1、XXXXXXXXXXXXX有限公司农业综合开发项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目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58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日目录前 言61 总 论81.1 项目概况及编制依据81.2 建设必要性111.3 编制范围、内容和要求131.4 城市概况及燃气供应现状与规2、划13液化石油气储配站分布表151.5 工程内容概述161.6 主要经济技术指标162 供气规模及气化范围172.1 气源选择172.2 供气原则及供气对象192.3 气源参数192.4 供气范围及气化率212.5 各类用户用气量指标212.6 用气高峰系数的确定232.7 用气量预测248L热水器（天然气）定额热负荷16kW，工作压力2.0KPa25（6）计算公式25中期用气量预测263 LNG气化站工程273.1 气化站供气规模273.2 站址选择283.3 站区总平面布置283.4 气化站工艺293.5 公用工程344 天然气输配工程404.1 压力级制的确定404.2 中压管网布置433、主要道路燃气管路管径684.3 中低压调压站684.4 管材、设备及管道防腐704.5 管道穿、跨越工程715 计算机监控系统工程735.1 系统组成735.2 系统功能745.3 管理功能745.4 维护操作功能746 环境保护756.1 执行的环保标准和设计规范756.2 生产过程中主要污染物分析766.3 主要污染源控制措施767 节 能787.1 能耗分析787.2 节能措施787.3 节能效益798 消 防798.1 编制依据798.2 火灾爆炸危险性分析798.3 消防设计808.4 消防措施849 劳动安全与工业卫生859.1 编制依据859.2 主要危害因素分析869.3 劳动4、安全及卫生防护措施8810 项目实施9210.1 承办企业情况9210.2 组织机构及劳动定员9210.3 项目进度计划9510.4 项目实施进度9610.5 项目招投标9710.6 项目建设9811 投资估算及技术经济分析9911.1 编制依据9911.2 工程量及投资估算9911.3 资金筹措10811.4 经济评价分析10812 结论和存在问题11312.1结论及建议11312.2 存在的问题114 前 言城市燃气是现代化城市人民生活和工业生产的一种主要能源，是城市重要的基础设施之一，发展城市燃气可以节约能源，减轻城市污染，提高人民生活水平，促进工业生产、提高产品质量和社会综合效益。提高5、城市燃气管网气化率，特别是天然气气化率是现代城市的标志之一，对加速现代化城市的精神文明和物质文明建设具有重要意义。随着*县县域经济的快速发展和城镇人口的增加及城市规模的扩大，住宅建设的快速发展和城市人民生活水平的提高，使得人们对清洁、安全、方便的新型能源的需要日益增大。随着人们对生活环境质量要求的提高，环境保护也日益突出，城市空气质量的好坏，也成人们关注的焦点，逐步实现城市燃料气体化和改变工业和民用燃料结构将会进一步提升城市生活环境和生活品质。国家“西气东输”工程的实施，使得天然气在我国的使用越来越广泛，现已逐步通过长输管线向沿线城镇供气。对于长输管线辐射不到的中、小城镇，国内已建成中原油田和6、新疆广汇LNG生产基地，深圳大鹏湾500万t接受澳大利亚LNG大型贮气库也已建成。东南沿海地区多个进口海外LNG项目也已经启动。这些项目的实施为中国广大中小城市开展LNG使用创造了必要的气源条件，*有限公司为了解决企业自身燃气需要，同时顺应城市管道燃气发展趋势，完善市政基础设施，于2007年4月13日委托我院编制*县城城区管道天然气工程可行性研究报告。我院接受委托后，即刻派遣专业技术人员到现场收集相关资料，依据*县城城市总体规划（20022020）与*有限公司通力合作，共同对*县城实施LNG项目进行可行性研究，*有限公司主要负责用户市场调查及气源保障工作，我院主要负责工程方案及投资估算和技术经7、济评价。宜春市发改委委托宜春市工程咨询中心组织专家组于2007年7月9日在*县城对该项目进行了评估，我院根据专家评估意见对可研报告进行了修改。力求客观、实际，对项目实施可行性进行分析，供上级有关部门和领导决策参考。1 总 论1.1 项目概况及编制依据1.1.1 项目名称*县城区燃气（天然气）工程1.1.2 委托单位（1）委托单位名称：*有限公司（2）委托单位简介：*有限公司是公司占地面积25000m2。2005年，整个集团公司实现销售收入18500万元，利税3800万元，出口创汇1000万美元。企业现为中国玻璃纤维工业协会成员单位，省级“重合同守信用企业”，并拥有自营进出口权。2004年5月通8、过ISO9001质量管理体系认证。1.1.3 项目背景*县城目前尚没有管道燃气设施，新建成的商品房住宅小区由于县城市政没有管道燃气而影响住宅使用功能，已建成的工业园区用气企业由于没有市政统一供应燃气，而分别要建多处企业自备LPG储配站或气化站以及烧油烧煤锅炉，以满足企业生产要求。如此必造成重复建设,土地占用面积较大，危险源增多，烧煤锅炉污染大气环境。*有限公司为了进一步提高企业经济规模，正在*县城冯田工业园立项建设“年产8万吨无碱玻璃纤维池窑拉丝生产线”技术改造项目，该项目被列为*省“十一五”重点技术改造项目。项目总投资8.40亿元，占地32.864ha，建筑面积102500m2，项目分两期工9、程进行，第一期工程为年产3万吨，第二期工程为年产5万吨玻璃纤维池窑拉丝生产线。项目于2006年5月动工建设，2007年8月要完成一期工程建设，2009年10月完成第二期工程建设。该项目主要配套工程需建设储存容积4200m3 LPG空混气化站及1000m3湿式LPG空混气气柜，总供气量规模2700Nm3/h，总占地13265m2，一期工程LPG储存容积2200m3及1000m3 LPG空混气柜，供气规模700Nm3/h（注：天然气：一期工程300Nm3/h，二期工程800Nm3/h）。*有限公司为了减少燃气供应运行成本，同时解决*县城区居民生活用气及冯田工业园其它企业工业用气，拟在原LPG空混气10、化站站址处改建LNG气化站作为*县城区市政燃气气源站，供*县城区居民生活及商业用气和冯田工业园区各企业工业用气。特委托我院编制*县城区燃气（天然气）工程可行性研究，供*县有关部门和领导决策参考。1.1.4 编制依据（1）国家及*省有关法规城市燃气管理办法建设部1997年12月*省燃气管理办法*省人民政府2003年9月（2）国家有关设计规范、规定及标准城镇燃气设计规范GB50028-2006建筑设计防火规范GB50016-2006石油天然气工程设计防火规范GB50183-2004城市工程管线综合规划规范GB50289-98爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92供配电系统设计规范G11、B50052-95建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005城镇燃气输配工程施工及验收规范CJJ33-2005城镇燃气室内工程施工及验收规范CJJ94-2003埋地钢骨架聚乙烯复合管燃气管道工程技术规程CECS131:2002聚乙烯燃气管道工程技术规程CJJ63-95工业金属管道设计规范GB50316-2000城市燃气分类GB/T13611-92（3）其它文件*县城区燃气（天然气）工程可行性研究设计委托书*有限公司2007年4月13日*县城城市总体规划（20042020）*省城乡规划设计研究院1.1.5 编制原则（1）城市燃气工程规划设计应遵循国家能源政策，根据城市总体规划进行，并应与城市12、能源规划、环保规划、消防规划相结合。（2）在城市总体规划的指导下，结合城市发展情况合理安排各时段建设内容和建设时序，适应建设过程的可变性，即要充分考虑实施的可能性与可行性，又要兼顾眼前和长远，提高燃气工程实施可操作性。（3）气源选择要按城市性质、当地资源供应状况、供气规模供需目的不同而异，选择符合环保标准、工艺成熟、运行可靠、综合利用好的气源、工艺流程尽量采用先进技术，气源工程设计应与城市发展相适应，全面规划，分期建设，气源及供气方案要考虑燃气企业的滚动发展和正常的商业化运作。（4）供气规模应以城市能源结构、发展规划和城市气源规划、各气源的供给能力为依据，根据不同类型的负荷构成、气源性质，合理13、确定调峰手段及储配站布局。（5）城市燃气的输配系统规划要近远期结合，并充分考虑分期实施的可能，以近期为主，滚动发展。管网规划应与城市道路规划和其他地下管线规划相协调，尽量避免近期内重复开挖路面。（6）严格服从国家现行的设计规范、规定和标准，贯彻国家节能、环保和安全生产的方针政策，采用安全可靠、经济合理、技术先进的工艺技术和设备，尽可能节省投资和节约用地。1.2 建设必要性1.2.1 城市发展的需要*县城冯川镇位于*省西北部，距南昌市68km，到宜春200km，到九江175km，距105国道33km，320国道24km，是*县政治、经济、文化、信息中心，潦河流域的工业中心城市，南昌都市圈内休闲旅14、游的生态园林小城市。随着全省加快城市化进程建设，*县将部分工业建在冯田工业区，将城市框架向东南部拉开，新建了城南新区，向西与南岸两部的赤岸镇对接，向东与冯田工业区连接，冯田工业区也已具相当规模。目前三者已基本连为一体，其镇城建设和工业园区发展迅速。根据*县城城市总体规划（20022020），2010年*县城人口规模为10.5万人，2020年为16.5万人，2010年建设用地规模为12.23km2，2020年建设用地规模为19.34km2。为了使城市基础设施更好地适应城市建设的发展，作为城市现代化水平标志之一的管道天然气建设已经势在必行。1.2.2 提高居民生活质量的需要*县城目前主要能源是以瓶15、装液化石油气和煤炭为主，瓶装液化石油气价格较高，且安全性差，使用上存在着较大的安全隐患。高层建筑不能使用。燃煤对空气质量造成污染。本项目实施后，大部分居民将改用优质、清洁、安全的管道天然气，在提高燃料安全性的同时，也带来经济实惠，减少了家务劳动的时间和钢瓶的运输量，能显著的提高城区居民的生活质量，因此，进行城市管道天然气工程的建设是必要的。1.2.3 环境保护的需要随着社会的发展进步，对人类生存环境的要求越来越受到重视，传统的以燃煤为主的燃料结构对环境造成的污染，也越来越被人类所共识，治理环境刻不容缓。天然气在燃烧时其CO2、氮氧化物、硫化物、烟尘的排放量与煤炭相比均有大幅度的减少，环境效益显16、著，天然气作为优质、清洁的一次性能源被全世界广泛使用。管道天然气工程实施后，将使包括居民用户、商业用户以及工业用户的燃料结构得到根本的改变，极大地改变目前以煤为主的污染源，使*县城的大气环境污染大为缓解，届时将对城市环境的净化起到巨大的作用。因此，加快天然气工程的建设是减少大气污染、保护环境的需要。1.3 编制范围、内容和要求1.3.1 编制范围本可行性研究报告编制范围：（1）液化天然气（LNG）气化站生产设施及生产辅助设施。（2）*县城区燃气用户及城区天然气中压管网布置。（3）建设期限： 近期20072010年中期20112015年远期20162020年1.3.2 编制内容和要求（1）气化率17、及用气量预测；（2）气源及LNG储存气化工艺确定；（3）液化天然气（LNG）气化站设备及总图布置；（4）城区天然气中压管网布置；（5）项目投资估算及经济评价。1.4 城市概况及燃气供应现状与规划1.4.1 城市概况（1）城市现状*县位于*省西北部，赣江修水支流南潦河上游，地处东经1144511533，北纬28342852，东靠安义，南临高安，西南毗连宜丰，西北接壤修水，北邻靖安，县境内东西长78km，南北宽32km，面积1639.9km2。县城冯川镇位于县境东部，距南昌市68km，到宜春200km，到九江175km，距105国道33km，320国道24km，到2006年末市区现状人口7.7万人18、，建成区面积9.2km2。（2）城市自然条件*县境三面环山，地势自西北向东南逐渐倾斜，山地丘陵面积占全县总面积的65%，主要分布在县城中西部，东部为低丘平原区，气候属亚热带季风湿润气候，气候温和，雨量充沛，日照充足，四季分明，无霜期长，年平均气温17.3，平均日照时间为1802.5h，年均降雨量为1610mm。全县春夏主导风向为东南风，秋冬为东北风。（3）城市性质*县城迁址至今已有1100年的历史，一直是*县的行政中心，经济相对发达，交通较为便捷，距省会南昌市区68km，距宜春市200km。从*县所处的地理位置来看，能更好地接受南昌市的经济辐射。工业已形成了以食品、机械、传统加工业与电子信息、19、微生物工程等高科技产业相并举的工业格局，同时具有良好的生态环境，根据*县城城市总体规划（20022020）确定*县城的城市性质为：*县政治、经济、文化、信息中心，潦河流域的工业中心城市，南昌都市圈内休闲旅游的生态园林小城市。（4）城市规模城区现状人口7.7万人，建成区面积9.2km2，近期2010年规划人口为10.5万人，远期2020年规划人口16.5万人。近期(2010年)规划建设用地12.23km2，人均用地：116.5m2/人。远期(2020年)规划建设用地19.34km2，人均用地：117.02m2/人。1.4.2 燃气供应现状与规划*县城区无管道燃气设施，目前采用钢瓶液化石油气供应，20、气源单一，液化石油气主要由九江等地购进，经营液化石油气瓶装供应业务的公司有9家，其储配规模见表1-1。液化石油气储配站分布表表1-1储配站名称LPG储存规模（t）所处位置二轻储配站30奉干公路旁水电储配站30奉干公路旁粮食储配站30奉干公路旁城南储配站30奉上公路宏达储配站30奉大公路宋埠储配站30宋埠镇上富储配站30上富镇安奉储配站30靖安公路建新储配站17.5会埠镇由于现有液化石油气储配站布点多，储存规模小，保证率低，不能保障工业用气大户等供气要求。各储配站竞争激烈，导致居民生活用气短斤少量，气价波动，不利于当地燃气行业健康发展。*县城城市总体规划（20022020）规模气源采用国家“西气21、东输”计划在*县城南北方向新建两处大型储配气站，采用中低压二级管网系统送到用户，规划居民生活用气与其它用气比例为8:2，规划远期2020年气化率为100%，供气规模为14200t/a。1.5 工程内容概述本工程为*县城区管道天然气工程，由*有限责任公司建设液化天然气气化站和城市管网输配系统。液化天然气气源由*有限公司与南昌市液化石油气有限公司结成联盟保障供应，液化天然气来源于新疆广汇鄯善液化天然气厂，由LNG集装箱或LNG汽车槽车从液化厂运至液化天然气（LNG）气化储存站，采用低温贮罐储存，通过空温式气化器气化为气态天然气，经过调压、计量、加臭后送入城市输配管网，供各类用户使用。1.6 主要经22、济技术指标近期（20072010年）供气量：3.1104Nm3/d（2010Nm3/h）中期（20112015年）供气量：3.89104Nm3/d（2816Nm3/h）远期（20162020年）供气量：4.72104Nm3/d（3651Nm3/h）气化站建设用地面积：1.01ha总投资：9532.94万元其中：气化站工程投资：843.64万元（一期工程）近期管网工程投资：4985.69万元中期管网工程投资：1603.5万元远期管网工程投资：1229.17万元建设期贷款利息：595.00万元流动资金：275.94万元2 供气规模及气化范围2.1 气源选择2.1.1 管道天然气中国石油天然气集团公23、司已经确定入湘天然气支线和入赣天然气支线是国家“西气东输”工程忠武线项目的一部分，其中入湘支线已经确定与主干线同步建设，天然气2003年底进入长沙市，但考虑到长距离高压输送管线工程造价高，近期难以实现，本规划作为城市远景规划气源。2.1.2 压缩天然气（CNG）压缩天然气（25MPa）约为标准状态下同质量天然气体积的1/300。尽管压缩天然气（CNG）能储密度比液化石油气（LPG）和液化天然气（LNG）低，然而作为汽车替代燃料或向难觅优质民用燃料的城镇供应燃气而言，由于CNG生产工艺、技术、设备较简单，运输装卸方便，又在环境保护方面有明显优势，因此，它不失为值得选择的城镇燃气气源形式之一。但其24、储存压力高，储配站占地面积大，*县周边地区没有天然气加压站（母站），本规划不考虑作为*县城区供气气源。2.1.3 液化天然气（LNG）天然气的主要组分是甲烷，其临界温度190.58K，故在常温下，无法仅靠加压将其液化。需要采用天然气液化工艺，将天然气最终在温度为112K，压力为0.1MPa左右的条件下液化为LNG，LNG是当今世界增长最快的一种燃料，自从1980以来，LNG出口量几乎以每年8%的速度增长。2000年，全球LNG贸易量为1.055亿t，比上一年增长11.2%。目前，LNG占全球天然气市场的5.6%及天然气出口总量的25.7%，各国均将LNG作为一种低排放的清洁燃料加以推广。亚洲L25、NG进口量已占全球进口总量的70%以上，亚洲的能源市场，特别是中国和印度，已成为各国竞争的焦点。国内，1996年已在中原油田建成一条设计能力为16万m3/d的LNG生产线向全国供气。LNG产品现已在广东、山东、江苏、北京、*等城市使用，新疆广汇上马150万m3/d LNG生产线已投产运行多年，新疆在上马LNG生产线的同时还在杭州、长沙、天津、景德镇、闽清等地建立储备站，另外，深圳大鹏湾500万t接受进口澳大利亚LNG大型贮气库也已建成投运，2006年建成投产。