天然气建设项目可行性研究报告 78页

'天然气建设项目总论1.1编制依据《丰县县志》、地方规划及与本工程相关的其它资料。1.2项目背景及建设的必要性1.2.1项目背景“八五”以来，我国天然气发展势头强劲，储量的快速增长彻底改变了长期以来我国天然气产量徘徊不前的局面。天然气利用方兴未艾，全面启动。陕京输气管线、“西气东输管线等大型工程的建成投产，川气东送输气管线、中缅输气管道工程的建设，进口天然气干线管道工程和引进LNG项目的顺利建成等，标志着21世纪中国天然气大规模开发和消费的时代的到来。天然气与煤炭、石油并列为世界能源的三大支柱，是当今世界能源的重要组成部分。目前除石油、煤炭以外，唯有天然气可实现低成本、大面积开采，且运输和储存技术已十分成熟，其不仅广泛应用于工业、家用燃料和石油化工原料，而且已被公认为是一种廉价、清洁、安全、高效的车用燃料。天然气的开发利用其储量大、清洁、高效而受到各国政府的高度重视，以天然气替代石油已成为当今世界能源发展的主要方向之一。1.2.2符合国家和行业发展规划及国家宏观经济发展的要求1改善生态环境迫切需要大力推广城市天然气环境保护是我国的一项基本国策，随着近年来经济建设的快速发展，国家把环境综合治理、改善城市燃料结构作为环保工作的一个重点。天然气的引进为促进环保工作的深入发展提供了良好的外部条件，也将为改善丰县大气质量提供强有力的保障。8 天然气作为优质清洁能源，与煤炭和重油比较，燃烧天然气产生的有害物质将大幅度降低，如以天然气代替燃煤，可减少氮氧化物排放量80～90%，二氧化碳排放量可减少52%。2经济社会和城市跨越式发展的必然要求目前中国600多个城市已建有天然气管网，到二十一世纪中叶，全国65％的城市有可能利用天然气。丰县地区要实现城市发展目标，全面建设小康社会，城市燃气化是必不可少的措施之一。城市管道燃气项目作为城市重要的基础设施，对夯实市政基础设施，开拓其丰富的国际商贸旅游城市场，减少大气污染，改善人居环境，提升城市品味，培育新的经济增长点，推动国民经济和城市建设的发展，具有立竿见影的效果。3推动城市发展的必然要求丰县天然气利用工程的建设，能够极大地促进城市天然气利用，改善投资环境，节约能源，减少环境污染，能够为城市建设提供有力的能源保障，完善市政基础设施，增加城市发展动力，能够进一步提高人民生活水平，增加就业机会，促进社会经济发展，走上可持续发展的道路。4提高城市居民生活质量的必然要求管道燃气作为一项先进、可靠的供气技术，解决了瓶装石油液化气分散经营、安全性差的弊端，具有清洁、安全、经济的优势。特别是以天然气为气源的管道燃气，在未来的二三十年将得到快速发展。结合邵东地区资源供给情况，对用气市场进行分析，提出丰县下游天然气利用工程，并进行可行性分析。1.2.3管道工程建设的必要性8 丰县近年来经济建设得到全面发展，县城建设规模不断扩大，配套设施建设日趋完善，人民生活水平不断提高。随着城市化建设步伐加快、其能源需求总量不断增长，尤其对是清洁能源的需求。特别是工业化进程的加快及生产方式、经济增长方式的转变，区域经济互补和产业协作的加强，都将对能源质量和效率、效益提出更高要求。因此丰县天然气管道工程项目的建设，将能完善和优化现有邵东的能源结构，确保对丰县现有天然气用户的正常供应，并满足县城对天然气不断增长的需求，更好的保障县城各类用户的用气。综上所述，为保障丰县地区用户用气，开展丰县下游天然气工程势在必行。1.3研究目的和范围1.3.1研究目的本可研报告根据天然气资源及市场的条件，通过对线路方案的优选、主要工艺参数和工艺方案的优化，提出一个经济合理、生产安全可靠满足规划要求的建设方案。通过经济评价，较全面地反映出项目建设的经济效益，为决策部门提供一个可靠的依据。1.3.2研究范围1）配气站-下游用户输气管道；2）新建15座计量站。3）配套的公用工程及公用设施；4）投资估算。1.4编制原则1）符合国家相关等标准、规范和条例等要求。2）工程符合总体规划，设计规模做到近、远期相结合。3）采用先进成熟的技术，工艺先进且简单实用，方便管理。4）施工方便，技术可行，经济合理。1.5遵循的主要标准规范8 本报告采用的法规、标准规范及相关规定包括有国家及行业法规、管道线路及工艺部分的标准规范、管道防腐部分行业标准规范、自控及仪表部分的标准规范、建筑部分标准规范、环境及安全部分的标准规范、相关规定等。主要列举如下：1.5.1国家法律、法规（1）《中华人民共和国安全生产法》主席令第70号（2002）；（2）《中华人民共和国节约能源法》主席令第77号（2008）；（3）《中华人民共和国环境保护法》主席令第22号（1989）；（4）《中华人民共和国水土保持法》主席令第39号（2011）；（5）《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》劳动部令第3号（1997）；（6）《建设项目环境保护管理条例》国务院令第253号（1998）；（7）《中华人民共和国石油天然气管道保护法》主席令第30号(2010)1.5.2工艺及线路部分《输气管道工程设计规范》GB50251-2003《石油天然气工程设计防火规范》GB50813-2004《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423-2007《油气输送管道跨越工程设计规范》GB50459-2009《焊接钢管尺寸及单位长度重量》GB/T21835-2008《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711-2011《油气输送用钢质弯管》SY/T5257-20041.5.3防腐部分《钢制管道外腐蚀控制规范》GB/T21448-2008《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448-2008《埋地钢质管道阴极保护参数测量方法》GB/T21246-20078 《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》GB/T23257-2009《阴极保护管道的电绝缘标准》SY/T0086-2012《埋地钢制管道交流干扰防护技术标准》GB/T50698-20111.5.4自控及仪表部分《天然气计量系统技术要求》GB/T18603-2001《用标准孔板流量计测量天然气流量》GB/T21446-2008《油气田及管道仪表控制系统设计规范》SY/T0090-2006《建筑物电子信息系统防雷技术规范》GB50343-20121.5.5结构部分《建筑设计防火规范》GB50016-2006《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011《建筑结构荷载规范》GB50009-2012《混凝土结构设计规范》GB50010-2010《建筑抗震设计规范》GB50011-2010《砌体结构设计规范》GB50003-2011《建筑抗震设防分类标准》GB50223-20081.5.6电气部分《供配电系统设计规范》GB50052-2009《低压配电设计规范》GB50054-2011《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-20121.5.7给排水及消防部分《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-20058 1.5.8水工部分《水土保持综合治理技术规范》GB/T16453-2008《砌体结构设计规范》GB50003-2001《混凝土结构设计规范》GB50010-20101.5.9环境及安全部分的标准规范《环境空气质量标准》GB3095-1996（2000年局部修订）《地表水环境质量标准》GB3838-2002《大气污染物综合排放标准》DB11/501-2007《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348-2008《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》SY/T5225-2012《陆上石油天然气安全生产环境保护推荐作法》SY/T6628-20051.6主要研究结论1.6.1资源概况目前邵东地区已建有中石油昆仑燃气公司输气管道。