升高1℃所吸收的热量，称为此物质的比热，单位为千卡/公斤•℃。在上述条件下加热单位体积或衡分子物质时，温度升高一度所吸收的热量，称为此物质的热容，单位是千卡/米3•℃或千卡/公斤分子•℃。比热和热容代表相同类型的量，只是单位不同，比较容易互相换算。比热分为真比热和平均比热。真比热：平均比热：三、天然气的热力学性质气体的比热还可以分为定容比热和定压比热。

定容比热：定压比热：天然气中主要组分常压下的定压比热值和液体烃的比热均可通过查图获得。三、天然气的热力学性质大气压下烃类气体的定压比热1大气压下气体的定压比热

三、天然气的热力学性质

液体烃的比热三、天然气的热力学性质对于一般气体和气体混合物，当压力大于3.5公斤/厘米2时，则应通过查图获得真实气体比热与理想气体比热的差值，以求得此压力下真实气体的比热Cp。

真实气体比热校正图2023/4/249三、天然气的热力学性质天然气的比热可根据各组分的比热，用分子分数加合法或重量分数加合法求得，即：按分子百分量计算比热时，按重量百分量计算比热时，定压比热和定容比热之比K，称为比热比或热容商，亦称绝热系数：2023/4/250三、天然气的热力学性质3.2、天然气的热焓和熵

热焓H简称焓，是热力学状态函数，定义如下：一个体系在不做非体积功的恒压可逆过程中吸入的热量等于该体系热焓的增量，即

对于理想气体的等温、可逆膨胀或压缩过程，熵的增量ΔS按下式计算：2023/4/251三、天然气的热力学性质

在非等温条件下，若初始温度为T1，则最终温度为T2时，可把非等温过程划分成许多无限小的等温过程，按下式计算熵增量：

天然气在透平膨胀机和压缩机中膨胀和压缩，可近似地看做绝热过程δQ＝0，因而ΔS＝0，可按等熵过程进行计算。

2023/4/252三、天然气的热力学性质3.3、天然气的热值

每立方米或每公斤天然气燃烧所发出的热量称为天然气的燃烧热值，简称热值，单位是千卡/米3或千卡/公斤。天然气的热值有两种。计算热值时，天然气、空气和燃烧产品处于相同的基准温度和压力下，燃烧生成的水全部冷凝为液体，此时测定的热值为高热值（HHV），或称总比能。如果燃烧产品中的水保持汽相，这是测定的热值为低热值（LHV），或称净热值。天然气的体积热值可根据其组分热值计算。先计算出理想气体状态下的热值HON，然后再利用气体存在状态下的压缩系数校正，计算出真实天然气的热值HrN。2023/4/253三、天然气的热力学性质

ZrN值可以根据天然气组成按下式计算:

在气体任意压力P（大气压）和温度T（K）下的天然气的热值可按下式计算：上述天然气热值计算是对干天然气而言，在同样状态下，含饱和水汽的湿天然气的热值较干天然气热值为低。湿天然气的热值正比于湿天然气中干天然气的含量，即

2023/4/254三、天然气的热力学性质3.4、可燃性极限

在一定条件下可燃性气体和空气的混合物有两个可燃性极限。低限是此气体混合物可能进行燃烧时燃料气体的最低浓度；高限是此气体混合物可能进行燃烧时燃料气体的最高浓度。对于气体混合物，燃烧低限可根据下式由组分的燃烧低限进行计算：

一般来说，压力低于50毫米汞柱，天然气和空气的混合物不可燃，压力高于1大气压时，压力增加可燃性极限的高限也显著增加。三、天然气的热力学性质3.5、粘度

根据牛顿摩擦定律：两流体层之间界面上单位面积的摩擦力（即切应力），与垂直于流动方向的速度梯度成正比。即随着压力升高，气体的性质逐渐接近液体，而温度对气体粘度的影响也逐渐接近液体。对于甲烷，这个界限压力大约为10MPa。压力对天然气的粘度有很大的影响，特别当气体压力超过10大气压时，这种影响变得更加显著。在相同温度下，压力越高，天然气的粘度越大。三、天然气的热力学性质3.6、热导率

热导率是物质的基本性质之一，它决定着热传导的速率。热导率由下式确定：三、天然气的热力学性质

1大气压下气体的热导率

1大气压下天燃气的分子量与二导率的关系三、天然气的热力学性质3.7、天然气的含水量和露点

在工程上，通常将含有水蒸气的天然气称为湿天然气。表示天然气含水量多少的指标主要有：含水量、绝对湿度、相对湿度、水露点。在湿天然气中，标准单位体积（如1标准立方米）干气所含的水蒸气质量称为含水量，单位为kg/Nm3或g/Nm3。一般来说，从气田中采出的天然气的含水量大约为6~8g/Nm3，而要求进入干线输气管道的天然气的含水量不应超过96~128mg/Nm3。

天然气的绝对湿度是指单位体积湿天然气中所含有的水蒸气质量，单位为kg/Nm3衬或g/Nm3。天然气的相对湿度是指其实际绝对湿度与同温度下其达到水蒸气饱和时的绝对湿度之比。三、天然气的热力学性质天然气的露点是控制天然气储运过程中不产生液态物质的重要指标，它包括水露点与烃露点。在任一给定的压力下，湿天然气中的水蒸气分压等于某一温度下水的饱和蒸气压时，这一温度就称为湿天然气在给定压力下的水露点。水露点是指天然气在一定压力下析出液态水时的最高温度，而烃露点是指天然气在一定压力下析出液态烃时的最高温度。水露点反映了天然气中的水蒸气含量，而烃露点则反映了天然气中重烃组分的含量。天然气中水蒸气的含量越高，则在相同压力下其水露点就越高；天然气中的重烃组分的含量越高，则在相同压力下其烃露点就越高。我国的国家标准《输气管道工程设计规范》（GB50251-94）明确规定：管输天然气在最高输送压力下的水露点至少应该比管道周围的最低环境温度低5℃，而烃露点不得高于最低环境温度。第三章天然气计量天然气计量是指采用适当的方法测定天然气的瞬时流量或累计流量。天然气的数量可以用它的标准体积、质量或能量值（热值）来度量。据此可将天然气计量方法分为体积流量计量、质量流量计量和能量计量三种。体积流量计分为差压式流量计、容积式流量计和速度式流量计三大类，其中容积式属于直接测量式，而差压式和速度式都属于间接测量式。质量流量计不受温度、压力和气体压缩系数的影响，具有直读瞬时和累计流量的特点，无需像差压式流量计那样进行复杂计算。目前在国外燃气行业使用的能量流量计主要有燃烧热值表和气相色谱仪，前者为直接测量式，后者为间接测量式。天然气的能量计量对交易双方都更公平，因而是未来燃气交接计量的发展趋势。一、压降法测流量

