天然气降压㶲损失分析及余压膨胀关键技术

舒建国，张会明，剧成成，王立群，曲宏伟

（冰轮环境技术股份有限公司，山东烟台 264000）

0 引言

天然气相对于煤炭是一种较清洁的能源，采用天然气替代燃煤可有效缓解大气污染，提升人民生活质量。但我国是一个富煤贫气的国家，虽然天然气储量丰富，但我国人口众多，能源消耗巨大，属于天然气相对缺乏的国家。我国天然气占一次能源的比例不足10%，并且天然气主要分布在西部、中部及海域地区，东部人口稠密地区相对匮乏。天然气主要依靠管道输送和LNG进行地域供给需求的调节和匹配。为调整能源结构和扩大内需，我国于2000年提出西部大开发建设，建立了“西气东输”、“川气东送”、“中卫-贵州天然气管线”、“缅甸-中国天然气管线”等等一系列天然气远输管线。2017年，京津冀地区“煤改电、煤改气”计划的实施，有效缓解了该地区的雾霾问题，也刺激了天然气产业的快速发展，预计2020年，我国天然气管道年输送量将达4.2×1011Nm3以上。

当前世界上天然气长输管道均采用高压，各地的天然气调压站，根据下游用户的供气要求，将主干道上的天然气进行降压后供给城市燃气用户。天然气的降压目前主要通过调压撬装置完成，通过节流方式降低天然气压力将上游天然气的增压耗能完全浪费掉。天然气在降压过程中产生很大的压力降，释放大量的压力能，同时降压后温度明显下降，产生大量的冷能[1]。

国外的长输管线的设计压力都在10 MPa以上[2-3]。而中国城镇燃气管道设计压力均在4 MPa以下，可回收的压力能巨大。城镇燃气管道设计压力分级参见表1。

表1 城镇燃气管道设计压力（表压）分级

针对压力能进行回收的历史由来已久，美国是最早对天然气压力能进行回收的国家，1983年，美国在加利福尼亚南部的天然气门站安装了第一台制冷膨胀发电机组回收天然气的压力能发电并制冷。英国近年的研究更倾向于天然气管道压力能综合回收利用。2009年1月，英国国家电网和2OC公司联合在伦敦东部天然气管道上安装了微型涡轮膨胀机，对天然气管道上的压力能进行回收，这些膨胀机体积小，直径仅20 cm，但是发电功率可以达到1,000 kW[4]。2001年，日本东京电力公司开工建设了一座利用天然气的压差发电的发电站，发电能力为7,700 kW[5]。国内西安交通大学的邢子文教授[6]也申请了一种燃料电池汽车用螺杆压缩-膨胀机组。欧美国家及俄罗斯利用管道压力能液化的技术比较成熟[7]。

目前，申安云等[8]进行了天然气管网压力能利用的㶲分析。国内求雨岭门站已经成功实施“天然气管网压力能发电制冰技术的开发及应用”项目，该项目天然气流量36×104m3/d，标称发电输出功率200 kW，日制冰能力80 t，制冰冷量441 kW，其中170 kW直接从低温天然气回收冷能，蒸发温度按照-16 ℃计，系统COP约为2，仅回收冷能一项，每小时可节电85 kW，该系统工艺流程图如图1所示[9]。许靖煊等[10]采用天然气发电结合余热驱动吸收式制冷与LNG冷能联动供冷，高效地服务于常规电网供能系统。赵先勤等[11]给出了发电输出功率为45 kW的天然气膨胀发电机组成功运转案例。赵思越等[12]通过蓄冷装置收集L-CNG汽化放出的冷能，供周边办公住宅使用。阚苏玉等[13]回收LNG燃料船在使用燃料发电时的冷量，利用Rankine发电循环可回收约102.6 kW电量。此外国内部分管网利用压力能单级膨胀制冷结合天然气的液化工艺，在中石油西南分公司、江阴天力、泸县LNG工厂和苏州华峰也均有成功应用案例[14]。我国的天然气余压膨胀利用技术仍有很大的发展空间，尤其在投资回收期和投资回收比方面，存在很大的改善空间。

图1 求雨岭天然气管网压力能发电制冰技术流程图

1 天然气远输降压过程㶲损失分析

1.1 天然气降压状态点

天然气的主要成分是甲烷，含量在95%以上，为简化分析，假定天然气的中仅含甲烷（Methane）。

设定天然气降压过程起点1点的状态为：甲烷的压力和温度分别为10.1 MPaA和293.15 K，降压终态压力为4.1 MPaA，环境温度为T0为293.15 K。将两种降压过程分别绘制在甲烷的T-S图上，详见图2，曲线1-2为绝热节流过程，曲线1-2'为等熵膨胀过程。

