燃气发电

燃气发电（精选10篇）

燃气发电 篇1

近年来,随着石油资源的短缺和高污染的影响,天然气作为一种新型能源在国际和国内都受到广泛的关注和迅速发展。天然气发动机已在国内各大油田和煤气田得到广泛的运用。

2008年10月,我公司与川煤集团合作,利用天然气进行发电,发电设备采用我公司自主开发的1200QFA燃气发电机组,该机组采用模块化设计、自动及远程控制、数据采集显示等先进技术,便于维护和控制。机组的动力装置为Q12V240ZLD燃气机。

1 主要技术参数

1200QFA燃气发电机组的主要技术参数见表1。

2 总体布置

1200QFA燃气发电机组采用模块化集成设计,根据各设备的安装空间主要由动力单元、辅助单元和电气控制单元三部分组成。动力单元包括Q12V240ZLD燃气机、发电机、公共底架、机组启动系统。辅助单元包括机组冷却水、机油、燃气供给系统、机组进排气(含余热回收)。电气控制单元包括机旁监控系统、启动系统(电气)、机组辅助电气系统、发电管理系统。1200QFA燃气发电机组总体布置图见图1。

2.1 动力单元

Q12V240ZLD燃气机、发电机、启动电机刚性地安装在一个钢制底架上组成动力单元,公共底架为框架式,采用型钢焊接,经特殊工艺处理,发电机、启动电机安装在燃气机输出端,燃气机和发电机之间通过永进盖斯林格联轴节连接用以传递燃气机输出的动力。三台启动电机安装在燃气机和发电机之间,通过现场调整启动电机支架高度,使启动电机小齿轮与联轴节上的飞轮进行啮合,联轴节和启动电机采用一个防护罩盖遮盖,一方面防止灰尘进入联轴节,另一方面防止发动机起机时飞轮伤害着人。启动电机继电箱安装在发电机下部的公共底架上,并与启动电源柜在发动机的同一侧。

2.2 辅助单元

辅助单元中的机组冷却水系统和机油系统集成安装在一个辅助安装架上,安装架安装在发动机自由端,距离、安装方式现场确定。机组进气系统主要由空气滤清器、进气管道等组成,它们直接与燃气机两端的混合器连接,混合器通过调节阀与增压器进气口相连。机组排气系统安装在燃气机的上部,分别与两台增压器的废气排气口连接,排气管末端安装消音气来降低噪音。

2.3 电气控制单元

电气控制单元包括机旁监控柜、启动电气柜、机组辅助电气柜、发电管理柜,为了方便对发电机组的控制和调试,其中机旁监控柜、启动电气柜安置在发电机端部,与发电机接线端口在机组的同一侧。机组辅助电气柜和发电管理柜安置在机房电气控制室里,发电管理柜采用触摸式视频控制操作面板,点火控制器放置在机旁监控柜中。

3 发电机组主要装置及技术参数

3.1 动力装置

发电机组采用晨风Q12V240ZLD燃气机,该燃气机是我公司在12V240ZJ柴油机基础上,自主研制开发的一种四冲程、废气涡轮增压、增压混合气中间冷却、主供燃气预混合、电子控制火花点火方式、预燃室引燃主燃室燃烧方式的燃烧天然气的内燃燃气机,具备电子控制、故障诊断、数据监测、安全保护等智能化系统,采用水套排气管方式进行降温,空气、燃气双闭环自动控制来保证发电机组对燃气浓度变化适应。Q12V240ZLD燃气机主要技术参数见表2。

3.2 主发电机

机组主发电机选用IFC5-566-6TB42-Z型交流发电机,该发电机机内配置防冷凝加热器、绕组温度和轴温检测装置、巴士勒数字式励磁系统及空气过滤器等,确保发电品质及电机运行安全。主要技术参数见表3。

3.3 机组机油系统

机组机油系统主要包括机油热交换器、机油滤清器、机油预供泵组及相关管路阀门,与发动机内部机油系统组成两条循环回路,采用闭式内循环方式,同时在发动机的油底壳上配备有加油口和放油堵,可以进行加油、换油。该系统在燃气机起机时向燃气机各运动件提供机油;在燃气机工作时,对机油进行冷却和滤清。

3.3.1 燃气机预供循环回路

燃气机启动前,预供油泵从燃气机油底壳吸油,加压后将机油送入机油滤清器过滤,再进入燃气机内各润滑处。燃气机启动后,预供油泵自行停止工作。在油底壳上配备有加油口、放油堵,可通过预供循环回路自动进行加油、换油,或人工进行操作。

3.3.2 主循环回路

燃气机正常工作运转中,机油由主机油泵从油底壳吸入,被加压后送入机油滤清器过滤后,进入燃气机润滑、冷却活塞等各燃气机部件,之后流回油底壳。当机油出口温度高于调温阀动作温度时,则由调温阀控制先进入机油热交换器冷却后,再进入机油滤清器过滤,然后进入燃气机。

3.4 机组冷却水系统

机组冷却水系统分为高温水、低温水冷却回路,高温水回路冷却发动机气缸套、气缸盖及增压器,主要由高温水冷却器、高温水调温阀、冷却水预热器、逆止阀、膨胀水箱、高温水泵组及管路管件组成;低温冷却水回路冷却机油及增压空气,主要由机油冷却器、中冷水冷却器及管路管件组成。

3.4.1 高温冷却水循环回路

首先,当水温低于燃气机启动允许温度时,需对机组油水进行加温,有人工外部加热、机组自动控制加热方式,本机组采用自动控制加热方式,其工作原理为:当外温小于5℃时,在启动前,先将燃气机内高温水通过外部高温水预热装置(油水加热装置),预热至10℃,方可启机。

其次,燃气机启动时,机带高温水泵同时启动,泵入燃气机高温冷却水进入燃气机,然后经高温水冷却器被外循坏水冷却后返回。当高温水温度在65℃以下时,主管路内的高温水不经冷却直接进入燃气机带高温水泵;当高温水温度在65℃以上80℃以下时,主管路内的高温水一部分旁通,另一部分进入高温水冷却器进行冷却,之后与旁通部分高温水混合进入燃气机带高温水泵;当出燃气机的高温水温度在80℃以上88℃以下时,主管路内的高温水全部经过高温水冷却器冷却后再进入燃气机带高温水泵。

在高温水循环回路中设计了突然停机高温水循环回路,其工作原理为:当机组突然停机时,安装在高温水主管路上的高温水泵组受电气控制开始工作,以冷却燃气机,逐渐降低发动机受热部件温度。

3.4.2 低温冷却水循环回路

当燃气机启动时,机带低温水泵同时启动,将低温冷却水泵入燃气机中冷器冷却增压空气后,至低温水热交换器被外循环冷却水冷却后返回。机组外循环水在外部冷却后进入低温水热交换器来冷却发动机中冷水。

机组冷却水系统设置有补水放气放水系统。在燃气机工作时,须打开放气阀关闭放水阀,将各部件的放气口打开排尽内部空气。在检修燃气机或其他部件及管路时,需同时打开放气阀及放水阀。另外,系统配备有膨胀水箱,可接收高温、中冷水管路内的空气与水蒸汽。

3.5 机组进排气系统

机组进气系统主要由空气滤清器、进气管道等部件组成,进气采用直接在机房内进空气模式,这种进气模式简单,空滤器等零部件就直接布置在燃气机上。进气管道安装须保证空气进气畅通,在机房设计时应考虑了通风性能及燃气机空气进气量。

机组排气系统主要有消音器、防爆装置、排气管、排气波纹管、连接法兰、其他支架、法兰等。排气管道安装需保证排气畅通,在排气管道正上方安装一个防爆装置,管道安装时尽量减少弯道,避免发动机运转时发生“放炮”现象。由于排出的废气高温高,排气管道高度至少应高过燃气机排气口1 m以上,管道进行隔热包扎。若机组采用废气余热利用,余热利用装置安装在消音器前端,型号和利用效率应根据燃气机排出的废气温度和流量决定。

3.6 机组燃气供给输送系统

机组燃气供给输送系统是指燃气从输送主管道出来到发动机燃气进口处这一段管系。输送系统安装在机组的一侧并与机组平行,管道采用公称通径为DN250焊接钢管。为了保证气干净、稳定进入燃气机中,在管道上分别安装阻燃装置、调压器、切断装置、脱水装置和过滤装置。气体从DN250管道出来后,分成两路DN150支管,每根支管分别给一台增压器供气。

机组燃气供给输送系统主要技术要求如下:

a.燃气滤清精度:燃气机进口处,精度≤10μm。

b.燃气压力:燃气机进口处,压力在0.05～2 kPa范围内,启动时压力需大于0.5 kPa,压力瞬时波动每分钟不超过10%。

c.燃气流量:当CH4为100%时,流量≥380 m3/h以上;当CH4为25%时,流量≥1 500 m3/h以上。

d.燃气管道应防锈、密封,耐压500 kPa以上。

e.管道、电器原件、燃气设备及零部件应具有防爆、防火功能。

3.7 机组电气系统

1200QFA燃气发电机组电气系统基本配置包括机旁监控系统、启动系统(电气)、机组辅助电气系统、发电管理系统。

机旁监控系统由可编程自动化控制器、工业液晶显示器、转速功率及空燃比控制器、点火控制器、输入输出及逻辑控制回路等组成。机旁监控系统实现对机组自动化控制,可编程自动化控制器通过对热电欧、温度变送器、压力变送器进行数据采集和逻辑判断实现发动机组的自动起机、停机保护控制。转速功率及空燃比控制器对发动机燃烧混合浓度、转速、机组功率进行控制。