通过初步对接，气源可靠，接气点位于丰县配气站，接点压力1.6MPa左右。1.6.2市场概况本项目供气区域为丰县下辖火厂坪镇、佘田镇、杨桥镇、仙槎桥镇、九龙岭镇、廉桥镇、流泽镇、团山镇、流光岭镇、砂石镇、水东江镇、周官桥镇、黄坡桥镇、界岭乡、黑田铺乡等地。供气范围为县城主城区内的民用、商用、工业用气、CNG用户。其远期2025年供气规模为2342.92×104m3/a。1.6.3工程概况1.6.3.1输气线路本工程管道—黑田铺—廉桥段长约21.4km。本工程管道丰县—黄坡桥—流泽—界岭段长约36km。8 本工程管道丰县—周官桥—火厂坪—杨桥—佘田段长约30.2km。本工程管道杨桥—水东江段长约10km。本工程管道周官桥—仙槎桥—九龙岭段长约23km。本工程管道砂石—流光—团山段长约20km。1.6.3.2输气工艺输气规模：2342.92×104m3/a；设计压力：1.6MPa；输气管道：Φ114.3×5.0mm的L245无缝钢管；输气站场：配气站扩建（设计处理量7.0×104m3/d），火厂坪调压计量撬装站（设计处理量1×104m3/d），佘田桥调压计量撬装站（设计处理量1×104m3/d），杨桥调压计量撬装站（设计处理量1×104m3/d），仙槎桥调压计量撬装站（设计处理量1×104m3/d），九龙岭调压计量撬装站（设计处理量1×104m3/d），廉桥调压计量撬装站（设计处理量1×104m3/d），流泽调压计量撬装站（设计处理量1×104m3/d），团山调压计量撬装站（设计处理量1×104m3/d），流光岭调压计量撬装站（设计处理量1×104m3/d），砂石调压计量撬装站（设计处理量1×104m3/d），水东江调压计量撬装站（设计处理量1×104m3/d），周官桥调压计量撬装站（设计处理量1×104m3/d），黄坡桥调压计量撬装站（设计处理量1×104m3/d），界岭调压计量撬装站（设计处理量1×104m3/d），黑田铺调压计量撬装站（设计处理量1×104m3/d）。1.6.3.3管道防腐站内管线、设备除根据不同的腐蚀环境选择适用的防腐涂层。输气埋地管线全线采用三层PE防腐层。1.7主要工程量8 本工程包括长输管道7条、扩建配气站1座、新建计量站15座，配套相关的自控以及结构等设施。主要工程量见表1.7-1。表1.7-1管道建设主要工程量表序号项目单位数量备注1线路1.1输气管道Ф114.3×5L245无缝钢管km140.6三级地区1.2普通级三层PEФ114.3×5.0km140.6总厚度2.0mm1.3水域小型穿越m/次54/9大开挖1.4沪昆高速公路穿越m/次60/1顶管穿越1.5衡邵高速公路穿越m/次120/2顶管穿越1.6洛湛铁路穿越m/次60/1顶管穿越1.7高等级公路穿越m/次120/3顶管穿越1.8县道穿越m/次140/14大开挖1.9乡村道路穿越m/次320/40大开挖2站场2.1配气站扩建座1新建2.2调压计量撬装站座15新建1.8主要技术经济指标本工程主要技术经济指标详见表1.8-1。表1.8-1主要技术经济指标表序号项目名称单位数额备注1基本数据1.1总投资万元154521)工程费用万元143232）贷款利息万元2813）流动资金万元8484）其中（铺底流动资金）万元2545）报批总投资（一+二+四+五+七）万元148586）总投资（一+二+四+五+六）万元154528 1气源概述2.1气体燃料比较城市燃气气源主要有天然气、液化石油气、煤制气和油制气等。煤制气和油制气由于投资规模大、运行成本高、能耗大、污染环境等因素，近些年来已很少再发展。现有的一些煤制气和油制气企业由于经济效益较差也处于关停转制中。根据中国能源政策基本目标“高效能与环保的指导发展天然气是改善能源的明智之举”。国家正在较大幅度地增加天然气的消费量。加快陕北、新疆、四川等中西部天然气的开发及输气管网的建设，积极筹划从中亚等国家进口天然气。从可预期的结果来看，开发和进口天然气将有可能保证重点地区和城市对清洁能源的需求，大大改善这些地区和城市的能源结构，改善其大气环境质量。近年来液化石油气和天然气气源较为充足，并以其投资少、见效快、发展机制灵活、节约能源、无污染等因素在国内以及全世界的应用越来越广泛。但随着国际油价的波动，作为原油加工副产品的液化石油气的价格不断走高，使用户的成本不断增加，在很大程度上限制了城市用户使用的积极性。管道天然气除具有液化石油气相同的热值高、投资省、无污染等特点外还具有运行成本低，比液化石油气更安全等其它气源无法比拟的优点，是城市燃气最理想的气源。2.1.1国内天然气开发利用概述建国以来，天然气生产有了很大发展。特别是“八五”以来，储量快速增长，天然气进入高速发展时期。由于天然气具有良好的发展前景，中国和世界许多国家一样，大力开发利用天然气资源，并把开发利用天然气作为能源发展战略的重点之一。78 2006年，全国累计探明天然气可采储量为3.84×1012m3。截止到2006年底，全国剩余天然气可采储量约为3.09×1012m3，比2005年增加0.24×1012m3，增长幅度约为8.4%。2006年，中国天然气工业产量为585.53×108m3（其中包括地方产量10.67×108m3），比2005年增加86.03×108m3，增长约17.2%。2006年，全国天然气销售量为491×108m3，比2005年增长21.8%。2007年1-5月中国石油和天然气开采业实现累计工业总产值297,095,627千元，比上年同期下降了1.93个百分点；实现累计产品销售收入307,093,932千元，比上年同期增长1.77%；实现累计利润总额131,892,595千元，比上年同期下降了18.32。我国天然气的勘探、开发和利用都相对比较落后。我国天然气地质资源量估计超过38×1012m3，可采储量前景看好，按国际通用口径，预计可采储量7-10×1012m3，可采95年，在世界上属资源比较丰富的国家。陆上资源主要集中在四川盆地、陕甘宁地区、塔里木盆地和青海，海上资源集中在南海和东海。此外，在渤海、华北等地区还有部分资源可利用。由于资源勘探后，未能有效利用，以及政策不配套，造成用气结构不合理，都在一定程度上制约了我国天然气工业的健康发展。但是随着我国的社会进步和经济发展，天然气成为主要能源将是一个必然的趋势。表2.1-1世界与中国一次能源比例关系煤炭石油天然气水电和核电世界平均水平27%40%23%10%世界可采年限2304868中国78.31%17.64%2.1%1.95%中国可采年限902295表2.1-22000-2050年世界一次能源供需预测1990200020102050各类能源总计80.4585.7～9398～111.6181～210石油31.8534～3538～3954～58石油所占比例40%38～40%35～39%40～50%78 煤炭22.5822～2627～3240～50煤炭所占比例28%25～28%28～29%22～24%天然气15.9618.7～2020～2550～61天然气所占比例20%21～22%21～22%28～29%水电、核能等10.0611～1213～15.637～41水、核电所占比例12%13%13～14%20%3.1.2燃料结构概述改革开放以来，随着地区经济的发展，各地的民用燃料结构都有了很大的变化。城镇居民可支配收入的提高，使用气体燃料可极大地提高人民生活水平，改善居住环境，搞好环境保护。国家明确规定大力发展天然气，许多地方在进行燃气规划时，都把天然气作为主要选择，液化石油气作为辅助和补充。1、管输天然气用于燃料的天然气主要是气田气、油田气和凝析气田气，是烷属烃（CnH2n+2）的混合物，天然气中甲烷（CH4）含量一般为90%左右，另外还含有乙烷、丙烷、丁烷和少量非烃类的二氧化碳、一氧化碳、硫化氢、氮、氦等气体以及有机硫和水等，其热值大于31.4MJ/m3。2、液化石油气2004年我国液化石油气商品生产量为1200×104t，净进口量为635.42×104t；共消耗1835.42×104t。液化石油气主要消耗的对象是化工和燃料。液化石油气主要来源于炼油厂石油气和油田伴生气。是一种低碳数的烃类混合物，主要成份是含有3～4个碳原子的碳烃化合物丙烷、丙烯、正丁烷、异丁烷等，另外还含有少量的甲烷、乙烷、戊烷、乙烯、戊烯和微量的硫化物、水蒸气等非烃化合物，其低热值约为45.1～45.9MJ/Kg(液态)或87.8～108.7MJ/m3(气态)。　