充满管道的流体，当它流经管道内的节流装置（如孔板、喷嘴或文丘利管）时，流束将在节流装置处形成局部收缩，压力的部分位能转变为动能，结果流速增加，静压力降低，于是在节流装置前后产生了压力降（或压差）

孔板前后压力和流速分布图

一、压降法测流量1.1、理论方程式

节流装置形式较多，标准节流装置有四种，即孔板、喷嘴、文丘利喷嘴和文丘利管。目前天然气矿场集输中主要使用的标准节流装置是孔板。当天然气流经孔板时，天然气流动状态是稳定的，在流动过程中无功输入或输出，气体与外界无热交换，即流动过程是绝热过程。根据稳定流动能量方程式，流动连续性方程和绝热过程方程，可以推导出气体流量的理论方程式：

一、压降法测流量1.2、实用方程式

将上述体积流量计算式的单位换算成常用单位，并将工作状态下的流量换算成基准状态下的流量，得流量实用方程式：1.3、取压方式

目前就孔板而言，各国的取压方式大致有五种：角接取压法、理论取压法、径距取压法、法兰取压法和管接取压法。在我国的天然气工业中，目前广泛采用国家计量局推荐的角接取压法。由于引进的国外大型化工、化肥、天然气脱硫装置中大量采用法兰取压，因此，国家计量局已将法兰取压法列为和角接取压法并行的取压方法。二、标准孔板测流量中各参数的确定

2.1、流量系数α

试验证明，α与取压点位置，截面比，雷诺数，管壁粗糙度，孔板入口边缘尖锐度有关。则α的计算公式如下：

2.2、膨胀系数ε膨胀系数是用来修正天然气的重度在经过节流装置时所发生的变化。影响ε值基本因素是H/P1，H/P1愈大重度改变也愈大，因而ε值偏离1愈大。可按以下经验公式计算：当H/P1＜0.08时，当0.08＜H/P1＜0.5时，

二、标准孔板测流量中各参数的确定2.3、孔板内孔直径d

孔板内孔圆柱面的直径d用游标尺在不少于四个方向测量，然后取其算数平均值。

2.4、气体的比重修正系数、压缩修正系数、温度修正系数相对比重S值由气体分析资料确定，已知S值，相应可以求出比重修正系数，或者查比重系数表。压缩修正系数则是根据天然气的组成或比重，计算天然气视临界压力和视临界温度，再根据孔板上天然气的压力和温度计算天然气视对比压力和视对比温度，再由天然气的压缩系数表查出天然气的压缩系数Z值，再由表查出压缩修正系数（或直接计算）。连续记录温度取平均值作为气流流经孔板时的气体温度。根据气体温度T，可以查表得温度修正系数（或直接计算）。二、标准孔板测流量中各参数的确定2.5、波动情况下的流量计算

按标准孔板节流装置的实用条件，流体流束在管道内的流动应该是稳定的，但实际上，由于各种因素影响到静压和差压的波动，特别是形成“脉动流”时，会给计量带来误差。在这种情况下，为了获得可靠的计量，必须抑制脉动，可以采取以下方法：

1）在脉动源和计量管之间的管线上加装一个容器（具有一定容量）、限流器或特别设计的滤波器。

2）使用较小直径的孔板，或者使用较小尺寸的计量管，而使孔板保持原直径不变，从而获得最高限度的差压。

3）使用适当的调压阀降低脉动幅度。二、标准孔板测流量中各参数的确定

在静压、差压波动大的场合，为了比较精确地求出全天流量，应取较小的时间间隔（如15分钟，半小时，1小时……），分别计算该时间间隔的流量Q1、Q2……Qn，全天流量为Qs＝Q1＋Q2＋……＋Qn。

在静压、差压波动小的场合，流量计算式中的流量系数或其它修正系数可看作一定，此时，全天流量为：三、双波纹管压差计和流量积算器

3.1CW型双波纹管差压计

CW型双波纹管差压计广泛用于天然气流量测定装置，其根据位移平衡原理工作。型号编制如下表所示。三、双波纹管压差计和流量积算器CW型双波纹管差压计的规格和技术数据如下表所示三、双波纹管压差计和流量积算器3.2QJS-1型气体流量积算器

QJS-1型气体流量积算器，是用于标准孔板节流、人工给定温度修正系数的自动显示和积算气体流量的仪表。

该积算器适用于气体在一个季节内日平均温度变化为±5℃，且具有自动调压设备（调压精度在±5％），工作压力为40公斤/厘米2以下的集输气站场。四、超声波流量计

4.1超声波流量计的特点

超声流量计是通过检测流体流动对超声脉冲的作用以测量流量的仪表。是一种非接触式仪表，适用于测量不易接触和观察的流体以及大管径流量，与其他类型的流量计相比，超声波流量计具有以下优点：1）适用于各种管径气体流量的高精度计量；2）测量范围（量程比）很宽，一般为1:40～1:160，最大能达到1:300；3）重复性很高；4）流量计本体除不受压力、温度、分子量、气体组分变化的影响外，也不受涡流和流速剖面变化，以及沉积物或湿气的影响；5）可精确测量脉动流，无磨损，示值无零点漂移现象，偏移误差小（1/10s）；6）节能，可大大降低长输管道增压费用；7）无可动部件；8）重量轻，所占空间小；9）系统本身有自我检测功能；10）可允许管道清洗球自由通过管道对其进行清洗四、超声波流量计4.2超声波流量计的测量原理

