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1、1、工程概况1.1 区域地理资料n 呼图壁储气库位于准噶尔盆地南缘，行政区划属新疆昌吉州。集注站位于昌吉高新技术产业开发区，位于气田中部，区域位置详见图1.1-1。n 储气库所在区域地面为农田与开发区，地形比较平坦，地面海拔500m570m。312国道从工区穿过，北疆铁路、乌奎高速公路从工区南面通过，交通十分方便， 储气库距西二线直线距离22km，距准噶尔盆地输气环网706泵站8.0km；外输气管道沿线所经地形、地貌主要为农田和村庄。1.2 储气库的功能储气库的功能分为正常调峰和应急储备两种，具体如下：1） 正常调峰：以保证北疆地区用气为主，主要作用是调节季节性用气峰谷差；同时在冬季由储气库通
2、过克-乌输气管道来调配北疆地区各用气点气量。工作气量20.0108Nm3/a（ 1900104Nm3/d）。 2）应急储备：主要作用是当西二线天然气长输管道一旦发生事故、造成内地停气的局面时，气库内储存足够多的备用天然气，实现应急调度的目的，以保证西二线供气的安全性；工作气量25.1108Nm3/a （ 2789104Nm3/d） 。 1.3 建设规模工程建设规模详见下表：表1.3-1 工程建设规模表序号项目单位规模1注气能力104Nm3/d15502天然气处理能力104Nm3/d28003凝析油处理能力t/d1504外输增压能力104Nm3/d28005双向输气管线输气能力104Nm3/d4
3、6006储气库-706泵站输气管线输气能力104Nm3/d1900 1.4 主要工程量1.4.1 集气区（1）注采井30口、监测井5口、污水回注井2口、集配站3座； （2）单井注采管线、注气干线、采气干线等50.34km；（3）单井通讯光缆、电力线等92km。1.4.2 集注站（1）8台注气压缩机，单台排量200104Nm3/d； 3台外输气压缩机，单台排量400104Nm3/d。（2）4套露点控制装置，单套处理量700104Nm3/d；（3）1套凝析油处理装置，处理量150t/d；（4）1座110kV变电所、1套污水处理系统；（5）站内配套供配电、给排水、仪表、通信、暖通、防腐、道路等公用工
4、程；（6）呼图壁天然气处理站凝析油处理装置、装车系统改造。1.4.3 输气管线（1）双向输气管线，设计管径D1219，管线长度35. 4km，配套建设输气站场；（2）储气库706泵站输气管线，设计管径D813，管线长度8.702km，配套扩建输气站场；1.4.4 输电线路集注站两个电源分别由锦华变电所和洛克伦变电所引接，110kV输电线路总长38.5km；正常时，两条外线同时工作，分段运行。 1.5 注气总体工艺西二线来气通过双向输气管线输送至集注站，在集注站经增压、空冷后通过注气干线输送至各集配站；经单井注采管线输送至各注采井完成注气流程，注气系统总体流向图如下所示。 图1.5-1 注气系统
5、总体流向图图1.6 采气总体工艺各注采井来天然气、凝析油和水的混合物经单井注采管道高压集输至各集配站、节流降压后经采气干线输送至集注站；在集注站经注乙二醇防冻，J-T阀节流制冷，脱水脱烃。处理后干气调峰工况下经储气库-706泵站输气管线输送至706泵站进准噶尔输气管网；应急储备工况条件下处理后的干气经注气压缩机和外输气压缩机共同增压后，由双向输气管线输送至昌吉站，进西气东输二线供下游用户使用；处理后的稳定凝析油管输至已建呼图壁天然气处理站后装车外运，超量部分输至已建呼图壁天然气处理站，利旧已建装置进行处理，处理后装车外运；采出水处理后回注地层。采气系统流向图如下所示。图1.6-1 采气工艺总体
6、流向图1.7 储气库设计运行周期储气库的运行周期为注气期、采气期和平衡期，其中注气期为180天，采气期为150天，在注、采期末共留35天平衡期。1）采气期：11月1日3月30日，共150天；2）注气期：4月18日10月14日，共180天；3）平衡期：3月31日4月17日，共18天； 10月15日10月31日，共17天。2、 注气系统流程描述西二线来气通过双向输气管线输送至集注站，先分离后除尘，经压缩机增压，空冷器冷却后通过注气干线输送至各集配站；集配站均设置1座注采分配计量装置用于调节各注采井场注气量，集注站来高压天然气经注采分配计量装置调配气量，通过单井注采管线输送至各注采井场完成注气流程，
