美视电厂油改气运行经验

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1、美视电厂油改气运行经验黄汝广（深圳美视电力工业有限公司，广东深圳518040）摘要：简要介绍油改气对GT13E2机组性能的提高，机组运行中操作方式的优化；重点介绍LNG气化站调试、运行中的注意事项，以及运行中出现的一些故障和处理措施。为燃气轮机电厂油改气工程和LNG站的运行提供了可借鉴的经验。关键词：油改气LNG气化站运行0前言深圳美视电厂5#燃气轮机为alstom(原ABB)公司的GT13E2型燃气轮机，配置有72只EV燃烧器，单环形燃烧室，单轴冷端输出，SFC启动。本机型主要设计用于天然气，但是最初上机时深圳尚未大量供应天然气且油价很低

2、，故采用了燃烧0＃轻柴油并注水以降低NOx的方案。由于机组是每天启停，此方案对燃气轮机的热部件寿命影响极大，和国外燃烧天然气的同型机组比较，运行稳定性差，大修周期短，大大增加了发电成本。2003年后，油价不断上涨，机组运行陷于了亏损状态，尤其自2004年机组经常处于停止发电状态，油改气势在必行。但是深圳大鹏LNG站要在2006年才能供气，这之间的将近2年的时间里无气供应。经过论证，公司决定自建一个中型LNG气化站，从新疆广汇通过专用槽车运送LNG到站，此项工程与GT13E2的油改气工程同时上马。2005年4月，GT13E2油改气和自建LNG

3、气化站工程圆满完成，机组点火调试成功，顺利上网发电，成为公司新的利益增长点。1油改气提高了GT13E2机组的性能改造前，机组采取的是燃烧0＃轻柴油并注水的方案。注水虽然可以增加机组出力，降低NOx排放量，但是有很多缺点：（1）注水质量要求很高，必须是预先处理的除盐水，否则会导致燃气透平叶片的腐蚀。水处理及注水系统的设备增大了投资和运行费用，比如主注水泵功率244KW，增加了厂用电。（2）和燃烧天然气的同型机组比较，运行稳定性差，热部件寿命短，检修周期短，大大增加了维护费用。（3）燃烧柴油注水时的透平进气初温设计值为1093℃，比燃烧天然气时

4、的1100℃低，而且由于热部件问题，实际运行值更低，一般保持在1080℃左右，使机组热效率下降。（4）系统及其控制比较复杂。改造后，系统得到简化，热部件寿命得到延长，减少了运行维护费用；而且透平进气初温也提高到1100℃，增加了机组效率。ISO工况下，机组改造前后的主要技术参数如表1：表1GT13E2改造前后主要技术参数对比主要技术参数改造前改造后进气温度TIT1093℃[1]1100℃排气温度TAT531℃525℃燃料流量0＃柴油：11.0kg/s天然气：9.3kg/s注水量8kg/s[2]无NOx排放42vppmd<25vppmd热效率

5、33.6％35.15％注：[1]实际运行保持在1080℃左右[2]实际控制在3.2kg/s左右2LNG气化站运行经验2.1LNG气化站系统简介图1LNG气化站系统示意图LNG气化站系统如图1，其中卸车烃泵4台，储罐8台（每台容积150m3，8台都装满可供GT13E2机组运行一天），输液烃泵2台，水浴式主气化器2台。主要工艺流程如下：槽车内的LNG利用卸车烃泵输入储罐，罐内LNG经过输液烃泵增压到32-42bar，在水浴式主气化器内气化为NG，进入容积50m3的缓冲管（减缓压力波动，输液烃泵故障时维持天然气压力不急剧下降，方便输液烃泵联动切换

6、，确保机组安全运行），NG气体经过主调压站减压到27bar，并且利用粗滤过滤掉灰尘和液滴，供给电厂机组发电用气，设计流量48000Nm3/h.2.2建站及调试中的注意事项我厂的主要指导思想是：从设计、建造到调试，员工全面参与。这一点很重要，不仅加深了员工的学习理解，而且可以根据我厂实际情况提出不少改进。比如原设计中卸车区和储罐区气相管道是直通的，没有阀门，我厂提出增加一个阀门。后来运行表明，这个阀门非常重要，它使卸车区和储罐区气相管道相对独立，极大地方便了卸车工作，也方便了检修时的隔离工作。如果是在建站成型后再补加阀门，工作就比较麻烦，因为

7、天然气系统动火必须隔离并且使用氮气置换。由于天然气系统返工或检修工艺比较复杂这个原因，天然气系统的置换吹扫工作一定要特别仔细，焊渣灰尘要吹扫干净，否则会影响机组运行。国外曾有机组由于系统吹扫不干净，杂质进入燃料喷嘴，影响燃烧，使得排气分散度过大，最后不得不停机更换全部喷嘴。我厂由于把关严格，未出现此类故障，调试运行一段时间后检查滤网都比较干净。2.3低温设备运行注意事项2.3.1预冷要缓慢LNG是以甲烷为主的液态混合物，常压下沸点约-160℃，是非常冷的液体，对人身和常温设备威胁性很大，即使是低温设备，也必须预先做好预冷工作。低温设备预冷时

8、，必须控制温度下降速率，防止因温度变化过快、热应力过大而使设备受损。根据运行经验，对于输液烃泵冷却速率应控制在2℃/min左右；对于管道冷却速率可以适当大些，控制在5-10℃/m