CN105402029B - 使用推断的燃料组分混合燃气涡轮燃料 - Google Patents

使用推断的燃料组分混合燃气涡轮燃料 Download PDF

Info

Publication number
CN105402029B
CN105402029B CN201510554053.2A CN201510554053A CN105402029B CN 105402029 B CN105402029 B CN 105402029B CN 201510554053 A CN201510554053 A CN 201510554053A CN 105402029 B CN105402029 B CN 105402029B
Authority
CN
China
Prior art keywords
process gas
gas
composition
measurement
molecular weight
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201510554053.2A
Other languages
English (en)
Other versions
CN105402029A (zh
Inventor
A.V.梅农
A.P.库尔卡尼
P.波波维奇
A.M.特吕斯代尔
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
General Electric Co PLC
Original Assignee
General Electric Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by General Electric Co filed Critical General Electric Co
Publication of CN105402029A publication Critical patent/CN105402029A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN105402029B publication Critical patent/CN105402029B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/08—Production of synthetic natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2270/00—Specifically adapted fuels
    • C10L2270/04—Specifically adapted fuels for turbines, planes, power generation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/24—Mixing, stirring of fuel components
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/58—Control or regulation of the fuel preparation of upgrading process
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/60—Measuring or analysing fractions, components or impurities or process conditions during preparation or upgrading of a fuel

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Regulation And Control Of Combustion (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)

Abstract

本发明涉及使用推断的燃料组分混合燃气涡轮燃料。具体而言，本发明公开了一种用于混合用于燃气涡轮(102)中的燃料的系统、方法及计算机可读介质。获得过程气体(204)的热值的测量结果和过程气体(202)的分子量的测量结果。使用所获得的热值测量结果和所获得的分子量测量结果来获得过程气体(202)的组分的估计。基于过程气体(202)的组分的估计来选择过程气体(202)和天然气(204)的混合比。然后根据选择的混合比来混合过程气体(202)和天然气(204)以获得用于燃气涡轮(102)中的燃料混合物。

