川气东送分输站压力能回收利用潜力分析

徐孝轩 黄业千 亢泽涛

（中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100191）

0 前言

川气东送管道工程是国家“十一五”重点建设项目，是继西气东输管道后又一条横贯东西的能源大动脉。根据川气东送管道工程的设计，到达上海末站压力为4 MPa，中间分输站压力一般在4～6 MPa左右，城市用户压力大多在1 MPa左右，这样就需要设置调压装置进行减压。减压过程会导致压力能的损失，并且在节流过程中气体温度会降低（J－T效应）。为保持节流后天然气温度高于0℃，避免节流过程产生水合物，通常采用先加热再节流的工艺。采用常规流程不仅压力能（即压差）没有得到利用，并且加热炉需要消耗燃料，增加了CO2排放。随着低碳经济时代的到来，能源和环境问题日益突出，节能环保已成为可持续发展的主要议题。中国石化川西、川东北天然气田陆续投入开发，川气东送，榆济线管道投产，沿线大量的输配气站投入运营。因此，有必要在调研国内外压力能利用技术和经验的基础上，对川气东送分输站调压过程存在压力能的潜力进行分析和研究，旨在下一步充分利用好输配气站的压力能，创造更好的经济效益和社会效益。

1 国内外压力能回收利用方式

针对输配气过程中压力能回收利用的问题，前苏联、美国、英国较早开展了相关研究，目前已有大量实际应用的实例，英国膨胀能源有限公司（Ex⁃pansion Energy Ltd.， UK）就是针对压力能利用而成立的公司。根据调研，国外长输管道压力能回收利用的主要方式有以下4种。

1.1 利用膨胀机发电

天然气经膨胀机膨胀降压可以输出轴功，轴功可用来带动发电机发电。2001年，日本东京电力公司开工建设了一座利用天然气压差发电的发电站，发电功率为7 700 kW，该工程2003年初完工。由于天然气压差发电可以充分利用以前被浪费的能源，因而压差发电站的建设被纳入日本政府的电源开发基本计划。

2009年1月，英国国家电网和2OC公司联合在伦敦东部天然气管道上安装了微型涡轮膨胀机，以回收天然气管道的压力能进行发电。这些微型涡轮膨胀机的直径为20 cm，但发电功率可达1 000 kW。

由于天然气输出轴功后的温度下降幅度很大，大大超过节流阀在同等压力降下的温度降，为使膨胀机出口天然气温度高于0℃，需要在膨胀机入口前增加加热炉，以提高膨胀机入口天然气的温度。

1.2 膨胀机输出轴功驱动同轴压缩机

膨胀机输出的轴功用于直接驱动同轴压缩机，在国内外油气田天然气处理厂得到了广泛应用，在配气站利用膨胀机输出轴功驱动同轴压缩机的关键是要有适合驱动的压缩机。

1.3 提供冷源用于空调、冷库

天然气膨胀是等熵过程，不仅可以输出轴功，膨胀机出口温度还会大幅降低。利用这一特性，通过将膨胀机出口的低温天然气与冷媒（通常采用乙二醇水溶液）换热的方式，向外提供冷量，用于空调、冷库供冷，既回收利用了低温天然气的冷能，又降低了投资和运行成本。

罗东晓提出了一种采用气波制冷机回收压力能制冷的工艺流程，为冷库和站内建筑物空调系统提供冷量。一个处理量为100×104m3／d的天然气调压站，其压力能所转换成的冷能可供应4 000 m2规模的冷库。冷库内分为-25℃深冷库、-18℃中冷库和-5℃冷藏库3部分。

此外，燃气透平用于驱动燃气发电机或压缩机。增大燃气透平进空气密度和质量流量能够提高输出功率，可利用膨胀机的制冷特性来冷却空气，提高燃气透平效率。

1.4 制冷生产LNG

利用制冷特性生产LNG，在国外都有实例，生产的LNG可以用作调峰储备，也可以用作LNG汽车燃料。LNG产量与可获得的压比（膨胀机进口压力比出口压力）直接相关，压比越大，液化率越高，在通常的配气站压比条件下，可以获得10%～30%左右的液化率。

