摘要
和电力系统相似，燃气也是高压输气，低压用气，调压器是城镇燃气输配系统的关键设备。高压门站将长输管线的高压燃气通过调压器多级减压后将中压燃气输入城区，然后由各个区域调压站或调压箱进一步将中压燃气减压至低压燃气送入千家万户和其他燃烧设备。
高压天然气蕴藏着非常丰富的压缩势能（物理能），粗略估算，6.0MPa的高压燃气储存的能量每亿立方米可以释放大约0.1739亿千瓦时的能量；根据国家统计局数据显示，2020年，中国天然气表观消费量为3259.1亿立方米；如果全部发电蕴含着约566.8亿千瓦时；单单西气东输Ⅰ线、Ⅱ线由8.0MPa调整至0.4MPa，每年即可回收60.5亿千瓦时，相当于小浪底年发电量的1.2倍。这些高压燃气蕴含的能量都在千千万万个调压器的减压的过程中以制冷的方式（冷量）白白损耗。本文将介绍一种燃气物理能透平发电技术助力碳中和——燃气恒压差涵道涡轮发电机，该技术目前处于全球行业领先地位。
行业背景及现状
1963年，我国敷设了第一条长距离供气管道，即巴县-重庆供气管道。2001年西气东输管道的建设，拉开了我国天然气管道大规模建设的序幕。截止到2012年底，我国已建天然气管道约5.6万公里，形成了由西气东输系统、陕京线系统、川气东送系统为骨架的横跨东西、纵贯南北、连通海外的全国性供气网络，“西气东输、海气登陆、就近外供”的供气格局已基本形成，干线管网总输气能力超过1500亿方/年。
西一线：干线起自新疆轮南，止于上海市白鹤镇，长3839公里，管径1016 毫米，设计压力10MPa，设计输量170亿方/年。2003年10月东段建成投产，2004年12月西段建成投产。
西二线：包括为1干8支。干线起自新疆霍尔果斯，止于广东广州，长4918公里，管径1219毫米，设计压力12/10MPa，设计输量300亿方/年；支线长约3760公里。2009年12月干线西段及靖边联络线投产；2012年底全线投产。
陕京一线：起自陕西靖边首站，止于北京市石景山区衙门口末站，干线长约846公里，管径660毫米，设计压力6.3MPa，设计输量30亿方/年。1997年建成投产。
陕京二线：起自陕西省靖边首站，止于北京市通州区通州末站，长约980公里，管径1016毫米，设计压力10MPa，设计输量170亿方/年。2005年建成投产。
陕京三线：起自陕西省榆林首站，止于北京市昌平区西沙屯末站，大体并行陕京二线，长约1000公里，管径1016毫米，设计压力10MPa，设计输量150亿方/年。2010年底建成投产。
川气东送管道：干线西起川东北普光首站，东至上海末站，管道干线自西向东途经四川、重庆、湖北、安徽、江苏、浙江、上海五省二市，长约1700km，管径1016毫米，设计压力10MPa，设计输量120亿方/年。2010年建成投产。
忠武线：干线起自重庆忠县，止于武汉末站，长约719公里，管径711毫米，设计压力7.0/6.3MPa，设计输量30亿方/年。
中卫-贵阳联络线：起自宁夏中卫首站，止于贵州贵阳末站，长约1613公里。该管道纵贯川渝管网，有4次连接。管径1016毫米，设计压力10MPa，设计输量150亿方/年。于2013年9月30日全线贯通。
中缅天然气管道：自云南瑞丽入境，止于广西贵港，长约1727公里。该管道在贵阳与中贵线连接，在贵港与西二线南宁支干线连接。管径1016毫米，设计压力10MPa，设计输量120亿方/年。于2013年9月30日全线贯通。
2012年12月3日，国家发展改革委印发了《天然气发展“十二五”规划》，提出：按照统筹规划两种资源、分步实施、远近结合、保障安全、适度超前的原则，加快天然气管网建设。
