1、前 言2009年9月15日，XX省发展改革委员会、省LNG筹建办公室，在XX主持召开XX天然气管网规划启动项目建设协调会。会议布置了实施XX天然气管网规划启动项目工作要求，研究前期工作存在的问题，协调明确下阶段工作计划和工作任务。会议认为，XX、XXXX总公司高度重视XX天然气管网规划和建设工作。XX天然气管网建设规划的实施，必将进一步推动XX省建设海峡西岸经济区步伐，对优化XX省能源结构、保护环境、改善人民生活将起到积极作用。会议强调，推进XX天然气管网规划启动项目建设对海峡西岸经济区天然气管网建设规划的实施具有重大意义。各级政府有关部门要根据XX关于研究LNG总体项目和宁德溪南工业区开发有2、关工作的会议纪要（2009107号）中提出“抓紧完善XX天然气管网建设规划，尽快落实年度建设计划，争取今年10月份部分管线动工建设”的要求和第33次XX常务会议纪要有关“各级各部门要通力协作，密切配合，加快推进管网建设”的指示精神，认真开展各项工作。随着XX天然气管网项目的启动，XX市为该项目的供应城市之一，XXXX燃气有限公司委托我院对XX市液化天然气利用工程XX市城市燃气项目作可行性研究，2009年10月我院派人员至现场。在XX市液化天然气筹建领导小组、XX市发改局、建设局、规划局、经贸局、技术监督局、环保局、教育局、统计局、卫生局、供电局、XXXX燃气有限公司等有关部门和单位的大力支持下3、，现场搜集大量资料，在此上基础进行计算、分析、方案论证和研究，编制了XX市液化天然气利用工程XX市城市燃气项目可行性研究报告。在此对我院技术人员在现场期间给与我们支持和帮助的有关部门和人士表示衷心感谢！1. 总论 1.1 项目名称、建设单位、编制单位1.1.1 项目名称XX市液化天然气利用工程XX市城市燃气项目可行性研究报告1.1.2 建设单位XXXX燃气有限公司1.1.3 编制单位XX市政工程XX设计研究总院1.2 编制依据1.XX都市区总体规划说明书（20082030年）2.XX都市区总体规划（图册）（20082030）3.XX年鉴（20072009）4.XXXX燃气有限公司委托我院编制X4、X市液化天然气利用工程XX市城市燃气项目可行性研究报告的设计委托书。5.XX市城市总体规划（20002020年）6.XX省发展和改革委员会关于XX天然气管网规划启动项目建设协调会议纪要200974号7.XX市城市燃气专项规划（XX市政工程XX设计研究院）8.XX市燃气专项规划（20022020）9.XX城市公共交通规划10.XX城市环境规划（规划文本）11.XX市工业发展规划12.XX市人民政府办公厅关于明确城市门站项目业主的函。13.XX天然气管网规划文件（有关营前宁德）1.3 编制原则1.在城市总体规划的指导下，从实际出发，远近期结合，统筹安排，分期实施，逐步完善。2.设计方案选用先进、成5、熟、可靠的工艺技术，积极采用新工艺、新技术、新材料、新设备，供气方案做到安全、稳定、可靠，同时又要经济合理，以减少投资和占地。3.贯彻城市燃气为用户服务，为发展生产服务，为改善城市服务的方针，确定合理的用气发展指标及供气比例。4.坚持科学态度，积极发挥XX现有城市燃气设施的作用，做好新建燃气设施与原有设施的衔接。5.从合理利用能源，提高效率出发，首批气化用户选在靠近管线的比较集中并具有一定规模和经济实力供气条件较好的城区。6.充分考虑XX市区与周围县市区域关系，考虑在燃气市政设施建设上相互配合、相互衔接、相互利用，共同发挥最大效益。1.4 编制范围和期限1.4.1 编制范围结合XX市城市总体规6、划和XX省液化天然气项目建设情况，确定本可行性研究报告编制范围为：2011-2020年供气范围内居民、公建及工业用户和天然气锅炉、天然气汽车等用气量计算以及门站、液化天然气（LNG）储气调峰站、CNG汽车加气站、高压输气管道、高中压调压站、中压输配系统设计、储气方式及储气容积方案论证，同时进行工程投资估算和经济分析，并对2030年用气量进行预测，进行管道计算及站区布置。1.4.2 建设期限1. 投产初期：2012年2.近期：2015年3.中期：2020年4. 远期：2030年1.5 城市及城市燃气概况1.5.1 城市概况（1）地理位置和行政区划XX位于XX省东部，地处闽江口南岸，东濒东海，面对7、台湾海峡，北沿闽江，南毗福清，西界闽候，距XX市区33km。XX市土地总面积718.88km2,海域面积1237km2。市域包括18个乡镇，分别为吴航、航城、营前、首占、金峰、玉田、梅花、潭头、江田、鹤上、古槐、漳港、湖南、文岭、松下、文武砂16个镇和猴屿、罗联2个乡。1994年撤县改市，现为XX8个市辖县市之一。（2）自然条件地形地貌XX地热西南高，东北低。低山丘陵由中生代火成岩和花岗岩石组成，海岸类型以砂岸为主。主要地貌类型有滨海平原、河口平原、丘陵山地、河心洲岛与浅海滩涂等。地形地貌：XX属东南闽浙低山丘陵的一部分。地热由南部与中间向北部及东部渐次下降。南部、中部低山丘陵蜿蜒起伏，海拨28、00650米，大埔尾部海拨646.3米，为全境最高点。中部龙腰山将XX平原分成两片：西部，北向营前向南延伸至玉田，是大片的河谷平原，高度多在海拨10米以下；东部，北超潭头，南至江田，是广阔的滨海平原，海拨25米，为全境最低点。滨海平原，湖南、文岭、梅花等地分布着海蚀残丘、缓冈、台地，多在海拨500米以下，其外侧包括梅花、文岭、湖南、漳港、文武砂、古槐、江田等沿海一线，分布着风成砂丘和波状丘地，海拨1060米。气象XX属亚热带海洋性季风气候，全年温湿多雨，四季温和，夏长无酷署，冬短少霜雪。温度：多年平均气温为19.3，极端最高气温37.8，极端最低气温为-1.3，旬温22的旬数有14旬，而旬温19、0只有一旬。降水：多年降雨量均在12001550mm之间，多年平均降雨量为102.3mm。风：年平均风速4.1m/s，全年主导风向东北风，夏季多偏南风，冬季多偏北风。台风多在夏秋两季。日照：全年无霜期高达332天。实际有霜日数累计平均26天，年日照时数累计平均达1837小时。相对湿度和蒸发量：多年平均蒸发量鹤上地区为1526.4mm，梅花地区为1173.5mm。工程地质和水文地质XX市区范围内土质主要有粘土、重粘土、淤泥、岩石几种，地耐力差异很大。大面积冲积平原及沿河网水系周围的农田地基承载力不足5t/m2,现状建成区周围粘土承载力为15t/m2,而在山坡、上陵、岩石地段，承载力达30t/m210、以上。地震XX地处XX广东南沃活动断裂带北端，且靠近台湾地震活动带，历史上曾发生多次地震。根据地震烈度区划，XX属七度设防区。（3）经济发展概况据统计，2007年实现地区生产总值210亿元，比上年增长15%；财政总收入18.18亿元（不含基金），比增23.6%；地方财政收入8.81亿元，比增23.6%；工业总产值560亿元，比增23.6%，规模以上工业总产值500亿元，比增36%；内资实际到资30亿元，实际利用外资0.46亿美元，出口总值2.3亿美元；农林牧渔产值45.28亿元，比增15.5%；城镇居民人均可支配收入16840元，比增19.8%；农民人均纯收入7357元，比增11%。（4）社会11、发展目标XX市社会发展目标是：实施科教兴市战略，推动社会进步；控制人口增长，提高人口素质；扩大劳动就业，增加城乡居民收入；完善社会服务保障，协调经济与社会的发展；注重环境保护，增强“三废”治理能力；提高绿化水平，保障生活质量。把XX建设成为科技进步、教育先进、文化繁荣、精神文明、卫生整洁、生态平衡、环境良好的现代化大城市。（5）能源供应与消费能源供应XX是缺能地区，所需煤炭、成品油、液化气等能源均需从处地调入。电力除水电外，火电的一次能源煤炭、成品油等也要从外地调入。2008年，XX市共消耗能源折标煤367万吨，其中：煤炭3430000吨，汽油1973万吨，柴油3894万吨，燃料油3250万吨12、，液化气644吨，电力3.8亿千瓦时。能源消费现状能源消费现状XX市能源消费主要以电力和煤炭为主，2007年XX市消耗电力40.8亿千瓦时，煤炭年消耗原煤349万吨，各种成品油年消耗1.1万吨，液化气年消耗644吨，煤炭主要用于发电和工业生产，电力主要是民用、工业和娱乐商业使用，成品油主要用途是交通运输和燃料，液化气主要用于炊事及少量工业用户。（6）环境状况XX市大气污染源主要来自燃煤排放烟尘和二氧化硫，工业生产排放的各种有害气体和工业粉尘以及汽车、摩托车排放的废气。2001年，XX市城区二氧化硫年平均值为0.016毫克/立方米，氮氧化物平均值0.020毫克/立方米，总县浮颗粒物平均值0.0413、1毫克/立方米，均达到国家环境空气质量二级标准；降尘量年平均值4.27吨/平米公里月，达到地方标准。根据XX城市环境规划目标：2020年使XX市环境污染得到有效控制，城市空气、地面水环境和声学环境质量得到进一步改善，把XX市建设成为清洁、优美、舒适、安静、生态环境良好的现代化城市。1.5.2 城市燃气概况XX燃气行业起步于1990年，目前市域内已建成2个LPG储配站，13个灌瓶站，62处供气代办点，为改变居民以燃煤、木柴为主的燃料结构，减少污染，保护环境，保护林木资源发挥了很大的作用，也为人民生活生产带来了较大的便利。目前全市用气全部为液化石油气瓶装供应，管道供气正在筹建中。1.现状储配站（二14、级站）XX市域现有LPG储配站2个，总罐容达8000m。2.现状灌瓶站（三级站）XX市域内现有已建成灌瓶站15个。XX市域现有灌瓶站数量多、规模小，且分布存在东北密、西南无，沿海多、内陆少的不合理状况。3.XX市区XX市城区(吴航、航城街道)只有一家小区液化石油气气化站供部分居民与少量公建用户使用。1.6 工程项目概况1.6.1 工程建设地点工程建设地点:XX省XX市工程建设单位: XXXX燃气有限公司工程设计单位:XX市政工程XX设计研究总院1.6.2 工程建设规模投产初期（2012年）气化居民18.61万人，气化率为45%（供气范围内）年用气量1041.36万标米，公建用户年用气量386.15、03万标米；工业用户（含锅炉用户）年用气量6669.41万标米；空调用户年用气量124.44万标米；汽车用户年用气量460.28万标米；未可预见量456.92万标米，年用天然气用量9138.44万标米（合6.82万吨）,计算月计算日用气量为28.62万标米。近期（2015年）气化居民28.06万人，气化率为60%（供气范围内）年用气量1565.06万标米，公建用户年用气量1233.35万标米；工业用户（含锅炉用户）年用气量14860.84万标米；空调用户年用气量248.88万标米；汽车用户年用气量699.92万标米；未可预见量979.37万标米，年用天然气用量19587.41万标米（合14.616、2万吨）,计算月计算日用气量为62.03万标米。中期（2020年）气化居民49.77万人，气化率为85%（供气范围内）年用气量2749.99万标米，公建用户年用气量1858.92万标米；工业用户（含锅炉用户）年用气量6600.18万标米；空调用户年用气量456.27万标米；汽车用户年用气量1576.18万标米；未可预见量1371.92万标米，年用天然气用量27438.30万标米（合20.48万吨）,计算月计算日用气量为85.41万标米。远期（2030年）气化居民100.44万人，气化率为95%（供气范围内）年用气量5827.82万标米，公建用户年用气量2811.88万标米；工业用户（含锅炉用户17、）年用气量27307.00万标米；空调用户年用气量871.07万标米；汽车用户年用气量3646.71万标米；未可预见量2129.71万标米，年用天然气用量42594.19万标米（合31.79万吨）,计算月计算日用气量为127.50万标米。1.6.3 气化范围（由门站供应）根据总体规划对区域功能的分析及规划发展情况，本可行性研究报告供气范围确定为：投产初期、近期、中期(2012年、2015年、2020年)2020年以前本工程气化范围是: XX中心城区、鹤上镇；空港新城、滨海新城。其中XX中心城区包括：吴航街道、 航城街道、营前街道、首占街道；XX空港新城包括：漳港街道、湖南镇、金峰镇；XX滨海新18、城包括：江田镇、古槐镇、文武砂镇、松下镇。远期（2030年）根据城市总体规划及各县市区地理位置规模，结合工程经济效益，2030年在近期供气基础上提高XX市区供气规模；并向福清洪宽工业区扩展。 梅花镇、潭头镇、猴屿乡、文岭镇、玉田镇、罗联乡因距XX市区30-40公里，用气量较小，输气管长，投资大，经济效益差，因此不纳入本工程供气范围。1.6.4 工程建设内容及投资本工程主要内容包括XX市的门站、LNG储气调峰站、CNG加气站、高压管道、高中压调压站、中压管网、生产调度管理系统等。XX市工程概算总投资51012万元。主要工程建设内容：（1）城市门站1座；（2）LNG储气调峰站3座；（3）CNG加气19、母站1座；（4）CNG加气站4座；（5）高压管道本工程建设高压管道设计长度26.4公里（DN400管道）。（6）高中压调压站本工程新建高中压调压站共计6座。（7）城区中压管道本工程新建中压管道共计198.8公里。其中中压干管98.8公里，中压支管100公里；中低压调压箱135台.（8）生产调度管理系统本工程新建生产调度管理系统;（9）后方设施本工程新建公司办公楼3000米2，6座营业、检修点，建筑面积2400米2。1.6.5 编制遵循的规范和标准本设计遵循下列主要标准、规程和规范的最新版本。（1） 汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006年版）（2） 城镇燃气设计规范GB20、50028-2006（3） 建筑设计防火规范GB50016-2006（4） 构筑物抗震设计规范GB50191-93（5） 建筑物防雷设计规范GB50057-94（2000年版）（6） 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92（7） 建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005（8） 建筑抗震设计规范GB50011-2001（2008年局部修改条文）（9） 建筑给水排水设计规范GB50015-2003（10） 供配电系统设计规范GB50052-95（11） 低压配电设计规范GB50054-95 （12） 污水综合排放标准GB8978-1996（13） 大气污染物综合排放标准GB121、6297-1996（14） 建设项目环境保护管理条例 国务院253号令（1998年）（15） 城市区域环境噪音标准GB3096-2008（16） 输气管道工程设计规范GB50251-2003（17） 工业金属管道设计规范GB50316-2000（18） 燃气用埋地聚乙烯管材GB15558.1-2009（19） 燃气用埋地聚乙烯管件GB15558.2-20052. 气源2.1 供气气源供气气源由中海XX天然气有限责任公司通过长输管线提供。2.2 液化天然气气态的组份及物性参数液化天然气气态的组份及物性参数由XXLNG站线项目执行办公室提供。LNG组分及物性参数（Indonesia）表2-1项 目22、范围平均值实验方法ISO轻重N2，mol%0.4510.3690.400ISO6974:1984C1, mol%97.03296.07196.299C2, mol%2.0142.7892.585C3, mol%0.3460.5300.489iC4, mol%0.0700.1020.100nC4, mol%0.0780.1290.118iC5, mol%0.0020.0030.003nC5, mol%0.0020.0030.003硫化氢：（ppm in volume）3.53.53.5ISO6326-4:1994总硫份：(mg/kg)33.833.433.5杂质及其它NilNilNil分子量，k23、g/kmol16.5416.7316.69ISO6976:1995气化温度T(1.01325ba)-162.5-162.1-162.2液相密度,kg/m435.2438.3437.7液相热值，MMBtu/T52.0652.0552.04ISO6976:1995气相密度0，kg/Nm15.5（60F），kg/m20，kg/m0.73990.69990.68900.74830.70780.69680.74640.70600.6951ISO6976:1995液态/气态膨胀系数0，Nm/mLNG15.5（60F）,m/mLNG20,m/mLNG588.2621.8631.6585.7619.2629.24、0586.4619.9629.60状态下，1.01325bar低热值,kJ/m36,62137,04436,941ISO6976:1995高热值,kJ/m40,63841,09140,980华白指数,kJ/m53,76954,06453,98615.5(60F)状态下，1.01325bar低热值,kJ/m34,64235,03934,941ISO6976:1995高热值,kJ/m38,44138,86738,762华白指数,kJ/m50,86251,13851,06420状态下，1.01325bar低热值,kJ/m34,10234,49434,402ISO6976:1995高热值,kJ/m3725、,48238,26338,164华白指数,kJ/m50,07050,34450,2752.3 调峰界面根据上游供气方与下游城市用气方签定供气框架协议，各城市的月、日峰由上游供气方决定，小时供应流量由最大小时提气速率决定。2.4 供气压力XX分输站供XX市区门站的压力为4.0MPa至4.8MPa (表压)。3. 供气范围及供气规模3.1 供气原则1.确定供气区域应从技术上、经济上综合考虑，近期工程应选择经济较发达、城市化程度较高的市县。2.城市燃气的供气范围主要以市区、城区为主，优先供应供气范围内气化条件好的城市居民用气.3.满足供气范围内的各类公建的用气需要.4.适当发展使用燃气后可提高产品质26、量、改善劳动条件、提高经济效益和具有环境保护效益的工业用户用气.5.积极推进燃气汽车和燃气空调用户的发展。3.2 气化范围根据总体规划对区域功能的分析及规划发展情况，本可行性研究报告供气范围确定为：投产初期、近期、中期(2012年、2015年、2020年)2020年以前本工程气化范围是: 中心城区、鹤上镇；空港新城、滨海新城。其中XX中心城区包括：吴航街道、 航城街道、营前街道、首占街道；XX空港新城包括：漳港街道、湖南镇、金峰镇、文岭镇；XX滨海新城包括：江田镇、古槐镇、文武砂镇、松下镇。远期（2030年）根据城市总体规划及各县市区地理位置规模，结合工程经济效益，2030年在近期供气基础上提27、高XX市区供气规模；并向福清洪宽工业区扩展。 梅花镇、潭头镇、猴屿乡、文岭镇、玉田镇、罗联乡因距XX市区30-40公里，用气量较小，输气管长，投资大，经济效益差，因此不纳入本工程供气范围。3.3 各类用户用气指标确定3.3.1 居民用户居民用户用气量指标是确定居民用户用气量的一个重要基础数据，其数据的准确性、可靠性决定了城市居民用气量计算及预测的准确性、可靠性。影响居民生活用气定额因素很多。主要有居民的生活水平和生活习惯，住宅内用气设备的设置情况，公共服务设施（食堂、熟食店、饮食店、浴室洗衣房等）的发展程度以及市场主、副食的成品、半成品的供应情况，热水供应情况，气价等，由于确定居民生活用气量指28、标的影响因素很多，因此各个城市或各个地区的居民用气量指标不尽相同。以下是统计的现状XX市居用户2003年2008年用气量指标（兆焦/人年）。2003年2004年2005年2006年2007年2008年平均抽样调查统计1645163816521685167616501658销售资料统计1703162117361615166016801669居民生活用气量的大小与许多因素有关，其中有些因素会使用气量增加，有些因素又会造成用气量的减少，现就影响这一指标的几个主要因素进行分析：（1）用户燃气设备的类型通常燃具额定功率越大居民年用气量越大，而且用户设置燃具的额定功率一般都比实际需要的功率要大，但当用户使29、用的燃具额定功率达到一定程度时，居民年用气量将不再随这一因素增长。居民有无集中热水供应也直接影响到居民年用气量的大小，目前用户一般不考虑集中热水供应，所以居民用户用气的目的应包括炊事和热水（洗涤和淋浴）,但由于XX一部分居民热水由温泉供应，一部分居民热水供应采用电热水器（房屋结构原因），燃气快速热水器的发展受到许多限制。（2）能源多样化其他能源的使用对用气量有一定影响，如电饭煲、微波炉、电热水器等设备使用比例增加时，燃气用量必然减少。（3）户内人口数随着使用同一燃器具的人口数增加，人均年用气量降低。由于社会综合因素的作用，我国居民家庭向小型化发展，随之人均年用气量略有增加。（4）社会配套设施的30、完善程度社区的公共福利设施完备时，居民通常会选择省时省力和较经济的用餐方式和消费形式，随着市场经济的发展，服务性设施日益完善，家庭用热日趋社会化，户内节能效益不断提高，这无疑将使居民年用气量指标成平稳发展的趋势。（5）其他因素社会生活总体水平、国民人均年收入的提高是激励消费的因素之一，燃气价格、生活习惯、作息及节假日制度、气候条件等也会对居民年用气量产生影响。根据以上分析，在现状调查的基础上，同时考虑将来发展的可能，并参考XX市的居民用户用气量指标， 2020年，XX市居民用户用气量指标为2095兆焦/人年（50万大卡/人年）。暂住人口居民用户用气量指标按居民用户用气量指标的70%计算。20331、0年，XX市居民用户用气量指标为2303兆焦/人年（55万大卡/人年）。暂住人口居民用户用气量指标按居民用户用气量指标的70%计算。3.3.2 公建用户用气指标在现状调查的基础上，同时考虑将来发展的可能，确定XX市公建及商业用户用气指标如下表：公共建筑及商业用户用气涉及用户类型较多，影响这类用户用气的因素有：* 城市燃气供应管网布置与公共建筑分布的状况；* 公共设施的标准及居民应用这些设施的程度；* 用户现有用气设备的性能、效益、运行管理水平及使用均衡程度；* 地方气候条件；通过调查XX市公共设施耗能现状，考虑城市发展以及公共设施的逐步完善程度，确定XX市各公共建筑及商业用户用气量指标见下表。32、主要商业及公建用户用气指标类别单 位用气指标备注高级宾馆兆焦/床年(万大卡/床年)8374（200）该指标负荷包括饮食和饮用热水等一般宾馆兆焦/床年(万大卡/床年)4187（100）该指标负荷指普通设施条件一般的中、低档宾馆、招待所、旅馆饮食业兆焦/座年(万大卡/座年)8374（200）包括各类对外营业性质的营业餐馆职工食堂兆焦/人年(万大卡/人年)2094（50）指机关、企业、医院事业单位的职工内部食堂医院兆焦/床年(万大卡/床年)3350（80）餐饮卫生消毒用热等托儿所全托 兆焦/人年1256（30）餐饮、卫生用热等半托 兆焦/人年628（15）大专院校兆焦/人年(万大卡/人年)1256（33、30）餐饮、洗浴用热等3.3.3 空调用户用气指标根据XX市的气候特点和对运行燃气空调机组的调查，确定办公楼的制冷指标为16.7瓦/米2（60千卡/米2时），商业用房的制冷指标为22.2瓦/米2（80千卡/米2时）。3.3.4 天然气汽车用气指标目前，国内城市汽车大部分以燃油为主，燃油汽车能耗大，汽车尾气成为城市市区污染的一个比较主要的低空污染源之一。燃油汽车改燃天然气后，能耗低，汽车尾气基本上没有污染。本工程天然气汽车主要考虑出租车、公交车，根据公交车的耗气情况，确定公交车每百公里耗气按25m，日运行公里数200公里计。出租车每百公里耗气按10 m，日运行250公里。年行驶时间按365天。燃34、气汽车用气指标项目天然气（立方米/百公里辆）日行程（公里）公交汽车25200出租车102503.4 用气不均匀系数的确定3.4.1 居民及公建商业用户不均匀系数分析和确定由于城市居民用户和公建用户具有基本相同的用气规律，因此居民及公建用户不均匀系数有比较接近的变化规律，在设计上可以将它们合为一起考虑其不均匀性。城市燃气耗量随月、日、时都是变化的，它与城市性质、气候、供气规模、用户结构、流动人口状况、居民生活水平和习惯以及节、假日等等均有密切关系。