3、天然气的价格优势参考其它地区各种燃气价格比较，见下表：78 表3.1-3燃气价格比较表 名称热值售价单位热值价备注管道天然气34.0MJ/m32.0元/m30.059元/MJ瓶装液化气41.8MJ/kg95元/瓶0.1549元/MJ15kg/瓶LPG混空气53.04MJ/m36.00元/m30.1131元/MJ综上所述，选择管道天然气是最为安全、环保、经济的一种燃料气。2.2气源简介1本工程供气气源为中石油昆仑燃气所建输气管道来气，气源有保障，稳定可靠。本工程中的天然气甲烷含量高，其它杂质成分少，热值、硫化氢和二氧化碳含量指标已达到《天然气》GB17820-1999一类天然气标准，是优质商品天然气。2忠武线天然气气质组分表2.1-1忠武线天然气气质组分表组分CH4C2～C4CO2H2ON2H2S合计mol%97.0370.7131.2270.0040.969≤20mg/m31003主要物性参数主要物性参数如下：天然气相对密度：0.58烃露点：<－40℃水露点：－10℃4天然气质量标准根据天然气组分及物化性质分析数据，忠武线输送的天然气甲烷含量较高，其热值、总硫含量、硫化氢含量和二氧化碳含量指标已达到《天然气》GB17820－1999一类气质标准的要求。符合管输要求，根据《城镇燃气设计规范》GB50028－2006中相关要求，本项目天然气在供给用户前应进行加臭，加臭点设置在门站，加臭剂推荐选用四氢噻吩。78 1市场3.1目标市场的选择本工程目标市场为丰县下辖火厂坪镇、佘田镇、杨桥镇、仙槎桥镇、九龙岭镇、廉桥镇、流泽镇、团山镇、流光岭镇、砂石镇、水东江镇、周官桥镇、黄坡桥镇、界岭乡、黑田铺乡范围内的民用、商用、工业用气、CNG用气。3.2天然气市场需求预测3.2.1居民用气1用气规模根据《丰县志》及地方规划等相关资料，本工程远期2025年供气范围内人口规划数见表3.2-1。表3.2-12025年供气范围人口规划基本情况表行政县2012年城镇人口数（万）(估算)2025年供气范围人口规划数（万）火厂坪镇1.702.06佘田桥镇0.941.14杨桥镇0.891.08仙槎桥镇0.991.20九龙岭镇0.951.16廉桥镇0.921.12流泽镇1.722.09团山镇1.792.17流光岭镇1.021.23砂石镇0.921.12水东江镇0.861.04周官桥乡0.921.12黄坡桥乡0.981.18界岭乡0.941.14黑田铺乡0.891.082耗热指标78 影响居民生活耗热指标的因素很多，主要有居民用户的生活水平和生活习惯，社会主副食品成品（半成品）供应、燃气用具配置、气候条件、热水供应等情况。本项目居民用户主要利用天然气作为生活炊事和日常热水供应方面。结合其他城市已建城区管网及周边省市情况，确定居民用户耗热指标约2512MJ/人·a，折合天然气消耗指标约为73.7m3/人·a。年用气天数按365天计算，气化户数为3.5人/户。3气化率结合丰县的发展情况，同时考虑城市天然气输配系统建设进度、天然气用户的发展速度以及用户等因素，确定本工程2025年居民用气均按80%考虑。4用气需求量预测经测算，2025年供气范围城居民用户天然气需求量详见表3.2-2。表3.2-22025年供气范围城居民用户天然气需求统计表行政县气化户数（万）(估算)年用气总量104m3/a火厂坪镇0.49120.30佘田桥镇0.2766.38杨桥镇0.2563.08仙槎桥镇0.2870.35九龙岭镇0.2767.59廉桥镇0.2665.14流泽镇0.49122.16团山镇0.51127.00流光岭镇0.2971.93砂石镇0.2665.36水东江镇0.2560.90周官桥乡0.2665.39黄坡桥乡0.2869.18界岭乡0.2766.43黑田铺乡0.2563.133.2.2商业用气本项目商业用户用气量主要包括学校、医院、宾馆、招待所、小饭店、幼儿园、理发店、公共洗浴等单位食堂餐饮和热水用气。78 参考类似城市的经验数据，并结合本地区的实际情况，确定本工程2025年商业用气量指标为同期居民年用气量的30%。表3.2-32025年供气范围商业用气量统计表（104m3/a）行政县年用气总量火厂坪镇36.09佘田桥镇19.91杨桥镇18.92仙槎桥镇21.10九龙岭镇20.28廉桥镇19.54流泽镇36.65团山镇38.10流光岭镇21.58砂石镇19.61水东江镇18.27周官桥乡19.62黄坡桥乡20.75界岭乡19.93黑田铺乡18.943.2.3工业用气根据调查，目前工业用户以煤炭、柴油、重油为主。考虑到企业将燃料转换为燃气而对设备的改造需要时间，以及企业对燃气价格的承受能力有限。确定本工程2025年工业用气量指标为同期居民年用气总量的35%。表3.2-42025年供气范围工业用气量统计表（104m3/a）行政县年用气总量火厂坪镇38.07佘田桥镇21.00杨桥镇19.96仙槎桥镇22.26九龙岭镇21.39廉桥镇20.61流泽镇38.66团山镇40.19流光岭镇22.76砂石镇20.68水东江镇19.27周官桥乡20.6978 黄坡桥乡21.89界岭乡21.02黑田铺乡19.983.2.4CNG用气结合丰县的发展情况，同时考虑天然气输配系统建设进度、CNG汽车用户的发展速度等因素，参照类似城市CNG出租车、公交车的气化情况，确定本工程2025年CNG用气量指标为同期居民年用气总量的30%。表3.2-52025年供气范围CNG用气量统计表（104m3/a）行政县年用气总量火厂坪镇36.09佘田桥镇19.91杨桥镇18.92仙槎桥镇21.10九龙岭镇20.28廉桥镇19.54流泽镇36.65团山镇38.10流光岭镇21.58砂石镇19.61水东江镇18.27周官桥乡19.62黄坡桥乡20.75界岭乡19.93黑田铺乡18.943.2.5其他气量本项目其他气量包括未可预见量和管网漏损量，其他气量按总用气量的5%计算，其中管网漏损量占3%。3.2.6目标市场用气量预测表3.2-62025年供气范围用户年用气量汇总表（104m3/a）地区居民用气商业用气CNG用气工业用气其他合计火厂坪镇120.3036.0936.0938.0711.53242.08佘田桥镇66.3819.9119.9121.006.36133.57杨桥镇63.0818.9218.9219.966.04126.9378 仙槎桥镇70.3521.1021.1022.266.74141.56九龙岭镇67.5920.2820.2821.396.48136.02廉桥镇65.1419.5419.5420.616.24131.07流泽镇122.1636.6536.6538.6611.71245.83团山镇127.0038.1038.1040.1912.17255.56流光岭镇71.9321.5821.5822.766.89144.75砂石镇65.3619.6119.6120.686.26131.52水东江镇60.9018.2718.2719.275.84122.54周官桥乡65.3919.6219.6220.696.27131.57黄坡桥乡69.1820.7520.7521.896.63139.21界岭乡66.4319.9319.9321.026.37133.67黑田铺乡63.1318.9418.9419.986.05127.03合计1164.32349.30349.30368.44111.572342.92从上表可知，本工程目标市场区域测算的用气量（2025年）合计为2342.92×104m3/a，市场潜力较大。3.3目标市场敏感性分析及市场策略3.3.1市场风险因素3.3.1.1价格变化风险在一个成熟的天然气市场中，天然气价格在不同年份和月份变化较大。价格是影响天然气市场规模的重要因素，不同的天然气利用领域对价格承受能力也不同。价格波动将直接导致利用量的变化，而利用量的下降将导致管输量下降，从而影响管输企业经济效益，甚至影响管道正常运营。利用量的变化还会导致生产量的变化，天然气市场价格的变化会使井口价格发生波动，影响上游企业经济效益，进而影响勘探、开发进度。在市场成长阶段初期及储气库系统建立之前，价格变化的风险将会更大。国内目前的天然气井口价格和管道运输价格是由原国家计委制定的。井口价格有两种：政府计划内生产的天然气实行国家定价，自销天然气在政府指导下定价。