“十二五”期间，新建天然气管道(含支线)4.4万公里，新增干线管输能力约1500亿方/年。到“十二五”末，初步形成以西气东输、川气东送、陕京线和沿海主干道为大动脉，连接四大进口战略通道、主要生产区、消费区和储气库的全国主干管网，形成多气源供应，多方式调峰，平稳安全的供气格局。
近年来，主要由燃煤引起的中东部地区雾霾天气肆虐，严重威胁人民群众的身体健康，使用天然气可有效降低PM2.5，改善大气环境。2012年12月5日，环保部、国家发改委、财政部印发并获国务院批复了《重点区域大气污染防治“十二五”规划》。《规划》明确京津冀、长三角、珠三角等“三区十群”19个省份47个地级及以上城市为大气污染防治的重点区域，要求对火电、钢铁、石化、水泥、有色、化工等6大行业以及燃煤锅炉执行大气污染物特别排放限值，这为天然气发展带来了新的机遇。管道天然气作为清洁、高效的能源，需求量不断增加，目前出现了供不应求的局面。
在石油和煤消耗逐渐减少的情况下，天然气将成为人类向低碳能源过度时期的最重要化石能源。天然气作为一种具有高热值、污染小以及储量巨大的一次能源，得到了人们的广泛关注，并得到了迅速的发展，成为人类社会能源利用增长率最快的一种基本能源。中国作为一个能源消耗大国，以煤炭为主要能源消耗已经造成严重环境污染。为了扭转这种紧迫的局面，就必须大力发展天然气产业，推动天然气产业上、中、下游的迅速发展起来。我国天然气长输管道和世界上大多数国家一样也采用高压输气，如“陕京二线”、“西气东输”等的输气压力都达到了10MPa，从气田开采的大量纯天然气经长输管线送至城市，为配合城市各级输气管网的运行，需在门站内将燃气由高压（如长输管道设计压力为10MPa）降为较低压力（我国城镇燃气管道压力多为1.6-4.0MPa）。调压站一般采用直接将燃气通过节流阀降压降温（焦耳—汤姆逊效应），气体通过节流阀降压，会产生巨大冷量，甚至结冰造成冰堵，对燃气的安全运行带来极大隐患，特别是北方地区季节交替有时突如其来令人措手不及。对此，许多专家学者和运行管理技术人员都对此进行了大量的研究，并尝试了各种解决方法，同时发表了百余篇的论文（百度文库）
我们认真对近百余篇的论文进行了查阅、学习、分析，并对主要的解决措施进行了归纳总结，解决办法主要有以下几点：
1管道电伴热法
2燃气加热器法
3指挥器加热器法
4加装换热器法
5管道干燥法
6加入化学制剂抑制天然气水合物的形成
7降低调压撬前后压差法
显而易见，上述七种解决方法排除工艺和技术上不可行的，剩余的具备操作性可行的解决方法有一个共性，就是必须由外界输入能量。其配套投入和维护以及能源消耗成本不言而喻，这里不再赘述。
压力能国内外利用现状
随着天然气产业的迅速发展，我国加快了天然气管网的建设，长距离大口径高压力和网络化并逐步形成大型的供气系统已成为当前世界天然气输气管道发展的总趋势。国外长输管道压力大多在10MPa以上，我国“西气东输”和“陕京二线”等的输气压力也达到了10MPa。当管网压力10MPa，用户端压力0.8MPa时，可回收的最大压力能达359.12kJ/kg，这其中蕴含了巨大的压力能。例如高压天然气由4.0MPa降为0.4MPa时，以120×108m3/a的输气量计算，每年这样的管网可回收的最大压力能约3.5×1012kJ。如果能采用适当的方式回收利用这部分压力能，将能在很大程度上提高能源利用率和天然气管网运行的经济性。
目前常用的压力能回收方式包括压力能发电及压力能制冷两大类。日本用天然气压差发电来回收管道的压力能已实现并领先；欧美及俄罗斯国家利用管道压力能为液化天然气提供冷量的技术比较成熟。目前国内首个压力能利用项目—深圳燃气集团求雨岭压力能发电制冰项目为我国的压力能回收利用提供了典范；在压力能的其他利用方面，国内外均在开展相关技术的研究，但还尚未建设相应的回收装置。