目前，LNG资源丰富，根据*有限公司与LNG供应商签订的液化天然气LNG供应协议，液化天然气来源于新疆广汇鄯善液化天然气厂，LNG是当今26、世界增长最快的一种燃料，故*县城区燃气气源采用液化天然气。2.1.4 液化石油气（LPG）液化石油气是在石油开采和炼制过程中作为副产品而取得的碳氢化合物，主要组分为丙烷、丙烯、丁烷和丁烯。在标准状态下呈气体状态，当温度低于临界值时，温度降低或压力升高到某一值时呈液体状态,热值高、污染少、运输方便灵活,居民使用普遍。本规划对于燃气管道未能达到的区域和城郊居民用户仍采用瓶装液化石油气。液化石油气作为辅助气源，仍将长期存在。2.2 供气原则及供气对象本工程的建设目的是为了改善*城区及工业园区燃料结构，提高人民生活水平质量，减少大气环境污染，保护生态环境，促进*县城社会经济的可持续发展。根据国家能源政27、策、*县城燃料结构和城市总体规划。确定供气原则如下：（1）优先供应居民用户及冯田工业园企业用气，特别是新建和在建的住宅区及冯田工业园区内用气大户。积极推进气化范围内具备气化条件的居民用户分期分批气化，提高管道气化率；（2）尽量满足供气范围内的商业用户，逐步扩大供气比例，尤其是燃煤和燃非洁净燃料污染较大的商业用户；（3）近期暂不考虑采暖和空调、燃气汽车用气量。2.3 气源参数2.3.1 液化天然气基本参数（1）天然气组成（摩尔组分）CH4 86.23%C2H6 12.77%C3H8 0.3428%N2 0.655%其它 0.0022%（2）天然气性质低热值：36.74MJ/Nm3（8775kca28、l/Nm3）高热值：40.65MJ/Nm3（9709kcal/Nm3）液相密度：471kg/m3气相密度：0.7505kg/m3（20，101.325KPa）华白指数：53.38MJ/m3运动粘度：14.0210-6m2/s爆炸极限：5.1%15.03%2.3.2 液化石油气（1）LPG组分液相体积比：丙烷20%，丁烷80%气相体积比：丙烷45%，丁烷55%（2）热值低热值：气态109.5MJ/Nm3（26203kcal/Nm3）高热值：气态118.7MJ/Nm3（28408kcal/Nm3）（3）密度：气态：2.38kg/Nm3（相对比重s=1.84）液态：546kg/m3（20）519kg29、/m3（40）（4）华白数：87.51MJ/Nm3（20935kcal/Nm3）（5）燃烧数：CP=44.23（6）爆炸极限：1.9%15%（7）运动粘度：3.0410-6m2/s2.4 供气范围及气化率2.4.1 供气范围根据*县城城市总体规划（20022020）及*有限公司进行的*城区用气市场调查情况，本工程管道天然气供气范围为*肥城区及冯田工业园区用户。2.4.2 气化率的确定根据*县城城市总体规划（20022020）和*县城区用气市场调查情况，确定近期居民人口数为10.5万人，中期居民人口数为14万人，远期居民人口数为16.5万人。规划*县城区管道燃气对比与*县城区同等类型和规模的城市30、并结合用气市场调查，同时考虑住宅的成套率、住宅小区的建设及天然气管道的建设速度，将管道气化率确定为：近期：20072010年底 40%中期：20112015年底 50%远期：20162020年底 60%2.5 各类用户用气量指标2.5.1 居民生活用气量指标影响居民生活用气量指标的因素很多，如住宅建筑等级，住宅内用气设备的设置情况，公共生活服务网（食堂、熟食店、饮食店、浴室、洗衣房等）的发展程度，居民的生活水平和生活习惯，居民每户平均人口数，地区的气象条件，燃气价格，住宅内有无集中供暖设备和热水供应设备等。通常，住宅内用气设备齐全，地区的平均气温低则居民生活用气量指标也高。但是，随着公共生活服31、务网的发展以及燃具的改进，居民生活用气量又会下降。随着*县城区的发展，居民生活水平的逐步提高，参照省内同等城市的居民用气量指标，结合*县城区现状及今后发展，确定近远期*县城区居民生活用气量指标为：2093MJ/人年（50万Kcal/人.年），瓶装液化气按20kg/月户、3.5人/户计算。2.5.2 商业用户用气量指标影响商业用户用气量指标的重要因素是用气设备的性能、热效率、加工食品的方式，地区的气候条件，城市燃气供应管网布置与公共用户分布状况等。通过调查*县城区公共设施耗能现状，考虑城市发展以及公共设施的逐步完善及居民生活用气量的情况，并参照总规要求，确定*县城区公共建筑用户的用气量与其它用气32、量之和，占总用气量的10%。几种公共建筑用气量指标表2-1类 别单 位用气量指标职工食堂MJ/人年（1.0104kcal/人年）18842303(4555)饮食业MJ/座年（1.0104kcal/座年）79559211(190220)托儿所幼儿园全托MJ/人年（1.0104kcal/人年）18842512(4560)半托MJ/人年（1.0104kcal/人年）12561675(3040)医院MJ/床位年（1.0104kcal/床位年）29314187(70100)旅馆招待所有餐厅MJ/床位年（1.0104kcal/床位年）33505024(80120)无餐厅MJ/床位年（1.0104kcal/33、床位年）6701047(1625)高级宾馆MJ/床位年（1.0104kcal/床位年）837410467(200250)理发MJ/人次（1.0104kcal/人次）3.354.19(0.080.1)注： 职工食堂的用气量指标包括做副食和热水在内。 燃气热值按低热值计算。2.5.3 工业用户用气量指标工业用户使用管道天然气替代重油、柴油、煤等，具有节约能源、减少污染、改善城市环境，创造良好的卫生条件等诸多方面的社会和环境效益。因此，本可研报告考虑工业园区内一般企业工业用气占总用气量的20%（其中不包括大华玻纤等燃气大户用气量）。2.5.4 其它用气量其它用气量主要考虑未预见量，主要包括管网的燃气34、漏损量和发展过程中未预见的供气量。本规划其它用气量与商业用户用气量之和按照总用气量的10%计算。2.6 用气高峰系数的确定居民与公共用户的燃气使用量是逐月、逐日、逐时变化的，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、节假日等有密切的关系，高峰系数的确定是设计中非常重要的一个环节，因为它不仅关系到输配管网的管径、设备通过能力的选择，还直接影响工程投资以及工程投产后的运行管理和经济效益。月高峰系数：月高峰系数是指计算月平均日用气量与年平均日用气量之比。影响月高峰系数的重要因素为气候条件，其表现为季节的不均匀性。根据有关城市的统计资料，月高峰一般出现在冬季，由于气温低35、水温低、居民耗热较大所致。根据当地的实际情况，参照气候条件相似的附近城市月高峰系数，确定*县城区的月高峰系数为1.15。日高峰系数：日高峰系数是指计算月中的最大日用气量和计算月平均日用气量之比。居民用户的用气从周一至周五各天变化不大，周六、周日用气量显著增加，遇节假日用气量将成倍增长。根据当地居民的生活规律，参照相似的类似城市日高峰系数，确定*县城区日高峰系数为1.10。小时高峰系数：小时高峰系数是指计算月中最大用气量日的小时最大用气量与该日平均小时用气量之比。时高峰系数与供气规模、居民生活习惯、气化住宅的数量以及居民职业类别等因素有关。据统计资料，用气户越少，小时高峰系数越大，随着用气户数36、的增加，小时高峰系数将减小。根据*县城区供气规模状况，参照城镇燃气设计规范的推荐值，确定*县城区高峰系数为2.45。2.7 用气量预测2.7.1 预测依据（1）居民生活用气量指标：2093MJ/人a（50万kcal/人a）（2）规划人口及管道气化率：近期（20072010）10.5万人，气化率：40%中期（20112015）14万人，气化率：50%远期（20162020）16.5万人，气化率：60%（3）燃气用气结构：居民生活用气工业用气商业用气及其它用气=721（4）高峰系数月高峰系数：Km=1.15日高峰系数：Kd=1.10小时高峰系数：Kh=2.45居住小区用气按燃具同时工作系数法计算。37、（5）居民用气气具耗气量每户按一台普通双眼灶，一台燃气热水器计算。台式双眼灶（天然气）定额热负荷5.8kW，工作压力2.0KPa8L热水器（天然气）定额热负荷16kW，工作压力2.0KPa（6）计算公式居民年用气量计算公式：式中：Qa居民年用气量（Nm3/年a）；q居民耗热定额（MJ/人.a）N规划人口（人）；K气化率（%）H天然气低热值（MJ/ Nm3）居民生活和公共建筑燃气小时计算流量Qh=独立居民小区和庭院燃气支管计算流量Qh=Rt（kNQn）Qh计算流量（m3/h）Rt不同类型用户的同时工作系数k燃具同时工作系数N同一类型燃具的数目Qn燃具的额定用气流量（m3/h）2.7.2 用气量预38、测近、中、远期用气量见表2-2、表2-3、表2-4。近期用气量预测表2-2人口(万人)气化率人均指标(万kcal/人a)年用气量(万Nm3/a)最高日流量(万Nm3/d)高峰小时流量(Nm3/h)居民生活10.540%50239.320.83846.69工业68.380.24241.91商业及其它34.180.11120.96小计341.881.181209.56大华8万吨池窑700.801.92800总计1042.683.102009.56中期用气量预测表2-3人口(万人)气化率人均指标(万kcal/人a)年用气量(万Nm3/a)最高日流量(万Nm3/d)高峰小时流量(Nm3/h)居民生活139、450%50398.861.381411.15工业113.960.39403.19商业及其它56.980.20201.59小计569.801.972015.93大华8万吨池窑700.801.92800总计1270.603.892815.93远期用气量预测表2-4人口(万人)气化率人均指标(万kcal/人a)年用气量(万Nm3/a)最高日流量(万Nm3/d)高峰小时流量(Nm3/h)居民生活16.560%50564.101.961995.77工业161.170.56570.22商业及其它80.590.28285.11小计805.862.802851.10大华8万吨池窑700.801.92800总40、计1506.664.723651.103 LNG气化站工程3.1 气化站供气规模大华玻纤年产8万吨无碱池窑拉丝生产线项目，一期工程需用天然气300m3/h，二期工程建成后总用气量800m3/h。本可研报告根据市政用气量预测，建议LNG气化站储存及供气规模分二期建设。一期工程储存及供气规模为市政近期供气量加大华玻纤项目总用气量合计3.1104Nm3/d，储存周期按7d计算，则一期工程需设置3座100m3 LNG储罐，二期工程储存及供气规模在一期工程基础上增加1.62104Nm3/d，储存周期按7d计算，二期工程需增设2座100m3 LNG储罐，并预留1台100m3 LNG储罐位置供远期发展用气。41、3.2 站址选择本可行性研究根据用气量预测及结合大华玻纤项目供气要求，在大华玻纤项目厂址南侧小山坡，即大华玻纤项目原LPG混气站站址处建设一座LNG气化站，以储存和气化LNG。站址四周现为荒山、山地，无房屋和其它建筑物，北侧有一水库。气化站工程按一、二期分期建设，土地一次征用，总占地面积1.0ha。一期工程建设3座100m3 LNG储罐，日供气量3.1104Nm3/d，高峰小时供气量2010Nm3/d。预留二期工程所需设备位置。3.3 站区总平面布置3.3.1 布置原则站区的总平面布置确保气化站与站外设施的安全间距以及站内各建、构筑物之间的安全距离符合规范要求。总图设计原则如下：（1）本项目总42、图设计是根据站内的地理位置、建设规模、交通运输、气象等条件，本着有利生产、方便管理、确保安全、保护环境，结合场地建设的具体情况，并参照国内外同类设计先例的经验来布置的。（2）液化天然气属于火灾危险性物品，具有低温常压储存、气化、BOG回收、安全放散等工艺，因此在总图布置设计上，更强调安全，严防火灾事故所造成的损失，对局部事故或初期火灾应具有快速处置能力，在本总图布置中，对各规范中要求有所不同时，将采取更安全的规定。3.3.2 总平面布置总平面分区布置，即分为生产区和办公辅助区。生产区由低温储罐区（由3个100m3储罐组成，预留3个100m3储罐位置）、气化区及BOG加热器、EGA加热器、汽车装43、卸区组成。办公辅助区由综合办公楼（含仪表控制中心）、辅助生产用房（含变配电间、柴油发电机间、氮气间、空压机间）、消防水池及消防泵组成，生产区与办公辅助区用一道围墙隔开。站区四周设2.1m高的围墙，储罐区四周设1.2m高防液堤。LNG专用集装箱槽车由生产区入口进入，经秤重在卸气台处卸完气后，出大门经秤重出站。总图布置使车辆运输和生产过程流畅合理。具体布置见附图：LNG气化站总平面布置图3.4 气化站工艺3.4.1 工艺参数（1）供气参数一期供气规模为： 日供气量 3.1104Nm3/d；高峰小时流量：2010Nm3/h；二期供气规模为： 日供气量 4.72104Nm3/d；高峰小时流量：365144、Nm3/h；（2）设计压力液化天然气系统：LNG储罐系统 工作压力：0.5MPa设计压力：0.8MPaLNG气化器系统工作压力：0.5MPa设计压力：0.8MPa管道系统： 工作压力：0.5MPa设计压力：1.6MPa（3）设计温度液化天然气系统：-196天然气系统： -2050氮气系统： 常温3.4.2 工艺流程LNG采用罐式集装箱储存，通过公路车辆运至本气化站，在卸气台通过增压器对集装箱增压，利用压差将LNG送至低温LNG贮罐储存，储存的温度为-162，压力为0.4MPa。贮罐内的LNG利用贮罐增压器增压到0.5MPa，同样利用压差将LNG送至空温式气化器。在空温式气化器中，液态天然气与空45、气换热，发生相变，转化为气态，并升高温度。当空温式气化器出口天然气超过5时，直接经调压、计量、加臭后进入中压输配管网。冬季当空温式气化器出口的天然气温度达不到5时，通过电热式加热器使其温度达到5以上，再经调压、计量、加臭后进入中压输配管网。罐式集装箱内的LNG用完后，尚有天然气的气体，这部分气体经BOG加热器加热后，进入BOG缓冲罐，再进入管网。低温真空粉末绝热贮罐的日蒸发率一般为0.3%（重量），这部分气化了气体如果不及时排出，会使贮罐上部气相空间的蒸发压力逐渐升高。为保证贮罐的安全，通过降压调节阀根据压力自动排出罐顶的气体（BOG），这部分BOG气体经BOG加热器加热后，进入BOG缓冲罐，46、再进入管网。每个LNG贮罐上都装有高、低液位报警设施及压力高报警。在每个LNG贮罐上和每两端封闭的管段中均设有安全放散阀，以保证贮罐和管道的安全，安全放散的气体经EAG加热器加热后通过放空管放空。在两组空温气化器的入口处均设有气动切断阀，正常工作时两组空温气化器通过气动切断阀在控制台处的定时器进行切换，切换周期为6小时/次。当出口温度低于0时，低温报警并连锁切换空温气化器。工艺流程见附图：LNG气化站工艺流程图。3.4.3 主要设备选型（1）LNG低温压力储罐本工程一期日供气量为3.1104m3，二期日供气量为4.72104Nm3。如储存天数为7d，则一期工程采用3台100m3的储罐，二期工程47、采用2台100m3的储罐。贮罐均采用立式真空粉末绝热低温贮罐。贮罐由内胆和外壳构成，内胆材料为0Cr18Ni9，外壳材料为16MnR。内胆与外壳之间填充珠光砂并抽真空绝热。（2）空温气化器及水浴式增热器本工程采用空温气化器利用空气作为热源，其优点节约能源，运行费用低，*县城年平均气温17.3左右，适合采用空温气化器。冬季在极端最低气温-5.8时，单独使用空温气化器不能满足天然气的出站温度要求时可采用电加热式增热器对天然气进行增热，使其温度达到5以上。一期选用2000Nm3/h的空温气化器2台，一用一备，预留二期2台2000Nm3/h的空温气化器位置，二用一备，每台气化装置的气化能力为2000N48、m3/h。水浴式增热器的天然气增热能力为2000Nm3/h，选用1台。（3）其它工艺设备及主要技术参数其它工艺设备及主要技术参数表表3-1序号名 称规格型号数量备 注1贮罐增压器200Nm3/h2台立式2BOG加热器300Nm3/h1台立式3EAG加热器200Nm3/h1台立式4卸车增压器300Nm3/h1台卧式5放空管H=25m1台6撬装装置1套调压、计量、加臭，整体外购（4）阀门的选择低温阀门（-196）：贮罐进、出口处阀、紧急切断阀、升压及降压调节阀等关键部位的阀门均采用进口阀门，其他低温阀可采用国产阀门。低温阀门原则上选用焊接阀门。常温管道上阀门选用国产阀门。（5）工艺管道为了防止液化49、天然气在管道内流动产生静电，其设计流速不应超过3m/s。本设计液态天然气管道流速为12m/s，气态天然气管道流速为812m/s。工艺管道按1.6MPa压力等级进行设计。根据管道内的介质的温度不同，管道选用不同的材质： 介质温度低于等于-20的管道选用：不锈钢无缝钢管，材质为0Cr18Ni9，标准号：GB/T14976-94。 介质温度高于-20的管道选用：碳钢无缝钢管，材质为20#钢，标准号：GB8163-1999。（6）管件（弯头、三通、大小头等）根据管道的温度要求选用相应的材质；低温弯头选用弯曲半径为3D的无缝弯头。标准号：GB12459-90、B系列。低温法兰及紧固件：与阀门配套的法兰、50、垫片、螺栓、螺母等随阀门配套供货；与设备配套的法兰、垫片、螺栓、螺母等随设备配套供货。保冷：液态天然气的卸车、进液管和出液管等低温管道均需做保冷，保冷材料采用发泡聚氨酯，由厂家配套防潮层、保护层、捆扎带。直埋管道采用现场发泡聚氨脂。保温：热水循环管采用岩棉管壳绝热保温外包镀锌铁皮，热水管若埋地采用埋地保温管。防腐：厂内常温气相天然气工艺管道外防腐采用环氧富锌底漆，氯磺化聚乙烯中间漆及面漆防腐。