天然气零售价格由省级价格主管部门决定。潜在的价格风险始终存在，天然气和其他能源之间的竞争力在发生着变化，也存在价格变化的风险损失。78 3.3.1.2季节变化风险季节变化影响天然气销售主要表现于城市燃气和天然气发电。对城市燃气用户，天然气主要是用做燃料，除了平时烹饪、热水需要外，在冬季主要用做供暖，气温偏低时天然气销售量将增加。当天然气发电在电力供应中占较大比例时，冬夏两季发电用气的需求将超过其他季节。季节性用气不平衡，给天然气供应带来很大困难。气田生产及长输管线要服从用户负荷，进行大幅度调峰是不经济的，技术上也有困难。建设地下储气库或地面储罐系统进行调峰，则需要巨大投入且调幅有限。季节变化给天然气产业链带来了很大风险。我国目前的天然气定价机制中，季节因素的影响无法通过价格变化反映出来，因而加剧了天然气销售量的波动。以陕京输气管线用气量为例，2001年天然气消费总量为11.37×108m3，主要集中于11、12、l、2月份这四个月，占消费总量比例分别为12.78%、22.39%、17.65%和13.66%，四个月消费量之和占全年的66.48%，最高的12月份消费量为2.55×108m3，最低的9月份消费量为0.38×108m3，峰谷差为6.7倍。2002年季节性更强，高峰的四个月消费量占全年比例达69.82%，峰谷差达8.82倍。随着城市燃气市场的进一步开发，季节影响的表现会更明显。3.3.1.3专用资产风险专用资产专用于某项特别应用领域的资产，如果被应用于其他地方，它们将没有价值或体现较少的价值，其投资方很容易受到盘剥。当长距离输气管道建成后，就具有了地点专用性和物质资产专用性，此时用气方就有了较强的议价能力，能够使天然气供应方做出让步，给天然气销售造成很大风险。同时由于下游市场需求的不确定性，特别是在天然气销售低谷期，实际输气量往往无法达到经济起输量，也会造成中、上游资源和资金的浪费，给产业链造成风险。78 天然气到达城市门站后，除了少数大工业用户，一般还要建设城市配气管网，包括城市配气干线管网和支线管网，将天然气输送到最终用户。因此城市天然气市场开拓受制干城市配气管网的延伸程度。然而目前的城市配气管网规模和覆盖面很小，需要投巨资新建大量的配气管线。城区的管网建设可以采用预装式的捆绑销售，操作比较容易，但广大地农村区的难度很大，且工程的施工周期较长，投资具大。在用户交费前，管网建设方往往不愿意修建管道，而用户在管网建好前也不愿意缴纳较高初装费，市场拓展较慢，使天然气实际销售量低于预测销售量，造成产业链风险。工业用户在原料或燃料转换前使用的设备，在改用天然气后通常无法继续使用，而且要一次性投入大量资金重新购置生产设备、燃气锅炉等，这也制约了一部分用户，使本来拥有一定用气量的企业无力使用天然气。高昂的初始设备投资阻碍了潜在需求向现实需求的转化，给产业链带来风险。3.3.1.4替代能源风险天然气的可替代品包括煤炭、成品油、液化石油气和电力等。煤炭在燃料和化工原料方面都是天然气的主要竞争对手，煤炭价格的变化对天然气销售有着重要影响。煤炭价格的变化主要取决于供求双方的相互作用。近年来煤炭价格呈上升趋势，有利于天然气市场的进一步开发。但在煤价上涨的驱动下，国内煤炭产量将会大幅攀升，可能导致煤炭价格下降，给天然气销售带来风险。国家“863计划”在“十五”期间首次把洁净煤技术作为能源领域主题之一，重点围绕洁净煤发电技术和洁净煤转化技术，鼓励洁净煤新技术研究开发。在与煤炭的竞争中，增加天然气使用量的主要推动力是环境污染问题，随着洁净煤技术开发和应用水平的逐步提高，煤炭对环境污染程度将降低，天然气市场的开发将变得愈加困难，给产业链带来新的风险。78 3.3.1.5消费结构风险天然气在众多领域有着良好的应用前景，但同样存在着消费结构选择的风险。在大规模开发利用天然气的初期，消费结构的选择显得尤为重要。不合理的消费结构不但不利于市场的开拓，使天然气产业链处于缓慢增长状况，且使产业链本身处于高风险状态，一旦下游市场主要产品滞销或失去竞争力，将给天然气产业链的发展带来沉重打击。城市燃气比例过低，消费结构的不合理，使产业链风险增大。市场竞争使—些与天然气利用相关的产业也会受到冲击，影响天然气消费量的增长。3.3.2市场风险减缓措施3.3.2.1政策保障和加快市场发展建议政府从税收、环境等方面，政策鼓励最终用户使用天然气。实施严格的环保政策，提高排放标准和处罚标准，加大天然气汽车的推广力度。发展天然气空调，使其在中央空调市场中的占有率有较大提高。支持新技术的研发、应用和推广，提高天然气利用效率。对天然气产业链的单体项目，项目参与方多元化，结成产业链利益共同体，降低市场的风险。3.3.2.2整体推进市场竞争格局积极创造条件，逐步推进天然气价格的市场化定价机制。市场的培育，既考虑现状，又考虑到未来市场竞争的需要，及早进行制度设计，积极引入竞争机制。加快天然气长输管道建设，形成以管道为基础的区域性市场，将管输业务独立，向市场提供无差别的服务。打破城市配气管网及下游管网的垄断局面，允许具备资质的燃气运营商共建城市配气管网及下游管网和在一个城市内形成若干局域性城市配气管网，使城市配气管网及下游管网具有一定竞争力。78 1管道线路工程本工程管道所经地区地形主要为平原，沿线有公路、沟渠、村镇、经济作物带等，但主要以农田为主。在确保平稳、安全供气、减少工程量、尽量控制投资、合理兼顾多目标市场要求的前提下，优选出最佳合理走向方案。4.1选线原则根据设计规范的有关规定，结合本工程管道所经地区的地形、地貌、环境、工程地质条件、交通、人文、经济的发展状况以及气体流向、气量调配的灵活性、实用性，线路选线及优化遵循以下原则：1）线路在可能的情况下尽量靠近和利用现有的公路等，以方便运输、施工和生产维护管理和职工生活。2）在不增加线路长度的前提下，尽量靠近沿线用气市场。3）选择有利地形，尽量避开人口稠密区、多年生经济作物区以及施工难度较大和不良工程地质段，以方便施工，减少线路保护工程量，确保管道长期、安全、可靠运行。4）大、中型河流、铁路及公路穿（跨）越位置的选择应服从线路总走向，其局部走向应根据实际情况进行调整，尽量减少穿跨越段的工程量和施工难度。5）线路走向应与所经地区的农田、水利、交通等工程规划一致。6）避开城市的水源保护区及国家级风景名胜区及文物保护区。7）线路走向尽量避开城镇、工矿企业和人口稠密区。必须通过村镇时，严格按《输气管道工程设计规范》关于地区等级划分的要求进行设计，并尽可能避开多年生经济作物区域和重要的农田基本建设设施。对于城镇和工矿企业区应充分考虑其发展、规划的需求。78 8）根据规划及用气量情况，优化线路工艺方案，选择合理的管径、管材，节约钢材和投资。4.2线路总体走向推荐方案4.2.1推荐线路走向1)本项目从丰县配气站接出，沿G60敷设4.4km后分为两路，一路向北沿G60敷设至黑田铺、廉桥镇，一路穿越G60省道后分路，分别新建黄坡桥—流泽—界岭、黄坡桥—砂石—团山、周官桥—仙槎桥—九龙岭、周官桥—火厂坪—杨桥—佘田—水东江输气管线。并分别新建线路埋地阀井6座，以作为分输截断使用。本项目管道全长约140.6km，管线穿越等级公路6次，管线穿越铁路1次，管线穿越县道14次，穿越沟渠9次，穿越乡村机耕道40次。线路走向详见附图3。4.2.2沿线自然条件4.2.2.1地形地貌丰县属湘中丘陵地带，为浸融蚀地貌。地势南北崛起向中部倾斜，中部抬升向东西两向成阶梯式倾斜，成为境内三大水系的分岭。丰县域处雪峰山和南岭山系之间的过渡地带，境内丘岗谷地遍布，伴有低丘小平原和若干小型盆地。地势为地南北山地崛起，中部抬升向东西倾斜。4.2.2.2气象条件县域处亚热带季风区气候温和，四季分明。春多阴雨，夏暑期长，秋多干旱，冬寒期短。年日平均气温16.6℃。年平均无霜期270天。年平均降水量1150—1350毫米。4.2.2.3地震概况78 根据《中国地震动反应谱特征周期》及《中国地震动峰值加速度区划图》（2001年版），本区地震基本烈度为7度。地震动反应谱特征周期为0.40S，设计基本地震加速度为0.10g。4.2.3沿线地区等级划分本工程管道沿线所经区域均为三级地区。4.3管道敷设4.3.1管道敷设原则1）输气管道应采用埋地敷设，特殊地段可采用土堤、地面等形式敷设。2）输气管道出土端和弯头两侧，回填时应分层夯实。3）当管沟纵坡较大时，应根据土壤性质，采取防止回填土下滑措施。