燃驱压缩机组性能监测系统的开发

为了有效减少管道燃驱压缩机组运行机械故障,保障平稳运行,需要开展燃驱压缩机组性能监测研究。通过对近年来发生的燃气轮机压气机叶片脱落及损坏、透平静叶烧蚀、喷嘴烧蚀等典型故障进行分析,开展了机组测点布置、性能监测参数的研究,设计了燃驱压缩机组性能监测计算核心架构,开发了性能监测系统。该系统主要功能包括故障预警、性能参数趋势显示、性能衰减判断等,根据对燃气轮机运行状态参数的监测,分析运行趋势和性能衰减情况,结合现场实际运行状况和维检修数据,从而判断机组的健康状况。燃驱压缩机组性能监测系统的现场应用效果明显,可以减少机组故障停机、优化维检修周期、节约维检修成本。     

配置燃驱压缩机组的输气管道高温运行工况模拟

对于配置燃驱机组的长输天然气管道,高温天气易导致燃气轮机最大输出功率和运行效率降低,使得管道输气流量减小。利用SPS软件对中亚天然气管道的夏季高温运行工况进行瞬态仿真,并基于实际生产数据采用"移动曲线"方法校正软件的输入参数,从而使仿真结果与实际工况的偏差在合理范围内。通过分析燃气轮机功率特性及管道工况变化规律,从运行调控角度提出了压力控制与最大可用功率控制相结合的全线压缩机组控制模式,有效保证了高温运行工况下气源按合同进气,并降低自耗气量。     

天然气管道燃驱压缩机组的可靠性

天然气管道燃驱压缩机组具有子系统多、控制系统复杂、故障频率较高、不易维护的特点,燃驱压缩机组失效将直接影响输气管道的可靠性和站场的安全性。建立了可靠度、故障率、平均无故障时间、修复率、平均维修时间等指标的燃驱压缩机组可靠性指标,对西一线、西二线等管道的14个站场36套燃驱压缩机组2012-2014年运行的和停机数据进行可靠性指标计算与分析,给出了机组的可靠度函数。结果表明:当天然气管道燃驱压缩机组投入运行3年后,故障率、平均修复时间及修复率较为稳定,故障发生情况具备较明显的浴盆曲线特征,研究成果可以为机组的安全可靠运行和科学维修提供参考。     

燃驱压缩机组气路故障预测诊断与健康管理技术

在管道行业中,燃驱压缩机组的健康状态不仅有利于企业稳定、科学、高效地运营,而且可保证管道输送安全、减少运行成本.参考并借鉴国内外相似平台的优点与成功经验,采取科学有效的手段,为建立燃驱压缩机组气路故障预测诊断与健康管理(PHM)系统,开展了以下研究:使用模块化建模的方法建立气路性能分析模块,基于准确非线性机组模型的气路...     

基于BP神经网络算法的压缩机组运行优化模型

增压站运行方案制定的难点在于如何根据下游耗气量的变化,在不超出压缩机最大功率参数的情况下精准快速地调整进站压力,并根据具体需求提前制定多机组联合运行方案。以大牛地气田塔榆增压站6RDSA-1型压缩机组为研究对象,采用BP神经网络算法建立了压缩机组运行优化模型。选择已有的压缩机进气温度、排气压力及排气流量这3个基本参数作为模型输入值,计算得到了合适的进气压力和机组的轴功率。通过不同工况多组数据对比,模型对进气压力的预测结果与现场实测值的相对误差小于2.75%,验证了基于BP神经网络算法的压缩机组运行优化模型的可靠性,有助于增压站提前制定多机组联机运行方案,提升机组的运行效率,降低能耗和运维成本。     

