第一组实习报告

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1、目录一、磨深一井 2二、磨溪集气总站 4三、磨溪气田联合站 7四、磨溪天然气净化厂 8五、遂宁轻烃站 14六、青白江新站 17七、 成都102 成品油库 20八、 兰成渝输油站 22九、 CNG 加气站 24磨深一井1.1. 基本情况磨深一井地处四川省遂宁市安居区磨溪镇猛虎村，是一口位于磨溪构造高点 东北部，继女基井钻达寒武系的第二口探井。该井于1977 年8月6日开钻，1978 年9月1日完钻。完钻层系寒武系统洗 象池组，完钻井深4501米，人工井底4497.18米。完井方法5层管射孔，射孔 井段3128.6m4475.0m，射开层位有寒武系、奥陶系、阳二2、长兴、飞一组、 嘉二嘉一。层位寒

2、武系、奥陶系、阳二 2、长兴、飞一组酸化后打水泥塞。层 位嘉二一嘉一酸化测试日产气2.743 X 104m3,。1980年7月13日正式投产，生产层位嘉二，开井套压34.0Mpa,开井油压34.5 Mpa,油嘴 2mm 连开日产气 1.5X 104m3，日产水 4 m3, H2S 含量 19mg/ m3,. 截止到2011年5月底累计产气13922.65X104m3，产水35948 m3,。磨深一井是一座综合集输配气站。站场主要设备有采气井口装置一台，卧室 分离器一台，计量装置5套，发球装置6套，发球装置3套，污水罐2个，汇管 3个，生活用气装置1套。1.2.工艺参数及流程1.2.1. 工艺参

3、数(1) 气产量7000 m3/d，其中产水3 m3/d;(2) 油压3Mpa，套压6Mpa (开井油压34.5Mpa，开井套压34Mpa);(3) 硫化氢含量 19mg/ m3;(4) 进站压力6.3Mpa，出站压力4.3Mpa。1.2.2. 工艺流程图：(见图纸一)磨深一井主要工艺流程为采气树采气送至电热带，至分离器分离，最后外输。 气体经采气树后，节流降压，通过电热带(防止水合物生产)，再节流降压， 通过分离器，分离出的液相去污水处理装置，而气相再经分离器后，节流计量， 分输到潼南、联合站或外输。1.3. 工艺设备（1）电热带（初期是水套加热炉），目的是为防止生成水合物；（2）气液分离器

4、（卧式重力气液分离器）；规格尺寸：屮600X22X3444设计压力： 6.28Mpa最高工作压力： 5.56Mpa容器净重： 1420Kg工作原理：当气液混合天然气进入分离器后，在导向板的作用下改变流向， 在惯性力的作用下，直径大的液滴被分离下来，气流夹带在直径较小的液滴继续 向下运动，由于分离器直径比进口管直径大得多，气流速度下降，在重力作用下 较小液滴被分离出来，最后雾状液滴在捕集网上被捕集下来。（3）重力（过滤式）分离设备设计压力： 6.3Mpa最高工作压力： 5.7Mpa试水压力： 7.88Mpa设计温度：50 C容积： 2.80 m3介质：净化天然气工作原理：当带有液固杂质的天然气进

5、入过滤分离器后，在初始分离段中， 过滤管将使流经这些管子的气体中的液珠聚集在较大的液滴，然后由其他捕雾元 件所构成的第二段将这些聚集的液滴脱除掉，过滤分离器可以 100%的有效脱除 大于2p m的所有颗粒，99%的脱除小到0.5m的微粒。（4）清管球收发器、汇管。污水罐等。1.4.计量设备及控制阀门（1）孔板流量计：静压 2.54Mpa 压差 40000Pa压力表 016 Mpa 分度值 0.2 Mpa（2）双波纹管差压计（现在使用）原理：将压差通过双波纹管转变为指针旋转的角度，从而读出压差。节流截止放空阀、差压油封平板闸阀、截断阀、差压式仪表安全阀、逐流式调压阀（420 Mpa）、费希尔调压

6、阀（2.7T.5 Mpa）。二、磨溪集气总站2.1基本情况磨溪集气站于1990 年建成并投入使用，增压站于2008 年7月投运，组要汇 集磨溪气田原料气，并通过D325管线到磨溪联合站。增压站承担着磨溪气田1、 3、4、5、6、7号站部分并站得增压任务。该站为磨溪气田“雷一”气藏重要的 集输气站，站内有增压机，收发球装置，分离器，汇管计量装置，气田水罐等设 施设备，最高允许工作压力为6.4Mpa，该站安全运行，是磨溪气田顺利开发的 重要保障。该集气站有123， 125,126三口井来气，采用轮番计量，大管进大管出，没 有采用节流装置，无需防止水合物的形成（压力不高，温度不低）兼有的计量装 置，

