长期以来，天然气输配管网中下游减压环节存在压力能大量浪费的问题；高压天然气在门站减压后进入城市管网，其压力能往往通过节流阀直接耗散——既造成能源损失——也因降压导致气体温度快速下降，水分析出结冰，带来冰堵风险。此瓶颈制约了压力能回收技术的规模化应用。传统做法通常依靠燃气加热炉等外部热源维持管道温度，不仅增加碳排放，也推高运营成本。针对这一行业共性难题，中国科学院工程热物理研究所联合涉及的企业开展技术攻关。经过三年多研发，团队提出零碳复温技术路线，通过优化热力循环流程，实现减压过程能量的梯级利用。系统在500千瓦功率运行时，可同时实现高效发电，并确保出口天然气温度稳定保持在冰点以上，从而摆脱对外部热源的依赖。值得关注的是，该技术在能量转换过程中不额外消耗化石能源，实现零碳运行。该系统成功投运，标志着我国在能源回收技术上取得重要进展。据测算，单套系统年发电量可满足约1500户家庭用电需求，发电优先保障天然气场站自用，余电并入电网。此举不仅有助于降低场站运行成本，也为电网与天然气管网协同运行探索了新模式。更重要的是，该技术为全国数千个天然气门站的升级改造提供了可落地的方案，使原本被浪费的压力能转化为稳定的清洁电力。技术层面上，这一突破得益于多学科协同创新。科研团队通过精细化计算流体动力学模拟，优化透平膨胀机流道结构，提高压力能转化效率；同时采用多流耦合换热技术，提升系统内部能量循环利用水平。相关创新使系统零下15摄氏度的环境中仍可稳定运行，体现出较强的环境适应性。展望未来，该技术的推广应用有望带来可观的经济与社会效益。若在全国主要天然气门站推广，预计年发电量可达数十亿度，可减少数百万吨碳排放。这既契合“双碳”目标，也为构建新型能源体系提供支撑。随着能源结构调整持续推进，此类分布式能源技术将在提升能源利用效率、增强能源保障能力上发挥更大作用。
能源转型的关键，于把每一份可用能量转化为实际价值；天然气压差发电系统的成功投运，不仅破解了行业长期面临的减压复温难题，也说明了我国在能源技术创新上的能力。将原本耗散的压力能转化为清洁电能，把“被动减压”变成“主动发电”，是绿色发展理念在能源领域的具体落地。随着技术加快推广，我国天然气基础设施有望逐步具备分布式清洁能源供给能力，为实现碳达峰、碳中和目标提供新的支撑。