第一篇：CNG子站调试方案

CNG加气子站调试方案

一．工程概况

工程初步规划为两期建成，先一期建成投产，二期部分预留。一期工程建设主要内容有：

1.道路场平地面施工约3000平米；

2.营业用站房5间，面积约140平米；

3.设备安装：撬装式压缩机组一台、双枪加气机2台、卸气柱1台、排污罐一个，3瓶组储气井（8m水容积）； 4.工艺管道安装：不锈钢管约300米；

5.供电系统安装：20KV高压电缆100米、20KV/160KVA箱变一套；厂区内供配电、照明、路灯、接地防雷防静电安装； 6.加气罩棚安装：约520m

7.站场围墙施工：围墙约240米；

8.辅助设施安装：可燃气体报警器一套（6只探头）、给排水、消防器材、空压系统、加气数据采集管理系统、加气罩棚装饰工程等。

二．工艺流程简述

CNG撬车进入子站接卸气柱，根据撬车罐体压力可以通过直充管线直接给加气机加气、或者给中压储气瓶组充气；当压力低时通过压缩机增压后给加气机供气同时可以给高压、中压储气瓶组供气；当无车加气后压缩机将储气瓶组高压、中压瓶组充至设定压力后自动停机；再有汽车来加气时，先从直充管线、中压瓶组取气充装、压力不够时再从高压瓶组取气充装，如果高压瓶组压力降至设定压力后，压缩机自动起机给车辆加满气后，又将瓶组充装至设定压力后自动停机，此过程不断重复循环，直至撬车罐体内气体压力低于设定值后更换撬车，再重新进行以上过程。

三、调试具备的条件

CNG加气站经过三个多月的施工建设，严格按照设计、规范、当地政府相关职能部门部门要求做好各项手续、监检工作，于2011年1月15日基本完成施工工作。现场满足调试条件：

1.供电工程施工完毕，能够提供稳定供电要求，给排水系统已投入使用；

2.设备安装已全部就位；加气罩棚安装完毕；

3.工艺管线安装焊接、检测、监检已完成，强度及严密性试验已完成，工艺管线处于氮气保压状态；储气井强度试验已经完成； 4.站房、场地地面、围墙、照明均已投入使用状态；

5.消防器材已配备到现场；可燃气体报警器已安装完毕，可正常投入使用；加气数据采集管理软件已经调试完毕；

6.接地、防雷防静电现场测试已经合格，资料已上报等待出验收报告；

7.施工资料、竣工图纸整理完毕；

8.有设备基本操作规程、调试操作人员落实；基本记录表单完善； 9.调试用工具、润滑油、防护用品等已准备齐全 10.调试用气源、加气车辆已落实；

11.各设备厂家、施工单位、监理单位预先通知到场。12.有调试应急预案。

四．调试人员构成

为确保此次调试安全、高效、有序的进行，特成立调试工作小组，分工全面做好调试工作：

1.技术支持：总公司从全方位上给予调试工作技术指导，审核调试方案；

2.总体协调：分公司总经理总体协调推进调试工作全面展开。3.现场执行：分公司施工管理人员逐项逐条落实、完善第三大项调试须具备条件相关事宜，现场全程参与准备、调试操作、数据记录、安全维护等工作；

4.现场保运、监督：各施工单位、设备供应商调试期间作为保运单

位，确保各设备、阀门、工艺管线正常投入、操作、运行，处理各种突发状况，调试期间操作以设备厂家、施工单位为主，我公司人员辅助配合；监理监督、检验调试过程、结果；

5.后勤保障：分公司行政人员做好调试期间使用资金、物资采购、人员生活、安全警戒工作。

五．调试

1.辅助系统投用并检查落实：为确保工艺设备安全、持续正常调试，应先将相关辅助系统正常投入运行：

1）检查供配电系统、照明系统等供电是否正常；

2）检查消防器材是否按设计要求数量规格配备齐全到位； 3）检查可燃气体报警系统投入是否正常，进一步检验探头检测效果； 4）检查卸气柱、加气机数据采集管理系统安装调试是否正常； 5）检查空压机、空压管线等空压系统正常投入运行； 6）给排水系统是否运行正常；

7）全面检查各设备、工艺管线进出口阀门均处于关闭状态；

8)各设备厂家调试技术人员全面检查设备安装情况、设备内部连接情况、润滑油等，确保设备通气、通电满足各项要求后能够运转； 9）调试现场安全警戒线拉好到位。

2.压缩机单机调试：天然气引入，进入到压缩机，关闭连接加气机、中压储气瓶组的直充管线，对压缩机进行单机调试；

1）指导撬车停到指定停车位，对撬车进行检查无异常情况后，将卸气柱卸气软管正常连接，连接好撬车静电接地线。此时记录好撬车相关数据（如压力、温度、气量等），记录卸气柱相关数据（如原始累计底数、流量计本体底数等）；

2）检查卸气柱无异常情况，缓慢打开卸气柱进气阀门（此时出口阀门处于关闭状态）对卸气柱所有接口进行检查，看是否有泄露，如有泄漏关闭进气阀打开放空阀，将卸气柱内天然气排放确保无压力状况下进行消漏处理；

3）卸气柱检查正常后，缓慢打开卸气柱出口球阀，通过工艺管线、压缩机入口气动球阀将天然气引入压缩机，对入口管线、压缩机管线、设备连接进行检漏检查，如发现漏点进行标注，全面检查完毕后关闭卸气柱出口球阀，通过压缩机过滤器排污阀门将管线、设备内天然气全部排放，确保在无压力状态下对所有漏点进行消除； 4）将进气管线、压缩机漏点消除后，关闭所有打开的排污阀，将卸气柱出口球阀打开，天然气进入压缩机。分别打开压缩机一级、二级阀盖将气阀取出，通过压缩机入口处手动球阀控制天然气，对工艺管线、压缩机设备进行吹扫，确保焊渣、异物被带出，运行当中不进入压缩机缸体；

