天然气压力余能在燃气轮机电厂中的综合应用
某燃气联合循环燃机电厂的可行性研究报告
亿利资源集团公司精细化工产业基地一期工程可行性研究报告第五册8MW天然气燃机热电联供自备电厂亿利资源集团精细化工产业基地一期工程可行性研究报告目录1、总论 (1)1.1项目背景 (1)1.2项目可行性研究的主要结论 (4)1.3结论与建议 (7)2、系统方案及设备选型 (8)3、厂址选择 (17)3.1电厂厂址选择原则 (17)3.2厂址所在位置现状 (17)3.3厂址自然条件 (17)3.4建厂外部条件 (18)3.5 拟选电厂厂址具备的有利条件 (18)4、设计方案 (20)4.1热、电容量的确定 (20)4.2电站的构成和基本性能参数 (20)4.3机组煤、水、电、天然气的供应与电能、蒸汽的外输 (21)4.4电站的布置 (23)4.5燃机主机厂房布置 (24)4.6余热锅炉区与锅炉区及设备布置 (24)4.7设备维修、油料存放 (25)4.8电站主要设备与辅助系统 (25)4.9电气、控制系统及组成 (28)5、环境保护 (34)5.1设计依据和采用的环境保护标准 (34)5.2机组对环境的影响 (35)5.3废气污染及控制措施 (35)5.4污染及躁声控制措施 (35)5.5废水、废油、废渣排放的控制措施 (36)5.6振动防护 (36)5.7环境保护投资估算 (36)6、节约能源 (38)6.1编制依据 (38)6.2能耗分析 (38)6.3节能措施及技术 (38)7、消防 (39)7.1编制依据、采用的标准及执行的规定 (39)7.2建设地区的消防现状 (39)7.3工程的火灾危险性分析 (39)7.4工程防火和消防措施初步方案 (39)7.5防火及消防措施效果预测与评价 (40)8、劳动安全与卫生 (41)8.1编制依据及采用的主要标准 (41)8.2工程的主要危害因素分析 (41)8.3安全卫生设计方案 (44)8.4安全卫生措施的效果预测及评价 (46)9、生产组织和定员 (47)9.1编制依据： (47)9.2编制范围： (47)9.3组织机构及管理体制： (47)9.4设计班制： (47)9.5补缺勤人员： (47)9.6职工定员： (47)9.7人员培训计划： (47)9.8人员录用计划： (48)10、工程实施条件和进度 (49)10.1编制依据 (49)10.2实施条件 (49)10.3实施进度 (49)11、投资估算 (50)11.1投资估算编制依据 (50)11.2项目资金来源 (50)11.3投资估算内容 (50)11.4有关问题说明 (50)12、财务评价 (52)12.1评价依据 (52)12.2基本概况及基础数据 (52)12.3销售收入及销售费 (52)12.4成本费用估算 (52)12.5盈利能力分析 (53)12.6不确定性分析 (53)12.7评价结论 (54)13、结论与建议 (55)13.1结论 (55)13.2存在的主要问题及建议 (55)附表一发电工程投资估算表附表二生产费用计算表附表三固定资产折旧表附表四产品销售收入表附表五敏感性分析表附表六还本付息表附表七损益表附表八现金流量表附表九现金流量表（销售收入减少20%、经营成本增加20%）附表十现金流量表（销售收入减少20%）附图：图一、电厂平面布置图图二、高压系统一次原理图1、总论1.1项目背景1.1.1项目名称亿利资源集团公司8MW天然气燃机热电联供发电装置1.1.2承办单位概况本项目承办方——亿利资源集团公司主要负责人：王文彪职务：董事长1.1.3可行性研究报告编制依据1、亿利资源集团公司提供的设计资料；2、设计委托书；1.1.4项目提出的理由及建设的必要性项目提出的理由：亿利资源集团公司精细化工产业基地内拥有一个化工产业群，必须有电力、热力等能源支持；该地区处於沙漠边缘，周边无相关企业可以为其提供热力，必须在产业基地建设集中供热的设施提供热力。
