高压天然气管道压力能的回收与利用

液化天然气(lng)接收站项目的节能降耗措施液化天然气（LNG）接收站项目是一个重要的能源基础设施，为了提高其运营效率和环境可持续性，采取节能降耗措施是至关重要的。

以下是液化天然气接收站项目的一些常见的节能降耗措施。

1.设备优化：-选择高效设备：在液化天然气接收站中，例如压缩机、泵等关键设备的选型时，应优先选择能效较高的设备，以降低能源消耗。

-设备调整和维护：定期对设备进行检查、清洁和维护，确保其正常工作并提供最佳的效能。

合理调整设备参数，如流量、温度和压力，以减少能源损耗。

2.热回收利用：-利用余热：在液化天然气的过程中会产生大量的余热，可以通过热交换器将余热回收用于加热其他流体或水。

这样可以减少额外的能源消耗，并提高系统的热能利用效率。

-蒸汽发电：利用余热产生蒸汽，再通过蒸汽轮机发电，实现能源的再利用。

这种方式可以进一步提高系统的能源利用效率。

3.绝热和隔热：-绝热材料：在管道、储罐等设备上采用绝热材料进行包裹，减少能量的传导和散失，提高设备的热效率。

-隔热材料：在低温设备和管道上采用隔热材料进行保温，降低外界环境对系统冷却的影响，减少冷损耗和能源浪费。

4.自动化和智能控制：-自动化系统：通过引入自动化控制系统，实现对设备的精确控制和监测，避免能源的浪费和不必要的能耗。

-智能控制算法：应用先进的智能控制算法，对系统进行优化调整，以最大限度地减少能源消耗。

例如，根据实时需求调整设备的运行模式和负荷。

5.节能意识和培训：-培训与教育：为液化天然气接收站的工作人员提供节能意识和技能培训，使其了解节能的重要性，学习如何通过合理的操作和维护来降低能源消耗。

-节能宣传：组织节能宣传活动，提高员工和相关方对节能的重视程度，鼓励他们提出节能建议和创新思路。

6.监测与评估：-能源监测系统：安装能源监测系统，实时监测和分析液化天然气接收站的能源消耗情况。

通过监测数据，及时发现异常和问题，并采取相应的措施进行调整和改进。

天然气轻烃回收分析摘要：天然气是一种常见资源，其与人民群众日常生活及工业发展具有密切联系。

天然气中含有一定程度的丁烷、乙烷及烃类，故而为满足商品气与管输气对烃露点具有的各项要求，全面提高化学原料质量，有效回收天然气凝液或将其分离成丁烷及乙烷等，本文通过实际调查与分析文献资料，围绕天然气类型对轻烃回收产生的影响展开探讨，并重点对天然气轻烃回收目的及方法进行研究，以期可以为作业人员开展工作提供可靠依据。

关键词：轻烃回收；天然气；影响；方法引言：在社会对天然气的需求不断提高的背景下，由于轻烃回收是天然气处理与加工的重要内容，且能够对人民群众日常生活及工业发展产生直接影响，故而其逐渐受到社会关注。

由于天然气类型及数量等方面与轻烃回收经济性具有直接关系，故而为保障经济效益，必须充分明确天然气类型与轻烃回收之间的关系，明确轻烃目的，并结合规范要求及实际状况采取有效的轻烃回收方法，该点对工业发展具有积极的促进意义。

1.天然气类型对轻烃回收产生的影响通过实际调查可以发现，天然气可根据不同性质划分为三种类型，分别是伴生气、气藏气及凝析气，由于不同类型具有不同的组成部分，故而天然气类型对天然气中能够进行回收的烃类组成及数量具有决定性作用。

从现实角度出发，可发现气藏气的主要组成部分是甲烷，更重烃类及乙烷的含量相对较少，因此仅在气体中乙烷及更重烃类回收作为产品，且经济效益明显较高的情况下，才可进行轻烃回收。

针对我国青海、长庆等气区而言，其部分天然气属于干天然气，即天然气的乙烷及更重烃类的含量相对较少，故而在开展相应工作的过程中，必须严格做好技术经济论证，以此明确是否进行回收凝液[1]。