5）压缩机检漏、吹扫一切都正常后，检查压缩机润滑油、一次仪表、电器控制柜是否正常，检查压缩机各项保护参数设定是否正常，压缩机控制放于手动状态，打开压缩机排污阀利用压缩机内部工艺流程进行启动压缩机。缓慢提高压缩机运行压力，观察压缩机各运行参数是否正常（如各级压力、温度、声音、震动等），判断压缩机运行是否正常，在各项数据正常状态下压缩机运行两小时，初步判定压缩机单机运行成功。3.储气井投用

该加气站设3只储气井，2只中压、1只高压，水容积共8m，目前储气井已通过国家特检院检测、水压强度试验已经完成，现需要利用天然气充入储气井将水排出，进行严密性试验合格后，方可投入使用。

1）储气井安装公司检查储气井目前状态，是否具备充入天然气进行排水的条件；

2）根据储气井排液管出口尺寸，准备一根配套引水管，将排出水引到远离储气井位置；

3）缓慢打开撬装压缩机组内直充管线截止阀（所有加气机入口阀门均处于关闭状态），使天然气可充入到中压储气瓶组内，利用撬车内天然气压力缓慢将中压储气井内液体排出，注意控制天然气的压力，当出水量较少时可关闭阀门，让井内静止一会后再开阀门进行排液，反复多次，直至出口排出干燥天然气后，关闭排液阀，关闭压缩机撬内直充截止阀，中压储气瓶组排液完成；

4）按照压缩机正常开机运行条件检查压缩机各状态，关闭中压瓶组进气阀门（所有加气机阀门处于关闭状态），压缩机起机运行，注意控制压缩机进气量，升压不要太快。天然气经过压缩机增压后充入高压储气瓶组，将液体排出；当压缩机出口压力达到20.0Mpa后停止压缩机，关闭压缩机出口球阀，利用高压管线内压力继续为高压储气井排液，当储气井压力低于2.0Mpa后再次启动压缩机为高压储气井充气。如此反复几次，直至出口排出干燥洁净天然气后，停止压缩机，关闭排液阀，高压瓶组排液完成；

5）

高压、中压储气瓶组排液工作都完成后，按照启动压缩机正常程序检查压缩机组，关闭直充回路截止阀，打开中压、高压瓶组进口阀门，启动压缩机对储气瓶组进行充气，直至达到储气瓶组严密性试验压力后，停止压缩机，关闭储气瓶组入口阀门，记录储气瓶组压力，记录停止时间，对储气瓶组进行严密性试验，保压24小时，观察压力变化情况，如压力变化在允许范围内，储气井严密性试验合格，储气井可以投入使用。

4.加气机及相连接工艺管线投用

1）.检查加气机供电是否正常，数据采集传输是否正常、管理系统调试是否正常；加气机各项参数设定在规定范围内。

2）.分别缓慢打开预留3#、4#位加气机（加气机未安装）直充管线阀门、中压管线阀门、高压管线阀门，分别缓慢打开压缩机撬

直充截止阀、中压储气井出口阀、高压储气井出口阀，对加气机入口前所有工艺管线进行吹扫，排出管线内可能存在的水汽、异物，确保进入加气机气体干净；

3）当工艺管线排空结束后，关闭3#、4#位加气机所有阀门。分别缓慢打开1#、2#加气机的进口阀门，分别对1#、2#加气机内管线、设备接口进行检漏检查，发现有漏点后做下标记，然后关闭加气机所有进气阀门，打开排气阀将加气机内天然气排空后，在无压状态下对加气机进行消漏处理，处理完毕后再次通入天然气检查，确认无漏点后加气机可正常使用操作；（记录下加气机相关原始数据，如密度、累计计量底数、流量计原始读数等。）5.系统联调

在上述各单体设备检查、调试均正常后可进行系统联调； 1）认真再次检查各设备状态，有无出现异常情况；检查各设备、工艺阀门、设备设定参数（压缩机控制置于自动状态）是否正常；

2）准备好的加气车辆停放到位，加气操作人员到位，按照正常操作程序进行加气操作，各设备厂家观察记录自己相关设备运行状况，当储气瓶组压力降至设定压力是压缩机自动起机给加气机供气，同时给储气瓶组充气，储气瓶组压力达到高限值时压缩机自动停机；反复多次进行加气测试；

3）加气人员做好每次加气记录，观察加气管理系统运行状况是否与记录吻合。

六．调试结束

在安全顺利完成设备单调，系统联调，各设备运行状况良好，各项参数达到设计值后确认调试结束，进一步做以下事项：

1）.搜集、整理各项调试数据、记录； 2）.参与调试相关人员填写调试报告；

3）现场各设备厂家对洪泽加气站操作人员进行操作、流程、日常管理、保养维护、事故判断与处理等进行培训；

4）写调试总结

二零一一年二月

第二篇：调试方案

山西强伟纸业1*75t/h 2#锅炉安装工程 整套启动锅炉调试措施 概述

锅炉机组在安装完毕并完成分部试运后，必须通过机组整套启动试运行，对施工、设计、和设备质量进行考核，检查设备是否达到额定出力，是否合乎设计要求。

依照《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（96年版）及《火电工程启动调试工作规定》（96年版）的规定，新安装锅炉经过烘炉、蒸汽吹管、蒸汽严密性试验及安全阀整定工作，即可进行机组整套启动试运，带负荷试运、带满负荷进行72小时试运。整套启动试运期间调试项目

2.1 启动前检查，确认机组符合整套启动条件； 2.2 启动前试验；

2.3 锅炉点火、升温、升压至汽机要求； 2.4 控制蒸汽参数，满足汽机要求； 2.5 投入燃料系统；

2.6 逐渐投入所有燃料系统，燃料系统热态调试； 2.7 锅炉燃烧初调整； 2.8 连排投入； 2.9 机组带至满负荷； 2.10 炉膛及烟道吹灰器投入； 2.11 配合热工投入全部闭环； 2.12 配合化学控制炉水及蒸汽品质； 2.13 检查全部系统正常投入运行；

