水浴式加热炉在天然气门站中的应用

上海天然气管网有限公司 顾竣文

0 引言

城市天然气门站、调压站中天然气经过调压装置后发生焦耳—汤姆逊效应，在节流处快速膨胀并产生压降，导致气体温度急剧下降。对于进出场站压差较大、进口气体温度偏低的调压站，调压后的气体温度容易降至0℃以下，使得设备和管道长期处于低温状态运行。在同等工况下，节流系数会随温度或者压力的降低而变大，即在相同的压降工况下，当压力一定，进站燃气温度越低或当温度一定，进站压力越低时，节流后的温降值越大，所以冬季节流效应更为显著。

在低温气体作用下，埋地管道周围的土壤会发生冻胀，使得管线发生变形，且对于那些靠近河流区域的站点，因地下水位会偏高，含水量较丰富，导致站内埋地管线周围的土壤受低温影响时，会更易冻结并产生较厚的冻层，管道因而随之被迫抬升引发翘曲变形。当冻土逐渐消融之后，因管道下方的部分孔隙可能被土填充，致使管道无法完全复位，长此往复，站内的埋地管道必将在冻胀的影响下其上浮现象会越发显著与严重。

近年来，上海天然气发展加速，主干网下游用户的用气负荷激增，天然气调压站发生冻胀问题的比例有所增加。加之上海地区土壤含水量丰富，也直接加剧了冻胀强度。解决调压站冻胀问题的主要方法有预加热法、置换土法、绝热保温法，也可以通过改变场站运行工况，降低进出场站压差。

预加热法是当前国内外管道工程中解决冻胀问题最行之有效的方法，此法从根本上消除埋管冻胀，还能起到预防冰堵问题的产生。加热装置一般有水套式加热炉、电加热装置及催化红外辐射加热装置，考虑到天然气管网公司主要调压站的热负荷需求及根据各类加热设备的特点选取水浴式加热炉作为调压站的加热源。

1 水浴式加热炉的原理及结构

水浴式加热炉一般采用卧式结构。加热炉工作时，燃料天然气在炉内下方的火筒内燃烧，燃烧所形成的高温烟气以辐射、对流等传热方式通过烟火管管壁将热量传递给炉内工质水，被加热的高温水再对盘管内流动的天然气进行加热。这种加热方式具有换热量大、温度稳定(可达130 ℃)、受热均匀、温度易于控制、安全可靠等特点。

上海天然气管网有限公司采用德国 AURA公司生产的水浴式加热炉，主要由炉体、燃烧器、燃烧室、烟管、加热盘管、膨胀罐、烟囱、控制柜及安全附件组成。

AURA水浴式加热炉炉体内充满传热介质(水)，燃烧器通过调节燃气量和空气量的比例，使天然气在燃烧室内充分燃烧，产生的高温烟气加热炉体内的水。加热盘管安装并浸没在水中，被加热介质(天然气)从加热盘管中通过回到输配管线中，从而起到被加热的效果。

AURA水浴式加热炉的膨胀罐与炉体通过管路相连，能够吸收介质水被加热后产生的膨胀量。膨胀罐中充有氮气，可以防止设备氧化，保证了整个系统的封闭性；防止介质水加热后气化挥发，能够保持一定的压力，故加热炉水温可达到130 ℃。

AURA水浴式加热炉的具体结构和工作原理见图1。

图1 AURA水浴式加热炉结构和工作原理示意

燃烧器具有热负荷自动调节功能，可以通过燃烧控制系统上的调节装置实现，即取水浴炉出口天然气温度为控制参数，在线自动调节燃气气量和空气量的比例，同时在燃气管路上设有燃料气调节阀，在空气管线上设有空气调节阀，保证燃料气和空气按最佳比例燃烧，燃烧效率高。

加热炉烟道上安装了烟气温度开关，防止烟气超温。盘管被烟垢覆盖，炉体中介质水吸收的热量过少会导致烟气温度过高，当烟气温度过高时，进行燃烧器切断操作，若不切断燃烧器将出现热效率低下，燃烧器长期过载。

控制柜主要包括：主开关、温控器、液位压力显示、燃烧控制器、急停开关、连锁开关、操作状态显示和指示灯，能够就地对热水炉进行控制模式及温度设定。

一般水浴式加热炉的热效率为85%左右，在实际生产中由于存在排烟温度高、过剩空气系数较大、空燃比调节难度大等问题，导致实际运行效率低于设计效率。AURA水浴式加热炉的热效率则高于一般加热炉，达到86.5%。

