1快速切断功能
快速切断功能主要出于安全考虑，当燃气轮机电厂厂区内发生火险，就需要快速切断天然气来源。目前各燃机电厂*流行的配置就是在天然气进入厂区的入口处，安装一个火警切断阀门，该阀门一般都选用气力驱动或者电驱动，以实现远程控制，且阀门的切断时间不能太长，一般要求少于10s.现在一般电厂都采用压缩空气驱动，可利用电厂原有的压缩空气气源。
2过滤功能
天然气中的大固体颗粒进入燃气轮机透平，将直接损伤透平叶片，小颗粒也会对燃气轮机的通流部分造成磨损，并划伤沿途阀门设备的密封面，造成设备密封性下降。天然气中掺杂的液滴会引起燃气轮机燃烧的不稳定，损坏设备。因此，天然气在进入燃气轮机燃烧室之前，必须进行过滤，要除去所有的大颗粒（>10m），液滴以及绝大部分的小固体颗粒（<10m）和小液滴。目前主要有3种过滤设备可供选择。
2.1旋风分离器
旋风分离器采用了重力分离原理，当气流从进口导管进入过滤器筒体后，对壳体表面或滤芯支架的冲击力使得气体降速，受重力影响较大的固体颗粒就被分离出来了。
旋风分离器的过滤精度比较低，是否有必要在天然气系统上配置旋风分离器，应根据天然气的清洁度以及旋风分离器上游管道的长度而定。
对于相对比较洁净的天然气，如液化天然气（LNG），其本身所含的大颗粒物质几乎微乎其微，可以考虑不设置旋风分离器。而对于海上油田伴生气之类相对来说不是很洁净的，并且在供给电厂之前也未经过处理的天然气，则有必要设置旋风分离器。
旋风分离器的配置可以有两种方式：一种是设置2台，每台前后均设置隔离阀门，一开一备，这样设置的可靠性高，当1台旋风分离器发生故障的时候可以在线切换到另外1台旋风分离器，但成本较高，经济性差；另一种是目前主流的配置，即设置单台旋风分离器，然后再加个旁路系统，当旋风分离器故障时，可以选择让天然气从旁路直接流过。
从目前大多数燃气轮机电厂的运行情况来看，设置1台旋风分离器外加一个旁路是比较合理的做法，这是因为大多数电厂在投运初期的天然气比较脏，旋风过滤器运行一段时间后，天然气的洁净度提高，选择走旁路，这样既可以减少天然气经过旋风分离器所带来的压损，也可以减少对旋风分离器的损耗，运行方式比较灵活多变，可适合不同的气源条件。
旋风分离器一般设置在所有过滤器的*上游，其功能只是过滤掉大颗粒，但光靠旋风分离器处理的天然气，其洁净度是无法满足燃气轮机要求的。
2.2粗过滤分离器
粗过滤分离器的过滤精度相对旋风分离器要高很多。
粗过滤分离器由2级组成：第1级由若干只可更换的和可清洗的过滤元件组成，其过滤元件的类型和精度需要根据工作条件选择，目的是除去*小的固体颗粒，并凝聚雾状物使其在第2级叶片式分离器中被*大限度地除去；第2级利用叶片分离原理，除去天然气中的液体颗粒。目前一般的粗过滤分离器可以过滤掉系统中99.99%的大于5m的固体颗粒和液滴。
粗过滤分离器是整个天然气处理系统中比较重要的一个处理环节，它将过滤掉天然气中大部分的微小固体颗粒和液滴，大大减轻下游过滤设备的负担，在众多的燃气轮机电厂中，粗过滤分离器大都采用一开一备的配置。
2.3精过滤器
过滤过程也可以分为两级：天然气先经过第1级旋风分离，除去较大的颗粒；天然气进入第2级后，由过滤精度0.3m的聚积式滤芯可以把气体中的大于0.3m的固体颗粒除掉99.99%，大于0.3m的液体颗粒除掉99.5%，经过精过滤器过滤的天然气基本上符合目前所有燃气轮机对于天然气进气过滤标准。
精过滤器上装有液位计，差压计等仪表，信号一般都直接接入燃气轮机控制系统，可以在线监测过滤器内的聚液情况和滤芯两侧的压差。
精过滤器一般都采用2台，一开一备的配置方案。
以上3种过滤器在目前的燃气轮机电厂里都比较常见，旋风分离器可以不设置，也可以设置1台或2台。粗过滤分离器则一般都按2台进行设置，但在供气洁净度较高的情况下为降低成本也可舍弃；而精过滤器则是必须设置的，因为它是天然气品质的*终保障。一般过滤器的信号都直接接入燃气轮机本体的控制系统。
3压力调节功能
不同的燃气轮机对于天然气压力的要求有很大的区别，但一个共同点就是所有的燃气轮机都需要有一个稳定的压力，其压力波动范围不能太大。以GE公司生产的9E燃气轮机为例，其对天然气的压力要求为1.86~2.64MPa，压力变化范围1%，变化速率0.25%/s，瞬间*大变化值1%/s.如果气源的压力高于燃气轮机要求的进气压力，则需要在天然气处理系统上设置减压装置，反之，则需要设置增压装置。
3.1减压站
减压站的功能就是把供入天然气的压力减到燃气轮机要求的进气压力。减压站的设计方案主要有3种：单元制设计，母管制设计和混合制设计。
3.1.1单元制
单元制调压系统.每台燃气轮机采用两路调压，分主路和辅路，一开一备，每条调压管路流程是由紧急切断阀带监控器，调压器按照从上游至下游的顺序，串联在一起组成的安全，监控式调压系统。正常情况下，紧急切断和监控器处于全开位置，由调压器对下游压力进行控制。当调压器出现故障，无法控制下游压力时，监控器开始工作，以维持下游压力的安全范围；或至少保持处于当前位置状态或全开状态。
监控器和紧急切断阀为失效关闭型，出现故障时处于全关位置。若监控器也出现故障，不能控制下游压力时，则紧急切断阀自动切断气源，以保证下游管道和设备的安全。当工作调压管路切断时，应能自动切换至备用路，备用路调压器自动投入工作。在管路切换过程中，调压器出口压力波动不能超过燃气轮机入口分界点对天然气压力波动范围的要求。
3.1.2母管制
母管制调压系统.2台或多台燃气轮机共用两路调压，分主路和备用路，其他和单元制类似。
3.1.3混合制
各台燃气轮机公用一路备用路，其他的和单元制类似.