7、都是孔板流量计或直读式智能差压流量计，分离器中的液位计量采用磁性浮 子液位计。该站内天然气中的杂质主要有：固体颗粒水H2S和少量的CO2,固此设备和 管线的防腐很重要，主要通过在管内涂抹内涂层，管外涂防锈漆进行防腐，为了 保证生产过程中的安全，站内有空气呼吸阀防止天然气泄露，检测空气中 H2S 浓度的报警器以及可以自动点火放空安全阀。在正常输气的情况下，输气量为 1.25万方/天，检修时为80万方/天，平均输气量为90万方/天100万方/天。2.2工艺参数及流程2.2.1 工艺参数输气量：q = 125X104Nm3/d检修时：q = 80X104Nm3/d天然气中硫含量： 28.29g/m3

8、进站压力W4.4Mpa出站压力W4.3Mpa控制压力W4.8Mpa出站温度：夏季2526C ；冬季89C2.2.2 工艺流程磨溪集气站有123、125、126 三口井来气，设有两个分离器进行轮换计量， 气体进入分离器以后先由分离器分离出液相和气相，液相进入污水罐，气体进入 流量计计量后进入汇管外输至联合站。该站内设有收发球装置进行清管，分离器共分离三次，只脱水。由于不含凝 析油，含硫污水经储罐储存后直接回主地层。缓蚀剂加剂量为 10 万方气加2 公 斤缓蚀剂。2.3工艺设备（1）缓蚀剂加注罐规格： 800X22X2372 试验压力： 8.0Mpa（2）平板闸阀适用介质：煤气天然气 公称压力：

9、6.4Mpa 介质温度：-20 C80 C（3）弹簧式安全阀 公称通径： DN50 公称压力： 6.4Mpa 排放压力： 6.3Mpa适用温度：W200C 额定排放系数： 0.7（4）磁性浮子液位计 规格： uA7-56 测定距离： 1100mm（5）汇气管规格： 428X6492X16 试验压力： 8Mpa（6）H2S 测量仪设计压力： 6.4Mpa容量：920婕公称直径： DN60试验压力： 8.0Mpa型号： Z43SA压力等级： 56.4Mpa整定压力： 5.8Mpa开启高度：$8mm适用介质：抗硫天然气公称压力： 6.4Mpa设计压力： 6.4Mpa容器重量： 1320kg功率：V4

10、w防爆范围：ZXdIIcr6电压： 1030v 测量范围： 0280X 1067) 分离器设计压力： 6.5Mpa设计温度：40 C容积： 1.5m3型号：RD446最高工作压力： 5.9Mpa 介质：含硫天然气 容器净重：2020婕8) 清管器接收筒规格： DG150 容器类别： T 类 设计压力： 6.28 Mpa 试验压力： 7.85 Mpa 容器净重： 295kg(9)SP-2104型H2S检测仪：检测空气中硫化氢的检定限为10 ppm以下10)干粉灭火器型号：MFZ8 1.2MpaMFZ35 1.5Mpa11 )双作用式节流截止阀：型号： KSJ41Y公称压力： 6.3 Mpa公称通

11、径： DN50使用温度： -29 至 139C 12)储备缓蚀剂容器：规格： 800X22X2824 类别：11类设计温度： 50C设计压力： 6.4Mpa试验压力： 6.0Mpa2.4计量装置及控制阀门2.4.1 计量装置：CWD-430 共四套智能差压式流量计电脑自动计量 1 套2.4.2 阀门：共 145 只三、 磨溪气田联合站3.1 基本情况磨溪联合站投运于 1991 年 2 月，位于遂宁市船山区复桥镇白鹤桥村，距遂 宁市区5km，紧临省道S205线，毗邻川中油气矿磨溪净化厂。该站是磨溪气田 最大的天然气集输气站，承担者磨溪净化厂原料气供应、雷一气藏和嘉二气藏净 化天然气外输以及向遂宁

12、、武胜等县市工业用气的输配任务。目前，日集输气约 200X104 m3。集输的净化天然气可分别进入北干线和北内环。站内安装有收发 球装置、分离器、计量装置、气田水罐等设备设施。最高允许工作压力为6.4Mpa, 该站的平稳运行，是磨溪气田得以顺利开发的重要保障。3.2 工艺参数及流程3.2.1 工艺参数（1）日集输气 200X104 m3 /d（2）日输石油当量 12万吨（3）最高允许工作压力 6.4 Mpa（4）清管效率达 98%3.2.2 工艺流程（见图纸三）净化厂80万装置、50万装置及嘉二来气通过汇管D-107、D-108、D-109输 往遂化、潼南、武胜。总站来气通过D-103、D-1

13、04卧式分离器，再通过汇管D-105、 D-106向净化厂提供原料气。分离器中的污水进入污水罐处理。同时站内还有收 发球筒，供收发球用。3.3 工艺设备联合站内有收发球装置、分离器、汇管、计量装置、气田水罐等设备。（1） PN4.4 PN400卧式清管器设计压力：4.4Mpa最高工作压力：V 4.4Mpa容器类型：II耐压试验压力： 5.5 Mpa 产品标准： GB150-1998规格：550X 12X5100容器净重： 1575kg设计温度：80 C容积:0.9m3介质：不含硫天然气许可编号： TS2251018-20082) 重力式分离器设计压力： 40kgf /cm2试验压力： 50.5