机组启动系统包括三个11 kW,24 V直流启动电机、2 000 A大容量可控硅整流电源,继电器、启动电机安装支架等。启动电机、继电器、启动电机安装支架安装在燃气机输出端的机组底架上。当按下启动开关、或甩车开关按钮后,启动电机齿轮与飞轮齿圈的啮合,在规定时间内把燃气机的转速拖动到150 r/min以上,然后根据设定时间或转速超过250 r/min时,自动脱开,三个启动电机可以保证起动系统平稳可靠地工作。

机组辅助电气系统主要对油水预热装置、预供机油泵组和停机高温水循环泵组进行控制,确保发电机组低温环境下的可靠启动和平稳、安全启停。

发电管理系统实现机组自动同步检测、自动并网、自动加减功率、过压/欠压保护、过频/欠频保护、过流保护、逆功保护、机组运行参数的采集、显示、上传等功能。

4 发电机组的特点

1200QFA燃气发电机组采用技术先进的12V240燃气机为动力装置,各系统采用模块化进行设计,并结合我公司成熟的12V240柴油机发电机组运用经验的改进,使机组在可靠性、可用性、可维护性方面均取得较大的提高,综合分析,该发电机组具有以下特点。

4.1 性能高,功率大

12V240燃气机是在12V240ZJ柴油机基础上研制开发的一种四冲程、废气涡轮增压、预燃室引燃主燃室燃烧方式的大功率内燃瓦斯机,通过机组实际运行情况表明,主要性能指标如热耗率、机油消耗率、排气温度、噪声等都达到同类产品的先进水平,机组最大输出功率可达1 200 kW/h。

4.2 可靠性、可维护性突出

机组动力装置设计时充分采用了原柴油机成熟、可靠、经济的零部件及结构,约70%的零部件与原柴油机通用,机组的总体布置采用模块化设计,油水管路基本采用法兰和弯管连接,布线采用线槽及软管保护形式,控制线基本采用了接插件的连接形式,在整个发电机组工艺布置得到提升的同时,机组的维护性和通用性也得到很大的提高。

4.3 高的燃气浓度压力变化适应能力

空气、燃气双闭环自动控制,使发电机组具有实时自动控制空燃比的特点,保证了发电机组对燃气浓度变化适应,特别适应瓦斯、垃圾气浓度常发生变化的燃气现场需要。

4.4 经济效益高

稀薄燃烧、空燃比控制技术使燃气机热效率34%(标准条件,CH4值100),总管排温低于650℃,机油耗率约为1.2 g/(kW·h)。机组燃料消耗量大约占机组运行成本的60%,而机组所用燃气机燃气消耗量约为0.3 Nm3/(kW·h)(标准条件,CH4值100),低的气耗率可较大地降低机组运行成本,同时发动机、发电机、控制柜等大部件均为国内生产,因此各种配件供货及时,价格低廉,机组运用检修费用可大大降低。

5 结论

1200QFA燃气发电机组的总体设计充分考虑了用户的使用要求和操作习惯,得到了用户的认可。智能化控制系统使机组具有无人值守,全自动控制功能、强大的三遥(遥控、遥测、遥信)功能、完善的状态数据管理使该发电机组的各项性能指标都达到国内先进水平。该机组已交付用户使用,得到了用户的好评。

摘要：介绍1200QFA燃气发电机组的总体设计和主要装置及技术参数,对发电机组的特点进行了简要的介绍。

关键词：燃气发电机组,总体设计,技术参数,特点

参考文献

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[3]南车资阳机车有限公司.1200QFA燃气发电机组操作手册.2009.

燃气发电 篇2

（2014年5月）

审批范围及条件：分布式燃气发电项目

申请材料

一、基本要件清单

1、企业营业执照副本

2、组织机构代码证副本

3、真实性承诺

4、依法招标申请表

二、专项要件清单

1、项目所在地市（州）发改委申请文件

2、具有乙级及以上相应资质的工程咨询机构（设计单位）编制的项目申请报告

3、省住建厅出具的规划选址意见书

4、省国土资源厅出具的建设用地预审意见或土地证

5、依据环境评价分级管理办法由相应权限的环保部门出具的环境影响评价审查意见

6、依据分级管理原则，水利部门出具的水土保持方案审查意见

7、省安监局出具的安全预评价审查意见

8、市（州）发改委出具的节能评估审查意见；省直项目及跨市州项目由项目单位提交节能评估申报材料（节能评估申请可在本项目审批核准申请文件中一并提出，不再另行文）

9、项目所在地政府或授权部门出具的社会稳定风险评估审查意见

10、省电力公司出具的接入系统审查意见

11、项目与相关天然气公司签署的供气合同或协议

燃气发电 篇3

关键词：燃气轮机设备；蒸汽动力设备；联合循环发电装置；电力行业；大型火电机组 文献标识码：A

中图分类号：TM611 文章编号：1009-2374（2015）06-0060-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.0457

自20世纪60年代以来，国内的电力领域已开始进行全面的发展，电力装置已趋于世界前沿。按照国内电力规划的相关标准，到2005年在发电装置上，每年将以1600千瓦的速度增长，而且在新增的机组中，除侧重于发展高数值大容量机组外，还全面发展高效率、低消耗的同时具有调峰性能的机组。其侧重于发展300MW、600MW的大型火电机组，发展局部性集中供热的热电机组，而且要全面发展燃气-蒸汽联合循环发电机组，进而达到高效节能、深化电网能力的目的，这已变成未来中国电力发展的核心目标。文章将以燃气-蒸汽联合循环发电装置的特点及应用作为切入点，予以深入的探究，相关内容如下所述。

1 燃气-蒸汽联合循环的概念

一般来说燃气-蒸汽联合循环发电机组的核心设备包括：（1）燃气轮机；（2）余热锅炉；（3）汽轮机；（4）发电机；（5）凝汽器。在燃气轮机运转时，压气机在外部吸进空气，并将空气进行压缩，空气温度也随之增加，再把空气输入到燃烧室和喷入的燃料混合燃烧产生高温高压的燃气，输入燃气轮机内进行作功，进而带动发电机予以发电。燃气轮机的排气导入余热锅炉，进而产生高温高压，再利用蒸汽带动汽轮机进行发电。汽轮机排汽再输入至凝汽器内进行放热，凝结水又输送到余热锅炉，进而推动蒸汽动力循环。这样不仅提高了总输出功率，同时还利用了燃气轮机以及汽轮机的特性，促使循环的热效率增加。

2 燃气-蒸汽联合循环发电装置的基本特性

我们都知道常规的火电机组因为其自身设备与系统的功能问题，它的热效率已无法有突破性的提升。相关数据显示，1996年国内火力发电机组的平均供电煤耗为每小时每千瓦0.409千克，若根据此数据进行换算，平均供电效率约30%。1989年4月日本大板发电厂正式投入商业运行的700MW超临界数值的汽轮发电机组，此发电机组以液化石油气为主要燃料，其发电效率为42%，此电站是目前世界最先进火电站的代表。而燃气-蒸汽联合循环发电装置的热效率则远超过上述数据。国内南京汽轮电机厂和美国6E企业合作生产的PG6551 B型37MW燃气轮发电机组，其简单循环时的发电效率约31.5，若配置国产余热锅炉以及汽轮机，组成55MW，那么进行联合循环其发电效率则能够超过49%。伴随燃气轮机初温以及压气机压力的深入发展，燃气-蒸汽联合循环电厂的效率还能够有一定的发展空间，目前我们正向着65%的目标进军。

燃气-蒸汽联合循环电厂我们也可称其为“清洁电厂”。因为此发电装置是以油以及天然气为燃料，燃烧生成产物不会产生灰渣，不需要进行灰渣排放，能够把高硫、高灰分、低热量的残次煤通过煤气化以及硫化燃烧脱硫、除尘净化，这将有效的降低污染，因此这也是目前为止效率最高同时又最为环保的发电装置。

由于燃气轮机无须大量的冷却水，而建设坑口电站正是水源十分困难的区域，因此建设燃气-蒸汽联合循环电站，可以适应于缺水区域以及坑口电站的需要。一般比相同功率的电厂节约近50%的水量。

燃气-蒸汽轮机联合循环发电装置是通过余热锅炉、燃气轮发电机组以及汽轮发电机组等几个部分构成。燃气轮发电机组以及余热锅炉全部是户外设置。同时在制造厂中完成了最大可能的匹配。而且也会按照用户需求，分简单循环和联合循环等阶段的建设，利于资金周转与融资的流通。燃气轮发电机组从设备运至安装现场到完成验收试验具备投入运行条件，通常只需150天。联合循环电厂因为不需要太大的面积、输煤以及除灰渣等设施，因此占地面积较少。除汽轮机外，电厂无须大型厂房，建筑面积相对减小，土建费用低而且燃气轮机电站无须大量冷却水，能够降低冷却水量的供应量，从而节约厂用电量。这对干旱缺水区域特别重要。而且，联合循环电厂自动化控制水平较高，通过先进的集散式控制机制，操作工作者能够降低工作量。

国内燃气轮机以及联合循环发电装置技术的发展较早，可能和世界发达国家相差无几。早在20世纪50年代就已开始研制，且在四川构建了一套13MW的联合循环电站。直到80年代中葉，伴随国民经济的增长，燃气轮机电站的构建开始得到迅猛的发展，主要针对石油、石油化工以及电力等领域，同时燃气-蒸汽联合循环电站也开始得到全面发展，依附于“开发与节约并重”以及“保护环境”的原则，燃气-蒸汽联合循环发电装置在我国有非常好的发展前景。

