燃气发电机试运行方案

燃气发电机试运行方案（推荐8篇）

燃气发电机试运行方案 篇1

XX天然气利用有限公司

试 运 行 方 案

XX天然气利用有限公司生产运行部2013年11月25日

目录

一、工程概况

二、工艺简介

三、试运行条件

四、时间安排

五、人员及设备

六、试运行程序

七、系统试运行

1、LNG瓶组气化站试运行

2、庭院燃气管网试运行

3、点火

八、安全措施

九、附件

1、XX小区燃气管道平面布置图

2、LNG瓶组输出橇调试规程和操作规程

前言

由XX天然气利用有限公司投资建设的XX安置小区燃气配套工程已顺利竣工，即将进入投产前试运行阶段。根据有限公司对天然气项目投产试运行管理相关规定，为了确保XX小区燃气配套设施投产试运行能够顺利实现“零事故、一次到位”的预期目标，特编制本《试运行方案》。

一、工程概况

1、工程名称：XX安置小区燃气配套工程

2、设计单位：

3、施工单位：

4、监理单位：

5、设备安装：LNG瓶组气化站设备设施的安装由设备供应商XX有限公司负责

6、工程地址：

7、工程规模：LNG瓶组气化站一座，气化能力300M3/h、低温绝热钢瓶储存4*410L；庭院管网 公里，用户690户，项目总投资为 万元。

8、工程开、竣工时间：2013年7月16日正式开工，年 月 日竣工。

二、工艺简介

本工程设液化天然气瓶组气化站一座，液化天然气通过空温式气化器气化后，通过调压器调压、加臭装置加臭，再通过PE De63的低压管道输送至楼栋立管前，变径至De40、De32与DN32、DN25立管以钢塑转换相连。

主要技术参数：

调压箱前中压管道设计压力为0.4MPa，运行压力为0.1～0.3MPa，调压箱后低压管道设计压力4.0kPa，运行压力3.0kPa。

LNG瓶组橇技术参数：气化能力额定值300Nm/h、入口压力标定值0.6-0.8MPa、出口压力标定值0.25MPa、切断压力标定值0.29MPa.后附：图一《管道布置平面图》

图二《LNG瓶组气化橇工艺流程图》

三、试运行条件

1、工程施工和设备安装已通过竣工验收，相关吹扫、试压、预冷、调试等工作已完成，并全部达到试运行条件。

2、试运行方案已获XX有限公司和政府相关部审查通过。

3、主要设备厂家已委派工程技术人员到现场进行

3设备检验。

4、LNG瓶组气化站的供电、消防通道、通信等配套设施满足试运行需要。

5、LNG瓶组气化站的安全生产运行管理规章制度已建立健全，操作人员已参加岗前培训并取得上岗证，经过设备厂家与设计方面的专家现场讲课、实际操作培训。

6、设计、施工、监理、设备供应商等单位已派负责人到现场配合。

7、液化天然气源已落实。

四、时间安排

1、试运行前管线、设备的巡查（1天）

2、LNG瓶组气化站调试（1天）

3、庭院燃气管网调试和点火（1天）

五、人员与物资

1、试运行领导小组 总指挥： 副总指挥： 运行保障组： 技术保障组： 物资保障组： 抢险保障组： 综合事务组： 安全保卫组： 资金保障组：

2、物资配置

便携式天然气报警仪（2台）防爆抢修工具（2套）工程指挥车1辆

手提干粉灭火器4Kg共8具 警戒带500米、安全警示牌10块 防冻手套两套 备用的设备备件

六、试运行程序

1、对小区燃气用户进行安全使用天然气知识宣传。

2、操作顺序

LNG低温绝热钢瓶

—

气化橇

—

调压器 —

加臭器 — 出站阀门 —

庭院中压管网

—

楼栋调压器 — 燃气表

—

用户灶具

—

点火

3、对整个系统试运行巡视三个月后，针对现场反馈的资料信息进行归纳分析，对出现事故和安全隐患及时制定相应对策。

七、系统试运行（由运行保障组负责执行）

1、LNG气化站试运行（1）试运行前巡查

工程质量是否符合设计要求，竣工验收是否已通过，操作人员上岗证（2）操作步骤

a、打开LNG低温绝热钢瓶出液阀，确定出液紧急切断阀已开启，打开空温式气化器的出口阀。b、缓慢打开空温式气化器的进口阀，观察空温气化器底部结霜情况和出口管的压力的变化（3）正常运行状态下，注意观察下列有关指标 1）LNG低温绝热钢压力为0.4—0.6MPa 2）调压器出口压力为0.3-0.4Mpa 3）空温式气化器出口气体温度比大气温度低10度左右

2、庭院燃气管网试运行（1）试运行前巡查

1）检查管道及其附件是否已按设计图全部安装完毕

2）检查管道安全保护距离内是否有土壤塌陷、滑坡下沉、人工取土等现象 3）检查PE管是否有裸露

4）检查阀门井是否有积水及防碍阀门操作的堆积物 5）检查调压器是否有腐蚀和损伤，保证管路畅通 6）调压器严密性、前后压差检查 7）燃气表及燃气灶具检查（2）PE阀调试 １）阀门内腔清洗 ２）关闭放空阀

３）调试传动装置，保持传动装置各项功能完好 ４）缓慢开启阀门（３）楼栋调压器调试

１）查看调压器的型号及其外观是否完好，核查调压器的技术参数及安装是否与设计图纸要求相符 ２）了解用户用气性质、用气量和用气特点 ３）检测其关闭压力，验证其性能是否达到要求值 ４）缓慢开启进出口阀门

５）调试过程中，严禁烟火，防止静电产生，禁止碰撞、敲击管道及设备。（４）燃气具的调试

１）检查燃具说明书与合格证等附件是否齐全 ２）检查燃具使用的燃气种类是否为天然气 ３）检查燃具与电器开关、插座等最小水平距离是否满足规范要求

４）检查软管接头连接是否牢固，软管长度不超过２米

５）检测电打火是否良好 ３、点火

（１）燃气器具安装到位

（２）在确认用户球阀处于关闭状态后，拆下管道末端堵头，安装燃气旋塞阀，利用水柱表对户内低压燃气管道系统进行点火前气密性试验

（３）关闭旋塞阀，拆除水柱表，缓慢开启入户球阀，在管线末端用放散胶管将管内气体引至室外通风良好处进行燃气置换，置换完成后关闭旋塞阀，拆除放散胶管

４）燃具点火前，请用户回避

５）打开旋塞阀，点着燃具，至炉具燃烧正常后，请用户进来观察

６）若燃具点火连续三次不成功，暂停点火，开窗通风５分钟，确认室内无燃气气味后方可重新进行燃具点火

７）点火成功后，调试各燃具至燃烧正常，无黄焰、回火、脱火现象为合格

８）观察燃气表是否运转正常，抄录燃气表型号、编号、表底数，记录燃器具品牌规格及型号

９）关闭旋塞阀，张贴《点火使用证》，填写《点火作业记录》

１０）向用户介绍燃气设施的使用方法，事故应急方法等安全用气常识，并发放用户安全使用手册，作好有关记录，并请用户签字确认。

八、安全措施

1、开展试运行前火灾应急演练活动

2、组织操作人员对人员冻伤现场处置常用方法学习

3、设置现场警戒区域，落实守护人员

4、试运行时间上报给 消防大队，必要时请 消防大队现场协助。

九、附件

1、小区燃气管道平面布置图

燃气发电机试运行方案 篇2

深圳前湾电厂燃气轮机为三菱M701F型。发电机本体、励磁系统、发电机变频启动装置等主机设备由三菱电机和东方电机有限公司组成的联合体供货。发电机额定输出为409.7 MW,出口电压20 k V。发变组保护采用许继电气有限公司生产的WFB800型微机发变组保护装置,励磁装置采用ABB公司生产的UNITROL5000型微机励磁装置。一期三台机组于2007年4月全部投入商业运行。

