南山热电厂油改气机外培训资料.docx
13页
南山热电厂油改气机外培训资料1.1南山热电厂天然气项目简介项目情况深圳市LNG管道系统的坪山一一前湾支干线经过厂区附近，设计中预留了“南山热电厂分输阀井”，该阀井专门考虑向南山热电厂供气，阀井位于南山热电厂大门的右侧，月亮湾大道西侧、协浮油库附近，见图3—1从分输阀井来气，通过管道直接输送到南山热电厂末站，在电厂末站设有天然气过滤器、加热器、计量仪表、压力调节系统等工艺设备，以保证满足电厂燃机的用气要求从末站出来后，天然气还要经过加热、过滤等厂内前置系统处理，最终进入燃机所以，南山热电厂“油改气”项目的机外部分主要由厂外末站和厂内前置系统两部分以及相关管道组成总体系统布置附图1：电厂调压站附图2：天然气末站、调压站和管线布置图附图3：燃气前置模块1.2厂外LNG末站模块1.2.1线路工程本工程干线管道为①323.9X8.7,管道材质采用API5LX65(L450),线路走向在规划道路边敷设，管道埋深约为1.2米图3—1南山热电厂LNG管道走向图1.2.2输气工艺管线输气量及设计压力：1）输气量：管道的最大输气量22X104Nm7h（5台9E机组用气量），最小输气量0.12X104Sm7h（燃机点火用气量）；2）设计压力：广东LNG给南山热电厂最大分输压力为8.99∙MPa,故管道全线采用与广东LNG同一设计压力9.2MPa。
3）年设计计算天数：350天；4）设计标准状态:按国家标准（GB17820-99）为IOL325kPa,15℃；5）供气压力：向电厂的供气压力为2.3±0.3MPa1.2.3工艺流程南山热电厂末站接收广东LNG来气，天然气经过滤分离器、计量、加热和压力调节后，向电厂供气，站内设有紧急截断、安全放空、排污等流程，其流程图见附图21）气体过滤分离天过滤分离器的工作原理是利用滤芯拦截功能有效除去天然气中大于设计要求的固体颗粒过滤分离器的过滤效率高，可以除去固体和液体颗粒但是如果进入过滤分离器的天然气中杂质过多时，滤芯更换会比较频繁末站设置2台天然气分离过滤器，处理精度为5Um过渡分离器采用卧式结构，1用1备过滤分离器前后装有差压变送器，当过滤分离器两端压差达到设定值时，报警并发出连锁信号，开启备用路阀门，关闭出现故障1路的过滤分离器后的气动球阀2)气体计量来气计量采用超声波流量计，该流量计具有计量准确、精确度高(≤±0∙5%)∖稳定性好、适用流量范围广、要求直管段较短、占地面积小等优点1用1备,当1路出现故障时，切换到备用路，关闭故障回路为保证流量计计量精度，2台流量计之间通过阀门的切换，可实现工作流量计和备用流量计计量数据的比对。
3)气体加热为防止温降给调压阀等设备带来冰堵，在调压前对天然气进行加热气体加热采用管式换热器，1用1备，热媒为电厂提供35—42℃热水或180C饱和蒸汽，其中热水来自于南山热电厂12#或14#冷却风塔的进口循环水，蒸汽来自于3#炉或10#炉向重油车间供汽的部分蒸汽4)压力调节压力调节阀用来调节来自主干线的天然气压力，以满足机组燃气需求同时，通过引入流量监控信号，保证供气量不超过合同规定的最大值站场设置2个压力调节橇，一用一备5)排污站内卧式过滤分离器和汇气管排污采用双阀设置，前端为手动球阀，后端为排污阀所有排污通过排污汇管排至排污池6)放空进、出站管线和各管段上都设有手动放空，手动放空采用双阀设置，前端为常开的球阀，后端为节流截止放空阀在设备维护和检修时，通过手动放空，排入各自放空系统在干线出现事故时，通过手动放空，排入高压放空系统过滤分离器出口管线上设有超压安全泄放阀，当压力高于设定值时，将自动安全泄压，天然气排入放空系统在去电厂的出站管道上设有超压安全泄放阀，当管道出口的压力高于设定值时，将自动安全泄压由于受电厂场地限制，本工程检修时放空量应控制在L2X10⅛ι∕h,符合《输气管道工程设计规范》(GB50251-2003)的要求。
7)紧急截断在站内发生紧急情况或重大事故的情况下，进站紧急截断阀(ESD)将立即关断，使干线与站场分隔开，由SCADA系统控制，人工干预决定是否将站内的天然气放空，以保证站场、干线和用户的安全1.2.4自动控制由于该管道是与广东LNG输气干线相连，由广东LNG统一供气，其用气由广东LNG输气干线SCADA系统统一调度根据项目的特点，为了方便调度管理，并考虑到将来备品备件的问题，该站的控制水平、控制系统的设置及设备的选型均与广东LNG输气干线上的电厂末站一致本工程在电厂内设输气末站1座，站内设有站控制系统对该站的生产过程进行数据采集、监控和管理，并通过通信系统将相关的信息传送到广东LNG输气干线工程调度控制中心(位于深圳市大鹏镇坪头角首站)的监控和数据采集(SCADA)系统里，由广东LNG站线项目的SCADA系统对该站进行输气工艺的数据采集、监视控制、操作预测、优化运行、调度和管理等任务，并纳入整个管网进行统一的调度和管理，以达到最优化的运行效果同时，将一些重要参数传至电厂中控室的DCS中，并在中控室的操作员工作站进行显示、监视1.2.5通信南山热电厂末站为无人职守，有警卫人员巡视末站的控制信号上传至广东LNG站线项目输气干线工程调度控制中心，因此末站通信系统将纳入广东LNG通信系统中。
