油气田在用燃气轮机系统的热力学分析及改进建议

目前油气田在用的燃气轮机系统实际运行指标（热效率及火用效率）与设计数值相差很大，使燃气轮机系统的性能未能得到充分发挥，达不到预期的经济效益，限制了燃气轮机在油气田的进一步推广。为此，对油气田在用燃气轮机的运行特性进行分析，其主要问题是余热锅炉运行时间短、负荷率低。根据燃气轮机热电联产系统特点，给出了热力学分析（能量平衡分析和火用分析）方法、评价准则及计算公式。利用实测运行参数，对一油气田在用燃气轮机系统进行了运行工况下的热力学分析。测算分析结果表明，该系统运行效率偏离设计值较远，运行效率较低。在各子系统的能量损失分布中，余热锅炉能损系数最大；火用损分布中，燃烧室火用损系数最大，其次为余热锅炉，表明燃气轮机的燃烧室和余热锅炉为系统能量利用的薄弱环节，为重点改造对象。建议扩大集中供热范围、采用余热发电和循环蒸气回注等提高运行效率的措施。     

在广东地区推广天然气冷热电三联供的研究与探讨

天然气冷热电三联供系统是一种建立在能量的梯级利用概念基础上，以天然气为一次能源，产生热、电、冷的联产联供系统。它以天然气为燃料，利用小型燃气轮机、燃气内燃机、微燃机等设备将天然气燃烧后获得的高温烟气首先用于发电，然后利用余热在冬季供暖；在夏季通过驱动吸收式制冷机供冷；同时还可提供生活热水，充分利用了排气热量。     

大庆莎中热电工程的现代热力学分析与经济分析

本文运用能量平衡及(火用)平衡的现代热力学分析以及经济分析方法,对大庆油田莎中油气处理厂热电工程的能量利用,进行数量与质量的全面评价。结果表明,由于采用燃气-蒸汽-热水联合循环,使能量得到充分与合理的利用。目前该项工程的热能利用率、(火用)效率在国内同类工程中居领先地位,其中热能利用率达到世界先进水平。此外,还探讨了提高该项工程(火用)效率及完善能级匹配的途径。     

中国天然气能量计量体系建设探讨

"十三五"期间,中国天然气工业高速发展,已形成国产常规气、非常规气(页岩气、致密砂岩气、煤层气等)、煤制天然气、进口液化天然气、进口管道气等多元化的供销格局,气源高位发热量范围介于34～43 MJ/m~3,不同气源发热量差值最大超过20%。2019年5月24日国家发展和改革委员会等四部委联合发布《油气管网设施公平开放监管办法》,要求于该办法施行之日起24个月内建立天然气能量计量计价体系。为了加快我国天然气能量计量体系的建设步伐,综述了量值溯源、能量计量标准等方面的中国天然气能量计量体系建设成就,分析了在天然气流量计量技术,发热量测定技术,量值溯源,能量计量关键设备国产化、智能化及应用技术,基于大数据分析的天然气管网能量平衡技术,多气源下的质量跟踪与监控技术,能量计量标准体系,以及新能源检测与计量技术等方面的需求,并提出了中国天然气计量发展对策。研究结果表明:(1)中国天然气能量计量体系基本满足实施天然气能量计量的要求,但与国际领先水平相比在高水平流量计(0.5级)的检定与应用、高准确度气体标准物质、发热量基准装置的水平、计量标准体系等方面还存在着差距,需要进一步提升;(2)中国要加快能量计量关键设备国产化、智能化技术的研究和应用;(3)天然气管网应建立计量核查方法和基于大数据分析的能量平衡系统、多气源下的质量跟踪与监控系统,以实现优于0.10%的国际领先水平的天然气管网能量输损指标;(4)为规模化应用氢能源和生物能源,实现氢气、生物甲烷与天然气的混输,应开展掺氢/生物甲烷天然气检测与计量新技术及其标准化方面的研究工作。     

天然气浅冷装置的平衡分析

某天然气加工系统的浅冷装置实际运行指标与设计数值相差较大,系统性能未能充分发挥,未达到预期的经济效益。从火用平衡的角度分析了该天然气浅冷装置的运行特性,建立了浅冷装置的平衡模型。通过现场测试数据分析表明:压缩单元、氨压缩机和换热单元的火用损效率分别为18.9%,9.4%和3.7%。压缩单元损较大,成为首要的改造对象。     

基于过程推动力模型的天然气净化用能分析

为了正确评价天然气净化过程能量利用状况及节能潜力,以火用分析为基础,基于过程推动力原理解析了天然气净化系统的用能过程,将天然气净化过程火用损失分为动量火用损失、传热火用损失和传质火用损失,从而建立起了天然气净化过程的能量结构模型。随后应用该模型对四川盆地普光气田高含硫天然气净化装置用能状况进行了分析,结果表明:①天然气净化系统的火用损失主要发生在传热过程和传质过程,其火用损失率分别为75.3%和20.1%;②传质过程的火用损失主要发生在胺液解吸再生过程,应用逐层塔板火用分析方法得知该过程的总火用效率约为10.0%,主要火用损失发生在重沸器和冷凝器中。最后,为了提高胺液解吸再生过程的用能效率,采用双效精馏工艺改造胺液解吸再生过程,通过高压塔顶气体与低压塔底物流进行换热,回收高压塔顶冷凝热量,降低低压塔底重沸器热量,使胺液解吸再生过程能耗降低了11.0%,火用效率提高了27.0%。     

