天然气螺杆膨胀机的开发与应用

城市天然气高压管网蕴含了巨大的压力能。通过对天然气输配系统的工艺分析,探讨了输配过程中压力能损失的回收方式及应用方向,提出了利用高压调压站的压力差通过螺杆膨胀机发电的天然气高压管网余压发电方案,描述了螺杆膨胀机的技术优势及关键技术。通过应用实例验证,螺杆膨胀发电技术安全可行,弥补了透平机械的缺陷,在天然气压力能回收和膨胀制冷工艺中值得大力推广。     

燃气轮机分布式能源系统进气冷却改造

某天然气分布式能源系统(以下简称分布式系统)项目,采用燃气轮机发电机组发电,余热锅炉利用燃气轮机排烟制备蒸汽、生活热水。针对生活热水利用不充分的问题,增设溴化锂吸收式冷水机组(采用余热锅炉制备的生活热水作为热源),在4～10月对燃气轮机进气(空气)进行冷却(其他时间生活热水仍进行常规利用),以提高燃气轮机发电机组的发电功率。将改造前分布式系统作为比较对象,对分布式系统改造设备采购及安装费用、改造后年运行费用增量、改造后年收益增量进行测算。分布式系统改造设备采购及安装费用为623×10~4元,改造后年绝对收益增量(年收益增量减年运行费用增量的差)为261. 76×10~4元/a,项目静态投资回收期为2. 38 a,项目经济效益明显。     

酒店建筑污水源热泵供热的技术经济性分析

某酒店供热面积约10. 1×10~4m~2,房间末端装置为风机盘管,采用市政热网集中供热。在距酒店仅1. 5 km处有污水处理厂,考虑将污水厂排水作为低温热源加以利用,采用污水源热泵机组替代市政热源。将市政集中供热系统作为比较对象,采用差额静态投资回收期作为评价指标,评价污水源热泵供热系统的经济性。污水源热泵供热系统的设备材料造价为607×10~4元,供暖期运行费用为222. 25×10~4元/a。热价取34元/m~2时,市政集中供热系统的年热费为343. 4×10~4元/a,供热介质循环泵年电费为10. 47×10~4元/a。可计算得到污水源热泵供热系统的差额静态投资回收期为4. 61 a,经济性比较理想。     

多联机与空气源热泵空调系统舒适性及经济性

分析多联机空调系统、空气源热泵空调系统的区别、供冷舒适性。结合工程实例,对两种空调系统的造价、运行费用进行计算。由于多联机空调系统采用直接膨胀式末端装置,与末端装置以冷水作为换热介质的热泵空调系统相比,末端装置的送风温度、含湿量均更低,但对人员热舒适性影响很小。对于工程实例,多联机空调系统的造价为343.78×10~4元,年运行费用为24.03×10~4元/a。热泵空调系统的造价为225.28×10~4元,年运行费用为39.54×10~4元/a。与热泵空调系统相比,多联机空调系统的差额静态投资回收期为7.64 a。     

天然气压力能发电项目的应用

阐述螺杆膨胀机发电的工作原理与优点,对螺杆膨胀机降压过程中的热力学过程进行分析。以某天然气压力能螺杆膨胀机发电案例为例,探讨利用螺杆膨胀机回收高(次高)压天然气在调压过程中释放的压力能;定义压力火用率及压力能发电火用比率,用于估算拟选项目的实际发电功率。将回收的供冷量折算为发电功率,对拟选项目进行经济技术分析。压力能发电项目的静态投资回收期分别为3.7 a、2.9 a、2.4 a,项目可实施性较强。     

天然气管网压力能回收利用研究

介绍国内外天然气压力能回收利用项目情况,以及深圳压力能发电项目和宜春压力能发电项目。结合杭州市北门站现状,探讨压力能回收利用两级膨胀发电和冷能制冰的技术路线和所需的设备。     

固体氧化物燃料电池与家用热电联供经济性

介绍固体氧化物燃料电池在美国、日本、德国、中国的研究与应用进展,对家用固体氧化物燃料电池热电联供系统在日本(以关西地区4口之家的独栋住户为例)、中国(以北京城市居民为例)应用的经济性进行计算分析。根据文献介绍,固体氧化物燃料电池热电联供系统在日本应用的经济性比较理想,与日本家用常规供能方式(燃气暖风机供暖,电网供电)相比,固体氧化物燃料电池热电联供系统年运行费用可降低12.8×10~4日元/a,固体氧化物燃料电池热电联供系统造价按100×10~4日元测算,静态差额投资回收期为7.8 a。根据测算结果,与中国家用常规供能方式(燃气热水器制备生活热水,电网供电)相比,固体氧化物燃料电池热电联供系统年运行费用可降低521.26元/a,在固体氧化物燃料电池热电联供系统造价为9.24×10~4元的前提下,静态差额投资回收期高于装置寿命(10 a),现阶段固体氧化物燃料电池热电联供系统在中国应用的经济性不理想。     

