燃气轮机+余热锅炉汽电联产系统设计及影响因素研究

以某装置15 MW燃气轮机+双压余热锅炉系统为对象,研究了采用Thermoflow软件建模并进行变工况分析的过程,通过装置实际运行结果验证了该软件流程模拟的准确性,证明该软件具备工程设计的可靠性。利用该软件进行了燃气轮机、余热锅炉汽电联产系统的影响因素分析,结果表明：随着环境温度的升高,燃气轮机出力降低,燃气轮机出力在环境温度40℃时比-10℃时减少26.9%;当环境温度低于15℃时,燃气轮机发电效率随温度上升而增加;当环境温度高于15℃时,燃气轮机发电效率随温度上升而降低。而环境相对湿度总体上对燃气轮机系统影响不大。随着燃气轮机负荷的增加,燃气轮机发电效率值显著提升,燃气轮机100%负荷运行时效率值比50%负荷时提高5.7%。燃气轮机排气温度随着燃气轮机负荷增加呈近似线性降低,当负荷提升到87.5%及以上时,燃气轮机排气温度稳定在506℃左右。余热锅炉排烟温度随着燃气轮机负荷的增加而提高,且均在149℃以上。燃气轮机满负荷运行时,系统供热量为25 804 kW,系统的总效率随着负荷的增加而增加,当燃气轮机负荷达到87.5%时,汽电联产系统总热效率值最大,为87.07%。文章提及的研究...     

长输管道烟气余热回收应用前景

燃气轮机烟气的温度一般高达500℃,直接排放到大气中既造成了大量热源浪费,又产生热污染,传统的回收方式利用率较低、经济效益有限。为提高燃驱压缩机能源利用率,减少环境污染,研究了目前燃气轮机烟气利用现状,提出有机朗肯循环余热回收用于发电或作为动力驱动小功率压缩机的方法,实现节约能源、提高能源利用率的目的,分析了其经济效益和社会效益,并对燃驱压气站的余热回收利用前景进行了展望。     

输气管线燃气轮机天然气压缩机组效率测定与分析

燃气轮机天然气压缩机组是天然气输送管线上的主要耗能设备,燃气轮机天然气压缩机组的效率测定是十分重要的,燃气轮机天然气压缩机组是否能在高效区工作,对于输气管线系统耗能水平的高低具有重要的影响,文中通过对天然气输送管线上的GE、RR两个不同型号机组效率的测定,计算出了不同转速下的效率值,就GE、RR机组在不同转速下的运行效率进行了分析比较,对天然气输送管线节能降耗,燃气轮机天然气压缩机组经济运行起着积极指导作用,为在不同输气管线上机组的选型提供科学依据.     

现场性能测试的测试不确定度

燃气轮机或电机驱动的压缩机组的现场测试需要精确测定效率、容量、压头或在非理想的工作环境下的功耗。因此,现场测试结果对压缩机和燃气轮机制造商及其客户有重要意义。出于经济考虑,要求验证安装机组的性能和效率以确保项目的投资回报。因此,精准确定现场性能对于压缩机和燃气轮机的制造商以及终端用户非常重要。针对调速压缩机,讨论了一种确定测量不确定度的方法,由此确定在典型约束下的现场测试结果的准确性,即一种可用于验证现场测试性能结果有效性的方法。使用冗余方法把计算结果与现场实际测试结果进行了比较;描述了典型现场测试条件下不同仪表的不确定度;对不同状态方程对计算性能的影响进行了讨论;确认了对性能不确定度有显著影响的相关测试参数,并提供了关于如何使各参数测量误差最小化的建议。结果表明,当违反一些精确测量的基本规则时,压缩机效率的不确定度会超出可接受条件。然而,通过遵循一些简单的测量规则和保持气体状态方程的一致性,压缩机组总体性能测量的不确定度可被限制在一定范围内,并且可以获得有意义的测量结果。     

新疆油田天然气压缩机余热利用技术研究与应用

新疆油田天然气压缩机以天然气为燃料压缩天然气增压外输,当机组排烟温度为370~400℃时,烟气余热未经回收利用,使排烟损失较大;同时缸体冷却水余热通过风冷器直接排放,造成压缩机组综合热能利用率低。结合处理站用热情况,对余热回收工艺技术进行了分析比较,提出了有针对性的余热回收解决方案。采用余热锅炉回收高温烟气余热,产生的蒸汽用于原油掺热;采用烟气冷凝器回收低温烟气余热用来加热锅炉补水;采用水-水换热器替代风冷器回收缸体冷却水余热,最大限度地回收压缩机余热;并根据余热利用项目的运行效果,做出经济技术分析。     

