1、石化集团油品销售公司144km成品油输油管道建设项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月石化集团油品销售公司144km成品油输油管道建设可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月154可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目 录第一章 总论1第一节 项目建设背景1第二节 项目研究的依据、目的和范围2第三节 工程概况2、6第四节 总体技术水平13第五节 可研结论14第二章 资源与市场15第一节 华北地区成品油资源与市场平衡15第二节 北京地区成品油资源与市场平衡19第三节 资源与市场分析结论21第三章 线路工程22第一节 线路走向方案22第二节 推荐线路走向方案25第三节 管道敷设27第四节 穿、跨越工程29第五节 线路附属设施32第六节 线路主要工程量34第四章 输油工艺35第一节 主要工艺参数35第二节 输油工艺方案优化37第三节 工艺计算41第四节 输油工艺51第五节 管道适应性分析57第五章 线路用管58第一节 钢管选择58第二节 壁厚及强度校核60第六章 输油站场62第一节 站场设计范围62第二节 3、站场设置62第三节 站场工艺63第四节 主要设备选型65第五节 主要工程量67第七章 钢质管道及储罐的防腐69第一节 基础资料69第二节 管道防腐层选择69第三节 阴极保护71第四节 防腐主要工程量73第八章 动力选择与配电74第一节 沿线电源状况74第二节 供电方案74第三节 主要工程量79第九章 自动控制81第一节 自控系统方案81第二节 仪表选型84第十章 通 信86第一节 通信业务需求88第二节 通信方案88第三节 主要工程量90第十一章 公用工程91第一节 供热与通风91第二节 给水与排水92第三节 消防93第四节 总图与运输94第五节 建筑与结构97第六节 维修与抢修100第十二章4、 节 能101第一节 能耗分析101第二节 节能措施101第十三章 环境保护102第一节 建设地区环境现状102第二节 主要污染源和主要污染物102第三节 管道建设可能引起的生态变化103第四节 控制污染和生态变化的方案104第五节 环境影响分析106第十四章 职业安全卫生107第一节 危及职业安全卫生的物质107第二节 安全对策与措施107第三节 劳动卫生对策与措施109第四节 职业安全卫生管理对策与措施110第五节 预期效果111第十五章 组织机构及人员编制111第一节 组织机构111第二节 人员编制112第十六章 项目实施及安排建议114第十七章 投资估算及资金筹措114第一节 项目概况5、和基础数据114第二节 投资估算和资金筹措115第三节 财务评价116第四节 评价结论与建议119附件： 关于新建环城输油管线项目委托中石化设计院进行设计的函。附图： 储-1298/1 环北京成品油管道工程线路走向比选图 储-1298/2 环北京成品油管道工程线路走向比选图 储-1298/3 xx店首站平面布置图 储-1298/4 黄村分油站平面布置图 储-1298/5 通州注入泵站平面布置图 储-1298/6 顺义分油站平面布置图 储-1298/7 xx末站平面布置图 储-1298/8 全线系统工艺流程图附表： 附表1.1：建设项目总投资估算表（东六环顺序输送方案） 附表1.2：建设项目总投6、资估算表（东六环单管单送方案） 附表1.3：建设项目总投资估算表（西六环顺序输送方案） 附表二：投资计划和资金筹措表 附表三：流动资金估算表 附表四：总成本费用表 附表五：损益表 附表六：全部投资现金流量表 附表七：自有资金现金流量表 附表八：借款偿还本付息计算表第一章 总论第一节 项目建设背景中国石化集团油品销售公司北京石油分公司地处首都，负责对北京市城区及周边区县的成品油供应。公司现有14座油库，分布在六环路沿线及周边区县。我国加入WTO以后，中国石化股份在境内外分别上市，北京分公司的建设和发展作为石化销售板块的窗口作用日益突出。为适应首都经济发展，服务北京2008年“人文奥运，科技奥运，7、绿色奥运”建设，按照集团公司的总体要求，北京分公司把同国际接轨作为生存和发展的目标，把应对国外大公司进入北京市场竞争作为动力，把深化企业经营体制改革作为发展的条件，力争在3年内完成企业储运设施的优化整合。1. 企业储运设施的优化整合的主要内容是： 关闭周边偏远的10座油库，改扩建xx店油库，保留黄村、顺义、xx油库； 建设与xx石化公司及以上4座油库相连的油管线（xx石化至xx店的汽、柴油管线已由xx石化公司先期建设）。xx店油库改扩建后将成为北京分公司的配送中心和输转中心，负责接收xx石化管输来油，本辖区市场用油的保障，及向下游储库输转成品油。2. 企业储运设施的优化整合的意义通过优化企业资8、源，为全面提高企业的市场竞争力和可持续发展能力奠定坚实的基础。 优化整合是企业经营生产的需要从目前北京石油分公司储运设施的现状看，在用的14座油库中除黄村油库为1993年建成外均为1980年以前建设的，其中多数是五十、六十年代建设的老油库，已投用30年以上，各油库罐容小，设备陈旧，管理落后。各地油库布局不合理，造成各油库服务半径小，配送区重叠，运行管理不畅。通过优化整合，合理划分配送区域，以中心库直接配送到站，减少运行管理重叠、落后的局面。从而大幅度提高储运系统的运营管理水平。 优化整合是提高企业经济效益的需要由于各区县油库库容小，储罐小而多，罐底油量多，运行工艺落后，工作效率低，增加了运行成9、本。油库配置小而全，各类岗位人员较多，用工费用也比较高。按照关闭10座油库统计，仅消警岗位人员就可节省84人。通过优化整合，关闭周边偏远的10座油库，调整油库配送区划，可以节省油库运行费用，节省油品二次运输费用，节省岗位用工费用。同时，采用管道运输后，可以消除在装卸过程中0.3%左右的油气挥发损耗。 优化整合是获得良好社会效益的需要按照现有的运输模式，北京分公司的油源主要采用铁路和公路运输进库。以2002年为例，仅来自xx石化成品油的汽提量就达24.8吨，按照8吨油罐车运输计算，一年上路送油31000台次，并空载返回。既加大了道路交通压力，又隐藏着极大的安全隐患，汽车尾气的排放还增加对大气的污10、染。管道运输比较铁路和公路运输有运费低、输送安全、损耗低、无污染等优点。通过管道建设，不仅可增强公司储运设施运营能力，降低运营成本，而且符合北京市政府关于控制与治理大气污染的指示精神，有利于改善北京空气质量，缓解交通压力。第二节 项目研究的依据、目的和范围一、 研究的依据1. 中国石化销售公司关于委托编制北京油管线可行性研究报告的函。见附件。二、 研究的目的通过对北京市区的成品油资源和消费市场分析，初步确定北京油管线的线路走向、输送量、分油点、分油量和主要的工程技术方案，测算管道工程项目的总投资，并进行技术经济指标分析，最终从技术上、经济上评定管道建设的可行性，为决策部门提供依据。三、 研究的11、范围分析并预测北京市区2005年、2010年、2015年各时间段的成品油需求和xx石化的原油加工规划、成品油产量，华北成品油管线向北京提供油源数量，分析确定管道的设计输量，并根据消费市场分布，确定管道的线路走向和沿线各油库的分油量。提出工程的总体规划方案及配套设施的建设及已有设施的利用方案。估算工程投资及各项技术经济指标，测算管道的运输费用并进行多种运输方式的运输成本对比分析，评价该成品油管道工程建设的可行性。四、 研究遵循的原则1. 在符合国家和中国石化总体规划的基础上，根据国情和地情，采用国内外先进成熟的成品油输送技术，使工程建成后能够安全高效地进行多油种顺序输送，使项目具有较好的经济效益12、和社会效益；2. 严格执行国家、行业的有关标准、规程和规范，确保输油管道建成后高效、安全、平稳运行；3. 充分利用现有资源，节约土地，不搞重复建设，降低工程投资；4. 重视管道沿线的生态环境保护，将工程对环境的影响程度降至最低。五、 执行的主要标准、规范由于国内目前没有成品油管道方面的设计规范、标准，在可行性研究编制过程中，主要参照原油管道及国外相关的设计规范、标准进行，遵循的国内外标准、规程与规范主要有：(1) GB50252-94输油管道工程设计规范(2) GBJ74-84(95修订版)石油库设计规范(3) GB50183-93原油和天然气工程设计防火规范(4) SY/T0015.1-9813、SY/T0015.2-98原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范(5) SY/T0450-97输油(气)埋地钢质管道抗震设计规范(6) SY/T6393-99原油长输管道工程设计节能技术规定(7) GB/T9711.1-1997石油天然气工业输送钢管交货技术条件第一部分:A级钢管(8) GB/T8163-99输送流体用无缝钢管(9) 油建字第505号,铁基(1987)780号石油和天然气长输管道与铁路相互关系的若干规定(10) 交通部(78)交公路字698号,石油部(78)油化管道字452号关于处理石油管道和天然气管道与公路相互关系的若干规定(11) API RP1105-1993液体石油管14、线穿越铁路和公路的推荐作法(12) GB13348-92液体石油产品静电安全规则(13) SY 0007-1999钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范(14) SY/T 0017-96埋地钢质管道直流排流保护技术标准(15) SY/T 0019-97埋地钢质管道牺牲阳极阴极保护设计规范(16) SY/T 0032-2000埋地钢质管道交流排流保护技术标准(17) SY/T 0036-2000埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范(18) SY/T 0086-95阴极保护管道的电绝缘标准(19) SY/T 0315-97钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术标准(20) SY/T 4013-95埋地钢质管道15、聚乙烯防腐层技术标准(21) GB50052-95供配电系统设计规范(22) GB50060-923110kV高压配电装置设计规范(23) GB50053-9410kV及以下变配电所设计规范(24) GB50059-9235110kV变配电所设计规范(25) GB50054-95低压配电设计规范(26) GB50055-93通用用电设备配电设计规范(27) GB50058-92爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范(28) GB50062-92电力装置的继电保护和自动装置设计规范(29) GB50034-92工业企业照明设计标准(30) GB50057-94建筑物防雷设计规范(2000年修订版)(16、31) GB50016-98火灾自动报警系统设计规范(32) SHJ18-90石油化工企业信号报警、连锁系统设计规范(33) SH3081-97石油化工仪表接地设计规范(34) SH3063-99石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范(35) SH3005-99石油化工企业自动化仪表选型设计规范(36) SH3019-97石油化工仪表配管配线设计规范(37) SY/T6090-94原油管道输送数据采集与监控系统技术规范(38) YD502196同步数字系列（SDH）长途光缆传输工程设计暂行规定(39) CECS36:91工业企业调度电话和会议电话工程设计规范(40) YD5032-9717、会议电视系统工程设计规范(41) CESE09:89工业企业程控用户交换机工程设计规范(42) YD5040-97通信电源设备安装设计规范(43) YD5003-94电信专用房屋设计规范(44) GBJ15-88(97修订版)建筑给水排水设计规范(45) GB8978-96污水综合排放标准(46) GB5749-85生活饮用水卫生标准(47) GBJ140-90建筑灭火器配置设计规范(1997年修订版)(48) GB50193-93二氧化碳灭火系统设计规范(49) GB50151-92低倍数泡沫灭火系统设计规范(50) GBJ13-86室外给水设计规范(1997年修订版)(51) GBJ14-18、87(97修订版)室外排水设计规范(52) GBJ84-85自动喷水灭火系统设计规范(53) GBJ19-87采暖通风与空气调节设计规范采暖部分(局部修订版)(54) GBJ16-87（2001版)建筑设计防火规范(55) GB50011-2001建筑抗震设计规范(56) GB50191-93构筑物抗震设计规范(57) SY/T0048-2000石油天然气工程总图设计规范(58) SY0075-93油罐区防火堤设计规范(59) GB12348-90工业企业厂界噪声标准(60) GB3096-93城市区域环境噪声标准(61) GB16297-96大气污染物综合排放标准(62) SH3024-1919、95石油化工企业环境保护设计规范(63) SH3047-1999石油化工企业职工安全卫生设计规范(64) GBJ22-87厂矿道路设计规范(65) 中华人民共和国劳动部第3号令建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定(66) 国务院第313号令石油天然气管道保护条例第三节 工程概况北京油管道起点为北京西郊xx店油库，终点为xx油库。管道输送汽油（90#、93#、）、柴油（0#、10#）两大类四个品种，xx店首站入口启输量为161104t/a，2015年首站设计输量285104t/a。沿途逐站分输，干线管径323.9和273.1，管道全长144km。管道干线的设计压力确定为6.4MPa。一、线路工程20、1. 线路走向输油管道主干线起点为建在xx店油库内的xx店首站，终点为xx油库内的xx末站，沿途沿北京六环路经过丰台区、房山区、大兴县、通州区、顺义区、昌平区，连接xx店、黄村、通州、顺义、xx5座中心油库。干线全长144km。2. 管径结合2015年预测消费量，经优化选定采用323.9和273.1管径。3. 线路敷设管道主材为直缝电阻焊钢管，材质为L320，根据所经地段的实际工作压力和敷设条件确定管道壁厚。管道将主要采用沟埋敷设的方式，根据管线稳定的要求，结合地形地质条件，管线埋设深度为管顶覆土1.0m，石方段管沟超挖0.2m，用以铺垫细土管床，管线回填后地貌恢复原样。管道所经地段均在平原地21、区。根据沿线地形地质条件，土壤腐蚀程度和穿越工程情况采用不同等级的环氧粉末防腐层。全管线采用强制电流为主、牺牲阳极为辅的阴极保护方法保护管道。全线共设阴极保护站2座，线路截断阀室4座。二、工艺站场1. 输油工艺管道采用密闭顺序输送工艺，主要输送汽油、柴油两类油品，根据不同地区成品油消费情况，确定输送汽柴比为2：1。在将来随下游市场需要，可以输送煤油等其他油品。2. 站场设置一期工程：全线共设4座工艺站场，均在石油公司油库内改扩建。在xx店设调度控制中心1座。管道抢维修依托当地油气管道公司已有的抢维修队伍。全线站场输油泵按串联配置，共设置输油泵2套和给油泵2套（xx店首站），新建储罐：顺义分油站22、2座5000m3内浮顶罐，xx末站2座5000m3内浮顶罐。二期工程：2010年后，由于xx石化供应北京市区的汽油数量已不能满足系统经营量的需求，拟建设天津-北京成品油管线，到那时同期建设通州泵站1座，用以接转天津来的汽油。表1-3-1 站 场 设 置 类 型 表序号站 名里程 km类 型备 注一干线1xx店首站0首站干线进入量283104t2黄村分油站25分油站下载量65104t 3通州注入泵站66注入泵站4顺义分油站100分油站下载量117104t5xx末站144末站到达量100104t三、自动化系统1. SCADA系统环北京成品油管道自控系统主要由调度中心、站控中心、现场仪表组成。全线自23、动控制采用SCADA系统，调度控制中心的任务是通过各站的站控系统对全线进行数据采集及控制，编排批次/批量计划和输送方案，跟踪批量，处理混油，管理库存，检测泄漏和优化运行等等。为提高系统的安全性与可靠性，对环北京成品油管线的控制和管理分为三级：a. 调度控制中心监视、控制及调度管理；b. 站控制室远方控制；c. 就地手动控制。各站场配置先进的电视监控系统，实现调度中心对全线各站的实时监视。2. 水击控制与保护由PLC和操作站组成的站控系统主要完成的控制、保护功能有：进出站压力调节系统；分输（分油）站分油流量调节系统；出站压力超高泄放系统；进出站压力超限停泵联锁保护系统。在调度中心设置水击超前保护24、与控制系统。3. 顺序输送控制、界面检测及跟踪a. 顺序输送控制管道的自动控制系统将完成对不同油品的批量计划、批量跟踪、预测混油量、在接收点自动切换纯净油进入指定的油罐。b. 界面检测及跟踪为了保证成品油界面检测及跟踪可靠性，减少投资和生产成本，本设计拟采用在线密度检测、荧光检测与界面跟踪软件相结合的方式，实现不同油品界面检测与控制。在油品接收点的进站处安装高精确度的在线密度计和荧光检测仪，准确地检测纯净油和混油的界面，以便按预先计算后排定的程序将纯净油和混油分离。4. 管道检漏与定位为防止管道泄漏，本设计在调度中心采用管道泄漏检测与定位软件。操作人员在调度中心能根据计算机计算结果，确定管道是25、否泄漏、泄漏量及泄漏点。并将有关信息通知就近输油站或管理部门。5. 模拟仿真系统模拟仿真系统是管理输油管道的工具。它作为SCADA系统的一部分，完成准确地评价管道的过去、解释管道当前发生的事件、预测管道的将来等任务，为操作调度人员提供调度和操作参考，以保证输油管道安全、平稳、高效、经济运行。该软件将在调度控制中心的一台专用的工作站中运行。模拟仿真软件计算所得出的部分结果，如管道的泄漏报警、输油泵的优化工作点、全线泵站及泵的工作匹配、不同品种的成品油在管道中的位置、清管器在管道中的位置等，将由仿真软件写入到SCADA软件的实时数据库中，在操作员工作站上显示，作为操作员对管道运行调度的参考。6. 26、计量采用质量流量计进行油品的交接计量。四、通信由于成品油顺序输送工艺的特殊性和重要性，建立稳定、可靠、不间断的通信系统极为重要。考虑本工程各站场的通信需求，需设置一套经济可靠的通信系统来满足输油管道、油库的自动化数据传输、生产调度、行政管理等具体通信要求。 根据系统传输对通信保障的要求和管道途经地区的实际情况，VSAT卫星通信及微波通信从其通信可靠性、传输容量及长期运营经济性考虑，均不宜作为主用信道。在与光纤通信系统之间进行比较后，确定以邮电公网作为设计推荐通信方案。首站、末站及各分油站各租用2条电路，暂按64K考虑，一用一备。各站语音电话向当地邮电部门申请。五、供配电本工程首站、末站，生产用27、电为一级负荷，其余均为二级负荷。用电负荷主要包括各输油站场的工艺设备、自控、供水、阴极保护、通信等岗位的动力负荷、照明负荷，以及相关生活和公共设施的动力和照明负荷。1. xx店首站供电依托现有xx店油库供电系统，但需要上级变电所相应增容改造。站内新建10kV户内配电间一座，作为新建输油首站高压总供电中心。新建配电间为双电源进线，进线为现油库两条10kV架空进线。自新建配电间配出两回路为现油库变电所变压器供电。2. 黄村分油站、顺义分油站、xx末站等3个站依托现油库供电系统，目前各油库供电系统可靠性高，可满足供电需求。各站新建0.4kV低压配电间一座。3. 通州注入泵站新建10 kV户内配电所一28、座，作为新建输油泵站高压总供电中心。新建配电间为双电源进线，进线引自附近上级变电站。线路为10kV架空敷设。4. 阴极保护阴极保护系统配电依托各站所在油库内低压配电系统。六、公用工程1. 给水管道沿线5座站场除新建通州站给水就近从城市给水管网引入外，其他站场的生产、生活用水均依托石油公司各油库已有的给水系统。2. 排水管道沿线除顺义分油站和xx末站各新建2座5000m3储罐外，其他各站均利用已有储罐。顺义、xx站新建储罐含油污水排放到油库现有含油污水处理系统。罐区雨水排放依托油库的排水系统。通州注入泵站的生产、生活污水排入站内新建排水管网。其余各站生产、生活污水均依托各油库原有排水系统。含油污29、水依托油库原含油污水处理系统。3. 消防系统新建站场均在现有油库内扩建，消防等级都不高于各油库现有系统的消防等级，因此，各站的消防均可依托各油库现有固定消防设施，各站生产设施如输油泵区、计量区按规定配备一定数量的灭火器。顺义、xx站新建汽、柴油罐组与现有其它汽、柴油罐组共用罐区消防系统，消防水管网采用环状布置，配备相应消防管网和消火栓。4. 总图与运输本工程新建工艺站场共5座，通州注入泵站为新建站，其他均在石油公司油库内扩建，新建建构筑物总面积为3337m2。七、机构及人员本工程设置一级管理体制，xx石油分公司为一级管理机构，下设输油调度控制中心，负责首站、分油站及末站油品的调配。调度控制中心30、直接对各站进行生产调度与技术管理。全线定员只考虑生产定员，辅助及服务工种依托社会，总定员人数为88人。八、主要工程量及经济指标1. 主要工程量主要工程量见表1-3-2。表1-3-2 主 要 工 程 量序号项 目单位工程量序号项 目单位工程量一线路4线路截断阀室座41输油管道长度km1445土石方工程1.1直缝电阻焊钢管km5.1管沟土方104m336323.97.9 L320km7二工艺站场323.97.1 L320km931首站座1273.17.1 L320km32分油站座2273.16.4 L320km413注入泵站座12穿（跨）越工程4末站座12.1铁路穿越m/处192/75新建油罐总容31、量104m32.032.2穿越主要公路m/处1355/42三外电线路km182.3其它公路m/处426/25四通讯工程2.4中型河流穿越m/处2060/51租用公网条22.5小型河流穿越m/处430/23五调度控制中心处12.6砌石护坡m321003阴极保护站座22. 主要经济指标主要经济指标见表1-3-3。