燃氣電廠天然氣管道壓力能的利用

中海石油氣電集團有限責任公司技術研發中心

燃氣電廠天然氣管道壓力能的利用

屈長龍中海石油氣電集團有限責任公司技術研發中心

為解決天然氣長距離輸送問題，天然氣大多數采用高壓輸送的方式。在國內，仍然采用節流降壓的方式連接高壓管網與用戶管網，調壓過程中存在很大的壓力能損失。燃氣電廠建設壓力能發電設施能夠將裝置產生的電能直接在電廠內消耗，不存在上網問題；同時，燃氣輪機耗氣量穩定，電廠內或周邊有可利用的廢熱，用于膨脹后低溫天然氣的加熱。采用前加熱模式，膨脹發電效率可達62%～69%，而且可利用廢熱等低品質熱量發電，所以在大型燃氣電廠建設天然氣壓力能發電裝置是最佳的選擇。

天然氣管道；壓力能；燃氣電廠；透平膨脹

天然氣是一種優質、高效、清潔的能源。進入20世紀70年代以來，世界天然氣工業發展速度加快，大大超過了石油工業的發展速度，天然氣在能源生產結構中的比例也迅速提高。與之對應，我國天然氣管網也得到了迅速發展，西氣東輸、川氣東送、西氣東輸二線等主干管道相繼建成；同時，東南沿海密集布點，建設了多座大型LNG接收站項目，從國外進口了大量LNG資源。相應的沿海天然氣管網大動脈也正在建設，天然氣供應形成了多元化的局面。

為解決天然氣長距離輸送問題，天然氣大多數采用高壓輸送的方式。但對于中上游用戶而言，管網的壓力往往遠高于實際用戶使用壓力。因此，高壓天然氣需要經過調壓站降至中壓標準進入用戶管網。在國內，仍然采用節流降壓的方式連接高壓管網與用戶管網，調壓過程中存在很大的壓力能損失。在天然氣管道普遍采用大管徑、高壓力發展趨勢下，天然氣管網蘊含的壓力能也越來越高，回收這部分能量將產生巨大效益。

1 管網壓力能利用存在的問題

此前，國內各高校及研究機構也分別進行了天然氣管網壓力能回收和利用的構思并進行了壓力能利用的火用分析[1]。但工業上的管網壓力能利用還沒有得到廣泛推廣和應用，究其根源主要在于以下幾點：

（1）發電并網接入問題。國內并網發電需要向電力公司繳納接入費，而且對發電的穩定性有要求，增加壓力能發電的成本，而國家又缺乏相應的電價補貼等激勵機制。

（2）城市門站用氣量變化大，不穩定。一般城市門站接氣量小，且流量隨時間變化大。因此，通常不能將全部流量的天然氣用于膨脹發電，只能取最小連續供氣量作為膨脹用于發電。發電量小，不具有規模效應。

（3）膨脹降壓法較節流降壓具有更大的溫度降，膨脹后天然氣的交氣溫度不能滿足接氣要求。根據不同的氣體組分，一般節流降壓將產生4.5～6℃/MPa的溫度降。若采用膨脹降壓，溫降會達到15～20℃/MPa。這就意味著同樣的壓力降，接氣處將會是更低的溫度。對于常規管道氣而言，露點較高（國家標準規定露點溫度應比輸送條件下最低環境溫度低5℃）、溫度過低容易導致水合物的產生，將會堵塞管道。而對于LNG產品氣化后的天然氣，雖然不會產生水合物，但其溫度過低也不能直接進入城市管網，需要有額外的熱源使天然氣復溫。

2 燃氣電廠管道壓力能的回收

截至2012年底，國內已建燃氣電廠168座，發電裝機總容量超過3 300萬千瓦，發電用氣占全國天然氣消費量的15%。2015年我國天然氣發電裝機容量有望超過6 000萬千瓦[2]。

燃氣電廠建設壓力能發電設施能夠將裝置產生的電能直接在電廠內消耗，不存在上網問題；同時，燃氣輪機耗氣量穩定，電廠內或周邊有可利用的廢熱，用于膨脹后低溫天然氣的加熱。所以，在大型燃氣電廠建設天然氣壓力能發電裝置是最佳的選擇。

