CN118110932A - 一种天然气调压系统及天然气集输站 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种天然气调压系统及天然气集输站，涉及天然气输送及余压回收领域。本发明的天然气调压系统包括，天然气长输管道末端的高压天然气分为第一路和第二路；上述第一路进入第一膨胀发电机组；上述第二路经初冷换热器的热侧后流入第二膨胀发电机组，上述第二膨胀发电机组的乏气经深冷换热器的热侧后进入液化天然气储罐。本发明的天然气集输站包括上述的天然气调压系统。本发明的天然气调压系统现有的天然气调压系统中对天然气调压过程所产生的压力能和冷能的利用方式单一、利用效率低的技术问题，具有高效回收利用天然气压力能和冷能的技术效果。

Description

一种天然气调压系统及天然气集输站

技术领域

本发明涉及天然气输送及余压回收领域，尤其涉及一种天然气调压系统及天然气集输站。

背景技术

天然气从开采到供给下游用户使用的过程是：天然气从产地开采出来，经过长输管线进入各地的天然气集输站中，天然气集输站一般在省级区域。长输管线内的天然气的输送压力为10MPa左右，其在天然气集输站内进行调压，将压力降低到4MPa以下。经过天然气集输站降压后的天然气通过下游管路(也称为城镇天然气管网)供给门站或者直接供给用户，门站或者用户位于该省的下属或者附近的地方城镇。可见，在天然气集输站内要将输送压力为10MPa左右的天然气将至4MPa以下，甚至需将至0.1MPa供用户使用。由于高压天然气经过降压后会产生大量的冷能，为了提高能源的利用效率，现有技术中采用该冷能制冰。

在实现本发明的过程中，发明人发现现有技术中至少存在如下问题：

需要制冰的地域有限，例如沿海地区，冰的需求量确实很大，但在内陆地区冰的需求量非常小。现有技术中使用运输的方式将内陆地区的冰运到沿海地区使用，但是受限于经济性因素运输距离有限。因此，大部分处于内陆地区的天然气集输站制冰需求非常小，天然气调压过程中的压力能和冷能没有更好的利用方式，不得不浪费。也是基于上述原因，目前的天然气集输站多建设在沿海城市，并且内陆地区的天然气使用成本高。

基于此，如何解决现有的天然气调压系统中对天然气调压过程所产生的压力能和冷能的利用方式单一、利用效率低，是本领域技术人员亟待解决的技术问题。

发明内容

本发明的目的在于提供一种能够高效回收利用天然气压力能和冷能的天然气调压系统。

为达此目的，一方面，提供了一种天然气调压系统，将天然气长输管道末端的高压天然气分为第一路和第二路；所述第一路通入第一膨胀发电机组的第一膨胀机进口连通，所述第一膨胀机出口与预冷换热器的第一冷侧进口连通，所述预冷换热器的第一冷侧出口与初冷换热器的冷侧进口连通，所述初冷换热器的冷侧出口通过管路汇入天然气下游管路；所述第二路通入所述初冷换热器的热侧进口，所述初冷换热器的热侧出口与第二膨胀发电机组的第二膨胀机进口连通，所述第二膨胀机的出口与深冷换热器的热侧进口连通，所述深冷换热器的热侧出口与液化天然气的储罐连通；还包括深冷循环，所述深冷循环内循环介质为常压下零下150℃时仍为气体的介质；所述深冷循环中包括压缩机、冷却器、第三膨胀机；所述循环介质在所述压缩机内压缩并经所述压缩机的出口进入所述冷却器的进口，所述冷却器的出口与所述预冷换热器的热侧进口连通，所述预冷换热器的热侧出口与所述第三膨胀机的进口连通，所述第三膨胀机的出口与所述深冷换热器的冷侧进口连通，所述深冷换热器的冷侧出口与所述预冷换热器的第二冷侧进口连通，所述预冷换热器的第二冷侧出口与所述压缩机的进口连通；所述压缩机利用所述第三膨胀机的机械能或电能驱动。

