天然气管网中蕴含的巨大压力能长期未被有效利用。在天然气从高压管网向中下游减压的过程中，压力能通过泄放消散。若能回收利用，这部分能量有望成为重要的清洁能源来源。然而，传统的天然气压差发电长期受制于一个关键难题：天然气膨胀降压后温度迅速下降，气体中的水分易结冰，引发冰堵，影响系统稳定运行。为应对此问题，行业通常采用燃气加热炉等外部热源进行加热，但这不仅增加成本，也带来额外碳排放，难以满足低碳发展的要求。中国科学院工程热物理研究所自2013年起在国内率先开展天然气压差发电研究。经过十余年持续攻关，团队提出零碳复温天然气压差发电新原理，突破高效紧凑式换热器、高膨胀比膨胀机、变工况运行控制等关键技术，形成覆盖系统设计、核心装备、集成控制的研发设计体系，为零碳复温系统落地提供了技术支撑。 2021年12月，该所与中科九朗能源科技公司在山东淄博建成国内首套300千瓦天然气压差发电示范项目。项目已稳定运行超过四年，最高年发电量达240万度，每年节约复温用天然气8万标方，实现二氧化碳减排1985吨，验证了技术的可行性与经济性。基于这一实践基础，自2022年起，两家单位在国际上率先启动零碳复温天然气压差发电系统研制工作。 经过三年多集中攻关，国际首套零碳复温天然气压差发电系统研制成功。其核心创新在于采用原创性的零碳复温流程，在不额外消耗天然气和电能的情况下对出口天然气进行复温，摆脱外部热源依赖。系统在冬季工况下实现零燃料、零外部补热条件下出口温度保持在0摄氏度以上，属国际首次。 曲阜项目充分利用当地天然气分输站的压差资源。在中石化天然气分公司、济宁市能源局、国家电网山东省电力公司等单位支持下，系统顺利并网发电。系统最高功率达500千瓦，年发电量超过330万度，相比淄博示范项目继续提升。另外，系统核心装备及工艺实现100%自主化，摆脱对进口设备的依赖，表明了我国在能源装备领域的自主研发能力。 系统并网后实现电网调控与天然气管网的协同运行。发电优先保障天然气场站自用，余电上网，既满足场站用能需求，也向社会提供清洁电力。系统采用高安全等级设计，各项指标符合对应的标准规范，兼顾天然气保供与运行安全。 这一突破具有广泛应用前景。我国天然气管网分布广、减压站数量多，压力能资源规模可观。若推动天然气门站逐步改造为零碳发电站，可将原本被浪费的压力能转化为清洁电能，并推进天然气场站零碳化运营，为实现国家“双碳”目标提供支撑。
在全球能源转型加速的背景下，这项技术为“压力能回收+零碳复温”提供了可落地的路径，也为“双碳”目标提供了现实可行的解决方案；其成果凝结了科研团队十余年的持续攻关，展示了我国在绿色能源关键技术上的创新能力。随着更多原创技术加快应用推广，中国有望以技术创新持续推动能源体系向更清洁、更高效方向演进。