天然气输送管路燃压机组选型及稳态下燃机性能考核方法
【技术领域】
[0001] 本发明涉及一种燃压机选型及考核技术，具体的说是一种天然气输送管路燃压机 组选型及稳态下燃机性能考核方法。
【背景技术】
[0002] 常天然气输气管路需要多个压缩站沿线布置，以保证其管路内的输气压力。就工 程实例来说，压缩站的天然气压缩机一般采用电机或是燃气轮机作为动力源。而对于跨距 大、地处偏远的输气管线来说，电力资源通常都很受限，而沿线建立输电设施成本也较大。 燃气轮机具有体积小，输出功率大，可使用管线内的天然气作为燃料产生动力，因而能够灵 活布置。所以，随着天然气行业的蓬勃发展，巨大的燃气轮机市场也崭露头角。如何根据天 然气输气管路的特殊工作环境来选择经济效益较高的燃气轮机，以及在复杂的工作环境中 如何预测评价燃气轮机的性能成为贴近市场的前沿课题。
【发明内容】
[0003] 针对现有技术中尚未出现如何根据天然气输气管路的特殊工作环境来选择燃气 轮机以及如何预测评价燃气轮机的性能这一专项技术，本发明要解决的技术问题是提供一 种可以在天然气输气管路方案设计阶段对整个系统进行经济性评估、合理选择布置燃压机 组、优化整体方案避免资源浪费的天然气输送管路燃压机组选型及稳态下燃机性能考核方 法。
[0004] 为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：
[0005] 本发明一种天然气输送管路燃压机组选型及稳态下燃机性能考核方法，包括以下 步骤：
[0006] 建立天然气输气管线的数学模型和燃压机组的数学模型；
[0007] 根据天然气输气管线和燃压机组的数学模型针对各种工况进行模拟，确定燃气轮 机的工作范围，进而选择能够满足实际应用条件的燃机型号；
[0008] 在满足最基本动力需求的条件下，利用天然气输气管线的模拟数据结合各种外界 条件数据和燃气轮机性能数据，对燃气轮机的性能进行模拟，进而综合考核燃气轮机在各 种工况条件下的性能表现。
[0009] 天然气输气管线的数学模型和燃压机组的数学模型包括:土壤温度模型、天然气 体特性模型、输送管线系统流阻模型、天气压缩机模型以及燃气轮机模型；
[0010] 建立天然气输气管线数学模型，综合考虑大气环境、土壤类型、地形影响、供气压 力波动、输气量变化以及天然气成分变化因素的影响；
[0011] 利用制造商产品性能数据对管道压缩机进行建模；
[0012] 建立天然气气体特性数学模型，包括气体压缩因子、定压比热容、动力性粘度气体 参数；
[0013] 将天然气输气管路数学模型和天然气压缩机模型结合起来组成一个闭环系统，能 够通过循环迭代给出天然气压缩机稳态性能的解，包括:功率、压比、转速、效率以及出口温 度。
[0014]根据制造商数据对燃气轮机进行建模，将压缩机模拟数据输入燃机模型，对其非 工作点状态进行模拟，进而考核其性能。
[0015]在满足最基本动力需求的条件下，利用天然气输气管线的模拟数据结合各种外界 条件数据和燃气轮机性能数据，对燃气轮机的性能进行模拟，进而综合考核燃气轮机在各 种工况条件下的性能表现包括以下步骤：
[0016] 环境参数输入到土壤温度模型得出土壤温度数据；
[0017] 土壤温度数据输入至天然气气体特性模型动态计算天然气特性参数；
[0018] 输送管线模型根据管路运行参数和天然气气体特性参数计算管道的系统流阻；
[0019] 天然气压缩机模型根据管路运行参数和天然气气体特性参数计算压缩机产生的 压头；
[0020] 输送管线的流阻和天然气压缩机的压头需要进行反复迭代计算进行匹配，得出管 道系统的稳态运行参数，包括压缩机的压头，功率，转速，管道压力、温度分布数据；
[0021] 燃气轮机模型根据压缩机的功率及转速要求，结合外部环境参数，模拟计算出燃 机的特定工作状态参数，进而用于考核系统稳态下燃机的性能。
[0022] 土壤温度模型为：
[0023] Tsoil = Tmean_Tamp · exp(_Dth · π365 · °c) · cos2jt365 · tyear-tshift_Dth2 · 365jt〇c
[0024] Tsoil = 土壤温度，K
[0025] Tmean =平均大气温度，K
[0026] Tmean = Tmax+Tmin2
[0027] 其中：
[0028] Tmax =年最高气温，K
[0029] Tmin =年最低气温，K