进一步地，所述循环介质为氮气或者甲烷。

进一步地，所述深冷换热器的热侧出口与所述储罐之间的管路上设置有节流阀。

进一步地，所述第一膨胀发电机组的入口侧管路上设置有流量调节阀和/或截止阀。

进一步地，所述冷却器为水冷却器。

进一步地，所述第一膨胀发电机组包括第一膨胀机和第一发电机，所述第二膨胀发电机组包括第二膨胀机和第二发电机，所述第一膨胀机和所述第二膨胀机为透平膨胀机，所述第一发电机和所述第二发电机均与电网连接。

进一步地，所述初冷换热器和所述深冷换热器均为两股流换热器，所述预冷换热器为三股流换热器；所述初冷换热器、所述深冷换热器、所述预冷换热器为管壳式换热器或者板翅式换热器。

另一方面，还提供了一种天然气集输站，包括上述的天然气调压系统。

进一步地，还包括第三路，天然气长输管道末端还分出所述第三路；所述第三路包括调压阀和加热装置，天然气长输管道末端的高压天然气经所述调压阀后进入所述加热装置复温。

进一步地，还包括汇流器，所述汇流器包括第一进口、第二进口和出口；所述初冷换热器的冷侧出口通过管路与所述第一进口连通，所述加热装置的出口通过管路与所述第二进口连通，所述汇流器的出口汇入天然气下游管路。

上述技术方案中的一个技术方案具有如下优点或有益效果：

本方案的天然气调压系统用于将长输管道中的高压天然气复温降压，降压后的低压天然气由下游管路输送至门站或者用户端。天然气调压系统先将天然气长输管道末端的高压天然气分为第一路和第二路。第一路的高压天然气通过管路进入第一膨胀发电机组后膨胀减压，第一膨胀发电机利用高压天然气的压力能膨胀发电，膨胀后的乏气为低压低温天然气。第一膨胀发电机组的乏气首先通过管路进入预冷换热器的第一冷侧，为深冷循环提供冷量，从预冷换热器的第一冷侧流出后通过管路进入初冷换热器的冷侧，为第二路中的天然气提供冷量。此时，第一路的高压天然气已经成为高温低压的天然气，达到了下游管路的要求，实现了天然气的复温，通过管路输送到下游用户侧。

第二路的高压天然气通过管路先进入初冷换热器的热侧，利用第一路中进入初冷换热器冷侧的低温天然气降温，变为高压低温天然气。然后通过管路进入第二膨胀发电机组膨胀减压，第二膨胀发电机利用高压天然气的压力能膨胀发电，膨胀后的乏气为超低压低温天然气。第二膨胀发电机组的乏气经过管路进入深冷换热器的热侧，在深冷换热器的冷侧作用下达到天然气液化的条件(在常压下，冷却至约-162℃)，最后进入储罐20，此时储罐20内为液化天然气(LNG)。上述的深冷换热器的冷侧由深冷循环提供。深冷循环内有循环介质，该循环介质为常压下零下150℃时仍为气体的介质。深冷循环中包括压缩机、冷却器、第三膨胀机。循环介质经压缩机压缩后通过管路进入冷却器降温，经冷却器23冷却后通过管路流入预冷换热器的热侧被进一步降温，然后通过管路进入第三膨胀机降压降温，经膨胀后的循环介质乏气为低温循环介质，该低温循环介质通过管路进入深冷换热器的冷侧，为第二路天然气液化提供冷量。释放部分冷量后的循环介质通过管路进入预冷换热器中的第二冷侧作为冷剂再次释放冷量，最后通过管路流回压缩机中，进行下一次循环。上述的第三膨胀机在为循环介质降压降温的同时产生机械能或电能，压缩机利用上述机械能或电能驱动，无需外部额外输入能量。