超声波流量计按测量原理，可以具有多种不同的形式。包括传播速度差法、多普勒法、波束偏移法、噪声法、旋涡法、相关法和流速液面法。

目前大管径天然气计量中使用的超声波流量计多数采用传播速度差法测量原理的流量计。即根据声波在流动的流体中，顺流传播的时间与逆流传播的时间之差与被测流体的流速有关，求出流速的方法。当声波的传播方向与流体的流动方向一致时，其传播速度为（c＋u），当声波的传播方向与流体的流动方向相反时，其传播速度为（c-u）。

四、超声波流量计由此可得：顺逆流情况下声波传播时间差Δt＝t2－t1，

则，流速可以根据下式计算：4.3影响超声波流量测量准确性的因素影响超声波流量计准确性的因素很多，其主要因素有两个方面：一是仪表本身性能的影响；二是安装质量的影响。四、超声波流量计4.4超声波流量计在天然气流量计量上的应用

随着计量技术的发展，英斯卓美（Instromet）公司把人工智能技术引入到超声传感器中，并研制成功了高速数字处理电路，利用全新的数字超声技术取代了落后的模拟超声技术，实现了真正的高精度气体流量测量。在流体管道中安装有两个能发送和接收超声脉冲的换能器，两个换能器轮流发射和接收脉冲，平均流速计算公式为：

Instromet超声波流量计工作原理

四、超声波流量计Instromet超声体积流量计由Checksonic-s超声流量计主体、流量计算机MODEL793-4、Rose-mout3144、3051型温度、压力变送器等部分组成。能实现天然气流量的正确计量；能显示、打印瞬时质量流量和体积流量以及累计质量流量和体积流量、温度、压力等实时数据；通过微机能实现对变送器的校正和调零功能；具有高低压报警功能，对计量参数设置报警限度，超过限度产生报警；具有自诊断功能，可随时发现传感器的污染情况，有自动增益放大系统，当达到功能极限时系统报警，提示清洗或更换探头。四、超声波流量计4.5丹尼尔高级超声波气体流量计

配备有MarkⅢTM电子单元的丹尼尔高级超声波气体流量计，减少了在小流量时通常存在的低精度和低线性度造成的计量损失。其特点包括：无与伦比的计量精度；低流量下的突出表现；精确度在±0.1％以内时，量程比超过50:1；全面的计量核查诊断功能；即使在内部凝析液结垢的情况下仍然能保持高精度；具有长期稳定性；现场可靠性；强大的自诊断和报警系统；符合Modbus协议的双通信短口；低能耗；精心设计的不需要更换传感器的数字降噪装置；具有可现场带压拆卸的传感器；可与所有的丹尼尔超声波流量计兼容；功能强大的、基于Windows的接口软件。第四章液化天然气的储运和利用在液化天然气（LNG）工业链中，LNG的储存和运输是两个主要环节。国外某海上油气田的油气储运综合系统示意图

一、液化天然气储罐（槽）

1.1型式分类一般可按容量、隔热、形状及罐的材料进行分类。A.按容量分类1）小型储罐容量5～50m3。常用于民用燃气汽化站，LNG汽车加注站等场合；2）中型储罐容量50～100m3。常用于卫星式液化装置，工业燃气汽化站等场合；3）大型储罐容量100～1000m3。常用于小型LNG生产装置；4）大型储槽容量1000～40000m3。常用于基本负荷型和调峰型液化装置；5）特大型储槽。容量40000～200000m3。常用于LNG接收站；一、液化天然气储罐（槽）B.按围护结构的隔热分类1）真空粉末隔热。常用于小型LNG储罐；2）正压堆积隔热。广泛应用于大中型LNG储罐和储槽；3）高真空多层隔热。很少采用，限用于小型LNG储罐。C.按储罐（槽）的形状分类1）球形罐，一般用于中小容量的储罐，但有些工程的大型LNG储槽也有采用球形的。目前最大的有林德公司制造的40000m3和日本NKK公司的5000m3储罐；2）圆柱形罐（槽）。广泛用于各种容量的储罐和储槽。一、液化天然气储罐（槽）D.按罐（槽）的放置分类地上型半地下型地下型地下坑型一、液化天然气储罐（槽）E.按罐（槽）的材料分类

1）双金属。内罐和外壳均用金属材料，一般内罐采用耐低温的不锈钢或铝合金；2）预应力混凝土型。指大型储槽采用预应力混凝土外壳，百内筒采用低温的金属材料；3）薄膜型。指内筒采用厚度为0.8～1.2mm的36Ni钢（又称殷钢）。一、液化天然气储罐（槽）F.按罐（槽）的围护结构分类单围护系统图a）低温储槽；b）、c）内罐低温材料，外壳非低温材料；双围护系统图A1、A2－承载层全封闭围护系统A1、A2－承载层薄膜型围护系统A－承载层一、液化天然气储罐（槽）1.2LNG储罐（槽）结构

立式LNG储罐一、液化天然气储罐（槽）单只子罐的几何容积通常在100～150m3之间，单只子罐的容积不宜过大，过大会导致运输吊装困难。子罐的数量通常为3～7只，因此可组建300～1250m3的大型储槽。子罐可以设计成压力容器，最大工作压力可达1.8MPa，通常为0.2～1.0MPa，视用户使用压力要求而定。立式子母型储罐结构

一、液化天然气储罐（槽）典型的全封闭围护系统LNG储槽属于地上型特大储槽，这类储槽较多地应用LNG接收终端站，容量最大可达200000m3。典型的全封闭围护系统LNG储槽示意图

二、液化天然气船

2.1LNG船运在LNG工业链中的作用LNG运输船是为载运在大气压下沸点为-163℃的大宗LNG货物的专用船舶，这类船目前的标准载货量在13～15万m3之间，一般它们的船龄在25～30年。目前，从技术上来说，一些先进国家已能设计出16万m3、20万m3。甚至30万m3的LNG船，但从今后几年来看，由于受到港口水深的限制，LNG船的舱容量可能会稳定在十几万立方米的水平上。

