海上平台主发电机组调试余热回收装置热油循环方案设计及应用

2022-10-09李汪洋王君如姬晓东徐亚玲毕华奇

机电工程技术 2022年9期

李汪洋，王君如，姬晓东，徐亚玲，毕华奇

（海洋石油工程股份有限公司，天津 300451）

0 引言

近年来，深水油气的勘探开发已经成为研究的热点及增储上产的主力来源，深水大型平台的建造前景巨大［1］。“深海一号”能源站是1 500 m深水半潜式生产平台，具备10万吨级储油能力，在我国深海工程发展史上具有里程碑式的意义［2-3］。项目透平发电机组是柴油与燃气通用的双燃料发电机组，单机设计输出功率为20 000 kW。透平主机是平台的心脏，是调试的关键。

透平发动机组主要以消耗天然气为动力。燃气式发动机组将天然气热能转化为机械能的效率仅为30%～40%，而以排烟的形式排放到大气中的热量损失约为35%～45%［4-6］。因此，为了促进节能减排，全面助力我国实现“碳达峰、碳中和”目标，3台主机均设有大型的余热回收装置［7-9］。为了进一步提高余热回收效率，余热回收装置采用紧凑式结构。烟气排放通路上设有集成式热油加热盘管，其结构紧凑，集成化程度高，但是对高热量较为敏感。由于透平主发电机组负载调试期间，排放的烟气必须要经过余热回收装置，即使是设置烟气旁通的情况下，仍至少会有1%的热量排放进入余热回收装置。同时，透平主发电机组负载调试期间，排放的烟气温度高达400 ℃以上，且满载负载时间至少为2 h，烟气排放时间长、强度大，却无热介质使用用户带走热量。高温烟气滞留容易造成烘炉，对盘管进行高温炙烤，出现热形变及管路生锈等问题。因此，余热回收装置无法在主机负载试验期间长时间空运行的问题亟需解决，而针对此问题的相关研究缺乏。为此，十分有必要开展研究制定调试方案，既保证主机正常调试，又防止余热回收装置受损害，同时为类似问题提供指导。

1 余热回收装置特性介绍

“深海一号”能源站的余热回收装置如图1 所示，余热回收装置是热介质系统的关键设备，为工艺系统提供加热热源［10］。利用主发电机组的高温排烟对装置内盘管中流动的热介质油进行加热升温。余热回收装置内加热表面是带有锯齿状螺旋翅片的碳钢管［11］，散热片厚度为1.3 mm，散热片密度设计为上限密度，即每米197 片。根据标准，其属于紧凑式结构［4，12］。散热片延展和结构紧凑后，加热器的重量更轻、热回收效率更高。所以，紧凑的设计具有明显的价格优势和性能优势。余热回收装置碳钢散热片的耐高温极限为454 ℃，设计温度为350 ℃。如图2所示，3 台透平发电机组所排放的烟气温度均在400 ℃以上，满载情况下烟气温度达770 ℃。高温易造成烘炉和盘管形变和生锈。

图1 “深海一号”能源站余热回收装置

图2 透平发电机组不同负载情况下排放的烟气温度

如表1所示，单台透平主发电机在不同功率下负载试验稳定运行所需要的最少时间总计220 min，单机负载试验平均负载功率为75%。

表1 单机负载试验调试时间需求表

按照单机负载试验平均负载90%保守考虑，余热回收装置此时的热回收功率为15 000 kW。挡板阀的密封性最大为99%，即挡板旁通工况下，余热回收装置可吸收功率为150 kW。

根据透平调试时间需求，测试时进入余热回收系统的热负荷：

式中：Q 为余热回收装置的热负荷量，kJ；t 为调试时间，min。

因此，主机负载试验过程中即使余热回收装置挡板阀旁通，每分钟仍有9 000 kJ 的热量被余热回收装置吸收。同时，主机负载实验期间，热介质系统未机械完工，没有使用用户将热量带走，因此，余热回收装置无法在主机负载试验期间长时间空运行成为主机组负载试验最大障碍。

2 方案设计及优选

为了扫除主机调试障碍，防止余热回收装置干烧，利用平台现有设施，设计氮气吹扫、拆除移出加热盘管和热介质油循环3种替代方案，并对3种方案进行优选。

2.1 氮气吹扫

利用余热回收管线上的吹扫口，接入连续的、满足条件的干燥氮气，并将其排空，以达到把多余的热量带走的目的，保证余热回收装置内的温度满足厂家的要求。

进入余热回收装置的烟气温度范围为400～800 ℃，单机负载试验平均负载90%的工况下，3 台主机平均烟气温度约680 ℃，利用氮气吹扫降到余热回收装置的设计温度进行排放，根据表1 可知，设计温度为350 ℃，吹扫降低温度差约330 ℃，根据公式：

式中：Q为氮气吸收的热量，kJ；m 为氮气的质量，kg；C 为氮气等压比热容，kJ／（kg·℃）；ρ为氮气的密度，kg／m3；ΔT为烟气与氮气的温度差，℃；q 为氮气的质量流量，sm3／min；t为调试时间，min。

取氮气等压比热容［13-14］C ＝1.04 kJ ／（kg·℃），ρ ＝1.25 kg／m3，根据厂家反馈以往的项目经验及查换热器及冷却器平均温差相关图版［15］，ΔT≈50 ℃。

根据式（1）和（2）计算，氮气流量q ＝8 300 sm3／h。而平台上空压机的单机额定排量是1 050 sm3／h，根据设备资源考虑，很难达到如此大的流量要求。同时，气体外部排放温度较高，大流量的氮气带出大量的热量，经换热将其温度升高约至80 ℃，对周围环境存在较大的安全风险。

