星沙储配站天然气分布式能源示范项目系统分析

摘要：分布式能源一直是我国大力推广的能源综合利用系统，本文依托实际工程项目，介绍了一种分布式能源系统，该系统旨在将储配站天然气降压过程中的压力能转化为电能，并利用内燃机发电后的余热，满足储配站的天然气工艺环节及办公楼空调系统的冷、热、电需求。该系统有效实现了能源梯级利用，降低了储配站电力成本，提高了能源综合利用率，对节能减排和实现碳中和具有重要意义，并具备向其他天然气储配站推广的潜力。

关键词：分布式能源 天然气压力能

1.工程概况

本项目为星沙储配站天然气分布式能源站设计，采用天然气压力能螺杆膨胀发电机和燃气内燃发电机组分布式能源方案，通过利用螺杆膨胀发电机组将储配站天然气在降压过程中的压力能回收利用，将压力能转化为电能，同时，结合燃气内燃发电机组，并对内燃机发电后余热进行回收利用，将整个系统产生的电能、热能用于储配站的其余天然气工艺环节及站内办公楼的空调系统。

能源站建设规模：2台额定发电功率为830kW螺杆式压力能发电机组，1台额定发电功率为1560kW的内燃发电机组，1套余热利用设施。

2.工程设计

2.1设计条件分析

自中石油分输站约3.4Mpa高压天然气在星沙天然气储配站经过过滤、计量、调压，将1.4MPa的天然气送至次高压管网。为将天然气在降压过程中的压力能回收利用，本项目通过分析星沙天然气储配站的燃气条件及电、热负荷需求情况，确定能源站的分布式能源系统形式及规模。

燃气条件

长沙新奥燃气有限公司星沙储配站内的天然气储配站主要是将高压（约3.4 MPa（g））的管网气减压至1.4 MPa（g），加臭并送至城市次高压燃气管网。每年不同时段的燃气供气量差别较大，4月至10月为供气低谷，而其余月份供气有显著上升。

电力条件

星沙储配站目前采用从市网取电，满足储配站LNG液化装置、导热油锅炉、压缩机等用电需求，本项目发电与市电并网。

2.2负荷需求概况

长沙新奥燃气有限公司星沙储配站的冷、热、电负荷需求如下：

（1） 空调负荷：储配站内有一栋办公楼，采用燃气中央空调（热水补燃型溴化锂冷温水机），空调冷负荷为230kW，空调热负荷为150kW。

（2） 工艺热负荷：包括导热油锅炉热负荷和天然气预热及复热热负荷。其中，本系统的余热利用系统考虑的导热油负荷为高温导热油负荷400KW，单台压力能螺杆膨胀发电机组天然气预热负荷约800KW，天然气复热负荷约540KW。

（3） 电负荷：储配站常用电负荷为各类工艺设备的电负荷，共计3251kW。根据储配站用电设备实际运行情况，全年电力负荷波动范围为2759～3251kW，电力基本负荷为3251kW。综合以上，本工程用电高峰负荷为3251kW，平均用电负荷为3100kW。

2.3天然气压力能发电系统

储配站天然气压力能发电计算

本项目的天然气回收系统采用螺杆膨胀发电机组，首先通过预热器将10℃、70000Nm³/h的天然气加热，然后通过螺杆膨胀发电机组将天然气从3.4MPa（G）降到1.4 MPa（G），此时再通过复热器将温度升高，供后续管网使用。

储配站管道压力能发电计算

螺杆膨胀发电机做功与气流压差能的关系如下：

根据以上压力能发电计算公式，燃气流量变化时，发电功率范围为800～2500kW，供气高峰期发电功率为1200～2500kW，该时段平均发电功率可达1700kW；供气低谷期发电功率为800～1200kW，该时段平均发电功率可达1080kW。

压力能发电机组选型

压力能发电机组的装机规模按照“压力能利用最大化，并网不上网”的同时，综合分布式冷热电多联供系统“以热定电”的基本原则，考虑储配站供气负荷高峰期和低谷期负荷变化情况，确定储配站内发电机组规模，尽量提高天然气分布式能源综合利用项目设备利用小时数，本项目压力能发电规模确定为1600～2000kW，选用2套额定发电功率为830kW的螺杆式压力能发电机组满足门站高峰期和低谷期用气流量变化。

2.4天然气分布式冷热电联供系统

根据本项目用电需求，除了2台压力能发电机组提供电量，还需补充电能供应，同时项目存在工艺热负荷。项目另外采用燃气冷热电三联供，同时向用户输出热、电能。

根据冷热电三联供系统发电机组选型原则，优先考虑发电机组的余热利用最大化的同时，发电机组发电量满足储配站耗电要求，尽量提高多联供系统设备年利用小时数。

储配站全年耗电负荷为2759～3251kW，压力能发电机组规模为1800kW，额定发电功率为1660kW，确定分布式冷热电多联供总发电量约1100～1590kW。

