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(shù)研發(fā)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(shù)研發(fā)中心

為解決天然氣長距離輸送問題，天然氣大多數(shù)采用高壓輸送的方式。在國內(nèi)，仍然采用節(jié)流降壓的方式連接高壓管網(wǎng)與用戶管網(wǎng)，調(diào)壓過程中存在很大的壓力能損失。燃氣電廠建設(shè)壓力能發(fā)電設(shè)施能夠?qū)⒀b置產(chǎn)生的電能直接在電廠內(nèi)消耗，不存在上網(wǎng)問題；同時，燃氣輪機耗氣量穩(wěn)定，電廠內(nèi)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(fā)電效率可達62%～69%，而且可利用廢熱等低品質(zhì)熱量發(fā)電，所以在大型燃氣電廠建設(shè)天然氣壓力能發(fā)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(yōu)質(zhì)、高效、清潔的能源。進入20世紀70年代以來，世界天然氣工業(yè)發(fā)展速度加快，大大超過了石油工業(yè)的發(fā)展速度，天然氣在能源生產(chǎn)結(jié)構(gòu)中的比例也迅速提高。與之對應(yīng)，我國天然氣管網(wǎng)也得到了迅速發(fā)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(shè)了多座大型LNG接收站項目，從國外進口了大量LNG資源。相應(yīng)的沿海天然氣管網(wǎng)大動脈也正在建設(shè)，天然氣供應(yīng)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(shù)采用高壓輸送的方式。但對于中上游用戶而言，管網(wǎng)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(jīng)過調(diào)壓站降至中壓標準進入用戶管網(wǎng)。在國內(nèi)，仍然采用節(jié)流降壓的方式連接高壓管網(wǎng)與用戶管網(wǎng)，調(diào)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(fā)展趨勢下，天然氣管網(wǎng)蘊含的壓力能也越來越高，回收這部分能量將產(chǎn)生巨大效益。

1 管網(wǎng)壓力能利用存在的問題

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

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

（2）城市門站用氣量變化大，不穩(wěn)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(fā)電，只能取最小連續(xù)供氣量作為膨脹用于發(fā)電。發(fā)電量小，不具有規(guī)模效應(yīng)。

（3）膨脹降壓法較節(jié)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(jù)不同的氣體組分，一般節(jié)流降壓將產(chǎn)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(guī)管道氣而言，露點較高（國家標準規(guī)定露點溫度應(yīng)比輸送條件下最低環(huán)境溫度低5℃）、溫度過低容易導(dǎo)致水合物的產(chǎn)生，將會堵塞管道。而對于LNG產(chǎn)品氣化后的天然氣，雖然不會產(chǎn)生水合物，但其溫度過低也不能直接進入城市管網(wǎng)，需要有額外的熱源使天然氣復(fù)溫。

2 燃氣電廠管道壓力能的回收

截至2012年底，國內(nèi)已建燃氣電廠168座，發(fā)電裝機總?cè)萘砍^3 300萬千瓦，發(fā)電用氣占全國天然氣消費量的15%。2015年我國天然氣發(fā)電裝機容量有望超過6 000萬千瓦[2]。

燃氣電廠建設(shè)壓力能發(fā)電設(shè)施能夠?qū)⒀b置產(chǎn)生的電能直接在電廠內(nèi)消耗，不存在上網(wǎng)問題；同時，燃氣輪機耗氣量穩(wěn)定，電廠內(nèi)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(shè)天然氣壓力能發(fā)電裝置是最佳的選擇。

由于常規(guī)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(guī)管道供燃氣電廠壓力能利用方案

常規(guī)天然氣管道露點溫度較高，為避免膨脹降溫產(chǎn)生結(jié)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(guī)管道天然氣供電廠壓差發(fā)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(shè)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(tǒng)熱效率（定義為輸出電功率/天然氣加熱負荷）將發(fā)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(fā)電。

目前國際上幾家9E級燃氣輪機發(fā)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(fā)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(fā)電效率可達62%～69%，而且可利用廢熱等低品質(zhì)熱量發(fā)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(jié)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(fā)電流程

接收站供應(yīng)的燃氣電廠分為兩種。一種離海較遠，可采用凝結(jié)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(fā)電后進行復(fù)熱，需要將天然氣復(fù)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(fā)電熱效率越低。膨脹后天然氣發(fā)電熱效率較膨脹前加熱工藝的熱效率明顯要低，經(jīng)濟性差。因此，若燃氣電廠周邊無可直接利用的加熱媒質(zhì)（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(fù)熱。對一般電廠采用節(jié)流工藝時也需要將天然氣復(fù)溫至0℃以上，故采用透平膨脹不需要增加額外的取水設(shè)施，只要增大加熱設(shè)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(shè)計為例，電廠運營參數(shù)如表1所示。

表1 某沿海燃氣電廠參數(shù)

海水取排水溫差設(shè)為5℃，設(shè)計計算壓力能膨脹發(fā)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(fā)電量1 645 kW·h，年發(fā)電量達493.5×104kW·h。項目除設(shè)備初投資外不需要額外的燃料投資，經(jīng)濟性較好。

3 結(jié)語

燃氣電廠是國內(nèi)天然氣管道壓力能回收的最佳用戶。對與海邊建設(shè)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(guī)管道供氣的燃氣電廠，采用前加熱方式發(fā)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(fā)電，同時使得壓力能得到有效的利用。

在“十二五”國內(nèi)大力發(fā)展天然氣發(fā)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(jīng)濟效益，有著良好的工程化應(yīng)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(shù)[J]．油氣儲運，2009，28（2）：51-54.

[2]張斌．我國天然氣發(fā)電現(xiàn)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