2.14 检查热工保护全部投入，自动投入率满足要求； 2.15 机组72小时试运行。锅炉整套启动前应具备的条件

3.1 锅炉烘炉、蒸汽吹扫、蒸汽严密性试验、安全门整定等工序均按要求完成，符合验标及厂家的要求。各阶段发现的缺陷及修改项目均已处理完毕并验收。3.2 锅炉本体安装、保温工作结束，灰渣室及烟风道内部经彻底清理。

3.3 锅炉本体的平台、扶梯、栏杆、护板完好，道路通畅，临时设施及脚手架均已拆除，并清理干净。以下系统经验收，保证可靠投入。

锅炉房工业水系统，水量充足，水压正常。

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压缩空气系统，系统干净、压力正常、备用可靠。炉水加药系统调试完毕，可正常投入使用。汽水取样系统，系统冲洗干净、畅通。给水系统。减温水系统。疏放水系统。

事故放水系统，水位高自动开启。

锅炉房内辅助蒸汽系统，系统冲洗干净，供汽压力正常、可靠。

汽包就地水位工业电视监视系统。

烟风系统，完成顺控启动调试并试验合格。

除灰、除渣系统调试结束，各设备运转正常，保证可靠投入运行。

3.4 锅炉膨胀系统经蒸汽严密性试验检验合格，膨胀间隙足够，指示正常，发现的膨胀受阻现象已经处理。

3.5 汽水及烟风系统各支吊架在各运行阶段均已检查调整合格。3.6 锅炉本体及汽水管道保温每次运行时均要检查，查出缺陷已经处理。3.7 必要的仪表调校完毕，显示准确。主要有以下表计：

汽包、过热器压力； 各段蒸汽温度、流量； 汽包金属壁温；

给水压力、温度、流量表； 汽包就地水位计；

CRT汽包水位、电接点水位表； 炉膛负压表； 一、二次风总风量； 一、二次风各风压、风温及风门开度；

风烟温度；

氧量表；

燃烧系统运行参数：各风量、风压、风温及风门开度；

各转动机械轴承温度、振动、电流。

3.8 锅炉本体工作压力水压试验完成，无发现漏处，压降符合规定要求。3.9 锅炉主保护联锁及所有辅机保护联锁调试完成并经试验合格。

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3.10 锅炉范围内顺控调试完成并经试验合格。3.11 各相关专业符合整套启动条件：

化学准备好充足合格的除盐水；

热工DCS系统静态调试全部完毕。

3.12 厂房已封闭，门窗安装齐全，能防风雨进入厂房。

3.13 有碍通行和容易引起火灾的脚手架已拆除，沟道盖板齐全，梯子平台栏杆完整，场地清理平整，能保证工作人员安全通行。3.14 照明充分，事故照明可靠投入。

3.15 通讯设施齐全，各运行岗位有直通电话和主控室相连。

3.16 消防设施齐全，消防通道畅通，各重要岗位有专人监视，燃油、润滑油系统及电缆已采取可靠的防燃措施。

3.17 各公用系统与扩建机组已做好隔离措施。3.18 冬季试运时应作好可靠的防冻措施。

3.19 试运组织已建立，调试、运行、检修人员上岗；分工明确。3.20 有关各项制度、规程、图纸、资料、措施、报表与记录齐全。3.21 检修与运行工具、备品备件齐全。整套启动前的各项试验

4.1 汽水系统电动门、调整门开关试验； 4.2 烟风系统的风门、挡板开关试验； 4.3 工作压力水压试验； 4.4 给水门、减温水门漏量试验； 4.5 辅机联锁保护试验； 4.6 各项顺控试验； 4.7 所有辅机事故按钮试验； 4.8 所有辅机保护试验； 4.9 热控各声、光信号检查试验； 4.10 主保护试验。整套启动运行维护及注意事项

接到锅炉启动命令后，通知运行和安装人员按整套启动应具备的条件进行启动前的全面检

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查，并作好下列启动前的准备工作。5.1 锅炉及辅助系统启动。5.1.1 联系化学准备充足的除盐水。5.1.2 联系燃料准备充足的燃料。5.1.3 联系热工投入控制系统。5.1.4 锅炉上水：

水质应符合《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》的规定。

通过给水小旁路或调节阀控制上水速度，上水时间一般为：夏季不小于1小时，冬季不小于2小时。

上水温度一般为30～70℃，且与壁温之差不大于28℃，汽包壁上下壁温不得超过50℃。

上水至汽包水位-150mm时停止上水，观察水位变化情况。

上水后，应观察各受热面的膨胀情况，将膨胀指示记录在案，注意没有异常现象。

5.1.8 开启引、一次风机，维持炉膛正常负压。5.1.9 投入备用风机联锁开关。5.2 锅炉点火升温升压

5.2.1 锅炉点火升温升压，按机组启动曲线升温升压，要特别注意汽包上、下壁及内外壁温差在允许的范围内。不应超过锅炉厂家说明书升温升压曲线。0～1.0 Mpa阶段不大于1℃/min，在以后阶段，不大于1.5℃/min。

5.2.2 升温升压过程中，应注意调整好燃烧，可采用调整燃料量和调整风量配比正常。5.2.3 升温升压过程中必须监视锅炉各部的膨胀情况，发生异常应停止升压，查明原因，予以消除后方可继续升压。

