李汪洋，王君如，姬曉東，徐亞玲，畢華奇

（海洋石油工程股份有限公司，天津 300451）

0 引言

近年來，深水油氣的勘探開發(fā)已經(jīng)成為研究的熱點及增儲上產(chǎn)的主力來源，深水大型平臺的建造前景巨大［1］。“深海一號”能源站是1 500 m深水半潛式生產(chǎn)平臺，具備10萬噸級儲油能力，在我國深海工程發(fā)展史上具有里程碑式的意義［2-3］。項目透平發(fā)電機組是柴油與燃氣通用的雙燃料發(fā)電機組，單機設(shè)計輸出功率為20 000 kW。透平主機是平臺的心臟，是調(diào)試的關(guān)鍵。

透平發(fā)動機組主要以消耗天然氣為動力。燃氣式發(fā)動機組將天然氣熱能轉(zhuǎn)化為機械能的效率僅為30%～40%，而以排煙的形式排放到大氣中的熱量損失約為35%～45%［4-6］。因此，為了促進節(jié)能減排，全面助力我國實現(xiàn)“碳達峰、碳中和”目標，3臺主機均設(shè)有大型的余熱回收裝置［7-9］。為了進一步提高余熱回收效率，余熱回收裝置采用緊湊式結(jié)構(gòu)。煙氣排放通路上設(shè)有集成式熱油加熱盤管，其結(jié)構(gòu)緊湊，集成化程度高，但是對高熱量較為敏感。由于透平主發(fā)電機組負載調(diào)試期間，排放的煙氣必須要經(jīng)過余熱回收裝置，即使是設(shè)置煙氣旁通的情況下，仍至少會有1%的熱量排放進入余熱回收裝置。同時，透平主發(fā)電機組負載調(diào)試期間，排放的煙氣溫度高達400 ℃以上，且滿載負載時間至少為2 h，煙氣排放時間長、強度大，卻無熱介質(zhì)使用用戶帶走熱量。高溫煙氣滯留容易造成烘爐，對盤管進行高溫炙烤，出現(xiàn)熱形變及管路生銹等問題。因此，余熱回收裝置無法在主機負載試驗期間長時間空運行的問題亟需解決，而針對此問題的相關(guān)研究缺乏。為此，十分有必要開展研究制定調(diào)試方案，既保證主機正常調(diào)試，又防止余熱回收裝置受損害，同時為類似問題提供指導。

1 余熱回收裝置特性介紹

“深海一號”能源站的余熱回收裝置如圖1 所示，余熱回收裝置是熱介質(zhì)系統(tǒng)的關(guān)鍵設(shè)備，為工藝系統(tǒng)提供加熱熱源［10］。利用主發(fā)電機組的高溫排煙對裝置內(nèi)盤管中流動的熱介質(zhì)油進行加熱升溫。余熱回收裝置內(nèi)加熱表面是帶有鋸齒狀螺旋翅片的碳鋼管［11］，散熱片厚度為1.3 mm，散熱片密度設(shè)計為上限密度，即每米197 片。根據(jù)標準，其屬于緊湊式結(jié)構(gòu)［4，12］。散熱片延展和結(jié)構(gòu)緊湊后，加熱器的重量更輕、熱回收效率更高。所以，緊湊的設(shè)計具有明顯的價格優(yōu)勢和性能優(yōu)勢。余熱回收裝置碳鋼散熱片的耐高溫極限為454 ℃，設(shè)計溫度為350 ℃。如圖2所示，3 臺透平發(fā)電機組所排放的煙氣溫度均在400 ℃以上，滿載情況下煙氣溫度達770 ℃。高溫易造成烘爐和盤管形變和生銹。

圖1 “深海一號”能源站余熱回收裝置

圖2 透平發(fā)電機組不同負載情況下排放的煙氣溫度

如表1所示，單臺透平主發(fā)電機在不同功率下負載試驗穩(wěn)定運行所需要的最少時間總計220 min，單機負載試驗平均負載功率為75%。

表1 單機負載試驗調(diào)試時間需求表

按照單機負載試驗平均負載90%保守考慮，余熱回收裝置此時的熱回收功率為15 000 kW。擋板閥的密封性最大為99%，即擋板旁通工況下，余熱回收裝置可吸收功率為150 kW。