Description

使用推断的燃料组分混合燃气涡轮燃料
技术领域
本发明涉及用于混合燃气涡轮中的燃料，并且更具体而言，涉及确定用于燃气涡轮中的燃料混合物。
背景技术
燃气涡轮燃料供给系统使天然气与流动的过程气体混合来获得可供给至燃气涡轮的燃料混合物。过程气体大体上包括变化和未知量的各种气体组分。以选择的比例混合过程气体与天然气控制燃料混合物的组分，以使得其适于在燃气涡轮处使用。然而，为了控制燃料混合物的组分，需要确定过程气体的组分。用于确定过程气体的组分的一种方法涉及气相色谱仪。然而，气相色谱仪花费若干分钟来执行。此外，在基于气相色谱仪的测量结果进行之前，通常获得若干气相色谱仪测量结果，以便确认测量结果的一致性。因此，使用气相色谱仪来确定过程气体组分会浪费过程气体，并延迟可用于将选择或期望的燃料混合物提供至燃气涡轮的时间。
发明内容
根据本发明的一个实施例，一种混合用于燃气涡轮中的燃料的方法包括：获得过程气体的热值的测量结果和过程气体的分子量的测量结果；使用所获得的热值测量结果和所获得的分子量测量结果来获得过程气体的组分的估计；基于过程气体的组分的估计来选择过程气体和天然气的混合比；以及根据选择的混合比来混合过程气体和天然气以获得用于燃气涡轮中的燃料混合物。
根据本发明的另一个实施例，一种用于混合用于燃气涡轮中的燃料的系统包括：装置，其构造成获得过程气体的热值的测量结果和过程气体的分子量的测量结果；以及，处理器，其构造成：使用所获得的热值测量结果和所获得的分子量测量结果来获得过程气体的组分的估计；基于过程的估计和组分来选择过程气体和天然气的混合比；以及根据混合比来混合过程气体和天然气以获得用于燃气涡轮中的燃料混合物。
根据本发明的另一个实施例，一种非暂时的计算机可读介质包括储存在其上的一组指令，其在由处理器存取时能使处理器执行用于混合用于燃气涡轮中的燃料的方法，该方法包括：从测量装置获得过程气体的热值的测量结果和过程气体的分子量的测量结果；使用所获得的热值测量结果和所获得的分子量测量结果来获得过程气体的组分的估计；基于过程气体的组分的估计来选择过程气体和天然气的混合比；以及根据混合比来混合过程气体和天然气以获得用于燃气涡轮中的燃料混合物。
技术方案1：一种混合用于燃气涡轮中的燃料的方法，包括：
获得过程气体的热值的测量结果和所述过程气体的分子量的测量结果；
使用所述获得的热值测量结果和所述获得的分子量测量结果来获得所述过程气体的组分的估计；
基于过程气体的组分的估计来选择所述过程气体和天然气的混合比；以及
根据所述选择的混合比来混合所述过程气体和所述天然气以获得用于所述燃气涡轮中的燃料混合物。
技术方案2：根据技术方案1所述的方法，其中，所述方法还包括使用一组线性方程来获得所述过程气体的组分的估计，所述一组线性方程使所述过程气体的组分关联所述过程气体的热值的测量结果和所述过程气体的分子量的测量结果。
技术方案3：根据技术方案2所述的方法，其中，所述一组线性方程包括一组关联代表所述过程气体的组分气体的五个未知摩尔分数的五个线性方程。
技术方案4：根据技术方案3所述的方法，其中，所述一组线性方程还包括代表所述过程气体的额外组分气体的至少一个额外摩尔分数，其中所述至少一个额外摩尔分数为已知量。
技术方案5：根据技术方案1所述的方法，其中，所述方法还包括使用以下至少一项获得所述过程气体的热值的测量结果和所述过程气体的分子量的测量结果：(i)沃泊计；以及(ii)过程气体分析仪。
技术方案6：根据技术方案1所述的方法，其中，所述方法还包括基于所述过程气体的热值和分子量的额外测量结果来控制所述过程气体和所述天然气的混合比。
