天然气调压站中电动预热与分级透平膨胀机回收的站界热力与功率评估

《Energy》：Station-boundary thermal and power assessment of electrified preheating and staged turboexpander recovery in natural gas pressure regulation stations

　　# 摘要天然气压力调节站需要进行预热，以在减压后维持供气温度。透平膨胀机-发电机（TEG）回收可将部分可回收的压力能转化为电能，但同时也会增加膨胀冷却和再热负荷。本研究在相同的供气和出口温度条件下，对比了PRV（压力调节阀）和分级TEG配置分别与燃气式、直电式和热泵式预热的组合方案。其主要贡献是提出一个站界筛选框架，联合评估基于约束的分级要求、加热量在热泵运行与电补之间的可用性依赖型分配，以及内部功率平衡。对于PRV运行，热泵预热将基准运行CO?强度从5.09降至1.94 kg CO?/吨-NG。在基准工况下，两级TEG回收了32.6 kWh/吨-NG，但将再热负荷从75.5提高到198.9 MJ/吨-NG。TEG燃气式再热使运行CO?强度升至13.4 kg CO?/吨-NG，而热泵式再热使用17.2 kWh/吨-NG，且完全由回收电能供给。基准TEG-HP工况仅在环境热源系统能够供给至少60.8%的全源热需求时才保持内部功率平衡。在环境温度热源热量完全可用的条件下，所选取的TEG-HP配置在评估范围内均保持内部功率平衡；当全源热需求仅分别有50%和75%可用时，内部平衡比例分别为48.3%和87.6%。结果表明，压力回收应与再热负荷、热泵温升、源热可得性以及站界电能核算共同评估。# 引言天然气输配管网需要在高压干线管道与下游低压系统之间进行压力调节。在常规压力调节站（PRS）中，压降通常通过压力调节阀（PRV）耗散。这种布置机械结构简单、可靠，但会销毁可回收的压力能，并造成热管理问题。减压会降低气体温度，因此供气流程必须满足与水合物或冰的形成、低温材料暴露以及下游可运行性相关的出口温度约束 [1], [2], [3], [4]。因此，常规站通常采用间接燃气式加热器，从中扣除部分天然气作为燃料，并将热量传递给被调节气流，而不将燃烧产物与被供气混合。加热器及其运行规则对站点能耗惩罚有实质性影响。对常规PRS的研究考察了调压器处的最低入口温度、节能型加热器温度控制、季节性能量与?行为、详细水浴加热器性能，以及加热器效率与燃料消耗对设备几何参数的敏感性 [2], [3], [5], [6], [7]。实验性热管回收也被研究作为改善城门站能源性能的手段 [8]。这些研究表明，热补偿需求并非次要的辅助负荷，它直接影响燃料使用、运行排放以及压力能回收的解读。替代预热研究考虑了实际需求控制、太阳能热、地热系统、低温热源、废热回收以及地耦热泵 [9], [10], [11], [12], [13], [14], [15], [16]。更新的配置包括直接利用深钻孔换热器以及旨在减少或避免常规预热的系统 [17], [18]。热泵与这一问题相关，因为当源温度和汇温度允许适度的温升时，它们能够相对于直电加热减少外购电力 [19], [20], [21]。然而，它们在站点层面的性能仍然取决于源温度、趋近温度、可达到的COP以及可用的源热能力。压力能回收已使用透平膨胀机、往复膨胀引擎、滚活塞式或螺杆膨胀机以及混合发电系统进行了研究。在天然气减压站，先前的研究已涉及往复膨胀引擎优化、针对特定场址的透平膨胀机可行性，以及可变入口导叶径向膨胀机设计 [22], [23], [24]。更广泛的文献包括热力学与经济可行性研究、改造评估、集成站性能指标、偏离设计工况的螺杆膨胀机行为，以及静态或动态模拟 [4], [25], [26], [27], [28], [29], [30], [31], [32], [33]。针对特定来源的混合系统将压力回收与燃料电池、太阳能集热器、燃气轮机、储能、废热或热泵循环相结合 [1], [16], [34], [35], [36], [37]。一个共同结论是，产生功的膨胀比节流产生更强的冷却，因此增加了所需的热补偿。对于高压比，分级和级间再热成为可行性约束，而非仅仅是功率优化的选择。表1将本研究置于压力能回收与热集成的代表性研究背景中。本研究在相同的供气和出口温度条件下，对比了PRV与分级TEG减压分别配合燃气式、直电式和热泵式预热的方案。其增量贡献并非新的TEG–HP配置，而是对基于约束的分级要求、加热量在热泵运行与电补之间的可用性依赖型分配，以及站界热功率核算的联合评估。这一筛选级别的比较考察了当计入额外的热补偿负担后，回收的TEG电力是否仍然充足。# 章节片段## 建模框架分析采用围绕天然气压力调节站的运行边界，如图1所示。该边界包括预热负荷、PRV或分级TEG减压、为间接式燃气加热器燃料所扣除的NG、外购电力、回收的TEG电力、外送电力，以及现场燃烧的CO?。所报告的运行CO?强度由被扣除加热器燃料的现场燃烧及分配给外购电力的排放计算得出；上游NG……（原文被截断）## PRV与分级TEG运行中的热补偿基准PRV工况需要将预热温度设定为37.0 °C，以便在压力调节后将气体以0 °C送出，对应75.5 MJ/吨-NG。对于基准TEG效率0.40，两个等压比级在保持最大级入口温度低于60 °C限值的同时，可满足相同的出口温度目标。得到的最大级入口温度为51.9 °C，总再热负荷为198.9 MJ/吨-NG。该负荷是PRV工况的2.64倍。（原文被截断）## 压比与热源的影响图5所示的压比敏感性分析说明了为什么必须通过预热约束来解读TEG回收。随着入口压力的升高，由于节流引起的温降增大，PRV预热温度上升。分级TEG工况朝相同方向发展但数值更高，因为功提取产生更强的膨胀冷却。图5报告的是所需预热温度，而非累计再热负荷；对于分级TEG运行，这两者（原文被截断）## 结论本研究采用站界筛选框架，在共同的供气和出口温度条件下，对比了PRV与分级TEG减压分别配合燃气式、直电式和热泵式预热的方案。在基准条件下，PRV-HP将运行CO?强度从PRV-GH的5.09 kg CO?/吨-NG降至1.94 kg CO?/吨-NG，而PRV-EH仅当电网排放因子低于0.238 kg CO?/kWh时才与PRV-GH相当。分级TEG结果表明，回收的（原文被截断）## CRediT作者贡献声明**So-Jin Park：** 撰写初稿、方法学、形式化分析、概念化。**Kyung Hwan Ryu：** 撰写–审阅与编辑、撰写初稿、监督、方法学、形式化分析、数据整理、概念化。## 利益冲突声明作者声明，他们没有已知的与本文所报告工作相关的竞争财务利益或个人关系。---So-Jin Park | Kyung Hwan Ryu韩国天然气公司 KOGAS 研究所 CCUS 研究团队，韩国大韩民国 安山 瑞林路1248号，15328