天然气膨胀压差发电系统的制作方法 专利技术说明

发动机及配件附件的制造及其应用技术1.本技术涉及天然气运输技术领域，具体涉及一种天然气膨胀压差发电系统。背景技术：2.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，但气源距离主要用气城市较远，因此我国天然气输送多采用高压长输管道。天然气从高压管道进入城市管网系统前要进行调压，如果调压过程并未利用管网压力能，则将白白浪费大量的能量。3.因此，通常利用膨胀压差发电技术将气田中天然气采集输送过程中的压力能转换为电能，其原理是用膨胀机代替调压阀对高压天然气降压，使其达到输送压力的要求，并利用高压天然气自身自由膨胀产生的机械能驱动发电机发电。4.但随着气田开采年限的增加，产气量、压力、温度等运行参数必将发生较大波动，继续采用目前单一发电形式的膨胀压差发电系统可能使管道出口的天然气温度降至天然气水露点以下，造成天然气中水分析出，甚至结冰而发生冰堵等严重安全事故，导致不能对天然气的压力能进行最大限度的回收利用，造成了能量的浪费。技术实现要素：5.针对上述问题，本发明提供了一种天然气膨胀压差发电系统，以充分地利用天然气的压力能。6.本技术具体采用如下技术方案：7.一种天然气膨胀压差发电系统，所述系统包括自动监控控制子系统和膨胀压差发电子系统；8.在运行时，所述膨胀压差发电子系统处于第一发电模式、第二发电模式、第三发电模式和第四发电模式中的一种状态，其中不同的发电模式具有各自对应的运行条件，同时不同的发电模式下生产的产品组合不同，每个所述产品组合包括电能、液化天然气和压缩天然气中的至少一种；9.所述自动监控控制子系统用于：获取上游天然气的运行参数信息，根据所述运行参数信息判断出满足运行条件的发电模式，并将所述膨胀压差发电子系统设置为相应的发电模式，其中若符合所述运行条件的发电模式有多个，则根据所述运行参数信息确定所述多个发电系统中每个发电系统的运行效益，将所述膨胀压差发电子系统设置为运行效益最高的发电模式。10.可选地，所述膨胀压差发电子系统包括第一膨胀机、第二膨胀机、压缩机、第一换热器、第二换热器、第一发电机、第二发电机、进气汇管、第一流动支管、第二流动支管、第三流动支管、第一出气汇管、第二出气汇管、第一集气管、第二集气管、第三集气管和变速箱；11.所述进气汇管用于接收并输送上游的天然气；12.所述第一流动支管、所述第二流动支管和所述第三流动支管的进气端分别连接到所述进气汇管；13.所述第一膨胀机连接在所述第二流动支管中；14.所述压缩机连接在所述第三流动支管中；15.所述第一膨胀机、所述变速箱和所述压缩机通过主转轴顺次连接而共轴，所述变速箱的输出轴连接所述第一发电机；16.所述第一换热器的第一进气口与所述第二流动支管的出气端连接，第二进气口与所述第一流动支管的出气端连接，第一出气口通过第一出气汇管与所述第二换热器的第一进气口连接，第二出气口通过第一集气管与所述第二膨胀机的进气口连接；17.所述第二膨胀机的出气口通过第二集气管与第一储气罐连接，所述第二膨胀机的转轴与所述第二发电机连接；18.所述第二换热器的第二进气口与所述第三流动支管的出气端连接，第一出气口通过第三集气管与第二储气罐连接，第二出气口连接第二出气汇管的进气端；19.所述第一流动支管、所述第二流动支管和所述第三流动支管的进气端分别设有第一阀门、第二阀门和第三阀门；20.所述第一阀门、所述第二阀门和所述第三阀门的开闭状态由所述自动监控控制子系统控制。21.可选地，当所述第一阀门处于打开状态，所述第二阀门和所述第三阀门处于关闭状态时，所述膨胀压差发电子系统处于所述第一发电模式，所述第一发电模式下生产的产品组合为电能；22.当所述第一阀门和所述第二阀门处于打开状态，所述第三阀门处于关闭状态时，所述膨胀压差发电子系统处于所述第二发电模式，所述第二发电模式下生产的产品组合为电能和液化天然气；23.当所述第二阀门和所述第三阀门处于打开状态，所述第一阀门处于关闭状态时，所述膨胀压差发电子系统处于所述第三发电模式，所述第三发电模式下生产的产品组合为电能和压缩天然气；24.当所述第一阀门、所述第二阀门和所述第三阀门处于打开状态时，所述膨胀压差发电子系统处于所述第四发电模式，所述第四发电模式下生产的产品组合为电能、液化天然气和压缩天然气。25.可选地，所述第一发电模式的运行条件为：所述第一膨胀机的出口温度高于天然气水露点5℃以上；26.所述第二发电模式的运行条件为：所述第一换热器的冷源出口温度高于天然气水露点5℃以上，且所述第二膨胀机的出口温度低于当前压力下天然气的液化温度；27.所述第三发电模式的运行条件为：所述第二换热器的冷源出口温度高于天然气水露点5℃以上，且所述第一膨胀机的发电量大于所述压缩机的耗电量；28.所述第四发电模式的运行条件为：所述第二换热器的冷源出口温度高于天然气水露点5℃以上，且所述第二膨胀机的出口温度低于当前压力下天然气的液化温度，同时所述第一膨胀机的发电量大于所述压缩机的耗电量。29.可选地，所述自动监控控制子系统包括：总压力表、第一温度传感器、总流量计、plc控制设备、计算机；30.所述总压力表、所述第一温度传感器、所述总流量计设置在所述进气汇管的进气端，均与所述计算机电连接，分别用于测量所述上游天然气的压力值、温度值和流量值，所述上游天然气的运行参数信息包括所述压力值、所述温度值和所述流量值；31.所述计算机用于获取所述上游天然气的运行参数信息，根据所述运行参数信息确定符合运行条件且运行效益最高的发电系统，并向所述plc控制设备发送控制信息，所述控制信息用于指示plc控制设备将所述膨胀压差发电子系统设置为相应的发电模式；32.