国内有关单位应用膨胀机和螺杆机进行了发电尝试均未取得实战效果，主要表现在技术可行性不强，经济可行性差两大方面：即整体装置过于庞大、结构过于繁琐，需要对主体燃气管路进行改造，施工改造难道较大，发电效率低，不能连续运转，维修不便，同时会造成供气压力波动、震荡影响供气；再就是造价成本较高几乎无经济收益。
燃气恒压差涵道涡轮发电机结构及原理简介
我公司十七年磨一剑，发明了一项采用智能恒压差气体涵道涡轮电发技术，该技术能够持续给外界输送电力（并网发电），为门站的其他用电仪表、远传设施、办公、照明等等提供电能。
恒压涵道涡轮发电机的结构及工作原理：
恒压涵道涡轮发电机的结构如下：主要由恒压差控制总成、前端压力信号管、压力变送器、涵道涡轮发电机总成、显示控制器引线端子、末端恒压信号管等构成
恒压涵道涡轮发电机的恒压控制原理简述如下：压力变送器同时采集进口压力和出口压力信号，AD转换器将压力变送器的模拟信号进行数字化处理并送入电脑CPU进行运算；CPU根据出口压力变送器信号的变化判断是否打开或者关闭发电机的节流主阀口，并即刻发出指令，由精密数字执行器实时控制主阀口的开度，从而始终保持发电机的出口压力与预先设定的出口目标压力相一致，确保发电机进出口保持相对的恒压状态。强大的气流推动涵道涡轮发出电力。
将涡轮直接置于管道内可以吗？不可以。管道内部没有压差，涡轮不能旋转；还有就是通常大功率涡轮在发电工况下在管道内是一个阻力元件，形成极大的管网供气阻力!发电负荷随机变化导致涵道涡轮的旋转扭矩也随机改变，即发电量越大涡轮扭矩也越大，管网阻力越大，反之亦然，从而导致供气管网压力随机波动！影响正常安全供气！这一点也是目前该技术遇到的最为棘手的技术瓶颈！
涵道涡轮恒压智能发电机将涡轮嵌入在类似调压器节流阀口的涵道内部，这里气体的压差最大、流速最快，气体急剧膨胀推动涡轮旋转做功。
如上所述，主动恒压控制系统的CPU能够确保发电机高压气体的压力在毫秒级实现调节，保持出口压力恒定，而涵道涡轮位于发电机出口的前端，节流阀口的后端这样不会增大管网气阻!保障管网压力无波动，确保稳定供气!
恒压差涵道涡轮发电机出口压力与燃气流量的关系
恒压涵道涡轮发电机无异于一台燃气调压器；按照国标GB-27790-2011的描述，调压器是自动调节燃气出口压力，使其稳定在某一个压力范围的降压装置。就是说无论燃气流量负荷怎样变化，恒压涵道涡轮发电机出口压力应始终保持与设定的目标值相一致，静特性线就是调压器出口压力与流量之间的关系的数学描述，图中蓝色曲线就是恒压涵道涡轮发电机的静特性线，显而易见恒压涵道涡轮发电机的静特性线远远优于传统燃气调压器！
恒压差涵道涡轮发电机发电存储系统构成
下图是涵道涡轮恒压智能发电机智能发电存储及控制原理；电热带可以给燃气进口管道预热以缓解冰堵的形成，确保安全运行。（改发电系统亦可以实现并网发电）
恒压差涵道涡轮智能发电机技术应用前景展望
一、从能源构成看：天然气作为一次性洁净能源，消费结构的比重逐年递增。而且，随着我国城镇化的快速推进和全球日益突出的环境问题，天然气也会迎来一个发展高峰！
二、从燃气行业特点看：全球现有燃气调压站、调压箱（甚至门站）都有一个共同特点就是无人值守分散运行；各大燃气集团由过去的粗放型朝着精细化、数字化、物联网智能化转型；电力是制约当前调压场站物联网智能化、信息化建设的根本要素，要想实现场站远程物联网信息化改造，解决场站的供电是当务之急，否则一切将成为空谈！恒压涵道涡轮智能发电机技术完全利用管道燃气的内能进行发电，并且无需另外安装其他装备、也无需对现有管段进行改造、可行性强！能够圆满解决一切燃气场站的用电需求！