技术方案7：根据技术方案1所述的方法，其中，所述方法还包括使用一组线性方程来确定所述天然气的组分，所述一组线性使所述天然气的组分关联所述天然气的热值的测量结果和所述天然气的分子量的测量结果。
技术方案8：一种用于混合用于燃气涡轮中的燃料的系统，包括：
装置，其构造成获得过程气体的热值的测量结果和所述过程气体的分子量的测量结果；以及
处理器，其构造成：
使用所述获得的热值测量结果和所述获得的分子量测量结果来获得所述过程气体的组分的估计；
基于所述过程气体的组分的估计来选择所述过程气体和天然气的混合比；以及
根据所述混合比来混合所述过程气体和所述天然气以获得用于所述燃气涡轮中的燃料混合物。
技术方案9：根据技术方案8所述的系统，其中，所述处理器还构造成使用一组线性方程来获得所述过程气体的组分的估计，所述一组线性方程使所述过程气体的组分关联所述热值的测量结果和所述分子量的测量结果。
技术方案10：根据技术方案9所述的系统，其中，所述一组线性方程包括一组关联代表所述过程气体的组分气体的五个未知摩尔分数的五个线性方程。
技术方案11：根据技术方案10所述的系统，其中，所述一组线性方程还包括代表所述过程气体的额外组分气体的至少一个额外摩尔分数，其中所述至少一个额外摩尔分数为已知量。
技术方案12：根据技术方案8所述的系统，其中，所述装置还包括以下至少一项：(i)沃泊计；以及(ii)过程气体分析仪。
技术方案13：根据技术方案8所述的系统，其中，所述处理器还构造成基于所述过程气体的热值和分子量的额外测量结果来控制所述过程气体和所述天然气的混合比。
技术方案14：根据技术方案8所述的系统，其中，所述处理器还构造成使用一组线性方程来确定所述天然气的组分，所述一组线性方程使所述天然气的组分关联所述天然气的热值的测量结果和所述天然气的分子量的测量结果。
技术方案15：一种非暂时的计算机可读介质，包括储存在其上的一组指令，其在由处理器存取时能使所述处理器执行用于混合用于燃气涡轮中的燃料的方法，所述方法包括：
从测量装置获得过程气体的热值的测量结果和所述过程气体的分子量的测量结果；
使用所述获得的热值测量结果和所述获得的分子量测量结果来获得所述过程气体的组分的估计；
基于所述过程气体的组分的估计来选择所述过程气体和天然气的混合比；以及
根据所述混合比来混合所述过程气体和所述天然气以获得用于所述燃气涡轮中的燃料混合物。
技术方案16：根据技术方案15所述的非暂时的计算机可读介质，其中，所述方法还包括使用一组线性方程来获得所述过程气体的组分的估计，所述一组线性方程使所述过程气体的组分关联所述热值的测量结果和所述分子量的测量结果。
技术方案17：根据技术方案16所述的非暂时的计算机可读介质，其中，所述一组线性方程包括一组关联代表所述过程气体的组分气体的五个未知摩尔分数的五个线性方程。
技术方案18：根据技术方案17所述的非暂时的计算机可读介质，其中，所述一组线性方程还包括代表所述过程气体的额外组分气体的至少一个额外摩尔分数，其中所述至少一个额外摩尔分数为已知量。
技术方案19：根据技术方案15所述的非暂时的计算机可读介质，其中，所述方法还包括从以下至少一项获得所述过程气体的热值的测量结果和所述过程气体的分子量的测量结果：(i)沃泊计；以及(ii)过程气体分析仪。
技术方案20：根据技术方案15所述的非暂时的计算机可读介质，其中，所述方法还包括使用一组线性方程来确定所述天然气的组分，所述一组线性方程使所述天然气的组分关联所述天然气的热值的测量结果和所述天然气的分子量的测量结果。
通过本发明的技术实现了额外的特征和优点。本发明的其它实施例和方面在本文中描述，并被认作是申请保护的本发明的一部分。为了更好理解具有优点和特征的本发明，参照说明和附图。
附图说明