影响月不均匀性因素主要为气候、节假日及流动人口状况，结合XX实际情况，确定计算月不均匀系数为K月=1.12一个月或一周中的日用气量不均匀性主要取决于居35、民生活习惯，气温变化等，确定K日=1.41居民和商业用户的小时用气不均匀性波动较大，小时不均匀性与居民生活习惯、城市大小、供气规模及工作作息制度有关，根据XX具体情况，确定时不均匀系数K时=2.64。居民和商业用户的各月、计算周、计算日小时的不均匀系数如下：居民和商业用户月不均匀系数表月份一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月系数1.071.121.061.000.950.940.930.910.950.971.051.06居民和商业用户计算周7天日不均匀系数表星期1234567系数1.021.111.000.961.051.410.97居民和商业用户计算日各小时不均匀系数表时间36、01234.00567891011系数0.370.270.020.100.000.000.070.600.841.081.171.73时间121314151617181920212223系数2.342.051.341.421.932.222.641.660.860.580.260.483.4.2 工业企业不均匀系数分析和确定工业企业用气量是根据企业生产规模，耗气设备额定能力及燃烧效率，生产班制决定的。工业用气平日波动较小，而在轮休日和假日波动较大。正常生产情况每个工业用户月和日用气的变化很小，或是基本不变。而小时用气变化体现在生产班制上。工业企业生产用气的不均匀性可按各类用户燃气量的变化迭加后37、确定。因此考虑市场的情况，同时参考有关国内城市工业用户的月不均匀性和按不同的生产班制均衡用气考虑工业用气月、日、时不均匀情况，不均匀系数如下：计算月不均匀系数：KM=1.15计算日不均匀系数：KM=1.00计算小时不均匀系数：一班制：Kh=3.0 二班制：Kh=1.5 三班制：Kh=1.0工业用户的各月、计算日小时的不均匀系数如下：工业用户的各月不均匀系数表月份一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月系数1.081.150.881.051.130.9030.980.991.040.970.950.89工业用户的计算日各小时不均匀系数表时间工业班制时间工业班制一班二班三班一班二班三班38、00011201.5110011331.5120011431.5130011531.5140011631.5150011701.5160011801.5170011901.51831.512001.51931.512101.511031.512201.511131.512301.513.4.3 燃气空调用户不均匀系数分析和确定通过对使用中央空调的大型商场、宾馆、写字楼的调查，各类空调用户使用高峰在七、八月份，也就是天气最炎热的月份，此时正是其它燃气用户用气低峰月。这些公共设施中，商场在营业的12小时内运行，而写字楼空调的开启集中在上班时间（8小时）。对于燃气空调用户的不均匀性系数，因国内尚无其39、详细数据，只能参考有关城市电力情况加以推断确定，由于本工程空调用户大部分为办公和商业用房，故空调用户的日不均匀性不强。本工程确定的燃气空调用户不均匀系数如下：燃气空调用户月不均匀系数表月份一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月不均匀系数0.000.000.000.000.000.931.121.140.980.830.000.00计算日不均匀系数：K日=1.4燃气空调计算日小时不均匀系数表小时01234567891011系数办公3.003.003.00商业2.002.002.00系数小时121314151617181920212223办公3.003.003.003.003.00商40、业2.002.002.002.002.002.002.002.002.003.4.4 CNG汽车用户不均匀系数CNG用户根据其用气特性，采用三班制连续生产，年工作日为365天。1）CNG汽车月不均匀系数考虑到夏季居民外出活动时间长，汽车用气量与其它季节相比会有增加，本规划确定汽车月高峰系数为1.15。2）CNG汽车日不均匀系数汽车用气的日不均匀性很小，所以确定汽车用户的日高峰系数为1.0。3）CNG汽车时不均匀系数综合考虑公交车、出租车的作息时间和出租车部分存在着人歇车不歇的情况，拟定汽车用气时间为早上6点到晚上10点，共计16个小时。时不均匀系数为1.5。3.4.5 各类用户计算日24小时时41、不均匀系数总表时间居民公建工业空调汽车一班二班三班办公商业00.370.000.01.00.00.00010.270.000.01.00.00.00020.020.000.01.00.00.00030.100.000.01.00.00.00040.000.000.01.00.00.00050.000.000.01.00.00.00060.070.000.01.00.00.001.570.600.000.01.00.00.001.580.843.001.51.00.00.001.591.083.001.51.03.02.001.5101.173.001.51.03.02.001.5111.73342、.001.51.03.02.001.5122.340.001.51.03.02.001.5132.053.001.51.03.02.001.5141.343.001.51.03.02.001.5151.423.001.51.03.02.001.5161.933.001.51.03.02.001.5172.220.001.51.00.02.001.5182.640.001.51.00.02.001.5191.660.001.51.00.02.001.5200.860.001.51.00.02.001.5210.580.001.51.00.00.001.5220.260.001.51.00.00.43、001.5230.480.001.51.00.00.000合计24.0024.0024.0024.0024.0024.00243.5 各类用户年用气量计算3.5.1 居民用户年用气量计算(1)人口发展规模预测根据XX都市区总体规划（20082030年）等资料，XX市气化区域2011年2030年的人口发展规模预测表如下：XX市域人口发展规模预测表 表3-5-1（2）居民用户气化率发展预测XX市现在只有部分液化气居民用户，用气量不多。由于天然气的具有使用安全、环保且价格相对液化石油气便宜等优点，吸引大量居民用户改用天然气。XX市引进天然气，大量的居民用户改用天然气，天然气的气化率2011年预计达到44、40%，随着经济的发展，人民生活水平的提高，使用天然气的居民越来越多，天然气的气化率也越来越高。到2030年，绝大部分居民用户使用天然气，XX市城镇人口气化率预计达到95%。根据XX市规划人口密度、住宅建设情况、城市经济发展规划，预测居民等天然气用户气化率发展情况如下：居民用户气化率发展预测表 （%）表3-5-2（3）居民用气量预测XX气化区域规划人口投产初期（2012年）按41.35万人，近期（2015年）规划人口按46.77万人，中期（2020年）规划人口按58.55万人，远期（2030年）规划人口按105.72万人。气化率： 2012年气化人口按规划人口的45%计算，2015年气化人口按45、规划人口的60%计算，2020年气化人口按规划人口的85%计算，2030年气化人口按规划人口的95%计算。按居民用气指标和气化率计算，2012年，居民用户规模用气量1041.36万标米，2015年，居民用户规模用气量1565.06万标米，2020年，居民用户规模用气量2749.99万标米，2030年，居民用户规模用气量5827.82万标米，详细数据见下表XX市居民用气量预测表 表3-5-3154中国市政工程华北设计研究总院3.5.2 商业及公建商业用户年用气量计算XX市现商业及公建商业使用的燃料主要以煤炭为主，用于餐饮业和锅炉。根据XX市城市环境规划（2001年2020年），XX市大力推广清洁46、能源，饮食服务业炉灶禁止燃煤，要求使用清洁能源（油、气、电等）。现用天然气替代部分煤炭是发展低碳经济最直接最有效的途径，天然气在能源中碳排放量最低，且使用效率高，综合效益好。因此本工程商业用气主要考虑部分煤炭用户的用量，作为商业用气量预测的基准。（1）锅炉用气量的计算：现XX市区公建商业用户的锅炉大部分为燃煤锅炉，XX市商业及公建用户的锅炉调查统计如下：XX市商业及公建用户锅炉调查统计表 表3-5-4本工程2012年以前，仅考虑现有油锅炉的替换； 20132030年按现有规模考虑；2011年油锅炉替换率按60%，2012年按90%，2014年按100%考虑。2015年煤锅炉替换率按55%考虑计47、算，2020年煤锅炉替换率按80%考虑计算，2030年煤锅炉替换率按90%考虑计算；油锅炉按每天满负荷运行4小时。全年按运行360天计算，煤锅炉按现有锅炉每天满负荷运行8小时。全年按运行360天计算；锅炉的热效率按85%计算。XX市区公建商业用户锅炉用气量计算如下：XX市公建商业用户锅炉用气量表 表3-5-5（2）医院用气量的计算：现XX市区医院主要采用燃煤作为锅炉燃料（有的采用太阳能辅助），用于医院的热水供应、消毒和洗衣。根据XX市城市总体规划，本工程医院床位数计算，2015年XX市拥有病床1871张（4床/千人）。2020年XX市拥有病床2342张（4床/千人）。2030年XX市拥有病床448、229张（4床/千人）。医院气化率按与居民的气化率相同考虑。XX市医院床位数预测表 表3-5-6根据床位数、用气指标和气化率计算，XX市区医院2015年用气量为10.18万标米，2020年用气量为18.05万标米 ，2030年用气量为36.43万标米。XX市医院用气量预测表 表3-5-7（3）中小学校、幼儿园用气量的计算现XX市中、小学校学生大部分为走读生，就餐情况一般为午餐，但各学校午餐就餐学生人数差异很大，大部分学校仅教师在中午就餐，且教师就餐人数与教师人数无确定的比例关系，幼儿园大部分为半托，幼儿园一般提供早餐、午餐和午点。根据统计XX市气化区域2008年学校人数和幼儿人数如下表：XX249、008年学校幼儿园人数统计表 表3-5-8中心城区空港新城滨海新城合计中等职业学校（人）27112711普通中学（人）158647076928732227小学（人)18019106151393142565幼儿园（人）62273297456314087小计42821209882778191590从2007年、2008年统计年鉴数据可以看出，XX市区的中小学校、幼儿园的数量已经饱和，且开始中小学校、幼儿园就读人数减少。本工程以现中小学校、幼儿园2008年统计的就读人数为基准，至2030年（除滨海新城外 ）按现有人数的0.5%递减考虑，2016年2030年滨海新城按现有人数的1%3%递增考虑。气化率50、按与居民的气化率相同考虑。根据就读人数、用气指标和气化率计算，XX市区中小学校、幼儿园2015年用气量为89.75万标米，2020年用气量为126.92万标米； 2030年用气量为149.81万标米。XX市学校和幼儿园用气量预测表 表3-5-9（4）宾馆用气量的计算现XX市宾馆数量较多，且大部分集中在中心城区内，燃料以煤炭为主，用气主要集中在餐饮和热水供应（锅炉）上。XX市宾馆调查为2000床左右，考虑部分未调查的小型宾馆，2011年床位数按3000床左右考虑。本工程以现有宾馆的床位数为基础，根据统计年鉴，XX市高级宾馆床位数至2030年按现有床位数的2%5%递增；XX市中心城区、空港新城一般51、宾馆床位数至2030年按现有床位数的3.5%递增；滨海新城一般宾馆床位数至2030年按现有床位数的8%递增；高级宾馆床位按占总床位数的27%，一般宾馆占总床位数的73%计算。XX市区高级宾馆床位数预测表 表3-5-10XX市区一般宾馆床位数预测表 表3-5-11 XX市高级宾馆用气量预测表 表3-5-12XX市区一般宾馆用气量预测表 表3-5-13根据以上床位数、用气指标、气化率，计算出XX市2015年宾馆用气量为29.97万标米，2020年宾馆用气量为52.48万标米，2030年宾馆用气量为92.6万标米。（5）小型餐饮业用气量的计算XX市餐饮业很发达，高中档酒楼众多，大部分使用瓶装液化石油52、气和柴油。对于中档酒楼，由于经营规模较小、利润较低、风险较大，并且目前燃气开户费和工程费较高，因此此类用户如果在减免有关燃气使用费用的前提下，是一个潜在的天然气市场；对于低档餐馆，由于其经营规模更小、业主流动性更强的特点，供应方式灵活的瓶装液化石油气较适合该类餐馆。因此本工程在考虑小型餐饮业用气量时，主要考虑高、中档酒楼的用气量。对于XX市的餐饮业来讲，顾客群体主要是本地居民和旅游人口，在顾客群体增长不大的前提下，餐饮业的规模是相对稳定的，依据XX市城市总体规划，结合XX市的城市性质和人口数量，餐饮业总体数量不会增长太多，餐饮业总体数量与居民的人口数量成一定比例发展，参考国内相似城市的天然气小53、型餐饮业用户的比例，本工程小型餐饮业用户的用气量按居民用户的20%考虑计算。根据以上比例，计算XX市区2015年小型餐饮业用户用气量为313.01万标米，2020年用气量为550.0万标米；2030年用气量为1059.66万标米。XX市小型餐饮用气量预测表 表3-5-14将以上各类商业用户用气量汇总如下：中心城区各类商业及公建用户用气量预测表（万标米/年） 表3-5-15空港新城各类商业及公建用户用气量预测表（万标米/年） 表3-5-16滨海新城各类商业及公建用户用气量预测表（万标米/年） 表3-5-17XX市各类商业及公建用户用气量预测表 （万标米/年） 表3-5-18XX市各类商业及公建用54、户用气量汇总表（万标米/年） 表3-5-193.5.3 工业用户年用气量计算XX市现工业使用的燃料主要以煤炭为主，用于锅炉制造蒸汽，还有部分用户工艺用气采用液化气。根据XX市城市环境规划（2001年2020年），XX市大力推广清洁能源，要求使用清洁能源（油、气、电等）。现用天然气替代部分煤炭是发展低碳经济最直接最有效的途径，天然气在能源中碳排放量最低，且使用效率高，综合效益好。因此本工程工业用气主要考虑部分煤炭用户的用量，作为用工业气量预测的基准。（1）锅炉用气量的计算：现XX市区工业用户的锅炉大部分为燃煤锅炉，XX市工业用户的锅炉调查统计如下：工业用户的煤锅炉调查统计表 表3-5-20XX市55、工业用户油锅炉蒸发量预测表 表3-5-21XX市工业用户煤锅炉蒸发量预测表 表3-5-22工业用户的油锅炉调查统计如下：本工程2012年以前，仅考虑现有油锅炉的替换；20132030年按现有规模考虑；2011年油锅炉替换率按60%，2012年按90%，2014年按100%考虑。2015年煤锅炉替换率按55%考虑计算，2020年煤锅炉替换率按80%考虑计算，2030年煤锅炉替换率按90%考虑计算； 一班制锅炉按每天满负荷运行3小时。全年按运行250天计算；二班制锅炉按每天满负荷运行6小时。全年按运行330天计算，三班制锅炉按每天满负荷运行12小时。全年按运行330天计算，锅炉的热效率按85%计算56、。XX市区工业用户锅炉用气量计算如下： XX市工业锅炉用气量预测表 表3-5-23（2）工艺用气量的计算：现XX市区工业用户的工艺用气大部分采用煤炭，XX市工业用户的工艺用气调查统计如下：XX市工艺用气量调查统计表 表3-5-24-1现XX市区工业用户的工艺用气大部分采用煤炭，2011年2012年煤锅炉替换率按25%考虑计算，2013年2015年煤锅炉替换率按30%40%考虑计2016年2020年煤锅炉替换率按50%考虑计算，2021年2030年煤锅炉替换率按70%考虑计算。XX市工艺用气量预测表 表3-5-24-23.5.4 空调用户用气量计算现XX市区的集中空调系统，绝大部分是使用电制冷空57、调，而燃气直燃机目前在XX市还没有。根据我方调查，现XX市区采用电空调机组的用户由于其机房狭小（燃气空调机组体积比电制冷空调大）和系统问题，将来不可能改造成燃气空调。由于燃气空调的用户主要是办公楼、商业用房，因此该类用户的发展情况决定燃气空调市场的情况，XX市各年办公楼、商业用房的发展情况如下：XX市空调用户建筑气化面积预测表 表3-5-25办公楼空调按日运行8小时，年运行5个月计算，商业建筑空调按日运行12小时，年运行5个月计算；天然气输入热量与制冷量比值按1.18计算，根据以上数据和用气指标，计算XX市区空调用户用气量如下：XX市空调用户用气量预测表 表3-5-263.5.5 天然气汽车用58、气量计算CNG用气将主要供给汽车用户，最适合使用CNG的汽车用户是出租车及公交车。根据XX城市公共交通规划XX市千人拥有出租车为12辆。公交车的拥有率是万人79辆，按照这个比例，至2030年XX市出租车、公交车的数量如下表：CNG汽车预计数量表 表3-5-27预计至2011年天然气到来后，将有45的出租车及35的公交车使用CNG，至2030年将有90的出租车及公交车使用CNG。XX市天然气汽车替换率表如下：天然气汽车替换率表 表3-5-28每辆出租车每日平均耗用天然气25立方米，每辆公交车每日平均耗用天然气60立方米，则20112030年CNG汽车用气量如下表：CNG汽车用气量预测表 表3-559、-293.5.6 XX市天然气用气量根据以上各类用户用气量的计算，XX市天然气用气量汇总如下：XX市用气量预测汇总表（万标米/年） 表3-5-30-1投产初期（2012年）各类用户用气规模表 表3-5-30-2序号项目年用气量（104Nm3/y）比例（%）1居民用气量1041.3611.402商业及公建用气量386.034.223工业用气量6669.4172.98其中:工业锅炉256.99工业非锅炉用气6412.424空调用气量124.441.365汽车用气量460.285.046未可预见量5%456.925.00共计9138.44100.00液态天然气（万吨）6.82近期（2015年）各类用60、户用气规模表 表3-5-30-3序号项目年用气量（104Nm3/y）比例（%）1居民用气量1565.067.992商业及公建用气量1233.356.303工业用气量14860.8475.87其中:工业锅炉4600.96工业非锅炉用气10259.884空调用气量248.881.275汽车用气量699.923.576未可预见量5%979.375.00共计19587.41100.00液态天然气（万吨）14.62中期（2020年）各类用户用气规模表序号项目年用气量（104Nm3/y）比例（%）1居民用气量2749.9910.022商业及公建用气量1858.926.773工业用气量19425.0370.61、80其中:工业锅炉6600.18工业非锅炉用气12824.854空调用气量456.271.665汽车用气量1576.185.746未可预见量5%1371.925.00共计27438.30100.00液态天然气（万吨）20.48远期（2030年）各类用户用气规模表序号项目年用气量（104Nm3/y）比例（%）1居民用气量5827.8213.682商业及公建用气量2811.886.603工业用气量64.11其中:工业锅炉9352.21工业非锅炉用气17954.794空调用气量871.072.055汽车用气量3646.718.566未可预见量5%2129.715.00共计42594.19100.0062、液态天然气（万吨）31.793.5.7 各类用户计算流量根据各类用户的年用气量和月、日、时的不均匀系数，计算出各类用户的计算流量。由于XX市空调用户和居民公建商业用户的计算月不同时出现，因此需对2月和8月分别计算流量，以确定本工程的计算月。（1）居民用户2月居民用户计算流量汇总表（万标米） 表3-5-318月居民用户计算流量汇总表（万标米） 表3-5-32（2）公建商业用户2月中心城区商业及公建用户计算流量表（万标米） 表3-5-332月空港新城商业及公建用户计算流量表（万标米） 表3-5-342月滨海新城商业及公建用户计算流量表（万标米） 表3-5-352月XX市商业及公建用户计算流量汇总表63、（万标米） 表3-5-36 8月中心城区商业及公建用户计算流量表（万标米） 表3-5-37 8月空港新城商业及公建用户计算流量汇总表（万标米） 表3-5-388月滨海新城商业及公建用户计算流量汇总表（万标米） 表3-5-398月XX市商业及公建用户计算流量汇总表（万标米） 表3-5-40（3）工业用户20112030年各类工业不同班次计算比例如下：中心城区工业锅炉不同班次计算比例表 表3-5-41空港新城工业锅炉不同班次计算比例表 表3-5-42滨海新城工业锅炉不同班次计算比例表 表3-5-43工艺用气按三班制考虑。2月中心城区工业锅炉流量汇总表（万标米） 表3-5-452月空港新城工业锅炉流64、量汇总表（万标米） 表3-5-462月滨海新城工业锅炉流量汇总表（万标米） 表3-5-472月XX市工业锅炉流量汇总表（万标米） 表3-5-488月中心城区工业锅炉流量汇总表（万标米） 表3-5-498月空港新城工业锅炉流量汇总表（万标米） 表3-5-508月滨海新城工业锅炉流量汇总表（万标米） 表3-5-518月XX市工业锅炉流量汇总表（万标米） 表3-5-52（4）工艺用气工业用户2011年2012年XX市工艺用气流量汇总表（万标米）表3-5-532013年XX市工艺用气流量汇总表（万标米） 表3-5-542014年XX市工艺用气流量汇总表（万标米） 表3-5-55 2015年XX市工艺用65、气流量汇总表（万标米） 表3-5-562016年2020年XX市工艺用气流量汇总表（万标米） 表3-5-572021年2030年XX市工艺用气流量汇总表（万标米） 表3-5-58（5）空调用户8月中心城区空调用户流量汇总表（万标米） 表3-5-598月空港新城空调用户流量汇总表（万标米） 表3-5-608月 滨海新城空调用户流量汇总表（万标米） 表3-5-618月XX市空调用户流量汇总表（万标米） 表3-5-62（6）XX市CNG汽车流量汇总表（万标米） 表3-5-63（7）XX市流量汇总表2月中心城区计算流量汇总表（万标米） 表3-5-642月空港新城计算流量汇总表（万标米） 表3-5-6566、2月滨海新城计算流量汇总表（万标米） 表3-5-662月XX市计算流量汇总表（万标米） 表3-5-672月XX市高峰月平均日流量预测表（万标米/日）表3-5-68 8月XX市高峰月平均日流量预测表（万标米/日）表3-5-692月XX市高峰月高峰日流量预测表（万标米/日）表3-5-708月XX市高峰月高峰日流量预测表（万标米/日）表3-5-712月XX市高峰小时流量预测表（标米/时） 表3-5-728月XX市高峰小时流量预测表（标米/时） 表3-5-73根据以上对XX市区2月和8月的有关流量的计算，表明XX市区2月的高峰日、高峰小时流量是全年最高流量，因此，本工程按2月的高峰日、高峰小时流量进行67、管网计算。3.5.8 XX市综合不均匀系数根据不同用户的流量计算XX市综合不均匀系数2020年和2030年的月不均匀系数2020年2030年一月1.071.08二月1.131.14三月0.970.95四月1.021.03五月1.041.06六月0.920.92七月0.950.96八月0.950.96九月0.991.01十月0.970.97十一月1.000.99十二月0.980.95合计12.0112.012020年和2030年的计算周日不均匀系数2020年2030年星期一1.011.01星期二1.061.04星期三1.001.00星期四0.980.99星期五1.031.02星期六1.211.168、5星期日0.980.99周合计7.277.192020年和2030年的计算日小时不均匀系数小时01234567891011系数0.430.370.220.270.210.210.250.571.211.351.401.74小时121314151617181920212223系数1.691.931.501.551.861.621.881.280.800.630.450.584. 