根據(jù)透平調(diào)試時間需求，測試時進入余熱回收系統(tǒng)的熱負荷：

式中：Q 為余熱回收裝置的熱負荷量，kJ；t 為調(diào)試時間，min。

因此，主機負載試驗過程中即使余熱回收裝置擋板閥旁通，每分鐘仍有9 000 kJ 的熱量被余熱回收裝置吸收。同時，主機負載實驗期間，熱介質(zhì)系統(tǒng)未機械完工，沒有使用用戶將熱量帶走，因此，余熱回收裝置無法在主機負載試驗期間長時間空運行成為主機組負載試驗最大障礙。

2 方案設(shè)計及優(yōu)選

為了掃除主機調(diào)試障礙，防止余熱回收裝置干燒，利用平臺現(xiàn)有設(shè)施，設(shè)計氮氣吹掃、拆除移出加熱盤管和熱介質(zhì)油循環(huán)3種替代方案，并對3種方案進行優(yōu)選。

2.1 氮氣吹掃

利用余熱回收管線上的吹掃口，接入連續(xù)的、滿足條件的干燥氮氣，并將其排空，以達到把多余的熱量帶走的目的，保證余熱回收裝置內(nèi)的溫度滿足廠家的要求。

進入余熱回收裝置的煙氣溫度范圍為400～800 ℃，單機負載試驗平均負載90%的工況下，3 臺主機平均煙氣溫度約680 ℃，利用氮氣吹掃降到余熱回收裝置的設(shè)計溫度進行排放，根據(jù)表1 可知，設(shè)計溫度為350 ℃，吹掃降低溫度差約330 ℃，根據(jù)公式：

式中：Q為氮氣吸收的熱量，kJ；m 為氮氣的質(zhì)量，kg；C 為氮氣等壓比熱容，kJ／（kg·℃）；ρ為氮氣的密度，kg／m3；ΔT為煙氣與氮氣的溫度差，℃；q 為氮氣的質(zhì)量流量，sm3／min；t為調(diào)試時間，min。

取氮氣等壓比熱容［13-14］C ＝1.04 kJ ／（kg·℃），ρ ＝1.25 kg／m3，根據(jù)廠家反饋以往的項目經(jīng)驗及查換熱器及冷卻器平均溫差相關(guān)圖版［15］，ΔT≈50 ℃。

根據(jù)式（1）和（2）計算，氮氣流量q ＝8 300 sm3／h。而平臺上空壓機的單機額定排量是1 050 sm3／h，根據(jù)設(shè)備資源考慮，很難達到如此大的流量要求。同時，氣體外部排放溫度較高，大流量的氮氣帶出大量的熱量，經(jīng)換熱將其溫度升高約至80 ℃，對周圍環(huán)境存在較大的安全風險。

2.2 移出加熱盤管

根據(jù)余熱回收裝置操作說明書“如果要在高廢氣溫度下進行空運行，則閥門、配件和法蘭必須要與熱源保持一定距離，以確保溫度較低”，將余熱回收裝置撬拆除，移出加熱盤管，可以遠離熱源。思考將余熱回收裝置撬拆除，移出盤管進而遠離熱源的可行性。

余熱回收裝置空間位置如圖3 所示。根據(jù)查閱設(shè)計圖紙，撬寬6 850 mm，而撬外所有步行空間寬5 685 mm。同時，由于空間較小、大量工藝管線及主結(jié)構(gòu)干涉吊裝，不利于移除。因此，將余熱回收裝置撬拆除移出，與熱源保持一定距離的操作施工困難。

圖3 余熱回收裝置空間位置

2.3 構(gòu)建熱油循環(huán)