本方案的天然气调压系统用于将长输管道中的高压天然气复温降压，降压后的低压天然气由下游管路输送至门站或者用户端。天然气长输管道末端的高压天然气分为第一路和第二路。在第一路和第二路中，首先，由于采用了第一膨胀发电机组和第二膨胀发电机组，利用了天然气降压过程中的压力能发电，与现有技术相比，达到了节能减排的技术效果。其次，由于采用了预冷换热器、初冷换热器、深冷换热器及深冷循环，利用降压降温后的低温天然气制取液化天然气，与现有技术相比，本方案能直接制造出液化天然气，还实现了能量的阶梯利用。此外，上述深冷循环中，用第三膨胀机驱动压缩机，在系统内回收了能量，无需外部多余的能量输入。因此，本方案的天然气调压系统高效地利用了天然气压降过程中的压力能和冷能，其产物为电能和液化天然气，这些对于天然气调压系统而言是必不可少的资源，适用于各个地区。因此，本方案具有高效回收利用天然气压力能和冷能的技术效果。

附图说明

图1是本发明的天然气调压系统的流路图；

图2是本发明的天然气集输站的流路图。

图中：1-长输管道末端；4-调节阀或截止阀；9-预冷换热器；10-初冷换热器；16-深冷换热器；18-节流阀；20-储罐；21-压缩机；23-冷却器；26-第三膨胀机；6-第一膨胀机；35-第一发电机；14-第二膨胀机；36-第二发电机；37-第一分流器；39-第二分流器；38-下游用户侧或者门站；3、5、7、8、11、12、13、15、17、19、22、24、25、27、29、30-管线。

具体实施方式

为使本发明解决的技术问题、采用的技术方案和达到的技术效果更加清楚，下面将结合附图对本发明实施例的技术方案做进一步的详细描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

在本发明的描述中，除非另有明确的规定和限定，术语“相连”、“连接”、“固定”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

在本发明中，除非另有明确的规定和限定，第一特征在第二特征之“上”或之“下”可以包括第一和第二特征直接接触，也可以包括第一和第二特征不是直接接触而是通过它们之间的另外的特征接触。而且，第一特征在第二特征“之上”、“上方”和“上面”包括第一特征在第二特征正上方和斜上方，或仅仅表示第一特征水平高度高于第二特征。第一特征在第二特征“之下”、“下方”和“下面”包括第一特征在第二特征正下方和斜下方，或仅仅表示第一特征水平高度小于第二特征。

术语解释：换热器的冷侧是指进入低温介质的流路，热侧是指进入高温介质的流路。原料气是指长输管道内输送的高压天然气，也称上游管网，相应地，下游管路是指用户能够使用的低压天然气管网或者门站。原料气从高压天然气变成低压天然气的过程也称天然气复温。

实施例一：

如图1所示，本实施例提供了一种天然气调压系统，可以用在天然气集输站内，用于将长输管道中的高压天然气复温降压，降压后的低压天然气由下游管路输送至门站或者用户端。

在天然气调压系统中，先将天然气长输管道末端1的高压天然气分为第一路和第二路。第一路高压天然气通过管线3和管线5通入第一膨胀发电机组的第一膨胀机6进口连通，第一膨胀发电机组是利用第一膨胀机6将高压的天然气膨胀为低压的天然气，从而产生动能，驱动涡轮机等设备发电的一种发电机组。从第一膨胀机6出口流出的天然气为低温低压的天然气，第一膨胀机6出口通过管线7与预冷换热器9的第一冷侧进口连通，预冷换热器9的第一冷侧利用从第一膨胀机6出口流出的天然气的冷量制冷。从预冷换热器9的第一冷侧出口流出的天然气通过管线8进入初冷换热器10的冷侧进口，初冷换热器10再次利用天然气的冷量制冷。从初冷换热器10的冷侧出口流出的天然气随着其温度的升高，其压力降低至下游管路的需求压力，通过管线11汇入下游用户侧或者门站38。可见，第一路天然气经过第一膨胀发电机组膨胀发电，并利用膨胀后的冷能为系统中的预冷换热器9、初冷换热器10提供冷量，与此同时，高压的天然气实现了复温，复温后的天然气变成低压天然气，可以直接通入下游管路，输送到下游用户侧或者门站38，供用户及门站使用。