埋地出站管采用PE管。3.5 公用工程3.5.1 建筑设计（1）总体布局燃气供应站总图根据工艺流程的要求以及现场的地形、地貌、主导风向等因素进行总体布置。总体布置指导原则为：在满足先进的工艺流程和控制要求51、的基础上考虑最合理的利用土地，提高站区的环境质量，减少对周围生态环境的影响。在此原则指导下将整个站区分为生产区和办公辅助区。办公辅助区位于站区南侧，设综合楼一座，集办公、维修、控制室为一体；辅助用房集变配电、柴油发电机、压缩空气及氮气等为一体，并设消防水池及消防泵房设施。生产区则位于站区北侧，以构筑物为主，且生产区与办公辅助区以大面积绿化带分隔，这种分区使生产区和办公辅助区之间联系紧密又有相对独立性，互不干扰，工艺流程简洁，联系使用方便，为建设一个环境舒适的燃气供应站创造了有利条件。在考虑合理分区的同时，对站区的人流、车流进行了组织，在站区设置二个进入口，满足生产运输及消防的要求。（2）建筑单52、体设计燃气供应站内主要建筑物为办公区综合楼以及辅助生产建（构）筑物，构筑物体量不大，且造型单调，因此在生产区与道路间加大绿化密度，在视觉上加以遮挡，同时尽可能利用空间绿化来丰富站区空间。燃气供应站建筑造型力求简洁、别致，符合工业建筑的特点的同时，注重建筑物的艺术性、互动性及建筑效果，注重室内外空间的围合与渗透，力求使空间呈现多层次、立体的特质。（3）建、构筑物一览表主要（建）构筑物一览表表3-2名 称层数面积(m2)耐火等级LNG储罐区露天1460天然气气化区露天卸气台露天门卫19三级消防水池露天1500m3生产辅助用房175二级综合办公楼2320三级3.5.2 结构设计主要（建）构筑物一览表53、表3-3序号（建）构筑物名称平面净尺寸或规模结构形式备用1100m3LNG储罐3.5m上部成品钢结构2气化器上部成品钢结构3综合楼320m2砖混结构4生产辅助用房75m2框架结构5门卫9m2砖混结构6消防水池1500m3钢筋砼3.5.3 电气设计气化站的电气设计包括站内建构筑物的动力、照明、防雷、接地及通讯等，10kV供电电源的进线及电话进线的设计不在设计范围内。（1）供电系统按照城镇燃气设计规范GB50028-2006，本站内正常用电负荷等级为三级，站内消防用电负荷等级为二级；本工程正常电源采用一路10kV市电，另采用燃油发电机组作为消防用电的备用电源。变配电所向各用电建构筑物及工艺设备放射54、式供电，计量方式为高供低计，功率因数补偿方式为低压侧静电电容器补偿，补偿后功率因数不小于0.9。（2）电力与照明站内生产区为具有爆炸危险环境的场所，其电气设计按爆炸和火灾危险环境下电力装置设计规范的要求进行，电力和照明设备选择相应的防爆产品。站内生活区的电力及照明设备选用一般型产品，对于22kW及以上电机应采用软启动器起动。供配电及控制线路敷设方式采用电缆直埋敷设，进出构筑物处应穿钢管保护并做好防水措施。（3）消防系统供电消防系统采用两路电源供电，正常工作电源为10kV市电，10kV市电停电时发电机组自动投入运行。消防泵采用软启动，控制方式为就地和远程两种控制方式。（4）防雷与接地 站内防雷及55、接地设计应符合建筑物防雷设计规范及工业与民用电力装置的接地设计规范。 站内生产区内的建构筑物按二类防雷建筑设防，工艺设备的防雷应满足工艺相关规范的要求。 站内高压系统采用保护接地，低压系统接地型式采用TN-S系统，各用电设备应可靠接PE线。 站内工艺管道的防静电及防感应雷的设计应满足工艺相关规范的要求。（5）通讯在生活区办公楼内设置电话分线盒，办公楼及辅助用房部分房间装设电话通讯，生产厂区的电话装置应为防爆型。3.5.4 仪表自控设计（1）自动控制系统为确保生产过程安全稳定，以及事故工况的应急处理，站内设置了计算机监控系统和安全检测报警系统。本工程在控制室设中央控制台，控制系统采用PC+PLC56、组成，设置一台上位计算机，配一台21寸彩色显示器和一台打印机，通过中央控制台可监视、控制整个气化站运行的全过程，并可计算所需的技术参数，绘制所需的曲线、图形，也可以完成各种报表及事故报警记录的打印。站内包括LNG泄漏检测报警系统和可燃气体泄漏报警系统。 LNG罐高低液位报警。 出站气体温度超低报警。（2）仪表检测系统本工程部分仪表随工艺设备成套提供，除此之外，还增加了一些常规工艺参数检测仪表，如温度、流量、液位等。根据工艺专业提供的条件，设置了如下检测仪表： 储罐液化天然气储罐的压力、液位； 卸车台的压力； 仪表风系统压力； BOG储罐天然气的温度、压力； 出气化站天然气温度、压力和流量； 储57、罐区、装卸台、气化器组、BOG储罐区的可然性气体检测报警； 储罐区LNG泄漏报警； 主要工艺操作阀门阀位状态显示。以上现场检测仪表均带有就地显示，并将信号远传至综合办公楼的控制室中的PLC，同时将LNG储罐的压力、液位用仪表屏上的二次表显示。对于设置在防爆等级为二区的仪表，采用隔爆型仪表。（3）中央控制室在满足安全生产的前提下，站内仪表系统设计以满足工艺要求为原则，在综合办公楼内设置仪表控制室，集中显示现场一次仪表的远传信号。PLC柜的电源为交流220VAC，50Hz，在电源进线处设置2kVA，断电延时30min的UPS，在系统短时停电仍能为仪表系统提供电源，监视和记录系统的运行状况，保证系统58、的安全运行。为防雷及防止过电压，在仪表及PLC柜内电源进线处设有电涌保护器。仪表系统的保护接地和工作接地接入站区电气接地网，接地电阻不大于4欧姆。3.5.5 给排水设计给水系统包括气化站生活给水、消防给水；排水系统包括洁净排水、雨水排水、站内生活排水系统。站区水源由市政给水管道接出DN200支管进站区，生活用水定额取40L/人班。消防给水采用消防水池及潜水消防泵供给。本站采用雨污分流，站内产生的洁净排水有喷淋水和冷凝水，就近排入附近的雨水系统。雨水采用有组织排水，经雨水管道排至站外雨水排水体系。生活污水经无动力化粪池后排入站外的市政污水系统。3.5.6 供风设计本设计的供风系统有氮气吹扫系统和59、仪表用风系统。（1）氮气氮气系统主要供应LNG卸车时的管道吹扫用，氮气气源为外购成品氮气，采用氮气瓶组供应系统，氮气钢瓶选用40L/瓶，共设10个氮气钢瓶，5个一组，互为备用，当使用瓶组的出口压力低于设定值时，系统首先报警，然后由人工进行切换。氮气的吹扫压力设为0.3MPa。（2）仪表用风仪表用风系统主要是供应气动阀门的仪表用气，气源为压缩空气，采用空气压缩机供气，压缩空气经过滤、干燥后进入稳压罐，全套设备为整体采购，对供气的要求应符合仪表供气设计规定HG20510-92。4 天然气输配工程4.1 压力级制的确定输配系统的压力级制与供气规模、气源特点、供应方式及管道材质密切相关，因此，在确定输60、配系统压力级制时，不仅要满足近期供气要求，同时要考虑远期燃气发展的需要。随着城市建设的发展，城市居民区、商贸区及城市主干道中各种基础设施的续建，管道一经埋入地下，重新翻建的难度和经济损失都会十分巨大，故要求在规划城市燃气管道时，应尽量使燃气管道能够满足今后较长时间内进一步扩大供气规模的要求。本工程输气主管网按2020年的供气规模确定其供气压力。4.1.1 输气管网系统的确定目前，城市管道燃气输气管网系统最常用的主要有：单级低压管网系统、单级中压管网系统、中低压两级系统。（1）单级低压管网系统单级低压管网系统燃气输送压力为10KPa以下，并保持稳定，经低压管网送到各用气用户。单级低压管网的优点是61、：因管道输气压力为低压，故系统单一简单，比较安全，易于维修和管理。单级低压管网的缺点是：供气范围小、供气压力不稳。管径较大、管道投资高。（2）单级中压管网系统单级中压管网系统燃气输送压力为0.4MPa以下，并保持稳定，经中压管网送到各用户调压箱（柜），将压力调到用户需要压力供用户使用。单级中压管网系统优点是：单级中压管网系统输气压力较高，与低压管网相比，在输送同等气量的条件下，输气管网的管径较小，节省管道费用。用户处的压力比较稳定，管网运行的水力状况较好。单级中压管网系统缺点是：用户的调压装置数量多，安装工程量大。（3）中低压两级系统即燃气的输气干线为中压输送，在适当区域设置大的区域调压设施，62、将中压燃气调到低压，由低压管网输送到各用户，低压管网可以连接成环。中低压两级系统的优点是：调压设施相对中压管网系统较少；比低压单级管网系统供气范围大、压力稳定。中低压两级系统缺点是：系统复杂，不易于维护和维修，运行费用高；由于是两级系统，管网管道用量增加，投资较高。综上所述，结合本工程燃气气源为天然气，且压力较高，为充分利用天然气的压力能，城区主干道输气管网系统采用单级中压管网系统。次要道路及小区采用低压管网。4.1.2 输配系统压力级制的确定根据城镇燃气设计规范GB50028-2006，我国城镇燃气管道应按设计压力分为7级，并符合表4-1的要求。城镇燃气设计压力（表压）分级表4-1名 称压力63、（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A0.2P0.4B0.01P0.2低压燃气管道P 0.01中压输配系统管网的压力级制确定，主要是从技术可靠性、经济性和实用性来进行分析比较，从经济性来说，当然是压力高有利，管径小、投资少，从技术上来说我国积累多年使用天然气的经验，已有相应的材料和施工技术并可保证中压天然气管道的使用安全，经分析比较，本工程城区管网的天然气输送压力定为0.2P0.4Mpa中压燃气管道A级。中压管道进小区管网，再利用调压箱、调压柜进行中低压调压，低压进户，其主要优点是节省投资和稳定供气。对于特殊用户也可采64、用中压（0.2MPa）直接进户调压后供气。4.1.3 天然气输配系统流程在管道天然气进入*县城之前，采用LNG气化站，在站内经气化、调压、计量加臭后进入中压管网，其流程详见下图4-1。市政管网庭院管调压柜或调压箱中压管网LNG气化站庭院管户内管中压用户燃气表调压器燃气灶具燃气灶具燃气表户内管低压用户图4-1 天然气输配流程图4.2 中压管网布置4.2.1 管网布置原则根据确定的中压输配管网压力级制，城区中压管网敷设应遵循以下布置原则：（1）根据城市总体规划，结合城市实际发展情况进行总体布置。管网布置做到近、中、远期结合，既考虑街道现状，又满足规划要求；（2）在保证安全间距前提下，主干管道尽量布65、置在用气负荷区，但应尽量避免布置在交通干道和闹市区繁华路段，以减少施工难度和建成后运行管理、维修的麻烦。（3）主干管布置成环网，以提高供气的可靠性；但尽量减少环密度，环内管网可采用枝状管网敷设，环枝结合敷设，在保证安全供气的条件下，方便维修和发展新用户。（4）新区燃气管道尽量与新区同步建设，与其它基础设施统筹安排。（5）管网布置应尽量避免穿越铁路、河流和其他大型障碍物，以减少工程量和投资。（6）管道布置安全间距应满足城镇燃气设计规范GB50028-2006、城市工程管线综合规划GB50289-98等相关规范的要求，尽量布置在人行道或慢车道下。（7）燃气干管在道路上的管位控制：东西走向的道路，管66、道位于道路的北侧，离人行道侧面2米；南北走向道路，管道位于道路的东侧，离人行道侧面2米。（8）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见表4-2。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)表4-2序 号项 目地下燃气管道低 压中 压BA1建筑物基础0.71.01.5外墙面（出地面处）2给水管0.50.50.53污水、雨水排水管1.01.21.24电力电缆(含电车电缆)直埋0.50.50.5在导管内1.01.01.05通讯电缆直埋0.50.50.5在导管内1.01.01.06其它燃气管道Dg3000.40.40.4Dg3000.50.50.57热力管直埋1.01.0167、.0在沟管内1.01.51.58电杆（塔的基础）351.01.01.035kV2.02.02.09通讯照明电杆（至电杆中心）1.01.01.010铁路路堤坡脚5.05.05.011有轨电车钢轨2.02.02.012街树（至树中心）0.750.750.75（9）地下燃气管道与构筑物或相邻管道之间的垂直净距见表4-3。地下燃气管道与构筑物或相邻管道之间的垂直净距（m）表4-3序号项 目地下燃气管道（当有套管时，以套管计）1给水管、排水管或其它燃气管道0.152热力管的管沟底（或顶）0.153电缆直埋0.50在导管内0.154铁路轨底1.205有轨电车轨底1.004.2.2 管网敷设方式本工程中压天68、然气管道均采用直埋敷设方式，为保证管道安全运行，管道埋设的最小覆土厚度（地面至管顶）符合下列要求：（1）埋设在车行道下时，不小于0.9米；（2）埋设在非车行道（含人行道）下时，不小于0.6米；（3）埋设在庭院（指绿地及载货汽车不能进入地）内时，不小于0.3米；（4）埋设在水田下时，不小于0.8米。4.2.3 主干管网布置*县城境内潦河河面较宽，将*县城分为两大片区，燃气管道穿越有一定困难，但由于*县城规模较小，分区建设气化站与建一座气化站而考虑管道跨越潦河相比，投资较大，而且不方便维护管理，因此，设计考虑在县城东南面设置一座液化天然气气化站。参照*县城市总体规划的发展，中压主干管从气化站出来，69、沿庄欣大道、园区三路、应星大道、南环路敷设至*县城区，并沿应星大道、园区三路、南环路、黄沙港路、庄欣大道、新吴路、越王大道、冯川路、洗沙路、狮山大道、崇贤大道、冯田大道等成环状布置，通化大道、应星大道、园区一路、冯田大道、通化大道、狮山大道的枝状管分别从环状管网上接出。管道敷设随城市道路的建设和用户的发展逐步完成。中压燃气管网见附图K70709-733-3。4.2.4 管网水力计算及管径的确定城镇燃气管道的计算流量，按计算月的小时最大用气量计算。该小时最大用气量根据所有用户燃气用气量的变化迭加后确定。（1）水力计算中压燃气管道的单位长度摩擦阻力损失，按下式计算：式中：P1燃气管道起点的压力（绝70、压kPa）；P2燃气管道终点的压力（绝压kPa）；Z压缩因子，取1；L燃气管道的计算长度（km）；Q燃气管道的计算流量（Nm3/h）；d管道的内径（mm）；燃气的密度（kg/m3）；T设计中所用的燃气温度（K）；T0273.15（K）；燃气管道摩擦阻力系数，按下式计算：式中：lg常用对数；K管壁内表面的当量绝对粗糙度（mm）；Re雷诺数（无量钢）。Re =中压燃气管道的局部阻力按燃气管道摩擦阻力损失的5%10%计算，管网起点压力取0.3MPa（表压），管材按PE聚乙烯管考虑，近期管网最大压降0.56kPa，中期管网最大压降3.82kPa，远期管网最大压降7.07kPa，管网水力计算详见表4-471、表4-5、表4-6。近期管道流量计算表4-4起终长度（m）服务人口（人）流量（m3/h）01586 3969 45.73 12590 3997 46.04 231367 9260 106.67 341327 8989 103.55 4913248968 103.31 988435710 65.78 451860 12599 145.14 2171441 9761 112.44 17 183.06 962083 14110 162.54 871734 11746 135.31 合计15501 105000 1209.56 中期管道流量计算表4-5起终长度（m）服务人口（人）流量（m3/h）0172、586 3383 48.72 12590 3406 49.05 231367 7893 113.65 341327 7662 110.32 4913247644 110.07 988434867 70.09 8146913990 57.45 451860 10739 154.64 569635560 80.06 67511 2950 42.48 712664 3834 55.20 12135383106 44.73 4118825092 73.33 3241148 6628 95.44 2425815 4706 67.76 111017009815 141.33 510835 4821 69.73、42 2171441 8320 119.80 17 195.04 962083 12027 173.18 871734 10012 144.16 合计24248 140000 2015.93 远期管道流量计算表4-6起终长度（m）服务人口（人）流量（m3/h）01586 2783 48.09 12590 2802 48.42 231367 6493 112.19 341327 6303 108.91 4913246289 108.66 988434004 69.19 8146913282 56.71 141317218174 141.25 451860 8834 152.65 5696345774、4 79.04 67511 2427 41.94 712664 3154 54.50 12135382555 44.15 4118824189 72.39 122310895172 89.38 3241148 5453 94.22 2425815 3871 66.89 7227913757 64.92 521726 3448 59.58 120600 2850 49.24 2 163.73 19115902802 48.42 111017008074 139.52 510835 3966 68.53 916717 3406 58.85 161514927087 122.45 2171441 675、844 118.27 17 192.54 1415770 3657 63.20 962083 9894 170.96 871734 8236 142.31 合计34739 165000 2851.10 