天然气余压发电的理论分析与计算_陈杨
5 天然气余压发电计算
根据图 1，镇海 9E 燃气轮机运行时透平膨胀 机入口 天 然 气 温 度 T1 = 294 K，入 口 压 力 P1 = 3. 49 MPa； 得到入口焓值 hin = 865. 94 kJ / kg，入口熵 值 sin = 4. 722 3 kJ / （ kg·K） 。
川气： 川气主干线起自四川省普光气田首站，自 西向东途经重庆、湖北、安徽、浙江（ 湖州、嘉兴） 、江 苏，止于上海青浦末站，设计年输量 120 亿 m3 。
液化天然气（ LNG） ： 目前在管输天然气尚未到 达的部分地区，有少量液化天然气使用。主要集中 在温州、黄岩、金华、兰溪、衢州、舟山等地，消费量不 大。气源来自新疆广汇和中原油田等。
e） 污液罐单元： 配置有容积为 1. 0 m3 的污液收 集罐、排污泵等。
燃气轮机前置模块主要包括过滤分离部分、电 加热部分、计量部分与冷凝储罐等部分。
图 1 镇海 9E 燃气轮机天然气调压系统
3 天然气余压发电技术
余压，将天然气导入透平膨胀机作功，驱动发电机发 电的一种能量回收装置。该装置回收原先由调压阀
1 浙江省天然气供应现状
镇海 9E 燃气轮机油改气工程，燃料天然气来 自浙江省天然气公司天然气管网输送至镇海电厂末 站。目前该省的天然气资源主要为： 西气东输天然 气（ 简称西气） 和东海天然气（ 简称东气） 。2012 年 国家下达浙江省天然气计划为 45. 28 亿 m3 ，其中： 西气（ 包括西一线和西二线） 25. 4 亿 m3 、川气 13. 9 亿 m3 、东气 4. 58 亿 m3 、液化天然气 1. 4 亿 m3 。
燃气蒸汽联合发电的原理
燃气蒸汽联合发电的原理燃气蒸汽联合发电（Combined Cycle Gas Turbine, CCGT）是一种高效的发电技术，其原理是利用燃气轮机和蒸汽轮机两种不同的动力装置相结合，能够提高热能利用率和发电效率。
燃气蒸汽联合发电系统由燃气轮机、废热锅炉、蒸汽轮机和发电机组成。
首先，天然气等燃料在燃气轮机中燃烧，产生高温高压的燃烧气体。
该燃气经过燃气轮机叶片，使叶片旋转，驱动轴上的发电机产生电能。
在燃气轮机的运行过程中，产生的高温燃气被导入废热锅炉。
废热锅炉是一个热交换器，它利用燃气轮机产生的高温烟气来加热水，生成高温高压的蒸汽。
这些蒸汽经过管道输送到蒸汽轮机，进一步驱动轴上的发电机产生电能。
与燃气轮机相比，蒸汽轮机的工作介质是蒸汽，其工作原理类似于传统的火力发电厂。
在蒸汽轮机中，高压蒸汽通过一系列的活动叶片，使轮转叶片旋转。
这种旋转转动的动能被传递到轴上的发电机，产生电能。
在高压蒸汽释放了其能量后，变得低温低压，通过凝汽器冷凝成水，并返回到废热锅炉中重新加热。
整个燃气蒸汽联合发电过程中，燃气轮机和蒸汽轮机互为补充，形成了一个闭合循环系统。
废热锅炉的加热过程可以充分利用燃气轮机发电时产生的高温废气，使系统的热能利用率得到提高。
与传统的火力发电厂相比，燃气蒸汽联合发电系统的发电效率更高。
燃气蒸汽联合发电技术的高效性还体现在其能够减少温室气体的排放。
由于燃气轮机的高效性，每单位发电所需的燃料量要比传统的火力发电厂少，从而减少了燃烧产生的二氧化碳的排放。
此外，燃气蒸汽联合发电系统还可以通过蒸汽轮机的余热进行加热，提高能源利用效率。
总之，燃气蒸汽联合发电通过燃气轮机和蒸汽轮机的联合运行，利用燃气轮机的高温废气加热水生成蒸汽，进而驱动蒸汽轮机产生电能。
该技术具有高效、环保的特点，已广泛应用于电力行业，为能源转型和可持续发展做出了贡献。
电厂余热资源的有效利用
电厂余热资源的有效利用摘要：燃气发电机组包括燃气轮机、余热锅炉、汽轮机等，用以产生高温高压蒸汽的热锅炉驱动汽轮机发电。
然而，在能量的级联利用方面，余热的进一步利用还有很大的空间。
如汽轮机排汽余热的综合利用和锅炉烟气余热的回收利用。