3 结语

燃气-蒸汽联合循环能够有效的应用在电网的调峰以及备用机组；冶金、炼油、化工等领域的余热利用；能源匮乏的东南沿海区域以及有天然气资源的

区域。

参考文献

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作者简介：潘干忠（1977-），男，广东新兴人，广东惠州天然气发电有限公司助理工程师。

燃气发电设备的比选 篇4

关键词：煤层气(瓦斯),乏风氧化,发电机组,技术参数,装机方案

0 前言

中国煤层气资源存储丰富。近几年来,随着国家对煤层气(瓦斯)利用的有关优惠政策的出台和完善,企业对利用煤矿井下抽放的瓦斯进行发电的积极性高涨,但由于井下瓦斯抽采的浓度和产量会随着抽采方法、地点和方式的不同而变化,这就要求瓦斯电站的主机设备有较强的适应性和灵活性。目前,世界各国对因瓦斯浓度、瓦斯压力以及主机设备应用场所等条件的限制而研制和开发的燃气设备技术成熟,运行稳定、可靠。

1 燃气发电设备的类型

燃气发电设备主要有以下4种类型:燃气轮机(航空飞机发动机改造)、燃气内燃发电机组、氧化装置、微型燃气轮机。

1.1 燃气轮机(航空飞机发动机改造)

燃气轮机的工作原理是瓦斯在燃烧室内与经过空压机压缩后的空气混合燃烧,燃烧生成的高温烟气在燃气轮机中膨胀做功,一部分用于带动压缩机工作,另一部分用于发电机发电,做功后的高温乏气可以通过余热锅炉再次回收热能转换蒸汽,驱动蒸汽轮机再发电,形成燃气轮机—蒸汽轮机联合循环发电,发电效率可大大提高。利用燃气轮机发电,具有单位功率重量尺寸小、运行平稳、机组功率大、转速高、轴系运行噪音小等优点,但该机型对瓦斯浓度和压力要求高,燃料热值比较稳定。由于瓦斯浓度波动较大,会随着煤层开采后期浓度有逐渐下降的趋势等因素的影响,故燃气轮机在此状况下的应用会出现频繁开机和停机的现象。

1.2 燃气内燃机发电机组

燃气内燃发电机组的工作原理为利用瓦斯在机体内燃烧,推动汽缸活塞移动做功,带动发电机发电,做功后的高温乏气可通过余热锅炉带蒸汽轮机联合循环发电,提高发电效率。该机组具有对燃料要求低,系统简单,运行灵活,发电效率高,建设周期短等特点。尤其是该机组要求瓦斯进气压力低,仅为3 kPa～35 kPa,瓦斯浓度范围广,浓度8%以上即可利用,这使得燃气内燃机发电机组在瓦斯发电方面获得了越来越广泛的应用。该机组是一种技术成熟的设备,具有集成度高,设计安装简单、运行管理自动化程度高等特点。与燃气轮机发电形式相比,具有启动时间短、燃气压力低、对燃气浓度适应范围宽的优点。

目前在中国运行或安装的燃气内燃发电机组分国产和进口两种。国内的生产厂家主要有山东胜动集团、济南柴油机股份有限公司、常州柴油机股份有限公司等,单机容量为500 kW～700 kW机组,单机容量大的发电机组也在工业性试验阶段。国外的发电设备厂家主要有美国卡特彼勒公司、奥地利颜巴赫公司、德国道依茨公司、日本三菱重工等。单机容量为2 000 kW～4 000 kW机组。

从国内使用燃气内燃发电机组情况可知,国产机组与进口机组都有成功运行的样板。与国产机组相比,进口机组单机容量大,发电效率高,年运行时间长,占地面积小,但对瓦斯浓度要求30%以上,同时设备价格高,订货时间长,初投资很大。国产机组虽发电效率不抵进口设备,但其对燃气的品质,供气压力的要求很低,更适应瓦斯抽采量和浓度有波动的情况,而且造价大大低于进口机组,供货时间短。

国产和进口部分机组主要技术参数叙述见表1、表2。

1.3 氧化装置

在煤矿开采过程中,瓦斯排出量的约70%是通过煤矿通风瓦斯(也称乏风)排出的,乏风中CH4含量浓度在0.10%～0.75%之间,而乏风中CH4浓度常受到井下煤层气含量、煤炭开采、通风量等因素的影响,导致CH4浓度变化范围较大,所以一直对空排放,造成了巨大的能源浪费和环境污染。之后虽有一系列已经被开发出的乏风利用技术,但只有热氧化技术可以在合理的成本投入下带来显著的减排效果。

在中国山东胜动集团研究完成的氧化技术是目前国内唯一通过现场工业性试验的技术成果,在可利用乏风浓度、氧化控制、热量利用等方面取得了突破性进展,其单台处理量60 000 m3/h氧化机组已被广泛应用。胜动集团60 000 m3/h氧化机组主要技术参数见表3。

1.4 微型燃气轮机

微型燃气轮机是一种新发展起来的小型热力发动机,其单机功率范围为30 kW～1 000 kW之间,其基本技术特征是采用径流式叶轮机械(向心式透平和离心式压气机)以及回热循环。微型燃气轮机与常规发电装置相比具有以下优点:环保效果好、结构简单、维护少、发电效率高、运行模式灵活、适用于多种燃料等优点。鉴于中国目前的电力发展及其分布不很均衡以及微型燃气轮机的技术特点及其优越性,微型燃气轮机相信将在中国得到广泛的重视与应用。部分微型燃气轮机的主要技术参数见表4。

2 工程实例分析

2.1 泓翔煤业瓦斯电站燃气发电设备的比选

泓翔煤业矿井属高瓦斯矿井,目前采用高负压和低负压两套抽放系统,高负压系统抽采纯量为7.2 m3/min,抽采浓度为40%;低负压系统抽采纯量为10.8 m3/min,抽采浓度为15%。

根据矿井抽放瓦斯的参数及国内外瓦斯燃烧技术现状,本瓦斯发电工程主要选用燃气内燃发电机组。根据抽放的瓦斯气量和浓度,若选用进口机组,则只能利用高负压抽放系统抽放的瓦斯7.2 m3/min(CH4浓度约为40%),而低负压系统抽放的瓦斯10.8 m3/min(CH4浓度约为15%)只能排空,不仅浪费资源,还污染大气环境,故采用国产机组,将两套抽放系统抽放的瓦斯混合后加以利用,装机方案定为6×500 kW燃气内燃发电机组+6×0.35 t/h余热蒸汽锅炉。本项目建设符合国家产业政策,即有较好的社会环境效益,又可申请CDM资金补贴,获得一定的经济收益,可谓一举多得。

2.2 大宁煤矿瓦斯电站燃气发电设备的比选

大宁矿井属高瓦斯矿井,于2002年建立了永久矿井瓦斯抽放系统,年抽放纯瓦斯1.47×108 m3,除主要供丰润瓦斯电厂20台500 kW国产瓦斯发电机组和大宁煤矿供热锅炉使用,年用气量为4.81×107 m3,另剩余9.90×107 m3瓦斯排入大气,瓦斯利用率仅32.7%。抽采的瓦斯中,CH4占50.56%,O2占8.87%,N2占40.37%,CO2占0.2%,低热值为18 027.37 kJ/Nm3。结合该矿富裕瓦斯气量及浓度、场地、道路、水源等条件,确定建设8×4 MW燃气内燃发电机组配4×4.38 t/h余热锅炉+3 MW组合快装凝汽式汽轮发电机组。燃气内燃发电机组选用目前世界上单机容量最大(4 MW)的德国道依茨燃气机组,仅在波兰有2台同类型机组运营,余热锅炉产生的蒸汽拖动常规蒸汽轮机发电机组进行联合循环发电,是迄今为止中国瓦斯发电单机容量最大、发电模式最完善的瓦斯联合发电电站,全厂发电热效率达45.66%。本项目是“清洁发展机制”即CDM机制获得国家批准的项目之一,每年可减排5.37×104 m3瓦斯,相当于8.83×104t标准煤,减排CO2当量87.1×104 t,将获得碳减排收益6 000×104元。因此,本项目的建设充分利用了大宁煤矿井下抽放的富余瓦斯,减少了温室气体排放,变废为宝,提高了井下生产安全,产出了大量的电力,符合国家可持续发展方针战略,为瓦斯综合利用及其可持续发展起到了示范作用。

3 结语

燃气发电 篇5

根据公司的安排，于4月27日-29日XXX等一行四人组成燃气轮机设备考察小组，对湖南株洲南方燃气轮机成套制造安装有限公司进行实地考察调研。该公司项目经理吴湘杰接待了我们，具体情况汇报如下:

一、湖南株洲南方燃气轮机成套制造安装有限公司基本情况

株洲南方燃气轮机成套制造安装有限公司是中国南方航空工业(集团)有限责任公司控股的有限公司，专业从事燃气轮机的研究与开发，是国家指定的轻型燃气轮机专业生产厂家。该公司始建于1987 年，1999 年通过国家ISO9001 质量体系论证。现生产分为两大部分，一部分是航空使用的燃气机，另一部分是非航燃气机。现行全国各企业使用的该公司的燃气发电机组有740台，据介绍成功率达到100%，在运行过程中没有出现大的安全事故，该公司从整体布局来看规模较大，厂房规范整齐，管理正规，具有燃气轮机及其成套设备的设计、制造、安装资质。现有员工236 人，其中工程技术人员45 人、高级工程师23 人、研究员级高级工程师7 人、高级技师9 人、技师18 人。