4）在沼泽、水网（含水田）地区的管道，当覆土层不足以克服管子浮力时，应采取稳管措施。5）弯头和弯管不得使用褶皱弯或虾米弯。4.3.2一般管道敷设4.3.2.1埋地敷设本工程管道采用全程埋地敷设，管道埋设深度根据有关规范规定、管道所经地区的地区等级、土壤类别及管道稳定性等要求确定。管顶覆土深度为旱地不小于0.8m、水田不小于1.0m，岩石地段不小于0.5m，石方地段管底应超挖0.2m，并回填细土至管顶以上0.3m。78 表4.3-1管道管沟断面形式表土壤名称边坡比沟底宽(m)沟深(m)旱地岩石沟内有积水岩石旱地粉细砂1:1.5～1.01.41.61.82.32亚砂土,卵砾石1:0.67粉土,亚粘土1:0.52.32风化岩,岩石1:0.254.3.2.2作业带宽度管道施工作业带宽度8.0m，按有关法规及从节约工程投资出发对管道施工作业带只进行临时性征用土地，施工完毕后应立即还复耕种。在施工作业带范围内，对于影响施工机具通行或施工作业的石块、杂草、树木应清理干净，沟、坎应予平整，有积水的地势低洼地段应排水。在山区丘陵地段，对施工作业带内及附近有可能危及施工作业安全的滑坡、崩岩、岩堆等，应彻底清楚或采取有效防护措施。施工作业带清理时，应注意对土地的保护，减少或防止产生水土流失，应尽量减少破坏地表植被。施工作业带通过不允许堵截的沟渠，应采取铺设有足够流量的过水管、搭设便桥等措施。4.3.3特殊地段管道敷设4.3.3.1鱼塘在穿越连片鱼塘，考虑工程造价和赔偿、征地等情况，在鱼塘两端有空地且鱼塘长度较长时可以采用定向钻穿越；在其它地段采用围堰开挖穿越，管道穿越较宽水面时（水面宽大于20m），施工后需要采用管顶上压压重块配重稳管。4.3.3.2小型河流78 河流小型虽然水量不大，但如果埋深不足或没有及时恢复地貌，作好水工保护，极易在雨季冲毁管沟，损坏管道。因此，必须埋到冲刷深度以下，并及时做好水工保护，确保管道安全。4.3.3.3与高压输电线较近段本工程输气干线因受地形、地物等条件限制，局部被迫靠近高压线并与其并行，管线设计需采取特殊的阴极保护措施，保证管道的安全。与高压线较近段，在施工中应加强施工人员、施工机具设备的安全绝缘措施，如：施工人员应穿绝缘鞋，戴绝缘手套，或者在绝缘保护垫上操作等。在高压线附近进行管道焊接时,焊管必须接地。任何情况下都不得把管道与高压线塔接地连接起来。施工不宜采用大型机具。雷雨天气必须停止施工作业。和高压线接地极安全距离为10m，如果间距不足，可以和电力部门联系更改接地极走向。4.3.3.4经过经济作物区、果园段管线通过经济作物区、果园时，为减少管线施工对经济作物、果园的损坏，施工作业带宽度应尽量缩窄，宜采用沟下组焊方式减小施工作业带宽度，本工程管道通过经济作物区和果园的施工作业带宽度宜压缩为5m（沟下组焊）。4.3.3.5经过城镇街区段管线路由选择中，已尽量避开了工业区和城镇街区，但个别地段受地形、地物及天然障碍物限制，难以避开。通过这样的地段，首先要获得有关部门批准，施工中采取相应的安全保障措施，可在狭窄场地外组焊，沟下整体拖管就位，以缩小施工作业带宽度（施工作业带宽度可酌情缩减至4～5m），并设置施工作业带警戒线，修筑临时通道，夜间挂红灯警示，控制噪声。78 4.3.3.6地震区和断裂带管道敷设管道穿过地震区时，瞬间的地震波传播而引起的地面运动，一般不会对高质量的焊接钢管造成直接的损坏，但是，瞬间的地面抖动可能引起滑坡，饱和沙土液化等永久的地面变形。滑坡可能会对埋地管道产生很大的应力，沙土液化可能引起土壤横向扩散，水面上升，因而引起管道的漂浮。同时，地震区中的活动断裂带，在地震时将对管道产生较大的应力。因此，地震区的滑坡、沙土液化、活动断裂带在管道设计中需着重关注。根据灾害地区范围和潜在的地面运动，管道的应力分析应考虑管道的非线性力，较大的管道变形和弹塑性管道材料。由于钢管本身具有柔性，且滑坡、断裂带运动的可能性较小，因而，管道穿越潜在的滑坡和活动断裂带区域时，允许管道产生有限的非弹性应变。4.4管道穿跨越本工程管线穿越等级公路6次，铁路1次、县道14次，乡镇乡村水泥路40次，穿越小型沟渠9次。4.4.1公路穿越公路穿越原则按原石油部与交通部联合颁布的《关于处理石油管道和天然气管道与公路相互关系的若干规定》执行，一般采用顶管加保护套管的方式穿越，对于低级别的县乡级公路可采用大开挖加保护套管的方式穿越，本工程穿越三级及以上道路均推荐采用顶管加钢筋混凝土套管穿越。施工按照《油气输送管道穿越工程施工规范》（GB50424-2007）执行。公路穿越统计见表4.4-1。表4.4-1公路穿越统计表序号公路名称公路等级路面宽度穿越方式穿越长度1G60二级30m顶管40m2省道二级30m顶管40m78 3省道二级30m顶管40m4沪昆高速一级40m顶管60m5衡邵高速一级40m顶管60m6衡邵高速一级40m顶管60m4.4.2沟渠穿跨越本工程穿越小型沟渠5次，穿越采用大开挖穿越，跨越采用直跨跨越。施工执行《油气输送管道穿越工程施工规范》（GB50424-2007）和《油气输送管道跨越工程施工规范》（GB50459-2009），水域穿跨越统计见表4.4-2。表4.4-2水域穿（跨）越统计表序号沟渠类型沟渠宽度穿（跨）越方式穿（跨）越长度1小型<10m大开挖根据实际情况按GB50424-2007相关要求确定4.5水工保护4.5.1水工保护设计原则1)管线水工保护设计应符合国家有关的法令、法规和标准规定，符合区域性水土保持规划的要求；2)管线水工保护设计应在详细研究分析、调查管线沿途水文、气象、地形地貌及地质勘察等技术基础设计资料上进行；3)对沿线滑坡、崩塌、泥石流等灾害地质，应根据其性质、规模等，考虑优先避让的原则；4)管线水工保护的设计应先判断水害破坏机理，然后设计水保方案；5)水工保护工程措施应适应地形地貌的特点，优先采用柔性植物防护措施，并利于地貌恢复和水土保持；78 6)水工保护设计应采取工程措施和生态措施相结合，永久措施和临时措施相结合，直接工程和间接工程相结合的方式，做到安全可靠、经济实用、施工方便。4.5.2管线水工保护设计本工程穿越等级公路6次，乡镇乡村水泥路40次；穿越小型沟渠9次。沿线主要为耕地和经济作物，伴有少数林木，地势起伏不大。为保证管道安全及管道附近地表或地基的稳定，防止由于洪水、重力作用、风蚀、地震、人为改变地貌的活动给管道造成的破坏，须对管道途经的不稳定区域采取水工保护措施。4.5.3河流穿越水工保护本工程穿越沟渠按穿越小型河流考虑。管线穿越小型河流的水工保护设计采用20年一遇洪水位设计标准。水工保护主要考虑河流岸坡及河床的防护。1）管线穿越小型河流处岸坡的防护，主要为治理河流岸坡在水力作用下的扩张。防护型式根据穿越处两岸河流特征状态、自然演变趋势及岩土性能的不同而不同。针对河岸的岩土性能，对岩质段岸坡，由于河岸较稳定，需解决的主要问题是管沟回填土的流失，一般采用浆砌石等刚性护岸结构；对土质段岸坡，当河岸地质良好时，可采用浆砌石结构型式护岸；当河岸地质不良时，则可能受水力侵蚀、河流态势影响较大致使河岸垮塌而不稳定，一般采用自身调节能力较强的散体材料柔性护岸结构。针对两岸河流特征状态，当岸坡较缓、水深较浅时，采用浆砌块石护坡或空心方格植生带护坡型式；当岸坡较陡、水深较深时，采用浆砌块石重力式挡土墙或铅丝石笼、竹笼装石型式护岸；当河流、冲沟的岸坡情形复杂、水深变化较大时，可采用重力式挡土墙与护坡相结合的复合护岸型式。78 河流岸坡护坡、挡土墙的基础埋深不得小于管线穿越岸坡处局部最大冲刷深度以下1.0m；两岸的防护宽度不小于管沟开挖最大松动带宽度两侧各5-10m，情况特殊地段防护宽度可以适当调整。2）管线穿越小型河流、冲沟段河床的防护，根据河床基岩性质的不同结合管线稳管要求综合考虑。对于土质河床及河床表面砂砾层较厚的河床，管线应埋设在最大冲刷线1m以下，管基础采用细石混凝土垫层，管线采用砂卵石回填包裹，管沟覆盖后表面铺设粒径0.3～0.5m的大块卵石护面；对于河床表面砂砾层较浅、其下是岩基的河床，管沟位于砂砾层下面的基岩内，管线用C20卵石混凝土浇注稳定，表面再用砂砾石恢复覆盖；对于岩基河床，管沟位于岩基内，铺管后用C20混凝土浇注稳定管线。4.5.4管线穿越田埂、果园及乡镇机耕道路的路堤、路堑的水工保护1）管线穿越田埂，应根据田埂的不同型式砌筑各种式样的块石“堡坎”，恢复田埂，避免耕作土壤的流失。