随着“双碳”政策的提出，储气库不仅要实现调峰功能，还应实现绿色低碳发展。利用天然气压差发电技术回收储气库压力有助于实现这一目标[1]。目前，储气库地面节点如何嵌入压差发电机组、嵌入后对储气库注采工艺流程的影响、压差发电工艺运行能效和参数变化情况等方面的研究尚不完善。研究储气库天然气压差发电注采流程并进行仿真模拟，可以促进压差发电工艺技术在储气库的应用落地，也是压差发电机组与储气库耦合运行的前提与基础。
针对天然气压差发电技术问题，近30年来，国内外学者已经进行了大量的研究。目前，天然气压差发电技术已十分成熟，在减压站、配气站、高压管道及净化厂等地均已实现应用[2-4]。上述应用场地主要为天然气站场，天然气的压力较低，而储气库在采气生产时的压力非常高。因此，天然气压差发电技术在储气库中的应用还需结合实际情况来开展具体分析。在井口天然气压差发电方面，学者们设计了多种压差发电系统，研究了采用不同膨胀机类型与排布方式下井口天然气压差发电的可行性，在储气库天然气压差发电方面开展了压力能分析及可实现性理论分析[5]。本研究针对储气库天然气压差发电可行性问题，开展了储气库天然气压差发电注采流程分析与仿真模拟研究，分析天然气压差发电影响因素、降压运行方式、分流运行方式及不同嵌入方式下的压差发电运行结果及参数变化情况，为储气库系统低碳运行优化研究奠定基础。
天然气压差发电机组主要是在采气阶段应用，因此，机组嵌入后与嵌入前的注气工艺一致。本研究分别对注采站单台机组嵌入、注采站双台机组嵌入、井口机组嵌入、井场机组嵌入及联合发电系统嵌入5种方式下的压差发电工艺流程进行分析。
注采站天然气压差发电分为单台机组与双台机组两种嵌入方式[6]。工艺流程如图1所示。天然气压差发电机组通常存在功率上限，当采出气可利用压力能超过机组所能回收的最大限度时，可采用降压运行方式或分流运行方式来保障机组的安全稳定运行[7-10]。
天然气压差发电机组既可置于单井井口处，还可置于井场处。井口与井场嵌入方式工艺流程分别如图2（a）和图2（b）所示。在储气库中，储层天然气被采出时通常携带少量水或烃组分，应当控制机组排气压力，避免因降压后天然气温度低于水合物生成温度而造成堵塞现象[11-12]。
由于储气库采出天然气中可能含水，当在井场进行压差发电后，虽然通过控制排气压力可间接控制排气温度，以防止水合物生成，但排气温度可能会低于水露点而导致出现凝液[13-15]。对于上述井口或井场嵌入方式下的压差发电工艺，其凝液可在注采站通过脱水系统进行脱除。对于联合嵌入方式下的压差发电工艺，由于天然气会进入注采站内的压差发电机组进行降压发电，为避免膨胀机进气中混入凝液，应在注采站内压差发电机组的进气前端设置分离器，用于分离天然气中的凝液，其工艺流程如图3所示。
储气库压差发电仿真模型（采用联合嵌入方式）如图4所示。以国内某储气库和CRYOSTAR公司生产的压差发电机组为例，对工艺模拟边界和机组运行边界进行控制，开展天然气压差发电机组运行影响因素分析，对比分析两种运行方式和不同嵌入方式下压差发电运行的结果与参数变化。
以注采站单台嵌入式压差发电工艺为例，进行不同工况下的数据试算，探究膨胀机出口温度和产生电量的变化规律。影响因素包括天然气进气流量、进气压力、进气温度、排气压力。采用某储气库采气运行数据为基准进行模拟，其流量为750000 m3/h，压力为16 MPa，温度为62 ℃，最小排气压力为7.2 MPa，膨胀机等熵效率取80%，传动效率取95%，发电机效率取95%。模拟结果如图5所示。
为了探究注采站单台与双台嵌入方式下压差发电工艺的模拟结果与参数变化情况，本研究从某储气库74天的采气数据中挑选出7组数据进行模拟分析，分别命名为工况1~工况7。其中，工况1~工况5代表各个时期的典型采气情况，工况6、工况7代表高峰时期的采气情况。整个采气过程的采出气压力为13~18 MPa，采气温度为50~62 ℃，需要调压阀进行调节的压力差可达6~11 MPa。