FLNG装置双氮膨胀天然气液化工艺参数的确定北大核心

为了明确FLNG(Floating Liquefi ed Natural Gas)开发模式在我国海上气田应用的可行性,对海上气田双氮膨胀天然气液化工艺过程及主要参数进行了模拟分析。以目标气田气体组分和温压数据为基础,在保持气体组分、流量、进入液化段的温度及其压力不变的情况下,利用HYSYS软件分析了预冷、液化及过冷3个阶段的出口温度、液化段与过冷段的制冷剂循环压力对液化工艺流程的压缩功率、换热器功率、制冷剂流量、比功率以及冷箱负荷等的影响。结果表明:当液化段中气体的出口温度设定为-75℃,液化段和过冷段制冷剂的循环入口压力分别为3 450 k Pa和1 710 k Pa时,循环系统压缩机组的压缩功率和比功率达到最小值;预冷段的温度设定对制冷剂总压缩功率没有影响,但能够调整预冷段和液化段之间的换热负荷分配。该研究可以为FLNG开发方案的设备选型、技术和经济评估提供参考。     

FLNG装置双氮膨胀天然气液化工艺参数的确定

为了明确FLNG(Floating Liquefi ed Natural Gas)开发模式在我国海上气田应用的可行性,对海上气田双氮膨胀天然气液化工艺过程及主要参数进行了模拟分析。以目标气田气体组分和温压数据为基础,在保持气体组分、流量、进入液化段的温度及其压力不变的情况下,利用HYSYS软件分析了预冷、液化及过冷3个阶段的出口温度、液化段与过冷段的制冷剂循环压力对液化工艺流程的压缩功率、换热器功率、制冷剂流量、比功率以及冷箱负荷等的影响。结果表明:当液化段中气体的出口温度设定为-75℃,液化段和过冷段制冷剂的循环入口压力分别为3 450 k Pa和1 710 k Pa时,循环系统压缩机组的压缩功率和比功率达到最小值;预冷段的温度设定对制冷剂总压缩功率没有影响,但能够调整预冷段和液化段之间的换热负荷分配。该研究可以为FLNG开发方案的设备选型、技术和经济评估提供参考。     

电驱压缩机组控制系统的整合

长输管道压气站变频器、同步电动机、离心压缩机等关键设备供应日趋多元化,品种多样使得电驱压缩机组不同设备的整合控制难度加大。针对经常出现的控制系统调试整合问题,应用系统分析、理论推导、数据统计方法,阐述了电驱压缩机组控制系统的结构原理,分析了压缩机及电机等设备主要运行参数的影响因素,并据此制定了解决方案:对变频器进行电流限制,对压缩机负载进行控制;增加自动判别辅助设施功能,强制在某一时间进行系统对时。电驱压缩机组控制系统的整合在西气东输压气站的应用效果较好,实现了电驱机组过负荷保护控制、一键启机及时钟同步,为压缩机组运行管理和检查维修优化创造了有利条件,满足天然气管道系统高效率灵活运行的需求,可在后续压缩机调试中应用。     

转子式制冷压缩机温度场的求解模型

制冷压缩机运行过程产生的热环境对于部件及润滑油的性能至关重要,明确压缩机机壳内空间和壳体的温度场分布情况,有助于整机性能的优化,提升其可靠性.为此,对现有转子式制冷压缩机的传热模型加以改进,考虑了储液器的影响,应用集总参数法建立了带有储液器结构的转子式压缩机热场计算模型.其初始输入参数:压缩机部件几何尺寸、环境温度、压缩机输入功率、储液器入口气体温度、压缩比、压缩机电机效率、机械效率等,在明确集总模块间的传热热阻之后,通过数值手段求得各集总模块的温度.研究成果可为该类典型结构的整机温度分布求解提供理论依据.     

