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泾川天然气上载点项目

审批

甘肃-平凉-泾川县

发布时间： 2026年10月28日

项目详情

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1、建设项目基本信息

企业基本信息

建设单位名称：建设单位代码类型：建设单位机构代码：建设单位法人：建设单位联系人：建设单位所在行政区划：建设单位详细地址：

****
****0821MAD48RPA2E	米海刚
米海刚	省市**县
省市县镇工业集中区**片区中小企业孵化园综合业务楼5层

建设项目基本信息

项目名称：项目代码：项目类型：建设性质：行业类别（分类管理名录）：行业类别（国民经济代码）：工程性质：建设地点：中心坐标： ****机关：环评文件类型：环评批复时间：环评审批文号：本工程排污许可证编号：排污许可批准时间：项目实际总投资(万元)：项目实际环保投资(万元)：运营单位名称：运营单位组织机构代码：验收监测(调查)报告编制机构名称：验收监测(调查)报告编制机构代码：验收监测单位：验收监测单位组织机构代码：竣工时间：调试起始时间：调试结束时间：验收报告公开起始时间：验收报告公开结束时间：验收报告公开形式：验收报告公开载体：

**天然气上载点项目	/

2021版本:091-热力生产和供应工程（包括建设单位自建自用的供热工程）	D4430-D4430-热力生产和供应
	省市县省市县镇村
经度:107.422**8888 纬度: 35.424**44444	**环境局分局
	2024-12-03
泾环评发〔2024〕10号	/
	6000
53	****
****0821MAD48RPA2E	******公司
****0802MA74EKKD8T	亿源**公司
****0122MA748FY47C	2026-04-30
2026-05-28
2026-09-23	2026-10-27
	水土保持公示网https://www.****.com/item_detail.html?id=591618

2、工程变动信息

项目性质

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

**	**
无

规模

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

本项目环评阶段主要建设内容为：本项目上载天然气设计规模 2×108m3/a，站内建设分为工艺区、卸车区、辅助区。本站拟建办公及辅助用房 860.71m2。工艺设备主要设气瓶车固定车位10个、单枪卸气柱 10台（2台预留）、4台减压撬、4台压缩机撬、 1套脱碳装置、1套脱水撬、1套除盐装置、1套交接计量装置，1套计量调压装置（称：接收站）、1套气质在线检测仪等设施设备。并敷设上载点至国家管网西二线分输站的连接管道，长度 280m。锅炉房内安装两台0.7MW燃气锅炉，一台1.5MW燃气导热油炉。	根据现场调查，本项目验收阶段主要建设内容为：本项目上载天然气实际规模为1.764×108m3/a，站内建设分为工艺区、卸车区、辅助区。本站建设办公及辅助用房739.68m2。工艺设备主要设气瓶车固定车位8个、单枪卸气柱8台、4台减压撬、2台压缩机撬、1套交接计量装置，1套计量调压装置（称：接收站）、1套气质在线检测仪等设施设备。并敷设上载点至国家管网西二线分输站的连接管道，长度 280m。锅炉房内实际安装两台0.7MW燃气锅炉。
①现阶段天然气上载量小，8个槽车位及8台卸气柱、2台压缩机撬能够满足项目生产需求；②由于现阶段气质上游已经脱碳和碳水，可直接上载，且除盐装置、循环水塔为脱碳工艺配套设施设备。因此现阶段未安装脱碳装置、脱水撬、除盐装置等。导热油炉为脱碳工艺配套设备。因此现阶段未安装一台1.5MW燃气导热油炉

