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CN110185506B - 一种天然气调压站压力能综合利用系统 - Google Patents

一种天然气调压站压力能综合利用系统 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种天然气调压站压力能综合利用系统，其将膨胀发电、天然气液化与原有调压站相集成，包括预处理装置、预热装置、传统调压装置、两级膨胀机、冷媒换热装置、三级多流股换热器、制冷剂循环装置及液化天然气储罐等。利用两级膨胀机将高压天然气压力能转化为机械能，以带动发电机而产生电能，可用于调压站内部耗电或天然气液化流程。膨胀后的低温天然气，通过冷媒介质换热，以回收冷能用于制冷剂温降，且使天然气升温达到下游管网标准供气温度，流入下游管网；或作为原料进入天然气液化流程，直接利用膨胀后的天然气冷能。本发明具有节能减排、气源负荷变化适应性强、能源利用率高、场景适应性强等优点，可广泛应用于管网天然气调压站。

Description

一种天然气调压站压力能综合利用系统
技术领域
本发明涉及一种天然气调压站压力能综合利用系统，属于天然气管网压力能回收技术领域。
背景技术
天然气网络的大规模扩展及高压管网趋向长运距、大口径的发展建设，使天然气调压站的能源回收及综合利用具有充分的发展机遇与前景。天然气长输高压管线上多级调压站在调压过程中具有大量可回收天然气压力能；而传统调压方式大多采用调压阀组对高压天然气进行节流降压，高品质压力能无法得到有效利用。同时，降压过程存在大幅度温降，产生大量冷能，致使出站温度低于下游管网标准供气温度，易产生霜冻堵塞管道和阀门。传统解决方案通过电/气加热器对上游高压天然气进行预热。这不仅需要消耗电能或燃气，还造成了高压管网压力能大量浪费。且现有天然气调压站通常远离城镇中心，天然气压力能一般用于发电，冷能回收利用具有实际困难，无法远输冷能。因此，针对天然气压力能浪费、利用模式单一及冷能利用困难等问题，若能高效回收及综合利用这部分压力能，将对节能减排、实现能源可持续性、提高天然气长输管线经济性和能源利用率具有重要意义。
现有天然气压力能回收利用方式主要集中在发电及制冷两方面。在发电方面，为避免膨胀降压形成甲烷水合物或霜冻及减少能源损耗，膨胀发电与预热装置集成方案被广泛研究，如：天然气减压站中膨胀机与地热换热器一体化技术、膨胀发电与垂直地面耦合热泵系统集成工艺、动力回收的混合式涡轮膨胀机-燃料电池系统及膨胀发电与低温热源集成方案等。Farzaneh-Gord M，Ghezelbash R，Sadi M，Moghadam,A J.Integration ofvertical ground-coupled heat pump into a conventional natural gas pressuredrop station:Energy,economic and CO2 emission assessment[J].Energy，2016，Vol.112：998-1014；Davide Borelli，Francesco Devia，Ermanno Lo Cascio，CorradoSchenone.Energy recovery from natural gas pressure reduction stations:Integration with low temperature heat sources[J].Energy conversion andmanagement，2018，Vol.159：274-283。在制冷方面，冷库、天然气液化、压缩天然气及橡胶深冷粉碎技术较为成熟，但在实际工程应用中冷能的回收利用较少。公告号为CN101852529A的发明专利利用膨胀后天然气所具有的冷能进行制冷；公告号为CN103362579A的发明专利提出一种回收液化天然气冷能的两级膨胀发电装置及方法。