第二路高压天然气通过管线12先通入初冷换热器10的热侧进口，初冷换热器10的冷侧进口为第一膨胀机6出口的低温的天然气，第二路高压天然气先通过初冷换热器10第一次降温，降温后的高压天然气通过管线13进入第二膨胀发电机组的第二膨胀机14，同理，利用其发电。第一膨胀发电机组和第二产生的电能均可以直接并网使用。从第二膨胀机14出口流出的乏气天然气，其温度第二次降低。第二膨胀机14的出口通过管线15与深冷换热器16的热侧进口连通，此时低温的天然气在深冷换热器16内温度第三次降低，经过三次降温的高压天然气已经达到了液化温度，变为液化天然气，深冷换热器16的热侧出口通过管线17和管线19与液化天然气储罐20连通，将液化天然气放进储罐20内存放。可见，本方案的天然气调压系统的第二路能直接供应液化天然气。

上述第二路中，产生液化天然气的过程中用到的深冷换热器16，深冷换热器16通过本系统的深冷循环提供冷量。深冷循环内循环介质为常压下零下150℃时仍为气体的介质。深冷循环中包括压缩机21、冷却器23、第三膨胀机26。压缩机21内工质为内循环介质，压缩机21的出口流出的为高温高压的循环介质，高压的循环介质通过管线22进入冷却器23内，通过冷却器23第一次降温。从冷却器23出口流出后通过管线24进入预冷换热器9的热侧，利用预冷换热器9的第一冷侧第二次降温。降温后的循环介质通过管线25进入第三膨胀机26，在第三膨胀机26内第三次降温。从第三膨胀机26出口流出的循环介质通过管线27进入深冷换热器16的冷侧，为深冷换热器16的热侧提供冷量。从深冷换热器16的冷侧出口流出的循环介质虽然温度略有升高，但其温度仍可以给预冷换热器9提供冷能。本方案的预冷换热器9可以采用三股流换热器，从深冷换热器16的冷侧出口流出的循环介质通过管线29为预冷换热器9的第二冷侧提供冷量。从预冷换热器9的第二冷侧出口流出的循环介质温度再次升高，此时通过管线30将其引入压缩机21的进口，开始下一次深冷循环。在上述的深冷循环中，第三膨胀机26在膨胀过程中回产生动能，压缩机21可以直接由第三膨胀机26所产生的动能驱动。还可以是第三膨胀机26在膨胀过程中回产生动能，利用该动能发电，在利用电能驱动压缩机21，根据压缩机21的种类择一，因此，本方案的深冷循环无需外部额外输入能量。

本实施例的天然气调压系统可以代替现有技术中的天然气降压系统，可以将长输管道内的高压天然气调整为能够供门站及下游用户使用的低压天然气。与此同时，通过第一膨胀发电机组和第二膨胀发电机组利用天然气的压力能发电，与现有技术相比，本方案的天然气调压系统还可以发电。通过预冷换热器9、初冷换热器10、深冷换热器16及深冷循环利用调压时的天然气的冷能制取液化天然气，与现有技术相比，本方案的天然气调压系统还可以直接提供液化天然气。因此，本实施例的天然气调压系统能够利用天然气的压降发电，同时能制取液化天然气(LNG)，降压后的天然气不需要额外的能量输入即可复温，达到下游管输的要求。

进一步地，第一膨胀发电机组包括第一膨胀机6和第一发电机35，第二膨胀发电机组包括第二膨胀机14和第二发电机36，第一发电机35和第二发电机36均与电网连接。第一发电机35和第二发电机36为同步发电机。同步发电机的转速能恒定在，某一数值，在所并入的电网频率不变时，其与负载的大小无关，不受负载的影响。第一膨胀机6和第二膨胀机14可以为透平膨胀机或者轴流膨胀机。在本实施例中，透平膨胀机的等熵效率高，能够适应较高的压力，且处理量大。可选地，第一膨胀机6和第二膨胀机14均选用向心透平膨胀机。