表1-3-3 主 要 经 济 指 标序号项 目单 位数 量备 注一输油规模1输油量104t/a467二三材用量1钢材t7700其中管材：74562木材m3603水泥t800三电力消耗1电总耗104kW.h/a6352电单耗kW.h/104t.km313四总占地面积1.永久性占地亩16新建通32、州站征地20亩2. 临时征地亩3100作业带平均14m宽。 五总建筑面积m23357六定员人88七总投资万元23943其中外汇298万美元1建设投资万元231482建设期利息万元4773流动资金万元318八输油成本1年均经营成本万元11822单位输油成本元/t.km0.099九财务评价指标1管输单价元/t.km0.2052财务内部收益率(税前)%12.003投资回收期(税前)年9.44包括建设期4国内借款偿还期年9.58包括建设期第四节 总体技术水平1. 采用串联泵常温密闭输油工艺，充分利用剩余能量，提高管道系统的整体运行效率。2. 采用先进的SCADA控制系统，实现全线由调度控制中心对管道集33、中监控。沿线各站的站控制系统可独立监控该站运行，并将有关信息提供给相关的控制系统。采用调节、泄压、停泵三级控制方式，控制水击的影响，提高系统的安全性与可靠性。3. 采用先进的管道专用软件，实现系统模拟仿真、界面跟踪、自动检漏与精确定位。检漏精度可达到：泄漏量小于等于输送量的0.1%，定位精度为300m。各站场配置先进的电视监控系统，实现调度中心对全线各站的实时监视。4. 选用输油泵机组泵效和电机效率分别达到80%和95%以上，噪声小于85dB，提高了设备运行的可靠性和能源利用率。5. 关键性的控制阀门采用快开电动阀，阀门的开关时间控制在10s以内，适应全线自动控制的需要，从而提高管道系统的安全34、性和可靠性。6. 主要的河流采用先进的非开挖技术定向钻机穿越技术，以达到管线安全和保护环境的目的。7. 针对不同地段土壤性质，合理选用管道外防腐涂层材料和阴极保护系统对管道实施保护；对进入市区的管线实施牺牲阳极阴极保护，对受屏蔽影响的套管也采用牺牲阳极保护；防腐层全线选用环氧粉末涂层防腐，定向钻穿越管线采用双层环氧防腐和专用的热收缩套补口。以上防腐措施将管线设计寿命延长至35年以上。8. 对全线可能的地段采用半自动下向焊施工工艺，提高了焊接质量。9. 计量系统全套引进；油罐液位仪表选用先进的伺服式液位计；可燃气体探测器采用催化燃烧式，提高了管道运行的安全性。10.在设计首站入口输量20510435、t/a下，电总耗在635104kWhr以下，折合成标准煤765t；电单耗在313kWhr/104tkm以下；11.全线由一个管理机构进行管理，总定员88人，平均用人水平0.61人/km。第五节 可研结论北京油管道的建设，解决了北京石油公司成品油运输困难和运输成本高的问题。配置给上述地区的成品油改由管道运输后，释放了大量的铁路和公路运力。同时，北京油管道的建成，为xx石化提供了高效畅通的产品出路，使石化企业的产、运、销各环节联系更为密切，有利于从整体上提高石化企业的效益，增强石化企业的竞争能力。所以，北京油管道的建设是很有意义的。通过北京油管道的工程技术方案研究，技术上是可行的。在不同时期采取不36、同的输油工艺方案，满足了xx店首站入口起输量161104t/a，以及达到设计输量285104t/a的要求。从项目的财务和经济评价看，在齐鲁首站入口285104t/a设计输量下，税后年均利润总额为1433万元，项目的收益情况良好。项目的税前财务内部收益率为12.00%，全部投资税前回收期为9.44年，符合国家的建设工程经济指标要求。通过不确定性分析，项目的抗风险能力也较强。所以北京油管道的建设，满足成品油供需双方的需要，降低了沿线石油公司成品油运输成本，促进了地区经济的发展。北京油管道的建设是十分必要。第二章 资源与市场第一节 华北地区成品油资源与市场平衡华北地区当前是我国成品油销售热点地区之一37、。由于特殊的地理位置，吸引了东北、西北等地资源也通过各种途径流入该地区。受外来资源的冲击和市场战略需要，华北地区的区内资源又有部分流出区外。为解决品种结构矛盾，华东地区也有作为品种调剂的资源进入华北地区。所以华北地区是一个供需交叉，有进有出的市场，进多出少，总体上以进为主。华北地区主要的成品油生产企业有石化集团所属的xx、天津、沧州、石家庄和洛炼五家和石油集团所属的大港、华北和呼炼三家共八家企业。所生产的成品油主要供应本地区内的市场需求。表2-1-1是华北地区成品油产需量平衡及预测情况。表2-1-1 华北地区成品油产需平衡现状与预测情况 104t生产企业加 工能 力原 油加工量汽柴油生产省 市38、汽柴油消费产需平衡合计汽油柴油合计汽油柴油合计汽油柴油2002年xx石化800695328154174北京363232131-35-7843天津石化50041522551174天津2041011031521151大港炼厂3502301315180沧州炼厂2501871273592河北508180328-109-47-62华北炼厂2001881214675石家庄炼厂3502431515299洛阳石化50043426099161河南464143321-204-44-160呼和浩特炼厂150117823052内蒙古1748391-92-53-39山西25593162-255-93-162总计310039、25091425518907总计19688321136-543-314-2292005年xx石化10001000468198270北京45129215917-94111天津石化50050027262210天津23411511923822216大港炼厂35035020075125沧州炼厂25025017350123河北570200370-45-20-25华北炼厂2002001305080石家庄炼厂35035022280142洛阳石化500500305120185河南520161359-215-41-174呼和浩特炼厂1501501064066内蒙古19392101-87-52-35山西2831040、5178-283-105-178总计3300330018766751201总计22519651286-375-290-852010年xx石化10001000468198270北京647427220-179-22950天津石化50050027262210天津2791371421930193大港炼厂35035020075125沧州炼厂25025017350123河北671232439-146-52-94华北炼厂2002001305080石家庄炼厂35035022280142洛阳石化500500305120185河南609188421-304-68-236呼和浩特炼厂1501501064066内蒙古41、225107118-119-67-52山西330123207-330-123-207总计3300330018766751201总计276112141547-884-539-3462015年xx石化10001000468198270北京7693091536-111117天津石化50050027262210天津324159165148-22170大港炼厂35035020075125沧州炼厂25025017350123河北772264508-151-44-107华北炼厂2002001305080石家庄炼厂500500318120198洛阳石化10001000611238373河南697215482-42、8623-109呼和浩特炼厂1501501064066内蒙古258123135-152-83-69山西375140235-375-140-235总计3950395022788331445总计319514141781-917-581-336注：表中消费量包括专项等总计约155104t/a(按2002年实际数计)。从华北地区的成品油产需平衡情况看，该地区的成品油消费主要由本地区内石化原油加工企业供应，但在资源总量上是供不应求的，缺口量在370900104t/a之间（含专项），需要区外资源的补充。从其他地区进入华北地区的资源主要来自东北、西北和华东地区。东北和西北地区是我国的两个成品油资源过剩地区。43、华东地区资源进入华北主要是解决品种结构问题。根据2002年统计，以上三大区流入华北的资源总量为589104t。其中东北资源312104t。西北资源206104t。华东资源71104t。华东流入资源主要来自山东的济南和齐鲁两个炼厂。从资源流向上看：1. 受外来资源冲击和改善品种结构，实施开拓区外市场战略，华北地区的xx、天津、沧炼、石家庄、洛炼资源在满足当地市场需求后，有部分资源主动到区外开拓市场，流向西北、内蒙和川渝地区；2. 东北资源多为沿铁路线入关，抵达华北北部后，继续沿铁路线南下到达华北中部，并呈枝状向两侧扩散，波及除山西西部、西南部，河南西部、西南部外的整个华北地区，如无特殊情况，今后44、仍将保持这一态势；3. 西北资源沿铁路进入华北的山西西北部、西南部，河南的西部、南部，今后可能随着调往西南市场数量的增加，进入华北的数量将减少，而由其他地区的资源(包括华北地区)增量顶替；4. 今后在优化华北地区石化集团资源流向中，应优先保证当地市场需求，xx资源主要用于供应北京，河北北部的承德、张家口，山西北部的大同、朔州，内蒙中部等；天炼、沧炼剩余资源优先北上华北北部和西进华北中部地区，一部分可调出区外开拓区外市场；石家庄资源与与沧炼、天炼西进资源汇合后由石太通道进入山西中部；洛炼资源大部分东进河南中部、南部，一部分北上山西南部和兼顾西北和川渝地区。石化集团华北地区企业优化流向方案见附图245、-1-1。附图2-1-1 石化集团华北地区企业优化流向方案图第二节 北京地区成品油资源与市场平衡一、北京市及所属地区成品油市场分析北京市为我国的首都，大型城市，拥有人口一千多万。随着城市的迅猛发展，城镇人口不断增多，机动车辆也成倍的增长，成品油的消费量相当可观，不仅成品油市场的需求量大，而且成品油消费增长的潜力也较大。北京市所辖范围包括城内八区（东城区、西城区、崇文区、宣武区、丰台区、海淀区、朝阳区、石景山区）和城外八区两县（门头沟区、昌平区、房山区、大兴区、通州区、顺义区、怀柔区、平谷区、密云县、延庆县）。按照北京石油分公司对其储运设施优化整合的方案，拟关闭周边10座小油库，将环城的四座油库46、（xx店、黄村、顺义、xx）设置为中心油库，负责对城区急周边地区加油站进行油品配送。（2010年新建通州泵站时可以考虑同时增建成中心储库，到那时再从新划分油库配送区域范围。）各油库配送区域范围见下表。表2-2-1 四座中心库资源覆盖地区一览表xx店东城区（1/2）、崇文区（1/3）、西城区（1/2）、宣武区、石景山区、丰台区、门头沟区（1/2）、房山区黄村大兴县、通州区（1/2）、崇文区（2/3）顺义朝阳区（4/5）、通州区（1/2）、顺义区、怀柔区、密云县、平谷区XX东城区（1/2）、西城区（1/2）、海淀区、门头沟区（1/2）、朝阳区（1/5）、昌平区、延庆县北京市国民生产总值（GDP）增47、长率近年来持续保持在10%以上，预计在今后十年内GDP增长率仍将维持在10%左右。北京市成品油社会需求增长率在2010年前基本维持在7.5%左右，2010年后逐步降低。按此预测20052015年社会需求总量见表2-2-2。xx石油公司是北京市成品油消费的主要经营单位，公司的系统经营量稳中有升，市场占有率保持在60%左右。随着公司的储运系统优化整合，公司的市场竞争能力进一步加强。考虑到成品油市场的逐步开放，中油公司、地方社会经营单位等影响因素，2010年以前按7%，2010年后按4.5%系统经营量增长率测算。2005、2010、2015年各覆盖地区系统经营量预测见表2-2-3。表中数据表明，2048、15年在资源覆盖地区中石化系统经营量将达到467104t。表2-2-2 20022015年资源覆盖地区成品油社会需求量预测 104t年份2002200520102015xx店汽油93.3117.2170.5205.1柴油51.963.388.3102.5黄村汽油32.741.059.671.8柴油18.122.130.935.9顺义汽油58.373.2106.6128.1柴油32.539.555.264.1xx汽油49.061.589.5107.7柴油27.233.246.453.8合计汽油233.3292.9426.2512.7柴油129.7158.1220.8256.3小计3634516449、7769表2-2-3 20022015年资源覆盖地区成品油系统经营量预测 104t年份2002200520102015xx店汽油54.369.497.6123.1柴油27.137.550.561.5黄村汽油1924.334.543.5柴油9.513.117.921.8顺义汽油33.943.461.978.2柴油1723.432.139xx汽油28.536.452.966.7柴油14.319.727.433.4合计汽油135.7173.5246.9311.5柴油67.993.7127.9155.6小计203.6267.2374.8467.1从上表可以看出：xx店、黄村、顺义、xx四油库到201550、年预测成品油销售量为：467104t，除xx店外，黄村、顺义、xx三油库到2015年预测成品油销售量为：283104t。二、xx石化资源平衡北京地区只有xx石化一家成品油生产企业，在1000104t加工量时预计生产汽、柴油468104t。按照华北地区石化集团资源优化的流向，根据合理流向和就近配置的原则，xx石化资源应首先满足北京地区需求，同时为冀北的承德、张家口，晋北的大同、朔州等无资源地区和专项需求提供资源（不考虑调内蒙中部和其它地区）。资源平衡见表2-2-4。资源平衡表明，2005年xx石化资源除供应北京及周边地区外还富余130104t（汽油缺口3104t，柴油富余134104t）；20151、0年资源富余量9104t（汽油缺口81104t，柴油富余90104t）；2015年资源缺口量96104t（汽油缺口150104t，柴油富余54104t）。表2-2-4 xx炼厂成品油资源平衡 104t年份xx炼厂产量系统经营量富余北京张家口承德大同朔州2005汽油198173.59.510.15.32.2-2.6柴油27093.712.410.49.49.8134.32010汽油198246.910.612.56.13.2-81.3柴油270127.915.313.111.211.790.82015汽油198311.511.914.76.63.5-150.2柴油270155.618.114.152、13.514.154.6汽柴比2：11：1.41：11：21：4上表说明，以xx为主要资源的北京优质汽油在2005年后即出现不足，柴油有一定量的过剩。其过剩资源可沿铁路进入河北的廊坊、保定、石家庄、邢台、邯郸等地区，也可进入山西北部的其他地区。按照华北成品油管网统一规划，预计在2010年建成天津-北京成品油管线，北京所缺优质汽油将从天津方向给予补充。在此之前北京市缺口的少量汽油可通过调整xx石化产品结构，增加汽油产量解决；或者由华东地区调剂配置通过铁路运输进行补充。第三节 资源与市场分析结论通过对成品油资源与市场的分析，可以有以下结论：1. 从华北地区的成品油产需平衡情况看，该地区的成品油消费53、主要由本地区内石化原油加工企业供应，但在资源总量上是供不应求的，缺口量在370900104t/a之间（含专项），需要区外资源的补充。 2. 从北京地区的成品油社会消费量预测看，由于地方经济的飞速发展，对成品油的需求也将以每年7.5%的速率递增。到2015年上述地区成品油社会消费量将达到769104t，系统内经营量将达到467104t/a以上。 3. 按照华北地区石化集团资源优化的流向，根据合理流向和就近配置的原则，xx石化资源应首先满足北京地区需求，同时为冀北的承德、张家口，晋北的大同、朔州等无资源地区和专项需求提供资源。4. 资源平衡表明，20052010年xx石化资源除供应北京及周边地区外54、还有一定富余，但2005年后其汽油资源出现缺口，缺口的汽油资源需要从天津方向补充。第三章 线路工程环北京成品油管道工程目的是将中国石化北京石油分公司位于丰台区xx店油库的成品油用管道输送至其位于大兴区的黄村油库、顺义区的顺义油库及昌平区的xx油库，并适应将来外部油源从黄村油库或位于通州的东方化工厂油库进入环北京成品油管道的要求。第一节 线路走向方案一、线路走向选择原则管道沿线为北京郊区，人口密集，经济发达，线路工程难度大，单位长度管线造价高，在保证管道运行安全的前提下，根据工程特点，遵循以下线路选线原则： 线路总体走向力求顺直，线路总体走向确定以后，局部线路走向应根据中间站和大、中型穿跨越工程55、的位置作相应调整； 根据沿线的水文、地形、地质、地震等自然条件和交通、电力、水利、工矿企业、城市建设等的现状与发展规划，在施工便利和运行安全的前提下，通过综合分析和技术经济比较，合理选择管道的走向； 选择有利地形和地质条件，尽量避开施工难度大、不良工程地质地段，尽可能利用已有公路以方便施工与管理； 合理选择局部管道的走向，避开风景和自然保护区、水源区等，保护生态环境； 力求管道总长度最短，穿跨越工程量最少，以降低工程总投资。二、线路总体走向方案比选北京地区公路交通发达，尤其是城郊外环线为管道沿其施工提供了便利条件。北京六环路全长约200km，贯通北京郊区县，预计到2005年全部建成通车；六环路56、绿色通道工程实施范围每侧宽200m，其中50m为永久绿化带。北京五环路全长约100km，绿化面积1960公顷，连接北苑、清河、西苑、南苑、垡头、东坝、望京等十个城市边缘集团，是一条截流、疏导过境交通的城市高速公路。全线分为四期建设，计划于2003年全部建成通车。黄村油库紧邻六环路，顺义油库、通县东方化工厂油库距六环路在2km以内，首都机场油库、xx油库距六环路分别为3.5km 、5km。经过现场踏勘，有下述三条路由供比选： 路由一：线路总体走向沿南六环路、东六环路及北六环路绿化带。路由二：xx店油库-xx油库段线路总体走向沿规划西六环路绿化带，xx店油库-黄村油库-顺义油库段线路总体走向沿南六57、环路、东六环路绿化带。路由三：xx店油库-xx油库段线路总体走向沿京石高速公路、五环路及八达岭高速公路绿化带，xx店油库-黄村油库-顺义油库段线路沿南六环路、东六环路绿化带。三条路由详见储-1298/1：环北京成品油管道工程线路走向比选图。路由三大部分穿过城区，管线沿其敷设对城区规划影响大，沿线附近名胜古迹较多，八达岭高速公路穿过清河、回龙观等镇段几无绿化带，建筑、障碍物多，北京市规划局难以通过。因此只对路由一和路由二作以下进一步比选：经济指标比较两种路由工程量及费用现值比较见表3-1-1综合分析：路由一：沿线障碍物少，合理连接各油库，线路顺直，施工难度较小；但由于动力源设在xx店油库，输送给58、xx油库成品油需经过全段线路，能耗较路由二要高。表3-1-1 两种路由工程量及费用现值比较表序号项 目单 位路由一路由二一输油管道长度km144164二管线组装、焊接、敷设、环氧粉末涂层防腐、补口及阴极保护1直缝电阻焊钢管323.97.1 L320km9302直缝电阻焊钢管323.97.9 L320km703直缝电阻焊钢管273.16.4 L320km41934直缝电阻焊钢管273.17.1 L320km375直缝电阻焊钢管219.15.6 L320 km0606直缝电阻焊钢管219.16.4 L320 km04三线路截断阀室(手动)座44四土石方工程1管沟土方104m336382管沟石方1059、4m3043沟坡护砌石方量m321002400五穿（跨）越工程1铁路穿越m/处192/7404/142高速公路、等级公路穿越m/处1355/421640/533穿越等外公路m/处426/25570/374大、中型河流水域穿越m/处2060/52460/75小河、沟渠穿越m/处430/23370/25六征地1永久征地亩0.40.42临时征地亩31003500七拆迁1平房幢23872三层以下楼房幢026八苗木赔偿1苗木赔偿面积亩25003500九工程投资万元2314824690十运行成本万元698540十一费用现值万元2476125408路由二：xx油库所需成品油直接由xx店油库加压经西线输送，不60、需经过全段线路，与路由一相比减少了沿南、东六环路黄村油库-顺义油库段管线的输量，电能消耗较小；管线可与规划的西六环路同步施工，对地方规划影响小。但由于西六环路三家店-军庄段经过山区、水库，地形复杂，局部地段管线通过困难；穿越城镇，障碍物较多，拆迁赔偿费用高；管线长度比路由一增加20km；费用现值高于路由一。综合上述，路由一综合经济性好，施工难度较小，具有明显优势，作为推荐路由。 第二节 推荐线路走向方案一、推荐方案线路走向管线自xx店油库向南于南岗洼西侧稻田敷设至黄管屯北，向东南方向穿过京良公路及铁路并经篱笆房北、军流庄东南至杨庄子西，沿村西、南绕过杨庄子向东至永定河西侧大坝，沿永定河西侧大坝61、外侧向南敷设，穿过黄良铁路，至闫仙垡村东南600m处转向东通过永定河至东侧大坝外侧，转向东南径直至马村东北角，向南至规划的南六环路，沿南六环路北侧敷设至黄村油库；管线自黄村油库南侧出来后沿现有南六环、东六环、顺平路北侧敷设至顺义油库；管线自顺义油库出来后沿顺平路北侧至六环路，沿北六环向西敷设至北六环与八达岭高速公路交汇处的西沙屯村东北，沿村东水渠东侧、村南绕过西沙屯向西穿过八达岭高速公路，沿其西侧敷设至xx镇北，再向南偏西敷设至xx镇xx油库。xx店油库-黄村油库段线路长25km，黄村油库-顺义油库段线路长75km，顺义油库-xx油库段线表3-2-1 线路途径各区、县的长度分布表序号区、县长度62、（km）合计(km)1丰台区21442房山区113大兴区324通州区415顺义区316昌平区27路长44km；线路全长144km。线路走向详见附图二：环北京成品油管道工程线路平面走向图。本工程管道途径各区、县的长度分布详见表3-2-1。二、沿线自然情况1. 地形、地貌北京市地区三面环山，属xx山脉，山脊平均海拔高度1000m左右，三面山体形成弧状。其东南面直通渤海为华北平原东北部的冲积平原地区，地势呈东南-西北向阶梯，地势平坦，海拔高度为40m左右。