煤层气压缩机压缩温度对机组性能影响研究

为了探究影响煤层气压缩机工作性能的因素及规律,通过分析压缩机组效率的影响因素,确定了影响压缩机性能的指标为压缩气体多变指数、机组压缩端指示功率和机组系统级效率。现场测试结果表明:各级压缩进排气温度是决定机组工作状态及性能的重要因素;在煤层气站场压缩机结构参数、工况参数一定的情况下,压缩机组工作性能随压缩机进排气温度变化而变化;改变压缩温度可引起多变指数变化,从而可改变机组运行状态、指示功率及效率,在不改变工况参数情况下可根据冷却系统调节机组工作性能;机组一级压缩指示功率低于二级压缩指示功率,但一级压缩指示效率高于二级压缩指示效率,可以通过调整二级压缩工况来提升压缩机的工作性能。研究结果可为压缩机机组运行效率的提高提供指导。     

燃气轮机在油田设备上的应用—调查报道

四月中下旬,国家经委、石油部、航空部、中国石油和石油化工设备研究会联合组织调查组,对中原油田、大庆油田使用燃气轮机的情况进行了调查研究。在上述两个油田中,已经运行、正在安装和准备安装即将投入运行的有国产燃气轮机组23套,进口机组10套,单机功率从800kW到5万kW,装机功率占油田所需动力的三分之一,用于发电、驱动注水泵、天然气输送管线增压和天然气处理(包括驱动压缩机和膨胀制冷回收轻烃),而且有21套机组配备了余热锅炉,实行热电(或功)联供。     

推广应用烟气余热利用技术降低注汽锅炉排烟热损失

随着锅炉投运时间的增加，锅炉运行工况逐渐变差，锅炉运行效率也呈下滑趋势。文中对利用烟气余热，提高锅炉热效率的可行性进行了分析与研究，提出了注汽锅炉烟气余热回收利用的方法，实施了烟气余热预热给水，降低排烟温度的方案。经过一年来的测试分析，证实了注汽锅炉烟气余热回收利用技术能够取得明显的效果。     

火电锅炉烟气余热利用概述

据研究表明,火力发电中最大的热损失就是排烟热损失,而回收锅炉烟气的排热量越多,电厂的发电效率就越高;反之,回收锅炉烟气的排热量越少,电厂的发电效率就越低。由此可见,火电锅炉烟气余热的合理利用是非常有必要的。现如今,大多数的电力企业都是利用锅炉内的烟气余热进行回收发电。这种发电方式能够有效的促进发电量以及发电效率的提高,也大大降低了燃料的消耗量,从而起到了节能减排的作用。若是锅炉排烟温度过高,会对燃煤电厂的正常运行产生影响,也会降低燃煤电厂的经济效益。因此,本文对火电锅炉烟气余热的利用进行探讨及研究。     

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。     

天然气加气站压缩机组效率的计算方法

电驱往复式压缩机组是天然气加气站的主要耗能设备,也是加气站开展节能降耗工作的重点所在。加气站压缩机组效率是合理表征、科学评价加气站能效水平的关键指标之一,但天然气处理和输送系统中通用的压缩机组效率测试和计算方法仅适用于压缩机出口压力恒定的工况,并不适用于加气站压缩机出口压力和温度实时变化的工况。为此,根据热力学理论,采用焓差法计算压缩机组输出的有效总能量,用输出的有效总能量与机组耗电量之比计算加气站压缩机组的平均效率,并采用该方法对加气站压缩机组进行现场测试与计算。研究结果表明:①加气站压缩机组效率理论计算方法虽然较为精确,但可操作性较差,现场测试时几乎无法操作;②该加气站压缩机组平均效率的计算方法具有所需测试参数少、计算过程简单、可操作性强等优点,更加适用于现场测试和工程应用。结论认为,相关监测部门可依据该计算方法来测试、计算、评价加气站压缩机组的能效水平,为加气站制订效率提高方案提供理论基础和技术支持,从而加快推进加气站的节能降耗工作。     

燃气轮机性能下降原因分析及其解决方案

随着西气东输二线输气量的逐年增加,对压缩机组的效率也提出越来越高的要求,重点介绍西部各压气站地理环境对机组燃气轮机性能的影响及原因分析,并提出了解决方案。     

气田燃气式增压机烟气余热发电初探

为了提高气田增压机的能量利用效率、减少热排放污染,采用?分析方法,对烟气余热品质(做功能力)进行了评价。基于气田增压站地理位置普遍较偏僻、供电成本高、电力供应稳定性较差的实际情况,拟采用有机朗肯循环(ORC)对气田增压机烟气余热进行回收利用发电;根据现场测试的烟气参数,利用热力学模型、传热模型和系统经济性模型对烟气余热发电技术方案进行了优化。研究结果表明:①四冲程燃气式增压机能量利用率较低,输入能量仅有30%转化为有用功,约有33%的热量以烟气形式排出;②烟气值为342 kW,?百分比为34.8%,具有较高的品质,若被充分利用可使得增压机能量利用效率提高10%;③利用增压机烟气余热发电的功率和投资回收周期受工质种类、工质蒸发压力、冷凝温度和烟气换热后温度的影响较为明显,发电功率变化范围为10～80 kW,投资回收周期为3.0～6.5年;⑤对ORC工作参数进行优化后的余热发电功率为66.73～82.00 kW,可满足增压机工作的基本供电需求,投资回收周期为3.2～3.8年。结论认为,该研究成果可以为气田增压站烟气余热回收利用提供一项选择方案。     

