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
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
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
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。
天然气管道运行规范
天然气管道运行相关规范
一、安全相关规范
二、计量相关规范 三、节能相关规范
四、设计相关规范
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计量相关规范
GB/T 18603-2001 天然气计量系统技术要求 1 范围 • 本标准规定了新建的天然气贸易计量站计量系统的设计、 建设、投产运行、维护方面的技术要求。输送的天然气 气质应符合GB 17820标准的要求。 • 本标准适用于设计通过能力等于或大于500m3/h(标准参 比条件下)，工作压力不低于0.1 MPa(表压)的天然气计 量站贸易计量系统。年输送量等于或小于300000 方(标 准参比条件下)可以不包括在本标准范围之内。
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安全相关规范
• 七、管道清管与检测 • （一）管道清管 • 管道清管应制定科学合理的清管周期。对于首次清管或较长时间 没有清管的管道，清管前应制定清管方案； • 对于结蜡严重的原油管道，应在清管前适当提高管道运行温度和 输量，从管道的末端开始逐段清管。 • 清管实施过程中应至少做好以下安全事项： • 清管器在管道运行时要保持运行参数稳定，及时分析运行情况， 遇见运行异常及时采取措施； • 进行收发清管器作业时，操作人员不应正面对盲板进行操作; • 在从收球筒中取出清管器和排除筒内污油、污物、残液时，应考 虑风向； • 清除的液体和污物应收集处理，不应随意排放; • 输气管线清管应有防止硫化亚铁自燃的措施。
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安全相关规范
（二）管道检测 • 应按照国家有关规定对管道进行检测，并根据检测结果和 管道运行安全状况，合理确定管道检测周期； • 管道内检测作业单位具有国家安全生产监督管理部门认可 的检测资质。 • 内检测实施过程中应落实以下安全事项： • 收发球装置满足内检测器安全运行的技术要求； • 管道及其三通、弯头、阀门、运行参数应满足内检测器通 过要求； • 发送检测器前应进行清管，且达到检测要求； • 内检测器要有跟踪装置。
海上油田伴生气回收利用方法探讨
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
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
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。
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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。
如果我们将其回收，每年可以回收的压力能可以为发电站提供一年的发电压力能。
三、高压天然气管道压力能的回收与利用的方法
我国目前天然气管道运输系统中的(净化厂、压气站)压力调试站有城市门站和区域门站等系列。
因此我们可以在这些压力调节门站，采取相应的压力能回收装置来对天然气的压力能进行回收。
回收天然气压力能的方法有以下三种，第一种是采用膨胀机装置把压力能转变成机械功，第二种是利用管道压力能生产出液化的天然气，第三种是用压力能深度净化天然气，从而达到某些特殊要求的用户。
四、高压天然气管道压力能的回收与利用的经济作用
（一）通过压力能可以通过天然气的净化得到回收
目前我国所使用的天然气在进行输送前首先要经过脱水、脱硫和脱氢的净化过程进行处理。
再者，在利用天燃气管道压力能生产LNG和CNG时，也要在前期对天然气进行脱水、脱氢的深度净化处理。
研究人员通过大量的实践结合生产对处理装置给予科学的改良，对压力能进行回收用来使天然气得到净化。
（二）通过压力能可以通过天然气液化制冷进行回收
我国目前通过利用天然气压力能对天然气进行液化制冷主要有两种方法，第一种方法是利用天然气直接进行膨胀制冷，第二种方法是利用膨胀机和气波制冷机进行低温制冷。
俄罗斯新研制了一套适用于调压站液化天然气的设备。
这种设
备不会消耗其他的能量，可以使管道内的压力能得到充分利用，在涡流管内吧压力能转化成冷能量对天然气进行液化。
这套设备是由波罗的海的造船厂生产制造后，用于维保的天然气调压站，通过2002年的生产检测。
下面简单介绍一下整个天然气被液化的过程，如图3所示，天然气在进入换热器1以后，会被逆流向的低温天然气加以冷却，大概会到零下50摄氏度。
与此同时，重氢成分会在容器的下层富聚，进行气体液体的分离，会有95%的重氢组分离出来。
紧跟着是天然气流过换热器2，这时会被逆流向的低温天然气冷却到零下80摄氏度~90摄氏度。
与此同时，会有少量的重氢成分在底部冷却凝固，再次进行气液的分离，进入到了下方的收集槽中。
通过换热器2输送出的天然气会通过调节阀分成两大部分，一部分会流入气液分离器，通过液化后存入储罐。
那么，另一部分会和通过气液分离器所分出的气体一同流回换热器2，对即将会液化的天然气继续降温。
刚才进入涡流管1的天然气，有20摄氏度和零下60摄氏度的两股流体，其中热流体进入了调压站的出口管道，冷流体流入换热器1，进行预冷。
涡流管2所制作的热流可用于对系统温度进行调节。
我国的科学研究人员研发了通过管道压力能制造液化天然气的设备。
我们可以将以上的两种设备进行一定的改良，令其工作压力和管道压力可以得到有效匹配，天然气管道压力能就可以得到有效回收了。
图3 调压站用液化装置图
（三）通过压力天然气发电回收
可以利用天然气的压力差发电对天然气管道的压力能进行回收，目前日本对这个领域有了较为成熟的研究，我国现在的研究人员也在根据天然气发电的蒸汽及燃气的循环周期，研究出一套有关天然气管道压力能回收的循环系统，从而大大提高了我国目前的发电效率，有效的改善了能源的利用率。
通过利用压利用分析法对天然气管道压力能的分析显示，可回收利用的压力能能量很大。
在天然气的输送管道的调压站，可以利用特殊装置对天然气的压力能进行回收，可以提供液化天然气的深度脱水净化。
总结：
随着国内外天燃气管道压力能的回收研究以及我国天然气管道输送业的快速发展，在我国全国范围内天然气管道大致形成，天然气可以通过管道网输送到千家万户。
通过借鉴国外的先进设备和技术方法，结合自身的工艺流程，创造出属于我们自己的天然气压力能回收装置。
利用这些装置对管道压力能进行回收利用，从而提高能源的利用率，避免能源的浪费，为构建节约能源贡献一份力量。
参考文献：
[1] 论立勇；谢英柏；杨先亮.基于管输天然气压力能回收的液化调峰方案[J].天然气工业,2008(7).
[2] 熊永强；华贲；罗东晓.用于燃气调峰和轻烃回收的管道天然气液化流程[J].天然气工业,2009(6)
[3] 朱彻；刘润杰.气波制冷技术在天然气脱水净化工程中的应用[J].制冷,2009，(1).。