1 燃机电厂的特殊性

燃气轮发电机组与常规燃煤电厂相比主要有三方面不同:①无法实现自启动,需要装设专门的启动设备和相应的断路器及隔离开关。前湾电厂装设的启动设备就是静止变频器(SFC),即通过SFC拖动同步发电机作为同步电动机提供驱动力矩。②发电机出口装设有断路器(GCB),其作用除了能缩小事故范围、简化厂用电设备的切换操作以及减少高压断路器的操作次数外,还能避免主变压器低压侧和厂用电变压器高压侧绕组在发电机启停期间的分流问题,有助于提高静止变频器的利用率。③联合循环机组作为调峰机组,一般“两班制”运行,启动次数频繁,而且每次启动时都需要在低频低压工况下运行约23 min,因此,除了常规的发电机保护之外,有必要针对此特殊运行工况,装设一些发电机保护和对可能引起误动的保护进行闭锁,使发电机可靠、安全运行[1]。

2 保护配置

2.1 静止变频器的保护配置

深圳前湾燃机电厂SFC结构如图1所示。

前湾燃机电厂SFC配置有下列保护:

1)谐波滤波器柜:熔断器熔断、电容故障、过热、过流、冷却风机故障。

2)SFC变压器:比率差动保护、压力释放、油位低、温度高故障。

3)整流器柜:脉冲丢失、触发脉冲放大器故障、缺相、逆变器过流、电容器故障、冷却风机故障。

4)直流电抗器柜:温度高、冷却风机故障。

5)逆变器柜:脉冲丢失、触发脉冲放大器故障、逆变器过流、过电压、低电压、电容器故障、温度高、风机故障。

6)SFC控制盘:控制电源电压低、高压触发脉冲电源电压低、位置传感器回路过流、控制回路故障、加速时间过长、超速故障。

可见,三菱的SFC已经配备有完善的保护系统。然而,这些保护主要针对其自身出现的异常和故障而设置,对启动期间的发电机故障不能完全实现有效的保护,因此不能免除专用发电机保护装置的职责,同时也应注意SFC内部故障对发电机运行的影响。燃气轮发电机组的启停机保护配置方案必须与SFC内部固有的保护配置和控制功能相互协调,既要尽量简化发电机启动期间的保护配置方案,也要保证整个保护范围内无“死区”。

2.2 发电机保护配置

SFC投入运行期间发电机需装设的保护如下:

2.3 变频启动对主变差动保护的影响

主变压器差动保护必须考虑启机、并网和向厂用变压器倒送电三种运行方式对保护性能的影响,并合理选择保护的动作行为。SFC投入运行时,机端电流成为主变差动保护的差电流,此差电流小于主变差动定值整定时考虑躲开的最大不平衡电流,所以SFC正常运行时保护不会误动,而且GCB断开时,主变仍带厂用电运行,所以不必退出主变差动保护。

2.4 发电机保护投退情况

发电机保护投退情况详见表1。

注:√表示保护投入,×表示保护退出。

1)低频过流保护

在燃气轮机变频启动过程中发电机的机端电压只有3.4 k V,仅为发电机额定电压的17%,但是其运行频率较低,对应的交流电抗较小,因此发电机输送到短路点的低频短路电流仍相当大,可能会严重烧毁发电机[2]。由于常规工频保护装置内的小变流器对低频电流传变效果差以及一些工频算法会出现较大误差,所以发电机的常规保护可能拒动,无法消除这个发电机输送到短路点的电流,会严重毁坏发电机本身。因此,在SFC投入运行期间有必要装设低频过流保护。前湾电厂的低频过流保护采用频率跟踪以及适用于低频的特殊算法以保证采样的精度,其出口快速动作于全停。

2)起停机保护

为防止SFC直流侧发生接地烧坏发电机中性点接地变压器,在投入SFC前,会先拉开发电机中性点接地刀闸,因此SFC直流侧发生接地故障时不会产生很大的故障电流,因此也无需安装SFC直流侧接地保护。

因为发电机中性点接地刀闸被断开,定子接地保护失去作用,虽然SFC投入运行期间,机端电压及频率较低,但仍可能出现较大的发电机定子单相接地故障电流。起停机保护作为发电机升速尚未并网前的定子接地短路故障的保护。保护采用基波零序电压原理,其零序电压取自发电机机端PT。该保护经发电机出口断路器辅助触点控制,在发电机并网前,保护投入,并网后保护自动退出。

3 运行情况

3.1 谐振的影响

SFC是一套晶闸管整流逆变系统,其逆变侧中性点不接地,该系统提供的三相电源存在大量的谐波,在发电机升速过程中SFC输出电源的频率逐步升高。在工频条件下,电磁式电压互感器的感抗远远大于系统的容抗,但在低频条件下,电磁式电压互感器的感抗jw L下降,系统容抗1/jw C上升,为两参数的匹配而引发PT铁磁谐振提供了可能。前湾燃机电厂发电机出口装有三组电磁式电压互感器,其中1PT和2PT一次侧绕组中性点直接接地,3PT一次绕组中性点接在接地变压器隔离开关的发电机侧,为匝间保护专用PT。三台机组在启机过程中,曾先后因为PT谐振引起发电机匝间保护、启停机定子接地保护动作跳闸,3号机的1PT和2PT还因为谐振而烧毁。上述问题在1PT和2PT高压绕组中性点加装消谐电阻后得到解决。消谐电阻除了能限制PT中的电流,还特别能限制断续弧光接地时流过PT的高幅值电流,亦能减小每相PT上的电压(相当于改善PT的伏安特性),起到消耗能量及抑制谐振的作用,可以限制通过PT绕组的电流从而抑制PT的饱和程度。当相对地电压升高,随着电流的增大,电阻分压比相应增大,减小PT的分压比,降低饱和作用[3]。

3.2 启机过程中SFC控制程序出错

2008年,SFC拖动发电机启动过程中,逆变柜#1冷却器电源回路因一相接触不良而导致热偶保护动作,#1冷却器停运,引起SFC系统报“次要故障”,整个SFC运行上应不受到次要故障影响,但SFC的控制程序有漏洞,现场实际和理论程序不相吻合,即在运行中遇到次要故障报警信息后,既不跳机,也不再执行下一指令。所以燃机仍保持高盘转速,无法下降到点火转速进行点火,由运行人员手动停燃机。事后,多次模拟次要故障发生,试验结果相同。目前等待三菱方面确认并更新程序。

3.3 SFC谐波滤波柜故障

2007年曾发生起机过程中因谐波滤波柜过热而跳机,检查发现温度控制器器身较重,垂直安装,加之谐波滤波装置在运行过程中振动较大,导致温度控制器底座和控制器之间接触不良,控制器失电而发出“谐波滤波器温度高”信号导致启机失败,重新选择安装方法处理后类似情况没再发生。

为防止滤波器过流损坏,谐波滤波柜配有过流保护。SFC启动时频率不断上升,输出谐波频谱比较宽,基本上涵盖了所有频谱分量[3],所以谐波保护器容易受到谐波干扰而损坏引发误动,目前五次谐波保护器已经更换过两台,正在考虑换型。

3.4 启机过程中SFC系统过电压跳闸

投产前调试期间,考虑到励磁系统的伏/赫兹(V/f)限制应与发变组保护相配合,将其整定为105%,在变频启动过程中,因控制精度问题,励磁系统V/f限制动作,动作后SFC无法将励磁系统由恒流方式切换到恒压方式,导致SFC逆变器过压保护动作跳机。因此,根据变频启动的实际需要将励磁系统的V/f限制定值改为115%,类似情况没有再发生。

3.5 SFC选择多次后程序出错

2009年,对SFC的切换开关盘进行了改造,将原来不易隔离的切换刀闸更换为小车开关。改造完后,正常开机过程中,SFC两次出现“整流器开相、过流”重要故障而跳机,先后对开关本体、位置传感器、脉冲回路、CT回路、电源模块、定值等一一检查,均未发现异常。考虑到切换开关盘改造后曾多次进行模拟试验(即分别选择#1SFC拖#1~#3机、#2SFC拖#1~#3机,检查新安装的开关及一、二次回路是否能够和原系统正确配合动作),选择后又没有执行正常的开机流程,可能引起程序出错,于是将SFC控制柜重启,之后类似情况没有再发生。

4 结论

燃机电厂是我国清洁能源、先进技术的代表,其自动化程度提高的同时,也对检修人员的设备维护能力提出了更高的要求。因此,有必要对其构造和工作原理全面了解,确保设备安全可靠运行。本文介绍了燃气轮机特殊的继电保护配置,并对其运行情况及典型故障进行了分析和总结,针对故障提出一些解决方法,以期与同行进行交流与探讨。

摘要：介绍了燃气轮发电机电气部分的特殊性,阐述了燃气机组特有的静止变频器的工作原理及保护配置,分析了专为机组变频启动所配置的低频过流和启停机保护的设计思想,并介绍了在机组运行的不同阶段,发电机保护的投退情况。对发电机机端电压互感器谐振、SFC故障、励磁系统参数不匹配等曾经引起机组启动失败的案例进行了分析和总结,提出一些解决方法,介绍了检修经验,提高了燃机电厂的电气检修水平。

关键词：燃气轮发电机,静止变频器,出口断路器,保护配置,发电机保护

参考文献

[1]刘斌.静态变频器在惠州LNG电厂的应用[J].湖北电力,2007,31(2):54-57.LIU Bin.Application of static frequency convertor to Huizhou LNG power plant[J].Hubei Electric Power,2007,31(2):54-57.