5.2.4 当汽包压力达到0.15～0.2MPa冲洗水位计一次，关闭汽包空气阀，减温器联箱疏水门，并进行高低水位的校对工作。

5.2.5 当汽包压力达到0.3Mpa时，定期排污一次。

5.2.6 当汽包压力达到0.3～0.5MPa，联系汽机开锅炉主汽旁路门进行暖管；通知检修人员进行热紧螺丝和冲洗表管工作。

5.2.7当汽包压力达到0.6～0.7MPa时，全开主汽门，关闭旁路门；关闭过热器对空排汽。5.2.8 当汽包压力达到9～9.8Mpa时，通知化学化验汽水品质，对设备进行全面检查，稳定燃烧，准备并炉。

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5.3 满负荷72小时试运

机组带满负荷后，全面检查；汽水品质合格，按《验标》要求投入热控自动装置，调节品质基本达到设计要求，满足要求后，汇报启动试运组进入72小时试运。5.5 锅炉启动及运行中的注意事项

5.4.1 锅炉点火初期，应严密监视点火燃烧器的运行状况，注意调整风室风温。

5.4.2 增加燃料时应缓慢进行，减小燃烧不稳和对水位、温度的影响。运行正常后，要注意调整燃烧。

5.4.3 锅炉启动初期升温升压不可过猛，严格监视各部膨胀情况，如有异常可停止升温升压，待异常消失后再进行升温升压。

5.4.4 升温升压期间，应严格监视汽包壁温差的变化，保持不超厂家规定值，同时在下列阶段记录汽包和过热器膨胀。

上水前； 上水后； 0.3～0.4MPa； 1～1.5MPa； 50%工作压力；

工作压力。

5.4.5 严格监视过热器管壁温度不超过许用值。

5.4.6 水位控制在正常水位±75mm以内，不允许中断给水。正常运行时，必需有两只以上水位计投运，每班要定时校对水位计。

5.4.7 在升压过程中要随时检查炉水含硅量，及时调整连排开度，加强定排。炉水硅含量超标时应停止升压。

5.4.8 试运中注意观察各段烟温在规定的范围内，以及各部烟温和阻力的变化。5.4.9 注意燃料的元素分析及粒度分析，并及时进行燃烧调整。5.4.10 定期检查各转动机械情况：

是否有异常声音。

轴承油温、轴温。油箱油位，油质等。

冷却水系统。

地脚螺丝有无松动。

传动装置运行情况。

5.4.11 机组的事故处理应严格按运行规程执行，要严防各种恶性事故的发生。

济宁迪尔建工有限公司 第 5 页 山西强伟纸业1*75t/h 2#锅炉安装工程 整套启动锅炉调试措施 安全及事故处理

6.1 紧急停炉

遇到下列情况之一时，应紧急停炉，切断主燃料： 6.1.1 锅炉严重满水或缺水时；

6.1.2 所有水位计损坏或失灵，无法监视正常水位时；

6.1.3 过热蒸汽、主给水管道、水冷壁管等发生爆破，不能维持正常水位时； 6.1.4 锅炉压力升到安全阀动作压力，而所有安全阀拒动时； 6.1.6 锅炉尾部烟道发生再燃烧，排烟温度不正常升高时； 6.1.7 锅炉发生熄火时；

6.1.8 炉膛负压达±2500Pa，MFT拒动。6.2 请求停炉

遇有下列情况之一时，应请求停炉：

6.2.1 炉水，蒸汽品质严重恶化，经多方面无效时； 6.2.2 锅炉承压部件泄露，只能短期内维持正常运行时； 6.2.3 汽包两侧就地水位计损坏时； 6.2.4 安全阀动作后不回座时；

6.2.5 受热面金属壁温严重超温，经多方面调整无效时； 6.2.6 主要设备的支吊架发生变形或断裂时。6.3 安全注意事项：

6.3.1 参运各方人员进行一切工作都应严格遵守《安规》及现场各种有关安全规定。6.3.2 严格遵守《中华人民共和国消防条例》，严防各种火灾的发生，工作人员应懂得消防知识，并会消防器材的操作。

6.3.3 严格执行现场指挥制度，杜绝盲目操作的现象，防止各种误操作的发生。

6.3.4 在发生9.1所列的情况及其他危及设备和人员安全的事态下，运行人员应按调试措施和运行规程进行紧急操作。

6.3.5 工作现场(包括主控室、附助间、锅炉房、通道等处)的工作人员应佩戴明显标志，非工作人员禁止在工作现场滞留。组织与分工

7.1 所有参与试运人员均应听从试运指挥组的领导。

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7.2.调试人员负责试运方案的拟订，担任试运过程中的技术指导，负责指挥启动操作，并参与运行值班，负责其中较重要的操作。

7.3 安装人员负责设备维护和缺陷处理.并参与运行值班。7.4 运行人员负责试运过程中正常的运行及操作。

7.5 各方人员应各司其职，各负其责，发现问题及时向上汇报，如发现有危及人身及设备的重大事故隐患时，有权也有责任当即进行处理，随后向有关人员汇报。

济宁迪尔建工有限公司 第 7 页 山西强伟纸业1*75t/h 2#锅炉安装工程 整套启动锅炉调试措施

目录 概述.........................................................................1 2 整套启动试运期间调试项目.....................................................1 3 锅炉整套启动前应具备的条件...................................................1 4 整套启动前的各项试验.........................................................3 5 整套启动运行维护及注意事项...................................................3 6 安全及事故处理...............................................................6 7 组织与分工...................................................................6

济宁迪尔建工有限公司 第 8 页

第三篇：调试方案

调试方案

一、主体设备、构筑物注水实验

调节池以及一体化设备试水实验，调节池进水1/3，一体化设备进水30cm，HRT=48h，观察液位是否有变化，若液位下降，及时查明原因并整改。

二、单机试车

逐个检查每台电机的运行情况，污水提升泵、加药计量泵、空压机、罗茨风机、自吸泵、反洗泵、污泥回流泵、污泥外排泵的运行情况（检查正反转）：

污水提升泵：根据液位计，检查提升泵是否正常运转（正反转是否正常，可以通过出水量判断，是否安装截止阀？），液位计是否安装正确（液位计正常情况下垂直下落，提升泵停止运行，上浮提升泵开始工作）