近期天然气管道水力计算（中压）表4-7序号长度(m)流量(m3/h)管道(mm)管道内径(mm)流速(m/s)雷诺数阻力系数单位损失(kPa2/km)压降(kPa2)终点压力（kPa）总压降（kPa）外径壁厚01586 1209.56 315 28.6 257.80 6.44 118419.80 0.02 223.60 144.13 399.82 0.18 12590 1163.83 315 276、8.6 257.80 6.20 113943.06 0.02 208.89 135.57 399.65 0.17 231367 822.29 315 28.6 257.80 4.38 80504.99 0.02 113.23 170.26 399.44 0.21 341327 715.62 315 28.6 257.80 3.81 70061.80 0.02 88.66 129.42 399.28 0.16 491324 466.94 250 22.7 204.60 3.95 57601.46 0.02 125.94 183.42 399.05 0.23 98843 201.09 200 1877、.2 163.60 2.66 31022.63 0.02 83.14 77.09 398.95 0.10 871734 135.31 160 14.6 130.80 2.80 26108.92 0.03 120.35 229.55 398.66 0.29 0.56 2171441 295.50 160 14.6 130.80 6.11 57021.03 0.02 476.12 754.70 398.70 0.95 17182346 183.06 110 10.0 90.00 8.00 51337.30 0.02 1221.82 3153.03 394.73 3.97 4.92 962083 178、62.54 160 14.6 130.80 3.36 31363.83 0.02 166.12 380.63 398.57 0.48 451860 145.14 160 14.6 130.80 3.00 28006.11 0.02 136.13 278.53 398.93 0.35 中期天然气管道水力计算（中压）表4-8序号长度(m)流量(m3/h)管道(mm)管道内径(mm)流速(m/s)雷诺数阻力系数单位损失(kPa2/km)压降(kPa2)外径壁厚01586 1967.21 315 28.6 257.80 10.47 192596.28 0.02 528.85 340.90 12590 79、1918.33 315 28.6 257.80 10.21 187810.27 0.02 505.76 328.24 231367 1546.49 315 28.6 257.80 8.23 151406.02 0.02 345.24 519.14 341327 1271.30 315 28.6 257.80 6.77 124464.35 0.02 244.15 356.39 712664 99.93 110 10.0 90.00 4.37 28024.72 0.02 419.82 306.64 1213538 44.73 90 8.2 73.60 2.92 15338.53 0.03 266.80、38 157.64 814691 57.45 160 14.6 130.80 1.19 11085.36 0.03 26.76 20.34 3241148 163.20 110 10.0 90.00 7.13 45767.50 0.02 997.26 1259.34 2425815 67.76 90 8.2 73.60 4.43 23235.88 0.03 553.10 495.85 2171441 314.84 160 14.6 130.80 6.51 60752.89 0.02 532.51 844.07 17182346 195.04 110 10.0 90.00 8.52 54697.81、17 0.02 1366.90 3527.42 23192265 335.43 140 12.7 114.60 9.04 73874.94 0.02 1121.71 2794.74 远期天然气管道水力计算（中压）表4-9序号长度(m)流量(m3/h)管道(mm)管道内径(mm)流速(m/s)雷诺数阻力系数单位损失(kPa2/km)压降(kPa2)外径壁厚01586 2827.05 315 28.6 257.80 15.05 276777.54 0.01 1008.16 649.86 12231089 89.38 90 8.2 73.60 5.84 30649.62 0.02 901.15 1082、79.48 722791 64.92 90 8.2 73.60 4.24 22262.48 0.03 512.95 446.32 521726 59.58 90 8.2 73.60 3.89 20433.08 0.03 441.09 352.25 3241148 161.11 110 10.0 90.00 7.04 45180.68 0.02 974.78 1230.95 2425815 66.89 90 8.2 73.60 4.37 22937.96 0.03 540.67 484.71 2171441 310.81 160 14.6 130.80 6.43 59973.93 0.02 5283、0.51 825.06 17182346 192.54 110 10.0 90.00 8.41 53995.86 0.02 1336.02 3447.75 中期天然气管网平差计算（中压）表4-10 第一次平差计算环号邻环起点终点长度(m)管径(mm)壁厚(mm)管道内径(mm)计算流量(m3/h)流速(m/s)雷诺数阻力系数单位损失(kPa2/km)压降(kPa2)P2(Q)67511 110 10.0 90.00 -13 0.55 3527.64 0.04 11.06 -6.22 0.494 781734 160 14.6 130.80 -206 4.26 39719.14 0.02 25184、.71 -480.11 2.332 89843 200 18.2 163.60 -370 4.90 57144.98 0.02 243.52 -225.81 0.610 962083 110 10.0 90.00 86 3.76 24132.83 0.03 322.68 739.35 8.592 小计1.9%27.21 12.028 Q=-1.13 Q=-0.11 Q=-1 56963 110 10.0 90.00 49 2.15 13802.33 0.03 120.88 128.04 2.602 692083 110 10.0 90.00 -86 3.76 24132.83 0.03 32285、.68 -739.35 8.592 941324 250 22.7 204.60 -633 5.35 78103.26 0.02 215.34 -313.61 0.495 451860 160 14.6 130.80 288 5.95 55520.11 0.02 454.22 929.34 3.230 小计0.2%4.42 14.919 Q=-0.15 Q=-0.69 Q=-1 105835 90 8.2 73.60 -86 5.65 29645.52 0.02 849.72 -780.47 9.028 541860 160 14.6 130.80 -288 5.95 55520.11 0.086、2 454.22 -929.34 3.230 411882 90 8.2 73.60 126 8.25 43298.54 0.02 1659.34 1609.89 12.750 11101700 90 8.2 73.60 19 1.24 6492.15 0.04 58.91 110.16 5.819 小计0.3%10.24 30.827 Q=-0.17 Q=-0.02 Q=0 总压降P2531.80 509.77 中期天然气管网平差计算（中压）续表4-10 第二次平差计算环号邻环起点终点长度(m)管径(mm)壁厚(mm)管道内径(mm)计算流量(m3/h)流速(m/s)雷诺数阻力系数单位损失(87、kPa2/km)压降(kPa2)P2(Q)67511 110 10.0 90.00 -14 0.60 3874.50 0.04 13.03 -7.33 0.530 781734 160 14.6 130.80 -207 4.28 39957.80 0.02 254.38 -485.20 2.343 89843 200 18.2 163.60 -372 4.91 57335.79 0.02 244.95 -227.14 0.611 962083 110 10.0 90.00 86 3.74 24020.29 0.03 320.03 733.29 8.561 小计0.9%13.62 12.046 88、Q=-0.57 Q=-0.05 Q=-1 56963 110 10.0 90.00 48 2.11 13568.01 0.03 117.30 124.25 2.568 692083 110 10.0 90.00 -86 3.74 24020.29 0.03 320.03 -733.29 8.561 941324 250 22.7 204.60 -634 5.36 78206.33 0.02 215.84 -314.34 0.496 451860 160 14.6 130.80 287 5.94 55393.93 0.02 452.40 925.62 3.224 小计0.1%2.23 14.8589、0 Q=-0.08 Q=-0.34 Q=0 105835 90 8.2 73.60 -87 5.66 29707.81 0.02 852.87 -783.36 9.043 541860 160 14.6 130.80 -287 5.94 55393.93 0.02 452.40 -925.62 3.224 411882 90 8.2 73.60 126 8.24 43236.25 0.02 1655.12 1605.79 12.736 11101700 90 8.2 73.60 19 1.22 6429.87 0.04 57.92 108.31 5.777 小计0.1%5.13 30.780 90、Q=-0.08 Q=-0.01 Q=0 总压降P2528.60 513.35 中期天然气管网平差计算（中压）续表4-10 第三次平差计算环号邻环起点终点长度(m)管径(mm)壁厚(mm)管道内径(mm)计算流量(m3/h)流速(m/s)雷诺数阻力系数单位损失(kPa2/km)压降(kPa2)P2(Q)67511 110 10.0 90.00 -14 0.63 4048.02 0.04 14.07 -7.91 0.548 781734 160 14.6 130.80 -208 4.30 40077.19 0.02 255.72 -487.76 2.348 89843 200 18.2 163.691、0 -372 4.92 57431.25 0.02 245.67 -227.81 0.612 962083 110 10.0 90.00 85 3.73 23964.33 0.03 318.72 730.29 8.546 小计0.5%6.81 12.055 Q=-0.28 Q=-0.03 Q=0 56963 110 10.0 90.00 48 2.10 13450.45 0.03 115.52 122.37 2.551 692083 110 10.0 90.00 -85 3.73 23964.33 0.03 318.72 -730.29 8.546 941324 250 22.7 204.6092、 -634 5.36 78258.04 0.02 216.09 -314.71 0.496 451860 160 14.6 130.80 287 5.93 55330.63 0.02 451.49 923.75 3.222 小计0.1%1.12 14.815 Q=-0.04 Q=-0.17 Q=0 105835 90 8.2 73.60 -87 5.66 29739.07 0.02 854.45 -784.81 9.050 541860 160 14.6 130.80 -287 5.93 55330.63 0.02 451.49 -923.75 3.222 411882 90 8.2 73.693、0 126 8.23 43204.99 0.02 1653.00 1603.74 12.729 11101700 90 8.2 73.60 19 1.22 6398.61 0.04 57.43 107.39 5.756 小计0.1%2.56 30.756 Q=-0.04 Q=0.00 Q=0 总压降P2527.02 515.14 远期天然气管网平差计算（中压）表4-11 第一次平差计算环号邻环起点终点长度(m)管径(mm)壁厚(mm)管道内径(mm)计算流量(m3/h)流速(m/s)雷诺数阻力系数单位损失(kPa2/km)压降(kPa2)P2(Q)67511 110 10.0 90.00 8194、 3.55 22816.89 0.03 292.37 164.34 2.020 781734 160 14.6 130.80 -261 5.41 50430.98 0.02 383.37 -731.24 2.798 89843 200 18.2 163.60 -644 8.51 99301.31 0.02 646.15 -599.18 0.931 962083 110 10.0 90.00 114 4.98 31982.00 0.02 529.81 1213.95 10.645 小计1.8%47.88 16.393 Q=-1.46 Q=-0.01 Q=-1 56963 110 10.0 90.95、00 113 4.95 31770.46 0.02 523.65 554.70 4.896 692083 110 10.0 90.00 -114 4.98 31982.00 0.02 529.81 -1213.95 10.645 941324 250 22.7 204.60 -1100 9.30 135739.30 0.02 571.95 -832.99 0.757 451860 160 14.6 130.80 376 7.78 72594.22 0.02 729.47 1492.49 3.967 小计0.0%0.25 20.265 Q=-0.01 Q=-0.83 Q=-1 105835 9096、 8.2 73.60 -53 3.48 18250.96 0.03 361.61 -332.14 6.241 541860 160 14.6 130.80 -376 7.78 72594.22 0.02 729.47 -1492.49 3.967 411882 90 8.2 73.60 108 7.06 37083.28 0.02 1261.60 1224.00 11.319 11101700 90 8.2 73.60 51 3.32 17420.33 0.03 333.17 623.02 12.264 小计0.6%22.40 33.791 Q=-0.33 Q=0.00 Q=0 712664 97、110 10.0 90.00 158 6.92 44427.93 0.02 946.26 691.15 4.363 1213538 90 8.2 73.60 20 1.29 6763.63 0.03 63.30 37.46 1.899 13141721 90 8.2 73.60 -73 4.77 25025.73 0.03 630.34 -1193.29 16.352 148691 160 14.6 130.80 -248 5.13 47893.43 0.02 350.01 -266.05 1.072 远期天然气管网平差计算（中压）续表4-11 第一次平差计算环号邻环起点终点长度(m)管径(m98、m)壁厚(mm)管道内径(mm)计算流量(m3/h)流速(m/s)雷诺数阻力系数单位损失(kPa2/km)压降(kPa2)P2(Q)871734 160 14.6 130.80 261 5.41 50430.98 0.02 383.37 731.24 2.798 小计0.0%0.51 26.483 Q=-0.01 Q=-0.16 Q=0 1415770 90 8.2 73.60 45 2.92 15309.78 0.03 265.50 224.88 5.037 15161492 90 8.2 73.60 -48 3.15 16520.73 0.03 303.51 -498.12 10.340 99、169717 110 10.0 90.00 -139 6.06 38932.02 0.02 749.44 -591.08 4.258 98843 200 18.2 163.60 644 8.51 99301.31 0.02 646.15 599.18 0.931 814691 160 14.6 130.80 248 5.13 47893.43 0.02 350.01 266.05 1.072 小计0.0%0.90 21.637 Q=-0.02 Q=-0.06 Q=0 431327 315 28.6 257.80 -1806 9.62 176813.05 0.02 454.43 -663.33 100、0.367 321367 315 28.6 257.80 -2078 11.06 203409.43 0.02 582.71 -876.22 0.422 