[2]刘志文,赵斌.大容量燃气轮发电机在启动过程中继电保护应采取的措施[J].继电器,2006,34(20):16-19.LIU Zhi-wen,ZHAO Bin.Relay protection measures adopted by large scale gas turbine generator during its start-up[J].Relay,2006,34(20):16-19.

燃气发电机试运行方案 篇3

摘 要 随着时代的发展，社会对于发电厂的经济运作模块提出了更高的要求。为了满足现阶段经济建设的需要，展开发电厂经济运作体系的优化是必要的，以此提升发电厂的经济性，保证其各个发电管理模块的积极协调。在该文中，笔者就发电厂的发电机组的经济运作模块展开分析，进行其经济运行因素的分析，从而找出最有效益的经济运行方式。

关键词 运行 总结优化 探究应用 发电机组 管理应用 良性循环

一、发电厂经济性运行的必要性及其问题应对措施

1.经济发展意义

为了提升发电企业的经济效益，提升发电厂的整理管理水平是必要的，随着可持续发展经济模式的普及，火电厂经济发电体系也要不断健全，以适应煤炭成本不断提升的趋势。这就需要发电厂进行自身经济运作体系的优化，保证发电厂自身生产成本的控制，确保其最低成本，最大支出，从而提升其经济运行效益。比如在火电厂生产应用中，进行燃料成本及其用水成本等的控制，实现节能降耗工作的有效开展，实现发电厂经济综合成本效益的提升，保证发电厂的综合效益。这就需要针对发电厂机组的各个设备参数展开调整，保证发电厂经济运作方案的优化。

2.发电厂经济管理过程中的存在问题及其应对措施

在发电厂经济运作过程中，影响其可持续发展的因素是非常多的，比如发电厂机组设备的运作问题，如果不能针对其参数问题展开积极解决，找到异常故障的处理方案，就可能导致发电厂的不正常运行。这就需要针对机组的不同负荷下的工作要求展开参数的变化，满足设备机组的运作需要。受到现实各个条件的影响，发电厂很难实现机组进汽参数的绝对稳定性，这就需要保证机组的稳定运行。

在日常工作模块中，受到汽轮机通流模块的影响，其往往产生一系列的结垢，这就影响了汽轮机的整体成本的控制。并且如果汽轮机工作过程中不能进行凝结水回收系统的控制，也可能导致机组发电过程中的问题。这就需要企业加大成本，进行除盐装置的应用，从而保证凝汽器的有效应用。

在凝汽器正常运作模块中，控制好循环水量是非常必要的，这就需要针对其环境的变化，进行机组循环水进水温度的控制，保证机组的正常工作。在日常工作过程中，有些企业不能针对疏水系统展开放水热量的有效控制及其利用，这就需要展开锅炉疏放水模块的优化，实现其疏放水的有效利用。这在我国很多的电力企业中都缺乏有效的应用。其启动疏水类型的不同，也影响了疏水系统的有效设计。

通过对火力发电厂的抽汽系统的分析可以得知，影响发电厂经济性的重要因素还包括抽汽系统的投入率，这与加热器的检修模块是有重大联系的。在锅炉运作效率优化过程中，也要注重锅炉受热面的换热效率，其锅炉连排、定排对于锅炉的正常运行也产生了巨大的影响。特别是在汽包工作环境下，其会产生一系列的热损失，从而影响了锅炉的正常工作。

二、发电厂机组设备启动问题的解决

为了提升发电厂的经济运行效益，展开发电厂机组设备启动模块的优化是必要的，这就需要展开发电厂生产过程的机组启动模块的优化，实现停机模块的正常开展，保证机组的经济性价值的优化。这需要做好相关的经济性优化模块，实现机组辅机启动时间的积极控制，这一定程度可以提升电厂内部的用电量，从而避免由于辅机长时间的空转而导致的电量的过度浪费，从而影响其能耗的正常节约，为了提升其应用效益，展开空汽水排放的减少是必要的，这就需要实现汽水对外排放方案的优化。

在发电厂经济运作环节中，为了更有效的提升机组的运作效益，进行凝结水质的提升是必要的，从而避免其各个设备大量防水情况的出现，实现对水资源的利用。这就需要展开汽水排放方案的优化，进行投入收益的对比控制，保证排放汽水的有效回收利用，保证机组的经济性的优化，通过对各种模块的应用进行机组应用效益的提升。缩短机组的启动时间是提高机组启动中经济性的一个有效手段。如常见的机组在启动暖管期间出现的由于迟迟达不到冲转参数延长启动时间，完全可以通过优化疏水系统设计增大启动疏水管径、增加疏水点或合理分布疏水点解决这些问题。

在发电厂汽机设备运作过程中，受到金属温差及其机组差胀等情况的影响，汽机冲转模块经常出现一系列的问题，为了满足当下工作的需要，进行滑参数启机的优化是必要的，实现机组启动时间的控制，从而避免其启动过程中的设备问题的出现。这就需要相关工作人员积极做好设备的检查工作，积极做好相关模块的试验工作，进行专业的检修人才队伍的建设，保证现场工作模块的优化，要保证机组接带负荷模块的优化，从而满足发电机组正常运作的需要，这也需要进行各种发电机组经济模块的协调，毕竟影响发电机组运行经济性的因素很多，各因素相互影响、相互作用每一项都需要我们去认真思考。只要抓住关键，作好相关的基础性的技术管理工作就一定能够大大提高我们的经济运行水平，取得良好的经济效益。只要我们每一项基础性的管理工作作好了就会形成经济运行的良性循环。

三、结语

通过对发电厂经济运行过程中问题的解决，进一步的优化发电厂的经济运作效益，以满足现代经济建设的发电需要。

参考文献

[1]徐晨光，刘晓黎，黄强，曹进，赵麦换. 对承担电网备用容量任务的水电站空耗水量的近似计算研究. 水力发电学报. 2003（03）

[2]王言志，李文田.发电厂经济运行影响因素分析及应对措施.河南电力. 2006（01）。

燃气发电机试运行方案 篇4

1燃气输送管道应在系统试运，各项技术指标全部合格后，方可按生产工艺要求正式投运。燃气系统在燃气运行期间应处在正压状态，以避免空气进入系统。3 对燃气系统应定期查漏，发现异常应立即汇报处理。应制订燃气安全技术操作规程和巡检制度。内容包括：系统工艺流程及技术指标，操作程序卡，定期维护和试验，异常情况处理措施，防冻、防堵、防凝安全要求，巡检和紧急疏散路线等。

5对燃气系统排残液、排水装置应定期排放，排放的残液应专门统一收集处理。运行现场应配置防静电工作服、鞋、防爆工器具、正压式空气呼吸器、便携式可燃气体检测仪、防爆照明灯、安全隔离警戒带或隔离栏等，建立专门台账并定期检查校验。