14、 kgf /cm2容积：2.2m3重量： 2500kg容器类型：II3.4 控制及仪表(1) 计量装置：高级孔板流量计(2) 固定H2S检测仪：测空气中H2S含量4.1基本情况西南油气田分公司川中油气矿天然气净化厂80X10MNm3/d装置，是磨溪 气田产能建设二期工程的重要组成部分。装置设计生产能力为处理原料气 80X 104Nm3/d,于1994年2月投产，1997年经过扩厂改造，现处理量为85 X 104Nm3/d, 截至2005年10月共处理原料天然气28017亿m3,生产硫磺6086万吨。50 X 104Nm3/d 净化装置是在 80X 104Nm3/d 装置西侧建成的一套处理能力为

15、 50X 104Nm3/d的脱硫、脱水装置，并折除80X104Nm3/d装置的回收单元，新建一套 处理能力为 36.4t/d 的硫磺回收装置，该装置将同时处理脱硫装置的酸气。2009 年9 月正式投产。该装置包括硫磺回收电源、原料预处理单元 、脱硫单元、脱水单元以及其 他辅助生产措施，如硫磺成型单元、污水处理单元、蒸汽供热单元、火炬放空系 统、供电供水系统。脱硫单元采用甲基二乙醇水溶液作为硫剂脱除天然气中的h2s。回收电源采 用三级催化转化常规吉斯特工艺使醇气中的H2S转化为为硫磺，收率达到95%以 上。河流天然气经过装置过滤分离处理后进入脱硫塔， 40%左右的 MDEA 水溶液 脱除天然气中

16、的h2s和部分CO2，脱硫塔顶部湿净化天然气送至脱水装置，经过 TEG脱水后外输。吸收H2S的MDEA溶液经过再生塔再生所得的醇气送至硫磺回 收单元处理，制成硫磺。该装置含硫天然气经过处理后外输，天然气中的h2s含 量小于10mg/m3，水露点低于-50C。H2S 的物化性质：无色可燃气体，有臭鸡蛋味、剧毒，分子质量为 34.08， 相对密度为 1.19，易溶于水，可燃上限为45.5%，下限为4.3%，可与许多金属离 子作用生成不溶于水和酸的硫化物沉淀。是制取硫磺和硫化工产品的原料。本场 含硫原料气中硫化氢含量在27%30g/m3。形成酸气中的H2S含量为30%左右。 主要分布在原料气的预处理

17、区、脱硫区。酸气再生区、硫磺回收装置。该净化厂设计每年运行8000h,每天处理含硫天然气30XNm3/d没那么原料 气进厂压力为3.92MPa，温度为10200C，商品其中含H2S小于10mg/m3冰溶 点为050C，副产品硫磺1768t。4.2工艺参数及流程4.2.1 技术指标硫磺：一级合格率 100%(GB2449-1992)水露点：-50C净化气：H2S 含量v=20mg/m3 (GB17820-1999)二类三废排放标准：环境污染排放一级乙项排放标准(1119-352)废水：外排水合格率100.00% (GB8978-1996)无废渣4.2.2进厂压力：3.8-3.92MPa出厂压力：

18、 3.65-3.8MPa 进厂原料气温度： 24.8 0C吸收塔压差;11-97KPa吸收塔液位： 50%MDEA 循环量21m3/h贫MDEA进塔温度37.6C富MDEA出塔温度41.66C富MDEA去再生塔温度94.57C 贫MEDA出再生塔温度119.7C 闪蒸罐温度 0.59MPa燃料气耗量： 270m3/d燃料气温度： 33.610C湿净化分离器液位： 32.5%闪蒸塔液位： 50%4.2.3 化学药品消耗名称用途一次投入量年耗量甲基二乙醇胺（MDEA）脱硫溶剂18t13.2t三甘醇（TEG）脱水剂9.43t10t硅酮阻泡剂（ks-60k）消泡剂19 kg缓蚀剂（CZ4-34A）循环

19、水缓蚀剂840kg缓蚀剂（CZ4-38B）循环水缓蚀剂840kg氯化钠（Nacl）制软水20t4.2.4 设计能耗指标名称单位耗量水T/万方原料气4.5电Kwh/万方原料气123.4气方/万方原料气714.2.5 工艺流程（见图纸四、五）原料气经过分离器和过滤分离器出去固体和液体杂质后进如浮化塔内脱 硫，该塔采用 MDEA 溶液作为脱硫剂，其中塔顶出的气体经过湿净化分离器脱除 气体中夹带的少量的 MDEA 溶液后，天然气进入脱水塔在塔内采用 TEG 进行脱 水，经脱水后的天然气为合格商品天然气。在脱硫塔中的 MDEA 富液经闪蒸塔除 去烃类物质进入过滤器后，再到再生塔，利用水蒸气加热再生成贫

