进行压缩增压。经膨胀后的低温低压天然气S温度进一步降低，进入第二换热器7换热升温为低温低压天然气N，进入第一换热器5换热升温为常温低压天然气O。O分为两路，一路P进入下游天然气管网。另一路Q与LNG储罐来10的BOG气体R混合，作为净化系统的再生气Z。
[0057]F进入第二换热器7进一步换热降温为低温高压天然气H，经节流减压进入LNG气液分离器9进行气液分离，产生的低温高压天然气L经减压与膨胀后的低温低压天然气S混合进入第二换热器7。经重烃分离罐6分离出的重烃物质G和经第二换热器7换热的天然气N混合，进入第一换热器5。经LNG气液分离器9分离后的液化天然气I，进入LNG储罐10。
[0058]LNG储罐10的低压低温BOG气体Y经换热器11与B换热后，经压缩机12增压，成为气体R，进入再生气Z管道，作为PSA的再生气。再生结束后，再生气W，进入下游天然气管网。
[0059]本发明实施例的压力能回收利用系统，取代了现有调压站的降压工艺，先变压吸附再压缩的设置，考虑变压吸附入口气体温度较低时，吸附效果更好，因此选择变压吸附后再压缩，否则先压缩后的气体温度较高，会影响变压吸附的净化效果节约了现有天然气升温所消耗的燃料，有效的回收了压力能，同时，膨胀机工作同轴带动压缩机工作，将膨胀产生的机械能转变成压缩机的动能，给上游高压管线来的天然气增压，提高了系统的进气压力，有效提高了压力能的利用效率，此外，将转化得到的冷量用于生产液化天然气，提高液化天然气的产量，有效提高了压力能的利用效率，达到了节能降耗的目的。
[0060]图3为本发明实施例3的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0061]如图3所示，本实施例与实施例2基本相同，所不同的是，不包括第三换热器，液化天然储罐中输出的BOG气体进入第二换热器进行换热，换热完成后输出，再进入第一换热器进行换热，在第一换热器内完成换热后再进入第二压缩机12。
[0062]图4为本发明实施例4的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0063]如图4所示，本实施例与实施例2基本相同，所不同的是，本实施例系统还包括变温吸附子系统2。
[0064]所述变温吸附子系统2设置于变压吸附子系统I和第一压缩机4之间，用于天然气的进一步净化。相应的，来自第一换热器5的第二出口的天然气的再生气支路，分为两股，一股作为变温吸附子系统2的再生气，另一股作为变压吸附子系统I的再生气；来自第二压缩机12的BOG气体作为再生气的燃料气，也分为两股，一股作为变温吸附子系统2的再生气的燃料气，另一股作为变压吸附子系统I的再生气的燃料气。
[0065]图5为本发明实施例5的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0066]如图5所示，本实施例与实施例4基本相同，所不同的是，不包括第三换热器，液化天然储罐中输出的BOG气体进入第二换热器进行换热，换热完成后输出，再进入第一换热器进行换热，在第一换热器内完成换热后再进入第二压缩机12。
[0067]图6为本发明实施例6的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0068]如图6所示，本实施例与实施例4基本相同，所不同的是，所述变温吸附子系统2设置在第一压缩机4之后。
[0069]图7为本发明实施例7的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0070]如图7所示，本实施例与实施例5基本相同，所不同的是，所述变温吸附子系统2设置在第一压缩机4之后。
[0071]图8为本发明实施例8的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0072]如图8所示，本实施例与实施例4基本相同，所不同的是，本实施例系统还包括不可逆吸附子系统3。所述不可逆吸附子系统3设置于变温吸附子系统2与第一压缩机4之间，用于对所述原料天然气作进一步净化。
[0073]图9为本发明实施例9的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0074]如图9所示，本实施例与实施例8基本相同，所不同的是，不包括第三换热器，液化天然储罐中输出的BOG气体进入第二换热器进行换热，换热完成后输出，再进入第一换热器进行换热，在第一换热器内完成换热后再进入第二压缩机12。
[0075]图10为本发明实施例10的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0076]如图10所示，本实施例与实施例5基本相同，所不同的是，本实施例系统还包括不可逆吸附子系统3。所述不可逆吸附子系统3设置于变温吸附子系统2与第一压缩机4之间，用于对所述原料天然气作进一步净化。
[0077]图11为本发明实施例11的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0078]如图11所示，本实施例与实施例10基本相同，所不同的是，不包括第三换热器，液化天然储罐中输出的BOG气体进入第二换热器进行换热，换热完成后输出，再进入第一换热器进行换热，在第一换热器内完成换热后再进入第二压缩机12。
[0079]图12为本发明实施例12的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0080]如图12所示，本实施例与实施例5基本相同，所不同的是，本实施例系统还包括不可逆吸附子系统3。所述不可逆吸附子系统3设置于第一压缩机4之后、第一换热器5之前，用于对所述原料天然气作进一步净化。
[0081]图13为本发明实施例13的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0082]如图13所示，本实施例与实施例12基本相同，所不同的是，不包括第三换热器，液化天然储罐中输出的BOG气体进入第二换热器进行换热，换热完成后输出，再进入第一换热器进行换热，在第一换热器内完成换热后再进入第二压缩机12。
[0083]图14为本发明实施例14的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0084]如图14所示，本实施例与实施例4基本相同，不同的是，本实施例还包括不可逆吸附子系统3，所述不可逆吸附子系统设置于变压吸附子系统I与变温吸附子系统2之间。
[0085]图15为本发明实施例15的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0086]如图15所示，本实施例与实施例14基本相同，所不同的是，不包括第三换热器，液化天然储罐中输出的BOG气体进入第二换热器进行换热，换热完成后输出，再进入第一换热器进行换热，在第一换热器内完成换热后再进入第二压缩机12。
[0087]图16为本发明实施例16的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0088]如图16所示，本实施例与实施例2基本相同，所不同的是，本实施例系统还包括不可逆吸附子系统3。
[0089]所述不可逆吸附子系统3设置于变压吸附子系统I和第一压缩机4之间，用于天然气的进一步净化。相应的，来自第一换热器5的第二出口的天然气的再生气支路，作为变压吸附子系统I的再生气；来自第二压缩机12的BOG气体分出一个支路作为变压吸附子系统I的再生气的燃料气。
[0090]图17为本发明实施例17的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0091]如图17所示，本实施例与实施例16基本相同，所不同的是，不包括第三换热器，液化天然储罐中输出的BOG气体进入第二换热器进行换热，换热完成后输出，再进入第一换热器进行换热，在第一换热器内完成换热后再进入第二压缩机12。
[0092]图18为本发明实施例18的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0093]如图18所示，本实施例与实施例16基本相同，所不同的是，所述不可逆吸附子系统3设置在第一压缩机4之后。
[0094]图19为本发明实施例19的天然气管网的压力能回收利用系统结构示意图。
[0095]如图19所示，本实施例与实施例17基本相同，所不同的是，所述不可逆吸附子系统3设置在第一压缩机4之后。
[0096]上述实施例的压力能回收利用系统，取代了现有调压站的降压工艺，先变压吸附再压缩的设置，考虑变压吸附入口气体温度较低时，吸附效