根据国内中小型焦化厂放空煤气特点研制的燃用焦炉煤气机--QDR20 型燃气轮机热电联供机组是国家“九五、十五、十一五”期间重点推荐的节能、环保、高新技术项目，QDR20 型燃气轮机热电联供机组是一种技术成熟、运行稳定、质量可靠、投资回收快的节能产品，具有明显的经济效益和社会效益，前景可观。已在国内焦化行业中山东、东北、河南等地企 业生根开花（详见附表）。该公司2010年产值1.2亿元，利润1500万元。

二、QDR20 型燃气轮机热电联供机组简介及参数

1、机组简介: 燃气轮机的启动首先是由启动机拖动运转。当燃机达到点火转速后，经净化增压的燃料与压气机增压后的空气在燃烧室混合点火燃烧，产生高温、高压的燃气，驱动涡轮作功，燃机转速上升达到启动机脱开转速后，启动机自动脱开，燃气轮机自行升至慢车工作状态，当转速达到发电转速后，燃气轮机拖动的发电机就可以并网发电。燃料的供应量与发电输出功率按一定规律增加直至机组额定功率。燃气轮机排出的尾气进入余热锅炉进行热交换产生蒸汽。通过余热锅炉后排出的尾气温度≤190℃，整个机组的综合热效率达70％以上，至此整个机组实现了热电联供。该机组可对噪声、设备振动、排放等指标进行控制，达到国家环保要求。

2、机组热电联供示意图：

3、机组特点：（1）投资少： ≤ 3500 元/kWh（2）效益高： 投资回收期 ≤ 3 年（含建设期）（3）运行成本低： ≤0.05 元/kWh（4）平均年运行时间长： ≥330 天

（5）启动迅速：从静止至全负荷运行不大于5 分钟。（6）结构紧凑，占地面积小。

（7）热电联供效率高： 综合效率＞75%（8）自动化程度高，操作简单：能自动实现启动、励磁、并网、功率调节；具有故障识别以及自动停机、保护功能，并能自动记录停机前3 分钟内机组运行参数。

（9）具有独立发电和并网发电能力。

3、机组性能参数： ①、额定功率： 2000 kW ②、最大功率： 2330 kW ③、蒸 汽： 6.5 t/h(0.8～1.3Mpa，160～300℃)④、热 耗： 15.65 MJ/kWh ⑤、额定电压： 6.3 或10.0 kV ⑥、频 率： 50 Hz ⑦、综合热效率： ≥75% ⑧、冷却水耗量： ≤2 t/h ⑨、软化水（锅炉用）：7 t/h

三、实地考察了解 在吴经理的安排下，我们先后参观考察了组配车间、装配车间、维修车间、测试车间。这些车间也就是过去歼8和歼10及一些小型运输机、预警机的内燃机组配车间，尤其是组配、装配车间管理非常严格，进车间也和易成公司一样需要穿戴鞋套，禁止使用、携带影响和通讯工具。在吴经理的介绍下，我们了解了QDR20 型燃气轮机热电联供机组的组配、装配、检测、检修等程序。尤其对设备日常检修、大修问题做了了解，该机组随同设备厂家提供日常检修项目说明，可在设备安装当地进行日常检修。正常运行5000h以上（据介绍她们合作厂家最好的七台河厂家运行了19000h），需要返厂大修，大修一次需要时间2-3个月，基本费用35万元（如果更换大件的话还要高）。

在生产现场看到了工人们正在组装的内燃机叶片(属易损件)，一个小小的叶片均价就850元左右。尤其是对使用厂家返厂的QDR20 型燃气轮机热电联供机组大修情况，发现叶片出现严重的锈蚀和冲击痕迹，吴经理解释为煤焦气的净化效果不理想造成的，但是SIC气体成份中不含氢气和碳氢化合物，所以气体在燃烧过程中，很少产生水蒸汽，因此对燃气机的叶片腐蚀不会十分严重，只要能达到环保排放标准即可。

在生产现场了解到一线操作人员，月工资2500元左右。从整个现场来看，机械化程度较高，用人较少，但是在组配、装配车间却发现一两个人在组装内燃机叶片，旁边却有四五个人在闲聊。在测试车间工作人员全部集中到休息室抽烟、喝茶，看到吴经理带我们进去，仅仅打个招呼，由此可见该公司现场生产管理上存在漏洞。

四、技术交流与答疑 经过我们的要求，吴经理组织了一个QDR20 型燃气轮机热电联供机组技术问题研讨会，该公司副总（研究员级高工）李家球、项目经理吴湘杰、秦宪彪等人参加。在会上我们一系列的提问，李总等人一一进行了回答。通过技术交流，结合我们项目的技术要求，我们明白了如下问题：

第一、如何实现我们碳化硅切割刃料项目尾气（CO）与QDR20 型燃气轮机热电联供机组进行有效对接，从而达到安全、可靠、经济、稳定运行，实现整体平衡工艺？

CO热值低，尾气介质压力低，杂质多，如果要满足燃气机组的工艺要求，必须实现增压净化压缩提高热效。上次在武汉四院项目洽谈过程中，该项目由四院进行设计施工，该公司只负责增压及后工段项目。

第二、QDR20 型燃气轮机热电联供机组余热、换热系统的应用指导（就是讲换热蒸汽品质（乏汽）如何再次应用）。

只能解决三台燃气机组余热锅炉回收再次发电，配臵3000KW.h汽轮机组。

第三、在人员培训、安装试运、技术（售后）服务，包括检修、维护、保养等方面。

该公司免费为用户培训机组运行、维护人员。人员培训约30人左右、理论培训时间35-40天、负责组织人员到合作厂家实地培训、设备安装及试运行期间的现场培训等。

该公司表明因为利用SIC尾气（主要成分：CO）发电，他们属于第一次，因此要对燃气轮机进行部分改造。燃气机制造时间需要10个月，安装时间需要6个月（包括土建施工），整个燃气发电机的安装（包括附属设备）均由该公司负责安装。

该公司负责提供电站的说明书、使用维护说明书和运行规程,保证长期为用户以优惠的价格维修机组和提供零备件。燃气轮机日常检修与维护等常规的检查每次停机2-3个小时，该公司承诺接到用户设备故障的通知，服务人员72 小时内到达现场或给予答复。

第四、状态下的配臵，就是正常生产时单启停、和多启停高温冶炼炉与燃气机组的最佳配臵，如何考虑到冗余量又要考虑其合理性？

在正常配臵情况下，应该在冗余量上考虑两台燃气主机的配臵(价格180万元)。

第五、关于发电机组电气设备及断路器出口综合保护与公司内部区域网断路器综合保护对接问题必须做到相互兼容。

该公司明确提前联系，可以实现设备使用厂家与该公司端口对接，也就是说他们在获悉我们需要技术指导的时候可以直接利用对接网络实现远程服务。

第六、QDR20 型燃气轮机热电联供机组的运行工期和检修周期？ CO燃气轮机国内没有先例，该公司也是第一次承接，QDR20 型燃气轮机热电联供机组运行周期，通过技术分析应该在5000h以上或者更长。

第七、该公司同意可以为我们联系，目前QDR20 型燃气轮机热电联供机组在其他厂家运行情况实地考察和参观。

五、考察建议

通过此次考察，在返程火车上我们四人进行了一个小型讨论，一致认为，该公司燃气轮机基本符合我公司相关工艺条件，但是存在两点不足：

1、返厂维修时间过长；

2、因为燃气机需要改造，压缩机配臵提高等因素，售价比其他厂家要高（当时大概说明售价需要800多万/台套）；

经过讨论，我们有以下两点建议：

1、多方考察设备厂家，详细对比。采用设备竞标方式，达到项目最佳配臵，择优而选之；

2、联系目前该公司燃气机组使用厂家，实地进行运行情况考察，进一步验证该机组实际生产运行情况；

燃气发电 篇6

1 燃气发电机组工作原理

瓦斯气经过燃气滤清器依次经过调压阀、快速关断阀、计量阀与空气混合, 混合气经过涡轮增压器增压后进入发动机的气缸。在汽缸盖顶部设置有火花塞, 混合后的瓦斯气经火花塞点火在气缸内爆燃做功, 推动活塞在气缸内往复移动, 带动曲轴旋转, 进而带动发电机发电, 做功后的尾气从排烟管排出。发动机设有缸套冷却水系统冷却发动机受热部件。

2 目前燃气发电机组余热利用现状

该电厂现有21×1.8MW燃气发电机组配21×1.6t/h余热蒸汽锅炉 (20台运行1台备用) 。余热锅炉生产出0.5MPa的饱和蒸汽通过一级站换热后供附近矿生活区热水。目前只需运行2~4台余热锅炉可满足附近矿区供热水, 大量的尾气热量排空没有利用;燃气发电机组缸套冷却水中的热量未进行利用, 全部通过远程散热水箱排入大气。

3 燃气发电机组余热综合利用方法

燃气发电机组的余热综合利用包括燃气发电机组尾气余热利用和燃气发电机组缸套冷却水余热利用。目前附近矿区用热水负荷远低于该电厂余热锅炉供热水的设计能力, 将燃气发电机组尾气余热用于发电, 并采用燃气发电机组缸套冷却水余热供热水, 可合理有效利用燃气发电机组余热。

3.1 燃气发电机组尾气余热发电利用

3.1.1 燃气发电机尾气余热发电原理

瓦斯气在燃气发电机组做功后, 高温尾气通过余热锅炉加热锅炉给水产生过热蒸汽, 过热蒸汽在汽轮机内将热能转换为机械能, 带动汽轮发电机组做功产生电力。

3.1.2 燃气发电机组尾气余热发电可利用能量

瓦斯气在燃气发电机组内做功后所排出的尾气温度高达465℃, 燃气发电机组满负荷时尾气中的热量为3.999GJ/h (排气温度降至140℃) , 每台燃气发电机组尾气每小时可产生1.2T过热蒸汽 (2.5MPa, 400℃) , 可产生的电功率为240k W (汽耗率按5Kg/kwh计算) 。