罗茨鼓风机：是否添加润滑剂、正反转安装情况 自吸泵：自吸泵正反转，运行前，泵壳是否注满清水 ……….注：单机试车时，电机运行时间不宜过长，电机运行时间控制在1min以内。

三、联动试车

整体运行，检查整体设备以及工艺试运行情况，重点检查自动运行程序启停情况，防止运行过程中有起无停的情况没损坏设备。

四、生化调试

1、污泥浓度控制：污泥菌种选用压滤机压出之后含水率约85左右的干泥（最好是没有经过硝化的新鲜脱水剩余污泥）。好氧池污泥沉降比控制25%左右，在水解酸化池MLSS控制在4000mg/L，DO控制在0.5 mg/L以下，好氧池MLSS控制在3500 mg/L，DO控制在3 mg/L左右。

污泥量：若采用压滤机压出之后含水率约85左右的干泥（最好是没有经过硝化的新鲜脱水剩余污泥），则污泥量在2吨左右（留出一部分备用）；若采用污水处理厂好氧池中污泥，则液体灌满一体化设备，静止沉淀后排除1/3，再重新补充1/3待调试水。

污泥分批分次添加过程中，随时观察污泥浓度（利用1000ml量筒大概估算）

2、污泥培养：

第一种方案：将污水注满好氧池，开始闷曝（只曝气而不进水）。闷曝3－5天后，停止曝气，静沉1－1.5h，排除2/5上清液，然后再进入部分新鲜污水，水量约为曝气池容积的2/5即可。以后循环进行闷曝、静沉、进水三个过程，但每次进水量应比上次有所增加，而每次闷曝的时间应比上次有所减少，即增加进水的次数。约6~9天完成好氧池菌种调试。

第二种方案：直接利用污水厂最后一级好氧池中污泥（含水含泥）注满一体化设备的2/3，然后再添加1/3待调试水，闷曝2-3天，以后循环进行闷曝、静沉、进水三个过程，但每次进水量应比上次有所增加，而每次闷曝的时间应比上次有所减少，即增加进水的次数。约6~9天完成好氧池菌种调试。

第一种方案情况下：缺氧池污泥调试，好氧池污泥调试完成，利用污泥回流泵打入缺氧池，使缺氧池浓度达到设计要求为止。随着缺氧池的混合液中污泥回流，好氧池污泥浓度降低，随时补充好氧池污泥，使污泥浓度达到上述设计要求。

培养过程中随时观察污泥浓度的变化以及污泥菌种的变化。最明显的特点是好氧池污泥呈现絮状，颜色为棕褐色，气味带着一丝土腥味。连续运行下注意混合液回流比的控制。一般混合液回流比控制在100%~200%。

五、污泥添加 采用第一用方案精心污泥添加：一体化池内存有50CM废水，曝气开启的状态方可分批分次添加，一方污泥沉底或者污泥在池内分布不均，影响后续调试。

第四篇：CNG加气母站及子站建设

CNG加气母站及子站建设 燃气知识 2010-03-01 16:11:12 阅读306 评论2字号：大中小 订阅

1.天然气加气站母站及子站

天然气加气母站是具有给天然气汽车加气功能，并可为子站供应压缩天然气的加气站。设备包括压缩机组、地面储气瓶组、售气机、脱水干燥系统等。母站建设宜靠近天然气高、中压管道或储配站，因此选址受到限制。

依靠车载储气瓶运进天然气进行加气作业的加气站称为子站。子站的建设灵活、方便，距母站30-70km为宜。子站内的设备包括子站拖车、地面压缩机橇、站内储气瓶组、售气机等。

地面压缩机橇内包括压缩机、驱动机、冷却器、排气系统、通风机、润滑油泵、回收罐、顺序控制盘、橇底座、机载控制盘、安全阀、供电接口以及隔音罩等。子站地面压缩机气量为1200N立方米/h，国内的供应厂家有自贡通达机器制造有限公司（CNG压缩机可以橇装成套供应），并可承担工程总承包，负责建站、设备成套安装等工程内容

站内储气瓶（井）组一般是3个瓶（井）为一组水容积为６-12立方米。储气瓶（井）上有安全阀、排污阀、供气阀。国内供应瓶厂家有：自贡通达、北京天海气瓶公司、重庆益民机械厂，供应储气井厂家有四川川油、成都川油等。

售气机结构包括计量仪表、加气枪、加气嘴、加气软管（包括自密封拉断阀）、电磁控制阀、电气接线、充装泵、机壳等。国内生产售气机的厂家有郑州科林、四联等。

2.设计过程中应注意的事项

（1）坚持安全第一的设计原则

由于城市CNG加气站的选址基本上是依托现有的加油站或与加油站合建，场地紧密。CNG加气站高压操作的特点使其安全问题以及设计可靠性成为设计的关键。在设计中要注意加油站与加气站之前的安全距离。同时在加气岛的周围设防撞柱，以防汽车误撞设备。在站用储气瓶组及压缩机橇之前设置防爆隔墙。管线采用不锈钢管，采用双卡套连接形式，弯头尽量采用弯管器弯制，以减少泄露点。

（2）加气站建设中应尽量使用国产设备

经过几年建设经验的积累，国内生产厂家对加气站内主要设备的生产已达到相当水准。如站内的主要设备——天然气压缩机，我国于1987年开始着手研制和开发，1991年由自贡通达试制成功第一台L型机。此后又进行一系列改进与完善，到目前车用天然气压缩机技术已日趋成熟，技术性能达到国际水平，生产制造水平接近国际水平。国产及进口同类型压缩机性能比较中，国产压缩机的易损件寿命比进口产品低，主要原因是国产材料的加工水平没有跟上。但国产压缩机的成套价格要比进口压缩机价格低52%，而且配件供应有保障。