1）混合制冷剂液化流程（MRC）

2001年，美国能源部资助美国燃气工艺研究院（GTI）研制成功了生产能力为 4～40 m3／d、采用MRC液化循环的小型天然气液化装置（MNGL）。装置轻便，可安放在一台拖车上搬运。装置制冷回路与液化回路是分开的，制冷剂经过压缩、除油、预冷后，经膨胀机降压降温为低压制冷剂，返回进入换热器为高压制冷剂和天然气提供冷量，离开换热器的天然气经节流后进入LNG储罐储存。

2）涡流管制冷技术

俄罗斯将涡流管技术用于天然气调压站，利用调压站的压力降将天然气液化，这类装置被称为新一代天然气液化装置（NGGLU）。其中最具代表性的装置是在列宁格勒州尼古立斯和贝鲍尔格配气站上建立的两套小型LNG生产装置。

涡流管是一种结构简单的能量分离装置。进口气体的压力是涡流管工作的唯一动力源。高压气流在涡流管内高速旋转时，经过涡流变换后分离成冷热不相等的两部分气流，处于中心部位的气流温度低，而处于外层部位的气流温度高，调节冷热流比例，可以得到最佳制冷或制热效果，产生高温和低温两种气流。

涡流管的主要特点为结构简单、体积小、重量轻、易加工、无任何运动部件，维护工作量小，工作极为可靠，同时它不需要消耗外加动力，因而降低了一次性投资和运行费用，但涡流管存在着制冷效率低的缺点。

3）膨胀制冷技术

膨胀机是目前用得最多的压力能利用设备。利用膨胀机降压回收的能量包括两部分：一是利用膨胀机膨胀降压时输出的轴功；二是天然气输出轴功后温度下降产生的冷能。常用的膨胀机分为活塞膨胀机和透平膨胀机两类，活塞膨胀机主要适用于高压力比和小流量的中小型高、中压深低温设备；透平膨胀机主要适用于大中型深低温设备。

膨胀机制冷液化工艺流程，是以天然气作为制冷介质，以透平膨胀机为制冷部件，利用气源与供气管网压差来膨胀制冷。该流程充分利用输气管道的压力差膨胀制冷，几乎不需要消耗电能，具有流程简单、设备少、调节灵活、工作可靠、易启动、易操作及维护方便等优点。

在借鉴国外研究、应用的基础上，国内正在积极开展输配气过程中压力能回收利用的初期研究工作，主要用于生产LNG或天然气水合物NGH，进行城市燃气管网调峰和轻烃回收［1-3］。表1是国内利用压力能膨胀制冷液化装置统计表。

2 管网压力能测算㶲分析法

利用热力学中的㶲分析法可以科学地分析出高压天然气可以利用的压力能。㶲是某种能量在理论上能够可逆地转换为功的最大数量，称为该能量中具有的可用能。

高压天然气经过节流阀或作等熵膨胀后，压力和温度均会降低，该过程中的㶲可表示为某压力条件下热不平衡引起的温度㶲与某温度条件下力不平衡引起的压力㶲之和［4］，即：

式中，ex为天然气的比㶲，J／kg；ex，T为天然气的比温度㶲，J／kg；ex，p为天然气的比压力㶲，J／kg。

天然气在从环境温度降低到温度T的过程中，其温度㶲为：

式中，T0为环境温度，K；T为状态变化后的天然气温度，K；p1为状态变化前的天然气绝对压力，MPa；cp为天然气的比定压热容，J／（kg·K）。

表1 利用管网压力能膨胀制冷液化装置统计表

压力㶲相当于天然气等温流动时由于膨胀做出的技术功，即：

式中，p2为状态变化后的天然气绝对压力，MPa；v为天然气的比体积，m3／kg；R为摩尔气体常数，8.3145J／（mol·K）；M为天然气的摩尔质量，kg／mol。

压力㶲受天然气管网供气压力和用户用气压力变化的影响因素：① 不同输气压力下，单位质量天然气具有的压力㶲不同，输气压力越高，压力㶲越大。② 在相同的输气管网压力下，当用户的需求压力不同时，能够回收的压力能也不同，可回收利用的压力能随用户需求压力的增大而减少。