21590 315 28.6 257.80 -2469 13.14 241701.33 0.01 791.85 -513.91 0.208 120600 160 14.6 130.80 285 5.90 55071.68 0.02 447.77 295.53 1.035 20191995 110 10.0 90.00 179 7.82 50173.63 0.02 1173.25 2574.70 14.391 1911590 90 8.2 73101、.60 73 4.76 24975.90 0.03 628.13 407.65 5.597 114882 90 8.2 73.60 -108 7.06 37083.28 0.02 1261.60 -1224.00 11.319 小计0.0%0.42 33.340 Q=-0.01 Q=-0.11 Q=0 总压降P22496.80 2472.48 远期天然气管网平差计算（中压）表4-11 第二次平差计算环号邻环起点终点长度(m)管径(mm)壁厚(mm)管道内径(mm)计算流量(m3/h)流速(m/s)雷诺数阻力系数单位损失(kPa2/km)压降(kPa2)P2(Q)67511 110 10.0 9102、0.00 80 3.49 22405.47 0.03 283.16 159.16 1.992 781734 160 14.6 130.80 -263 5.43 50682.28 0.02 386.74 -737.67 2.809 89843 200 18.2 163.60 -645 8.53 99514.68 0.02 648.61 -601.46 0.932 962083 110 10.0 90.00 113 4.95 31805.62 0.02 524.67 1202.18 10.600 小计0.8%22.21 16.333 Q=-0.68 Q=0.00 Q=-1 56963 110 10103、.0 90.00 112 4.91 31535.43 0.02 516.84 547.49 4.869 692083 110 10.0 90.00 -113 4.95 31805.62 0.02 524.67 -1202.18 10.600 941324 250 22.7 204.60 -1101 9.31 135842.69 0.02 572.72 -834.11 0.757 451860 160 14.6 130.80 376 7.77 72497.00 0.02 727.74 1488.95 3.963 小计0.3%10.76 33.738 Q=0.00 Q=-0.39 Q=0 1058104、35 90 8.2 73.60 -54 3.50 18365.59 0.03 365.61 -335.81 6.270 541860 160 14.6 130.80 -376 7.77 72497.00 0.02 727.74 -1488.95 3.963 411882 90 8.2 73.60 108 7.05 37009.40 0.02 1257.16 1219.69 11.302 11101700 90 8.2 73.60 50 3.30 17305.70 0.03 329.32 615.83 12.203 小计0.1%1.786.178Q=-0.16 Q=0.00 Q=0 712664105、 110 10.0 90.00 158 6.91 44381.74 0.02 944.52 689.88 4.359 1213538 90 8.2 73.60 20 1.28 6707.14 0.04 62.37 36.91 1.887 13141721 90 8.2 73.60 -73 4.78 25082.21 0.03 632.85 -1198.04 16.380 148691 160 14.6 130.80 -248 5.14 47909.00 0.02 350.21 -266.20 1.072 远期天然气管网平差计算（中压）续表4-11 第二次平差计算环号邻环起点终点长度(m)管径(106、mm)壁厚(mm)管道内径(mm)计算流量(m3/h)流速(m/s)雷诺数阻力系数单位损失(kPa2/km)压降(kPa2)P2(Q)871734 160 14.6 130.80 263 5.43 50682.28 0.02 386.74 737.67 2.809 小计0.0%0.23 26.507 Q=0.00 Q=-0.07 Q=0 1415770 90 8.2 73.60 45 2.91 15280.97 0.03 264.62 224.14 5.030 15161492 90 8.2 73.60 -48 3.15 16549.54 0.03 304.44 -499.65 10.353 107、169717 110 10.0 90.00 -139 6.07 38955.57 0.02 750.24 -591.71 4.260 98843 200 18.2 163.60 645 8.53 99514.68 0.02 648.61 601.46 0.932 814691 160 14.6 130.80 248 5.14 47909.00 0.02 350.21 266.20 1.072 小计0.0%0.43 21.648 Q=-0.01 Q=-0.03 Q=0 431327 315 28.6 257.80 -1806 9.62 176824.68 0.02 454.48 -663.41 108、0.367 321367 315 28.6 257.80 -2078 11.06 203421.07 0.02 582.77 -876.31 0.422 21590 315 28.6 257.80 -2469 13.15 241712.97 0.01 791.92 -513.96 0.208 120600 160 14.6 130.80 285 5.90 55048.74 0.02 447.44 295.31 1.035 20191995 110 10.0 90.00 179 7.81 50140.30 0.02 1171.87 2571.68 14.384 1911590 90 8.2 73109、.60 73 4.75 24935.14 0.03 626.32 406.48 5.590 114882 90 8.2 73.60 -108 7.05 37009.40 0.02 1257.16 -1219.69 11.302 小计0.0%0.10 33.308 Q=0.00 Q=-0.05 Q=0 总压降P22488.03 2476.74 远期天然气管网平差计算（中压）表4-11 第三次平差计算环号邻环起点终点长度(m)管径(mm)壁厚(mm)管道内径(mm)计算流量(m3/h)流速(m/s)雷诺数阻力系数单位损失(kPa2/km)压降(kPa2)P2(Q)67511 110 10.0 90110、.00 79 3.46 22213.77 0.03 278.91 156.78 1.979 781734 160 14.6 130.80 -263 5.45 50799.38 0.02 388.32 -740.68 2.813 89843 200 18.2 163.60 -646 8.54 99614.07 0.02 649.76 -602.52 0.933 962083 110 10.0 90.00 113 4.94 31723.87 0.02 522.30 1196.74 10.579 小计0.4%10.31 16.305 Q=-0.32 Q=0.00 Q=0 56963 110 10.0111、 90.00 112 4.90 31425.48 0.02 513.67 544.13 4.856 692083 110 10.0 90.00 -113 4.94 31723.87 0.02 522.30 -1196.74 10.579 941324 250 22.7 204.60 -1102 9.31 135891.05 0.02 573.08 -834.64 0.758 451860 160 14.6 130.80 375 7.77 72452.30 0.02 726.95 1487.33 3.961 小计0.0%0.09 20.154 Q=0.00 Q=-0.18 Q=0 105835 112、90 8.2 73.60 -54 3.51 18420.60 0.03 367.54 -337.58 6.285 541860 160 14.6 130.80 -375 7.77 72452.30 0.02 726.95 -1487.33 3.961 411882 90 8.2 73.60 108 7.04 36973.48 0.02 1255.00 1217.60 11.293 11101700 90 8.2 73.60 50 3.29 17250.70 0.03 327.48 612.39 12.174 小计0.1%5.08 33.713 Q=-0.08 Q=0.00 Q=0 712664113、 110 10.0 90.00 158 6.91 44360.22 0.02 943.71 689.29 4.358 1213538 90 8.2 73.60 19 1.27 6680.83 0.04 61.94 36.66 1.882 13141721 90 8.2 73.60 -73 4.78 25108.53 0.03 634.02 -1200.25 16.393 148691 160 14.6 130.80 -248 5.14 47916.21 0.02 350.31 -266.27 1.072 远期天然气管网平差计算（中压）续表4-11 第三次平差计算环号邻环起点终点长度(m)管径(114、mm)壁厚(mm)管道内径(mm)计算流量(m3/h)流速(m/s)雷诺数阻力系数单位损失(kPa2/km)压降(kPa2)P2(Q)871734 160 14.6 130.80 263 5.45 50799.38 0.02 388.32 740.68 2.813 小计0.0%0.11 26.518 Q=0.00 Q=-0.03 Q=0 1415770 90 8.2 73.60 45 2.91 15267.47 0.03 264.21 223.79 5.027 15161492 90 8.2 73.60 -48 3.16 16563.04 0.03 304.88 -500.37 10.360 115、169717 110 10.0 90.00 -139 6.07 38966.61 0.02 750.62 -592.01 4.261 98843 200 18.2 163.60 646 8.54 99614.07 0.02 649.76 602.52 0.933 814691 160 14.6 130.80 248 5.14 47916.21 0.02 350.31 266.27 1.072 小计0.0%0.20 21.652 Q=0.00 Q=-0.01 Q=0 431327 315 28.6 257.80 -1806 9.62 176830.13 0.02 454.51 -663.44 0116、.367 321367 315 28.6 257.80 -2078 11.06 203426.52 0.02 582.80 -876.35 0.422 21590 315 28.6 257.80 -2469 13.15 241718.42 0.01 791.95 -513.98 0.208 120600 160 14.6 130.80 285 5.90 55038.00 0.02 447.29 295.21 1.035 20191995 110 10.0 90.00 179 7.81 50124.69 0.02 1171.23 2570.26 14.380 1911590 90 8.2 73.117、60 73 4.75 24916.06 0.03 625.48 405.93 5.587 114882 90 8.2 73.60 -108 7.04 36973.48 0.02 1255.00 -1217.60 11.293 小计0.0%0.03 33.293 Q=0.00 Q=-0.03 Q=0 总压降P22483.98 2478.73 中期管道压降计算表4-12序号长度(m)流量(m3/h)管道(mm)管道内径（mm）流速（m/s）沿程损失（kPa2）终点压力（kPa）总损失（kPa）相对压力（kPa）外径壁厚01586 1967.21 315 28.6 257.80 10.47 340.118、90 399.57 0.43 299.6 01586 1967.21 315 28.6 257.80 10.47 340.90 399.57 0.43 299.6 12590 1918.33 315 28.6 257.80 10.21 328.24 399.16 0.41 299.2 231367 1546.49 315 28.6 257.80 8.23 519.14 398.51 0.65 298.5 341327 1271.30 315 28.6 257.80 6.77 356.39 398.06 0.45 298.1 491324634.00 25022.7204.60 5.36 314119、.71 397.67 0.40 297.7 98843372.00 20018.2163.60 4.92 227.81 397.38 0.29 297.4 871734208.00 16014.6130.80 4.30 487.76 396.77 0.61 296.8 71266499.93 110 10.0 90.00 4.37 306.64 396.38 0.39 296.4 121353844.73 90 8.2 73.60 2.92 157.64 396.18 0.20 296.2 3.82 451860 287.00 160 14.6 130.80 5.94 923.75 396.9120、0 1.16 296.9 5696348.00 11010.0 90.00 2.10 122.37 396.75 0.15 296.7 67511 14.00 110 10.0 90.00 0.61 7.91 396.74 0.01 296.7 1.33 962083 85.00 110 10.0 90.00 3.71 730.29 396.75 0.92 296.7 814691 57.45 160 14.6 130.80 1.19 20.34 397.36 0.03 297.4 411882 126.00 908.273.60 8.23 1603.74 396.04 2.02 296.0 121、1110170019.00 908.273.60 1.24 57.43 395.97 0.07 296.0 2.09 510835 87.00 90 8.2 73.60 5.68 784.81 395.91 0.99 295.9 3241148 163.20 110 10.0 90.00 7.13 1259.34 396.93 1.58 296.9 2425815 67.76 90 8.2 73.60 4.43 495.85 396.30 0.63 296.3 2.21 2171441 314.84 160 14.6 130.80 6.51 844.07 398.10 1.06 298.1 1122、7182346195.04 110 10.0 90.00 8.52 3527.42 393.65 4.46 293.6 5.51 远期管道压降计算表4-13序号长度(m)流量(m3/h)管道(mm)管道内径（mm）流速（m/s）沿程损失（kPa2）终点压力（kPa）总损失（kPa）相对压力（kPa）外径壁厚015862827.0531528.6257.8015.05649.86399.190.81299.2125902469.0031528.6257.8013.15513.98398.540.64298.52313672078.0031528.6257.8011.06876.35397.441123、.10297.43413271806.0031528.6257.809.62663.44396.610.84296.64913241102.0025022.7204.609.32834.64395.551.05295.698843646.0020018.2163.608.54602.52394.790.76294.8814691248.0016014.6130.805.13266.27394.450.34294.51413172173.00908.273.604.771200.25392.931.52292.97.07451860375.0016014.6130.807.761487.3339124、4.731.88294.756963112.001101090.004.89544.13394.040.69294.06751179.0011010.090.003.45156.78393.840.20293.8712664158.0011010.090.006.90689.29392.960.88293.0121353819.00908.273.601.2436.66392.910.05292.93.69411882108.00908.273.607.051217.60395.071.54295.11223108989.38908.273.605.841079.48391.591.38291125、.63241148161.1111010.090.007.041230.95395.891.55295.9242581566.89908.273.604.37484.71395.280.61295.32.1672279164.92908.273.604.24446.32393.270.57293.352172659.58908.273.603.89352.25394.280.45294.3远期管道压降计算续表4-13序号长度(m)流量(m3/h)管道(mm)管道内径（mm）流速（m/s）沿程损失（kPa2）终点压力（kPa）总损失（kPa）相对压力（kPa）外径壁厚120600285.0016126、014.6130.805.89295.21398.820.37298.820191995179.001101090.007.822570.26395.583.24295.6191159073.00908.273.604.77405.93395.070.51295.11110170050.00908.273.603.27612.39394.290.78294.34.8951083554.00908.273.603.53337.58394.300.43294.3916717139.0011010.090.006.07592.01394.800.75294.81615149248.00908.273127、.603.14500.37394.170.63294.21.382171441310.8116014.6130.806.43825.06397.511.04297.517182346192.5411010.090.008.413447.75393.154.36293.15.40141577045.00908.273.602.94223.79394.170.28294.2962083113.0011010.090.004.941196.74394.041.52294.0871734263.0016014.6130.805.44740.68393.850.94293.9（2）管径确定根据水力计算结128、果，各主要道路燃气管路管径大小见表4-14。