某海上氣田終端天然氣余壓發電應用可行性分析

齊寶寶，張 猛，鄭成明

（中海石油（中國）有限公司海南分公司，海南 ?？?570311）

1 某海上氣田終端概述

某海上氣田終端隸屬于中海石油（中國）有限公司海南分公司，接收海上3個氣田海管來氣進行天然氣凈化與凝析油穩定處理。2019年5月中海油建成海上高溫、高壓、高組份DF13-2氣田投產，2021年6月25日深海一號大氣田投產，南海萬億大氣區初具規模，隨著DF13-2氣田高烴天然氣逐漸配產至終端，氣田終端供氣能力大幅提升，供氣量逐漸增加至1 300萬m3/d。氣田終端下游用戶管網容積極小，不具備儲氣功能，而海上氣田工況惡劣，環境復雜，時常面臨生產應急關停與臺風惡劣天氣影響風險.為了保障下游用戶運行穩定，氣田終端主要通過海上來氣的兩條海管約7.5萬m3容積進行儲氣緩存調峰。

氣田終端根據長期運行經驗，結合上游氣田關?；謴蜁r間，保持東方海管上岸壓力3.8 MPa以上、樂東海管上岸壓力4.0 MPa以上運行，下游用戶壓力為2.8 MPa，上下游整體存在較大壓差。天然氣余壓發電裝置正是利用上游天然氣壓力和下游管網之間的壓差進行發電，使用的工藝為透平膨脹機發電工藝。即天然氣在透平膨脹機中進行等熵焓降，所產生的壓力能帶動葉輪高速旋轉，通過連軸器帶動齒輪箱轉動，經齒輪箱變速后帶動發電機進行發電，所發電用于東方終端廠生產用電。目前國內高爐煤氣余壓回收透平發電裝置（簡稱TRT）運行經驗豐富[1]，天然氣管道余壓發電裝置也有成功案例[2]，該裝置主要由透平膨脹發電機、潤滑油系統、干氣密封系統、配電房和應急調節系統等組成，通過對該裝置理論發電效益進行計算[3]，設計用于發電的天然氣處理量為1 300萬m3/d，透平膨脹發電機額定功率為4 723 kW。

2 天然氣余壓發電裝置工藝控制難點與應對措施

2.1 氣田終端天然氣工藝流程壓降節點分析

某海上氣田終端廠主要對海上來氣進行氣液分離、天然氣凈化、凝析油穩定，主要工藝流程見下頁圖1。生產合格的商品天然氣分四路輸送至下游化學公司與海南民生官網。其上下游之間整體存在約1 MPa的壓差，主要通過圖1中5處壓力調節閥進行逐級減壓，天然氣余壓發電裝置利用產品天然氣壓力和下游管網之間的壓差進行發電，使用的工藝為向心透平膨脹機發電工藝[4]。即天然氣在透平膨脹機中進行等熵焓降，所產生的壓力能帶動葉輪高速旋轉，通過連軸器帶動齒輪箱轉動，經齒輪箱變速后帶動發電機進行發電，所發電用于氣田終端生產用電。

圖1 東方終端主工藝流程圖

表1 各壓降節點工況

2.2 發電裝置控制難點分析與應對措施

2.2.1 工藝流程控制原則與優先級

余壓回收透平發電裝置是氣田終端廠天然氣調壓系統的附屬設備，其生產運行應完全服從天然氣調壓調組份系統，必須保證天然氣系統運行壓力、組份正常，不允許影響下游用戶的正常運行。因此，余壓回收透平發電裝置應遵守以下基本運行原則:

1）余壓回收透平發電裝置必須在上下游裝置穩定運行工況時投運，當有特殊工況、組份波動時，優先停止發電裝置運行，待調節穩定后再投用發電。

2）正常啟動、運行、停機過程中，不得影響天然氣調壓調組份系統的穩定性，也就是不能引起天然氣壓力、組份超過一定范圍的波動，而使下游裝置跳車。

3）余壓回收透平發電裝置發生火災、故障時，進行緊急停機，天然氣系統將立即改由調壓單元運行，需要增加旁路工藝流程確保下游壓力穩定、正常運行。

4）余壓回收透平發電裝置不能單獨向用戶供電，只能與廠內電網并行。

上述原則最重要的是，安裝余壓回收透平發電裝置必須保證天然氣調壓、調組份系統的穩定性。

2.2.2 工藝流程溫降影響分析

余壓回收透平發電裝置是利用氣體在降壓降溫過程中的余壓能量及熱能驅動透平膨脹機做功，將其轉化為機械能，帶動發電機發電，實現能量的轉換[5]。余壓流體介質在膨脹機中流動是等熵膨脹、絕熱焓降過程，其熱力過程會使氣體溫度下降[6]。東方終端廠各節點溫降如表2所示。為解決低溫對工藝流程和裝備的影響，通常采取電加熱天然氣和耐低溫膨脹機兩種措施，根據理論計算，天然氣余壓利用后最低溫度降至6℃，東方終端上岸天然氣水露點低于0℃，不會對工藝系統產生影響，同時降溫有助于氣液分離。因此，只需設計耐低溫的膨脹機即可滿足工況要求。