燃气轮机进空气冷却方式的经济性比选

以广州地区某园区燃气分布式能源站(以燃气轮机作为原动机)为例,提出采用蒸汽型溴化锂吸收式冷水机组(以下简称吸收式冷水机组)、电制冷机组对燃气轮机进气(空气)进行冷却,对两种制冷设备进行选型与造价测算。以燃气轮机发电机组在全年100%负荷率(指发电功率的负荷率)条件下,测算燃气轮机进气冷却前后的燃气轮机耗气量、燃气轮机发电机组输出电功率、余热锅炉蒸汽产量。计算采用两种制冷设备时的项目收益与静态投资回收期,确定最佳制冷设备。吸收式冷水机组、电制冷机组的造价分别为420×10~4、350×10~4元,典型年项目收益分别为45. 43×10~4、213. 45×10~4元,静态投资回收期分别为9. 24、1. 64 a。采用电制冷机组冷却燃气轮机进气,经济性比较理想。     

LNG气化站除雾制冰项目研究与实施

介绍LNG气化站除雾制冰项目的工艺流程和运营状况。通过利用LNG冷能制冰和利用站内消防水吸收LNG气化冷能,大大提高了系统的操作弹性,除雾效果显著,制冰顺利,年收益达126.36×10~4元,经济性良好。     

天然气高压管网余压发电项目可行性分析

城市天然气高压管网蕴含了巨大的压力能。该文通过对天然气输配系统的工艺分析,探讨了输配过程中压力能损失的回收方式及应用方向。提出了利用高压调压站的压力差通过透平膨胀机(TRT)发电的天然气高压管网余压发电方案。粗略估算了发电潜力及通过发电创造的经济效益和社会效益。     

分布式光伏发电系统在某污水处理厂中的应用

某1×10~4m~3/d污水处理厂装设规模为300 k Wp的分布式光伏发电系统,工程总投资为260万元。详细介绍了光伏系统的平面、结构、电气、监控等设计内容。该系统自2015年12月31日并网发电运行以来,运行效果良好,全年发电量约为39×10~4k W·h,约占污水处理厂总用电量的20%,可节约47.93 t标煤,减排二氧化碳388.83 t,毛收入65.1万元,静态投资回收期为3.99年。安装光伏发电系统对于污水厂的节能降耗减排效果显著,具有很好的推广应用价值。     

天然气分布式能源系统高效性、经济性评价

结合工程实例,对天然气分布式能源系统的高效性(评价指标为节能率)进行评价,对经济性的影响因素进行分析。经济性指标为静态投资回收期,影响因素:单因素:项目总投资额、天然气价格、运行时间、售电价格、售冷价格;双因素:单位发电功率投资额+电气比(售电价格与天然气价格比)、单位发电功率投资额+冷气比(售冷价格与天然气价格比)。运行时间、售电价格、售冷价格对静态投资回收期的影响一致,随着运行时间、售电价格、售冷价格的延长和增大,静态投资回收期缩短,3个因素的影响显著性依次减弱。天然气价格、项目总投资额对静态投资回收期的影响一致,随着天然气价格、项目总投资额的增大,静态投资回收期延长,天然气价格的影响更.显著。单位发电功率投资额一定时,静态投资回收期随电气比的增大而缩短。电气比一定时,静态投资回收期随单位发电功率投资额的减小而缩短。单位发电功率投资额越小,电气比越大,静态投资回收期越短。单位发电功率投资额一定时,静态投资回收期随冷气比的增大而缩短。冷气比一定时,静态投资回收期随单位发电功率投资额的减小而缩短。单位发电功率投资额越小,冷气比越大,静态投资回收期越短。     

天然气管网压力能发电制冰技术的开发及应用

高效利用天然气管网压力能是天然气产业的关键环节。以深圳求雨岭门站天然气压力能利用项目为例,探讨了设计思路、工艺流程和建设运行情况,进行了经济性分析。该项目投资约800×104元,年节电81.7×104kW·h/a,年制冰约28720t/a,年收益共约500.2×104元/a。     