注采站单台与双台嵌入方式下的模拟结果如图6（a）与图6（b）所示。对于单台嵌入方式，工况1~工况5均未进行分流，工况6与工况7的分流比例为0.89与0.68。对于双台嵌入方式，通过均匀分配进气流量，避免了超过最大发电功率运行的风险。工况6与工况7的所有压力能均被回收利用，工况7的总发电功率为22089.63 kW。这两种嵌入方式下的进气参数及排气压差是相同的，其中工况5的压差最小。由分析结果可知，膨胀后的排气温度相对较高，但无论哪种方式，其排气温度均低于水合物的生成温度，可通过换热器进行升温。从图6（c）与图6（d）可以看出，天然气经过膨胀机降压后焓值降低，熵值增大，即膨胀降压过程并非理想等熵过程。
根据得到的压差发电功率及进出口焓值与熵值计算结果，计算注采站单台与双台嵌入方式下的压差发电工艺能效，结果如图7所示。对于工况1~工况5，这两种方式均实现了压力能的充分回收，其净发电量、系统㶲损失及㶲效率均相同，净发电量为（3.48~9.23）×108 kJ/d，系统㶲损失为（1.37~3.57）×108 kJ/d，系统㶲效率均高于70 %。对于工况6与工况7，单台嵌入方式未完全回收利用其压力能；而在双台嵌入方式下，压力能回收效果良好。其中工况7的净发电量高达19.08×108 kJ/d。
进气压力对发电功率存在影响。对于单台嵌入方式，在高峰采气工况6与工况7下，除了进行分流运行外，还可以采取降压运行方式，利用调压阀对进气压力进行控制以保障机组的安全运行。在工况6下，降压值为1.91 MPa，天然气温度降低3.30 ℃，最终机组发电功率为14991.95 kW，未超过机组的最大发电功率15000 kW。在工况7下，需要降压5.66 MPa，温度降低7.66 ℃，发电功率为14993.57 kW。由此可见，对于注采站单台机组嵌入方式，可采取分流运行与降压运行这两种策略来保障机组的安全运行，系统㶲效率分别为71.19%与72.01%。
通过仿真模拟得到压力变化和流量变化下的机组运行与开关机匹配结果，如图8所示。图8中的阴影部分表示仅需开启单台压差发电机组即可回收所有压力能，空白部分表示需要开启两台压差发电机组或采取降压运行方式与分流运行方式来避免机组在超功率负荷下运行。当进气压力为机组最大进气压力时，单台压差发电机组可回收流量约为2140×104 m3/d，当进气流量为最大调峰采气量时，单机组可回收压力约为14.06 MPa。结合对现场采气参数的计量监测及图8所示，可实现注采站压差发电机组的运行方式与开关机合理切换，优化天然气压差发电机组运行效果。
为探究井口与井场嵌入方式下储气库天然气压差发电工艺模拟结果与参数变化情况，以图9所示的地面井场拓扑结构进行分析。图9中S8-L8-1等为单井井号，S表示井场，L表示储气区，S8-L8-1即表示连接S8井场与L8储气区的1号单井。该井场共从3个储气区进行采气，其中连接L8储气区的单井为1口，连接L9储气区的单井为4口，连接L10储气区的单井共2口。
井口嵌入方式下压差发电功率及其排气压力与排气温度的模拟结果如图10所示。采气期总发电功率为7426.7 kW，其中次年3月总发电功率最小，为889.3 kW，12月总发电功率最大，为1909.4 kW。按照单井对比，S8-L10-1井总发电功率最大，为1324.76 kW。
根据工艺模拟与机组运行边界控制的结果，当集气温度高于20 ℃时，不存在水合物形成的条件。从图10（b）中可以看到，为了最大程度地回收各单井的压力能，在11月、12月及次年3月的采气过程中，S8-L10-1单井所嵌入压差发电机组的排气温度接近20 ℃。此时，单井排气压力设置为9.9 MPa、9.3 MPa与8.4 MPa。采出气到达注采站时的最小设计管输压力为8.0 MPa，因此，在次年1月与2月的采气期间，排气压力设置为8.1 MPa。S8-L8-1单井的排气温度最小，为22.40 ℃与22.98 ℃，高于水合物生成温度。经过整理计算，各井口嵌入机组的发电能效结果如图11所示。采气阶段的总净发电量为64166.66×104 kJ/d，总系统㶲损为24642.47×104 kJ/d，压差发电系统㶲效率高于72%，各时期净发电量与系统㶲损变化规律与发电功率变化一致。