城市天然气输配系统设计方案的确定城市燃气输配系统的方案设计应主要从方案的合理性，优化程度和经济性考虑，充分体现系统运行安全，管理方便，同时系统应具备一定的扩容性。燃气输配系统一般由以下几部分组成：门站、高压管道、储配站、69、高中压调压站、中压输配管网、中低压调压设施、应急调峰设施等。门站负责接收上游来气，进行过滤、计量、调压、加臭及配气。高压管道负责高压输气及管道储气。储配站用于储气及向中压管网配气。高中压调压站将高压燃气减压到中压，通过计量后送至中压管网。中压管网负责向城区各处配气。中低压调压设施将中压降至低压进入庭院户内。在此基础上XX市燃气输配系统还应建设应急调峰气源设施。主要建设LNG储存、气化等应急调峰气源设施，可以解决用气量高峰期间调峰困难,保障XX市天然气供应的安全可靠。4.1 输配系统外部条件根据上游供气条件，长输管线对XX市的供气压力不小于4.0MPa，上游供气方负责城市用气的月、日调峰。4.270、 管道压力级制的确定城市输配气管网压力在适应各类用户压力的前提下，城市燃气供应系统压力越高，则输配管网管径越小，工程投资也越省。根据现行城镇燃气设计规范（GB50028-2006）的规定，对不同压力级制的管线有着不同的安全要求，管道输配压力分级如下表：表4-2-1名 称压力（MPa）高压燃气管道A2.5P4.0B1.6P2.5次高压燃气管道A0.8P1.6B0.4P0.8中压燃气管道A0.2P0.4B0.01P0.20低压燃气管道P0.014.2.1 高压系统压力级制的确定高压管道主要负担由门站至各高中压调压站输气并兼有储气功能。上游分输站供给XX市门站压力不小于4.0Mpa（高压A）。确定高71、压系统压力级制一方面要考虑充分利用其压力，另一方面也要考虑建筑物外墙与管道净距的要求和近期实施的可能性。依据城镇燃气设计规范规定，四级地区地下燃气管道输配压力不宜大于1.6Mpa（表压）。考虑充分利用其压力，也有利于与福清燃气管道的连通。因此，本工程比较后确定次高压管道压力级制为1.6Mpa（次高压A）。4.2.2 中压管道压力的确定中压管道主要功能为输气和配气，在输配管网中占有相当大的比例，中压管道直径的大小直接影响到整个输配系统的投资大小。城市内中压燃气管道分A、B两级、A级压力高限为0.4MPa，B级压力高限为0.2MPa，两种压力级制都能满足城市燃气各类用户需求，但作为输气管道，同等输72、气能力，起点压力越高，输气管径越小，越能节约投资，但管道压力等级越高，规范要求管道距建筑物安全距离也较大。考虑XX市未来的发展，XX市天然气中压管网的设计压力按0.4兆帕考虑。4.3 输配系统设计压力根据以上分析论证，本工程输配系统设计确定如下：次高压管道1.6MPa中压管道0.4MPa低压管道5Kpa4.4 储气调峰容积和储气调峰方案由于各类用户在使用燃气的过程中存在不均匀性，用气需求存在高峰和低谷，月、日、时都存在用气不均匀性，上游供气方负责对城市用气的月、日不均匀性进行调节，城市输配系统还应有调节用户时不均匀性的功能。为保证连续稳定供气，满足XX市天然气使用的应急调峰需要，必须建设一定规73、模的LNG储气罐来储存LNG。用于季节高峰和事故调峰用气。4.4.1 储气调峰容积确定储气调峰容积包括：小时调峰和应急调峰储气。（1）小时调峰容积的确定依据本工程外部条件，上游管线负责下游的月、日调峰，本输配系统只负责小时调峰。各类用户的高峰小时流量、储气和调峰容积详见表4-4-1、表4-4-2、表4-4-3、表4-4-4。根据不同用户计算日24小时的不均匀系数，计算XX市2020年和2030年的调峰系数和调峰容积如下：2020年2030年系数调峰气量（万米）系数调峰气量（万米）XX市15.91%13.5917.08%21.77总计15.91%13.5917.08%21.77（2）应急调峰容积74、的确定为保证连续稳定供气，满足XX市天然气使用的应急调峰需要，必须建设一定规模的LNG储气罐来储存LNG。由于储气站离上游码头只需2小时的运输行程（单程），储气站的总容积应按动态进行考虑。本项目储气量按高峰月平均日用气量1.25天（30小时）的用气量进行计算。根据预测XX市2015年高峰月平均日用气量为58.32万m。则需要建设的LNG储罐的容积为：V=5832001.25/586.4/0.95= 1309m2020年高峰月平均日用气量为79.31万m。则需要建设的LNG储罐的容积为：V=7931001.25/586.4/0.95= 1780m2030年高峰月平均日用气量为116.76万m。则75、需要建设的LNG储罐的容积为：V=11676001.25/586.4/0.95=2620m4.4.2 调峰方案4.4.2.1 城市天然气输配系统储气方式的确定目前，国内外普遍采用的天然气贮存方式有地上高压贮罐、管束储气、城市高压外环储气、低温储存、地下储气库储气等几种方式。A.高压贮罐（1）高压贮罐又称为定容贮罐，其几何容积固定不变，靠改变贮罐中的压力来储存燃气。高压贮罐按形状分为圆筒形和球形两种。球形贮罐在相同的内压下所承受的一次薄膜应力仅为圆筒形容器环向应力的一半，并且在板面积相同的条件下，容积大于一般圆筒形贮罐。球形贮罐与圆筒形贮罐相比具有受力好、省钢材、投资少的优点，因此在世界各国应用76、广泛。近年来，国外球罐向着大型化发展，直径达到47.3m，容积达到5.55万m。我国近几年来一些城市也相继兴建了不少大型天然气球罐。如北京、天津、西安、成都、上海、重庆等城市建造了3300m-10000m的天然气球罐。B.高压管束（1）高压管束是一组或几组埋在地下或架在地上的高压管式贮罐。它具有直径小、承压高的特点。高压管束储气是利用天然气本身的高压或对天然气进行加压，利用气体的可压缩性及气体在高压下和理想气体的偏差储气。（2）管束储气的应用管束储气在国外应用较早，早在60年代初，美国就采用了管束储气，使用规格为42，材质为X60钒钢管，总长度5.28公里，操作压力6.26MPa。英国在肯特郡77、等2处地方分别建造了储气28104标米及33104标米的地下管束。管束储气目前在我国还没有使用的先例。C.城市高压环网储气（1）城市高压环网储气是利用敷设在城市的高压城市管道进行储气的方式。它充分利用高压管道的压力差进行储气调峰。它和高压管束一样具有管径小，承压高的特点，同时它又避免了高压管束做为高压管式贮罐考虑而引发的许多问题。（2）应用一般城市高压环网储气应用在城市规模及人口密度较大的特大型城市，用来尽量降低城市内部输配管网的运行压力，同时也兼顾了储气的需要。因此设置高压环网不仅是储气的需要，也是建立多级输配管网压力级制的要求。国外一些大城市的输配系统普遍采用高压的城市环网做为输气和部分储78、气的需要，而且超高压环网的压力级制和高压管网的压力级差一般较大。国内特大城市新建成的输配系统中，北京采用了两级高压管网系统（2.5MPa和1.0MPa）和上海采用两级高压管网系统（6.4MPa和4.0MPa）。D.低温液化储存（1）天然气低温液化储存采用低温常压的储存方法，将天然气冷冻至-160以下，在其饱和蒸气压接近于常压的情况下进行储存。天然气由气态变成液态体积缩小600倍。因为采用天然气液化可以大大提高天然气的储存量，所以国外液化天然气是用于季节高峰和事故气源的手段之一，许多国家都建造了液化天然气的接收和贮存设施。（2）液化天然气的储存方式液化天然气的储存方式有：地面金属贮罐、预应力钢筋79、混凝土贮罐、地下冻穴及矿穴贮气库等。其中金属储罐使用最广。金属贮罐又分为双顶、双壁、双底罐；真空绝热双壁金属罐及在此基础上发展起来的悬顶式双壁金属罐。其中悬顶贮罐的结构比较先进，是目前小型卫星站使用较多的一种。E.地下储气库储气（1）地下储气的几种方式地下储存通常有4种方式：利用枯竭的油气田储气，利用含水多孔地层储气，利用盐矿层建造储气库储气，利用岩穴储气。其中利用枯竭的油气田储气较为经济。（2）地下储气库的应用国外地下储气库发展较早，数量较多。到80年代末全世界共有地下储气库500多座。其中有313座属枯竭的油气田储气库。我国于1975年在大庆油田利用枯竭气田建设了萨尔图中区一号地下储气库。80、储气面积1.05平方公里，储气量达0.39108米。为解决北京及天津地区天然气季节调峰及事故供气需要，在天津大港地区建造的地下贮气库总储存量16108m,可调库储量6108m,储存压力为25MPa，总投资13亿元人民币。（3）地下储气库的应用地下储气库是天然气储运系统的一个重要组成部分。它的作用可归纳为：a.作为城市的事故备用气源b.作为季节调峰的手段c.作为短期进行日、时的调峰d.为第三国提供供气服务e.作为战略储备的需要。4.4.2.2 XX市调峰方式的确定A各种储存方式的比较从国内外目前普遍采用的地下储气库，LNG低温储存，高压球罐及高压管束及城市高压环网储气五种储气方案的经济性上进行比81、较，采用地下储气库比建造地上储气罐投资省，占地面积小，安全性高。且建造地下储气库还有其它非常重要的作用，提高输配管网的经济性，管网及有关设备可以按年平均日用气量设计和选择。可以保证管网事故工况下的正常供气，调节季节不均衡供气。建造LNG低温储罐比建一般的储气罐便宜。由于它具有储存量大，节省钢材，投资较少等优点，目前在世界上多数发达国家和少数发展XX家得到快速发展和应用。它一般用于季节调峰和保证管网事故工况下的正常供气，小规模的LNG调峰站较适合城市天然气输配系统用来调节时不均衡供气的储气调峰方法高压球罐、高压管束和城市高压环网储气也是较适合城市天然气输配系统用来调节日、时不均衡供气的储气调峰方82、法。B适合XX市天然气输配系统的储气调峰方式在确定XX市储气方式的过程中，要根据整个大XX市的特点和具体情况选择经济合理，切实可行的储气调峰方式。从目前了解到的情况，XX地区其地质构造及地层尚不具备建造地下储气库的条件。管束储气早期在国外一些国家采用过，直径一般不超过2米。管道储气的金属耗量较高，占地面积较大。一般在压力较高时才考虑使用，在压力较低时和球罐相比不具备优势。管束的管径一般选择DN700高压钢管，根据目前国内外钢管的生产情况，可选择DN700-DN1400钢管。压力较高时选用管束储气具有承压高、供气量较大、安全、经济的优点，同时它也具有占地面积大，不仅要符合高压管道的规范还必须符合83、压力容器的有关规定等不利因素。而且目前国外已很少采用，已经被建造储存量更大的地下储气库，事故调峰气源和球罐及高压管线储气相结合的储气调峰方式所替代。国内也没有采用过高压管束储气的运行实例，也无实际运行的经验和配套的法律法规，故本工程不考虑该方案。因此，在XX市天然气输配系统中，可供选择的储气调峰方案为高压球罐、城市高压环网和机动气源（LNG调峰站）储气调峰方案。高压球罐作为XX市储气设施，依照本工程储气规模和管网布置，可选用的高压球罐3种规格的技术参数如下：公称容积项目2000m3000m3500m球壳内直径(mm)1570018001880几何容积(m)202630543500球壳材料16M84、nR16MnR16MnR最大设计压力(Mpa)1.81.61.6最大工作压力(Mpa)1.651.51.5球壳厚度(mm)484850单台球重量(吨)310405450最小工作压力(Mpa)0.30.30.3储气容积(m)2745136648420004.4.2.3 XX市储气调峰方案的确定本工程XX市储气调峰进行以下三个方案的比较：方案1：高压管道调峰：2020年、2030年城市的储气调峰均由高压管道保证，上游供气24小时均匀供气。方案2：高压球罐调峰：2020年、2030年城市的储气调峰均由储配站内的高压球罐保证，上游供气24小时均匀供气。方案3：机动气源站（LNG调峰站）：2020年、285、030年城市的储气调峰由机动气源站（LNG调峰站）保证，上游供气24小时均匀供气。2020年机动气源站供气量占高峰日用气量的15.91%，2030年机动气源站供气量占高峰日用气量的17.08 %， XX市储气调峰方案比较表方案内容高压管道储气调峰储配站高压球罐储气调峰LNG机动气源调峰2020年2030年2020年2030年2020年2030年一、方案特点调峰气量全部由高压管道负责高压管道运行压力0.35MP1.52MPa调峰气量全部由高压管道负责高压管道运行压力0.35MPa1.5MPa设储配站，站之间由高压管道连接，站内设有高压球罐，调峰气量全部由高压球罐负责高压管道运行压力1.6MPa设86、储配站，站之间由高压管道连接，站内设有高压球罐，调峰气量全部由高压球罐负责高压管道运行压力1.6MPa调峰气量由LNG机动气源调峰高压管道运行压力1.6MPa调峰气量由LNG机动气源调峰高压管道运行压力1.6MPa二、工程内容1.储配站无1座1座无2.高压球罐Pn1.6MPa,16MnR无营前 4X3000米 营前2x3500米无3.高压管道PN1.6 B D864*10 39.4公里，防腐三层PE外加牺牲阳极保护PN1.6 B D864*10 22.1公里，防腐三层PE外加牺牲阳极保护PN1.6 B D406*8.8 39.4公里，防腐三层PE外加牺牲阳极保护PN1.6 B D406*8.887、 22.1公里，防腐三层PE外加牺牲阳极保护PN 1.6D406*1039.4公里，防腐三层PE外加牺牲阳极保护PN 1.6D406*10 22.1公里，防腐三层PE外加牺牲阳极保护4. 机动气源站无无营前LNG机动气源站规模：2x150米立式LNG储罐 Pn1.6MPa营前LNG机动气源站规模：2x150米立式LNG储罐 Pn1.6MPa5.投资（万元）储配站4069.22504.8高压管道7478.45694.14172.43176.94822.23671.6机动气源站826.8744.2小计7478.45694.18241.65681.756494415.8总投资13172.51392388、.310064.86.优缺点优点：1. 总投资较低。2.运行费用最低3.厂站占地面积最小。4.充分利用上游的来气压力。5.调峰灵活性最强（多供气点）。缺点：1.高压、次高压管道的安全间距要求较大2.要求上游压力最高。优点：1. .高压管道投资最小。2. 无高压管道，管道敷设易实施。3. 要求上游压力较低。缺点：1. 总投资最高。2. 运行费用最高。3. 厂站占地面积最大。优点：1.一期次高压管道投资较小。2. 机动气源可以作为将来的应急气源，提高城市供气的安全性。3. 总投资较低。缺点：1. 厂站占地面积较大。2. 运行费用较高。通过以上三个储气调峰方案的比较，第三方案总投资最小，从城市用户市89、场发展的角度上看，该方案实际可操作性很强，投资的风险较小，本工程推荐该方案作为XX市区储气调峰方案。该方案选择DN400的管道还考虑了向福清供气的可能性，具有多点供气的特点。4.4.3 应急调峰气源方案目前国内外把液化天然气用于季节高峰和事故气源的手段之一，许多国家都建造了液化天然气的接收和贮存设施。本工程的应急调峰气源拟采用LNG储配站。4.4.3.1 LNG储存方式的选择（1）LNG储存方式的方案比较目前，国内外常用的LNG低温储槽有常压储存、子母罐带压储存及真空罐带压储存三种方式。采用哪种储存方式，主要取决于储存量的大小。 真空罐真空罐为双层金属罐，内罐为耐低温的不锈钢压力容器，外罐采用90、碳钢材料，夹层填充绝热材料，并抽真空。真空罐是在工厂制造试压完毕后整体运输到现场。LNG储存量在1000m以下，一般采用多台真空罐集中储存，目前国内使用的真空罐单罐容积最大为150m。真空罐工艺流程比较简单，一般采用增压器给储罐增压，物料靠压力自流进入气化器，不使用动力设备，能耗低，因此国内外的小型LNG气化站基本上全部采用真空罐形式。 子母罐子母罐的内罐是多个耐低温的不锈钢压力容器，外罐是一个大碳钢容器罩在多个内罐外面，内外罐之间也是填充绝热材料，夹层通入干燥氮气，以防止湿空气进入。子母罐的内罐在工厂制造、试压后运到现场，外罐在现场安装。储存规模在1000m到5000m的储配站，可以根据情况91、选用子母罐或常压罐储存，目前国内单台子母罐最大可以做到2500m。采用子母罐的气化工艺流程与真空罐大致相同，由于夹层需要通氮气，装置中多了一套液氮装置。 常压罐常压罐的结构有双金属罐，还有外罐采用预应力混凝土结构的；有地上罐，还有地下罐，20000 m以下的多为双金属罐。常压罐的内外罐均在现场安装制造。LNG低温常压储罐的操作压力为15KPa，操作温度为-162，为平底双壁圆柱形。其罐体由内外两层构成，两层间为绝热结构，为保冷层。内罐用于储存液化天然气，而外壳则起保护、保冷作用。为了减少外部热量向罐内的传入，所设计的内外罐是各自分离并独立的。罐顶是自立式拱顶，内罐罐顶必须有足够的强度及稳定性以92、承受由保冷材料等引起的外部压力和由内部气体产生的内部压力。储罐采用珠光砂为保冷材料，并充入干燥的氮气，保证夹层微正压，绝热材料与大气隔离，避免了大气压力或温度变化的影响以及湿空气进入内、外罐间保冷层，增加了保冷材料的使用寿命，有效保证和提高了保冷材料的使用效果。在设计和制造绝热结构时，必须注意采用防潮措施。考虑XX市燃气市场刚刚起步，市场的发展需要一定的时间，LNG气源运距较短，运输方便，储气量在1000 m以下等因素，本项目建议LNG储存将采用真空罐方案。真空罐可根据市场的发展需要进行建设。4.4.3.2 LNG储存规模的确定为保证连续稳定供气，满足XX市天然气使用的应急调峰需要，必须建设一93、定规模的LNG储气罐来储存LNG。由于储气站离上游码头只需2小时的运输行程（单程），储气站的总容积应按动态进行考虑。本项目储气量按高峰月平均日用气量1.25天（30小时）的用气量进行计算。根据预测XX市2015年高峰月平均日用气量为58.32万m。则需要建设的LNG储罐的容积为：V=5832001.25/586.4/0.95= 1309m2020年高峰月平均日用气量为79.31万m。则需要建设的LNG储罐的容积为：V=7931001.25/586.4/0.95= 1780m2030年高峰月平均日用气量为116.76万m。则需要建设的LNG储罐的容积为：V=11676001.25/586.4/094、.95=2620m根据城市天然气输配系统设计方案和近、中、远期储气量的要求，考虑在以下三地：营前；松下；空港新城分期建设储气调峰站，形成三角供气。经计算确定储气调峰站储气总规模为2700米 ，采用150米 LNG真空罐。各站的规模均为6X150=900 m。各储气调峰站于2015年前建设2台150米，以后还要根据用气市场的进行扩建。5. 城市门站设计5.1 概述门站作为工程输配系统中的门户，起到承上起下的作用，它接收上游来气，按照输配系统的要求，将天然气送至城市输配系统，门站的设置在输配系统中起着至关重要的作用。5.2 门站选址5.2.1 门站选址应遵循以下原则：门站的选址应结合规划，满足城市95、总体规划布局；应与上游管线及分输站相衔接。站址周边的外部条件较好；5.2.2 选址根据选址原则和城市总体规划要求，同时与规划部门和上游供应方协商，确定XX市区的门站设在XX市营前街道山角溪村南侧、湖里山南侧，沈海高速公路西侧，与营前分输站相邻，站址现状为空地。门站、储配站设于分输站附近便于接收分输站来气，减少分输站与门站间的高压输气管道，节省工程投资，且处于常年主导风向的侧风向上，门站储配站站址选择在分输站附近，经济合理，不影响城区长远发展，且四周空旷，交通方便，环境安全，供电、供水方便。具体详见天然气输配系统布置图。5.3 门站功能从本工程输配系统要求，门站应具备过滤计量、调压、配气、气质检96、测、加臭功能。门站的设计不仅能满足2020年建设规模要求，还要考虑2030年供气能力的增容，在设备配置上，既要满足近期较小的供气要求，也要适应满足负荷运行时的供气需要，这就要求门站运行要具备一定的能力弹性。同时，XX市区门站还考虑以后与福清1.6MPa次高压管网衔接的可能性。5.4 门站设计规模年输气能力： 9138万标米/年（2012年）19587万标米/年（2015年）27438万标米/年（2020年）42594万标米/年（2030年）计算日输气量： 28.62万标米/日（2012年）62.03万标米/日（2015年）85.41万标米/日（2020年）127.50万标米/日（2030年）最97、大小时流量： 16811标米/时（2012年）41032标米/时（2015年）59194标米/时（2020年）91448标米/时（2030年）进站压力： 4.04.8MPa出站压力： 1.6MPa（次高压）0.4MPa（中压）5.5 总图布置5.5.1 设计依据1.建筑设计防火规范GB50016-20062.城镇燃气设计规范GB50028-20063.汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006年版）4.工业企业总平面设计规范GB50187-935.5.2 总平面布置站区四周采用不小于2米高的围墙与四临相隔，同时起保护作用，站区分为生产区及生产辅助区以道路及绿化分隔。站内生产98、区及生产辅助区内所设建、构筑物的布置严格按照建筑设计防火规范、城镇燃气设计规范和其它国家现行的有关规范设计。站内除建、构筑及道路和回车场地外应尽量绿化，力求建成花园式站区。站内采用自然排水，其排水坡度约在45，最低处应比四邻高出约0.2cm。5.6 工艺设计5.6.1 工艺流程上游分输站的天然气进门站后，经过过滤、计量、限流调压至1.6MPa后加臭，进入次高压管道。工艺流程详见门站工艺流程图。5.6.2 设备选型（1）调压器：采用自力式间接作用调压器。（2）过滤器：采用立式过滤器，最大压降不大于0.01MPa，过滤精度不大于5m。（3）流量计：进站总计量采用超声波流量计。出站计量采用涡轮流量计99、。（4）手动及电动球阀手动及电动球阀是站内工艺管路上重要的启闭调节，选用石油天然气高压球阀。球阀目前在国内外天然气厂站内广泛应用，它具有承压高，密封可靠，通过能力大，阻力小，启闭控制灵活，体积适当等特点。手动球阀的选择：手动球阀采用全通径、固定球、上下游双密封、火灾安全型的设计结构。阀杆具有在线检修及防飞出功能。电动球阀是由电动执行机构和球阀组装而成。电动球阀是本站重要的工艺设备和自动控制设备。该设备承担着正常生产过程的开关控制，事故状态下的紧急切断和安全保护，它是实现全站自动化运行的关键设备之一。考虑到该设备在生产运行中的重要性、需完成的控制功能以及和站内自动控制系统的适应能力，本设计按国外100、先进产品进行设计。门站主要设备表序号名称规格单位数量备注1过滤器5PN4.8台21开1备2超声波流量计P=4.04.8MPa Q=60000Nm/h台21开1备3涡轮流量计P=4.04.8MPa Q=35000Nm/h台32开1备4紧急切断阀P1=4.85MPa P2=1.6MPa个32开1备5高高压调压器P1=4.04.8MPa P2=1.6MPa Q=35000Nm/h台32开1备6涡轮流量计P=4.04.8MPa Q=6500Nm/h台21开1备7加臭装置撬，加臭量25mg/Nm/h套15.6.3 工艺布置工艺设备布置遵守流程流畅、便于操作、便于检修、结构紧凑的原则。门站调压计量设施采用101、露天地上整体组装方式。站内管道采用埋地敷设方式。5.6.4 工艺监控和运行安全保护（1）工艺监控门站的测控系统包括门站工艺装置的运行参数采集和自动控制、远程手动控制、联锁控制、安全监测和越限报警。测控点的设置包括以下内容：a.燃气计量系统进站计量是为与卖方计量且进行核算而设置，计量精度为0.5级。中压出站计量，按贸易结算的计量要求设置。站内用气单独设置计量系统。b.就地检测点的设置为了巡检和开工调试的方便，在每个阀、调压器、过滤器、分离器附近，均设有就地压力（差）表。c.集中采集点进站天然气压力、温度进站天然气瞬时工况流量、压力、温度过滤器和分离器的压差出站管阀后压力站内用气计量信号站内电动阀102、的控制信号和状态反馈信号每条管线组一个手动阀门的开/关状态信号装置区域内天然气泄漏浓度信号进气热值监测。