2）管线穿越果园后，应根据具体情况恢复果园地貌。3）对受到开挖管沟影响的乡镇机耕道路的路堤、路堑，有防护结构的管线埋设后按原结构恢复路堤、路堑；无防护结构的，可根据实际情况适当加设重力式或仰斜式砌石挡土墙路堤、路堑，以确保管沟及穿越道路的安全。4.6线路附属设施4.6.1线路截断阀室4.6.1.1线路截断阀的设置目的和原则1）按《输气管道工程设计规范》的要求，为了在管道发生事故时减少天然气的泄漏量、减轻管道事故可能造成的次生灾害，便于管道的维护抢修，应在管道沿线按要求设置线路截断阀室。截断阀一般选择在交通方便、地形开阔、地势较高的地方。截断阀的最大间距应符合下列规定：78 Ø在以一级地区为主的管段最大间距不宜大于32km；Ø在以二级地区为主的管段最大间距不大于24km；Ø在以三级地区为主的管段最大间距不大于16km；Ø在以四级地区为主的管段最大间距不大于8km。2）依据《石油天然气输送管道穿越工程设计规范》的要求，大型穿越工程应在穿越两端设置截断阀（岸边阀）。3）线路截断阀（站）的设置应结合管道沿线地区等级、工艺站场的布置（工艺站场内均设有截断阀，事故状态下可以截断、放空，具有线路截断阀室的功能）等因素综合考虑，统筹兼顾、统一布置。4）鉴于线路截断阀室为地面建筑，无人值守易受破坏、难以管理，故在保证管道安全的同时应尽量减少阀室的设置数量，节省工程投资。4.6.1.2线路阀室的设置本工程线路所经区域均为三级地区，根据本工程市场分布特点不需新建阀室。4.6.2线路阀井设置新建线路埋地阀井6座，以作为分输截断使用。4.6.3管道标志桩等保护措施根据《管道干线标记设置技术规定》的规定；管道沿线应设置：1）里程桩：每公里设一个，一般与阴极保护桩合用。2）转角桩：管道水平改变方向的位置，均应设置转角桩。转角桩上要标明管线里程，转角角度。3）穿越标志桩：管道穿越高等级公路、铁路和鱼塘顶管穿越的两侧，均设置穿越标志桩，穿越标志桩上应标明管线名称、穿越类型、公路或河流的名称，线路里程，穿越长度，有套管的应注明套管的长度、规格和材质。78 4）交叉标志桩：与地下管道、电（光）缆和其它地下构筑物交叉的位置应设置交叉标志桩。交叉标志桩上应注明线路里程、交叉物的名称、与交叉物的关系。5）结构标志桩：管道外防护层或管道壁厚发生变化时，应设置结构标志桩：桩上要表明线路里程，并注明在桩前和桩后管道外防护层的材料或管道壁厚。6）设施标志桩：当管道上有特殊设施（如：固定墩）时，应设置设施桩。桩上要表明管线的里程、设施的名称及规格。4.7主要工程量线路部分主要工作量见表4.7-1。表4.7-1线路主要工程量表序号项目单位数量备注1输气管道线路长度平原1.1管道Φ114.3×5.0km140.6三级地区2管道组装焊接2.1管道组装焊接km140.62.2热煨弯头安装R=5Dα=45°个16873管道穿跨越3.1水域小型穿越m/次54/9大开挖3.2等级公路穿越m/次300/6顶管+套管3.3铁路穿越m/次60/1顶管+套管3.4县道穿越m/次140/14大开挖+套管3.5乡村水泥路穿越m/次320/40大开挖+套管3.6穿越地下管道处63.7穿越地下电（光）缆处74线路附属设施4.1水工保护工程m3330078 4.2三桩用量个1415土石方量5.1土方量m31181045.2石方量m3506166用地面积6.1永久征地m2360约0.54亩6.2临时征地m21124800约1687亩7其他7.1林区长度m/处1500/507.2经济作物带长度m/处11000/508阀井8.1DN100座6178 1输气工艺5.1工艺参数1）设计输气规模：6.65×104m3/d；2）设计压力：1.6MPa；3）设计年工作天数：350天；4）管线长度：140.6km；5）起点压力：1.4MPa；6）终点压力：0.92MPa；7）输气温度（地理平均温度）：15℃；8）气质组分根据邵东配气站提供的相关资料，气质分析资料见下表：表5.1-1天然气组分表分析项目摩尔百分数分析项目摩尔百分数甲烷CH494.65异戊烷nC5H120.056乙烷C2H62.44已烷以上C6+0.037丙烷C3H80.54二氧化碳CO20.76正丁烷iC4H100.143氧O20.08异丁烷nC4H100.138氮N21.08正戊烷iC5H120.065氦He0.016气体物性：低发热值：38784kJ/m3比热：2.084kJ/kg.℃压缩因子：0.9979相对密度：0.5933临界温度：197.14K临界压力：4.5946MPa进入该管道的天然气要符合《天然气》（GB17820-2012）的标准。78 5.2工艺系统计算5.2.1计算公式5.2.1.1水力计算(式5.2.1-1)式中：－气体流量（P0=0.101325MPa，T0＝293K），m3/d；P1－输气管道计算段的起点压力（绝压），MPa；P2－输气管道计算段的终点压力（绝压），MPa；d－输气管道内直径，cm；λ－水力摩阻系数；Z－气体的压缩因子；γ－气体的相对密度；T－气体平均温度，K；L－输气管道计算段长度，km。5.2.1.2水力摩阻系数采用Colebrrok公式计算(式5.2.1-2)式中：λ－水力摩阻系数；k－管内壁绝对粗糙度，m；d－管内径，m；Re－雷诺数。5.2.1.3沿线温度计算(式5.2.1-3)式中：tχ－输气管道沿线任意点的气体温度，℃；t0－输气管道埋深处的土壤温度，℃；78 t1－输气管道计算段起点的气体温度，℃；e－自然对数底数，e=2.718；χ－输气管道计算段起点至任意沿线点的长度，km；J－焦耳－汤姆逊效应系数，℃/MPa；ΔPχ－χ长度管段的压降，MPa。(式5.2.1-4)式中：K－输气管道中气体到土壤的总传热系数，W/m2·℃；D－输气管道外径，m；qV－输气管道中气体（P0=0.101325MPa，T0＝293K）的流量，m3/d；γ－气体的相对密度；Cp－气体的定压比热，J/kg·℃。5.2.2计算软件输气工艺计算采用ENERGYSOLUTIONSINTERNATIONAL公司开发的TGNET7.2版本，该软件主要用于气体管网进行稳态和瞬态水力分析，是一套世界公认的用于气体管道设计、储气能力分析、阀门的开关速度对管网的影响、管道自救时间、通过控制各节点相关参进行优化设计、用户用量的波动对整个管道系统的影响等方面应用广泛，该软件是目前输气管道动态模拟较为成功的软件，曾应用于西气东输、川气东送管道工程等大型项目。5.2.4输气工艺方案比选本工程管道输气规模远期为13.53×104m3/d。管径选取的主要依据是管道的设计输气规模，本工程管径选取Φ88.9，Φ114.3mm、Φ168.3作为方案对比。78 方案一：管道全线为Φ88.9mm；方案二：管道全线为Φ114.3mm；方案三：管道全线为Φ168.3mm。管线最大输量如下所示：通过以上计算结果分析，站为起点输送压力在1.45的天然气，外输至下游用户的管道采用F114.3mm规格可完全能满足输气要求。78 1线路用管6.1选用的基本原则1）保证质量可靠、技术先进、经济合理。2）满足介质的特性、设计压力、环境温度、敷设方式以及所在地区等级的要求。3）满足输送易燃、易爆流体管道要求的刚性、强度、韧性、耐腐蚀性和可焊性，并尽量减少钢材耗量。4）输气管道的腐蚀主要是外壁腐蚀，应积极的采取防腐措施，避免人为地增加壁厚腐蚀裕量。5）在满足要求的前提下，立足国内，减少进口。6.2钢管制管方式选择用于输送流体的钢管主要有无缝（S）钢管、直缝埋弧焊（LSAW）钢管、螺旋缝埋弧焊（SSAW）钢管和高频电阻焊（ERW）钢管。因此对以上四种制管方式进行比较。6.2.1无缝钢管无缝钢管使用时间悠久、制造工艺十分成熟、可靠性比较高，在石化行业广泛采用，无缝钢管不存在焊缝质量和沟状腐蚀问题，钢管质量高，但存在无缝钢管价格相对较高。6.2.2直缝埋弧焊钢管1）可以采用焊后全管长的冷扩径工艺来涨管，因而可以消除焊管的成型应力和焊接应力。2）直缝埋弧焊管是在平面上进行焊接，焊缝是一条直线，因而其焊接条件、焊缝的在线自动跟踪、在线超声波检测和X射线探伤检测都比较容易实现。78 3）直缝埋弧焊管的母材为单张控扎钢板，可以进行100%的无损探伤。4）直缝埋弧焊管加工精度高，便于管道现场安装与对接组焊。5）直缝埋弧焊采用多丝焊，焊缝与母材平滑过渡，在焊缝两边不容易形成气穴或漏点。6）焊缝短，意味着可靠性的提高。