20、MDEA 溶液， 而 MDEA 溶液闪蒸出的天然气经过酸液分离器，脱除夹带的 H2S 后，分离出的 MDEA溶液与再生后MDEA溶液一同泵送到脱硫塔内闪蒸罐过滤器后加热再生成 贫 TEG 溶液，在泵送到脱水塔脱硫。经酸气分离出的 H2S 气体注入酸气分离器后，再经过反应炉预热(水蒸 气)，加热生成so2与h2s反应生成单质硫。冷却后得到硫磺。其中水蒸气来自 锅炉另一部分来自生成的H2O(g)。在硫磺生成过程中，采用三级再热，三级转换， 四级冷却，五级回收流程。生产过程中产生的尾气一部分直接山稍后排入大气，另一部分在灼烧炉灼 烧后，利用尾气检测仪检测后通过85m搞的烟囱排入大气。4.3主要设备1

21、)凝结水分离器耐压试验压力：0.60MPa设计温度： 163C最咼压力： 0.30MPa设计压力： 0.48MPa2)过滤分离器容器类型：II设计压力： 4.4MPa最咼工作压力：4.0MPa耐压试验压力： 5.5MPa设计温度： 40C介质：含硫天然气容积： 1.6m33)卡箍式开关盲板设计压力： 6.4MPa最咼工作压力： 5.9MPa4)试验压力： 8.2MPa设计温度： 050C卧式重力分离器设计压力： 4.4MPa最咼工作压力： 4.0MPa试验压力： 5.5MPa容器类型：II设计温度：60C5) 闪蒸塔储液罐 试验温度： 80C 容器重量： 3287Kg6) 胺富液过滤器 设计压

22、力： 0.95MPa 设备重量： 490Kg7) 酸质分离器设计压力： 0.29MPa 设计温度： 40C8) 燃料气罐容器类型：II允许工作压力： 0.4MPa 试验压力： 0.75MPa9) TEG 脱水塔 设计压力： 4.01MPa 试验温度： 60C 型号： RZZ00910) 三甘醇溶液循环泵 型号： IBZ-00217 额定电流： 10A11) 泵型号： 3540115163 输送介质：三甘醇 介质温度： 140C 理论流量： 175m3/h12) 尾气灼烧炉规格：1800x12产品标准： GB150-1998试验压力： 0.87MPa设计温度： 60C试验压力： 0.363MPa

23、容积： 2.68m3设计压力： 0.60MPa试验压力： 0.4MPa设计温度；40C设计温度： 60C试验压力： 6.10MPa额定电压： 220V防爆标志： EXdI B76柱塞直径： 40mm往复次数： 95min-1 电动机功率： 55KW重量： 3680Kg13) 硫磺捕集器设计压力：0.04Mpa （内层）0.7Mpa （夹套） 实验压力：O.IMpa （内层） 0.06Mpa （夹套）设计温度：220C（内层）240C（夹套）进口压力： 0.020.1Mpa介质：含 H2S、SO2、H2O。（14）离心机型号：ZBZ-0.021ZA防暴标志：EXdIlBT6额定电压： 220V额

24、定电流： 10A（15）MDEA再生回流泵型号：ZBZ-0.021ZA 额定电流： 10A（16）浮头式换热器设计压力： 1.6Mpa容器类别：11 设计温度： 220C额定电压： 220V最高工作压力： 1.5Mpa耐实验压力： 2.2Mpa（17）MDEA容器过滤泵型号：ZBZ-0.021ZA 额定电压：220V 额定电流： 10A（18）一、二、三级反应器设计压力： 0.35Mpa 温度： 400C 类别：11容积：48.537重量：3860婕4.4控制及仪表站内采用DCS分散性控制系统及高级孔板流量计。DCS系统主要有现场控制站、数据通讯系统、入机接口单元、机柜、电源等 组成。硬件系统

25、在恶劣的工作现场具有较高的可靠性，维修方便，工艺先进。底 层汉化的软件平台具有强大的处理功能，并提供方便的组态复杂控制系统的能力 与用户自主开发专用高级控制算法的支持能力。五、遂宁轻烃站5.1基本情况回收装置处理量为10X104Nm3/d，建成于1994年5月，原料气的主要来源 是磨化气田和遂南片区非含硫气井的天然气，外输气供遂宁市工业生产和居 民生活用气，它采用膨胀机制冷工艺从天然气中分离回收丙、丁烷等产品。 丙烷纯度达98%以上，丁烷纯度可达95%以上。该轻烃回收装置集低冷高热高 压为一体，是安全消防重点管理区域之一，本装置采用正增压，即先增压再 膨胀。危险源提示：天然气、丙烷气（CH ）

26、、丁烷气（CH ）、液化气、蒸汽、3 84 10高温、低温。5.2工艺参数及流程5.2.1 工艺参数5.2.1.1 预处理系统原料分离器液位（）0分子筛干燥器再生出口温度（C）$200冷吹出口温度（C）40粉尘过滤器进出口压力（MPa）-60液位（）40-605.2.1.2 增压透平膨胀机巡回检查系数增压机入口压力（MPa）1.15-1.7供气系供油压力（MPa）1.0出口压力（MPa）1.35-1.9供油温度（C）4.3膨胀机入口压力（MPa）1.3-1.85油筒温度（C）15入口温度（C）-50统双铜过滤器压 差（Mpa）0.1轴承温度进口（C）25-50密 封 气压力（MPa）0.05出