蒸汽系统用能优化技术研究

天然气分公司蒸汽系统由于热网流程不合理，余热未有效回收等问题致使蒸汽系统效率偏低，通过对蒸汽系统进行过程能量分析。从蒸汽的生产，利用，凝结水回收，排烟，排污余热回收五个环节进行用能优化设计，通过在分公司装置应用后，取得了良好的节能效果。     

0.2 Mt/a催化裂化装置用能分析与改进

借助物料衡算、热量衡算、动量衡算和能量平衡、火用平衡的三环节理论,对催化裂化装置的反应-再生系统进行计算分析。结果表明,过量主风和补燃干气造成烧焦罐线速高、停留时间短、氧浓度低和水蒸气分压大,导致催化剂活性降低,烧焦利用热减少和回收利用率低,装置能耗增加。通过降低主风、停烧干气、减小回炼比和提高剂油比等措施降低工艺总用能;改造余热锅炉,以提高能量转化效率;优化换热、减少过程火用损和热损失等改善能量回收率,可降低能耗31.04%,节能效果明显。     

基于闪蒸循环的冷热电联供系统的热力学及(火用)分析

为对不同温度区间的低温余热及LNG冷能实现梯级利用并回收CO₂,提出了一种基于闪蒸循环的冷热电联供系统。对该系统设备及循环模块的热力性能、(火用)经济与(火用)环境进行了分析。结果表明,闪蒸循环中蒸发压力为4.5 MPa、蒸发温度为115°C、一级膨胀压力为800 kPa、分离器进口干度值为0.2时,该联供系统性能最佳,其净输出功、热效率、(火用)效率、LNG冷(火用)效率和CO₂捕集量分别为488.27 kW、61.290%、68.050%、69.530%和853.78 kW。此外,换热器与有机朗肯循环模块具有进一步降低成本与环境影响的潜力。     

以中低温余热为热源的LNG冷能利用流程改进

在火用分析的基础上,提出了一个同时回收中低温余热和LNG冷量的新流程。该流程是氮气Brayton循环、天然气直接膨胀和氨水混合物Rankine循环的联合。流程中以中低温余热为热源,并将LNG冷量分为低温级的潜热冷量和高温级的显热冷量两级,氮气Brayton循环回收LNG低温级的潜热冷量,氨水混合物Rankine循环回收LNG高温级的显热冷量,实现了能量的梯级利用,有效提高了LNG冷能利用的火用效率。采用Aspen Plus软件对新流程和传统的Brayton循环在相同的热源温度下分别进行了模拟计算。结果表明,新流程在循环最高温度为350 ℃时,火用效率达到了58.24%。     

LNG冷能用于O_2/H_2O富氧燃烧碳捕获系统的模拟研究

目前的天然气发电系统以富氧燃烧(O_2/CO_2循环燃烧)为主,其空分制氧以及碳捕获能耗过高,导致发电效率明显降低;较之于前者,O_2/H_2O燃烧系统作为新一代的Oxy-combustion燃烧方式系统,污染物排放量更低,但其燃烧过程仍需采用空分制氧,CO_2的压缩耗能依然较高。为此,构建了一套将LNG冷能用于O_2/H_2O富氧燃烧的碳捕获系统,并建立了该系统的数学模型以计算其热效率、效率,在此基础上开展与同样利用LNG冷能进行碳捕获的COOLCEP系统的对比分析。结果表明:(1)该系统采用高压燃烧方式,以水作为燃烧循环工质,同时对LNG采用梯级利用方式,降低了空分制氧和碳捕获系统的能耗,提高了系统的发电效率,同时以低成本完成了碳捕获;(2)该系统的热效率和效率随燃气轮机进口温度升高不断提高,在循环水量和燃烧压力分别为13.5 kmol/s和1.6 MPa、燃气轮机进口温度达到1 328.1℃时,热效率达到最大值,系统热效率、效率分别为57.9%和42.7%;(3)较之于COOLCEP系统,O_2/H_2O燃烧系统能耗明显降低,系统热效率、效率分别提高了6.3%、5.4%。     

燃气轮机-加热炉联合系统集成优化研究

通过对燃气轮机-加热炉联合系统进行集成建模,提出了一定加热炉约束条件（包括工艺加热目标约束和主要设备参数约束）下的联合系统集成优化方法。通过该方法可以计算出联合系统的最佳燃气轮机配置方案和最佳操作方案;并能对加热炉系统进行核算,提出为适应联合系统优化操作需要进行加热炉局部调整的建议;同时,还能对系统进行火用分析,说明改进前后的火用损分布以及系统火用效率。国内某12 Mt/a炼油厂常压蒸馏加热炉的工业应用,结果表明该方法是可行的,指出如果为该加热炉配置一个出功13.43 MW的燃气轮机,联合系统多耗燃料的发电效率将达到55％,系统将新增效益1 368万元/年。     