7、总体流向图如下所示。图2-1 注气工艺流程框图2.1 昌吉站1）工艺流程简述西二线昌吉分输站来气（1550104Nm3/d，9.010.0MPa，3545）首先经过滤分离器分离（F-410508），经超声波流量计（FIT-40101AD）计量后，由DN1200发球筒（PL-40101）的旁通管线进入双向输气管线，将天然气管输至储气库集注站。2）工艺流程图昌吉站工艺仪表及自控流程图详见附图1。2.2 双向输气管道昌吉站呼图壁储气库双向输气管道全长35. 4km，管径D1219mm，设计压力12.0MPa。设计输量4600104Nm3/d，设线路截断阀室1座。线路阀室设切断阀1台，切断阀前后都设置
8、手动放空，放空天然气进火炬。阀室工艺仪表及自控流程图详见附图2。2.3 集注站注气气源取自西二线昌吉分输站，通过双向输气管线输送至集注站（1550104Nm3/d，9.010.2MPa， 15-40），集注站设收球筒PR-30101，进站设高、低压切断阀，当压力高于11.5MPa、压力低于7.5MPa（压缩机技术协议值）时阀门ESDV- 30101关闭，保证下游压缩机安全运行。原料气（1550104Nm3/d，9.010.2MPa， 15-40）经旋流分离器F-30301/AD、过滤分离器F-30302/AD进行两级过滤分离，分离出游离液滴、灰尘，分离后的气相去注气压缩机（C-30201AH）
9、入口汇管，分离后的液相去埋地污油罐（D-31001）。过滤分离器来气经注气压缩机增压，空冷器冷却后（15.0MPa-30.0MPa，5065）通过注气干线输送至各集配站完成注气流程。注气压缩机二级出口总管设置紧急放空阀SBDV-30103和压力检测，各注气干线出集注站处分别设置紧急切断阀ESDV-30105和ESDV-30106，当来气压力高于31.0MPa或者压力低于10.0MPa时，阀门ESDV-30105和ESDV-30106自动关闭，阀门SBDV30103自动打开，将多余部分气体放空至火炬，降低系统压力，确保注气生产设施的安全。注气压缩机采用电驱往复式橇装压缩机，由电动机、压缩机、级间
10、分离器、空冷器、出口聚结分离器组成，压缩机采用二级增压工艺，空冷器保证压缩机出口温度不大于65，聚结分离器保证出口天然气中含油量不大于3ppm。压缩机橇设进出口紧急切断阀，紧急放空阀，回流补气阀，当压缩机进口压力大于10.0MPa或出口压力大于32.0MPa时，橇体自带进出口紧急切断阀关闭，紧急放空阀打开，将橇内天然气放空至火炬系统；当压缩机入口压力低于9.0MPa时，回流补气阀自动打开，将压缩机出口天然气返输至压缩机入口，使压缩机入口压力控制在9.0-10.0MPa之内，确保压缩机正常工作。集注站注气流程详见附图3。2.4 集气区集注站增压后天然气通过注气干线输至各集配站，在集配站进行集中计
11、量、分配，经单井注采管线输送至各注采井场。其流程框图详见下图。图2.4-1 集气区注气工艺流向框图2.4.1集配站1）工艺流程简述集注站来气（14.529.5MPa，4562，400576104Nm3/d）进集配站后，经注采分配计量装置分配，计量后经流量调节阀稳流后分输至各注采井口。各单井注气配产范围：5092104Nm3/d。集配站设计11（8）井式注气管汇，并配备扩建接头。2）工艺流程图1#、2#、3#集配站工艺流程图详见附图46。2.4.2采气井场1）工艺流程简述各集配站来增压后天然气（5092104Nm3/d，14.029.0MPa，4062），经止回阀、高低压紧急切断阀后进采气树完成
12、注气流程。2）工艺流程图注采井场工艺流程图详见附图7。2.4.3集注管网各单井注气管线，各集配站注采管线分别沿昌吉高新技术产业开发区、呼图壁高新技术产业开发区已建（拟建）道路敷设详见附图8。3、 采气系统流程描述各注采井来天然气、凝析油和水的混合物经单井注采管道高压集输至各集配站，在各集配站节流降压后经采气干线输送至集注站；集注站天然气处理采用注乙二醇防冻，J-T阀节流制冷，脱水脱烃工艺。处理后干气调峰工况下经储气库-706泵站输气管线输送至706泵站进准噶尔输气管网；应急储备工况条件下处理后的干气经注气压缩机和外输气压缩机共同增压后，由双向输气管线输送至昌吉站，进西气东输二线供下游用户使用；