所述第一阀门、所述第二阀门和所述第三阀门均与所述plc控制设备电连接；33.所述plc控制设备与所述计算机电连接，用于接收所述计算机发送的控制信息，并根据所述控制信息控制所述第一阀门、所述第二阀门和所述第三阀门的开关状态，以将所述膨胀压差发电子系统设置为不同的发电模式。34.可选地，所述自动监控控制子系统还包括电路保护装置和蓄电池，所述蓄电池用于对所述自动监控控制子系统供电，所述电路保护装置用于保护所述自动监控控制子系统。35.可选地，所述进气汇管的进气端还设有干燥器。36.可选地，所述第一流动支管、第二流动支管和第三流动支管上分别设有第一流量计、第二流量计和第三流量计。37.可选地，所述第一流动支管、所述第二流动支管、所述第三流动支管、所述第一出气汇管、所述第二出气汇管、所述第一集气管、所述第二集气管和所述第三集气管上均设有止回阀，所述止回阀用于防止天然气回流。38.可选地，所述第二流动支管、所述第三流动支管和所述第一集气管上均设有压力表。39.本发明实施例的有益效果至少在于：40.本发明提供的天然气膨胀压差发电系统包括自动监控控制子系统和膨胀压差发电子系统。其中，膨胀压差发电子系统具有产品组合不同的四种发电模式，自动监控控制子系统可根据上游天然气的运行参数信息将膨胀压差发电子系统设置为符合运行条件且运行效益最高的发电模式。该发电系统适用于上游天然气的气量、压力、温度等运行参数发生较大波动的情况，可确保管道出口的天然气温度不会降至天然气水露点以下，实现对天然气的压力能最大限度的回收利用。附图说明41.为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。42.图1为本发明实施例提供的天然气膨胀压差发电系统的结构示意图；43.图2为本发明实施例提供的膨胀压差发电子系统处于第一发电模式时的示意图；44.图3为本发明实施例提供的膨胀压差发电子系统处于第二发电模式时的示意图；45.图4为本发明实施例提供的膨胀压差发电子系统处于第三发电模式时的示意图；46.图5为本发明实施例提供的膨胀压差发电子系统处于第四发电模式时的示意图。47.其中，附图标记分别表示：48.1-第一膨胀机；2-第二膨胀机；3-压缩机；4-第一换热器；5-第二换热器；6-第一发电机；7-第二发电机；8-进气汇管；9-第一流动支管；10-第二流动支管；11-第三流动支管；12-第一出气汇管；13-第二出气汇管；14-第一集气管；15-第二集气管；16-第三集气管；17-主转轴；18-变速箱；19-第一储气罐；20-第二储气罐；21-第一阀门；22-第二阀门；23-第三阀门；24-第四阀门；25-干燥器；26-总压力表；27-第一温度传感器；28-总流量计；29-plc控制设备；30-计算机；31-电路保护装置；32-蓄电池；33-第一流量计；34-第二流量计；35-第三流量计；36-第二温度传感器；37-第三温度传感器。具体实施方式49.为了使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明作进一步地详细描述，显然，所描述的实施例只是本发明一部份实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。50.本技术实施例提供了一种天然气膨胀压差发电系统，该系统包括自动监控控制子系统和膨胀压差发电子系统；51.在运行时，膨胀压差发电子系统处于第一发电模式、第二发电模式、第三发电模式和第四发电模式中的一种状态，其中不同的发电模式具有各自对应的运行条件，同时不同的发电模式下生产的产品组合不同，每个产品组合包括电能、液化天然气和压缩天然气中的至少一种。52.自动监控控制子系统用于获取上游天然气的运行参数信息，根据该运行参数信息判断出满足运行条件的发电模式，并将膨胀压差发电子系统设置为相应的发电模式，其中若符合运行条件的发电模式有多个，则根据运行参数信息确定多个发电系统中每个发电系统的运行效益，将膨胀压差发电子系统设置为运行效益最高的发电模式。53.本技术提供的天然气膨胀压差发电系统兼具多种发电模式，不同的发电模式下生产的产品组合不同，产品组合包括电能、液化天然气和压缩天然气中的至少一种。自动监控控制子系统可根据上游天然气的运行参数确定出符合运行条件且运行效益最高的发电模式，并自动设置为该发电模式。该发电系统适用于上游天然气的气量、压力、温度等运行参数发生较大波动的情况，从而确保管道出口的天然气温度不会降至天然气水露点以下，实现对天然气的压力能最大限度的回收利用。54.可选地，如图1所示，膨胀压差发电子系统包括第一膨胀机1、第二膨胀机2、压缩机3、第一换热器4、第二换热器5、第一发电机6、第二发电机7、进气汇管8、第一流动支管9、第二流动支管10、第三流动支管11、第一出气汇管12、第二出气汇管13、第一集气管14、第二集气管15、第三集气管16和变速箱18。55.膨胀机的作用是利用气体在膨胀机内进行绝热膨胀对外做功消耗气体本身的内能，使气体的压力和温度大幅度降低，从而达到制冷与降温的目的。本领域内，用于天然气膨胀发电的膨胀机主要有螺杆膨胀机和透平膨胀机两种类型，本技术实施例中，第一膨胀机1和第二膨胀机2优选为透平膨胀机。56.换热器是将热流体(液体或者气体)的部分热量传递给冷流体(液体或者气体)的设备。在使用时，让具有温度差的两股流体从换热器的不同管道通过，由于存在温度差，基于热平衡规律——高温物体的热量向低温物体传递，两股流体之间会发生热交换，原本温度较高流体的温度会有所降低，原本温度较低流体的温度会有所升高。57.通常地，换热器具有两组进、出气口，一组为冷源进气口和出气口，另一组为热源进气口和出气口，也即两个进气口和两个出气口。