[0030] Tamp =温差幅值，K [0031 ] Tmap = Tmax_Tmin2
[0032] Dth = 土壤深度，m
[0033] cx = 土壤热扩散系数，m2/d
[0034] tyear =计算土壤温度时间，day [0035] tshift =最低大气温度时间，day。
[0036]天然气气体特性模型为：
[0037]天然分子量：
[0038] MWmix = i = lnvi · MWi
[0039] 其中MWi =组分i的分子量
[0040] vi =组分i的体积百分比 [0041 ] η =天然气成分总数 [0042]天然气临界压力和温度：
[0043] Pcmix = i = lnvi · Pci
[0044] Tcmix = i = lnvi · Tci
[0045] Pcmix和Tcmix为天然气的临界压力和临界温度
[0046] Pci and Tci是组分i的临界压力和临界温度
[0047] vi是组分i的体积百分比 [0048]天然气压缩系数：
[0049] Z = l+Al+A2Tr+A3Tr3 · pr+A4+A5Tr · pr2+A6Tr3 · pr2
[0050] pr = 0.27 · PrTr · Z
[0051 ] Pr和Tr是约比压力和温度
[0052] Pr = PPc
[0053] Tr = TTc
[0054] P和T是气体压力和温度
[0055] Pc和Tc是气体临界压力和温度 [0056] pr =约比密度
[0057] Z =压缩系数
[0058] A1 =0.31508，A2 = -1.0467，A3 = -0.5783，A4 = 0.5353，A5 = -0.6123，A6 = 0.8651
[0059] 天然气密度：
[0060] Pv = ZRT
[0061] pg = lv = PZRgT
[0062] Pg =天然气密度，kg/m3
[0063] P =天然气压力，Pa
[0064] T =天然气的温度，K
[0065] Z =天然气此条件下的压缩系数
[0066] Rg =天然气气体常量，J/kgK
[0067] Rg = R〇MWg
[0068] R〇 =气体常量，8 · 314462175J/molK
[0069] MWg =天然气摩尔质量，g/mol
[0070] 天然气粘度：
[0071] yg = 10-4 · K · expX · Pg62 · 4Y
[0072] K = 9.4+0.02Mffg · ΤΙ.5209+19Mffg+T
[0073] X = 3.5+986T+0.01MWg
[0074] Y = 2.4-0.2X
[0075] Pg =天然气密度，lb/ft3
[0076] T =存储温度，。R
[0077] MWg =天然气分子量
[0078] 天然气定压比热：
[0079] Cpg = i = lnvi · Cpi
[0080] Cpg =天然气定压比热
[0081] vi =组分i的体积百分比 [0082] Cpi =组分i的定压比热
[0083] Cp，m = a+b · T+c · T2+d · T3
[0084] Cp = Cp ,mMff
[0085] Cp,m =摩尔定压比热，kJ/kmolK
[0086] T =气体温度，K
[0087] Cp =气体定压比热，kJ/kgK
[0088] a，b，c根据不同气体取不同常量。
[0089]输气管线流阻模型为：
[0090] 流阻模型：
[0091 ] Q= 1 · 1494 X 10-3 · TbPb · P12_esP22GTfLeZfO · 5 · D2 · 5
[0092] 其中：
[0093] Q =流量，m3/day
[0094] f =摩擦系数
[0095] 对于层流:Re〈4000
[0096] f = 64Re
[0097] 对于紊流:ReMOOO
[0098] lf = -2 · Logl0e3.7D+2.51Ref
[0099] e =管路内部绝对粗糙度，mm
[0100] D =管路内径，_
[0101] Re = 0.5134 · TbPb · GQyD
[0102] Pb =基础压力，kPa
[0103] Tb =基础温度，K
[0104] Pl=入口压力，kPa
[0105] P2 =出口 压力，kPa
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