认作是本发明的主题在说明书的结论处的权利要求中特别指出并明确申请保护。本发明的前述及其它特征和优点从结合附图的以下详细描述中显而易见，在附图中：
图1示出了用于使用燃气涡轮来产生动力和/或电力的系统的示意图；
图2示出了给图1的燃气涡轮提供燃料的燃料供给系统的详图；
图3示出了显示根据本发明的用于执行燃烧操作的方法的流程图；以及
图4示出了显示根据一个实施例的获得第一燃料混合物的方法的流程图。
部件清单
100 示意图
102 燃气涡轮
104 压缩机
106 燃烧器
108 涡轮级
110 燃料供给系统
112 环境空气
114 转子
116 发电机
202 过程气体
203 过程气体管线
204 天然气
205 天然气管线
206 第一燃料回路
208 第二燃料回路
210 气体控制阀
212 气体控制阀
214 气体控制阀
216 气体控制阀
220 控制单元
222 处理器
224 存储器储存装置
226 程序
230 沃泊计
232 沃泊计
234 过程气体分析仪
236 气相色谱仪
300 流程图
302 框
304 框
306 框
400 流程图
402 框
404 框
406 框
408 框
410 框。
具体实施方式
图1示出了用于使用燃气涡轮102产生动力和/或电力的系统的示意图100。该图1示出了燃气涡轮102，其包括压缩机104、燃烧器106和涡轮级108。环境空气112在压缩机104处接收，并压缩至选择的空气压力。燃烧器106从压缩机104接收压缩空气，并使压缩空气与由燃料供给系统110供给至燃烧器106的燃料混合物相混合。燃烧器106点燃空气-燃料混合物来产生工作气体。工作气体通过涡轮级108排出以便引起涡轮级108的转子114的旋转。转子114联接至发电机116以便使转子114的旋转在发电机116处产生电力。
图2示出了燃料供给系统110的详图，该系统110将燃料提供至图1的燃气涡轮102。燃料供给系统110从过程气体管线203接收过程气体202，并从天然气管线205接收天然气204。燃料供给系统110还将已混合的天然气和过程气体的混合物输出至燃气涡轮102的一个或多个燃料回路(206、208)。为了解释的目的，燃料供给系统110示为具有第一燃料回路206和第二燃料回路208。然而，燃料供给系统110可在各种实施例中包括任何数量的燃料回路。天然气204经由气体控制阀210联接至第一燃料回路206。天然气204经由气体控制阀212联接至第二燃料回路208。过程气体202经由气体控制阀214联接至第一燃料回路206。过程气体202经由气体控制阀216联接至第二燃料回路208。气体控制阀210、212、214和216联接至控制单元220，控制单元220控制气体控制阀210、212、214和216的状态。在各种实施例中，控制单元220控制彼此独立的气体控制阀210、212、214和216的状态。气体控制阀210、212、214和216因此可操作成控制第一燃料回路206中和/或第二燃料回路208中的燃料混合物中的过程气体202和天然气204的混合。
控制单元220包括处理器222和存储器储存装置224。存储器储存装置224可包括适合的非暂时的计算机可读介质，例如固态存储器装置、只读存储器装置等。存储器储存装置224可包括程序226，其可由处理器222存取以执行本文公开的各种方法。此外，处理器222可将各种参数和/或计算的值储存在存储器储存装置224处。
天然气管线205包括测量天然气204的质量的天然气沃泊计230。天然气沃泊计230测量天然气管线205中的天然气204的热值和分子量。天然气沃泊计230可在相对短的时间量(例如大约30秒内)获得测量结果。