2 水浴式加热炉的选型

以天然气管网有限公司某门站加装水浴式加热炉为例，此门站天然气经调压后温降较大，导致出口管道处含水土壤发生冰冻，造成土壤冻胀，使管道上方混凝土地面出现隆起开裂，出站阀门及管道被冻土抬高，阀门脱离基础等现象，同时管道、阀门等设备长期处于低温环境下运行，如图2所示。

图2 门站现场冻胀情况

2.1 水浴式加热炉设计参数确认

2.1.1 进站压力确认

管网公司门站分为气源门站及分输门站。气源门站为接收上游传输管线气源并不经调压直接输送至 6.0MPa管网，其压力波动较大，一般为3.0~6.0MPa。分输门站进站压力取决于上游管网压力，其中6.0 MPa管网压力波动较大，4.0 MPa、2.5MPa和1.6 MPa压力等级管网则压力波动较小。

该门站接收上游4.0 MPa管网来气，一般气源压力为3.0~4.0 MPa，同时相距上游门站较近，压力波动相对稳定。根据公司提供的近两年(2016年和2017年)的运行数据，门站进站压力在用气低峰时达到最大值，一般为3.16~3.2 MPa。在进行设备选型时应满足最不利工况要求，才有较高的安全系数，故进站压力选取为3.2 MPa。

2.1.2 出站压力确认

根据门站设计工艺参数，管束区经调压后出站压力分为0.8 MPa及0.4 MPa。公司根据管网运行情况，满足管网运行调节的需要，实际出站压力为0.68 MPa和0.18 MPa。为了方便计算，出站压力分别确认为0.7 MPa和0.2 MPa。

2.1.3 进站温度确认

该门站改造项目主要目的为解决天然气出口温度过低的情况，必须考虑冬季最不利工况，故本工程选取冬季最低日气温作为计算依据。根据运行数据，门站在 2017年 2月进站温度为最低约4.3~5.2 ℃，3月以后平时温度多在 6 ℃以上，最高进气温度达到 16 ℃。极端工况时间很短，若按短时间内极端运行工况选取设计参数将造成设备负荷增加较大，工程投资增加较多，本工程选取6 ℃作为设计进站温度。

2.1.4 出站温度确认

根据管网公司运行数据，该门站在 2017年 2月出站温度达到-9.9 ℃。为确保出站管道不结冰、霜，防止埋地管道周围土地发生冻胀，故要求管道出口温度≥0 ℃，因此工程出站温度选取0 ℃。

2.1.5 设计规模的确认

该门站总设计规模为11万m3/h，其中一路为8万m3/h，出站设计压力0.8 MPa，实际运行压力0.7MPa，另外一路为 3万 m3/h，出站设计压力0.4MPa，实际运行压力0.2 MPa。两路均位于一个管束区内，现场设备布置紧凑，因此采用整体加热。

综上所述，门站在进行加热炉选型时所需要考虑的技术参数见表1。

表1 加热炉设计参数

2.2 门站温降计算

当天然气流经站点内调压装置(降压)以后，会发生节流效应(焦耳—汤姆逊效应)从而导致气体的温度降低，这一温降的程度与调压前后的燃气压降以及调压前的自身温度紧密相关。

为了进行粗略估算，考虑到燃气主要成分是甲烷，其含量一般占80%以上，所以可利用甲烷来代替天然气，粗略地估算经站内调压后的节流效应，其表达式如下：

式中：μJ——焦耳—汤姆逊系数，K/Pa；

T——燃气温度，K；

p——燃气的绝对压力，Pa；

h——燃气比焓，J/kg。

根据某一调压站点实测数据，节流之前燃气的压力p1=4.71 MPa，温度T1=283.25 K，根据甲烷的焓压图，可查得此时焓值h1=0.693 MJ/kg，经站内调压后p2=1.42 MPa，因近似看作绝热节流故其节流前后的焓值相等，可查得T2=267.32 K。

绝热节流平均系数计算公式：

通过此结论来估算门站温降：

对于门站 0.4MPa出站，p1=3.2MPa，p2=0.2MPa，T1=279 K(6 ℃)，流量 3万 m3/h，结果如下：T2=264 K，即出口温度-9 ℃。

对于门站 0.8MPa出站，p1=3.2MPa，p2=0.7MPa，T1=279 K(6.00 ℃)，流量 8万 m3/h，结果如下：T2=266.5 K，即出口温度-6.5 ℃。

为了实现门站出站天然气温度达到0℃，即要求出口0.2 MPa系统调压器前天然气温度应不低于15℃，故调压前温度需上升 9℃。同理，出口0.7MPa系统调压器前天然气温度需上升6.5℃。