地质属于华北地层区，地表一般以粘性土为主，下部为粉质粘土、粉土及粉细沙。土壤电阻率为3.5.m14.5.m。地下水位1.03.4 m。2. 植被管63、线主要沿六环路绿化带敷设。六环路每侧绿化带宽200m，其中50m为永久绿化带，栽植垂柳、洋槐、毛白杨等树种，另外的150m为经济林带，结合农业结构调整营造速生丰产林等。3. 人文、经济管道基本是沿六环路走向，途经地区经济发展略次于城八区，分布有乡村村落和地方企业，人口比较集中，乡镇企业也得到迅速发展，建立了许多大棚蔬菜基地、养殖园等。地方电力资源丰富。 4. 交通条件管道所经地区为首都郊区，经济发达，是全国公路铁路的交通枢纽。沿线公路形成密集的交通网络，管道经过的主要干线公路有京石高速公路、京开高速公路、京津塘高速公路、京沈高速公路、京通快速公路、八达岭高速公路、G104、 G107 、G1064、2 、G111。管道经过的主要干线铁路有京广线、京九线、京沪线、京承线等。表3-2-2 沿线地貌区划长度统计表序号地貌区划长度（km）起止地名1平原144xx店-xx2丘陵03山地05. 气象和水文 气候北京属于暖温带半湿润、半干旱季风性大陆性气候，具有冬季寒冷雨雪少、春季风大湿度小、夏季炎热雨集中、秋季凉爽光照足的显著特点，而且有明显的地域差异。由于雨热同季，宜多种农作物生长，气候资源较丰富。但因地处冷暖空气交汇地带，年降水量变幅大，干旱、暴雨、大风、冰雹、寒潮等气象灾害频繁发生。历年平均气温1112；年极端低气温，一般出现在12月下旬至一月下旬，多在-14-20之间，个别年份可达27以下；65、年极端高气温，一般出现在6月上旬至7月上旬，多在3540之间，个别年份高达43以下。日照时数常年25622744小时。多年平均年雨量为600700mm间，降水量70%76%集中在夏季，秋季占12%16%，春季占9%14%，冬季占2%。冬季盛行偏北风，夏季盛行偏南风；平均风速为1.82.7 m/s。最大冻土深度7080厘米。 水文管道沿线途经地区水利排灌设施发达，河流较多，沿途主要河流有永定河、运潮碱河、北运河、凉水河及xx等河流。多为排涝、灌溉河流，其共同特点是水流平稳，河床纵坡比小，无冲刷，枯水季节水量极少，甚至断流。水深27m，河槽宽度一般在2060m之间，其中永定河河面较宽，约200m。66、水源主要来自大气降水和河川径流量。永定河自70年代后，由于水资源利用，卢沟桥以下基本常年断流。6. 地震根据国家地震局1990年出版的中国地震烈度区划图，线路所经地段地震烈度等级多为8度。管线敷设时需要考虑相应的保护措施。管道沿线经过的断裂带有：顺义-良乡断裂、通县-南宛断裂、永定河断裂等，均为推测及隐伏断裂，第四纪以来没有发生交汇活动，不会对管道敷设产生危害作用。第三节 管道敷设管道主要采用埋地敷设的方式，根据管线稳定的要求、沿线农田耕作和绿化深度情况及地形和地质条件、冻土深度、地下水位情况，确定管道埋深和需要采用的保护措施。管道埋设深度（管顶覆土）确定为1.0m。管沟断面形式采用梯形，沟底67、宽度根据管径、土质、施工方法等确定，一般为“管外径0.5m”，边坡根据土质、挖深等确定，对于沿线粉土、亚粘土的土质，边坡比取1：0.5。岩石、砾石区的管沟，回填时在沟底先铺0.2m厚的细土或细砂垫层，平整后再下管。管沟回填必须先用细土或细砂（最大粒径不得超过3mm）填至管顶以上0.20.3m，然后用原土回填并压实（岩石、砾石的粒径不得超过250mm）。回填土需填至超过自然地面约0.3m。在农田地区开挖管沟时，应将表层耕作土和底层生土分层堆放，回填时先填生土后回填表层耕作土。当管道穿越河流时，对两岸易受水流冲刷的岸坡或易受地面径流冲蚀的坡面采用砌石护坡和护岸等措施。管线改变方向时优先采用弹性敷设68、，以减少局部阻力损失和增强管道的整体柔韧性，弹性敷设的曲率半径R1000D（D为管子外径）。因地形限制无法实现弹性敷设时，或虽能施工，但土方量过大时，应优先采用曲率半径为40DN的冷弯管或曲率半径为5DN的热煨弯头连接。根据输油（气）埋地钢质管道抗震设计规范的要求，管线在经过活动断裂带时应进行抗拉伸和抗压缩的稳定校核。为确保管线在经过活动断裂带时的安全可靠性，可采取以下措施进行防范： 在断裂带两侧各300m范围内，管沟尺寸适当放大，并采用摩擦系数小的砂料进行管沟回填，管沟表面用300mm厚原状土回填； 在断裂带两侧适当位置应设置截断阀室； 断裂带两侧各1000m范围内只采用弹性敷设方式，避免弯69、头、弯管； 断裂带两侧各300m范围内，所有环向焊缝应进行100% X射线检查； 选择韧性、塑性好的管材，适当增加管线壁厚。为减少管道发生事故时的油品损失和防止次生灾害的发生，保证安全输油和保护环境，在管线通过大型河流、水库及重要地段，设置紧急切断阀。在调度中心设置在线泄漏检测软件，以便及时发现管道泄漏点位置，进行快速抢修堵漏。第四节 穿、跨越工程一、河流穿跨越工程1. 永定河穿跨越 穿越断面选择经现场调查，黄良铁路与其北部永定河水库间有500m间距可供管线通过，但穿跨越长度较长，为1.7km，且永定河水库泄水对上部覆土有一定冲刷作用。黄良铁路南部闫仙垡村东南600m过河断面穿跨越长度最短，为70、1.36km，且离永定河水库较远，为本工程通过永定河的穿跨越推荐断面。 穿越方式选择根据推荐断面附近永定河地形地貌及水文情况，适合本工程管线通过永定河的方式主要有：开挖穿越、定向钻穿越及托架式管桥跨越，各种通过方式施工费用比选如下表，比较表明开挖施工投资最省。表3-4-1 三种施工方式投资比较比较项目开挖定向钻托架式管桥跨越穿跨越长度（km）1.361.451.36工程费用（万元）110470137三种通过方式安全性及可维修性等指标比较见表3-4-2。表3-4-2 三种通过方式安全性及可维修性等指标比较表 比较项目开挖定向钻托架式管桥跨越施工对防腐层的影响小较大小日常维护量小无大可维修性中差好71、水流冲刷对管道安全性的影响有一定影响影响较小有一定影响通过对三种通过方式经济性、安全性及可维修性的综合比较，开挖方式（管顶在河床下稳定层内）经济性好，施工对防腐层的影响小，日常维护量小，河道干涸时可维修性尚好，在河床下稳定层内水流冲刷对管道安全性的影响不大，该方案具有综合优势，因此管线采用开挖方式穿越永定河。2. 其它河流穿越工程本工程沿途穿越其它大中型河流有5条，详见表3-4-2，穿越小型河流22次。对于主要河流，根据水面宽度和深度、河床地质、防洪要求，尽量以穿越为主，可采取围堰开挖和定向钻穿越方式；小型河流主要采取开挖方式穿越。对管沟所在位置处的岸坡，采用浆砌石等刚性护岸结构以保持岸坡的稳72、定。为了从根本上解决水害威胁，管道在穿越河流或顺河道敷设时，首先应埋设在设计冲刷线以下1.01.5m范围内。对岩石河床，管顶埋深也应为0.81.0m，且管沟应采用钢筋网混凝土满槽回填。表3-4-2 其它大中型河流穿跨越一览表序号河流名称河流宽度（M）穿越方式穿越长度（M）区域位置1北xx100定向钻180昌平县xx镇2xx支流80开挖100昌平县后吝沟3运潮碱河120定向钻140通州区胡各庄4北运河150定向钻220通州区小圣庙5凉水河130定向钻160通州区高古庄二、公路、铁路穿越工程管道沿途需穿过的公路有：高速公路6处，国道和等级公路36处，一般沥青道路25次。高速、等级公路的穿越采用横孔73、钻机顶进钢套管的方法，一般的地方道路视交通情况和公路管理部门要求分别采用横孔钻机或开挖方式进行穿越。主要公路穿越采用钢套管结构。详见表3-4-3。 表3-4-3 公路穿越一览表序号名 称公路宽度（m）穿越方式穿越长度（m）坐标（北京54）1村路8开挖1020436888，44489412公路（学子桥）15顶管2520437808，44490583北京高教园出入口10顶管2520438672，4449168 4村路10开挖1020440600，44491005村路12开挖1220441458，44490236公路（孟祖桥）12顶管2520441848，44489237公路（百善桥）15顶管30274、0442622，44486628公路（顺沙桥）12顶管2520443240，44484419公路（xx机场桥）12顶管2520444260，444809110村路12开挖1220446241，444761811村路12开挖1220447339，444738512小汤山出入口10顶管3020448594，444711613村路15开挖1520449103，444705714村路13开挖1320454095，444705415来广营出入口12顶管3020455612，444671816公路14顶管3020455612，444671817火神营出入口12顶管2520461387，444563218京75、密路20顶管3520465216，444538719公路20开挖2020466164，444531920公路20开挖2020467000，444430021公路20开挖2020467378，444380022公路20开挖2020467394，444291023公路20开挖2020467402，444253324公路（仁和桥）12顶管3020467409，444206525公路20开挖2020467444，444022026公路（吴家营桥）14顶管3020468093，443843027公路20开挖2020470706，443362728通州出口10顶管3020472104，443060029公76、路20开挖2020472104，443060030公路15开挖1520473580，442960031徐辛庄出入口12顶管3020474688，442787732公路17开挖1720474560，442646033宋庄出入口10顶管3020474147，442381634公路（六合北桥）14顶管3520474208，442311635公路20开挖2020474322，442240336G102出入口12顶管3020474450，442155537公路（三德桥）20顶管3520474550，442088338公路12开挖1820474583，442036339公路14开挖2020474850，477、41862540公路10开挖1620474716，441687041G10320顶管3520474085，441471142公路（张家湾北桥）12顶管3520473720，441388843公路（施园北桥）12顶管3020472430，441178244公路（施园桥）12顶管3020472140，441035045公路（施园南桥）12顶管3020471820，441098546公路（东西下营桥）10顶管3020471560，441065547公路（尖垡桥）10顶管3020470190，440923748公路（资渠桥）10顶管3020468341，440742249公路（新和二桥）12顶管35278、0467701，440660050公路（团瓢庄桥）10顶管3020465655，440292051公路（马驹桥5号桥）14顶管3020463126，440220052公路16开挖1620462640，440192653公路（马驹桥4号桥）12顶管3020462340，440191554公路（马驹桥3号桥）12顶管3020462086，440160655公路20开挖2020461470，440136656公路20开挖2020460524，440134857公路（太和东桥）12顶管3020458361，440064658公路（北辛屯桥）12顶管3520454507，439934659G10420顶79、管4020453460，439914360公路（东赵村桥）12顶管3520451530，439877861公路（三间房桥）12顶管3020449853，439870862公路（孙林桥）12顶管3520447400，439858063公路（广顺桥）12顶管3020445240，439726464公路20开挖2020443867，439671665G107（京良公路段）20顶管3020429307，439671666八达岭高速公路30顶管5020435317，440580067六环线25顶管40两次管道沿途需穿过的主要铁路共7次，均采用混凝土套管顶管方式进行穿越，混凝土套管采用北京铁路局系统通用图80、，图号为京桥通-5001。铁路穿越情况详见表3-4-4。表3-4-4 铁路穿越一览表序号穿越铁路名称穿越位置轨数穿越长度（M）1京广线房山篱笆房村北双轨242黄良铁路房山闫仙垡村北单轨123京九线南六环北双轨244京沪线南六环北（王立庄）多轨485化工厂专用线上马头村多轨486京承线王辛庄北双轨247首都机场专用线张辛庄北单轨12三、光缆穿越按照输油管道工程设计规范GB50253-94中第2.14条规定：新建管道与埋地通信电缆交叉，并在其下部通过时，其垂直净距不小于0.5 m，对穿越的通信电缆采用角钢护缆，在交叉点处地面上设置管道标志桩。新建管道采用弹性敷设方式通过交叉地段。第五节 线路附属设81、施一、水工保护管道采用大开挖方式、拱管跨越方式通过河流或水域时要求对原有河坡做沟坡护砌，以防水流冲刷危及管道安全。河坡护砌范围为管道两侧各7m宽，砌石厚度为40cm。二、固定墩为防止管道因内压及温度应力的作用损伤管道设备及弯头，管道沿线在进出站处、截断阀室进出口、跨越段管道及大转角管段两侧分别设置30t的固定墩，以保证管道的稳定性。30t固定墩的数量共为34个。三、管道三桩管道建成后，为了便于对管道的养护和检修，可依靠沿线的设置的三桩找到管道的准确位置。三桩主要包括标志（转角桩）、里程桩、阴极保护测试桩等，穿越铁路、公路、较大河渠、电缆及其他管道处应设置标志桩，对于转角角度大于5的转角都应设置82、转角桩，管道在线路整公里处设置设永久性标志里程桩（兼作阴极保护测试桩）。管道三桩总数为220个，其中里程桩145个。四、管道用地1. 管道永久占地管道本身不进行永久性征地，管道附属设施截断阀室及截断阀室的道路需永久性占地，永久性占地面积1亩。2. 管道临时占地管道建设临时占地主要包括施工作业带占地、施工临时通道占地、大中型穿跨越工程施工场地、管子及其它材料的堆放场地。施工作业带占地宽度按14m计。临时占地面积3100亩。表3-5-1 管道临时占地明细表序号项 目占地面积（亩）1施工作业带30242施工临时通道403大中型穿跨越工程施工场地304管子及其它材料的堆放场地6合计3100五、线路截断83、阀室为减少管道发生事故时原油的损失和防止次生灾害的发生，保证安全输油和保护环境，全线共设置4座截断阀室。截断阀室设置位置主要考虑沿线交通条件、大型河流分布位置、及沿线人口密集程度等方面的因素，截断阀采用球阀，采取手动开关形式，截断阀室设置和位置详见下表。表3-5-2 截断阀室设置位置表序号行政区划地名间距总里程丰台区xx店油库首站001房山区永定河西岸阀室11.611.6大兴区黄村油库13.425.02通州区凉水河南岸阀室25.350.33通州区宋庄阀室24.775.0顺义区顺义油库25.0100.04昌平区小汤山阀室22.0122.0昌平区xx油库22.0144.0第六节 线路主要工程量管道84、线路部分主要工程量见表3-6-1。表3-6-1线路工程量表*序号工程项目单 位数 量备 注一输油管道长度km144二管线组装、焊接、敷设、环氧粉末涂层防腐、补口及阴极保护1直缝电阻焊钢管323.97.1L320 GB/T9711.1-1997km93一般地段直缝电阻焊钢管323.97.9L320 GB/T9711.1-1997km7全段穿跨越及管件2直缝电阻焊钢管273.16.4L320 GB/T9711.1-1997km41一般地段直缝电阻焊钢管273.17.1L320 GB/T9711.1-1997km3全段穿跨越及管件三线路截断阀室座4手动四土石方工程1管沟土方104m3364沟坡护砌石85、方量m32100五穿（跨）越工程1铁路穿越m/处192/72高速公路、等级公路穿越m/处1355/42高速公路、省道及国道3穿越等外公路m/处426/25县级以下4大、中型河流水域穿越m/处2060/5定向钻400 m/2处，顶砼管300 m/2处，开挖1360m/1处。5小河、沟渠穿越m/处430/23六征地1永久征地亩1阀室及三桩占地面积2临时征地亩3100七拆迁1平房幢231000m2八苗木赔偿1苗木赔偿面积亩2500第四章 输油工艺第一节 主要工艺参数一、设计输量xx石油公司为适应首都经济发展，服务北京2008年“人文奥运，科技奥运，绿色奥运”建设，同时为应对国外大公司进入北京市场产生86、的竞争和深化企业经济体制改革，在三年内将完成企业储运设施的优化整合。本管道为了解决北京石油公司对其所属的储运设施优化整合后产生的油品配送问题，完善销售网络、扩大市场占有，降低流通费用的目的而建设的。因此，管道的输送量首先要满足系统内经营量的需求。管道的设计规模主要是根据管道服役期内对市场运输需求量的调查和预测，结合服役期内的运营成本、技术条件几方面平衡确定。参照原油长输管道工程建设标准，输油管道的适应期为510年，再参考国外成品油管线的发展经验，并兼顾初期投入和留有一定的发展余地，按2015年市场需求量确定管线的输量是比较合理的，这样做可以避免初期管径设计过大而输量低，混油量加大，投资过高回报87、低和初期管径设计过小而发展余地过小不经济的问题。随着管道输油经济优势的日益明显和与管道有密切关系的用户不断开拓市场，管输油品的市场占有率将进一步提高，管道的油品输送量也将随之提高。以后通过逐步增设中间泵站来提高输量，当输油量到达设计输量的150%时，就要考虑建设复线来满足要求。根据北京市成品油消费量预测和xx石化资源平衡结果，参考2015年进入管道运输的实际资源量 (汽、柴油共283104t/a)，将环北京成品油管道的设计规模定为285104t/a。输送品种主要为90#汽油、93#汽油、-10#和0#柴油。按照市场与资源的分析，本管道2005年xx店首站入口输量将达到161104t/a。由此确88、定xx店首站入口起输量为161104t/a。根据华北地区成品油资源规划，北京地区成品油消费柴汽比确定为1：2。结合xx石化的产油和北京的成品油消费结构，进入xx店首站的供油计划和首站进入管线的输量见表4-1-1。表4-1-1 2005、2010、2015年油品供应规划 104t项目200520102015总计汽油柴油总计汽油柴油总计汽油柴油经营量26717394375247128467311156燕化提供26717394326198128354198156天津提供4949113113首站进入管线输量161104572271507728318994二、设计压力泵站(以及管道)的工作压力根据管道的89、设计输量和设计输量对应的合理管径、壁厚、输油站数量、输油泵的性能、管材强度、阀门及管件的耐压等级等因素综合确定，从目前国内外成品油长输管道的实际情况看，对成品油管道，线路和站场设计压力倾向于10MPa(CLASS600)和6.4MPa(CLASS400)两个等级，结合本工程管道路由沿北京六环路敷设的实际情况，遵循设计压力宜低不宜高的原则，除末站以外，站场的设计压力确定为6.4MPa。 三、基础数据1. 油品物性工艺计算用油品物性见表4-1-2。表4-1-2 工艺计算用油品物性序 号项目汽油柴油1.密度(20)(t/m3)0.7300.8402.凝点()03.汽油终馏点()2034.柴油闪点()90、685.粘度(20) cp0.86.02注：国标汽油终馏点205，柴油闪点65，由于北京石油分公司未提供汽柴油的油品物性,表中数据为工艺计算而假设的数据。2. 输送油品比例根据市场消费预测，管道的设计输送品种为汽油和柴油，输送柴汽比为1：2。3. 输送油品品种：90#、93#汽油、-10#和0#柴油（其中：0#和-10#根据季节调整，一般不同时输送）。4. 输油管道干线xx店-xx段144km，各站高程、里程见表4-1-3。表4-1-3 沿线各站高程、里程序号名 称里程km间距km高程m1xx店首站060.02黄村分油站252537.83通州注入泵站*664138.04顺义分油站100344091、.05xx末站1444441.0备注:通州泵站为二期工程,于2010年建设。5. 计算工作天数：350天。第二节 输油工艺方案优化由于该管道的长度较短，环北京成品油管道的输送可有两方案供选择：一是汽柴油顺序输送的单一管线，二是汽柴油分开输送的两条管线。为方便方案的优化，下述两个方案中的管线管径直接给出，所进行的计算本节不再列出，推荐方案的管径将在“第三节工艺计算”中进行详细比选优化。一、顺序输送方案 本方案主要考虑新建成品油输送管线连接北京石油分公司所属的xx店油库、黄村油库、顺义油库和xx油库，将xx石化配送至xx店油库的汽柴油顺序输送至沿途各油库。根据水力计算，按2015年北京地区所需进入92、管道的成品油资源量285104t/a为设计输量，和6.4MPa管道设计压力，确定xx店油库至顺义油库之间的输油管线管径323.96.4、顺义油库至xx油库之间的输油管线管径273.16.4。2010年前仅需首站加压即可满足输送要求，2010年在通州建设通州泵站（该泵站为二期工程）来满足设计输量的要求。xx店油库主要用于接收xx石化配送的油品，并为本管道的首站；而黄村油库、顺义油库是本管道的分油站；xx油库是本管道的末站。本方案拟在xx店油库设置输油首站，首站内设置给油泵机组和输油泵机组用于油品外输、出站阀组、清管器发送系统、xx来油计量系统，以及配套公用工程；库容扩建根据规划不计入本工程，单独93、立项建设。拟在黄村油库、顺义油库分别设置分油站，分油站内设置进出站阀组、分油计量系统及配套的公用工程；由于管道在顺义分油站变径（323.9273.1），需在顺义分油站设置1套清管器收发装置。拟在xx油库设置输油末站，末站内设置进站阀组、清管器接收系统、来油计量系统、混油回掺系统及配套的公用工程。顺义油库需扩建25000m3内浮顶罐，xx油库需扩建25000m3拱顶罐和2100m3拱顶混油罐。2010年实施二期工程通州泵站的建设。为保证成品油顺序输送的顺利实施，本方案需为拟建的输油管线设置界面跟踪、混油切割、混油回掺、水击保护等设施。本方案工程总投资23943万元。