生产工艺

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

（1）运输卸车本项目气源通过 CNG 槽车运输至站内，与站内的卸气柱软管连接后，根据槽车压力情况进入减压撬或压缩机组进行减压或者增压。因 CNG 主要组分为甲烷，甲烷泄露会引发火灾爆炸的危险，因此卸车采用CNG 万向鹤管卸车，鹤管采用旋转接头与刚性管道及弯头连接起来，用高压卡扣锁紧连接点，使连接点密闭无泄漏，确保卸车过程安全，不产生卸车废气。 ①减压：当槽车压力大于等于 7MPa 时，气体进入 CNG 减压撬一级减压至 7MPa。 ②增压：当压力小于 7MPa 时，气体进入压缩机组增压至 7. 1MPa。该单元产污环节如下：噪声：原料气在调压过程中压缩机产生的设备噪声。（2）脱碳天然气经减压或增压后，压力稳定至 7~7. 1MPa ，然后 50%的天然气进入脱碳装置，脱除其中的 CO2 ，使气体中 CO2 含量≤0. 1%。经脱碳后的天然气与未脱碳的天然气混合后天然气中 CO2 含量小于 3%。进装置天然气在过滤分离除去天然气中夹带的机械杂质和游离水后，自下部进入脱碳吸收塔与自上而下的贫胺液（未吸收 CO2 的 MDEA 溶液）逆流接触，天然气中几乎全部的 CO2 被脱除，湿净化气中 CO2 含量≤0. 1%，出塔湿净化气进入湿净化气分离器分液后进入脱水装置。 MDEA 溶液的再生：MDEA 具有可再生性，通过加热进行再生，将吸收的二氧化碳释放出来。吸收塔底出来的富胺液（吸收了 CO2 的 MDEA溶液）进入压力为 0.6MPa.g 的闪蒸罐闪蒸，闪蒸气进入燃料气系统。闪蒸后的富胺液经活性炭过滤后和再生塔底部出来的贫胺液换热后进入再生塔上部，富液自上而下流动，经自下而上的蒸汽汽提，解吸出 CO2 气体。再生塔底出来的贫胺液经贫/富液换热后由贫液后冷器冷却后，经贫液循环泵升压进入吸收塔完成胺液的循环，溶液循环量为 25m3/h 左右。为保持溶液清洁，装置设有溶液过滤系统。另外，根据项目可研，项目初期一次性投入 16.7tMDEA 溶液（N-甲基二乙醇胺），在脱碳过程中，MDEA 溶液会有损失，一部分被天然气带走，一部分被 CO2 带走，若循环量不够时需补充，补充量约 1t/a。其 MDEA 补充液在站内不进行配置和暂存，由外购厂家上门进行补充。该单元产污环节如下：废气：闪蒸罐闪蒸出的闪蒸气 BOG 、再生塔解析出的 CO2 气体。噪声：循环泵产生的噪声、燃气导热油炉运行噪声。危废：废 MDEA 活性炭。（3）脱水原料气中水分的存在往往会造成严重的后果：水分与原料气在一定条件下形成水合物阻塞管路，影响冷却液化过程；由于天然气液化温度低，水的存在还会导致设备冻堵，故必须脱水。项目分子筛脱水装置采用三塔流程（2 塔半），当 A 塔处于吸附状态时，B 塔处于再生状态。具体如下：当原料气进入干燥器后，首先在前置过滤器中进行过滤，再进入吸附塔1内，天然气中水分被塔内的分子筛吸附后成为干燥的成品气，由后面的后置过滤器精滤后由输出管道输出，实现干燥功能。在塔 1 进行干燥的同时，加热器、吸附塔 2 、冷凝器、分离过滤器和再生循环风机形成闭式再生回路。回路中气体由风机加压鼓动流至加热器，在加热器的作用下，温度迅速升高，将热量带到吸附塔 2 ，使塔内的分子筛温度升高到一定程度，析出已被吸附的水分，由流动的高温干燥气体带走至冷却器，温度急速降低至 40℃左右，其中的水汽凝结成水（脱水单元废水），其由液气分离器分离后，通过排污阀将水分排出至 5m3 排污罐储存。如此循环往复一定时间，饱和吸水的分子筛被活化再生，再次具备吸附水分的能力。该单元产污环节如下：废气：燃气导热油炉废气。