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高压天然气管道压力能的回收与利用摘要：本文通过利用数学模型对天然气的压力能的回收与利用进行了能量研究分析。
对于高压天然气管道的压力能的回收和利用进行了可行性的方法，并介绍了压力能用于净化、制冷、发电等方面的经济作用，有效地提高的天然气管道的能源利用率。
关键词：高压天然气；管道压力能；回收与利用随着我国西气东输工作的快速发展，对于天然气的需求也是节节攀高，必然加速了我国天然气管道行业的迅猛发展。
当前我国天然气多数利用高压管道进行输送，在输送的过程中会造成大量的压力能源无形损失，假如科学合理的采取相应的措施对这些压力能进行回收利用，可以大大降低资源的浪费，使能源利用率得到提高，为天然气管道运营创造经济效益。
一、利用数学模型对高压天然气进行压力用分析目前我国所使用的天然气主要由甲烷、乙烷、丙烷等成分构成，其中甲烷是主要的气体成份，高压天然气通过节气阀时会体积膨胀致使压力及温度降低，如果通过科学的方法将这个过程中的压力能的变化做出准确的分析，可以为合理利用高压天然气压力能做出科学的指导。
天然气在经过节流地膨胀中产生的能量用是在某种压力下因为热不平衡从而造成的温度用与某种温度条件下力无法平衡所造成的压力用的和，即：天然气从正常温度降低到温度T的整个过程，温度用是：通过以上公式分析得知天然气是多种气体的混合物，在膨胀中的压利用和组分及压力有着密不可分的必然联系，因而需要利用真实气体的实际状态方程式（3）来做计算。
二、高压天然气管道压力能的回收与利用的能量分析假设甲烷是天然气的全部组成气体，正常温度是25摄氏度，简化公式（3）进行计算。
输出压力设为p2=0.1MPa,在输气压力p1不同时，我们可以在图1看到天然气的比压力用。
输气压力P1在分别是8、5、4M Pa时，天然气通过管道进入用户的比压力用如图2所示。
输气压力由5M帕下降到2.5M帕，天然气的比压力用是110.2千焦每千克。
由此可见他的压力能非常之大。
第28卷第2期 油 气 储 运高压天然气管道压力能的回收与利用技术陈绍凯* 李自力 高 卓 张彩君(中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院) (洛阳瑞泽石化工程有限公司)陈绍凯 李自力等:高压天然气管道压力能的回收与利用技术,油气储运,2009,28(2)51~54。
摘 要 在研究高压天然气压力火用数学模型的基础上,进行了压力能回收利用的能量分析。
以天然气调压站为例,对压力能的回收与利用的经济性进行了分析。
介绍了管道压力能在天然气液化调峰、净化、发电以及城市冷库的冷源等几方面的用途。
主题词 天然气管道 压力能 回收 利用 经济分析随着天然气需求量的不断增大,西气东输、川气东送、西气东输二线等管道的相继建设,我国天然气长输管道事业得到了迅速的发展。
目前,我国长输天然气大多采用高压管输方式,输送的高压天然气经调压站降至中压标准进入城市燃气管网,再借助于调压箱或调压柜将压力降至低压后再供用户使用。
天然气在调压过程中将损失大量的压力能,如果能采取适当的措施回收利用压力能,将提高能源的利用率,减少资源浪费,对提高天然气管网运行的经济性具有重大意义。
一、高压天然气的压力火用1、 压力火用数学模型天然气是以甲烷为主,包括乙烷、丙烷等组分的气体混合物。
高压天然气经过节流阀或作等熵膨胀后,压力和温度均会降低。
若能准确分析此过程中天然气压力能的变化情况,将为合理回收利用天然气压力能提供科学依据。
火用是某种能量在理论上能够可逆地转换为功的最大数量,称为该能量中具有的可用能。