井场嵌入方式下压差发电功率及运行能效结果如图12所示。采气期总发电功率为7174.82 kW，相比井口嵌入机组的发电功率减少了251.88 kW，减幅约为3.4 %，这是由于当天然气到达井场时，单井采出的天然气需要通过调压阀降至同一压力，从而导致部分压力能未被利用。但井场嵌入方式比井口嵌入方式少投入6台机组，在低碳效益相近的情况下，显著节约了投入成本及后续维修保养成本。各月份压差发电系统㶲效率均高于72%，采气期的总净发电量为54306.87×104 kJ/d，总系统㶲损为24642.47×104 kJ/d，各时期净发电量与系统㶲损的规律与发电功率的情况一致。机组排气参数及管道末端参数情况如图13所示，为最大程度回收各单井的压力能，在采气的11月、12月及次年3月，压差发电机组排气温度均接近20 ℃。此时，井场排气压力分别为9.9 MPa、8.2 MPa与8.4 MPa。而在次年采气的1月与2月，排气压力均设置为下限压力8.1 MPa，机组排气温度及管道末端温度均高于水合物生成温度。
为探究井场与注采站联合嵌入方式下储气库天然气压差发电工艺模拟结果与参数变化情况，以图14所示的井场拓扑结构进行分析。图14中，共有8个井场（S2~S8、S11），一个注采站（S1）。
联合嵌入方式仿真结果如图15所示，采气期的总发电功率为70695.29 kW，其中压差发电机组的总发电功率最大，为14863 kW。在8个井场中，11号井场所嵌入机组的总发电功率最大，为8953.92 kW。结合图15（a）与15（b）可知，11月井场嵌入机组的排气压力为9.9 MPa，相比于其他采气月，此时注采站的压力差最大。次年1月井场嵌入机组的排气压力为8.9 MPa，在注采站的压力差方面小于11月，但在采气量方面高于11月，因此11月和1月注采站嵌入机组的发电功率大小接近。11月与次年3月注采站嵌入机组的排气温度低于20 ℃，需换热升温，其他月份则不需要。
天然气在井场进行压差发电时，虽然通过控制排气温度避免了水合物的生成，但在低温低压的环境下容易形成天然气凝液。因此，天然气在进入注采站所嵌入的压差发电机组前，应通过分离器将天然气凝液去除。分离出的天然气凝液质量流量及其占比如图15（d）所示，从11月至次年3月均有天然气凝液生成，其质量流量为830~1416 kg/h，仅占总采气质量流量的0.071%~0.166%，对储气库调峰工作影响较小。联合嵌入方式下各节点的净发电量与系统㶲损失如图16所示，采气期的净发电量为61.30×108 kJ/d，系统㶲效率为72%。
1） 开展了储气库天然气压差发电注采流程分析与仿真模拟研究，分析了储气库系统结构与嵌入压差发电后的注采流程，提出了注采站单台嵌入、注采站双台嵌入、井口嵌入、井场嵌入及联合发电嵌入5种方式，同时明确了降压运行与分流运行两种运行方式。
2） 通过算例分析，在注采站单台嵌入方式下，分流运行方式的分流比例为0.89与0.68，降压运行方式的压降值为1.91 MPa与5.66 MPa。采气生产参数变化下的机组运行与开关机匹配结果显示，最大进气压力下单机组可回收流量约为2140×104 m3/d，最大调峰采气量下单机组可回收压力约为14.06 MPa。双台嵌入方式下的总发电功率达到了22089.63 kW，系统㶲效率超过70%。
3） 在井口与井场嵌入方式下，井口嵌入方式的总发电功率为7426.7 kW。相比之下，井场嵌入方式仅比井口嵌入方式减少251.88 kW，减幅为3.4%，但机组投入量减少6台，节约了成本。在联合嵌入方式下，总发电功率为70695.29 kW，其中注采站嵌入机组的总发电功率最大，为14863 kW，部分月份注采站嵌入机组的排气温度低于20 ℃，分离出的天然气凝液质量分数为0.071%~0.166%，对储气库调峰的影响较小。此外，联合嵌入方式的系统㶲效率约为72%。
4） 在储气库采气过程中，采出气参数值随采气工作的进行而降低。通过调整机组的运行方式，可降低机组运行磨损，减少后期维护次数与维护成本。同时通过对采气生产参数变化下的机组运行与开关机匹配分析，可实现注采站压差发电机组的运行方式与开关机合理切换，优化天然气压差发电机组的运行效果。
2025, Vol. 54 Issue (1): 69-77 2025, Vol. 54 Issue (1): 69-77