27、口（C）705.2.1.3 精馏系统巡回检查系统脱乙烷塔重沸器温度（C）182 （冬）冬重沸器液位（）222 （夏）夏40-60脱丙烷塔重沸器温度（C）1502液化气1172丙丁烷重沸器液位（）40-60重沸器压力（MPa）0.9液化气1.65丙丁烷脱丁烷塔重沸器温度（C）135 5丙丁烷重沸器液位（40-60丙丁烷重沸器压力（MPa）0.7丙丁烷产品换热器产品换热器温度（C）405.2.2工艺流程（见图纸六）原料气经过分离器分离出杂志后，再经过粉尘过滤器净化，然后在分子 筛过滤器中再一次把粉尘过滤掉，同时分子筛干燥剂对其进行脱水，产生较 为洁净的气体。经贫富液换热器致冷后，气体进入低温分离器

28、，分离出气液 两相，气相进入涡轮膨胀机，由于在进入换热器前不在膨胀机中增压，此时 气相在膨胀机中降压、降温，然后进入脱乙烷塔，而液相则在换热器中冷却 后进入脱乙烷塔，从脱乙烷塔底部所得的液相进入脱丙烷塔，在脱丙烷塔得 到的气相产物即为丙烷（LPG）,液相产物则由泵送入脱丁烷塔，在脱丁烷塔 分离出丁烷和轻油。5.3主要设备 原料分离器、分子筛干燥器、加热炉、粉尘过滤器、低温分离器 压气机、换热器、膨胀机、脱乙烷塔、脱丙烷塔、脱丁烷塔 轻烃储罐（共 7 个）5.4控制及仪表站内采用DCS分散控制系统，有DCS1井机，DCS2井机。5.4.1 轻烃回收装置安全操作规程5.4.1.1 开车程序（ 1）

29、 检查外部公用系统（水、电、蒸气、仪表风）（2）检查内部条件是否具备通知配气站注意外轴压力、导通流程（ 3 ） 设备启动（4）启动膨胀机的润滑系统，注意调节压力、温度（ 5 ） 开启循环水（ 6 ） 开启仪表风（ 7） 通知锅炉房送 5-6kg/cm 3 的蒸气（ 8） 开原料气阀门，然后缓慢打开压力端阀门（ 9 ） 按复往调节阀打开（ 10 ） 缓慢开启涡轮端阀门，然后开启涡轮出口阀门，使其轴端定 在 1000rad/min ，停 2 至 5min， 2000rad/min 停 2 至 10min。（ 11）调整各点参数，主要是密封气压力、温度、润滑油压力、温度（ 12）基本平稳后，进行分子

30、筛再生（ 13）出现液位之后，调整精馏撬动压力、温度、液压5.4.1.2 停车程序（ 1） 通知配气站注意外输压力（2）缓慢关涡轮进出口阀门等（3）停风机、燃料气系统（4）调整精馏撬的液位、温度、压力（5）约 10min 后，轴承温度为 40 摄氏度，开始停润滑油泵（6）通知公用系统停送水、电、燃气（7）记录此时设备详细状态5.4.1.3 紧急停车事故的处理（1）关闭涡轮端进口阀门，关闭压气机端进出口阀门。（2）关闭原料气源，通知配气站注意外输。（1） 停止燃料气外输系统。（2） 保持设备的静止状态，保持液位、温度、压力，等待来电六、青白江新站6.1基本情况该站建成投产于1999年1月，占地面

31、积为7500 m?,是一座功能齐全， 现代化程度较高的大型枢纽配气站，处于四川气田北干线的交汇点。每天输 气量约为300万立方米左右，站场设计压力为1 6MPa,管线运行压力为0 61 2MPa。目前有青白江区，博能CNG，恒森燃气等用户，年销售天然气 约1亿立方米，回收气款1 4亿元。青白江输气新站管理着0 720干线管线20公里，0 219干线管线32公 里，用户管线2 5公里，主要担负着从北干线向藏青线和老站高压用户的 分输职责，具有分输，计量，过滤，清管等功能。站场工艺管理，设备性能 可靠。全站有阀门 128 台，其中球阀 26 台，平板阀，蝶阀，闸阀工 102 台。 新安装的美国低噪

32、音调压阀 CCI 4 台，立式分离器 5 台，高精度孔板阀 4 台。 站场计量系统于 2003 年全面实现计算机管理，并与 SCADA 系统进行了联网， 具备数据远传控制的功能。6.2工艺参数与流程6.2.1 工艺参数进站压力：1 75MPa出站压力：1 195MPa调节阀 1P=1 032MPa调节阀 2P=1 034MPa调节阀 3P=1 034MPa调节阀 4 P=0 OOlMPa调节阀 5 P=0 007MPa调节阀 6 P=1 540MPa调节阀 7 P=1 541MPa汇管 5： P=1 032, H=8791,T=18 85,F=93 163,Q=59368；汇管 6： P=1