天然气节流或作等熵膨胀过程中的火用可表示为某压力条件下热不平衡引起的温度火用与某温度条件下力不平衡引起的压力火用之和,即:e x=e x,T+e x,p(1)式中 e x 天然气的比火用,J/kg;e x,T 天然气的比温度火用,J/kg;e x,p 天然气的比压力火用,J/kg;天然气在从环境温度降低到温度T的过程中,其温度火用为:图1 过剩空气系数、烟气温度与排烟热损失的关系此外,过剩空气系数过大,除降低加热炉内的燃烧温度,提高烟气露点温度,而且还会促使氮氧化物NO X增加,加剧炉管氧化。
LNG加气站BOG回收利用方法一、引言随着LNG加气站的建设和运营，液化天然气（LNG）的BOG（Boil Off Gas）排放成为了一个备受关注的环境和经济问题。
BOG是指LNG储罐内的液化气体受温度变化而发生的汽化，其中的天然气被释放出来。
BOG的排放不仅造成了能源资源的浪费，同时还会对环境造成污染。
对LNG加气站BOG进行回收利用成为了行业发展中的一个迫切需求。
本文将介绍LNG加气站BOG回收利用的方法和技术。
二、BOG的回收利用方法1. BOG压缩回收利用压缩机将BOG进行压缩，使其回收到LNG储罐中重新液化。
这种方法可以减少BOG 的浪费，提高LNG的利用率。
BOG压缩回收也可以减少LNG加气站的排放量，起到节能和环保的作用。
2. BOG再气化利用将BOG进行再气化，与新鲜的LNG一起供给加气设备，使其一起进行加气过程。
这种方法可以充分利用BOG的能量，提高LNG加气站的整体效率。
4. BOG发电回收将BOG用于发电，通过发电机产生电能供给LNG加气站的使用或者外部供电。
这种方法可以将BOG转化为清洁能源，减少了对传统能源的依赖，同时也提高了LNG加气站的自给自足能力。
5. BOG液化运输将BOG通过管道或者集装箱运输到其他地方进行液化储存或者再利用。
这种方法可以将BOG资源进行有效的分配利用，同时也可以满足其他地区的LNG需求。
三、BOG回收利用技术1. 压缩技术BOG的回收利用离不开压缩技术的支持。
目前主要采用的是离心压缩机和涡旋压缩机，它们能够将BOG压缩到一定压力，使其能够重新液化或者气化利用。
2. 制冷技术BOG的再液化和再气化都需要依靠制冷技术。
采用制冷循环系统，利用低温制冷剂对BOG进行制冷处理，使其重新液化成为LNG或者气化为可用的天然气。
3. 发电技术将BOG用于发电需要配备相应的发电设备，包括燃气发电机组和燃气轮机等。
这些发电设备可以将BOG的能量转化为电能，提供给LNG加气站的使用或者外部需求。
天然气输送过程压力能回收利用技术【摘要】高压天然气输配管网蕴含了大量的压力能可供回收利用。
本文阐述了高压管输天然气压力能回收利用理论基础及回收方式，总结了高压天然气压力能回收利用的应用，包括利用高压管网天然气压力能发电，高压管网天然气压力能制冷用于燃气调峰，高压管网天然气压力能制冷用于直接空冷技术，以及利用高压管网天然气压力能制冷用于冷库和工业水冷。
【关键词】天然气压力能发电制冷当前世界上天然气的长输管道均采用高压输送，我国天然气的长输管道也采用高压输气。
上游天然气通过高压管网送至各城市或大型用户，通过各地天然气调压站降压至中压或低压送至用户使用，管网在降压过程中产生大量压力能，压力能的回收利用是天然气输配过程中重要的环节。
以西气东输工程为例，高压天然气需由10MPa降至2MPa～4MPa甚至更低，而直接用户使用的压力约为0.4MPa，据推算，天然气压力由4MPa降至0.4MPa可回收的最大压力能约为322kJ/kg，如此大的潜在能量若白白浪费势必造成巨大的经济损失。
1 高压管输天然气压力能回收利用理论基础当系统由一任意状态可逆地变化到与给定环境相平衡的状态时，理论上可以无限转换为任何其他能量形式的那部分能量，称之为火用。
目前火用分析的方法来评价天然气管网可利用压力能是比较科学的。