7应定期对燃气管道进行巡线检查，及时处理输气管道沿线的异常情况。对输气管线巡线检查应包括如下内容：

一、检查燃气管线及附属设备是否存在泄漏；覆土是否完好，有无塌陷现象。

二、检查是否有移动、拆除、损坏管道设施及相关安全标志的行为。

三、检查在管道中心线两侧各5m 范围内是否存在取土、挖塘、修渠等违章建筑施工，以及排放腐蚀性物质、种植深根植物的行为。

四、管道中心线两侧或者管道设施场区外50m 范围内，禁止爆破作业和修筑大型建筑物、构筑物工程。

五、禁止在埋地管道设施上方巡查便道上行驶机动车辆，或者在地面管道设施、架空管道设施上行走。

六、每年汛期前后，应对穿跨越河流管段进行安全检查，对不满足防洪要求的穿跨越河流管段应及时进行加固。

燃气管网设施安全运行管理说明 篇5

一、管网输配系统简介

我公司目前建有门站4座、储配站2座、LNG应急气源2座、储气总量46万立方米,高中压调压站4座、中中压调压站4座、次高压管道41.4公里、中压A管道424公里、中压B管道158公里、低压管网1116公里。

2013年管输供气20845.6万方，LNG供气1447.71万方，日均61万方；2013用气最大日为1月25日，用气84.4万方；最小日为10月2日，用气31万方，日均60.7万方。

二、管网分级管理

我公司于2011年出台了《室外燃气管网分级管理办法》，将室外燃气管网以运行压力、使用年限、材质等因素，并结合实际运行环境、管网状态等情况进行划分，按一、二、三级进行分级管理。其分级原则以运行压力、使用年限、材质等因素，并结合实际运行环境、管网状态等情况进行划分。管网分级实行动态管理，若运行环境、管网状态等发生改变，管网级别要及时做相应调整。

不同级别的燃气管网分别采取不同的巡查周期和泄漏检测周期，管网运行责任部门要按照《燃气管网运行管理分级标准》中提出的不同级别燃气管网的巡查周期和泄漏检测周期的指导意见，合理安排本辖区燃气管网的巡检。

三、管网巡查

管网巡查的主要任务是进行施工监护、漏气检测和防止建、构筑物占压等。

1.将老旧铸铁管网巡查纳入日常重点工作项

在管网分级管理的基础上，管网运行部将老旧铸铁管网的日常巡查作为重点工作来抓。依据《天然气管线巡检人员工作标准》，各辖区管线所在巡线工作计划中把此类管道作为巡线员的重点巡查区域予以确认，对检查时间和频率都有明确要求，督导巡线员加强日常巡查与管理，特别是对易发事故的重点要害管段，徒步逐段进行检查，严防燃气泄漏发生。同时，铸铁燃气管网附近的电力井、污水井、热力井等市政井、沟也是巡线员的检查重点，他们在每个巡线周期都要使用燃气检漏仪对相关部位进行严格检测，发现燃气泄漏情况后及时上报管线所、抢险队进行维修处臵。而每个巡线员负责管段的巡查情况都会由其详细记录在《巡线记录》中。

2.开展地下管网穿越河沟等重点部位专项检查

管网运行部各管线所建立健全了《地下管网穿越河沟、电缆沟、暖气沟等重点部位台账》，并实时进行梳理和更新，确保台帐中的数据、信息与实际情况相符。各管线由所长牵头成立了穿越河沟等重点部位管网排查工作小组，各所维修班、巡线班协同配合、共同参与，以维修人员、巡线管理人员作为主要力量开展专项排查工作。各所每个季度至少通过水缸、观察孔及打孔检测等方式进行一次全面、彻底的检查，并详细记录排查情况。而在汛期雨季等气候恶劣的季节，各管线还会有针对性的加强排查力度。根据排查中发现的问题，各所及时上报管网改造管理科进行整改处理。改造科也将此类隐患列为了优先整治项，及时制定方案和安排施工队进场作业，确保各类隐患得到及时整改。

3.管网巡查工作的监督和考核

管网运行部巡线工作实行业务部门（辖区管线所）与职能部门（监察中队）二级管理考核机制。首先，巡线员的直接管理者——巡线管理员、班长进行日常监督检查，采取通过管网巡查信息系统和实地跟踪检查的方式对巡线员的工作进行督查，发现巡查不到位的情况严肃处理，并记录在巡线管理记录中。而监察中队等职能部门对管线所的巡线工作进行定期检查，严格考核，奖优罚劣，并形成《巡线简报》等文件。通过环环相扣的系统管理，管网运行部形成了一套自上而下，层层把关，各负其责的巡查管理体系，从各个方面、不同层面入手抓好了巡线管理工作。

四、管网检测

我公司将管网检测作为近期管网运行中的重点工作。已经成立专职检测所，按照国家《城镇燃气设施运行、维护和抢修安全技术规程》和公司《新建燃气管道工程运营检测验收工作制度》的规定，积极开展管道检测和竣工检测验收工作。检测所职责为管网检测和竣工检测验收，管网检测主要包括管道定位、漏气检测、防腐层检测、管道状态评估等。

五、设施维护维修

为保证管网及附属设备在精度范围安全运行，及减少故障维修的频率，我公司坚持计划维修与点检维修相结合，提高管网设备设施维护管理水平，提高抢修及时率，保证输配系统正常运行。

1．做好日常巡检保养，确保设备设施正常运行。

管线所、场站按照相关制度和岗位责任制的要求对所管辖的燃气管网、阀门、场站设备进行日常巡检，发现问题即时处理，有效地保证了输配系统正常运行。

2．做好计划检修，保证设备性能。

调压设备每2-3年进行一次大修，管线阀门每年进行2次注油保养，这两项工作是管网运行部的年度例行工作，其它场站设备的维护保养均按相关规定执行。

3．更新改造，提高性能。

通过日常巡查及有针对性的检测，对发现的设备故障、管网隐患进行更新改造。例如：2012年6月，管网运行部积极寻求市排水处的合作，对市区有地下燃气管道的地下暗河、地下排水沟、渠进行标注，初步掌握穿越燃气管道暗河暗沟的走向，并标注存档。对市区铸铁管网覆盖区域内的地下穿越河沟管道优先改造，通过整体更换、加装套管、安装检漏孔等措施进行了改造，确保隐患及时排除。目前已改造的过河管道有：海港河、西南河、通伸河、大海阳河、解放路河等共计19处。

按照公司灰口铸铁管网改造工作的计划安排，公司管网运行部抢抓当前施工的有利时机，攻坚克难、连续奋战，市区燃气灰口铸铁管网改造工作持续推进。本年度改造合计37741.15米（中压18922.7米，低压18818.45米），截至目前累计改造92053.8米（其中中压53507.95米，低压38545.85米），剩余387121.85米（其中中压46911米，低压340210.85米）。

六、抢修抢险 1.预案机制

按照事故应急预案编制导则，编制完善了燃气事故抢险应急预案，多种专项预案及现场处臵预案，如《燃气事故应急预案》《专项事故应急预案》,经专家评审后在市安监局进行了备案。

2.机构人员

公司在管网运行部设立了二级部门抢险队，抢险人员29人,有着多年的抢修抢险经验，大部分人员专职抢险工龄达20年以上，骨干人员经过培训取得《山东省燃气行业安全管理技能考核合格证书》。抢险队实行24小时全天候值班,负责烟台市区范围内的燃气管道抢修、带气碰接等相关作业。曾多次受到烟台晚报等新闻媒介的表扬，近几年来，连年被市委、市政府等单位授予“青年文明号”、“班组安全建设工作示范班组”“工人先锋号” 等荣誉称号。

3.机具车辆

配备抢险车辆5部，抢险工器具100多台套，固定资产达160余万元，并不断更新完善，能够满足全天候、不同管线材质抢险的需要，出警及时率、险情一次性处结率始终保持在100%。

4.预警演练

定期开展应急演练活动，在检验预案可操作性的同时，提高应对突发事件的能力。今年7月3日，公司以电厂东路中压管道被外部施工挖断事故为模拟场景，组织了一次应急演练。演练从应急预警、应急响应、后期处臵等环节出发，检验了各部门协作、分工、抢险抢修实战能力。市城管局、市供热燃气管理处及公司相关领导对演练进行了点评，认为本次演练整个过程严格按照预案步骤有序进行，达到了预期目的。