同样国产地面储气瓶及售气机不仅质量有保证，而且售价也比进口产品低

第五篇：CNG液压加气子站与常规加气子站方案比选

CNG液压加气子站与常规加气子站方案比选

概述

CNG加气站包括母站、标准站和子站。加气母站一般是从高压管道取气给CNG气瓶车加气，再通过CNG气瓶车输送给子站供气，同时具备直接给CNG汽车加气的能力；标准站一般是从城市中压管网取气，给CNG汽车加气；子站是以CNG气瓶车为气源，给CNG汽车加气。标准站从中压管网取气，由于其流量比较大，对城市中压管网冲击较大，同时影响其他用户供气，在选择上需要综合考虑。目前较多的为子母站形式，在子站类型上可以分为常规 子站和液压子站。

方案比选是寻求合理的技术经济方案的必要手段，也是控制项目造价、降低运行成本的重要途径。工程寿命期内的费用，由工程造价和经营期运行成本组成。工程设计方案经济比选，不仅比较建设期工程造价，还应考虑经营期的长期运行费用。通过全面的分析，最终选择出能最有效地分配和使用有限的资源与资金、能获得最佳投资效益的投资建设 方案。

方案经济比选可按各方案所含的全部因素计算效益与费用进行全面对比，也可就选定的因素计算相应的效益和费用进行局部对比，应遵循效益与费用计算口径对应一致的原则，注意各方案的可比性。工程设计中常用的比选方法有效益比选法、费用比选法和最低价格法。2加气子站设计方案比选的方法选择

目前CNG汽车加气站项目市场用户主要针对的是市内公交车和出租车，市场的前景是相同的、有限的(受城市规划的限制)，也就是说车用燃气的供气规模是相同的。常规子站与液压子站提供的最终产品是相同的，其收益也是相同的，只是由于工艺设备的不同，最初的工程造价和运营中所花费的成本不同。在未来收益相同的情况下，可以采用效益比选法、费用比选法进行方案比选。

效益比选方法之一是差额投资内部收益率法，是通过计算差额投资财务内部收益率，与设定的基准收益率进行对比。当差额投资财务内部收益率大于或等于设定的基准收益率时，以差额投资大的方案为优；反之，差额投资小的为优。该方法不能反映方案的绝对经济效果，只能进行方案间的相对效果检验。在市场经济条件下，资本是追逐利润最大化的。笔者认为，在方案比选期间，采用差额投资内部收益率法更能直观地反映各方案的经济效果差异。3工程方案经济比选案例 3．1 工程简介

根据市场预测和气源情况，某城市建设CNG加气子站1座，设计规模为1．2×104 m3／d，当年建成投产。第1年供气规模为设计规模的40％，第2年即达到设计规模。3．2工程方案

液压加气子站为国外新开发的一种加气子站，目前国内较为常用的加气子站为常规加气子站。3．2．1 液压加气子站

CNG液压加气子站技术采用液压增压系统代替传统的气体压缩机增压系统，具有系统整体集成度较高、加气能力强、安装方便、运行成本低等特点。

①工艺流程

气瓶车到达CNG加气子站后，通过快装接头将高压进液软管、高压回液软管、控制气管束、CNG高压出气软管与液压子站橇体连接。系统连接完毕后，启动液压子站橇体或者在PLC控制系统监测到液压系统压力低时，高压液压泵开始工作，PLC自动控制系统会打开第1个储气瓶的进液阀门和出气阀门，关闭回液阀门，将高压液体介质(一种低挥发性液压油)注入储气瓶，保证气瓶车的储气瓶内气体压力保持在20～22 MPa。CNG通过储气瓶出气口经CNG高压出气软管进入液压子站橇体缓冲罐后，经高压管输送至CNG加气机，给CNG汽车加气。当大约95％的天然气被导出时，自动控制系统发出指令，关闭该储气瓶的进液阀门、出气阀门，打开回液阀门，此时第1个储气瓶内的高压液体介质在气体压力和自身重力作用下返回到橇体内的储罐中。间隔几秒后，第2个储气瓶的进液阀门、出气阀门打开(此时回液阀门关闭)，高压液体开始充人。当第1个储气瓶内的液体介质绝大部分返回到储罐后(此时储气瓶内还有少量不能返回的液体介质，将滞留在储气瓶中)，自动控制系统发出指令，回液阀关闭。设备运行时，由PLC程序控制系统实现8个储气瓶依次顺序工作。气动执行器根据PLC控制程序适时开启和关闭各储气瓶的进出口阀门，顺序转换工作储气瓶。当前一辆气瓶车卸完气后，由人工调换快装接头到后一辆气瓶车(转接时间为3—5min)，实现加气站不间断运行。工艺流程见图1。

CNG子站气瓶车 → 液压子站橇体 → CNG加气机

②主要设备

液压加气子站主要设备包括：液压子站橇体，即橇体、增压系统(包括国产防爆电机、高压泵、压力控制阀、高压管件、液体储罐)；控制柜；仪表风气源设备；售气系统(单线双枪加气机)；变配电设备(箱式变压器)。

3．2．2 常规加气子站

CNG常规加气子站技术采用传统的气体压缩机增压系统。

①工艺流程

气瓶车到达CNG加气子站后，采用双线制供气。第1路为直供线，利用气瓶车压力直接为汽车加气，子站储气瓶组(包括低压瓶组、中压瓶组、高压瓶组)为汽车补足至20 MPa；第2路为加压线路，当储气瓶组压力小于22 MPa时，压缩机开启，抽取气瓶车内天然气补充储气瓶组压力至25 MPa。工艺流程见图2 图2 常规加气子站工艺流程

②主要设备

常规加气子站主要设备包括：气体压缩机橇体，即橇体、增压系统；储气瓶组(总容积为8 m3)；售气系统(三线双枪加气机)；卸气系统(卸气柱)；变配电设备(箱式变压器)。3．3 方案比选 3．3．1 工程造价比较

