煤层气利用项目安全预评价报告

1、目录 TOC o 1-3 h z u HYPERLINK l _Toc317082015 1 概述 PAGEREF _Toc317082015 h 1 HYPERLINK l _Toc317082016 1.1 评价目的 PAGEREF _Toc317082016 h 1 HYPERLINK l _Toc317082017 1.2 评价原则 PAGEREF _Toc317082017 h 1 HYPERLINK l _Toc317082018 1.3 评价依据 PAGEREF _Toc317082018 h 1 HYPERLINK l _Toc317082019 1.3.l 法律、法规、规章

2、PAGEREF _Toc317082019 h 1 HYPERLINK l _Toc317082020 1.3.2 标准和规范 PAGEREF _Toc317082020 h 2 HYPERLINK l _Toc317082021 委托单位提供的有关资料 PAGEREF _Toc317082021 h 3 HYPERLINK l _Toc317082022 1.4评价范围 PAGEREF _Toc317082022 h 3 HYPERLINK l _Toc317082023 1.5评价程序 PAGEREF _Toc317082023 h 3 HYPERLINK l _Toc317082024

3、2 建设项目概况 PAGEREF _Toc317082024 h 5 HYPERLINK l _Toc317082025 2.1建设单位基本概况 PAGEREF _Toc317082025 h 5 HYPERLINK l _Toc317082026 2.2建设项目概况 PAGEREF _Toc317082026 h 5 HYPERLINK l _Toc317082027 2.3项目建设条件 PAGEREF _Toc317082027 h 5 HYPERLINK l _Toc317082028 地理位置 PAGEREF _Toc317082028 h 5 HYPERLINK l _Toc3170

4、82029 地质特征 PAGEREF _Toc317082029 h 6 HYPERLINK l _Toc317082030 气象条件 PAGEREF _Toc317082030 h 6 HYPERLINK l _Toc317082031 2.4 主要原料及来源 PAGEREF _Toc317082031 h 8 HYPERLINK l _Toc317082032 气质分析报告 PAGEREF _Toc317082032 h 8 HYPERLINK l _Toc317082033 2.4.2 压力 PAGEREF _Toc317082033 h 9 HYPERLINK l _Toc317082

5、034 流量： PAGEREF _Toc317082034 h 9 HYPERLINK l _Toc317082035 2.5主要工艺流程 PAGEREF _Toc317082035 h 10 HYPERLINK l _Toc317082036 2.5.1 煤层气压缩母站 PAGEREF _Toc317082036 h 10 HYPERLINK l _Toc317082037 2.5.2 CNG储配站 PAGEREF _Toc317082037 h 11 HYPERLINK l _Toc317082038 2.5.3 CNG汽车加气子站 PAGEREF _Toc317082038 h 13 H

6、YPERLINK l _Toc317082039 煤层气供气管道 PAGEREF _Toc317082039 h 15 HYPERLINK l _Toc317082040 2.6 主要设备 PAGEREF _Toc317082040 h 15 HYPERLINK l _Toc317082041 2.7 厂区建、构筑物 PAGEREF _Toc317082041 h 17 HYPERLINK l _Toc317082042 2.8 控制与报警系统 PAGEREF _Toc317082042 h 17 HYPERLINK l _Toc317082043 2.9 辅助设施 PAGEREF _Toc3

7、17082043 h 19 HYPERLINK l _Toc317082044 供配电 PAGEREF _Toc317082044 h 19 HYPERLINK l _Toc317082045 给排水 PAGEREF _Toc317082045 h 21 HYPERLINK l _Toc317082046 采暖与通风 PAGEREF _Toc317082046 h 22 HYPERLINK l _Toc317082047 消防设施 PAGEREF _Toc317082047 h 22 HYPERLINK l _Toc317082048 防雷和接地 PAGEREF _Toc317082048 h

8、 24 HYPERLINK l _Toc317082049 2.10安全管理机构 PAGEREF _Toc317082049 h 25 HYPERLINK l _Toc317082050 2.11 环境保护 PAGEREF _Toc317082050 h 26 HYPERLINK l _Toc317082051 2.12节能减排 PAGEREF _Toc317082051 h 27 HYPERLINK l _Toc317082052 3 主要危险、有害因素辨识 PAGEREF _Toc317082052 h 28 HYPERLINK l _Toc317082053 3.1 物料的危险特性 PA

9、GEREF _Toc317082053 h 28 HYPERLINK l _Toc317082054 3.2 周边环境和总平面布置危险性分析 PAGEREF _Toc317082054 h 31 HYPERLINK l _Toc317082055 3.3 生产过程中危险、有害因素分析 PAGEREF _Toc317082055 h 32 HYPERLINK l _Toc317082056 火灾、爆炸 PAGEREF _Toc317082056 h 32 HYPERLINK l _Toc317082057 容器爆炸 PAGEREF _Toc317082057 h 33 HYPERLINK l _