常见的换热器类型有浮头式换热器、固定管板式换热器、u形管板换热器、板式换热器等，本技术实施例中，可根据实际情况来确定第一换热器4、第二换热器5的类型。本技术实施例中，第一换热器4和第二换热器5均具有两个进气口和两个出气口，其中，第一进气口和第一出气口为一组，第二进气口和第二出气口为一组。58.压缩机是一种将低压气体提升为高压气体的流体机械。它从吸气管吸入低温低压的气体，通过电机运转带动活塞对其进行压缩后，向排气管排出高温高压的气体。常见的压缩机类型有活塞压缩机，螺杆压缩机，离心压缩机，直线压缩机等，本技术实施例中，可根据实际情况来确定压缩机3的类型。59.其中，进气汇管8用于接收并输送上游的天然气。60.第一流动支管9、第二流动支管10和第三流动支管11的进气端分别连接到述进气汇管8，也即，流入进气汇管8的上游天然气可以向三个流动支管流动。61.第一膨胀机1连接在第二流动支管10中。62.压缩机3连接在第三流动支管11中。63.第一膨胀机1、变速箱18和压缩机3通过主转轴17顺次连接而共轴，变速箱18的输出轴连接第一发电机6。64.天然气进入第一膨胀机1内自由膨胀，在膨胀过程中其内能降低，同时对外输出做功，通过主转轴17带动压缩机3运转压缩天然气、带动发电机6发电。同时设置变速箱18可以方便地调节发电机6转子轴的转速，以适应不同的情况。65.第一换热器4的第一进气口与述第二流动支管10的出气端连接，第二进气口与第一流动支管9的出气端连接，第一出气口通过第一出气汇管12与所述第二换热器5的第一进气口连接，第二出气口通过第一集气管14与第二膨胀机2的进气口连接。66.第二膨胀机2的出气口通过第二集气管15与第一储气罐19连接，第二膨胀机2的转轴与第二发电机7连接。67.设置第一储气罐19是为了当切换到相应的发电模式后，对产生的相应气体产品进行收集和储存。68.第二换热器5的第二进气口与第三流动支管11的出气端连接，第一出气口通过第三集气管16与第二储气罐20连接，第二出气口连接第二出气汇管13的进气端。69.设置第二储气罐20是为了当设置到相应的发电模式后，对产生的相应气体产品进行收集和储存。70.第一流动支管9、第二流动支管10和第三流动支管11的进气端分别设有第一阀门21、第二阀门22和第三阀门23。第一阀门21、第二阀门22和第三阀门23的开闭状态由自动监控控制子系统控制。71.设置上述阀门，通过控制阀门的开闭状态来控制三条流动支管内是否有天然气流通，从而将膨胀压差发电子系统设置为不同的发电模式。同时，由于这些阀门的开闭状态均由自动监控控制子系统所控制，从而可以自动地将膨胀压差发电子系统设置为满足运行条件且运行效益最高的发电模式。72.可选地，当第一阀门21处于打开状态，第二阀门22和第三阀门23处于关闭状态时，膨胀压差发电子系统处于第一发电模式，该发电模式下，膨胀压差发电子系统生产的产品组合为电能。下面将结合图2对第一发电模式的发电原理和产品进行说明，其中颜色较深的部件为该发电模式对应的组成部分：73.如图2所示，当第一阀门21处于打开状态，第二阀门22和第三阀门23处于关闭状态时，进气汇管8内的天然气只有一条流动路径，即只能进入第二流动支管10内。当天然气进入第一膨胀机1后，气体自由膨胀，在膨胀过程中其内能降低，同时对外输出做功，进而第一膨胀机1运转，并通过主转轴17带动第一发电机6发电，产生电能。变速箱18可以方便地调节第一发电机6转子轴的转速，以适应不同的情况。74.经过第一膨胀机1膨胀后的天然气依次流经第一出气汇管12、第二出气汇管13，最后向下游输送符合要求的天然气。75.需要说明的是，第一发电模式的组成部分不包括压缩机3，为了防止第一膨胀机1运转带动第一发电机6的同时也带动压缩机3运转，本技术实施例中，主转轴17和压缩机3之间可设置联轴器进行连接(图2中未示出)，当将膨胀压差发电子系统设置为第一发电模式时，联轴器会发生过载而自动脱开，从而主转轴17无法将机械能传递给压缩机3。76.同时还需要说明的是，尽管经第一膨胀机1膨胀后的天然气流入第一出气汇管12后会经过第一换热器4，但由于只有这一股天然气流入第一换热器4内，因此，该股天然气在第一换热器4内不会发生热交换，也就是说，在第一发电模式下，第一换热器4仅作为气体的流动通道，而不会使天然气的温度发生变化。77.当第一阀门21和第二阀门22处于打开状态，第三阀门23处于关闭状态时，膨胀压差发电子系统处于第二发电模式，在该发电模式下，膨胀压差发电子系统生产的产品组合为电能和lng(液化天然气)。下面将结合图3对第二发电模式的发电原理和产品进行说明，其中颜色较深的部件为该发电模式对应的组成部分：78.如图3所示，当第一阀门21和第二阀门22处于打开状态，第三阀门23处于关闭状态时，流入进气汇管8内的天然气分为两股，第一股天然气流入第一流动支管9内，第二股天然气流入第二流动支管10内。79.第二股天然气进入第一膨胀机1后，气体自由膨胀，在膨胀过程中其内能降低，同时对外输出做功，进而第一膨胀机2运转，带动第一发电机6发电，产生电能。80.经过第一膨胀机1膨胀后的第二股天然气作为冷源，通过第一换热器4的第一进气口进入到第一换热器4内，同时流入第一流动支管9内的第一股天然气作为热源，通过第一换热器4的第二进气口进入到第一换热器4内，两股具有温度差的天然气在第一换热器4内发生热交换，换热后，第一股天然气的温度降低，第二股天然气的温度升高。81.换热后的第一股天然气从第一换热器4的第二出气口流入第一集气管14，并在第二膨胀机2内进行自由膨胀，在膨胀过程中其内能降低，同时对外输出做功，进而第二膨胀机2运转，从而带动第二发电机14发电，产生电能。