导读:本文包含了天然气联合循环论文开题报告文献综述及选题提纲参考文献，主要关键词:天然气压气站,燃气-蒸汽联合循环,模糊PID控制,协同负荷分配
天然气联合循环论文文献综述
赵岩[1]（2018）在《天然气压气站燃气轮机—蒸汽轮机联合循环控制系统研究》一文中研究指出本文从工程实际需求出发,进行了天然气压气站燃气轮机热能回收利用的燃气-蒸汽联合循环控制系统的研究。首先,本文提出了利用燃气-蒸汽联合循环原理对压气站燃气轮机进行改造的技术方案。技术方案将压气站改造成为独立运行的燃气-蒸汽联合循环电站,在原有设备的基础上,增加余热锅炉、蒸汽轮机、发电机、电动机以及辅助设备,并且根据设备选型的原则确定了主要设备的技术参数。压气站通过电力驱动压缩机为天然气管道加压,充分发挥了“电力拖动”灵活、高效、方便的特点,不仅提高了单台燃机的效率,同时减少了一台燃气轮机使用,提高了压气站燃料的整体效率。其次,本文基于模块化建模思想,研究分析了联合循环各主要部件的结构、原理及运行特性,建立了燃气轮机、余热锅炉及蒸汽轮机的热力学模型,通过各模块间重要参数的相互联系,构建了整体的联合循环热力学模型。并通过与同型燃机实际运行数据的对比,对模型加以验证。然后,针对压气站负荷变化量大、变化频繁、变化可预知不可控的特点,本文设计了模糊PID控制器并对其进行优化。提出了基于负载运行状态监测及负荷变化量预测的燃机-汽机协同负荷分配控制策略,提高了联合循环控制系统应对大负荷冲击时的调节能力。最后,通过联合循环控制系统在各工况点的静态仿真和动态仿真实验,得出了联合循环燃料值与总功率的关系曲线。仿真结果表明,模糊PID控制器与协同负荷分配控制策略大幅改善了联合循环控制系统应对负荷变化的技术指标,使其能够满足压气站负荷变化频繁、变化量的特定的控制要求。本文的研究成果对燃气-蒸汽联合循环的控制系统的工程应用具有理论意义和应用前景。(本文来源于《哈尔滨工程大学》期刊2018-12-01）
任渊源,张卫灵,光旭,刘炳俊,刘建生[2]（2018）在《叁菱M701F4联合循环机组天然气调压站优化设计》一文中研究指出大唐绍兴江滨天然气-热电联产工程采用国内首套叁菱M701F4型单轴燃气-蒸汽联合循环机组,为目前国内单机容量最大、热效率最高的9F级联合循环机组之一。针对该机型调压站系统进行了优化设计,同时设计了天然气泄漏监测装置,以提高发电厂经济效益,增加机组运行的可靠性,对于国内同类型项目具有借鉴和指导意义。(本文来源于《浙江电力》期刊2018年10期）
黄忠源[3]（2018）在《天然气—蒸汽联合循环电厂CO_2捕获及系统集成研究》一文中研究指出CO2等温室气体过度排放导致的气候变化已经成为人类社会发展必须面临的重大问题。作为强度最大的集中排放源,火力发电行业对温室效应的贡献率超过40%。天然气电厂CO2排放强度约为燃煤电厂的60%左右,从长远角度来看,天然气电厂CO2捕获将成为应对气候变化的重要技术储备。基于化学吸收法的燃烧后CO2捕获技术成熟度较高,与火电厂的耦合性较好,在未来电力行业CO2削减中具有重要意义。本文以全规模燃烧后CO2捕获系统与450MW天然气-蒸汽联合循环(Nature Gas Combined Cycle,NGCC)电厂的集成与降耗为研究目的。研究了某NGCC电厂CO2捕获示范工程运行条件对能耗的影响。基于化工模拟软件Aspen Plus计算模型和电力模拟软件GTPro模型的二次开发,建立了 NGCC机组与CO2捕获联合仿真平台,预测了全规模CO2捕获系统对NGCC电厂能效的影响。建立了余热锅炉-汽轮机-CO2捕获系统的(火用)分析模型,对模型内物流和能流进行热力学分析,揭示了碳捕获机组热力分布特征、热量传递路径。提出了降低NGCC-CO2集成系统能耗的可行技术路线:余热锅炉补燃削减CO2捕获系统再沸器能耗;吸收式热泵回收烟气余热提高机组用能水平。根据优化集成的研究结果,对不同C02捕获改造情景的经济性进行了分析。取得以下研究结果:(1)利用某450MWNGCC电厂CO2捕获示范工程,获得了典型MEA工艺的优化运行条件。