燃氣儲配站能源綜合利用系統(tǒng)構建及應用

陳思超，唐 芳，劉陽平

(湖南理工職業(yè)技術學院，湘潭 411101)

0 引 言

煤炭等化石能源在我國能源消費結構中仍占比較大，化石能源在燃氣過程中會產(chǎn)生大量的SO2、粉塵等污染物[1]，這些污染物是導致我國霧霾天氣的主要因素[2]。天然氣屬于清潔能源，其燃燒只產(chǎn)生二氧化碳和水，基本無污染。同時，其燃燒產(chǎn)生的CO2也僅占同等數(shù)量煤炭的1/2，石油的2/3[3]，而大氣中的CO2是對溫室效應貢獻最大的成分之一。因而，使用天然氣對緩解我國的霧霾天氣與溫室效應有積極作用。由于天然氣相較于煤炭具有許多優(yōu)勢，我國正大力推廣天然氣，根據(jù)“十三五”規(guī)劃，到2020年國內(nèi)天然氣綜合保供能力計劃達到3600×108m3以上，天然氣占一次能源消費比例達到10%。天然氣多采用高壓長輸管道輸送，城市燃氣輸配則主要采用中低壓配氣，長輸管線與城市燃氣之間通過儲配站銜接。天然氣在降壓過程中可釋放大量的壓力能[4-8]，同時降壓后溫度明顯下降，產(chǎn)生大量的冷能。如果能充分利用這部分能量，將會極大的提高能量利用率、提高管網(wǎng)運行的經(jīng)濟性，符合國家節(jié)能減排的基本政策，具有重要的經(jīng)濟效益和社會效益。

為合理利用燃氣儲配站運行過程中的能量，提高儲配站能源綜合利用效率，文中構建了一套能源綜合利用系統(tǒng)，即將天然氣降壓發(fā)電工藝與天然氣分布式能源系統(tǒng)聯(lián)合。通過這種方式大大提高了系統(tǒng)的能源利用率，實現(xiàn)了能源的梯級利用，減少污染物排放。

1 能源綜合利用系統(tǒng)的工程應用

1.1 燃氣儲配站概況

該儲配站近兩年燃氣平均流量分別為65 000、80 000 Nm3/h，峰值可達180 000、201 000 Nm3/h，供氣量比同期增長了10%～38%。儲配站負荷統(tǒng)計表見表1。

表1 儲配站負荷統(tǒng)計表

1.2 發(fā)電機組配置

1.2.1 壓差發(fā)電機組選型

根據(jù)天然氣門站流量統(tǒng)計數(shù)據(jù)，門站天然氣流量年負荷情況如圖1所示。

圖1 門站天然氣流量年負荷曲線圖(Nm3/d)

從年負荷曲線圖可以看出，全年日負荷范圍為1 590 000～4 920 000 Nm3/d，其中全年有120天門站日負荷范圍為2 200 000～4920 000 Nm3/d，時間集中在11月份至第二年的2月份，為供氣高峰期，該時段平均日負荷為3 300 000 Nm3/d；213天日負荷范圍為1 590 000～2 200 000 Nm3/d，時間集中在3月份至10月份，為供氣低谷期，該時段平均日負荷為1 900 000 Nm3/d。考慮到門站供氣量趨勢變化，供氣量保持約11%的同比增長率，預期在供氣高峰期預測平均日負荷約3 660 000 Nm3/d；供氣低谷期預測平均日負荷約2 100 000 Nm3/d。

根據(jù)天然氣成分和物性參數(shù)，對門站壓力能轉(zhuǎn)換成電能采用絕熱焓降法進行初步計算，具體計算結果如圖2所示。

圖2 門站壓力能發(fā)電功率曲線圖(kW)

從圖2分析可知，利用門站管網(wǎng)差壓發(fā)電，發(fā)電功率范圍為900～2 600 kW，供氣高峰期發(fā)電功率為1 200～2 600 kW，該時段平均發(fā)電功率可達1 800 kW；供氣低谷期發(fā)電功率為900～1 200 kW，該時段平均發(fā)電功率可達1 100 kW。兼顧供氣量保持約11%的同比增長率，預測在供氣高峰期平均發(fā)電功率可達2 000 kW；供氣低谷期平均發(fā)電功率可達1 200 kW。

