双管换热器在天然气调压站中的应用研究

金向阳，潘华引，潜纪儒，李硕平，许 平

（1.华电江东热电有限公司，杭州 310018；2.浙江省电力设计院，杭州 310012）

双管换热器在天然气调压站中的应用研究

金向阳1，潘华引2，潜纪儒2，李硕平2，许 平2

（1.华电江东热电有限公司，杭州 310018；2.浙江省电力设计院，杭州 310012）

以沿海某燃气轮机电厂油改气工程实施为契机，对调压站天然气露点加热系统进行比选，通过工艺的优化设计和新技术、新产品的应用，采用了蒸汽直接加热系统的技术方案。该方案采用双管式热交换器，以厂内辅汽系统蒸汽对过滤后的天然气直接加热，在保证加热后天然气温度满足露点过热度要求的前提下，比起蒸汽间接加热，简化了系统，减少了场地占用，降低了后期设备运行费用。工程竣工投产后，该系统运行情况良好，达到设计要求，对于同类型电厂改造甚至新建具有一定的借鉴推广价值。

燃气轮机；天然气调压站；蒸汽直接加热；双管换热器

随着环境压力的越来越大，近年来燃气轮机联合循环机组以其整体循环效率高、污染小、占地少、建设周期短，运行灵活等优点在我国得到迅速发展，特别是电价承受能力较高的沿海长三角以及珠三角地区。在相关地方审批政策的进一步支持下，许多大型燃气轮机联合循环电厂已经建成投产，还有相当部分正在规划和建设中。

天然气调压站是燃气轮机联合循环电厂的重要组成部分之一，它是天然气的主要处理系统，主要有降压、稳压，清除天然气中的杂质以及保护下游管道和燃烧设备安全的作用，直接影响到燃气轮机联合循环机组运行的可靠性和经济性。一般来说，考虑到上游天然气管路的温降以及天然气调压后在焦耳-汤普森效应作用下的温降，为避免因天然气温度过低引发结露并损伤燃气轮机，燃气轮机入口天然气温度应满足一定要求［1］。因此，调压站通常需要配置天然气露点加热系统，以保证在冬季上游来气温度过低时下游燃气轮机入口处天然气温度高于烃露点和水露点，并有一定的过热度而不发生结露。

在沿海某燃气轮机电厂油改气工程实施中，采用蒸汽直接加热用于天然气调压站露点加热系统，本文现就其实施过程加热系统的优化进行分析讨论，并介绍投运后的运行情况。

1 天然气加热系统简述

对于天然气的预热，按有无加热介质需求可分为直接加热和间接加热，直接加热主要利用电能直接对天然气进行加热，间接加热主要利用高温介质对天然气进行加热，一般采用水浴炉加热器或者管壳式换热器。水浴炉加热器利用除盐水作为中间加热介质，需要少量增加全厂制水系统出力。管壳式换热器的理想加热介质为高压热水，可防止天然气串到加热介质输送系统内而引起安全隐患，通常电厂内没有合适的高压热水源，而若采用电厂内相对容易获取的辅助蒸汽（低压过热蒸汽）作为加热介质，由于天然气侧的压力通常高于辅助蒸汽的压力，则存在天然气泄漏到辅助蒸汽系统的风险，部分电厂以高压热水作为辅助蒸汽和天然气的中间换热介质，需要配置高压水泵并增加一个换热回路。

根据国内外燃气轮机电厂的设计运行经验，以上几种天然气预热方案详述如下［2－3］：

（1）水浴炉加热器

水浴炉是集热水锅炉和换热器为一体的设备，由炉本体及燃烧器等组成。它利用除盐水为中间热质传热，吸收火筒中燃烧天然气产生的热量，传递给盘管内的天然气，达到加热天然气的目的。不同型号的燃气轮机需要的天然气压力一般在2.0～3.5 MPa左右，而水浴炉燃烧器需要的天然气压力一般在0.2 MPa左右，因此还需要配置一套天然气减压单元以满足水浴炉的需求。由于天然气降压幅度大，当天然气温度过低时，无法达到水浴炉燃烧的要求，还需要配置一台电加热器，使天然气温度达到点燃水浴炉和稳定燃烧所需的温度。

（2）电加热器

电加热器内部主要采用集束式管状加热元件，利用电能直接加热天然气。天然气在有电加热管的环形空间内流动一定时间后流出加热器，在流动过程中吸收电加热管放出的热量而使温度升高，从而达到介质加热升温的目的。加热方式简单，热响应快，控温精度高，可将天然气加热到极高温度。但由于天然气调压站属于防爆区域，电加热器需要选用防爆型的，造价较高，通常较少作为调压站天然气露点加热器使用。

（3）管壳式换热器

以燃气轮机系统中产生的过热水或蒸汽为热源，通过管壳式换热器对天然气加热，按照换热器数量的不同可分为间接加热和直接加热两种方式。间接加热即考虑到天然气侧的运行压力一般高于热源介质的运行压力，为防止一定运行时间后，如因应力或者腐蚀而造成管壁或者管板焊接处的破损而导致天然气会在压差下进入热源介质，引起易燃易爆的天然气发生泄漏，采用一种安全介质作为中间回路来实现介质分离。安全介质通常采用高压水，主要系统流程见图1，低压蒸汽在蒸汽／热水换热器中加热高压循环水，加热后的高压热水再在热水／天然气换热器对天然气进行加热，显然，间接加热通常需要配置两个换热器。直接加热即不引入安全介质和中间回路，简化系统配置，主要系统流程见图2。为解决天然气加热过程中的安全问题，本文在直接加热方案中拟选用某公司双管换热器，低压蒸汽通过双管换热器对天然气直接进行加热。