3.1.3 燃气发电机组尾气余热发电方案

将现有21台余热锅炉改造为4台6T/h中温中压 (2.5MPa400℃) 余热锅炉, 每5-6台燃气发电机组尾气供一台余热锅炉, 每两台余热锅炉共用一个烟囱。余热锅炉产出过热蒸汽带一台4.5MW的汽轮发电机组。汽轮发电机组输出电能同燃气发电机组一起并入电网系统。

3.2 燃气发电机组缸套冷却水余热供热利用

3.2.1 燃气发电机组缸套冷却水供热原理

燃气发电机组缸套冷却水供热主要是利用板式换热器间接换热, 换热分两个密闭的系统, 一个是缸套冷却水系统, 由冷却缸套后吸热后的高温缸套水, 进入板式换热器释放热量后, 再循环冷却缸套;另一个是中间热水系统, 由板式换热器处得到热量, 升温后的水进入现有一级换热站供热水换热器, 放热、降温, 再回到板式换热器升温, 反复循环。最后通过一级换热站将热水供到热用户处使用。

3.2.2 燃气发电机组缸套冷却水供热热平衡分析

燃气发电机组设计缸套冷却水出水温度90℃, 回水温度82℃, 每台燃气发电机组缸套冷却水提供的换热功率约为740k W, 约等于2.664GJ/h。20台燃气发电机组运行可提供的换热功率14.8MW, 约等于53.28GJ/h, 附近矿区的用热负荷为13.75MW (49.5GJ/h) , 因此, 20台燃气发电机组缸套冷却水供热能够满足附近矿区供热水要求。

3.2.3 燃气发电机组缸套冷却水余热供热方案

通过在每台燃气发电机组缸套冷却水系统中并联安装板式换热器 (换热功率0.7MW) , 利用三通阀门控制燃气发电机组缸套冷却水的流向。经过换热后的热水汇集到热水母管, 利用一级换热站现有循环水泵及通往附近矿区二级站的一级热水管网进行热水供应。

4 节能效益和经济效益

4.1 节能效益

改造为燃气发电机组尾气余热发电和燃气发电机组缸套冷却水余热供热的余热综合利用后, 每台燃气发电机组可回收热量980KW (约3.5GJ/h) , 将燃气发电机组热效率由原来的39%提高到60%。余热锅炉及汽轮发电机组建成后, 4.5MW汽轮发电机组每年可发电2700万Kwh (年有效利用小时按6000h计算) 。燃气发电机组缸套冷却水余热供热建成后, 20台燃气发电机组每年可供热29.7万GJ (按6000h计算) 。

4.2 经济效益

燃气发电机组尾气余热发电利用需要投资约2500万元, 建成后每年可发电2700万Kwh, 每度电按电价0.527元/k Wh计算, 可增加收入1422.9万元, 考虑运行成本等, 预计二年完全可以收回投资。燃气发电机组缸套冷却水余热供热利用需要投资约180万元, 建成后每年可供热297000GJ, 按供热价格为49.13元/GJ计算, 年供热收入1459万元, 考虑运行等, 一年可收回投资并可盈利。通过分析可知, 燃气发电机组余热综合利用具有可观的经济效益。

5 结束语

综上所述, 燃气发电机组尾气余热发电和燃气发电机组缸套冷却水余热供热的余热综合利用方法可提高燃气发电机组的热效率, 提高燃气的利用效率, 合理利用燃气发电机机组余热中高低品位热量, 是一种非常经济的节能降耗方法。同时, 燃气发电机组缸套冷却水供热在燃气发电机组缸套冷却水系统中并联板式换热器, 增加了缸套冷却水的散热, 利于缸套冷却水温度的降低, 夏季能减少缸套冷却水温度对燃气发电机组负荷的影响, 保证燃气发电机组的稳定运行。

参考文献

[1]贺平, 孙刚.供热工程[M].北京:中国建筑工业出版社, 1993.

[2]郑体宽.热力发电厂[M].北京:中国电力出版社, 2001.

微型燃气轮机发电建模与仿真研究 篇7

1 微型燃气轮机发电系统结构

微型燃气轮机采用空气轴承或径流式叶轮机械, 机组尺寸小、结构简单, 能够产生大量品质极佳余热烟气, 其温度在600℃左右, 利用价值较高, 是目前分布式能源系统特别是小型冷热电联产系统的主要动力设备。微型燃气轮机产品主要包括2种结构, 一种为分轴 (split-shaft) 结构, 另一种为单轴 (single-shaft) 结构。分轴结构微型燃气轮机动力涡轮与燃气涡轮采用不同转轴, 通过变速齿轮与发电机相连, 由于降低了发电机转速, 可以直接并网运行;单轴结构微型燃气轮机中燃气涡轮与发电机同轴, 因此发电机转速较高, 需要采用电力电子器件进行整流逆变, 才能接入大电网[1]。

单轴结构微型燃气轮机发电系统具有系统效率高, 结构紧凑, 可靠性高的特点, 是微型燃气轮机的主流产品, 本文主要研究单轴微型燃气轮机模型及运行特性。典型的单轴结构微型燃气轮机发电系统如图1所示。

系统由微型燃气轮机、永磁同步发电机、整流器、逆变器和负荷组成, 其中微型燃气轮机透平包括压缩机、燃料室、能量回收器以及带一个负荷的动力透平机。其基本的工作原理:从离心式压气机出来的高压空气首先在回热器内经涡轮排气预热, 然后进入燃烧室与燃料混合并得到充分燃烧, 高温燃气输入向心式涡轮做功, 直接带动燃气轮机驱动内置式高速发电机, 通常燃气涡轮旋转速度可高达30 000~100 000 r/min, 需要采用高能永磁材料 (如钕铁硼材料或钐钴材料) 的永磁同步发电机, 其产生的高频交流电流经过整流逆变后, 转化为工频交流电能输送至负荷或交流电网[2]。

2 微型燃气轮机建模分析

(1) 转子方程:

式 (1) 中:n为转速;MT, Mc, Mf和Mg分别为透平转矩、压气机转矩、轴系摩擦转矩和发电机转矩;J为整个轴系的转动惯量[3]。

(2) 燃烧室和透平之间的热部件不稳定传热方程:

式 (2, 3) 中:TB, T3, Tρ分别为燃烧室出口温度、透平入口温度和管道金属壁平均温度;α为沿气流流程换热系数;A为单位长度上的换热面积;l是全部气道流程长度;d为在过渡过程中起作用的热部件金属表面厚度;ρ是热部件金属的密度;c为金属比热[4,5,6]。

(3) 由于管道容积的存在, 使在过渡过程引起了容积中所容纳气体量的改变, 从而造成进、出口流量之间的差异。压气机和燃烧室 (回热器) 之间的容积方程:

式 (4) 中:V为是压气机与燃烧室间的管道容积;ρ2为管道中空气密度;Gc和GB分别为压气机出口与燃烧室入口空气流量[7]。

(4) 燃气轮机系统中的回热器是一个很大的蓄热元件, 对整个燃气轮机的动态性能有显著的影响。把回热器作为一个集中容积处理, 将再按分布参数研究所得到的结果对其中参数进行适当的修正。对燃气、空气和金属壁面有以下3个方程:

式 (5—7) 中:T2, T2'分别为压气机出口和回热器空气出口温度;T4, T4', Tm分别为透平出口、回热器燃气出口温度和金属壁面的平均温度;cpa, cpg, cm分别为空气、燃气和金属壁面的比热;αa, αg分别为空气、燃气与金属壁面的换热系数;Aa, Ag分别为空气侧和燃气侧的换热面积;Gc, GT分别为空气和燃气流量;Pm为参与换热的金属质量[8]。

微燃机系统转速控制对控制品质有很大影响, 其方程是动态数学模型的一个关键部分。本文考虑调节系统的调速器方程和执行机构方程, 采用比例—积分 (PI) 控制规律, 传递方程:

式 (8) 中:XB, Xn分别为对燃料流量和转速的相对增量的拉氏变换;δ为调节机构的放大倍数;Ts为调速器积分时间常数。

3 逆变器模型及控制策略

逆变器的作用是接受整流器输出的直流, 并将其逆变成工频交流供给负荷。通常根据微网不同的运行方式, 对各个微电源采用不同的控制, 其中控制形式有2种:控制原动机部分和控制逆变器部分。由于大部分微电源都采用逆变器作为接口, 为了保证控制的统一和简单, 本文采用控制逆变器的方式对微电源进行控制。当微网并网运行时, 为减少对大电网的冲击, 逆变器采用PQ控制, 按照指定功率输出来控制其与电网的功率交换, 由大电网提供电压和频率的支撑;孤岛运行时, 通过控制逆变器来控制负荷端的电压及频率 (简称V/f控制) , 以维持整个微网的电压和频率。另外, 通常逆变器输出的工频电流含有谐波, 所以要在逆变器输出端加装LC滤波器, 滤除开关频率及其邻近频带的高次谐波, 使谐波畸变率小于5%。具体的逆变器模型如图2所示, 微网供应本地负荷, 通过开关BRK接入配电网并网运行;当大电网发生故障时, 开关BRK断开, 进入孤岛运行, 保证负荷电能质量的要求。

3.1 PQ控制

由图2可知, 微型燃气轮机发电系统输出功率:

式 (9) 中:Pmt为微型燃气轮机发电系统输出的有功功率;Qmt为其输出的无功功率;u为负荷侧电压;i为负荷侧电流。

通过选择合理的同步旋转轴在派克变换下将逆变器输出电压电流abc分量转化为dq分量, 可得:

由此可得电流内环dq轴参考值为:

由式 (11) 可得PQ控制模型, 如图3所示。根据有功和无功功率参考值Pmtref, Qmtref及交流母线电压uabc, 采用锁相环PLL, 进行派克变换, 利用上式可得dq轴电流参考值, 功率控制转变为电流控制。

3.2 V/f控制

当微网孤岛运行时, 需通过控制逆变器来控制微型燃气轮机发电系统负荷侧的电压及频率 (简称V/f控制) , 从而维持整个微网的电压和频率;微型燃气轮机发电系统的有功和无功功率输出根据负荷需要进行自动调节。本文采用电压电流双环控制的PWM逆变器, 把逆变器出口的电压及频率控制为给定值, 电压幅值设为310 V, 频率为50 Hz, 可得到电压参考值uaref, ubref, ucref, 对其进行派克变换, 可得到dq轴上电压参考值udref, uqref。通过采集滤波器输出端口电压信号, 可以计算出逆变器电压dq轴分量ud, uq, 与dq轴电压参考值进行比较后通过PI控制使得输出波形跟踪给定值, 其输出作为电流内环的给定;内环是瞬时负荷电流值的反馈, 采用PI控制, 该环节增加了逆变器的阻尼系数, 使整个系统更加稳定。V/f控制框图如图4所示。

4 微型燃气轮机的动态特性仿真分析

4.1 联网运行模式下功率参考值变化

微型燃气轮机的额定容量设定为15 k W, 额定电压为310 V, 负荷大小为20 k W。仿真时间80 s, 仿真步长0.000 05 s。微型燃气轮机在联网模式下采用P/Q控制, 给定有功和无功功率的参考值, 燃气轮机将按照给定的参考值进行出力。0~20 s微型燃气轮机的有功参考值给定为15 k W, 剩余的5 k W负荷由大电网供应;20~40 s有功参考值改变为13 k W, 剩余的7 k W负荷由大电网供应;40~60 s有功参考值降至9 k W, 大电网向负荷提供11 k W的有功电能;60~80 s有功参考值变为13 k W即20~40 s的运行状态[9]。微型燃气轮机有功和无功功率如图5所示。逆变器输出的电压和电流波形如图6所示。

从图5有功和无功功率的响应曲线可以看出, 微型燃气轮机并网逆变系统能够快速有效地跟踪外界给定的功率指令值, 并且当功率指令参考值改变时, 电压源逆变器的控制系统能够及时跟踪参考指令的变化, 迅速地调整逆变器的输出功率。并且暂态响应的时间很短, 且响应过程相当的平稳。从图6可看出, 由于此时无功参考值设置为0, 因此整流器交流侧输入的电压和电流波形相位一致, 保持了整功率因数运行, 在后续的仿真中, 微型燃气轮机的无功参考值将不为0, 届时整流器交流侧输入的电压和电流波形相位不再一致, 由于电网带有感性负荷, 因此电流相位将超前电压相位。整流器交流侧输入电压和电流波形为三相正弦波形, 能满足整流器的运行要求。经过整流升压电路输出的直流电压如图7所示。Udc基本保持了平稳运行, 只在有功参考值转换瞬间有微小的波动, 且升压电路将输入的交流电压幅值升高。微型燃气轮机原动机的机械特性如图8所示。从图8可看出, 微型燃气轮机的机械转矩Tm能够很好地跟随电磁转矩Te的变化, 且振荡过程持续时间短, 波动幅度小, 能很快地进入稳态运行, 较好地实现了恒功率控制的目标。原动机的转速曲线如图9所示。在微型燃气轮机调速差的控制下, 转速ω能很好地维持在额定转速的附近, 当微型燃气轮机的有功出力为额定容量15 k W时, 转速ω基本保持在1.0 p.u., 当有功出力降低至13k W时, 转速ω经小幅振荡稳定在1.002 5 p.u.处, 当有功出力降低至9 k W时, 转速ω再次上升, 小幅振荡后稳定在1.015 7 p.u.处, 当有功出力回复到13 k W时, 转速ω也恢复到20~40 s的状态。原动机需要的燃料量曲线如图10所示, 燃料量基本跟随负荷变化, 当微型燃气轮机的有功出力为额定容量15 k W时, 燃料需求量Wf基本保持在1.0 p.u., 当微型燃气轮机的有功出力下降时, 燃料需求量也随之下降, 有功出力上升时, 燃料需求量也随之上升, 动态响应时间短暂且波动平滑。原动机的排气温度, 如图11所示。

4.2 孤岛运行模式下负荷改变

对孤岛模式下微型燃气轮机在负荷改变时的动态特性进行仿真和分析如图12—15所示。微型燃气轮机的额定容量设定为15 k W, 额定电压为310 V, 负荷大小为10 k W。仿真时间取60 s, 仿真步长0.000 05 s。微型燃气轮机在孤岛模式下采用V/f控制, 燃气轮机将根据负荷变化改变出力。0~20 s微型燃气轮机的负荷为10 k W;20~40 s负荷增至15 k W;40~60 s负荷降为13 k W[10]。

由图12可知, V/f控制下的微型燃气轮机发出功率能够准确迅速地追踪负荷变化, 在负荷需求变化时, 由于控制系统的良好性能, 功率变化暂态过程迅速且稳定。图13显示微型燃气轮机产生的机械转矩能精确跟踪且与永磁同步发电机产生的电磁转矩平衡。从图14可以发现微型燃气轮机的转速在任何情况下都能做到仅与参考转速产生微小偏差, 在微型燃气轮机输出功率为额定值时, 转速为1.0 p.u.。图15显示了整流器直流侧输出电压基本维持稳定在1.24 k V, 仅在负荷变化时有微小波动。

5 结束语

本文所建立的微型燃气轮机发电系统仿真模型, 不仅可如实反映微型燃气轮机自身的动态特性, 而且将微型燃气轮机、电力电子装置以及负荷之间的相互联系动态地表现了出来, 这是等效处理或者分开建模难以实现的。本文所建立的逆变器模型, 附加合理的控制后同样适用于其他采用逆变器作为接口的分布式电源, 如太阳能光伏发电、燃料电池等, 为进一步研究微电网中各种分布式电源之间的协调控制奠定了基础。

参考文献

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燃气发电 篇8

随着环境污染日益严重、能源供给压力不断增大等问题的凸显, 转变经济增长方式, 走低碳化发展道路, 已经成为世界各国的普遍共识。燃气发电厂由于使用天然气等清洁能源, 各项排放指标优于燃煤电厂[1,2], 使得燃气发电不仅可以有效减少碳排放, 而且可以缓解煤炭等传统能源的供需压力。

随着燃气发电越来越受到重视, 很多学者对燃气发电进行了实证分析和研究。如文献[1]分析了我国燃气发电现状及规划, 并对行业前景从天然气开采、发电量等方面进行预测;文献[3]在随机生产模拟的基础上, 对天然气发电效益进行分析;文献[4,5]从风险评价方面对天然气市场或发电方面进行研究。本文在已有研究的基础上, 从燃气发电现状入手, 建立我国燃气发电行业的风险评价指标体系, 结合模糊神经网络方法, 对我国燃气发电进行风险评价。

1 燃气发电风险评价指标体系

基于风险评价指标体系的构建原则, 本文将我国燃气发电的风险分为以下五类并进行评价。

(1) 资源风险:对于燃气电厂来说, 资源的可采储量、采选方式可能与计划结果存在偏差, 导致燃气发电成本增加或发电量乃至电网收到影响。 (2) 生产风险:燃气电厂对天然气供应的要求很高, 而其在与天然气供应商签订“照付不议”合同、与电网公司的协调方面, 都存在一定程度的不确定性, 并会对发电产生影响。 (3) 技术风险:随着燃气发电的应用扩大化和机组大型化趋势日益明显, 技术和工作原理也更加复杂, 因此存在一定的技术风险。 (4) 市场风险:燃气发电的市场风险主要包括市场竞争、市场供求和发电效益三个方面[6,7]。 (5) 环境风险:国内外天然气、电力市场的变动以及国际经济形势也会对燃气发电的发展起重要作用, 因此存在一定的环境风险。

根据上述对燃气发电风险的分析, 构建我国燃气发电风险评价指标体系, 如表1所示。

2 模糊神经网络模型的构建

2.1 模糊神经网络结构

模糊神经网络将模糊理论和神经网络理论结合起来, 本文构建的模糊神经网络模型采用模糊系统和神经网络串联连接方式, 即输入经过隶属函数转化为模糊量后, 再进入神经网络系统进行处理[8,9,10]。模型结构的第1层为输入层, 第2层为模糊化层, 第3层为模糊推理层, 第4层为输出层。本文模糊神经网络结构如图1所示。

2.2 模糊化处理步骤

根据已建立的燃气发电风险评价指标体系, 采用模糊综合评价法对燃气发电风险因素的指标量化处理, 使得模糊处理系统的输出作为神经网络系统的输入, 具体步骤如下。

(1) 确定因素集。根据风险指标体系构造因素集X={x1, x2, …, xk}和每个二级指标的因素集Xi={Xi1, Xi2, ..Xin}, i=1, 2, …k。

(2) 确定评语集。对于因素Xi来说, 专家对各风险因素逐个给出风险程度评语, 将各指标的评语分为m个等级, 评语集为Y={y1, y2, …ym}。

(3) 做单因素评价, 得评价矩阵R。构造模糊映射f, X→F (Y) , F (Y) 是Y上的模糊集, 映射f为风险因素xi对评语集Y的隶属向量Ri={ri1, ri2, …rim}, i=1, 2…n。由此得到评价矩阵R= (rij) n×m∈F (X×F) 。