33、032, H=4591,T=20 89,F=11 2164,Q=07684；节流阀一：P=1 033,H=8 615, F=92 1462,Q=6 1；节流阀二：P=1 304, H=8 088, F=71 7688, Q=4 805；节流阀三：P=1 540,H=6 000, F=0 000,Q=0 000；节流阀四：P=1 539, H=0 029, F=0 000, Q=0 0084；节流阀五：P=1 543,H=4 601, F=12 525,Q=0 80；6.2.2 流程概述城厢来气通过收发球筒汇到汇管 1,经过平板闸阀,天然气进入多管干 式气体除尘过滤器(共4台,两台备用)分离出固

34、体杂质,再经过平板闸阀, 进入汇管 2,最后通过不同的管线输送到青白江老站,恒森燃气公司,彭州 站。流程可简单表示如下：城厢来气一汇管1-平板闸阀一多管干式气体除尘过滤器一平板闸阀一 汇管2- 一青白江老站(377X8, PN 1 6MPa) 一恒森( 219X6, PN 1 6MPa) 一彭州6.3工艺设备（1）清管器发送装置 编号： Q-02192产品标准：GB150-1998 设计温度：常温（2）双作用式节流截止阀 型 号： SLJHY 使用温度：-29130C（3）平板闸阀 型 号： Z43FM40 公称通径： 150mm 公称压力：4 OMPa（4）防爆电动球阀公称通径： 2Omm

35、公称压力：4 OMPa（5）清管器收发球筒 编号 设计温度RZZIII131199-55OC净 重：2540婕（6）过滤器设计压力：5 OMPa试验压力：5 OMPa（7） 汇管：0 270X14,（8）输气管线：0 377X8,6.4控制及仪表设 计 压 力： 4OMPa最高工作压力：3 6MPa耐压实验压力：5 OMPa公称直径： 5Omm公称压力：4 OMPa介 质：酸性天然气，石油适用温度： -29121C适用温度： -4O1OOC设计压力：4 OMPa试验压力：5 OMPa工作温度： 7OC工作压力：3 64MPaPN 1 6MPaPN 1 6MPa控制系统： SCADA 系统计量仪

36、表：高级孔板阀（孔板流量计前装整流器）七、成都 102成品油库7.1基本情况102 油库位于成都市金牛区洞子口乡陆家村七组，总占地 96.136 亩， 1994年2月正式投用。目前在职员工共有59人，总库容 3.7万立方米，年 设计周转能力 90 万吨。油库的主要功能和任务是接收兰成渝管输油品并进 行二次中转。油罐区内油罐全为内浮顶罐，接受成品油时通过密度计测定油品密度， 再根据油品密度判断出输送何种油品，计量油品高度通过软件计算出油品重 量，油品到站也是先计算油品重量，再确定其液位。7.2工艺参数及流程7.2.1 工艺参数泵：流量一200m?/s转速一1400转/分配用功率一374瓦泵重一1

37、085kg汽蚀余量一2.5m 泵房处主要外输管管径： DN300 泡沫罐：工作压力一0.61.2Mpa流量一32160 L/s掺混泡沫比例一6%7.2.2 主要工艺流程：兰成渝管线来油（0号柴油、90号汽油、93号汽油）-分输站一102油 库进油室（阀室）-油罐一公路或铁路发油至云贵川以及各销售公司（1）公路发油台流程：油罐来油一QJ150闸阀一泵一止回阀一消气过滤器一双转子流量计一电 液阀一防静电溢油装置一车辆（2）铁路发油台流程： 油罐来油一过滤一计量一电液阀一鹤管一装车7.3工艺设备（1） 储罐设施：102 油库现拥有储罐7个，其中拱顶罐2个，内浮顶罐5 个，柴油储罐 2 个（10000

38、 方 2 个），汽油储罐 5 个（1000 方 2 个，5000 方 3 个），总库容 3.7 万立方米。（2） 工艺泵房主要设备：油库建有泵房1座，占地面积100 m2,泵的数量10,型号150GY40, 13号柴油泵， 47号汽油泵， 810号真空泵（滑片泵）。（3）铁路装卸油设施： 油库建有铁路专用线1条,长度550米,装卸油鹤位14个,货位28个,具备自动付油和定量装车系统（定量装车系统为 PLC 式）。（4）公路装卸油设施情况： 公路发油鹤位8个,货位4个,具备自动付油和定量装车系统（定量装车系统为PLC式）。年发运能力13.5万吨。（5）管道设施情况：管道入库：管道长度3km，管径