三、从市场契机看：随着新能源和电动车的普及推广，充电桩日显紧张，各大城市的高压门站、高压撬儿蕴含着十分丰富的电能！这将为燃气企业的增值服务助力，可以想象开发充电桩项目或并网发电成为可能。
四、从经济可行性和技术可行性看：燃气恒压差涵道涡轮发电机的成本仅仅相当一台进口调压器的价格。其施工与安装与调压器完全相同，无需对管路进行改造，极为便捷。
五、从长远的社会效益和经济效益来看：天然气降压过程中蕴藏着非常丰富的压缩势能，粗略估算，6.0MPa的高压燃气储存的能量每亿立方米可以释放大约0.1739亿千瓦时的能量；根据国家统计局数据显示，2020年，中国天然气表观消费量为3259.1亿立方米；如果全部发电蕴含着约566.8亿千瓦时；单单西气东输Ⅰ线、Ⅱ线由8.0MPa调整至0.4MPa，每年即可回收60.5亿千瓦时，相当于小浪底年发电量的1.2倍。
我们知道燃气长输干线通常运行压力平均也在6.0Mpa左右，可以想象如此高压需要消耗巨大的电能将燃气源源不断的由压缩机进行几次压缩输入高压管网系统，实际上这些消耗的巨大电能，无形之中已经转换成燃气的压缩势能（内能）储存在整个高、中、低压管网中。在燃气的应用中又被成千上万个门站、调压站、调压箱由调压器一级一级的进行减压送入发电厂、热力站、工业生产、乃至千家万户。同时又在无形之中被数万个调压器经过减压，形成制冷效应白白浪费了！（甚至造成冰堵危害安全运行）
可以想象一下，在千千万万个燃气调压器的调压过程中，假如将这些电能哪怕是50%进行回收利用，无论从经济效益还是社会效益以及环境保护等方面来讲，将是一件划时代的、有着十分重大的意义的举措！
六、从国家管网战略安全高度来看：与我国战略安全相关性较大。国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网公司）2019年12月9日在北京正式成立，标志着深化油气体制改革迈出关键一步。国家石油天然气管网集团有限公司由国务院国有资产监督管理委员会代表国务院履行出资人职责，列入国务院国有资产监督管理委员会履行出资人职责的企业名单，可见国家对能源大动脉的重视！从战略层面讲国家能源动脉安全稳定运行至关重要！那么必须具有先进技术的支撑，先进硬件设备的支撑。智能社会凭什么感知？管网大数据从何而来？必须依靠智能终端！而网络仅仅是桥梁！目前，所有燃气场站智能化的电力供应来源都过分依赖国家电网，电力保障对上述燃气场站的安全运行的影响可谓线长、面广！该技术属于自备电力系统，在长输管线及各个场站节点相对独立分布，大大提升了战略安全性和可靠性。而且，从根本上解决了偏远场站的配电问题！
七、从国家政策层面看：碳中和碳达峰是基本国策！国家将大力扶持节能、能源二次回收、人工智能、物联网及创新类科技项目；大力扶持社会公益类的、重大公共性、颠覆性技术的研究与开发。
参考文献：
01《城镇燃气设施冰堵及改善措施的探讨》 作者：黄骞，彭知军
02《天然气设备冰堵原因及防治措施》 作者：吕青楠
03《防止燃气调压器结冰的方法》 作者：易达春 蒋元杰 张建
04《探究天然气管道发生冰堵的原因及解决方案 》 作者：唐家旭
05《天然气管道冰堵原因分析及解堵方法研究》作者：李健，广芮妤，冯永超
06《管线冰堵预警及防治措施探讨》 作者：常鹏，李建阳，李大昕
07《基于防止燃气调压器结冰的方法分析》 作者：刘华芳
08《天然气管道冰堵原因分析及解堵方法研究》 作者：王希田，张鑫
09《天然气门站调压器冰堵故障分析》 作者：韩斌