膨胀后的第一股天然气的温度降低且低于天然气液化温度，从而全部液化，生成lng(液化天然气)，最后通过第一储气罐19进行收集和储存。82.换热后的第二股天然气通过第一换热器4的第一出气口流入至第一出气汇管12，并通过第二出气汇管13向下游输送天然气。83.需要说明的是，第二发电模式的组成部分不包括压缩机3，为了防止第一膨胀机1运转带动第一发电机6的同时也带动压缩机3运转，本技术实施例中，主转轴17和压缩机3之间可设置联轴器进行连接(图3中未示出)，当将膨胀压差发电子系统设置为第二发电模式时，联轴器会发生过载而自动脱开，从而主转轴17无法将机械能传递给压缩机3。84.同时还需要说明的是，第二发电模式的组成部分也不包括第二换热器5。尽管经换热后的第二股天然气会流经第二换热器5，但由于仅有第二股天然气，而没有其它股天然气进入第二换热器5内，因此，第二股天然气在第二换热器5不会发生热交换，也就是说，在第二发电模式下，第二换热器5仅相当于天然气输送管道，而不会使天然气的温度发生变化。85.当第二阀门22和第三阀门23处于打开状态，第一阀门21处于关闭状态时，膨胀压差发电子系统处于第三发电模式，在该发电模式下，膨胀压差发电子系统生产的产品组合为电能和cng(压缩天然气)。下面将结合图4对第三发电模式的发电原理和产品进行说明，其中颜色较深的部件为该发电模式对应的组成部分：86.如图4所示，当第二阀门22和第三阀门23处于打开状态，第一阀门21处于关闭状态时，流入进气汇管8内的天然气分为两股，第一股天然气流入第二流动支管10内，第二股天然气流入第三流动支管11内。87.第一股天然气进入第一膨胀机1后，气体自由膨胀，在膨胀过程中其内能降低，同时对外输出做功，进而第一膨胀机1运转，带动第一发电机6发电，产生电能。与此同时，主转轴17也会将机械能传递给压缩机3，进而压缩机3对进入第三流动支管11的第二股天然气进行压缩，以升高天然气的压力。88.压缩后的第二股天然气作为热源，从第二换热器5的第二进气口进入第二换热器5内，膨胀后的第一股天然气作为冷源，从第二换热器5的第一进气口进入第二换热器5内，两股具有温差的天然气在第二换热器5内发生热交换。89.换热后的第二股天然气温度降低，形成cng(压缩天然气)，经第二换热器5的第二出气口流入至第二集气罐20内进行收集和储存。90.换热后的第一股天然气温度升高，经第二换热器5的第一出气口流入至第二出气汇管13内，向下游输送。91.需要说明的是，第三发电模式的组成部分包括压缩机3，当膨胀压差发电子系统处于第三发电模式时，联轴器不会发生过载而脱开，从而当第一膨胀机1运转时，可通过主转轴17带动压缩机3运转，从而对天然气进行压缩，以产生cng(压缩天然气)。92.同时，还需要说明的是，第三发电模式的组成部分不包括第一换热器4，尽管膨胀后的第一股天然气流经第一换热器4，但由于仅有第一股天然气，而没有其它股天然气进入第一换热器4内，因此，第一股天然气在第一换热器4内不会发生热交换，也就是说，在第三发电模式下，第一换热器4仅相当于天然气输送管道，而不会使天然气温度发生变化。93.当第一阀门21、第二阀门22和第三阀门23处于打开状态时，膨胀压差发电子系统处于第四发电模式，在该发电模式下，膨胀压差发电子系统生产的产品组合为电能、液化天然气和压缩天然气。下面将结合图5对第四发电模式的发电原理和产品进行说明，其中颜色较深的部件为该发电模式对应的组成部分：94.如图5所示，当第一阀门21、第二阀门22和第三阀门23处于打开状态时，流入进气汇管8内的天然气分为三股，第一股天然气流入第一流动支管9内，第二股天然气流入第二流动支管10内，第三股天然气流入第二流动支管11内。95.流入第二动支管10内的第二股天然气进入第一膨胀机1后，气体自由膨胀，在膨胀过程中其内能降低，同时对外输出做功，进而第一膨胀机2运转，带动第一发电机6发电，产生电能。96.经过第一膨胀机1膨胀后的第二股天然气作为冷源，通过第一换热器4的第一进气口进入到第一换热器4内，同时进入第一流动支管9内的第一股天然气作为热源，通过第一换热器4的第二进气口进入到第一换热器4内，两股具有温度差的天然气在第一换热器4内发生热交换，换热后，第一股天然气温度降低，第二股天然气温度升高。97.经第一换热器4换热后的第一股天然气从第一换热器4的第二出气口流入至第一集气管14，并在第二膨胀机2内进行自由膨胀，在膨胀过程中其内能降低，同时对外输出做功，进而第二膨胀机2运转，从而带动第二发电机14发电，产生电能。膨胀后的第一股天然气的温度降低且低于天然气液化温度，从而全部液化，生成lng(液化天然气)，最后通过第一储气罐19进行收集和储存。98.同时，在第二股天然气在第一膨胀机1内自由膨胀时，主转轴17传递也会将机械能传递给压缩机3，进而压缩机3对第二股天然气进行压缩，以升高天然气的压力。99.压缩后的第二股天然气作为热源，从第二换热器5的第二进气口进入第二换热器5内，经第一换热器4换热后的第一股天然气作为冷源，从第二换热器5的第一进气口进入第二换热器5内，两股具有温差的天然气在第二换热器5内发生热交换，换热后，第二股天然气温度降低，第一股天然气温度升高，形成了cng(压缩天然气)。100.经第二换热器5换热后的第一股天然气从第二换热器5的第一出气口流出，经第三集气管16进入第二储气罐20内储存。101.经第二换热器5换热后的第二股天然气，经第二换热器5的第二出流入至第二出气汇管13内，向下游输送。102.需要说明的是，第四发电模式的组成部分包括压缩机3，当膨胀压差发电子系统处于第四发电模式时，联轴器不会发生过载而脱开，从而当第一膨胀机1运转时，可通过主转轴17带动压缩机3运转，从而对天然气进行压缩，以产生cng(压缩天然气)。