天然气场站降压节能方案探讨

【摘要】各天然气场站受调压阀节流降温的影响，不得不投入大量的人力、物力、财力以预防、治理冰堵和冻胀。本文尝试从基本原理出发，多角度提出天然气调压过程中避免冰堵及冻胀的若干方案来避免节流后温度过低带来一系列的不良后果，并对其中的典型方案的经济效益进行预估。结果表明：依据不同现场情况采用各个相应的方案可以达到节能减排，保障管道安全平稳、低耗高效运行的目的。

【关键词】天然气 降压 节能 方案

1 背景

冰堵和冻胀一直都是天然气场站生产经营中的难题。从生活自用气调压撬、燃料气调压撬到分输调压撬，受调压阀节流降温的影响，各站场不得不投用电加热器、加热炉以预防冰堵、冻胀和满足燃气使用温度的要求。本着“求同存异”、“换位思考”的基本思想，本文从压力调节引起温度变化的原理出发，分析了几种缓解伴随降压而出现的低温的应对方案。

2 原理分析

2.1 节流现象分析

目前普遍使用的调压阀均是利用节流膨胀的基本原理工作的。流体在流动过程中，受到局部阻力作用，使流体压力降低；同时由于这一过程极快，还来不及跟外界进行大量的热交换，因此可以简化为绝热节流模型[1]。以多孔塞为例，由焦耳-汤姆逊效应可知：绝热节流是一个强烈不可逆的焓值相等、压力下降的现象；节流后的气流温度依据不同情况，可能上升、下降甚至不变。

众所周知，热力学能包括化学能、原子核能、内动能和内势能。在无化学反应及原子核反应的过程中，化学能和原子核能都不变化，可以不考虑，热力学能的变化只是内位能和内动能的变化。

在节流膨胀时：

（1）流体既未对外输出功；

（2）过程极快，看做绝热过程。因此，根据能量守恒，节流前后的流体内部总能量不变。

能量的组成有三部分：分子运动的内动能、分子相互作用的内位能和宏观上的动能和势能。

节流后，体积增大，分子之间的距离增大，分子相互之间的内位能增大。而宏观动能和势能变化不大，所以只能靠减小分子之间的内动能来转换成内位能。

而温度与分子运动的动能有关，内动能减小，外在表现为温度下降。

从另一方面也可以这样解释：

天然气组分各分子间的作用力为引力。分子间距增大，则可以看做分子内动能克服引力对分子做功。因此节流后温度下降。

但有时候气体分子之间的作用力为斥力（如高压氢气、氦气），在一般情况下节流后温度上升。

理想气体忽略分子间的作用力，因此节流后温度不变。

由此可得：天然气节流膨胀的时候一定会降温，这是无法违背的客观规律。

2.2 天然气降压的可行性

回到问题的出发点：为什么要使用调压阀？

——为了降低天然气的压力，以适应灶台、锅炉/热水器、燃气发电机、燃驱压缩机组以及分输用户的需求。

由2.1节可知：只要使用节流的方式来降低天然气的压力，必然会伴随温度下降。一旦气温过低，就必须投用加热器、加热炉、电伴热等耗能设备对天然气加热。要减少对调压阀的依赖，就必须找到其他降压的方式。

换言之，如果能够找到其他措施降低调压阀两侧的差压就可以避免温度的剧烈下降。

譬如，如果能够找到某种措施，使天然气在调压阀之前就已经处于一个较低的压力水平（例如燃机需要3.8兆帕的燃料气，那么可以首先将压力由干线压力6.8兆帕下降至4或者4.5兆帕），然后再利用调压阀精确的调节至设备或用户所需要的压力，这样就能大大的减缓由于调压节流引起的温降，减少电加热器等其他辅助热源的使用。

当然，新的降压手段不能大量消耗外部能量，否则就无法达到节能降耗的目的。

仅从热力学第一定律和第二定律的角度来讲，少用甚至不用外部能量进行做功、传热等手段从而使天然气压力降低的手段有很多。——这只是让系统的能量减少而不是增大。

但是，由于天然气是真实存在的可压缩气体，所以诸如调压阀节流降压这样的手段不能使用。而对外传递热量将直接导致温度下降，只有考虑其他办法。

既然天然气降压不降温在理论上可以说通，那么接下来就可以将理论转化为现实。3.1 方案一

关于气体对外做功，最常用的莫过于透平了。

于是有了方案一：透平+发电机+电加热器其优点是：

该方案能够实现通过透平做功来降低天然气压力，并利用透平做功带动发电机运转产生电能，然后使用加热器等手段恢复气流的温度。而且加入相应的控制系统，还可以实现压力的可控调节。