研究表明:最佳烟气温度38℃～40℃;吸收剂循环流量20～22m3/tC02;再生温度为112℃;单位捕获量蒸汽消耗为4.5GJ/tCO2左右;电耗<200 kWh/tCO2。(2)应用二次开发的NGCC与C02捕获联合仿真平台预测了全规模CO2捕获系统对NGCC电厂能效的影响。结果显示:450MWNGCC机组在标准工况下与90℃%CO2捕获系统集成,整体发电效率从56.88%降低到48.25%,效率损失为8.63%。夏季纯凝发电工况下,集成C02捕获后的发电效率损失为9.2%;冬季纯凝发电工况下,集成后的发电效率损失为8.32%。表明通过机组自身运行方式的调节,无法从根本上解决CO2捕获集成带来的效率损失。(3)建立了余热锅炉-汽轮机-C02捕获系统(火用)分析模型,对系统内各物流、设备进行热力学分析。结果表明:对于450MW NGCC机组,C02捕获系统的集成降低了整体用能水平,(火用)效率从67.9%降低至39.5%,(火用)损失从69.10MW升高到130.22MW。CO2捕获系统的(火用)效率仅为18.7%。其中,烟气冷却(火用)损失和再生塔内低压蒸汽与富液换热(火用)损失是导致CO2捕获系统(火用)效率下降的主要原因。(4)利用夹点技术分析了 CO2捕获系统换热网络中的物流匹配性。通过回收再沸器凝结水余热以及压缩机级间CO2余热替代再沸器热负荷,机组系统(火用)效率提升1.4%。表明仅通过内部换热网络优化,无法有效提高NGCC-CO2系统的用能水平。(5)采用余热锅炉补燃技术可以改善系统用能水平:对于450MWNGCC-CO2机组,当补燃温度为850℃时,主蒸汽压力控制在170bar～180bar时,机组热力系统(火用)效率可达42.79%,与补燃前相比增加3.16%;汽轮机发电量从75.76 MWh增加到135.84MWh,热电联产的等效效率达到50.2%,与补燃前相比增加1.95%。采用余热锅炉补燃的优化集成方式时,余热锅炉和汽轮机的改造工程量较大,因此NGCC-CO2机组在设计阶段考虑补燃技术更为合适。(6)通过吸收式热泵回收烟气余热,可减少C02捕获系统对NGCC效率的影响。对于450MWNGCC-CO2机组,采用第一类吸收式热泵可回收烟气余热47.2MJ/h,系统(火用)效率损失减少2.60%。吸收式热泵回收烟气余热的改造工程量较小,且不影响原机组的热力系统布局,因此更加适用于现役NGCC电厂的C02捕获改造。(7)采用现金流技术和蒙特卡洛模拟,分析了 C02捕获系统与450MWNGCC机组在不同集成情景下的经济风险性。结果表明:采用第一类吸收式热泵与NGCC-CO2优化集成后,机组供热能力提高56.3%,全运营周期的财务净现值范围有80%的概率为-41百万元～1298百万元,盈利概率为91%。(本文来源于《北京交通大学》期刊2018-09-28）
田志刚[4]（2018）在《联合循环机组天然气加热系统控制简介》一文中研究指出某联合循环电厂二拖一机组,一个单元包括两台燃机、两台余热、一台汽机。燃机作为以天然气这种较为清洁的能源为燃料的机组,在国内必然会使用得越来越多。而燃机的天然气进气温度需要加热到一定温度才能提高联合循环的热效率,提高天然气的利用率。因此,对其控制进行简要介绍。(本文来源于《自动化应用》期刊2018年09期）
马琴,李伟,常娜娜,王宸曦[5]（2018）在《LM2500+G4型燃气-蒸汽联合循环机组余热加热天然气的技术经济分析》一文中研究指出LM2500+G4型燃气-蒸汽联合循环发电机组利用余热锅炉尾部余热加热天然气进气系统,天然气进气温度按照常规20℃计,分别将燃气温度加热到30~80℃。通过对比分析,将天然气加热至80℃时技术经济性能最优,不仅显着提高了以LM2500+G4燃机为核心的分布式能源系统的综合能源利用率,还提高了机组运行的经济性、可靠性及安全性,有效防止了低温腐蚀。(本文来源于《华电技术》期刊2018年07期）