2 双管换热器结构特性

天然气双管换热器内管一般采用光滑平管，减小主流流阻，外管采用不同几何形状的翅片管，加强换热，具有传热效率高、结构紧凑、适应性强的特点，剖面结构如图3所示。与单层管壁的普通热交换器的管束不同，双管安全性换热器设计双层管壁，每一端都有两个管板，两层管路各固定在不同的管板上，当两管胀接时，两层管壁之间会形成极细小的通路，用于收集和导出泄漏介质。不难发现，若安装一个压力检测装置用于测量双层管壁之间的通路的压力，可以实现对管壁破损泄漏进行报警。

由于采用了这种双层管壁结构，即使加热介质侧管壳出现了破损，天然气一侧的完整管壁仍然可以使天然气与加热介质保持隔离，系统仍然可以继续正常运行直到下一个例行检修周期的到来，通常换热面积设计留有一定余量，届时现场对发生泄漏的单元管束两端采取封堵措施，换热器便可继续运行。比起普通的管壳式换热器，避免了因设备故障停机检修而造成的经济损失。

3 换热方案比较

适加热热源的前提下，采用双管换热器对天然气进行直接加热具有技术可靠、运行维护成本低、占地面积小等特点，由于本工程在油改气过程中将对辅助锅炉进行同步改造，解决天然气加热热源问题，且厂区本身布置紧凑，新增加的调压站需要尽量压缩布置，因此天然气加热将采用双管换热器直接加热方案。

上述几种加热方案优缺点汇总如表1，在有合

4 双管换热器工程实例

本工程机组配置为2台100 MW级燃气轮发电机组、2台余热锅炉和1台100 MW级蒸汽轮机的S209E“二拖一”方式。正常工况机组燃用重油，启动用轻油。由于近年油价高企，发电成本迅速攀升，污染亦比较严重（尤其是SO2和NOx），因此考虑将原来燃用重油的燃气轮机改造为燃用天然气，原燃油辅助锅炉同步改造，并为调压站提供加热蒸汽，辅助蒸汽额定参数：1.25 MPa，194℃，天然气最大流量90 000 m3／h（标准状况下），设计温升30℃。所采用的双管换热器在调压站中作为天然气露点加热器使用，外管采用不同形状的翅片管，内管采用光滑平管，配合专用检漏开关，可以快速识别故障。整个调压站设计两台100%出力换热器，一用一备，换热面积23.99 m2，单套换热装置最大处理能力约为90 000 m3／h（标准状况下），具体参数见表2。

5 结论

综上所述，考虑到上游天然气管路的温降以及天然气调压后在焦耳-汤普森效应作用下的温降，燃气轮机电厂中的天然气调压站通常需要设置露点加热器。通常燃气轮机电厂生产过程中无合适的高压热水源作为加热介质用于加热天然气，而直接采用易于获得的低压蒸汽加热天然气存在天然气泄漏的安全隐患。双管换热器特殊的双层管壁结构，有效排除了隐患，配合专用检漏开关，可以快速识别故障，同时简化了系统，节省了占地和投资。

目前双管换热器已在沿海某燃气轮机电厂油改气工程中投运，运行情况良好，达到设计要求，今后在同类型改造工程或者新建燃机电厂中具有一定的推广价值。

参考文献：

［1］ 陈仁贵，陶月.燃气轮机进气系统结霜分析及对策［J］.热能动力工程，2005，6：647-649.

［2］ 吕小兰.燃机电厂天然气调压站配置探讨［J］.燃气轮机技术，2007（3）：6- 9.

［3］ 马国喜.燃气轮机电厂天然气调压站装置与功能分析［J］.燃气轮机技术，2011（4）：12-16.

Application Study of Double-Tube Heat Exchanger in A Natural Gas Pressure Regulating Station

JIN Xiang-yang1，PAN Hua-yin2，QIAN Ji-ru2，LIShuo-ping2，XU Ping2
（1.Huadian Jiangdong Thermal Power Co.Ltd，Hangzhou 310018，China；2.Zhejiang Electric Power Design Institute，Hangzhou 310012，China）

Based on the case study of a coastal gas turbine power plant's oil-to-gas fuel transformation，various natural gas dew point heating systems for pressure regulating station were compared，in addition，the steam directheating system was recommend as the solution via process design optimization and the application of new technologies and equipment.Compared with indirect steam heating system，this solution uses the auxiliary steam to heat the filtered natural gas with a double-tube heat exchanger，and，on the premise that the temperature of the heated natural gasmeets the dew point superheat requirements，simplifies the system，reduces occupied space and cuts operational costs.After the project is completed and put into operation，the system proves towellmeet the design requirement and run in good condition.It is believed to bear reference value for similar power plant transformation or even construction projects.

gas turbine；natural gas pressure regulating station；steam direct heating；double-tube heat exchanger

V231.3

B

1009-2889（2014）03-0069-04