图2 甲烷10.1-4.1 MPaA降压过程曲线

两种降压过程的初终态和标准参比状态3列于表2。

从表2中可见，节流降压后温度为-5 ℃，高于膨胀降压出口温度-43 ℃。

表2 甲烷不同降压过程状态参数表

1.2 天然气降压过程㶲分析

相对于确定的环境状态，工质的焓㶲只取决于工质的状态参数。一定状态下质量为m的工质的焓㶲可表示为：

比焓㶲可表示为：

稳定流动系统㶲平衡方程为（忽略位能变化）：

式中：

ex,h——工质的比焓㶲，J/kg；

H——焓，J/kg；

To——环境温度，K；

cp——工质的比定压热容，J/(kg·K)；

T——工质所在状态下的温度，K；

R——摩尔气体常数，8.314 J/(mol·K)；

M——工质的摩尔质量，kg/mol；

p——工质所在状态下的绝对压力，MPaA；

pO——环境绝对压力，MPaA；

ωi——轴功；

i——㶲损失。

对于绝热节流过程：

调取表一中状态参数，代入式(4)中，绝热节流过程的㶲损失为118.49 kJ/kg，且根据式(4)，环境温度越高㶲损失越大。

定义膨胀降压过程为可逆绝热过程，绝热膨胀过程的做功为：

调取表2中状态参数，代入式(5)中，绝热膨胀过程的可输出轴功为100.38 kJ/kg。

1.3 天然气降压过程能量回收潜力巨大

通过稳定流动过程㶲平衡方程的分析可知，绝热节流过程的压降全部转化为㶲损失，没有可用功的输出。而采用膨胀机可对绝热膨胀过程的膨胀功进行有效回收，单位天然气可回收功为100.38 kJ/kg，节能效果显著，能源利用水平较高，但从图1中亦可看出，绝热膨胀过程终了状态温度低于绝热节流过程终了状态温度，采用膨胀降压过程可以获得低温环境。为保证管道的安全和避免天然气中水分的析出凝固，绝热膨胀过程需要更大的复热量。

未来天然气产业远输的发展方向是高压力。甲烷的标准参比参数定为101.325 kPa和20 ℃，密度为0.66816 kg/Nm3。如果每年有2,000×108Nm3管道天然气采用膨胀发电机组回收膨胀过程压力能，膨胀机的绝热效率取0.8，发电机发电效率取0.95，每年可回收压力能9.56×109MJ，相当于307 MW的电站一年的发电量，回收潜力巨大。

2 高压管网天然气膨胀发电关键技术

2.1 膨胀机的选取

膨胀机是利用高压气体的膨胀降压向外输出机械功并伴随气体温度变化的动力设备。膨胀机按能量转换方式的不同，可分为速度式和容积式两大类。速度式膨胀机适用于流量大、负荷稳定的场合，如透平膨胀机，容积式膨胀机适用于小流量、负荷波动大的场合，如螺杆式膨胀机等[15]。

深圳求雨岭高压管网压力能发电-制冰项目在运行过程中存在较多问题：透平膨胀机的高转速造成机组润滑油系统温度过高；膨胀机主轴转速过高，需匹配大减速比的减速箱，影响减速箱的使用寿命和强度；发电连载压缩机的时候，电流波动较大，影响压缩机的转速[16]。笔者提出了采用无油的、低速、高效的螺杆膨胀机的改进设想。

螺杆膨胀机对液体和冻结杂质杂质不敏感，并且带液量越大，膨胀机的间隙越小，泄露损失越小，绝热效率越高，而透平膨胀机需要克服带液气流对叶轮的冲击等一些列问题。透平膨胀机要求流量和参数要相对稳定，偏离设计工况10%之后效率急剧下降，螺杆膨胀机适应变工况能力强，在负荷变化不超过50%范围内能平稳可靠工作，在低负荷下仍能维持45%以上的内效率[17]。螺杆膨胀机转速和发电机转速更加接近，膨胀机和发电机可直连，齿轮和轴承问题相对容易解决，而透平膨胀机转速一般在上万转，需要增加高精度的齿轮箱。基于以上优势，螺杆膨胀机近几年得到了快速的发展。

2.2 膨胀机的复热

天然气不可避免的存在水蒸气，天然气膨胀降压的同时温度急剧下降，各组分分压力发生变化，一部分水蒸气析出甚至凝固，对膨胀设备产生一定的危害。

根据道尔顿分压力定律可知，理想气体混合物中各组元的摩尔数之比等于分压力之比，即：

式中：

na——水蒸气的摩尔数；

nc——甲烷的摩尔数；

pa——水蒸气的分压力，kPa；

pc——甲烷的分压力，kPa。

假设天然气和水蒸气的混合气体为理想气体，实际计算过程多为计算膨胀前后的焓差计算膨胀发电量。根据标准GB 17820-2012《天然气》的规定，在交接压力下水露点应比输送条件下最低环境温度低5 ℃。若最低环境温度取-10 ℃，则天然气水露点温度为-15 ℃。