13、处理后的稳定凝析油管输至已建呼图壁天然气处理站后装车外运，不能处理部分未稳定凝析油管输至已建呼图壁天然气处理站，利旧已建装置进行处理，处理后装车外运；采出水处理合格后回注地层。采气系统流程框图如下所示。图3-1 采气工艺总体流程框图3.1 集气区3.1.1 采气井场1) 工艺流程简述井口来气、液混合物（35-120104Nm3/d ，12.5221.83MPa，47.761.6）经高低压紧急切断阀保护、注入防冻剂（开井临时用）、手动切断、清管发射装置后进入注采管道。注采井场设置高低压紧急切断、投球、仪表检测、电视监控等设施，采气树设置安全保护（井下安全阀）。3.1.2 集配站1)工艺流程简述各
14、单井来气（35-120104Nm3/d，12.021.50MPa，44.060.0）进集配站，去注采分配计量装置，经节流阀节流后（35-120104Nm3/d ，9.510.0MPa，2243）去分离计量装置轮井计量，再与生产管汇来气汇合后进入采气干线，管输至集注站。单井计量采用三相分离器，油、气、水连续计量，各单井计量周期为11天（其中1号集配站为8天），连续计量24小时。为满足油、水连续计量，各液相出口计量采用加装调节阀和流量计，稳定分离器液位，控制调节阀开度，以实现液相连续计量。气相计量采用稳压阀稳定阀前压力，智能流量计连续计量的方式。油相计量范围0.510t/d，水相计量范围0.24t
15、/d，气相计量范围35120104Nm3/d。各集配站总体安全保护方式为进出站紧急切断阀、出站紧急放空阀、井口高低压进行联锁，重要设备、管路设置安全放空阀。高、低压放空、排污管路分开设计。3.2 集注站3.2.1 天然气处理流程简述天然气处理装置流程框图如下：图3.2-1 天然气处理流程框图集配站来原料气通过两条采气干线输送至集注站（2002800104Nm3/d，9.09.9MPa，2040），集注站设收球筒PR-301023方便日常清管。进站设紧急切断阀ESDV-30103、ESDV-30103，紧急放空阀SBDV30102；当压力高于11.5MPa或压力低于7.0MPa时阀门ESDV-3
16、0103和ESDV-30103关闭，阀门SBDV30102打开，放空多余部分气体，确保下游管线和设备的正常运行。自收、发球单元来原料气（2002800104Nm3/d，9.09.9MPa，2040）进气液分离器V-30301/AD进行气液分离，分离出的气相在正常调峰和应急储备条件下去气处理装置，应急工况条件下经注甲醇后直接去外输计量装置通过双向输气管线输往西二线；分离出的液相去凝析油处理单元进行处理。气液分离器共设置4台，单台处理量700104Nm3/d；分离器气相出口设流量计和流量控制阀进行比例调节，控制单台分离器气处理量，另外分离器入口呈对称布置，确保原料气不发生偏流现象。气液分离器（V-
17、30401/AD）来气先进三股流换热器（E-30401/AD）换冷至2025，进浅冷分离器（V-30402/AD）进行气液分离，气相去气气换热器（E-30402/AD），并在气气换热器中注醇后换冷至-28，然后经J-T阀节流制冷至5.06.0MPa、-12 -18，进入低温分离器（V-30403/AD）进行分离；分离出的气相去气气换热器和三股流换热器两次复热至6-38后外输；低温分离器来液进三股流换热器（E-30401/AD）复热至515去液烃三相分离器（V-30502）。3.2.2 凝析油处理流程简述凝析油处理装置流程框图如下：图3.2-2 凝析油处理流程框图气液分离器（V-30401/AD
18、）和浅冷分离器（V-30402/AD）来液相通过调节阀减压至0.81.4MPa，2035，进凝析油闪蒸换热器（E-30501）的壳程换热至5060，进闪蒸分离器（V-30501）进行油、气、水三相分离，分离出的天然气去燃料气系统，分离出的凝析油减压后和液烃三相分离器（V-30502）来液混合后进未稳定凝析油缓冲罐（D-30501），缓冲罐气相设置稳压阀控制缓冲罐工作压力为0.60.8MPa，缓冲罐气相去燃料气系统，液相去凝析油稳定塔（T-30501）进行稳定，凝析油稳定塔控制塔顶压力0.30.4MPa，控制塔底温度90110；分离出的水去污水处理系统。低温分离器（V-30403/AD）分离出的
