天然气压力能发电制冰一体化应用设计与经济性分析

王朝龙 李琦芬 苗沃生 谢 伟 俞光灿

上海电力大学能源与机械工程学院

0 引言

天然气是一种高效的清洁能源[1]，因其热值高、储量大、易输配、燃烧产物污染物少等优点，在各国能源结构中的比重日益增大[2]。天然气资源与需求市场多数存在地域不均衡问题，为解决以上问题，全球多数国家均采用铺设天然气管道的方式，且高压力、大口径[3-4]是目前天然气输气管道发展的总趋势。高压天然气在送往下游用户之前，须在各城市的调压站、场站以及天然气接收门站等进行适当的降压，从而保证下游普通燃气用户的正常安全运行。

天然气在门站调压前后会产生很大的压力降[5]，在焦耳—汤姆逊效应[6]下天然气温度会骤降，同时，降压后会释放大量的冷能。而调压站一般均采用节流阀等调压装置将天然气直接降压，压力能就会完全消耗在克服流动阻力上而未推动任何的机械做功，从而造成能源浪费。例如，西气东输Ⅰ线和Ⅱ线，以300亿m3/a的输气量计算，若按照压力从8．0MPa降至0．4MPa来计算，则每年分别回收能量 24．3 亿 kWh 和 45．6 亿 kWh，则相当于黄河小浪底年平均发电量（51亿kWh/年）的1．37倍。

高压天然气调压过程中除了有巨大的能量损失，因管线压力的骤降所导致的天然气温度骤然降低加重了管线的负担[7]，甚至在冬季造成天然气地埋管发生冻胀，使天然气管道的阀体离开阀座[8]，造成天然气泄露，对门站及分输站的安全运行造成很大的影响。如果能通过压力能回收设备将这部分能量进行充分回收，将在较大程度上提高天然气管网的运行收益和能源利用率。

国内外学者在天然气压力能回收方面进行了大量研究，目前已有的天然气压力能回收方式有：压力能发电、压力能制冷、压力能储气调峰、压力能用于制取干冰，或将天然气降压后的冷能用于制取天然气水合物，利用空调机组回收水合物的冷能，提高能源利用率[9-10]；除此之外，天然气门站往往与CNG加气站联系起来，在利用天然气压力能发电同时，发电量供给CNG加压设备，能起到就地消纳电量的效果，省去部分成本[11-12]。

针对天然气压力能的浪费及衍生问题，以华中地区某天然气门站为例，从实际情况出发，设计一套压力能发电制冰系统，并对不同边界条件影响因素下的方案经济性进行分析比对，选取最佳方案，为该工程提供参考。

1 管输天然气调压过程可利用压力能估算

对于管道输送天然气调压过程中的压力能与冷能的确定，目前多采用㶲方法与能量平衡分析法。

㶲方法考虑能量的品位，从热力学第二定律的角度对调压过程中可利用的压力能的最大值进行了估算。因此，其计算得出的压力㶲与温度㶲不存在能量品位的差别，可以直接相加，便于分析比较该过程中可利用压力能的总量。

能量平衡分析法结合实际设备效率，直接给出接近实际工程的机械功及与给定温差下天然气所提供的冷量，这种方法中所给出的机械功及冷量具有不同的能量品位，不能直接相加进行评估压力能的总量。

以㶲方法为例，估算调压过程中可利用的能量：

对于稳定流动的系统，忽略工质的位能㶲及动能㶲工质在某一状态下的比焓㶲可以用下式表示（字母均为基准状态（25℃、1 atm）下的热力学值）：

对于理想气体，焓仅为温度的函数：其中cp为天然气的比定容热容，kJ/(kg·K)。

则稳定物流的焓㶲可以表达为∶

根据上式的特点：理想气体的焓㶲中前两项仅与温度有关，后一项仅与压力有关，于是可将理想气体的焓㶲分为两部分：温度㶲ex，H()T 和压力㶲ex，H()P ，温度㶲代表了由于温度的变化所引起的稳定物流㶲的变化，压力㶲代表了由于压力的改变所引起的稳定物流㶲的变化值。即