噪声：燃气导热油炉运行噪声。废水：脱水单元废水。固废：废过滤材料、脱水塔产生的废分子筛、废离子交换树脂和废导热油。（4）计量调压经脱水后的天然气，进入接收区的过滤计量调压分析撬后，先经过滤器分离器过滤，然后经超声波流量计量后，进入调压装置（带安全切断阀），压力稳定到 6.5MPa。该单元产污环节如下：固废：过滤器分离出的粉尘、机械杂质，产生量极少，通常一年清扫一次，不计入物料平衡及固废中。（5）接收输送经计量调压后的天然气，进入国家管网接收区，接收区入口设置分析小屋，取样进行综合气质达标分析，最终通过的 280m 天然气连接管道进入下游国家管网**分输站。（6）燃气锅炉和燃气导热油炉系统本项目CNG 减压撬换热器热源来自 2 台 0.7MW 燃气锅炉，通过加热锅炉中乙二醇溶液，为换热器提供 75~80℃热源；乙二醇溶液具有良好的防冻特性，起初乙二醇溶液需一次性加入 12t ，随后每年补充 1t 。另外，通过 1 台 1.5MW 燃气导热油炉为脱碳装置提供稳定热源。正常运行时，站内的燃料气由脱碳单元闪蒸气、燃料气外补气等提供。废气：燃气导热油炉废气、燃气锅炉废气。噪声：锅炉运行噪声。（7）放空系统放空系统用来保证所有工艺装置在正常、事故和设备检修时产生的天然气气体能够及时、安全、可靠地排放，并满足相关的环保和安全要求。厂区西北角放空单元设 10m 高放空立管 1 根及放空阀组。废气：放空废气。（8）脱盐水制备系统本项目脱盐水制备装置使用离子交换树脂进行制水，通过阴、阳离子交换膜的选择性透过作用与离子交换树脂对离子的交换作用，在直流电场作用下，实现离子的定向迁移，从而完成水的深度除盐，该过程会产生一定量的浓盐水，通过 5m3 排污罐储存。制备的脱盐水主要用于脱碳单元MDEA 溶液补水、冷却水循环系统补水。废水：脱盐水制备废水	（1）运输卸车本项目气源通过CNG槽车运输至站内，与站内的卸气柱软管连接后，根据槽车压力情况进入减压撬或压缩机组进行减压或者增压。因CNG主要组分为甲烷，甲烷泄露会引发火灾爆炸的危险，因此卸车采用CNG万向鹤管卸车，鹤管采用旋转接头与刚性管道及弯头连接起来，用高压卡扣锁紧连接点，使连接点密闭无泄漏，确保卸车过程安全，不产生卸车废气。 ①减压：当槽车压力大于等于7MPa时，气体进入CNG减压撬一级减压至7MPa。 ②增压：当压力小于7MPa时，气体进入压缩机组增压至7. 1MPa。噪声：原料气在调压过程中压缩机产生的设备噪声。（2）计量调压天然气进入接收区的过滤计量调压分析撬后，先经过滤器分离器过滤，然后经超声波流量计量后，进入调压装置（带安全切断阀），压力稳定到6.5MPa。固废：过滤器分离出的粉尘、机械杂质，产生量极少，通常一年清扫一次，不计入固废中。（3）接收输送经计量调压后的天然气，进入国家管网接收区，接收区入口设置分析小屋，取样进行综合气质达标分析，最终通过的280m天然气连接管道进入下游国家管网**分输站。（4）燃气锅炉系统本项目CNG减压撬换热器热源来自2台0.7MW燃气锅炉，通过加热锅炉中水，为换热器提供75~80℃热源。废气：燃气锅炉废气。噪声：锅炉运行噪声。（5）放空系统放空系统用来保证所有工艺装置在正常、事故和设备检修时产生的天然气气体能够及时、安全、可靠地排放，并满足相关的环保和安全要求。厂区西北角放空单元设10m高放空立管1根及放空阀组。废气：放空废气
（1）由于现阶段气质上游已经脱碳和碳水，可直接上载，且除盐装置为脱碳工艺配套设施设备。因此，本项目现阶段实际无脱碳、脱水工艺，无脱盐水制备系统；（2）导热油炉为脱碳工艺配套设备。由于本项目现阶段未上脱碳工艺，因此实际未安装一台1.5MW燃气导热油炉。