（2）安全保护各级调压器选择超压切断式，调压器出口压力超压时，自动切断。各级调压器后设安全放散阀，超压后安全放散。在装置区域内设有天然气泄漏浓度探测器。当其浓度超越报警限值进发出声、光报警信号，并可在控制室迅速切断进、出口电动阀。出站阀后压力，高出设定报警压力时声光报警，再高出设定关闭压力时联锁关闭进站电动阀门。出站阀后压力低于设定压力时声光报警。进站瞬时流量测量值高出设定值时声光报警。进站瞬时流量测量值低于设定值时声光报警。过滤器分离器阻力高出设定值时声、光报警。调压器组前、后压力高出/低103、于设定值时声、光报警。紧急情况（如失火等）时，可远程切断进/出站电动阀。5.7 公用工程5.7.1 电气设计5.7.1.1 设计依据（1）建筑物防雷设计规范GB50057-94（2000年版）（2）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92（3）汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002(2006年版)（4）供配电系统设计规范GB50052-95（5）低压配电设计规范GB50054-95（6）电力工程电缆设计规范GB50217-2007（7）通用用电设备配电设计规范GB50055-935.7.1.2 设计范围本设计包括站内全部新建建构筑物的电力、照明、防雷及接地等设施的设104、计及主要电气设备的选型；不包括10kV电源外线的设计，设计分界为变电室高压进线柜。5.7.1.3 电源、供电系统（1）用电情况：本站用电设备工作电压均为380/220V。（2）电源：依据城镇燃气设计规范GB50028-2006规定，门站调峰站用电负荷等级为“二级”。综上依据供配电系统设计规范GB50052-95规定，本站用电负荷等级应按最高要求“二级”负荷设计，故需要满足双回路电源供电要求设计，现暂按市政电网提供两路10kV电源供电给本站设计。（3）供电系统：10kV电源以电缆埋地引至站内生产辅助用房变配电室内的高压配电室电源进线开关柜,供电系统采用单母线分段运行方式; 0.4kV供电系统采用105、单母线分段运行方式，计量方式为高供高计。消防系统采用两路电源供电并在末端自动切换。（4）设备选型：10kV配电装置选用KYN28A-12型手车式开关柜；0.4kV配电装置选用GCS-型低压抽出式配电柜;电力变压器选型为SCB10型干式变压器。5.7.1.4 电力、照明及线路敷设（1）电力：站内的工艺装置区为爆炸危险场所，均须按爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92的要求进行电气设计，电气设备的选型均为隔爆型；生产辅助区均按一般建筑物要求设计及进行设备选型。（2）照明：工艺装置区的照明均采用防爆型灯具，生产辅助区道路照明采用防水型路灯。（3）站区线路敷设：站内配电系统以变电室为中106、心采用放射式系统配电，站区室外线路采用电缆直埋地敷设，变电室内设电缆沟，电缆穿越道路及与其它管线交叉时穿镀锌水煤气钢管保护，电缆进出建筑物或引出地面时均应穿镀锌水煤气钢管保护。5.7.1.5 防雷与接地（1）防雷：按国家规范建筑物防雷设计规范GB50057-94（2000年版）要求，站内建筑物：综合楼按“二类”防雷建筑物设防，屋顶部设网格不大于10*10米的避雷网，利用建筑物柱内主筋绑扎做引下线；门卫、生产辅助用房及站房按 “三类”防雷建筑物设防，屋顶部设网格不大于20*20米的避雷网，利用建筑物柱内主筋绑扎做引下线。2）接地：综合楼、门卫、生产辅助用房周围均在室外设人工环形接地网，做为引下线107、的建、构筑物构造件顶部与屋顶避雷网或钢网架连接，底部与人工接地体可靠连接；加、卸气柱需接地，并在其附近设拖车接地用的接地栓；室外工艺装置区的设备满足上述防雷要求的均只做接地连接，工艺区周围设环形接地体，每台设备均须有不少于两点与接地网连接。电气设备工作接地、保护接地、重复接地、建筑物防雷接地、防静电接地等均采用共同接地体，接地电阻不大于1欧姆。变配电系统的接地为TN-S型，接地电阻不大于1欧姆。5.7.2 给排水与消防设计5.7.2.1 给排水设计1.设计规范与标准：（1）建筑给水排水设计规范GB50015-2003（2）室外排水设计规范GB50014-2006（3）室外给水设计规范GB500108、13-20062、设计范围：本专业设计范围包括以下内容：生活给水系统、生活排水系统、雨水系统、消防给水系统及灭火器配置等。3、外部条件：给水：由市政给水管网接入，管径De160，压力大于0.25Mpa；污水：排入站外市政污水管道；雨水：排入站外市政雨水管道。4、生活及绿化给水系统：（1）生活用水量本站共78人，生活用水定额40升/人班，时变化系数为3.0；淋浴用水定额40升/人班，时变化系数1.0。则，本站最高日生活用水量为6.24米，最大小时生活用水量为1.65米。（2）绿化浇洒用水量用水定额1.5升/米2次，每日浇洒1次，每次2小时，站内绿化面积约8550米2；则最高日用水量为12.83米109、，最大小时用水量为6.42米。因此，生活及绿化给水最高日用水量为19.07米，最大小时用水量为8.07米。5、生活污水系统：本站最高日污水量按最高日生活用水量的90%计，为5.62米。站内生活污水经化粪池发酵、沉淀后排入站外市政污水管网。6、雨水系统：站内雨水采用有组织排水，由雨水篦子收集后，经管道排至站外市政雨水管道。LNG储罐区雨水管道设置泄水井(含水封功能)及水封井以防止LNG外泄。5.7.2.2 消防设计1、设计规范与标准：（1）建筑设计防火规范GB50016-2006（2）建筑灭火器配置设计规范GB500140-2005（3）城镇燃气设计规范GB50028-20062、工程概述：站内110、主要有LNG储罐区（150米LNG立式罐六台），工艺装置区、放散管、LNG气化区、灌瓶台、综合楼、消防水池、消防泵房等。3、水源：站内消防水池补水由市政给水管道接入，管径De160，压力大于0.25MPa，火灾时不需补水。4、设计总则本设计认真贯彻“预防为主、防消结合”的方针，严格遵循有关防火规范和规定。根据液化天然气的特性，本工程消防系统应设置包括消防水池、消防泵房、消防水管网系统、灭火器配置等消防设施。5、消防水量：根据建规第8.2.2条规定，本工程同一时间内的火灾次数按一次考虑。LNG储罐区为本工程最大消防用水处。储罐区消防用水量：由于储罐净距大于1.5倍储罐直径，因此火灾时相邻罐无需喷111、淋冷却降温。根据城镇燃气设计规范第9.5.1条规定，着火罐冷却水供给强度为0.15升/秒米2，冷却面积按储罐全表面积计算。经计算储罐冷却用水量为40升/秒，辅助水枪为30升/秒，共计70升/秒。火灾延续时间为6小时。所需消防水储量：7063600/1000=1512米。6、消防水池：本站消防水池容积为1600米，消防水池分为两格并共用吸水井，在二根连通管上设DN400闸门，由启闭机控制，易于操作。7、消防泵房：消防泵房内设电动消防泵三台（二用一备），单台水泵参数：Q=35升/秒，H=84米，N=45KW；全自动气压消防稳压给水设备一套，其配备SN800气压罐一个及稳压泵二台（一用一备），单台泵112、参数：Q=5米/时，H=63米，N=2.2Kw。8、消防水管网：室外消防水系统采用临时高压。消防水管网采用环状布置，主管网管径DN250。消防水管网上适当位置布置室外地上式消火栓及QJ32带架水枪，并配置消火箱（内设QZ19水枪两只，DN65衬胶帆布水龙带两条及防爆启泵按钮）。储罐固定喷淋装置采用固定喷头，当发生火警时，开启阀门及水泵，对罐体进行降温冷却，保护罐体。9、储罐区雨水排放：LNG储罐区的雨水由泄水井（含水封功能）收集，经水封井及雨水管道排至站外市政雨水管网。10、灭火器配置：本设计除设有消防水设施外，根据建筑物的危险等级及火灾种类的不同，分别配置一定数量的灭火器，以保证扑救初期火灾113、及零星火灾。6. 液化天然气（LNG）储气调峰站6.1 概况根据城市天然气输配系统设计方案和近、中、远期储气量的要求，考虑在以下三地：营前、江田、空港新城分期建设储气调峰站，形成三角供气。经计算确定储气调峰站储气总规模为2700米，采用150米LNG真空罐。各站的规模均为6X150=900m。各储气调峰站均于2015年前建设2台150米，以后还要根据用气市场的进行扩建。6.2 站址本工程营前储气调峰站建在营前城市门站内，与门站统一管理。江田储气调峰站位于灵峰寺山下，空港新城储气调峰站位于央霄山北侧、机场货运南侧。站址具体位置详见天然气输配系统布置图。6.3 储气调峰站功能从本工程输配系统要求，114、储气调峰站应具有满足XX市节假日调峰用气的需要；满足特殊气候条件下用气量增涨的需要；满足上游管线或设备出现故障时保障XX市供气的需要；作为补充气源，实现多气源供应的功能。6.4 总平面布置及竖向设计6.4.1 总平面布置LNG储气调峰站依据城镇燃气设计规范（GB50028-2006）和建筑设计防火规范 GB50016-2006进行总平面布置，为保证本站安全运行和便于管理，其总平面布置采用分区布置，即储罐区及甲类生产区、生产辅助区。A天然气储罐区该区内设150米立式LNG储罐6台。B甲类生产区本区包括：LNG气化卸车区及调压计量区、C生产辅助区本区包括原变配电室热水炉间、消防水池、消防水泵房及综115、合楼。6.4.2 竖向设计站区内雨水采用自然排放排至站外。6.4.3 站区防护设施及绿化为保护站区安全，站区四周设2.20米高实体围墙，站区内采用4米宽环形消防通道及场地相结合的方式与各建筑物相连，站区内共设两个对外出入口。站区内空地均为绿化用地。6.5 工艺设计6.5.1 LNG储气调峰站的规模根据输配系统方案，营前储气调峰站（未含工业非锅炉用气）2015年天然气日最大调峰量为10.79万米/日，小时调峰流量为1.03万标米。2020年天然气日最大调峰量为15.75万米/日，小时调峰流量为1.52万标米。2030年天然气日最大调峰量为21.55万米/日，小时调峰流量为2.09万标米。江田储气116、调峰站（未含工业非锅炉用气）2015年天然气日最大调峰量为10.68万米/日，小时调峰流量为1.04万标米。2020年天然气日最大调峰量为17.44万米/日，小时调峰流量为1.73万标米。2030年天然气日最大调峰量为34.32万米/日，小时调峰流量为3.48万标米。空港新城储气调峰站（未含工业非锅炉用气）2015年天然气日最大调峰量为6.54万米/日，小时调峰流量为0.61万标米。2020年天然气日最大调峰量为9.69万米/日，小时调峰流量为0.91万标米。2030年天然气日最大调峰量为14.49万米/日，小时调峰流量为1.36万标米。6.5.2 工艺流程及设计参数A工艺流程液化天然气（简称117、LNG，下同）槽车将LNG通过公路运输至本站后，利用槽车上的升压气化器将LNG卸至站内LNG低温贮罐内，然后利用站内LNG低温贮罐的空温式升压气化器，将罐内的LNG压力升压到所需的工作压力，利用其压力将LNG送到空温式气化器进行气化。气化后的低温天然气通过NG加热器将天然气温度升到10后，经流量计、调压器调压后（0.4MPa），与高中压调压站共同向中压管网供应。工艺流程方框图如下：LNG槽车LNG贮罐LNG空温式气化器NG加热器BOG系统计量调压加嗅热水0.4MPa中压管网高中压调压站工艺流程图见图纸B设计参数设计压力参数150米LNG贮罐0.450.8MPa（设计压力1.0MPa）LNG气化118、加热系统0.451.0MPa(设计压力1.0MPa)BOG系统0.451.0MPa（设计压力1.0MPa）热水循环系统0.2MPa（设计压力1.0MPa）设计温度参数LNG部分-194LNG空温式气化器后-206.5.3 主要工艺设备选型LNG储存量按12天考虑，本工程选择150米LNG地上立式贮罐6台。1.营前储气调峰站（1） 150米LNG地上立式贮罐2台，预留4台。（2）贮罐升压气化器2台 Q=200Nm/h（3）BOG气化器1台 Q=800Nm/h（4）EAG气化器1台 Q=400Nm/h（5）LNG气化器 2组一组备用 Q=15900Nm/h（6台为一组，每台2650Nm/h）（6）119、NG加热器2台 Q=16000Nm/h（7）调压器 1台 P1=0.4MPa P2=0.2MPa Q=30000Nm/h（8）流量计 2台 Q=20000Nm/h（9）热水加热式LNG气化器 1台 Q=15000Nm/h预留。2. 江田储气调峰站（1） 150米LNG地上立式贮罐2台，预留4台。（2）贮罐升压气化器2台 Q=200Nm/h（3）BOG气化器1台 Q=800Nm/h（4）EAG气化器1台 Q=400Nm/h（5）LNG气化器 2组一组备用 Q=21200Nm/h（8台为一组，每台2650Nm/h）（6）NG加热器2台 Q= 24000Nm/h（7）调压器 1台 P1=0.4MPa120、 P2=0.2MPa Q=45000Nm/h（8）流量计 2台 Q=25000Nm/h（9）热水加热式LNG气化器 1台 Q=15000Nm/h预留。3. 空港新城储气调峰站（1）150米LNG地上立式贮罐2台，预留4台。（2）贮罐升压气化器2台 Q=200Nm/h（3）BOG气化器1台 Q=800Nm/h（4）EAG气化器1台 Q=400Nm/h（5）LNG气化器 2组一组备用 Q=10600Nm/h（4台为一组，每台2650Nm/h）（6）NG加热器2台 Q=12000Nm/h（7）调压器 1台 P1=0.4MPa P2=0.2MPa Q=30000Nm/h（8）流量计 2台 Q=1500121、0Nm/h（9）热水加热式LNG气化器 1台 Q=15000Nm/h预留。150米LNG地上贮罐主要技术特性如下：容器类别类设计压力0.75MPa最高工作压力0.6MPa内胆设计温度-196内胆材料OCr18Ni9外胆材料Q235B绝热形式真空粉末日蒸发率小于0.3%外形尺寸374021950mm有效容积150米充装系数0.95设备重量约60吨6.5.4 管材选择及布置设计温度小于-20的管道管材采用0Cr18Ni9，站内架空管道均采用低支架敷设，管道安装除必要的法兰连接外，均采用焊接连接。6.5.5 阀门LNG管道的工艺阀门均采用低温焊接阀门，阀门材料采用OCr18Ni9，操作运行温度大于-122、20的管道工艺阀门采用法兰连接阀门。6.6 土建工程A. 抗震设防依据XX地震烈度区划图（1990）用其使用规定，确定XX市为7度设防区，近震；依据GBJ11-89建筑抗震设计规范，确定站区主要建筑物及构筑物LNG储罐为乙类抗震建筑。B. 基础设计根据场站的地质资料，该场地地质条件较好，LNG储罐的基础采用天然基础。6.7 仪表自控工程在站内设总控制室，采用微机监控管理系统，对站内工艺生产运行参数进行集中控制和管理，同时还作为XX市天然气输配管网SCADA系统的一个站场控制系统，具备向城市管网调度中心发送和接收数据信息的功能。6.7.1 计算机监控管理系统设计该系统由监控管理系统、PLC现场监123、控系统、报表打印系统、通讯及网络系统和工业电视系统五个部分组成。其中监控管理系统设置一个操作站和一个工程师站，均配置20高分辨率显示器，主机运行GIC工控软件包，作为人机界面监控现场工艺过程参数、处理、指示、控制、报警、记录、联锁等，使整个系统能安全有效的运行。工程师站具有操作站的一切功能并可实现在线组态。该系统功能有画面显示功能、检测控制功能、监督功能、报警功能、记录文档功能、参数修改功能、运算功能、管理人员（工程师）管理功能、报表功能、组态功能。6.7.2 主要控制要求控制室控制贮罐、LNG空温式气化器的紧急切断阀，卸车现场可以显示紧急切断阀、LNG空温式气化器的开关状态，并设有事故紧急控124、制停车按钮。事故紧急控制：控制室关断LNG热水气化器、LNG空温式气化器的紧急切断阀和贮罐进出液总管紧急切断阀。6.7.3 主要仪表设备选型就地指示仪表：储罐液位计选用差压液位计，温度计选用双金属温度计，压力表选用弹簧压力表。二次远传仪表：温度选用铂热电阻一体化温度变送器，液位选用差压压力变送器，压力选用电容式压力变送器，流量选用涡轮流量计，天然气泄漏检测选用半导体式传感器。现场安装的电子仪表防爆为隔爆型或本安型。7. 次高压管道设计7.1 概述本工程次高压管道是工程中重要组成部分，它在系统中负责向各城区次高压输气，并起到储存、调峰作用。依据输配系统方案，本工程建设次高压管道设计长度26.4K125、m（DN400 管道）、截断阀8台。阴极保护：采用辅助阳极地床为深井阳极的外加电流法。7.2 基础设计参数7.2.1 管道输气参数管道设计压力1.6 MPa管道运行压力0.351.6MPa 7.3 次高压管道设计原则1充分利用来气压力，尽量做到能源节约2 合理选择管材，在满足设计要求的同时，保证其经济性；3 管道选线以城市总体规划为基础，做到选线合理，避免阻碍城市发展；4 为保证管道今后安全，稳定运行，次高压管道系统应配套自动检测及报警系统。5 严格遵守国家相关设计规范及标准。7.4 次高压管道选线7.4.1 选线原则本工程次高压管道设计压力为1.6MPa，次高压A级对各种市政设施与之的安全间126、距要求较高。因此次高压管线选线遵循以下原则：（1）次高压管线应符合城市总体规划的要求；（2）管线应避开地质不稳定地带，包括地质沉降区，地震断裂带等；（3）线路应避开机场、火车站、码头，国家及自然保护区；（4）应尽量减少对山岩的穿越；7.4.2 次高压管道安全间距次高压管道与建筑物、构筑物或相邻管道之间的水平净距（米）项 目次高压A燃气管道水平净距建筑物基础13.5（注）给水管1.5排水管2.0电力电缆1.5通讯电缆直埋1.5在导管内1.5其他燃气管道DN300毫米0.4DN300毫米0.5热力管直埋2.0在导沟内4.0电杆（塔）的基础35KV1.035KV5.0通讯照明电杆（至电杆中心）1.0127、铁路路堤坡脚5.0有轨电车钢轨2.0街树（至树中心）1.20注：次高压A管道采用的材料不低于L245，管道壁厚大于等于9.5毫米时，距建筑物外墙的水平间距不应小于6.5米。 7.4.3 次高压管线走向根据次高压管道走向选择原则以及与规划部门协商，确定次高压管线走向如下：次高压管线由营前城市门站沿203省道、峡漳高速公路向北至空港新城高中压调压站。详细走向见详见天然气输配系统布置图。7.5 管道工艺设计7.5.1 计算条件次高压管道设计参数分别如下：设计压力：1.6MPa管径：DN400管长：26.4km7.5.2 管材执行技术标准及要求钢管技术条件应按以下标准：（1）石油天然气工业输送钢管交货128、技术条件第2部分：B级钢管GB/T9711.2-1999次高压管道管材的选择在工程中至关重要，不仅要考虑其经济性，强度要求，还要求管道有良好的韧性和可焊性。7.5.3 制管形式常用于次高压输气管道有直缝焊接钢管、螺旋焊接钢管。直缝管与螺旋缝管在质量上比较如下：（1）螺旋管的制造工艺决定其残余应力较大，而直缝和其采用扩管工艺，残余应力接近零；（2）与直缝管相比，螺旋焊缝流线较差，应力集中现象严重；（3）螺旋管的热影响区大于直缝管，而热影响区是焊管质量薄弱环节；（4）螺旋管几何尺寸精度差，给对口，焊接带来一定困难。（5）相同长度的螺旋管焊缝比直缝管焊缝长60%，焊接缺陷的出现概率较大。由于本工程次129、高压管道均敷设在为四类地区，从安全运行的角度考虑，次高压管道选用直缝焊接钢管。7.5.4 管道壁厚计算和管材选择根据城镇燃气设计规范GB50028-2006的规定，其管道强度计算公式为： 式中：钢管计算壁厚（cm）P设计压力（MPa）D钢管外径（cm）钢管的最小屈服强度（MPa）F强度设计系数焊缝系数t温度折减系数，当温度小于120时，t=1.0城镇燃气管道的强度设计系数：城镇燃气管道的强度设计系数地区等级强度设计系数（F）一级地区0.72二级地区0.60三级地区0.40四级地区0.30穿越铁路、公路及和人员聚集场所的管道以门站、储配站、调压站内管道的强度设计系数管道及管段地区等级一二三四强度130、设计系数（F）有套管穿越、级公路的管道0.720.60.40.3无套管穿越、级公路的管道0.60.5有套管穿越、级公路、次高速公路、铁路的管道0.60.6门站、储配站、调压站内管道及其上、下游各200mm管道，截断阀室管道及其上、下游各50m管道（其距离从站和阀室边界线直起算）0.50.5人员聚集场所的管道0.40.4由于本工程的次高压管道均附设在四类地区，根据次高压管道敷设道路的现状和规划要求，XX市区1.6MPa次高压管道距建筑物的安全间距不宜大于7米，因此按照以上条件和城镇燃气设计规范，次高压管道DN400的最小管道壁厚为9.5毫米，经计算满足该条件的最低钢级的管材为L245（1.6MP131、a），该壁厚同时满足轴向应力、当量应力和径向稳定性的要求。本工程次高压管道钢级和壁厚选择如下：D406.4（1.6MPa）：钢级不低于L245，壁厚：10.0mm。穿跨越、特殊情况下的壁厚：12.5mm。7.6 管道敷设7.6.1 敷设方式根据城镇燃气设计规范GB50028-2006的规定，次高压燃气管道宜采用埋地方式敷设。结合本工程次高压管线具体走向，次高压管道全线采用埋地敷设。次高压管道与各市政设施水平安全间距见下表：地下燃气管道与建筑物、构筑物或相邻管道之间的水平净距(m)项 目地下燃气管道次高压BA给水管1.01.5排水管1.52.0污水、雨水排水管1.01.5电力电缆(含电车电缆)直132、埋1.01.5在导管内1.01.5通信电缆直埋1.01.5在导管内1.01.5其它燃气管道DN300mm0.40.4DN300mm0.50.5热力管直埋1.52.0在管沟内(至外壁)2.04.0电杆(塔)的基础35KV1.01.035KV5.05.0通讯照明电杆(至电杆中心)1.01.0铁路路堤坡脚5.05.0有轨电车钢轨2.02.0街树（至树中心）1.21.27.7 穿越工程7.7.1 公路穿越管线穿越级以下公路及普通公路时，原则上采用开挖直埋的方式穿越。管线穿越高速公路和高等级公路时，采用顶管施工。XX市次高压管线沿线采用顶管施工方式穿越主要道路4处240米。7.7.2 河流穿越河流穿越通133、常采用围堰截流、围堰导流、水下成沟、顶管以及定向钻等方法。对于粘土、亚粘土、粉砂、中砂、粗砂层、软岩石层宜采用定向钻穿越；对于砾石、砂、砂土、粘土、泥灰岩等土层宜采用顶管穿越；对于水位较低、河宽较窄、河底为岩石的河流宜采用围堰方法；对于水面较深、河底为中软基质的大型河流宜采用水下成沟方式。本工程次高压管线共穿越河流12处，共600m。穿处河流相对较浅，经现场勘察，本工程建议12处河流采取直埋大开挖方式敷设。7.7.3 铁路穿越穿越铁路方案可以结合铁路部门相关规定，进行穿越方案的确定，本工程建设采用顶管方式穿越铁路，顶管管径不小于600mm。次高压管道穿越铁路2处，管径DN400，长度120米。134、7.8 管道外防腐管道外防腐对管道运行寿命至关重要，同时也是保证系统正常运行的关键。作为埋地管道外防腐层应具备下列性能： 良好的防潮、防水性 较强的机械强度（包括抗冲击强度、耐磨性、引入度等指标） 良好的耐阴极剥离性能 防腐层对钢材表面有良好的粘结性 良好的电绝缘性能 较好的耐化学性能和抗老化性能 易于施工，易于补口、补伤 经济合理目前，最为常用防腐材料有：聚乙烯三层复合结构防腐层（简称三层PE）、挤塑聚乙烯（二夹克）、熔结环氧粉末、煤焦油瓷漆、聚乙烯胶带、环氧煤沥青、石油沥青、双层熔结环氧粉末涂层等。各种防腐层的主要成缺点见下表。常用涂层对比表涂层优点缺点熔结环氧与钢管粘结力次高，耐化学介质135、浸泡绝缘性能好、使用温度范围宽，磨擦系数小，与阴极保护配合好。