二、分输单一油品方案本方案考虑94、拟建两条同沟敷设的成品油管线将xx石化配送至xx店油库的成品油按汽、柴油分输至黄村油库、顺义油库和xx油库。2015年北京地区所需进入管道的资源量285104t/a，汽柴油消费比例为2：1。据此可得出汽、柴油管线的输量，2015年汽油管线输量190104t/a、柴油管线输量95104t/a； 按6.4MPa确定两条管线的设计压力。两条管线长度均为144km。根据水力计算，汽油管线xx店油库至黄村油库段管线管径323.96.4（设计压力6.4MPa）、管线长度25 km，黄村油库至顺义段管线管径273.16.4（设计压力6.4MPa）、管线长度75 km顺义油库至xx油库段管线管径219.16.95、4（设计压力2.5MPa）、管线长度44 km；柴油管线xx店油库至顺义油库段管线管径219.16.4（设计压力6.4MPa）、管线长度100 km，顺义油库至xx油库段管线管径168.35.6（设计压力2.5MPa）、管线长度44 km。故2014年前汽油管线仅需首站加压即可满足油品输送要求，于2014年在通州建设通州泵站；柴油管线于2013年在通州建设通州泵站（此项投资作为二期工程考虑）以满足管线设计输量的要求。本方案与上一方案的主要区别是：建设两条管线分别输送汽油与柴油，首站的给油泵系统、输油泵系统和清管器发送系统均为2套；黄村、顺义分油站的计量系统均为两套独立运行，首、末站及管线变径处96、的清管器收发装置各为2套；xx末站的计量系统均为汽柴油两套独立运行，由于汽柴油管道独立运行，xx末站可取消混油回掺系统，各站界面检测系统也可不要。本方案工程总投资25930万元。三、方案优化为了对上述两个方案有一个比较直观的比较，特将两个方案的比选内容列出。顺序输送方案参数见表4-2-1，分输单一油品方案参数见表4-2-2，表4-2-1 顺序输送方案参数表序号项目名称顺序输送方案1各段管径xx店黄村323.9黄 村顺义323.9顺 义xx273.12设计输量 104t/a2853管线长度 km25/75/444设计压力 MPa6.42.55管材耗量 t68636输油能耗 104kW.h/a7597、87电费 万元4938设计输量时开泵站数 座29单站出站压力 MPa4.06/3.5910建设投资 万元2314811年营运成本 万元/年69812费用净现值 万元24761表4-2-2 分输单一油品方案参数表序号项目名称合计汽油管线柴油管线1各段管径-xx店黄村323.9xx店黄村219.1-黄 村顺义273.1黄 村顺义219.1-顺 义xx219.1顺 义xx168.32设计输量 104t/a190953管线长度 km28825/75/4425/75/444设计压力 MPa-6.42.56.42.55管材耗量 t11286568656006输油能耗 104kW.h/a522328194798、电费 万元3392131268设计输量时开泵站数 座2229单站出站压力 MPa-3.57/2.562.07/3.0810建设投资 万元2912811年营运成本 万元/年76112费用净现值 万元30763备注： 单位电费为0.65元/ kW.h； 年营运成本只包括能耗和修理费用。比较上表4-2-1和表4-2-2可以看出：xx店首站入口输量为285104t/a， 采用顺序输送方案的工程总投资、费用净现值、年营运成本、输油能耗最低，在达到设计输量和建设通州泵站的前提下，xx店出站压力为4.1MPa，在较合理的工作压力范围。若采用汽柴油分管输送的工程总投资、费用净现值、年营运成本、输油能耗较方案二99、高，xx店汽柴油出站压力分别为5.6与4.7MPa，也在较合理的工作压力范围。从控制工程总投资、费用净现值、年营运成本、输油能耗等方面综合对比，推荐采用顺序输送方案。第三节 工艺计算一、工艺计算1. 水力计算沿程摩阻损失式中：-摩阻系数；L-管线长度，m；V-管道中液体流速，m/s；d-管线内径，m；g-重力加速度，9.81m/s2。2. 强度计算输油管道直管段的钢管管壁厚度按下式计算：式中：c-钢管的计算壁厚，m；P-管线设计内压力，MPa；D-钢管外直径，m；K-设计系数，站内、站外分别为0.6和0.72：-焊缝系数，1；s-材料的最低屈服强度，MPa，根据各段的管材确定。3. 输油泵轴功100、率计算输油泵轴功率按下式计算：式中：P-输油泵轴功率，kW；qv-输送温度下泵的额定排量，m3/s；根据各启泵站2015年输量确定；H-输送温度下泵的额定扬程，m；根据各启泵站2005、2010年、2015年输量对应的出站压力经分析组合确定；-输送温度下油品密度，kg/m3；g-重力加速度，9.81m/s2；-输油泵额定排量为qv时的效率。4. 罐容计算输油首站、注入站、分油站、末站储罐容积按下式计算：式中： V-每批次，每种油品或每种牌号油品所需的储罐容积（m3）；m-每种油品或每种牌号油品的年输送量（t）；-储存温度下每种油品或每种牌号油品的密度（t/ m3）；-油罐的容积利用系数，取0.101、8；N-循环次数（次）；K-循环周期（）。5. 混油量计算 混油长度 (ReRej) (ReRej)式中：C-混油长度，m；Re-雷诺数；其余符号意义同前。 混油量 每个界面的混油量为式中：V0-混油量，m3；其余符号意义同前。 每一批次混油量管道输油时每一批次按两个混油界面计算混油量（90#与95#间忽略不计），同时考虑初始混油对混油量的影响系数，因此，每一批次混油量为：V总=2V0 最大批次数汽油的最大批次为： 柴油的最大批次为： 式中：V1-对半切割汽油中含柴油的混油量，m3；V2-对半切割柴油中含汽油的混油量，m3；Kc-汽油的质量潜力，0.2%；Kc-柴油的质量潜力，0.2%；G汽-102、末站接收油品中汽油的运输量，t；G柴-末站接收油品中柴油的运输量，t；其余符号意义同前。为保证混油在末站全部回掺，最大批次数取两者中较小值。二、工艺计算工况根据顺序输送管道的特点，主要分以下几种工况进行计算：1. 根据调查，北京市成品油市场需求较为均衡，一年四季用油波动不大，沿线又有较多的库容作缓冲，基本上不存在峰值问题。因此，工艺计算按2015年预测输量定为设计输量选择管径，通过对各种因素分析，确定合理的管径方案。xx店-黄村-顺义-xx段管径共有五种组合方案：方案一：xx店-黄村-顺义-xx段均为273.1；方案二：xx店-黄村段为323.9，黄村-顺义段为273.1；顺义-xx段为219103、.1；方案三：xx店-黄村-顺义段为273.1，顺义-xx段为219.1；方案四：xx店-黄村-顺义段为323.9，顺义-xx段为219.1；方案五：xx店-黄村段为323.9，黄村-顺义-xx段为273.1；2. 根据确定的管径方案，以2015年xx店首站入口输量283104t/a进行工艺计算(以工况较为恶劣的柴油计算各站出站压力，并用汽油校核翻越点情况)；3. 根据2010年xx店首站入口输量227104t/a确定xx店首站出站压力，进行泵的台数、扬程优化组合，确定输油泵轴功率，并核算以2005年、2010年市场需求量为输量的水力工况；4. 批次、罐容计算根据混油量、油品的质量潜力、末站接104、收油品的年输量，确定管道顺序输送的最大批次数；然后根据首站、分油站及末站建罐总投资较低、混油损失较少，求出顺序输送的较佳批次；最后根据较佳批次进行首站、分油站和末站罐容的计算。三、工艺计算成果根据2015年管道预测输量、消费柴汽比，以及沿线各分油点的分输量进行工艺计算，再用2005年和2010年的预测输量进行核算，计算主要参数及计算结果见表4-3-15。从表4-3-14可以看出：顺序输送工况下方案二的年运行能耗高，在2015年时xx店首站出站压力6.05MPa接近设计压力，管输增量空间较小。而方案四在2015年时通州泵站出站压力6.20MPa接近设计压力，几乎没有管输增量空间，则2015年后必105、须及时进行增输改造。方案三与方案一相比，方案三全线管径均为323.9，管线清管易于实施，但管线的利用率较低、初期投入高，2015年通州泵站出站压力仅为2.14MPa。方案一虽然采用了变径管，但管线利用率较高，2015年xx店首站出站压力4.06MPa、通州泵站出站压力3.59MPa通过对上述四个管径方案优化比较，推荐采用方案一的管径方案。各段推荐管径方案见表4-3-6。表4-3-6 各管段管径一览表管 段管 径mm折合至xx店首站管段最大输量 104t/a站间距kmxx店-黄村-通州323.934066通州-顺义-xx323.9273.138078干线各管段及支线管径情况见表4-3-6。按照本106、管道推荐管径方案和推荐布站方案条件下，管道最大输送能力为340104t/a（折算至xx店首站）。表4-3-1 方案一：柴油水力计算成果表序号站 名里程km高程m管径壁厚mm重量流量104t/a体积流量m3/h进站压力MPa出站压力MPa轴功率kW电耗104Kwh/a2015年1xx店首站060.0323.96.42854394.065214812黄村分油站2537.8323.96.42203372.322.323通州泵站6619.8323.96.42203370.43.593002774顺义分油站10040.0273.16.41003371.761.765xx末站14441.0273.16.4107、1001550.42010年1xx店首站060.0323.96.42703522.792852632黄村分油站2537.8323.96.41752711.671.673通州泵站6619.8323.96.41752710.42.651751624顺义分油站10040.0273.16.4801251.321.325xx末站14441.0273.16.4801250.42005年1xx店首站060.0323.96.41602503.321921782黄村分油站2537.8323.96.41251932.802.803顺义分油站10040.0273.16.455890.950.954xx末站14441108、.0273.16.455890.4备注：表中通州泵站为二期工程于2010年建设。表4-3-2 方案二：柴油水力计算成果表序号站 名里程km高程m管径壁厚mm重量流量104t/a体积流量m3/h进站压力MPa出站压力MPa轴功率kW电耗104Kwh/a2015年1xx店首站060.0355.66.42854396.057226672黄村分油站2537.8273.16.42203375.035.033通州泵站6619.8273.16.42203370.45.785495084顺义分油站10040.0273.16.41003371.761.765xx末站14441.0273.16.41001550.109、42010年1xx店首站060.0355.66.42703524.143953652黄村分油站2537.8273.16.41752713.513.513通州泵站6619.8273.16.41752710.44.143112884顺义分油站10040.0273.16.4801251.341.345xx末站14441.0273.16.4801250.42005年1xx店首站060.0355.66.41602504.892892412黄村分油站2537.8273.16.41251934.634.633顺义分油站10040.0273.16.455890.950.954xx末站14441.0273.16110、.455890.4备注：表中通州泵站为二期工程于2010年建设。表4-3-3 方案三：柴油水力计算成果表序号站 名里程km高程m管径壁厚mm重量流量104t/a体积流量m3/h进站压力MPa出站压力MPa轴功率kW电耗104Kwh/a2015年1xx店首站060.0323.96.42854394.065214812黄村分油站2537.8323.96.42203372.322.323通州泵站6619.8323.96.42203370.42.852612414顺义分油站10040.0323.96.41003371.021.025xx末站14441.0323.96.41001550.42010年1x111、x店首站060.0323.96.42703522.792852632黄村分油站2537.8323.96.41752711.671.673通州泵站6619.8323.96.41752710.42.141541424顺义分油站10040.0323.96.4801250.840.845xx末站14441.0323.96.4801250.42005年1xx店首站060.0323.96.41602503.051841702黄村分油站2537.8323.96.41251932.522.523顺义分油站10040.0323.96.455890.670.674xx末站14441.0323.96.455890.112、4备注：表中通州泵站为二期工程于2010年建设。表4-3-4 方案四：柴油水力计算成果表序号站 名里程km高程m管径壁厚mm重量流量104t/a体积流量m3/h进站压力MPa出站压力MPa轴功率kW电耗104Kwh/a2015年1xx店首站060.0323.96.42854393.614704342黄村分油站2537.8323.96.42203371.871.873通州泵站6619.8323.96.42203370.46.204374044顺义分油站10040.0323.96.41003374.374.375xx末站14441.0219.16.41001550.42010年1xx店首站060.113、0323.96.42703522.792852632黄村分油站2537.8323.96.41752711.671.673通州泵站6619.8323.96.41752710.44.432502314顺义分油站10040.0323.96.4801253.123.125xx末站14441.0219.16.4801250.42005年1xx店首站060.0323.96.41602503.851921782黄村分油站2537.8323.96.41251933.333.333顺义分油站10040.0323.96.455891.921.924xx末站14441.0219.16.455890.4备注：表中通州114、泵站为二期工程于2010年建设。表4-3-5 管线管径方案比选表序号项目名称方案一方案二方案三方案四1各段管径xx店-黄村323.9xx店-黄村355.6xx店-黄村323.9xx店-黄村323.9黄 村-顺义323.9黄 村-顺义273.1黄 村-顺义323.9黄 村-顺义323.9顺 义-xx273.1顺 义-xx273.1顺 义-xx323.9顺 义-xx219.12设计输量 104t/a2852852852853管线长度 km1441441441444设计压力 MPa6.46.46.46.45管材耗量 t68636386721664886输油能耗 104kW.h/a7581175722115、8387电费 万元4937644695458设计输量时开泵站数 座22229单站出站压力MPaxx店/通州4.06/3.596.05/5.784.06/2.853.61/6.2010线路工程费用 万元853679648996830611年营运成本 万元/年62188360466912费用净现值 万元10451109691077710462备注： 单位电费为0.65元/ kW.h； 年营运成本只包括能耗和修理费用。 第四节 输油工艺一、输送方式目前常用的油品管道输送方式主要有两种：旁接油罐输油和密闭输油。对于成品油管道从减少混油、减少成品油管线沿途的储罐容量、减少呼吸损耗等角度出发，现代的成品油116、管道输送系统的设计几乎都采用“从泵到泵”的密闭输送方式。与旁接输送相比，密闭输送主要有如下优点： 由于各中间泵站无旁接罐，全线组成一个统一的密闭水力系统；各泵站的流量相互影响；各泵站的进出口压力相互影响。油品输送全程在不接触大气的密闭状态下进行，油品无蒸发损耗，污染减少； 密闭输油能量可以传递，各站提供的能量可以充分利用，基本上能够消除节流损失，能量利用率高，有较好的节能效果，且可达到较高的自动化水平； 各泵站的泵机组采用串联方式，选用大排量，全级和半级扬程的离心泵互相匹配，以满足输送中压力变化的需要。 而旁接输送是早期输油管道采用的输送方式。由于各中间泵站都有旁接罐与输油泵进口管线连通，旁接117、罐起缓冲调节作用，混油量难以控制，混油损失较大；所以当今国际上轻质成品油的长距离输送几乎无一例外地采用密闭输油的输送方式，本工程输油干线和支线均采用密闭输送方式，从而达到技术先进，管道运行安全、可靠、经济的目的。二、输送工艺成品油的顺序输送在国际上是一项成熟的输油工艺。与原油输送管理技术比较，主要的差别是合理地确定成品油管道的输送批次、批量，检测和控制混油界面及混油，混油的回掺处理等。为了合理运用适用的技术，减少混油量和降低管理的复杂程度，合理利用罐容，管道xx店首站入口输量285104t/a，全线采用高度自动化的密闭顺序输送工艺，顺序输送0#柴油、90#汽油和93#汽油；在xx末站设置混油罐118、储存混油，并根据油品的质量潜力，按比例将混油回掺到纯净油品中。三、输油顺序在顺序输送的输油管道中，为减少混油损失，应根据所输油品的物性相接近的程度安排输送顺序。因此，根据该管道所输油品的物性，同时为了减少混油界面，顺序输送0#柴油、90#汽油和93#汽油的输油次序安排如下(根据实际情况，93#、97#顺序也可以对调或只有一个牌号，-10#柴油用量少先不排序。)：0#柴油90#汽油93#汽油0#柴油90#汽油93#汽油四、混油量、输送批次1. 混油量成品油顺序输送过程中，在两种油品的交界处会产生混油段，由于管径、输量及输送批次的不同，产生的混油量也不同。混油量的计算依据多数文献推荐的Austin119、-Palfrey公式进行计算，干线和支线各台阶输量下混油量见表4-4-1、表4-4-2。表4-4-1 各输量下干线流量、流速、混油量年输量段 名管内径m流 量m3/s流 速m/s每个界面混油量m3283万吨xx店-黄村0.3110.1221.61黄村-通州0.3110.0941.24通州-顺义0.3110.0941.24顺义-xx0.2600.0430.82每个界面混油量 66227万吨xx店-黄村0.3110.0981.29黄村-通州0.3110.0760.99通州-顺义0.3110.0760.99顺义-xx0.2600.0351.04每个界面混油量 68161万吨xx店-黄村0.3110.120、0700.92黄村-顺义0.3110.0540.71顺义-xx0.2600.0250.46每个界面混油量 71备注： 表中每个界面混油量已计入初始混油对混油量的影响。 表中输量分别为2015年、2010年和2005年xx店首站的输量。表4-4-2 各输量下管道干线的混油量及最大批次数管道干线输 量104t/a每循环周期混油量m3最大批次数全年混油量m3xx店-xx285132486336225136385168160142263692备注：表中输量分别为2015年、2010年和2005年xx店首站的输量。2. 最大输送批次成品油在顺序输送过程中，为减少混油损失，应根据所输油品的物理-化学性质相121、接近的程度安排输送顺序。按排列次序完成的一个循环所需的时间称为循环周期，一年内完成的循环周期数称为输送批次。根据油品的质量潜力，为保证混油在末站全部回掺为前提，确定各输量下管道干线的混油量和最大输送批次见表4-4-2。表4-4-3 沿线各站库计算罐容和新增罐容序号站 名年份计算罐容(m3)可用库容（m3)新增库容（m3）备 注汽油柴油汽油柴油汽油柴油1xx店首站20156230028700445001980000xx店油库扩容不计入本工程，由北京石油分公司另行规划建设。20106390029400002005681003130029800144002黄村分油站20151440066004000122、03000002010148006800002005156007200003顺义分油站20152580011900180001300000在顺义油库内空地建设油罐。201026500122000020052830013000100004xx末站20152210010200 15000 10000其中2座100m3拱顶罐为汽柴油混油罐。201022600164002005241001110010100100备注：启泵站事故泄放罐罐容未列入本表；xx末站将1座2000m3汽油罐调剂为柴油罐。3. 各站罐容按上述方式求出的最大输送批次是混油全部在末站回掺的基本保证。因此，为使汽油和柴油油品的质量潜力123、留有余量，以及初始混油量大小的不确定因素，并结合建罐数量等多方面考虑，确定2005、2010、2015年各输量下干线管道较合理的输送批次分别为26、38和48。沿线各站库三个台阶输量下计算罐容和新增罐容见表4-4-3。从表4-4-1中可以看出，管道的输量越低，每个界面的混油量越多；从表4-4-2中可以看出，管道的输量越低，最大输油批次越少，全年混油量越少。管道在低输量下运行不仅使每个界面的混油量增加，而且使管道运行复杂，对炼厂油品生产和销售公司生产造成一定的困难。因此，管道起输量不应低于管道盈亏平衡点的输量，在投产初期尽可能加大管道的输送量。五、油品切割和混油处理1. 油品切割成品油顺序输送时124、油品的切割必须以保证油品质量为前提。通过有效手段对油品界面进行检测，将混油分两段处理：前段和后段，混油前段与后段可分别切入专用混油罐中，然后根据计算按比例回掺至各纯油罐中。2. 混油处理目前混油的处理方法主要有送回炼厂加工、掺混后供用户使用和直接降级出售三种处理方法。送回炼厂加工对于混油量大、管道末端靠近炼厂时适用，而直接降级出售意谓着较大的利益损失，所以比较好的混油处理方式是掺混，利用油品的质量潜力，将混油回掺到各级油品中去，既能保证油品质量，投资省，操作简单，又能减少混油损失。本工程中与大多数成品油管道所采用的混油处理方式一样，采用末端全部回掺方法处理混油。 为减少油品损失，混油在xx末站125、以掺混方式进行处理。