江仕洪

(深圳南天电力有限公司，广东深圳518040)

0 引言

当前，国内燃油电厂正遭遇着前所未有的生存危机，一是国际原油价格居高不下，大大增加了企业的运营成本;二是由于在发电过程中要排放大量的有害气体，导致严重的环境污染，环保压力日益增大。在这种形势下，燃油电厂改用天然气发电，符合国家的能源政策，具有非常的现实意义。

1 LNG站的工艺流程

LNG是液化天然气Liquefied Natural Gas的英文缩写，它是一种清洁、高效的优质能源，可用于发电厂、工厂、家庭使用。下面以国内燃机电厂首座LNG站为例，介绍其工艺流程。

LNG站由气化站和调压站两部分组成，其工艺流程如图1所示。

图1 LNG站工艺流程

1.1 气化站

采用槽车通过公路将LNG运输到电厂。在卸车阶段，槽车内的LNG由卸车烃泵打入LNG储罐，在储罐中的LNG依靠液位差自动流入输液烃泵，液态加压后输入主气化器，然后与循环水换热转化为气态天然气NG，经过粗过滤、调压、精过滤，计量达到要求的供气条件后进入燃气轮机。

(1)卸车系统:利用卸车泵将液态LNG输送至储罐，并对卸车泵状态进行监视，对卸车泵出口压力进行控制。

(2)储罐系统:包括罐的进料控制、罐切换控制及罐液位报警控制等，通过调节阀的开度来保证储罐的压力维持在规定值之内。

(3)输液烃泵:通过PLC装置控制两台烃泵的启停及切换。

(4)主气化器装置:将液态的LNG转换成气态的NG，供燃气轮机使用。

(5)BOG加热器:LNG储罐日蒸发率大约为0.15%，这部分蒸发了的气体如果不及时排出，将造成储罐压力升高，为此设置了降压调节阀，可根据压力自动排出BOG。

(6)EAG加热器:低温系统安全阀放空的全部是低温气体，在大约-107℃以下时，LNG的密度大于常温下空气的密度，排放不易扩散，会向下积聚。因此设置一台空温式放散气体加热器，放散气体先通过该加热器，经过与空气换热后的天然气比重会小于空气的比重。高点放散后将容易扩散，从而不易形成爆炸性混合物。

(7)调压系统:采用输液烃泵对LNG进行加压，加压后的LNG进入主气化器进行气化，气化后的NG经主调压器按照燃气轮机进气压力要求调节到需要的压力后，供给燃气轮机。

(8)计量设备:气化站采用涡轮流量计，带温度和压力补偿，有就地显示和远传信号功能，管路系统设置旁通，确保流量计维修时，仍能继续供气。

(9)其它:包括对辅助调压器、气化站泄漏情况、压缩机系统的启动/停止及相关报警保护进行监视和控制。

(10)自控系统:为了保证气化装置安全、稳定、可靠地运行，整个气化站相关的运行参数采用就地及控制室显示，并通过控制系统对生产过程进行控制。

(11)电气系统:电气设备采用两路380V电源供电，互为备用。站内所有电气设备均采用二级控制，在设备附近机箱上控制及控制室内自动控制系统控制。由于LNG属于易燃易爆的危险品，所以对气站内及相关系统的所有用电及控制设备均采用防爆型产品。对爆炸危险区域内金属设备及工艺管道均作防静电处理，LNG气化装置属于第一类防雷等级，所以按照要求采取了有效的防雷措施。

(12)吹扫及仪表用风:吹扫系统采用氮气，主要供LNG卸车时管道吹扫和输液烃泵密封之用，仪表送风系统用于各种气动阀门。

(13)消防系统:LNG和NG都是易燃易爆的危险品，如果操作不当或泄漏会产生爆炸和火灾的危险。所以LNG和NG装置区内对消防要求极高，故采用全方位消防保障系统，以确保装置的安全运行。

1.2 调压站

调压站进口分别来自气化站与广东LNG大鹏美视分输站。由进口紧急切断单元、计量单元、加热单元、过滤单元、减压单元构成。来自广东LNG大鹏美视分输站的天然气经过调压站调压后向燃气轮机供气。调压站进口压力39bar，进口温度-19～38℃，出口压力27bar。出口温度＞10℃，设计流量159700 Nm3/h，可供该厂一台13E2和3台9E机组发电用气。

(1)进口紧急切断阀(ESD):用于在需要的时候切断进入调压站的天然气。紧急情况下可以使用控制室、就地的急停按钮紧急切断。

(2)计量单元:包括流量计量和色谱分析。将超声波流量计测得的流量、实际的天然气温度、压力一起传送给流量计算机，然后以Nm3/h的形式计算出天然气的流量;色谱分析用于确定天然气的组分和热值。