其缺点是：

投资大，运行维护成本高；最终温度严重依赖于透平、发电机、加热器等诸多环节的效率；天然气在透平做功后温度剧烈下降，易发生气液两相转换及造成冰堵等安全隐患。

3.2 方案二

正常输气的过程中，需要尽量减小压力损失。因此，逆向可知：调节压力的时候，只要根据需要增大阻力增大压降就能达到到目的。

以后空冷器为例：正常输气中，压降损失应控制在较小的可接受的范围内，同时使用翅片等手段增大与冷却空气的热量交换。但反过来，如果对设备进行改造——更换为大阻尼的管束，去掉散热翅片，增加保温材料等等，也可以实现压力的下调。

由此，方案二的基本思路就出来了：

利用阻尼器加大压降，利用摩擦生热对介质进行加热。

那么，如何加大压降以满足需要呢？这还得从天然气流动的基本方程进行分析。

该方案能够实现通过克服摩擦力做功来降低天然气压力，并利用摩擦生热来恢复气流的温度。一次性投入相对较小，不需要过多的运行维护。

其缺点是：

压力调节困难，针对不同的压降需求的用户必须进行定制；随着压降和流量的增大，所需设备也越加庞大。

3.3 其他方案探讨

现有的调压撬均采用加热调压前的天然气的方式来避免调压后过低的气温。但这种加热需要大量消耗电能等额外的能量。如果能利用已有的热源来对天然气进行预加热，那就可以减少电加热器等设备的耗能，从而达到节能降耗的目的。

当然，一般的分输站是没有额外的热源。但压气站，特别是燃驱压气站，却有两处存在多余的热源，即燃机烟道处的高温废气、空冷器处较高温度的热天然气。由此可得另外两种方案：

方案三：余热利用。新增一组换热器，将燃机的高温废气引入换热器对天然气进行预热。

方案四：空冷器改造利用。将空冷器改造为换热器，压缩机出口汇管中的温度较高的天然气引入换热器对即将调压的温度较低的天然气进行预热。

两者的优点是：

利用已有热源对需要调压的天然气进行加热从而降低调压撬自身的能耗；运行维护成本较小。

其缺点是：

局限于压气站，受机组运行情况影响较大；受距离限制，燃机和空冷器与调压撬相距不能过远，否则加热效果不佳；余热利用方案需要较高的安全保障水平；空冷器改造难度较大。

另外，方案四由于空冷器改造利用的方案受限于压缩机出口天然气温度且空冷器改造难度较大，不建议单独使用，应在设计初期与空冷器选型一并考虑。

3.4 效益预测

下面，分别以分输设备和燃机为例，分析各方案可能带来的效益。

例一：

某分输调压撬使用功率为160kW的电加热炉。假设其使用方案二或方案一，可降低其50%的耗电；一年仅仅折算为冬季运行100天，那么年节能量为

160×50%×24×100=192000 千瓦时

按1度电1.08元人民币计算，产生经济效益

192000×1.08=207360 元

例二：

某燃驱压气站调压撬加热器功率00kW。假设其使用方案二或方案三，可分别降低其30%、50%的耗电；一年仅仅折算为冬季运行100天，那么年节能量分别为

方案二200×30%×24×100=144000 千瓦时

方案三200×50%×24×100=240000 千瓦时

按大工业用电1度电折算均价0.662元人民币计算，产生经济效益

方案二：144000×0.662=95328 元方案三：240000×0.662=158880 元

由此也能清楚的看到：对于燃驱压气站，选用方案三将获得良好的效益。

4 结论

去除方案四后，将其他三种方案汇总可得以下表1所示.

综合比较以上三种方案，可以根据不同的情况选择不同的方案：

对于燃驱压气站，首选方案三；对于大部分站场，建议选用方案二；在经济允许的范围内，可以使用方案一。以上方案可以广泛的应用在下游用户分输、机组燃料气和生活自用气的调压系统当中，几乎适用于所有天然气场站；并且针对不同的场站及经济条件，可以选用不同的方案。

以上方案一方面避免节流后的低温，降低了冰堵风险，从而有利于管道安全平稳运行；另一方面减少了电加热器等耗能设备的使用，做到了节能减排降耗，有利于管道低耗高效运行。