(4) 做综合评价。对评语集中每个评价指标赋予权重A= (a1, a2, …, an) , 由模糊运算得到一级评价结果B=A·R, 并以类似方法求出二级评价结果C= (c1, c2, …, cn) , 该向量作为神经网络的输入。

2.3 神经网络模型

设输入层节点数为m, 隐含层节点数为e, 输出层节点数为n, 其中隐含层节点数通常采用Kol-mogorov定理的经验处理公式, 式中, c为介于1~10的常数。对任一神经元i, 其输入、输出关系可表述为, 式中, hj为神经元的第j个输入, Oi为神经元的第i个输出;ωij是所有与第i个神经元相连的权值;θi是神经元第i节点的阈值。f (x) 为传递函数, 一般采用sigmoid型:f (x) = (1+exp (-x) ) -1。

3 算例分析

以我国燃气发电为例, 用模糊神经网络风险评价法对其风险进行评。

(1) 确定因素集和评语集, 根据评价矩阵得出模糊评价结果。

本文的评价对象为我国燃气发电风险, 由评价体系可知, 一级指标因素集为X={x1, x2, x3, x4, x5}={资源风, 生产风险, 技术风险, 市场风险, 环境风险}, 二级指标因素集分别为X1={x11, x12, x13}={储量风险, 开采风险, 地理地质条件风险}, X2={x21, x22, x23}={天然气供应风险, 燃气设备选择风险, 技术选择风险}, X3={x31, x32, x33}={技术研发风险, 技术成熟度风险, 技术应用性风险}, X4={x41, x42, x43}={市场竞争风险, 市场供求风险, 发电效益风险}, X5={x51, x52, x53}={国家政策法律风险, 国际政治和经济环境风险, 自然环境风险}。评语集为Y={y1, y2, y3, y4, y5}={大, 较大, 中等, 较小, 小}, 相对应的分值为1.0, 0.7, 0.5, 0.3, 0.1。由15个专家组成评分小组, 得到一级评价矩阵和二级评价矩阵, 以及由评价矩阵求得的最大特征向量得到的权重向量得出15个样本的综合评价得分矩阵为μ= (μ1, μ2, …, μ15) = (0.669, 0.623, 0.691, 0.691, 0.611, 0.637, 0.668, 0.582, 0.604, 0.548, 0.612, 0.621, 0.607, 0.641, 0.625, 0.632) 。模糊化后15个样本各列得分和综合得分结果如表2所示。

(2) 神经网络训练和测试阶段

设置训练参数时, 在BP神经网络的训练选择22×13×1的网络结构, 训练最大次N=1000, 学习率η=0.01, 动量因子α=0.5, 最收敛误差界εmin=10-4, 传递函数选择对数S函数logsig, 训练函数为traingdx, 学习函数为learndm, 权值矩阵初值由系统随机给定。BP网络模型的仿真结果均由Matlab软件给出。选取表1的前10组数据作为训练样本, 后5组数据作为测试集, 模拟待评估对象。经过BP神经网络训练后的前10组样本输出结果如下图2所示。

利用训练好的BP神经网络模型对表2中的第11到15组数据进行测试, 测试结果如下图3所示。

将测试结果与专家评价结果进行对比分析, 如下表3所示。

由上表看出, 5个测试集仿真评价的结果与专家评价结果非常接近, 平均相对误差为2.90%, 除了测试样本13的训练相对误差相比于其它测试样本稍微偏大为8.89%, 但是仍保持在较低的误差水平。因此可以认为所建立的模糊神经网络模型训练精度较高, 模拟测试结果较好。测试结果显示, 当前我国燃气发电风险得分值在0.5与0.7之间, 根据划定的评价集, 可判断出当前我国燃气发电风险为较大和中等之间。

4 结束语

本文运用模糊神经网络对目前我国燃气发电风险进行了评价研究, 可以得到以下主要结论:

(1) 该模糊神经网络模型能够充分避免主观、人为因素的影响, 具有自学习、自组织适应能力强等优点, 算例分析结果也显示出该模型训练精度高, 预测结果好, 评价结果较为客观;

(2) 建立模糊神经网络模型应合理确定网络层数及隐含层的神经元数, 设置不合理会影响网络的学习能力和效率;

(3) 基于模糊神经网络对我国燃气发电进行评价, 有利于业内人士更加客观、清楚地了解当前我国燃气发电现状和问题, 从而有利于促进该行业的发展。

摘要：燃气发电具有环保、发电效率高、运行灵活等优势, 不仅有利于优化和调整电源结构, 而且促进节能减排和能源供应可持续发展。基于目前我国燃气发电现状, 构建了燃气发电风险的评价指标体系, 建立了基于模糊神经网络的燃气发电风险评价模型, 并采用算例进行分析。结果表明, 该模型应用于燃气发电风险评价是可行的, 并且具有高效率。

关键词：燃气发电,风险评价,模糊神经网络,节能减排

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发电厂燃气轮机的检修及运行策略 篇9

1 发电厂燃气轮机检修的特点分析

1.1 燃气轮机的检修特点

燃气轮机的检修主要分为三种维修形式,即小修、中修与大修,就我国当前大多数的发电厂使用的燃气轮机设备来讲,基本都是来自GE、西门子以及三菱重工厂商制造的。国内对于大型燃气轮机的设计与制造水平还不成熟,且对于燃气轮机的检修技术也存在很多薄弱的地方,所以一般的定时检修还是得依靠制造上的技术人员来完成,这样一来检修的计划与周期都必须经过严格的规定与计算。而大型的燃气轮机多是以通道部件轮换的方式,即更换部件需要经过返厂———检查———寿命评估———修复———发电厂等多种程序后才能实现修复,这样复杂的流程,不仅严重浪费了时间,更有很多不确定因素,并且电力企业还需要随时备份相应需要更换的部件。

1.2 燃气轮机的检修周期

制造商对于发电厂的燃气轮机检修周期计划几乎是相同的,主要通过以等效运行的时间或者启动与停止的次数等数据来确定燃气轮机的检修规模与检修周期。对于大型的电厂而言,既可能承担长期运行的基荷,也会承担起调峰任务下两班制的运行模式,而对于有长期与连续性要求的燃气轮机来说,其等效运行时间的检修周期一定会比启动与停止次数的要早;而在调峰任务下的两班制运行中,启动与停止的检修周期则会比等效运行时间先达到。以下就以三种常用的燃气轮机机型为例,详细说明了其检修周期情况。

2 燃气轮机的检修策略

我国的燃气发电厂多为调峰的电厂,轮机的检修也需要进行一定的规范,检修成本相对比较高,所以就要找到最适合电厂规模与情况的检修方式,实现燃气轮机检修的经济性。笔者通过分析发电厂的特征与市场的情况,提出以下几个方面的燃气轮机检修措施。

2.1 加强燃气轮机的日常检查与维护

由于受核心技术的限制,燃气轮机的检修成本不仅要从专业技术人员的帮助下进行,更应该从日常的检查与维护做起。可以根据燃气轮机制造商的维护手册,充分考虑电厂的实际情况来制定维护计划进一步明确机组的检查与维护内容,定期对设备进行维护与检查,降低隐患与故障。其次,还应定期对设备中的进气滤网进行清理与更换,燃气轮机中的进气滤网常常会有很多污染物,这就是气体进入后滤网隔离出来的空气颗粒物。一方面,如果滤网的性能不足,以至于进入设备的空气含有大量的污染物与颗粒,很可能影响燃气轮机的叶片与转子等部件的运行。另一方面,如果污染物太多,气体进入不流畅也严重影响了发电工作。因此,日常的检修与维护是相当关键的,也是保证机械运转正常,减少故障发生率的重要手段。

2.2 结合传统检修与状态检修

受我国技术水平的限制,如果严格按照制造商的检修计划来对燃气轮机进行检修,成本会非常高,而且会严重影响发电厂的经济效益。就目前燃气发电厂的规模与检修模式来看,可以采取延长机组检修时间,结合状态检修的方式对燃气轮机的机组运行情况进行分析与检测的方法,不仅可以及时处理好设备存在的故障,降低安全隐患,从而减少突发性事故的产生,还能延长燃气轮机设备的使用寿命,进一步降低发电厂成本。

2.3 优化设备备件的配置情况

上文中提到的燃气轮机备件情况是多数的发电厂会采取的措施之一,这种购买备件、备品补救燃气轮机故障的方式,由于成本费用太高,操作复杂、占地较大的虽然是最直接的解决方式,但其经济性不高。随着我国发电厂规模的扩大,我们可以通过合体的形式与制造商签订长期的备件供应与检修服务合约,这样一来,就可以用相对优惠的价格来选购备件,还可以集中对部件进行修理、返厂、集中进行检修等等操作,既保证了备件的供应,又降低了成本。此外,备件的数量也是影响检修成本的重要因素,结合电厂年用气量参数,按制造商提供的技术文件与检修间隔时间要求,有效避开各机组的检修间隔,来实现热通道部件调配,以减少备件的数量,从而降低成本。

2.4 逐渐建立企业自身的检修队伍

当前我国的燃气轮机设计与制造工艺还不成熟,而且检修也主要依靠国外的技术,要想实现真正的经济性,还是需要从自身出发。结合企业自身的特点,不断吸取国外的设计与制造经验,安排专人前往国外学习检修技术,不断进行自我完善,引进先进的维修技术与设备,进一步可以培养一些检修技术人员,逐渐摆脱对制造厂商的检修依赖,实现企业的经济性目标。

摘要：随着经济的不断的向前发展,人们对于电力资源的要求也在不断地加强。正是这样的原因人们的研究也在不断地深入,方向变得更加的多样化,其中燃气机是重要的发电设施,长期以来对于这方面运行与维修的研究在不断地深入,这篇文章就是从多个角度探讨这些方面的问题,希望能够带给大家更多的帮助。

关键词：发电厂,燃气轮机,运行与检修,具体策略

参考文献

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[2]殷豪,孟安波,彭显刚.大型燃气轮机检修策略的研究[J].电站系统工程,2009.