过程气体管线203包括过程气体沃泊计232、过程气体分析仪234和气相色谱仪236。过程气体沃泊计232获得过程气体202的热值和分子量的测量结果。过程气体分析仪234也获得过程气体202的热值和分子量的测量结果。气相色谱仪236确定过程气体202的组分。过程气体沃泊计232在相对短的时间量(大约30秒)中获得其测量结果。过程气体分析仪234在中等的时间量(大约2分钟)内获得其测量结果，且气相色谱仪236在相对长的时间量(大约5分钟)中获得组分。尽管过程气体沃泊计232可在过程气体分析仪234或气相色谱仪236之前获得测量结果，但此测量结果可能不适于完全确定过程气体202的组分。尽管如此，过程气体沃泊计232仍可使用本文公开的方法来用于获得过程气体202的组分的第一估计。
天然气沃泊计230、过程气体沃泊计232、过程气体分析仪234和气相色谱仪236联接至控制单元220，并将测量结果提供至控制单元220来进行处理。控制单元220执行本文公开的方法以用于确定天然气204和过程气体202的适合的混合比，以便获得具有基于估计组分的燃料混合物，该估计组分基于至少过程气体202的热值和分子量的测量结果。控制单元220还控制气体控制阀210、212、214和216，以实现过程气体202和天然气204的适合的混合比，以获得第一燃料回路206和第二燃料回路208中任一者处的估计的燃料混合物组分。下文描述了用于确定用于燃料混合物的适合的混合比的方法。
图3示出了显示根据本发明的用于执行燃烧操作的方法的流程图300。在框302中，第一燃料混合物供给至燃气涡轮。第一燃料混合物通过混合过程气体202和天然气204来获得。第一燃料混合物的组分基于过程气体202的组分的第一估计来确定。过程气体202的组分的第一估计使用来自过程气体沃泊计232的热值和分子量的测量结果来获得。关于下文的方程(1)-(5)论述用于确定第一燃料混合物的方法的细节。在框304中，第二燃料混合物供给至燃气涡轮。第二燃料混合物通过基于过程气体的组分的第二估计混合过程气体202和天然气204来获得。过程气体202的组分的第二估计是基于使用过程气体分析仪234获得的过程气体202的热值和分子量的测量结果。关于下文的方程(6)-(10)论述用于获得第二燃料混合物的方法的细节。在框306中，第三(操作)燃料混合物供给至燃气涡轮102。第三燃料混合物基于使用气相色谱仪236获得的过程气体202的组分。
图4示出了显示根据一个实施例的获得第一燃料混合物的方法的流程图400。在示例性实施例中，该方法可在燃气涡轮102的启动时使用。在框402中，过程气体202的热值和分子量的测量结果使用过程气体沃泊计232来获得。测量结果可获得多次，以便确保测量结果的一致的值。在框404中，过程气体202的组分的第一估计使用过程气体202的热值和分子量的已获得的测量结果来确定。下文关于方程(1)-(5)论述了用于获得组分的第一估计的方法。在框406中，使用过程气体的组分的已确定的第一估计来确定过程气体202和天然气204的混合比。在框408中，过程气体和天然气根据选择的混合比来混合(通过控制阀210、212、214、216)以便获得第一燃料混合物。在框410中，第一燃料混合物供给至燃气涡轮。
过程气体202包括多种气体组分(例如，氢、乙烷、乙烯、丙烷、氮等)。过程气体202中的这些组分气体的摩尔分数是未知的，并表示为X0、X1、X2、X3和X4，且由以下方程(1)-(5)约束：
Figure DEST_PATH_IMAGE002