掺混方法通常是将混油按50%对半切割分成两部分，分别切入两座不同的混油罐中，将混油段中富含汽油的混油掺混到纯净的汽油储罐中，将富含柴油的混油掺混到纯净的柴油储罐中，前提是掺混后油品的指标必须符合国家规定的标准，即汽油的终馏点205，柴油的闪点65。(为满足掺混要求，汽、柴油的主要指标出厂时均应留一定余量即质量潜力，本工程汽油中掺入柴油的允许浓度为0.2%，柴油中掺入汽油允许浓度为0.2%)。汽油中掺柴油主要控制汽油的终馏点，柴油中掺汽油主要控制柴油的闪点。并对掺混后的油品进行化验，合格后供用户使用。3. 油品分输根据沿线各分油点市场对油品的需求，采取集中分输的方式进行分输作126、业；对于沿线分油站均设混油界面检测装置，原则上各分油站分输油品时避开混油段，只分输纯净的成品油，以减少管道产生的混油总量，全部混油在xx末站进行处理。4. 油品界面跟踪、界面检测对于多种油品的顺序输送，能够正确地检测和跟踪混油界面，是保证输送油品质量的关键。在顺序输送中，对于密度差别较大的油品，如汽油和柴油，在其交替界面混油段内，油品的密度从一种油品的密度渐变到另一种油品的密度，利用密度计检测管道内油品密度变化来确定混油界面；对于油品密度相近的油品，如90# 、93#汽油，其交替界面混油段内，油品密度变化不大，则不能采用密度检测方法来确定混油界面，可以采用荧光检测的方法，进行密度相近油品的界面127、跟踪和检测。根据本工程各段的具体情况采用以下方法： 密度测量法目前，密度计的精度可达万分之一的浓度范围。在分油站和末站的进站处安装高精度、高分辨率的在线密度计，用于检测柴油和汽油界面。自动控制系统将检测结果进行自动分析，准确地监测纯净油品和混油的界面，并按预先排定的程序将纯净油和混油分离，完成对不同油品的批量计划、批量跟踪、自动切割油品等任务。因此，利用在线密度计和自动跟踪控制相结合的方法可有效地将混油界面切割，能够保证油品的质量。 荧光检测法在管线出站点注入荧光剂，沿途通过检测油品中所含荧光剂确定油品界面的移动位置。 计算跟踪法利用顺序输送混油计算软件对管道内油品混油界面进行计算，将计算结果128、和质量流量计测量值输入自动控制系统，自动控制系统可将数据自动进行分析处理，并将分析结果与密度计在线检测的结果相比较，作为一个辅助方法对油品界面进行监控，并完成对不同油品的批量计划、批量跟踪、自动切割油品等任务。5. 减少混油措施为使本工程的混油损失降到最低，在设计和今后的实际运行中，主要采取以下措施： 合理安排油品顺序，尽可能将油品性质相似(油品密度和油品粘度)的相临排列； 优化首站和中间站场工艺流程。力求管汇简单、平滑、减少涡流。减少或缩短盲支管段，与干线相连的支管阀门尽量靠近干线，尽可能将初始混油降到最低； 输油首站、末站切换流程用的阀门成组布置，尽可能选用快速电动或液动球阀，控制阀门开、129、关时间不超过10秒，实现自动控制，提高检测元件的精度，及时进行油品切割； 从干线通过支线分输时，控制干线流速的降低不超过30%； 对于顺序输送管道，全线采用密闭输送的输油方式，避免中间过程混油的增加。六、管道的压力调节与水击控制系统本输油管道采用全线集中控制方式，实时准确地监控全线运行工况，采用调节、控制与保护措施控制水击，以保证全线密闭输送，安全、平稳、低耗运行的目的。1. 压力自动调节系统压力自动调节系统是长输管道必不可少的装置，用以控制泵站的进泵压力不低于泵允许最低吸入压力，出站压力不高于管线的设计压力，控制水击，确保全线安全平稳地运行。调节方式采用首站、启泵站出站调节阀节流调节。2. 130、压力自动保护系统当上游站或下游站发生水击后，本站调节阀无法动作或者调节速度过缓，而进出站压力又超限时，由站控PLC系统执行泵站自动停泵程序，消除增压的根源，确保站内设备和管道的安全。3. 水击控制系统水击控制方法采用泄放保护和超前保护。 泄放保护根据水击程序分析的结果和具体情况，在泵站安装高压泄压阀，当水击发生时，通过泄放阀泄放部分液流，控制水击，减少水击对管道和设备可能造成的危害。 超前保护在某站突然停电、发生水击时，通过SCADA系统迅速向所有泵站发出水击控制信号，按照水击控制程序，采用水击保护措施（包括自动停泵），防止管道出现超压、液柱分离和泵汽蚀等危害，确保管道和设备的安全。总之，本工131、程采用多种水击保护措施，以保证管线安全运行。第五节 管道适应性分析一、管道合理起输量及允许的最小起输量成品油管道不同于热输原油管道，理论上应无允许的最小起输量概念。因为成品油管道，其输量越低，每个界面产生的混油量就越大，为了降低全年混油量，必然是以降低输送批次和增大各站罐容为代价，这样，势必会加大固定资产的投入，同时给输油生产带来不便，使管道操作运行复杂，对炼厂油品生产和销售公司销油造成一定的困难。因此，根据输油管道盈亏平衡点输量来确定成品油管道的合理启输量是较为合理的。本项目中盈亏平衡点输量为118104t/a，而2005年xx店首站入口预测输量为160104t/a大于盈亏平衡点输量，说明项132、目适应市场的能力大，项目的抗风险能力较强。二、管道最大输量输油管道作为重要的基础设施，其输送量应有一定的弹性，以适应管道建成后期输量增长的需要。采用表4-3-6推荐管径方案时，折算到xx店首站入口管道的最大输量为340104t/a。另外在具体实施中，为满足管道从低输量至较高输量的输送要求，主要采取以下对策：1. 注意站场的设置位置，既要满足分油需要，又要考虑到输量变化以后的工艺需要。根据输量变化大的特点，设计中采用了高扬程、大站距的设计思路，随输量上升通过增开中间泵站的办法提高管道输送能力。2. 当输量增大至设计输量的1.5倍时，局部管段可以考虑敷设复线或换管，或采取加剂输送工艺，提高输量。三133、不同输量管道工况分析根据市场资源与消费预测，2005、2010、2015年三个台阶输量及推荐管径方案，输油泵额定点流量按2010年管道预测量选择，这样，即可兼顾启输年的输量，又可兼顾2015年预测的管道输量，使输油泵尽可能长期在较高效率下运行。2010年在通州区东方化工厂位置新建通州泵站，接转天津来的汽油，设置的输油泵同xx店首站。第五章 线路用管第一节 钢管选择目前，小口径（406以下）石油长输管道用管主要有：螺旋缝钢管、无缝钢管、直缝电阻焊钢管；依据本工程特点，对三种管材比选如下：1. 直缝电阻焊钢管与螺旋缝钢管的比较： 螺旋缝钢管的生产工艺决定了其具有较大的残余应力，据国外资料介绍，有134、些甚至接近屈服极限。而直缝电阻焊钢管的残余应力较小，通过焊缝热处理、定径、矫直、水压等工序，其残余应力进一步释放和减小。 螺旋缝钢管的成型工艺决定了其有效焊缝和热影响区域比直缝电阻焊钢管长，是直缝电阻焊钢管的1.4倍左右，增加了管道运行的不安全因素。 螺旋缝钢管的几何尺寸精度较直缝电阻焊钢管差，造成了现场焊接施工中环焊缝对接时的困难。 螺旋缝钢管突出钢管外表面的焊缝，造成了现场防腐施工的困难。 小管径的螺旋缝钢管比直缝电阻焊钢管的价格还高。2. 直缝电阻焊钢管与无缝钢管的比较： 直缝电阻焊钢管比无缝钢管的尺寸精度高。这是由于无缝钢管是钢锭在热轧机组中连续穿孔成型的，而直缝电阻焊钢管则是由钢带在135、冷轧状态下成型的，相比之下，直缝电阻焊钢管在外观尺寸方面的控制比无缝钢管更容易实施。正因为如此，直缝电阻焊钢管的外观质量缺陷较少，外观质量也由于无缝钢管。此外，由于电脑飞锯的使用，直缝电阻焊钢管的定尺率及定尺长度的精度也较高。 直缝电阻焊钢管的无缝化，直缝电阻焊钢管的无缝化分为几何无缝化和物理无缝化。几何无缝化就是清除直缝电阻焊钢管的内外毛刺，现在内毛刺可控制在0.5mm以下。物理无缝化是指焊缝内部的金相组织与母材之间存在差别而导致焊缝区域机械性能下降，需要采取措施使其均匀化、一致化。优质的直缝电阻焊钢管焊缝系数可达到1.0，实现了焊缝区域组织与母材的匹配。 从化学成份上看，直缝电阻焊钢管的成136、份设计是低C高Mn，而无缝钢管是高C低Mn，所以的可焊性比后者更好，同时纯度更高。 从机械性能来看，抗拉伸性能相当，冲击性能中直缝电阻焊钢管的韧性优于无缝钢管，特别是在低温条件下更甚。 直缝电阻焊钢管价格比无缝钢管低。综上所述，本工程采用直缝电阻焊钢管作为管道线路用管；由于国内直缝电阻焊钢管技术已较成熟，406以下生产厂亦有多家，国产直缝电阻焊钢管能够满足本工程线路用管要求，因此本工程直缝电阻焊钢管采用国产钢管。钢管管材要求执行标准石油天然气工业输送钢管交货技术条件第一部分：A级钢管（GB/T 9711.1-1997）。第二节 壁厚及强度校核根据工艺计算的压力要求，主要计算参数如下： 直管段壁137、厚计算 =PD/2 式中：P-设计压力； D-管道外径； -管道许用应力； 管道许用应力按下式计算=Ks 式中： K-设计系数，一般地段为0.72，穿跨越段为0.6； -焊缝系数 1.0 ； s-钢管最低屈服强度，L320取320Mpa。 弯头壁厚计算b=.m，其中， m=(4R-D)/(4R-2D)=1.045，R=6Db弯头计算壁厚，mm；直管段计算壁厚，mm；R弯头曲率半径，mm；D管道外径，mm；综合考虑热弯弯头壁厚减薄量和弯头机械性能下降因素，弯头钢管壁厚一般比直管段壁厚提高两个壁厚等级，同时因制作弯头的钢管材料用量较少，所以选择时还应与各段穿、跨越用管规格相结合。 管道应力环向应力138、 h=Pd/2 泊桑应力 =Pd/2温度应力 t=E(t1t2)轴向应力 a=t弯曲应力 =ED/(2)式中： D-管子外径；d-管道内径；t1=30 t2=10 为管道运行温度和管道安装温度；-管子的弯曲半径； 管道强度校核强度要求：e=haz0.9s 考虑到将来外部油源从黄村油库或位于通州的东方化工厂油库进入环北京成品油管道后，xx店油库-顺义油库段线路的高低压端将发生变化，管道壁厚在该段采用等壁厚设计方案。顺义油库-xx油库段设计压力较低，该段管道壁厚依据内压可以较小，但考虑到外部土压、钢管运输、施工及减少钢管品种的因素，加之管线长度较短、口径较小，该段管道壁厚采用与xx店油库-顺义油库139、段线路等壁厚设计。管线材质及壁厚的选用详见表5-2-1，强度校核见表5-2-2。表5-2-1 管材规格选用表序号规格材质长度(km)重量(t)备注1323.97.1L320935159直缝电阻焊管2323.97.9L3207431直缝电阻焊管1273.16.4L320411726直缝电阻焊管2273.17.1L3203140直缝电阻焊管合 计1447456表5-2-2 管道强度校核序号管段名称管道规格(mm)设计压力(MPa)管道材质当量应力 e(MPa)0.9s1xx店-顺义323.97.16.4L320193.02882顺义-xx273.16.45.0L320160.7288经强度校核,各140、管段管道强度满足设计压力要求。第六章 输油站场第一节 站场设计范围根据环北京成品油管道总体规划，以及输油管道线路路由推荐方案和输油工艺推荐方案，环北京成品油管道工程包括首站、分油站、末站共设5座站场。站场工程设计范围：1. xx店首站来油计量、给油泵与外输泵系统、清管发球系统、配电所，消防、给排水和污水处理等公用工程依托xx店油库。2. 黄村分油站黄村油库内扩建。分油计量、低压配电、站控与通讯，办公设施、消防、给排水、污水处理等公用工程依托该油库。3. 通州注入泵站本站为二期工程。在通州征地新建，输油泵系统、配电所、泄压罐、站控与通讯，消防、给排水、污水处理、办公楼等公用工程。4. 顺义分油站141、顺义油库内扩建。分油计量、储罐扩容建设、低压配电、站控与通讯、阴保，办公设施、消防、给排水、污水处理等公用工程依托该油库。5. xx末站xx油库内扩建。来油计量、清管收球系统、混油罐及混油回掺系统、低压配电、站控与通讯，办公设施、给排水、污水处理等公用工程依托该油库。第二节 站场设置一、站场设置根据环北京成品油管道总体规划，本工程包括首、末站共设4座站场。各站场均在各自所在油库内扩建。为充分利用现有设施，盘活资产降低工程投资，凡在油库内扩建的站场或设施尽量利用当地石油公司已有的油库和设施，避免重复建设；站场类型按功能大致分为首站、末站、分油站等三类，全线站场设置见表6-2-1。表6-2-1 站142、场设置及类型、设计压力一览表序号名 称线路里程km站场高程m站间距站场和干线设计压力MPa 1xx店首站060.006.42黄村分油站2537.8256.43通州注入泵站6638.0416.44顺义分油站10040.0346.45xx末站14441.0442.5二、站场和线路设计压力站场和线路的设计压力根据水力计算结果，首先确定管道的最高稳态操作压力，结合输油管道的水击分析，最终确定站场与线路的设计压力，结果见表6-2-1。三、站库概况与建设规模管道沿线各库罐容现状详见表6-2-2。各站库建设规模和改造规模详见表6-2-3。本成品油管道工程新建储罐的原则：因管道顺序输送需要所新增的罐容列入本工143、程投资；因油库自身经营需要所新增的罐容不列入本工程投资。表6-2-2 沿线各油库现状序号站 名分油量 104t站 库 现 状合计其 中汽油柴油1xx店首站000xx店油库。总库容64300m3，其中汽油44500 m3（3座5000m3，7座3000m3，7座500m3），柴油19800m3（2座5000m3，2座3000m3，17座200m3，4座100m3）。 2黄村分油站654322黄村油库。库容为70000m3，其中：汽油40000 m3（4座1103m3），柴油30000 m3（3座3000m31103m3）。3顺义分油站1177839顺义油库。总库容31000m3。其中汽油1800144、0 m3，柴油13000m3。4xx末站1006733xx油库。总库容25000m3，其中汽油15000 m3，柴油10000m3。表6-2-3 沿线各站库建设规模和改造规模序号站 名计算罐容m3可用库容m3新增库容m3建设规模和改造规模1xx店首站910006430026700xx店油库扩容不计入本工程。在xx店油库内建设首站，设给油泵机组与输油泵机组各2套、发球系统1套、计量系统3套，6kV变电所，办公用房（含调度控制中心、通讯与阴保），消防、给排水、含油污水处理依托xx店油库。 2黄村分油站21000700000建设分油计量系统3套、进出站阀组、低压配电间、站控与通讯，办公设施、给排水、145、含油污水依托黄村油库。3顺义分油站37700310006700汽油罐容不足，库内有空地扩建。建设2座5000m3汽油内浮顶罐，建设分油计量系统3套、进出站阀组，低压配电间、站控与通讯和阴保，办公设施、给排水、含油污水依托顺义油库。11xx末站32300250007300汽油罐容不足，库内有空地扩建。建设2座5000m3汽油内浮顶罐、2座100m3混油罐、来油计量系统2套、清管收球系统1套和混油计量泵机组2套、低压配电、站控与通讯，办公设施、给排水、含油污水依托xx油库。第三节 站场工艺一、工艺流程环北京成品油管道全线共设5座工艺站场，首期建设4座。根据各站的功能可分为4种类型，各种类型站场的工146、艺流程如下：1. xx店首站 收油流程：油品自xx经计量进罐； 正输流程：油品自储罐经给油泵至外输泵加压去下站； 清管流程：发送清管器； 站内倒罐流程：利用原有倒罐设施实现不同油品意外事故或油罐检修时独立倒罐。 意外事故油品泄放流程：利用泄放设施实现意外事故时压力的及时泄放，用以保护站内设备和工艺管道。2. 分油站（黄村、顺义） 分输流程：油品自上站来油分输调压计量后进罐； 正输流程：油品自上站来油分输后的油品利用上站压力输至下站。3. 通州注入泵站 正输流程：油品自上站经外输泵加压去下站； 意外事故油品泄放流程：利用泄放设施实现意外事故时压力的及时泄放，用以保护站内设备和工艺管道。4. xx147、末站 收油流程：来油调压计量后进罐储存； 混油处理流程：混油经混油计量泵按一定比例掺混到纯净油或油罐中，调和成合格油品； 清管流程：接收清管器。第四节 主要设备选型一、输油泵和电机的确定1. 输油泵选用 输油主泵和其它泵机组均采用离心泵。目前国内生产长输管线泵的厂家，有天一泵业、沈阳水泵厂、长沙水泵厂等数家。他们生产的输油泵在国内输油管线上均有使用，效果良好。鉴于本管道工程管线较短，输油主泵为一用一备方式，拟采用国产产品。2. 电机的选用 对于电机功率较大的泵站和沿程摩阻随输量变化而发生较大变化的泵站，从节能角度考虑应配套设置调速电机，但考虑到调速电机比普通电机贵23倍，应用成本较高，本工程为148、全线密闭输油，站点较多，通过合理编排运行方案，能量可以得到较好利用。因此，各站不考虑设置调速装置，而是通过全线密闭输油、开站数及开泵数来实现管泵匹配。 电机选用国产产品。3. 输油泵主要技术参数输油泵主要技术参数见表6-4-2。表6-4-2 输油泵主要技术参数站 名扬程（m）排量（m3/h）运行方式台 数备 注xx店首站输油主泵400440并联2一用一备给油泵100500并联2一用一备二、阀门1. 普通阀门凡与油品切换、入流量计前、收发球系统以及高低压泄放阀前等相连接的阀门均采用快速电动或液动球阀（视开启扭矩、关闭扭矩、运行最大扭矩来确定），用于其它流程切换阀门采用平板闸阀。为节省投资，一般控149、制阀门采用国产产品，电动执行机构由国外引进，用于快速切换与关断和与干线相连的等关键部位阀门全套引进。2. 紧急截断阀为防止管道遭受破坏时及时切断管线，防止事故扩大，管道干线设置必要的紧急截断阀。线路紧急截断阀采用国产手动球阀。3. 调节阀和泄压阀调节阀采用电-液联动执行机构，泄压阀采用先导式泄压阀。为保证密闭输油的安全运行，并考虑到产品的质量和可靠，调节阀和高、低压泄压阀均采用进口产品。4. 站场内止回阀选用国产产品。三、过滤器选用国产快开蓝式过滤器，过滤器的流通面积为接管面积的57倍。四、清管设施清管技术是一项延长管道使用寿命，保证管道正常运行的实用技术。定期清管可延缓管道内壁腐蚀速度，延长150、管道使用寿命；定期清管可检查出管道严重变形的部位，预防和减少一些事故的发生；定期清管可显著减少管道摩阻、降低输油能耗；定期清管可清出管道内积水，防止管道冻堵。因此，对于成品油管道，为清除管道内沉积物、检测管道内腐蚀、泄漏、变形，提高管道的输送效率，在输油站内设置技术成熟可靠、清管效果好的机械清管设施。清管设施对输油干线的设计要求如下： 干线截断阀安装与干线同直径的阀门； 干线与支线相接时，设置带档条的清管三通； 站内管线弯头曲率半径2.5DN。清管器对清管器收发筒的要求如下：筒体直径至少比管线直径大10%，对于清管器发送筒，筒体长度为最长清管器长度的1.52倍，对于清管器接收筒，筒体长度为最长151、清管器长度的22.5倍。五、储罐1. 储罐结构本工程储罐功能分为汽油储罐、柴油储罐、混油罐及水击事故泄放罐四类。储存汽油的储罐采用内浮顶钢制油罐，储存柴油的储罐、水击事故泄放罐、混油罐均采用拱顶钢制油罐。 单罐容量确定单罐容量根据油罐总容量及油品的品种来确定。如果不考虑操作使用条件，理论上说，油罐最好是每一种油品选择一个油罐。因在一定容积下，选一个罐比选两个或两个以上的罐更为经济，单位耗钢量也小，并且占地面积和消防设施也相应减少。但在实际工作中，考虑到油品的操作管理，通常每种油品至少选择两个油罐，罐组内的油罐规格尽可能单一，本工程新增油罐单罐最大容量为5000m3，单罐最小容量为100m3。 152、按照上述单罐容量确定的原则，各站新建最大单罐容量确定如下： 顺义分油站：汽油罐容不足，新建罐容为10000m3，单罐容量为5000m3钢制内浮顶油罐2座。 xx末站：汽油罐容不足，新建罐容为10000m3，单罐容量为5000m3钢制内浮顶油罐2座；新建2座100m3混油罐。第五节 主要工程量本工程工艺站场主要工程量见表6-5-1。表6-5-1 工艺站场主要工程量项目名称单位xx店首站黄村分油站通州泵站顺义分油站xx末站一.油罐工程5000 m3 内浮顶罐座22100 m3 拱顶罐座12二.泵机组1. 输油主泵台222. 给油泵台23. 混油计量泵台24. 污油泵台21112三.非标设备1.过滤153、器PN6.4 DN350台2PN6.4 DN250台21PN2.5 DN100台22.消气过滤器 PN2.5 DN200台32 PN2.5 DN100台333.清管器收、发筒PN6.4 DN350座11PN6.4 DN300座11四.主要阀门1.电动球阀PN6.4 DN300个313PN6.4 DN250个733PN6.4 DN200个64410PN6.4 DN100个3132.电动平板闸阀PN6.4 DN350个8PN6.4 DN250个625411PN6.4 DN200个23.手动阀门个PN6.4 DN200个6262PN6.4 DN150个148134.止回阀PN6.4 DN250个43154、PN6.4 DN200个2五. 站内主要管线m30001000200030002000六. 其它1. 绝缘接头PN6.4 DN300个121PN6.4 DN250个2112. 清管指示器个2042七.站场征地M21039.6273.61681.5845.41079.6备注:通州泵站为二期工程。第七章 钢质管道及储罐的防腐第一节 基础资料环北京成品油管道途经华北平原地区，地表土层厚实，一般以粘性土为主，下部为粉质粘土、粉土及粉细沙。土壤电阻率为3.5.m45.m。地区为中等腐蚀性地区。沿线没有大的交、直流杂散电流源，但有少量高压电线架与管道平行或交叉。顺义分油站和xx末站分别新建2座5000m3155、内浮顶储罐，通州泵站新建1座100m3拱顶储罐，xx末站新建2座100m3拱顶储罐。本工程采用防腐层与外加强制电流阴极保护相结合的方式对管道实施保护。第二节 管道防腐层选择一、管道防腐层的选择管道外防腐层的可靠性对管道安全运行、使用寿命都起着至关重要的作用。长输管道外防腐层应满足下列各种性能：有良好的绝缘性，有一定的阴极剥离强度，有足够的机械强度，有良好的稳定性，与管道有良好的粘结性，有良好的抗植物根茎穿透性等，能够适应长输管道沿线各种不同的自然环境，包括不良的地质、腐蚀环境以及输送工艺等要求。目前，国内外长输管道上常用的外防腐涂层主要有：煤焦油瓷漆、聚乙烯三层结构（三层PE）、熔结环氧粉末(156、FBE)和双层熔结环氧粉末(双层FBE)等。这几种防腐涂层都有各自的优缺点，主要根据沿线的地理环境、气候条件、交通状况以及施工期间的外力作用等因素，从经济合理的角度来选择防腐层。