王超[6]（2018）在《结合燃气–蒸汽联合循环的液化天然气冷能发电利用》一文中研究指出提出了结合燃气–蒸汽联合循环的利用液化天然气(liquefied natural gas,LNG)冷能的朗肯循环发电系统,实现LNG冷能梯级利用。朗肯循环蒸发器和燃气–蒸汽联合循环凝汽器换热量匹配一致,循环水系统实现闭式且不受环境温度影响。对系统进行模拟并分析了影响系统的主要参数,结果显示:随着朗肯循环冷凝温度的降低,朗肯循环净输出功率和净效率均有提升;随着循环水温度的提高,朗肯循环的净输出功率和净效率都将提高,而蒸汽轮机输出功率减少,但二者总的输出功率降低幅度不大。(本文来源于《发电技术》期刊2018年03期）
敬朝文,李进,黄忠源[7]（2018）在《天然气联合循环电厂CO_2捕获整体性能及成本敏感性分析》一文中研究指出为研究天然气联合循环(NGCC)电厂引入燃烧后CO_2捕获系统后电厂整体性能及成本,利用整合环境控制模型(IECM)模拟了一乙醇胺(MEA)吸收剂的燃烧后CO_2捕获NGCC(NGCC+CC)电厂运行情景,其中以无CO_2捕获的NGCC电厂作为参考,同时和等发电量的燃烧后CO_2捕获燃煤电厂(PC+CC)进行对比.为研究NGCC+CC电厂的电力均化成本(LCOE)、CO_2捕获成本及吸收剂再生能耗等关键指标,对各指标的主要影响因子进行了敏感性分析,以优化CO_2捕获系统的运行参数.研究结果表明:MEA吸收剂的燃烧后CO_2捕获系统会降低NGCC电厂的整体效率,效率损失为6.92%,从而导致LCOE升高,从896元/MWh增长至1 020元/MWh,而PC+CC电厂的效率损失为4%.NGCC电厂容量因子和天然气价格是LCOE的主要敏感因素,尤其是天然气价格.NGCC+CC电厂的CO_2捕获成本主要受电厂容量因子、天然气价格及CO_2去除率等影响.吸收剂再生能耗则与吸收剂浓度、蒸汽热含量、贫液负荷、气液比及热电效率等相关.(本文来源于《北京交通大学学报》期刊2018年01期）
向艳蕾,蔡磊,管延文,刘文斌,韩逸骁[8]（2018）在《天然气富氧燃烧联合循环汽水循环系统》一文中研究指出采用Aspen Plus软件分别在用水和二氧化碳中和燃烧温度的前提下,对天然气富氧燃烧燃气-蒸汽联合循环中的3种汽水循环系统(单压、双压再热以及叁压再热)进行模拟,采用敏感度分析工具对各系统的压力进行匹配。结果表明,烟气中含水量高时,汽化潜热不易释放,富氧燃烧联合循环系统不适合采用水作为中和燃烧温度的介质。当用二氧化碳中和燃烧温度时,在这3种汽水循环系统中,叁压再热汽水循环系统的发电功率最大,为139.88 MW,效率也最高,热效率为0.29,火用效率为0.52。(本文来源于《煤气与热力》期刊2018年01期）
敬朝文[9]（2017）在《天然气联合循环电厂二氧化碳捕获整体性能及经济性研究》一文中研究指出二氧化碳是最主要的温室气体,二氧化碳排放是引起全球气候变化的主要因素,全球电力行业化石燃料燃烧排放的二氧化碳占总排放量超过五分之二。电源结构优化和提高能源使用效率是目前电力行业减少二氧化碳排放的主要措施。由于我国低碳清洁的核电、水电、太阳能发电及风电尚处于初期发展阶段,电源结构仍将以煤电和天然气发电为主,天然气发电占比将逐年增加。随着中国二氧化碳减排的压力的增大,从长远来看,燃气电厂进行二氧化碳捕获与封存可以实现二氧化碳的深度减排。本文旨在分析天然气联合循环电厂二氧化碳捕获的整体性能以及二氧化碳捕获成本,为中国天然气联合循环电厂实施CO2捕获改造提供技术参考。主要研究内容和结论包括:(1)本文采用环境整合控制模型,分析了 600MW天然气联合循环电厂整合燃烧后CO2捕获技术后电厂整体性能的变化情况以及CO2捕获成本、能耗等关键指标,并对影响CO2捕获成本和能耗的相关因素进行了敏感性分析。整合CO2捕获系统后,天然气联合循环电厂效率损失为6.92%,净功率输出由584.8MW下降为504.5MW,而在相近容量的燃煤电厂中,CO2捕获引起的电厂效率损失为4.00%左右。天然气联合循环电厂的电力均化成本会随着CO2捕获引入而升高大约100元/MWh,并且电力均化成本主要受天然气价格、电厂容量负荷和C02去除率影响,当天然气价格增加10%时,无CO2捕获的新建天然气联合循环电厂和天然气联合循环CO2捕获电厂的电力均化成本分别升高7.6%和5.0%左右;当容量负荷下降10%时,电力均化成本分别下降1.6%和2.0%左右。