①液压子站工程造价 a．土建造价估算见表1。表1 液压加气子站土建造价

子项名称

数量 金额／元 说明

控制室、办公室 160 m2 12.0×104 按750元／m。计算

地面硬化 1 200 m2 12.0×104 按100元／m。计算 加气岛罩棚 330 m2 18.2×104 按550元／m。计算

设备基础

2.0×104 包括加气机、罩棚

基础等

合计 44.2×104

b．主要设备购置费估算见表2。表2液压加气子站主要设备购置费

子项名称 数量 金额／元

说明

液压子站橇体 1套

150．O×104 除加气机以外的全套

工艺设备

加气机

2台

27.0×104 国产单线双枪加气机，主要部件进口

变配电设备 1套 15．O×104

合计 192.0×104

c．设备安装及配套费用为12．0×104元。

d．工程建设其他费用为20．0×104元，主要包括建设单位管理费、工程监理费、工程保险费、设计费等。e．运输车辆购置费。每站配置2辆气瓶车、1辆牵引头，每辆气瓶车价格为150．O×104元，每辆牵引头价格为25．0×104元，运输车辆购置费合计为325．0×104元。

以上合计为593．2×104元。②常规加气子站工程造价 a．土建造价估算见表3。表3 常规加气子站土建造价

子项名称

数量 金额／元 说明

控制室、办公室 160 m2 12.0×104 按750元／m。计算

地面硬化 1 200 m2 12.0×104 按100元／m。计算 加气岛罩棚 330 m2 18.2×104 按550元／m。计算

设备基础

3．O×104 包括压缩机、加气机、罩棚基础等

合计 45.2×104

b．主要设备购置费估算见表4。表4常规加气子站主要设备购置费

子项名称 数量 金额／元

说明

子站压缩机 1台 65.0×10。含隔音房舱、顺序控制盘 储气瓶组 64．O×104 总容积为8 m。

卸气柱 1套 8.0×104 包括质量流量计

加气机

2台

31.0×10‘

国产三线双枪加气机，主要部件进口

变配电设备 1套 20.0×104

合计 188.0×104

c．设备安装及配套费用为25．O×104元。d．工程建设其他费用为20．0×104元。

e．运输车辆购置费。每站配置2辆气瓶车、1辆牵引头。每辆气瓶车价格为120．0×104元，每辆牵引头价格为25．0×104元，运输车辆购置费合计为265．0×104元。

以上合计为543．2×104元。3.3．2运行费用比较

两种加气子站运行费用中相同部分，如天然气采购成本、应缴的增值税、运输车辆的养路费、保险费、安检费等不再计算比较，本文就运行费用中主要的不同方面进行比较。

①耗电费用

CNG液压加气子站系统工艺设备功率为35kW，其他动力及照明、仪表用电功率约lO kW，全年耗电量为19．0×104kW•h，电价按0．7形(kw•h)计算，全年电费为13．3×104元；cNG常规加气子站系统工艺设备功率为100 kw，其他动力及照明、仪表用电功率约10 kW，全年耗电量为42．0×104kW•h，则全年电费为29．4×104元。

②人员工资

液压加气子站需配置气瓶车司机2名、工作人员16人，其工资标准分别按2 500元／月、1 500形月计算，则全年人员工资为34．8×104元；常规加气子站需配置气瓶车司机2名、工作人员18人，则全年人员工资为38．4×10。元。

③运输费用

子站气瓶车单程运输距离按30 km计算，车辆每100 km油耗为50 L，油价为4．64形L。

单车载气量为4 500 m3，CNG液压加气子站系统回车压力为0．5～1．O MPa，卸气率为95％，有效运输量为4 275 m3／车；常规加气子站系统回车压力为3～5 MPa，卸气率为88％，有效运输量为3 960m3／车。

年供气量按420×10。m。计算，液雎子站年运 输费用为13．7×104元，常规子站年运输费用为 14．8×104元。

④站场修理费用

常规子站为10．0×10。元，液压子站为5．0×104元。

⑤场地费用

液压子站集成度较高，工艺流程简单，场地需求相对较小，一般比常规子站少占用土地670～l 000m2。各地土地征用费用、租赁费用不一，本文暂按租赁场地计算，每667 m。租赁费用为2．5×104元／a，则液压子站年租赁费用为6．3×104元，常规子站为8．8×104元。3．3．3 方案比选

两种站场的工程造价、运行费用汇总结果见表 5．

表5工程造价、运行费用汇总

项 目 液压加气子站 常规加气子站

工程造价／元 593.2×104 543.2×104 耗电费用 13.3×104 29.4×104 人员工资 34.8×104 38.4×104 运行费用／

运输费用 13.7×104 14.8×104(元.a-1)站场修理费用 5.0×104 10.0×104 场地费用 6.3×104 8.8×104 合计 73.1×104 101.4×104

考虑技术进步、关键设备的经济使用寿命，该类型站场暂按10年计算，其差额投资现金流量见表 6。

表6差额投资现金流量

项目

第1年

第2年 第3～10年 常规加 工程造价／元 543.2×104

运行费用／元 76.3×104 101.4×104 101.4×104 气子站

合计／元

619.5×104 101.4×104 101.4×104 液压加 工程造价／元 593.2×104 运行费用／元 57.5×104 73.1×104 73.1×104 气子站

合44／元

650.7×104 73.1×104 73.1×104 差额(常规加气子站

数据一液压加气子站

数据)／元

一31.2×

28.3×104 28.3×1 104 经过计算，差额投资内部收益率为90．3％，远高于目前一般项目的基准收益率(通常为10％一15％)，液压加气子站较常规加气子站有非常明显的经济效益，液压加气子站优于常规加气子站。