而天然气压力能发电及冷能的综合利用，可实现天然气压力能综合回收利用的效率最高。对天然气压力能回收利用所产生的电能及冷能，在实际工程案例分析中，可发现回收冷能的潜在经济价值相当于甚至超过回收电能的经济价值。但电能易传输，可被调压站自用或并入电网；冷能不易消纳、且不适合远距离运输，在回收利用技术及市场供需方面存在一定障碍。因此，结合调压站实际情况，合理选择发电及冷能利用相结合的方式，对天然气压力能回收的高效利用有着举足轻重的作用。
发明内容
为了解决上述存在的问题，本发明提出了一种天然气调压站压力能综合利用系统。该系统将膨胀发电、天然气液化与原有调压站相集成。利用两级膨胀机将高压天然气压力能转化为机械能，以带动发电机从而产生电能，可用于调压站内部耗电或天然气液化流程。膨胀后的低温天然气，通过冷媒介质换热，以回收冷能用于制冷剂温降，且使天然气升温达到下游管网标准供气温度，流入下游管网；或作为原料进入天然气液化流程，直接利用膨胀后的天然气冷能。该系统对气源负荷变换有较好的适应性，能源利用率高，场景适应性强，可广泛应用于管网天然气调压站。
为达到上述效果，本发明所提出的集成系统如下：
一种天然气调压站压力能发电及冷能综合利用方案，由原有调压站、膨胀发电及天然气液化所集成，可分为原有调压站部分和天然气液化流程部分。原有调压站包括预处理装置、预热装置及传统调压装置；天然气液化流程包括两级膨胀机、冷媒换热装置、三级多流股换热器、制冷剂循环装置及液化天然气(LNG)储罐等。
所述预处理装置的进/出口分别与上游管网高压天然气接入端和所述预热装置相连接；所述预热装置出口在连接传统调压装置的基础上分接第一级膨胀机输入端；所述传统调压装置出口与下游天然气管网相连接；所述第一级膨胀机输出端分支连接冷媒换热装置进口和多流股换热器1热流的进口，冷媒换热装置出口与下游天然气管网相连接；所述制冷剂循环装置的进/出口分别与多流股换热器1冷流出口和多流股换热器1热流进口相连接；所述多流股换热器1的热流出口分接气液分离器入口、多流股换热器2的热流入口和多流股换热器1的冷流入口；所述多流股换热器2的热流进口还与气液分离器液态输出端相连接，多流股换热器2的冷流进/出口分别与其热流出口及多流股换热器3的冷流出口汇集端和多流股换热器1的冷流入口相连接；所述第二级膨胀机进口与气液分离器气态输出端相连接；所述多流股换热器3的热流进口分接第二级膨胀机出口和多流股换热器2的热流出口，多流股换热器3的热流出口分接其冷流入口和LNG储罐。
一种基于上述集成系统的天然气调压站压力能发电及冷能综合利用方法，其具体步骤如下：
1)结合调压站实际运行数据，设置天然气调压站压力能发电及冷能综合利用系统各部分及其参数，并依次连接各部分。
2)预处理装置：根据上游气源组成成分，对高压天然气进行脱水、脱碳处理，进入预热装置。
3)预热装置：为避免天然气在降压时形成甲烷水合物或霜冻，需对天然气进行预热；同时，气源温度的上升能够提高天然气压力能膨胀发电效率。
4)传统调压装置：在此系统中作为调压备用装置。当天然气液化流程部分出现故障无法正常运行时，为保障下游天然气供应，通过节流阀对天然气进行降压处理。
5)第一级膨胀机：替代预冷装置及利用压力能进行发电。高温高压天然气通过膨胀机将压力能转化为机械能，以带动发电机发电；通过膨胀降压后的天然气，温度会有大幅度降低，降压后的低温天然气分为2个部分，分别进入冷媒换热装置(下游管网天然气输送和调压站内部使用)及多流股换热器(液化原料)。
6)冷媒换热装置：回收通过第一级膨胀机的低温天然气冷能，用于制冷循环中的制冷剂换热；同时使低温天然气升温至下游管网天然气输送温度。
7)三级多流股换热器：在混合制冷剂循环供冷作用下，膨胀发电后的低温天然气与混合制冷剂进行热交换，使低温天然气进一步冷却和液化。
8)第二级膨胀机：通过多流股换热器1后的天然气经过气液分离器后，将气相天然气进行膨胀降压，既能回收压力能膨胀发电的电能，又能直接利用降压后的冷能，之后进入多流股换热器3进行液化。
9)制冷剂循环装置：通过三级压缩机将经过多流股换热器换热后的混合制冷剂升压，同时通过回收冷能进行降温，使混合制冷剂循环供冷。
10)LNG储罐：液化后的天然气存储在LNG储罐中，使其能远输至下游用户。