垂直轴风力机直驱热泵压缩机匹配特性研究

风能供热是多风寒冷地区,减少雾霾有效途径之一。针对垂直轴风力机直驱热泵压缩机系统,分析300 W垂直轴风力机输出和开启式涡旋压缩机输入扭矩及功率特性,研究不同风速下垂直轴风力机与开启式涡旋压缩机特殊匹配特性。根据效率理论分析匹配特性,系统选型设计时垂直轴风力机输出功率应略高于压缩机所需输入功率,通过选择合理变速比,获得垂直轴风力机设计参数,实现系统按额定工况运行。为风能供热系统参数选型提供理论参考。     

基于相似原理的长输管道压缩机能耗分析

为了计算和预测任意工况下压缩机的理论能耗,依据任意工况下的天然气物性参数和压缩机入口体积流量,利用相似原理对压缩机进行性能换算,通过曲线拟合得到特性方程,并据此计算压缩机的理论能耗,结合现场数据对上述特性方程进行验证,进而对压缩机理论能耗与实际能耗进行误差分析。结果表明:在工程相对误差容许范围内,该研究方法是可行的;依据压缩机任意工况下的性能参数,利用上述压缩机能耗计算原理,可计算和预测压缩机的理论能耗;压缩机运行一定时间后,其内部由于结垢、磨损等原因导致效率降低,建议在压缩机功率特性方程中引入修正系数,以使理论能耗计算结果更精确。     

移动式小型BOG增压再液化装置功耗的模拟计算

为了有效回收液化天然气接收站产生的BOG,减少BOG的排放,以国内某LNG接收站的BOG增压再液化工艺为例,利用HYSYS模拟设计工况下的运行参数,通过分析混合制冷剂的甲烷含量及组分配比、BOG压缩机出口压力、冷剂压缩机出口压力等参数对再液化系统的影响,获得了混合制冷剂的推荐配比为甲烷24%、氮气12%、乙烯33%、异丁烷31%,冷剂二级压缩机出口压力为4300kPa,BOG二级压缩机出口压力为7200kPa,节流压力为370kPa。在上述条件下,系统功耗为664.935kW,比以往降低了8.45%。     

单台离心式天然气压缩机的性能测试

离心式天然气压缩机在新机投产或维修后均需进行性能测试,以某压缩机站为例,单机运行条件下,以进出口电动调节阀调节压缩机进出口压力,从入口截流降低压缩机的进口压力,出口截流憋压提高压缩机的出口压力,进而提高压比和压缩机负荷。在保证管道正常运行前提下,针对不同的运行工况,通过站进出口旁通调节阀调节流量。实例说明了压缩机性能测试的操作过程和进出站压力的变化情况。从压力和流量角度分析了压缩机性能测试对干线管道输气生产的影响,总体上影响不大,但对支路及其设备的影响较大,主要表现为磨损管道、缩短调节阀使用寿命等。提出了压缩机性能测试的注意事项。     

江苏LNG接收站BOG压缩机的节能降耗措施

介绍了LNG接收站工艺流程,阐述了活塞式压缩机的工作原理与技术特点,给出了各能耗参数的计算方法,包括排气量、供气量、容积系数、排气压力与级数、压缩比、排气温度、功率、效率等.分析了LNG接收站BOG压缩机的能耗问题,确定了能耗的主要影响因素,包括进气温度、进气压力、气相介质携液率、压缩比以及驱动电机的性能.基于此,提出了节能降耗措施:降低进气温度、控制进气压力、降低气相携液率、将电机改造为变频电机、在电动机拖动系统中加装功率因数控制器、经常更换冷却水系统的冷却液.     

LNG接收站最小外输工况下BOG的再冷凝控制

最小外输工况下BOG再冷凝工艺的平稳控制是LNG接收站安全平稳运行的关键,对LNG接收站BOG再冷凝工艺在最小外输工况下的控制难点和技巧进行分析,结果表明:最小外输工况下LNG接收站产生的BOG的量较多,通过再冷凝器底部旁路的LNG量过少,运行过程中调整压缩机负荷、槽车站装车量波动等因素都会导致再冷凝器的压力、液位波动较大,同时也无法满足高压泵入口的温度要求及维持其入口压力的稳定.最后提出减少接收站BOG产生量、降低进入再冷凝器的BOG温度、保证BOG压缩机在高负荷下运行及提高再冷凝器的操作压力等措施,这些措施能够提高BOG再冷凝工艺控制的平稳性,保证系统安全运行.     