关键词：发电厂；燃气锅炉；热能利用率导言随着能源供应的日益紧张，节能降耗、提高能源利用率越来越受到人们的重视。
只有约30%～35%的燃气热能转化为电能，约30%与废气一起排放，35%～40%通过发动机本体消散，由冷却水循环带走。
由于发电机组产生的废气所产生的热量几乎等于发电机组的有用功，因此可以利用燃气燃烧后排出的废气所产生的热量，废热利用装置可转为废热利用。
1电站锅炉余热资源气利用情况1.1减少热损失火电厂锅炉热损失是指由于热转换引起的不可逆的能量形式问题。
烟囱热是降低热损失的有效途径。
电站锅炉的实施应根据实际需要提供质、量的能源供应，减少不可逆转换造成的能量损失，保证电站锅炉运行的质量要求。
产生热能转换的原因是：锅炉在有效出力状态下产生的热能损失。
排热损失占热损失的比例最大，占15%；化学完全燃烧损失，占热损失的5%；机械不完全燃烧损失，占热损失的3%；散热损失最小，约占1%。
烟气余热减少了热损失，实现了能量循环，提高了电站锅炉的经济效益。
1.2能源系统应用烟气总能量系统取决于烟气余热容量、能量比、科学比以及动能、热能和势能的转换。
从热、经济、环保综合考虑，提高锅炉设备的能源利用率，实现能源循环利用，最大限度地发挥能源价值，减少能源的过度浪费。
避免废气排放，缓解“烟雾”的生态问题。
烟气余热的开发利用，采用科学的能量回收预测方法。
选用具有废气净化处理功能的设备，提高资源化利用效率。
2电厂余热资源余热利用技术2.1锅炉烟气余热回收利用然气烃含量较高，燃烧时会产生大量的水蒸气。
水蒸气中含有大量的气化潜热。
这部分热量可达到天然气低热值的10%～11%，目前难以充分利用。
一方面，由于天然气中含有硫，燃烧后会产生微量的硫化物，为防止锅炉终冷系统等设备腐蚀产生的烟气中硫化物沉淀。
燃气电厂流程
燃气电厂流程
燃气电厂是利用天然气等燃料来产生电能的设施。
其流程包括天然气供应、燃烧发电、发电和余热利用等环节。
首先，天然气供应是燃气电厂的第一步。
天然气通过管道输送至电厂，然后经过净化处理，去除其中的杂质，以确保燃气的纯净度和安全性。
处理后的天然气被输送至燃气轮机。
其次，燃烧发电是燃气电厂的核心环节。
燃气轮机是燃气电厂的主要发电设备，它将天然气燃烧产生的高温高压气体转化为机械能，然后通过发电机产生电能。
在这个过程中，燃气轮机的运转效率直接影响着电厂的发电效率和经济性。
接着，发电是燃气电厂的第三步。
通过发电机，机械能被转化为电能，然后输出至电网，为用户提供电力。
在这个过程中，需要对电能进行调节和控制，以满足用户的用电需求。
最后，余热利用是燃气电厂的补充环节。
在燃气轮机发电过程中产生的废热可以被利用，用于供热或者驱动吸收式制冷机等，以提高能源利用效率。
总的来说，燃气电厂流程包括天然气供应、燃烧发电、发电和余热利用等环节。
通过优化这些环节，可以提高燃气电厂的发电效率和经济性，为用户提供更加可靠、清洁的电力。
燃气轮机联合循环发电系统在能源产业中的应用
燃气轮机联合循环发电系统在能源产业中的应用随着全球能源消耗的快速增长，环境问题日益突出，人们开始探索一些新的可持续发展的能源产业，燃气轮机联合循环发电系统便是其中之一。
一、燃气轮机联合循环发电系统的概念燃气轮机联合循环发电系统是一种利用天然气、石油等热源，通过燃气轮机和蒸汽轮机组成的联合循环发电系统。
由于燃气轮机和蒸汽轮机具有不同的工作原理和工作环境，采用联合循环发电系统能够大大地提高发电效率，降低空气污染排放量。
二、燃气轮机联合循环发电系统的工作原理燃气轮机联合循环发电系统的工作原理如下：首先天然气燃烧，推动燃气轮机转动，燃气轮机输出的高温高压的燃气，通过回收燃气轮机排放的余热，进而提高燃气轮机的发电效率。
然后，余热被用于蒸汽轮机进行发电，通过这样的方式，联合循环系统的发电效率得到了大幅度的提高。
三、燃气轮机联合循环发电系统的优势1、高效节能。