膨胀机入口状态参数：查NIST物性参数程序可知，-15 ℃对应的水蒸气饱和压力为0.17 kPa，即水蒸气在天然气中的分压力为0.17 kPa，而总压力P=10.1 MPa，水蒸气的摩尔占比等于0.17/10100。

绝热等熵膨胀后，膨胀机出口状态参数：此时总压为4.1 MPa，水蒸气的分压力为4.1×0.17/10,100=0.07 kPa，此时水露点温度为-23.99 ℃。根据表2可知，天然气绝热膨胀后温度将降低到-43 ℃左右，远低于出口的水露点温度，为避免水蒸气析出凝冻在旋转设备上，造成旋转设备动平衡失稳，有必要对膨胀前或膨胀中的天然气进行复热。

2.3 不同条件下复热功率和发电量计算

计算条件：1）介质组分甲烷；2）采用螺杆膨胀机，进气复热的方式，流量为104Nm3/h；3）膨胀机出口温度为5 ℃；4）膨胀机效率取0.75。

对膨胀过程进行模拟。流程图如图3。混合器MIX-102将水蒸气和甲烷混合均匀，E-100为进气复热器，K-100为螺杆膨胀机。

图3 膨胀机膨胀流程图

分别模拟膨胀机进气压力、进气温度、排气压力以及进气露点温度对复热量、发电量和排气露点温度的影响。

膨胀机进口温度维持20 ℃，膨胀机出口温度为5 ℃，出口压力4 MPa，膨胀机进口压力由10 MPa以0.5 MPa的压差逐渐降低至5.5 MPa时，计算复热量和发电量随进口压力的变化规律。由图4可以看出，随着进口压力的降低，复热量和发电量都在不断下降，复热量的下降速度更加明显，当排气压力为7.3 MPa时，复热量等于发电量，吸气压力再降低，复热量将小于发电量。

图4 复热量和发电量随进气压力的变化规律

膨胀机出口温度为5 ℃，膨胀机进口压力8 MPa，出口压力4 MPa，膨胀机的进口温度由5 ℃升至30 ℃，由图5可知，发电量不变，复热量急剧下降，当进气温度为23 ℃时，复热量等于发电量。

图5 复热量和发电量随进气温度的变化规律

膨胀机出口温度为5 ℃，膨胀机进气压力10 MPa，膨胀机的进气温度20 ℃，膨胀机出气压力由4 MPa 降至2 MPa，由图6可知，复热量和发电量均随着排气压力的下降而不断下降，在指定条件下，复热量总是大于发电量。

图6 膨胀机排气压力对复热量和发电量的影响

膨胀机进口压力10 MPa，进口温度20 ℃，出口压力4 MPa，出口温度为5 ℃，计算进气露点温度对复热量、发电量和排气露点温度的影响。由图7可知，进气露点温度在-15 ℃～5 ℃之间变化时，对发电量无影响，但复热量随着进气露点温度的升高略有增加，进气露点温度升高20 ℃，复热量增加0.6 kW，占总复热量的比值为0.24%，进气露点影响排气露点温度，排气露点随着进气露点的增加而增加。

从以上图表可以总结出，随着进排气压差的增大，发电量增大，进气压力越高，排气压力越低，发电量越大，但同时进排气压差越小，复热量占发电量的比例越小。进气温度和进气露点温度对发电量几乎无影响，复热量随着进气温度的升高而降低，随着进气露点温度的升高而增大。进气露点直接影响排气露点温度，进气露点温度越高，排气露点温度也越高。

图7 进气露点温度对复热量、发电量及排气露点温度的影响

3 结论与展望

针对当前天然气高压远输过程存在的巨大压力能，以热力学中稳定流动过程中㶲损失理论，分析了天然气调压站中两种降压模式的㶲损失。结果表明，绝热节流过程的㶲损失为环境温度与熵变之积，可回收功为零，而绝热膨胀过程㶲损失为零，可回收功为焓差。并根据道尔顿分压力定律，计算了降压后，天然气中水分的析出会对膨胀系统造成的问题。最后计算了天然气膨胀发电量和复热量随进出口压力、温度和露点温度的变化情况，为天然气膨胀工艺的设计提供了一些优化思路。

天然气膨胀过程会产生大量高品位余冷，如果此处余冷被有效利用，整个系统的能源利用水平将更高。天然气膨胀发电系统高品位余冷的利用程度越高，复热量越小。鉴于实际工程应用现状并不乐观，未来开发适用于低温下的无油螺杆膨胀机、解决系统材料、轴承润滑和余冷回收所需的高效换热器，将是天然气减压站余压余冷能源回收利用的关键问题。