《燃气工程建设与安全管理(2014年0627-2)》由会员分享，可在线阅读，更多相关《燃气工程建设与安全管理(2014年0627-2)（145页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、张增刚,山东建筑大学副教授、硕士生导师、工学博士 煤气与热力杂志社编委委员 山东省住房和城乡建设厅专家委员会委员 山东省土木建筑学会燃气专业委员会委员 山东一通工程技术服务有限公司总经理、国家注册动力设备师 联系电话：18663788971 E-mail:,燃气工程建设与安全管理 场站工程,第一部分：压缩天然气场站,第二部分：液化石油气场站,第三部分：场站安全运行规定,1 压缩天然气供应系统 2 压缩天然气加气站 3 压缩天然气储配站 4 压缩天然气瓶组供气站 5 压缩天然气场站安全管理,第一部分：压缩天然气场站,1.1压缩天然气质量要求,1.1.1压缩天然气质量要求,压缩天然气加气站进站天然
2、气的质量应符合现行国家标准天然气GB17820中规定的II类气质标准和压缩机运行要求的有关规定。 增压后进入储气装置及出站的压缩大然气的质量，必须符合现行国家标准车用压缩天然气GB 18047的规定。 GB50156-2002(2006年版)第8.1.1条,天然气GB17820,车用压缩天然气 （GB18047),1. 1.2 天然气作为汽车燃料的特点-优点,燃烧性好，发热量大，烟尘少，不结碳； 运行安全：燃点、爆炸极限、盛装容器不同； 天然气燃烧迅速充分无爆震现象且价格低； 燃料可以备用。,燃料充装量少，行驶里程短； 改车需要增加投资； 天然气为气态燃料，不易储存和携带，需要建设加气站网络；
3、 动力性能下降约10%。,1. 1.2 天然气作为汽车燃料的特点-缺点,1.2压缩天然气的生产,天然气在环境温度为-40至50时，加压到20MPa以上并以气态储存在容器中即为压缩天然气(CNG)。它是天然气经过净化、压缩、脱水后而形成的。 压缩天然气与管道天然气的组分基本相同，主要成分均为甲烷（CH4）。,1.3压缩天然气的运输,压缩天然气的运输可采用汽车载运气瓶组或拖挂气瓶车，也可采用船载气瓶组或气瓶车水上运输。 压缩天然气长管拖车的充气压力最高不允许超过20MPa。 天然气加压后通过高压胶管和快装接头向压缩天然气气瓶组（车）充气，压缩天然气气瓶组（车）通过公路或水路运输到达城镇卸气站或加气
4、子站。,1.4压缩天然气的应用方式,我国压缩天然气应用技术已经比较成熟，目前除了应用于城市天然气汽车之外，对城镇的天然气供应也已陆续开始。 压缩天然气按用途分为车用和民用两类，两类用户的应用方式包括压缩天然气汽车加气站、压缩天然气储配站和压缩天然气瓶组供应站。,1.4压缩天然气的应用方式,1.4.1压缩天然气汽车加气站 压缩天然气汽车加气站是由高、中压输气管道或气田的集气处理站等引入天然气，经净化、计量、压缩并向气瓶车或气瓶组充装压缩天然气的站场。 燃气汽车发展的三大技术要素所涉及的内容有： 气：气源、气质-生产、运输、储存、充装； 车：车型、排放-匹配、批量、工况、净化； 站：站址、规范-选
5、址、设备、建设、管理。,1.4压缩天然气的应用方式,根据站区现场或附近是否有管线天然气，压缩天然气加气站一般可分为3种类型：常规站、母站和子站。,1.4压缩天然气的应用方式,1.4.2压缩天然气储配站 压缩天然气储配站是具有将槽车、槽船运输的压缩天然气进行卸气、加热、调压、储存、计量、加臭，并送入城镇燃气输配管道功能的站场。 根据压缩天然气储配站的实际用途，可以将其分为四种类型的典型应用：作为在管道天然气到达之前的过渡阶段主气源，中小城镇和中小城市的主要气源，工业用户的主要气源，大型城市储配站或调峰气源、补充应急气源。,1.4压缩天然气的应用方式,1.4.3压缩天然气瓶组供气站 压缩天然气瓶组
6、供气站是采用压缩天然气气瓶组作为储气设施，具有将压缩天然气卸气、调压、计量和加臭，并送入城镇燃气输配管道功能的设施。 由于城市燃气管网建设不能与住宅开发建设同步，而居民小区建设必须同步配套燃气管道，在建设大型站场尚不具备条件的情况下，采用瓶组气化供应站作为居民小区的过渡气源是一种有效的供气方法。,2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置,在城市建成区内，CNG加气站储气设施的总容积应符合下列规定： 1 CNG加气母站储气设施的总容积不应超过120m3。 2 CNG常规加气站储气设施的总容积不应超过30m3。 3 CNG加气子站内设置有固定储气设施时，固定储气设施的总容积不应超过18m3，站内