商业综合体供能系统余热回收技术经济性分析

结合工程实例,对某商业综合体供能系统余热回收的技术经济性进行分析。提出利用热泵机组,供暖期回收排烟余热制备生活热水、消除白色烟羽,供冷期回收冷水机组冷却水余热制备生活热水,过渡期联合空气换热器制备生活热水。改造后,供能系统新增设备购置费为108.3×10^(4)元,年制备生活热水费用可减少44.09×10^(4)元/a,项目静态差额投资回收期为2.46 a,经济性良好。改造后,燃气锅炉烟气脱白效果显著。     

固体氧化物燃料电池供能系统技术经济性分析

结合工程实例,对以固体氧化物燃料电池(SOFC)为核心装置的供能系统的技术经济性进行分析。按燃料电池价格8×10⁴元/kW进行测算,设备购置费回收期为25.1 a,项目不具备经济性。当燃料电池价格降至合理水平,按1×10⁴元/kW进行测算,设备购置费回收期可缩短至11.1 a,项目具备一定经济性。对于燃料电池供能系统,在能源价格相对稳定的前提下,影响系统经济性的主要因素为燃料电池价格。     

LNG冷能用于发电、冷库及数据中心联合技术

以某LNG应急储备项目为背景,对LNG冷能综合利用技术进行研究,设计了LNG冷能用于发电、冷库及数据中心联合技术的工艺流程。该工艺流程以乙烷-丙烷混合体系作为一次冷媒进行冷能发电,采用丙烷作为二次冷媒为冷库和数据中心提供冷量,实现了较大温度跨度的冷能梯级利用方式,并有效提高了冷能发电效率。冷能发电区、冷库区以及数据中心区的运行相对独立,其中任一个区域发生异常时,均不会影响其他区域的正常运行。通过调节阀门,可确保非故障区域的生产和LNG的气化。利用Aspen软件对工艺流程进行模拟并优化,结合市场调查,对系统经济性进行分析。本项目年利润为6 386.5×10~4元/a,设施和设备总投资26 797×10~4元,项目投资回收期为4.19 a,回收期较短,有良好的经济效益。     

燃气锅炉烟气余热回收方案比选

将热功率为5. 6 MW的燃气锅炉作为研究对象,采用Aspen Plus流程模拟软件,建立烟气常规余热回收方案(方案1)、直接接触式余热回收方案(方案2)、直燃型溴化锂吸收式热泵机组余热回收方案(方案3)的仿真流程。将方案1作为基准方案,在供热量为5 494 kW的前提下,分析计算3种方案的系统供热效率及方案2、3的增量投资回收期。3种方案的系统供热效率分别为94. 1%、99. 3%、100. 7%。方案2、3的投资增量分别为136×10~4、265×10~4元。方案2、3节省的年运行费用接近,但方案2的增量投资回收期更小,方案2的经济性更优。     

天然气管网压力能利用工艺的火用分析

论述了天然气管网压力能的计算方法,利用天然气压力能进行储气调峰、发电、天然气液化、膨胀制冷的工艺流程。采用透平膨胀机回收利用天然气管道的压力能时,压力转换为机械功和冷火用,机械功大于冷火用,充分利用转换的机械功和冷火用有利于提高天然气管道压力能的利用效率。     

中国电力投资集团公司投资的煤制天然气项目奠基

<正>2014年4月16日,中国电力投资集团公司(以下简称中电投)投资的煤制天然气项目在新疆霍城县奠基。该项目总造价477.3×10~8元,占地约742×10~4m~2,总规模为每年生产60×10~8m~3/a天然气,分三期建成。一期年产20×10~8m~3/a,造价约169×10~8元,计划于2016年投产。     

一种基于当量运行小时数的天然气压差发电系统设计优选方法

天然气由高压管网进入低压管网时,通常采用节流的方式降低天然气压力,这浪费了大量天然气压力能。天然气压差发电是回收利用这部分能量的一种方法。目前,天然气压差发电技术已逐步发展成熟,但仍缺乏概念清晰、计算简单的天然气压差发电系统优化设计方法,系统设计时存在系统规模选型随意、多依赖工程师经验、基于天然气调压站设计参数选型等一系列问题,常常导致系统选型规模过大、经济性较差。本文提出了天然气压差发电机组当量运行小时数的概念,能够定量衡量天然气压差发电机组的利用率。并基于此提出了天然气压差发电系统设计优选方法,为天然气企业发展天然气压差发电提供了技术参考。