10、Toc317082058 窒息和中毒 PAGEREF _Toc317082058 h 33 HYPERLINK l _Toc317082059 物体打击、机械伤害 PAGEREF _Toc317082059 h 33 HYPERLINK l _Toc317082060 触电 PAGEREF _Toc317082060 h 33 HYPERLINK l _Toc317082061 车辆伤害 PAGEREF _Toc317082061 h 34 HYPERLINK l _Toc317082062 高处坠落 PAGEREF _Toc317082062 h 34 HYPERLINK l _Toc317

11、082063 3.3.8 灼烫 PAGEREF _Toc317082063 h 35 HYPERLINK l _Toc317082064 3.4 储存过程中的危险性分析 PAGEREF _Toc317082064 h 35 HYPERLINK l _Toc317082065 火灾、爆炸 PAGEREF _Toc317082065 h 35 HYPERLINK l _Toc317082066 容器爆炸 PAGEREF _Toc317082066 h 35 HYPERLINK l _Toc317082067 中毒和窒息 PAGEREF _Toc317082067 h 36 HYPERLINK l

12、_Toc317082068 高处坠落 PAGEREF _Toc317082068 h 36 HYPERLINK l _Toc317082069 物体打击 PAGEREF _Toc317082069 h 36 HYPERLINK l _Toc317082070 3.5 设备设施危险性分析 PAGEREF _Toc317082070 h 36 HYPERLINK l _Toc317082071 3.6 天然气供气管道危险性分析 PAGEREF _Toc317082071 h 37 HYPERLINK l _Toc317082072 3.7 其他危险有害因素分析 PAGEREF _Toc317082

13、072 h 37 HYPERLINK l _Toc317082073 3.7.1 电气伤害及静电、雷电危害 PAGEREF _Toc317082073 h 37 HYPERLINK l _Toc317082074 3.7.2 振动和喘振危害 PAGEREF _Toc317082074 h 38 HYPERLINK l _Toc317082075 3.7.3 噪声危害 PAGEREF _Toc317082075 h 38 HYPERLINK l _Toc317082076 3.7.4 自动控制系统 PAGEREF _Toc317082076 h 39 HYPERLINK l _Toc317082

14、077 3.7.5 腐蚀性危害 PAGEREF _Toc317082077 h 39 HYPERLINK l _Toc317082078 3.7.6 自然条件危害 PAGEREF _Toc317082078 h 39 HYPERLINK l _Toc317082079 3.8 危险化学品重大危险源辨识与分析 PAGEREF _Toc317082079 h 39 HYPERLINK l _Toc317082080 3.8.1 危险化学品重大危险源辨识 PAGEREF _Toc317082080 h 40 HYPERLINK l _Toc317082081 3.8.2 压力管道重大危险源辨识 PA

15、GEREF _Toc317082081 h 41 HYPERLINK l _Toc317082082 3.8.3 压力容器的重大危险源辨识 PAGEREF _Toc317082082 h 42 HYPERLINK l _Toc317082083 3.8.4 锅炉的重大危险源辨识 PAGEREF _Toc317082083 h 42 HYPERLINK l _Toc317082084 4 事故案例分析 PAGEREF _Toc317082084 h 43 HYPERLINK l _Toc317082085 5 评价方法的选择和评价单元的划分 PAGEREF _Toc317082085 h 47

16、HYPERLINK l _Toc317082086 5.1 评价方法的划分原则 PAGEREF _Toc317082086 h 47 HYPERLINK l _Toc317082087 5.2 评价单元的划分 PAGEREF _Toc317082087 h 47 HYPERLINK l _Toc317082088 5.3 评价方法的选择 PAGEREF _Toc317082088 h 47 HYPERLINK l _Toc317082089 评价方法的选用 PAGEREF _Toc317082089 h 47 HYPERLINK l _Toc317082090 评价方法简介 PAGEREF _

17、Toc317082090 h 48 HYPERLINK l _Toc317082091 6 定性、定量评价 PAGEREF _Toc317082091 h 50 HYPERLINK l _Toc317082092 6.1 采用安全检查表法进行评价 PAGEREF _Toc317082092 h 50 HYPERLINK l _Toc317082093 6.2 采用预先危险性分析法进行评价 PAGEREF _Toc317082093 h 52 HYPERLINK l _Toc317082094 预先危险性分析法简介 PAGEREF _Toc317082094 h 52 HYPERLINK l _

18、Toc317082095 工艺设备设施单元 PAGEREF _Toc317082095 h 53 HYPERLINK l _Toc317082096 公用工程及辅助配套设施单元 PAGEREF _Toc317082096 h 56 HYPERLINK l _Toc317082097 储存区预先危险性分析 PAGEREF _Toc317082097 h 58 HYPERLINK l _Toc317082098 天然气管路输送单元预先危险性分析 PAGEREF _Toc317082098 h 60 HYPERLINK l _Toc317082099 6.3 采用事故树法分析方法进行评价 PAGER

19、EF _Toc317082099 h 61 HYPERLINK l _Toc317082100 压缩机燃爆事故树分析 PAGEREF _Toc317082100 h 61 HYPERLINK l _Toc317082101 7 安全对策措施建议 PAGEREF _Toc317082101 h 68 HYPERLINK l _Toc317082102 7.1 在可行性研究报告中提出的安全对策措施 PAGEREF _Toc317082102 h 68 HYPERLINK l _Toc317082103 7.2 补充的安全对策措施及建议 PAGEREF _Toc317082103 h 71 HYPE