涂层太薄、装卸、运输、施工极易受伤，补口，补伤工艺复杂三层结构PE与钢管粘结力次高，机械物理性能好，耐化学介质浸泡，绝缘电阻次高，修补方便绝缘电阻不次高、机械性能差，低温发脆、易污染环境，维修工作量大煤焦油瓷漆防腐性能好、耐化学介质浸泡，不怕植物根扎，修补方便绝缘电阻不次高，机械性能差，低温发脆、易污染环境、维修工作量大聚乙烯胶带易于机械化施工，绝缘电阻较次高机械性能较差，不耐机械损伤石油沥青造价低，施工技术成熟，修补方便绝缘电阻不次高，机械性能差，不耐细菌侵蚀、怕植物根扎，使用寿命不长，维护工作量大，易污染环境环氧煤沥青具有环氧树136、脂优良的物理、化学性能和煤焦油沥青优良的耐水、抗生物性能双组分，施工质量不易保证二层挤塑聚乙烯机械性能好，化学稳定性次高、绝缘电阻次高，抗外来人为损坏和运输损伤能力强，易于修补，价格较便宜一旦粘结剂与钢管表面脱落，脱落处又破损，电介质从破损处浸入，易造成夹缝腐蚀双层熔结环氧与钢管粘结力次高，机械物理性能好，耐化学介质浸泡，绝缘电阻次高，现场补口，补伤，可保证与管线涂层的一致弯曲性较差，价格次高结合本工程次高压管线所起重要作用及沿线地形地貌和土壤腐蚀性的分级，本工程标准管段可采用三层结构PE，定向钻穿越处采用三层结构PE，补口采用三层结构热收缩套防腐。跨越部分采用双层环氧粉末防腐。7.9 管线阴137、极保护根据中华人民共和国国家标准，埋地钢质管道阴极保护技术规范（GB/T 21448-2008）的有关规定，新建埋地钢质管道应采用外防腐层加阴极保护的联合防护措施。目前常用阴极保护方式有外加电流和牺牲阳极保护法两种方法，特点比较见下表：两种阴极保护方法的特点比较方法优点缺点外加电流1.输出电流持续可调2.保护范围大3.受环境电阻率限制较小4.工程越大越经济5.保护装置寿命长1.需要外部电源2.对邻近金属构筑物干扰大3.维护管理工作量大牺牲阳极1.不需要外部电源2.对邻近构筑物无干扰或很小3.保护电位分布均匀，利用率次高1.次高电阻率环境不宜使用2.保护电流几乎不可调3.对覆盖层质量要求较次高4138、.投产调试工作复杂5.消耗有色金属本次设计的管道为D40610，长度约70.6km的高强度钢管，外涂层为三层PE。本次设计采用强制电流法的阴极保护，其辅助阳极地床采用深井阳极地床。深井阳极地床优点是占地面积小（可设在门站内），它对其他设施和系统干扰小等。根据设计方案，首先设计从营前门站至空港LNG站的约26公里管道。依据埋地钢质管道阴极保护技术规范GB/T 21448-2008的要求，当阴极保护系统在钢质管道埋地六个月内不能投入运行时，应采取临时性阴极保护措施；在强腐蚀性土壤环境中，管道在埋入地下时就应施加临时性阴极保护措施，直至正常阴极保护投产；对于受到直流杂散电流干扰影响的管道，阴极保护（139、含排流保护）应在三个月之内投入运行。 如果该管道很快投入运行，此时阴极保护站尚未建成，为此对该段管道先采取牺牲阳极方式的临时性保护。在保护系统建成后，再将临时保护拆除。7.10 线路截断阀7.10.1 设置原则为了方便维修以及当管道发生破损时，尽可能减少损失和防止事故扩大，本次设计中在线路上按一定距离的间隔，同时结合远期对一些地区的预留设置了截断阀。结合本工程的具体情况，确定截断阀室的设置原则如下：1）遵循设计规范的有关规定，接地区等级不等间距设置截断阀；2）截断阀室的位置尽量选择在交通方便的地方，以方便生产管理。7.10.2 截断阀选型及数量线路截断阀门采用全焊接直埋球阀，本次设计中综合考虑140、既方便管理又要节省投资的情况，选择次高压氮气驱动形式气液联动执行器和破管检测器，在管道出现紧急情况下会自动切断管道，防止天然气大量外泄。截断阀设置数量如下：次高压管道：DN400，8台8. 高中压调压站根据系统方案，本工程XX市共建设高中压调压站6座，分别为营前高中压调压站1座、鹤上高中压调压站1座、金峰高中压调压站1座、空港高中压调压站1座、古槐高中压调压站1座和江田高中压调压站1座。8.1 高中压调压站功能高中压调压站作为中压输配管网的气源点，具有对高压管道的来气进行调压计量的功能。8.2 站址通过现场踏勘，并与规划部门结合后，初步确定营前高中压调压站在营前门站内；鹤上高中压调压站在荷叶挡141、村东侧；金峰高中压调压站在兰田村东南侧、金洋广场对面；空港高中压调压站在央霄山北侧、机场货运南侧；古槐高中压调压站在雁塘村往湖南路东侧；江田高中压调压站在环岛南侧、灵峰寺山下。各高中压调压站的具体位置详见天然气输配系统布置图。8.3 高中压调压站形式选择：依据城镇燃气设计规范次高压进站的高中压调压站可以选择地上单独建筑形式，也可以用调压柜，鉴于XX市的用地紧张，本工程高中压调压站采用整体组装的调压柜，不仅减少人员配置，也可以减少占地和对周围城市景观的破坏。调压设施与其它建筑物、构筑物水平净距见下表：设置形式调压装置入口燃气压力级制建筑物外墙面重要公共建筑物铁路(中心线)城镇道路公共电力变配电柜142、次高压(A)9.019.015.03.04.0次高压(B)6.012.010.3.04.0中压(A)6.012.010.02.04.0中压(B)6.012.010.02.04.0调压柜次高压(A)7.014.012.02.04.0次高压(B)4.09.09.02.04.0中压(A)4.09.09.01.04.0中压(B)4.09.09.01.04.08.4 工艺设计8.4.1 站内工艺参数进站压力：0.351.6MPa出站压力：0.4MPa各站计算流量如下： 高中压调压站计算流量表序号站 名2020年（标米/时）备注1营前调压站88392鹤上调压站37883金峰调压站62474空港新城调压站3143、9045古槐调压站45816江田调压站54987总计328578.4.2 工艺流程次高压管道内高压燃气进入高中压调压站后经过过滤、计量、调压后直接进入中压管网。为保证中压管网的安全运行，站内设有超压保护装置。为了满足近、远期供气的适应性，同时为保证调压装置能在良好的状态下运行，站内设多路调压组，工艺流程详见高中压调压站工艺流程图。8.4.3 站内主要设备过滤器：选用筒型过滤器，过滤精度不大于50；调压器：选用自力间接作用式带超压切断调压器（并联监控）。流量计：选用蜗轮流量计；切断阀：选用法兰连接防火球阀。9. 中压输配系统9.1 中压管网布置原则（1）根据城市总体规划，结合城市实际发展情况进行144、总体布置。（2）管网布线按城市规划布局执行，贯彻远近结合、以近期为主的方针，管网分期建设。（3）尽量靠近用户，以保证用最短的线路长度，达到最佳的供气效果。（4）在安全供气，布局合理的原则下，尽量减少穿跨越工程。（5）为确保供气可靠、中压主干管成环布置。（6）管道选线遵循先人行道，后慢车道，再快车道的原则。9.2 中压输配系统压力级制本工程根据XX地区地温资料，同时考虑塑料管在中压管网系统的应用，中压输配系统按中压A级（0.4MPa）设计；高压管道的天然气由高中压调压站调压后进入中压管网，到用户前由调压柜，调压箱及用户调压器调压后直接入户使用。中压输配系统见下图：高中压调压站中压管网用户调压器调145、压箱调压柜用户用户用户 压力级制：高中压调压站出口：0.4兆帕（表压）中压管网：0.40.03兆帕（表压）调压装置进口：0.03兆帕（表压）9.3 中压管道布置中压管道由各区域高中压调压站作为气源点，形成多个中压环网，大型工业用户引中压专线供气。详细走向见详见天然气输配系统布置图。中压管道与建筑物、构筑物或相邻管道之间的水平净距（米）项 目中压A燃气管道水平净距建筑物基础1.5给水管0.5排水管1.2电力电缆0.5通讯电缆直埋0.5在导管内1.0其他燃气管道DN300毫米0.4DN300毫米0.5热力管直埋1.0在导沟内1.5电杆（塔）的基础35KV1.035KV5.0通讯照明电杆（至电杆中心146、）1.0铁路钢轨5.0有轨电车钢轨2.0街树（至树中心）1.29.4 中压管网水力计算9.4.1 中压管道水力计算公式式中：P1-燃气管道起点压力（绝压千帕）P2-燃气管道终点压力（绝压千帕）L-燃气管道计算长度（公里）Q-燃气管道计算流量（米/时）d管道内径（毫米）燃气密度（公斤/米）T计算温度（绝对温度）（K）T0273.16（K）燃气管道的摩阻系数对于钢管：式中：K管道内表面当时绝对粗糙度，对于钢管K=0.2毫米Re雷诺数9.4.2 中压管道工程量根据气化范围内的用气负荷，本工程中压干管及中压支管的管径及长度如下：中压管道总长198.8KmA中压干管：98.8Km聚乙烯PE管De250 147、63.3Km De16035.5KmB中压支管100Km聚乙烯PE管De11055KmDe9045Km9.5 管材的选用目前中压管道常用管材有螺旋缝焊接钢管、高频直缝电阻焊接钢管、无缝钢管和PE管。其中高频直缝焊接钢管和无缝钢管价格要高于螺旋焊接钢管，且无缝钢管和高频直缝焊接钢管目前市场上销售多以小口径管道为主；根据管道市场价格和施工防腐费用，口径300mm的PE(SDR11)管道比同口径螺旋焊接钢管经济，因此，结合本工程中压管网系统条件，确定中压管道管材：使用PE管。9.6 管道敷设及防腐9.6.1 管道敷设本工程中压管网除部分穿跨越工程外，均埋地敷设。管道埋深按城镇燃气设计规范GB5002148、8-2006有关要求执行。最小埋深为：车行道下时0.9m；非车行道下时0.6m；水田下时0.8m。9.6.2 钢制管道防腐（穿跨越工程）安全、平稳供气是城市输气管道的首要任务，本工程输配气管道在城市规划区内，一旦出现腐蚀事故，极易造成危及人民生命财产安全的火灾，爆炸事故。南方地区雨量充沛，土壤湿度大，土壤电阻率低，腐蚀性强，管道必须选择性能好、寿命长的外防腐涂层。比较目前国内防腐涂层的性能，熔结环氧和挤塑聚乙烯的防腐效果较好，推荐本工程中压埋地钢质管道结合不同地质条件采用熔结环氧或挤塑聚乙烯两层结构防腐层。为了延长钢管寿命，保证燃气系统安全、稳定、可靠运行，本工程埋地钢管同时采用阴极保护,即牺149、牲阳极电化学保护。9.7 穿跨越工程本工程中压管道穿跨工程包括道路及河流，道路有国道、快速公路及城市主次干道，河流大部分为闽江支流，断面较窄。9.7.1 穿越城市道路中压燃气管道穿越市内一、二级交通干线时采用套管敷设或采用水平定向钻施工，套管内径大于管外径300毫米，穿越城市一般道路和街坊道路时，采用直埋开挖方式敷设。9.7.2 穿越河流中压燃气管道主要穿越河流为闽江支流和城区河汊，采用大开挖沟埋穿越方式或水平定向钻施工方式，同时根据城镇燃气设计规范和国务院令第198号城市道路管理条例，设计压力不大于0.4MPa的燃气管道，可以随桥或直埋开挖方式敷设。通过管地踏勘，本工程以采取随桥敷设方式为主150、要方式。具体穿越河流的管道数量及方式如下：小型河流21处采用随桥或直埋开挖方式敷设。DN250 0.60公里，DN200 0.25公里9.7.3 穿越铁路穿越铁路方案可以结合铁路部门相关规定，进行穿越方案的确定，本工程建设采用顶管方式穿越铁路，顶管管径不小于500mm。中压管道穿越铁路2处，管径DN250，长度160米。9.8 调压设施设计调压柜（箱）是连接中、低压管道对用户供气的枢纽，来自中压管道的燃气，经此调压后进入低压庭院管道及户内管道、燃气表计量后供用户燃具使用。对于工业用户及大型商业用户采用专用调压站或调压柜供气。城市管道中压一级系统供气方式包括柜式、箱式，用户调压三种方式，在施工、151、投资以及运行管理上比中压低两级系统相比优势较为明显，因此，用户调压设施应结合城市小区用户规模、用户特点，灵活采用柜式、箱式、用户调压器相结合的方式供各类用户用气，其中目前国内主要采用的为柜式、箱式调压方式，本工程对一典型小区（1400户）进行两种方案的技术经济比较如下：方案工程内容柜式调压箱式调压（楼栋调压）低压钢管低压PE管低压钢管低压PE管1.内容低压管道采用钢管，胶带加强级防腐和牺牲阳极防腐SDR17.6 DE110以下采用电熔连接，DE110以上采用对接连接低压管道采用钢管，胶带加强级防腐和牺牲阳极防腐SDR17.6 DE110以下采用电熔连接，DE110以上采用对接连接管道D89X4152、 10米D57X3.5 45米DN150 124米DN100 263米DN80 958米DN50 4086米DN25 1754米小计 7240米D89X4 10米D57X3.5 45米DE160 124米DE110 263米DE90 958米DE63 4086米DE32 1754米小计 7240米D57X3.5 74米DN50 6432米DN25 1754米小计 8260米D57X3.5 74米DE63 6432米DE32 1754米小计 8260米调压设备2台2台25台25台2.投资估算（万元）建筑工程38.3838.3843.6443.64设备10103.753.75安装工程38.2336153、.9739.6238.07合计86.6285.3587.0085.46从以上的技术经济比较分析，采用柜式调压方案、低压庭院管道采用SDR11的PE管道投资最少，要求的有关安全间距最小，因此本工程采用柜式调压为主要方式。调压柜（箱）的设置应符合城镇燃气设计规范GB50028-2006中6.6条规定要求。调压柜（箱）选用的调压器采用一开一备，采用带切断保护装置的直接作用式用户调压器。调压柜（箱）内主要设备有进出口阀门、调压器、紧急切断阀、压力表。有特殊要求的用户专用调压设施可配置流量计。根据中压管网模拟工况计算，调压设施的进口压力为0.030.4MPa，出口压力可根据用户需要调定。本工程调压设施工154、程量如下：柜式调压器135台 Q=200Nm/h10. CNG加气母站10.1 概述为了解决XX市CNG汽车加气站的供气问题和周边县区供气问题，本工程在XX市建设加气母站1座，加气母站选址拟建在门站旁，经计算日供气规模2020年6万米/日，2030年12万米/日。加气母站的主要功能是将门站来的天然气经调压、干燥、压缩程序，使压缩后天然气的最高压力达25MPa，通过加气机装入天然气运输撬车外运至各加气站或CNG释放站。加气母站由站房、加气岛、工艺装置区组成。10.2 站址选择及总图布置（1）站址选择根据尽量靠近交通便利位置、尽量靠近气源，并利于汽车加气的原则选择加气母站地点。加气母站选址拟建在门155、站旁。 （2）总图布置原则1）设施分区按功能布置，方便管理，保障安全，便于汽车通行。2）绿化环境，满足景观要求。尽可能减少地上暴露布置，保证布局美观，满足安全防火要求。3）少占用地，节约资金。 （2）总图布置 在总图布置时，结合站址现状地形、地貌，充分利用空地，合理布局，既满足规范要求的安全间距，又要满足各种区域的功能用地，还要兼顾美化景观需要。加气站总平面布置根据工艺需要采用分区布置，功能分区主要包括：1）转运区：包括天然气钢瓶拖车、加气柱等；2）工艺装置区：包括调压计量装置、天然气压缩机撬、干燥装置及储气瓶组等；3）加气区：包括天然气加岛；4）站房：包括配电、控制、值班、办公等；5）放散区156、：包括放散管。根据建筑设计防火规范GB500162006、城镇燃气设计规范GB500282006及汽车加油加气站设计与施工规范GB501562002（2006年版）等规范要求，站内建、构筑物之间及站内装置与站外建、构筑物相关安全间距详见下表。站内装置与站外建、构筑物安全间距一览表 表10-1加气站设施项目储气瓶组脱硫脱水装置放散管管口储气井组加气机、压缩机重要公共建筑物100100100明火、散发火花地点302520甲、乙类厂房及库房和甲、乙类液体储罐252518其它类物品厂房及库房和丙类液体储罐及容积不大于50m的埋地甲乙类液体储罐181813室外变配站电252518铁路303022城市道路157、快速路、主干路12106次干路、支路1085民用建筑保护类别一类保护物302520二类保护物202014三类保护物181512架空电力线：电压（380V）1.5倍杆高1.5倍杆高不应跨越加气站架空通信线（国家一，二级）1.5倍杆高1.5倍杆高站内建、构筑物之间安全间距一览表 表10-2建构筑物名称建构筑物名称规范要求（米）放散管口站内其他建构筑物10加气机6站区围墙3脱水装置加气机5压缩机调压装置4加气机4调压装置脱水装置5加气机6站区围墙2储气瓶井压缩机3脱水装置5站内其他建构筑物10调压装置3加气机6CNG加气母站总图布置详见附图CNG加气母站总平面布置图Z-2。10.3 工艺设计（1）加158、气母站设计参数天然气进加气母站压力：4.04.5MPa加气母站压缩机进口压力：4.0MPa压缩机出口压力：25MPa脱水装置常压露点：-55储气井储气压力：25MPa加气机加气压力：20MPa调压计量撬设计流量：3000Nm/h台压缩机最大排气量：2400Nm/h台加气机最大流量：3000Nm/h台（2）工艺流程加气母站系统主要用来给子站提供压缩天然气。从门站管道输送来的原料天然气进站后，先经过滤、调压、计量，然后进入低压脱水装置，脱去其中的水分，使其露点达到或低于国家汽车用标准（即标准状态下的露点为-55），然后进入天然气压缩机橇块。系统采用橇装式压缩机系统实现对气体的压缩，每套橇装式压缩机159、系统采用一橇一机设计，通过PLC（可编程序控制器）和优先控制盘实现对气体的压缩和管理；各套压缩机系统可以单独工作，也可以同时工作，压缩机橇之间的工作由上位PLC来进行协调管理。进入橇装式压缩机系统的干燥气体，经过四级增压后，压力达到25MPa。级间气体通过风冷却器和油水分离器后进入下一级。压缩机系统的PLC对整个系统进行信号采集、故障诊断、故障显示、优先顺序、顺序启动停机等全过程管理，以无人值守全自动方式工作。压缩后的高压气体经过压缩机橇上的末级分离过滤罐过滤后，通过优先顺序控制盘通向储气瓶组和加气机。通过加气机实现对天然气运输拖车的加气。加气母站工艺流程框图如下图，详细工艺流程详见附图加气母160、站工艺流程图Y-2。门站来天然气调压计量脱水干燥压缩机加气机储气井顺序控制天然气撬车CNG加气母站流程框图（3）加气母站主要设备加气母站主要设备包括：调压计量撬、橇装干燥器、橇装压缩机、加气机、储气井、优先控制盘、控制系统、变配电设施等。CNG加气母站主要设备表 表10-3序号名称规格单位数量备注1调压计量撬共2路 每路Q=4000Nm/h P1=4.04.8MPaP2=4.0MPa台12脱水装置PN4.5Q=4500Nm/h4.0MPa台23压缩机撬Q=4000 Nm/h P1=4.0MPa P2=25MPa台24储气井PN27.5 177.8 10.36三口，单口水容积3m,单井井深：约1161、50 m套15售气机流量240Nm/min最大工作压力25MPa台26加气柱最大流量3000Nm/h 最大工作压力25MPa台2（4）工艺管线设计本工程加气部分的管道介质为易燃易爆的天然气，若有泄漏，事故隐患极大。因此，增压前的天然气管道设计选用材质为20#钢的无缝钢管，并应符合现行国家标准输送流体用无缝钢管GB8163的有关规定。增压后的天然气管道设计选用不锈钢管，材质为1Cr18Ni9，并应符合现行国家标准不锈钢无缝钢管GB/T14976的有关规定。加气站内的所有管道、管件的设计压力应比最大工作压力高10%且在任何情况下不应低于安全阀的定压。加气站内与压缩天然气接触的所有设备、管道、管件、162、阀门、法兰、垫片等的材质应与天然气介质相适应，具有抗腐蚀、耐老化等性能。压缩机前的工艺管道的连接采用焊接（与设备、阀门连接除外），压缩机后的工艺管道的连接采用卡套连接。管道设计流速：增压前20m/s 增压后10m/s。压缩机前的工艺管道的设计压力为2.50MPa，压缩机后的工艺管道的设计压力为30.0MPa。所有埋地无缝钢管，管道防腐均采用改性沥青防腐胶带作特加强级防腐处理。（5）主要技术经济指标2020年加气母站主要技术经济指标 表5-4序号名 称单位数量备注1年供气规模万米/年21902最大日供气量万米/日63小时最大供气量米/时60004天然气进站压力兆帕4.010压缩机出口压力兆帕25163、9劳动定员人5010工程总投资万元209210.4 公用工程（1）建筑本站主要建筑物为站房。站房为二层建筑，耐火等级为二级，建筑面积为243，室内设防静电地面。站内主要构筑物为工艺设备基础、加气柱罩棚基础、加气岛罩棚基础等。基础均为钢筋混凝土基础，达到耐火等级二级标准。（2）电气1）供电系统加气站供电负荷依据汽车加油加气站设计与施工规范GB501 56-2002(2006年版)，用电负荷等级为三级。工作电源由站内变配电室提供一回路380V电源，以电缆直埋敷设方式引入加气站站控室内。2）配电、照明站内生产构筑物按“2区”防爆场所要求进行设计，电气设备选型均为防爆型。站内综合用房按一般场所考虑。站164、内供配电线路采用铜芯电力电缆直埋或在电缆沟内敷设，过路及进出建筑物处均穿钢管保护。爆炸危险场所配电线路穿钢管明敷，其余建筑物内的配电线路穿钢管暗敷。3）防雷与接地本工程接地形式采用TN-S系统。站内构筑物的防雷等级符合国家标准建筑物防雷设计规范GB50057-94第二类的规定。静电接地设计符合国家标准化工企业静电接地设计规程HG/T20675。天然气压缩机、调压计量装置、干燥设备、储气瓶组及加气岛、加气柱罩棚均做防雷、防静电接地，接地电阻不大于10欧姆。（3）自动控制与仪表在站内设立一个仪表控制室，放置随工艺设备成套配置的仪表显示控制柜、电气驱动控制柜和计算机控制系统，对站内生产运行参数进行集165、中显示和控制，主要测控项目如下：1）进站参数：天然气进站压力、温度测量，并将信号远传至仪表控制室。2）橇装压缩机：天然气进出设备总管压力、温度的测量，润滑油供回油温度和压力的测量等，并将信号远传至仪表控制室。压缩机配一套智能控制装置，机组的启动、运行、停车、报警、连锁均由计算机控制。3）加气柱：压力显示、流量显示，并将信号远传至控制室。4）在工艺装置区、加气区等处设置天然气泄漏探测报警探头，并将 信号引至站控室内进行报警。（4）给排水及消防设计1）设计范围站内生活给水，排水系统及灭火器材配置。2）给排水系统从站外市政给水管道上引入站内一条Dell0给水管道，经水表计量后供站内直接使用。站内生活166、污水及雨水排入站外污水管道。3）灭火器配置根据汽车加油加气站设计与施工规范第9.0.2条规定，压缩天然气加气站可不设消防给水系统。按照建筑灭火器配置设计规范及汽车加油加气站设计与施工规范的要求，根据建构筑物的危险等级 火灾种类的不同，在以下场所配置一定数量的灭火器。站内灭火器配置一览表 表10-6建筑物名称灭火器型号数量调压装置手提式磷酸铵盐灭火器MF/ABC82个橇装压缩机组手提式磷酸铵盐灭火器MF/ABC84个装卸台手提式磷酸铵盐灭火器MF/ABC82个站旁手提式C02灭火器MT32个（5）采暖与通风站内加气系统生产设施均为敞开式构筑物，主要为自然通风，橇装压缩机橇体内设有防爆通风机，换气167、次数为每小时12次。站控室设分体式冷暖空调。11. CNG汽车加气站设计11.1 CNG加气站概述为了实现XX市大气环境质量达到标准，节约成本。本工程建议XX市的公交车、出租车改用天然气作为燃料，已考虑建设CNG加气母站1座单日加气能量为6104Nm，为公交车、出租车供气。根据CNG加气母站的建设规模，本工程考虑建设CNG加气站4座，单日加气能量为1.5104Nm。11.2 CNG加气站设计11.2.1 CNG加气站选址原则（1）CNG站的布局和规模应按照供气可靠和经济实用的原则来确定。（2）CNG站的站址应符合城市统一规划，征得规划部门同意,尽量不占或少占良田,节约用地并注意与城市景观协调。168、（3）CNG站应具有良好、适宜的地形和工程地质，具备供电、运输、供水。 （4）CNG站与周围建、构筑物的安全距离必须符合建筑设计防火规范和汽车加油加气站设计与施工规范 GB501562002(2006年版)的有关规定。11.2.2 CNG加气站选址根据XX市控制性详细规划并与规划部门协商，初步确定了XX市加气站的位置，营前CNG加气站在营前门站内；空港CNG加气站在央霄山北侧、机场货运南侧；鹤上CNG加气站（预留）在荷叶挡村东侧；金峰CNG加气站（预留）在兰田村东南侧、金洋广场对面；古槐CNG加气站在雁塘村往湖南路东侧；江田CNG加气站在环岛南侧、灵峰寺山下；松下CNG加气站在塘山福北路西侧。169、各CNG加气站的具体位置详见天然气输配系统布置图。