联合循环发电机组调压站天然气加热方案选择与应用分析

游 健，罗玉威

（广东粤电新会发电有限公司，广东江门 529152）

1 天然气发电项目

广东省江门市新会某发电厂规划建设容量8×390 MW级天然气发电项目，本期工程建设2×450 MW F级（改进型）燃气—蒸汽联合循环热电联产机组。该项目天然气调压站紧邻广东省天然气管网崖门分输站布置。调压站到天然气前置模块管道采用部分埋地、部分架空的布置方式，其中埋地管道约180 m，架空管架约350 m。分输站提供的供气参数为4.0 MPa，冬季最低供气温度不低于0℃。

9F.05燃气轮机对天然气供气（燃机天然气前置模块流量计进口处）具体参数要求如下：最大供应压力3.79 MPa，最小供应压力3.63 MPa；温度8～60℃；单台燃机100%负荷性能保证工况下天然气流量53 860 kg/h；单台燃机100%负荷最大天然气流量（冬季工况）56 470 kg/h。

天然气压力：天然气调压站入口压力4.0 MPa，调压站出口压力3.7 MPa。

上游天然气温度：0℃（调压站入口气温，该温度是天然气降压之前的上游来气温度）。

降压过程由于汤姆森效应，天然气温度降低，按照每1 MPa降低5℃来考虑：从4.0 MPa降低到3.7 MPa，最高降温1.5℃，则降压后的天然气最低温度为-1.5℃[1-3]。

由于上游气源的影响，本工程上游交付天然气气源温度为0℃以上，经调压单元后温度还将下降1.5℃，而燃机供气分界点所需最低温度为8℃。为满足燃机的进气温度要求，调压站内需设置天然气加热单元。

2 3种加热方案

联合循环发电机组天然气调压站内的燃气加热有多种方案，结合实际情况，主要考虑凝汽器循环水回水加热、余热锅炉尾部热水加热、电加热3种方案并进行对比分析[4-5]。

方案一：凝汽器循环水回水加热方案。在机组正常运行工况下，取自回水母管的循环水由于已经在凝汽器或者其他工艺辅助设备完成热交换，具有相对较高温度，所以送至调压站循环水换热器后可以满足把天然气加热到燃机前置模块入口所需要的温度。但在冬季首台机组启动工况下，由于整个机组尚未启动，供至调压站循环水换热器的循环水回水水温还比较低，无法把天然气加热至燃机前置模块需要的温度，所以此时需要设置启动电加热系统。

方案二：对锅炉尾部热水加热方案。在机组正常运行工况下，工业水供至余热锅炉尾部换热器经尾部烟气加热后，再经升压泵输送至调压站天然气热水加热器，把天然气加热至燃机前置模块入口要求的温度。但在冬季首台机组启动工况下，由于机组尚未启动，未经余热锅炉尾部烟气加热而供至调压站热水加热器的工业水水温较低，无法把天然气加热至燃机前置模块需要的温度，所以此时需要设置启动电加热系统。方案配置包括2台50%容量锅炉尾部换热器、2台全容量热水加热器和2台全容量的电加热器，锅炉尾部换热器2台并联运行，热水换热和电加热一用一备。

方案三：电加热器加热方案。此方案系统简单，投资较省，但运行费用较高。

3 3种加热方案的计算

3.1 循环水换热器容量及启动电加热器功率计算

循环水换热方案配置包括2×100%容量的循环水换热器，满足2台机组的天然气加热需求，换热器及其辅助设备一用一备。另外，配置启动电加热器，电加热器容量按满足单台机组的30%流量设计。冬季工况的换热器及其电加热器功率计算如表1所示，冬季工况启动电加热器计算结果如表2所示。在夏季正常运行工况下，循环水换热器水侧进口温度为40.9℃，若供至换热器的循环水流量与冬季工况相同，则换热器出口天然气温度将高于10℃，在燃机可接受温度范围内。