20、RLINK l _Toc317082104 7.2.1 总平面布置和建筑安全对策措施 PAGEREF _Toc317082104 h 71 HYPERLINK l _Toc317082105 7.2.2 工艺及设备方面的安全对策措施 PAGEREF _Toc317082105 h 71 HYPERLINK l _Toc317082106 7.2.3 电气及仪表控制方面的对策措施 PAGEREF _Toc317082106 h 74 HYPERLINK l _Toc317082107 7.2.4 防雷对策措施 PAGEREF _Toc317082107 h 75 HYPERLINK l _Toc

21、317082108 7.2.5 防静电对策措施 PAGEREF _Toc317082108 h 76 HYPERLINK l _Toc317082109 7.2.6 防车辆伤害对策措施 PAGEREF _Toc317082109 h 77 HYPERLINK l _Toc317082110 7.2.7 动火检修作业 PAGEREF _Toc317082110 h 78 HYPERLINK l _Toc317082111 7.2.8 消防、报警系统方面对策措施 PAGEREF _Toc317082111 h 79 HYPERLINK l _Toc317082112 7.2.9 防腐蚀对策措施 P

22、AGEREF _Toc317082112 h 80 HYPERLINK l _Toc317082113 7.2.10 风灾防范对策措施 PAGEREF _Toc317082113 h 80 HYPERLINK l _Toc317082114 7.2.11 防洪排涝对策措施 PAGEREF _Toc317082114 h 81 HYPERLINK l _Toc317082115 7.2.12 抗震和防沉降对策措施 PAGEREF _Toc317082115 h 81 HYPERLINK l _Toc317082116 7.2.13 劳动卫生方面的对策措施 PAGEREF _Toc31708211

23、6 h 81 HYPERLINK l _Toc317082117 7.2.14 重大危险源安全管理措施 PAGEREF _Toc317082117 h 82 HYPERLINK l _Toc317082118 7.2.15 安全管理方面的对策措施 PAGEREF _Toc317082118 h 83 HYPERLINK l _Toc317082119 7.2.15 建立事故应急救援预案制度 PAGEREF _Toc317082119 h 85 HYPERLINK l _Toc317082120 8 评价结论 PAGEREF _Toc317082120 h 86 HYPERLINK l _Toc

24、317082121 8.1危险有害因素辨识结果 PAGEREF _Toc317082121 h 86 HYPERLINK l _Toc317082122 8.2定性定量评价结果 PAGEREF _Toc317082122 h 86 HYPERLINK l _Toc317082123 9与建设单位交换意见的情况结果 PAGEREF _Toc317082123 h 88报告附件（复印件）：1、合建站总平面布置图；1 概述1.1 评价目的安全预评价是为了贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，在项目建设前，依据建设项目可行性报告等资料对工程、系统中潜在的危险、有害因素进行辨识与分析，判断系统发生

25、事故的可能性及其严重程度，提出科学、合理、可行的安全对策措施，为建设项目初步设计提供科学依据，有利于提高建设项目的本质安全程度。1.2 评价原则1）安全预评价必须合法、科学、公正、有针对性。2）采用可靠、先进、实用的预评价方法与技术，确保预评价质量。3）保证预评价结论的正确性和所提出安全对策措施的可靠性、经济合理与针对性。1.3 评价依据1.3.l 法律、法规、规章（1）中华人民共和国安全生产法（中华人民共和国主席令第70号）；（2）中华人民共和国消防法（中华人民共和国主席令第6号）；（3）中华人民共和国劳动法（中华人民共和国主席令第28号）；（4）危险化学品安全管理条例（国务院令201159

26、1号）；（5）特种设备安全监察条例（国务院令2009549号）；（6）工作场所安全使用化学品规定（原劳动部1996423号）；（7）爆炸危险场所安全规定（原劳动部劳部发199556号）；（8）固定式压力容器安全技术监察规程（TSG R004-2009）；（9）关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见国家安全生产监督管理局文件 安监管协调字200456号；（10）城市燃气管理办法（建设部199762号）；（11）城市燃气安全管理规定（1991年5月1日起施行）；（12）爆炸危险场所安全规定（劳部发199556号）。 标准和规范（1）安全预评价导则（AQ80022007）；（2）建筑设计防火规范（

27、GB50016-2006）；（3）城镇燃气设计防火规范（GB50028-2006）；（4）化学品分类和危险性公示 通则（GB13690-2009）；（5）危险化学品重大危险源辨识（GB18218-2009）；（6）石油天然气工程设计防火规范（GB50183-2004）；（7）汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-2002）（8）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-1992）；（9）建筑抗震设计规范（GB50011-2010）；（10）建筑物防雷设计规范（GB50057-2010）；（11）建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）；（12）消防安全标志设置要求（

