燃气储配站能源综合利用系统构建及应用

陈思超，唐 芳，刘阳平

(湖南理工职业技术学院，湘潭 411101)

0 引 言

煤炭等化石能源在我国能源消费结构中仍占比较大，化石能源在燃气过程中会产生大量的SO2、粉尘等污染物[1]，这些污染物是导致我国雾霾天气的主要因素[2]。天然气属于清洁能源，其燃烧只产生二氧化碳和水，基本无污染。同时，其燃烧产生的CO2也仅占同等数量煤炭的1/2，石油的2/3[3]，而大气中的CO2是对温室效应贡献最大的成分之一。因而，使用天然气对缓解我国的雾霾天气与温室效应有积极作用。由于天然气相较于煤炭具有许多优势，我国正大力推广天然气，根据“十三五”规划，到2020年国内天然气综合保供能力计划达到3600×108m3以上，天然气占一次能源消费比例达到10%。天然气多采用高压长输管道输送，城市燃气输配则主要采用中低压配气，长输管线与城市燃气之间通过储配站衔接。天然气在降压过程中可释放大量的压力能[4-8]，同时降压后温度明显下降，产生大量的冷能。如果能充分利用这部分能量，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。

为合理利用燃气储配站运行过程中的能量，提高储配站能源综合利用效率，文中构建了一套能源综合利用系统，即将天然气降压发电工艺与天然气分布式能源系统联合。通过这种方式大大提高了系统的能源利用率，实现了能源的梯级利用，减少污染物排放。

1 能源综合利用系统的工程应用

1.1 燃气储配站概况

该储配站近两年燃气平均流量分别为65 000、80 000 Nm3/h，峰值可达180 000、201 000 Nm3/h，供气量比同期增长了10%～38%。储配站负荷统计表见表1。

表1 储配站负荷统计表

1.2 发电机组配置

1.2.1 压差发电机组选型

根据天然气门站流量统计数据，门站天然气流量年负荷情况如图1所示。

图1 门站天然气流量年负荷曲线图(Nm3/d)

从年负荷曲线图可以看出，全年日负荷范围为1 590 000～4 920 000 Nm3/d，其中全年有120天门站日负荷范围为2 200 000～4920 000 Nm3/d，时间集中在11月份至第二年的2月份，为供气高峰期，该时段平均日负荷为3 300 000 Nm3/d；213天日负荷范围为1 590 000～2 200 000 Nm3/d，时间集中在3月份至10月份，为供气低谷期，该时段平均日负荷为1 900 000 Nm3/d。考虑到门站供气量趋势变化，供气量保持约11%的同比增长率，预期在供气高峰期预测平均日负荷约3 660 000 Nm3/d；供气低谷期预测平均日负荷约2 100 000 Nm3/d。

根据天然气成分和物性参数，对门站压力能转换成电能采用绝热焓降法进行初步计算，具体计算结果如图2所示。

图2 门站压力能发电功率曲线图(kW)

从图2分析可知，利用门站管网差压发电，发电功率范围为900～2 600 kW，供气高峰期发电功率为1 200～2 600 kW，该时段平均发电功率可达1 800 kW；供气低谷期发电功率为900～1 200 kW，该时段平均发电功率可达1 100 kW。兼顾供气量保持约11%的同比增长率，预测在供气高峰期平均发电功率可达2 000 kW；供气低谷期平均发电功率可达1 200 kW。

差压发电机组的装机规模按照“差压利用最大化，并网不上网”的原则，考虑门站供气负荷高峰期和低谷期负荷变化情况，确定门站内发电机组规模，差压发电规模拟选定2 000 kW，拟选用2套1 000 kW螺杆膨胀机差压发电机组。发电机组具体技术规范参数见表2。

表2 发电机组具体技术规范参数表

1.2.2 热动力发电机组选型

综合考虑储配站内空调负荷和热水负荷需求，发电设备采用发电效率较高且设备技术成熟的燃气内燃发电机组。储配站全年耗电负荷为2207～3 224 kW，差压发电机组规模为2 000 kW，初步拟定分布式冷热电多联供总发电量约～1 000 kW。

储配站内160 ℃低温导热油热负荷为380 kW；空调冷负荷为230 kW，空调热负荷为150 kW，生活热水负荷39 kW。天然气预热温度可采用90 ℃热水负荷约500 kW。综合分析，该储配站内需要的高温热负荷为380 kW；空调负荷可采用90 ℃热水负荷，考虑制冷系数，最大热负荷为330 kW；预热需90 ℃热水负荷500 kW，共计90 ℃热水负荷830 kW，生活热水负荷39 kW。总计热负荷为1 249 kW。根据内燃机组余热可利用量及以热定电的原则，内燃发电机组的规模确定为12 00 kW。

1.3 余热利用设备选型

结合储配站热负荷特点，该配电站选用热水型溴冷机组、烟气换热器。经确定选用1台烟气换热器加热油和软化水(烟气温度420 ℃，供回油温度160 ℃/140 ℃；烟气温度280 ℃，软化水供回水温度90 ℃/20 ℃)，一台热水型溴化锂机组(热水温度90 ℃，制冷量230 kW，供热量150 kW)；2台250～500 kW天然气预热器(高温缸套水90 ℃，天然气供回温度20～28 ℃/10 ℃)；2台1 000 kW天然气复热器(90 ℃热水或40 ℃循环水，天然气供回温度-10～0 ℃/20 ℃)。

1.4 系统节能性分析

能源综合利用系统的能耗指标见表3。

表3 能耗指标表

该储配站年耗天然气量约181.1万Nm3，年总发电量为1 634万kWh，其中差压发电年发电量为864万kWh，冷热电联供发电量约770万kWh。冷热电联供全年综合能源效率高达84%，节能率达58.4%，能效指标先进，节能效果较好。

2 结束语

针对燃气储配站的特性，为提高能源综合利用效率，拟构建了一套能源综合利用系统。以某燃气储配站为对象，基于负荷需求特点，对发电机组、余热利用设备进行了选型，并对该系统的节能性进行了分析。结果表明，在储配站内根据负荷特点配套差压发电和分布式冷热电三联供联合系统，可有效提高整个储配站的能源利用效率，系统节能率较高，能效指标先进，节能效果较好，可为储配站内建设能源综合利用系统的工程设计提供参考。