主要道路燃气管路管径表4-14道 路 名 称管 径备 注庄欣大道dn31528.6dn908.2园区三路dn31528.6dn16014.6应星大道de25022.7dn16014.6新吴路dn16014.6dn908.2狮山大道dn16014.6dn908.2冯川路、洗沙路dn11010.0越王大道dn11010.0dn908.2冯田大道dn908.2园区一路dn11010.0黄沙港路dn908.2崇贤大道dn908.2通化大道dn908.2南环路dn11010.04.3 中低压调压站调压站的作用是将输气管网的压力调节到下一级管网或用户所需的压力，129、保持调节后的管网压力的稳定。本工程根据*县城区用户规模及特点，灵活采用调压站，地上式调压箱（柜）、悬挂式调压箱、特殊用户专用调压箱及地下调压箱等多种形式调压设施。4.3.1 调压站布置原则（1）力求布置在负荷中心，以减少配气管道；（2）尽可能避开城市的繁华地段和对景观有要求的地区；（3）调压站尽量考虑设在居民区的公共用地上；（4）调压站作用半径一般控制在0.51.0km；（5）各种形式的调压设施与其它建筑物、构筑物的安全间距见表4-15、表4-16、表表4-17。调压站与其它建筑物、构筑物的最小水平净距（m）表4-15调压装置燃气入口压力级制距一般建筑物的外墙面距高层建筑和重要公共建筑外墙面距130、铁路路边距道路路边距公共电力变压器亭中压A6.012.010.02.04.0中压B6.012.010.02.04.0落地式调压柜与其它建筑物、构筑物的最小水平净距（m）表4-16调压装置燃气入口压力级制距一般建筑物的外墙面距高层建筑和重要公共建筑外墙面距铁路路边距道路路边距公共电力变压器亭中压A4.08.08.01.04.0中压B4.08.08.01.04.0地下调压箱与其它建筑物、构筑物的最小水平净距（m）表4-17调压装置燃气入口压力级制距一般建筑物的外墙面距高层建筑和重要公共建筑外墙面距铁路路边距公共电力变压器亭备注中压A3.06.06.03.0不宜设在道路下中压B3.06.06.03.131、0悬挂式调压箱可安装在用气建筑物的外墙或悬挂于专用的支架上，箱底距地坪高度宜为1.01.2m，调压器进口管径不应大于DN50，悬挂式调压箱到建筑物的门、窗或其他通向室内的孔槽的水平净距应不小于1.5m，不应安装在建筑物门窗的上方、下方及阳台的下方，不宜安装在室内通风机进风口墙上。4.3.2 调压器的选择调压器的选择应根据出口压力、稳压精度和关闭压力来选择并应符合下列要求：（1）调压器应能满足进口燃气的最大、最小压力要求；（2）调压器的压力差应根据该装置的最低设计压力与装置后燃气管道的设计压之差值确定；（3）调压器的计算流量按所承担的管网小时最大输送量的1.2倍确定；（4）调压装置应由过滤器、调132、压器、安全保护装置以及两端控制阀门组成。4.4 管材、设备及管道防腐4.4.1 管材（1）中压管道适用于输送中压天然气的管材有：球墨铸铁管、焊接钢管和高密度聚乙烯管、钢骨架聚乙烯复合管等。本工程管道设计压力为0.4MPa（运行压力0.3MPa），根据多年来各种中压燃气管道管材的使用施工情况，中压A级设计压力的燃气管道，普遍采用高密度聚乙烯塑料管和焊接钢管及钢骨架聚乙烯复合管。本规划管道采用聚乙烯管（PE管）标准号为：GB15558.1-1995。过河、过铁路（架空管）处采用无缝钢管标准号为：GB/T8163-1999。（2）庭院管道庭院管采用聚乙烯管（PE）管或焊接钢管。每户按平均长度3.0m133、计。（3）户内管和燃气表户内管低压管采用热镀锌钢管，中压管采用无缝钢管。燃气表宜选用智能IC卡表。户内管均长7.0m计。4.4.2 管件及设备中压燃气管道上的附件包括阀门、三通、弯头、异径、端堵、法兰等。户内管道上的附件包括阀门、三通、弯头、异径、燃气表、灶具等。4.4.3 防腐SDR11系列高密度聚乙烯管PE材料，不需要进行防腐。埋地钢管采用加强级防腐，同时采用牺牲阳极保护防腐。架空敷设时采用涂料防腐。4.5 管道穿、跨越工程管道敷设时，无论是在市区还是在郊外，均有可能穿跨河流和铁路及城市主干道等重要设施，正确的穿越方案，不仅安全可靠又能节省投资。4.5.1 穿越河流管道穿越南潦河，与桥梁管134、理部门协商，采取随桥敷设，但必须采取安全防护措施。燃气管道随桥敷设，应采取如下安全防护措施：（1）管道输送压力不应大于0.4MPa。（2）敷设于桥梁上的燃气管道，应采用加厚的无缝钢管或焊接钢管，尽量减少焊缝，对焊缝进行100%无损探伤。（3）跨越通航河流的燃气管道管底标高，应符合通航净空的要求，管架外侧应设置护桩。（4）管道应设置必须的补偿和减震措施。（5）过河架空的燃气管道向下弯曲时，向下弯曲部分与水平管夹角宜采用45形式。（6）对管道应做较高级的防腐保护。燃气管道穿越城区内水渠或小河采用水平定向施工，应符合下列要求：（1）燃气管道宜采用钢管。（2）燃气管道至规划河底的覆土厚度，应根据水流冲135、刷条件确定，对不通航河流不应小于0.5m，对通航的河流不应小于1.0m。（3）在埋设燃气管道位置的河流两岸上、下游应设立标志。（4）燃气管道对接安装引起的误差不得大于3，否则应设置弯道。4.5.2 穿越铁路、公路及城镇主要干道燃气管道穿越铁路，高速公路及城镇主要干道，应符合下列要求：（1）穿越铁路和高速公路的燃气管道，其外应加套管。（2）穿越铁路的燃气管道的套管埋设的深度：铁路轨底至套管顶不应小于1.20m，并应符合铁路管理部门的要求，套管宜采用钢管或钢筋混凝土管，套管内径应比燃气管外径大100mm以上，套管两端与燃气管的间隙应采用柔性的防腐、防水材料密封，其一端应装设检漏管，套管端部距路堤坡136、脚外距离不应小于2.0m。（3）穿越高速公路和城镇主要干道的燃气管道宜敷设在套管或地沟内，套管内径应比燃气管道外径大100mm以上，套管或地沟两端应密封，在重要地段的套管或地沟端部宜安装检漏管，套管端部距道路边缘不应小于1.0m，（4）燃气管道宜垂直穿越铁路和城镇主要干道。5 计算机监控系统工程为了保证天然气输配系统的安全、稳定供气，及时掌握气化站、调压站、调压设施及输配管网的运行状态、运行参数，并根据采集、积累的数据对供气要求、效果进行预测及分析，实现全城燃气合理调度，对输配系统进行科学管理，为用户高效服务，为此设计计算机监控与管理系统。5.1 系统组成该系统是一个多模块、统一路径的计算机辅137、助数据采集、监控、分析管理系统，整个系统由以下模块组成，办公自动化系统和自动测控子系统组成。办公自动化系统包括：公司生产数据、文档处理、存储查询资料、社会化信息。自动控制子系统包括：生产管理调度系统、现场数据采集和控制系统。生产管理调度系统是整个系统采集监控系统的核心，包含有输配系统地理信息数据、生产数据、用户分布数据、现场数据采集、生产过程中的监控和调度数据等。（1）LNG气化站中低压调压站的数据采集和设备控制功能，由站内的PLC来完成，PLC通过有线或无线将调度中心所需的数据实时或分时地传送给中心的SCADA系统。（2）管网节点压力通过压力变送器自带的PLC采集，然后通过有线或无线发送信号138、至调度中心的SCADA系统（实时或分时方式），完成采集点的数据采集。（3）调压装置（即重要用户）设远程数据采集终端（RTU），将站内有关参数通过有线或无线实时或分时传输给调度中心SCADA系统，完成数据采集。5.2 系统功能为了准确、及时、完整、快捷的进行数据采集，提供相关的权限服务，该系统具备遥测功能、遥讯、遥控功能。5.3 管理功能包括人机接口过程图形化、报警事件登记打印、报表显示打印、在线及历史数据库建立、图形及趋势显示。5.4 维护操作功能包括日常操作记录、责任分级、系统故障自诊断。系统组成框图如下：彩色显示主计算机磁盘驱动MRTU调压站RTU管网节点RTU调压装置RTU网络打 印 机139、LNG气化站PLC6 环境保护6.1 执行的环保标准和设计规范6.1.1 环境质量标准建设项目环境保护设计规定国环字（87）003号环境空气质量标准（GB3095-1996）中的二级标准地表水环境质量标准（GB3838-2002）中的类水域水质标准城市区域环境噪声标准（GB3096-93）中的2类标准6.1.2 排放标准大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）中的二级标准污水综合排放标准（GB8978-1996）表4中的一级标准工业企业厂界噪声标准（GB12348-1990）中的类标准6.1.3 设计规范城镇燃气设计规范GB50028-2006工业企业噪声控制设计规范GBJ87-19140、85石油化工企业环境保护设计规范SH3024-1995石油化工企业厂区绿化设计规范SH3008-20006.2 生产过程中主要污染物分析本工程主要是LNG接收、储存、气化和输送，并供应城区各类用户。储存和输送的介质为经过过滤脱水后的天然气，其主要成份为甲烷，其总硫含量较低。工艺过程中只涉及压力、温度等物理变化，正常情况下无化学变化，没有废水、废渣、废气排出，对环境不构成“三废”污染。生产过程中主要污染物分析如下：（1）噪声：声源主要来自门站内调压设备以及管道内气体流动产生的噪声，卸车台处产生少量噪音。（2）废气：正常生产过程中基本无废气排放，只有检修或管道超压和管道泄漏及事故状态才有天然气气体141、排放。（3）废水：各站点正常运行时基本无生产废水，只有少量含油冲洗水和生活污水。（4）废渣：在城区管道施工和管道清理作业时会有少量固体废弃物产生。6.3 主要污染源控制措施6.3.1 天然气的排放的控制措施在工艺设备管道设计上要防止天然气泄漏，储罐的材质采用优质高强度钢。调压器、阀门、管道均采用优质产品，精心安装，投产前经过强度和严密性试验，工艺设备投产后正常运行时无天然气泄漏，储罐设有压力上限报警联锁，以减少不正常情况时安全阀的开启次数。严格控制站外放散管的放散时间与放散量，安全阀放散管管口高度以及站外放散总管的高度符合国家有关规定，放散时不致于对操作人员产生危害，调压计量区设可燃气体检漏仪142、，一旦发生泄漏，能够及时报警，以便操作人员采取相应措施。6.3.2 噪音控制措施调压器在设备选型时，尽量选用性能好，噪音低的产品，管道噪音在设计管道管径时，控制管道内天然气的流速，一般在15m/s内不产生噪音。6.3.3 废水废渣控制措施各站点生活污水经化粪池处理后排至市政污水管，及时清理设备和管道检修后残留的废品、废渣。6.3.4 站区绿化植物枝叶对大气中的粉尘、飘尘有过滤、净化作用，可以吸收有害气体，同时对消除噪声有较好效果，因此，天然气气化站站内进行绿化，空地种植常绿草皮和灌木、花卉。7 节 能7.1 能耗分析*县城城区城市燃气工程主要是将液化天然气通过气化、调压输送至各类用户，气化工程143、主要利用空温式气化器，站内能耗主要为站内压降、工艺设备的内漏和外漏、安全放空、设备耗电、调压换热器热水供应等。7.2 节能措施本工程采取以下节能措施（1）合理利用天然气压力，城区采用中压供气，以减少管径，节约投资和能量。（2）输配系统的管材和调压、各类阀门等要选择国内外优质产品，各类用户安装流量计量装置，职工和用户要树立节能意识，认真操作，杜绝事故发生，尽量避免跑、冒、滴、漏现象。（3）气化设备采用空温式气化器，尽量利用自然能对LNG进行气化。（4）天然气气化站消防水泵数量和性能参数与消防水量和正常冷却用水合理匹配，避免大马拉小车。站区办公、生产及辅助用房均采用高效节能照明灯具。7.3 节能效144、益天然气是最理想高效清洁优质燃料，各类用户使用天然气要比直接燃煤效率显著提高。直接燃煤热效率在1520%，而各类燃用天然气的燃气器具热效率在5580%，其热效率要提高34倍。*县城城区城市管道天然气建成使用天然气达到设计规模后，将减少了煤炭、黄土、灰渣、薪柴、燃油及LPG运输，同时将大大改善*县城城区大气的环境。8 消 防8.1 编制依据中华人民共和国消防法城镇燃气设计规范GB50028-2006建筑设计防火规范GB50016-2006火灾自动报警系统设计规范GB50116-98建筑物防雷设计规范GB50057-94建筑灭火器配置规范GBJ140-2005爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB145、50058-92工业企业燃气安全规程GB6222-86石油和天然气工程设计防火规范GB50183-93化工企业生产静电接地设计规范HGJ28-90水喷雾灭火系统设计规范GB50129-958.2 火灾爆炸危险性分析天然气属甲类危险物品，燃气公司属甲类危险性生产企业。天然气在输送、储存和输配过程中具有一定危险性。如果储罐、设备和管道等一旦发生泄漏，不及时采取有效抢救措施，在静电、明火、雷击、电气火花及爆炸事故的诱发下，即引起爆炸和火灾。天然气主要组分为甲烷，常温常压下为气态，比空气轻（相对密度0.58），在空气中爆炸极限5.1%15.03%。8.3 消防设计8.3.1 LNG气化站消防设计总平面146、布置储配站为易燃易爆炸的甲类生产企业，天然气储罐区、调压计量区为甲类生产场地。总平面布置严格遵照执行建筑设计防火规范GB50016-2006和城镇燃气设计规范GB50028-2006的有关规定。液化天然气储罐之间的净距大于相邻储罐直径之和的1/4，且不应小于1.5m，罐区四周设置封闭的不燃烧体实体防护墙。液化天然气储罐与建构筑物的防火间距按城镇燃气设计规范GB50028-2006第9.2.4、9.2.5条的规定执行。调压计量区装置与周围建、构筑物的间距均满足城镇燃气设计规范GB50028-2006第6.6条要求。建筑防火本工程建筑耐火等级均为二级。站内各建、构筑物生产类别见表13.3-1。建筑147、物一览表表8-1建筑物层数生产类别建筑耐火等级结构形式办公楼2二级砖混生产辅助用房1丙二级砖混消防泵房半地下二级钢筋混凝土传达室1二级砖混消防用水量：为了有效控制事故时火势的扩大，冷却着火罐和相邻储罐，便于消防队员接近火场灭火，须保证足够的消防用水量。储罐区近期设有2座100m3 LNG贮罐，远期增加2座100m3 LNG贮罐。按照建筑设计防火规范GB50016-2006要求及城镇燃气设计规范（GB50028-2006）规定，确定储罐区消防用水量加贮罐喷淋冷却水量为近期40L/s，远期53.5L/s。消防水源：本站同一时间内的火灾次数按一次考虑，消防水量为63.5L/s，火灾延续时间按6小时计148、算。消防取水利用站区外北面约200m处的水塘，枯水期消防贮水量不小于1400m3。消防设施：消防水塘内设3台XBD5.25/35-A型潜水消防泵（Q=35L/s，H=53m，N=37kW），两用一备，使总消防供水量达到63.5L/s。室外消火栓系统采用临时高压消防给水系统。站内沿消防通道及消防管网。依据建筑设计防火规范GB50016-2006布置室外消火栓，遵照“以防为主、防消结合”的方针，在罐区、调压计量区、控制室等生产、生产辅助区配置一定数量的推车式和手提式灭火器，以便灵活有效地扑灭室内外初起火灾，灭火器依据建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005、城镇燃气设计规范GB50028-2149、006进行配置。工艺：天然气储罐上设有安全阀，以保证储罐的正常运行，防止超压。储罐上设紧急放散阀，事故时开启。储罐检修时剩余少量天然气自球罐中导出，由站外放散总管放散。经常操作的阀门采用电动阀门，可以远距离操作，提高自动化水平。发生火灾时能够有效的开启、关闭有关阀门，采取有效的降压措施，减轻火灾危害。