燃气轮机在燃烧天然气时利用了高温高压的热能，通过余热回收再利用，提高了发电效率，达到了降低热耗、降低一次能源消耗的目的。
2、环保节能。
燃气轮机联合循环发电系统排放的污染物，不仅热效率高，而且环保效益明显，很大程度上抑制了煤和油燃烧所产生的有害物质和未经处理的尾气的排放。
3、青色经济。
由于燃气轮机联合循环发电系统的管路简单、可靠性高、维护方便，以及减少环境污染等优势，使得其运行成本相对于传统能源更低。
4、可持续发展。
燃气轮机联合循环发电系统是使得能源传输更为远洋或远距离，为能源合理调配创造了条件，而且可持续发展，不会对环境造成任何污染和危害。
四、燃气轮机联合循环发电系统在能源产业中的应用燃气轮机联合循环发电系统在能源产业中的应用可以说是一个全面提升。
由于其高效环保的特点，越来越多的国家对其使用进行了鼓励，优惠政策也相应推出。
1、国内应用情况我国燃气轮机联合循环发电系统正逐渐得到应用。
截至2021年，中国已经在全国广泛普及燃气轮机联合循环发电系统，并且正在逐渐推广到城市生活区、化工生产企业、医院、酒店等领域，取得明显的节能效果。
11112重型燃气轮机联合循环电厂全厂一体化控制应用
第24卷第1期2011年3月《燃气轮机技术》GAS TURBINE TECHNOLOGYVol.24No．1Mar．，2011重型燃气轮机联合循环电厂全厂一体化控制应用管志龙1，范小江2(1．华能金陵燃机电厂，南京210034;2．上海交通大学电子信息与电气工程学院自动化系，上海200245)摘要:重型燃气轮机联合循环电厂往往采用多个控制系统来实现全厂控制，如果采用统一控制平台进行全厂一体化控制，相比多个控制系统具有许多优点。
本文以华能金陵燃机电厂控制系统为案例，对重型燃气轮机全厂一体化控制的设计和应用进行了分析和介绍，为联合循环发电厂控制一体化的设计及实现提供了可借鉴的经验。
关键词:重型燃气轮机;控制系统;一体化设计中图分类号:TM611．3文献标识码:B文章编号:1009－2889(2011)01－0056－04燃气轮机联合循环电厂具有效率高、启动快等优点，并且是一种使用清洁能源的电厂，国内打捆招标引进的F级联合循环机组的整体效率一般在58% 60%。
对于兼顾发电与供热的热电联产机组，热效率可达到88%以上。
近年来，由于国家能源政策调整和对节能环保的进一步重视，中型燃气轮机在国内得到了长足的发展，随着西气东输一线和二线、川气东输、进口天然气管线建设等重大工程的逐步实施和投用，未来几年内燃气轮机的建设会攀上一个新的高峰。
联合循环电厂的控制系统可以比作电厂的大脑，对于电厂的高效、稳定运行起着至关重要的作用。
本文主要针对联合循环电厂的控制系统做了探讨。
1概述联合循环电厂主要设备包括燃气轮机(GT)、蒸汽轮机(ST)、余热锅炉(HRSG)、辅助系统(BOP)、电气系统(ELEC)、公用系统(COM)等。
由上述设备协调工作来实现电厂联合循环。
但是在已建成的电厂中，上述设备往往由不同的控制系统控制。
由于燃气轮机控制的特殊性，燃机控制系统一直由燃气轮机厂家配套提供;而对于汽轮机、余热锅炉、辅机等设备，业主常常会采用单独的控制系统，于是造成了电厂中2套甚至3套控制系统并存的情况。
天然气余压发电原理
天然气余压发电原理
天然气在燃烧过程中会产生大量的废气，这些废气含有大量的CO、CO2、H2S和CH4等，在燃气轮机中进行燃烧时，由于产生的气流具有压力差，在气体入口附近形成了一个压差，在这个压差下，在燃气轮机的燃烧室中就会形成一个高温高压的气流。
当气流进入燃气轮机燃烧室后，其中的高温高压气体通过燃气轮机中的叶片和涡轮等部件变成高速流动的气体，以推动气轮机高速转动。
同时，随着涡轮机转动轴上产生的离心力将空气中的水蒸气甩入燃烧室。
水蒸气在被高温燃气点燃后，也会变成高速流动的气体。
这就是燃气轮机中所说的余压发电原理。