19、凝液进三股流换热器（E-30401）加热至5-15后进液烃三相分离器（V-30502）进行油、气、水三相分离。分离出的气相去燃料气系统，分离出的水去乙二醇再生系统提升乙二醇浓度后循环使用，分离出的凝析油去缓冲罐（D-30501）。凝析油稳定塔塔底重沸器（E-30503/A）出口的稳定凝析油（0.30.4MPa，90110）进凝析油闪蒸换热器（E-30501）的管程，与气液分离器和浅冷分离器来的未稳定凝析油换热至80105，然经空冷器（K-30501）冷却至3035，经凝析油外输泵提升至0.30.6MPa后管输至已建呼图壁天然气处理站已建1000m3稳定凝析油储罐储存、装车外运。3.2.3 应急
20、储备处理工艺流程简述应急储备是当西二线上游不能正常供气，储气库作为西二线的备用气源给管道供气，保证西二线供气的连续性。流程如下：4套气处理装置来气（2789104Nm3/d，5.06.0MPa，5-15），经注气压缩机（C-30201/AH）和外输气压缩机（C-30202/AC）增压，空冷器冷却至（1011.8MPa，4055后，经由压缩机出口总管输送至收发球区，先进收球筒（PR-30101，收球筒具备收发球两种功能），通过双向输气管线将增压后天然气输送至西二线，供下游用户使用。3.2.4 应急工况处理工艺流程简述此种工况是在站内气处理装置出现问题不能正常工作的情况下，将集气装置来气（4600
21、104Nm3/d，45-55，8.010.8MPa）进集注站，经注甲醇（510L/h）后不增压，直接通过双向输气管线送至西二线，保证下游用户平稳用气。各种采气工况工艺流程图相机附图9。3.3 706泵站集注站来气（1900104Nm3/d，5.06.0MPa，638）经储气库706泵站输气管线输送至706泵站，来气经收球筒（PR40201）旁通管线进入706泵站，经3台滤分离器分离器（F-4020103）后输往准噶尔D610环网。706泵站工艺管管道及仪表自控流程图相见附图10。3.4 昌吉站战略储备工况条件和应急工况条件下，集注站来天然气由双向输气管道返属至昌吉站，共西二线下游用户用气，此时
22、流程如下：战略储备：集注站来气（2800104Nm3/d，1011.8MPa，4055）进昌吉站，先过滤分离器（F-4010104）进行过滤分离器，由超声波流量计计量后（超声波流量计为双向计量设计）去西气东输二线昌吉站。应急工况：集注站来气（4600104Nm3/d，8.010.8MPa， 45-55）进昌吉站，先过滤分离器（F-4010104）进行过滤分离器，由超声波流量计计量后（超声波流量计为双向计量设计）去西气东输二线昌吉站。3.5 配套系统3.5.1 放空及火炬系统站内设高、低压两套放空系统：高压放空系统：设计放空量1000104Nm3/d ；建2座高压火炬除液器和1座DN900高压放
23、空火炬；低压放空系统：设计放空量20104Nm3/d ；建1座低压火炬除液器和1座DN200低压放空火炬；流程简述：气液分离器（V-30401/AD）、浅冷分离器（V-30402/AD）、低温分离器（V-3040/3/AD）、旋流分离器（F-30301/AD）、过滤分离器（F-30302/AD）、11台压缩机（C-30301/AH和C-30302/AC）等高压系统安全阀背压设计为0.35MPa(g) ，其放空气进高压放空系统；流程框图如下: 图3.5-1 高压放空系统流程框图闪蒸分离器（V-30501）、液烃分离器（V-30502）、凝析油稳定塔（T-30501）、缓冲罐（D-30501）、燃
24、料气分离器（V-31001）等低压系统安全阀背压设计为0.03MPa(g)，其放空气进低压放空系统。图3.5-2 低压放空系统流程框图火炬及放空系统包括：火炬头、火炬筒体、放空分离器、塔架等静设备和公用配管系统、电气系统、自控仪表系统和点火装置。 火炬点火系统设三级点火：自动点火、现场手动点火和中控室遥控高空点火。火炬现场设一台地面内传焰点火器。点火时打开燃料气电磁阀，延迟1秒后触发火炬头高压线圈发生器进行点火，引燃引火管，并通过引火管将火焰引到长明灯。另外还设有紫外火焰监测仪。3.5.2 仪表风系统集注站内设2套空压机及干燥装置，配套3座20m3空气储罐；空压机采用1用1备工作方式。用于站内