输气站场燃气发电机组的能耗测试与分析

国内首次对输气管道站场燃气发电机进行能耗测试。发电机能耗测试包括发电效率测试和排烟气组分测试两项。通过开展发电机组的能耗测试,考察燃气发电机在燃气消耗、发电量、燃烧效果、烟气组分排放、运行水平等方面的情况,提出进一步提高发电效率和电力系统运行稳定性的建议,提高燃气发电机的运行水平,达到运行安全、经济高效的目标。     

增压站天然气发动机余热利用方案研究

压缩机增压站安装防噪声工房后房内温度超标,影响机组的正常运行;油气田地面站场燃气发动机组的热能有效利用率仅有40%左右,而发动机组的高温烟气通常被白白排放。提出的天然气发动机烟气余热回收利用方案结合现代吸收式制冷技术,可以解决增压站的防噪声工房、中控室、办公楼等地的夏季降温、冬季保温问题,并可实现制冷量与防噪声工房内发动机空压机组散热量的动态平衡,满足机组在防噪声门关闭情况下的温度要求环境,可有效提高系统的能源综合利用率,实现节能减排。     

蜂窝密封在压缩机、烟气轮机和汽轮机上的应用

蜂窝密封具有良好的封严特性和阻尼特性,应用于石化行业叶轮机械能明显改善机组性能。分别对轴流压缩机、轻催烟气轮机及50MW发电汽轮机进行蜂窝密封技术改造,有效地解决了轴端泄漏、带粉尘的烟气泄漏、润滑油含水及低压缸湿度大、动叶片严重水蚀等问题。良好的改造效果表明,蜂窝密封有利于提高机组运行效率和安全稳定性,在石化行业有广阔的应用前景。     

海洋平台往复压缩机组弹簧隔振设计与应用

为解决海洋平台橇装结构往复压缩机组与安装甲板结构存在刚性动态耦合的问题,根据隔振原理,提出了海洋平台大型往复压缩机组弹簧隔振基础设计的具体计算方法和流程。以锦州25-1 CEPF平台X-2502C压缩机组为例,进行了压缩机橇座结构设计及弹簧隔振器参数计算,采用有限元分析方法对往复压缩机组弹簧隔振基础进行了动力分析,并应用数据采集仪和速度传感器对运行中的CEPF-X-2502C压缩机组进行了现场测试。结果表明,本文提出的弹簧隔振设计方法较好地解决了压缩机组与安装甲板结构的刚性动态耦合问题,有效降低了压缩机组动载荷对甲板结构的动力作用,实测隔振效率达85%以上,压缩机组关键位置振动强度满足要求。本文研究对海洋平台大型往复压缩机组结构设计与安装具有一定的指导意义。     

关于西气东输管道压缩机站的优化布置及机组配置的探讨

针对西气东输管道工程的实际情况,对其压缩机站的优化布置及机组配置的总体思路和内容进行探讨。借鉴国内外多条天然气管道压缩机站的压比设计,通过经济性比较,认为1.4～1.5压比方案费用现值较低,经济性较好,在此基础上经过现场踏勘,综合分析,提出西气东输管道沿线站场优化布置方案,并分析比较了燃气轮机驱动和变频电机驱动的利弊,提出西气东输压缩机站的机组配置方案:各站采用机组备用配置,其驱动方式视现场实际情况而定,可选用燃气轮机,也可选用变频电机驱动。在外电可靠,且电驱方案比燃驱方案较经济或相差不多的情况下,应首选电驱方案。     

长输管道燃气轮机现场运行性能计算及评估

燃气轮机在天然气长输管道上得到越来越多的应用,但燃气轮机也是输气管道耗能的大设备,压气站95%以上的电能、天然气由燃气轮机消耗。在现场实际运行的过程中,识别出影响燃气轮机性能的参数,建立一套简单、科学、有效的性能监测方法,对于燃气轮机性能评估具有重要意义。以索拉公司大力神130燃气轮机驱动曼透平公司的RV050/04离心压缩机为例,进行现场功率计算及评估。结果表明,机组运行工况偏离额定工况较多,尤其是反映压气机状况的排气压力pCD偏离较大,另外功率也有较大偏离。因此在确定仪表测量值真实有效的前提下,首先对机组进行水洗清洁,其次要校正压气机可调导叶的角度,对燃料气进行化验,排除过量的重烃组分。通过对燃气轮机性能进行评估,可以随时掌握机组的运行状态。     

压缩机烟气余热回收技术在集气站伴热系统中的应用

苏里格气田是典型的"三低"气田,集气站生产工艺以压缩机增压后进行天然气外输,压缩机排烟温度为370～400℃时,直接排放到大气中既造成了大量热源浪费,产生热污染。为提高压缩机烟气余热能源利用率,减少环境污染,结合集气站用热情况,对余热回收工艺技术进行了分析比较,提出了有针对性的余热回收解决方案。根据余热利用项目的运行效果,做出经济效益和社会效益技术分析,并对集气站压缩机的余热回收利用前景进行了展望。