本项目燃气压力能发电存在高峰和低谷，高峰期燃气量可满足两台螺杆发电机组全部开启，天然气预热量约1600KW，低谷时燃气量满足开启1台螺杆发电机组，天然气预热量约800KW。

本项目高温导热油热负荷为400kW（需高温烟气换热）；溴化锂空调最大热负荷为330kW。复热负荷可以全部采用低温热负荷1080kW（冷却水有4601kW热量利用冷却塔散热（温度低于40℃））。

综合分析，高峰期共计热负荷2349kW，低谷时共计热负荷1549kW。全年长期稳定热负荷需求为1549KW，为最大限度利用余热，最终选择1台额定发电功率为1560kW的内燃发电机组。

2.5余热利用系统

本项目可利用的余热为燃气内燃机的高温烟气、缸套水及工艺冷却水热量。需求的冷、热负荷为：高温导热油加热、天然气预热、天然气复热、空调制冷制热。

余热利用方式

燃气内燃发电机组高温缸套水余热大约为800KW，同时单台压力能发电机组入口天然气预热量也约为800KW，缸套水进入2#压力能发电机组天然气-水换热器预热天然气。

燃气内燃发电机组烟气余热利用分为两种工况：

工况一：在用气高峰时段，开启2台压力能发电机组。燃气内燃发电机组约430℃的烟气，经过1#烟气-热水换热器，将热水从80℃加热至93℃，烟气温度降至120℃后排放至大气。热水然后进入1#压力能发电机组天然气预热器，将压力3.4MPa（g），温度为10℃的天然气温度升高到36℃。另外缸套水进入2#压力能发电机组天然气预热器。

工况二：在用气低谷时段，仅开启2#压力能发电机组，缸套水进入2#压力能发电机组天然气预热器。燃气内燃发电机组约430℃的烟气，首先经过导热油管壳式换热器，将高温导热油从170℃加热至200℃，烟气温度降至260℃，然后进入2#烟气-热水换热器，将热水补燃型溴化锂机组的热水加热至98℃配套热水型溴冷机组制冷供热，烟气温度降至120℃后排放至大气。

项目在5-6月份储配站LNG系统检修，压力能发电机组和内燃发电机组不开启。此时没有余热可利用，以及在用气高峰时段，需要空调制冷、制热的时候，系统从中压管网引入一路天然气经调压装置和稳压净化装置，进入溴冷机组，满足溴冷机组的制冷供热需求。与采用烟气热水型溴冷机组相比，热水补燃型溴冷机组系统相对简单，且热水温度比烟气温度低，热水补燃型溴冷机组比烟气热水型溴冷机组投资节省约10%。

工艺冷却水热量（循环水系统）

储配站制冷压缩机、BOG压缩机、净化系统等冷却水直接通过冷却塔散热，散热负荷约为4601KW。本项目天然气复热利用冷却塔组的冷却水进行换热，既提供了天然气复热的热量，又降低了工艺冷却水温度，节约能源。

余热利用设备

项目的余热利用制冷供热的溴冷机组选用热水补燃型溴冷机组，可同时制冷、制热及生活热水，节省投资的同时实现余热利用最大化。空调设备选用一套热水补燃型溴化锂机组（热水温度98℃，制冷量230kW，供热量179kW）。

换热设备

本项目热负荷有高温导热油耗热负荷、压力能发电机组预热天然气或复热天热气需要耗热负荷、热水型溴化锂机组需要消耗热负荷，均需采用换热设备回收余热。

余热利用设备主要为换热器，有烟气换热器（加热低温导热油和溴化锂机组的热水）、天然气预热器和天然气复热器。燃气内燃发电机组余热缸套水用于1台压力能发电机组天然气预热，考虑到低温导热油供回油温度较高，天然气预热温度偏低，考虑能源梯级利用，高温导热油供回油温度为200℃/170℃，内燃机出来的烟气温度较高，换热设备密封性要求较高，拟采用管壳/管板式换热设备；天然气余热和复热均考虑采用管壳/管板式换热设备。

2.6系统流程

天然气流程

储配站调压装置设置压力能回收装置旁路系统，压力3.4MPa（g），温度为10℃的天然气经过天然气预热器温度升高到36℃，然后进入压力能发电机膨胀发电，排气压力降压到1.4MPa（g），温度降到-2℃左右，采用冷却塔组的冷却水复热天然气至10℃供气温度，输送至下游用户次高压管网。从次高压管网引入一路调压后的天然气经调压装置和稳压净化装置，进入内燃机组发电供热，余热利用后的排气温度拟定120℃。

烟气流程

在用气低谷时段，燃气内燃发电机组约430℃的烟气，首先经过导热油管壳式换热器，将高温导热油从170℃加热至200℃，然后进入烟气-热水换热器，将热水补燃型溴化锂机组的热水加热至98℃，然后排放至大气。在用气高峰时段，燃气内燃发电机组约430℃的烟气，进入烟气-热水换热器，将水加热至90℃，然后热水进入天然气预热器，将压力3.4MPa（g），温度为10℃的天然气温度升高到36℃，排烟温度降至120℃排放至大气。