25、设备及调节阀的仪表风用气。空压机采用螺杆式无油润滑空气压缩机，未干燥的空气经增压至0.8MPa后进缓冲罐缓冲，然后进空气干燥器干燥。干燥器采用2塔结构分子筛脱水工艺，再生方式为电加热微热再生。干燥后的仪表风压力为0.70.8MPa，水露点低于-40。单台空压机排气量15.0m3/min。3.5.3 氮气系统站内设空分制氮装置1套，采用碳分子筛变压吸附技术进行置氮，主要用于装置检修期间的氮气置换、有机热载体装置氮封、氮扑系统以及埋地罐压油。制氮装置设计制氮量为200Nm3/h，压缩空气由仪表风空压机系统提供，氮气纯度99.9%。制氮装置设20m3氮气储罐1座。制氮装置布置在空压机房内。系统设置的
26、旁通流程可在必要时将仪表风储罐和氮气储罐相互备用。3.5.4 排污系统站内设高、低压两套排污系统。流程简述如下：气液分离器（V-30401/AD）、浅冷分离器（V-30402/AD）、低温分离器（V-3040/3/AD）、旋流分离器（F-30301/AD）、过滤分离器（F-30302/AD）、压缩机出口除油器等操作压力在4.0MPa以上的容器，其排污系统进入高压排污管道；闪蒸分离器（V-30501）、液烃分离器（V-30502）、凝析油稳定塔（T-30501）、缓冲罐（D-30501）等其它容器排污进低压排污管道。2套排污系统均排污至站内20m3埋地污油储罐，然后用氮气压至装车区，外运处理。高
27、、低压排污系统流程框图如下所示。 图3.5-3 高压排污系统流程框图 图3.5-4 低压排污系统流程框图3.5.5 燃料气流程简述燃气用户主要为站内导热油炉、放空火炬、生活用气等燃气设备提供燃料气，正常生产时，燃料气系统的燃料气来源于凝析油稳定装置的闪蒸气和脱水脱烃装置的闪蒸气，不足部分由产品干气补充。 流程简述如下：闪蒸分离器（V-30501）、液烃三相分离器（V-30502），缓冲罐（D-30501），凝析油稳定塔（T-30501）气相出口来富气（0.263.5104Nm3/d，0.20.4MPa，25-35），先进燃料气分离器（V-31101）分离，分离后进富气换热器（E-31101），
28、与导热油换热至4555后去站内燃料气管网。富气量不足时，外输干气作为补充。外输区来干气（5.06.0MPa，6-38）在干气预热器（E-31102）中与导热油换热至4555后调压至0.20.4MPa，515后去燃料气管网。流程框图如下所示：图3.5-5 燃料气系统流程框图3.5.6 导热油系统流程站内设800kW导热油加热炉3套，包括导热油加热炉、导热油循环泵、燃烧器、高架膨胀罐、导热油储罐以及现场控制柜等设施。具体流程如下：导热油循环泵将导热油加压进入热媒炉加热，提供240260的导热油。导热油做为凝析油稳定塔底重沸器（E-30503）和乙二醇再生橇（Q-30701）的加热热源。导热油经主循
29、环泵加压后进入导热油加热炉，被加热至240260，直接去各用热单元。导热油返回温度为200240。导热油在循环过程中，可随时通过注油泵进行补充。导热油加热炉为燃气型，燃料气自燃料气系统引入，燃料气压力为0.2-0.4MPa。系统设有氮气覆盖设施，以防止导热油接触空气氧化。3.5.7 油品储存及装车流程简述已建呼图壁天然气处理站共设1000m3内浮顶式稳定凝析油储罐2座，储存油品为稳定凝析油。单座储罐有效容积为900m3，总有效容积1800m3。天然气处理站日产稳定凝析油150t，储存天数810天。凝析油装车泵利旧。装车区新建电动密闭液下装车鹤管3套。鹤管为绗架式，鹤管液相管路和气相管路均设电动
30、关断阀，可实现与装车泵连锁控制。3.5.8 乙二醇注入及再生系统(1) 乙二醇注入系统乙二醇主要作为防止天然气在生产过程中产生水合物的抑制剂使用，注入点有下列部分：气气换热器壳程入口、J-T阀节流前。集注站设乙二醇注醇橇1座，采用4用1备工作方式。注醇泵采用计量泵，单台计量泵排量600L/h，注醇压力1315MPa。(2) 乙二醇再生系统液烃分离器来乙二醇水溶液进8m3乙二醇富液罐，经乙二醇再生泵提升至乙二醇再生器进行脱水再生，再生后的乙二醇贫液和装置来乙二醇水溶液换热后依靠自然位差自流至乙二醇贫液罐储存。再生后乙二醇质量浓度为80%85%。自脱水脱烃装置分离出来的MEG富液（1020 ，0.