由于采用同一套加热炉装置，同时为了保证门站出站温度都能达到0℃，故采用9 ℃作为热负荷计算的参数。

2.3 热负荷计算

理论换热量q计算按照稳态流动焓变热计算：

式中：q——所需加热量，kJ/h或kW；

W——天然气质量流量，kg/h；

Cp——p1状态下的定压质量比热，J/(kg·℃)；

t1——未加热实际计算所得降压后天然气温度，℃；

对于公路桥梁工程而言，其处于交通运输网的核心位置；确保其应用质量的提升对于社会发展具有重大影响。因此就其保养和加固而言，强制性是其较为典型的特征所在[2]。其主要体现在两个层面：①公路桥梁施工管理中，国家从法律法规的角度对其进行指标规范，确保乐养护加固的高标准。②新时期，人们对于公路桥梁应用的安全要求不断提升，其也要求工程建设单位必须进行高度严格的公路桥梁养护和加固。

t′——加热天然气经调压降温后需要达到的温度，℃。

式中：Q——天然气体积流量，m3/h；

ρ——天然气的密度，kg/m3。

根据表1的设计参数，按照门站11万m3/h运行工况计算，满足该门站整体加热的计算换热量为480 kW。由于实际节流过程为非稳态工况不可逆过程，存在耗散，故实际换热量应乘以1.2系数。故天然气温升热负荷为576 kW。

3 水浴式加热炉的操作

3.1 运行模式

水浴式加热炉在实际运行过程中有两种模式：水温控制模式和气温控制模式。

水温控制模式以加热炉内介质水的温度为控制参数，直接设定水温，从而调节出口天然气温度的模式。此模式下水温为定值，所提供的热负荷是一定的，但由于天然气来气温度、来气压力及天然气流量三个变化参数的影响，会导致门站出站温度不断变化。故在此模式运行的情况下，水温的设定值应该保证在极端运行工况下出站温度仍保持在0℃以上，但是这会导致大部分时间出口温度较高，导致热水炉燃料气能耗较高。如想降低热水炉能耗，则需要不断手动控制水温，尽量保持出站温度为一个较低的数值，一般为3~5 ℃。

气温控制模式以加热炉出口天然气温度为控制参数，加热炉系统自动调节水浴炉水温来保持所设定的出口气温。此模式下加热炉出口天然气温度为定值，影响出站温度的参数只有来气压力，且来气压力一般波动较小，故出站温度较为恒定。

所以在水浴式加热炉在实际运行中应选择气温控制模式，加热炉出口气温设定值一般为确保出站温度在3~5 ℃。

3.2 开机操作

水浴式加热炉开机前应对工艺设备进行检查：

(1)工艺检查：检查炉体及相连管道的保温防护是否完好；检查系统中各阀门有无泄漏、是否完好；检查设备上各排放口是否关闭；安全阀是否在正常状态；检查确认后启用燃料气调压箱。

(2)仪表检查：检查压力表、温度计是否安装完好、清洁、指示正确；检查液位计的水罐液位是否在正常的范围内；检查温度、压力变送器是否安装完好、指示正确。

(3)燃烧器检查：检查燃烧器是否处于完好状态；燃料气供给管线、球阀、调压阀、点火阀和主燃气阀是否有燃气泄漏或异常；检查燃料气压力是否满足燃烧器运行的要求；检查燃气压力开关、助燃风压力开关是否安装完好、可靠；烧器的风门是否在全关的位置。

(4)氮气覆盖系统检查：检查氮气覆盖系统压力是否正常；阀门是否有泄漏现象。

待上述项目检查完毕后，进行水浴式加热炉的开机。

4 水浴式加热炉在实际应用中碰到的问题

(1)门站管束区进口位置无足够空间安装水浴式加热炉。一般而言加热炉应距离管束区较近，能够保证天然气经过加热后返回管束区过程中热损失较少。如果门站设计规模较大，则需要的水浴式加热炉的运行功率较大，导致加热炉的体积增加，造成管束区进口位置没有足够的空间安装加热炉。此时可以将热水炉安装在距离管束区较远的空地上，但与管束区相连的进出口管路均需采取有效地保温措施。

(2)水浴式加热炉在运行过程中膨胀罐内水位出现持续下降。经检查发现燃烧室处三根烟管和管板的焊缝处有泄露，导致炉体的水泄漏至烟管内，判断是由于高温热应力导致裂纹。所以在加热炉的实际运行中一定要加强对膨胀罐内液位的检查。

5 结语

天然气门站通过加装水浴式加热炉，能够有效地解决天然气门站的低温冻胀问题，大大提高了场站的运行安全。水浴式加热炉的加热负荷选择应当符合所安装的门站运行工况，在实际运行过程中应采用气温控制模式，设定的加热炉出口气温应确保调压后的天然气温度在3~5 ℃，运行过程中应对其液位等工艺参数进行监控。