大型天然气增压机进水案例分析

俞立凡

（杭州华电半山发电有限公司， 杭州 310015）

大型天然气增压机进水案例分析

俞立凡

（杭州华电半山发电有限公司， 杭州 310015）

介绍了 PG9171E 燃机对天然气品质的要求及天然气调压站系统的工艺流程， 分析了天然气增压机进水的原因和处理对策。

天然气；增压机；进水；处理

0 引言

天然气是一种高效优质的清洁能源，随着“西气东输”、 “川气东输”等工程逐步投入使用，各地兴建了一批以天然气为燃料的燃机发电厂。有些发电厂是以城市天然气环网供气，天然气压力较低且变化幅度大，需要采用增压机来满足燃机需要。

目前，由于大型天然气增压机基本依赖进口且价格昂贵。所以，各燃机电厂对大型增压机系统的运行、维护都特别重视，下面分析一起罕见的增压机进水案例，供参考。

1 调压站系统

某发电厂 1 台 PG9171E 燃机组成的燃气-蒸汽联合循环机组，燃料为天然气，由城市高压管道向电厂供气， 来气压力为 0.6 ～ 1.6MPa。

PG9171E 燃机对天然气品质要求如下：

（1）工作压力： 2.52～2.59 MPa。

（2）工作温度： 比碳氢物及水的露点温度高28℃以上。

（3）在天然气温度＜15℃、 滤芯阻力＜2 500 Pa情况下，调压站系统出口天然气过滤性能应达到的要求为 0.3 μm 直径以上固体颗粒过滤效率为99.99%， 所有 0.3 μm 直径以上液体颗粒过滤效率为 99.5%。

天然气调压站系统的工艺流程为：

进厂天然气→紧急切断单元→分离单元 （粗滤）→过滤单元（精滤）→计量单元（超声波计量）→稳压单元（进口稳压罐）→离心式增压模块（增压机）→出口稳压单元 （出口稳压罐）→燃机前置供气模块，图1为系统图。

系统中包括 1 套增压机， 满足 1 台燃机 110%用气量要求。为了对各设备的排污与安全放散进行集中处理， 还配置了集污模块（集污罐）与放散塔，方便对各设备的排污与放散进行收集处理。

2 增压机进水故障

某日燃机启动后 1 h，由于天然气增压机跳闸，燃机手动紧急停机。分析增压机报警信息可知，增压机的2级密封部分可能存在问题。

图1 天然气调压站系统

拆开与2级密封测量相关的信号管，发现管内有水、汽。进一步检查发现：天然气增压机管道、进口缓冲罐、出口消音器、出口缓冲罐、增压机的高低压冷却器气侧有大量积水；但进口的粗滤、精滤、集污模块液位正常。因此判断天然气增压机已经进水，需要解体检查。

天然气增压机解体检查后发现，大部分机件虽然承受了水冲击，但未损坏，仅受到水浸泡，有铁锈的痕迹等。

其中，2级干气密封间隙偏大，但没有发现龟裂缝；3级叶轮表面有擦痕，但手摸无异感，如图2所示，为了确保安全，返厂检查平衡。全部清理后回装，运行情况恢复正常。

图2 3级叶轮表面的擦痕

3 原因分析

由于天然气调压站系统内大量积水，首先判断天然气增压机系统高压、低压换热器可能泄漏。隔离其气侧进、出口阀，水侧继续通水，水压试验 6 h后， 气侧没有水流出，说明换热器正常，无泄漏。因此判断积水的水源可能来自天然气。

天然气主要由烷烃类气体、硫化氢、二氧化碳、氮气、水蒸气及部分稀有气体组成，其成分及参数见表1（城市管网的首站出口参数）。 由于该增压机累计天然气消耗 90 万 m3（标况下）。 按含水量100%凝结计算，凝结水量为 1 005.75 kg， 而从管道、缓冲罐放出的水量总计远大于此，且含在天然气中的水也不可能 100%凝结， 还有部分以饱和水蒸汽的形式混合在天然气中直接进入燃机。

表1 天然气成分及参数（标况下）

天然气如带液态水，必定会在调压站进口的粗滤、精滤、集污模块的液位中反映出来，但显示均正常，因此天然气没有直接带液态水。

另外的可能是：天然气带饱和水蒸汽。因为管道的低洼处积水挥发，使天然气的含水量超标，由于是气态的饱和水蒸汽，无法在粗滤、精滤中分离。

而离心式压缩机是通过高速旋转的叶轮对气体做功，然后流入扩压器，使速度能转化为压力能。其间由于气体在压缩过程中温度升高，高温下气体压缩功耗增大，为了减少功耗，离心式压缩机在压缩过程中采用外置式中间冷却器（低压）对天然气进行冷却，再经吸气室进入下一级压缩，进一步冷却、输出。