进一步地，初冷换热器10、深冷换热器16均为两股流换热器，预冷换热器9为三股流换热器，上述初冷换热器10、深冷换热器16、预冷换热器9均可使用管壳式换热器或者板翅式换热器。管壳式换热器结构简单可靠成本低，当天然气中的杂质少的时候可以选用管壳式换热器。而板翅式换热器结构紧凑，传热性能好，当天然气较为洁净时可以选用板翅式换热器。

进一步地，天然气长输管道末端设置有第一分流器37，天然气长输管道末端连接在第一分流器的进口，第一路的入口和第二路的入口分别连接在第一分流器的第一出口和第二出口。在第一分流器的进口处和/或第一出口和第二出口处均可设置过滤器。

进一步地，深冷循环的循环介质为氮气或者甲烷。

进一步地，在第二路中，第二膨胀发电机组的乏气经深冷换热器的热侧后进入储罐20，深冷换热器16的热侧出口与储罐20之间的管路上设置有节流阀18，用于微调该处管路气液两相的天然气，保证进入储罐20的为液态天然气，达到LNG储存的要求。

进一步地，在第一路中，第一膨胀发电机组的入口侧管路上设置有流量调节阀4和/或截止阀4，流量调节阀能够控制流路的流量和开闭，截止阀也称切断阀，也能够控制流路的流量和开闭。

进一步地，深冷循环中的冷却器为水冷却器。

进一步地，为了保证系统及现成安全性，上述的装置及设备及传感器均进行防爆处理，确保系统的安全性。整个系统的阀门、接头、安全距离等均按照国家相关标准及行业相关标准进行安装，确保系统运行安全性。

本实施例的天然气调压系统至少具有以下技术效果：1、本系统不仅可以替代现有的设备对天然气进行调压，还可以在实现天然气降压的同时，将压力能转化为电能；2、通过本系统能够利用降温降压后的天然气进行液化天然气的制取，实现冷能的回收利用以及能源的梯级利用；3、在制取LNG的深冷循环中，用第三膨胀机驱动压缩机，无需外部多余的能源输入，还回收了第三膨胀机的能量；4、经本系统进行减压后的天然气不需要额外的水套炉等加热设备，即可实现复温，以满足下游管路外输温度的需求。

实施例二：

本实施例提供了一种天然气集输站，包括实施例一中的任一种天然气调压系统，在实现天然气复温的同时，还能够利用天然气的压降发电，同时能制取液化天然气(LNG)，降压后的天然气不需要额外的能量输入即可复温，达到下游管输的要求。在天然气集输站内，天然气调压系统产生的电能可以并网发电，削峰填谷。也可以供系统内使用，进一步降低系统的能耗。天然气调压系统产生的液化天然气(LNG)可以直接供用户使用，也可以通过罐车等运输装置输送到需求方所在地。

进一步地，还包括第三路，天然气长输管道末端还分出所述第三路，第三路包括调压阀32、加热装置33，天然气长输管道末端通过管线31进入调压阀32的进口，从调压阀32的出口流出后通过管线33进入加热装置33复温。第三路可以脱离第一路和第二路单独运行，作为备用机设备使用。现有的天然气集输站中，天然气复温使用调压阀和加热装置，本实施例中的天然气集输站可以直接对现有的天然气集输站进行改造，无需拆除现有设备，仅需加装实施例一的天然气调压系统，可以在实现天然气降压的同时，将压力能转化为电能，实现节能减排，冷能的回收利用以及能源的梯级利用。