103.可选地，如图1所示，自动监控控制子系统包括：总压力表26、第一温度传感器27、总流量计28、plc控制设备29、计算机30。104.其中，总压力表26、第一温度传感器27、总流量计28设置在进气汇管8的进气端，均与计算机30电连接，分别用于测量上游天然气的压力值、温度值和流量值，上述压力值、温度值和流量值构成上游天然气的运行参数信息，进而根据这些运行参数信息可以确定出符合运行条件的发电模式。105.可选地，第一发电模式的运行条件为：第一膨胀机1的出口温度高于天然气水露点5℃以上，从而可保证在该发电模式下，系统的出口温度不过低，防止发生结冰等安全事故。106.第二发电模式的运行条件为：第一换热器4的冷源出口温度高于天然气水露点5℃以上，从而保证在该发电模式下，系统的出口温度不过低，防止发生结冰等安全事故。而且第二膨胀机2的出口温度还要低于当前压力下天然气的液化温度，从而保证天然气的温度降至液化温度，以获得lng(液化天然气)。107.第三发电模式的运行条件为：第二换热器5的冷源出口温度高于天然气水露点5℃以上，从而可保证在该发电模式下，系统的出口温度不过低，防止发生结冰等安全事故。而且第一膨胀机1的发电量还要大于压缩机3的耗电量，从而保证发电系统产生足够的电能，既能提供压缩机产生cng(压缩天然气)所需的电能，又能产生额外的电能。108.第四发电模式的运行条件为：第二换热器5的冷源出口温度高于天然气水露点5℃以上，从而可保证在该发电模式下，系统的出口温度不过低，防止发生结冰等安全事故。而且第二膨胀机2的出口温度还需低于当前压力下天然气的液化温度，从而保证天然气的温度降至液化温度，以获得lng(液化天然气)。同时第一膨胀机1的发电量还需大于压缩机3的耗电量，从而保证发电系统产生足够的电能，既能提供压缩机产生cng(压缩天然气)所需的电能，又能产生额外的电能。109.也就是说，每种发电模式的运行条件要保证在当前的天然运行参数下，既能保障系统的出口温度不过低，防止发生结冰等安全事故，还要保证每种发电模式能够产生相应的产品。110.需要说明的是，天然气的水露点以及天然气的液化温度可以在天然气从上游输送过来时直接获得。111.计算机30用于获取上游天然气的运行参数信息，根据该运行参数信息确定符合运行条件且经济效益最高的发电模式，并向plc控制设备29发送控制信息，该控制信息用于指示plc控制设备将膨胀压差发电子系统设置为相应的发电模式。112.plc控制设备29与计算机30电连接，用于接收计算机30发送的控制信息，从而将膨胀压差发电子系统设置为相应的发电模式。113.可选地，第一阀门21、第二阀门22和第三阀门23均与plc控制设备29电连接，plc控制设备29根据计算机发送的控制信息来控制第一阀门21、第二阀门22和第三阀门23的开关状态，以将膨胀压差发电子系统设置为相应的发电模式。114.可选地，自动监控控制子系统还包括电路保护装置31和蓄电池32。当电路发生故障时，电路保护装置31可以使自动监控控制子系统处于断路状态，以起到保护作用。蓄电池32可以为自动监控控制子系统供电，从而解决电网距离较远无法供电的问题。115.可选地，进气汇管8的进气端还可设有干燥器25，从而可以对来自上游的天然气进行干燥，以保证后续测量的天然气温度、流量和压力的准确性。116.可选地，第一流动支管9、第二流动支管10和第三流动支管11上还可分别设有第一流量计33、第二流量计34和第三流量计35，从而可方便地获知每个流动支路上天然气的流量，以更好地控制整个发电系统。117.可选地，第一流动支管9、第二流动支管10、第三流动支管11、第一出气汇管12、第二出气汇管13、第一集气管14、第二集气管15和第三集气管16上还可设置止回阀，该止回阀用于防止天然气回流。118.可选地，第二流动支管10、第三流动支管11和第一集气管14上还可设置压力表，以方便地对各个支路上的天然气压力值进行监控。119.可选地，如图1所示，第二出气汇管13的出气端连接到进气汇管8的出气端，也即第二出气汇管13内的天然气可通过进气汇管8输送给下游。120.可选地，如图1所示，进气汇管8的出气端上可设有第四阀门24，当第四阀门24处于关闭状态时，可以使进气汇管8内的天然气来气向流动支管流动。当第四阀门24处于打开状态，而其余阀门均处于关闭状态时，可以使天然气顺通地通过进气汇管8，从而获得天然气的上游运行参数信息，同时也不会使整个系统处于憋压状态。121.为了防止给下游输送的天然气在管道出口的温度低于天然气水露点而发生结冰等事故，需要关注进气汇管8出口处天然气的温度，因此，如图1所示，在第二出气汇管13和进气汇管8交汇后的管路上可设有第二温度传感器36，从而可以方便地对进气汇管8出口处天然气的温度进行监控。122.类似地，由于第二集气管15主要用于收集lng(液化天然气)，需要关注第二集气管15出口处天然气的温度，因此，如图1所示，可在第二集气管15上设置第三温度传感器37，从而可以方便地对第二集气管15出口处天然气的温度进行监控。123.下面对本技术提供的天然气膨胀压差发电系统的工作方法步骤进行说明：124.步骤一：启动整个系统内的所有设备，包括压力表、温度传感器、流量计、计算机和plc控制设备等。125.步骤二：上游天然气来气进入第一进气汇管，然后经过第一进气汇管上的总压力表、第一温度传感器和总流量计，从而可以测得上游天然气来气的总流量、压力和温度，上述参数数据传输至计算机内。126.需说明的是，在测定上游天然气的运行参数时，为了防止阀门关闭造成管道憋压事故，plc控制设备仅控制第一进气汇管上的第四阀门开启，也即是在测定上游天然气的运行参数时，除第四阀门以外，其它阀门均设置为关闭状态，使天然气来气暂时从第一进气汇管输送，从而测出天然气的压力、温度、流量计。