28、GB15630-1995）；（13）低压配电设计规范（GB50054-1995）；（14）液体石油产品静电安全规程（GB13348-2009）；（15）企业职工伤亡事故分类（GB64411986）；（16）易燃易爆性商品储藏养护技术条件（GB179141999）；（17）安全标志及其使用导则（GB2894-2008）；（18）石油化工静电接地设计规范（SH3097-2000）；（19）防止静电事故通用导则（GB12158-2006）；（20）供配电系统设计规范（GB50052-2009）；（21）化工企业总图运输设计规范（GB50489-2009）：（22）生产经营单位安全生产事故应急预案编制

29、导则（AQT9002-2006）： （23）用电安全导则（GB /T13869-2008）：（24）液体输送用不锈钢无缝钢管（GB/T14976-2002）：（25）职业性接触毒物危害程度分级（GBZ 230-2010）：（26）工业企业总平面设计规范（GB50187-1993）：（27）输气管道工程设计规范（GB50251-2003）。委托单位提供的有关资料（1）总平面布置图；（2）XX市煤层气利用项目可行性研究报告。1.4评价范围本次安全预评价的范围为XX市XX新能源开放利用有限责任公司的煤层气压缩母站、CNG储配站、CNG汽车加气子站、3.4km煤层气集输管道、公用工程以及配套辅助设施。

30、1.5评价程序本次评价程序如图1-1所示。确定安全评价范围危险、有害因素辨识与分析划分评价单元确定评价方法定性、定量评价前期准备安全评价程序 图11提出安全对策措施建议整理、归纳安全评价结论与建设单位交换意见编制安全预评价报告2 建设项目概况2.1建设单位基本概况延边XX燃气集团有限责任公司成立于2003年，注册资本8250万元，固定资产总值31000万元，集团现有十一家全资子公司，公司是具有煤层气的勘探、开发和利用，城市燃气项目建设、运营、燃气工程和燃气管道销售为一体的能源开发及利用企业。XX市XX新能源开发利用有限责任公司,是延边XX燃气集团有限责任公司的全资子公司，坐落在XX市明盛街27

31、77号，负责煤层气的勘探、开发和利用。2.2建设项目概况1）项目建设单位：XX市XX新能源开发利用有限责任公司：2）项目总投资：7834万元：3）项目性质：新建项目：4）项目规模：建设项目为一座移动式煤层气压缩母站，压缩量为：500m3/h，年压缩煤层气：438万m3，可满足XX市部分居民用户和汽车用户对煤层气的需求。煤层气集输管道3.4公里，连接煤层气抽采井2口，一座CNG储配站，流量为5000m3/h，日供应管道煤层气2.4万m3，年供气876万m3，可满足8万户居民用户使用管道天然气。一座CNG汽车加气子站，日供应汽车用户天然气1.1万m3，年供气400万m3，可满足400台出租车使用天

32、然气作为燃料。2.3项目建设条件地理位置XX市位于吉林省东南部的图们江下游地区，与朝鲜民主主义共和国和俄罗斯接壤，地理位置在东经13000321”至13001833”，北纬4202520”至4303018”，面积5145平方公里，总人口28万人，出租车1200台以上。地质特征XX市自然资源非常丰富。境内有XX、春化、敬信等几个沉煤盆地，煤炭探明储量7.78亿吨，远景储量约12亿吨以上，是吉林省最大的煤田。XX煤田八连城板石区属在建和新建矿山的井田，煤层气资源保存完好，区块内赋存煤炭储量34385.8万吨，煤层气资源量142828.4万m3。抗震设防烈度按7度设计。气象条件延边州地处北半球的中温

33、带，属于中温带湿润季风气候。主要特点是季风明显，春季干燥多风，夏季温热多雨，秋季凉爽少雨，冬季漫长寒冷。因为延边东部靠近海洋，西部、北部又有高山作天然屏障，所以它与省内同纬度、同海拔高度的地区比较，冬季气温偏高，夏季气温偏低，年日照时数为2300-2500小时，年平均气温为2-6度，极端最高温度为38度，极端最低温度-40度，气温大致随海拔高度和纬度的增高而递减，东部高于西部，盆地高于山地。无霜期为100天至150天，由东向西递减。年降水量500-700毫米，中部盆地和东北部山谷地区雨量较少，西部山地和东南部近海地区雨量较多。年平均风速为2-3米秒。2. 4 厂区位置及平面布置XX市XX新能源

34、开发利用有限责任公司，位于XX市明盛街2777号。1）移动式煤层气压缩母站本工程因场区位置随煤层气抽采井位置的变化而变化，故本工程不建设固定建筑物。本工程建设移动式撬装煤层气压缩系统、移动野营房或可拆卸彩板房作为站房。根据有关规范规定气瓶车固定停车位及露天的压缩机、加气区等处的生产火灾危险类别为甲类,移动野营房或可拆卸彩板房的生产火灾危险类别为丙类。2）CNG储配站CNG储配站设置在XX市明盛街2777号（XX市XX新能源开发利用有限责任公司院内），距市区3.1Km，交通便利，管道铺设方便，投资较小。该站占地2937m2，位于煤层气汽车加气子站北侧。储配站分为生产区和生产辅助区。（1）生产区生