表1 冬季机组正常运行工况下循环水换热器计算结果

表2 冬季工况启动电加热器计算结果

3.2 锅炉尾部换热器、天然气热水加热器容量及启动电加热器功率计算

冬季机组正常运行工况下，锅炉尾部换热器、天然气热水加热器计算结果如表3所示，冬季工况启动电加热器计算结果如表4所示。

表3 冬季机组正常运行工况下锅炉尾部换热器、天然气热水加热器计算结果

表4 冬季工况启动电加热器计算结果

3.3 电加热器功率计算

冬季工况电加热器计算结果如表5所示。

表5 冬季工况电加热器计算结果

4 静态投资和运行费用比较

4.1 静态投资

以上计算中提到的功率均为额定功率，循环水换热器、锅炉尾部换热器、热水加热器和电加热器功率按照经验一般选择10%的裕量，根据计算过程中制造厂提供的报价及考虑设备容量的裕量后各加热器单价如表6所示，3种方案的加热系统设备静态投资估算如表7所示。

表6 加热器单价估算表万元

表7 3种加热方案的设备静态投资比较

4.2 运行费用

3种加热方案的运行费用比较如表8所示。

表8 3种加热方案的运行费用比较

5 发电机组天然气加热方案选择建议

5.1 方案计算分析结果

通过以上计算分析，可得到如下结果。

a）3种加热方案中，方案三设备总价最低，方案一最高。

b）方案二运用锅炉尾部烟气加热的热水来加热天然气，可以充分利用尾部烟气热量，仅需要设置小功率的热水泵，可以节省厂用电，设备估计造价稍低于方案一的设备估计造价；但该方案需要在锅炉尾部增设加热器，该加热器的存在，常年加大了烟道运行的阻力，对整个机组的出力和效率都有一定影响，与锅炉厂的配合工作量也较大。

c）方案一利用凝汽器循环水回水加热天然气，可以充分利用回水热能，仅需要设置小功率的循环水升压泵，节省厂用电，提高了电厂的热能利用率。但因为循环水有腐蚀性，循环水加热系统的设备和管道容易受到腐蚀，保养工作量大。

d）方案三投资低，但运行费用较高，需要消耗较多的厂用电，按目前的年投运小时数，此方案无优势。

5.2 方案选择建议

根据9F.05型燃气轮机的天然气使用参数推荐采用方案一，具体方案如下。

调压站设置2台采用并联方式运行的天然气循环水热交换器，正常运行时一运一备。热交换器是一种管壳式换热器，管侧为天然气，壳侧为循环水。凝汽器出口的循环水通过循环水升压泵升压后，在热交换器中对天然气进行加热，换热后的循环水经过气水分离器后，回到机力冷却塔。

在气水分离器上设置有燃气泄漏报警检测仪，当有燃气泄漏报警时，表明热交换器有天然气泄漏。在热交换器水侧出口管道设置有流量开关和温度开关，当流量开关显示流量低于0.5 m3/s，或温度开关低于5℃时，给出报警信号，表明热交换器有结冰的危险。

冬季启动时，凝汽器循环水回水温度较低，单用天然气循环水热交换器无法满足燃机对天然气的加热要求。这时，热交换器和电加热器串联使用，共同加热来满足燃机对天然气的温度要求。当循环水温度低于天然气温度时，可停运天然气循环水热交换器，采用1台电加热器运行加热天然气。电加热器由可控硅整流器输出电流到加热管进行加热，出口温控仪表设定当出口天然气温度小于25℃时加热器输出功率加热，超过25℃时不输出功率，超温报警仪表设定在加热器天然气温度达到45℃停止加热器并发出超温报警。

因联合循环发电机组多以调峰为主，早起晚停，以常规9F.05燃机天然气系统参数为例，调压站天然气进气温度在-1.2℃～0℃之间，机组启动前，采用循环水换热器加热天然气，调压段天然气出口母管温度大于11.5℃，仍能满足燃机最低工况运行，在汽机并网后循环水回水温度逐渐升高，循环水换热器效果逐渐稳定，天然气满足机组满负荷稳定运行要求。

6 结束语

综合考虑整套机组运行稳定性的影响、静态投资、运行费用等因素，对比凝汽器循环水回水加热、余热锅炉尾部热水加热、电加热3种方案，凝汽器循环水回水加热天然气的方案虽静态投资高，但对机组运行稳定性影响较小，可避免大量运行维护费用，同时降低机组非计划停运风险，且运行费用小，在安全、经济运行上都有较为明显的优势。另外，从广东省江门市新会某发电厂一期2套联合循环机组2年时间的商业运行情况看，凝汽器循环水回水加热天然气的方案完全能满足燃机对天然气温度的使用要求。