环保设施或环保措施

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

（1）废水：脱盐水制备废水和脱水单元废水经1个5m3排污罐收集后，与生活污水一并进入1座30m3化粪池收集预处理，然后定期拉运****处理中心处理。（2）废气：工艺废气：①闪蒸罐闪蒸出的闪蒸气BOG全部回收进入燃料气系统回用。 ②再生塔解析出的 CO2气体，以无组织形式排放。 ③放空废气：系统超压放空、维检修等非正常排放废气通过10m高放空管排放。锅炉废气：2台燃气锅炉和1台燃气导热油炉均采用低氮燃烧器，废气共用一根8m高排气筒排放。（3）噪声：选用低噪声设备，安装隔声罩，设置基础减震等。（4）固体废物：生活垃圾：设置垃圾桶收集，定期运往环卫部门指定的生活垃圾收集点处置。一般固废：废分子筛、废过滤材料和废离子交换树脂定期由厂家更换回收处理。危险废物：废MDEA活性炭、废导热油和废机油通过修建48m2危废暂存间收集分区暂存，签订危废协议，定期交由资质单位处置。（5）环境风险：加强消防安全管理，定期巡查，落实危废间防渗，编制《突发环境事件应急预案》。（6）地下水、土壤：危废暂存间为重点防渗区，化粪池体为一般防渗区。一般污染防治区防渗层的防渗性能不应低于1.5m厚、渗透系数为1.0×10-7cm/s的黏土层的防渗性能，重点污染防治区防渗层的防渗性能不应低于6.0m厚、渗透系数为1.0×10-10cm/s的黏土层的防渗性能。（7）生态环境：严格落实生态保护措施。严格控制施工范围和施工作业带宽度，减少土地占用，降低工程对生态系统的干扰和破坏；施工结束后，施工场地和施工作业带等应及时复耕或植被恢复。	（1）废水：根据现场调查，本项目现阶段废水主要为生活污水和软水器反冲洗废水，经15m3化粪池收集预处理后，定期由吸粪车拉运至**处理站处理。（2）废气：工艺废气：根据现场调查，本项目现阶段工艺废气仅为放空废气，系统超压放空、维检修等非正常排放废气通过10m高放空管排放。锅炉废气：根据现场调查，本项目已安装的2台燃气锅炉采用低氮燃烧器，废气共用一根8m高排气筒排放。（3）噪声：根据现场调查，本项目选用低噪声设备，设置基础减震及厂房隔声等。（4）固体废物：生活垃圾：根据现场调查，本项目设置有垃圾桶，生活垃圾经垃圾桶收集后，定期运往环卫部门指定的生活垃圾收集点处置。一般固废：根据现场调查，本项目实际无废分子筛、废过滤材料和废离子交换树脂产生。危险废物：根据现场调查，本项目现阶段产生的危险废物主要为废机油，通过10m2危废暂存间收集暂存，签订危废协议，定期交由资质单位处置。（5）环境风险：根据现场调查，本项目危废间为智能集成式危废暂存间，其地面与裙角已进行防渗处理；建设单位已编制《**突发环境事件应急预案》并已备案。（6）地下水、土壤：本项目危废间为智能集成式危废暂存间，框架为集装箱式（模块化）钢结构，地面与裙角采用环氧树脂漆进行防渗，并且设置有围堰+集液沟+收集池；化粪池体采用水泥硬化防渗处理（7）生态环境：本项目上载点至分输站输气的连接管道施工时，严格控制施工范围和施工作业带宽度，减少了土地占用，降低了工程对生态系统的干扰和破坏；施工结束后，施工场地和施工作业带等复耕后已归还给农户耕种。
（1）废水：①本项目现阶段未安装脱水撬及除盐装置，因此无脱盐水制备废水和脱水单元废水产生；本项目现阶段废水主要为生活污水和软水器反冲洗废水且实际产生量小，已建化粪池容积可满足现阶段项目需求；②由于考虑项目废水拉运成本及就近原则，本项目化粪池污水实际拉运至******处理站处理。（2）废气：工艺废气：闪蒸罐、再生塔属于脱碳单元，本项目现阶段未安装脱碳装置，因此无闪蒸气BOG、CO2气体产生；锅炉废气：本项目现阶段未安装燃气导热油炉。（3）固体废物：一般固废：根据环评报告可知：废分子筛、废过滤材料和废离子交换树脂产生于脱水单元、脱盐水制备装置，本项目现阶段未安装脱水撬及除盐装置。危险废物：根据环评报告可知：废MDEA活性炭产生于脱碳单元、废导热油产生于导热油炉，本项目现阶段未安装脱碳装置及导热油炉；本项目危险废物仅为废机油且产生量小，危废暂存间实际建设面积可满足现阶段项目需求。

其他

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

无	无
无

3、污染物排放量

污染物现有工程（已建成的）本工程（本期建设的）总体工程总体工程（现有工程+本工程）排放方式实际排放量实际排放量许可排放量 “以新带老”削减量区域平衡替代本工程削减量实际排放总量排放增减量废水水量（万吨/年） COD（吨/年）氨氮（吨/年）总磷（吨/年）总氮（吨/年）废气气量（万立方米/年）二氧化硫（吨/年）氮氧化物（吨/年）颗粒物（吨/年）挥发性有机物（吨/年）

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4、环境保护设施落实情况

表1 水污染治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

表2 大气污染治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

燃气锅炉

《锅炉大气污染物排放标准》（GB 13271-2014）表2中燃气锅炉大气污染物排放浓度限值要求

本项目2台燃气锅炉采用低氮燃烧器，燃烧废气共用一根8m高排气筒排放

根据监测结果可知，项目锅炉废气排气筒出口处的颗粒物排放浓度在4.7~8.2mg/m3之间，二氧化硫未检出，氮氧化物排放浓度在23~31mg/m3之间，烟气黑度（林格曼黑度）＜1级，本项目有组织废气颗粒物、二氧化硫、氮氧化物、烟气黑度（林格曼黑度）排放浓度均满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB 13271-2014）表2中燃气锅炉大气污染物排放浓度限值要求。

表3 噪声治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

设备噪声

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中1类标准

本项目运营期噪声来自压缩机、锅炉、空压机和泵等设备噪声，建设单位通过选用低噪声设备、合理布局、基础减震、厂房隔声；加强设备管理，对设备定期检查维护，加强设备日常保养等

通过对项目厂界昼间、夜间噪声连续两日的监测，监测结果表明：项目厂界东侧昼间噪声最大值为53dB（A），夜间噪声最大值为44dB（A）；厂界南侧昼间噪声最大值为53dB（A），夜间噪声最大值为43dB（A）；厂界西侧昼间噪声最大值为52dB（A），夜间噪声最大值为41dB（A）；厂界北侧昼间噪声最大值为52dB（A），夜间噪声最大值为43dB（A），项目厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中1类标准限值

表4 地下水污染治理设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

表5 固废治理设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

表6 生态保护设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

表7 风险设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程