35、产区布置在本站西侧，接收区位于生产区的中部，减压区的西部，减压站位于生产区的中部。（2）生产辅助区该区布置在本站东北侧，该区建设站房144m2。消防水池与XX市XX新能源开发利用有限责任公司发电站共用（已经建有600 m3一座和4000 m3一座露天消防水池）及消防水泵房，位于CNG储配站北侧。CNG储配站四周设置高度为2.0米的砖砌块实体围墙。生产区与生产辅助区在西侧设置一个对外出入口。本工程出入口大门宽度为15米。站内全部铺设混凝土路面，面积为：2793m2。3）CNG加气子站（1）站址选择一期工程只建一个站，站址位于XX市明盛街2777号（XX市XX新能源开发利用有限责任公司院内）占地面

36、积约为3941m2。站址选择要求：站内设施与站外建、构筑物距离满足规范的要求，交通方便，路况较好，有利于高压气体半挂车的运输。（2）CNG加气子站总平面布置总平面布置根据城镇燃气设计规范（GB50028-2006）、建筑设计防火规范（GB50016-2006）、汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-2002）等有关规范进行设计。站内东侧建设站房2处，共355m2，耐火等级为二级，采用砖混结构。站内中部为罩棚面积500m2。竖向设计:站区雨水采取自然散排，坡度采用5。运输与道路:站内全部采用混凝土路面，站内西侧设12m宽大门，用于进出CNG高压气体运输车。南侧共53.6m全部与站外道路相

37、连，方便加气车辆的出入。详细情况见附件总平面布置图。2.5主要原料及来源 本工程主要原料有煤层气，煤层气是蕴藏在地壳内的一种可燃气体，其主要成份是甲烷，含量往往高达9095%；其余是乙烷、丙烷、丁烷、戊烷等烃类及氮、氦、二氧化碳和少量硫化氢等。本工程主要气源来自XX煤田八连城-板石区快煤层气。2.5.1气质分析报告（1）XX八连城煤矿煤层气4#井：序组分分析组分含量%无空气基分析组分含量%1氧O20.55-2氮N24.152.253甲烷CH495.1997.644乙烷C2H60.060.065丙烷C3H8006二氧化碳CO20.050.05（2）XX八连城煤矿煤层气5#井：序组分分析组分含量%

38、无空气基分析组分含量%1氧O21.73-2氮N28.482.543甲烷CH489.6297.284乙烷C2H60.150.165丙烷C3H8006二氧化碳CO20.020.03以上气质分析报告为XX煤田八连城区块煤层气地面抽采井2011年11月化验数据。2.5.2压力根据XX市XX新能源开发利用有限责任公司煤层气地面抽采井2011年排采记录，XX煤田八连城区块煤层气4#井压力为0.4-0.5MPa 5#井压力为0.35-0.5MPa。2.5.3流量根据XX市XX新能源开发利用有限责任公司煤层气地面抽采井2011年排采记录，XX煤田八连城区块煤层气4#井平均流量为3200m3/d,5#井平均流量

39、为2800 m3/d 。从以上分析数据可以看出，XX煤田八连城区块煤层气中甲烷含量较高，达到89.62-95.19%，且杂质较低，压力与流量比较稳定，与天然气差别不大。2.6主要工艺流程2.6.1煤层气压缩母站XX八连城煤田区块位于XX西南部，地表为基本农田，因我国土地政策原因，征地建设固定煤层气压缩母站较难，如选择非基本农田建设煤层气压缩母站，势必增加煤层气输送管道长度，增加项目造价，不利于工程建设，加上煤层气抽采井服务年限的不固定性和一期煤层气压缩量较小，故本项目一期工程采用移动式煤层气压缩母站。（1）技术方案选择煤层气压缩装置工艺流程是一个成熟和相对稳定的工艺，在通常采用的工艺流程中主要

40、因脱水工艺的变化而演化为两种工艺流程。脱水工艺分为前置低压脱水和后置高压脱水。对于本工程气源取自试气井放空煤层气及偏远零散气井的煤层气，工作地点不固定的特点，本工程采用后置高压脱水。因压缩母站的位置不固定性，故所采用的压缩设备和净化设备全部采用撬装式设备，便于运输和安装。（2）工艺流程从井口管道引出的煤层气经煤层气输送管道至移动式煤层气压缩母站储气罐（4m3），所供的撬装成套设备直接从储气罐取气。气体首先进入气液分离罐，经过分离后进入除尘过滤器，经过除尘过滤后进入调压计量装置，再进入撬内的缓冲罐进行缓冲、稳压后进入天然气压缩机进行增压至25.0MPa，通过送气阀门把增压后的天然气送入高压脱水系

41、统进行处理后，最终把处理后的合格气体送入撬内配置的加气柱给CNG高压气体运输车加气。另外撬内还设置了废气回收罐，主要是回收压缩机在压缩过程中，分离出的油、水和高压脱水排出的水，集中后排出撬外。方便用户接管引入安全地带。（3）工艺流程简图：除尘过滤器气液分离罐储气罐煤层气地面抽采井煤层气压缩机缓冲罐调压计量装置废气回收罐高压脱水系统CNG集束管拖车加气柱（4）压缩冷却方式压缩机冷却方式分三类：风冷、混冷、水冷。风冷方式：用于北方寒冷地区，在南方炎热地区冷却效果较差。混冷方式：常用于城区对噪声要求较高的区域。水冷方式：冷却效果好，但在寒冷地区使用不便且使用成本高。在本工艺中采用风冷方式。2.6.2