(2)本文利用GT-Pro、GT-Master和Thermoflex等流程模拟软件,分别模拟了 300MW天然气联合循环电厂在纯凝、抽凝和背压工况下有/无CO2捕获时的电厂运行情况。有CO2捕获时,3种工况下天然气联合循环电厂总功率输出和净功率输出均会出现不同程度的下降,净电效率下降7%～10%。无CO2捕获时,纯凝工况下的净电效率最大,背压工况时最小,两者相差近9个百分点。通过对3种工况有无CO2捕获时的电厂火用平衡分析,发现天然气联合循环电厂火用效率受C02捕获系统影响较小。(3)本文基于学习曲线理论研究了中国天然气联合循环电厂CO2捕获成本的变化趋势,建立了中国天然气联合循环电厂CO2捕获成本降低的学习曲线模型,并对模型参数对成本影响进行了敏感性分析。在Wright、DeJong和D&L3种学习曲线模型中,到2050年,中国天然气联合循环电厂CO2捕获成本将降至50-250元/吨CO2,同时成本变化幅度与技术进步速率和天然气联合循环电厂CO2捕获装机容量增长率相关。(本文来源于《北京交通大学》期刊2017-12-12）
向艳蕾,蔡磊,管延文,刘文斌,韩逸骁[10]（2017）在《天然气富氧燃烧联合循环底循环系统流程研究》一文中研究指出燃气-蒸汽联合循环系统发电效率高,环境污染小,且比投资费用低,在电力行业受到了广泛关注。同时,面对严峻的碳减排压力,本文将联合循环与富氧燃烧结合以实现碳捕获。联合循环底循环系统流程形式多样,本文采用Aspen Plus软件分别在用H_2O和CO_2中和燃烧温度的前提下,对单压、双压再热以及叁压再热叁种联合循环底循环系统进行了模拟,并采用敏感度分析工具对各系统的压力进行了匹配。结果表明,由于烟气中水含量高时,气化潜热不易释放,富氧燃烧联合循环系统不适合采用H2_O作为中和燃烧温度的介质。当用CO_2中和燃烧温度时,在叁种底循环流程形式中,叁压再热循环形式的发电功率最大,为139.89 MW,效率也最高,其热效率为0.29,效率为0.52。(本文来源于《2017中国燃气运营与安全研讨会论文集》期刊2017-08-31）
天然气联合循环论文开题报告
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
大唐绍兴江滨天然气-热电联产工程采用国内首套叁菱M701F4型单轴燃气-蒸汽联合循环机组,为目前国内单机容量最大、热效率最高的9F级联合循环机组之一。针对该机型调压站系统进行了优化设计,同时设计了天然气泄漏监测装置,以提高发电厂经济效益,增加机组运行的可靠性,对于国内同类型项目具有借鉴和指导意义。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
天然气联合循环论文参考文献
[1].赵岩.天然气压气站燃气轮机—蒸汽轮机联合循环控制系统研究[D].哈尔滨工程大学.2018
[2].任渊源,张卫灵,光旭,刘炳俊,刘建生.叁菱M701F4联合循环机组天然气调压站优化设计[J].浙江电力.2018
[3].黄忠源.天然气—蒸汽联合循环电厂CO_2捕获及系统集成研究[D].北京交通大学.2018
[4].田志刚.联合循环机组天然气加热系统控制简介[J].自动化应用.2018
[5].马琴,李伟,常娜娜,王宸曦.LM2500+G4型燃气-蒸汽联合循环机组余热加热天然气的技术经济分析[J].华电技术.2018
[6].王超.结合燃气–蒸汽联合循环的液化天然气冷能发电利用[J].发电技术.2018
[7].敬朝文,李进,黄忠源.天然气联合循环电厂CO_2捕获整体性能及成本敏感性分析[J].北京交通大学学报.2018
[8].向艳蕾,蔡磊,管延文,刘文斌,韩逸骁.天然气富氧燃烧联合循环汽水循环系统[J].煤气与热力.2018
[9].敬朝文.天然气联合循环电厂二氧化碳捕获整体性能及经济性研究[D].北京交通大学.2017
[10].向艳蕾,蔡磊,管延文,刘文斌,韩逸骁.天然气富氧燃烧联合循环底循环系统流程研究[C].2017中国燃气运营与安全研讨会论文集.2017