39、DN150，年设计能力90万吨，年入库量 60 万吨。（6）消防设施：固定消防设施具备消防泡沫系统和喷淋冷却系统，罐区设消防泡沫 炮4个、消防水炮8个（消防水池共1 座，容量分别为 5000 m3、 使用的消防泡沫类型为水成膜、消防泵房 1 座）。 移动消防设施为消防车（规格红岩SXFS190GXFPM709、数量1台）。 消防监控报警系统，可燃气体报警系统为北京利达华信、电视监控 为杭州海康威视。（ 7） 化验室主要仪器设备： 闪点、辛烷值、硫含量、馏程等测量设备，能够做全流程化验。（8）油水分离室：分离缓冲池来油，含有地下泵。（ 9） 配电室：变压器、发电机、配电装置。（10） 进油室：密

40、度计、电动阀、体积式流量计。7.4控制及仪表双转子流量计：用于动态交接（1） 手工检尺：静态交接方式（铁路为静态、公路为动态）（2） 体积式流量计：型号LXCS1048CNA-Z11-W,设备运行情况良好（铁 路流量计与手工计量进行比对）（ 3）密度计：进油室用于测量来油密度八、兰成渝输油站8.1基本情况兰成 渝输 油管道, 管道全长近 1250 公里,途经甘肃、陕西、四川、 重庆等 4 个省市的 40 个县市区,沿途设分输泵 3 座,分输站 10 座,独立 清管站 1 座,全线共有 18 个油库,总库容量为 792 万立方米。兰成渝是 一条大口径、长距离、高压力、大落差、自动化程度高、多介质

41、顺序密闭 输送的成品油管道。兰州至江油段管径 508,江油至成都段管径 457,成都 至重庆段管径 323.9 。兰成渝输油管道工程沿线地形地貌复杂多变,依次经过黄土高原、秦 巴山地、成都平原和川渝丘陵等地貌单元,大部分地段地质、交通条件恶 劣,施工条件极为艰苦。兰成渝管道沿锯齿状连续起伏的地形敷设,最大 高差达 2270m ,是典型的大落差管道。大落差地段混油界面的跟踪与控制技 术在国际上无先例可寻,给管道平稳运行和自动控制提出了极苛刻的技术 要求；管道沿线分输点多,且各分输点油品需求量极不平衡,使整个管线 系统输送工艺复杂化。8.2工艺参数及流程8.2.1 工艺参数进站压力：20.624M

42、pa进站流量：2749.9 2m3 / h进站温度：10 CFT 19101超声波流量计出站流量300 m 3 / hFT19501流量计汽油计量10 m 3 / hFT19502流量计汽油计量10 m 3/ hFT19503流量计汽油计量106m3/ hFT19504流量计汽油计量111m3/ hLIT19101污油箱液位0.70mLIT19201混油罐上液位1.64mLIT19202混油罐上液位0.25mLIT19203混油罐上液位3.07mCP19001仪器工作电位-1.25VCP19002仪器输出直流电压5.24VCP19001仪器输出直流电流1.362.21A8.2.2 工艺流程在泵

43、站内，清管器由发球筒定期向下游，而上级站场发送的清管器由 进站收发球筒接收，实现对管道的清理。进站油品先经过 3 个过滤器，滤 除混杂的机械杂质。滤后油品经过流量计和调压阀组成的分输计量区，计 量调压后向不同的下级用户和主干线输送油品。兰州炼油厂f发球筒f过滤器f汇管f过滤器f输油泵区f下游输油站102、104油库f用户8.3主要设备（1）B19406 分输泵，共三台（一台为备用，另外两台用来转输分 压）额定流量：200m3扬程250m叶轮级数： 2 级（2）三相异步电动机功率： 45KW电压： 38V工作制： SI转速：2970转/分功率因数： 0.89频率： 50HZ绝缘： B重量；330

44、KG3) 过滤器(立式)设定压力： 6.4mpa最高工作压力： 6.4mpa耐压实验压力： 8.0mpa设定温度：T950C过滤介质：汽油、柴油4) 强制电流阴极保护一套用于油罐一套用于管道5) 三个油罐罐容： 1000m3储存混油6) 质量流量计电流：83.9A外壳防护： IP44九、 CNG 加气站9.1基本情况成都中川天然气有限公司位于成都市新都区南二环路西段，营业执照号为 510125001171 ，法定代表人白剑，该公司加气站为加气加油合建站， 于 2000 年经成都市新都区城市规划、计委、消防、国土、质监、环保、安 监等部门同意选定站址及建站项目批准。在成都市新都工业大道西段，占

45、地面积为 10 亩，总投资 650 万元， 2001 年 3 月建成并投入运行，主要以生 产和销售 CNG 为主要项目。中川公司加气加气站现有员工 28 人，其中管理人员 3 人，安全员、财 务及设备维修人员 5 人，加气加油工 16 人，压机操作工 4 人。公司目前日销售 CNG1 .5 万方，成油品 4 吨，月销售收入 200 万元。 该站重视安全生产和产品质量，各项管理制度健全，自开业以来未发生过 任何安全事故及产品质量投诉等情况，各相关证照齐全，经工商、税务、消防、技监、安监等部门检查后，评定为合格单位， 2006 年到 2007 年连续2 年被四川清洁汽车产业协会评为四川 CNG 示

