膨胀机替代天然气调压器方案的模拟研究

以膨胀机替代调压器回收高压天然气的压力能,将调压过程中的膨胀功转化为机械能。建立天然气压力能发电调压系统的数学模型,通过数值模拟方法分析膨胀机对调压站天然气出口温度、预热负荷等参数的影响。结果表明,由于膨胀机回收天然气压力能而输出机械功使得膨胀机出口天然气温度急剧降低,加剧了膨胀机出口天然气水合物的形成,必须在天然气进入膨胀机前进行预热;在天然气进口温度、压力及流量相同的情况下,膨胀机使得调压站出口天然气比焓大幅降低,所需预热负荷远大于调压器;对于不同型号的膨胀机,随着膨胀机等熵效率的升高,天然气预热负荷和进出口天然气温差呈近似直线趋势升高;对于确定型号的离心式膨胀机,当天然气实际流量低于额定流量的1.43倍时,预热负荷随着天然气流量的增大近似呈直线升高,当天然气流量大于膨胀机额定流量的1.43倍时,天然气预热负荷逐渐降低。     

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。     

膨胀机燃气调压的发电性能研究

提出一种膨胀机调压发电系统,在进行燃气调压的同时回收压力能发电,满足调压设施用电需求。建立系统的热力学模型,研究系统的发电性能。研究结果显示,在进气绝对压力0.6 MPa、排气绝对压力0.1 MPa的条件下,系统日均电能回收率为25.1%,日净发电量60.9 kW·h。该系统可有效解决无电燃气调压设施的用电问题,产生较好的环境效益。     

利用LNG冷能与工业余热跨临界循环参数分析

针对一种利用LNG冷能与工业烟气余热的单级跨临界循环展开研究,采用乙烷为循环工质,分析冷凝温度、蒸发压力、冷凝器夹点温差及烟气出口温度4个主要运行参数对循环性能(热效率、火用效率、净功率输出、乙烷及烟气质量流量)的影响。介绍LNG冷能与工业烟气余热单级跨临界循环模型,给出典型工况下各节点的参数。进行热力学分析,得到循环的热效率及火用效率表达式。采用Matlab软件中的遗传算法工具箱进行优化。热效率和火用效率随着冷凝温度的升高而降低,随着蒸发压力的增大而增大;随着冷凝温度的降低及蒸发压力的升高,循环系统净功率输出都增加;火用效率曲面和热效率曲面存在交叉线,热效率在蒸发压力较低而冷凝温度较高时低于火用效率;烟气的质量流量明显大于乙烷的质量流量,且都随着冷凝温度和蒸发压力的增大而增大。热效率和火用效率随着夹点温差的升高而降低,随着烟气出口温度的增大,热效率不变而火用效率降低,且火用效率曲面和热效率曲面存在交叉线;净功率输出随夹点温差的增大而降低,随烟气出口温度的改变而不变;烟气及乙烷的质量流量随夹点温差的增加都降低;随烟气出口温度的增加,乙烷质量流量不变而烟气质量流量增加。火用效率和净功率输出随着蒸发压力的升高,先增大再减小,存在最佳的蒸发压力(8 MPa左右),使得火用效率及净功率输出最大,而热效率随着蒸发压力的增大而增大;随着烟气出口温度的增加,热效率及净功率输出不发生变化,火用效率逐渐降低;蒸发压力升高,烟气及乙烷的质量流量都降低;烟气出口温度增大,乙烷质量流量不变而烟气质量流量增加。     

涡旋膨胀机流场的三维动态数值模拟

结合弹性光顺及局部重构的CFD动网格技术,实现涡旋膨胀机三维动态流场模拟,模拟结果完整描述了腔内流场随涡盘周期性运动的流动特性。几何对称的膨胀腔内压力分布存在较明显的不均匀性,一个周期内,涡旋膨胀机瞬时输出扭矩存在最小值,出现在自进气开始点起主轴转过90゜的时刻。随着进气压力增大,输出功率增大,且其增大速率随进气压力增大而递减,等熵效率随进气压力增大而减小。搭建涡旋膨胀机性能测试实验台进行测试,验证了模拟结果的正确性。     