7、停放的车载储气瓶组拖车不应多于1辆。 4 CNG加气子站内无固定储气设施时，站内停放的车载储气瓶组拖车不应多于2辆。 5 CNG常规加气站可采用LNG储罐做补充气源，但LNG储罐容积、CNG储气设施的总容积和加气站的等级划分，应符合本规范第3.0.12条的规定。,2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置,表3.0.12 LNG加气站、L-CNG加气站、LNG和L-CNG加气合建站的等级划分,注：带“*”的加气站专指CNG常规加气站以LNG储罐做补充气源的建站形式。,2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置,加油与CNG加气合建站的等级划分，应符合表3.0.14的规定。 表3.0.14 加油
8、与CNG加气合建站的等级划分,注：1 柴油罐容积可折半计入油罐总容积。 2 当油罐总容积大于90 m3时，油罐单罐容积不应大于50 m3；当油罐总容积小于或等于90m3时，汽油罐单罐容积不应大于30m3，柴油罐单罐容积不应大于50m3。,2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置,加油加气站的站址选择，应符合城乡规划、环境保护和防火安全的要求，并应选在交通便利的地方。 在城市建成区不宜建一级加油站、一级加气站、一级加油加气合建站、CNG加气母站。在城市中心区不应建一级加油站、一级加气站、一级加油加气合建站、CNG加气母站。 城市建成区内的加油加气站，宜靠近城市道路，但不宜选在城市干道的交叉路口
9、附近。,2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置,压缩天然气加气站站址选择 1压缩天然气加气站的布点、选址的主要原则 （1）压缩天然气加气站安全性及评价标准 1）重要公共建筑和涉及国计民生的其它重要建、构筑物周围50m范围内不得建压缩天然气加气站。 2）加气站选址应有效避开居民稠密区和人员密集的繁华地段，以减少事故时对人员的伤害。,2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置,3）城区内压缩天然气加气站的规模一般控制在天然气售量为1000020000Nm3/d。加气站规模大，要求安全防范距离大，城市区域不易满足，发生事故对周围危害也大，且容易造成车辆拥挤而堵塞交通，在城区范围内不易多建。 4）
10、压缩天然气加气站与站外建、构筑物以及与明火和散发火花地点的防火间距及安全评价标准应满足下列规范的规定： 建筑设计防火规范GB50016； 汽车加油加气站设计与施工规范GB50156 CNG加气站和加油加气合建站的压缩天然气工艺设备与站外建（构）筑物的安全间距，不应小于表4.0.8的规定。 城镇燃气设计规范 GB50028 。,2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置,3.1.2压缩天然气加气站平面布置 加气站的围墙设置应符合以下规定： 1加气站的工艺设施与站外建、构筑物之间的距离小于或等于25m以及规范规定防火距离的1.5倍时，相邻一侧应设置高度不低于2.2m的非燃烧实体围墙。 2面向进出口
11、道路的一侧宜设置非实体围墙，或开敞。 3车辆入口和出口应分开设置。,2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置,站区内停车场和道路应符合下列规定： 车辆入口和出口应分开设置。 站区内停车位和道路应符合下列规定： 1 站内车道或停车位宽度应按车辆类型确定。CNG加气母站内单车道或单车停车位宽度，不应小于4.5m，双车道或双车停车位宽度不应小于9m；其他类型加油加气站的车道或停车位，单车道或单车停车位宽度不应小于4m，双车道或双车停车位不应小于6m。 2 站内的道路转弯半径应按行驶车型确定，且不宜小于9m。 3 站内停车位应为平坡，道路坡度不应大于8%，且宜坡向站外。 4 加油加气作业区内的停车位