利用熱介質(zhì)油排放罐、熱介質(zhì)油補給泵和臨時熱油管線，連接至余熱回收裝置，形成熱油循環(huán)，以達到將余熱回收裝置中的熱量帶走目的。

循環(huán)方案流程示意圖如圖4 所示，利用生產(chǎn)甲板的熱介質(zhì)油排放罐儲存熱油，熱介質(zhì)油補給泵提供循環(huán)動力。通過臨時熱介質(zhì)油管線將熱介質(zhì)油從補給泵出口分別接入余熱回收裝置，并從余熱回收裝置回接至熱介質(zhì)油排放罐，以達到熱介質(zhì)油整體循環(huán)的效果。通過熱介質(zhì)油循環(huán)降低余熱回收裝置內(nèi)部溫度，帶走煙氣熱量，同時持續(xù)循環(huán)，避免熱油結(jié)焦現(xiàn)象的產(chǎn)生。

圖4 熱油循環(huán)方案流程示意圖

熱介質(zhì)油排放罐外部尺寸為6 500 mm（長）×5 000 mm（寬）×4 000 mm（高），有效容積為100 m3。罐的液位低報警值為400 mm，考慮到補給泵的吸入口至少按照600 mm，并且罐內(nèi)熱介質(zhì)油的油溫溫升不宜過高，故罐內(nèi)的熱介質(zhì)油高度按照1 000 mm計算，罐內(nèi)的熱介質(zhì)油用量為32.5 m3。同時，3臺余熱回收裝置內(nèi)各考慮1 m3的用油以及約180 m 的三寸管線用油，熱介質(zhì)油的用量至少約為36.29 m3。

因此，余熱回收系統(tǒng)內(nèi)裝熱介質(zhì)油量按40 m3計算，環(huán)境溫度30 ℃。采用THERMINOL55 合成導熱油［16］，根據(jù)廠家資料，熱油的最大操作溫度為220 ℃，余熱回收裝置設(shè)計導熱油入口溫度為160 ℃，熱油等壓比熱容C ＝2.03 kJ／（kg·℃），熱油的密度ρ ＝864 kg／m3，根據(jù)式（1）和（3），熱油溫度由30 ℃溫升至160 ℃將余熱回收裝置中帶走的熱量，可以提供17 h的調(diào)試時間窗口。因此，此方案理論上可行，操作相對簡單。

式中：Q為熱油吸收的熱量，kJ；m 為熱油的質(zhì)量，kg；C 為熱油等壓比熱容，kJ ／（kg·℃）；ρ 為熱油的密度，kg／m3；ΔT為熱油溫度變化差值，℃。通過以上3種方案比較，熱油循環(huán)是將余熱回收裝置中的熱量帶走進行換熱的最有效易行的途徑。

3 熱介質(zhì)油循環(huán)方案應用

3.1 調(diào)試過程

利用熱介質(zhì)排放罐和補給泵構(gòu)建余熱回收系統(tǒng)循環(huán)，對透平發(fā)電機組進行調(diào)試。補給泵排量25 m3／h，排放罐中熱介質(zhì)油量為40 m3。9月22日，透平發(fā)電機C機空載1.9 h，熱油罐進口熱油溫度達到148 ℃，調(diào)試被迫停止，調(diào)試過程中熱介質(zhì)油溫度隨時間變化如圖5所示。

圖5 C機調(diào)試過程中熱介質(zhì)油溫度隨時間變化

9月23 日，C 機透平滿載測試進行30 min，熱油溫度由92 ℃迅速升至155 ℃。測試過程中，調(diào)試系統(tǒng)內(nèi)熱介質(zhì)油溫度不斷升高，在不增加其他熱用戶情況下，系統(tǒng)無法完成透平負荷調(diào)試需要。調(diào)試工作暫停。

經(jīng)計算，熱介質(zhì)油系統(tǒng)吸熱量達到了2 455 kW／h，遠遠超過150 kW／h的設(shè)備擋板泄漏性能保證。多次測試后，熱油溫度升高仍然過快。為推動透平調(diào)試工作進行，詳細檢查余熱回收裝置擋板閥密閉性，調(diào)整緊密度，并緊急拆除熱介質(zhì)油排放罐的保溫，增加2臺大功率風機加強熱介質(zhì)油排放罐表面的強制冷卻。