127.步骤三：计算机根据获取的上游天然气来气的总流量、压力和温度数据，以及四个发电模式各自对应的运行条件，确定出当前符合运行条件的发电模式。128.具体地，本技术实施例利用以下原理来判断四个发电模式是否符合其各自的运行条件：129.通过式(1)计算出膨胀机产生或压缩机消耗的机械功。[0130][0131]式中，w为膨胀机产生的机械功率或压缩机消耗的机械功，kw·h；k为天然气等熵指数，在此取1.33；p1为膨胀机或压缩机入口的压力，kw，其值通过进气汇管上的总压力表可以测得；p2为膨胀机或压缩机出口的压力，kw；v1为膨胀机或压缩机入口的体积流量，m3/d，p2和v1值是在上游天然气进入发电系统后，根据具体情况相应地设置的，也就是说，在不同发电模式下，进入每个流动支管内的气体流量，以及膨胀机或压缩机出口的压力都是人为设定的。[0132]进而根据上述得到的膨胀机产生或压缩机消耗的机械功可以得到膨胀机或压缩机进出口的焓差。[0133][0134]式中，δh为膨胀机或压缩机进出口的焓差，kj/kg；q为进入膨胀机或压缩机天然气的体积流量，m3/d；ρ为进入膨胀机或压缩机天然气的密度，kg/m3。[0135]根据上述焓差可以计算出膨胀机或压缩机进口温度和出口温度的差值。[0136]δt＝t2-t1＝c×δhꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ(3)[0137]式中，δt为膨胀机或压缩机进口温度和出口温度的差值，k；t1为膨胀机或压缩机的进口温度，k；t2为膨胀机或压缩机的出口温度，k；c为天然气的定压比热容，kj/(kg·k)。[0138]进而可以计算出膨胀机或压缩机出口的温度：[0139]t2＝t1-δtꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ(4)[0140]换热器的出口温度计算方式为：[0141]ch×mh×(t2,h-t1,h)＝cc×mc×(t2,c-t1,c)ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ(5)[0142]式中，ch为热源的定压比热容，kj/(kg·k)；cc为冷源的定压比热容，kj/(kg·k)；mh为热源的质量，kg；mc为冷源的质量，kg；t1,h为热源的入口温度，k；t2,h为热源的出口温度，k；t1,c为冷源的入口温度，k；t2,c为冷源的出口温度，k。其中，ch和cc值可以在天然气从上游输送过来时直接获得。[0143]对于第一发电模式而言，主要根据式(1)、(2)和(3)来判断是否符合运行条件，其中的t1为上游来气的温度。[0144]对于第二发电模式而言，主要根据式(5)来判断是否符合运行条件。[0145]由于需要考虑的条件有两个，因此，需先假定满足其中一个条件，然后判断在该条件成立下，另一个条件是否满足。这里假定第一换热器的冷源出口温度为(天然气水露点+5)℃，也即第一换热器的冷源出口温度为已知量。[0146]对于式(5)，由于每条流动支路内的气体体积流量是人为设定的，即每条流动支路内的气体体积流量为已知的，从而可以计算出mh(热源质量)和mc(冷源质量)。[0147]t1,h为热源的入口温度，即上游天然气来气的温度，可通过进气汇管上的第一温度传感器测得。[0148]t1,c为冷源的入口温度，即第一膨胀机的出口温度，该温度可以根据式(1)、(2)和(3)计算得到。[0149]t2,c为冷源的出口温度，即第一换热器的冷源出口温度，这里假定其大小为(天然气水露点+5)℃。[0150]t2,h为热源的出口温度，即第一换热器的热源出口温度，利用式(5)可以计算出第一换热器的热源的出口温度t2,h。[0151]第一换热器的热源出口温度值作为第二膨胀机的进口温度，进而根据式(1)、(2)和(3)可得到第二膨胀机的出口温度，如果该出口温度低于天然气的液化温度，则表示在当前天然气的运行参数下，既能保证系统的出口温度不过低，又能产生液化天然气，符合第二发电模式的运行条件，否则，第二膨胀机的出口温度不低于天然气的液化温度，不符合第二发电模式的运行条件。[0152]对于第三发电模式而言，要根据式(1)、(2)和(3)来判断是否符合运行条件。[0153]由于需要考虑的条件有两个，因此，需先假定满足其中一个条件，然后判断在该条件成立下，另一个条件是否满足。这里假定第一膨胀机的出口温度为(天然气水露点+5)℃，也即第一膨胀机的出口温度为已知量。[0154]利用式(1)、(2)和(3)可以计算出第一膨胀机产生的机械功，进而可以计算出第一膨胀机的发电量：[0155]wfd＝w×η1ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ(6)[0156]式中，wfd为第一膨胀机的发电量，kw·h；η1为第一膨胀机的机械效率，％。[0157]利用式(1)可以计算出压缩机消耗的机械功，进而可以计算出压缩机的耗电量：[0158]whd＝w×η2ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ(7)[0159]式中，whd为压缩机的耗电量，kw·h；η2为压缩机的机械效率，％。[0160]比较第一膨胀机的发电量wfd和压缩机的耗电量whd的大小，如果wfd大于whd，则表示在满足第一膨胀机出口温度高于天然气水露点5℃的条件下，第一膨胀机的发电量大于压缩机产生cng(压缩天然气)所消耗的电量，符合第三发电模式的运行条件。