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海水换热器在天然气调压站中的运用
作者:深圳能源集团东部电厂 练力    来源:E网燃气
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冷冻机/热交换设备展厅
冷却塔, 冷凝器, 冷却器, 蒸发器, 集热器, ...
一、东部电厂及天然气调压站概况

深圳市东部电厂是广东省LNG接收站的下游用户,厂址位于深圳市东部、大鹏湾东北岸的秤头角,与LNG接收站毗邻。电厂规划容量为9×350MW级燃气-蒸汽联合循环机组,一期先建设3×350MW级燃气-蒸汽联合循环机组,其中燃气轮机为三菱-东方生产的M701F。

其中LNG接收站提供至东部电厂厂区接口处的天然气参数如下:

1)天然气入口压力:5.5MPa(g),不低于5.3MPa(g),不高于5.9MPa(g)
2)天然气入口温度:不低于-8℃,不高于38℃

三菱M701F燃气轮机前置模块入口天然气的参数要求:

1)设计压力:3.65±0.15MPa(g)。
2)设计温度:15℃,最低工作温度不小于5℃,最高不大于45℃。
3)燃机满负荷运行时最大燃料消耗量(每台燃机):67000Nm3/h

在二者之间设计天然气调压站,在电厂各种运行工况下,将来自上游供气管道的天然气降压及稳压,使天然气在所要求的压力、温度和流量下连续输入下游燃气轮机天然气前置模块及启动锅炉燃料入口处。调压站内系统设计和成套设备供货都是上海飞奥燃气设备有限公司,总体设计方为华北电力设计院。

正常情况下,LNG接收站提供至东部电厂的天然气温度在-8℃~0℃之间,加上考虑到焦耳-汤普森效应,天然气经过调压站时压力的降低会导致其温度降低(实际工程条件下大约降低10℃),显然无法满足燃机前置模块入口的温度需要,调压站内须设计相应的加热单元。

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图1、天然气调压站工作流程示意图

二、几种天然气加热方案简介

1)在最初的设计中,设计方华北电力设计院和供货商上海飞奥燃气设备有限公司倾向于采用全水浴炉加热方案:在加热单元配置两台直燃式水浴炉,每台水浴炉按总流量的65%选型,一用一备;同时为了更加灵活、可靠的控制温度,再配置一条全流量的旁通路。

从回避设计和运行风险的角度出发,全水浴炉加热方案是稳妥的选择:国内有相关工程的可靠经验,技术方案的具体细节也容易理解;但是另一方面,用水浴炉加热天然气相当浪费:既没有利用低温天然气作为冷源的潜在效益,又白白消耗了加热用的天然气燃料,是典型的高能耗的工业设计方案。

2)考虑到东部电厂厂址在海边,如果可以利用海水来加热天然气,其过程只是单纯的换热并无任何排放,对环境的影响很小,从环保的角度分析是最佳的选择。另一个有利条件是:在整个电厂的热力系统中,联合循环中的蒸汽轮机凝汽器需要大量的海水作为冷源,为此电厂已经设计并建设了海水循环水系统,采用此方案不必直接从海边取水。

但是采用海水加热天然气的方案面临着不少的困难和风险:国内并没有相关的工程经验,国外运用的业绩也不多;并且,东部电厂工程中天然气的压力高达5.5MPa(g),换热器的设计和制造相当困难,国内与国外都少见如此高压力等级海水换热器的工程运用实例。另外,可以预见高技术要求必然带来高昂的设备初投资,是否可行还需要对方案进行技术经济分析。

3)从电厂热力系统中抽取蒸汽进行加热。此方案面临三个不利因素:

1、增加抽汽管道和设备将使电厂热力系统复杂化,对主机系统的运行有影响;
2、电厂满负荷时需要加热的天然气高达3×67000Nm3/h,电厂热力系统很难提供足够的加热蒸汽量,可行性不高。
3、能耗和水浴炉方案类似,浪费大并且不环保。

4)运用电加热器进行加热。方案最简单,初投资最小;但是运行能耗最高,需消耗大量宝贵的电能,电厂厂用电率将大幅升高。

三、方案的选择及技术经济比较

经过初步论证,方案3和方案4由于能耗太高、可行性不足等原因首先被排除。方案1和方案2各有优劣,以下作进一步的分析:

1)海水换热器的可行性分析

如果采用海水换热器加热天然气,海水取水最佳位置是凝汽器出口。在汽轮机额定负荷工况下,海水经过凝汽器大约有+6℃~+8℃的温升,下表是全年的海水温度情况。

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注:1. 凝汽器进出口海水温升暂按6℃考虑。
2. 在最恶劣工况下,海水换热器取水口的水温为海水表层水温。
3.考虑到实际工程的可行性,海水换热器的端差不宜取太小,可以按7℃来设计,其换热器对数平均温差相应为15℃左右。
4.初步测算的结果,满负荷时需要加热的天然气量达3×67000Nm3/h时,需要加热的海水流量最大不超过600 T/H;在额定工况下,通过单机凝汽器的海水量就已达23823 T/H,完全够用。
5.在海水入口平均温度为30℃的条件下,可以实现天然气+22℃的温升;即使在最恶劣的温度条件下天然气出口温度也不会低于5℃,可以满足燃气轮机安全运行对天然气入口温度的要求。

综上所述,采用海水换热器后无须增加其它的加热设备即可完全满足系统的要求。

2)两种方案的技术经济比较

为了使对比简单清楚,不考虑燃机启停时的工况,只考虑全厂三台燃机满负荷运行时的工况:

表2、两种加热方案的能耗对比
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注:表2中天然气燃料费的计算基于LNG的供气合同价,现天然气市场价已经远高于东部一期的供气合同价。

1.经过测算,和全水浴炉方案相比,采用海水换热器方案设备初投资将增加700万元左右。

根据上表数据,和全水浴炉方案相比,采用海水换热器方案年节省能源费用为:

1778560元-229600元=1548960元≈155万元/年

采用海水换热器方案静态投资回收期:700/155≈4.5年

由于现在天然气市场价格已经大幅上涨,廉价能源的时代不会再现,4.5年的投资回收期是最保守的估计。

2.考虑到东部电厂一期25年的设计运行时间,在整个寿命期内节约能源费用:

155万元/年×25年≈3875万元

节约成本:3875万元—700万元≈3175万元

同样,3175万元的成本节约已经是最保守的数据。

3.从环保的角度考虑,采用海水换热器方案明显减少了CO2的排放,并减轻了电厂运行对环境的影响。

在电厂寿命期内CO2减排总量:2541吨/年×25年≈6.35万吨

天然气低位发热量:40207KJ/Nm3,在电厂寿命期内向环境减少释放热量:

1270400Nm3/年×25年×40207KJ/Nm3≈1.28×1012KJ

因此,从经济效益和环境保护两方面来考虑,海水换热器方案都是最佳的选择。

3)系统可靠性的考虑

从电厂经济效益的角度出发,首先应该保证的是连续发电,停运造成的损失远远超过设备的投资。由于调压站系统故障容易导致全厂停机的事故,如何保证系统和设备的可靠性成为设计方和运行方优先考虑的问题。

水浴炉加热的方案由于相关经验较为成熟,又有相当多的业绩支持,是所有方案中技术风险最小的;同时采用水浴炉加热在最极端的天气情况下也可以保证燃机入口天然气温度保持在15℃,对燃机设备的安全和燃烧效率提供了可靠的保证。

综合考虑各种方案的利弊之后,东部电厂选择了折衷的方案:以海水加热器为运行主设备,而水浴炉作为备用设备。增加部分设备初投资,在经济效益、环保效益和系统可靠性之间取得平衡。

4)海水换热器的选型

由于缺乏经验,海水换热器的选型必需参考其它工程应用的实例。下表的工程实例代表了两种典型的海水加热器设计方式:

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由于东部电厂厂址面积相对较小,采用占地面积大的开架式海水气化器ORV几乎不可能,现实的选择是采用管壳式换热器,并作好相应的风险防范措施。

管壳式换热器换热空间狭小,存在两大运行风险:

1.海水侧结垢导致传热效率大幅降低。
2.海水断流导致换热器内部结冰。

上海飞奥燃气设备有限公司在系统设计时采取的针对性措施:

1.海水管侧流动,NG壳侧流动。换热管采用直管,便于清理。
2.在换热器NG的流道上设置紧急切断阀和紧急排放阀,在海水断流时切断冷源。

四、东部电厂一期天然气调压站加热单元介绍

1)海水换热器设备简单介绍

调压站加热单元设置2台天然气-海水换热器,每台换热器的设计热负荷为全厂天然气总热负荷的65%,通流能力为全厂天然气流量的100%。并联布置。正常运行时,2台换热器同时投入运行,满足燃机入口温度15℃的要求;当1台换热器故障或检修时,另1台换热器满负荷运行(水浴炉不投运),满足燃机入口温度大于5℃。加热器型式为管壳式换热器,型号RQ202950Z/Z+M+D。

2)调压站加热单元系统介绍

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图2、加热单元系统图

调压站加热单元设置1台水浴炉,加热容量为全厂最大设计天然气加热负荷的35%,通流量为全厂所需天然气量的100%。水浴炉为型号SC-1-GAO-1400/10-Q的快装式火管热水锅炉,具有体积小启动快的特点。在启动炉不投运时,天然气可通过旁路直接进入气体清洁单元。

每台换热器的天然气侧和海水侧都可以与系统隔离,因此天然气管路不再增设旁路。

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图3、设备布置图

由布置图上可以看出,加热器海水取水口位于电厂循环水3号虹吸井旁边,共设置3台容量为370 t/h,扬程为22 mH2O的海水升压泵。

五、实际运行情况和潜在风险

1)实际运行情况

东部电厂天然气调压站于2006年8月调试完成,至今一直稳定运行。其天然气加热单元的水浴炉一直没有必要投运,仅靠海水加热器就可以完全满足天然气升温的要求。

下图是2007年1月运行中的海水换热器天然气出口、入口的温度情况。可以看出在平均海水温度最低的一月份,天然气经过海水加热器升温后其温度不会低于15℃,保证在设计最佳工况点。

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图4、海水换热器工作温度曲线

2)潜在风险和改进措施

上游的大鹏LNG接收站提供到东部电厂入口的天然气温度没有出现低于5℃的情况,因此海水换热器实际上没有真正面对过低温的考验。如果上游大鹏LNG接收站的开架式海水气化器ORV出现效率下降的情况,调压站前的天然气温度可能降到海水冰点以下,此时海水换热器内部结冰的风险不容忽视。

实际运行中对海水换热器内部海水的流动检测发现,单台海水泵运行工况下上部换热管海水并未充满,出现真空。此时上部换热管海水侧的情况类似于部分断流,在天然气温度很低的时候出现结冰的可能性大大增加。经设计院专家分析,出现这种现象的原因有两个:

1、管道内海水流速过快出现虹吸现象。
2、海水管道管径选择太大,在正常流量和流速下管道无法充满。

应对措施:

1、增加管道流阻,降低海水流速;实际在海水排水管道上增加阀门节流,效果明显。
2、加大海水泵的流量设计,产生足够的淹没流量;目前正准备换更大流量的泵。

六、结束语

利用海水对LNG和NG进行加热,可以带来显著的环保效益和经济效益,是一项值得大力推广的节能技术。深圳东部电厂一期工程率先在国内成功运用管壳式海水换热器对高压NG进行加热升温,为此项技术在国内的推广积累了初步的设计经验和运行数据。实践证明管壳式海水换热器的可靠性不比水浴炉差,技术推广的主要瓶颈在于换热器本体设备高难度的制造技术水平。另一方面,由于引入了海水系统使得天然气调压站的系统复杂程度增加,带来了设备初投资的大幅上升和潜在运行风险的复杂化,对调压站的基建和运行提出了更高的要求。

参考文献:
[1]上海飞奥.《天然气调压站技术卷》2005年1月.(end)
文章内容仅供参考 (投稿) (如果您是本文作者,请点击此处) (5/6/2010)
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佳工网友 龚培扬 (Email) 于6/13/2012 1:19:00 PM评论说:
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