一种天然气调压系统及天然气集输站

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：

1、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。

2、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：

3、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。

4、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。

技术实现思路

1、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。

2、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。

3、进一步地，所述循环介质为氮气或者甲烷。

4、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。

5、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。

6、进一步地，所述冷却器为水冷却器。

7、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。

8、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。

9、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。

10、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。

11、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。

12、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：

13、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。

14、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。

15、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。