42、 CNG储配站（1）储气规模及工艺流程XX市现有居民用户8万户，按达到设计规模，气化率达到100%时的用气量计算，日需耗用煤层气2.4万m3,为了保证向各用户不间断地正常供气，同时能满足各用户的高峰用气量，天然气输配系统必须具备足够的调峰设施，本工程选用橇装式高压气体贮气设备做为调峰设备。根据国内已供应管道燃气的大中城市的经验，用于日调峰的储气系数为。但本工程气源是压缩天然气，规范无明确规定，参照城镇燃气设计规范（GB50028-2006）7.3.3条，考虑气源状况及运输距离较远等因素,故储气系数取1.5。天然气气源橇装计量稳压系统橇装压缩系统装车运输(每车CNG4550m3)压缩天然气卸车接

43、头天然气调压站橇装干燥装置充气柱公福用气工业用气城市输配管网调压设备居民生活用气工艺流程（2）天然气储配站高压气体运输车天然气工程储气系数按1.5计算，可购置7台高压气体半挂车（5500m3/车），共3.85万m3作为调峰设施。每天消耗约5台高压气体半挂车储气量,共2.4万m3，每天保证7台高压气体半挂车在满负荷状态。因此该项目需购置CNG高压气体半挂车（5500m3/车）12台，牵引拖车3台。高压气体运输车是由牵引车、集装箱式拖架、压缩天然气运输车三部分组成，全部外购。压缩天然气减压站减压站为整体型橇装设备，内设二级调压及伴热系统,还带有超压放散，紧急切断装置及加溴装置和流量计，其中调压系统

44、分为两路，一开一备。减压站技术先进、自动化程度较高、体积小、运输及安装都很方便。CNG减压站工艺参数减压站入口压力: 20Mpa减压站出口压力: 0.4Mpa减压站流量: 5000Nm3/h减压站出口温度 ： 15 主要工艺设备一览表（/站）序号名称规格单位数量1CNG减压撬5000m3/h台12燃气锅炉0.47MW台23高压气体运输车5500m3台124牵引拖车-台32.6.3 CNG汽车加气子站（1）工艺流程选择天然气加气站可分为CNG常规站和CNG子母站2种类型。CNG常规站是目前国内建设最多（数量占全国的80%以上）、技术最成熟、配套设备最完善的一种加气站建设模式，又称标准站。适应于天

45、然气输配管网的覆盖区域内。CNG子母站是近几年针对管网、征地、安全等条件限制而发展起来的一种无管网输配技术，可以建在输配管网尚未敷设的区域。母站一般建设在城市管网接收门站、调压站或天然气主干管附近，一个母站通常配置46个子站；子站一般建设在主城区。XX市煤层气压缩母站距市区较远，不具备建设标准站的条件，故本项目采用CNG加气子站。目前子站卸气方式有两种，一种是采用压缩机卸气，一种是采用液压油卸气。压缩机卸气方式：高压气体运输半挂车将从母站转运来的天然气经优先顺序控制盘分别注入高、中、低压储气装置中储存，然后通过加气机给汽车钢瓶加气。子站一般还需配置压缩机。为提高半挂车的取气率，用压缩机将半挂车

46、内的低压气体升压后，转存到站内储气装置或直接给天然气汽车加气。本项目采用压缩机卸气方式。压缩机卸气方式流程图如下：高压气体拖车卸气、计量优先顺序控制盘压缩机储气装置加气机（2）CNG汽车加气站操作系统工艺参数如下表：工作压力：20MPa；工作能力：2000Nm3/h；取气率：95%；钢瓶卸完气后余压：1MPa；适应温度：-40+50；主电机功率：30kw；进站CNG运输拖车天然气压力：25MPa；充装压力：2022MPa；设计汽车加气量： 10000Nm3/d。2.6.4煤层气供气管道 煤层气集输管道是连接各煤层气井的输气管道，本工程一期共4口地面抽采井，二期共20口地面抽采井。由于煤层气井所

47、在地区为农田，地下障碍物较少，故采用直埋铺设，一期预计铺设煤层气集输管道3.4Km，二期预计铺设煤层气集输管道8.0Km。考虑到煤层气的压力和煤层气含水的特性，故决定煤层气输送管道采用无缝钢管，连接方式采用手工电弧焊焊接，防腐要求为特加强级防腐，采用四毡五油，因XX市冻土深度为-1.8m，故管道埋深为1.8m。管径根据建设单位煤层气输送管道路径，经水力计算后确定，管道系统设置凝水缸，凝水缸间距小于500m，阀门采用法兰球阀。2.7主要设备1）煤层气压缩母站主要设备：煤层气压缩母站主要设备表序号名称规格单位数量备注1煤层气压缩机撬530 m3/h台12煤层气净化撬台13储气罐4 m3台12）CN