本发明在实行上述方案的基础上，其所具有的有益效果在于：1、本发明预热后的上游天然气均通过膨胀机进行降压发电，能充分回收压力能，增加发电量；同时，调压站原有调压装置作为备用，以确保下游供气的稳定性。2、本发明采用两级膨胀机，膨胀降压后的低温天然气所蕴含的大量冷能，可回收用于混合制冷剂循环预冷环节，同时低温天然气作为原料可直接用于天然气液化，以替代传统预冷环节及气相天然气深冷液化环节，可高效回收压力能转化的冷能，降低系统能耗。3、本发明所回收的压力能产生的电能及冷能均用于集成系统内部，集成系统的原料主要为天然气，能对气源负荷变换有较好的适应性，可参与天然气管网调峰，同时LNG运输方便，可远输至偏远城镇，扩大天然气网络范围。从而，本发明可在现有天然气调压站基础上进行合理改造，集成LNG新装置，集成系统对气源负荷变换有较好的适应性，能源利用率高，场景适应性强，可广泛应用于管网天然气调压站。
附图说明
图1为本发明天然气调压站压力能综合利用系统示意图。
具体实施方式
下面结合附图及实施案例，对本发明进行进一步详细说明，以使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白。
图1所示为本发明提出的一种天然气调压站压力能综合利用系统。由原有调压站与天然气液化流程组成，包括预处理装置1、预热装置2、传统调压装置3、第一级膨胀机41、第二级膨胀机42、冷媒换热装置5、多流股换热器1-61、多流股换热器2-62、多流股换热器3-63、制冷剂循环装置7及液化LNG储罐8等。
其中，预处理装置1的进/出口分别与上游管网高压天然气接入端和预热装置2相连接；预热装置2出口在连接传统调压装置3的基础上分接第一级膨胀机41输入端；传统调压装置3出口与下游天然气管网相连接；第一级膨胀机41输出端分支连接冷媒换热装置5进口和多流股换热器1-61热流的进口，冷媒换热装置5出口与下游天然气管网相连接；制冷剂循环装置7的进/出口分别与多流股换热器1-61冷流出口和多流股换热器1-61热流进口相连接；多流股换热器1-61的热流出口分接气液分离器入口、多流股换热器2-62的热流入口和多流股换热器1-61的冷流入口；多流股换热器2-62的热流进口还与气液分离器液态输出端相连接，多流股换热器2-62的冷流进/出口分别与其热流出口及多流股换热器3-63的冷流出口汇集端和多流股换热器1-61的冷流入口相连接；第二级膨胀机42进口与气液分离器气态输出端相连接；多流股换热器3-63的热流进口分接第二级膨胀机42出口和多流股换热器2-62的热流出口，多流股换热器3-63的热流出口分接其冷流入口和LNG储罐8。
实施案例
为了详细阐述本发明所提出的一种天然气调压站压力能发电及冷能综合利用集成系统的工作过程，以某实际偏远调压站为例，该调压站7月15日某一小时的运行数据：气源流量为218000Nm3/h，调压规模为4MPa到1.6MPa，气源温度13.19℃。在满足下游管网天然气需求的基础上，结合周边LNG销量情况，维持集成系统LNG最低日生产计划。
具体工作过程：
1)上游气源通过预处理装置1脱水脱碳后，进入预热装置2进行预热，使天然气温度上升至38℃。
2)预热后的天然气通过第一级膨胀机41降压至1.6MPa，温度降低至-9.52℃，压力能推动膨胀机带动发电机的发电量为3874kw。
3)膨胀降压后的低温天然气分为2个部分：作为下游管网天然气输送和调压站内部使用的天然气流向冷媒换热装置5的流量为176600Nm3/h，作为原料的天然气流向多流股换热器1-61的流量为40350Nm3/h。
4)通过冷媒换热装置5的低温天然气与制冷剂进行热交换后，回收3222kw冷能，天然气温度上升至21℃，往下游管网输送，其中一小部分用于调压站内部使用。
5)通过多流股换热器1-61的低温天然气，进一步冷却至-70.6℃；之后经过气液分离器，液相天然气进入多流股换热器2-62，温度降低至-115.7℃，气相天然气进入第二级膨胀机42进行膨胀降压，使压力降至0.4MPa，温度降至-106.6℃，同时压力能推动膨胀机带动发电机的发电量为599.9kw；通过多流股换热器2-62和第二级膨胀机42的低温天然气，进入多流股换热器3-63进一步液化，并通过节流阀使液化天然气达到利于存储的温度及压力，即流入LNG储罐8的液化天然气温度为-162.3℃，压力为150KPa。