高温缸套水流程

燃气内燃发电机组约93℃的高温缸套水进入天然气预热器（水浴式换热器），将天然气温度预热至36℃，高温缸套水温度冷却至80℃，满足内燃机高温缸套水进水温度要求，发电机组高温缸套水在天然气水浴式换热器进口出可设三通调节阀，可根据缸套水回水温度调节开度，控制进入水浴式换热器和散热器的缸套水量。当从天然气水浴式换热器出来的缸套水温度高于设定温度时，通过调整回水管路上的三通阀开度使部分或全部高温冷却水流经专门设置的换热器冷却以保证内燃发电机组的正常运行工况。

中冷水流程

燃气内燃发电机组中冷水出口温度约44℃，水温较低且热能较少，且中冷水温度稳定性影响发电机效率。因此本项目不再加以利用，中冷水通过系统冷却水路换热器进行冷却至设定温度再回到发电机。

烟气高温水流程

经烟气余热加热的98℃水直接进入热水补燃型溴冷机组，制冷供热满足储配站综合楼空调冷热负荷要求。

冷温水流程

热水型溴化锂空调冷温水，并入原有燃气中央空调冷温水管道。

冷却水流程

热水型溴化锂机组冷凝器冷却所需的冷却水直接通过冷却塔进行冷却。

2.7运行策略

根据储配站用气情况，全年可分为用气高峰期和低谷期，11月份至第二年的2月份，为供气高峰期;3月份至10月份为供气低谷期，压力能发电机组可据气量单开或双开以充分回收管道压力能发电。空调系统分采暖季和制冷季，12月份至第二年的2月份为采暖季，7月份至9月份为制冷季，这些变量的排列组合形成了四种工况，因此，在全年的7200小时运行周期内，天然气分布式将以不同的运行方案确保满足储配站用能需求。

（1）工况一：用气低谷期、无空调冷热负荷

时间集中在3月份至6月份、10月份，持续3420小时，内燃发电机配套热水溴冷机组运行，一台压力能发电机组运行。

用气低谷期时段，平均用气量1900000Nm3/d，小时用气量为79000Nm3/h，运行一台压力能发电机组，输出额定电功率830kW；内燃机发电输出功率1560kW，内燃机排出的高温烟气余热利用分为两部分：首先进入导热油管壳式换热器加热低温导热油，然后进入烟气热水换热器加热溴化锂机组的热水至93℃用于制备卫生热水。内燃发电机高温缸套水用于预热天然气至36℃。

（2）工况二：用气低谷期、有空调冷负荷

时间集中在7月份至9月份，持续900小时，内燃发电机配套热水溴冷机组运行，一台压力能发电机组运行。

用气低谷期时段，平均用气量1900000Nm3/d，小时用气量为79000Nm3/h，运行一台压力能发电机组，输出额定电功率830kW；内燃机发电输出功率1560kW，内燃机排出的高温烟气余热利用分为两部分：先进入导热油管壳式换热器加热低温导热油，然后进入烟气热水换热器加热溴化锂机组的热水至93℃用于制备卫生热水和空调制冷。内燃发电机高温缸套水用于预热天然气至36℃。

（3）工况三：用气高峰期、无空调冷热负荷

时间集中在11月份，持续720小时，内燃发电机配套热水溴冷机组运行，两台压力能发电机组运行。

用气高峰期时段，平均用气量3300000Nm3/d，小时用气量为137500Nm3/h，运行两台压力能发电机组，输出额定电功率1660kW；内燃机发电输出功率1560kW，内燃机排出的高温烟气和高温缸套水分别用于将2台压力能发电机组的天然气预热至36℃。溴化锂机组依靠天然气补燃提供生活热水，LNG工艺系统采用自带导热油锅炉对导热油进行加热。

（4）工况四：用气高峰期、有空调热负荷

时间集中在12月份至2月份，持续2160小时，内燃发电机配套热水型溴化锂机组运行，两台压力能发电机组运行。

用气高峰期时段，平均用气量3300000Nm3/d，小时用气量为137500Nm3/h，运行两台压力能发电机组，输出额定电功率1660kW；内燃机发电输出功率1560kW，内燃机排出的高温烟气和高温缸套水分别用于将2台压力能发电机组的天然气预热至36℃。溴化锂机组依靠天然气补燃提供生活热水及空调采暖，LNG工艺系统采用自带导热油锅炉对导热油进行加热。

3.总结

本工程利用螺杆膨胀发电机组将星沙储配站的天然气在降压过程中的压力能回收利用，并结合燃气内燃机冷热电三联供系统及余热回收系统，将系统产生的冷、热、电用于储配站内各个燃气工艺流程及办公楼的空调系统，充分实现能源的梯级利用，减少了储配站每年的电力成本，提高了储配站的能源综合利用率。该系统可进一步推广至全国其余天然气储配站，充分回收各储配站天然气在降压过程中的压力能，结合冷热电三联供技术构成分布式能源系统，达到优化全国天然气储配站能源结构的目的，为我国节能减排及实现碳中和做出重要贡献。