11.2.3 汽车加气站工艺流程（1）工艺设计参数天然气钢瓶拖车储气瓶最高工作压力 20MPa天然气压缩机进口压力 0.3-20.0MPa天然气压缩机出口压力 25MPa站内储气瓶组储气压力 25MPa加气机售气压力 20MPa工艺管道设计压力 27.5Mpa（2）汽车加气站工艺流程压缩天然气通过天然气运输拖车从加气母站运至本站，站用储气井组被直通充气，直到同天然气运输拖车内天然气压力平衡，此时再通过天然气增压机将运输拖车内的天然气压至站内储气井组内，站内储气井共设3个，分3组布置，高压组设1个井，中压组设1个井，低压组设1个，以便将拖车内的C170、NG尽量卸进站内储气井内后，迅速离开本站。储气井储气压力均可达到250MPa，可通过优先顺序控制盘分三级压力由高至低向储气井组进行充气，使储气瓶组均达到各自的储存压力后，直至钢瓶拖车离开场站。此时低压储气井将视为拖车CNG气源，可通过压缩机继续为高、中压储气井组加压充气，以保证加气站正常运行，经加压后的天然气，再经加气机向汽车计量加气，向汽车供气压力达到20MPa。汽车加气顺序为由低级压力至高级压力从储气井组取气，如果高压瓶组不能满足加气压力要求，可通过压缩机直通管向汽车直接加气。CNG加气站流程如图11-1：车载CNG天然气压缩机控制盘储气瓶井加气机向CNG汽车加气图11-1 CNG加气站流171、程框图11.2.4 汽车加气站的主要设施汽车加气站主要包括有工艺装置区、站房、汽车加气岛等。工艺装置区内主要设置子站压缩机撬1台、高中低储气瓶井和优先顺序控制盘。站房内主要布置控制室、配电室、营业厅、办公室和厕所等。汽车加气岛上主要设置汽车加气机等。加气站主要设备表序号名称规格单位数量备注1卸气柱最大流量4500Nm/h最大工作压力25MPa台12压缩机撬Q= 6001800 Nm/h（平均处理气量1500 Nm/h）P1=320MPa P2=25MPa台1集成优先顺序盘3储气井PN27.5 177.8 10.36三口，单口水容积3m,单井井深：约150 m套14售气机流量240Nm/min最172、大工作压力25MPa台411.2.5 管材及防腐天然气汽车加气站工艺管道采用输送流体用不锈钢无缝钢管（GB/T14976-2002）材质为0crl8Ni9。站内埋地管道采用冷缠胶带进行加强级防腐。11.3 公用工程11.3.1 土建加气站站控室设在场站主体建筑内，站房耐火等级为二级。建筑面积为15m2，站房兼做配电值班室，室内设防静电地面。站内主要构筑物为工艺设备基础、加气岛罩棚基础等。基础均为钢筋混凝土基础，加气岛罩棚达到耐火等级二级标准。CNG加气站站内建构筑物一览表序号名称占地面积备 注1加气岛182站控室15设在场站站房内3压缩机撬12露天4卸气柱2露天11.3.2 电气（1）供电系统173、加气站供电负荷依据供配电系统设计规范，用电负荷等级为三级。工作电源由市电提供一回路10KV电源，直接由市政箱式变压器引一路380V电源，以电缆直埋敷设方式引入至场站综合用房配电室内。（2）负荷计算加气站用电负荷主要为工艺设备动力用电以及站控室和场区的照明、站控室空调用电等。本加气站装机容量为100KW。（3）配电、照明站内生产构筑物按“2区”防爆场所要求进行设计，电气设备选型均为防爆型。站内综合用房按一般场所考虑。站内供配电线路均采用铜芯电力电缆直埋敷设，过路及进出建筑物处均穿钢管保护。爆炸危险场所配电线路穿钢管明敷，其余建筑物内的配电线路穿钢管暗敷。（4）防雷与接地本工程接地形式采用TN-S174、系统。站内构筑物的防雷等级符合国家标准建筑物防雷设计规范GB50057-94第二类的规定。静电接地设计符合国家标准化工企业静电接地设计规程HG/T20675-90。工艺设备橇、储气井井、架空工艺管道及罩棚均做防雷、防静电接地，接地电阻不大于10欧姆。 11.3.3 自动控制与仪表在站内设立一个仪表控制室，放置随工艺设备成套配置的仪表显示控制柜、电气驱动控制柜和计算机控制系统，对站内生产运行参数进行集中显示和控制，主要测控项目如下：(1)进站参数：天然气进站压力、温度测量，并将信号远传至仪表控制室。(2)橇装增压设备：天然气进出增压设备总管压力、温度的测量，润滑油供回油温度和压力的测量等，并将信175、号远传至仪表控制室。增压设备配一套智能控制装置，机组的启动、运行、停车、报警、连锁均由计算机控制。(3)天然气储气瓶井：储气分井压力的显示。(4)汽车加气机：加气机分管(每个枪)供气压力、流量的显示，并将信号远传至仪表控制室进行累计测量。(5)在工艺装置区、加气区设置天然气泄漏探测报警探头，并将信号引至站控室内进行报警。11.3.4 给排水（1）设计范围站内生活给水，排水系统及灭火器材配置。（2）外部条件站内站控室生活所需给、排水系统均由市政给水统一考虑，站区雨水系统排入市政雨水系统。本项目加气站罩棚排水为内排水，引至场站的雨水排水系统。11.3.5 采暖与通风站内加气系统生产设施均为敞开式构176、筑物，主要为自然通风，橇装工艺设备橇体内设有防爆通风机，换气次数为每小时12次。站控室设分体式冷暖空调。12. 天然气管网综合管理系统12.1 XX市天然气管网生产调度系统12.1.1 概述为了增强城镇燃气输配的自动化管理水平，提高企业的经济效益和社会效益，本工程建立了一套天然气输配管网生产调度系统。本系统可以将分散的各站点的所需数据采集到调度中心，调度中心通过软件二次开发，实现报警管理、数据查询、浏览器查询、统计分析、业务报表、历史数据储存、台帐生成、日常管理等功能。12.1.2 设计范围建立与新建的XX市天然气输配管网工程相配套的生产调度系统。这个系统包括设在公司办公楼内的中心局域网和覆盖177、全市的企业广域网。生产调度系统按功能分包括:监控及数据采集系统（以下简称SCADA系统）及地理信息系统（以下简称GIS系统）。SCADA系统是调度系统的基础和骨干，GIS系统是调度系统的升级和发展。本工程只对SCADA系统的硬件、软件及通信系统进行设计，GIS系统只预留扩充接口，便于公司今后业务发展。对新建SCADA系统的远程站,其设计范围只作到RTU(含接线)，站控系统及现场仪表的设计均计入各场站。参见图一“XX市生产调度系统结构示意图”。12.1.3 生产调度系统结构调度中心设在公司办公大楼内，SCADA服务器、GIS服务器、数据库服务器（主服务器）、Web服务器及监控工作站、GIS工作站178、管理工作站等均挂设在调度中心局域网上。SCADA服务器采用冗余热备，支持磁盘阵列和热插拔。Web服务器和路由器支持对外信息发布和双向信息系统。路由器支持DDN连接、高级数据连接、拨号连接、无线数据连接、局域网连接，带防火墙，并可以有效地隔断，使内部系统安全可靠。参见“XX市煤气公司生产调度系统配置图”。系统内部架构同XX相同，在此不在赘述。公司生产调度系统建成后，用户可通过IE浏览器，按预先设定的权限，浏览到相应的数据界面，包括SCADA系统的实时数据、GIS系统的静态数据以及公司内部的其他信息。12.1.4 SCADA系统本方案设计的SCADA系统是一个局域网加广域网的综合网络系统。整个网179、络为树型结构，公司调度中心与门站、高中压调压站、高压阀室等组成企业骨干网络，它们之间主信道采用DDN连接，用230M无线微波网信道作为备份。调度中心与区域调压站、中低压调压站、调压箱之间采用230M无线微波网通信。SCADA系统主要由2台SCADA服务器、1台工程师站、2台操作员站、2台通讯处理器、1台视频工作站、1台大屏幕投影仪、2台打印机组成。SCADA系统功能及RTU功能同XX相同，在此不再赘述。本设计共设置37个左右RTU。其中，门站1个、高中压调压站2个、调压站34个。本方案中重要站点RTU配不间断电源（UPS），UPS容量含现场检测仪表及电台耗电量，确保不间断工作时间8小时。12.180、1.5 通信系统：从XX市天然气输配系统布置图看，XX市天然气次高压管网穿越峡漳路及福北路，若采用随工艺管道敷设光纤方案只能覆盖1个门站及6个高中压调压站，城市管网大部分站点仍需考虑其他方式。经综合比较，本系统通信推荐租用电信局数据专线作为SCADA系统主要通信手段。从通信速率上看，门站、高中压调压站等重要站点虽然只考虑数据传输，但数据传输量相对较大，推荐采用64kbpsDDN；其余专用调压站及区域调压站由于数据传输量很小，而且对系统的实时性要求不高，推荐采用9.6kbps DDN或PSTN方式。门站、高中压调压站等重要站点考虑用230M无线信道作为冗余通信。12.1.6 存在问题以上对SCA181、DA系统的通信方式进行了论述，但在初步设计阶段仍应根据电信部门推荐的通信方式及当时的收费标准，进行通信方式的综合比较后提出适合的通信方式。13. 节能篇13.1 编制依据本工程节能篇依据关于固定资产投资工程项目可行性研究报告“节能篇”（章）编制及评估的规定（国家计委、国家经委、建设部文件19972542文件）编制。13.2 工程概况本工程主要内容包括XX市的门站、LNG储气调峰站、CNG加气母站、CNG加气站、高压管道、高中压调压站、中压管网、生产调度管理系统等。13.3 能耗分析13.3.1 主要能量消耗*各工艺场站站内压降；*工艺设备的内漏和外漏、安全放空、设备检修放空、清管时排污和放空等182、；*工艺场站设备耗水、耗电；*值班人员的耗气、耗电、耗水；*输气管道输送压降；*管网在漏损、检修时安全放空等天然气损耗；本工程的投入物及产出物均为天然气，耗能的工质为电源，投入物、产出物、耗能工质折算为标准能源（1标准煤）的折算系数见下表：序号名称单位折算系数1天然气吨/千米1.23472电吨/千度0.122813.3.2 能耗指标分析本工程对达到工程规模时的全年能耗进行分析序号名称单位数量折算系数折算标准煤量(吨)1投入物（1）天然气千米4259401.2347525908（2）电千度26650.1228327合计2产出物天然气千米4259401.23475259083投入产出比99.999183、%13.4 节能措施*充分利用气源压力输送，合理利用自身能量；*在工艺流程中采用节能新技术、新工艺，优先采用节能产品和密封性能好的设备阀件，减少天然气漏损；*输气干管上每23公里设截断阀门，支管起点设截断阀门，事故及检修状态下迅速关闭阀门，将天然气的排放或泄漏量限制在最小范围内；*充分考虑节能的需要，使单位面积能耗指标达到现行国家和行业标准水平；*合理定员、降低生活用气、用水、用电；*采用先进的SCADA系统对供气系统实施优化运行管理和监测，该系统通过对天然气需求的监测能预测天然气的需求，提供调度决策指导。确定合理的配气方式、设施运行参数，为合理利用能源、节省能耗提供科学保证。13.5 节能效184、益工业企业燃料结构由燃煤、燃油改烧天然气后，能耗将大大降低。由于发展管道天然气居民用户，城市内瓶装液化石油气用户的减少将大量节约槽车运输量及汽柴油消耗量。就本工程而言，由于上游来气压力较高，可充分利用压差输送天然气，其电能消耗很少，该项目建成后，其节能效益显著。14. 劳动安全与工业卫生14.1 编制主要依据建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定国务院关于加强防尘防毒工作的决定工业企业设计卫生标准GBZ1-2002工业企业噪声控制设计规范GBJ87-85污水综合排放标准GB8978-1996建筑抗震设计规范GB50011-2001构筑物抗震设计规范GB50191-93爆炸和火灾危险环境电力装置设185、计规范GB50058-92压力容器安全技术监察规程（1999）质技监局锅发1999154号钢制球形贮罐GB12337-1998 压力容器安全技术监察规程质技监局锅发1999)154号建筑设计防火规范GB50016-2006城镇燃气设计规范GB50028-2006建筑物防雷设计规范GB50057-94（2000年版）14.2 工程概况本工程主要内容包括XX市的门站、LNG储气调峰站、CNG加气母站、CNG加气站、高压管道、高中压调压站、中压管网、生产调度管理系统等。14.3 主要危害因素分析本工程的主要危害因素分为生产过程中产生的危害因素和自然危害因素。生产过程中产生的危害因素主要包括噪声、火灾186、爆炸、振动、触电等各种因素。自然因素包括地震、雷击、风向、气温等。本工程主要工艺设备为天然气调压、计量设备及相应的阀门等；输配管网主要为焊接钢管、PE管及相应的阀门。14.3.1 生产危害因素分析（1）火灾：火灾的产生来源于泄漏和放散的天然气。当空气中天然气的含量达到爆炸范围内，遇明火等火源爆炸着火，从而酿成事故。（2）噪声：噪声主要来源于压缩机和调压器。（3）其它事故：机电设备的触电等。14.3.2 自然危害因素分析（1）地震：地震是一种产生巨大破坏力的自然现象，尤其对建、构筑物的破坏作用更为严重。（2）雷击：雷击能破坏建筑物和设备，并可能导致火灾和爆炸事故的发生，其出现的频率不大，作用时间187、短暂。（3）气温：当环境温度超过一定范围时，会产生不舒服感，气温过高会使人发生中署。14.4 防范措施1.防火（1）储罐上设有安全放散阀；必要管道上亦设置安全放散阀和放气阀，被放散天然气通过放散管放散。（2）关键的阀门选用进口阀门，以减少漏气的可能性。（3）在门站配置消防器材。（4）钢管选用优质焊接钢管，PE管（低压）选用SDR11.0管。（5）管道配置管道检漏和抢修设备，能快速、准确地发现漏点，并能及时地进行处理。2.防爆（1）各调压站内的调压器均选设超压自动切断阀，并在进出口设安全放散阀，使系统在设计压力范围内工作。（2）在场站、各调压站设可燃气体检测报警装置。浓度达到报警时自动报警。（3188、）生产区的电气、仪表均按区防爆选型。（4）严禁火种进入生产区3.噪声：选择适当调压器，且调压器具有消声装置。泵类选用低噪音设备，并采取相应的隔音防护措施，将噪声控制在GB12348-90标准范围内。4.防雷、防静电（1）场站、调压站均按二类工业建筑物防雷设计。（2）站内工艺管道和设备均有静电接地装置。（3）工作人员穿棉织品或防静电工作服、鞋等。5.抗震及其它（1）抗震：XX市为七度地震烈度区，按有关设计规范，所有建构筑工程均按七度烈度设防。构造上提高一度。（2）气温：办公室内设空调，改善因气温过高、过低对人产生的不良影响。14.5 劳动保护（1）在公司内部设有医务所，负责全公司员工的身体保健和189、一般性的治疗。（2）配置抢险车、处理意外事故的产生。（3）在站内设置浴室、休息室和卫生间。（4）定期发放劳保用品。（5）各站设兼职安全员，并由站长负责全站安全工作，按相应安全管理规定和健全各项管理制度。（6）站内尽量利用空地进行绿化美化环境，使绿化系数30%，使工作人员在一个良好的环境中工作。15. 环境保护篇15.1 编制主要依据建设项目环境保护条例国务院253号令污水综合排放标准GB8978-1996工业企业厂界噪声标准GB12348-2008大气污染物综合排放标准GB16297-1996城市区域噪声标准GB3096-2008地表水环境质量标准GHZB1-1999环境空气质量标准GB309190、5-1996工业企业噪声控制设计规范GBJ87-1985环境空气质量标准GB3095-1996 中华人民共和国环境保护法主席令第22号建设项目环境保护条例国务院253号令建筑项目环境保护设计规定国环字(87)003号15.2 工程概况本工程主要内容包括XX市的门站、LNG储气调峰站、CNG加气母站、CNG加气站、高压管道、高中压调压站、中压管网、生产调度管理系统等。本工程项目是一项改善XX市区环境质量，特别是大气环境质量的环保项目，本项目实施后可减少SO2排放量0.43万t/a，烟尘0.15万t/a，运输量234.26万吨/年，将进一步改善XX市区目前的大气污染状况，进一步改善投资环境，提高市191、民的生活质量及生存环境质量。15.3 生产过程中主要污染物本工程对环境的影响分为建设期和运行期两个阶段。15.3.1 建设期污染因素分析1.大气污染物施工期间大气污染源主要为工程车及运输车辆排放的尾气及扬尘，主要污染物有NO2、CO及TSP。2.噪声在施工作业过程中，要使用挖掘机开挖管沟，需要有运输车辆运送材料，由于施工机械和车辆产生的噪声使附近居民产生一定的影响，但这种影响是暂时的。3.废水施工期间的水污染物主要为施工人员的生活污水及管道试压后排放的工程废水。管道试压一般采用清洁水，试压后排放水中的污染物主要是悬浮物，管道试压一般在两个阀门之间一段一段进行，在中压和高压管道都要进行道试压，为192、了便于维修和事故切断，一般每隔2-3km就设阀门，不同管径，每次试压排放水量估算，见下表：试压废水排放量估算管径DN400DN250DN150每次试压排放量（米/次）392.5147.244.2注：管道长度以2.5km计。施工期生活污水的主要污染物是COD、SS，生活污水不得随地排放，要求经收集后，由环卫部门定期抽取。4.固体废弃物施工中的固体废弃物来源于废弃物料（如焊条、防腐材料等）和生活垃圾。5.对生态的影响对生态的影响主要表现在对地表保护层的破坏、植被的破坏、土壤结构的改变、土壤养分的流失以及不良地质条件下带来的水土流失等。15.3.2 运行期污染因素分析运行期在正常情况下对环境的影响主193、要是各门站等后方设施所排放的污染物。1.废气在正常运行情况下，各门站主要为在每次更换滤芯时排放的少量天然气。一般一个月排一次，一次10分钟。据估算，每次更换滤芯时排放的天然气量约30-40m（正常大气压，25）。2.废水各门站等后方设施排放的生活污水以及地面冲洗水等，主要污染物为COD、SS。水质参照一般生活污水水质：PH69、CODc：200-400mg/L、BOD5：150-200mg/L、SS：100-200mg/L。每个门站人数约为13人，人均用水以200L/人天，排水以用水85%计，则每个门站废水量为6.0t/d，要求门站废水经处理达GB8978-1996中一级标准后排放附近水体。对194、于设在市区营业所、技术部等排放的生活污水，若所在地附近有污水干管，可以直接进入污水干管；若没有城市污水干管，则也要求经处理后达GB8978-1996一级标准后排放。3.噪声各门站设备运转时有噪声产生及更换滤芯时放空噪声。1）风险事故影响本工程的主要危害有以下几个方面：一是工艺过程涉及的主要输送介质为天然气，属危险物质；二是可能令危险物质泄漏或释放的危险事故；三是危险物质的泄漏或释放可能造成燃烧、爆炸、中毒等危害。虽然本项目本身是环保工程，但在建设期和运营期仍不可避免地影响部分人群，主要是施工期占用土地、噪声扰民、居民拆迁、运营期噪声影响等。建议建设单位在建设前和建设期间多宣传本项目的重要意义，195、稳定受影响人群的情绪，确保移民的安置和补偿等事务。将工程带来的不利影响降到最低。15.4 主要防范措施天然气配气管网工程本身是环保工程。天然气是公认的清洁能源，它燃烧产生的二氧化碳、二氧化硫比起其它燃料燃烧产生的要少得多。社会环境效益显著。但由于天然气属危险物质，在运行期间天然气一旦泄漏或释放可能会造成燃烧、爆炸、中毒等危害，门站调压器运行时还有噪声污染；在施工期埋设输气管线对沿线植被会产生破坏和影响，运输物质的车辆产生扬尘和噪声污染，施工机械的噪声影响及工程施工废水、施工人员生活废水等不利的环境影响因素。在对天然气配气管网工程及输气干线工程有利及不利影响，正效应及负效应全面系统分析、综合评价196、的基础上，为更有效地进行环境管理、控制污染事故发生提出以下对策。15.4.1 工程事故防范措施为防止事故发生，天然气工程应严格对工程的设计、工程施工质量进行管理。据上海、沈阳等城市经验，发生抢修事故的原因中，有一部分是由于在燃气管道附近进行其它地下工程施工时，对附近燃气管道设备未采取充分保护措施而受到损坏或隐患所造成的，因此涉及到燃气管道附近的施工时，应由燃气公司进行监控。15.4.2 施工期污染防治措施天然气利用及天然气输气工程项目特点是施工线路长，工程施工迁涉的区域范围大、工程量大、时间长、施工人员多。施工期尽量避开雨季，减少洪水、泥石流、塌陷的危险。施工期的影响包括农业、生态、社会经济、197、施工期噪声、施工期空气、施工期废水、施工期固体废弃物等方面。为做好施工期环境保护工作，污染防治对策如下：1.施工期生态（1）管线尽量避绕水域、水塘。（2）管道施工时采取分层开挖、分层堆放、分层回填的方式，施工后对沿线进行平整、恢复地貌。（3）合理规划设计，尽量利用已有道路，少建施工便道。方便管道施工机具、管材运输。（4）施工穿越河流时，尽量采用定向钻穿越的方式。（5）施工中产生的废物主要是弃土方可选择合理地点填埋或堆放，施工完毕后要及时运走废弃的土石方，弃土石方可用于修理垫路基，剩余部分应设专门渣场堆放，但应征得当地水土保持和环管理部门的同意。渣场选择要合理，应避开泄洪道，堆渣场应修筑拦碴坝、198、截水沟，并进行平整绿化。据初步测算，每挖1km的管线，就有890m2的弃土石。因此，工程设计时，应将弃土石的处理一并考虑。（6）恢复地貌限制深根植物以防止植物根茎穿破管线防护层。（7）在山坡地段，当坡体坡度小于15时，可修筑排水沟并种草护坡；当坡体坡度在1525之间时，采用块石干砌。坡度大于25时，采用水泥砂浆砌。（8）管线穿越河流时，对原本有砼护砌的河渠，采取与原来护砌相同的方式恢复原貌。对于水体不稳的河岸，采取浆砌石护砌措施。对于粘性土河岸，可以只采取分层夯实回填土措施。2.施工期噪声（1）为减少施工噪声对沿线周围敏感点的影响，施工设备应选用优质、低噪设备。尽量避免高噪设备同时运转，调整高199、噪设备同时运行的台数。（2）严格控制施工作业时间，夜间严禁高噪设备施工。敏感点周围凌晨700以前，晚2200以后严禁施工。（3）为减少高噪机械设备对本工程施工人员造成的影响，可考虐采用高噪设备接触时间进行控制，85dB(A)8h。（4）单台施工机械噪声值均大于72dB，施巤现场周界有人群时，必须严格按GB12523-90建筑施工场界噪声限值进行施工时间、施工噪声控制。选用优质低噪设备、液间严禁高噪声施工作业。3.施工废水施工期间废水主要来自施工人员生活污水，地下渗水及管道试压后排放的工程废水。施工人员驻地应建造临时化粪池，生活污水、粪便水经化粪池处理后，由环卫部门清除或堆做农肥，不得随意排放。200、地下渗水、管道试压水主要污染物为SS，建议施工前作好规划，在施工场地设置简单混凝沉淀池，废水经加药沉淀后排放。4.固体废弃物施工期固体废弃物主要来源于废弃物料和生活垃圾，这类固废物应收集后填埋。5.其它因燃气管网属隐蔽工程，在管路工程施工中应将有关地下管道及设备的资料系统收集、记录、存档，以便于运行中进行管理、维修、检查、监护。15.4.3 运营期污染防治措施1.空气污染防治措施运行期废气污染物主要来自门站更换过滤器的滤膜（每月一次）时管路内的输送介质的释放，可采用火炬燃烧放空的方式，将天然气烧掉。当管道发生事故排放时，这些气体与空气混合达到爆炸浓度极限时，遇明火就会发生爆炸，因此，应针对发生201、天然气事故排放，根据燃气泄漏程度确定警戒区，在警戒区内严禁明火。2.噪声污染防治措施运行期噪声主要来自门站泵类噪声、天然气经过管路管壁产生摩擦产生的气流噪声以及放空产生的空气动力噪声。1）泵类设备选型尽可能选择低噪声设备。2）放空口可考虑设置消声装置。3）站场周围栽种树木进行绿化，厂区内工艺装置周围，道路两旁。可种植花卉、树木3.水污染防治措施运行期水污染主要来自门站及辅助设施工作人员所产生的生活污水。厕所污水经化粪池处理后与其它生活污水一起进入一体化污水处理装置经达标处理达一级标准后作为绿化用水或排放。4.固体废弃物运行期固体废弃物主要是门站工作人员产生的生活垃圾及更换过滤器作业时产生一定量202、的废渣。据上海浦东门站调查废渣量每月约几公斤，主要成份为粉尘，这类废渣与生活垃圾可一同填埋处理。15.5 绿化设计本工程在各站内建设花园式4文明单位，为美化站内环境，改善工作环境卫生，减小工业噪声，绿化系数力求达到30%以上。15.6 结论1.XX市液化天然气利用工程的建设将有XX省液化天然气工程的实施，对XX地区的经济发展将有较大的促进作用，具有较大的政治及经济意义。2.XX市能源结构以煤、电为主，煤、电消费占总能的80%以上（各50%），大量使用煤带来环境污染、能源利用率低、热效率低等一系列问题，与XX市的环境保护及社会经济的快速发展相抵触，天然气作为高效清洁的能源，它的引入将改善XX市的203、能源消费结构。