综合比较各防腐材料的主要优缺点及管道所经地区的地质条件，本工程管道防腐层方案如下：管道外防腐层采用加强级熔结环氧粉末；定向钻穿越段采用双层环氧粉末。站内管网架空管线外防腐层采用高氯化聚乙烯，埋地管线考虑到站内工艺管线弯头、阀、三通等异形管件多，为施工与维修方便，选用环氧煤沥青。管道防腐层补口采用现场热喷涂，在部分施工不便的管段采用现场冷涂。二、储罐防腐层的选择1. 储罐外防腐涂层 罐壁及拱顶成品油储罐罐壁及拱顶对外防腐157、涂层的要求是不燃、耐候、耐化工大气、防腐、隔热性能好，拱顶外防腐涂层还要求有较好的耐磨、耐冲击性能；常用的储罐外防腐涂料有：高氯化聚乙烯、氯磺化聚乙烯、保冷隔热防腐涂料、凉凉隔热胶等。根据成品油储罐对外防腐涂层性能的要求，综合性能和造价，推荐凉凉隔热胶作为本项目成品油储罐外防腐涂层涂料，面漆颜色采用浅色以尽量减少对阳光的吸收。 罐底板外壁罐底板外壁焊缝200mm范围内（记为区域）对防腐涂层的要求是可焊并具一定的防蚀性能，罐底板外壁距焊缝150mm范围外的区域（记为区域）对防腐涂层的要求是施工工艺较简单且具较长效的防蚀性能。采用非富锌可焊涂层作为区域防腐涂层，采用环氧煤沥青作为区域防腐涂层。2.158、 储罐内防腐涂层成品油储罐罐内不同的区域对防腐涂层的性能要求有所不同：油品沉降水最高液面以下钢结构表面（记为A区域）对防腐涂层的性能要求是：耐油、耐水、导静电、防腐蚀性能优异；而储罐的安全罐位至油品沉降水最高液面之间的钢结构表面（记为B区域）由于罐内油品腐蚀性较小且液位下降时在该区域形成的油膜对空气有较好的隔离作用，因而防腐处理相对较轻；储罐的安全罐位以上部分的钢结构表面（记为C区域）对防腐涂层的性能要求是：导静电、阻氧、耐油气，且具一定的柔韧性。采用金属氧化物环氧导静电涂层作为A区域防腐涂层，涂层结构为二底三面加强级；B区域选用环氧富锌涂料；金属氧化物环氧导静电涂层作为C区域防腐涂层涂料，涂159、层结构为二底二面普通级。第三节 阴极保护一、管道阴极保护1. 阴极保护系统对管线采用强制电流为主、牺牲阳极为辅的阴极保护方法。强制电流阴极保护系统由恒电位仪、辅助阳极地床、连接电缆、参比电极及测试系统组成，阴极保护参数通过SCADA系统远传控制。2. 阴极保护站的设置阴极保护站尽量与工艺站场、阀室合建，使供电、数据传输、控制和管理较为方便。根据所选外防腐层的阴极保护距离设计在泵站设阴极保护站，阴极保护站内每套阴极保护系统各配2台恒电位仪(30V/15A)及1台阴极保护控制台。表7-3-1 阴极保护站一览表序号设置地点保护区间站间距 (km)管径(mm)备注1黄 村xx店-黄村-顺义257532160、3.91套阴极保护系统2顺 义黄村-顺义-xx7544273.11套阴极保护系统3. 阳极地床辅助阳极地床由15支普通高硅铸铁阳极组成，阳极地床与管道间水平距离为100m。4. 阴极保护数据远传系统阴极保护站的参数通过站控系统与站控工艺参数一起传输至调度控制中心。调控中心随时可收集到各阴极保护站恒电位仪输出电流、输出电压、控制电位，自控阀室的阴极保护电位等运行参数。阴极保护电位测量时，采用断电法测量，调控中心按15s1个周期，发出停3s、供电12s的指令，各阴极保护站按此指令同步工作，各阴极保护站和自控阀室监测点的管地电位便由RTU传至调控中心，成为调控中心的监控数据。5. 沿线测试系统除阴极161、保护站和自控阀室的监测点外，管道沿线安装电位测试桩和电流测试桩，测试桩用混凝土制作,中间有塑料管可穿过测试电缆，可与里程桩合用。每隔1km设一电位测试桩，每隔10公里设一电流测试桩，在管道穿、跨越铁路、公路、河流处，绝缘接头两侧，杂散电流干扰区，与其它管道、电缆交叉处同样设电位测试桩。6. 电绝缘及电连续性要求为防止阴极保护电流的流失，在工艺站场的管道进、出口处设置电绝缘装置，并在线路设计中，确保管道与固定墩中的钢筋、架空管道的钢架、支墩等处绝缘。为防止管道防腐层或绝缘接头遭受雷击或电力故障而引起破坏，在绝缘接头位置安装锌接地电池。接地电池由平行靠近的一对牺牲阳极棒组成，中间用绝缘垫块隔开，周162、围填充填包料，两根阳极电缆通过玻璃钢测试桩分别焊于绝缘接头两侧。为确保管道的电连续性，对截断阀两侧的管道进行电缆跨接。7. 牺牲阳极系统管道穿越不能开挖的铁路、公路时，采用套管顶管作业，但套管对内部管道的阴极保护有屏蔽作用，使其得不到有效的阴极保护，该处采用锌带阳极对套管内管道进行补充保护。8. 杂散电流干扰处排流保护管道沿线与高压输电线路近距离平行时，高压输电线、电气化铁路会对管道造成干扰，加剧管道的腐蚀，因此，管道应尽量远离交、直流干扰源。待管道埋地后根据杂散电流的实测结果有针对性地采取有效排流措施，在杂散电流流出点安装成组锌阳极，通过测试桩与管道相连，以达到排流、减轻干扰的目的。二、储罐163、阴极保护顺义站新建储罐采取阴极保护措施。储罐罐底板外壁的阴极保护通常有强制电流法、牺牲阳极法。强制电流法又分：罐底板下混合金属氧化物法、罐边深井阳极法、罐周浅埋阳极法。牺牲阳极法效果不及强制电流法，只在边远地区或没有电源的情况下使用，也适用在小型储罐，一般情况下不采用。混合金属氧化物目前只靠进口，价格较贵，只在5104 m3以上的罐容情况下才考虑采用。深井阳极强制电流法在管道储运分公司应用时间较长，有非常成熟的设计、施工和管理经验。第四节 防腐主要工程量管线外防腐层、管线阴极保护、储罐防腐层、储罐阴极保护主要工程量及设备见表7-4-1。表7-4-1 防腐主要工程量表及设备序号项目名称单位数量1164、阴极保护站(两台恒电位仪,一控制台)座22阳极地床（15支/组）组23参比电极安装支24电缆铺设m20005套管内锌带阳极安装m100006锌接地电池安装(锌合金阳极27kg2/套)套27测试桩安装个2108储罐防腐涂层m213600第八章 动力选择与配电第一节 沿线电源状况1. xx店首站建在北京房山区的xx店油库内。xx店油库现有10kV变电所一座，双主变，一用一备，单台容量为500KVA。10kV为双进线，一路引自南岗洼35kV变电站（约2km），一路引自xx店110kV变电站（约10公里）。最大负荷为三台油泵：3132kW,两用一备。总负荷率约为60。根据初步调研，xx店油库上级变电站165、增容能力有限，难以满足本工程供电需要。建议进一步与电力部门协商，考虑对南岗洼35kV变电所（或xx店变电站）增容，以满足本工程的供电需求。2. 黄村分油站建在北京大兴区黄村油库内，油库现有10kV变电所一座，单主变，容量为200KVA，另有柴油发电机两台。由于本站负荷较小，现有供电能力可以满足要求。3. 顺义分油站建在北京顺义区顺义油库内，油库现有10kV变电所一座，单主变，容量为250KVA，负荷主要包括消防35kW泵电机及235kW卸油泵。另有两台135kW汽油机。由于本站负荷较小，现有供电能力可以满足要求。4. xx末站建在北京昌平区xx油库。油库现有10kV变电所一座，10kV为双进线166、。两台主变，一用一备，单台容量为315KVA。负荷主要为1752消防泵。由于本站负荷较小，现有供电能力可以满足要求。5. 通州注入泵站（按2010年建考虑）为新建泵站。站内新建10kV配电所一座，为双进线。北京地区电力供应十分充足，可满足供电需求。第二节 供电方案一、各站用电负荷等级鉴于本工程成品油为常温输送，参照行业有关标准，负荷等级定见表8-2-1。表8-2-1 各站负荷等级序号站 场负荷等级序号站 场负荷等级1xx店首站一4xx末站一2黄村分油站二5通州注入泵站一3顺义分油站二二、各站用电负荷统计本工程用电负荷主要包括各输油站场的工艺设备、场区照明，以及相关设施用电。只有xx店首站和通州167、泵站有高压用电负荷（按顺序输送工艺方案），统计见表8-2-2，其中高压泵电机功率按工艺专业所提油泵轴功率的1.1倍计算。低压负荷统计见表8-2-3。表8-2-2 xx店首站高压负荷统计表序号名 称设备容量 台数计算系数计算负荷变压器（台数容量）备注单台容量(kW)安装台数工作台数KccosP(kW)Q(kVAR)S(kVA)xx店首站高压负荷统计1输油泵(10kV)759.0211.000.90759.0367.42给油泵(10kV)140.0211.000.90140.067.8小 计899.0435.2合计Ky=0.93 Kw=0.92836.1400.4927.0通州注入泵站高压负荷统计168、1输油泵(10kV)759.0211.000.90759.0367.42给油泵(10kV)140.0211.000.90140.067.8小 计899.0435.2合计Ky=0.93 Kw=0.92836.1400.4927.0表8-2-3 沿线各站低压负荷统计表序号名称设备容量 台数计算系数计算负荷变压器（台数容量）备注单台容量kW安装台数工作台数Kccos PkWQkVARSkVA xx店首站低压负荷统计1电动阀320200.30.8182500kVA(原有)2输油泵区照明5110.80.843变电所照明5110.80.844水泵7.5110.80.865污油泵5.0110.80.846液169、压泵7.5110.80.867原有其它负荷280合计322 黄村分油站低压负荷统计1电动阀315150.30.813.5200kVA(原有)2污油泵5.0110.80.843计量棚照明5110.80.844阴保间5110.80.845原有其它负荷100合计125.5 顺义分油站低压负荷统计1电动阀315150.30.813.5250kVA(原有)2污油泵5.0110.80.843计量棚照明5110.80.844阴保间5110.80.845原有其它负荷100合计125.5 xx末站低压负荷统计1电动阀315150.30.813.52315kVA2污油泵5.0210.80.843混油计量回掺泵5.170、5210.80.84.44原有其它负荷180合计201.9 通州注入泵站低压负荷统计1电动阀320200.30.8182500kVA(原有)2输油泵区照明5110.80.843变电所照明5110.80.844水泵7.5110.80.865污油泵5.0110.80.846液压泵7.5110.80.867其它负荷200合计242三、输油站场供电方案各站场供电方案见表8-2-4。表8-2-4 沿线各站供电方案一览表序号站场名称供电地点配电方式电压等级(kV)电源进线回路数架空线路长度(km)备 注1xx店首站南岗洼35kV变电站和xx店110kV变电站建10kV配电间1022km10km上级变电所及171、外线改造2通州注入泵站附近上级变电站建10 kV配电所1023km黄村分油站现有电源建0.4 kV配电间0.43顺义分油站现有电源建0.4 kV配电间0.44xx末站现有电源建0.4 kV配电间0.41. xx店首站供电依托于现xx店油库供电系统，但需要上级变电所相应增容改造。站内新建10kV户内配电间一座，作为新建输油首站高压总供电中心。新建配电间为双电源进线，进线为现油库两条10kV架空进线。自新建配电间配出两回为现油库变电所变压器供电。2. 黄村分油站、顺义分油站、xx末站等3个站依托现油库供电系统，目前油库供电可靠性高，可满足供电需求。各站新建0.4kV低压配电间一座。3. 通州注入泵172、站新建10 kV户内配电所一座，作为新建输油泵站高压总供电中心。新建配电间为双电源进线，进线引自附近上级变电站。线路为10kV架空敷设。四、高压电气主接线xx店首站和通州注入泵站分别新建10kV配电设施。10kV两路进线处设计量柜，2回路进线，2回路站变配出，4回路电机配出，备用2回路，预留2回空位，采用单母线分段。运行方式要求进线开关互为备自投及母联对任一进线自投，但保护闭锁。五、过电压保护和接地1. xx店首站和通州注入泵站 直击雷保护新建配电间为全户内部置，采用屋面避雷带，不设避雷针保护。 过电压保护为限制线路侵入的雷电波过电压，在10kV每段母线上分别装设氧化锌避雷器。 接地 输油泵站173、接地方式以水平接地体为主，辅以垂直接地极，主接地网采用扁钢506。其余选用扁钢404，深埋接地极。变电站主接地网接地电阻应不大于1。其余建筑接地网接地电阻应不大于10。 工艺管网单独设置防静电接地装置。2. 黄村分油站、顺义分油站、xx末站等3个站接地方式以水平接地体为主，辅以垂直接地极，接地网采用扁钢404，接地电阻小于10。六、照明及动力输油泵区、阀组区、收发球区等防爆区域配置防爆灯具。该区域内动力、照明配线均按防爆要求设计。凡在工艺专业划分的防爆区域内，用电设备防爆要求均须大于dBT4级。厂区道路设置钢杆路灯照明，杆高5m。其它工业厂房采用工厂灯照明，钢管明配。办公室、调度室等用房采用荧174、光灯照明。七、电缆设施各输油泵站电力电缆及控制电缆全部选用铜芯电缆，防火区域内电缆采用阻燃电缆，户内电缆敷设采用电缆埋设穿管方式。户外电缆敷设采用电缆桥架、电缆沟及直埋穿管方式。第三节 主要工程量主要工程量见表8-3-1。表8-3-1 推荐方案主要工程量XX店首站工程名称设备名称规格型号单位数量备 注上级变电所及架空线路改造110kV出线间隔10kV间隔2改造2电力变压器台与电力部门协商定3架空线路LGJ-180km12改造10kV配电间1铠装移开式高压开关柜KYN28B-12/面162免维护直流电源MK 40Ah面23微机继电保护装置套14电力电缆YJV-6.0 3120km15控制电缆KV175、V-0.5 142.5km16低压配电屏MNS面87动力及照明配电箱XMR-04面38电力电缆ZR-VV-1.0 350m1009电力电缆ZR-VV-1.0 410km110电力电缆ZR-VV-1.0 44km3电动阀配电11防爆操作柱LB-3个812钢材t2接地极等13配电间土建部分m2240黄村分油站工程名称设备名称规格型号单位数量备 注低压系统1低压配电屏MNS面43动力及照明配电箱XMR-04面34电力电缆ZR-VV-1.0 350m1005电力电缆ZR-VV-1.0 44km1.5电动阀配电6电力电缆ZR-VV-1.0 410km17控制电缆KVV-0.5 142.5m5008防爆操176、作柱LB-3个49钢材t1顺义分油站工程名称设备名称规格型号单位数量备 注低压系统1低压配电屏MNS面43动力及照明配电箱XMR-04面34电力电缆ZR-VV-1.0 350m1005电力电缆ZR-VV-1.0 44km1.5电动阀配电6电力电缆ZR-VV-1.0 410km17控制电缆KVV-0.5 142.5m5008防爆操作柱LB-3个49钢材t1XX末站工程名称设备名称规格型号单位数量备 注低压系统1低压配电屏MNS面43动力及照明配电箱XMR-04面34电力电缆ZR-VV-1.0 350m1005电力电缆ZR-VV-1.0 44km1.5电动阀配电6电力电缆ZR-VV-1.0 410177、km17控制电缆KVV-0.5 142.5m5008防爆操作柱LB-3个49钢材t1通州注入泵站工程名称设备名称规格型号单位数量备 注上级变电所及架空线路110kV出线间隔10kV间隔22架空线路LGJ-180km610kV配电所1铠装移开式高压开关柜KYN28B-12/面162免维护直流电源MK 40Ah面23微机继电保护装置套14电力变压器SC9-315台25电力电缆YJV-6.0 3120km16控制电缆KVV-0.5 142.5km17低压配电屏MNS面88动力及照明配电箱XMR-04面39电力电缆ZR-VV-1.0 350m10010电力电缆ZR-VV-1.0 410km111电力电178、缆ZR-VV-1.0 44km3电动阀配电12防爆操作柱LB-3个813钢材t2接地极等14配电所土建部分m2240第九章 自动控制第一节 自控系统方案一、设计原则1. 为保证成品油管道顺序输送系统的安全、平稳输油，采用控制水平较高、性能稳定的自动化控制系统。2. 采用的技术、设备和系统应具有其先进性。3. 建立先进的计算机管理网络，实现以xx店首站调度控制中心为核心的全线的调度管理。4. 设置完善的安全保护系统。5. 自动化控制系统关键设备及控制软件引进国外产品。6. 考虑系统今后发展，留有扩展余地。二、自动化水平根据环北京成品油管线的工艺特点，结合当今自动化技术的发展水平，推荐采用数据采集179、监控系统，在调度中心可对全线进行监控，以保证输油管道安全、可靠、经济、高效地运行。自控系统完成对输油管道的生产过程的数据采集、监视、顺序控制、联锁、计量、油品界面检测与跟踪、泄漏检测与定位以及运行管理等任务。系统硬件必须有较高的可靠性和稳定性；不但能满足实际运行需要，而且应当是先进、成熟、经过实践考验且易于操作、修改、开发、维护。三、自控系统方案环北京成品油管道调度中心拟设在xx店首站，在该控制中心，操作员可监控管道运行。首、末站及中间分油站均采用PLC（可编程逻辑控制器）完成对本站的监视和控制，并均设有紧急停车（ESD）系统。首、末站及分油站各设一座计量站，分别用于管道来油和下载计量。流量计180、拟选用质量好、技术性能稳定、精度高的质量流量计。为实现油品界面跟踪和管道泄漏检测与定位，全线需建立数据远传与通信系统。四、自控系统配置1. 调度控制中心 主要功能a 数据采集和处理：b 下达调度和操作命令；c 显示动态工艺流程；d 报警、事件显示；e 动态趋势、历史曲线图显示；f 报表生成和打印；g 标准组态应用软件和用户生成软件的执行；h 泄漏检测及定位；i 油品界面跟踪；j 批量计划k 管道水击控制与安全联锁保护； 系统构成控制中心的计算机系统按客户机/服务器结构设置。其操作系统采用实时多任务操作系统。为了提高系统的可靠性，服务器按双机热备考虑，局域网冗余配置。2. 站控制系统站控制系统是181、本工程远方控制单元，是保证自控系统正常运行的基础。它不但能独立完成对所在站的数据采集和控制，而且将有关信息传送给调度控制中心。 站控系统的功能a 与调度控制中心进行数据通信，发送主要运行参数、状态；b 对现场的工艺变量进行数据采集、对部分参数进行控制；c 油品流量计量及计算；d 站场可燃气体的监视和报警；e 逻辑控制及连锁保护；f 显示动态工艺流程；g 提供人机对话的窗口；h 显示各种工艺参数和其它有关参数；i 显示报警一览表；j 数据存储及处理；k 显示实时趋势曲线和历史曲线；l 打印报警和事件报告；m 打印生产报表； 站控制系统构成站控制系统主要由过程控制单元、操作员工作站、数据通信接口等182、构成。过程控制单元推荐采用可靠性高，可适应现场恶劣环境的可编程序逻辑控制器（PLC）。3. 网络及数据通信系统系统采用了局域网（LAN）和广域网（WAN）技术。LAN将完成调度控制中心计算机之间的互连，协同计算机以充分发挥网络中各个系统的长处，实现资源高度共享。WAN将调度控制中心计算机系统与其它各站的计算机系统连接，实现它们之间的数据互传。调度控制中心计算机系统与站控计算机系统之间均采用点对点通信方式，其误码率小于10-6。调度控制中心与各个站场之间的数据通信信道一用一备。主、备信道均采用中国邮电公共通信网。4. 油品界面检测及跟踪油品界面检测及跟踪是成品油管道顺序输送关键技术之一，为了保证183、成品油界面检测及跟踪可靠性，本设计拟采用在线密度检测、荧光检测与界面跟踪软件相结合的方式，实现不同油品界面切割。当两种油品（如汽油和柴油）密度差异较大时，界面检测由在线密度计和界面跟踪软件实现；当两种油品（如90#汽油和93#汽油）密度差异较小时，通过首站荧光剂注入系统加入荧光剂后，界面检测由在线荧光分析仪和界面跟踪软件实现。5. 油品计量为了保证油品交接计量的准确、可靠，根据国家有关计量管理有关标准、规范，在首、末站及分油站分别建立计量设施，拟选用优于0.2级的进口质量流量计，辅助设备国内配套，流量计采用送标方式进行检定。6. 电源为保证自控系统的正常工作和提高系统的利用率，采用不间断电源系184、统（UPS）为调度控制中心计算机系统、站控制计算机系统及仪表系统供电。7. 调度控制中心及站控制室设置xx店首站调度控制中心与控制室合建，主要设置PLC机柜、监控计算机、UPS电源、可燃性气体报警系统等。首站及中间分油站控制室，主要设置PLC机柜、监控计算机、UPS电源、可燃性气体报警系统等。第二节 仪表选型1. 选型原则检测控制仪表是采集工艺过程数据、执行计算机控制系统命令的关键环节，是整个系统安全可靠运行的重要因素。因此选择仪表必须能满足其所需的精确度要求，满足其所处位置的压力等级和温度等级及所处场所防爆、防护等级的要求，并具有高可靠性及稳定性。本系统的选型原则是： 站内仪表及控制设备选型185、力求统一，站系统尽可能标准化。站内关键的自控仪表设备考虑采用备份； 参数检测仪表选用国内技术先进，性能可靠的产品，关键控制设备采用配套引进； 远传信号的检测仪表全部选用电动仪表，模拟信号为420mADC或15VDC（二线制），开关量为无源接点信号； 处于爆炸性危险区域内的电动仪表，按隔爆型进行选型设计，其防爆等级不应低于EExdIIAT3（根据GB 3836.183），防护等级不应低于IP65（根据GB 4208）；2. 站内主要仪表 温度检测仪表双金属温度计；热电阻温度计（Pt100）。 压力检测仪表压力表； 耐震压力表； 压力变送器； 压力开关； 流量检测仪表交接计量流量检测仪表交接计量流186、量检测仪表主要采用质量流量计。其它流量检测仪表 其它流量检测仪表采用超声波流量计，对各站流量进行监视。超声波流量计没有压力损失，精确度可达0.3%。 液位计 伺服液位计； 液位开关。 界面检测仪表在线密度计在线荧光分析仪3. 其它仪表设备 清管器通过指示器； 可燃气体探测器在计量区，输油泵区、储罐区、阀组区及易泄漏处设可燃气体探测器，监视其可燃气体的浓度，当可燃气体的浓度超限时，发出声光报警信号；第三节 主要工作量主要工程量及主要设备材料见表9-3-1。表9-3-1 主要工程量序号项目名称单位数量备注一xx店首站1站控系统（兼调度中心）包括：工作站3台、服务器2台，打印机2台、冗余PLC 1套187、系统软件、应用软件（包括泄漏检测软件、界面跟踪软件、批量计划软件）等。套1进口2热电阻Pt100 台23压力变送器 0.1级 台13 4调节阀台1进口5高压泄压阀台1进口6流量开关台17可燃气体报警器台108在线密度计（撬装）套1进口9荧光剂注入器台1 10质量流量计4“台4进口11超声波流量计台1进口12UPS电源 8KW 1h台1进口13电缆KVVP222 5*1.5公里6二黄村分油站1站控系统包括：工作站1台、打印机2台、PLC 1套、系统软件、应用软件等。