二、液化天然气船2.2LNG货舱的围护系统LNG货舱的汽化率的高低取决于货舱的漏热性能。不同的货物围护系统采用不同的隔热方式，目前有三种货物围护系统，即法国的GazTransport、Technigaz（GTT型）；挪威的MossRosenberg（MOSS型）及日本的SPB型。

GTT型薄膜舱MOSS型球形舱

SPB型棱型舱二、液化天然气船MOSS型LNG船薄膜型液货舱的概念

SPB型液舱断面结构

三、液化天然气槽车

由LNG接收站或工业性液化装置储存的LNG，一般是由LNG槽车载运到各地，供居民燃气或工业燃气用。3.1LNG槽车的隔热方式槽车采用合适的隔热方式，以确保高效、安全地运输。用于LNG槽车隔热主要有三种形式：①真空粉末隔热；②真空纤维隔热；③高真空多层隔热。选择哪一种隔热型式的原则是经济高效、隔热可靠、施工简单。由于直空粉末隔热具有真空度要求不高、工艺简单、隔热效果较好的特点，往往被选用，其制造工艺上积累较丰富的经验。三、液化天然气槽车3.2LNG槽车的安全设计LNG槽车的安全设计至关重要，不安全的设计将带来严重的后果，安全设计主要包含两个方面：防止超压和消除燃烧的可能性（禁火、禁油、消除静电）防止槽车超压的手段主要是设置安全阀、爆破片等超压泄放装置。为了运输安全，在有的槽车上，除了安全阀和爆破片外，还设有公路运输泄放阀，在槽车的气相管路上设置一个降压调节阀（ECONOMIZER）。

三、液化天然气槽车3.3LNG槽车的输液方式

LNG槽车有两种输液方式，压力输送（自增压输液）和泵送液体。压力输送是利用在增压器中汽化LNG返回储罐增压，借助压差挤压LNG，这种输液方式较简单，只需装上简单的管路和阀门。槽车采用泵送液体是较好的方法。它采用配置在车上的离心式低温泵来泵送液体。其代表了槽车输液方式的发展趋势第三节液化天然气槽车3.4LNG槽车容量的大型化和列车化LNG槽车一般是满液输送而空车返回，运输效率≤50％。为提高运输效率，降低吨公里成本是非常重要的。采用半挂车运输LNG，其一次载运量大大高于单车。目前，进口LNG槽车和国产LNG槽车均以半挂槽车为主，国产的有27立方米和40立方米两种型号。欧美日发达国家的半挂列车占运输车辆的比例是相当高的，因此LNG槽车向大型化、列车化发展是必然趋势。三、液化天然气槽车3.5LNG槽车运行高速化LNG槽车和其它低温液体槽车一样，在结构上有一定的特殊性。提高LNG槽车的运行速度，可以提高运输效率，加上高速公路和高等级公路的建设在我国发展很快，因此低温槽车有高速化发展趋势。槽车的高速化对槽车质量要求更高了，具体表现为：底盘可靠性、整车的动力性、横向稳定性、制动性能、隔热支撑的强度等。四、液化天然气发电

4.1天然气发电概况

A.

燃煤、燃天然气电厂的比较（装机容量500MW）项目燃煤电厂燃天然气电厂污染物排放量/（t/a）SO2280007NOx5056971CO2灰渣4000000用水量10033占地面积10054四、液化天然气发电

B.燃气轮机与汽轮机发电燃用天然气的原动机是燃气轮机，通常采用燃气－蒸气联合循环发电方式。这是21世纪发电循环的主要方式。燃用天然气电站的热效率高达58％，比燃煤蒸汽轮机电站高出16个百分点。这样，发相同电量时又大量节约燃料。按500MW计，若年运行小时为6000h，则年节约标准煤约240×103t。

燃气轮机发电有极大优点：效率高、污染小、机组重量轻、体积小、运输安装方便、占地小、基建期短、单位投资小、用水量小；启停运行灵活，可靠性高；可作为基本负荷，亦可作为调峰机组承担电网调峰和应急事故之用。四、液化天然气发电C.国外燃煤与燃LNG发电成本比较

项目燃煤燃LNG投资费用单位投资费/（美元/kW）电费（投资费）/〔美分（kW·h）〕9002.575001.43经营费用燃料费/（美元/GJ）供电效率（％）电费（燃料非）/〔美分/（kW·h）〕1.42361.422.84452.28总费用/〔美分/（kW·h）〕3.993.712023/4/298四、液化天然气发电国内燃煤与LNG发电成本比较项目LNG发电常规燃国产煤火电容量/MW4×6502×3002×3502×6003×600年运行时间/h35004000450050005500550055005500工况新建国产机组，脱硫扩建进口机组，脱硫新建进口机组，脱硫扩建进口机组，脱硫1996年静态投资/万元339304471449920496基础价/（元/kW）65945655673576718311上网电价元/（kW·h）0.6380.5920.5490.5210.5070.540.6160.621四、液化天然气发电4.2天然气直接膨胀发电

概括地说，LNG冷量利用主要有三种方式：①直接膨胀发电；②降低蒸汽动力循环的冷凝温度；③降低气体动力循环的吸气温度。天然气直接膨胀发电的基本循环高压天然气直接膨胀发电的基本过程是从LNG储罐来的LNG经低温泵加压后，在汽化器受热汽化为数兆帕的高压天然气，然后直接驱动透平膨胀机，带动发电机发电。四、液化天然气发电天然气从（p1，T1）等熵膨胀至（p2，T2）过程中，所作的功为：如果膨胀过程中天然气近似看做理想气体，则：

由以上公式可知，要增加天然气膨胀过程的发电量，可以采取以下两项措施：

1）提高T1，即提高汽化器出口温度；2）提高p1，即提高低温泵出口压力。四、液化天然气发电4.3利用LNG的蒸气动力循环

朗肯循环是最基本的蒸气动力循环，如右图所示，由锅炉、汽轮机、冷凝器和水泵组成。在过程4-1中，水在锅炉和过热器中定压吸热，由未饱和水变为过热蒸气；在过程1-2中，过热蒸气在汽轮机中膨胀，对外作功；在过程2-3中，作功后的乏气在冷凝器中定压放热，凝结为饱和水；在过程3-4中，水泵消耗外功，将凝结水压力提高，再次送入锅炉。朗肯循环