XX市液化天然气利用工程实施后，将减少SO20.43万t/年，烟尘0.15万t/年，运输量234.26万吨/年，将进一步改善XX市区目前的大气污染状况，进一步改善投资环境，提高市民的生活质量及生存环境质量。16. 消防篇16.1 编制主要依据城镇燃气设计规范GB50028-2006建筑设计防火规范GB16-2006爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92建筑物防雷设计规范GB50057-94（2000版）建筑灭火器配置设计规范GBJ140-90（1997年修订版）建筑抗震设计规范GB50011-2001构筑物抗震设计规范GB501911993钢制球形贮罐GB1233204、71998中华人民共和国消防法（09年实施）16.2 工程概况本工程主要内容包括XX市的门站、LNG储气调峰站、CNG加气母站、CNG加气站、高压管道、高中压调压站、中压管网、生产调度管理系统等。16.3 城市输配系统（1）火灾爆炸危险性分析天然气组分主要为CH4，密度0.75kg/m，其爆炸极限4.9814.96%。天然气属甲类危险物品，在储存、输配过程中具有一定的危险性。设备、管道一旦发生泄漏，如果不及时采取有效的抢修措施，将会发生火灾爆炸事故。本设计输送、储存介质为天然气，输配过程为物理过程，运行温度为常温，场站、管道运行压力按城镇燃气设计规范GB50028-2006的规定分别属于高压B205、中压A。设备、管道正常运行时无泄漏，但事故工况下产生的泄漏，具有发生火灾的可能性。1）城市门站、储气调峰站站内主要设备有天然气过滤器、调压器、流量计、6台150mLNG真空罐、气化器及手动、电动阀门等。过滤器、调压器、流量计、最高工作压力不大于4.8MPa，正常运行时无泄漏，不会产生火灾爆炸危险。但若储罐一旦破裂，遇到点火源将发生难以扑救的可燃气体爆炸，其破坏性和危害性大，但若储罐一旦破裂，因此储罐是最危险的设备，储罐区是最危险的区域。 2）高中压调压站站内主要设备有天然气过滤器、调压器、流量计及手动、电动阀门等。过滤器、调压器、流量计、最高工作压力不大于1.6MPa，正常运行时无泄漏，不会206、产生火灾爆炸危险。但若储罐一旦破裂，遇到点火源将发生难以扑救的可燃气体爆炸，其破坏性和危害性大。3）次高压管道、中压输配管网次高压管道沿城市道路埋地敷设，最高工作压力1.6MPa；中压输配管网沿城市道路埋地敷设，最高工作压力0.4MPa。中压输配管网采用中压一级系统箱式调压供气方式；中压输配管道正常工作时无泄漏。（2）消防设计1）总平面布置门站、储气调峰站为易燃易爆的甲类生产企业，总平面布置严格遵照执行建筑设计防火规范、城镇燃气设计规范的有关规定进行设计。站区按功能分区布置，即分生产区、生产辅助区。站内布置4.0米宽环行消防通道或宽敞回车场地。2）建筑、土建防火根据城镇燃气设计规范、建筑设计防207、火规范的规定，站内建筑物耐火等级均不低于二级。3）消防给水及消防设施 消防用水量站内最大的消防用水量按罐区的消防水量确定为70升/秒。消防水池及消防泵房站内消防用水量为70升/秒，火灾延续时间为3小时，消防水量为1512m，站内建一座1600m钢筋混凝土蓄水池，火灾时不需补水，消防水池供水由站外市政管网供给。消防泵房内设自灌型消防水泵3台（2开1备）。消防管网及消防设施 消防水管网：室外消防水系统采用临时高压。消防水管网采用环状布置，主管网管径DN250。消防水管网上适当位置布置室外地上式消火栓及QJ32带架水枪，并配置消火箱（内设QZ19水枪两只，DN65衬胶帆布水龙带两条及防爆启泵按钮）。208、储罐固定喷淋装置采用固定喷头，当发生火警时，开启阀门及水泵，对罐体进行降温冷却，保护罐体。4）工艺门站、储气调峰站进、出站管设紧急切断阀，当站内发生事故时及时切断气源；门站进站管道设安全放散，当来气压力超过设定值时放散，保证系统不在超压状态下运行；真空罐设安全放散，当真空罐压力超过设定值时放散，保证真空罐在正常工作压力下运行；真空罐进气口设电动球阀，当真空罐压力达到设定值时，电动球阀自动关闭保证真空罐在正常工作压力下运行；调压器后设安全放散阀，当工艺运行压力超过设定值时，安全放散，保证下游在正常工作压力下运行；调压器设超压切断装置，当工艺运行压力超过设定值时，自动切断；门站内设自动加臭装置，保209、证输配管道和用户使用天然气发生泄漏及时察觉；经常操作阀门选用操作便利、快捷的手动或电动球阀；站内一般管道选用直缝焊接钢管和无缝钢管。中压输配管道选用SDR11厚壁PE管；管道设相应切断阀。设专职人员利用专用设备对管道进行日常巡视、巡检。 5）电气电源：依据城镇燃气设计规范GB50028-2006规定，门站调峰站用电负荷等级为“二级”；又依据汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006年版）规定，加气母站用电负荷等级为“三级”。综上依据供配电系统设计规范GB50052-95规定，本站用电负荷等级应按最高要求“二级”负荷设计，故需要满足双回路电源供电要求设计，现暂按市政电网提供两210、路10kV电源供电给本站设计。电力变压器选型为SCB10型干式变压器。电力：站内的工艺装置区为爆炸危险场所，均须按爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92的要求进行电气设计，电气设备的选型均为隔爆型；生产辅助区均按一般建筑物要求设计及进行设备选型。照明：工艺装置区、加气母站罩棚及母站道路照明均采用防爆型灯具，生产辅助区道路照明采用防水型路灯；加气母站罩棚采用BVN-0.45/0.75kV导线穿镀锌水煤气钢管沿柱及顶明敷设。防雷与接地（1） 防雷：按国家规范建筑物防雷设计规范GB50057-94（2000年版）要求，站内建筑物：综合楼按“二类”防雷建筑物设防，屋顶部设网格不大于10211、*10米的避雷网，利用建筑物柱内主筋绑扎做引下线；门卫、生产辅助用房及站房按 “三类”防雷建筑物设防，屋顶部设网格不大于20*20米的避雷网，利用建筑物柱内主筋绑扎做引下线。加气罩棚按 “三类”防雷构筑物设防，棚顶部设网格不大于20*20米的避雷网，利用钢柱做引下线。加气母站工艺区壳装设备的金属壳体支撑（四周均布）应满足规范建筑物防雷设计规范GB50057-94（2000年版）第4.1.2及第4.1.4条的规定，金属壳体及罐式容器的壁厚不应小于4毫米。LNG气化区及卸车点内的每台气化器顶部设避雷针一根，避雷针有效高度3.0米。（2） 接地：综合楼、门卫、生产辅助用房、站房及加气罩棚底部周围均在212、室外设人工环形接地网，做为引下线的建、构筑物构造件顶部与屋顶避雷网或钢网架连接，底部与人工接地体可靠连接；加、卸气柱需接地，并在其附近设拖车接地用的接地栓；室外工艺装置区的设备满足上述防雷要求的均只做接地连接，工艺区周围设环形接地体，每台设备均须有不少于两点与接地网连接。电气设备工作接地、保护接地、重复接地、建筑物防雷接地、防静电接地等均采用共同接地体，接地电阻不大于1欧姆。变配电系统的接地为TN-S型，接地电阻不大于1欧姆。6）仪表为确保安全生产和正常操作，门站、储配站设自动控制系统，对生产运行主要参数进行监控。主要检测相应压力、温度、流量、电动阀门开关、天然气泄漏浓度等，控制电动阀门的开启213、，实现自动化安全生产运行,同时能通过RTU向调度中心传递数据。在生产区域设置可燃气体浓度检测及声光报警装置，当可燃气体浓度达到爆炸下限的20%时声光报警。（3）运行管理防火措施为保证天然气供应系统安全运行，除在设计上采用上述安全防火措施外，在运行管理上尚应采取下列措施。1）组建安全防火委员会，下设义务消防队、器材组、救护组和治安组。并在当地消防部门指导下，制订消防方案，定期进行消防演习；2）建立健全各项规章制度，如：岗位安全操作规程、防火责任制、岗位责任制、日常和定期检修制度，职工定期考核制度等；3）做好职工安全教育和技术教育，生产岗位职工考试合格后方可上岗；4）建立技术档案，做好定期检修和日214、常维修工作；5）重要部门设置直通外线的电话，以便发生事故时及时报警；6）设置消防报警器，发生事故时，迅速通知本单位职工和邻近单位，切实做好警戒；7）生产区入口设置（入厂须知）揭示版。生产区外墙和生产区内设置明显的（严禁烟火）警戒牌；8）严格遵守国家安全部门和燃气行业安全管理的有关规定；9）对消防设施加强管理和维护，并对运行管理进行监督检查；10）为了迅速扑灭初起火灾，应迅速起动消防水泵和消防给水系统及时进行自救，并使用配置的推车式干粉灭火器、手提式干粉灭火器，以便灵活机动地有效扑灭初起火灾；本工程严格进行火灾危险性分类，总图合理布置，充分保证安全防火间距，合理设置消防车道，建筑上按耐火等级和防215、爆要求严格执行规范；消防设施配置齐全，功能完善；电气仪表设计按防爆要求进行等。本工程消防设计是可靠的。16.4 加气站（1）火灾爆炸危险性分析本工程生产类别为甲类，介质为天然气。天然气为易燃易爆物质，高浓度天然气的聚集，在着火极限范围内与空气混合，遇到静电、明火、雷电、电气火花等火灾诱因，将发生爆炸及火灾事故。 因此天然气在运输、卸气、输送、分配过程中存在一定危险性，如果设备、管道等一旦发生泄漏，不及时采取有效措施，将会发生难以补救的火灾爆炸事故。火灾危险主要发生在管线和设备故障或误操作情况下，正常运行时无泄漏，但事故工况下，天然气外泄遇明火，具有产生爆炸及火灾事故的可能性。对于天然气加气站、216、释放站建设及运行过程中火灾爆炸危险具体分析如下：1）天然气具有危险性天然气的主要成分甲烷属一级可燃气体， 甲类火灾危险性，爆炸极限为5一15，最小点火能量仅为0.28MJ，燃烧速度快，燃烧热值高，对空气的比重为0.55，扩散系数为0.196，极易燃烧、爆炸，并且扩散能力强，火势蔓延迅速，一旦发生火灾难以施救。2）泄漏引发事故站内工艺过程处于高压状态，工艺设备容易造成泄漏，气体外泄可能发生地点很多，管道焊缝、阀门、法兰盘、气瓶、压缩机等都有可能发生泄漏；当压缩天然气管道被拉脱或加汽车辆意外失控而撞毁加气机时会造成天然气大量泄漏。泄漏气体一旦遇引火源，就会发生火灾和爆炸。3）高压运行危险性大站内设217、备及管道运行压力一般为25MPa，系统高压运行如果超压，系统压力超过了其能够承受的许用压力，最终超过设备及配件的强度极限而爆炸或局部炸裂。4）存在多种引火源汽车加气站大多数建在车辆来往频繁的交通干道之侧，尤其其对外界汽车加气，同时周围环境较复杂，因此受外部点火源的威胁较大，如邻近建筑烟囱的飞火，邻近建筑的火灾，频繁出入的车辆，进出站内人员人为带入的烟火、打火机火焰、手机电磁火花、穿钉鞋摩擦、撞击火花、化纤服装穿脱产生的静电火花，燃放鞭炮的散落火星，雷击等，均可成为加气站火灾的点火源。另外，操作中也存在多种引火源，加气站设备控制系统是对站内各种设备实施手动或自动控制的系统，潜在着电气火花；售气系218、统工作时，天然气在管道中高速流动，易产生静电火源；操作中使用工具不当，或因不慎造成的摩擦、撞击火花等。（2）消防设计1）总图布置设计指导思想加气站应远离居民稠密区、大型公共建筑等重要设施。具备较好的道路交通、给排水、供电通讯、供热等条件。严格遵守设计规范，满足防火间距要求，保证运输线路通畅。根据工艺要求设置各类设施，满足工艺流程的需要。做到功能分区明确，便于生产管理。美化环境，节约用地。站址选择根据尽量靠近交通便利位置、尽量靠近气源，并利于汽车加气的原则选择加气站地点。总平面布置在总图布置时，结合站址现状地形、地貌，充分利用空地，合理布局，既满足规范要求的安全间距，又要满足各种区域的功能用地，219、还要兼顾美化景观需要。加气站总平面布置根据工艺需要采用分区布置，功能分区主要包括：转运区：包括天然气钢瓶拖车、加气柱等；工艺装置区：包括调压计量装置、天然气压缩机撬、干燥装置及储气瓶组等；加气区：包括天然气加气岛；站房：包括配电室、控制室、值班室、办公室等；放散区：包括放散管。根据建筑设计防火规范GB500162006、城镇燃气设计规范GB500282006及汽车加油加气站设计与施工规范GB501 562002(2006年版)等规范要求。2）工艺设计设计的可靠性设计严格遵循现行的设计标准和规范。采用先进、成熟可靠的工艺技术和设备。安全防护措施采用防爆设备。管道、设备严格按规定进行严密性及强度试220、压。天然气拖车加气柱、汽车加气岛罩棚采用敞开式建筑，易于气体扩散，空气流通，罩棚材料采用难燃或不燃材料。为保证压缩机运行安全，压缩机出口与第一个截断阀之间设安全阀，安全阀的泄放能力不应小于压缩机的安全泄放量；压缩机进、出口应设高、低压报警和高压越限停机装置；压缩机组的冷却系统设温度报警及停车装置；压缩机组的润滑油系统应设低压报警及停机装置。加气机设安全限压装置；加气机的进气管道上宜设置防撞事故自动切断阀；加气机的加气软管上应设拉断阀，拉断阀在外力作用下分开后，两端能自行密封。加气站内的天然气管道和储气井设置泄压保护装置，以便迅速排放天然气管道和储气井中需泄放的天然气。天然气压缩机的自控仪表、传221、感器采取防震、防爆措施。加气机输气管线的始端、终端、分支和转弯等处设置防静电或防感应的接地设施，避免发生静电事故。场区内的加气岛罩棚、压缩机及储气井组等构筑物设防雷防静电接地设施。站内按规范要求设置灭火器、灭火毯、沙子等灭火器材。站内设置可燃气体报警措施，发生危险及时报警。严格操作程序，谨防天然气泄漏引起火灾。3）土建本站主要建筑物为站房。站房耐火等级为二级，室内设防静电地面。站内主要构筑物为工艺设备基础、加气柱罩棚基础、加气岛罩棚基础等。基础均为钢筋混凝土基础，达到耐火等级二级标准。4）电气供电系统加气站供电负荷依据汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006年版），用电负222、荷等级为三级。工作电源由站内变配电室提供一回路380V电源，以电缆直埋敷设方式引入加气站站控室内。负荷计算加气站用电负荷主要为工艺设备动力用电以及站控室和场区的照明、站控室空调用电等。配电、照明站内生产构筑物按“2区”防爆场所要求进行设计，电气设备选型均为防爆型。站内综合用房按一般场所考虑。站内供配电线路均采用铜芯电力电缆直埋敷设，过路及进出建筑物处均穿钢管保护。爆炸危险场所配电线路穿钢管明敷，其余建筑物内的配电线路穿钢管暗敷。防雷与接地本工程接地形式采用TN-S系统。站内构筑物的防雷等级符合国家标准建筑物防雷设计规范GB50057-94第二类的规定。静电接地设计符合国家标准化工企业静电接地设223、计规程HG/T20675。天然气压缩机、调压计量装置、干燥装置、储气瓶组及加气岛、加气柱罩棚均做防雷、防静电接地，接地电阻不大于10欧姆。5）自动控制与仪表在站内设立一个仪表控制室，放置随工艺设备成套配置的仪表显示控制柜、电气驱动控制柜和计算机控制系统，对站内生产运行参数进行集中显示和控制。6）给排水及消防给排水系统从站外市政给水管道上引入站内一条Dell0给水管道，经水表计量后供站内直接使用。站内生活污水及雨水排入站外污水管道。消防设施灭火器配置根据汽车加油加气站设计与施工规范第9.0.2条规定，压缩天然气加气站可不设消防给水系统。按照建筑灭火器配置设计规范及汽车加油加气站设计与施工规范的要224、求，根据建构筑物的危险等级及火灾种类的不同，配置一定数量的灭火器。7）采暖与通风站内加气系统生产设施均为敞开式构筑物，主要为自然通风，橇装天然气压缩装置橇体内均设有防爆通风机，换气次数为每小时12次。站控室设分体式冷暖空调。（3）运行管理防火措施1）消防措施根据天然气输配工艺的生产特性，天然气发生火灾最根本的措施是切断气源，本设计对系统安全防火采取下列措施：站内外建(构)筑物之间的防火间距，站内道路的设置等，严格 执行国家有关规程、规范。站内按规范要求，设置一定数量的移动式钠盐干粉或二氧化碳灭火器，以便随时扑灭初期火灾。站内工艺装置间按规范要求设置必要的防爆隔墙和防撞护栏。站内设置直通外线电话225、，以便发生事故时及时报警。生产区入口设置“入厂须知”警示牌。生产区外墙和生产区内设置明显的“严禁烟火”警戒牌。2）安全管理消防工作认真贯彻“预防为主、防消结合”的消防方针。从全局出发，统筹兼顾，严格执行国家有关方针政策，积极采取行之有效的国内外先进技术，做到促进生产、保障安全、方便使用、经济合理。要制定合理的安全管理制度及岗位责任制，严格科学管理、认真熟练操作，真正做到持证上岗，消灭误操作事故，确保安全生产。同时，加强维护与管理，保证消防设施长期处于可靠、准确、灵敏的准运状态。自觉接受公安消防部门的指导和监督，定期进行安全检查。每年至少委托专门从事消防设施检测的机构进行一次验证检测，及时消除隐226、患，常备不懈。灭火器禁止放置在阳光曝晒或阴暗潮湿的地方，以免导致贮气压力不足，灭火药剂失效。按规定定期检查灭火药剂质量，失效及时更换，达到使用年限的灭火器要及时淘汰。认真学习、贯彻、执行中华人民共和国消防法及公安部有关消防、安全管理的具体规定。定期开展培训，提高消防管理人员的消防安全素质及操作人员安全生产意识，确保安全生产、平稳供气。建立健全各项规章制度，如：岗位安全操作规程、防火责任制、岗位责任制、日常和定期检修制度，职工定期考核制度等。当发现站内生产区内外或各部位管线设备发生燃气泄漏着火时，应立即切断气源，封闭有关设备、管线(关闭进出口紧急切断阀切断该部分管线)，并采取有效措施，及时向消防227、部门和中心控制室报警。总之，本工程工艺上严格进行火灾危险性分类，总图布置充分保证安全防火间距，合理设置消防车道，建筑上按耐火等级和防爆要求严格执行规范；消防设施配置齐全，功能完善；电气仪表设计按防爆要求进行等，本工程消防设计是可靠的。17. 项目实施17.1 建设单位情况XXXX燃气有限公司成立于1990年4月，系由XX市新榕燃气投资有限公司管辖下的国有燃气专业生产与供应企业。公司地址设在XX市福马路XX路口。1987年1月12日，中共XX市委决定成立XX市煤气工程建设指挥部；1987年3月12日，正式成立XX市煤气厂；1990年2月6日，XX市煤气厂改名为XX市煤气公司；2009年1月24日228、，XX市煤气公司正式更名为XX市煤气有限公司。经过多年的发展，公司现有鳝溪气源厂、祥坂气源厂、管线所、营业所四个直属单位和 6个全资子公司，公司还投资XX开发区龙安燃气工程有限公司（40%股份）及BP（FJ）石油有限公司（33%股份）。公司的主营业务是燃气（液化石油气混空气）的生产与供应，以及相配套的燃气管网设施设计、燃气市政管网工程建设等。2008年销售液化气混空气总量为33705.26103m3立方米，截止2008年底煤气管道铺设1117.22公里，发展民用户31万户，工业、团体、营业性用户786家。2008年底在册职工708人。XX市煤气有限公司现为XX市LNG利用工程项目业主，2009229、年6月实现了天然气转换。目前正努力按照XX省LNG项目的总体建设规划同步进行LNG工程建设。2008年8月，在市国资委的直接领导下，开展燃气企业改制工作。2008年12月，设立了XX市新榕燃气投资有限公司，同时将原XX市煤气公司工商变更登记为法人独资的XX市煤气有限公司，注册资本48837.61万元，由XX市新榕燃气投资有限公司拥有XX市煤气有限公司100%的股权。2009年5月，通过XX市产权交易服务中心的交易平台，按照公开、公平、公正的原则和国有产（股）权转让的规定和程序，经综合评审，XX市国有燃气企业（XX市煤气有限公司、XX市液化气公司）50%股权转让项目，最终由XX燃气（集团）有限公230、司和深圳盛凯投资有限公司以8亿元人民币分别竞得其中49%股权和1%股权。2010年1月20日，XX市新榕燃气投资有限公司、XX燃气（集团）有限公司和深圳盛凯投资有限公司三家合资成立XXXX燃气有限公司。17.2 管理体制与人员编制17.2.1 燃气行业管理体制XX市天然气的发展，应纳入国民经济和社会发展计划，并与城市总体规划相协调。发展城市天然气，实行市场调节与政府调控相结合的原则，以增加天然气的有效供给。城市燃气实行特许经营。建设、安全生产、技术监督、公安消防、城市规划、环境保护、工商、价格等有关行政主管部门依法规范燃气管理，保障公共安全和公民生命财产安全，维护燃气用户和燃气企业的合法权益，231、促进燃气事业健康发展。政府鼓励优先发展管道天然气，通过政策调节，推广天然气使用，提高能源利用效率，保护和改善环境。XX市的燃气建设、管理应归XXXX燃气有限公司统一建设、管理。17.2.2 组织机构XX市要实现天然气气化，搞好城市燃气的输配调度、安全运行、稳定供气及优质服务，就必须要建立一个能密切配合、指挥灵敏有效的组织机构，实行现代化科学管理，合理利用现有人员和设施，并有利长远发展的需求。XX市、项目组织机构设置如下：营 业 所天然气公司公司调度室门站储配站管 线 所设备维修厂工程 队加气站（1）调度室为使管理人员对门站、储配站、中压管网等运行工况及时、全面、准确的了解，实现自动化、科学化的232、调度管理，建立具有高可靠性、安全性、先进性、经济合理性、配套性、扩充性以及可维护性的中央调度系统是很有必要的。中心调度室设在燃气公司办公楼内，负责对全系统的运行工况，如气化站压力、流量等实时监测、屏幕显示、信息储存以及可随时打印所需的各种数据。（2）管线所负责城区管网的巡线，对燃气管道及附件、调压设施的运行、维护和管理以及处理抢修漏气、火灾、爆炸等事故。管线所配备抢修车、维修车各一辆。（3）营业所负责庭院及户内管道运行、维护和管理以及燃气表灶的销售安装、维修，负责查表收费及对用户的管理工作。负责发展新用户并向用户宣传安全用气和节约用气的知识及灶具的使用方法，负责用户事故处理。（4）加气站负责加233、气站运行、维护和管理以及燃气销售工作。负责发展新用户，并向用户宣传安全用气和节约用气的知识。根据实际情况设置必要的专业职能部门，如计划、财务、人事、物资、设备、技术、安全业务等。17.2.3 人员编制结合本工程规模，根据建设部（85）城劳字第5号关于城市各行业编制定员试行标准的有关规定，充分考虑市场经济体制的要求，确定公司人员编制为207人。根据其它加气站运行经验和国家法规，确定加气站人员编制为25人。本工程人员编制详见表17-2-1。XX市天然气公司人员编制一览表 表17-2-1部门 公司人员编制（人）天然气公司（人）45中心调度室（人）12门站、储配站（人）25管线所（人）30营业所（人）234、20维修厂（人）35工程队（人）40合计（人）207加气站人员编制一览表 表17-2-2序号岗位在岗人数班班/日小计1站长11112财务人员21123维修人员21125站房操作人员14346加气、卸气44316合计25注：本项目共设加气母站1座，加气站4座。人员编制为150人。17.3 项目建设需要的主要设备和材料17.3.1 营前城市门站本工程新建营前城市门站1座。主要设备为高高压过滤计量调压装置。其中高高压调压器3台，2开1备。门站主要设备表 表17-2-3序号名称规格单位数量备注1过滤器5PN4.8台21开1备2超声波流量计P=4.04.8MPa Q=60000Nm/h台21开1备3涡轮235、流量计P=4.04.8MPa Q=35000Nm/h台32开1备4紧急切断阀P1=4.85MPa P2=1.6MPa个32开1备5高高压调压器P1=4.04.8MPa P2=1.6MPa Q=35000Nm/h台32开1备6涡轮流量计P=4.04.8MPa Q=6500Nm/h台21开1备7加臭装置撬，加臭量25mg/Nm/h套117.3.2 LNG 储气调峰站本工程新建LNG储气调峰站共计3座。分别营前储气调峰站、江田储气调峰站、空港新城储气调峰站。各站的主要设备：1.营前储气调峰站（1）150米LNG地上立式贮罐 2台，预留4台。（2）贮罐升压气化器 2台 Q=200Nm/h（3）BOG气236、化器 1台 Q=800Nm/h（4）EAG气化器 1台 Q=400Nm/h（5）LNG气化器 2组一组备用 Q=15900Nm/h（6台为一组，每台2650Nm/h）（6）NG加热器 2台 Q= 16000Nm/h（7）调压器 1台 P1=0.4MPa P2=0.2MPa Q=30000Nm/h（8）流量计 2台 Q=20000Nm/h（9）热水加热式LNG气化器 1台 Q=15000Nm/h预留。