天然气输气管道与建、构筑物的基础或相邻管道之间的水平净距和垂直净距应满足规范城镇燃气设计规范GB50028-2006的要求，且天然气管道不得与其它管道或电缆同沟敷设，不得在堆积易燃易爆炸材料和具有腐蚀性液体的场地下通过。地下天然气管道管顶的覆土厚度应满足规范城镇燃气设计规范GB50028-2006150、的要求，敷设坡度一般不小于0.003，管道地基宜为原土层，凡可能引起管道不均匀沉降的地段，地基都要做相应处理。电气：据供配电系统设计规范GB50052-95用电负荷应符合“二级”负荷规定。供电电源为双回路电源，由站外供电市网供给，满足生产消防用电要求。天然气储罐、调压计量区按照建筑物防雷设计规范GB50057-94中规定“第二类”防雷等级设计，电力、照明要求按爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92中有关规定实施。供电系统采用TN-S系统接地保护，站内金属设备、工艺管线均考虑防静电接地设施，储罐防雷依据规范采用罐体直接接地，接地电阻不大于4。仪表：为确保安全生产和正常操作，站内设151、置了自控仪表设备，对生产运行参数如：温度、压力、流量进行监控。天然气储罐等设备装有温度、压力仪表，并设有相应的安全联锁装置，当参数值超限，发生报警信号并关闭相应的进出口阀门。由于天然气属易燃易爆气体，罐区、调压计量区均为有爆炸性气体环境危险区域，因此设置可燃气体泄漏检测报警器，当遇有天然气泄漏时报警。为满足防爆要求，本工程电子仪表采用防爆型电动仪表，仪表电缆采用铠装电缆直埋敷设。8.3.2 输配管网消防设计输配系统作为城市燃气工程的重要组成部分，主要由输气干管，配气管网、各级调压（箱）站等设施组成。设计中地下燃气管道敷设时严格保证与其它建构筑物及地下管线的安全间距，管材选用适于输送城市中压燃气152、的PE管，局部采用无缝钢管，钢管作加强级防腐并辅之牺牲阳极保护。输配管网中设置分断阀门，在紧急情况下及时切断。调压箱（柜）的设置严格保证与其它建、构筑物的安全间距，设计选用性能优异并运行可靠的产品，选用带切断保护装置的调压装置。在实际运行中，加强管道及设备的维护和巡视，天然气在供城市输配管网前加臭，一旦泄漏时能及时察觉，同时设置专职人员利用专用设备如检漏车、检漏仪等进行巡检，发现漏气之处能及时处理。本工程采用SCADA系统对气化站、调压箱（柜）站和输配管网实现现代化监控管理，可以保证安全可靠地向用户供气。8.4 消防措施为保证燃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153、尚应采取下列措施。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。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。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。建立技术档案，做好定期检修和日常维修工作。重要部门设置直通外线的电话，以便发生事故时及时报警。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。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。严格遵守国家安全生产部门和燃气行业安全管理的有154、关规定。对消防设施加强管理和维护，并对运行管理进行监督检查。及时扑灭初起火灾：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，以灵活机动地有效扑灭初起火灾。当发现站内生产车间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处分管线），并采取有效措施，及时向消防部门和中心控制室报警。总之，本工程工艺上严格进行火灾防范，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。9 劳动155、安全与工业卫生9.1 编制依据中华人民共和国安全生产法中华人民共和国劳动法建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定劳动部3号令国务院关于加强防尘防毒工作的决定国发（1984）97号工业企业设计卫生标准JT36-79城市区域噪声标准GB3096-93工业企业噪声控制设计规范GBJ87-85污水综合排放标准GB8978-1996建筑设计防火规范GB50016-2006建筑物防雷设计规范GB50057-94建筑抗震设计规范GBJ11-89（1993年局部修订）构筑物抗震设计规范GB50191-93城镇燃气设计规范GB50028-2006爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92压力容器安全技156、术监察规程(1999)质技监局锅发1999154号危险化学品安全管理条例安全生产许可证条例压力管道安全管理与监察规定9.2 主要危害因素分析9.2.1 LNG气化站主要危害因素分为生产过程中产生的危害因素和自然灾害因素。生产过程中产生的危害因素包括噪声、火灾爆炸、触电坠落等各种因素。自然因素包括地震、洪水、雷击、不良地质、风向、气温等。（1）生产危害因素分析噪声噪声主要来源于天然气调压器。此外，当管道内天然气流速过大时也会产生噪声。噪声除损害听觉器官外，对神经系统、心血管系统也有不良影响。长时间接触，能使人头痛头晕，易疲劳，记忆力减退，使冠心病患者的病率升高。天然气泄漏及火灾爆炸天然气与空气的157、混合气体，遇火源会产生爆炸着火。火灾和爆炸一般造成较大的人员伤亡和财产损失。天然气泄漏可能使人窒息。其它事故压力容器（储气罐）、机电设备的爆炸、触电、碰撞、坠落等均能对人体产生伤害，严重时可导致死亡。（2）自然危害因素分析地震、洪水、雷击、不良地质、风力、气温等自然危害因素的发生，都不同程度地威胁建筑物、设备及人员安全。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。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，作用时间短暂。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暑。9.2.2 输配系统由于天然气管道158、埋设在地下，情况复杂，有时产生断裂、漏气等事故。阀门、调压箱（柜）等设施损坏失灵时亦会出现天然气的泄漏。因此天然气作为易燃易爆物质,其主要危害为泄漏造成的火灾和爆炸。9.3 劳动安全及卫生防护措施9.3.1 生产危害因素防范措施（1）LNG气化站噪音调压器噪音：在设备选型时，选择噪音较低的调压器。要求调压器配套消音罩等装置，以减少噪音。LNG卸车及管道噪音：设计控制管道内天然气的流速，一般1020米/秒，不产生噪音。火灾爆炸预防天然气火灾爆炸的基本原则是：防止天然气泄漏形成爆炸性气体，严格控制点火源；在事故发生时，及时将事故罐内天然气通过控制系统，倒入其它罐内，其余天然气通过放散塔安全放散，防159、止事故范围扩大。在工艺设备管道设计上要防止天然气的泄漏。储罐的材料采用优质高强度钢。调压器、阀门管道等均采用优质产品，精心安装。储罐设有压力上限报警联锁，以减少不正常情况时安全阀的开启次数。严格控制站外放散总管的放散时间与放散量，安全阀放散管管口高度以及站外放散总管高度符合国家有关规范规定，放散时不至于对操作人员产生危害。罐区、调压区设可燃气体浓度报警器，一旦发生泄漏，能够及时报警以便操作人员采取相应措施。在总平面布置中，储罐与站内各单体之间的防火间距，储罐、甲类厂区与站外建、构筑物之间的防火间距均严格遵守建筑设计防火规范和城镇燃气设计规范的规定。为了防止雷击引起爆炸和火灾，采取防雷措施。储罐160、调压区等按“第二类”作防雷设计。站内设有消火栓、移动灭火器，罐区、气化调压区火灾爆炸危险环境“1区”场所的电气和仪表设备均选用隔爆型或本质安全型设备。为防止静电的产生，除了控制管道内天然气流速外，工艺管道设防静电接地装置，法兰连接处采用铜片跨接。其它为防止触电、碰撞、坠落等事故发生，设置相应的安全标志和事故照明措施，储罐的梯子、平台及通道均设置安全栏杆。（2）输配系统埋设燃气管道的沿线应连续敷设警示带，警示带敷设前应将敷设面压实，并平整地敷设在管道的上方，距管顶距离宜为0.30.5m，但不得敷设于路基和路面里。经常巡查输气管道的完好情况，严禁使用明火检漏。输气管道需要停气降压时，其放散管的高161、度应超过2米，并且应远离居民区和存在点火源的区域。在泄漏严重的场所检修输气管道时，应保证邻近区域无火灾爆炸危险时方可进行，但也不得使用碘乌灯之类的高温强光灯具。输气管网中设施出现破漏燃烧时，应进行隔离警戒，消除邻近的可燃物，并关闭相应的阀门，断绝天然气来源，以利灭火。9.3.2 自然危害因素防范措施地震气化站所在区域地震烈度为6度，储罐是站内的重要设施，按提高一度设防。设计应符合构筑物抗震设计规范（GB50191-93）的要求。输气管道为了抗震，采和韧性较好、抗震性强的PE管，如果穿跨越障碍处采用高支架，应符合构筑物抗震设计规范的要求。洪水为了防洪，设计站区地面标高不低于站外道路标高。设雨水排162、水系统，方便在暴雨时及时排出雨水，防止内涝。防雷雷击造成的损害有人身伤亡、火灾和爆炸。防雷设计遵守建筑物防雷设计规范，储罐、调压计量区按照“第二类”设计。9.3.3 绿化绿化具有美化环境的使用，同时改善了卫生条件，调节人的情绪，从而减少人为的安全事故。站内绿化系数不低于35%，使工作人员在良好的环境中工作。9.3.4 劳动安全卫生措施燃气公司应为职工提供必要的生活设施，保证职工工作好、休息好。公司定期发放劳保用品，劳保资金专款专用，不许挪用。公司设专职安全员，并由主管领导负责全站安全工作。公司设昼夜值班的输气管道抢修组，负责抢修。公司设置防护站，防护站配备救护和作业用车，并配备氧气呼吸器、通风163、式防毒面具、氧气泵、万能检查器、自动苏醒器、隔离式自救器、担架、气体分析仪、防爆测定仪及供危险作业和抢救用的其它设施。公司建立严格的操作规程和制度及事故紧急处置预案，经常向职工进行安全和健康防护教育，定期进行体检，各类站场配备适当的现场急救设备和药品。10 项目实施10.1 承办企业情况*有限公司是玻璃纤维的专业制造商，是专业从事玻璃纤维与制品、加工、集料、工贸于一体的民营企业集团。虽然是*玻纤产品开发的领军企业，但没有从事市政燃气业绩，只有企业内部工业燃气运行经验。本可研报告建议*有限公司尽快组建专业市政燃气公司，引进专业人员成立*燃气有限责任公司，加强燃气输配、运行管理、施工安装及安全管理164、人员培训工作，以便项目顺利实施。10.2 组织机构及劳动定员10.2.1 组织机构城市燃气供应系统的管理机构的任务是组织和安排各种气源的生产运行，搞好输配调度、储存，保证安全运行、稳定供气、优质服务等。建立一个使燃气生产、输配、供应能密切配合、指挥灵活有效的组织机构，实行现代化科学管理，并要合理配备各类人员和配置设施，才能确保系统安全、可靠，能在保证社会效益和环境效益的前提下，取得较好的经济效益。为简化管理层次，提高工作效率和管理水平，按现代企业管理模式以经济效益和安全运营为目的，设置组织机构如下：董 事 长总经济师总工程师总 经 理后勤服务部用户服务中心财务部LNG气化站管线管理所行政部人力165、资源部市场经营部技术开发部安全监察调度中心各机构职能：调度中心：是全系统监视、操作和调度管理中心，负责制定生产和输配调度计划，指挥和平衡燃气系统的生产、输配和供应，实时掌握系统运行状态、参数，监视全系统各种事故预测和报警、记录、指挥全系统的维护及管网事故的抢修，对全系统运行数据进行存贮计算及技术处理，编制最优调度管理方案，提高系统的经济效益和社会效益。技术开发部：负责燃气生产与输配的专用设备的测试、科研、新产品试制、技术开发、技术服务、信息研究、情报交流以及环保管理、技术档案管理等工作。市场经营部：负责市场开拓、新用户的发展与管理。人力资源部：主要负责制定教育规划，采取多种渠道、多种形式组织全166、公司职工的政治、文化、技术、业务、管理、安全培训和考核。行政部：负责公司日常行政事务管理及对外联络。管线管理所：负责全市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、中毒、火灾、爆炸等事故。LNG气化站：负责气化站等站内生产、运行、维护维修及安全管理。财务部：负责公司财务帐目、成本和经营效益管理。用户服务中心：负责用户收费以及燃气表灶的销售和维修。后勤服务部：负责公司后勤服务。安全监察。负责公司安全生产营运。10.2.2 劳动定员燃气公司是一个服务性经营性的企业，人员编制参照建设部编发的城市建设各行业编制定员试行标准及同行业同规模劳动定员情况。本着简化管理层次，合理定员的原则编制167、劳动定员如下：劳 动 定 员 表表10-1序号部 门近中期人员（人）远期人员（人）1公司领导332调度中心353技术开发部574市场经营部595人力资源部236行政部237管线管理所14198LNG气化站9119财务部2310用户服务中心4811后勤服务部2312安全监察22合计537610.3 项目进度计划10.3.1 近期主要建设内容LNG气化站近期工程；庄欣大道dn31528.6，590m管道敷设；园区三路dn31528.6，590m管道敷设；应星大道dn31528.6dn11010，8665m管道敷设；新吴路dn16014.6，1325m管道敷设；狮山大道dn16014.6，1735m168、管道敷设；冯川路、洗水种dn11010，2085m管道敷设；部分小区庭院管及调压站建设。10.3.2中期主要建设内容越王大道dn11010.0dn908.2，3515m管道敷设；应星大道北延dn16014.6，695m管道敷设；冯田大道dn908.2，815m管道敷设；园区一路dn11010.0，1150m管道敷设；庄欣大道西段dn908.2，1700m管道敷设；黄沙港路dn908.2，885m管道敷设；部分小区庭院管及调压站建设。10.3.3 远期主要建设内容LNG气化站二期工程；崇贤大道dn908.2，2500m管道敷设；通化大道dn908.2，1090m管道敷设；狮山大道西延dn908.169、2，795m管道敷设；冯田大道北段dn908.2，1495m管道敷设；洗沙路东延dn11010.0，720m管道敷设；新吴路西延dn908.2，730m管道敷设；黄沙港路南延dn908.2，590m管道敷设；南环路dn11010.0，1995m管道敷设；园区三路南延dn16014.6，600m管道敷设；部分小区庭院管及调压站建设。10.4 项目实施进度项目实施进度详见表10-2。项目建设实施进度表表10-2序号工作内容近 期中 期2007年2008年2009年2010年2011年2012年2013年2014年2015年1施工图设计2LNG气化站3中压干管4小区庭院管5调压箱续表10-2序号工作170、内容远 期2016年2017年2018年2019年2020年1施工图设计2LNG气化站3中压干管4小区庭院管5调压箱10.5 项目招投标本工程为民间资本投资市政工程，根据中华人民共和国招标投标法，考虑到该工程实施要求专业性较强，建议工程施工及主要设备采用招标方式选择施工单位和设备采购，并按以下程序进行实施：（1）编制招标文件；（2）发出投标邀请书；（3）投标单位资格审查；（4）发招标文件及施工图；（5）组织现场察勘；（6）组织设计单位答疑；（7）委托有相应资质的单位编制标底；（8）开标、评标；（9）发中标通知书；（10）商谈并签订施工（采购）合同。10.6 项目建设由于该项目为涉及民生的市政工171、程，使用的物品为易燃易爆物品，项目立项、建设、施工、验收必须报请城建、规划、技术监督，安全生产及消防等主管部门审批、监督和验收。工程设计必须满足城镇燃气设计规范GB50028-2006及建筑设计防火规范GB50016-2006要求。工程所需设备及材料必须符合国家现行标准和企业标准。管道施工及验收必须遵守城镇燃气输配工程施工及验收规范CJJ33-2005；埋地PE管施工应遵循聚乙烯燃气管道工程技术规程CJJ63-95及燃气用聚乙烯管道焊接技术规则TSGD2002-2006；钢压管道施工应遵循工业金属管道工程施工及验收规范GB50235-97及现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范GB50236172、-98。11 投资估算及技术经济分析11.1 编制依据*县城区管道天燃气工程设计分近期、中期和远期实施。投资估算范围为：LNG气化站建（构）筑物、场区设施、气化站工艺、设备及安装工程、LNG气化站室外消防及给排水工程、LNG气化站电气设备安装工程、输配管网工程、其他工程费用和预备费等工程费用。11.1.1 执行定额及价格依据投资估算执行*省建设厅赣建价（2002）5号文颁发的全国统一市政工程预算定额（*省单位估价表）和*省市政工程费用定额；执行*省建设厅赣建价（2004）2号文颁发的*省建筑工程消耗量定额及统一基价表、*省装饰装修工程消耗量定额及统一基价表、*省安装工程消耗量定额及单位估价表、173、*省建筑安装工程费用定额。11.1.2 材料价格采用*省建设工程材料价格（2003版）和*造价信息2007年第1期发布的市场价，以及出厂价及询价；设备价格采用出厂价及询价。11.1.3 不足部分参照*县当地类似工程的预决算价。11.2 工程量及投资估算工程量以*县城区管道天燃气工程设计范围工程量为依据。