5.事故处臵

今年上半年抢险队出警室外抢修556次。6.应急保障

公司制定了极端寒冷、暴风雪等恶劣天气情况下的应急预案和冬季天然气供应方案。投资1600多万元，建设的储气规模为36万方的LNG应急气源。投资60多万元 购臵了移动式LNG应急供气保障设施，以保证抢险区域内的燃气连续供应。

七、专业系统管理 1.综合运营调度平台。

综合运营调度平台，利用空间技术实现燃气管网、遥讯遥测、人员定位等信息整合，以实现智能化识别、定位、跟踪、监控和管理，打造城市燃气的物联网。通过气量实时运行监测，在配合巡检终端的应用，及时发现与反馈各类隐患。智能化处理危险源与调度,保证城市燃气的安全运行。

2.SCADA系统

为了加强对管网的监控，我公司于2007年引进了SCADA系统，目前共安装监测端站120处，站控系统有9处，对管网的运行状态进行实时监控。SCADA系统，即监视控制与数据采集系统，它集计算机技术、工业控制技术、通信技术于一体，既具有强大的现场测控功能，又具有极强的组网通 信能力,便于实现远程遥测和遥控，是现代燃气企业实施城市燃气调度和监测不可缺少的工具和手段，凭借该系统操作人员在调度中心就能够及时地了解到整个燃气生产、输配系统的重要数据，一方面，调度人员能够根据输配管道的压力数据来进行合理调度，使整个系统运行合理，提高经济效益，另一方面，一旦发生报警，操作员能够马上知道，及时处理，确保整个供气系统的安全运行。

3.地理信息系统（GIS）

地理信息系统（Geographic Information System，简称GIS）是以电 子地图为基础，将空间中的对象按照他们的地理属性与电子地图建立关联，描述他们的空间关系，对空间对象进行显示、查询，实现空间信息的统一直观的管理。我公司采用的MAPGIS软件作为公司燃气管网信息系统的基础软件。

4.GPS燃气管网巡检管理系统

燃气管网巡检管理系统将GPS和检测终端相结合，利用无线通讯网络实现了对巡检人员的作业状态的实时监控，有效杜绝了由于巡检人员脱岗，空班、漏检而导致事故隐患不能及时发现和解决的问题，有效监督巡检人员对管道设备，阀井，气体泄露等检查工作的落实，确保其按规定线路、时间、地点以及次数检查到位，及时发现和处理危险情况，确保安全生产。我公司巡检系统平台软件使用的是河南汉威自己开发的燃气管网巡检管理信息系统，地图采用谷歌地图，主要功能包括系统管理、巡检管理、调压站管理、地图操作以及查询统计四个部分。目前我公司共有检测终端设备共计62台。

5.燃气管网阀井泄漏监测系统

我公司从2010年开始建设燃气管网阀井泄漏监测系统，在地下管网穿越河沟及重点阀门井等部位共安装29处监测设备，实时监测管网的泄漏情况。

燃气发电机试运行方案 篇6

天然气作为一种清洁、高效、便利、经济的能源，对于提高城市居民生活水平和人居环境、优化城市能源结构，改善城市空气质量，降低大气污染，为实现节能减排和发展低碳经济起着积极地重要的作用，对它的依赖程度也越来越高。利用管道输送天然气已成为当今世界工业生产和人民生活不可缺少的组成部分，尤其对于城市公共服务系统之一的燃气管网，它承担着将城市燃气输送到千家万户的重要职责。但由于其深埋地下，并受到诸如腐蚀、施工破坏、管网本身设计施工的缺陷以及管网周边环境变化等因素影响，加之其易燃、易爆的特性，全国因管网漏气引发事故时有发生，因而，燃气管网的安全稳定运行是我们燃气经营企业安全生产工作的重中之重，它的好坏直接关系到广大市民的生活和生命财产安全，责任重于泰山。1 城市燃气管网存在的问题

兰州城市燃气管网始建于 1990 年，经过 20 多年的发展，已建成高压长输管线 60 km，次高压、中压、低压天然气管网干线合计超过 400 km、庭院管线已达 1 800 km以上、门站 7 座、调压站 68 座、调压箱(柜)3 500 余台。拥有居民用户 59 万多户、公福用户 3 800 多家、工业用户 56 家、加气站用户15 家。形成了管道燃气、压缩天然气、液化天然气三气并存，年输供气量已达 8.6 亿 m3。

近几年来随着城市规模的不断扩大和旧城区的改造，市政建设的发展要求，加之城市管理的条块分割，少数建设单位不按规范施工，部分市民安全意识薄弱都给城市燃气管网运行增加了不少安全隐患，甚至严重威胁到城市燃气管道的安全运行。主要存在的问题有： 1.1 违章占压、包容燃气管道和燃气设施

城市燃气管道和设施上的违章建筑是埋设在城市的炸弹和杀手，只要燃气管道被压坏或者因锈蚀漏气，极有可能会造成灾难性的事故。

占压隐患的形成原因是多方面的，有历史原因：相关法律法规不健全、燃气管道竣工资料等管理工作未跟上；有经济的原因：有的用户为了经济利益，在未批准的情况下，随意搭建和构筑建筑物；政府相关部门在未经协调下，擅自批准在燃气管道上搭建门面房，甚至出现合法的违章建筑；也有一些单位私自扩大占地面积，侵占公共用地，造成与燃气设施安全间距不够等问题。所有这些占压隐患和安全间距隐患，一旦发生燃气泄漏，后果不堪设想。1.2 第三方施工破坏燃气设施现象时有发生

近几年，因道路、庭院施工挖坏、铲坏、打漏、打断燃气管道现象屡见不鲜，甚至有的施工单位野蛮施工，破坏燃气管道后隐瞒不报；高层建筑地基施工引起地面下沉、护坡垮塌等造成燃气管道变形、损坏、断裂事件经常发生。1.3 燃气管道埋设不符合要求

有些钢制管道在施工时，存在着焊口漏防、弯头漏防以及防腐质量差的问题；在管道回填时不按照施工规范要求，造成防腐层破损的问题，这些都会极易使钢管腐蚀，使原本可使用 20 年以上的钢管只能使用 5 年或者更短时间就漏气。有的管道在穿越马路时，存在着埋深不够、管

道与其他管道搭接、管道受力不均、管道基础不实等问题，久而久之，导致管道因重车碾压造成焊缝开裂漏气。

1.4 城市建设给管道运行环境带来的安全问题

近年来，由于电力电缆、通信电缆的入地，因其施工随意性强，致使与燃气管道搭接造成管道击穿漏气事故屡有发生。电信井、电力井包裹燃气管道、管道安全间距不够、接地线搭接燃气管道等问题层出不穷，一旦发生燃气泄漏，可燃气体极易窜入其它管沟中，形成大范围的爆炸区间。同时随着架空管线的日益增多，通信电缆、电力电缆与燃气管道经常交叉，因电线断裂搭接并击穿燃气管道着火事故也时有发生。2 城市燃气管网安全运行对策

因城市燃气管道具有开放性、隐蔽性、危险性、长期性的特点，要使其安全可靠运行，必须形成全社会齐抓共管、群防群治的良好氛围。2.1 要加大隐患整治力度，防治结合

城市燃气管道和设施上的违章建筑是埋设在城市的炸弹，一旦由于地基下沉造成燃气管道断裂，后果不堪设想。因此对存在于燃气管道的违章占压、包容等安全隐患，采取防治结合的办法。要将燃气管理纳入到法制管理体系，利用兰州市《燃气条例》的颁布实施，加大对违章占压隐患的处置力度。同政府的相关职能部门密切配合，将拆除违章建筑同管道的改线、移位有机结合，能拆除的拆除，难度大的协调改线，以最低的成本来消除占压隐患。在具体实施过程中，借助执法力度，对有条件改线、移位的管道，只收取最基本的材料费用、人工费用后完成管道的改迁。对于暂时不能处理的，纳入的重点隐患管理，制定可控措施，提高巡检和检查频次，及时查整漏气隐患，确保燃气设施安全运行。2.2 强化日常管理，确保管道安全运行