因此，若要计算高压天然气膨胀降压后产生的冷能，需计算出膨胀降压后天然气的温度值。由于膨胀过程是一个多变过程，可得膨胀机实际出口温度为：

例如以某调压门站天然气平均进口压力为5．0MPa，进口温度为15℃，流量为52 000Nm3/h，调压至2．0MPa的输气管线作为研究对象，对该调压门站可用能进行估算。

假设天然气的组分全部是甲烷，取天然气的比定压热容cp为2．223 kJ/(kg·K)，绝热非等熵过程的指数n为1．26。根据式（6）计算可得调压后天然气的温度：，约为-35℃。

2 天然气余压利用系统一体化应用设计

天然气门站由计量系统、调压系统及其它附属设备构成。调压系统（调压撬）将高中压天然气降压到市政管网要求压力范围，而计量系统关系到燃气公司与燃气用户之间的结算，因此方案设计中，要考虑压力能的回收，同时要消除对计量的影响。

本方案设计首选透平膨胀机作为压力能回收的主要设备，透平膨胀机作为一种降压设备，利用工质流动将进出口压力差所带来的压力能转化为机械能，同轴带动发电机发电，高压天然气经透平膨胀机充分膨胀后，温降很大，天然气携带的冷能相当可观，综合各类冷能利用方式，同时结合门站所在地天气、经济、产业等相关因素，选择最简单现实的冷能利用方式——制取冰块。门站对天然气的计量、安全稳定运行、参数变化等要求苛刻，为避免压力能利用系统对门站天然气造成影响，方案设计中引入脱水脱烃装置、电加热换热器及超声波计量器等装置，做到计量统一，参数达标，图1为天然气压力能发电制冰一体化系统应用设计流程图。

图1 天然气压力能发电制冰一体化系统应用设计流程图[15]

2.1 脱水脱烃系统

在一定的温度和压力条件下，含水天然气可生成白色致密的结晶固体，称为天然气水合物。正常情况下，4．0MPa时的水露点约在-12℃，0．4MPa时为-23℃。其烃露点变化的一般规律是：随着天然气压力的降低，天然气的烃露点相应降低。当压力不变时，烃类温度降低到该压力下自身露点时，重烃就会析出。但天然气经过绝热节流后，温降很大，当其温度等于或低于其水露点且压力高于平衡绝对压力时，就有可能导致结冰，C4以上组分含量较高时，甚至形成水合物，造成管道及设备堵塞、调压设备破坏，影响系统的正常运行。因此设置脱水脱烃装置（图2），对天然气进行再次除水除烃以保证系统安全。表1为天然气平衡绝对压力与温度对照表。

图2 脱水脱烃系统流程图

表1 平衡绝对压力与温度对照表

经计量稳压后的高压管网气首先进入原料气入口分离器分离出固体杂质及部分液态水，初步处理后的天然气进入3A分子筛脱除水分，再进入AC活性炭吸附塔脱除重烃，实现一塔脱水脱烃。脱除水分、重烃的天然气再进入粉尘过滤器除去固体杂质。在引入下游冷能利用后的天然气分两路进入脱水、脱烃系统。应用一路下游冷能利用后天然气的剩余冷量对上游脱水、脱烃、除尘后的清洁天然气进行预冷却，预冷后的天然气进入膨胀机。引用另一路冷能利用后的天然气与高温导热油进行换热，换热后作为再生气通入活性炭吸附塔和分子筛塔，对吸附饱和的活性炭和分子筛进行再生，再生后在活性炭吸附塔和分子筛塔内通入下游引入的低温天然气，对塔进行冷却。携带重烃及水分的再生气经再生气冷却器、再生气分离器分离出重烃和水分后进入下游管网，而分离出的重烃及水分也逐渐与下游管网气混合，流向下游用户，实现重烃和水分零排放处理。为了保障出口天然气质量，在计量装置中加装水露点分析仪和色谱分析仪。