四、液化天然气发电朗肯循环的对外净功为汽轮机作功与水泵耗功之差，后者相对来说很小。朗肯循环的效率为循环净功与从锅炉的吸热量之比：在朗肯循环发电中，LNG的汽化与乏气的冷凝结合起来，LNG汽化后进入锅炉燃烧（在低温朗肯循环中天然气则送到其它用户使用），而乏气在低温下冷凝。天然气直接膨胀是利用LNG的压力火用，而朗肯循环则利用了LNG的低温火用。在低温朗肯循环中，由于循环几乎不需要外界输入功和有效热量，因此很值得重视。四、液化天然气发电有效利用LNG的冷量，朗肯循环工质的选择十分重要。工质通常为甲烷、乙烷、丙烷等单组分，或者采用以液化天然气和液化石油气为原料的多组分混合工质MFR。由于LNG是多组分混合物，沸点范围广，采用混合工质可使LNG的汽化曲线与工作媒体的冷凝曲线尽可能保持一致，从而提高LNG汽化器的热效率。4.4利用LNG的气体动力循环

气体动力循环有多种形式，按其工作方式的不同，可分为轮机型的燃气轮机循环、活塞型的往复式内燃机循环和斯特林热气机循环，以及喷气式发动机等。

四、液化天然气发电A.燃气轮机循环最简单的燃气轮机装置主要由压气机、燃烧室、燃气轮机组成，其循环近似简化为如右图所示的燃气轮机定压机热循环。理想的布雷顿循环由定熵压缩过程1-2i、定压加热过程2i-3、定熵膨胀过程3-4i和定压放热鼓吹4i-1组成。实际循环中，定熵过程实际上不可能达到。

燃气轮机定压加热循环四、液化天然气发电布雷顿循环的净功量为燃气轮机膨胀作功WT与压气机消耗压缩功WC之差：如果燃气视为理想气体，则：布雷顿循环的效率为：四、液化天然气发电根据上式，在π和T3确定的情况下，降低T1（增大），即降低燃气轮机的吸气温度，将会显著提高循环作功和循环效率。下图所示为燃气轮机循环净功、效率随增温比和增压比变化的趋势。

循环净功、效率变化曲线a）净功变化；b）效率变化四、液化天然气发电由于LNG的汽化温度较低，空气的冷却是以LNG作为冷源，用一种易挥发的物质作为中间载冷剂，将冷量由LNG传递给空气，如右图所示。冷却温度必须严格控制在0℃以上，以防止水蒸气冻结在冷却器表面。在冷却装置以后，应设置汽水分离装置，以防止水滴进入压缩机。燃气轮机入口空气冷却装置

四、液化天然气发电B.闭式其它膨胀循环

燃气轮机循环实际上是一个开式循环，燃料和空气从外部补充，燃烧废气排除系统。除了这种系统外，还有一种右图所示类似的闭式循环气体膨胀系统。这一系统除了以一外部高温热源代替燃烧室外，与燃气轮机系统没有本质区别。如果将这一系统的低温热源由冷却水改为LNG，压缩机进口温度可大大降低，从而显著地提高系统性能。闭式循环气体膨胀系统四、液化天然气发电C.斯特林热气机循环

燃气轮机循环中，燃料在装置内燃烧，燃烧形成的高温高压产物膨胀作功。斯特林发动机则是一种外部加热的活塞式闭式循环热气发动机。它由汽缸和位于汽缸两端的两个活塞及三个换热器（加热器、回热器、冷却器）组成。下图为这种热气机的理想循环。斯特林循环a）P－v图；b）T－s图

四、液化天然气发电斯特林循环由两个定温过程和两个定容过程组成。在理想气体极限回热的情况下，循环只在定温（TH）膨胀过程3-4从热源吸热，在定温（TL）压缩过程1-2对冷源放热。循环的净功为吸热量与放热量之差，即：循环的热效率为：在斯特林热机中，设备的某些表面式中处于循环最高温度下，因此循环最高温度受金属耐热性能的限制不能太高，这就限制了通过提高TH来改善循环性能。如果以LNG为低温热源，则由于TL的降低，循环净功和循环效率都会有所提高。这就使斯特林热气机利用液化天然气冷量称为可能。

四、液化天然气发电4.5利用LNG的燃气－蒸汽联合循环

蒸气动力循环中液体加热段的温度低，影响吸热平均温度的提高。燃气轮机装置的排气温度较高，因而可以利用废弃的余热来加热进入锅炉的给水，组成燃气－蒸汽联合循环。燃气－蒸汽联合循环可采用不同的组合方案，图4-30为采用正压锅炉的联合循环。燃气－蒸汽联合循环

四、液化天然气发电燃气－蒸汽联合循环的热效率为：LNG燃气轮机联合循环发电是一种新型发电技术，天然气燃烧驱动燃气透平发电，燃气透平排出的大量高温废气进入余热锅炉回收热量，产生蒸汽驱动蒸汽透平发电。该循环热效率高达55％，而蒸汽轮机和燃气轮机发电的热效率则仅分别为38％～41％和35％。综合利用LNG的冷量与燃气轮机联合循环中的废热，可以有效提高燃气轮机联合循环整个系统的热效率。

第五章9FA机组气体燃料及系统一、气体燃料

1.1气体燃料规范

为了使燃气轮机能更有效地无故障运行，规范中规定了燃气轮机气体燃料的物理性能、组分和对污染杂质的允许范围，燃气轮机用户必须严格执行。下表规定了适用于燃气轮机的气体燃料属性和燃料组分的限值。除非另有说明，从点火到基本负荷都必须满足对所有燃料性能的要求。

