天然气压差发电技术在调压门站的应用

王尧 杨海红 何力 杜德飞 赵靓

（1.中国石油西南油气田分公司安全环保与技术监督研究院；2.国家能源高含硫气藏开采研发中心安全环保技术研究所）

引言

随着天然气产业的迅速发展，我国加快了天然气管网的建设，但气源距离主要用气城市较远，因此我国天然气输送多采用高压长输管道，如“陕京二线”、“西气东输”的输气压力都达到了10 MPa[1]。天然气从高压管道进入城市管网系统前要进行调压，传统调压过程并未利用管网压力能，白白浪费了大量的能量。

从气田开采的大量纯天然气经长输管线送至城市，为配合城市各级输气管网的运行，需在门站内将燃气由高压（如长输管道设计压力为10 MPa）降为较低压力（我国城镇燃气管道压力多为1.6～4.0 MPa）[2]。调压站一般采用直接将燃气通过节流阀降压降温（焦耳—汤姆逊效应），压力能完全消耗在克服流动阻力上，未推动任何机械做功，浪费大量的能量[3-4]。假定管网压力为10 MPa，终端用户的压力为0.8 MPa，则每公斤可回收的最大压力能为359.12 kJ。若年输气量为120万亿立方米，取气体比容为1.5 m3/kg，则质量输气量为80×108kg/a，则每年可回收的最大压力能为28 729.6×108kJ。由此可见，天然气运输管网中蕴含着大量的压力能，如果能对这部分能量进行回收，将会极大的提高能量利用率、提高管网运行的经济性，符合国家节能减排的基本政策，具有重要的经济效益和社会效益。

目前天然气压力能回收能量利用方式主要包括冷量利用和机械能利用。其中冷量利用主要包括制冷和储气调峰两种方式；机械能利用主要是带动发电机进行发电。

1 压差发电技术

利用高压天然气管道压力能发电的基本原理就是利用高压天然气降压时体积膨胀产生的机械能和位能来驱动发电机发电。

1.1 工艺介绍

来自高压天然气管网中的高压天然气首先经过透平膨胀机膨胀通过转轴输出机械能，进而带动发动机实现对外供电，将压力能转换为电能。膨胀做功后的中压天然气温度低于管道输送要求，需要将其加热至要求的温度再进入中压管网中（图1）。

图1 天然气膨胀发电流程

表1 膨胀机对比

1.2 关键设备

根据压差发电的原理，流程的主要设备有：透平膨胀机、发电机组以及加热器[5]。膨胀机和发电机是天然气压差发电的关键设备，其中膨胀机的功能是将天然气的内能转化为机械能。其性能的优劣直接影响发电系统的整体发电效率。

根据气体膨胀输出外功的方法，膨胀机分为容积式和透平式两大类。容积式又分活塞式，波纹管式，膜片式，齿轮式，转子式，螺杆式等几种。常见的几种膨胀机对比见表1。

综合以上对比，按照不同进出口压力等级，流量和气质组成，建议在天然气管网压力能项目可采用透平膨胀机或螺杆膨胀机。

1.3 发电潜力计算

根据热力学原理，是工质（例如天然气）的状态参数，是其能量中理论上能够可逆地转换为功的最大数量，采用方法可以有效的分析天然气从高压状态P1到低压状态P2可输出的最大功[6]。

变化：

式中：Cp为定压比热容，kJ/（kg·K）；T为温度，K；P为压力，MPa；M为气体摩尔质量，kg/kmol；状态1为进口，2为出口，0代表环境状态。

一定质量流量天然气的压力率计算公式为

式中：Pt为压力率，kW；qV为标准状态下天然气体积流量，m3/h； ρ为标准状态下天然气密度，kg/m3； ex,p为天然气的比压力，kJ/kg； Rg为天然气气体常数，kJ/（kg·K）。

则实际发电功率的计算公式为

式中：ηe为压力能发电比率，一般为40%～45%。

2 应用分析

根据调研，选取典型调压站参数进行举例分析，气源条件如表2。

表2 典型调压站管网压力能利用气源条件

根据以上参数，为保证系统运营的持续时间，可初步设定压力能利用系统的三种工况，膨胀机进口压力取中低值即2.5/2.0 MPa；该系统出口压力设计取略高值即1.0/0.8 MPa，以保证该支路气体的优先通过；为保证调压系统的切换灵活性，压力能对应的流量设定为平均流量的50%以下。

因此，在20 000～30 000 m3/h（标况）时，根据设备特点该膨胀发电工艺拟采用1套透平膨胀发电机组用于减压发电，压力从2.5～2.0 MPa减至1.0～0.8 MPa，电力输出额定功率为300 kW，具体参数见表3。

表3 发电工艺参数

由表3可见，该项目压力能输出规模为300 kW电力及对应冷能，如何将电力及冷能进行高性价比的使用或消耗，应根据场站地区市场进行配套设计。

根据实际产业发展需求，此报告针对川渝地区特点，设计该项目发出电力用于CNG生产。电力用于压缩机，同时冷能可相应消化。CNG是燃气公司相关产业，在生产安全要求、生产调度范畴，同燃气调站有较密切的关联，可较容易的控制及管理。并且川渝地区有CNG应用市场，该应用方式较为符合现有市场条件。现按照发电量300 kW，可确定建设CNG设备用电规模：可配备1套约250 kW功率CNG压缩机。项目的总投资估算为660万元，详情如表4。

表4 项目总投资估算

根据以上估算的投资，项目的经济指标如下：生产CNG项目预计运行时间为5000 h/a，项目节电量为150×104kWh。电价按照0.9元/kWh计算，该项目年节电效益约为135万元。按照单纯节电效益计算，项目静态投资回收期约为4.9年。

3 结论

1）天然气管网压力能发电用于CNG，不仅可以充分利用天然气余压，降低下游企业高耗能的日常维护成本，同时，通过循环冷却工艺，还可使降压后的天然气满足管输天然气的温度要求，避免了再使用燃料天然气加热调压后的低温天然气，因此，该技术具有良好的节能减排效果，值得推广。

2）虽然目前天然气压差发电技术研究较成熟，工程应用正处于快速发展阶段，但是，压差发电项目在实际工程应用中，仍然存在一些工程问题需要解决，如膨胀机存在密封问题，存在天然气泄漏风险，在透平式膨胀机高转速运行条件下，存在较大的噪音等等，在天然气压差发电系统商业化运行前，必须经过多次中式实验，解决系统运行过程中可能存在的问题。

[1]刘贺群，余洋.我国天然气管网发展现状和趋势[J].当代石油石化，2005，13（12）：11-15.

[2]孙洁.城市门站压力能回收设备研究应用进展[J].煤气与热力，2010，30（7）：A18-A20.

[3]Jaroslav Pogivil.Use of expansion turbines in natural gas pressure reduction stations[J]. ActaMontanisticaSlovaca，2004，9（3）：258-260.

[4]MahmoodFarzaneh，Gord，Mahdi，DeymiDashtebayaz.Recoverable energy in natural gas pressure drop stations：a case study of the khangiran gas refinery[J]. Energy，Exploration&Exploitation，2008，26（2）：71-82.

[5]D.M.Shen,F.Fernandes and J.R.SimÕes-Moreira.Using gas pipeline pressure to liquefy natural gas or generate electricity[J].Hydrocarbon Processing，2006，85（1）：47-50.

[6]赵先勤，史宇倩.天然气压力能发电项目的应用[J].燃气输配与储运，2017，37（5）：B01-B05.