进一步地，还包括汇流器40，汇流器40包括第一进口、第二进口和出口；初冷换热器10的冷侧出口通过管路与汇流器40的第一进口连通，加热装置33的出口通过管路与汇流器40的第二进口连通，汇流器40的出口汇入天然气下游管路34。第三路还可以与第一路同时运行，由于第一路中初冷换热器的冷侧出口的复温后的天然气的温度受制于第一膨胀发电机组的发电量，因此，第一路中初冷换热器的冷侧出口的天然气的温度不容易调整，此时通过调整第三路的调压阀32的流量和加热装置33的温度调整汇流器40的出口汇入天然气下游管路34的复温天然气的温度，保证用户侧的天然气供给压力。

进一步地，天然气集输站还包括第二分流器39；天然气长输管道末端连接在第二分流器39的进口，第二分流器39的第一出口与天然气调压系统的入口管路2连接，第二分流器39的第二出口与调压阀32的入口连接。

显然，本发明的上述实施例仅仅是为了清楚说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明权利要求的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种天然气调压系统，其特征在于，将天然气长输管道末端的高压天然气分为第一路和第二路；

所述第一路通入第一膨胀发电机组的第一膨胀机进口连通，所述第一膨胀机出口与预冷换热器的第一冷侧进口连通，所述预冷换热器的第一冷侧出口与初冷换热器的冷侧进口连通，所述初冷换热器的冷侧出口通过管路汇入天然气下游管路；

所述第二路通入所述初冷换热器的热侧进口，所述初冷换热器的热侧出口与第二膨胀发电机组的第二膨胀机进口连通，所述第二膨胀机的出口与深冷换热器的热侧进口连通，所述深冷换热器的热侧出口与液化天然气的储罐连通；

还包括深冷循环，所述深冷循环内循环介质为常压下零下150℃时仍为气体的介质；所述深冷循环中包括压缩机、冷却器、第三膨胀机；

所述循环介质在所述压缩机内压缩并经所述压缩机的出口进入所述冷却器的进口，所述冷却器的出口与所述预冷换热器的热侧进口连通，所述预冷换热器的热侧出口与所述第三膨胀机的进口连通，所述第三膨胀机的出口与所述深冷换热器的冷侧进口连通，所述深冷换热器的冷侧出口与所述预冷换热器的第二冷侧进口连通，所述预冷换热器的第二冷侧出口与所述压缩机的进口连通；所述压缩机利用所述第三膨胀机的机械能或电能驱动。

2.根据权利要求1所述的天然气调压系统，其特征在于，所述循环介质为氮气或者甲烷。

3.根据权利要求1所述的天然气调压系统，其特征在于，所述深冷换热器的热侧出口与所述储罐之间的管路上设置有节流阀。

4.根据权利要求1所述的天然气调压系统，其特征在于，所述第一膨胀发电机组的入口侧管路上设置有流量调节阀和/或截止阀。

5.根据权利要求1所述的天然气调压系统，其特征在于，所述冷却器为水冷却器。

6.根据权利要求1所述的天然气调压系统，其特征在于，所述第一膨胀发电机组包括第一膨胀机和第一发电机，所述第二膨胀发电机组包括第二膨胀机和第二发电机，所述第一膨胀机和所述第二膨胀机为透平膨胀机，所述第一发电机和所述第二发电机均与电网连接。

7.根据权利要求1所述的天然气调压系统，其特征在于，所述初冷换热器和所述深冷换热器均为两股流换热器，所述预冷换热器为三股流换热器；所述初冷换热器、所述深冷换热器、所述预冷换热器为管壳式换热器或者板翅式换热器。

8.一种天然气集输站，其特征在于，包括权利要求1-权利要求7任一项所述的天然气调压系统。

9.根据权利要求8所述的天然气集输站，其特征在于，还包括第三路，天然气长输管道末端还分出所述第三路；

所述第三路包括调压阀和加热装置，天然气长输管道末端的高压天然气经所述调压阀后进入所述加热装置复温。

10.根据权利要求9所述的天然气集输站，其特征在于，还包括汇流器，所述汇流器包括第一进口、第二进口和出口；所述初冷换热器的冷侧出口通过管路与所述第一进口连通，所述加热装置的出口通过管路与所述第二进口连通，所述汇流器的出口汇入天然气下游管路。