9 月24 日，調(diào)整余熱回收裝置擋板閥緊密度后，拆除排放罐保溫，利用2 臺風機風冷排放罐表面，施工現(xiàn)場如圖6所示。C機組負荷測試，測試期間余熱回收熱油管線進出口最大溫差為115 ℃，進口溫度達155 ℃，熱油最大溫升速度12.4 ℃／15 min。每小時最大測試吸熱功率為1 000 kW。調(diào)試過程中熱介質(zhì)油溫度隨時間變化如圖7 所示。C機調(diào)試完成，但40 m3熱油提供的2 h調(diào)試時間，無法一次性完成單機負載調(diào)試工作，A、B機調(diào)試被迫停止。

圖6 施工現(xiàn)場

圖7 C機滿載測試過程中熱介質(zhì)油溫度隨時間變化

9月25日開始加注熱介質(zhì)油至81.2 m3。26 日，完成了B機負載測試，熱油溫升至132 ℃，B機負載測試過程中熱介質(zhì)油溫度隨時間變化如圖8所示。9月29日，完成了A機負載測試，熱油溫升至130 ℃。

圖8 B機負載測試過程中熱介質(zhì)油溫度隨時間變化

10月6日完成了3 臺主機聯(lián)調(diào)，測試前溫度為30 ℃，測試后升至122 ℃，測試期間最大溫差為92 ℃。至此，3 臺主機調(diào)試完成。

3.2 數(shù)據(jù)分析

通過透平發(fā)電機組調(diào)試過程中，對循環(huán)的熱介質(zhì)油溫度分析，根據(jù)式（1）和（3）求出不同降溫措施效果，如表2 所示，可以發(fā)現(xiàn)：擋板閥完全密閉后，余熱回收裝置擋板閥1 094 kW 的熱泄漏功率，遠大于廠家提供的150 kW，這是調(diào)試工作無法順利進行的主要原因。主機負載調(diào)試過程中，使用熱油循環(huán)對余熱回收裝置降溫起主要作用，占降溫效果的88%。利用熱介質(zhì)油補給泵不斷循環(huán)熱油所產(chǎn)生的環(huán)境降溫效果約占9%，而拆除熱介質(zhì)油排放罐的保溫、風機強制冷卻為系統(tǒng)熱油輔助降溫效果僅占3%。

表2 不同降溫措施效果表

4 結(jié)束語

通過首次提出并使用熱油循環(huán)方案，為透平主發(fā)電機組調(diào)試期間，余熱回收裝置加熱盤管降溫。經(jīng)過以上調(diào)試方案及實踐，取得如下主要結(jié)論和認識：

（1）透平主發(fā)電機組負載調(diào)試前，應仔細檢查調(diào)整余熱回收裝置擋板閥的密閉情況，應將擋板閥的泄漏控制在最低；

（2）擋板閥完全密閉后，余熱回收系統(tǒng)的擋板閥泄漏率在7%左右，與廠家提供的1%的泄漏數(shù)據(jù)偏差較大，是調(diào)試工作無法順利進行的主要原因；

（3）主機負載調(diào)試過程中，使用熱介質(zhì)油循環(huán)對余熱回收裝置降溫起主要作用，同時可以通過加入熱介質(zhì)油量控制溫度升高速度；

（4）調(diào)試現(xiàn)場同時可以使用利用循環(huán)泵不斷循環(huán)熱油、拆除熱介質(zhì)油排放罐的保溫，增加風機加強熱介質(zhì)油排放罐表面的強制冷卻等措施為系統(tǒng)熱油輔助降溫；

（5）為將來方便余熱回收裝置的保養(yǎng)和維修，余熱回收裝置撬旁設(shè)計的步行空間應充分考慮余熱回收裝置拆除移出問題。