31、020.1MPa）进入MEG富液缓冲罐（D-30701），从缓冲罐出来的富液由MEG贫/富液泵（P-30701/A、B、C）增压至0.20.4MPa后依次进入MEG富液预过滤器（F-30701）、MEG富液活性炭过滤器（F-30702）和MEG富液后过滤器（F-30703），以除去富液中可能存在的机械杂质及降解产物。过滤后的富液经MEG贫富液换热器（E-30702/A、B）换热至7585 从中部进入MEG再生塔（C-30701），与来自重沸器（E-30701）的蒸汽逆流接触，继续被加热后的MEG富液进入重沸器，被导热油加热至约100120提浓完成再生。再生塔顶部出来的蒸气（108 ，0.03M
32、Pa.g）经再生塔顶冷凝冷却器（E-30704/A、B）冷却到3545，然后进入再生塔顶回流罐（D-30703），经再生塔顶回流泵（P-30702/A、B）部分回流至塔顶，另一部分去污水系统。从重沸器（E-30701）底部出来的MEG贫液经MEG贫富液换热器（E-30702/A、B）换热到7585后，进入MEG贫液冷却器（E-30703）冷却到4050，由MEG贫/富液泵（P-30701/A、B、C）送入MEG贫液缓冲罐（D-30702）。缓冲罐内的贫液最终经注醇装置注入上游装置。流程款图如下：乙二醇再生系统富液再生量： 50t/d。当乙二醇富液量小于30t/d时采取间歇操作。图3.5-6 乙
33、二醇再生系统流程框图3.5.9 甲醇注入系统战略储备工况条件下，集配站来天然气经气液分离器分离后，气相注甲醇直接外输，甲醇注入点为气液分离器出口管线上。集注站设甲醇注醇橇1座，采用4用1备工作方式。注醇泵采用计量泵，单台计量泵排量610L/h，注醇压力1315MPa。4、 公用工程4.1 供配电系统4.1.1 电力负荷呼图壁储气库工程由集注站、集气区（3个集配站、30口集注井、5口监测井、2口注水井）、外输线（706泵站改造和昌吉站）等部分组成，其呼图壁储气库主要用电负荷分布在集注站内，且以压缩机房为负荷中心，整体用电负荷等级为2级。储气库生产运行工况有三种：正常采气期（每年约5个月）用电负荷
34、约1379kW，应急采气用电负荷约37.2MW; 正常注气期（每年约个月）用电负荷约26.58MW。本工程地处昌吉州工业园区，生产用电依托地方电网。为确保本工程供电的可靠性，在呼图壁储气库集注站界区内建设110kV变电所1座，作为本工程专用变电所。并建设集气区10kV配电网络。为库区的发展打下坚实基础。4.1.2 变配电设计根据各站场、井场分布情况，外输线-706泵站改造和昌吉站均用电量较小，依托原有站内已建供配电系统供电。集注站、集气区（3个集配站、30口集注井、5口监测井、2口注水井）负荷较大，统一由集注站新建变电所供电。其中：1）新建呼图壁储气库集注站110kV变电所1座(以下简称“储气
35、库变”)，配电电压有110kV、10kV、0.4kV三级。110/10kV主变容量为231.5MVA+21.6MVA； 10/0.4kV变压器容量为21600kVA。变电所2路110kV电源分别引自锦华变和洛克伦变（目前只建成1回）；110kV系统一次建成9个间隔；10kV系统本次建成开关柜30面，其中出线柜20回（含5回备用），预留柜位16个；0.4kV配电柜建成17面，预留9面柜位。变电所110kV、10kV、0.4kV系统均采用单母线分段接线方式;10kV和0.4kV、段母线上设置无功自动补偿装置，其中10kV每段补偿容量6600kvar，共计13200kvar；0.4kV每段补偿容量3
36、00kvar，共计600kvar；变电所总补偿容量为13800kvar。直流系统采用双回路交流电源（AC380V）进线、双电池组（2100Ah）接线，另设24kVA逆变电源（模块化、并列运行），给变电所综合自动化系统监控主站(含工程师站)、网络交换机、SDH光传输设备、火灾报警控制器等装置提供不间断电源。2）集注站：集注站内除新建变电所外，根据负荷分布情况，下设三个低压配电室，即中心控制室配电室、辅助用房配电室和水处理间配电室（其中水处理间配电室暂未建成）。其中：中心控制室配电室设有GGD型配电柜3面。同时，中心控制室专用UPS间内设45kVA的UPS电源，为仪表、ESD切断阀负荷提供不间断电