日常运行管理是保障安全运行的基础和前提，我们必须牢固树立 “以汗水换质量，以质量保安全”的意识，加强燃气设施的检查、维修和故障排查力度，确保设施始终处于良好运行状态。

一是强化落实巡检人员责任制，建立了巡检量化考核机制，让每一位巡检人员每天的巡检任务清楚、透明、具体，做到发现一处、制止一处、处理一处，杜绝新的违章占压、包容隐患的产生。

二是将埋地管线查漏工作重点安排、重点落实、重点考核。专门给每一巡检组配备了燃气泄漏检测仪，并利用检测车、手推式检测仪器等，加大埋地燃气管线检查的频次和力度，通过巡检人员日常拉网检查，推检人员专项检查，检测车全面检测，形成了三层次、多梯队的管道查漏体系。

三是认真组织做好每年春秋两季设备大检修工作。通过设备检修、更新、改造，使之始终良好运行，同时对主要干线关闭不严的截断阀、PE 阀进行更换，确保在应急状态下关闭可靠。

四是将供气可靠率、气压合格率纳入到日常管理和考核中，以提高燃气设备供气压力的稳定性、可靠性，消除系统供气不稳，超压，不能按时恢复供气、以及调压箱柜频繁切断的问题。

五是通过制定《作业讲评办法》，及时总结好的做法，分析存在的问题并加以改进，促进了作业质量的提高。

2.3 进一步加强施工管理，提高运行安全性

一方面要进一步提高燃气管道的设计、施工、监理水平，在严格执行设计规范、施工规范的同时，对每一新建埋地管线在敷设完毕后，专门做一次防腐层的破损检测，及时发现和消除防腐不到位的隐患。另一方面要进一步加强第三方施工过程中的监管，要重点设施、重点管理，实现闭环管理的目标，经过多年来的实践和总结，我们建立了防止第三方破坏燃气设施的“二十四字工作法”，即“前期介入、现场指认、签字联络、设置标识加强巡查、预案演练”。通过建立动态管理台帐、建立三级联系机制、重点巡查，有效防止和减少了第三方破坏燃气设施事件的发生。

2.4 加强安全宣传，做到群策群力、群防群治

燃气用户安全意识的提高是减免事故发生的有效途径之一，做好对用户的安全使用天然气亦是我们义不容辞的责任。

我们在投产通气点火过程中，对每个小区、楼栋、单元张贴《告用户书》，告知在通气点火之前用户需要注意的事情，防止燃气设施遭到人为破坏；对每一用户进行一次使用天然气的安全知识培训，向每一用户发放一本《天然气安全常识》的小册子，告知如何安全使用天然气气及应急对策。并利用每月上门抄表之际和每年的安检机会，对户内设施进行检查，对用户做安全宣传，及时发现隐患及时处理解决。同时给用户单位、小区物业发放 《用户联系卡》，建立应急联系机制、奖励机制，及时受理和处理用户的报警和报修。通过广泛动员、全员发动，形成全社会关爱燃气设施、保护燃气设施的良好氛围。2.5 不断强化风险预控能力，提高应急水平

牢固树立预防管理就是科学管理的理念，建立预防管理机制，制定预防措施，变事后处理为事前预防。一方面以 “属地管理、分级响应、就近处置”，“有警必接、有接必出、有出必果”，“漏气不过夜”为事故应急原则，建立健全安全分析评估和安全责任考核体系。另一方面以“快速响应、有效控制”为维抢原则，定期组织班组开展桌面应急演练和现场应急演练活动，通过不断强化、完善、提高，持续提升了队伍的整体应急响应处置水平。3 结语

燃气发电机试运行方案 篇7

渭南市天然气有限公司下属公司 (以华州分公司为例) 是试运投产项目的具体实施单位, 主要职责包括以下内容:

1) 建立完善的试运投产管理体系, 成立试运投产管理机构, 由分公司经理担任组长, 成员由相关部门组成, 每位人员必须具备一定的专业技术以及管理方面丰富的经验, 确保工作的有效开展[1]。

2) 严格遵守试运投产相关的规章制度。

3) 负责编制试运投产方案和试运投产工作的具体实施。

4) 负责试运投产过程中突发事件的应急处理。

5) 负责试运投产相关记录和档案的管理。

2 审批流程

试运投产项目投产前必须编制试运投产方案并经相关部门审批。试运投产方案由下属公司安全生产部门负责编写并逐级审核, 由领导审批。下属公司须提前一周提交试运投产申请。试运投产项目审批按图1流程执行。

领导审核后, 若满足投产条件, 则分配各部门组织专家前去现场做监督指导, 若不满足投产条件, 需责令下属公司继续完善投产方案再次审核, 投产项目在投产过程中必须严格按照审批后的投产方案执行。在试运投产过程中, 如因外部作业环境变化导致原方案不适用的, 需重新修改方案, 修改后的方案应履行原审批程序。

同时, 下属公司投产前应做好各项准备和协调工作, 投产时应做好相关记录, 投产后应做好总结工作。

3 试运投产应具备的条件

1) 试运投产项目工程施工应符合设计图纸和施工及验收规范的要求。

2) 试运投产前应开展“三查四定”活动, 对检查中存在的问题全部整改到位。

3) 试运投产前应保证政府审批手续、安全生产管理、生产设备设施、试运投产物资等落实到位。

4 试运投产准备工作

4.1 组织机构及人员准备

试运投产前应成立试运投产组织指挥机构, 并确定相应职责。组织机构包括:

1) 领导小组。

2) 现场指挥调度组。

3) 各专业小组应包括: (1) 置换操作组; (2) 管线巡查组; (3) 抢险抢修组; (4) 后勤保障组; (5) 安全监护组; (6) 试运投产保运组。

4.2 物资准备

应准备好试运投产所需的各类物资, 包括操作工具、检测仪器 (如氧气、甲烷检测仪器) 、备品备件、安全防护用品、应急物资等, 各类物资应准备齐全, 并有专人负责检查落实情况。

4.3 安全准备

1) 应组织试运投产的有关人员对投产方案进行学习, 熟悉掌握方案。

2) 应与当地消防、公安、医疗等一些社会救援力量取得联系, 确保做好投产期间社会治安和安全防范以及险情出现后各项救援和保障。

3) 组织施工单位及设备厂家成立试运投产保运组, 及时处理投产过程中出现的突发事件。

4) 做好试运投产项目所涉及范围内的对外宣传和安全告知工作。

5 试运投产安全措施

1) 所有参加试运投产人员均应服从试运投产领导小组的领导, 按照指令行动, 杜绝“三违”行为。

2) 试运投产之前, 应对参加试运投产人员进行针对性的安全教育和技术交底, 并签字确认。

3) 试运投产作业现场应保持清洁、整齐, 不应随意放置与生产无关的物品。

4) 试运投产期间应划定警戒区域, 设置安全警示牌和警示带, 严禁无关人员进入警戒区。现场操作人员应穿防静电工作服。警戒区内严禁携带火种。

5) 与试运投产无关的车辆不准进入警戒区内, 进入警戒区的车辆必须带防火帽。

6) 各种开关、控制器、仪表信号装置、电气设备、易燃物品要悬挂标志, 严禁乱摸。

7) 安全设施和消防设施应加以保护, 未经许可不得擅自使用和损坏。

8) 各放散点应配置两人以上并划定警戒区域, 无关人员不得围观。放散点上空有架空电缆部位, 应将放散管延伸避让。各作业点均应配置对讲机, 保证通讯畅通。

9) 防火防爆区域均应使用防爆工具。

10) 进入阀井前应进行安全检查, 确认无安全问题后方可下井。下井人员必须采取安全措施, 井上应有人监护, 阀门井井盖应完全打开。

11) 试运投产工作不宜选择在夜间和雨天进行。遇到雷雨天应暂停置换。

12) 试运投产期间, 警戒区内未完工程应停止, 在做好安全隔离措施后, 所有施工人员应撤离现场, 待试运投产完成、生产运行平稳后, 按照安全生产管理制度办理相应手续后, 方可继续施工。