套1进口2热电阻Pt100 台23压力变送器台54在线密度计（撬装）套1进口5荧光剂分析仪套1进口6质量流量计3台2进口7调节阀台188、1进口8可燃气体报警器台89超声波流量计台2进口10UPS电源 5KW 1h台1进口11电缆KVVP222 5*1.5公里4三通州注入泵站1站控系统包括：工作站1台、打印机2台、PLC 1套、系统软件、应用软件等。套1进口2热电阻Pt100 台23压力变送器台54在线密度计（撬装）套1进口5荧光剂分析仪套1进口6质量流量计3台3进口7调节阀台1进口8可燃气体报警器台89超声波流量计台2进口10UPS电源 5KW 1h台1进口11电缆KVVP222 5*1.5公里4四顺义分油站1站控系统包括：工作站1台、打印机2台、PLC 1套、系统软件、应用软件等。套1进口2热电阻Pt100 台43压力变送器189、台5进口4在线密度计（撬装）套1进口5荧光剂分析仪套1进口6质量流量计3台3进口7调节阀台18可燃气体报警器台89超声波流量计台2进口10液位变送器台211液位开关台412UPS电源 5KW 1h台113电缆KVVP222 5*1.5公里4进口五xx末站1站控系统包括：工作站1台、打印机2台、PLC 1套、系统软件、应用软件等套1进口2热电阻Pt100 台43压力变送器台5进口4在线密度计（撬装）套1进口5荧光剂分析仪套1进口6质量流量计3台3进口7可燃气体报警器台88超声波流量计台1进口9UPS电源 3KW 1h台110液位变送器台411液位开关台812电缆KVVP222 5*1.5公里5进190、口第十章 通 信第一节 通信业务需求依据线路走向、工艺站场设站情况及输送工艺对通信的具体要求，并考虑本工程各站场所属原有油库的通信需求，以满足输油管道的自动化数据传输、生产调度、行政管理等具体通信要求为基本目标，对本工程通信系统的建设有如下业务需求： 生产调度电话； 行政电话； 会议电话； SCADA系统数据传输业务； 巡线抢修及应急通信业务； 传真业务；第二节 通信方案根据本工程对通信系统的实际需求，本工程通信系统可以采用微波通信、光纤通信、卫星通信以及租用公网通信等方式。其中，微波通信作为一种空间无线通信手段，也是目前主要的通信方式之一，但微波通信易受气候、外界电磁波干扰影响，易发生电路中191、断且传输误码率较高且保密性较差，将影响SCADA系统可靠性。考虑本工程所在地区通信相当发达，频率资源较为紧张，各地区频率选择约束较大且可能频点难以一致。另外每年运行还需要一定的频占费用。而卫星通信容量小、频带租用费高，通信质量还会受到受日凌现象、暴雨及暴雪的影响，其可行性不如直接租用公网通信。因此本工程通信方案主要在光缆通信系统和租用公网通信系统之间进行比较。一、 光缆通信方案1 光通信网络结构本管道工程内部通信需求光通信方案需设光通信站5座，首站、中间站、末站尾单光方向，中间站与两座分油站均为两个光方向。2光通信容量的选择对于光通信系统有同步数字系列（SDH）和波分复用系统（WDM）两种。波192、分复用系统（WDM）相比较SDH系统，其传输容量更大，技术更先进，更易于扩容，且组网更加灵活方便，但目前WDM系统设备价格比较昂贵；对于高次群的SDH系统，其传输容量也能够满足本工程的需要并可留有较大的余量，而且也有扩容升级的余地。根据本工程要求，SDH系统可选方案有SDH/622Mbit/s、SDH/2.5Gbit/s两种容量的光系统，均采用1+1保护方式；其两个光方向的设备价格分别约为25万元/套和30万元/套，全网光传输设备投资分别约为285万元和380万元。考虑到可预见的业务需求（如石化骨干专网通信需求）及目前信息化发展需求，若选用SDH/622Mbit/s系统，今后必然会进行升级扩容193、，届时，仅扩容工程费用就将不止95万元；因此本设计推荐选用SDH/2.5Gbit/s系统。3 光纤容量及标准选用目前随着光缆生产工艺不断成熟，光缆容量不断上升、价格不断下降；综合考虑实际需要及并按长途光缆建设纤芯的一般需求发展规律，再结合经济比较后，本设计推荐选择8芯光缆，本工程将实际占用4芯，留有4芯用于备用。光纤选用G.652标准光纤。4 光缆敷设方式根据本工程实际情况，光缆可以与输油管道同沟敷设，敷设方式有直埋敷设和通信管道敷设方式两种。考虑到本工程管道输送介质为成品油，今后面临打孔盗油的威胁更大，光缆采用管道敷设可以降低被破坏几率，并能延长光缆一倍以上的使用寿命；因此本设计光缆敷设推荐194、采用管道方式。暂按仅考虑本工程需求并考虑今后换缆增缆的需要，同沟埋设2根高密度聚乙烯硅芯管（40/33，一根备用）吹放8芯管道光缆。按照上述光通信系统建设方式，光通信传输部分的建设投资约为光缆线路760万元（为方便与其他通信方式比较，此费用按本管道内同沟敷设170km；硅管仅考虑1根的投资费用）+光通信设备330万元+电源、备件等其他费用70万元，合计1170万元。二、 租用公网通信方案考虑到本工程中各站场距北京市区较近，周边地区现有通信系统比较发达，通信容量充足，并具有较高的通信质量。通信系统可以采取租用邮电公网电路方式。首站、末站及各中间分油站各租用2条电路，暂按64K考虑，一用一备。各站195、语音电话向当地邮电部门申请。三、方案比较综上所述，通信系统技术方案及经济比较见表10-2-1。表10-2-1 通信方案比较表通信方式光缆方案租用公网通信容量大小通信质量好一般通信质量受外界因素影响程度不受气候因素影响不受气候因素影响可靠性好较好维护工作量一般小系统扩容方便且投资少困难维护费用中等小施工费用高低一次性投资高低租用费无低 通过以上论述及表10-2-1中技术方案、经济投资的对比，根据本工程通信系统需求，本设计推荐采用采用租用公网通信方式。第三节 主要工程量主要工程量及主要设备材料见表10-3-1。表10-3-1 主要工程量序号项 目 名 称单位数量备 注一xx店首站1公网64K电路条196、22市话门103巡线抢修无线电话台2二黄村分油站1公网64K电路条22市话门53巡线抢修无线电话台2三顺义分油站1公网64K电路条22市话门53巡线抢修无线电话台2四通州注入泵站1公网64K电路条22市话门53巡线抢修无线电话台2五xx末站1公网64K电路条42市话门53巡线抢修无线电话台2第十一章 公用工程第一节 供热与通风一、采暖本工程管道沿线各站场采暖情况视各油库实际情况确定，均依托各油库原供暖设施，只需增设采暖管网系统，即能满足本工程管道沿线各站库的采暖要求。二、通风各站库的变电所、计量间均采用防爆轴流风机进行通风。三、空调为保证良好的工作环境，本工程各新建站的站控室、办公室、值班室、197、倒班宿舍等也选用分体壁挂及柜式热泵冷/暖型空调器，夏季供冷。另外在季节过渡的较冷时期也可利用空调制热，以达到温度要求。所有空调设备均在非防爆场所使用。制冷负荷指标详见表11-1-1。表11-1-1 制冷负荷表房间名称冷负荷指标（W/m2）办公室100站控室120会议室150表11-1-2 暖通主要设备、材料表项目名称单位xx店首站黄村分油站通州注入泵站顺义分油站xx末站分体空调器台22222防爆轴流风机台31311第二节 给水与排水一、给水xx店首站、黄村分油站、顺义分油站、xx末站均在各自所在的油库内扩建，生产、生活用水依托各油库原有给水系统，新建给水管网。通州注入泵站在2010年建设，根据198、站场位置就近从城市给水管网引水。各站的给水水量详见表11-2-1。表11-2-1 给水统计表用水量（m3/h）用水类别xx店首站黄村分油站通州注入泵站顺义分油站xx末站生产用水11111生活用水11111合 计22222二、排水通州注入泵站的生产、生活污水排入站内新建排水管网。其它站场的生产、生活污水的排放依托各油库原排水系统，新建排水管网。第三节 消防新建通州泵站主要生产设施包括：泵房、变电所、进出站管网及安全泄放罐。通州注入泵站泄放罐的消防依托当地消防队的移动消防力量。顺义分油站原有最大单罐罐容为5000m3，本工程新建2座5000 m3内浮顶油罐，其泡沫灭火和冷却喷淋依托顺义油库原有消防199、系统，配备相应给水管网。xx末站原有最大单罐罐容为5000m3，本工程新建2座5000 m3内浮顶油罐和2座200 m3拱顶油罐，其泡沫灭火和冷却喷淋依托xx油库原有消防系统，配备相应给水管网。其他各站依托油库现有消防设施。各站新建工艺单元按规定设置一定数量的灭火器。主要消防设备、材料详见表11-3-1。表11-3-1 消防工程主要工程量表序号名称及规格单位XX店首站黄村分油站通州注入泵站顺义分油站XX末站1普通焊接钢管 DN150m7002无缝钢管 DN65m2003无缝钢管 DN100m2404蝶阀 DN150个125蝶阀 DN100个46蝶阀 DN65个67消火栓 SS100-1.6个1200、08管牙接口及扪盖套89泡沫枪套4第四节 总图与运输一、工程概况环北京成品油管道工程全线共设有5座站场，均为在现有石油公司油库的基础上改扩建的站场。改扩建站场尽量依托已有设施，避免重复建设，降低工程投资。站场等级分类（按石油库总容量划分）见表11-4-1。表11-4-1 管道沿线各站场分级序 号站 名等 级序 号站 名等 级1xx店首站一4顺义分油站二2黄村分油站一5xx末站二3通州泵站*四二、站址确定由于管道建设的目的是为各中心油库输送油品，管道沿线均经过各中心油库。因此，为节省工程投资，本工程沿线各站场选址根据下载情况优先考虑建于各油库内，不足部分再征地扩建。需要指出的是，本工程从管线正常201、运营的需求上设计各站场接卸成品油储罐的罐容，多数油库现有罐容基本可以满足管道运营中接卸油品的需求，或有部分油库经少量的储罐增容后可满足接卸油品的需求。因此，为提高各油库空间的利用率，在现有油库内的空地上建设站场。1. xx店首站xx店首站在xx店油库成品油罐区内扩建而成，该站址靠近山坡，大门靠近厂区道路，交通方便。新建首站泵棚和其他设施。2. 黄村分油站在黄村油库内扩建。该库位于周村西南角，靠近环城公路，地势平坦，交通方便，管道进出方便，库区内有空地，满足建分油站要求，场地平整土方量小。3. 通州泵站2010年征地新建。靠近环城公路，地势平坦，交通方便，管道进出方便。4. 顺义分油站在顺义油库202、内扩建。该库位于北京市顺义区内，管道进出方便，库区内有空地，满足建分油站要求。5. xx末站在xx油库内扩建。该库位于北京市西北角，交通方便，管道进出方便，地势平坦。库区内有空地，满足建站要求。三、站场（基地）总平面布置1. 平面布置各新建站场按照功能明确、分区布置、安全可靠、流程畅通、便于管理、节约用地的原则进行合理布置。 xx店首站在xx店油库内扩建。根据管线进出站方位、工艺流程布置首站泵棚、计量棚和调度控制中心，分为泵区和阀组区、计量区和办公区。 黄村、顺义分油站在黄村、顺义油库内空地扩建，布置计量和站控、通讯与配电间。 通州泵站本站为本项目二期实施工程（2010年建成）。本站新征地20203、亩。根据管线进出站方位、工艺流程布置泵棚、配电所、泄放罐区等，分为泵区和阀组区、配电区和办公区。泵棚、阀组棚等生产设施放在东南面，工艺管线进出站和与站区联系方便、流畅，北侧主要是水、电及综合办公设施。 xx末站在xx油库现有空间内扩建，根据功能需要、油库内现有平面布置状况、可用地位置和面积、站与库衔接关系等，选择合适位置进行布置，主要有：阀组与收球区、计量区、混油处理区、罐区、站控、通讯与配电等。办公设施均依托现有油库。2. 竖向布置根据各站场所含设施，结合各站址地形，合理确定场地标高及设计等高线的坡度和坡向，尽量减少土石方工程量。站内地坪设计0.5%以上的坡度，以便于站场内的雨水排放。站内各204、建构筑物的地坪标高比设计标高高出30cm左右。站内道路系统横向设计坡度为2%，纵向设计坡度不小于0.5%，且路面中心线的标高略低于设计场地标高，以便雨水由道路引向站外。设计雨水排放方式为：屋面场地道路站外；屋面场地围墙泻水孔站外。3. 绿化布置根据各站场所在的地理位置及当地的气候特点和自然环境，在工艺装置区和储罐区等有油气散发的地方周围种植油脂含量少、枝冠小、干茎低矮的小灌木或草皮。在办公生活区进行重点绿化，办公楼周围种植富于观赏性的常绿乔木，设置花坛，规划小园林，使之有良好的自然引入和空间引入，充分利用空地进行绿化，并根据不同气候不同地域在各个站场选种不同的树种花草，力求扩大绿化面积。四、道205、路及运输道路设计通常结合各站场所在的地理位置及当地自然条件进行。站内道路一般分主干道和次干道两部分。主干道设计为双车道，路面宽度为6m，路基宽度为7m，路面采用混凝土路面，转弯半径为12m，纵向坡度9；次干道设计为单车道，路面宽度为4m，路基宽度为6.5m，路面为混凝土路面，转弯半径为12m，纵向坡度6。进站道路尽可能与站外道路统一，路面宽度不小于6m，路基宽度不小于10m，路面结构通常采用混凝土路面。五、各站场（基地）的主要技术指标及工程量各站场主要技术指标和主要工程量分别见表11-4-2和表11-4-3。表11-4-2 主要技术指标表序号项目名称单位站 场xx店首站黄村分油站通州泵站顺义分206、油站xx末站1总征地面积亩202总建筑面积m2104039411784512743建筑系数%9.48.04建构筑物占地面积m2104027011143122745道路占地面积m2900600100031004506防火堤占地m232004865767土地利用系数%38.128.48绿化面积m21874022250409绿化系数%1815201515表11-4-3 主要工程量表序号项目名称单 位站 场xx店首站黄村分油站通州泵站顺义分油站xx末站1围墙m4002大门樘23防火堤m2004车行道路m6241201201405人行道路m2001001001001006土石方量m50008008001207、00001500第五节 建筑与结构一、主要内容本工程共有各类工艺站场5座，站场内的主要建筑物有：综合办公楼、变配电间、阴极保护间、深井泵房、加压泵房、计量间等。主要构筑物有：内浮顶罐基础、拱顶罐基础、工艺设备基础、道路、围墙、防火堤等。二、建筑涉及油品生产的主要设备：如输油泵、计量区等采用棚式设置，站场内的建筑物不存在使用油品的空间，各站场建筑物的耐火等级均按二级设计。各建筑物的设计均按建筑设计防火规范(GBJ16-87(2001年版)及原油和天然气工程设计防火规范(GB50183-93)的有关规定设计。各站场的建筑单体设计服从总体布局及节约用地的要求，将分散的建筑综合为多功能的建筑单体，避免208、了单体小、布局散，既减少占地与投资，又可加快工程进度。平面设计均以满足各专业的功能需要为基准，同时尽量考虑职工工作及生活的方便，在满足使用功能的前提下调整局部尺寸以满足建筑模数的规定。建筑造型力求简洁、明快，在满足生产功能、使用要求的前提下，寻求变化，力求美观。建筑物的室内外高差一般定为300mm，房屋高度满足设备及人员操作的需求。门窗的设置尽量满足室内最小采光系数，当无法满足时辅以人工照明。同时门窗的设置尽量考虑满足房间的通风要求。为了取得站场建筑风格的统一，所有建筑物的外墙均喷白色丙烯酸涂料两度，并在窗上下沿处设置橘红色分隔线。外窗均采用白色单层塑钢窗。建筑的外门采用铝合金门，内门一般为夹209、板门。一般建筑物内部装修为：内墙面及顶棚为混合砂浆抹面，并刷乳胶漆，豆绿色油漆墙裙，水泥踢脚并用棕色油漆罩面，一般的房间地面铺地砖。对站控室及通信机房等特殊房间，根据设备功能的需要采用防静电活动地板，轻刚龙骨石膏板吊顶，并设双层塑钢窗。根据当地气候特点，站场的建筑考虑其避暑、通风的需求，屋面均设架空隔热层，外窗设置遮阳，宿舍在条件允许的情况下尽量设置单面走廊。三、结构各站场建筑物抗震设防按国标建筑抗震设计规范(GBJ11-89)的要求执行，使结构具有较好的抗震性能，生产建筑按站场所在地区设防烈度提高一度(9度区除外)采取抗震措施。建筑物根据当地地材供应状况一般采用砖混结构，基础多为砖或混凝土条210、形基础。当地质条件良好时也可采用天然基础，特殊地质情况要进行地基处理。四、生产建筑及生产管理设施生产建筑包括厂（站）内的生产厂房和辅助厂房，主要包括输油泵棚、流量计间、油罐基础、变电所以及水泵房、门卫等。根据站库储存的油品性质确定生产建筑的火灾危险性为甲类和丙A类，耐火等级均为二级。每个站均根据工艺需要和实际情况配备生产建筑。生产管理设施为生产服务的建筑，主要包括办公用房、职工生活用房及行政库房等。五、管理机构设置为了方便管道运行管理，全线设置一个调度控制中心，进行正常的行政和运行调度管理。中心设置在xx店首站，办公场地可以采用租用、购买和新建等方式。为了满足生产和生活的需要，车辆配备是必不可211、少，其配备数量见表11-5-1。表11-5-1 车辆配备一览表卧车越野车抢险指挥通信车10座面包车双排座调度控制中心（与首站合并）212站 场六、主要工程量1. 各站配备的生产建筑建筑面积见表11-5-2。表11-5-2 生产建筑建筑面积一览表 m2序号项目名称站 场xx店首站黄村分油站通州泵站顺义分油站xx末站1输油泵棚2882882计量棚1561561561563配电所2401202401404站控与通讯28079.879.879.879.85阴保与配电75.637.875.637.86办公楼570合计1039.6393.61177.8451.4273.62. 各站建、构筑物主要工程量见下212、表11-5-3。表11-5-3 建构筑物主要工程量表序号站名生产建筑（m2）构筑物备注钢结构（t）钢筋混凝土（t）混凝土（t）砖石（m3）1xx店首站1039.6105006002502黄村分油站1839164004003003通州泵站1177.828006005004顺义分油站342410008005005xx末站4725400300300合计4870.437310027001850第六节 维修与抢修环北京成品油管道沿线地区人口密集、经济发达，鉴于工程的重要性和特殊性，全线需要一个专业的管道抢修、维修队伍，负责站库机泵、阀门、电器、仪表、非标设备、管件的维修，沿线的巡线、线路截断阀室的维护，213、管道干线的维护和事故的应急抢修，并按此配备维修与抢修设备，以及必要的交通工具。在管道发生断裂、漏油事故时，SCADA系统经过逻辑判断首先关闭距出事地点最近的上下游干线截断阀，上游泵站按逻辑顺序停泵，维修抢修人员根据现场情况及时处理，并做好安全防范与生态环境恢复工作，把损失控制在最小范围内。鉴于北京市已有中石油北京分公司的陕京天然气管线和秦京原油管线经过，本管道的抢修、维修任务可以依托中石油北京分公司的专业的管道抢修、维修队伍，本工程不再新设抢维修中心。第十二章 节 能第一节 能耗分析环北京成品油管道全长144km。全线设有xx店首站1座，黄村注入泵站1座，通州分油站1座，顺义分油站1座，xx末214、站1座，1个调度控制中心。本管道顺序输送汽油和柴油，设计压力6.4MPa，xx店首站入口启输量161104t/a，2015年入口设计输量283104t/a。从全线水力工况看，泵站所提供的能量主要是克服沿线摩阻。根据近期与远期的销售量不同及淡季与旺季市场需求的变化，在管道输送运行工况上可以安排启泵站的组合，站间级差调整，使输油泵尽可能在高效区工作，提高输油效率。分油站均可利用管道余压将油品直接输至当地石油公司油库。在设计输量下全线电总耗为635104kW.h，电单耗为313kW.h/104t.km。输油生产过程本身不耗水、蒸汽、压缩空气等。第二节 节能措施设计中采取的主要节能措施有：1. 选用密215、闭性能好、耗能低的设备。各工艺站场选用的输油泵、电动阀等都具有良好的密封性，效率高、寿命长、耗能低。既避免了泵、阀等由于密封不严造成的油品泄漏，又降低了能耗。2. 按管路特性配备高效输油泵，避免了能量的浪费。3. 采用密闭输送技术，充分利用上游管线进站余压，节约能量。4. 采用密度计和计算机模拟跟踪相结合，检测混油界面，采用快速启闭的电动阀，确保混油界面的准确切割，缩短油品切割时间，减少混油量。5. 在输油管道干线上设置4座截断阀室，可在干线上发生油品泄漏的事故中迅速关闭，尽可能将油品泄漏损失量控制在最小。6. 采用了先进可靠的调度管理系统、模拟仿真系统、检漏系统，保证管道安全、可靠、高效、经216、济地运行。7. 根据管线运行实际，采取加减阻剂的方法调整运行工况，提高输量，降低沿程摩阻，减少泵站数和动力消耗。第十三章 环境保护第一节 建设地区环境现状环北京成品油管道途经北京室城区外六环路沿线地区，为平原地貌，路边绿化带植被为阔叶林和针叶林，局部为农田，市区经济发展较快，沿途公路沿线地方企业较多，建筑物较多。沿途除城市因烧煤有一定的大气污染外没有大的污染源，大气环境符合环境空气质量标准的二级，地面水环境符合地面水环境质量标准的类标准。管道沿线无自然保护区，无重点保护文物。第二节 主要污染源和主要污染物管道的建设对环境可能的影响主要有两个方面：一是建设期间的影响，二是营运期间的影响。一、施工217、期间的主要污染物、污染源施工期间的污染主要是噪声、污水和废渣对周边环境的影响。施工噪声是暂时的，在施工中使用低噪音设备，并严格控制作业时间，防止夜间发生噪声扰民现象。此影响是暂时的，施工结束后噪声即消失。污水来源于施工期间的工程废水和生活污水，在施工现场设立定点清洗处，定期清运处理。工程废渣来源于施工废料和生活垃圾，在施工现场设立定点废料处，依托当地职能部门及时清运。工程收尾时，应对作业区外缘被砍伐的植被进行复种，其覆盖率不得低于原有水平。二、营运期间的主要污染物、污染源营运期间的环境影响因素主要是储罐中烃类气体排放、机械运行噪音、事故状态管线泄漏及站场废水排放等。1. 废气大气污染主要是油品218、在储运过程中的油气挥发，主要污染物为烃类。2. 噪声噪声源主要来自各类机泵运行产生的机械噪声。3. 固体废弃物主要有污水池清理出的污泥、油罐清罐清理出的废渣，主要污染成分为油、铁锈、泥砂。4. 废水废水主要来源于各站油库的定期排放的清洗罐水、设备维修清洗废水、污染雨水、生活污水。主要污染物为油和有机物。5. 管道干线事故泄漏主要污染物是泄漏的油品。