燃料属性最大值最小值备注气体燃料的压力随机组和燃烧室类型变化气体燃料的温度未定义随气体压力变化低热值(Btu／ft3)无规定100～300仅是指导性数值2023/4/2115一、气体燃料当量韦伯指数(MWI)绝对限值5440变化范围+5％-5％可燃性极限未定义2.2：1着火浓度上限和下限的比值组分限值(％)(体积百分比)甲烷10085乙烷150丙烷150丁烷+高阶石蜡类(C4+)50氢微量0一氧化碳微量0氧微量0总的惰性气体(N2+C02+Ar)150一、气体燃料芳香族(苯、甲苯等)报告0硫报告0表中所规定的数值和限值都是指在燃料气控制模块进口处的数值，具体而言是指在用户的接口(FG1处)。气体燃料的压力和最小供应温度随机组和燃烧室的类型而变化。热值仅仅是作为指导性的数据而提供的，用户必须向设备制造商提供专门的燃料分析结果。GE的规范规定韦伯指数变化率为±5％，说明使用它的燃料系统，MWI在±5％范围内变化是可以被接受的。规范中没有对可燃性极限的最大值做出规定，对于可燃性极限远大于天然气的燃料气系统，启动时要求选用天然气或另一种燃料。一、气体燃料规范中未对气体燃料中硫的含量加以限制。经验表明，燃料中硫含量在1％(体积百分比)内对氧化或腐蚀率没有明显的影响。GE公司生产的各类产品，在透平进口处各类杂质的限值如下表所示。微量金属透平进口限Xe(ppb)(W/W)燃料当量限值XFe(ppb)(V/V)机组代号机组代号MS300MS5000B、E和F级燃气轮机FB、H级燃气轮机MS3000，MS5000B、E和F级燃气轮机FB、H级燃气轮机透平进气流量/燃料流量50124铅（Pb）20201.000.240.08对于FB、H级机组，Pb、Ca、V、Mg的极限值等同于其他机组钙（Ca）40402.000.480.16钒（V）10100.50.120.04镁（Mg）40402.000.480.16一、气体燃料钠加钾Na/K=282031.000.240.08见GEI107230《FB和H级机组气体燃料允许碱金属浓度》Na/K=31030.500.120.04Na/K=<1630.300.0720.024颗粒总计600400307.22.4对颗粒的限值向GE咨询超过10μm640.30.0720.024一、气体燃料供应的气体燃料应该是100％没有液态的。通常在天然气中发现的钠和钾来自海水，是一种有腐蚀性的微量金属污染物。Na/K=28通常是海盐中的配比。设计燃料气体输送系统，要防止固体颗粒进入燃气轮机的气体燃料系统，其措施不仅仅限于过滤固体颗粒，并应将从过滤器出口到燃气轮机入口的管道选用无腐蚀的不锈钢管。在燃气轮机投运之前或修理后要对气体燃料管路系统做好清洁、冲洗和维护。一、气体燃料1.2气体燃料供给压力和温度气体燃料供应压力取决于燃气轮机的型号、压气机的压比、燃烧系统的设计、燃料的气体分析和机组特定的现场条件。对于一台正在运行的燃气轮机，最大可达到的输出功率是在最低环境温度条件下，由供气压力决定的。燃料气体供应压力要允许在最低的现场环境温度时，经过所有阀门、管道和燃料喷嘴进入燃烧室的燃料流量为最大流量。此时燃料控制阀门位置在最大阀杆行程和最小压力处，同时燃气轮机处于最大流量和最低环境温度条件下。

一、气体燃料气体燃料需要的最小和最大供应压力

燃气轮机机组系列供气压力（KPa）（psig）要求的最小值允许的最大值标准燃烧室DLN1燃烧室15℃（59℉）-17.8℃（0℉）15℃（59℉）-17.8℃（0℉）MS3002J793(115)896(130)1413(205)MS5001R1000(145)1103(160)1551(225)MS5002B1551(225)1551(225)1896(275)MS6001B1655(240)1862(270)1965(285)2069(300)2413(350)一、气体燃料MS7001EA1793(260)2102(305)2000(290)2137(310)2413(350)MS7001FA2137(310)2379(345)2413(350)2551(370)3103(450)MS9001E,7只阀1896(275)2206(320)2241(325)2413(325)3103(450)MS9001E,9只阀1723(250)2102(305)2069(300)2241(325)3103(450)MS9001F2069(300)2275(330)2275(330)2379(345)3103(450)MS9001FA2172(315)2448(355)2413(350)2551(370)3103(450)一、气体燃料为了确保燃料气体供给到燃气轮机时100％没有液滴，要求气体燃料供气温度有一定过热度。所谓过热度就是燃料气的温度和它自己的露点之间的温差，它取决于碳氢化合物(烃)和湿气的浓度。对于具有标准型燃烧系统的GE燃气轮机机型，天然气的供气温度高于供气压力下碳氢化合物的露点温度至少15℃，最高不超过70℃。

GE带有干式低NOX燃烧系统(DLN)对供气温度和加热系统有特殊要求，从提高整个联合循环效率出发，为了充分利用余热，气体燃料供气温度在运行时选用185℃。一、气体燃料到目前为止，GE公司有五个不同DLN配置：DLN1、DLN2.0、DLN2.0+、DLN2．6和DLN2．5H。每一种燃烧室对应于一种或几种机型，见下表。燃烧势型号DLN1DLN2.0DLN2.0+DLN2.6DLN2.5H应用的机型PG5271RPG5371RPG6541BPG6561BPG6571BPG6581BPG7111EAPG7121EAPG9171EPG6101FAPG7221FAPG7231FAPG9311FAPG9331FAPG9351FAPG7251FBG9371FBPG7231FAPG7241FAPG9231ECPG7371HPG9441H2023/4/2125一、气体燃料这些机型设计有不同的硬件配置和运行方式，因此要求的加热系统和燃烧的供应温度调节都有所不同。S109FA单轴联合循环机组采用DLN2.0+型燃烧系统。