2.2 膨胀发电系统

经计量后的高压天然气，需通过稳压阀进行稳压，保证膨胀机入口前压力稳定，稳压后的高压天然气通过脱水脱烃装置，脱除水分与重烃。

高压天然气进入透平膨胀机之前，会与后端冷能利用后的天然气进行预冷，再进入透平膨胀机，压力能转化为机械能，同轴带动发电机发电，如图3所示。

图3 膨胀发电系统

2.3 冷能制冰利用系统

膨胀后的天然气携带大量的冷能，可用于制冰，其冷能利用系统如图4所示。

图4 冷能利用系统

采用最成熟的盐水制冰法，为避免盐水腐蚀，低温的天然气先通过螺旋换热器与中间换热介质乙二醇（50%）换热，乙二醇与天然气换热后，温度降低至-19℃。盐水池中的盐水（NaCl，29．4%）再与乙二醇进行热交换，天然气出口温度升为-15℃左右。-15℃的天然气仍然具有可利用的冷能，此部分冷能将通过储水池与水换热，此时天然气温度升至-5℃，而储水池中的水降温至10℃，并直接作为制冰原水。-5℃的天然气经电加热器加热至所需的温度输送到下游，被冷却后的浓盐水在盐水池内与冰桶内的水进行热交换，将水冷冻成冰，完成天然气冷量的利用。制冰公式可参考式（7）。1kg水冷却结冰的热量估算（KJ/kg）：

L—水的凝固潜热KJ/kg；

3 案例分析

3.1 门站运行情况及初步方案选择

湖北地区某门站分别供应A市、B市、C市和D市四路用户。A市是以环网的方式进行供气，供气量比较稳定，供气压力为 1．2MPa～2．5MPa，天然气供应流量80 000Nm3/h，B市天然气供应流量30 000Nm3/h，本项目仅考虑A、B市。

门站管输天然气压力能回收设计，需结合门站当地气候环境、产业和市场需求等因素，初步采用压力能发电制冰一体化技术方案。该方案中，获得的产品主要是电能和“冷能”（商用冰块）。

最初方案只考虑A市一路，下游客户需求供气压力1．6MPa，因不可预测因素，一段时间后，下游某用户提出要求，要求压力不低于2．5MPa，导致膨胀机出口压力从1．6MPa升至2．5MPa，直接导致可回收利用的压力能减少，天然气出口温度上升，冰块产量下降。为了提高收益，考虑采用国产透平膨胀机代替进口透平膨胀机，新增一套系统（因B市要求压力不低于2．0MPa），在不同条件下进行方案组合比较，通过测算投资、投资收益、投资回收期，最终决定投资方案，主要分为以下三个方案，简称方案1、方案2和方案3，详见表2。

表2 三个方案简介与特点

3.2 经济性分析

三个方案下的运行参数按表3设定，通过Aspen Plus仿真软件及设备商自备软件，通过计算分别得到不同方案下的发电量，制冰量。

方案1：A市流量80 000Nm3/h的天然气进入透平膨胀机膨胀（压力降至2．5MPa，出口温度-28℃），同轴带动发电机发电。考虑发电机效率，则发电功率1 090kW，同时采用换热器回收低温天然气携带的冷量进行盐水制冰，每天最大制冰量 70．18t；B市天然气流量 30 000Nm3/h（压力降至2．0MPa，出口温度-39℃）压力降至2．0MPa，发电功率520 kW，每天最大制冰量52．12t。则总发电功率1 610 kW，最大总制冰量122．30t/d。

表3 三个方案天然气进口参数与出口压力要求

方案3中采用了国产膨胀机及发电设备，方案2中B市一路采用国产设备，在发电效率与制冰量上与进口设备存在差距。A市和B市均采用国产膨胀机及配套设备时，A市燃气一路发电功率只能达到1 000kW，膨胀机出口处温度为-25℃，B市燃气一路发电功率400kW，出口温度-35℃。表4为三个方案的运行参数值。

表4 三个方案的运行参数及最大制冰量

天然气余压利用类项目投资大，余压发电侧需申请上网，冷能利用端制取的冰块需及时销售，且项目受到安全、环境、资金、运行成本、收益等因素影响。本项目涉及三个方案，因此项目按照工程科研报告的标准进行设计，同时进行详细的技经分析测算，表5为三个方案的技经分析表，经过详细的测算，可以通过结论性的数据指标进行决策，以得到最佳的投资方案。