否则，如果wfd小于whd，则不符合第三发电模式的运行条件。[0161]对于第四发电模式而言，主要根据式(1)-(7)来判断是否符合运行条件。[0162]该发电模式需考虑的条件有三个，因此需先假定其中一个条件成立，然后再判断在该条件下另两个条件是否成立。由于第四发电模式相当于以上三种发电模式的组合，因此，其判定方法与上述三种模式类似，具体可参照上述，这里不再赘述。[0163]计算机依据上述计算原理，确定当前符合运行条件的发电模式，如果仅有一种发电模式符合运行条件，则plc控制设备直接将膨胀压差发电子系统设置为该发电模式；如果有多种发电模式符合运行条件，则计算机根据天然气的运行参数，并结合当地工业用电的电价、lng(液化天然气)、cng(压缩天然气)的利润单价，分别计算出各个发电模式下膨胀压差发电子系统的运行效益，从而plc控制设备将膨胀压差发电子系统设置为运行效益最高的发电模式。[0164]下面对计算各个发电模式下膨胀压差发电子系统的运行效益的原理进行说明：[0165]比较多种发电模式的经济效益，即是比较每种发电模式下的产品所带来的利润。[0166]膨胀机发电量wfd或压缩机耗电量whd的计算方法参照上述式(6)和(7)。[0167]系统每天发电量的总利润为：[0168]m1＝(wfd-whd)×c1[0169]式中，m1为系统每天产生电量的总利润，元/d；wfd为系统内的膨胀机每天所产生的电量，kw·h；mhd为系统内压缩机每天的耗电量，kw·h；c1为当地工业用电单价，元/度(1度＝1kw·h)。[0170]系统每天生产lng(液化天然气)的总利润为：[0171]m2＝q1×ρ×c2/1000[0172]式中，m2为系统每天生产lng(液化天然气)的总利润，元/d；q1为第一流动支路内的天然气体积流量，m3/d；ρ为天然气密度，kg/m3；c2为当地工业lng利润单价，元/t。[0173]其中，q1值可以通过设置在第一流动支路上的第一流量计测得。[0174]系统每天生产cng(压缩天然气)的总利润为：[0175]m3＝q3×c3[0176]式中，m3为系统每天生产cng产品的总利润，元/d；q3为第三流动支路内的天然气体积流量，m3/d；ρ为天然气密度，kg/m3；c3为当地工业cng产品单价，元/t。[0177]其中，q3值可以通过设置在第三流动支路上的第三流量计测得。[0178]系统每天的总利润：[0179]m＝m1+m2+m3[0180]式中，m为系统每天的总利润，元/d。[0181]对于第一发电模式，其产品只有电能，因此，在计算系统每天的总利润时只需考虑第一膨胀机的发电量。[0182]对于第二发电模式，其产品有电能和液化天然气，在计算系统每天的总利润时，要考虑系统内膨胀机的发电量和液化天然气的产量，并且由于该发电模式下，系统内的膨胀机包括第一膨胀机和第二膨胀机，因此应当计算的是两个膨胀机的总发电量。[0183]对于第三发电模式，其产品有电能和压缩天然气，在计算系统每天的总利润时，要考虑第一膨胀机的发电量、压缩机的耗电量以及压缩天然气的产量。[0184]对于第四发电模式，其产品有电能、液化天然气和压缩天然气，在计算系统每天的总利润时，要考虑系统内膨胀机的发电量(即第一膨胀机和第二膨胀机总发电量)、压缩机的耗电量、液化天然气的产量以及压缩天然气的产量。[0185]步骤四：计算机将判断结果反馈给plc控制设备，plc控制设备控制相应阀门的开闭，以将膨胀压差发电子系统设置为相应的发电模式。[0186]本发明提供了一种天然气膨胀压差发电系统，该系统包括自动监控控制子系统和膨胀压差发电子系统。其中，膨胀压差发电子系统具有四种发电模式，不同的发电模式下生产的产品组合不同，产品组合包括电能、液化天然气和压缩天然气中的至少一种。自动监控控制子系统可以根据上游天然气的运行参数确定出符合运行条件且运行效益最高的发电模式，并自动将膨胀压差发电子系统设置为该发电模式。该发电系统适用于上游天然气的气量、压力、温度等运行参数发生较大波动的情况，可确保管道出口的天然气温度不会降至天然气水露点以下，实现对天然气的压力能最大限度的回收利用。[0187]实施例[0188]为使本发明内容更明显易懂，下面用一个具体实施例来阐述本技术提供的天然气膨胀压差发电系统的运行方法。[0189]已知上游天然气来气的密度为122.451kg/m3，定压比热容2.51kj/(kg·k)。[0190]步骤一：将本系统全部设备启动、全部机器开机。[0191]步骤二：上游天然气来气进入整个系统，首先经过天然气干燥器去除气体中的水分，然后经过总压力表、总流量计、第一温度传感器等设备的测量，得到一系列参数：来气量为100×104m3/d、膨胀机和压缩机进口压力20mpa、膨胀机出口压力3mpa、压缩机出口压力22mpa、膨胀机和压缩机的进口温度30℃等，并将数据传输到计算机中。[0192]步骤三：计算机先根据步骤二中的数据，计算出膨胀机、压缩机出口温度、换热器出口温度等，再判断出符合运行条件的发电模式。下面对具体计算方法和判断依据进行详细说明。[0193](1)第一发电模式：当处于该发电模式时，计算得到整个系统出口温度即第一膨胀机的出口温度为-73.6℃，未能满足高于天然气水露点5℃以上(≥10℃)的条件，具体参数见表1，因此不能采取该发电模式。[0194]表1[0195]名称值机械功w750.67kw·h焓差δh-41.27kj/kg温差δt-103.6℃系统出口温度-73.6℃[0196](2)第二发电模式：当处于该发电模式时，设定整个系统出口温度即第一换热器的冷源出口温度为11℃，使其满足高于天然气水露点5℃以上(≥10℃)，经计算第二膨胀机的出口温度为-93.77℃，满足低于当前压力3mpa下天然气的液化温度-80℃的条件，具体参数见表2，也就是说，满足第二发电模式的运行条件，因此可以采取该发电模式。