2.2 移出加热盘管

根据余热回收装置操作说明书“如果要在高废气温度下进行空运行，则阀门、配件和法兰必须要与热源保持一定距离，以确保温度较低”，将余热回收装置撬拆除，移出加热盘管，可以远离热源。思考将余热回收装置撬拆除，移出盘管进而远离热源的可行性。

余热回收装置空间位置如图3 所示。根据查阅设计图纸，撬宽6 850 mm，而撬外所有步行空间宽5 685 mm。同时，由于空间较小、大量工艺管线及主结构干涉吊装，不利于移除。因此，将余热回收装置撬拆除移出，与热源保持一定距离的操作施工困难。

图3 余热回收装置空间位置

2.3 构建热油循环

利用热介质油排放罐、热介质油补给泵和临时热油管线，连接至余热回收装置，形成热油循环，以达到将余热回收装置中的热量带走目的。

循环方案流程示意图如图4 所示，利用生产甲板的热介质油排放罐储存热油，热介质油补给泵提供循环动力。通过临时热介质油管线将热介质油从补给泵出口分别接入余热回收装置，并从余热回收装置回接至热介质油排放罐，以达到热介质油整体循环的效果。通过热介质油循环降低余热回收装置内部温度，带走烟气热量，同时持续循环，避免热油结焦现象的产生。

图4 热油循环方案流程示意图

热介质油排放罐外部尺寸为6 500 mm（长）×5 000 mm（宽）×4 000 mm（高），有效容积为100 m3。罐的液位低报警值为400 mm，考虑到补给泵的吸入口至少按照600 mm，并且罐内热介质油的油温温升不宜过高，故罐内的热介质油高度按照1 000 mm计算，罐内的热介质油用量为32.5 m3。同时，3台余热回收装置内各考虑1 m3的用油以及约180 m 的三寸管线用油，热介质油的用量至少约为36.29 m3。

因此，余热回收系统内装热介质油量按40 m3计算，环境温度30 ℃。采用THERMINOL55 合成导热油［16］，根据厂家资料，热油的最大操作温度为220 ℃，余热回收装置设计导热油入口温度为160 ℃，热油等压比热容C ＝2.03 kJ／（kg·℃），热油的密度ρ ＝864 kg／m3，根据式（1）和（3），热油温度由30 ℃温升至160 ℃将余热回收装置中带走的热量，可以提供17 h的调试时间窗口。因此，此方案理论上可行，操作相对简单。

式中：Q为热油吸收的热量，kJ；m 为热油的质量，kg；C 为热油等压比热容，kJ ／（kg·℃）；ρ 为热油的密度，kg／m3；ΔT为热油温度变化差值，℃。通过以上3种方案比较，热油循环是将余热回收装置中的热量带走进行换热的最有效易行的途径。

3 热介质油循环方案应用

3.1 调试过程

利用热介质排放罐和补给泵构建余热回收系统循环，对透平发电机组进行调试。补给泵排量25 m3／h，排放罐中热介质油量为40 m3。9月22日，透平发电机C机空载1.9 h，热油罐进口热油温度达到148 ℃，调试被迫停止，调试过程中热介质油温度随时间变化如图5所示。

图5 C机调试过程中热介质油温度随时间变化

9月23 日，C 机透平满载测试进行30 min，热油温度由92 ℃迅速升至155 ℃。测试过程中，调试系统内热介质油温度不断升高，在不增加其他热用户情况下，系统无法完成透平负荷调试需要。调试工作暂停。

经计算，热介质油系统吸热量达到了2 455 kW／h，远远超过150 kW／h的设备挡板泄漏性能保证。多次测试后，热油温度升高仍然过快。为推动透平调试工作进行，详细检查余热回收装置挡板阀密闭性，调整紧密度，并紧急拆除热介质油排放罐的保温，增加2台大功率风机加强热介质油排放罐表面的强制冷却。

9 月24 日，调整余热回收装置挡板阀紧密度后，拆除排放罐保温，利用2 台风机风冷排放罐表面，施工现场如图6所示。C机组负荷测试，测试期间余热回收热油管线进出口最大温差为115 ℃，进口温度达155 ℃，热油最大温升速度12.4 ℃／15 min。每小时最大测试吸热功率为1 000 kW。调试过程中热介质油温度随时间变化如图7 所示。C机调试完成，但40 m3热油提供的2 h调试时间，无法一次性完成单机负载调试工作，A、B机调试被迫停止。

图6 施工现场

图7 C机满载测试过程中热介质油温度随时间变化

9月25日开始加注热介质油至81.2 m3。26 日，完成了B机负载测试，热油温升至132 ℃，B机负载测试过程中热介质油温度随时间变化如图8所示。9月29日，完成了A机负载测试，热油温升至130 ℃。

图8 B机负载测试过程中热介质油温度随时间变化

10月6日完成了3 台主机联调，测试前温度为30 ℃，测试后升至122 ℃，测试期间最大温差为92 ℃。至此，3 台主机调试完成。

3.2 数据分析

通过透平发电机组调试过程中，对循环的热介质油温度分析，根据式（1）和（3）求出不同降温措施效果，如表2 所示，可以发现：挡板阀完全密闭后，余热回收装置挡板阀1 094 kW 的热泄漏功率，远大于厂家提供的150 kW，这是调试工作无法顺利进行的主要原因。主机负载调试过程中，使用热油循环对余热回收装置降温起主要作用，占降温效果的88%。利用热介质油补给泵不断循环热油所产生的环境降温效果约占9%，而拆除热介质油排放罐的保温、风机强制冷却为系统热油辅助降温效果仅占3%。