某某县城才区燃气(天然气)工程项目可行性研究报告书

*县城区燃气（天然气）工程 可行性研究报告前 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GB50052-95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，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、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，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LNG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（8775kcal/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）519kg/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/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、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。（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1450%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。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：3651Nm3/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，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2000Nm3/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、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+PLC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：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，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（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