6)通过制冷剂循环装置7将经过多流股换热器6换热后的混合制冷剂升压，其中三级压缩机的升压梯度为0.17MPa到0.6MPa、0.6MPa至1.6MPa、1.6MPa至3.1MPa，同时通过回收冷能对混合制冷剂进行降温，并通过冷凝器对制冷剂进一步冷却，使混合制冷剂实现循环供冷。
7)存储在LNG储罐8的液化天然气流量为37160Nm3/h，天然气液化流程的液化率到达92％左右。
以上仅为本发明的具体实施方式用以解释本发明，应当指出，任何熟悉本领域的技术人员在本发明所揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (2)

1.一种天然气调压站压力能发电及冷能综合利用方法，其具体步骤如下：
1)结合调压站实际运行数据，设置天然气调压站压力能发电及冷能综合利用系统各部分及其参数，并依次连接各部分；
2)预处理装置：根据上游气源组成成分，对高压天然气进行脱水、脱碳处理，进入预热装置；
3)预热装置：为避免天然气在降压时形成甲烷水合物或霜冻，需对天然气进行预热；同时，气源温度的上升能够提高天然气压力能膨胀发电效率；
4)传统调压装置：在此系统中作为调压备用装置；当天然气液化流程部分出现故障无法正常运行时，为保障下游天然气供应，通过节流阀对天然气进行降压处理；
5)第一级膨胀机：替代预冷装置及利用压力能进行发电；高温高压天然气通过膨胀机将压力能转化为机械能，以带动发电机发电；通过膨胀降压后的天然气，温度会有大幅度降低，降压后的低温天然气分为2个部分，分别进入由下游管网天然气输送和调压站内部使用的冷媒换热装置及用液化原料的多流股换热器；
6)冷媒换热装置：回收通过第一级膨胀机的低温天然气冷能，用于制冷循环中的制冷剂换热；同时使低温天然气升温至下游管网天然气输送温度；
7)三级多流股换热器：在混合制冷剂循环供冷作用下，膨胀发电后的低温天然气与混合制冷剂进行热交换，使低温天然气进一步冷却和液化；
8)第二级膨胀机：通过多流股换热器1后的天然气经过气液分离器后，将气相天然气进行膨胀降压，既能回收压力能膨胀发电的电能，又能直接利用降压后的冷能，进入多流股换热器3进行液化；
9)制冷剂循环装置：通过三级压缩机将经过多流股换热器换热后的混合制冷剂升压，同时通过回收冷能进行降温，使混合制冷剂循环供冷；
10)LNG储罐：液化后的天然气存储在LNG储罐中，使其能远输至下游用户。
2.一种基于权利要求1所述方法的天然气调压站压力能发电及冷能综合利用系统，由原有调压站、膨胀发电及天然气液化所集成，可分为原有调压站部分和天然气液化流程部分；原有调压站包括预处理装置、预热装置及传统调压装置；天然气液化流程包括两级膨胀机、冷媒换热装置、三级多流股换热器、制冷剂循环装置及LNG储罐等；
所述预处理装置的进/出口分别与上游管网高压天然气接入端和所述预热装置相连接；所述预热装置出口在连接传统调压装置的基础上分接第一级膨胀机输入端；所述传统调压装置出口与下游天然气管网相连接；所述第一级膨胀机输出端分支连接冷媒换热装置进口和多流股换热器1热流的进口，冷媒换热装置出口与下游天然气管网相连接；所述制冷剂循环装置的进/出口分别与多流股换热器1冷流出口和多流股换热器1热流进口相连接；所述多流股换热器1的热流出口分接气液分离器入口、多流股换热器2的热流入口和多流股换热器1的冷流入口；所述多流股换热器2的热流进口还与气液分离器液态输出端相连接，多流股换热器2的冷流进/出口分别与其热流出口及多流股换热器3的冷流出口汇集端和多流股换热器1的冷流入口相连接；第二级膨胀机进口与气液分离器气态输出端相连接；所述多流股换热器3的热流进口分接所述第二级膨胀机出口和多流股换热器2的热流出口，多流股换热器3的热流出口分接其冷流入口和LNG储罐。
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