表2 各壓降節點溫降工況

2.2.3 混相流海管內凝析油液體影響分析

氣田終端接收上游海上氣田2條混輸海管物流，其中東方海管每天凝析油約300m3，高峰時達到600m3，樂東海管每天約10 m3凝析油。管道中液體對膨脹機穩定運行影響很大，2012年，林牧等人提出采用氣液旋流膨脹機的井口天然氣余壓發電系統[7]，該系統的發電單元為1臺氣液旋流膨脹機與1臺發電機通過將多個發電單元串、并聯混合排布的方式，靈活調整發電系統壓能利用效率，提高天然氣壓力能的利用率。

氣田終端東方海管上岸的壓降節點在段塞流分離器后，天然氣在膨脹降壓前已經進行有效的氣液分離。樂東海管內的凝析油含量極少，海管混相流處于霧流狀態，對膨脹機影響不大，其余三個壓降節點均不存在液體影響。結合以上分析，提出預留入口分離器與加熱器的余壓回收透平發電裝置工藝流程圖，如圖2所示。

圖2 安裝余壓回收透平發電裝置的海管上岸調壓系統

2.3 余壓回收透平發電裝置啟停與負荷調節

余壓發電系統在正常運行時，發生故障的概率很小。而在系統啟動時，由于受加載閥的開度及上下游壓差的影響，波動較大，進氣流量變化也較大，導致透平的轉速控制困難。由于瞬間的大流量沖擊，很容易導致透平轉子超速和振動超高，引起緊急停車。因此，余壓發電系統的啟動和升速過程必須特別關注。

余壓發電機組在啟運時應首先確保系統的正常調壓流程壓力系統穩定，旁路快開閥測試正常，目的是降低在啟運過程中遇緊急停車后對生產裝置的影響。緩慢開大膨脹機入口噴嘴，當發電機轉子轉動后，逐漸增大噴嘴開度，系統調壓閥自動關小，直至發電機轉速升至額定轉速。當發電機升至額定轉速和額定電壓后，在滿足頻率相同、電壓相等、相序一致和相位相同時，發電機并網發電。此時，發電機的轉速被鎖死保持恒定，發電機的發電功率由進氣量的大小來決定，發電機功率控制邏輯如圖3所示。

圖3 余壓回收透平發電裝置控制邏輯

3 發電效益

余壓流體介質在膨脹機中流動是等熵膨脹、絕熱焓降過程，其熱力過程會使氣體溫度下降。經過理論計算，氣田終端廠各節點焓降如表3所示。

表3 各壓降節點焓降工況

根據各壓降節點的焓降值，結合功率計算公式可以計算理論的發電機額定功率：

式中：W為每小時透平發電機發電量，kW·h；G為天然氣質量流量，kg/s；ΔH為單位體積天然氣絕熱焓降，kJ/m3；ηt為膨脹機效率，取值0.8；ηg為發電機效率，取值0.95。

各降壓節點計算理論發電機額定功率與實際功率如表4所示。

表4 方法一各壓降節點發電功率

根據單位質量天然氣絕熱焓降計算公式對上述理論值進行驗證：

式中：ΔHi為天然氣高壓端與低壓端的絕熱焓降，kJ/kg；cp為天然氣質量等壓比熱容，kJ/（kg·K）；ΔTi為天然氣進出口溫差，K；p1為天然氣入口壓力，MPa；p2為天然氣出口壓力，MPa；K為天然氣絕熱指數。

將上述參數帶入式（2），取天然氣質量等壓比熱cp為2.2 kJ/（kg·K），天然氣絕熱指數K為1.3，膨脹機效率為0.8，發電機效率為0.95，可算出設計理論發電量。各壓降節點發電功率如表5所示。

表5 方法二各壓降節點發電功率

結合以上兩種方法計算，工況2理論發電功率為4 723 kW，工況1為5 620 kW，結合膨脹機與發電機效率計算實際發電功率分別為3 590 kW和4 271 kW。預計每年可發電約4 000萬kW，完全滿足終端自用電量，每年減少燃氣消耗1 600萬m3，減少CO2排放量約1 600萬m3。

4 結論

1）某海上氣田終端廠余壓發電裝置是利用上游海管天然氣壓力和下游用戶之間的壓差進行發電，使用的工藝為透平膨脹機發電工藝。

2）以上分析是基于目前實際運行工況與理論計算分析，余壓發電裝置實際運行時發電量可能低于分析值。但隨著高烴管線投用、上游高溫高壓氣田投產，預計氣田終端上岸的兩條海管壓力還會提升，余壓發電裝置實際發電量可能達到工況2的計算值。

3）氣田終端廠余壓發電裝置將天然氣中的壓力能轉化為電能，所發電完全滿足終端自用電量，達到了良好的節能減排效果，實現了天然氣能源的綜合利用，經濟效益明顯。