热源对有机朗肯循环特性影响的实验研究

有机朗肯循环(ORC)发电系统是实现将低品位热能转变为电能的有效途径之一。为实验研究不同冷、热源温度下ORC发电系统性能变化,搭建以R245fa为工质的有机朗肯循环发电系统。研究结果表明:R245fa的蒸发温度和压力随热源温度升高而增大,冷凝温度及冷凝压力随冷源温度提高而上升;随热源温度升高或冷源温度降低,膨胀机膨胀比与系统等熵效率及发电功率与发电效率均增大。在0. 5℃冷源温度下,热源温度从86. 1℃升至108. 5℃,对应的等熵效率从50. 8%上升至65. 3%,火用效率由22. 1%增加到31. 9%,机组发电效率从7%增大到8. 9%;在11℃冷源温度下,热源温度从87. 5℃升至108. 1℃,对应的等熵效率从47. 0%上升到61. 7%,机组发电效率从4. 1%增大到7. 3%。     

热电机组对石油伴生气组成变化的响应实验

进行热电机组对石油伴生气组成变化的响应实验,分析热电机组(燃气内燃机发电机组制备电力、热水)在石油伴生气组成变化(主要是组分体积分数变化)条件下的工作性能(发电效率、供热效率)与氮氧化物排放水平。实验中,将某油田伴生气的一级分离气、二级分离气作为目标,采用氮气、乙烷、丙烷、管道天然气配置对应的实验气A、C以及甲烷体积分数介于二者之间的实验气B。燃用4种燃气(管道天然气与实验气A~C)时,热电机组发电效率均随发电功率的增大而增大,供热效率均随发电功率的增大而减小。在整个发电功率变化范围内,燃用4种燃气时的热电机组发电效率差别不大,在低发电功率区域供热效率差别比较明显。热电机组能适应石油伴生气组成的变化。在管道天然气中掺混较大分子烃类化合物,可使热电机组氮氧化物排放水平有所下降。     

燃气调压箱小型压力能发电设备研究和测试

阐述燃气压力能利用现状,通过实地调研运行的2座调压站、2台调压箱,分析典型调压站箱自控远传元件用电量需求,得出调压站箱内自控信号远传元件的用电需求不超过500 W。通过对比外置式与内置式发电设备,试制外置式发电设备样机并现场测试,分析输出功率低于发电机额定功率原因(气体流量低于设计流量;膨胀机额定输出功率低于发电机的额定输入功率;天然气做功效率存在误差)。应用FLUENT 18. 0软件模拟膨胀机下游的天然气温度变化,得出管内天然气温度分布不均,管壁处温度高,靠近管道轴线温度低,膨胀机下游管道管壁温度受外界环境影响较多。     

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[火用]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。     

燃气调压压力能及冷能用于联合发电的模拟

采用联合发电系统将燃气调压过程中的压力能及冷能用于发电,以实现能量回收及高效利用。通过改变系统参数,分别研究了天然气输出温度与系统朗肯循环发电量的关系、循环工质流量改变对系统工况的影响。对联合发电系统进行分析,得到既定气源调压参数下的最优运行工况点。     

天然气膨胀机降压工艺冷能冷却燃气轮机进气

提出利用天然气经透平膨胀机降压产生的冷能降低燃气轮机进气(空气)温度。结合工程实例,介绍燃气轮机进气冷却系统流程,计算进气冷却系统的冷负荷与调压工艺的制冷能力。采取进气冷却后,燃气轮机实际输出功率平均提高8.3%。     

浸没燃烧室压力波动冷态实验与数学模型建立

对浸没燃烧建立冷态实验系统,用空气代替烟气、空气管压力代替燃烧室压力,研究了浸没燃烧室相对压力波动极限幅度与浸没深度、空气流量、鼓泡孔直径、鼓泡孔分布之间的关系。利用SPSS软件拟合出燃烧室相对压力波动极限幅度的数学模型,并在热态实验工况下对模型的准确度进行了验证。冷态实验表明,不同浸没深度下的空气管相对压力波动极限幅度随空气流量的变化趋势基本一致,最大极限幅度随空气流量的增大而变大,最小极限幅度(负值)随空气流量的增大而减小。在相同空气流量下,空气管相对压力波动极限幅度随浸没深度的变化趋势基本一致,最大极限幅度随浸没深度的增加明显降低,最小极限幅度随浸没深度的增加明显变大。浸没深度一定时,最大极限幅度随鼓泡管直径的增加而变大,最小极限幅度随鼓泡管直径的增加而减小。在相同的空气流量下,最大极限幅度随鼓泡充满度的增加而减小,最小极限幅度随鼓泡充满度的增加而变大。建立的燃烧室相对压力波动极限幅度的数学模型准确度高,可反映相对压力波动极限幅度与各相关变量的关系。     