12、和道路路面不应采用沥青路面。 加油加气作业区与辅助服务区之间应有界线标识。,2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置,加油加气作业区内，不得有“ 明火地点”或“散发火花地点”。 加油加气站的变配电间或室外变压器应布置在爆炸危险区域之外，且与爆炸危险区域边界线的距离不应小于3m。变配电间的起算点应为门窗等洞口。 站房可布置在加油加气作业区内，但应符合本规范第12.2.10条的规定。站房的一部分位于加油加气作业区内时，该站房的建筑面积不宜超过300m2，且该站房内不得有明火设备。,2.1压缩天然气加气站站址选择及总平面布置,加油加气站内设置的经营性餐饮、汽车服务等非站房所属建筑物或设施，不应布置
13、在加油加气作业区内，其与站内可燃液体或可燃气体设备的防火间距，应符合本规范第4.0.44.0.9条有关三类保护物的规定。经营性餐饮、汽车服务等设施内设置明火设备时，则应视为“明火地点”或“散发火花地点”。 按本规范附录C划分的爆炸危险区域，不应超出站区围墙和可用地界线。加油加气站内设施之间的防火距离，不应小于表5.0.13-1和表5.0.13-2的规定。,2.2.1压缩天然气加气母站工艺流程,a,1. 2加气母站,2.2.2压缩天然气加气常规站工艺流程,a,2.2.3天然气加气子站（液压式）工艺流程,2.2.4天然气加气子站（压缩机式）工艺流程,2.3压缩天然气加气站主要设备设施,2.3.1调
14、压计量系统,目前国内外常用的脱水方式有两种： 前置脱水，脱水装置安装在压缩机进气口之前，对进站天然气进行深度脱水，工作压力为管网进站压力； 后置脱水，脱水装置安装在压缩机排气口之后，对压缩后的高压天然气进行深度脱水，工作压力为压缩机的排气压力。,2.3.2 脱水装置,高压脱水工艺流程-,低压脱水工艺流程,两种方式比较, 先脱水后压缩，可减轻超压缩机负荷，防止液击现象发生，减少气体中酸性杂质对压缩机的损害。 先压缩后脱水，可减少吸附剂用量，使脱水装置体积减少。 管网压力：进站管网压力较高(0.4MPa)时，应优先选用前置脱水方式；管网压力较低(0.15MPa)时，应考虑选用后置脱水方式。,两种方
15、式比较, 处理气量：前置脱水可处理大流量气体，可达1.5104Nm3/h，后置脱水方式因受高压管件、阀门限制，目前只宜处理小流量气体，一般3500Nm3/h。 再生方式：前置脱水可采用独立的闭式循环系统进行再生，不受压缩机是否开机的限制。,后置脱水再生气回收困难： 如果让再生气回流到压缩机进气管线，则必须再生过程与压缩机工作过程同步进行。如压缩机工作时间短，则易造成再生过程中断，再生不完全，无法保证成品气体露点达到要求，甚至使成品气有可能带水。 再生气进入废气回收系统，不仅费用高，还存在安全隐患。 再生气放空，将会造成能源浪费，CNG加气站运行费用增加。,两种方式比较, 成品气品质：前置脱水可
16、充分利用庞大的管网系统作为脱水装置的缓冲器，使脱水过程中压力保持稳定，从而使气体品质(露点)保持稳定。 后置脱水装置的工作压力在压缩机开启时，或CNG加气站加气过程中容易波动，工作压力的波动势必造成气体品质的不稳定。 吸附剂寿命：前置脱水装置的吸附剂寿命远高于后置脱水装置。,两种方式比较, 成本比较： 后置脱水装置的重量和体积约是同流量前置脱水装置的1/2，设备价格也较低。但因高压阀门、管件价格昂贵，每台高压脱水装置的年维修费用是每台低压脱水装置年维修费用的710倍。,两种方式比较,压缩机的结构形式,2.3.3 天然气增压设备,压缩机气缸的润滑方式,压缩机的冷却方式,1地下储气井,设计压力为25Mpa，储气井的深度一般为150米。套管是按照API标准5CT制造的N80钢级石油套管,钢号为30Mn4和28CrMo6。其占地面积很小，有利于站场平面布置；虽然初期投资较大，但储气井至少可以使用25年以上，并可以节省检验维护费，安全可靠性好。其缺点是耐压试验无法检验强度和密封性,制造缺陷也不能及时发现.排污不彻底,容易对套管造成应力腐蚀。,