48、G储配站主要工艺设备一览表（/站） CNG储配站主要工艺设备一览表序号名称规格单位数量1CNG减压撬5000m3/h台12燃气锅炉0.47MW台23高压气体运输车5500m3台124牵引拖车-台33）CNG加气子站主要工艺设备一览表（/站）CNG加气子站主要工艺设备一览表序号名称数量备注1压缩机撬1 -2加气机4-3卸气柱1-4优先顺序盘1-5储气井3水容积共6m36高压气体运输车35500m37牵引拖车1-CNG加气子站主要电气设备一览表设备名称主要性能参数单位数量箱式变压器200KVA座1低压配电柜XL21-800X600X2000台1暗装照明箱PXT(R)-4-3X6/1CM台2UPS电

49、源UH11 2KW 30min台10.4KV电缆-m现场实际防雷接地-项13）公用工程及辅助设备表公用工程及辅助设备表序号名称规格单位数量备注1消防水泵Q=88L/s、H=70m台2一备一用2燃气锅炉0.47Mw台2一备一用3柴油发电机组45GF5台1-4电力变压器S9-50KVA 10/0.4KV台1-5全自动气压给水设备QHGD2-12-0.50套1-2.8 CNG储配站、加气子站建、构筑物CNG储配站、加气子站内主要建构筑物见下表：CNG储配站、加气子站内主要建构筑物表序号名 称单位数量结构类型层数1CNG储配站站房m2144砖混结构单层建筑2CNG卸气柱m21-3消防水池m34600-

50、4CNG加气子站房m2215.6砖混结构单层建筑5罩棚m2506-6固定停车位m258.52-7减压撬m224-8压缩机室m71.2砖混结构单层建筑9修配车间m2144砖混结构单层建筑10控制室m235砖混结构单层建筑11锅炉房m269砖混结构单层建筑12发电机室m235砖混结构单层建筑2.9 控制与报警系统1）煤层气压缩母站：压缩机是采气区最重要的工艺设备，其运行控制由成套配置的程序控制柜完成。压缩机及卸气装置运行参数应上传至站内监控室，监控室内安置专用电脑，以便对各个工作环节进行操作及报警。为确保安全，站内各工艺装置撬应设置固定式可燃气体浓度报警器，同时操作工携带便携式可燃气体浓度报警器在

51、生产区检查，当煤层气泄漏浓度达到爆炸下限的20%时声光报警。2）CNG储配站：温度检测：主要完成进出站天然气温度及伴热水管供水、回水温度的检测。 压力检测：主要完成进出站压力、调压后天然气压力的检测。流量计量：由于撬装调压设施带有计量装置，故本工程不另设流量计量装置。煤层气浓度检测：生产作业环境可燃气体浓度是一主要生产安全参数。为确保安全生产，卸气区、调压区及密集管网区均设有固定式天然气浓度检测仪，其它生产区的天然气浓度，可采用便携式可燃气体浓度报警器，由工作人员巡回检测。3）CNG汽车加气子站：（1）自动控制系统方案：压缩机控制柜由撬体主设备生产厂家成套供应。硬件及软件都由主设备厂家成套供应

52、，采用触摸屏人机界面。压缩机内自带温度检测、压力检测、液位检测、报警检测。加气机内设质量流量检测仪表。压缩机及加气机处，可燃气体有可能泄漏的场所设有可燃气体报警器。站内重要参数如可燃气体浓度、天然气压力等设有安全联锁保护功能。为保证生产人员和设备的安全，应对关键参数设置超限报警，同时联锁关闭撬装工艺装置。在现场和控制室内分别设置ESD按钮，在紧急情况下可迅速停止压缩机，ESD按钮只能人工复位。为保证紧急切断系统在紧急情况下可以实现切断，相关操作和数据上传送至上级监控系统。站内设有电脑及打印机（与卡式管理系统配套供应）等站用卡式管理系统，每台加气机引出一根电缆至站用卡式管理系统，用于对加气机的数

53、据进行管理。站内设有摄像头，可对加气，进出入站区实施监控，监控系统信号上传至上级控制中心。（2）可燃气体浓度报警：为确保安全，在固定停车位、压缩机撬、加气岛等生产区内设有可燃气体浓度报警器探头，并将信号引至站房内的可燃气体报警器。当可燃气体浓度达到爆炸下限20%时报警。可燃气体报警器采用壁挂式安装。（3）现场仪表选型原则：压缩机内现场仪表由主设备生产厂家成套供应，选型原则是选用隔爆型仪表。防爆等级为：dIIBT4，防护等级为IP65。可耐环境温度：-3070。视频摄像头在防爆区域内的应采用防护等级为ExdIIBT4、IP65摄像机。监控系统容量应能满足要求，并可以实现通过网络向上级控制中心系统