DLN2.0+(PG9351FA)燃料气体加热运行的要求一、气体燃料根据上图所示，机组运行时，既有冷加热(燃料气加热温度小于或等于120℉／49℃)又有热加热。在热加热区(燃料气加热温度至365℉／185℃)，燃料气体的温度必须满足设计的当量韦伯指数规定范围。从点火和暖机直至加速至95％额定转速，燃烧室处于扩散燃烧，一般只需冷加热燃料气就可以；从95％额定转速，经全速空载至约10％额定负荷，燃烧室处于从扩散燃烧向先导预混燃烧过渡，可以采用冷加热也可以采用热加热的加热方法；从10％～25％额定负荷区段，燃烧室处于先导预混燃烧，也可以采用冷加热或热加热方式，但是必须满足当量韦伯指数要求的温度限值。从25％～50％额定负荷区段，仍然是先导预混燃烧，此时热加热温度必须成功地控制当量韦伯指数在限值上。50％～100％额定负荷区间，是预混燃烧阶段，此时要求调节热加热温度，控制好当量韦伯指数，直至燃气轮机进入基本负荷温度控制。在燃料比例／截止阀前有一些热电偶会自动激发完成这一转变。一、气体燃料1.3天然气气源及其主要运行参数

常规的FA级燃气轮机发电机组气源取自天然气管线，经调压站调压后送人燃料系统。“西气东输”天然气的组分(体积百分比)和特性分别如下面两个表所示。成分CC2C3IC4NC4IC5NC5C6C7CO2N2H2S％（体积百分比）96.231.770.300.0620.0750.020.0160.0510.0380.4730.9670.002西气东输天然气组分2023/4/2128一、气体燃料属性名称数值（单位）属性名称数值（单位）低热值33.812MJ/m3运动粘度13.7×10-6m2/s韦伯指数WI52.9MJ/m3动力粘度1.06×10-6kg·s/m2燃烧势39.75密度0.75kg/m3可燃性极限4.98％~14.96％（体积百分比）比重0.58

0℃、1标准大气压天然气性质

在ISO条件下，额定工况时，一套S109FA机组发电功率是394.55MW，需天然气流量为50.8×103kg／h，折合体积流量为67.73×103m3／h，气耗率为0.172m3／kWh。一、气体燃料

STAG109FA燃料气体的主要运行参数：(1)调压站的主要运行参数。调压站进口天然气压力3.9MPa

调压站进口天然气温度环境温度调压站出口天然气压力3.33MPa调压站出口天然气温度满足GE公司GEl41040G中对烃露点及水露点 的要求，出口天然气温度应大于露点温度+5℃燃气轮机基本负荷与暖机负荷天然气流量变化范围50：1调压器的调压精度≤±1％过滤精度及过滤效率在天然气温度小于15℃、滤芯阻力小于2500Pa情况下，对5μ以上的颗粒要求清除效率达到100％；当颗粒为3～5p时，除尘效率应不小于99.9％；当尘粒在2～3μ范围时，过滤效率应不小于99％；当尘粒在1弘时，过滤效率应不小于99％。一、气体燃料(2)气体燃料前置系统的主要运行参数在启动时，当燃料气还未达到最低过热度要求的温度时，通过电加热器保证燃料气的过热度，燃料气最小加热温度为27．8℃，通常该温度为48℃或更高一点。燃料气进人性能加热器模块，用中压省煤器出口的锅炉给水加热气体燃料至185℃，具有最佳效果。对于使用干式低NOX燃烧系统的燃气轮机，为了该系统的安全稳定燃烧，要求在整个运行范围内保持或控制当量韦伯指数的变化在5％范围内，以保持各工况下运行稳定和高效率。过滤精度为，能去除直径在0.01~4μm的雾滴。一、气体燃料(3)燃气轮机燃料气系统的主要运行参数系统进口天然气供气压力正常为3240kPa，最大为3447kPa，最小为3150kPa。供气压力的最大偏离府限制在每秒1％的偏离或者5％的瞬态变化步长，并且在5s内最多只有一个5％的瞬态变化步长。燃料气的温度变化率最大为20℉／s。一、气体燃料供气压力随转速／负荷的变化如右图所示在启动时从点火到全速，速比阀后控制阀前的P2控制压力呈线性变化，点火时P2为41.4kPa，当转速在100％时P2为2937kPa，此时控制阀的开度保持不变(40％开度)，依靠速比阀慢慢地打开升压。在此后的升负荷过程中，速比阀维持P2压力不变(2937kPa)，由控制阀的开度增减负荷。供气压力随转速/负荷的变化二、天然气调压站

2.1调压站的组成

主要由计量系统、过滤系统、调压系统、智能压力控制系统、电气仪表系统及相应的照明、充氮、接地等辅助系统组成典型的天然气调压站系统二、天然气调压站2.2计量系统该装置配备有美国daniel公司提供的2350型气相色谱(GC)控制器的DANALYZER气相色谱分析仪分析天然气组分。配备有美国Daniel公司提供的3400型超声波流量计两套，能精确测定管道内流速为0～30m/s之间的流量。

天然气计量系统二、天然气调压站2.3过滤系统

由一台美国ANDERSON公司生产的旋风分离器、两台互为备用的凝聚式过滤器、一台冷凝水箱、自动疏液系统及相应的管道阀门组成。(1)旋风分离器。旋风分离器根据力学原理设计，主要考虑离心力、冲击力及重力，每一级分离设计均考虑了此原则。(2)过滤器。凝聚式过滤器是一个多级分离器以去除天然气中的固体颗粒及液滴，保护下游的燃气轮机。

二、天然气调压站2.4调压系统

共有6路调压回路，为3台燃气轮机供气，每台燃气轮机的调压回路均为一用一备。调压系统功能是调节燃气轮机天然气的进口压力，与智能压力控制系统一起稳定燃气轮机进口处天然气的压力。调压系统主要是通过对各个调压器的压力设定的差异达到自动切换的目的，若主回路工作调压器压力设定在3.33MPa，则监控调压器的压力设定要略高于主调压器为3.46MPa，而备用调压回路的工作调压器压力设定点应略低于主调压回路工作调压器的压力设定点，为3.25MPa。同样，备用调压回路的监控调压器的压力设定点应略高于其工作调压器的压力设定点，为3.46MPa。二、天然气调压站调压系统主要设备描述(1)调压器。通常可采用轴流式调压器，它具有以下特点：1)调压器采用轴流式，流通能力大于同尺寸下的截流式调压器。2)调压精度高，为1％；3)差压小，最小差压仅为0.05MPa(g)。4)耐用性好，调压器皮膜不受气体直接冲刷。5)噪声小，用多种降噪声的解决方案。6)关闭压力低；7)灵敏度高，调压响应速度快。(2)切断阀。通常采用轴流式的切断阀，它具有以下特点：1)轴流式；2)可适应任何位置安装。3)可超高压切断及超低压切断；4)配有手动切断按钮，可手动切断。5)配有手柄，可手动人工复位；6)配有阀位开关，可远传阀位。7)切断精度：小于±1％；8)反应时间：小于1s。二、天然气调压站2.5电气仪表控制系统说明2.5.1．电气仪表控制系统组成电气仪表控制系统由现场仪表设备及安装在控制室内控制器两部分组成。现场仪表设备包括压力变送器、温度变送器、差压变送器、液位开关、阀位开关、调压器阀位变送器、电动执行机构、电磁阀、可燃气体探测器及智能压力控制装置。控制室内的控制器包括可编程控制器(PLC)、智能压力控制器、流量计算机、气相色谱分析仪控制器。当然，调压站的控制器也可安装在现场适当的位置。