[0197]表2[0198]名称值第一发电机发电量w1377.67kw·h第二发电机发电量w2378.85kw·h总机械功w756.52kw·h焓差δh-79.73kj/kg温差δt-105.13℃第二膨胀机出口温度-93.77℃系统出口温度11℃[0199](3)第三发电模式：当处于该发电模式时，设定整个系统出口温度即第二换热器的冷源出口温度为11℃，使其满足高于天然气水露点5℃以上(≥10℃)的条件。通过计算得到第一膨胀机的发电量为566.495kw·h，大于压缩机的耗电量51.88kw·h，具体参数见表3，也就是说，满足第三发电模式运行的条件，因此可以采取该发电模式。[0200]表3[0201][0202][0203](4)第四发电模式：当处于该发电模式时，设定整个系统出口温度即第二换热器的冷源出口温度为11℃，使其满足高于天然气水露点5℃以上(≥10℃)，通过计算得出第二膨胀机的出口温度为-95.54℃，低于当前压力3mpa下天然气的液化温度-80℃，满足条件。同时计算得出第一膨胀机的发电量为377.67kw·h，大于压缩机的耗电量38.91kw·h，具体参数见表4，也就是说，满足第四发电模式的运行条件，因此可以采取该发电模式。[0204]表4[0205]名称值第一发电机发电量w1377.67kw·h第二发电机发电量w2120.82kw·h压缩机耗电量w338.91kw·h总机械功w459.58kw·h焓差δh-50.86kj/kg温差δt-47.5℃第二膨胀机出口温度-95.54℃系统出口温度11℃[0206]由此确定出第二、第三和第四发电模式三种符合运行条件的发电模式。进而再结合当地工业用电的电价0.55元/度(1度＝1kw·h)、lng(液化天然气)利润单价100元/t、cng(压缩天然气)利润单价1元/m3，分别计算三种发电模式下系统的总利润，第二、第三和第四发电模式的计算结果分别如表5、表6和表7所示。[0207]表5[0208]产品名称产量利润(元/天)总电能756.52kw·h9986.064lng73.946t7394.6总利润—17380.664[0209]表6[0210]产品名称产量利润(元/天)总电能514.615kw·h6792.918cng875.954m3875.954总利润—7668.854[0211]表7[0212]产品名称产量利润(元/天)总电能459.58kw·h6066.456lng122.341t12234.1cng1218.08m31218.08总利润—19518.702[0213]经比较，处于第四发电模式下，系统的总利润最多。[0214]步骤四：plc控制设备控制相应阀门的开闭，将膨胀压差发电子系统设置为第四发电模式。上游天然气来气分为三股进入膨胀压差发电子系统。[0215]进入第一流动支管的天然气命名为天然气ⅰ，控制气体流量为30×104m3/d该股天然气进入第一换热器1内充当热源。[0216]进入第二流动支管的天然气命名为天然气ⅱ控制气体流量为40×104m3/d，该股天然气进入第一膨胀机内自由膨胀，第一膨胀机运转通过主转轴带动压缩机运转，对天然气进行压缩而产生cng(压缩天然气)，同时带动第一发电机发电，产生电能。膨胀后的天然气ⅱ压力降为3mpa，温度降为-37℃，进入第一换热器内充当冷源。[0217]天然气ⅰ与天然气ⅱ两股天然气在第一换热器中进行换热。[0218]换热后的天然气ⅰ温度降为-12.9℃，压力仍为20mpa，进入第二膨胀机内进行二次膨胀，第二膨胀机运转驱动第二发电机发电，产生电能。膨胀后的天然气ⅰ压力降为3mpa，温度降为-91.5℃，低于天然气液化温度-80℃，液化得到lng(液化天然气)，最终由第一储气罐进行收集储存。[0219]换热后的天然气ⅱ温度升为-10.9℃，作为冷源进入第二换热器内。[0220]进入第三流动支管的天然气命名为天然气ⅲ，控制气体流量为30×104m3/d，该股天然气进入压缩机进行加压，压缩后的天然气ⅲ温度升为76.4℃，压力升为22mpa。接着作为热源进入第二换热器内。[0221]天然气ⅱ和天然气ⅲ两股天然气在第二换热器中换热。换热后的天然气ⅲ降温至55.2℃，得到cng(压缩天然气)，最终由第二储气罐进行收集储存。换热后的天然气ⅱ温度升至13℃，压力仍是3mpa，满足管道输送温度要求(≥10℃)，最终通过第二出气汇管输送给下游。[0222]在本技术中，在本技术中，术语“第一”、“第二”、“第三”、“第四”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。术语“多个”指两个或两个以上，除非另有明确的限定。[0223]本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的本技术后，将容易想到本技术的其它实施方案。本技术旨在涵盖本技术的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本技术的一般性原理并包括本技术未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的。[0224]应当理解的是，本技术并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本技术的范围仅由所附的权利要求来限制。









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