某海上气田终端天然气余压发电应用可行性分析

齐宝宝，张 猛，郑成明

（中海石油（中国）有限公司海南分公司，海南 海口 570311）

1 某海上气田终端概述

某海上气田终端隶属于中海石油（中国）有限公司海南分公司，接收海上3个气田海管来气进行天然气净化与凝析油稳定处理。2019年5月中海油建成海上高温、高压、高组份DF13-2气田投产，2021年6月25日深海一号大气田投产，南海万亿大气区初具规模，随着DF13-2气田高烃天然气逐渐配产至终端，气田终端供气能力大幅提升，供气量逐渐增加至1 300万m3/d。气田终端下游用户管网容积极小，不具备储气功能，而海上气田工况恶劣，环境复杂，时常面临生产应急关停与台风恶劣天气影响风险.为了保障下游用户运行稳定，气田终端主要通过海上来气的两条海管约7.5万m3容积进行储气缓存调峰。

气田终端根据长期运行经验，结合上游气田关停恢复时间，保持东方海管上岸压力3.8 MPa以上、乐东海管上岸压力4.0 MPa以上运行，下游用户压力为2.8 MPa，上下游整体存在较大压差。天然气余压发电装置正是利用上游天然气压力和下游管网之间的压差进行发电，使用的工艺为透平膨胀机发电工艺。即天然气在透平膨胀机中进行等熵焓降，所产生的压力能带动叶轮高速旋转，通过连轴器带动齿轮箱转动，经齿轮箱变速后带动发电机进行发电，所发电用于东方终端厂生产用电。目前国内高炉煤气余压回收透平发电装置（简称TRT）运行经验丰富[1]，天然气管道余压发电装置也有成功案例[2]，该装置主要由透平膨胀发电机、润滑油系统、干气密封系统、配电房和应急调节系统等组成，通过对该装置理论发电效益进行计算[3]，设计用于发电的天然气处理量为1 300万m3/d，透平膨胀发电机额定功率为4 723 kW。

2 天然气余压发电装置工艺控制难点与应对措施

2.1 气田终端天然气工艺流程压降节点分析

某海上气田终端厂主要对海上来气进行气液分离、天然气净化、凝析油稳定，主要工艺流程见下页图1。生产合格的商品天然气分四路输送至下游化学公司与海南民生官网。其上下游之间整体存在约1 MPa的压差，主要通过图1中5处压力调节阀进行逐级减压，天然气余压发电装置利用产品天然气压力和下游管网之间的压差进行发电，使用的工艺为向心透平膨胀机发电工艺[4]。即天然气在透平膨胀机中进行等熵焓降，所产生的压力能带动叶轮高速旋转，通过连轴器带动齿轮箱转动，经齿轮箱变速后带动发电机进行发电，所发电用于气田终端生产用电。

图1 东方终端主工艺流程图

表1 各压降节点工况

2.2 发电装置控制难点分析与应对措施

2.2.1 工艺流程控制原则与优先级

余压回收透平发电装置是气田终端厂天然气调压系统的附属设备，其生产运行应完全服从天然气调压调组份系统，必须保证天然气系统运行压力、组份正常，不允许影响下游用户的正常运行。因此，余压回收透平发电装置应遵守以下基本运行原则:

1）余压回收透平发电装置必须在上下游装置稳定运行工况时投运，当有特殊工况、组份波动时，优先停止发电装置运行，待调节稳定后再投用发电。

2）正常启动、运行、停机过程中，不得影响天然气调压调组份系统的稳定性，也就是不能引起天然气压力、组份超过一定范围的波动，而使下游装置跳车。

3）余压回收透平发电装置发生火灾、故障时，进行紧急停机，天然气系统将立即改由调压单元运行，需要增加旁路工艺流程确保下游压力稳定、正常运行。

4）余压回收透平发电装置不能单独向用户供电，只能与厂内电网并行。

上述原则最重要的是，安装余压回收透平发电装置必须保证天然气调压、调组份系统的稳定性。

2.2.2 工艺流程温降影响分析

余压回收透平发电装置是利用气体在降压降温过程中的余压能量及热能驱动透平膨胀机做功，将其转化为机械能，带动发电机发电，实现能量的转换[5]。余压流体介质在膨胀机中流动是等熵膨胀、绝热焓降过程，其热力过程会使气体温度下降[6]。东方终端厂各节点温降如表2所示。为解决低温对工艺流程和装备的影响，通常采取电加热天然气和耐低温膨胀机两种措施，根据理论计算，天然气余压利用后最低温度降至6℃，东方终端上岸天然气水露点低于0℃，不会对工艺系统产生影响，同时降温有助于气液分离。因此，只需设计耐低温的膨胀机即可满足工况要求。