从热力学的角度出发，可将天然气管网看作一种开口系统。
单位质量的稳定物流的焓火用为：2 高压天然气压力能回收的应用压力能回收利用主要从两方面入手，温度火用和压力火用。
压力火用的利用可以阐述为高压流体通过压力转化装置转化为可利用的机械能，利用机械能进行发电，但是城市天然气调压站往往远离市区且布局分散，不利于建设大型电力回收系统；另外，发电时要求天然气压力和流量相对稳定，但是天然气的使用存在着严重的不均匀性。
所以工程应用中考虑到操作难度，较难实现。
温度火用产生的能量可以阐述为高压流体通过膨胀机产生冷量加以利用从而达到制冷的目的。
图片简介:本技术涉及一种液化天然气装置压力能量的回收方法，主要解决现有技术中工艺流程长、设备数量多、工程投资高、能量回收率低的问题。
本技术通过采用一种液化天然气装置压力能量的回收方法，在酸性杂质吸收塔与富液解吸塔之间设置在线压力回收器，通过该设备的转轴机械能，将高压富液的压力能直接转换成低压贫液的压力能，且在线压力回收器机械结构简单、安全稳定可靠的技术方案较好地解决了上述问题，可用液化天然气装置中。
技术要求1.一种液化天然气装置压力能量的回收方法，高压贫液进入酸性杂质吸收塔1吸收原料甲烷气中的酸性杂质形成高压富液，高压富液进入在线压力回收器4与从富液解吸塔3来的低压贫液进行压力能转换并回收压力能，高压富液压力降低，再进入贫富液热交换器5与从富液解吸塔3来的低压贫液进行热能交换回收热能，富液温度升高进入富液闪蒸罐2闪蒸，闪蒸后的富液进入富液解吸塔3，富液解吸塔3利用蒸汽对富液汽提再生形成贫液，再生贫液从富液解吸塔3塔底部通过前置增压泵6增压进入贫富液热交换器5与富液换热，贫液温度降低，再进入在线压力回收器4进一步增压，增压后的贫液返回进入酸性杂质吸收塔1，完成循环反复使用；此时，旁路增压泵7和富液减压阀8关闭，阀门V-1～V-6打开，阀门V-7～V-8关闭；其中，所述在线压力回收器4在同一个泵体上通过转轴将高压侧叶轮与低压侧叶轮直接相连，高压富液通过转轴直接驱动低压侧叶轮转动，由此将高压侧的“压力能”转化为“机械能”再转化为低压侧的“压力能”；由于在线压力回收器4中的转轴是唯一运转部件，无轴密封、无物料泄漏、无需另外增加润滑系统。
2.根据权利要求1所述液化天然气装置压力能量的回收方法，其特征在于，为防止在线压力回收器4出现故障，保证液化天然气装置稳定运行，在高压富液侧设置有旁路，旁路通过富液减压阀8减压；在低压贫液侧同样也设置旁路，旁路通过旁路增压泵7增压，一旦在线压力回收器4发生故障，无法正常运行时，开启旁路增压泵7和富液减压阀8，阀门V-1，V-3，V-6～V-8打开，阀门V-2，V-4～V-5关闭。
3.根据权利要求1所述液化天然气装置压力能量的回收方法，其特征在于富液与贫液通过贫富液热交换器5相互换热，回收能量以降低运行能耗，同时又提高了富液在富液闪蒸罐2罐内的闪蒸分离效果。
4.根据权利要求1所述液化天然气装置压力能量的回收方法，其特征在于酸性杂质吸收塔1操作压力范围1.6～2.3MPa，塔顶操作温度范围54～70℃，塔底操作温度范围58～74℃；采用摩尔分数为12～26％的一乙醇胺MEA为吸收剂。
5.根据权利要求1所述液化天然气装置压力能量的回收方法，其特征在于富液解吸塔3操作压力范围0.1～0.8MPa，塔顶操作温度范围100～114℃，塔底操作温度范围104～118℃；用于降低解吸再生富液分压并提高富液温度的外供直接蒸汽操作压力范围0.2～0.9MPa，操作温度范围140～195℃。
6.根据权利要求1所述液化天然气装置压力能量的回收方法，其特征在于在线压力回收器4减压端入口操作压力范围1.6～2.3MPa，出口操作压力范围0.3～1.0MPa；升压端入口操作压力范围0.8～1.5MPa，出口操作压力范围1.9～2.6MPa。
