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我国天然气大多采用高压输送至各大门站，经调压至中低压后进入下游燃气管网。天然气在调压的过程中具有丰富的压力能，若能有效地回收利用这部分压力能将会产生良好的经济效益和社会效益。目前，国内外学者对压力能单项回收利用较多，但其存在能量利用不充分、利用效率低等不足，因此有必要对其进行进一步研究，以实现天然气压力能高效利用。本文首先研究了五种天然气管网压力能回收利用单项技术：压力能用于发电、加压CNG、冷库、天然气液化和深冷粉碎，用化工模拟软件ASPEN PLUS进行模拟，并借助火用分析和图像火用分析（EUD）法分析评价工艺中的火用效率及薄弱环节。结果表明：单项利用技术存在低温高用的问题，导致整个工艺的火用效率较低，均在20%~40%之间。同时确定了单项技术的不同温度带，其中发电属于浅冷温度带，CNG和冷库均属于次中冷温度带，橡胶粉碎属于中冷温度带，天然气液化属于深冷温度带，研究结果为工艺的集成化设计提供了理论依据。根据“温度对口、梯级利用、火用损最小化”原则和不同用户的需求进行分析，分别设计了压力能发电-粉碎-冷库集成工艺和压力能发电-CNG-冷库-空调集成工艺，由火用分析和EUD分析的结果表明：压力能发电-粉碎-冷库集成工艺和压力能发电-CNG-冷库-空调集成工艺的火用效率分别为49.72%和56.67%，均高于单项利用技术的效率；膨胀机或压缩机是整个集成工艺中的薄弱环节，为今后提高压力能利用效率提供了优化方向。以北方某调压门站为研究背景，结合压力能集成利用方案进行了工程化设计，确定了适合该调压站的压力能用于发电-CNG-冷库-空调联合工艺。通过带控制点工艺设计、关键设备选型、工艺弹性分析及技术经济性分析确定了工艺方案的可行性。结果表明：天然气流量为50000Nm3/h，调压规模为3.9MPa~0.4MPa，膨胀机发电量每小时可达1452kWh，CNG制得量为6300kg/h，可供冷库负荷为387kW，冷水空调负荷为325kW。工艺项目总投资5020万元，年均营业收入共1084万元，投资回收期仅为6.79年。工程化方案的研究结果为今后天然气管网压力能集成工艺的开发设计与工程实施提供参考依据，具有重要意义。