表2 各压降节点温降工况

2.2.3 混相流海管内凝析油液体影响分析

气田终端接收上游海上气田2条混输海管物流，其中东方海管每天凝析油约300m3，高峰时达到600m3，乐东海管每天约10 m3凝析油。管道中液体对膨胀机稳定运行影响很大，2012年，林牧等人提出采用气液旋流膨胀机的井口天然气余压发电系统[7]，该系统的发电单元为1台气液旋流膨胀机与1台发电机通过将多个发电单元串、并联混合排布的方式，灵活调整发电系统压能利用效率，提高天然气压力能的利用率。

气田终端东方海管上岸的压降节点在段塞流分离器后，天然气在膨胀降压前已经进行有效的气液分离。乐东海管内的凝析油含量极少，海管混相流处于雾流状态，对膨胀机影响不大，其余三个压降节点均不存在液体影响。结合以上分析，提出预留入口分离器与加热器的余压回收透平发电装置工艺流程图，如图2所示。

图2 安装余压回收透平发电装置的海管上岸调压系统

2.3 余压回收透平发电装置启停与负荷调节

余压发电系统在正常运行时，发生故障的概率很小。而在系统启动时，由于受加载阀的开度及上下游压差的影响，波动较大，进气流量变化也较大，导致透平的转速控制困难。由于瞬间的大流量冲击，很容易导致透平转子超速和振动超高，引起紧急停车。因此，余压发电系统的启动和升速过程必须特别关注。

余压发电机组在启运时应首先确保系统的正常调压流程压力系统稳定，旁路快开阀测试正常，目的是降低在启运过程中遇紧急停车后对生产装置的影响。缓慢开大膨胀机入口喷嘴，当发电机转子转动后，逐渐增大喷嘴开度，系统调压阀自动关小，直至发电机转速升至额定转速。当发电机升至额定转速和额定电压后，在满足频率相同、电压相等、相序一致和相位相同时，发电机并网发电。此时，发电机的转速被锁死保持恒定，发电机的发电功率由进气量的大小来决定，发电机功率控制逻辑如图3所示。

图3 余压回收透平发电装置控制逻辑

3 发电效益

余压流体介质在膨胀机中流动是等熵膨胀、绝热焓降过程，其热力过程会使气体温度下降。经过理论计算，气田终端厂各节点焓降如表3所示。

表3 各压降节点焓降工况

根据各压降节点的焓降值，结合功率计算公式可以计算理论的发电机额定功率：

式中：W为每小时透平发电机发电量，kW·h；G为天然气质量流量，kg/s；ΔH为单位体积天然气绝热焓降，kJ/m3；ηt为膨胀机效率，取值0.8；ηg为发电机效率，取值0.95。

各降压节点计算理论发电机额定功率与实际功率如表4所示。

表4 方法一各压降节点发电功率

根据单位质量天然气绝热焓降计算公式对上述理论值进行验证：

式中：ΔHi为天然气高压端与低压端的绝热焓降，kJ/kg；cp为天然气质量等压比热容，kJ/（kg·K）；ΔTi为天然气进出口温差，K；p1为天然气入口压力，MPa；p2为天然气出口压力，MPa；K为天然气绝热指数。

将上述参数带入式（2），取天然气质量等压比热cp为2.2 kJ/（kg·K），天然气绝热指数K为1.3，膨胀机效率为0.8，发电机效率为0.95，可算出设计理论发电量。各压降节点发电功率如表5所示。

表5 方法二各压降节点发电功率

结合以上两种方法计算，工况2理论发电功率为4 723 kW，工况1为5 620 kW，结合膨胀机与发电机效率计算实际发电功率分别为3 590 kW和4 271 kW。预计每年可发电约4 000万kW，完全满足终端自用电量，每年减少燃气消耗1 600万m3，减少CO2排放量约1 600万m3。

4 结论

1）某海上气田终端厂余压发电装置是利用上游海管天然气压力和下游用户之间的压差进行发电，使用的工艺为透平膨胀机发电工艺。

2）以上分析是基于目前实际运行工况与理论计算分析，余压发电装置实际运行时发电量可能低于分析值。但随着高烃管线投用、上游高温高压气田投产，预计气田终端上岸的两条海管压力还会提升，余压发电装置实际发电量可能达到工况2的计算值。

3）气田终端厂余压发电装置将天然气中的压力能转化为电能，所发电完全满足终端自用电量，达到了良好的节能减排效果，实现了天然气能源的综合利用，经济效益明显。