3种方案各有利弊，单元制的优点是冗余度高，运行可靠，缺点是成本高；母管制则刚好相反；混合制的可靠性和经济性都介于两者之间。
3.2增压站
增压站的功能就是把供气压力增至燃气轮机要求的进气压力。天然气压缩机有离心式和活塞式。
离心式压缩机的优点是输出压力稳定，运行可靠，噪声较活塞式压缩机低，技术先进，维护保养方便；而缺点是成本昂贵，对于某一台特定的离心式压缩机，其压力调节范围受到压比的严格限制，可调范围小。例如在工程上，有时需要在离心式压缩机上加一路减压装置，把进口的压力调低到一定的值，然后再通过压缩机压缩，才能满足燃气轮机的进气要求。
活塞式压缩机的优点是压力调节范围大，成本低；缺点是噪声大，相对离心式压缩机来说压力输出欠稳定，不过一般也能满足燃气轮机的进气压力波动要求。
这两种压缩机目前在燃气轮机电厂都应用很广，对于成本控制较严的电厂，可能会选择活塞式压缩机，而对于运行可靠性和稳定性有着更高追求的燃气轮机电厂来说，离心式压缩机则是*好的选择。
由于价格昂贵，天然气压缩机一般都不设备用。
4温度调节功能
4.1加热如果气源的压力比较高，则天然气经过调压站减压后温度一般比较低，不能满足燃气轮机规范对于天然气的要求（一般燃气轮机对于天然气的温度要求高于露点温度28℃以上，而经调压站出来后的天然气的温度则可能低于0℃），因而必须对天然气进行加热。
比较普遍使用的加热器有热水加热器，蒸汽加热器和电加热器等。
热水加热器的优点是加热稳定，可调性好。
热水加热器的形式可以有多种，一般较多采用管壳式。热水的水源可以取自燃气轮机外循环冷却水的回水，这样可以提高整个电厂的效率。热水加热器由于受限于燃气轮机循环冷却水回水的温度，一般只能将天然气加热到30℃以下。
蒸汽加热器的加热介质可来自电厂自备的小锅炉，也可取自余热锅炉，一般也采用管壳式。
蒸汽加热器可以把天然气加热到比较高的温度，如50℃。
电加热器在工程上运用得比较少，主要是运行安全性相对较低，并且电加热器的投运将使得厂用电率升高。
目前工程中比较合理的配置有：
（1）方案A，1台蒸汽加热器和1台热水加热器串联，每台加热器均设置旁路,在实际运行过程中，一般只投入热水加热器，但当冬季环境温度较低，燃气轮机刚开始启动，循环冷却水的温度还没升高到足以把天然气加热到需要的温度，或当热水加热器故障时，需要投运蒸汽加热器。
（2）方案B，2台热水加热器并联，一开一备，而在热水管道上再设置一路蒸汽加热器，当热水温度不够时，用来加热热水，在蒸汽锅炉离加热器模块比较远，蒸汽管道布置不方便时，可以采用这种方案。
方案的选择要根据整个电厂的设备布置情况而定，相对来说，方案A比较经济合理，方案B更加可靠，投资费用相对也高。
4.2冷却
如果气源的压力比较低，天然气经过压缩机压缩后温度一般比较高并需要经过冷却。一般压缩机本体都带有冷却器，但只能冷却到100℃左右，还需要用专门的冷却器将天然气冷却到约50℃。
冷却器一般采用水冷却，并采用一开一备布置。
5结语
燃气轮机的天然气系统配置需要根据气源状况和整个燃气轮机电厂的具体情况而定，才能作出一个*合理的选择。