气化站投资估算见表11-14。输配管网（近期）投资估算见表11-58。输配管网（中期）投资估算见表11-912。输配管网（远期）投资估算见表11-1316。气化站总投资估算表表11-1 单位：万元单位：万元序号工程费用名称建筑工程费用设备购置费用安装工程费用其他费用合计一建筑工程13.5013.174、50二场区设施46.0046.00三气化站工艺设备451.50178.30629.80四工艺设备安装20.0020.00五电气设备安装6.006.00六消防及给排水18.0018.00七运输设备8.008.00八其他费用54.5954.59计59.50459.50222.3054.59795.89九预备费47.7547.75建设项目总造价59.50459.50222.30102.34843.64十流动资金建设项目总资金843.64气化站土建工程估算表表11-2顺序编制 依据分部分项工程名称单位数量定 额 直 接 费 （元）人工费材料费机械使用费合计单价金额单价金额单价金额单价金额气化站土建工程175、一建筑工程1储罐、卸车、增压、输出撬基础项175000750002工艺、电气、自控、给排水、消防项16000060000计135000二场区设施1围墙、防液堤及基础项002站区道路、场地项190000900003站区大门项12000020000计460000气化站土建工程合计595000气化站设备及安装工程估算表表11-3顺序编制 依据设备安装工程名称型号及规格单位数量单 价 （元）总 价 （元）设备主要材料安 装设备主要材料安 装计其中:工资计其中：工资一气化站工艺设备1100m3LNG 低温储罐台3882800022000Nm3/h 主气化器台21200002400003300Nm3/h 176、卸车增压器台11400001400004200Nm3/h 储罐自增压器台242500850005300Nm3/h BOG气化器台11400001400006200Nm3/h EAG加热器台1850008500072000Nm3/h 电加热器台12500002500008自控仪表套149000049000092000Nm3/h 调压器(含200Nm3/h BOG调压器)套10102000Nm3/h 流量计套114000014000011系统阀门套1612加臭机套116000016000013系统管道套0014低温管道保温套15支吊架、平台踏步套1250002500016储罐喷淋系统套240000177、80000气化站工艺设备计528000二工艺设备安装1工艺设备安装项12工艺设备安装计200000三电气设备安装1电气设备安装项16000060000电气设备安装计60000四消防及给排水安装1消防及给排水安装项10消防及给排水安装计180000五运输设备1运输设备项运输设备计80000设备安装工程合计968000气化站其他费用估算表表11-4项 目计 算 公 式费用（万元）备 注一、建设单位管理费7.41二、培训费2.00三、工程监理费9.56四、勘察设计费28.201、设计费23.202、工程勘察费5.00五、联合试运转费7.41计54.59六、预备费47.75合计102.34输配管网（近178、期）总投资估算表表11-5 单位：万元单位：万元序号工程费用名称建筑工程费用设备购置费用安装工程费用其他费用合计一输配管网125.9529.154306.564461.66二其他费用241.82241.82计125.9529.154306.56241.824703.48三预备费282.21282.21建设项目总造价125.9529.154306.56524.034985.69四流动资金建设项目总资金4985.69输配管网（近期）土建工程估算表表11-6顺序编制 依据分部分项工程名称单位数量定 额 直 接 费 （元）人工费材料费机械使用费合计单价金额单价金额单价金额单价金额输配管网(近期)1聚乙179、烯(PE)管 de11010.0m443510.65472332聚乙烯(PE)管 de16014.6m504012604803聚乙烯(PE)管 de20018.2m84512101404聚乙烯(PE)管 de25022.7m132512.75168945聚乙烯(PE)管 de31528.6m388013.8535446输配管网道路修复工程m29315115输配管网(近期)合计输配管网（近期）设备及安装工程估算表表11-7顺序编制 依据设备安装工程名称型号及规格单位数量单 价 （元）总 价 （元）设备主要材料安 装设备主要材料安 装计其中:工资计其中：工资一输配管网(近期)1聚乙烯(PE)管 d180、e11010.0m443556472469302096312聚乙烯(PE)管 de16014.6m50853357683聚乙烯(PE)管 de20018.2m84541120124聚乙烯(PE)管 de25022.7m781812657115聚乙烯(PE)管 de31528.6m38804672976调压站座1126500443.329150048767庭院及进户管(含煤气表、灶具)户300001260输配管网(近期)合计291500输配管网（近期）其他费用估算表表11-8项 目计 算 公 式费用（万元）备 注一、建设单位管理费44.62二、工程监理费57.56三、勘察设计费139.65计24181、1.82四、预备费费率6%282.21合计524.03输配管网（中期）总投资估算表表11-9 单位：万元单位：万元序号工程费用名称建筑工程费用设备购置费用安装工程费用其他费用合计一输配管网69.8721.201343.891434.96二其他费用77.7777.77计69.8721.201343.8977.771512.73三预备费90.7690.76建设项目总造价69.8721.201343.89168.541603.50四流动资金建设项目总资金1603.50输配管网（中期）土建工程估算表表11-10顺序编制 依据分部分项工程名称单位数量定 额 直 接 费 （元）人工费材料费机械使用费合计单182、价金额单价金额单价金额单价金额输配管网(中期)1聚乙烯(PE)管 de908.2m477510.65508542聚乙烯(PE)管 de11010.0m329010.65350393聚乙烯(PE)管 de16014.6m6951283404输配管网道路修复工程m25256115604440输配管网(中期)合计698672输配管网（中期）设备及安装工程估算表表11-11顺序编制 依据设备安装工程名称型号及规格单位数量单 价 （元）总 价 （元）设备主要材料安 装设备主要材料安 装计其中:工资计其中：工资一输配管网(中期)1聚乙烯(PE)管 de908.2m477539391840881846662183、聚乙烯(PE)管 de11010.0m3290564703聚乙烯(PE)管 de16014.6m6951176781647463014调压站座826500443.321200035465庭院及进户管(含煤气表、灶具)户100001260输配管网(中期)合计212000448913输配管网（中期）其他费用估算表表11-12项 目计 算 公 式费用（万元）备 注一、建设单位管理费14.35二、工程监理费18.51三、勘察设计费44.91计77.77四、预备费费率6%90.76合计168.54输配管网（远期）总投资估算表表11-13 单位：万元单位：万元序号工程费用名称建筑工程费用设备购置费用安装工184、程费用其他费用合计一输配管网83.8321.20994.951099.98二其他费用59.6259.62计83.8321.20994.9559.621159.60三预备费69.5869.58建设项目总造价83.8321.20994.95129.191229.17四流动资金建设项目总资金1229.17输配管网（远期）土建工程估算表表11-14顺序编制 依据分部分项工程名称单位数量定 额 直 接 费 （元）人工费材料费机械使用费合计单价金额单价金额单价金额单价金额输配管网(远期)1聚乙烯(PE)管 de908.2m720010.65766802聚乙烯(PE)管 de11010.0m271510.6185、5289153聚乙烯(PE)管 de16014.6m6001272004输配管网道路修复工程m263输配管网(远期)合计838330输配管网（远期）设备及安装工程估算表表11-15顺序编制 依据设备安装工程名称型号及规格单位数量单 价 （元）总 价 （元）设备主要材料安 装设备主要材料安 装计其中:工资计其中：工资一输配管网(远期)1聚乙烯(PE)管 de908.2m7272784492聚乙烯(PE)管 de11010.0m2751283313聚乙烯(PE)管 de16014.6m66399724调压站座826500443.321200035465庭院及进户管(含煤气表、灶具)户7143126186、0输配管网(远期)合计212000499228输配管网（远期）其他费用估算表表11-16项 目计 算 公 式费用（万元）备 注一、建设单位管理费11.00二、工程监理费14.19三、勘察设计费34.43计59.62四、预备费费率6%69.58合计129.1911.3 资金筹措*县城区管道天然气工程项目建设总造价9257万元，其中气化站工程843.64万元（不含利息），输配管网7818.36万元（不含利息），建设期贷款利息595万元。项目建设投资自筹资金5180.27万元，利用银行贷款4076.73万元，银行贷款安排在近期使用，中期和远期工程利用盈余资金滚动投入。*县城区管道天然气工程项目分近期187、中期、远期工程建设。近期工程建设总造价6424.33万元（其中LNG气化站843.64万元（不含利息），计划于2007年建成；输配管网4985.69万元（不含利息），计划于2007年至2010年建成）；建设期贷款利息595万元。中期工程建设主要是输配管网建设，投资为1603.5万元，计划于2011年至2015年建成；远期工程建设主要是输配管网建设，投资为1229.17万元，计划于2016年至2020年建成，贷款利息按7.83%计算。流动资金估算扩大指标法计算为275.94万元，全部使用自有资金。资金筹措计划见表11-17。11.4 经济评价分析*县城区管道天然气工程项目经济评价计算自2007188、年至2030年，共24年。项目在建设期中的2008年开始向用户供气，2021年达到设计供气规模。项目根据*有限公司提供的资料数据进行计算。投资计划与资金筹措表表11-17序号名 称合计2007年2008年2009年2010年2011年2012年2013年1总投资9532.942914.651241.391186.861185.07343.42340.01334.981.1固定资产投资8662.002837.92997.14997.14997.14320.70320.70320.701.2建设期利息595.0076.73186.10166.96165.211.3流动资金275.9458.1522189、.7622.7222.7219.3114.282资金筹措9532.942914.651241.391186.861185.07343.42340.01334.982.1自有资金5456.21877.92561.39506.86505.07343.42340.01334.98其中：用于固定资产5180.27877.92503.24484.10482.35320.70320.70320.701、企业自筹5180.27877.92503.24484.10482.35320.70320.70320.70用于流动资金275.9458.1522.7622.7222.7219.3114.282.2借款407190、6.732036.73680.00680.00680.002.21长期借款4076.732036.73680.00680.00680.002.22流动资金借款投资计划与资金筹措表续表11-17序号名 称2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年1总投资334.98334.98260.11260.46260.46260.46260.4614.631.1固定资产投资320.70320.70245.83245.83245.83245.83245.831.2建设期利息1.3流动资金14.2814.2814.2814.6314.6314.6314.6314.632资191、金筹措334.98334.98260.11260.46260.46260.46260.4614.632.1自有资金334.98334.98260.11260.46260.46260.46260.4614.63其中：用于固定资产320.70320.70245.83245.83245.83245.83245.831、企业自筹320.70320.70245.83245.83245.83245.83245.83用于流动资金14.2814.2814.2814.6314.6314.6314.6314.632.2借款2.21长期借款2.22流动资金借款11.4.1 成本费用估算天然气进价为3元/m3（含税）192、年耗电量18000kWh，电价为0.78元/kWh。年耗水量3600t，水价为1.1元/t。工资按人均1.2万元 /年计算。福利费、工会经费、职工教育经费、社保统筹、失业保险、医疗保险、住房公积金分别按直接工资的14%、2%、1.5%、20%、2%、6%、5%计算。修理费按固定资产的2%计算。折旧费按分类固定资产原值及综合折旧计算。摊销费根据摊销费总额按10年平均摊销。其他费用按工资及其他直接支出的20%计算。总成本费用估算见附表11-1。11.4.2 销售收入与销售税金及附加预测产品天然气的平均含税售价为4.2元/m3，随着投产供气规模的逐年扩大，逐步为用户开通供气，根据*有限公司提供，用户193、初装费平均按2500元/户计算。增值税税率为13%，城市维护建设税及教育费附加按增值税税额的10%计算。11.4.3 财务效益评价（1）盈利能力分析项目正常年份的销售收入为3384.61万元，销售税金及附加为122.09万元。项目年平均利润总额为562.65万元，年均税后利润376.98万元。计算详见附表11-2损益表。项目（全部资金）财务内部收益率（FIRR）为10.74%（税后），财务净现值按基准收益率8%计算为980.82万元，投资回收期12.4年，投资利润率5.9%，投资利税率7.56%。项目（自有资金）财务内部收益率为9.35%。现金流量（全部资金）计算见附表11-3。现金流量（自有194、资金）计算见附表11-4。（2）偿债能力分析借款偿还期5.97年（含建设期），资金来源与运用见附表11-5，资产负债见附表11-6，借款偿还期计算见附表11-7。（3）盈亏平衡分析BEP（生产能力利用率）= = =67.14%计算结果表明达到生产能力的67.14%，项目即可保本，项目有一定的抗风险能力。盈亏平衡分析图见图11-1。（4）不确定性分析项目在计算期内可能发生变化的主要因素有固定资产投资、经营成本、销售收入。通过对各单因素在7%范围内变化时对财务内部收益率、投资回收期、财务净现值产生影响的计算，其中销售收入对评价指标的影响最为显著。敏感性分析见表11-18。敏感性分析表表11-18项195、 目内部收益率(%)(税后)净现值(万元)(税后)投资回收期(年)(税后)基本方案10.74980.8212.4固定资产投资增加7%9.51588.0214.14固定资产投资减少7%12.481432.2410.1产品销售收入增加7%13.922118.39.2产品销售收入减少7%7.62-146.0516.8经营成本增加7%8.9312.1414.66经营成本减少7%12.51651.8910.46敏感性分析图见图11-2。（5）结论分析结果表明，财务内部收益率10.74%高于8%的基准收益率，财务净现值980.82万元大于零。项目具有抗风险能力，本项目为公用事业项目，其收益稳定、长远，所以196、项目在财务上是可行的。天然气作为清洁能源替代了对环境污染较重的其他能源，对国民经济的可持续发展发挥出较大作用，同时天然气方便了用户的使用，对提高广大人民群众的生活水平和质量也将发挥出较大作用。12 结论和存在问题12.1结论及建议通过以上各章节对LNG气化站及管网的工艺技术、经济效益、环境等方面的分析，说明在*县城建设管道天然气工程在技术上、经济上是可行的，且环境、社会效益显著。对于完善*县城的城市基础设施建设、提高*县城的城市品位、优化投资环境、加速开发冯田工业园、提高人民群众的生活水平、改善城市环境有着很大的推动作用。本工程气源为新疆广汇鄯善液化天然气厂，*有限公司与南昌市液化石油有限公司197、结成联盟保障供应，且我国东南沿海已在建和建成多个大型LNG接收码头，高速公路运输方便快捷，本工程气源有保障。几点建议：（1）建议城市规划部门控制气化站站址周边建、构筑物用地范围，以便管道天然气工程顺利实施和生产的安全。（2）建议*有限公司尽快组建市政燃气公司，加紧专业技术人员引进和人员培训工作。接收国家有关安全生产监督部门培训和考核。（3）建议在供气范围内的新建居住建筑，将燃气工程中的庭院管道和户内管道同时设计和施工安装，并纳入住宅开发建设投资之内，加快工程实施进度。（4）在施工图设计前，请建设方和投资方进一步落实逐年发展居住建筑的片区和户数，以便更合理的选择相匹配的设备，降低运营成本。12.2 存在的问题（1）下一阶段LNG气化站站址应补充工程地质勘察工作；（2）环境评价报告与水土保持方案尚未完成；（3）落实LNG气化站站址的批复以及供水、供电条件。115