在燃气轮机中，除了产生大量的废气之外，还有许多可燃气体和粉尘等固体颗粒，这些固体颗粒由于密度比较小而会浮在空气中。
当它们被涡轮叶轮排出时就会带动发电机转动。
例如：当排出时产生了一定压力的空气和由高温燃气加热而成的水混合起来就会产生水蒸汽。
由于水蒸汽本身具有较高密度，因此它就会浮在空气中，这样就形成了悬浮气体。
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天然气压力余能在燃气轮机电厂中的综合应用王振宇【摘要】介绍了国内首个利用天然气输气管线中的压力差,并结合电厂自身资源进行综合余能利用,降低电厂自身发电气耗和综合厂用电率的项目.项目的实际运行数据证明了项目系统设计的可行性,其节能效益可观,值得推广.【期刊名称】《热力透平》【年(卷),期】2018(047)001【总页数】5页(P66-70)【关键词】天然气;压差;余能;燃气轮机【作者】王振宇【作者单位】申能股份有限公司,上海201103【正文语种】中文【中图分类】TM611.24天然气作为清洁燃料，已在中国广泛使用。
目前，在其运输过程中都采用门站减压的方式，使其压力适用于下游管线及后续用户。
目前天然气输气管线均配置调压站，通过调压阀进行节流减压。
这种方式使高压天然气中蕴藏的能量白白浪费[1]。
本文描述了通过天然气透平膨胀机进行天然气输气管线的压力和流量调节的方案，通过膨胀机的前后压力差使叶轮做功产生电量。
这套系统能够与电厂热力、电力、控制系统完美结合，综合应用电厂自身的资源和其他热电余能，在充分利用天然气余能的情况下，满足天然气管网正常的供气压力、温度和流量的要求，并且可以进一步降低电厂自身的发电气耗和厂用电率，实现现有资源的综合利用。
1 输气站和电站概况液化天然气(LNG)末站设计压力为9.0 MPa，目前实际进站压力为5.8～7.2 MPa(g)，天然气经调压撬减压到4.0～5.5 MPa(g)后送至城市管网，最大供气流量为100万m3/h(标准工况)，供气量占上海市城市管网约50%。
LNG末站的调压撬包括4个单元：过滤单元、计量单元、加热单元和调压单元。
电厂一期工程已建成4台40万kW级燃气-蒸汽联合循环机组，总装机容量为164.6万kW，是目前国内一次核准建成的最大规模的燃气轮机电厂，也是上海进口LNG的配套发电项目。
2 系统介绍系统从LNG末站天然气调压撬调压单元进口前接出，通过天然气透平膨胀发电机后再接至LNG末站天然气出口的下游，接入点在临港首站(城市管网)之前。
透平膨胀机及系统的设计流量为20～80万m3/h(标准工况)，可以满足LNG末站每年90%以上的运行工况需求。
膨胀机自身带100%调压旁路，主要用于满足膨胀机自身启动及故障切换的需要，以保证LNG末站供气安全及供气量的可靠性。
为满足管网入口天然气温度大于2℃的要求，膨胀机做功降温后的天然气通过海水进行加热。
项目同时配置前加热，这不仅利用了电厂内的余热，还进一步提高了膨胀机的做功能力。
天然气差压余能综合利用流程图见图1。
图1 天然气差压余能综合利用流程示意图3 与电厂系统的结合3.1 项目布置差压发电装置的主要设备均布置在厂区西北角区域内，四周设置消防环形道路，确保安全。
天然气管道(2根DN700的管道)从LNG末站调压撬预留口，即南面围墙靠近西侧接出，沿原天然气管网首站供电厂的DN800天然气管道西侧并排布置，在膨胀机装置的安装位置西侧围墙处接入电厂。
DN800循环水管从燃气轮机机组排水工作井引出，原设计沿主厂房扩建端道路一直向北至220kV升压站北围墙后向东到达差压发电装置区。
项目布置示意图见图2。
图2 项目布置示意图3.2 与机组厂用电系统的结合差压发电6 kV系统由5仓开关柜及1仓压变柜组成，其中1仓开关柜为差压发电机出口开关仓，2仓开关柜是从差压发电6 kV系统至电厂2号、4号机6 kV段的联络开关仓，将差压发电有功电能输送至电厂机组2号或4号机6 kV厂用电系统，对厂用电进行补充。