其中MW0、MW1、MW2、MW3和MW4为过程气体202的气体组分的分子量，LHV0、LHV1、LHV2、LHV3和LHV4为过程气体202的气体组分的热值。分子量(MW0、MW1、MW2、MW3、MW4)和热值(LHW0、LHW1、LHW2、LHW3、LHV3、LHV4)是已知的值。参数α和β是过程气体202的混合参数并且可由操作者调节。过程气体沃泊计232获得MWmix和LHVmix的测量结果(即，分别为过程气体202的分子量和热值)。方程(1)-(5)为一组具有五个未知数(即，摩尔分数)的五个线性方程。分数量X0、X1、X2、X3和X4以及因此过程气体202的组分可通过对方程(1)-(5)求解来确定。应当理解的是，过程气体202可包括除包括在方程(1)-(5)中的五种气体之外的额外气体。因此，使用方程(1)-(5)确定的过程气体202的组分提供了过程气体202的组分的第一估计。一旦确定过程气体202的组分的第一估计，则过程气体202和天然气204可根据所选的混合比来混合，以便获得在第一燃料回路206和第二燃料回路208中的一个或多个处具有所选的燃料组分的第一燃料混合物。方程(1)-(5)还可关于天然气的分子量和热值的测量结果使用以便确定天然气204的组分的估计。第一燃料混合物的混合比可使用过程气体202的估计组分和天然气204的估计组分来确定。另外，使用过程气体沃泊计232和/或天然气沃泊计230获得的额外测量结果可用于调整第一燃料混合物的混合比。
在选择的时间量之后，来自过程气体分析仪234的测量结果可用于控制单元220。因此，来自过程气体分析仪234的测量结果可替代来自过程气体沃泊计232的测量结果使用。过程气体分析仪234提供过程气体202的热值和分子量的测量结果。此测量结果可得到多次，以便确保获得测量结果的一致的值。测量值可连同另一组线性方程(方程(6)-(10))来使用，其可用于给出过程气体202的组分的第二估计。方程(6)-(10)包括过程气体的额外组分的摩尔分数XA和XB。摩尔分数XA和XB及其分子量(MWA、MWB)和热值(LHVA、LHVB)是已知量。因此，方程(6)-(10)为五个未知变量的五个方程，并可求解来获得过程气体202的组分的第二估计。
Figure DEST_PATH_IMAGE004
使用方程(6)-(10)获得的过程气体组分的第二估计提供了比使用方程(1)-(5)获得的第一估计更接近的过程气体组分近似值。过程气体202的组分的第二估计可在控制单元220处使用以控制过程气体202和天然气204的混合比，以便在第一燃料回路206和第二燃料回路208中的一者或两者处获得第二燃料混合物。尽管方程(6)-(10)示出了两个额外的摩尔分数XA和XB，但任何数目的额外的已知摩尔分数都可在方程(6)-(10)中使用。
最后，一旦过程气体202的组分使用气相色谱仪236确定，则该组分可用于混合过程气体202和天然气204，以便在第一燃料回路206和第二燃料回路208中的一者或两者处获得第三(操作)燃料混合物。来自气相色谱仪236的测量结果可得到多次，以便确保测量结果的一致的值。
尽管关于确定过程气体202的组分论述了本发明，但还有可能的是使用本文公开的方法来确定天然气204的组分。例如，来自天然气沃泊计230的测量结果可连同方程(1)-(5)使用以获得天然气204的组分。天然气204的组分和过程气体202的组分的获知可用来确定用于第一燃料混合物和第二燃料混合物的混合比。
尽管结合仅仅有限数量的实施例详细描述了本发明，但应当容易理解的是，本发明不限于这样公开的实施例。相反，本发明可改变以包括在此之前未描述但与本发明的精神和范围相匹配的任何数目的变型、改型、替换或等同设置。此外，尽管已经描述了本发明的各种实施例，但应当了解，本发明的方面可包括所述实施例中的仅仅一些。因此，本发明不应看作由前述描述限制，而是仅由所附权利要求的范围限制。