尽管直缝埋弧钢焊有很好的综合性能，但因其价格贵，限制了其的普及应用。6.2.3螺旋缝埋弧焊钢管在大口径输送管道上，螺旋缝埋弧焊钢管的优良性能得到了世界各国的公认，其优点主要有：螺旋缝埋弧焊钢管在我国石油天然气行业中应用最早，目前仍在广泛使用，其主要优点有：（1）焊缝呈螺旋状分布，使钢管最大驱动开裂方向与最小断裂阻力的方向不一致，从而降低了管线沿焊缝方向开裂的风险；（2）螺旋焊管的垂直焊缝方向是强度的薄弱方向，从而避开了钢管的主应力方向；（3）螺旋焊管制造工艺相对简单，也比较成熟，价格便宜；（4）使用历史比较长，有丰富的经验和教训。6.2.4直缝电阻焊钢管直缝高频电阻焊钢管在近十余年因技术的进步，使其制造工艺不断完善，从而使其应用范围得到迅速扩展。其主要优点有：（1）直缝高频电阻焊钢管焊接过程中不添加任何化学成分，其焊接质量主要依赖于母材的质量。近年来，由于热轧卷板质量的不断提高，在制管过程中，焊缝的质量也相应得到提高，即使焊缝质量略有不足，也不会影响整个钢管的使用质量。78 （2）近年来，由于自动化技术的进步，使得电阻焊的主要参数均能由计算机控制优化，使焊接质量大幅度提高得到了保证。（3）直缝高频电阻焊钢管具有较小的残余应力，强度大。（4）直缝高频电阻焊钢管几何尺寸精度较高，便于现场安装、对接环焊缝以及防腐施工。（5）直缝高频电阻焊钢管焊线短，意味着可靠性的提高。（6)直缝高频电阻焊钢管具有价格优势，其价格比直缝双面埋弧焊钢管价格低很多。但由于直缝高频电阻焊钢管可能出现焊缝质量的不足，因此需要做好外防腐处理。近年来直缝高频电阻焊钢管的发展受管径的制约，DN350以上口径国内生产线很少。6.2.5制管方式的确定综合以上分析，根据国内外输气管道建设的经验，本项目确定以下用管类型：1）管线的直管段采用无缝钢管；2）本工程所用弯头和弯管，一律采用无缝钢管进行煨制。6.3钢管等级的选择6.3.1管道强度计算和钢材等级选择建设长输管道，安全和可靠性必须放在第一位。因此，选择制管所需板材的生产技术应是成熟、稳定和可靠的，从管材性能（强度、韧性、可焊性）、经济性、设计压力、管径与管材相匹配几方面进行综合考虑。结合本工程的工艺条件和所经过地区的环境条件，以及保证线路用管的可靠性，线路用管钢级采用L245。78 在选用管道材质时既要考虑经济性，更要考虑安全性。结合本工程的工艺条件和自然条件，以及保证线路用管的可靠性，本输气管道钢管的制造标准应采用《石油天然气工业管线输送系统用钢管》(GB/T9711-2011)，管道材质应具有较高的强度、良好的韧性和可焊性，线路用管钢级按L245选取，其化学成分和机械性能均应符合该标准的要求。管道强度计算应符合下列原则：1）埋地管道强度设计应根据管段所处地区等级以及所承受的可变荷载和永久荷载而定。2）埋地直管段的轴向应力与环向应力组合的当量应力，应小于管子最小屈服强度的90%。6.3.2管道强度设计参数钢管的强度计算参数见表6.3-1。表6.3-1钢管强度设计参数设计压力1.6MPa管道外径114.3mm最低屈服强度L245=245MPa设计系数三级地区：0.56.3.3管道强度计算公式根据《输气管道工程设计规范》的规定，钢管强度按下式计算：δ=（式6.3.3-1）式中：δ－钢管计算壁厚，mm；P－设计压力，MPa；D－钢管外径，mm；j－焊缝系数，取1.0；σs－钢管的最小屈服强度，MPa；F－强度设计系数；78 t－温度折减系数，当温度小于120℃，温度折减系数取1.0。6.3.4管道强度计算结果按照式6.3.3-1选用目前常用的L245进行计算，其壁厚、耗钢量及投资见表6.3-2。表6.3-2L245钢级管道壁厚及重量计算表钢级管径（mm）压力（MPa）地区等级管道长度（km）计算壁厚（mm）选用壁厚（mm）L245114.31.6三级140.63.356.4管道强度及稳定性校核6.4.1强度校核在埋地直管段中可产生因泊松效应应力、温度应力以及由内压产生的轴向力引起的轴向应力，必须进行当量应力校核，受约束的埋地直管段轴向应力计算和当量应力校核按《输气管道工程设计规范》GB50251-2003中附录B的公式计算。由内压和温度引起的轴向应力按下式计算：σL=μσH+Eα(t1-t2)（式6.4.1-1）σH=Pd/2σn（式6.4.1-2）式中：σL－管道在轴向应力，拉应力为正，压应力为负(MPa)；μ－泊桑比，取0.3；σH－由内压产生的管道环向应力(MPa)；P－管道设计内压力(MPa)；d－管子内径(cm)；σn－管子公称壁厚(cm)；E－钢材弹性模量，对碳钢取2.07×105MPa；78 α－钢材线膨胀系数，对碳钢取1.2×10-5m/m.℃；t1－管道下沟回填时的温度取，18℃；t2－管道的工作温度，取25℃。受约束热胀直管段，按最大剪应力强度理论计算当量应力，并应符合下列表达式的要求：σe=σH-σL<0.9σsσe－当量应力（MPa）；σs－管子的最低屈服强度（MPa）。计算结果见表6.4-1。表6.4-1管道强度校核结果压力（MPa）管径（mm）壁厚（mm）环向应力σH（MPa）轴向应力σL（MPa）当量应力σe（MPa）屈服强度σs（MPa）0.9σs（MPa）1.6114.35.078.27-21.7690.03245220.5由上可知，管材的最大当量应力σe＜0.9σs，满足强度要求。6.4.2管道稳定性校核管子需要有一定的刚度，否则在施工中会造成管子变形，由于管子的刚性与材料强度无关，而与材料的弹性模量、直径与壁厚比有关，因各种等级钢号的弹性模量相同，故只考虑直径与壁厚比即可。一般情况下只对外径与壁厚比大于140的管道和埋设超过2.5m深或外荷载较大的管道才进行稳定性校核。经过计算分析，本工程的径厚比为26.5和21.6，远小于140，因此，在本工程中钢管不存在圆截面失稳的问题。78 1输气站场7.1设置原则1）符合输气管道线路走向，保证输气工艺的合理性及经济性；2）选择较有利的地形及工程地质，避开山洪、滑坡等不良工程地质地段及其它不宜设站的地方；3）社会依托条件好，供电、给排水、生活及交通便利；4）与附近工业、企业、仓库、车站及其它公用设施的安全距离应符合《石油天然气工程设计防火规范》。7.2配气站扩建7.2.1主要功能Ø接收上游来气；Ø天然气的过滤、计量、调压；Ø事故工况下进、出站天然气截断；Ø站内天然气检修放散；7.2.2工艺参数各计量站工艺参数见表7.2－1。表7.2－1各计量站工艺参数一览表序号调压站名称设计压力（MPa）设计温度设计规模（m3/d）备注1配气站1.6常温700007.2.3工艺流程上游管道来气经过滤、计量、调压后，输往下游输气管道。计量管路设置有安全切断阀，保证下游用户安全用气。工艺仪表流程图见附图4。7.3调压计量撬装站78 7.3.1主要功能Ø接收上游来气；Ø天然气的过滤、计量、调压；Ø事故工况下进、出站天然气截断；Ø站内天然气检修放散；7.3.2工艺参数各计量站工艺参数见表7.3－1。表7.3－1各计量站工艺参数一览表序号调压站名称设计压力（MPa）设计温度设计规模（m3/d）备注1下游各调压计量撬装站1.6常温1000015座7.3.3工艺流程上游管道来气经过滤、计量、调压后，输往各用气区域管网。过滤、计量、调压设置为1用1备。计量管路设置有安全切断阀，保证下游用户安全用气。各计量站均采用撬装结构，工艺仪表流程图见附图5-9。7.4设备选型7.4.1过滤器天然气中的固体杂质不仅会增加管输阻力，影响设备、阀门和仪表的正常运转，使其磨损加速、使用寿命缩短，而且污染环境、有害于人体。因此，在供给用户前，应除去悬浮于天然气中的固体杂质、小液滴。为此，在天然气输气站场中应设置除尘分离设备。本工程过滤分离设备选用具有过滤效率高，去除粒径小等优点的立式旋流过滤器。7.4.2阀门78 本工程站场内所选用的各种阀门除满足其功能要求外，还具有密封性能好，使用寿命长，操作维护方便，价格便宜的特点。7.5主要工程量各站场主要工程量见表7.5-1。