7.根据权利要求1所述液化天然气装置压力能量的回收方法，其特征在于在线压力回收器4正常操作工况时，前置增压泵6开启，入口操作压力范围0.1～0.8MPa，出口操作压力范围0.8～1.5MPa；旁路增压泵7关闭；在线压力回收器4故障运行工况时，前置增压泵6开启，入口操作压力范围0.1～0.8MPa，出口操作压力范围0.8～1.5MPa；旁路增压泵7开启，入口操作压力范围0.8～1.5MPa，出口操作压力范围1.9～2.6MPa。
技术说明书液化天然气装置压力能量的回收方法技术领域本技术涉及一种液化天然气装置压力能量的回收方法。
背景技术天然气是一种应用广泛的优质、清洁、高效、廉价化石能源，也是宝贵、重要的化工原料，在国民经济中，天然气经济价值、环保效益十分诱人。
天然气从气源井口到最终用户的输送和存储过程中，通常采用压缩天燃气CNG或液化天然气LNG的方式减小天然气体积以方便输送和存储。
其中：液化天然气的储运条件是-162℃和0.1MPa，其相对密度为汽油的72％，单位质量的体积不到标准状态下甲烷气体积的1/600，非常有利于输送和存储。
因此，液化天然气是天然气开发、利用的一项关键技术，包括：液化、接收、储运等工艺过程。
在天然气液化之前，必须进行脱除酸性气体硫化氢H2S和二氧化碳CO2等杂质，避免这些杂质腐蚀设备、管道和阀门以及在低温下与水形成水合物冻结并堵塞设备、管道和阀门。
现有技术中,CN 201410526096.5一种提高油田伴生气分离效率并回收二氧化碳的方法，介绍了采用双膜分离器分别对不凝气中轻烃和二氧化碳进行提纯，在同一装置内实现提高轻烃回收效率、降低二氧化碳带来的装置操作负荷和天然气实现脱碳三种作用，轻烃收率可以到达30％以上，天然气二氧化碳浓度降至2％以下，天然气损失率小于0.5％。
CN 201420843507.9LNG能量回收系统，介绍了设置LNG储罐、增压泵、第一换热器和燃气终端，其中：压力回收模块一端与第一换热器连接、另一端与燃气终端连接，用于回收燃气的压力能。
CN 201610056182.3一种煤制油净化合成气制取液化天然气的方法及系统，介绍了采用变温吸附技术脱除富甲烷气酸性杂质的方法，获得脱除杂质后的富甲烷气中的CO2含量≤0.01ml/L，总硫含量≤15mg/Nm3的技术效果。
CN 201710660822.6一种适用于海上平台的紧凑式天然气预处理净化方法和装置，介绍了脱除湿天然气中的可溶性盐离子以及大部分水分的方法，可以在空间狭小的海上平台进行天然气在线处理。
现有技术采用吸收剂“吸收-解吸”方法脱除酸性气体硫化氢H2S和二氧化碳CO2过程中，吸收塔通常在高压低温下吸收，而吸收后的富液则在低压高温下解吸生成贫液，贫液再循环返回吸收塔中。
因而需要将解吸塔再生后的贫液加压至高压后才能进入吸收塔，故而贫液循环泵的扬程较高，电机功率较大，需要消耗大量的电能。
而离开吸收塔的富液通常经过减压阀降至较低压力后进入解吸塔，这样又造成富液压力能的大量损失。
CN201410526096.5采用双膜分离器工艺提纯不凝气中轻烃和二氧化碳的技术方案和CN 201610056182.3采用变温吸附工艺脱除富甲烷气酸性杂质的技术方案，存在操作运行成本高、压力能量无法回收利用的问题。
CN 201710660822.6仅仅脱除可溶性盐离子以及大部分水分，还需要进行脱除酸性气体硫化氢H2S和二氧化碳CO2等杂质的再处理，才能制备液化天然气产品，存在工艺流程长、运行成本高、压力能量无法回收利用的问题。
CN为201420843507.9采用压力回收模块回收燃气的压力能，但是，需要增设增压泵、第一压缩机、第二压缩机、节流阀、冷凝器、蒸发器、气液分离器、制冷系统等设备，存在工艺流程长、设备数量多、工程投资高、能量回收率低的问题。