针对长庆气区及塔里木气区而言，其部分天然气属于湿天然气，即天然气含少量C5+重烃，因此为确保进入到输气管道内部的气体烃露点符合规范要求，必须对低温分离法进行科学利用，以此脱除少量的C5+重烃，该项措施的主要目的是对天然气的烃露点进行控制。

降低水露点抑制天然气水合物的生成前言由地层采出的天然气，通常处于被水饱和的状态。

处于液相状态的水，在天然气的集输过程中，通过分离器就可以使其从天然气中分离出来。

但天然气中含有的饱和水汽，就不能通过分离器分离。

水是天然气中有害无益的组分，因为天然气中水的存在，会降低天然气的热值和输气管道的输送能力；当温度降低或压力增加时，天然气中液相析出的水，在管道和设备中造成积液，不仅增加流动压降，甚至造成段塞流，还会加速天然气中酸性组分对管道和设备的腐蚀；液态水不仅在冰点时会结冰，而且，即使在天然气的温度高于水的冰点时，液态水还会与天然气中的一些气体组分生成水合物，严重时会堵塞井筒、阀门、管道和设备，影响输气管道的平稳供气和生产装置的正常运行。

天然气的水露点指标就是其饱和水汽含量的反映。

天然气水露点高，其水汽含量必然高。

因此，对于天然气，降低其水露点，无论对于管道输送或是符合商品气质要求，都具有重要的意义。

天然气水露点天然气的饱和水汽含量取决于天然气的温度、压力和气体组成等条件。

天然气含水汽量，通常用绝对湿度、相对湿度、水露点三种方法表示。

１绝对湿度每立方米天然气中所含水汽的克数，称为天然气的绝对湿度。

２相对湿度在一定条件下，天然气中可能含有的最大水汽量，即天然气与液态平衡时的含水汽量，称为天然气的饱和水汽含量。

在一定温度和压力条件下，天然气水汽含量与其在该条件下的饱和水汽含量的比值，称为天然气的相对湿度。

３水露点天然气的水露点是指在一定的压力条件下，天然气中开始出现第一滴水珠时的温度，也就是在该压力条件下与饱和水汽含量对应的温度值。

在ＧＢ１７８２０－１９９９《天然气》中，把水露点作为衡量商品天然气的一个指标。

在天然气的贸易交接计量时，常常要测定它。

在天然气管道输送过程中，更需要首先知道水露点的高低，因为它决定着能否正常输送。

在天然气处理装置中，常常有一个叫天然气烃水露点控制单元，它来控制和在线监测天然气水露点。

LNG加气站蒸发性气体分析及回收利用摘要：LNG加气站在保存和使用的过程中，液态的LNG受到外部以及其他热量影响，从而发生了气化现象，形成了存在于加气设备工艺中蒸发性气体。

由于加气站在设计建设过程中会出现种种原因，如果LNG蒸发产生的气体量很大的话，会引起储罐和管道等设备设施内部温度及压力增大，产生安全风险隐患，如果采取简单的气体放散方式处理，会使周边环境空气中混杂可燃性气体，不但造成了能源的浪费和环境的污染，还会威胁到加气站及周边地区的安全。

因此对蒸发性气体产生进行研究，对产生的放散量进行计算分析，从中寻找适合的回收利用工艺。

关键词：LNG 加气站蒸发性气体回收利用1.蒸发性气体产生原因LNG储存在低温储罐中，当需要使用时从储罐通过管道转移至潜液泵和增压器等设备设施，最后通过加气机进行完成销售。

虽然储罐和管道等设备在设计时本身都采用了低温绝热结构材质，但是由于太阳光照射、外界环境温度以及设备自身结构等因素影响，还会不可避免地进行热量交换，这是由于LNG具有低温性、易挥发等特性造成的，在存储时就会产生蒸发性气体。