差壓發(fā)電機組的裝機規(guī)模按照“差壓利用最大化，并網(wǎng)不上網(wǎng)”的原則，考慮門站供氣負荷高峰期和低谷期負荷變化情況，確定門站內(nèi)發(fā)電機組規(guī)模，差壓發(fā)電規(guī)模擬選定2 000 kW，擬選用2套1 000 kW螺桿膨脹機差壓發(fā)電機組。發(fā)電機組具體技術規(guī)范參數(shù)見表2。

表2 發(fā)電機組具體技術規(guī)范參數(shù)表

1.2.2 熱動力發(fā)電機組選型

綜合考慮儲配站內(nèi)空調(diào)負荷和熱水負荷需求，發(fā)電設備采用發(fā)電效率較高且設備技術成熟的燃氣內(nèi)燃發(fā)電機組。儲配站全年耗電負荷為2207～3 224 kW，差壓發(fā)電機組規(guī)模為2 000 kW，初步擬定分布式冷熱電多聯(lián)供總發(fā)電量約～1 000 kW。

儲配站內(nèi)160 ℃低溫導熱油熱負荷為380 kW；空調(diào)冷負荷為230 kW，空調(diào)熱負荷為150 kW，生活熱水負荷39 kW。天然氣預熱溫度可采用90 ℃熱水負荷約500 kW。綜合分析，該儲配站內(nèi)需要的高溫熱負荷為380 kW；空調(diào)負荷可采用90 ℃熱水負荷，考慮制冷系數(shù)，最大熱負荷為330 kW；預熱需90 ℃熱水負荷500 kW，共計90 ℃熱水負荷830 kW，生活熱水負荷39 kW。總計熱負荷為1 249 kW。根據(jù)內(nèi)燃機組余熱可利用量及以熱定電的原則，內(nèi)燃發(fā)電機組的規(guī)模確定為12 00 kW。

1.3 余熱利用設備選型

結合儲配站熱負荷特點，該配電站選用熱水型溴冷機組、煙氣換熱器。經(jīng)確定選用1臺煙氣換熱器加熱油和軟化水(煙氣溫度420 ℃，供回油溫度160 ℃/140 ℃；煙氣溫度280 ℃，軟化水供回水溫度90 ℃/20 ℃)，一臺熱水型溴化鋰機組(熱水溫度90 ℃，制冷量230 kW，供熱量150 kW)；2臺250～500 kW天然氣預熱器(高溫缸套水90 ℃，天然氣供回溫度20～28 ℃/10 ℃)；2臺1 000 kW天然氣復熱器(90 ℃熱水或40 ℃循環(huán)水，天然氣供回溫度-10～0 ℃/20 ℃)。

1.4 系統(tǒng)節(jié)能性分析

能源綜合利用系統(tǒng)的能耗指標見表3。

表3 能耗指標表

該儲配站年耗天然氣量約181.1萬Nm3，年總發(fā)電量為1 634萬kWh，其中差壓發(fā)電年發(fā)電量為864萬kWh，冷熱電聯(lián)供發(fā)電量約770萬kWh。冷熱電聯(lián)供全年綜合能源效率高達84%，節(jié)能率達58.4%，能效指標先進，節(jié)能效果較好。

2 結束語

針對燃氣儲配站的特性，為提高能源綜合利用效率，擬構建了一套能源綜合利用系統(tǒng)。以某燃氣儲配站為對象，基于負荷需求特點，對發(fā)電機組、余熱利用設備進行了選型，并對該系統(tǒng)的節(jié)能性進行了分析。結果表明，在儲配站內(nèi)根據(jù)負荷特點配套差壓發(fā)電和分布式冷熱電三聯(lián)供聯(lián)合系統(tǒng)，可有效提高整個儲配站的能源利用效率，系統(tǒng)節(jié)能率較高，能效指標先進，節(jié)能效果較好，可為儲配站內(nèi)建設能源綜合利用系統(tǒng)的工程設計提供參考。