37、源。辅助用房配电室设有GGD型配电柜4面，满足辅助用房内所有动力、照明用电。各低压配电室均为双回路电源供电，两路电源分别引自变电所0.4kV不同母线段。3）集气区新建10kV线路两回，导线截面LGJ-95，总长约23km。两回线路分别由集注站变电所10kV不同母线段配出，为集气区各集配站、井口供电。各集配站、井口分别设架空式变电站1座，其中：每座集配站内架空式变电站125kVA，站内值班室设低压配电室1间，给站内各用电设备配电。每个井口架空式变电站为30kVA，站内值班室设低压配电室1间，给站内各用电设备配电。4.2 给排水及消防系统7.3.1.1给排水系统呼图壁储气库集注站所在地昌吉开发区建
38、有完善的给排水及消防系统，其中给水为生活与消防合用，水压0.3MPa，在呼图壁储气库集注站所在区域的东侧建有2 条DN200 环状给水管线。4.2.2 消防系统新建呼图壁储气库集注站为三级站，集注站消防采用固定式冷却水系统和固定式泡沫灭火系统，两系统均采用火灾自动报警、中心控制室远程启停消防泵的控制方式。罐区消防给水系统采用稳压给水方式，其中冷却用水、泡沫用水均由新建消防泵房提供，水源由集注站东侧已建的DN200的环状管网供给，一次火灾灭火所需的消防水量由1座新建700m3钢制水罐储存。 4.2.3 污水回注系统储气库只在采气期会产出气田污水，采气期时间为11月1日3月31日，共150天。本项
39、目气田污水经处理后回注地层，污水采用“气浮+过滤”处理工艺，设计处理能力为10m3/h。呼图壁储气库集注站天然气处理装置排出的污水（T=60，P=0.6MPa，含油量100mg/L，悬浮物150mg/L）经计量后进入100m3接收罐，由泵提升至一体化污水处理装置的气浮池去除大部分的油、悬浮物，出水进入中间池由泵提升至过滤器，装置出水含油30mg/L、悬浮物15mg/L，达到回注水水质标准，净化水经注水泵升压回注至地层。工艺流程简图如下： 接收罐 橇装一体化污水处理装置 注水 注水泵 来水 图4.2-1 污水处理装置流程简图4.3 仪表自控系统介绍呼图壁储气库下辖35座天然气井场（含30座注采井
40、和5座监测井）、3座集配站、1座集注站以及原呼图壁天然气处理站改扩建部分。集注站作为呼图壁储气库的注采工艺的核心站场，负责整座储气库的管理、调度和监控。天然气井场、集配站实现无人值守、定期巡检的管理模式。本工程采用先进的SCADA系统对呼图壁储气库的生产过程进行集中监测、控制和调度管理。SCADA系统由调度中心系统数据服务器、集注站DCS系统、ESD系统、FGS系统、集配站站控PLC系统及ESD系统、井口RTU和数据传输系统组成。4.3.1 SCADA调度中心SCADA调度中心的核心是实时数据库服务器。功能如下：（1）服务器对集配站、集注站、井口和天然气处理站的过程数据监视，监控数据在SCAD
41、A系统上位机中显示控制。（2）服务器担负着整个系统的数据存储、数据库管理、数据通讯等重要工作。SCADA系统通讯介质采用光纤，通讯网络配备以太网接口MODBUS TCP协议），通讯速率：10M/100Mbps，误码率低于110-6。为提高可靠性，服务器采用冗余配置，符合工业用硬件和软件的标准，具有自诊断能力。4.3.2 集注站DCS系统 集注站DCS系统由控制站、操作员站（含工程师站）组成。控制站实现对集注站、集配站、井口和天然气处理站过程控制参数的采集、处理和控制。工程师站执行系统的组态/编程（离线、在线）、调试、修改、测试、装载和系统管理。操作员站与控制站通信，读取数据进行画面显示、控制操