特别是在LNG卸车和加气过程中会与外界环境存在接触现象，外界的温度也会随着LNG传入存储设备设施中，这也是导致蒸发性气体产生最重要的原因。

可总结归纳为以下四个方面：第一，储存设备设施会发生漏热现象；第二，卸车和加气操作过程中会产生的蒸发性气体；第三，LNG潜液泵在运行时也会产生的热量；第四，环境的大气压发生变化时等一些其他原因。

二、放散蒸发性气体量计算LNG加气站在实际运行中当蒸发性气体达到压力上限后对其采取放散处理，针对加气站在正常运营状态下产生的放散气体进行分析，根据GB150－2011附录B《超压泄放装置》的要求进行如下计算[1]：其中：表示为储罐需要放散气体量，单位为kg/h；表示为储罐罐体夹层的厚度，单位为m；表示为液态天然气的气化潜热，单位为kJ/kg；表示为LNG的饱和温度，单位为℃；表示为在常温条件下绝热材料的导热系数，单位为kJ/m·h·℃；表示为储罐的受热面积，单位为m2。

海上油田伴生气回收利用方法探讨摘要：目前，国内海上油田伴生气大部分是通过火炬放空，既浪费资源，又污染环境，亟待寻找一种回收利用的有效方法。

本文概述了已有的国内海、陆上油田伴生气回收方法，并对国外压缩天然气技术特点进行了分析，对今后油田伴生气的回收乃至深水小气田的开发具有一定的参考价值。

关键词：伴生气 回收利用 ＣＮＧ 运输ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００２－３０２ｘ．２００９．０３．００８中海石油（中国）有限公司发展规划部齐玉钗随着世界能源消耗的不断增长，天然气更凸显其重要性。

２００２年全球天然气产量为３２５００×１０８ｍ３，其中２．５％￣３％（约为８００×１０８￣１０００×１０８ｍ３）通过火炬白白燃烧掉了，相当于全球半个月或德国和法国的全年用气量。

据估计，未来２０年内世界对天然气的需求将以每年２．６％的速度递增，这一数字同比明显超过了石油及煤炭。

作为经营海上油气田勘探开发的中海石油（中国）有限公司，油田伴生气多为自用——供应于本油田电站、热站之用，其余部分用于火炬燃烧。

中海油２００７年天然气产量近６４×１０８ｍ３（主要为气田），火炬放空量约为５．５×１０８ｍ３，放空量占气产量的９％，远远超过全球放空量比例。

面对庞大的需求及浪费，如何有效回收油田伴生气成为我们关注的焦点。

一、我国海上油田伴生气放空现状表１列举了ＣＦＤ１１、ＰＬ１９－３两油田近两年的伴生气排放情况。

如ＰＬ１９－３油田，２００６年、２００７年天然气火炬放空量分别为１．４×１０８ｍ３、１．２×１０８ｍ３，占伴生气量的８３％、７２％。

若以气价１元／　ｍ３计，仅ＰＬ１９－３一个油田一年就浪费上亿元。

不仅如此，伴生气排放造成的环境污染也不容小视。

种种情况表明，伴生气回收已经成为摆在我们面前的一项艰巨的任务。

二、　海上油田伴生气回收利用情况近年来，伴生气回收利用备受关注。

燃气热泵工作原理一、引言燃气热泵是一种新型的能源利用技术，它将燃气作为能源，通过压缩制冷和蒸发换热的方式，将低温的空气中的热量提取出来，再通过压缩加热的方式将其升高至合适的温度水平，从而实现空调和供暖等功能。