从两者的对比可以看出，运行费用最大的差距在于耗电费用。目前一些相关机构、组织都在讨论电的定价机制，主张煤电价格联动，随着能源价格的不断上涨，电价若随煤炭价格上涨，液压加气子站的优势将更加明显。4结语

在工程设计中，将工程造价和运行费用引入货币时问价值理论，对不同方案的效益、费用进行比较，选择更为经济的方案为实施方案。

需要特别说明的问题是，液压加气子站技术使用的高压液体介质在低温条件下其流动性受到影响，进而影响子站的工作效果。液压加气子站在极端低温地区使用情况有待验证。

掌握CNG汽车的改装、使用技术，发挥CNG汽车优越性

作者：喻哲林 文章来源：网络论文 点击数：

1635 更新时间：2007-5-19 17:40:50

成都公交集团公司从1995年开始对CNG汽车进行试验、推广应用研究，至今年九月底已发展CNG公共汽，车881辆，到年底还必须完成：改装CNG公共汽车307辆，新购CNG公共汽车70辆，合计将达到1258辆，运营公交线路60余条。现已基本完善了有关CNG汽车改装、使用、维修、管理等方面相关的企业标准、规范和办法。确保了CNG汽车在我公司的安全、正常运行。

我公司运用的该项技术还荣获成都市建委技术进步成果三等奖。我公司已被正式授予《CNG汽车改装厂》资格。从而，为推动成都地区CNG汽车产业的发展和经济繁荣作出了积极的贡献!

一、CNG汽车具有显著的经济和环保、社会效益。

1、环保扣社会效益

汽车使用天然气与使用汽油作燃料相比较，其尾气排放的污染物质明显减少：HC减少72％、CO减少97％、NOx减少39％、C02减少24％、S02减少90％，且没有苯和铅等致癌和有毒物质危害人体；噪声降低40%。CNG的生产和使用在密闭状态下进行，对水资源和大地不会产生二次污染。

2、经济效益计算

从我公司CNG汽车的实际运营统计资料显示，1M3天然气，平均可替代1.03L汽油。目前，市场价格，90#汽油按3.00／L,CNG按1.50／M3,若按我公司单车实际平均耗气26.2M3100KM计算,CNG公共汽车运营10000Km,与烧汽油相比,可纯节约燃料消耗费4048元。一辆公共汽车一年若行驶5500km，可节约燃料成本22264元。由于天然气燃烧完全，积炭少，减少气阻和爆震，可使发动机使用寿命延长1.5倍左右，机油耗量相应减少，降低发动机维修费用大约是40％。所以说，CNG汽车的经济效益是无可比拟的。

2、汽车使用CNG比用汽油作燃料的优点多、更安全。

2．1CNG作汽车燃料的主要优点是，由于天然气能同空气均匀混合，使燃烧完全，加之辛烷值高(130)，比90

汽油高31％，使发动机运转更平稳，不会产生爆震，冷、热起动均方便。且CNG汽车的改装是在不改变原车结构的情况下加装减压、储气系统，便实现油、气两用，驾驶、维修极为简便。

2.2使用CNG比用汽油作汽车燃料更安全。

a．天然气的压缩、储存、减压、燃烧的全过程中，都是在严格密闭的状态下进行的，不易发生泄漏，且天然气的比重是空气的0．58～0．62，若有泄漏，高压下很快会在空气中扩散，加之天然气的燃点比汽油高出50℃左右，很难着火燃烧。

b.天然气的爆炸极限为4.7～15％，比汽油高出2.5～4．7倍，更不易产生爆炸现象。

c．CNG储气瓶，是经国家技术监督局严格审查批准的厂家生产的，并经各种特殊试验合格，瓶阀处还装有防爆装置，可确保安全使用。

d.国内、外使用CNG汽车已有40多年经历，数量达千万辆，均未发生过与天然气燃烧使气瓶爆炸有关的重大事故。我公司开发、使用CNG汽车已6年多，数量达近千辆。实践证明，使用CNG比使用汽油确实更安全。

二、CNG汽车改装及使用技术探讨

我公司现改的CNG汽车，暂时为油、气两用(省公安厅规定2002年1月1日止，所有CNG汽车必须撤掉油箱，改烧天然气单燃料)。因此，对原装发动机压缩比未作改动，而天然气的燃点、辛烷值、抗爆极限都大大高于汽油。所以，要求发动机技术状况必须良好，符合GB7258-97《机动车运行安全技术条件》。汽缸压力>8．5kg／Cm2，各汽缸压差应<5％，真空度应>-430mm汞柱(或<-0．567MPa)。电瓶空载电压>12．4V，负载电压>8．5V，电路系统接插头必须接触可靠，点火角度比燃用汽油提前8o～10o。建议白金间隙调到0．3～0．4mm，白金电压<0.2V，火花塞间隙调到0．6～0．7mm，汽门间隙加大0．2～0．5mm。在可能情况下，最好加装高能电子点火，经我公司大面积推广试验，大大提高了点火强度，启动灵活，降低气耗，节约白金，有效降低电气系统及电瓶的抛描率。更能发挥CNG汽车的优越性。

减压装置的正确调试，对CNG汽车能否正常运行至关重要。它的主要功能有三：①减压，②予热，③满足发动机各工况的供气量。实践得知，20MPa的天然气通过一级减压后，一般调压0．2～0．4MPa(由低压来反映)并要求在发动机各种工况下指针应稳定，若发生波动或下降说明一级减压器或过滤器等必有故障，必须及时排除，二级减压后为0．18MPa，三级减压后为60～120mm／H2O，否则，发动机都会运转异常。

CNG汽车具有净化空气，降低营运成本、安全方便、易于掌握等优点。其经济、环保和社会效益显著。有利于国家、企业及个人，完全符合地方政府所制定的产业政策。对于改善外商投资环境，满足招商引资，创建国家卫生城市及对实施西部大开发战略和促进地方经济的全方位、可持续发展等都具有十分深远而重大的意义。