另外2仓开关柜为备用开关仓。
图3为差压发电一次接线图。
图3 差压发电一次接线图3.3 与机组杂水系统的结合电厂机组运行时锅炉排污等排放的杂水，经冷却水减温，温度控制在60 ℃左右。
电厂将该部分热水用于膨胀机的天然气前加热，被天然气冷却后的水又重新回到杂水水池。
这样的运行方式使杂水水池温度仅维持在39～43 ℃之间，可以停用原来杂水水池配套的冷却塔，为电厂进一步节省厂用电。
3.4 与机组循环水系统的结合用于膨胀机天然气后加热的海水取自电厂的排水工作井，即电厂中经机组凝汽器换热后的海水，其温度较机组入口海水温度至少高8℃，这样不仅利用了机组凝汽器热交换后得到的低品质余热，还提升了极端工况下天然气加热的空间。
另外，海水通过换热器加热天然气后，自身温度会降低，当海水换热器水侧出口温度低于机组循环水取水温度时，海水通过项目新增的循环水系统切换蝶阀，能重新并入机组循环水进水母管，通过凝汽器、闭冷器系统吸收热量，降低凝汽器真空，增加机组出力，减少闭式水系统厂用电能耗，实现天然气差压冷能利用。
项目与电厂系统结合流程示意图见图4。
图4 项目与电厂系统结合流程示意图为了建立这套新增的海水换热系统，电厂在已有构筑物上增设了2台400 kW的海水换热泵。
该泵除提供加热天然气用的循环水外，还在电厂联合循环机组全部停机备用时替代2 200 kW变频循泵运行，提供机组系统冷却水，节约大量厂用电。
4 实施难点项目属国内首创，系统配置在国际上也属罕见。
该项目在已建成电厂的设施、系统上进行建设，因此项目实施的各个阶段都困难重重。
以下对项目几个关键点进行简述。
4.1 膨胀机选型膨胀机选型需要考虑LNG末站入口压力、出口压力等因素，以及流量范围大、运行工况众多等问题。
为了使膨胀机能覆盖大部分工况，且使膨胀机的大部分运行时段都在设计工况附近，项目对LNG末站每小时的运行工况进行提取计算，研究时间跨度达一年半。
根据实际提取的数据以及膨胀机各种可能的选型配置，并考虑经济性，最终确定了配置1台膨胀机的方案，其设计范围可以满足LNG末站每年90%以上的运行工况需求。
4.2 调压旁路设计调压旁路的作用是在膨胀机启停和故障情况下，替代膨胀机来供应管网所需的天然气。
它必须具备调压、调流、下游超压快速切断的功能，并要求与膨胀机之间能够迅速切换而不对后续管网压力造成扰动。
为了实现这些功能，项目创造性地配置了可以远程进行压力整定的天然气调压阀，并对调压功能和调流功能设置了合理的逻辑，这样可以实现调压调流，以及与膨胀机之间的迅速切换。
4.3 加热方案项目从成本投入、可行性、节能效益等各方面对以下方案进行了计算比较：水浴炉加热、电加热、余热锅炉排烟加热、余热锅炉给水抽头加热[2]、余热锅炉排放热水加热、海水加热[3]、热泵、制冰。
最终确定了将电厂杂水用于膨胀机的前加热，海水用于膨胀机的后加热的方案。
这个组合方案不仅利用了电厂的余热，而且还可以将天然气的冷能回收再利用，增加机组的出力。
4.4 海水换热泵选型及安装由于项目是在已建设完成的电厂设施上进行的，因此再增加海水取用泵难度非常大。
项目考虑了电厂机组循环水泵入口、虹吸井、排水井安装的可能性，并对泵的选用形式进行了反复比较，目的在于尽可能减少项目实施对电厂机组正常运行的影响和施工量对已有构筑的影响，减少成本的投入，增加今后检修的便利性。
最后决定将海水换热泵布置在排水井处，并采用潜水泵的形式，同时对泵的安装、固定、防水流扰动、检修方式等做了考虑和设计。
5 应用实际情况5.1 膨胀机跳闸对天然气管网供气压力的影响项目首先要保证城市管网的供气安全。
最极端的工况是膨胀机跳闸，需要确认膨胀机入口紧急切断阀(ESV)切断的情况下，旁路是否可以及时动作开启，不对下游管线输气压力和流量产生影响。
为此进行了膨胀机甩负荷试验。
甩负荷的试验值见表1。