46、范站。9.2工艺参数及流程9.2.1 工艺参数天然气进站压力（MPa）0.20.3天然气进站流量（m3.h-l ）500550贮气总容量（Nm3）3000程序控制盘直通压力（MPa）8.9程序控制盘高压（MPa）1516程序控制盘中压（MPa ）9.5程序控制盘低压（MPa）8.5低压防空（MPa ）8.5中压防空（MPa）10高压防空（MPa ）169.2.2 工艺流程来气f卧式气液分离器f过滤f计量f调压f低压脱水（分子筛脱水） f缓冲罐f一次压缩f一次冷却f一次分离f二次压缩f二次冷却f二次 分离f三次压缩f三次冷却f三次分离f四次压缩f四次冷却f四次分离 f高压脱水f控制盘f储罐f加气

47、机9.3工艺设备（ 1） 卧式气液分离器最高工作压力： 2.0MPa设计温度：常温耐压试验压力： 3.13 MPa介质：天然气 设备容积： 0.385m3（ 2） 深度脱水装置 处理量： 2000Nm3/h 工作压力：W 25 MPa 电加热功率： 12KW工作温度：-20-45 C出口水露点：W 67 C3） 缓冲罐设计压力： 2.5MPa设计压力： 1.0MPa最高工作压力：0.8MPa设计温度：60 C耐压试验压力： 1.25 MPa介质：净化天然气设备容积： 2.0m3（4） 硅胶干燥器产品规格：屮500 X 6 X 2396设计压力：1.6 MPa试验压力： 2.0 MPa（5） 内

48、置电加热分子筛干燥器产品规格：屮500 X 8 X 2460设计压力：1.6MPa试验压力： 2.0 MPa（6） 回收过滤罐公称直径： 1200mm设计压力： 6.4MPa最高工作压力： 6.0MPa设计温度： 50C耐压试验压力： 8.0 MPa介质：天然气设备容积： 2.05m3（7） 低压汽水分离器设计压力： 2.2MPa最高工作压力：2.75MPa设计温度： 100C耐压试验压力： 2.0 MPa介质： CH4、H2O 设备容积： 0.009m3（8） 高压过滤分离器设计压力： 26MPa最高工作压力：24.5MPa设计温度： 60C耐压试验压力： 32.5MPa介质：天然气 设备容

49、积：0.0052m3（9） 高压重力分离器设计压力： 32MPa最高工作压力：31.4MPa设计温度： 100C耐压试验压力： 40MPa介质：天然气 设备容积：0.0041m3（10） 天然气压缩机产品型号： L10/3250进气压力： 0.3 MPa排气压力： 25 MPa 理论排气量： 600Nm3轴功率： 124KW电机转速： 590r/min11） 一级冷却器管程壳程设计压力（MPa）2.50.4最咼工作压力（MPa）2.180.3耐压试验压力（MPa）3.150.5设计温度（C）14060介质脱硫天然气清水折流板间距： 90mm 换热面积： 5.86m2（12）二级冷却器管程壳程设

50、计压力（MPa）5.50.4最咼工作压力（MPa）5.00.3耐压试验压力（MPa）6.880.5设计温度（C ）15060介质脱硫天然气清水折流板间距： 90mm 换热面积： 5.86m2（13）三级冷却器管程壳程设计压力（MPa ）12.60.4最咼工作压力（MPa ）11.380.3耐压试验压力（MPa ）15.750.5设计温度（C ）15060介质脱硫天然气清水折流板间距： 90mm 换热面积： 5.79m2（14）四级冷却器管程壳程设计压力（MPa ）270.4最咼工作压力（MPa ）25.50.3耐压试验压力（MPa ）33.750.5设计温度（C）14060介质脱硫天然气清水折

51、流板间距： 90mm 换热面积： 5.11m21 ）保温方法电加热器额定电压： 380V额定功率： 15KW额定电流： 22.8A设备容积： 0.066m3设计压力： 2.2MPa最高工作压力： 2.0MPa设计温度： 350C耐压试验压力： 3.88 MPa2） 程序控制盘低压： 8.5MPa 中压： 9.5 MPa（15）一级油水分离器设计压力： 2.2MPa 耐压试验压力： 2.75MPa工作温度：45 C（16）二级油水分离器设计压力： 5.5MPa 耐压试验压力： 6.88MPa工作温度： 45C（17）三级油水分离器设计压力： 12.6MPa 耐压试验压力： 15.75MPa工作温度： 45C（18）四级油水分离器设计压力： 27MPa 耐压试验压力： 33.75MPa工作温度： 45C9.4控制及仪表最高工作压力： 1.05MPa设计温度： 50C介质：脱硫天然气、油、水最高工作压力： 3.2MPa设计温度： 50C介质：脱硫天然气、油、水 最高工作压力： 9.02MPa设计温度： 50C介质：脱硫天然气、油、水最高工作压力： 25.7MPa设计温度： 50C介质：脱硫天然气、油、水高压： 1516 MPa 直通压力： 8.9 MPa