第三节 管道建设可能引起的生态变化管道采取密闭输送工艺，沿线埋地敷设，排放物量少（仅在施工期），污染物含量低，对管道沿线地区的自然环境影响甚微，不会改变自然环境。各站排放的大气污染物不会对大气环境产生影响。正常情况下，污染物不会对沿线区域的地面水和地219、下水产生影响；事故情况下，污染物会影响下游水体的使用能力，对地下水也有一定影响。管道运营期产生的噪声对区域环境无明显影响。站场、管线建设临时和永久占地对农业有一定影响。穿越河流时会对水中生物产生影响。管道周围野生动物会受到惊扰。穿越林地会对林地产生破坏，且不易恢复。第四节 控制污染和生态变化的方案根据国家环保局颁发的建设项目环境保护管理办法等法规，在设计中全面、认真地贯彻“全面规划、合理布局、保护环境、造福人民”的方针，在设计的各个阶段，严格执行“三同时”的原则。主要采取了以下措施和控制方案：一、烃类废气的防治1. 对站库新建有大量油气产生的汽油罐，采用基本无气相空间的金属内浮顶油罐，消除呼吸220、损耗。柴油拱顶罐选用新型的呼吸阀，安装液压安全阀，减少油气外逸。2. 采用密闭输油工艺，优化运行。在自动化系统中采用管道泄漏检测技术，防止油气泄漏。3. 在设计、建设时作适当调节，使汽油、柴油罐区尽量远离环境敏感点。4. 操作时严肃、谨慎，尽量避开不利工况。二、噪音控制输油设备选用符合环境保护标准的产品，使运行噪音符合环保要求。确定合理的管道流速，使管道的振动很小。三、含油污水的处理本工程管道沿线各站基本都是在现有各石油公司地方油库改扩建而建站的，均可依托现有污水处理设施。新建薛城分油泵站按照规范要求设置含油污水处理设施，废水采用隔油-粗粒化流程处理。对清洗管线产生的污水，主要污染物为固体杂质221、，经过滤后排放至环保部门指定的地点；油罐清洗所产生的污水及站场的生活污水利用泵站污水处理系统处理后排放。四、站场绿化选择合适的树种，因地制宜栽种防污染能力强的，有较好净化空气能力且适应性强的，不妨碍环境卫生的植物。消防道路和防火堤间严禁栽种树木，办公区要重点绿化，生产区及辅助区局部绿化，力求油库站场绿化系数大于10%。五、管道施工和运行时的环境保护1. 在设计中采取合理的措施，确定管道运行时的环境保护措施，防止管线漏油污染。2. 根据管道所经地区土壤和地质条件，采取不同的管道防腐措施，以免因管道腐蚀造成成品油泄漏污染环境。3. 对线路及站场，均按照防洪、抗震要求设计。4. 管道施工完毕后按规范222、要求检查焊缝质量和试压，以保证施工质量。5. 营运期间做好突发性自然灾害的预防工作，密切与地震、水文、气象部门之间的信息沟通，制定与采取完善的对策。6. 严格执行操作规程，做好调度工作，保持运行平稳，防止水击发生。7. 做好管道巡检工作，排除人为的损坏。8. 在环境敏感区设置漏油自动检测设备，并与通信系统连通，以便及时采取措施，减轻事故的危害。9. 储罐周围设置防火堤，站场内排水口系统前设置隔油池，以防止溢油外漏。六、减少影响生态环境的措施管道在选线时遵循不占良田或少占良田、多年种植经济作物的区域及人工更新林地、天然次生林地，避开集中生活居住区、文教区、水源保护区、城市规划区、名胜古迹、风景游223、览区及自然保护区。管道施工中，采取分层开挖、分开堆放、分层回填的方法，施工完成后对及时恢复沿线地表原貌，对遭受破坏的地区，应不遗余力地使地貌恢复原状，如种植地被，直到当地物种能够再生恢复到原貌。为防止河流生态环境受到影响，尽量选用定向钻穿越方式，在采用大开挖方式进行施工时，选择枯水期进行。在该工程的建设及营运过程中，从早期的规划设计开始，就重视环境保护工作，而且在今后的整个施工与运营阶段都始终遵守保护环境的各种法律法规。 管道建成投产后，也将建立完善的管理机构，从思想上、组织上、物资上有足够的准备，树立以预防为主的思想，防止发生对环境造成影响的污染事故。七、环境监测制度根据中华人民共和国环境保224、护法、企业法的基本精神，为了加强企业环境保护的管理，合理利用资源、能源，减少污染物的排放，力求做到经济效益、社会效益、环境效益的统一，建议在企业运营中实行环保设备分级管理制度和环境保护承包制。工程环境保护监测依托各石油公司油库，各站有一名专职技术人员对含油污水中COD、石油类等项目进行日常监测。第五节 环境影响分析根据以上内容初步分析，该工程不仅在早期的规划设计阶段注意了环境保护，而且在今后整个的施工与运营阶段都始终遵循保护环境的各种法律法规，管道建设完毕，全部地表恢复原貌，基本上对沿途自然生态环境不产生影响。管道运输相对于公路、铁路等其他形式的运输，将大大缓解发展与耕地短缺的矛盾。管道建成将225、有效的降低油气挥发及事故泄漏，对环境的污染比其他任何形式的运输方式都小，是最经济和安全的油品运输方式。站场的建设、绿化会逐步使自然环境向好的方面转化，因此管线的建成从另一个方面看对自然环境和生态状况是有益的。另外管道建成投产后，建立完善的管理机构，从思想上、组织上、物资上有足够的准备，对污染事故从根本上树立以预防为主的观念。因此，该项目从环境保护角度上看是可行的。第十四章 职业安全卫生第一节 危及职业安全卫生的物质一、危及职业安全卫生的物质本工程所储、运的油品主要是汽油和柴油，均属易燃、易爆、易挥发的烃类危险物品。高浓度烃类蒸汽的聚集，在爆炸范围内与空气混合，遇到火花就可能发生爆炸事故。输油泵226、机组运行时产生的噪音，可能对周围环境及人体健康产生影响。同时，高浓度的油品蒸汽对人体也有一定的危害作用。二、危险因素分析1. 管道埋在地下，由于土壤的影响而使管道受到腐蚀，还有管道内壁的腐蚀，均可能使管道发生泄漏事故。2. 大型储油设备挥发的油气对长期接触的人员的身体健康产生危害。3. 任何原因引起油品泄漏、聚集，在遇到明火时都有可能发生火灾爆炸事故，危及到设备及人身安全。4. 大型储罐在雷雨季节，有雷击的危险，各站区的泵房、电机房及设备、管线都有产生静电的可能。5. 违反操作规程造成的操作事故。第二节 安全对策与措施一、总体布局1. 长输管道同地面建（构）筑物的最小间距符合规范要求。2. 可227、能散发可燃气体的罐组等设施布置在变配电站等易产生明火或散发火花场所的全年最低频率风向的主风侧或侧风侧，并有足够的安全防火距离。3. 利用道路进行功能分区，将生产区和生活区分开，并同时将主生产区和辅助生产区分开。4. 站场场地平整，道路布置满足消防、运输要求。二、生产工艺和设备1. 在充分考虑经济投资回报率的前提下，进一步提高全线自动控制水平。2. 设计先进、安全有效的紧急停车系统。3. 油品装卸储运设施运用高质量、高可靠性产品，关键部件和附件充分考虑工艺过程及物料特性的要求，尤其是阀门等，要严格保证其良好的密闭性能。4. 在可能发生油品泄漏或油气聚集的场所，按照石油化工企业可燃气体检测报警设计228、规范SH3063-94的要求设置可燃气体报警装置。5. 采用先进可靠的通信系统，及时反馈输油信息。三、长输管线安全对策与措施1. 设计选用质量可靠的管材和关键设备，保证管道的安全运行。2. 管道穿越不同地段，采用不同的敷设方式，切实保证管道安全。3. 管道采用外防腐加强制电流阴极保护措施以控制腐蚀。4. 各站设有可靠的高、低压泄压保护设施，抑制水击发生的可能。5. 穿越河流的管道，增设牺牲阳极保护措施，加强对管道的保护。6. 在管道干线及大型河流岸边及城市附近，设置截断阀室，减少管道事故时泄漏损失。四、油库区安全对策与措施1. 储油罐设计安装液位计、高低液位报警装置，以防止溢油事故发生。2. 229、储油罐区地基与基础设计符合标准，防止罐底地基不均匀沉降而导致罐体破损漏油事故发生。在油罐底设置阴极保护。3. 储罐的进出口管道采用金属软管连接或其它柔性连接，以保证油管能因储罐基础、管墩管架的沉降、环境温度的变化而自行补偿，不影响储罐与管件的密封连接。4. 输油泵选用性能良好的轴封装置，避免轴端漏油。5. 储罐区、泵房等爆炸危险场所的电器设备、设施的选型、设计、安装及维护等均符合爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92的规定。6. 储罐和管道均应设防静电接地设施，储罐油品的进出口接近储罐底部，罐内禁止存在未接地的悬浮物体。7. 管路系统的所有金属件，包括护套的金属包覆层均接地。8230、. 现场人员穿防静电工作服，且禁止在易燃易爆场所穿脱。五、现场施工安装过程中的安全对策与措施1. 严格挑选施工队伍，施工单位应具有丰富的油库和长输管道施工经验，管道施工单位应持有劳动行政部门颁发的压力管道安装许可证，并建立可靠的质量保证体系，确保油库和管道施工质量。2. 从事储罐和管道焊接以及无损检测的人员，必须按有关规定取得劳动行政部门颁发的特种作业人员资格证书，并要求持证上岗。3. 施工单位应具有丰富的应急技术手段，对复杂地形管道施工有多种施工方案。4. 组装完毕的防腐管道应及时下沟、及时回填，以减少或避免任何对管道和防腐层的伤害。5. 严格遵守施工规范，并有严格的施工监理制度，管道和储罐231、应由有资格的监理单位对施工质量进行监督、检查。6. 对工程中所使用的设备及附件、材料等均应严格进行施工安装前的质量检验，检验合格后方可进行施工安装。7. 施工完毕后应由具有检验资格的单位，根据输鸥输气管道线路工程施工及验收规范SY0401-98和其他有关规定，对管道和油罐施工质量进行监督检验。第三节 劳动卫生对策与措施1. 值班室、控制室等作业人员停留的室内场所要保持空气流通，必要时设置空气净化装置。2. 各作业区域配备适当的防毒面具与设施。3. 为直接接触油品作业的人员，配备去油污防护用品。4. 采用隔声设施，使作业人员尽量远离噪声。第四节 职业安全卫生管理对策与措施1. 按照国家有关规定，232、设置专门的安全卫生管理机构，配备专职安全卫生人员，配备必要的安全卫生教育和监察、检测仪器和设备。2. 建立健全的各级人员安全生产责任制，并切实落实到实处。3. 建立健全各类安全管理规章制度，并建立安全卫生质量保证体系和信息反馈体系。4. 制定各种作业的安全技术操作规程，严格工艺管理，强化操作纪律和劳动纪律。5. 加强全员教育和培训，增强安全意识，提高安全操作技能和事故应急处理能力。6. 对国家规定的特种作业人员必须进行安全技术培训，经理论和技术考试合格后方能持证上岗。7. 建立健全安全检查制度，有计划地进行安全检查，及时整改隐患，防止事故发生。8. 制定特殊危险事件及突发事件的应急计划，并进行233、必要的实践训练，保证突发情况下的安全。9. 对各岗位、设施、机动车辆、电力等建立严格管理制度，加强检查。高处作业人员配备安全保护用品，防止伤亡事故的发生。10. 成立管道监理机构，代表管道部门，在石油、天然气管道保护条例规定的范围内行使行政执法权，协同公安、司法部门保证对管道及其附属设施安全保护工作进行监督，维护条例的权威性、严肃性，保证条例的贯彻执行。11. 加强与地方政府的联系，加大石油、天然气管道保护条例的宣传力度，提高管道所经地区居民的认识，以取得他们的配合，共同维护管道安全。12. 适当提高线路巡检频率，并保证巡检的有效性。第五节 预期效果只要按照以上的对策与措施进行安全维护与管理，234、便可达到长期安全、稳定运行。第十五章 组织机构及人员编制第一节 组织机构长输管道点多线长，管理难度大，专业性强，需要设置专门的生产管理机构对管道进行安全运行管理，并确保能得到及时的维护和抢修。按照专业化管理要求，结合管道的设计水平和技术装备状况，全线按“集中管理、集中控制”的原则设置管理机构。因此，本工程设置一级管理体制，xx销售分公司为一级管理机构，负责站场及线路的管理、维护等。组织机构构成见图15-1-1。调度控制中心设在北京石油分公司xx店油库，负责首站、分油站及末站油品的调配。调度控制中心直接对各站进行生产调度与技术管理。鉴于北京市已有中石油北京分公司的陕京天然气管线和秦京原油管线经过235、，中石油北京分公司有专职的管道抢维修队伍。因此，本工程不再新设专门的管道抢维修队伍，管道维护与抢修业务均依托中石油北京分公司抢维修队。图15-1-1 组织机构图第二节 人员编制本输油管道自动化程度较高，对管理和操作人员的文化技术素质要求较高。除运行岗位从事一线操作的工人为具有技校以上文化，并经过至少半年以上专业培训的人员外，其余从事生产管理的人员应具有大专以上文化程度，并经过专门培训。正常输油运行实行四班三倒的工作制度，参照原油长输管道工程设计定员标准，结合其他新建输油管道的用人情况，按全线集中管理，运行生产实行综合岗位的要求，总定员人数为88人。定员构成详见表15-2-15。表15-2-1 236、xx店首站岗 位职务工种在岗人数班 次小 计文化程度专业技能站长12大专以上运行岗位合计18站控室248大专以上综合变电电工224技校化验兼计量计量工144技校化验分析巡线巡线工122技校总计20表15-2-2 通州注入泵站岗 位职务工种在岗人数班 次小 计文化程度专业技能站长12大专以上运行岗位合计16站控室248大专以上综合变电电工224技校化验兼计量计量工144技校化验分析总计18表15-2-3 黄村、顺义分油站岗 位职务工种在岗人数班 次小 计文化程度专业技能站长12大专以上运行岗位合计10站控室144大专以上综合化验兼计量计量工144技校化验分析巡线巡线工122技校总计12表15-2237、-4 xx末站岗 位职务工种在岗人数班 次小 计文化程度专业技能站长12大专以上运行岗位合计8站控室144大专以上综合计量计量工144技校化验分析总计10表15-2-5 调度控制中心岗 位职务在岗人数班次小计备 注调度控制中心主任122工程师212调度248自控、计算机1人、储运1人通信144总计16第十六章 项目实施及安排建议为了提高石化销售系统的市场竞争能力，早日建成环北京成品油管道，管道的建设周期从立项起计算，按1年零三个月工期进行安排。由于工程较大，为了按期完成，在符合建设程序的条件下，部分工作交叉进行。具体工程的建设进度安排见表16-1-1。表16-1-1 工程建设进度表 时间项目 238、12345678910111213141516可研与评审初设与评审施工图设计征地采办管线安装站场施工试运、投产第十七章 投资估算及资金筹措第一节 项目概况和基础数据北京油管线工程，管线全长144km，管径323.9和273.1，材质为L320，采用加强级熔结环氧粉末防腐。扩建xx店首站、黄村和顺义分油站、xx末站四座工艺站场，在北京市设调度控制中心1座。全线设有阴极保护站2座，线路截断阀室4座。 2010年新建通州注入泵站1座。项目建设期1年，项目生产期20年，计算期21年。项目设计输量为285104t/a。第二节 投资估算和资金筹措一、投资编制依据1.长距离输油管道工程建设投资估算指标2. 239、石油建设安装工程费用定额、石油建设安装工程其他费用规定3.中石化总公司石油化工项目可行性研究投资估算编制办法4.中石化总公司石油化工项目可行性研究报告编制规定5. 各设计专业提供的工程量。二、投资估算结果建设投资估算表见附表1.1、1.2、1.3。1. 建设投资估算总额23943万元，含外汇298万美元，汇率按1美元=8.29元人民币折算。其中固定资产费用为19496万元，无形资产费用953万元，递延资产费用596万元，预备费2104万元。2. 建设期利息为477万元。3. 项目流动资金按详细计算法进行计算为318万元。4. 项目总投资包括建设投资、建设期利息和流动资金，项目总投资为23943240、万元。以上是汽柴油顺序输送方案一投资（不含通州泵站）；如果按汽柴油分开输送（方案二），建设投资为29128万元；汽柴油顺序输送西线方案（方案三），建设投资为24690万元。 表17-2-1 项目总投资汇总表 单位：万元序号项 目 名 称方案一建设投资方案二建设投资方案三建设投资方案一占总投资比例1建设投资23148291282469096.68%1.1固定资产费用19496246552082481.42%1.2无形资产953112010073.98%1.3递延资产5967056142.49%1.4预备费2104246822458.79%2建设期利息4771.99%3流动资金3181.33%4项241、目总投资23943100.00%三、资金筹措投资计划和资金筹措表见附表二。项目计划1年建设完成，项目建设投资30为中石化股份有限公司自有资金，70为银行贷款，根据央行长期贷款利率计算建设期利息477万元。铺底流动资金按自有资金考虑，不计建设期利息。项目总投资包括建设投资、建设期利息和流动资金，总投资为23943万元。第三节 财务评价一、成本估算营运成本费用表见附表四。动力：电价0.65元/kW.h工资及福利：2.5万元/人.年其他管理费用：2.4万元/人.年；租用电话公网8条，计30.72万元/年折旧费：按直线法计算综合折旧率为5；残值率0修理费：按折旧30%的比例提取,分期摊销无形资产摊销费242、：按10年平均摊销递延资产摊销费：按5年平均摊销计算期：21年基准收益率：税前12%估算正常年输油成本2579万元，其中经营成本1321万元。二、营运收入和营运税金及附加的计算损益表见附表五.1. 营运收入计算生产期第1年（2005年）起输量按为161万吨，以后各年逐步递增达到2015年输量282万吨。按照税前12%收益率测算项目单位运价为0.205元/t.km，项目年输量206万吨时，年输油收入为5682万元。表17-3-1 输油运价和收入计算表序号运至地点运输距离（km）运价 (元/吨)运输量 (万吨)收入(万元)1黄村255.1653332顺义10020.511723983xx14429243、.5100295128256822. 营运税金及附加计算营业税：营运收入3%城建税：营业税7%教育税附加：营业税3%营运税金及附加营业额3.3%3. 利润计算及分配年利润年营运收入年营运成本费用年营运税金及附加企业所得税利润总额33税后利润年利润-所得税税后利润为可供分配利润，按10%分别提取盈余公基金和公益金，其余为应付利润和未分配利润, 未分配利润在还款期间全部用于还款。三、财务盈利能力分析全部投资现金流量表见附表六，自有现金流量表见附表七。根据生产需要，2009年建设通州泵站，2010年建成投入使用。通州泵站建设投资2462万元计入2010年及以后的现金流出。根据石油工业建设项目经济评价244、方法与参数规定，设定项目基准收益率为12%，基准投资回收期为8年。1. 全部投资现金流量表所得税前财务内部收益率12.00%，所得税后财务内部收益率9.63%。所得税前财务净现值（ic=12%）11万元，所得税后财务净现值-3326万元。所得税前投资回收期9.44年，所得税后投资回收期10.44年。2. 自有现金流量表自有资金财务内部收益率为11.62%。自有资金财务净现值（ic=12%）-345万元。3. 投资利税率、投资利润率和资本金利润率投资利税率（年营运收入年营运成本费用）100%/总投资9.61% 投资利润率年利润总额100%/总投资8.92%资本金利润率=年均利润总额100%/资本245、金总额30.41%四、财务不确定性分析1. 盈亏平衡分析根据线性盈亏平衡分析方法测算生产能力利用率。生产能力利用率(BEP)=年固定成本/(年营运收入-年可变成本-营运税金及附加)=41.74% 计算表明年输量118104t为项目的盈亏平衡点，保证输量才能保证项目实施前后企业的效益不发生改变。2. 敏感性分析在计算期内可能发生变化的因素有营运收入、经营成本、固定资产投资等因素，各单位因素在20% 内变化时，对财务内部收益率影响分析如下：表17-3-2 敏感性分析表 投资 内部收益率 营运收入 内部收益率经营成本 内部收益率-20%15.58%20%7.94%20%12.93%-10%13.64246、%-10%10.04%-10%12.47%012.00%012.00%012.00%10%10.61%10%13.86%10%11.53%20%9.38%20%15.65%20%11.05%分析可以看出，营运收入（输量或运价）和投资对项目财务效益指标影响最大，经营成本对项目的影响较小。3. 根据财务不确定性分析，本项目对原油输量和运价的变化最为敏感，保证原油具有稳定的输量和合理的运价即是保证本项目经济效益的关键。第四节 评价结论与建议一、 项目主要经济评价指标 表17-4-1 财务评价指标汇总表序号项目单位计算结果1基本数据1.1总投资万元23943建设投资万元23148建设期利息万元477流247、动资金万元3181.2年均营运收入万元5040吨公里运价元/t.km0.2051.3年均营运成本费用万元2738年均经营成本万元1182吨公里成本元/t.km0.0991.4年均营运税金及附加万元1661.5年均利润总额万元21351.6年均所得税万元7051.7年均税后利润万元14332财务评价指标2.1投资利税率%9.612.2投资利润率%8.922.3税前内部收益率%12.002.4税前投资回收期年9.442.5税后内部收益率%9.632.6税后投资回收期年10.442.7自有资金内部收益率%11.622.8借款偿还期年9.58二、管输与铁路运输方式运价对比目前北京地区成品油主要为铁路运248、输，部分为公路运输，铁路综合运价为43元/吨，公路为46.2元/吨。管输的平均运费为27.15（含xx-xx店管输费7元/吨），与铁路相比，管输206万吨成品油可节约运费4470万元/年，因此本项目可较大幅度降低成品油运输成本。据统计，北京地区成品油铁路运输损耗为0.3%，预计管输成品油损耗低于0.1%，管输成品油至少可节约油品损耗1692万元。因此管输成品油节约运输和损耗费用6162万元。三、评价结论1.通过财务评价分析，项目的税前财务内部收益率达到12.00%，全部投资可在9.44年内收回，表明项目的盈利能力较好，项目在财务上是可行的。2.从管输运价与铁路运价比较来看，项目可节约运输和损耗费用6162万元，较大幅度降低了石油公司的成品油运输成本，提高了石化企业市场竞争力。3.通过项目不确定性分析，单位运价为0.205元/t.km时,项目的抗风险能力较强。4.本项目为北京石油分公司储运设施优化整合的组成部分，管道建成后将关闭10座油库，根据北京石油分公司测算，除管道节约运输和损耗费用外，2010年，油库可节约运营费用3591万元。5.与其他运输方式相比，管道运输除节约运输和损耗费用，同时可实现成品油安全、可靠、及时的运输，减少城市环境污染。