用燃气轮机尾气加热工艺炉进料的新流程及优化设计

提出了燃气轮机尾气先加热邻近工艺炉进料,再送余热锅炉发生蒸汽的新流程。与原来燃气轮机尾气直接进入余热锅炉发生蒸汽的流程相比,虽然余热锅炉产汽有所减少,但工艺加热炉却节省了等热值的燃料,因燃料能级远高于蒸汽,故尾气能量借助跨单元热集成实现了升级利用。建立了新流程的机理模型,并基于模型实施了新流程优化设计。设计变量是新增尾气换热器面积和尾气换后温度,设计目标是系统增益最大+过程?损最小,最优化计算工具采用带精英策略的非支配排序遗传算法(NSGA-I)。某炼油厂100 MW热电站与5.0 Mt/a原油蒸馏装置常压炉的热集成表明,常压炉燃料消耗减少4404 kg/h、系统增益1.63×107CNY/a、过程?损减少10.8%,说明新流程是可行的,可实现系统收益和热力学特征双进步。     

LNG冷能用于朗肯循环和CO2液化新工艺

针对CO_2排放过量的问题,提出了两种利用液化天然气冷能进行朗肯循环发电和液化CO_2的新工艺流程。流程1在常规朗肯循环的基础上增加了再热循环和回热循环;流程2在保证预冷和液化CO_2所需冷能不变的情况下,在流程1的基础上集成了氮气液化系统,目的是降低蒸发器内冷热物流的品位差,提高蒸发器的火用效率。分析了烟气温度、循环工质压力和流量对流程比功和火用效率的影响。模拟计算得到,流程1、流程2的火用效率分别可达到49.70%和49.80%,对应比功分别为237.70 kJ/kg LNG和235.20 kJ/kg LNG,CO_2的液化率为0.60 kg/kg LNG。结合具体实例进行计算,证明新流程具有良好的经济效益和环境效益。     

基于Aspen Plus模拟的气体多级压缩过程(火用)分析

以某实际裂解气压缩过程为背景,建立了Aspen Plus流程模拟模型,分析了两种多变压缩过程模拟模型的特点及应用前提。根据热力学原理,对粗裂解气在绝热、等温以及多级压缩增设中间冷却等条件下的压缩过程进行了(火用)分析。结果表明:气体压缩过程中(火用)随压力的上升而增大,而在级间冷却过程中总(火用)则相应下降;压缩级数越多,压缩过程(火用)效率越高,但增幅逐渐平缓。五级压缩过程的实例研究结果表明,过程(火用)增加约2 350kW,过程(火用)效率为62.67%,回收热(火用)潜力为476kW。     

烃类蒸汽重整制氢装置火用及碳排放分析

烃类蒸汽转化法是目前工业产氢的主要工艺,而高能耗和高碳排放是制约这一工艺发展的瓶颈因素。采用火用分析方法对烃类蒸汽重整工艺进行了系统的考察。对天然气蒸汽重整制氢（SMR）过程考察了重整反应转化温度和水/碳摩尔比对系统火用效率和单位H₂碳排放的影响,确定了在考察的范围内最佳的操作条件。比较了3种制氢原料在各自典型操作条件下的系统火用效率及单位H₂碳排放量。系统火用效率由大到小的原料依次为天然气(0.676)、液化气(0.638)和石脑油(0.635),而单位H₂碳排放由大到小的顺序与之相反。基于相对火用负荷的概念,推导了系统火用效率与子单元火用效率的关联式,并以此为基础在子单元的层面上分析了系统火用效率变化的根本原因,给出了具体的调优策略。     

基于[火用]分析方法的天然气脱氮工艺优化

为了进一步提高天然气脱氮工艺的生产能效,基于塔河油田的基础数据,利用HYSYS软件对提出的膨胀制冷+LNG辅助制冷多级分离脱氮工艺进行了模拟,对工艺主要设备[火用]进行了分析计算,确定了[火用]损的主要设备,并根据设备[火用]损的分布情况,对提出的脱氮工艺进行了优化。研究结果表明:①不同设备的[火用]损差别较大,冷箱1、入口压缩机及水冷器为本工艺的主要[火用]损设备,三者[火用]损占总设备[火用]损的73.1%;②综合设备[火用]损及[火用]效率分析,冷箱1[火用]效率优化空间较小,入口压缩机[火用]效率优化空间较大;③根据[火用]分析结果提出了进料气入口两级增压方案,根据压缩单元总[火用]损及[火用]效率确定了最优中间压力为1250 kPa;④在优化工艺最优中间压力下,入口压缩机[火用]效率提高到94%,各设备总[火用]损降低了6.3%,总[火用]效率提高到97.1%。