2. 江田储气调峰站（1）150米LNG地上立式贮罐2台，预留4台。（2）贮罐升压气化器 2台 Q=200Nm/h（3）BOG气化器 1台 Q=800Nm/h（4）EAG气化器 1台 Q=400Nm237、/h（5）LNG气化器 2组一组备用 Q=21200Nm/h（8台为一组，每台2650Nm/h）（6）NG加热器 2台 Q=24000Nm/h（7）调压器 1台 P1=0.4MPa P2=0.2MPa Q=45000Nm/h（8）流量计 2台 Q=25000Nm/h（9）热水加热式LNG气化器 1台 Q=15000Nm/h预留。3. 空港新城储气调峰站（1）150米LNG地上立式贮罐2台，预留4台。（2）贮罐升压气化器 2台 Q=200Nm/h（3）BOG气化器 1台 Q=800Nm/h（4）EAG气化器 1台 Q=400Nm/h（5）LNG气化器 2组一组备用 Q=10600Nm/h（4台为238、一组，每台2650Nm/h）（6）NG加热器 2台 Q= 12000Nm/h（7）调压器 1台 P1=0.4MPa P2=0.2MPa Q=30000Nm/h（8）流量计 2台 Q=15000 Nm/h（9）热水加热式LNG气化器 1台 Q=15000Nm/h预留。17.3.3 CNG加气母站本工程新建CNG加气母站1座。其主要设备见CNG加气母站主要设备表。CNG加气母站主要设备表 表17-2-4序号名称规格单位数量备注1调压计量撬共2路 每路Q=4000Nm/h P1=4.04.8MPaP2=4.0MPa台12脱水装置PN4.5Q=4500Nm/h4.0MPa台23压缩机撬Q=4000 N239、m/h P1=4.0MPaP2=25MPa台24储气井PN27.5 177.8 10.36三口，单口水容积3m,单井井深：约150 m套15售气机流量240Nm/min最大工作压力25MPa台26加气柱最大流量3000Nm/h 最大工作压力25MPa台217.3.4 CNG加气站 本工程新建加气站 4座。其每座CNG加气站的主要设备见CNG加气站主要设备表。加气站主要设备表 表17-2-6序号名称规格单位数量备注1卸气柱最大流量4500Nm/h最大工作压力25MPa台12压缩机撬Q= 6001800 Nm/h（平均处理气量1500 Nm/h）P1=320MPa P2=25MPa台1集成优先顺序240、盘3储气井PN27.5 177.8 10.36三口，单口水容积3m,单井井深：约150 m套14售气机流量240Nm/min最大工作压力25MPa台417.3.5 次高压管道本工程建设高压管道设计长度26.4Km（DN400 管道）、截断阀8台。阴极保护：采用强制电流法的阴极保护，其辅助阳极地床采用深井阳极地床。17.3.6 高中压调压站本工程新建高中压调压站共计6座。包括：营前、鹤上、金峰、空港新城、古槐、松下各1座。各站计算流量如下：高中压调压站计算流量表 表17-2-7序号站 名2020年（标米/时）备注1营前调压站88392鹤上调压站37883金峰调压站62474空港新城调压站3904241、5古槐新城调压站45816江田调压站54987总计3285717.3.7 中压管道本工程新建中压管道共计198.8公里。（PE）其中：A中压干管：98.8Km聚乙烯PE管De250 63.3Km De16035.5KmB中压支管100Km聚乙烯PE管De11055Km De9045Km中低压调压箱135台。Q=200Nm/h17.3.8 生产调度管理系统本工程新建生产调度管理系统。生产调度系统按功能分包括:监控及数据采集系统（以下简称SCADA系统）及地理信息系统（以下简称GIS系统）。17.3.9 后方设施和维护抢修设备（1）后方设施本工程新建公司办公楼3000米2，6座营业、检修点，建筑面242、积2400米2。（2）抢修、维修车辆及机具管道检漏车2辆工程抢修车4辆运输车（4吨）3辆吊车（5吨）2辆柴油发电车2辆客货两用车2辆办公用车（小轿车）2辆PE管焊接机4台手推式气体检测仪4台便携式气体检测仪8台带气接线设备4套手动能挖掘机3台18. 工程建设计划18.1 2015年以前主要建设内容及建设计划18.1.1 2015年以前主要建设内容（1）城市门站1座。（2）营前储气调峰站1座、江田储气调峰站1座、空港新城储气调峰站1座。（3）次高压管道DN400 26.4公里；截断阀DN400 8台（4）高中压调压站6座（5）城市中压干管98.8 Km、中压支管100 Km。包括的区域：中心城区243、鹤上、金峰、空港新城（部分）、滨海新城（部分）的主干线中压燃气管网及相应调压设施，中低压调压箱135台。（6）CNG加气母站1座、加气站 4座。（7）建设公司机关楼（含调度中心、教育培训中心）3000m ；6座营业、检修点，建筑面积2400米2。（8）天然气控制调度及管理系统。18.1.2 2015年以前建设计划（1）2015年以前场站建设计划安排2015年以前场站建设计划安排一览表序号场站名称建设时间备注1营前城市门站2011年建设2江田储气调峰站2013年建设3空港新城储气调峰站2012年建设4古槐调压加气站2014年建设5鹤上调压加气站2015年建设6金峰调压加气站2012年建设7松下244、调压加气站2015年建设（2）次高压管道建设计划2011年建设次高压管道DN400 26.4公里；截断阀DN400 8台。（3）城市中压干管建设计划根据用户发展情况，2011年2015年建设城市中压干管98.8 Km、中压支管100 Km。包括的区域：中心城区、鹤上、金峰、空港新城（部分）、滨海新城（部分）的主干线中压燃气管网及相应调压设施，中低压调压箱135台。（4）2012年建设公司机关楼（含调度中心、教育培训中心）及天然气控制、调度、管理系统。18.2 2015年以后主要建设内容（1）城市门站预留设施的扩建。（2）营前储气调峰站预留设施的扩建、松下储气调峰站预留设施的扩建、空港新城储气调245、峰站预留设施的扩建。（3）次高压管道DN400 43.9公里；截断阀DN400 6台（4）高中压调压站4座（5）城市中压干管150.7 Km、中压支管300 Km。包括的区域：空港新城（部分）、滨海新城（部分）的主干线中压燃气管网及相应调压设施，中低压调压箱315台。（6）CNG加气母站预留设施的扩建、加气站 6座。（7）天然气控制调度及管理系统的完善。18.3 项目场站征地汇总及建设计划2015年以前建设的场站一览表序号场站名称征地面积（亩）备注1营前城市门站36.42江田储气调峰站403空港新城储气调峰站404古槐调压加气站185鹤上调压加气站186金峰调压加气站187松下调压加气站148246、小计184.42015年以后建设的场站一览表序号场站名称征地面积（亩）备注1汽车南站调压加气站142金峰调压站63漳港调压站64滨海新城加气站85松下加气站86小计4218.4 项目场站建设情况说明18.4.1 2015年以前建设的场站（1）营前城市门站 (场站1)营前城市门站为合建站，站内包括：1）城市门站1座；2）LNG储气调峰站1座；3）CNG加气母站1座；4）CNG加气站1座；5）营业厅 、维修厂1座；6）高中压调压站1座。（2）江田储气调峰站 (场站2)江田储气调峰站为合建站站内的主要设施包括：1）LNG储气调峰站1座；2）CNG加气站1座；3）高中压调压站1座；4）营业厅 、维修厂247、1座。（3）空港新城储气调峰站 (场站3) 空港新城储气调峰站为合建站站内的主要设施包括：1）LNG储气调峰站1座；2）CNG加气站1座；3）高中压调压站1座；4）营业厅 、维修厂1座。（4）古槐调压加气站 (场站4)古槐调压加气站为合建站站内的主要设施包括：1）CNG加气站1座；2）高中压调压站1座；3）营业厅 、维修厂1座。（5）鹤上调压加气站 (场站5)鹤上调压加气站为合建站站内的主要设施包括：1）CNG加气站1座（预留）；2）高中压调压站1座；3）营业厅 、维修厂1座。（6）金峰调压加气站 (场站6)金峰调压加气站为合建站站内的主要设施包括：1）CNG加气站1座（预留）；2）高中压调压248、站1座；3）营业厅 、维修厂1座。（7）松下调压加气站 (场站7)松下调压加气站为合建站站内的主要设施包括：1）CNG加气站1座；2）高中压调压站1座（预留）。18.4 2015年以后建设的场站（1）汽车南站调压加气站 (场站8)为合建站站内的主要设施包括：1）CNG加气站1座；2）高中压调压站1座。（2） 金峰调压站 (场站9)站内的主要设施包括：高中压调压站1座。（3）漳港调压站 (场站10)站内的主要设施包括：高中压调压站1座。（4）滨海新城加气站 (场站11)站内的主要设施包括：CNG加气站1座。（5）松下加气站 (场站12)站内的主要设施包括：CNG加气站1座。19. 投资估算及财务249、评价19.1 编制依据（1）国家发展改革委、建设部发改投资20061325号建设项目经济评价方法与参数（第三版）（2）建设部市政工程投资估算编制办法（3）中华人民共和国增值税暂行条例 （4）建设单位管理费按财政部，财建2002394号文计算。（5）工程质量监督费按第一部分工程费用的0.1计取。（6）监理费根据国家发展改革委、建设部关于印发建设工程监理与相关服务收费管理规定的通知发改价格2007670号文计算。（7）前期工作费根据国家计划委员会文件：计价格19991283号国家计委关于印发建设项目前期工作咨询费暂行规定的通知计算。（8）勘查设计费按国家计委、建设部关于发布工程勘察设计收费管理规定250、的通知，计价格200210号规定计算（9）施工图预算编制费依中华人民共和国建设部市政工程投资估算编制办法，按设计费的10%计算。（10）竣工图编制费依中华人民共和国建设部市政工程投资估算编制办法，按设计费的8%计算。（11）环评评费用按照国家环境保护总局关于规范环境影响咨询收费有关问题的通知计价格2002125号规定计算（12）劳动安全卫生评审费依中华人民共和国建设部市政工程投资估算编制办法，按第一部分工程费用的0.5%计算。（13）场地准备费及临时设施费依中华人民共和国建设部市政工程投资估算编制办法，按第一部分工程费用的2%计算。（14）工程保险费按第一部分工程费用的0.6计取。（15）特种251、设备安全监督检验费按高压管道安装费的1.5计算。（16）生产职工培训费按中华人民共和国建设部市政工程投资估算编制办法，培训人数214人，每人2000元。（17）办公和生产家具购置费按中华人民共和国建设部市政工程投资估算编制办法，每人2000元。（18）联合试运转费依中华人民共和国建设部市政工程投资估算编制办法，按第一部分工程费用安装工程及设备购置费总额的1.5%计算。（19）工程招标代理服务费：按照国家计委计价格20021980号文件招标代理服务收费管理暂行办法规定计取。19.2 基础数据19.2.1 概述工程项目包括营前天然气门站、松下LNG合建站、空港新城LNG合建站、古槐调压加气站、鹤上252、调压加气站、金峰调压加气站、江田调压加气站、高压输气管线、中压管道、站外工程等，建设项目总投资51012万元。19.2.2 生产规模及实施进度工程达到设计生产能力时年供气27438.3万米3，工程建设期五年，工程边建设边投产，第二年开始供气，第十一年达到设计规模，供气量分别为：第二年8701.1万米3，第三年9138.44万米3，第四年15148.84万米3，第五年17366.31万米3，第六年19587.41万米3，第七年23405.58万米3，第八年24359.22万米3，第九年25346.79万米3，第十年26371.81万米3，第十一年年达到设计生产能力，年供气27438.3万米3。1253、9.2.3 总投资估算（1）建设投资估算建设投资为估算，其中主要设备及材料依市场价。建设投资估算见表-1。（2）建设期利息估算建设投资借款34309万元，贷款利率5.94%，建设期贷款利息1019万元。建设期利息估算见表-2（3）流动资金估算流动资金是根据详细估算法估算，应收帐款、应付帐款、现金周转天数为30天，流动资金估算总额为980万元。总投资=建设投资+建设期利息+流动资金 =49013+1019+980=51012万元流动资金估算表见表-319.2.4 资金来源工程总投资51012万元，其中建设投资49013万元，建设期利息980万元，流动资金980万元。建设投资49013万元中，30254、%为自有资金，70%由银行贷款，贷款利率5.94%，建设期利息由企业自筹。流动资金980万元中30%由企业自筹，70%银行贷款，贷款利率5.31%，利息计入成本。项目总投资使用计划与资金筹措见表-4。19.3 财务评价19.3.1 年销售收入和税金及附加估算考虑企业的财务效益及消费者承受能力，本项目各类用户推荐价格如下：售价用户类别含税价（元/米3）不含税价（元/米3）居民用户3.75321商业及公建用户433.68工业用户3.352.86空调用户3.753.21CNG汽车加气4342以下的经济分析中售气价为不含税价，达到设计生产能力时天然气的年购气量为27438.3万米3，考虑生产运营中10255、%的供销差，达到设计生产能力时年收入74346万元。产品缴纳增值税，增值税率为：天然气13%、水13%、电17%，增值税为1917万元。城市维护建设税按增值税的7%计取，教育税加附该按增值税的4%计取，防洪费按增值税的0.09%。 营业收入、营业税金及附加和增值税估算见表-5。19.3.2 产品成本估算总成本费用估算见表-6。成本估算说明如下：（1）天然气进价：天然气含税价2.443元/米3，不含税价2.162元/米3，达到设计规模时天然气购气量为27438.3万米3，年购气费用为59320万元。见表-7（外购原材料费估算表）（2）水费：含税价2.7元/吨，不含税价2.39元/吨，达到设计规模256、时年水费为2万元。见表-8（外购燃料和动力估算表）。（3）电费：含税价0.62元/度，不含税价0.53元/吨，达到设计规模时年用电费用为214万元。见表-8（外购燃料和动力估算表）。（4）工资及福利工程定员为357人，年人均工资及福利为5.9624万元，达到设计生产能力时年工资及附加为2129万元，见表-9（工资及福利费估算表）。（5）修理费计算修理费计算按固定资产折旧的50%测算。（6）其他费用按工资及福利费的150%测算。（7）固定资产折旧按平均年限法折旧，折旧年限为20年，净残值率为5%。见表-10（固定资产折旧费估算表）。（8）无形资产和其他资产摊销估算无形资产和其他资产为2804万元257、，按5年摊销。见表-11（无形资产和其他资产摊销估算表）。（9）借款利息计算建设投资借款34309万元，贷款利息5.94%，见表-12（借款还本付息表）。生产经营期间利息计入成本。流动资金借款686万元，贷款利息5.31%，利息计入成本。19.3.3 利润及利润分配利润及利润分配估算见表-13，所得税按利润总额的25%计取，提取法定盈余公积金10%。根据损益表和项目总投资使用计划与资金筹措表计算以下指标：总投资收益率=年平均息税前利润/总投资=8.46%项目资本金净利润率=年平均净利润/资本金=17.52%19.3.4 财务盈利能力分析（1）项目投资现金流量表见表-14，根据该表计算以下财务评258、价指标。所得税前财务内部收益率为10.77%，所得税后财务内部收益率为8.73%，所得税前财务净现值（i=8%）为10483万元，所得税后财务净现值（i=8%）为2585万元，内部收益率大于基准收益率，在财务上是可行的。所得税前的投资回收期为11.17年，所得税后的投资回收期为12.24年，投资回收期较短，这表明项目投资能按时收回。（2）项目资本金现金流量表见表-15，根据该表计算：资本金财务内部收益率为13.13%。19.3.5 财务生存能力分析通过财务计划现金流量表，考察项目计算期内的投资、融资和经营活动所产生的各项现金流入和流出，计算净现金流量和累计盈余资金，经测算该项目有足够的净现金流259、量维持正常运营，财务具有可持续性。财务计划现金流量表见表-1619.3.6 清偿能力分析清偿能力分析是通过对“借款还本付息计算表”“资产负债表”考察项目计算期内各年的财务状况及偿债能力。资产负债表见表-17偿还借款的资金来源为未分配利润、折旧费、摊销费。建设投资借款偿还，在投产后按最大偿还能力计算还本付息，偿还期为12年。项目具有偿债能力。19.3.7 不确定性分析（1）敏感性分析对该项目做了所得税前项目投资的敏感性分析。基本方案财务内部收益率为10.77%，考虑项目实施过程中一些不定因素的变化，分别对固定资产投资、经营成本、销售收入作了提高10%和降低10%的单因素变化对内部收益率影响的敏感260、性分析。敏感性分析见表-18。从表-18中可以看出，各因素的变化都不同程度的影响内部收益率，其中销售收入的提高或降低最为敏感。（2）盈亏平衡分析以生产能力利用率表示的盈亏平衡点（BEP），其计算公式为：各年盈亏平衡点见下表各年盈亏平衡表19-1第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13-21年103.9%118.8%100.4%92.5%108.9%85.7%79.7%74.1%68.4%62.9%60.5%59.8%各年的盈亏平衡点逐渐降低，效益越来越好，还完款后盈亏平衡点为59.8%。19.4 结论从上述财务评价看，所得税前的内部收益率为10.77%,所261、得税后的内部收益率为8.73%，所得税前投资回收期为11.17年，所得税后回收期为12.24年，借款偿还期为12年，本项目有一定的经济效益，从盈亏平衡及敏感性分析看，项目具有一定的的抗风险能力，因此财务上是可行的。20. 社会效益分析和主要技术经济指标20.1 社会效益分析XX市燃气工程实现后，对提高城市功能，改善投资环境，方便人民生活，促进城市现代化建设将产生巨大作用。本工程2020 年可气化15.7万户居民及一部分商业、工业用户等对改善XX市的大气环境将起到明显的效果。用户使用燃气后，每年可减少SO2排放量0.43万吨/年，减少城市垃圾量约7.47万吨/年，减少城市运输量234.26万吨公262、里/年。居民用气后，每天可节省1.5-2小时家务劳动时间，对目前使用液化石油气钢瓶的用户，除对家庭环境有较大的改善外，也减轻了一些不必要的劳动。工程的实施，不仅为XX市创造了一个良好的社会环境，而且对于推动地方经济的快速发展起到十分重要的作用。社会效益表表20-1序号项目单位数量备注1年替煤量万吨/年33.88折标准煤2减少SO2排放量万吨/年0.433减少烟尘排放量万吨/年0.154减少城市垃圾量万吨/年7.476减少城市运输量万吨公里/年234.267节省工日万工日/年126620.2 主要技术经济指标 2020 年主要技术经济指标 表20-2序号指标名称单位数量备注1年供气量万标米/年2263、7438.302年均日供气量万标米/日75.173计算月计算日供气量万标米/日85.414门站座15储气调峰站座36CNG加气母站座17CNG加气站座48高压管道公里26.4DN4009高中压调压站座610中压管道公里198.811中低压调压箱台13512劳动定员人35713总投资万元5101214售气价元/米3.75民用气价15内部收益率（全部资金税后）%8.7316投资回收期（全部投资税后）年12.2421. 结论和存在问题21.1 结论1.充分利用上游天然气资源，建设XX城市燃气设施，本工程的实施为优化XX市能源结构、加速XX市产业结构调整、促进XX市国民经济持续发展、改善生态环境和提高264、人民生活质量、完善城市基础设施提供了可靠保障。2.本工程设计充分考虑了项目实施的可行性，同时结合远期天然气的发展，远近期结合，本工程采用次高、中压两级输配系统，调峰采用LNG储气调峰站的方案，技术方案是成熟和可行的。3.本工程XX市工程概算总投资51012万元。财务分析分析结果：XX市内部收益率（全部资金税后）8.73 %，投资回收期 12.24 年；具有较好的经济效益，本项目可以能够按规定偿还贷款，并具有一定的财务盈利能力和抗风险能力。4.本工程实施后，大大改善环境状况，尤其工业用户、小锅炉改造和汽车加气站的建设，具有良好的环境效益。因此，本工程项目从技术方案、财务分析和社会效益上是可行的。265、21.2 几点说明和建议（1）应尽快与上游供应方签定供气合同，明确LNG槽车供应的价格和有关气量提取的限定条件，特别应明确最大小时提取速率。（2）从行政区域及地域考虑，XX市应设立天然气集团公司，对各区域内燃气输配系统及监控系统统一管理。（3）工程实施时，政府应出台有关的政策和法令，加大环保力度，并结合城市环境保护规划，优化产业结构，鼓励使用天然气，从而促进天然气的发展与推广。按市场经济规律对天然气销售价格做出分析，民用气、工业用气、商业用气售气价保持在合理比率，使得各类用户都具有承受能力。对工业大用户、稳定用气负荷可适当降低价格。对于夏季用燃气制冷的直燃机组用户，气价要给予优惠，鼓励发展天然266、气直燃机组，可以实行峰、谷气价及浮动价格。（4）本工程实施安排按2011年建设,2012年投产供气,2020年达到设计规模.如果因接收站及长输管线的建设不能满足本工程实施进度, 工程实施安排应进行调整,以保证整体工程的同步性.（5）用天然气替代部分煤和石油是发展低碳经济最直接最有效的途径，天然气在能源中碳排放量最低，且使用效率高、综合效益好。 因此本项目考虑用天然气替代部分燃煤和燃油的工业用户，其预测的工业用气量需进一步核实。（6）建议政府在天然气加气站建设的同时，抓紧落实天然气公交和出租车的改装与发展，以便保证加气站建设投产后，加气站与燃气汽车均能很好地发挥其社会与经济效益。1中国市政工程华267、北设计研究总院目 录第一章 承担单位基本情况1第二章 项目内容41 项目主要内容和目标42 技术成果水平43 承担项目条件6第三章 产业化前景81 市场容量82 用户群体83 销售成本94 与其它产品的比较与预期市场占有率9第四章 项目研发与生产条件131 基本条件132 技术力量、技术团队、研究开发水平153 产业化条件154 财务管理状况165、其它条件16第五章 管理水平191 管理层的整体素质192 企业制度的建设203 企业信息化建设进展204 近三年内企业是否有过重大投资失误与决策失误20第六章 技术路线211 顶层设计212 技术框架213 关键技术分析234 创新点245、原辅268、材料、能源动力消耗276 总图运输287 土建工程308 设备方案319 采暖通风与空气调节3310 给水排水系统3511 电 气37第七章 产业化方案39第八章 经济效益与社会效益评述401 投资估算402 财务评价453 社会影响分析504 环境保护535 消 防556 项目实施进度与工程招标58第九章 风险分析591 项目主要风险因素识别592 风险程度分析603 风险对策64中国市政工程华北设计研究总院XX市政工程XX设计研究总院院 长:徐 强主管副院长:朱开东院总工程师:李颜强计划经营部部长:王世豪技术质量部部长:刘 明XX市政工程XX设计研究总院第四设计研究院审定人：教授级高工主管269、院长：高级工程师院总工程师：高级工程师项目负责人：高级工程师技术经济专业负责人：高级工程师XX市政工程XX设计研究总院第四设计研究院参加编制人员吴洪松 郭南平 吕风琴刘冠红 王立军 曹桂芝刘克文 刘兰惠 目 录1. XX市天然气输配系统布置图 Y-12. 城市门站流程图 Y-23. 高中压调压站流程图 Y-34. LNG储气调峰站工艺流程图 Y-45. CNG母站流程图 Y-56. CNG子站流程图 Y-67. 营前城市门站总平面布置图 Z-18. 松下、空港新城储气调峰站总平面布置图Z-29. 古槐、鹤上、金峰调压加气站总平面布置图Z-310.江田调压加气站总平面布置图Z-4XX市液化天然气利用工程XX市城市燃气项目可行性研究报告（初 稿）工号：2010K-076XX市政工程XX设计研究总院2010年6月XX市液化天然气利用工程XX市城市燃气项目可行性研究报告（初 稿）工号：2010K-076图 纸 册XX市政工程XX设计研究总院2010年6月