(3)加热单元:将天然气从-19～38℃加热至17℃以上，以保证调压站的出口温度高于10℃。

(4)过滤、分离单元和污液储罐单元:用于将天然气中的固体小颗粒和液体小液滴分离出来，给燃机提供清洁的天然气。

(5)调压单元:用于降低天然气的进口压力，保持出口压力为27bar。

2 存在的问题及改造方案

2.1 LNG站输液烃泵机封改进

该厂LNG站共有两台输液烃泵，承担全厂液态LNG输送任务。使用以来，输液烃泵的机械密封频繁泄漏，严重影响了安全生产和液态烃的输送工作。由于该机械密封属于进口产品，成本较高，而且使用寿命短。因此，该机械密封经济性、可靠性均偏低。输液烃泵机封磨损图如图2所示。从机械密封的结构和工作原理及日常应用结果来看，泄漏的原因主要有:密封端面液膜闪蒸、密封端面过度磨损、泵发生汽蚀、机械密封静态下泄漏。

图2 输液烃泵机封磨损图

根据输液烃泵的运行特性，参阅了大量技术资料，经过与同类型设备的认真比较、分析，结合现场实际情况，决定采用机械密封与干气密封组合的串联式结构，来解决输液烃泵的密封问题。该机封具有以下特点:

(1)干气密封与接触式机械密封串联使用，第一级机械密封为主密封，密封介质为LNG;第二级干气密封为辅助密封，密封介质主要为氮气及少量从机械密封泄漏出已汽化的天然气;

(2)干气密封与主密封间通入氮气，压力一般为0.6～0.8MPa，这样可以大大提高主密封的背压，减小LNG在端面间由于摩擦热而汽化的程度，避免机械密封出现剧烈磨损现象，从而极大地延长主密封的使用寿命，提高主密封的性能;

(3)主密封泄漏的LNG介质进入一、二级密封之间的密封腔，密封腔压力为0.6～0.8MPa，在此压力下，LNG已经为气相。该气相NG随氮气一起排向废气回收系统，从而保证工艺介质几乎不向大气泄漏，是一种环保型、安全型密封结构;

(4)当主密封失效后，干气密封在短时间内起到主密封作用，防止工艺介质突然向大气大量泄漏;

(5)由于干气密封的保护作用，即使因工艺波动出现抽空现象，组合密封也不易受损。

改造后使用效果良好，基本解决了输液烃泵的机械密封泄漏的难题，使电厂的安全生产得到了保证，经济效益显著提高。

2.2 调压站ESD阀控制电源及控制回路改造

根据调压站运行中出现的故障，参考原设计方案，发现调压站ESD阀控制电源供电方式及电磁阀控制回路接线方式均存在不安全因素，于是，提出如下改造方案。

(1)调压站ESD阀控制电源原取自6#机UPS变24V直流，电源开关“开关电源1”，仅这一路控制电源，当天然气管道出现大量泄漏等事故，急需通过ESD阀来快速切断天然气气源时，如果该路控制电源出现故障，ESD阀不能及时动作，后果将不堪设想。所以必须增加一路控制电源，以此确保控制电源的安全、可靠。新增一路控制电源为220V厂用交流电变24V直流，电源开关“开关电源2”;两路电源并联运行，运行中两路开关同时投入，如图3所示。

图3 调压站ESD阀控制电磁阀供电方式改造

(2)原设计方案ESD阀控制回路中，气化站和就地控制室两个紧急按钮触点并联后同时控制两个电磁阀，只要按下任何紧停按钮，都会使ESD阀动作关闭，存在安全隐患。在新建9E机组投运后，在9E控制室又新增了一个紧停按钮，这样ESD阀紧停按钮增至三个。若仍按原方案接线，势必又增加一处安全隐患点。因此，做如图4所示改造。

改造后每个电磁阀分别受一组紧停按钮触点控制。开阀的命令是脉冲式的，电磁阀的带电是分别靠继电器6KA1A、6KA1B自保持。改造后，只要有一个紧停按钮常闭触点断开，将会使继电器6KA1A、6KA1B中的一个失电，从而造成一个电磁阀失电。由于9E控制室、气化站和调压站控制室均有两个紧停按钮且并联接线，正常情况下只有当两个按钮同时按下时，ESD阀才会关闭，ESD阀安全性大大提高。这样接线也存在缺点，由图4可知，如果只按下一个也会造成一个(6YV2A或6YV2B)电磁阀失电，但不会关ESD阀，此时，若另一个电磁阀故障或另两地再误按另一个电磁阀的按钮也会造成ESD阀关闭，但这种情况几率较小。在天然气系统运行中，一旦发生误按其中一个按钮时，必须重新发一个ESD开阀命令。

图4 调压站ESD阀控制电磁阀控制回路图

3 结语

利用天然气发电，符合国家能源发展方向，将成为电力发展趋势。因此，国内有条件的燃油电厂可对现有燃气轮机进行天然气改造。在具体运行中，合理地选择工艺流程、设备配置和安全设计，积极进行工艺改进，是保证LNG供气站安全、可靠、经济运行的关键因素。

［1］王会祥.燃气电厂的运行优化和天然气调峰［J］.广东电力，2007，(2).

［2］姜文斌.GT13E2燃气轮机“油改气”工程［J］.燃气轮机技术，2007，(1).

［3］张亚明.干气密封在液态烃泵上的应用［J］.中国新技术新产品，2008，(12).

［4］顾安忠.液化天然气技术［M］.北京:机械工业出版社，2004.