二、天然气调压站2.5.2．电气仪表控制系统功能天然气调压站的仪控系统的功能为监测天然气进口压力、天然气进口温度、天然气流量、燃气轮机入口压力、燃气轮机人口温度、过滤器差压、天然气泄漏、切断阀及隔断阀的阀位、调压器的阀位，远程控制电动执行机构及气动执行机构，远程控制调压器的压力设定以确保燃气轮机人口压力满足技术规范书的要求。天然气调压站各撬体的远传仪表信号线连接至相应的现场防爆接线箱中，然后再由各防爆接线箱连接至控制室中的PLC柜，PLC柜完成现场的数据采集工作，并通过，RS485通信模块与DCS通信，DCS可实现对天然气调压站的监控。

二、天然气调压站2.5.3．PLC控制柜配置方案

序号部

件型

号部件描述数量1电

源1756-PA72CONTROLLOGIX120/240VAC12CPU1756-L55M23CONTROLLOGIX控制器(配有1.5M数据和逻辑内存，208KBI/O+并带有非易失内存13AI输人模块1756-IF16模拟量输入——电流/电压16点24DI输入模块1756-IB16110～30VDC输入16点55AO输出模块1756-OF6CI模拟量输出——电流6点16D0输出模块1756-OW161继电器输出16点17通信模块MVl56-MCMRMODBUS通信模块18机

架1756-A1717槽COTROLLOGIX机架19软

件9324-RLD300NXENERSLOIX5000W/RSNETWORKFORCONTROLNET&DEVICENET12023/4/2141二、天然气调压站2.5.4．LCC-21智能调压系统(1)系统组成及运行原理。LCC-21系统通常由两个主要部分组成：控制器及电一气执行机构。系统的主要功能是通过改变指挥器的压力设定远程控制调压器的出口压力，而无需运行人员现场改变调压器的压力设定。

LCC-21系统接收安装于压力控制点管道上的压力变送器传来的实际管线压力信号，也接收来自DCS系统发出的管线所需要的压力信号，同时与实际管线压力信号作比较。(2)主要功能描述。调压器的出口压力设定通常由调节指挥器弹簧的压缩率来达到，且通过弹簧作用到指挥器膜片上的压力决定了调压器的出口压力。同样，调压器的出口压力的改变可以通过其他方法进行，即只改变作用在指挥器膜片上的压力。

二、天然气调压站电一气执行机构由一个天然气压力储罐、两台调压器、增压电磁阀、泄压电磁阀、泄放阀、手动压力疏水阀、压力变送器、压力表及相应的隔断阀组成。压力储罐作为调压器指挥器的“压力储备”，通常由一根直径为50.8mm的容器组成，最大允许压力为2MPa(g)，通过信号管直接与指挥器相连，其中有一针形隔断阀，因此储罐内的压力与施加在指挥器膜片上的压力相同，储罐内的压力因此也可认为是指挥器的“指挥压力”。为了避免储罐超压，储罐上方也配备了一台泄放阀，压力设定为1.6MPa(g)，若发生故障，储罐内的压力升高至1.6MPa(g)时，泄放阀将动作，把多余的压力排放至大气中。二、天然气调压站控制器为微处理器。控制器需220~230VAC电源供应，它通过降低或升高电一气执行机构的气体压力改变指挥器的设定压力，为了达到远程控制的目的，控制器有5个外部接口，分别是：(1)由压力控制点管道上压力变送器传来的4~20mA模拟量信号，反映管道实际压力值。(2)由DCS系统发出的4~20mA的模拟量信号，反映所需要的压力值。(3)由安装在电一气执行机构储罐上的压力变送器传来的4~20mA信号，反映至指挥器的“指挥压力”值。(4)由控制器发出的开关信号用于增压电磁阀的开、关。(5)由控制器发出的开关信号用于泄压电磁阀的开、关。二、天然气调压站2.6照明系统天然气调压站为半露天布置，照明系统的灯具可安装在调压站的顶棚上，照明系统由配电箱、灯具、插座、开关、电线电缆、穿线管及附件组成。因为天然气调压站属防爆Ⅱ区，所以照明系统中所有设备均为防爆设备，照明系统施工也需符合防爆的要求。天然气减压站的照明系统主要是为了站内工作人员检修及巡视的需要，根据GB50034--2004《建筑照明设计标准》，天然气调压站内照度为150lx。二、天然气调压站2.7接地系统天然气调压站内的接地系统主要由专用的接地线及专用接地端子组成，各撬体之间组成一个接地网络，与用户的总接地网连接。2.8氮气系统氮气系统由氮气瓶组、高压软管及相应的阀门管件组成。氮气系统主要用于设备安装、调试、试运行期间保养、试压。三、燃机电厂气体燃料前置系统3.1系统介绍该系统由一套双联前置过滤器、一套串联的性能加热器、一套启动用电加热器、一套终端过滤器、流量计和变送器(96FM-1)以及各单元的系统控制等组成。天然气前置模块处理单元PID图三、燃机电厂气体燃料前置系统该系统是按下列设计原则进行的标准设计：(1)提供适合于燃气轮机燃烧系统关于当量韦伯指数调整要求的加热系统；(2)防止水热交换器的管道泄漏或破裂而流入到燃气轮机燃烧