6 设备试运行

1) 场站阀门、电动装置、计量装置、调压装置、加臭装置、天然气压缩机、加气机、储气罐、潜液泵、仪表风系统、SCADA系统、消防水泵等设备设施投运前须进行试运行。

2) 设备试运行以厂家技术人员为主, 下属公司、施工单位参加。

3) 设备试运行合格后, 由施工单位向建设单位做中间交接, 施工单位应继续担任试运投产保运任务直至投产工作全部结束。

7 置换通气前的检查和确认

1) 由试运投产领导小组组织专人对投产方案的落实情况逐一检查。

2) 检查置换通气作业现场应清洁, 无闲杂人员逗留。

3) 检查置换通气范围内的计量仪器、仪表应全部经过相关资质单位的检定合格, 并在有效期内。

4) 检查置换通气所必需的通讯工具、检测工具、安全设施、警示标志和临时管道应全部备齐或安装就绪。

5) 检查各管道的进气点置换工艺操作人员、技术人员、主要设备厂家人员、抢险人员应到位待命。

6) 检查各放散点放空用的临时管线应连接好。各放散点负责人、安全员、救护人员、气体检测人员和消防人员应到位待命。

7) 检查保产的救护车、消防车、抢险车应在指定位置戒备到位。

8 试运投产应急管理

1) 试运投产过程中发生事故后应终止试运投产并立即启动应急预案, 组织抢救, 防止事故扩大, 减少人员伤亡和财产损失。

2) 发生事故应按照渭南市天然气有限公司事故调查处理办法执行。

9 试运投产资料管理

1) 试运投产过程中应按时测取并记录压力、温度、瞬时流量等运行参数。

2) 应按时记录投产过程中发生的重要事件。

3) 试运投产结束后应对试运投产工作进行总结。

4) 试运投产结束后应汇总所有投产资料, 包括: (1) 试运投产方案; (2) 试运投产记录的相关数据; (3) 投产期间发生的重要事件; (4) 试运投产工作总结。

5) 试运投产资料在投产后由下属公司归档保存。

1 0 投产置换

投产置换的难点就是如何有效地将空气和天然气进行隔离并以一个合理的速度推进, 来达到防止爆炸性混合物形成、操作安全和降低费用的最终目的[2,3,4,5]。

1 0.1 置换方式与合格标准

天然气置换选择间接置换的方法。间接置换即先用惰性气体 (如氮气) 置换管道内的空气, 再用天然气置换管道内的氮气。采用间接置换时, 用惰性气体置换投产管道内空气时, 当连续3次检测氧浓度在2%以下为合格。再用天然气置换惰性气体时, 连续3次检测天然气浓度为90%以上为合格。

置换顺序是利用氮气置换每个阀井和终端调压柜。阀井的置换随管道置换逐个推进进行, 未投用的管道只进行氮气而不进行天然气置换 (置换推进速度氮气应不小于1 m/s;天然气为3~5m/s) 。

置换通气宜采用从门站的末端至城市中压管网, 最后到低压管网, 依次逐段置换通气的方式。每置换通气完成的管段内燃气可作为下一段的置换气源。

1 0.2 注氮量分析

注氮量主要由氮气混合量、氮气段通过全部管线的混气量、沿线置换所用氮气量、氮气段到达末端时所剩余量和保险富裕量组成。同时还要考虑部分混气段的放空量和灌充压力。

管道注氮总量的确定:M=K× (V/u) (1)

式中:M为注液氮的质量, kg;k为管道充压系数 (结合具体情况一般取值为1.2) ;V为管道总容积, m3;u为氮气的比容, m3/kg。

1 0.3 氮气置换速度的计算

氮气置换平均推进速度由气体状态方程计算 (通常置换温度都为当地温度, 这里考虑为常温) 。

式中:F为管道横截面积, m2;Q为施工状态管道压力下氮气供气流量, m3/d;Up为氮气置换平均推进速度, km/h。

公式 (2) 是根据注氮设备的能力进行计算的氮气置换推进速度, 应大于允许混气量所需要的最小置换速度, 并小于规定的最大置换速度5m/s。

1 0.4 注氮施工时间

注氮施工时间由氮气置换速度和注氮总量计算可得。同时还应该考虑现场准备时间、操作时间、氮气的放空吹扫时间、收尾等时间, 可以初步估算得出置换施工过程共需要的时间。

式中, T为注氮施工时间, h。

1 0.5 天然气置换时间

要想确定施工工期, 必须对天然气的置换时间进行一个初步的估算。天然气置换的时间是在推进中的时间和压力升至管线运行压力的时间之和.

华州分公司的撬装设备在升压的时候由于压力过高, 为了安全起见, 在压力每次上升一段的时候, 停止升压, 对撬装所有单体设备进行一次检漏, 有漏点要及时处理, 当确保稳定后再次升压。

1 1 结论

管道试运投产是一项系统的连续性工作, 同时存在一定危险, 其中, 投产置换是城市燃气管道施工后投运的一个关键步骤, 只有加强试运投产各方面的管理, 才能使投产工作做到合理有序, 确保安全、平稳地实施试运投产工作, 使之符合所需的质量安全环保要求。

摘要：如今, 越来越多的天然气门站、民用、工商业用户需要进行试运投产, 为了更好地实行渭南市天然气有限公司试运投产管理工作, 制定具体方案, 明确试运投产的各项规范, 使试运投产工作确实做到合理有序, 确保管理运行安全、平稳实施。

关键词：燃气管道,投产,管理,规范,安全

参考文献

[1]张建.油气管网惠民亿万[J].中国石油企业, 2012 (12) :59.

[2]付先惠, 王孝刚, 孟庆华, 等.输气管道置换优化研究[J].管道技术与设备, 2012 (1) :9-11.

[3]黄义忠.天然气管输运行前的氮气置换技术[J].中外能源.2008, 13 (5) :73-76.

[4]刘继革.天然气管线氮气置换的几种方法[J].安装, 1999 (6) :25-27.

进气冷却对燃气轮机发电的作用 篇8

关键词：进气冷却；燃气轮机；发电功率

中图分类号：TM611 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）17-0066-03

现在国内外有一些富余的某型燃气轮机（以下简称燃机），拟利用其在我国西北地区建燃机电站。为提高发电功率、效益，将在热天对燃机的进气进行冷却。冷却方案的参数根据燃机使用地区的气象条件在热天将进气空气从37℃，相对湿度40%，冷却到15℃～20℃，然后进入燃机。实现冷却的换热设备采用可靠有效的双金属（铜-铝）轧片式冷却器，以流过管内的冷水（7℃）将通过管外翅片的空气（37℃）冷却到要求值，而冷水由制冷机提供，本方案采用效益较好的溴化锂双级吸收式制冷机。整个冷却系统原理图如图1所示。根据系统图所需设备进行估算，每套约400万元，投资回收约2年，经济效益显著。

1 燃机性能及冷却要求

某型燃机额定功率Nn=22900kW，空气流量Ga=435T/h，排气温度t4=500℃，用天然气。电站用2台燃机2套联合循环发电装置，采用2套燃机进气冷却系统。

冷却要求是按当地气象条件，在热天将ta1=37℃及相对湿度φ=40%的湿空气在进燃机前冷却到ta2=15℃～20℃，再进燃机。冷却进气的冷水由制冷机提供，进水温度tw1=7℃，出水温度tw2=12℃。制冷机的热源用电站蒸汽。

2 进气冷却作用及原理系统

2.1 进气冷却作用及影响因素

以大气为工质的燃机其性能受大气条件特别是温度的影响很大，在同地点当温度升高时，燃机的功率和效率都降低。为改善燃机在高温进气时的性能，采取进气冷却，将空气在进入燃机前冷却到低温，使燃机功率、效率显著提高。

提出了地面气温对燃机性能影响的统计数据，燃气初温T*3从800℃～1200℃，进气温度T*1（ta）每增加10℃，功率降低6%～9%，效率降低0.0080～0.0088。某型燃机的T*3在950℃左右，则将T*1（ta）每降10℃，可提高功率约7.5%，效率增加0.0083。