本文将对燃气热泵的工作原理进行详细介绍。

二、基本原理燃气热泵是一种基于逆向卡诺循环原理的设备。

逆向卡诺循环是指在不断地对工质进行压缩和膨胀过程中，通过吸收和释放热量来实现能量转换。

其基本原理如下：1. 压缩过程：在低温环境下，通过电动机带动压缩机将工质（一般为制冷剂）压缩成高温高压状态。

2. 冷凝过程：经过压缩后的高温高压工质进入冷凝器，在这里与外界换热并放出大量的热量，从而使得工质温度降低。

3. 膨胀过程：经过冷凝器后的工质进入膨胀阀，由于膨胀阀的限制，工质压力急剧降低，从而使得工质温度和压力都降低。

4. 蒸发过程：在低温环境下，经过膨胀后的工质进入蒸发器，在这里与外界换热并吸收大量的热量，从而使得工质温度升高。

通过不断重复以上四个步骤，就可以实现能量的转换和传递。

三、燃气热泵的组成燃气热泵主要由以下几个部分组成：1. 压缩机：用于将制冷剂压缩成高温高压状态。

2. 冷凝器：用于将经过压缩后的高温高压制冷剂与外界换热并放出大量的热量。

3. 膨胀阀：用于限制制冷剂流速和降低其温度和压力。

4. 蒸发器：用于将经过膨胀后的制冷剂与外界换热并吸收大量的热量。

5. 燃气加热器：用于将燃气燃烧后产生的热量传递给制冷剂，从而使得其温度升高。

6. 控制系统：用于控制整个系统的运行和调节温度等参数。

四、工作流程燃气热泵的工作流程可以分为以下几个步骤：1. 燃气加热：首先，将燃气喷入加热器中进行燃烧，产生大量的热量。

这些热量通过管道传递给蒸发器中的制冷剂，使得其温度升高。

2. 压缩：经过加热后的制冷剂进入压缩机，在这里被压缩成高温高压状态。

这个过程需要消耗一定的能量。

3. 冷凝：经过压缩后的高温高压制冷剂进入冷凝器，在这里与外界换热并放出大量的热量，从而使得其温度降低。

BOG提氦工艺流程引言BOG（Boil-off Gas）提氦工艺是一种用于液化天然气（LNG）储罐中的液体气体回收和再利用的工艺。

在LNG储罐中，由于温度升高或压力变化等原因，会产生大量的液化天然气汽化气体，这些汽化气体通常被称为BOG。

BOG提氦工艺通过回收和再压缩这些BOG，将其转化为可再利用的液体天然气（LNG），从而实现能源的有效利用。

本文将详细描述BOG提氦工艺流程的步骤和流程，以确保流程清晰且实用。

BOG提氦工艺流程步骤1. BOG收集首先，在LNG储罐中设置BOG收集系统。

该系统由多个收集管道组成，这些管道分布在储罐底部和侧面。

当储罐内部压力升高时，液态天然气会通过这些管道进入收集系统。

2. BOG净化将收集到的BOG送入净化装置进行处理。

净化装置通常包括以下步骤：2.1 粗分离通过粗分离器将BOG中的液态天然气和气态天然气分离。

液态天然气返回LNG储罐进行再液化，而气态天然气则进一步处理。

2.2 CO2去除BOG中常含有一定量的二氧化碳（CO2），需要将其去除以提高液化效率。

通常采用吸收剂来吸附CO2，然后通过加热或减压等方式将其从吸附剂上解吸出来。

2.3 甲烷回收BOG中主要成分是甲烷，可以通过低温冷却和压缩等方式将其回收。

首先，将BOG 经过冷却器冷却至低温，使甲烷转化为液体状态。

然后，通过压缩机将液态甲烷压缩至适合再进入LNG储罐的压力。

3. BOG再利用经过净化处理的BOG可再利用于多个方面：3.1 LNG再液化净化后的液态天然气可以直接返回LNG储罐进行再液化，以补充LNG储罐内部的液体天然气。

3.2 燃气发电净化后的气态天然气可用于燃气发电，以提供电力供应。

这是BOG提氦工艺中常见的再利用方式之一。

3.3 气体压缩净化后的气态天然气可以通过压缩机将其压缩至更高压力，以便输送到其他地方供应给用户或进一步加工。

BOG提氦工艺流程示意图下图为BOG提氦工艺流程的示意图：结论BOG提氦工艺是一种有效回收和再利用液化天然气储罐中BOG的工艺。

车用CNG和LNG的比较（以2007年11月价格数据分析）天然气经过压缩到20MPa形成的高压天然气称为压缩天然气（CNG），CNG储存到高压钢瓶中，汽车以此做燃料的称为CNG汽车；天然气经过超低温深冷到-162℃形成的液态天然气称为液化天然气（LNG），LNG储存到低温储罐里，汽车以此做燃料的称为LNG汽车。