Claims (17)

1.一种混合用于燃气涡轮(102)中的燃料的方法，包括：
获得过程气体(202)的热值的测量结果和所述过程气体(202)的分子量的测量结果；
使用使所述过程气体(202)的组分关联获得的热值测量结果和获得的分子量测量结果的一组线性方程来获得所述过程气体(202)的组分的估计；
基于所述过程气体(202)的组分的估计来选择所述过程气体(202)和天然气(204)的混合比；以及
根据所述选择的混合比来混合所述过程气体(202)和所述天然气(204)以获得用于所述燃气涡轮(102)中的燃料混合物。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述一组线性方程包括一组关联代表所述过程气体(202)的组分气体的五个未知摩尔分数的五个线性方程。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述一组线性方程还包括代表所述过程气体(202)的额外组分气体的至少一个额外摩尔分数，其中所述至少一个额外摩尔分数为已知量。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括使用以下至少一项获得所述过程气体(202)的热值的测量结果和所述过程气体(202)的分子量的测量结果：(i)沃泊计(232)；以及(ii)过程气体分析仪(234)。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括基于所述过程气体(202)的热值和分子量的额外测量结果来控制所述过程气体(202)和所述天然气(204)的混合比。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括使用一组线性方程来确定所述天然气(204)的组分，所述一组线性方程使所述天然气(204)的组分关联所述天然气(204)的热值的测量结果和所述天然气(204)的分子量的测量结果。
7.一种用于混合用于燃气涡轮(102)中的燃料的系统，包括：
装置，其构造成获得过程气体(202)的热值的测量结果和所述过程气体(202)的分子量的测量结果；以及
处理器(222)，其构造成：
使用使所述过程气体(202)的组分关联获得的热值测量结果和获得的分子量测量结果的一组线性方程来获得所述过程气体(202)的组分的估计；
基于所述过程气体(202)的组分的估计来选择所述过程气体(202)和天然气(204)的混合比；以及
根据所述混合比来混合所述过程气体(202)和所述天然气(204)以获得用于所述燃气涡轮(102)中的燃料混合物。
8.根据权利要求7所述的系统，其特征在于，所述一组线性方程包括一组关联代表所述过程气体(202)的组分气体的五个未知摩尔分数的五个线性方程。
9.根据权利要求8所述的系统，其特征在于，所述一组线性方程还包括代表所述过程气体(202)的额外组分气体的至少一个额外摩尔分数，其中所述至少一个额外摩尔分数为已知量。
10.根据权利要求7所述的系统，其特征在于，所述装置还包括以下至少一项：(i)沃泊计(232)；以及(ii)过程气体分析仪(234)。
11.根据权利要求7所述的系统，其特征在于，所述处理器(222)还构造成基于所述过程气体(202)的热值和分子量的额外测量结果来控制所述过程气体(202)和所述天然气(204)的混合比。
12.根据权利要求7所述的系统，其特征在于，所述处理器(222)还构造成使用一组线性方程来确定所述天然气(204)的组分，所述一组线性方程使所述天然气(204)的组分关联所述天然气(204)的热值的测量结果和所述天然气(204)的分子量的测量结果。
13.一种非暂时的计算机可读介质，包括储存在其上的一组指令，其在由处理器(222)存取时能使所述处理器(222)执行用于混合用于燃气涡轮(102)中的燃料的方法，所述方法包括：
从测量装置获得过程气体(202)的热值的测量结果和所述过程气体(202)的分子量的测量结果；
使用使所述过程气体(202)的组分关联获得的热值测量结果和获得的分子量测量结果的一组线性方程来获得所述过程气体(202)的组分的估计；
基于所述过程气体(202)的组分的估计来选择所述过程气体(202)和天然气(204)的混合比；以及
根据所述混合比来混合所述过程气体(202)和所述天然气(204)以获得用于所述燃气涡轮(102)中的燃料混合物。
14.根据权利要求13所述的非暂时的计算机可读介质，其特征在于，所述一组线性方程包括一组关联代表所述过程气体(202)的组分气体的五个未知摩尔分数的五个线性方程。
15.根据权利要求14所述的非暂时的计算机可读介质，其特征在于，所述一组线性方程还包括代表所述过程气体(202)的额外组分气体的至少一个额外摩尔分数，其中所述至少一个额外摩尔分数为已知量。
16.根据权利要求13所述的非暂时的计算机可读介质，其特征在于，所述方法还包括从以下至少一项获得所述过程气体(202)的热值的测量结果和所述过程气体(202)的分子量的测量结果：(i)沃泊计(232)；以及(ii)过程气体分析仪(234)。
17.根据权利要求13所述的非暂时的计算机可读介质，其特征在于，所述方法还包括使用一组线性方程来确定所述天然气(204)的组分，所述一组线性方程使所述天然气(204)的组分关联所述天然气(204)的热值的测量结果和所述天然气(204)的分子量的测量结果。
CN201510554053.2A 2014-09-05 2015-09-02 使用推断的燃料组分混合燃气涡轮燃料 Active CN105402029B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US14/478,973 US20160068777A1 (en) 2014-09-05 2014-09-05 Gas turbine fuel blending using inferred fuel compositions
US14/478973 2014-09-05