由于常規管道天然氣與LNG氣化后的天然氣水露點不同，以下分別針對兩種氣源的供氣電廠進行分析。

2.1 常規管道供燃氣電廠壓力能利用方案

常規天然氣管道露點溫度較高，為避免膨脹降溫產生結冰的問題，采用前加熱模式，其工藝流程如圖1所示。

圖1 常規管道天然氣供電廠壓差發電流程

假定天然氣管道操作壓力為5.5MPa，出口天然氣溫度設為5℃，采用前加熱后膨脹機出口溫度也為5℃。出口壓力變化時，膨脹機入口加熱溫度及系統熱效率（定義為輸出電功率/天然氣加熱負荷）將發生變化。隨著接氣壓力的升高，所需加熱溫度逐漸降低，但壓力能利用效率也將下降。因此，接氣壓力高不利于壓力能發電。

目前國際上幾家9E級燃氣輪機發電機組要求接氣壓力一般在1.95～2.59MPa左右。以兩臺9E機組燃氣電廠為例，發電所需天然氣流量約7.0×104m3/h，接氣壓力按2.5MPa計。隨著壓力升高效率下降，所需加熱溫度升高。因此，在小壓差、大流量情況下使用膨脹機更為有利。膨脹發電效率可達62%～69%，而且可利用廢熱等低品質熱量發電，其帶來的效益相當可觀。

2.2 LNG接收站供氣電廠壓力能利用方案

來自接收站的天然氣露點溫度低，不存在膨脹后結冰的問題，因此可采用膨脹后再加熱的工藝，其工藝流程如圖2所示。

圖2 LNG接收站供氣電廠壓差發電流程

接收站供應的燃氣電廠分為兩種。一種離海較遠，可采用凝結蒸汽的廢熱加熱天然氣。接收站供氣溫度要求大于0℃，計算取1℃。膨脹發電后進行復熱，需要將天然氣復熱至1℃。接氣壓力也按2.5MPa計。

供氣壓力越高，膨脹后溫度越低，發電熱效率越低。膨脹后天然氣發電熱效率較膨脹前加熱工藝的熱效率明顯要低，經濟性差。因此，若燃氣電廠周邊無可直接利用的加熱媒質（如海水）則不建議采用此模式進行壓力能回收。

另外一種屬于沿海電廠，與海邊距離較近，可以采用海水對膨脹后的天然氣進行復熱。對一般電廠采用節流工藝時也需要將天然氣復溫至0℃以上，故采用透平膨脹不需要增加額外的取水設施，只要增大加熱設施能力。以中海油某沿海接收站供氣電廠壓力能利用項目設計為例，電廠運營參數如表1所示。

表1 某沿海燃氣電廠參數

海水取排水溫差設為5℃，設計計算壓力能膨脹發電功率可達1 750 kW。天然氣膨脹后溫度為-48.2℃，加熱所需海水量約660m3/h，海水水泵功率約105 kW，機組凈發電量1 645 kW·h，年發電量達493.5×104kW·h。項目除設備初投資外不需要額外的燃料投資，經濟性較好。

3 結語

燃氣電廠是國內天然氣管道壓力能回收的最佳用戶。對與海邊建設的燃氣電廠，采用膨脹后海水加熱的方式具有較好的效益。而對于沒有臨近加熱源及常規管道供氣的燃氣電廠，采用前加熱方式發電回收壓力能的工程方式也具有較高的熱效率，可以利用廢熱進行發電，同時使得壓力能得到有效的利用。

在“十二五”國內大力發展天然氣發電的背景下，燃氣電廠的天然氣管道壓力能的利用提高了能源的利用效率，運行成本低，具有較好的經濟效益，有著良好的工程化應用前景。

[1]陳紹凱，李自力，高卓，等．高壓天然氣管道壓力能的回收與利用技術[J]．油氣儲運，2009，28（2）：51-54.

[2]張斌．我國天然氣發電現狀及前景分析[J]．中國能源，2012，34（11）：12-16.

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.7.022