技术内容本技术所要解决的技术问题是现有技术中工艺流程长、设备数量多、工程投资高、能量回收率低的问题，提供一种新的液化天然气装置压力能量的回收方法，具有工艺流程短、设备数量少、工程投资低、能量回收率高的优点。
为解决上述问题，本技术采用的技术方案如下：一种液化天然气装置压力能量的回收方法，高压贫液进入酸性杂质吸收塔1吸收原料甲烷气中的酸性杂质形成高压富液，高压富液进入在线压力回收器4与从富液解吸塔3来的低压贫液进行压力能转换并回收压力能，高压富液压力降低，再进入贫富液热交换器5与从富液解吸塔3来的低压贫液进行热能交换回收热能，富液温度升高进入富液闪蒸罐2闪蒸，闪蒸后的富液进入富液解吸塔3，富液解吸塔3利用蒸汽对富液汽提再生形成贫液，再生贫液从富液解吸塔3塔底部通过前置增压泵6增压进入贫富液热交换器5与富液换热，贫液温度降低，再进入在线压力回收器4进一步增压，增压后的贫液返回进入酸性杂质吸收塔1，完成循环反复使用；此时，旁路增压泵7和富液减压阀8关闭，阀门V-1～V-6打开，阀门V-7～V-8关闭；其中，所述在线压力回收器4在同一个泵体上通过转轴将高压侧叶轮与低压侧叶轮直接相连，高压富液通过转轴直接驱动低压侧叶轮转动，由此将高压侧的“压力能”转化为“机械能”再转化为低压侧的“压力能”；由于在线压力回收器4中的转轴是唯一运转部件，无轴密封、无物料泄漏、无需另外增加润滑系统。
上述技术方案中，优选地，为防止在线压力回收器4出现故障，保证液化天然气装置稳定运行，在高压富液侧设置有旁路，旁路通过富液减压阀8减压；在低压贫液侧同样也设置旁路，旁路通过旁路增压泵7增压，一旦在线压力回收器4发生故障，无法正常运行时，开启旁路增压泵7和富液减压阀8，阀门V-1，V-3，V-6～V-8打开，阀门V-2，V-4～V-5关闭。
上述技术方案中，优选地，富液与贫液通过贫富液热交换器5相互换热，回收能量以降低运行能耗，同时又提高了富液在富液闪蒸罐2罐内的闪蒸分离效果。
上述技术方案中，优选地，酸性杂质吸收塔1操作压力范围1.6～2.3MPa，塔顶操作温度范围54～70℃，塔底操作温度范围58～74℃；采用摩尔分数为12～26％的一乙醇胺MEA为吸收剂。
上述技术方案中，优选地，富液解吸塔3操作压力范围0.1～0.8MPa，塔顶操作温度范围100～114℃，塔底操作温度范围104～118℃；用于降低解吸再生富液分压并提高富液温度的外供直接蒸汽操作压力范围0.2～0.9MPa，操作温度范围140～195℃。
上述技术方案中，优选地，在线压力回收器4减压端入口操作压力范围1.6～2.3MPa，出口操作压力范围0.3～1.0MPa；升压端入口操作压力范围0.8～1.5MPa，出口操作压力范围1.9～2.6MPa。
上述技术方案中，优选地，在线压力回收器4正常操作工况时，前置增压泵6开启，入口操作压力范围0.1～0.8MPa，出口操作压力范围0.8～1.5MPa；旁路增压泵7关闭；在线压力回收器4故障运行工况时，前置增压泵6开启，入口操作压力范围0.1～0.8MPa，出口操作压力范围0.8～1.5MPa；旁路增压泵7开启，入口操作压力范围0.8～1.5MPa，出口操作压力范围1.9～2.6MPa。
本技术涉及一种液化天然气装置压力能量的回收方法，对于处理能力1万标准立方米/小时LNG～200万标准立方米/小时LNG的液化天然气装置来说，在酸性杂质吸收塔1与富液解吸塔3之间设置在线压力回收器4，将高压富液的压力能通过该设备的转轴转换成低压贫液的压力能，由此节省电费1.93～325.78万元/年，能量转换效率达80.77％～86.87％以上，能量回收效率达60.00～63.46％以上；而且在线压力回收器4机械结构简单、安全稳定可靠，取得较好的技术效果。