适用于输气管道运行方案优化的压缩机功率拟合函数

完成一次大型天然气管网运行方案优化预计需要数十小时的计算机运算时间,其中绝大部分时间用于压缩机组功率计算,基于此,提出利用拟合函数简化压缩机的功率计算,但该方法未考虑压缩机进口温度对功率的影响。为提高拟合精度,引入压缩机进口温度对拟合函数加以改进,并以国内某输气管道系统配置的3种型号压缩机为例检验其效果。结果表明:改进前的最大偏差在10%以上,而改进后的最大偏差低于5%,平均偏差低于1%。将改进的拟合函数应用于某虚拟管道的工艺运行方案优化过程,其结果与常规方法计算结果的绝对偏差低于0.67 MW,相对偏差低于1.1%,且拟合函数法比常规方法节省了大量计算时间。     

全寿命周期成本分析在站场设备采购中的应用

油气管道站场设备运行寿命长,运行维护费用比购置费用高,现行采购方式难以全面考虑站场设备全寿命周期内的总费用。基于全寿命周期成本（LCC）分析的设备采购方式,考虑了设备从采购、安装、运行、维修、改造直至报废的全寿命周期内的总费用。在站场设备采购中采用LCC分析,可有效减少设备LCC,降低管道建设和运行成本。介绍了全寿命周期设备管理的概念及基于LCC分析的设备采购流程,提出各环节的注意事项。以燃驱压缩机组为例,对站场设备的LCC组成进行分析,说明了影响LCC估算的关键因素。为科学进行基于LCC分析的设备采购,应推行设备的全寿命周期管理,建立设备运行管理信息系统,选择合理运行维护机制,逐步完善设备LCC模型。     

LNG接收站往复式压缩机流量偏低的解决措施

往复式压缩机是LNG接收站调节储罐气相空间压力的核心设备,其流量是判断压缩机整体运行性能的重要参数.基于江苏LNG接收站往复式天然气压缩机流量偏低的问题,给出了江苏LNG接收站往复式天然气压缩机流量的计算方法,并将理论计算值和实际运行参数进行对比分析.结合江苏LNG接收站的生产实际,提出了有效的解决方案:更换压缩机的活塞铜套,尽量使压缩机在设计工况下运行,避免在压缩机出口与流量计之间连接消耗天然气的工艺管道,及时检查压缩机的进出口阀门及余隙阀门有无损坏,维持储罐压力恒定等.     

天然气长输管道集成式压缩机关键技术研究进展

随着中国天然气储运业务的快速发展,天然气管道压缩机组的可靠性及异常工况响应能力越来越重要,集成式压缩机能够解决目前高速直连电驱压缩机组调速范围窄、故障频繁、油气持续排放污染环境等诸多问题。结合国外集成式压缩机应用现状,梳理了各类集成式压缩机机型结构、功率等关键参数,对比了国内外集成式压缩机的特点,总结了集成式压缩机研制的关键技术问题与难点。借鉴国外集成式压缩机设计理念,提出天然气长输管道集成式压缩机研制思路,对提升中国天然气管道可靠性、关键设备制造与加工技术水平具有重要意义。     

西气东输干线燃驱压缩机组故障停机分析及建议

随着中国天然气长输管道的不断发展,燃气轮机驱动的天然气压缩机被广泛应用于管输天然气增压。对2006-2017年西一线、西二线、西三线及轮吐线的15个压气站共39套RR燃驱压缩机组进行故障停机数据统计,计算可用率、可靠性、平均无故障运行时间、千小时故障停机次数等指标,归纳分析各类故障的发生频次、产生原因及部位,统计故障分布图,并总结发生概率较高的故障。结果表明:控制系统及辅助设备故障是造成管道压缩机组故障停机的主要原因。针对几类高频故障,结合运行维护经验分析其原因,并提出解决措施,有助于提高机组运行稳定性,保障安全可靠生产。