1.2.6供配电根据负荷等级要求，本站由南山热电厂提供2路不同母线段的380V低压电作为电源站内的仪表自动化及通信的供电采用冗余并联型UPS供电，后备时间2小时，以满足其不间断供电的要求3.厂内前置站模块1.1.1概述燃气从末站出来后就进入了南山热电厂，经过电厂内的天然气管线和前置模块后就进入了燃机机组整个电厂的管线布置图见附图2所示燃机前置系统包含燃油和燃气供应两部分，原有的燃油供应系统保留，新增的燃气系统以模块化方式供应为了满足燃机要求，每台系统中设有天然气加热器，双联过滤器，计量仪表及燃料控制阀门组燃气前置系统的供气参数为：工作压力2.5MPa(G),工作温度约IC,流量为4Xl(⅛n7h°加热器的热媒为WC热水，来自燃机的内冷却循环水系统，并以串联方式连接过滤器后的天然气管道材质选用不锈钢南山热电厂厂内天然气前置模块分为两种型号：大连派思的设备(1井机和10#机)与上海飞奥的设备(3#机)其基本组成是一样的，包括过滤、计量、出口安全切断及放散等装置表3—1前置模块的基本数据资料描述单位数值压力范围MPa2.0-2.6天然气温度℃-5-60系统流量Nm3∕hr40000天然气流速M/S15.0-20.01.1.2支管加热器支管加热器位于各台燃机的前置模块，为管壳式的换热器结构。
管程介质为天然气：流量：0.4×10⅛∕h,进/出口温度：-5/25℃,进口压力：2.5MPa(G)设计压力/温度：3.2MPa/-35~100oC壳程介质为相应燃气轮机的内循环水：流量：330T∕h进口温度：35-40℃压力：0.45-0.55Mpa设计压力/温度：LOMPa∕0~100C在壳程的上部和下部各有1个温度计、管程出口1个温度计，在壳程上部和下部各有1支热电阻、管程出口有1个热电阻在壳程顶部有1个量程0.8MPa的压力表此外，在壳程顶部设置有安全阀以及排气阀，在天然气的入口和出口设有进口阀门、出口阀门以及旁通阀门图3—2 前置模块加热器系统图1.1.3过滤模块由于天然气中会存在少量的水及重燃类,这些组分将严重影响流量计、仪表和机组的正常工作,所以必须要将水及重燃除去同时，为确保过滤系统本身的长期稳定运行，进入过滤器中的天然气不能含有过多的水，过多的水将在天然气的带动下对滤芯产生严重的冲击，同时，更多的水还将改变滤芯的结构，急剧增加滤芯内外壁的差压，这将影响滤芯的寿命，严重时会立即将滤芯损坏系统中的过滤器均是按照设计的气质条件确定的，所以一定要保证进入系统的气质条件安全、可靠。
另外，每次起机前一定要保证管道内所存的水及杂质被清理干净选用的派思设备：OTHERSPETROGASNVSOl04⅛V257D1.S⅛j256.（LdHWHV254：BFeoicl-»J-
每台上液位计各配有高高、高液位开关(LSHH256、LSHH276.LSH255、LSH275),高高、高液位信号送到MARKVI,高液位信号通知系统上过滤器应手动排污；如果排污异常或没有进行手动排污，高高液位信号将报警，提醒运行人员处理；如果高高液位开关有故障，则独立液位开关发出报警信号每台下液位计配有一个高液位开关(LSH254、LSH274),当高液位有信号时通知MARKVL进行手动排污差压变送器(HV258C/HV278C)：用于显示过滤器进出口的差压，该压差值可以远传至MARKVI,表示滤芯的污染程度在正常运行过程中，该压差值应在150—60Onlbar,当压差大于600mbar时，应考虑及时更换漉芯更换滤芯时先关闭该路出入口球阀，然后打开手动放空阀，将过滤器内的天然气放散至常压，然后进行N2置换，再打开过滤器顶部法兰盖，准备更换滤芯2台过滤器采用一用一备，当运行的过滤器更换滤芯时，先切换到备用的过滤器过滤效率：3—5Um以上的颗粒，过滤效率为100%,2—3Um的颗粒过渡效率为99.9%,0.5-2Unl的颗粒过滤效率为99.8%过滤单元还配有压力表(PI251、PI271).温度表(TI252、TI272),用来就地显示压力、温度。
1.1.4计量模块计量模块设计为IXlo0%流量及其旁路球阀，系统图见图3—4：FC图3—4计量模块系统图天然气经计量单元进入入口球阀（HV273/HV283）,通过涡流流量计（MEKGlOAA006）进行流量测量，检测瞬时流量，通过温度、压力补偿在体积修正仪上自动计算出标准流量，可显示实际流量，标准流量，温度压力修正系数，状态报警信息等数据当维修或重新标定涡轮流量计时，同时隔断入口球阀及。