天然气被压缩后，气体中的部分非饱和水被压缩成游离状，气体中无法排出的非饱和水和部分游离水会在低压、高压冷却器内因降温而凝结。进入燃机前的管道因为较长，且裸露在外，经增压机加压后的天然气会在管道、容器中继续冷却降温，其中的饱和水因此会进一步凝结。

增压机采用制氮机自制的氮气密封，氮气中的含水量高，也会影响天然气的含水量指标。但本次检查制氮机疏水系统均正常，氮气的正常含水量不至于产生大量的凝结水。

因此，积水的形成主要是由于天然气进口输送管道干燥不够，低洼处积水在天然气中挥发，使得天然气的含水量严重超标。

4 对策及建议

4.1 完善调压站系统排污系统

根据图1所示，原增压机的高、低压冷却器气侧有排污口，但用堵板封住了，这是一个设计漏洞。因为天然气中的水、重烃类在增压机加压、降温后会有部分凝结在高、低压换热器及进、出口缓冲罐中，并逐渐积聚，在这些容器中应该设置液位计并有排放措施。现临时各增设2个手动排污阀，在液位计到位前先排地，待加装液位计后，再将排地改排集污罐。

另外，出口缓冲罐排污增加1个二次阀，进口缓冲罐原有排地管道暂不改造，两者的排污也临时排地，待加装了液位计后，再将排地改排集污罐。

排污操作要定时进行，且为安全起见，规定1人操作，1人监护。另外，为便于排放物的扩散，要求各设备的排污最好能错时进行。

4.2 天然气管道放尽剩水

如果管道中积水，会增加天然气中水的含量，容易造成设备损坏；含水的天然气在一定的压力和温度下，还会形成水合物。这种水合物是一种类似 于 冰 或 雪 的 物 质 ， 密 度 为 0.88～0.90 g/cm3，一般在 35℃以下就有可能形成。 一旦形成后会减少管道的流通面积，产生节流，加速水合物的进一步产生。水合物不仅可能导致管道堵塞，也会造成输气不畅甚至引起更大危害。

4.3 加强运行分析

增压机工况发生变化时，运行参数也会发生变化，但变化比较缓慢时，仅从当天的数据中很难看出异样，必须与历史数据对比，才能发现异常。

天然气调压站采用先降压再增压的方式，先减压会在减压阀和管路中产生制冷效应，天然气中的饱和水因此凝结出水，疏水一般在各过滤器的疏水器中排放，但增压机的换热器中仍会有部分凝结物产生，要注意监控。

另外，建议天然气增压机生产企业考虑增设“进水保护”或“天然气含水（气态）量大”告警。

5 结语

天然气增压机是燃气发电厂的重要设备，增压机生产企业对产品运行的监控、保护措施应更加完善；设计单位也应考虑全面，避免设计漏洞；运行单位对存在的问题要及时整改。

当天然气增压机跳闸时，在 PG9171E 燃机轻载（约 10 MW 以下）情况下， 如在 1 min 内选择停机，由于有天然气缓冲罐、管道等的蓄存，燃机可以正常停机，这样可以避免跳机熄火对设备的热冲击及对寿命的影响。

[1]胡 玉 清.燃 机 电 厂 天 然 气 增 压 系 统 的 选 择[J].电 力 设计，2008，（5）∶61-64.

[2]刘宝玉，郝敏，陈保东.长输管道内天然气最大允许含水 量 的 预 测[J].石 油 化 工 高 等 学 校 学 报 ，2004，17（2）∶75.

（本文编辑：徐 晗）

Case Analysis of Large-scale Natural Gas Booster W ater Intrusion

YU Li-fan
（Hangzhou Huadian Banshan Power Generation Co.Ltd.， Hangzhou 310015，China）

This paper introduces the nature gas quality requirement for PG9171E gas turbine and the technological process of the natural gas regulator station,analyzes the reasons and countermeasures of water intrusion in natural gas booster.

natural gas； booster； water intrusion； treatment

TM611.3

：B

： 1007-1881（2010）07-0039-03

2009-11-30

俞立凡（1965-）， 男， 浙江杭州人， 工程师， 从事燃机运行管理工作。