天然气加工成CNG、LNG 过程不同，以及存在形态上差不同，给CNG、LNG加注、储存和供应系统带来了一定的差异，但最终天然气都是以气态方式，经过调压阀调压至进入汽车发动机燃烧做功。

1、技术成熟度比较CNG利用历史长我国于1988年建成第一个CNG加气站，截止2006年底，我国已建成天然气汽车加气站730多座，改装CNG汽车近20万辆。

随着西气东输、川气东送等多条国家级天然气管道的铺设，合肥、南京、武汉、长沙CNG 汽车都在规模发展，CNG加气站和CNG环保汽车更是在全国爆发式的增长。

而第 20MPa CNG钢瓶组调压阀组减压 LNG储罐气化器（LNG变CNG 一个LNG汽车加气站于2002年12月在北京建成，经过2年的发展，目前全国LNG汽车不足700辆，仍处于试验阶段。

建站模式CNG汽车加气站主要有标准站和子母站两种形式。

标准站建在城市中高压管网首端，运行方便；CNG子站建在离母站几十公里范围内，气源有保障且可灵活布站。

LNG建站类似于CNG子母站形式，LNG加气站一般远离“母站”即LNG 液化厂，LNG气源目前仅能通过液体槽罐车从数千公里外的LNG液化厂公路运送到LNG加气站为汽车加气，导致气源安全保障性极差。

建站设备CNG压缩机、售气机、储气瓶等相关设备均国产化并达到国际先进水平，完全能满足行业需求。

国内LNG低温设备生产厂家较少，技术不成熟，LNG低温泵、阀门、售气机等都需要国外引进。

建站用地CNG加气工艺比LNG复杂，生产设备多，故占地面积较大，一般LNG 加气站用地约1000～1500m2,而CNG加气站用地面积约为1000～3000m2。

压缩天然气供应技术一、压缩天然气（CNG）供应压缩天然气（25MPa）约为标准状态下同质量天然气体积的1/250。

尽管压缩天然气能储密度比液化石油气和液化天然气低，然而作为汽车替代燃料或对难觅优质民用燃料的城市而言，由于压缩天然气生产工艺、技术、设备较简单，运输装卸方便，又在环境保护方面有明显优势，因此不失为值得选择的城镇燃气气源形式之一。

汽车使用的天然气，除高压压缩和杂质含量控制更严格以外，与民用和工业天然气无本质区别。

通常CNG 是压缩到20~25MPa的天然气，其辛烷值（在规定条件下与试样抗爆性相同时的标准燃料中所含异辛烷的体积百分数）在122 ~130 之间。

CNG供应系统是泛指以符合现行国家标准《天然气》GB17820之II类作为气源，在环境温度为-40~50 ℃时，经加压站净化、脱水、压缩至不大于25.0MPa；出站时符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB18047的各项规定，并充装给气瓶转运车送至城镇的CNG 汽车加气站或城镇燃气公司的CNG 供应站（储配站或减压站），供作汽车发动机燃料或居民、商业、工业企业生活和生产用燃料的系统。

统筹规划城镇CNG 供应系统的目的在于：①在天然气长输管道尚未敷设的区域，以压缩天然气作气源较易实现城镇气化，并可节省大量建设投资；②减少城镇交通的汽车尾气排放总量，以改善城区大气环境质量；③在天然气供应价格有竞争力的情况下，以天然气替代车用汽油、柴油。

二、城镇CNG 供应系统1、天然气加压站（母站）天然气加压站（母站）的作业流程如图所示。

天然气加压站的任务是使充装气瓶转运车或售给CNG 汽车的CNG 达到汽车用CNG 的技术标准，并且不得超压过量充装；保证气瓶转运车或CNG 汽车的压力容器在该城镇地理区域极端环境温度下安全运行，即该压力容器工作压力始终在允许的最高压力（最高温度补偿后）以下。

一般规定该压力容器充满后的压力为20Mpa。

根据城镇规划的安排，可规定加压站以充气瓶转运车为主，以售气为辅；或只充气瓶转运车而不向CNG 汽车售气。