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN105402029A CN105402029A (zh) 2016-03-16
CN105402029B true CN105402029B (zh) 2021-11-02

Family

ID=55358637

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201510554053.2A Active CN105402029B (zh) 2014-09-05 2015-09-02 使用推断的燃料组分混合燃气涡轮燃料

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20160068777A1 (zh)
JP (1) JP6621618B2 (zh)
CN (1) CN105402029B (zh)
DE (1) DE102015114758A1 (zh)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20170115246A1 (en) * 2015-10-23 2017-04-27 Air Products And Chemicals, Inc. Method and Apparatus for Determining Heating Value
US10214702B2 (en) * 2016-12-02 2019-02-26 Mustang Sampling Llc Biogas blending and verification systems and methods
US10466144B2 (en) * 2017-09-29 2019-11-05 Mustang Sampling, Llc Multi-source, flow-weighted composite sample system
US11287406B2 (en) 2019-04-15 2022-03-29 Mustang Sampling, Llc Multi-input auto-switching gas sample conditioning system
CN112126485A (zh) * 2020-09-14 2020-12-25 大连派思燃气设备有限公司 电站用燃气掺混系统

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS61159142A (ja) * 1984-12-29 1986-07-18 Toho Gas Kk 天然ガスの発熱量調整方法
US7895821B2 (en) * 2008-12-31 2011-03-01 General Electric Company System and method for automatic fuel blending and control for combustion gas turbine
US20120036863A1 (en) * 2010-08-13 2012-02-16 Joseph Kirzhner Method, apparatus and system for delivery of wide range of turbine fuels for combustion
JP2012087384A (ja) * 2010-10-21 2012-05-10 Ipsen Co Ltd 工業炉における金属材料／金属ワークピースの熱処理用のプロセスガスを調整する方法および装置
US9920696B2 (en) * 2011-08-09 2018-03-20 Ansaldo Energia Ip Uk Limited Method for operating a gas turbine and gas turbine unit useful for carrying out the method
US20140157785A1 (en) * 2012-12-06 2014-06-12 General Electric Company Fuel supply system for gas turbine
EP2770182B1 (en) * 2013-02-25 2015-10-14 Alstom Technology Ltd Method for adjusting a natural gas temperature for a fuel supply line of a gas turbine engine and gas turbine

Also Published As

Publication number Publication date
DE102015114758A1 (de) 2016-03-10
US20160068777A1 (en) 2016-03-10
JP2016056803A (ja) 2016-04-21
JP6621618B2 (ja) 2019-12-18
CN105402029A (zh) 2016-03-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN105402029B (zh) 使用推断的燃料组分混合燃气涡轮燃料
JP5721944B2 (ja) 燃焼ガスタービン用の燃料配合及び制御のためのシステム及び方法
RU2482393C2 (ru) Способ и устройство для управления сгоранием в газовой турбине
US20110162343A1 (en) Systems and methods for controlling fuel flow within a machine
KR101567293B1 (ko) 가스 터빈 엔진의 연료 공급 라인을 위한 천연 가스 온도의 조정 방법
JP2012041926A (ja) 燃焼用の広範囲のタービン燃料を送給する方法、装置及びシステム
CA2891736C (en) Gas turbine fuel supply method and arrangement
JP2010281319A (ja) 燃料の熱エネルギ量を制御するシステム及び方法
CA2632879A1 (en) A dynamic control system to implement homogenous mixing of diluent and fuel to enable gas turbine combustion systems to reach and maintain low emission levels
US20120034568A1 (en) Combustion air control
CN104968918A (zh) 燃气轮机系统、控制装置以及燃气轮机的运转方法
Carlon et al. Experimental validation of a thermodynamic boiler model under steady state and dynamic conditions
CN104685688B (zh) 发电系统以及发电系统的运转方法
CN114483333B (zh) 双燃料发动机试验系统及方法
JP2010216319A (ja) ガスタービンおよびガスタービンの燃料流量制御方法
CN105201660B (zh) 用于设定用液化天然气运行的内燃机中的燃烧参数的方法和控制装置
US9149776B2 (en) Systems and methods for liquid fuel modeling
AU2015359745B9 (en) Method of controlling a test apparatus for a gas turbine engine and test apparatus
Tanaka et al. Development of electrical efficiency measurement techniques for 10 kW-class SOFC system: Part I. Measurement of electrical efficiency
He et al. Shock tube study of ignition-delay measurements and kinetic mechanism research for syngas
RU2014142245A (ru) Способ регулировки мобильного топливного отопителя
US20140140806A1 (en) Enthalpy determining apparatus, system and method
JP2022072451A (ja) 燃料ガスの組成分析装置及び組成分析方法、並びに、この組成分析装置を備える原動機制御装置及びこの組成分析方法を含む原動機制御方法
Pérez-Sanz et al. Advancements in the development of the isothermal gas calorimeter based on Alexandrov’s principle
McDonell et al. Impact of Ethane and Propane Variation in Natural Gas on the Performance of a Model Gas Turbine Combustor

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20240108

Address after: Swiss Baden

Patentee after: GENERAL ELECTRIC CO. LTD.

Address before: New York, United States

Patentee before: General Electric Co.

TR01 Transfer of patent right