燃气发电 篇10

天然气燃料成本居高 (约占总成本的50%~60%) 一直是制约天然气发电发展的重要因素。实现现场在线热力计算、性能监测和分析功能是提高燃气轮机发电装置经济性和安全性行之有效的手段。已有学者在燃气轮机离线计算模型研究[1,2,3]方面做了较多工作, 但受迭代和收敛能力限制。燃气轮机发电装置按照布置方案不同, 分为单轴、双轴、多轴等。本文以常用的简单循环单轴燃气轮机发电装置为研究对象, 建立其在线热力计算模型。

1 在线热力计算模型

1.1 装置布置方案简介

单轴简单循环燃气轮机发电装置由压气机、燃烧室和透平和发电机四部分组成, 且四部分位于同一根轴上。外界冷空气由压气机吸入、压缩增压, 压缩后的空气在燃烧室与天然气燃料混合燃烧产生高温燃气, 高温燃气进入透平做功, 同时带动发电机发电。装置工艺流程简图如图1所示。

1.2 各部件与装置热力计算建模

燃气轮机发电装置热力计算模型由压气机、燃烧室及透平等部件模型组成。

1.2.1 压气机

式 (1) 中, Wc为压气机耗功功率, k W;Mc为外界冷空气流量, kg/s;Δhc为冷空气在压气机内的焓升, k J/kg。

式 (2) 中, cpc为压气机压缩空气平均比热, k J/ (kg·K) ;T1为压气机进口温度, 也是热力循环最低温度, 取大气环境温度T0, K;T2为压气机出口温度, K。

式 (3) 中, ηc为压气机热效率;T2s为压气机等熵过程出口温度, K。

式 (4) 中, ε为压气机压比;k1为压气机等熵过程绝热指数。

式 (5) ~式 (6) 中, p0、p1、p2分别为大气环境压力、压气机进口压力和出口压力, k Pa;ξ1为压气机进气道压力损失系数。cpc和k1都可根据压气机进出口平均温度由拟合的空气特性曲线得到。

1.2.2 燃烧室

式 (7) 中, Mt为燃烧室出口燃气流量, 也是进入透平做功的燃气流量, kg/s;鄣为燃料空气比;ζ为冷气空气漏风等损耗系数, 具体根据燃气轮机冷空气进入透平的实际设计型式求算。

式 (8) 中, Mf为天然气燃料量, kg/s;

式 (9) 中, β为天然气燃料系数;M0为燃烧所需的理论空气量, kg/kg。

式 (10) 中, LHV为天然气燃料低位热值, k J/kg;T3为热力循环最高温度, 可取为透平进口温度, K;ηb为燃烧室效率。

式 (11) 中, τ为温比, 即装置热力循环最高温度和最低温度之比。

式 (12) 中, ξb为燃烧室压力损失系数;p3为燃烧室出口压力或透平进口压力, MPa。

1.2.3 透平

式 (13) 中, Wt为透平做功功率, k W;Mt为燃气流量, kg/s;Δht为燃气在透平内焓降, k J/kg。

式 (14) 中, Cpt为透平燃气平均比热, k J/ (kg·K) ;T4为透平排气温度, K。

式 (15) 中, ηt为透平热效率;T4s为透平等熵过程出口温度, K。

式 (16) 中, p3、p4分别为透平进口压力和排气压力, MPa;k2为透平等熵过程绝热指数。

式 (17) 中, ξt为透平压力损失系数。

Cpt和k2都可根据透平进出口平均温度由拟合的燃气特性曲线得到。

1.2.4 装置热效率与输出功率

式 (18) 中, η为燃气轮机装置 (不含发电机侧) 热效率。

式 (19) 中, P为燃气轮机发电装置输出功率 (发电机端功率) , k W;ηm为装置机械效率;ηg为发电机效率。

由式 (1) 、式 (7) 和式 (19) , 得到冷空气流量Mc:

式 (21) 中, w为燃气轮机装置 (不含发电机侧) 比功率, (k W·s) /kg。

式 (22) 中, ηe为整个燃气轮机发电装置 (到发电机端) 发电热效率。

式 (23) 中, HR为整个燃气轮机发电装置 (到发电机端) 发电热耗率, k J/ (k W·h) 。

式 (24) 中, de为整个燃气轮机发电装置 (到发电机端) 发电气耗率, kg/ (k W·h) 。

1.3 现场在线热力性能计算模型计算流程

现场在线热力性能计算模型适用于现场控制系统内嵌式计算模块, 更适用于当前非常先进的基于实时/历史数据库的生产实时监测系统后台软件计算模块。现场在线热力性能计算是基于现场实际测量的参数 (输入参数) , 利用上节装置各部件模型计算装置热效率、压气机压比、压气机效率、透平效率等性能指标 (输出参数) 。现场测量的参数包括发电机端输出功率 (P) 、冷空气 (环境) 压力和温度 (p0、T0) 、压气机进出口压力 (p1、p2) 和温度 (T1、T2) 、透平进出口压力 (p3、p4) 和进出口温度 (T3、T4) 。计算流程如下。

1.3.1 稳态工况和非稳态工况判定

现场在线热力性能计算模型即可以用于稳态工况计算, 也适用于非稳态工况计算。稳态工况计算首先根据实测的装置功率和转速进行判定。符合功率和转速平衡的工况为稳定工况, 反之则为非稳定工况。从研究燃气轮机发电装置性能角度, 以稳定工况计算数据为参考依据。

1.3.2 外界冷空气流量Mc和天然气燃料量Mf计算

由式 (2) ~式 (6) , 计算出压气机进口管压力损失系数、压比ε、压气机效率ηc及压气机焓升Δhc;由式 (8) ~式 (12) , 计算出燃烧室压力损失系数、温比τ、天然气燃料系数及燃料空气比, 压气机焓升Δhc;由式 (14) ~式 (17) , 计算出透平压力损失系数、透平效率ηt及透平焓降Δht;实时计算中, 发电功率P为可测参数, 则由式 (20) , 计算出冷空气量Mc。进而计算出燃料量Mf;在Mc和Mf计算过程中, 同时计算得到了压气机、燃烧室和透平的性能指标, 包括压比ε、压气机效率ηc、温比τ、透平效率ηt及各压力损失系数等。

1.3.3 装置热经济指标计算

由式 (18) 、式 (20) ~式 (23) , 依次计算出装置热效率η、比功率、发电效率ηe、热耗率HR及气耗率de。

2 计算实例

以仪征热电厂燃气-蒸汽联合循环机组为例, 计算燃气轮机发电装置部分性能指标。燃气轮机发电部分包括1台燃气轮机和其带动的1台发电机, 为单轴简单循环。以性能试验工况数据验证本文计算模型正确性。性能试验工况基础参数可模拟在线实时测量参数。性能试验工况基础参数:大气环境压力、温度分别为101.3 k Pa、15℃;压气机出口压力、温度分别为1.17 MPa、624.7 K;透平进口压力、温度分别为1.138 MPa、1 339.45 K;透平排气压力和温度分别为104.4 k Pa、817.25 K;天然气为气态燃料, 低位发热量为48 686.3 k J/kg;发电有功功率165.903MW。计算结果见表1。

由表1可知, 两组计算结果基本保持一致, 具有足够精度。由此可见, 本文采用的在线计算模型具有较高适用性。

3 在线性能监测

压气机效率反映了压气机综合性能。压比和压气机进气道压力损失系数结合起来是判断压气机叶片积垢、磨损、进气过滤装置故障的最直观指标。在线性能监测中, 如果压力和损失系数曲线下降明显, 如图2所示, 进气过滤装置故障可能性较大。进气过滤装置故障导致过滤效果差, 引起压气机叶片结垢。如果压力损失系数曲线下降不明显, 而压比曲线下降明显, 同时伴随着压气机效率下降, 如图3所示, 可初步诊断叶片结垢, 主要原因在于进气过滤装置本身质量和性能问题, 对微小灰尘的过滤能力差。

4 结语

a) 单轴简单循环燃气轮机发电装置热力性能计算模型适用于现场在线实时计算, 无须传统计算中复杂的迭代, 体现了灵活性、易操作性, 又具有较强应用性;

b) 在线热力计算模型可实时计算燃气轮机发电装置关键部件压气机、燃烧室、透平及装置整体性能指标和热经济指标, 为燃气轮机发电装置性能监测提供了数据分析基础;

c) 在线热力计算模型不仅适用于简单循环燃气轮机装置, 也适用于多轴燃气-蒸汽联合循环燃气轮机装置部分, 延伸了模型应用范围。

摘要：提出了一种简单循环单轴燃气轮机发电装置在线热力性能计算模型, 计算简易灵活, 避免了多重反复迭代, 通过实例计算证实了模型的正确性。该模型不仅能用于简单循环燃气轮机装置, 也适用于多轴燃气-蒸汽联合循环燃气轮机装置部分。

关键词：燃气轮机系统,在线热力计算,性能监测,单轴,简单循环

参考文献

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