表1 膨胀机甩负荷试验值参数数值跳闸前膨胀机发电功率/kW4960跳闸前膨胀机进气流量/(万m3·h-1)72跳闸前膨胀机出口压力/MPa(g)4.64跳闸后膨胀机出口压力/MPa(g)4.45IGV开度(%)73发电机最高转速/(r·min-1)3520影响时间/s20注:发电机允许最高转速为3600r/min,持续时间1min试验工况已经接近膨胀机的最大负荷工况，膨胀发电机组甩负荷后，膨胀机出口压力变动仅为0.09 MPa，整体的影响时间也仅为20 s。
这表明，系统设计合理，控制响应迅速，完全可以保证城市管网的供气安全。
5.2 膨胀机发电量据2017年7月1日至9月30日实际运行数据统计，膨胀发电机组总计发电408.17万kW·h，预计年发电可达1 400万kW·h，综合厂用电率可下降0.592个百分点。
表2是膨胀发电机组投运前后的比较数据。
表2 投运膨胀发电机组前后综合厂用电率比较日期机组发电量/(万kW·h)综合厂用电率(%)机组运行情况机组运行平均负荷率(%)2016年11月27日02.22仅3号机组运行82.282017年12月2日7.1671.52仅3号机组运行82.065.3 杂水换热器利用机组余能的节能效果杂水换热器可以使膨胀机入口前温度提高1～3 ℃。
杂水换热器加热效果实际数据见表3。
膨胀机入口天然气温度的提高也意味着可以进一步提高膨胀机做功的发电量。
表3 杂水换热器加热效果实际数据天然气流量(标准工况)/(万m3·h-1)天然气侧水侧入口温度/℃出口温度/℃入口温度/℃出口温度/℃801920.03320401820.84021换热降低了电厂杂水池的水温，使原先的杂水冷却塔停用，这能够进一步节能，年节电15.6万kW·h。
5.4 海水换热器输气管线上的节能效果海水换热器使换热器出口天然气温度与海水温度接近，远远超过下游管线提出的天然气温度至少2 ℃的要求。
海水换热器加热效果实际数据见表4。
表4 海水换热器加热效果实际数据天然气流量(标准工况)/(万m3·h-1)天然气侧水侧入口温度/℃出口温度/℃入口温度/℃出口温度/℃682.823.224.221.731-16.017.718.215.6注:上述工况海水换热器均未全流量通水环境热源的利用减少了上游LNG末站和下游天然气管网在冬季投运水浴炉的天然气量。
仅以LNG末站为例，每年冬季用于加热天然气的水浴炉自用耗气量就达到50万m3(标准工况)。
而随着海水换热器的投运，LNG末站的水浴炉基本可以停用，因此节能减排效益非常显著。
5.5 配套海水换热泵的节能效果根据实际使用情况统计，海水换热泵投运带来的循环水运行方式的改变使年厂用电率下降了0.14个百分点，节电可达352.12万kW·h。
表5是实际海水换热泵投运对综合厂用电率的影响比较。
表5 海水换热泵投运前后对综合厂用电率的影响比较海水换热泵投运前综合厂用电率海水换热泵投运后综合厂用电率2015年1月2.29%2017年1月1.90%2015年2月2.19%2017年2月2.04%2015年3月2.18%2017年3月1.99%2015年4月2.37%2016年4月2.15%2015年5月2.21%2016年5月2.01%2015年12月2.24%2016年12月1.91%注:海水换热泵自2016年4月正式投运;2016年7月至11月,由于通往本项目的海水管道施工,该系统暂时停止投运;2017年4月,膨胀机并网调试试运6 结论本文通过介绍国内首个利用天然气输气管线中的压力差，并结合电厂自身资源进行综合余能利用，降低电厂自身发电气耗和综合厂用电率的项目，得到如下结论：1)膨胀发电机组完全可以替代原有的调压站实现天然气管网调压、调流模式下的安全稳定输气；2)天然气差压余能利用可以与电厂或周边其他资源结合，实现能源的综合利用；3)本文介绍的项目年节电量至少为1 700万kW·h，电厂的综合厂用电率可下降0.592个百分点，年节气量至少50万m3(标准工况)。