分析了湿度对进气冷却热负荷的影响，说明了湿空气冷却析水凝结热（潜热）与干空气冷却热（显热）之比RB随湿度增加而加大，在T*135℃冷却至10℃时，相对湿度φ为0.8的RB约达2.0，使热负荷大增，设备相应增大；而φ为0.4时RB只约0.7，热负荷增加不多，这与本方案的计算吻合。说明了低湿度地区进气冷却效益比较高及增发电的平均发电效率高，比无冷却运行时要高12%。故预见本方案在低湿度地区其经济效益较高。

利用燃机比功Wn、功率Nn和效率ηn的表达式分析了大气温度对它们的影响，并指出了对功率的双重作用（流量和比功同时升降），因此进气冷却的主要目的是提高燃机功率。

2.2 进气冷却原理系统

2.2.1 冷却热负荷。进气冷却实质是将燃机进气的热量吸取一部分，使温度降低。此部分热量决定了冷却系统的规模，因此设计冷却系统首先须确定此热量。因大气是含水蒸汽的湿空气，其降温低于露点时放出的热量由显热和潜热（水蒸汽凝结热）组成，用式可表示为：

Q=GaCpa（ta1-ta2）+Gw·r （1）

式中：

Q——湿空气降温放出的总热量（冷却热负荷）

Ga——燃机（干）空气流量

Cpa——（干）空气平均定压比热

ta1——冷却前空气温度

ta2——冷却后（燃机进口）温度

Gw——空气从ta1降至ta2且ta2低于露点温度时析出的水量

r——水蒸汽凝结比潜热

等式右边后一部分的凝结热量（Gw·r）随空气湿度和温降的增大而增加。

因ta2一般低于露点，所以采用湿空气计算法，此时式（1）可简化为：

Q=Ga（ha1-ha2） （2）

式中：

ha1——冷却前湿空气的焓

ha2——冷却后湿空气的焓

Ga=

Gam——（湿）空气流量

d——湿空气含湿量

以上d和ha1、ha2按ta1、ta2和φ查湿空气表进行计算或查湿空气的H-d图得到。这样就可根据进气降温要求ta1和ta2值求得冷却热负荷Q。

2.2.2 冷却原理及系统。按热平衡进气降温放出的热量需在冷却器中由冷却剂吸收。冷却剂常采用吸热容量大的冷水，为加强传热，应加大工质温差，冷水温度尽量低。现国产制冷机提供的冷水温度可达7℃，可满足要求。于是实现进气冷却的循环是：进气空气通过冷却器管外侧放热降温，从制冷机来的冷水流经冷却器管内侧吸热升温，空气从ta1降至ta2后进入燃机，水温从tww1（7℃）升至tww2（12℃）后回到制冷机重新冷至7℃，再供给冷却器，如此循环，进气被冷却到预定值。

可见，进气冷却系统由燃机本身、冷却器和制冷机三大部分及附属设备、系统组成，系统原理图见图1。其中制冷机可选用，冷却器需专门设计。

3 冷却器的设计和制冷机的选择

3.1 冷却器设计

3.1.1 型式的选择。设计冷却器首先要定型式，用于进气冷却的是气水换热器，则气侧应带增加传热面积的翅片，所以其基本型式应是翅片式换热器。而其中又有轧片式、绕片式和穿片式等多种，需根据使用要求和投资效益等因素选择。本方案选择轧片式冷却器。理由是：（1）本单位生产轧片管换热器有多年经验，大量在燃机进气冷却系统中使用，性能可靠、良好。（2）换热器只占冷却系统总投资的约1/10，所以各种换热器的成本差已不成为选择的主要考虑因素。

3.1.2 设计计算。按换热器设计步骤，首先确定冷却热负荷Q，由于冷却器出口温度ta2给出的范围是15℃～20℃，我们按15℃、18℃和20℃做了三种计算对比，发现出口20℃的冷却器较合理，其所需传热面积与燃机功率提高比Fr/?N为1.08m2/kW，而出口15℃时此值为1.57m2/kW，大了50%，使冷却器大得难安排且不经济，因此ta2确定为20℃。由此按式（2）算得Q为2470kW，再可按热平衡算出所需水量Gw，即：

Gw= （3）

式中：

Cpw——水的平均定压比热

Q和Gw是选择制冷机大小的参数依据，Gw按式（3）为425T/h。

从空气和冷水温差计算平均传热温差?tm，先参考同类换热器试验资料选择总传热系数K，便可计算所需传热面积Fr：

Fr= （4）

换热管选常用于冷却器的双金属铜铝轧片管SGT-44×2.3，其单位长度外表面积Sw达1.09m2/m。于是，从Fr和Sw可得所需换热管数，再依据燃机进气间尺寸和选择适当的进风速度确定冷却器迎风面尺寸，后确定换热管的排数和每排管数，初定了冷却器结构。然后按此结构进行传热和阻力验算，必要时调整结构，直至验算的传热系数Kp>原选的K10%～20%、空气阻力?Pa满足设计要求。

本方案设计的冷却器总传热面积4300m2，按分相同的6台安排（以后可根据进风口尺寸做调整），每台迎风面尺寸为3.6×1.55m，换热管183支分6排错排，每2台为一组并联，分3组布置在进气间的3个进风口处。

3.2 制冷机选择

制冷机有机械离心式、吸收式和混合式三种，文献[10]对它们做了比较，吸收式制冷机的投资回收期最短和增加每kW电力的投资费用最低，因此我们选择吸收式制冷机的方案，其热源用电站蒸汽。

本方案具体选择国产蒸汽双效溴化锂吸收式制冷机，选择的机组型号为（双良公司）SXZ6-260D，其制冷量为2617kW（>冷却负荷2470kW），冷水流量450T/h（>所需水量425T/h），能满足要求。

4 投资和回收期估算

4.1 投资估算

进气冷却系统的设备主要由冷却器、制冷机、进气稳压舱、阀门水泵、仪表控制系统（图1中未表示出）和管道、冷却塔等组成，其中制冷机、稳压舱和仪表控制系统的投资占主要部分。按现价，制冷机一台约140万元，稳压舱一个约60万元，仪表控制系统一套约80万元，而冷却器只约40～50万元。设备费用加上配套、设计等费用，本方案一套进气冷却系统的投资约400万元。

4.2 回收期估算

估算投资回收期实际是对进气冷却进行经济分析，需要知道电价、燃料价、燃机年运行时间等数据，而这些数据现很难取得。本方案根据拟使用地区气候情况，取平均从25℃降至15℃的年运行时间为4000小时，而电价、燃气耗值等参考用户给出的数目：售电价Ce0.51元/kWh，燃气耗值Cg0.18元/kWh，燃气热值Hu8000kca1/m3，发电功率增加值参考每降10℃增加7.5%。

这样全年增加发电功率为：

?E=22900×0.075×4000=687×104kWh

每年增加的效益为：

?BT=?E（0.51-0.18）=226.7万元

考虑制冷设备功率消耗、机械效率及新增维修成本等因素，取收益系数ξ=0.85，并按10年使用期折旧，则实际年收益为：

?BTP=0.85×226.7-0.1×400=152.7万元

投资回收期为：

N==2.1年

可见本方案投资回收期短，经济效益显著。

5 结语

（1）本方案利用现有燃机建电厂及进气冷却装置，符合国家节约资源的精神。

（2）电厂拟建干燥地区，相对湿度小，冷却热负荷小，进气冷却系统投资少，投资回收期短，经济效益高。

（3）进气冷却系统选择溴化锂双级吸收式制冷机较合适；冷却器只占总投资的10%左右，轧片式冷却器工作可靠、效率高。

（4）湿空气冷却时析出冷凝水、放出凝结热，增加了热负荷，但析水可提高空气对流放热系数，减少传热面积，且析出的水还可回用，这两方面的收益可抵消部分热负荷增加的负担。

参考文献

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[2] 刁正刚.燃气轮机进气冷却的热力学与经济分析

[A].中国工程热物理学会工程热力学与能源利用学术会议论文[C].

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[9] 航空工业总公司第614研究所热能工程公司.金属轧片换热管换热器[S].无锡：614所，1995.

[10] Ondryas，I.S.，etal.Options in Gas Turbine Power Angmentation Using Inlet Air Chilling Presented at 35th ASME International Gas Turbine & Aeroengine Cogress and Exposition.Brnssels，Belgium June11-14，1990，ASMEPaper90-GT-250.