54、传输信号。可燃气体报警器探头选用ES2000T。站内所有数据均上传至站内工控机。工控机要求有较高的防磁、防尘、防冲击的能力，有长时间工作并可以储存站内重要信息数据的能力。2.10 辅助设施2.10.1供配电（1）煤层气压缩装置：煤层气压缩母站用电装置供电负荷为三级负荷，即单回路电源供电即可，本工程生产区域在野外，采用临时电源，设备电压分别为380V和220V，主要为调压撬及仪表用电，总功率约为150kw。因为本工程场地不固定的特点，故煤层气压缩机采用煤层气发动机供电，其他用生活设施电负荷采用柴油发电机供电。电气设备的运行状态上传至采气区PLC控制系统,以及时了解采气区用电设备的运行状态。配电系

55、统：所有工艺装置区按爆炸危险分区应划分为爆炸危险 “2区”， “2区”内所有电气设备均应选用隔爆型，防爆标识为dBT4。照明设计：固定停车位、加气区为有爆炸危险环境场所，其电力及照明设备应选用隔爆型。用电负荷统计表序号负荷名称运行负荷（kw）负荷等级1压缩机系统140三级2其他10三级合计150（2）CNG储配站根据供配电系统设计规范（GB50052-2009）第规定：CNG储配站用电等级为二级，二级负荷应由两个电源供电，当一个电源发生故障时，另一个电源不应同时受到破坏。故储配站设一路10KV电源做工作电源，备用电源采用柴油发电机。储配站设一台S9-50KVA 10/0.4KV电力变压器。一台

56、45GF5柴油发电机组。22KW消防泵加装自耦减压起动装置。天然气储配站用电负荷统计表 序号负荷名称负荷容量（KW）1加臭泵1.52照明103机修104其余5合计26.5（3）CNG汽车加气子站根据汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-2002）规定，加气子站供电负荷为“三级负荷”，即单回路电源供电即可。加气站自控仪表装置应设置不间断UPS供电电源。（UH11 2KW 30min）。由于固定停车位及压缩机撬位于储存区内，加气机位于加注区，其爆炸危险分区等级为“2区”，所以用电设备电机均应选用隔爆型，防爆标识为dIIBT4。在站房的配电间内设置一台XL-21型低压配电箱。配电线路的敷设采

57、用直埋敷设，进出建、构筑物的电缆穿钢管保护并做好防水密封。CNG汽车加气子站用电负荷统计表 序号负荷名称电压（kV）设备数量单台容量(kW）运行数量需要系数计算负荷(kW）负荷等级1压缩机0.3817510.860三级2加气机0.2220.220.80.32三级3卸气柱0.2210.210.80.16三级4站房用电0.3812010.816三级5热风幕0.0012410.819.2三级6仪表用电0.221210.81.6二级7其他0.3813010.824三级8合 计151.6121.3合计变压器台数及容量（kVA）1200KVA无功补偿容量（kVar）30年电能消耗量（104kWh）57.4

58、（4）公用工程用电序号负荷名称运行负荷（kw）负荷等级1生活用电4.5三级2供暖锅炉热水循环泵4.0三级3供暖锅炉定压补水泵0.75三级4供暖锅炉轴流风机0.55三级5消防泵30二级合计39.8用电负荷统计表2.10.2给排水（1）CNG储配站给水储配站生产、生活及消防用水取自城市自来水管道和地下深井。生产用水量：储配站生产用水量为1.92 m3/d，主要是冬季站内采暖锅炉耗水。消防用水量：储配站设有高压气体半挂车7辆（每辆满负荷可充装天然气5500Nm3），根据城镇燃气设计规范（GB50028-2006）第规定,站区内消防用水量为20L/S即72m3/h。因此储配站的消防用水量为72m3/h

59、。火灾延续时间按3h计算，所以消防总用水量为216m3。补充水量每小时不小于10m3/h。给水系统：本站在深井泵房内设QHGD2-12-0.50型全自动气压给水设备一套，直接供给站内生产及生活用水。排水储配站生活污水量1.0m3/d，与XX市XX新能源开发利用有限责任公司发电站共用其化粪池，生活污水经地下槽处理后接至城市市政污水管道。储配站站内雨水按设计坡度排至站外。（2）CNG加气子站给水加气站内用水主要是生活用水，加气站劳动定员为56人（四班三倒）, 全年总用水量300吨。站内用水接自站外市政自来水管道。排水加气站雨水散排出站外。站内设置化粪池，站区生活污水通过管道收集后排入化粪池，定期进

60、行清掏。2.10.3采暖与通风（1）CNG储配站生产换热用热和站房用热采用燃气锅炉供应，选用立式燃气锅炉2台，一开一备，功率为0.47MW。室外热力管线采用直埋敷设，采用聚氨酯泡沫塑料保温。天然气储配站内热水炉室设强制通风设施。（2）CNG汽车加气子站：站内建筑的采暖用热接自站区CNG储配站，站房采暖温度为18。站内热力管网均采用埋地敷设，管道采用预制聚氨酯发泡保温钢管，保温厚度50mm。管线补偿方式为自然补偿。2.10.4消防设施（1）消防水 消防用水量：消防总用水量为216m3。补充水量每小时不小于10m3/h。消防水池：与XX市XX新能源开发利用有限责任公司发电站共用消防水池，原发电站内