3 川气东送分输站压力能回收利用潜力

3.1 川气东送管道概况

川气东送管道设计输量为120×108m3／a，设计压力为10 MPa，主干线长约1 700 km，干线管径为∅1 016 mm，支干线总长度约2 400 km，沿线设普光首站、上海末站各1座，以及上党、梁平、恩施、宜昌、枝江、荆州、仙桃、武汉、黄石、黄梅、安庆、池州、宣城、十字镇、湖州、嘉兴等干线分输站，同时设普光首站、利川压气站和潜江压气站3个增压站场。

2010年3月，川气东送正式投产供气，目前，管道输气量处于不断增加中。根据2012年5月川气东送管道的运行参数，川气东送普光首站外输气商品量为 2 060×104m3／d（75×108m3／a），外输压力 7.25 MPa，上海末站进站压力为5.33 MPa。川气东送干线依次向达化专线、川维支线、江西支线、南京支线分输天然气。

3.2 上党分输站压力能计算

以川气东送上党分输站为例，天然气到达上党后经过门站调压供给江苏省天然气公司。原料气组分见表2。

表2 上党分输站原料气天然气组分表

上党分输站原料气进站压力为4.93 MPa，温度为4.38℃，水含量为饱和水，天然气经过门站调压后降至2.25 MPa。输往上党输气站配气量约为385×104m3／d，采用HYSYS软件对此输气站调压液化流程进行模拟计算，结果表明，上党分输站调压过程中可利用的压力能潜力巨大，每年可回收的压力能达到1 150×108kJ。

3.3 川气东送全线分输站压力能利用潜力

按照川气东送外输商品气量75×108m3／a，综合考虑沿线市场，利用计算公式和管道运行参数对沿线各个分输站进行计算。川气东送管道主要调压站点调压过程中的压力能见表3。

表3 川气东送管道调压过程中的压力能

从表3可以看出，川气东送输气站场调压过程中可利用的压力能全年总和达到2 600×108kJ，该能量相当于约9 MW的电站一年的发电量，其中达化、上党和嘉兴输气站调压过程中可利用的压力能较大，三者之和约占全线在运行调压站可利用压力能总和的85%。

“十二五”期间及以后，川气东送上游以普光气田未动用储量及外围通南巴、元坝等区块作为资源接替基础，2015年及以后，川气东送预计可外供商品气总量将超过100×108m3／a，管道输送全程压力随之提高，沿线分输站调压过程存在可回收利用的压力能，初步估计相当于30～40 MW的电站一年的发电量。

4 结论与建议

通过热力学㶲分析计算结果发现，川气东送高压长输管道天然气输配过程中蕴含着巨大的压力能，节能潜力巨大。因此，有必要开展高压天然气管道分输站压力能回收利用研究工作。

1）重点开展利用管道压力能生产LNG前期工作。由于LNG在城市调峰、小区供气上具有独特优势，预计随着我国天然气长输管道建设和天然气利用水平的提高，LNG的需求将不断上升。利用输气站调压过程中的压差，利用膨胀制冷工艺生产高经济附加值的LNG，投资和运行成本低，运行可靠。所生产的LNG销售给高端市场，不仅可以提高销售收入，还能减少用气的峰谷差，具有良好的经济和社会效益。建议在川气东送管道沿线选择压力降较大、规模适中的分输站，采用膨胀工艺生产LNG，积累设计、运行管理经验，为下一步在系统内推广应用做好准备。

2）依托分输站，充分开展压力能利用方式的可行性研究。积极开展对压力能利用方式的研究，充分调研川气东送各分输站规模、压力降参数，了解分输站周边压力能利用的条件，摸清有没有需要电能和冷能的企业，并对各站压力能的利用开展可行性研究。

［1］夏瑞田，龚小英.用于燃气调峰和城市调压站的天然气液化装置设计［J］. 深冷技术，2009（1）：39-42.

［2］论立勇，谢英柏，杨先亮.基于管输天然气压力能回收的液化调峰方案［J］. 天然气工业，2006，26（7）：114-116.

［3］郑志，王数立，王婷，等.天然气输配过程流体压力能回收技术现状与展望［J］.天然气与石油，2009，27（1）：11-15.

［4］申安云，熊永强.天然气管网压力能利用工艺的㶲分析［J］. 煤气与热力，2008，28（11）：43-47.