42、作、报警响应、报表打印等（工程师站可兼做操作员站）。DCS系统数据通过以太网（MODBUS TCP协议）与SCADA系统实时服务器进行通讯。4.3.3 集注站ESD系统 集注站ESD系统安全度等级达到SIL 2级。由控制站、操作员站（含工程师站）和辅助操作台组成。辅助操作台设置紧急停车按钮、复位按钮、开关、信号报警器等，与ESD控制站硬线连接，用于发生紧急事故时，可人工触发ESD停车。控制站和操作员站同DCS系统的功能。ESD系统与DCS系统无缝集成，数据共享。DCS系统仅可监视ESD系统的执行端，不能控制ESD的执行端。4.3.4 集注站火气系统集注站火气系统安全度等级达到SIL 2级。由控
43、制站、操作员站（含工程师站）和操作台组成。火气系统负责实现集注站消防系统和站区可燃气体浓度的监控。当火气系统发生超限报警时，自动联动工业电视系统，确认危害程度。 火气系统通过以太网（MODBUS TCP协议）与DCS系统和ESD系统通讯，并将所有数据上传至SCADA系统服务器。4.3.5 集配站站控系统每座集配站站控系统设置1套PLC控制系统和1套ESD系统，分别用于过程控制参数和安全控制参数的采集、处理、报警、控制。所有测控数据通过集注站-集配站光纤采用以太网（MODBUS TCP协议）上传至SCADA系统服务器、集注站DCS系统和集注站ESD系统。SCADA系统操作员站和DCS系统操作员站
44、可监控集配站的过程参数。集配站ESD系统纳入集注站ESD系统控制逻辑中，接收集注站ESD系统的停车信号，实现集配站的紧急停车。4.3.6 井场RTU在每座天然气井场设置RTU，实现井场过程参数的采集和控制，所有重要参数通过自愈式光纤环网上传至集注站SCADA实时服务器、DCS系统和ESD系统。SCADA系统操作员站和DCS系统操作员站可监控井口的过程参数。井口ESD紧急切断阀纳入集注站ESD系统控制逻辑中，接收集注站ESD系统的停车信号，实现井口的紧急停车。4.3.7 呼图壁天然气处理厂改扩建呼图壁天然气处理站已建DCS系统一套。本工程在原有DCS系统的基础上进行扩容，增加相应I/O卡件，实现
45、新增测控内容监控。所有重要参数通过光纤上传至集注站SCADA实时服务器、DCS系统和ESD系统。SCADA系统操作员站和DCS系统操作员站可监控新增测控参数。呼图壁天然气处理站进站ESD紧急切断阀纳入集注站ESD系统控制逻辑中，呼图壁天然气处理站DCS系统接收集注站ESD系统的停车信号，实现呼图壁天然气处理站的紧急停车。4.3.8 外输线站场外输站场包括昌吉站和706泵站。SCADA系统通过站间光纤与昌吉站和706站进行数据交换。呼图壁储气库ESD系统与外输线站场间不直接联动控制，仅传输必要的过程参数和安全联锁报警信号。呼图壁储气库SCADA系统建成后，形成一个以集注站调度中心为中心枢纽的控制
46、系统，对内完成整座储气库集注工艺的监控，对外与外输站场进行数据交换。4.3.9 ESD关断模式按照呼图壁储气库运行方式的不同，结合操作工艺，将本工程ESD逻辑划分为下属四种逻辑。（1）采气流程紧急停车逻辑；（2）注气流程紧急停车逻辑;(3)反输西二线流程紧急停车逻辑；（4）紧急工况流程停车逻辑。在ESD辅助操作台设置上述4种逻辑的紧急切断按钮（配ESD投运开关）以及复位按钮。根据ESD系统判断条件重要性不同，把ESD分为如下关断等级：0级关断：全站关断。由安装在中控室内的手动关断按钮触发的关断。此级关断将关断所有的生产系统，打开全部放空阀，实现紧急泄压放空。如四种逻辑的紧急切断按钮触发的紧急关
47、断。详见ESD逻辑图。1级关断：压力安全联锁关断。由流程中重要参数引发的关断。此级关断工艺装置和辅助生产系统全部关断，系统不放空。详见ESD逻辑图。2级关断：单套装置关断。是由单套装置重要参数触发的关断。此级只关断单套装置，对其他系统无影响，如单套装置重要参数逻辑触发的关断。详见ESD逻辑图。3级关断：手动就地关断。站区所有紧急切断阀、压缩机、热媒炉设人工手动关断，发生事故时，可由人工手动关断。1. Project Profile1.1 Materials of Regional GeographyHutubi Gas Storage is located on the south rim of Junggar Basin, belonging to Changji Prefectu