表5 三个方案的成本、收益、投资回收期对比

方案1与方案2相比，方案2的技经结果优于方案1，方案2中B市一路系统（国产设备）占据了价格优势，且体量（30 000Nm3/h）相对来说较小，其内部收益率与投资回收期相对优于方案1。

方案1与方案3相比，方案1初投资高了很多，主要因为采用进口膨胀机及相关配套设备，以阿特拉斯设备为例，同等功率下，其生产的膨胀机及配套设备和国内厂商相比高出近千万元，导致初投资成本高很多，但进口设备发电功率较国产设备高，发电量存在差异，天然气膨胀做功后的温度位也更低（方 案 1（-28℃/-39℃）与 方 案 3（-25℃/-35℃）），制冰量存在差异，尽管项目初投资成本差距大，但方案1收益高。

方案2与方案3相比，区别在于采用进口设备的A市一路系统，导致初投资成本相差近1 300万元，但A市一路发电功率较国产设备高，总体发电效率方案2（1 490kW）高于方案1（1 400kW），同样由于A市天然气出口温度（-28℃）低于B市，可以获得更高的冷能，总体收益高于方案3，且随着国产设备的不断优化、不断改进，效率会提高，同等发电功率情况下，国产设备性价比更高。

从投资、收益、回收期以及安全稳定等因素出发，综合三个方案，最终选取方案2。A市采用进口设备，更稳定可靠，收益相对而言更高，有保障；B市采用国产设备，初投资低，且近年来国产设备的性能逐步提升，推动了设备国产化。

3.3 节能减排量

相比于燃煤电厂通过燃烧燃煤发电，制冰厂商采用电能制取冰块。本项目通过利用天然气余压发电制冰，不仅回收了大量浪费的压力能与冷能，而且起到了节约标煤、减少CO2、SO2、粉尘灰渣等排放的问题。按照国家《能源十三五规划》中的要求，到2020年，煤电平均供电煤耗下降到每千瓦时310克标准煤以下，即：每节约1kWh的电耗，相应节约0．31kg标准煤，同时减少CO2排放0．773kg，SO20．023kg，NOx 0．012kg，碳粉尘0．211kg。制冰耗电折算成能量进行计算，取制冰用水温度20℃，冰的终温-10℃，代入式（7），得到1kg水冷却结冰需要能量460．55kJ，折合成电能0．128kWh，对应1t水冷却结冻耗能128kWh，取开利19XR离心式冷水机组制冷COP保守值5作为计算标准，则理论上1t水冷却结冰耗电26．5 kWh。

方案2中，余压发电侧年发电1 192万kWh，年制冰量38 800t，则相应的节能减排量见表6，单位：t。

表6 余压发电制冰节能减排量

天然气余压发电制冰项目每年可以节约标煤4 013．94t，减少 CO2排放 10 008．96t，SO2297．81t，NOx155．38t，碳粉尘2 732．07t，项目具有很好节能减排效应，符合国家大力倡导的绿色发展道路，能起到很好的示范作用。

4 结论

（1）理论计算与软件模拟能够准确的计算发电功率、天然气出口温度等，设计的天然气余压发电制冰一体化系统可以有效回收天然气压力能及膨胀后携带的冷能。

（2）膨胀机前段加装脱水脱烃设置，可以有效地除去天然气中携带的微量水分以及C4以上的重烃成分，避免因压降、温降骤变，生成天然气水合物，堵塞设备。

（3）依据实际状况，通过详细的技经测算，比对三个方案，结果显示，方案2最佳，尽管初投资较大，但运行稳定、可靠、产品收益高。

（4）通过回收压力能冷能产生优质电能、商用冰块，与传统火电，电制冰相比，节约4 013．94t标准煤 ，减 少 CO2排 放 10 008．96t，SO2297．81t，NOx155．38t，碳粉尘2 732．07t，是很好的节能减排项目，可以广泛的推广。