高压天然气压力能的回收利用技术

通过(火用_数学模型分析得出,高压天然气在调压过程中存在巨大的可供回收的压力能.在门站或调压站利用各种压力能回收装置来回收天然气的压力能,可用于天然气的净化处理、天然气液化调峰、废旧橡胶的粉碎、膨胀做功、城市冷库的冷源、天然气化工行业等.     

天然气冷热电联供系统的多目标优化

以某酒店天然气冷热电联供系统作为研究对象,以运行模式、发电机组额定发电功率为设计变量,建立联供系统综合性能指标优化模型,对运行模式、发电机组额定发电功率进行寻优。运行模式包括以热定电、以电定热、热电结合,发电机组额定发电功率变化范围取300～2 000 kW,综合性能指标的单项指标包括能效指标、经济指标、碳排放指标。综合性能指标均随发电机组额定发电功率增大而先减小后增大,存在最佳额定发电功率。对于该项目,以电定热的运行模式最优,发电机组最佳额定发电功率为550 kW。     

冷却塔布液方式对冷却水系统能耗的影响研究

本文针对冷却塔的压力布液和重力布液两种布液方式开展对比研究,建立了冷却水系统的数学模型并结合实际运行数据进行验证,模拟对比研究了两种不同布液方式下,冷却水管道长度与流量对系统能耗的影响规律。结果表明:在相同冷却水流量下,重力布液相对压力布液的节能率随冷却水管道长度增大而减小。在相同冷却水管道长度下,重力布液相对压力布液的节能率随冷却水流量增大而增大。当冷却水管道长度为65m、冷却水流量为585 m3·h-1时,冷却水系统采用重力布液可比压力布液节省15.04%的能耗。     

天然气压力能发电-CNG加压工艺设计与分析

设计天然气管网压力能发电-CNG加压集成利用工艺,应用软件ASPEN PLUS模拟,分析该工艺的火用效率和火用损,估算造价,分析经济与社会效益。     

页岩气压力能发电可行性分析

页岩气开采过程中需要对采气树出气进行节流减压处理,然后通过管网输送至集输站进行集中处理。节流减压过程一方面使巨大的压力能损失,另一方面为了防止节流降温形成冰堵和预防水合物的形成,又需要保温处理,消耗燃料,造成双重浪费。若能采用螺杆膨胀机和针型阀二级减压流程,通过膨胀机回收调压过程中的压差能量用于发电,为气井生产设备提供电能,将产生巨大的经济效益。本文提出了井口页岩气通过单螺杆膨胀机减压发电方案,并通过调研涪陵焦石坝页岩气开采现状,从技术、成本等方面分析了方案的可行性。     

利用LNG冷能与Brayton循环及ORC联合发电系统

基于"温度对口、梯级利用"原则,将LNG冷能与富氧燃烧技术、燃气轮机发电、氮气Brayton(布雷顿)循环、R245fa有机朗肯循环(ORC)以及碳捕获过程结合,构建一套利用LNG冷能与Brayton循环及ORC联合发电系统,充分利用LNG冷能和烟气余热。介绍系统流程,分析氮气Brayton循环最高压力、R245fa有机朗肯循环最高压力对系统效率的影响。通过对系统流程和参数的综合优化,各循环实现合理匹配,达到系统性能最优。利用Aspen Plus模拟软件对该系统进行模拟计算,得到在优化工况下系统总发电功率为469.8 MW,总发电效率为58.25%,净发电效率为46.91%,系统火用效率为40.39%。与常规的燃气-蒸汽联合循环发电系统相比,总发电效率提高了35.40%,净发电效率提高了11.16%。     

天然气压力能发电产储用一体化系统

分析压力能特性与天然气调压站电力负荷,介绍压力能回收利用技术与难点、要点。提出基于双转子膨胀机的天然气压力能发电产储用一体化系统,通过设置充电桩、发展换电池业务、结合储能电池和应急电阻柜、辅以市政电网引入,回收天然气压力能进行发电并利用。通过优化运行策略,实现发电与用电实时平衡。