1燃气轮机对天然气的要求
1.1天然气压力按GE气体燃料规范，供到燃机底盘外气体燃料进口法兰处的天然气气体压力范围为2.035MPa~2.21MPa。1.2天然气过热度按GE气体燃料规范，防止碳氢化合物冷凝的过热度要求为：Tsh=[2.33（Pgas×1.4225）2-2.8（Pgas×1.4225）]/1.8，（1）式（1）中，Tsh为碳氢化合物的过热度要求（高于碳氢化合物露点的温度），℃；Pgas为燃机控制系统入口的气体燃料供给压力，MPa。防止生成湿气和氢氧化物的过热度要求为：Tsm=[5.15（Pgas×1.4225）-7]/1.8，（2）式（2）中，Tsm为湿气的过热度要求（高于湿气露点的温度），℃。在燃气轮机的燃料供给压力下，两者的过热度加上露点温度后，较高的那个值就确定了满足过热度要求所需的最低气体温度。由上可知，就GE公司6B燃机而言，碳氢化合物和湿气的过热度要求应分别为6.34℃~7.9℃和4.39℃~5.11℃，可GE公司通常还会对燃机进气温度提出更保守的要求，要求进气温度比碳氢化合物和湿气的露点温度高28℃以上。
2天然气碳氢物及湿气露点温度计算
本工程天然气在交付点的压力为3.85MPa，温度为20℃~42℃，湿气浓度为19.22mg/Nm3，常压露点温度为-54℃。燃料组成成分如表1。2.1碳氢化合物露点计算碳氢化合物混合气体的露点与混合气体的组成及其总压力有关。在混合物中，各组分在气相或液相中的摩尔成份之和都等于1，即气液平衡时需满足[1]：∑xi=∑（mi/ki）=1，（3）式（3）中，mi为各组分摩尔比；ki为各组分相平衡常数。[1]按燃机进口要求的天然气压力上限考虑，压力为2.21MPa，此时天然气中碳氢化合物的分压p=（1-0.075/100-0.701/100）×22.1=2.19285MPa。天然气中碳氢化合物的相对摩尔比见表2。假设碳氢化合物露点温度为-15℃，根据压力和露点，由碳氢化合物的相平衡常数计算图查得各组分的相平衡常数见表3。再假设露点温度为-18℃，根据压力和露点，由碳氢化合物的相平衡常数计算图查得各组分的相平衡常数见表4。此时∑xi=∑（mi/ki）=1.077＞1。通过内插法，求得天然气进口压力为2.21MPa时，碳氢化合物的露点为-16.5℃。2.2湿气露点温度计算100天然气的湿气露点取决于湿气的浓度和气体燃料的压力，压力变化时，其含湿量不变。p2=P2×p1/P1，（4）式（4）中，P1为天然气压力（绝压），MPa；p1为在P1压力下露点温度时的饱和水蒸汽压，Pa；P2为大气压（常压），0.101325MPa；p2为常压时水蒸汽的分压，Pa。湿气露点温度与饱和水蒸汽压的关系如表4。本工程所用天然气的常压露点温度为-54℃，查表4可知，露点温度-54℃下的饱和水蒸汽压力为2.37Pa，2.21MPa时的饱和水蒸汽压p1=2.37×（22.1+1）/1.01325=54.031Pa，查表4可知，饱和水蒸汽压57.20Pa时，露点温度为-26℃，饱和水蒸汽压46.69Pa时，露点温度为-28℃，通过内插法可知，饱和水蒸汽压54.031Pa时，露点温度为-26.56℃，即天然气进口压力为2.21MPa时，天然气的湿气露点温度为-26.56℃。
3本工程天然气最低进汽温度要求
由上述计算可知，在2.21MPa的进气压力下，天然气碳氢化合物和湿气的露点温度分别为-16.5℃和-26.56℃，按式（1）和式（2）算出的过热度分别加上露点温度后，较高的那个值即为满足过热度要求所需的最低气体温度，因此天然气最低的进气温度应为-8.6℃。按燃机厂提出更保守的进气温度比碳氢化合物和湿气的露点温度高28℃以上的要求，天然气最低的进气温度应为11.5℃。而正常情况下，提供至电厂的天然气温度在20℃～42℃之间，再考虑焦耳－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（由3.85MPa降低至约2.24MPa），按一般经验值，天然气温度会大约降低至15℃~37℃，这虽然仍可满足燃机入口的温度需要，但在供气温度较低时余量不大，出于对机组安全稳定运行的考虑，再设置一套加热单元作为备用。
4天然气加热单元方案介绍及比较
目前天然气加热方案较多，有水浴炉加热、电加热、蒸汽加热、海水换热等。每个方案都有各自的优缺点。4.1天然气加热方案介绍a)水浴炉加热方案。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介质传热，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；b)电加热方案。只需要在管道上增加一台电加热设备，利用电能直接加热天然气，加热方式简单；c)蒸汽加热方案。蒸汽加热是以电厂热力系统中产生的过热水或蒸汽为热源，通过换热器对天然气加热；d)海水换热方案。海水换热器加热天然气是为厂址选择在海边的天然气电厂设计的，它通过天然气与海水的热交换实现加热天然气的目的。4.2天然气加热方案对比4.2.1经济性比较水浴炉加热燃用天然气，需消耗不少燃料，且水浴炉燃烧器需要的天然气压力一般比燃机进口天然气压力低很多，因此还需要配置一套天然气减压单元以满足水浴炉的要求。此方案运行成本高且系统复杂，投资成本也高，是典型的高能耗方式。电加热器加热方案设计简单，加热速度快，能在短时间内将气体加热到需要的温度，初投资小，但能耗较高。蒸汽加热方案需要在调压站与电厂的热力系统之间增设管道及换热器，与水浴炉相比，系统的维护更简单方便，能耗和水浴炉方案类似。海水换热是专门为厂址靠海的天然气电厂设计的，海水廉价，取用方便，但电厂如没有设计好的海水循环水系统，采用此方案还需再单独从海边取水，再加上此方案运用的业绩也不多，换热器的设计和制造还有一定困难，设备初投资会比较高昂，维护费用还需要探讨论证。4.2.2稳定性比较从系统的稳定性来看，水浴炉加热、电加热器加热及蒸汽加热都具备相当的可靠性，两者有相当多的工程经验，且技术成熟，系统运行稳定。而海水换热方案运用还不多，换热效果、系统稳定性还需要探讨论证。4.2.3比较结果本工程离海边有一段距离，没有现成的海水循环水系统，而且还需保证上网电量，没有多余的过热水或蒸汽可用于天然气加热，因此，本工程如要设置加热单元，只能选择能耗较高的水浴炉或电加热器方案。而正常情况下，提供至电厂的天然气温度可满足燃机入口的温度需要，因此仅考虑在调压站内设置一台系统简单可靠，初投资较小的电加热器作为备用。
5结语
在燃气轮机电厂中，天然气加热单元是非常重要的系统，它直接关系到机组的安全稳定运行。天然气加热单元设计选型时，应在保证机组安全、稳定运行的前提下，结合电厂的实际特性，优化加热系统的配置，降低投资，提高机组国际经济杂志运行的经济性，达到最大程度的节能降耗。
作者：邵爱华 翟晓敏 顾海军 侯薇 任自华 单位：中机国能电力工程有限公司