表7.5-1站场主要工程量表序号设备名称类型及规格单位数量备注一配气站（一）工艺设备1高效过滤器PN1.6MPaDN150台1（二）阀门1平板闸阀PN1.6MPaDN100只22平板闸阀PN1.6MPaDN50只13弹簧安全阀PN1.76MPaDN50只14整流器PN1.6MPaDN100只15调压阀PN1.6MPaDN50只16孔板流量计PN1.6MPaDN100只17绝缘接头PN1.6MPaDN100只1（三）管材D114.3×5L245N无缝钢管m30D60.3×4L245N无缝钢管m20二下游各调压计量撬装站（一）工艺设备1计量柜PN1.6MPa台15处理量：1X104m3/d，详见流程图2直埋式球阀PN1.6MPaDN80只30埋地阀井3绝缘接头PN1.6MPaDN100只153绝缘接头PN1.6MPaDN80只15178 1配套工程8.1管道防腐为了延长管线和设备的使用寿命，减少维修次数，提高生产运行的安全性，保证新建钢制设施长期安全有效的运行，必须对本工程新建管线、设备采取防腐措施。8.1.1站场部分站内地上管线等钢结构的外壁，主要接触大气，受大气腐蚀及紫外线照射较为严重，推荐采取防腐性能优越的底漆并配套耐候性良好的面漆复合涂层结构，以期达到满意的防腐效果，推荐防腐涂层见表8.1-1。站内埋地管线等钢结构主要受到土壤、地下水的腐蚀，管线投产后腐蚀破坏情况不易判断，因此除采取有效的防腐涂层结构进行保护外，应配合阴极保护措施，尽可能减缓管道的腐蚀破坏，保证管道安全平稳的运行。推荐站内埋地管线采取涂层及镁合金牺牲阳极联合保护方式，以达到良好的的防腐效果，埋地管线防腐涂层结构见表8.1-1。表8.1-1站内管线、设备防腐涂层设备管线防腐部位防腐涂料涂刷道数干膜厚度（mm）分离器、污水罐、收发球筒、汇管、放空立管及其他地上钢结构外表面底漆：环氧富锌底漆280~100中间漆：环氧云铁中间漆2150-200面漆：丙烯酸聚氨酯面漆260-80埋地管线外表面无溶剂液体环氧涂料15008.1.2线路部分8.1.2.1防腐涂层78 长输管道外防腐层选择是否合理，直接关系到管道的使用寿命，因此在管道防腐层的筛选时应着眼于长远的经济效益，根据管线沿线的自然条件和土壤地质等情况，选用防腐性能较好、最适应当地地质条件的防腐层。管道外防腐涂层的选择原则，按照有关规范要求，长输埋地管道外防腐层一般应具备下列特性：Ø有良好的电绝缘性；Ø有良好的防潮、防水性；Ø有足够的机械强度；Ø有一定的抗冲击强度和硬度；Ø有良好的耐弯曲性；Ø有较好的耐磨性。Ø与管道有良好的粘接性；Ø防腐层的此阿里和施工工艺对母材的性能不应产生不利的影响；Ø有良好的抗阴极剥离性能；Ø有较好的耐化学性和抗老化性；Ø防腐层损伤后易于修补；Ø能机械化连续生产，满足工程建设需要。8.1.2.2防腐层的确定目前国内外用于长输管道外防腐涂层主要有：聚乙烯二层及三层结构涂层（3PE）、熔结环氧粉末（FBE）涂层和煤焦油瓷漆涂层以及无溶剂液体环氧涂料。实践证明这几种涂层各有其优缺点和适用条件。煤焦油瓷漆具有较长的应用历史，价格比较便宜，可满足一般防腐要求，但对于长距离、大口径的管线，其防腐性、粘结性能等综合性能指标很难达到工程要求。无溶剂液体环氧涂层具有极好的附着力、低固化收缩率，极好的抗冲击和耐阴极剥离性，无溶剂挥发，无环境危害等优点，但固化时间长，施工环境要求高，不适用于野外作业环境。78 单、双层熔结环氧粉末涂层与钢管粘接力强，抗机械冲击，耐土壤应力，抗阴极剥离，耐腐蚀。并且双层环氧粉末除了具有单层环氧粉末的优点外，增强了涂层的抗冲击性，吸水率低。这种防腐层适用于大部分土壤环境，特别适用于定向钻穿越及粘土地段，不适用于碎（卵）石土壤、山区石方段、地下水位较高和土壤含水较高的地区。三层PE防腐层的机械强度高，耐磨耐冲击，耐化学介质腐蚀，抗植物根茎穿透，吸水性低，使用寿命长，电绝缘性好，使用寿命长（≥30年）。因此三层PE防腐层适用于大部分土壤环境，特别适用于碎（卵）石土壤、山区石方段，但不适用于架空地段。本工程新建的管线所经地区大部分为城镇、村庄等人口密集的区域，环保要求较高，并且途径地区，雨量充沛，土壤含水率较高。因此推荐外输管道外防腐层全线采用三层PE防腐层。三层PE防腐层的补口材料将采用辐射交联聚乙烯热收缩套；补伤采用聚乙烯补伤片，热煨弯管防腐涂层采用无溶剂液体涂料+聚乙烯热收缩带。为增强跨越部分管道的抗日光曝晒等耐候性能，在管道防腐层外，采用抗紫外线性能优越的聚氨酯涂料+玻璃布进行包覆。8.1.2.2杂散电流及对策本工程管道沿线位于三级地区，沿途生产、生活设施分布较为密集，不可避免地会与某些可能产生杂散电流的干扰源或设施相交叉甚至平行，这些干扰源或设施都会对管道造成不同程度的不良影响，有必要采取适当的排流保护措施。78 本工程新建管道所在地区处于人口密集区域，沿线铁路、高压线密布，沿途不可避免地会与某些可能产生杂散电流的干扰源或设施相交叉/平行，根据现场踏勘收集到的信息，本工程管道沿线有110KV高压输电网，此外，新建管道需穿越电气化铁路一处，这些干扰源或设施都会对管道造成不同程度的不良影响，应采取适当的排流装置进行排流，以保证管道阴极保护系统的正常运行。但由于杂散电流对管道的不良影响，杂散电流形成的原有地电场的分布及其强度，都会由于埋地管道这一较大导体的加入而发生很大变化，因此在管道埋地之前，无法准确预测杂电干扰源对管道的实际干扰程度，进而无法采取针对性的有效防范措施，这项工作按常规惯例将在管道埋地后，根据实测结果和相关标准采取相应的排流保护措施。8.1.2.3线路工程量表8.1-2防腐涂层工程量表序号名称及规格单位数量备注1Φ114.3×5.0普通级三层PEkm140.6防腐层最小厚度2.2mm2热收缩套Φ114.3×5.0（配套底漆）个12813带宽≥500mm8.2自动控制8.2.1设计原则1）采用的方案满足工艺生产过程要求以及生产运行管理需要。在满足正常生产控制及生产管理需求的前提下，控制方案力求简单实用，经济合理。2）仪表及控制设备安全可靠、系统及技术性能稳定。8.2.2设计内容在计量站内根据工艺要求和装置的规模、流程特点，选用相关就地仪表和远传标准信号仪表结合，在工艺流程中分别设置压力、温度、流量的就地显示或远传检测。1）进站管线压力检测，温度就地检测；2）进站管线设置紧急切断阀；3）去用户管线流量检测；78 8.2.3仪表选型所有远传仪表均按照防爆区域划分确定防爆等级，并根据安装环境确定适当的防护等级。远传仪表信号输出均采用标准信号（4~20mA或RS485/ModbusRTU）。1）温度仪表选择双金属温度计作为就地指示仪表，选择一体化温度变送器作为远传仪表。2）压力仪表选择智能压力变送器作为远传仪表、弹簧管压力表和膜盒压力表作为就地指示仪表。8.3建筑与结构8.3.1设计原则1）严格执行国家及行业有关的法规、规范及标准。2）采用成熟的技术方案，保证建（构）筑物的安全性、可靠性和经济性。积极采用新技术、新材料。3）优化设计，在满足使用、方便施工的条件下节省投资，做到节能环保。8.3.2设计使用条件1）工程设计使用年限为50年。2）耐火等级均为二级。3）屋面防水等级为III级。4）地基基础设计等级：丙级。5）建筑物抗震设防类别：标准设防类；抗震设防烈度：7度；设计基本地震加速度值：邵东地区地震加速度为0.10g；78 6）建筑结构安全等级：二级。7）由于没有地质勘察资料，本次设计参考相近的地质情况，地基承载力特征值按100KPa考虑。8.3.3设计范围8.3.3.1计量站站场主要建构筑物见下表：表8.3-2计量站主要建构筑物表序号单体名称面积(m2)/总数结构形式备注下游15座调压计量撬装站1水泥场地150m22设备基础75m3钢筋砼/素砼8.4供配电工程8.4.1设计原则1）遵守国家及行业的有关法规和政策，执行设计规范、标准及规定；2）供配电系统的设计应在满足安全、可靠的前提下，尽量做到操作简单、节省投资；3）采用成熟技术、确保供电安全、满足生产要求；4）设备选型力求技术先进、性能可靠、安装维护方便。8.4.2供配电设计8.4.2.1设计范围Ø工艺、仪表设备等防雷防静电接地设计。Ø十个计量站设备等防雷防静电接地设计8.4.2.2负荷等级自控为二级负荷。8.4.2.3供配电78 1）周边电网现状站本工程扩建配气站，具备直接供电的能力。2）供电方案自控通信设备考虑利用已建的阀室内的在线式UPS不间断电源供电。8.4.3通用设计要求8.4.3.1站场防爆区域划分、电气设备的选型1）站场防爆区域划分：根据SY/T6671-2006《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐作法》中有关规定划分。2）防爆区域的电气设备：危险区域的电气设备选择应满足GB50058-92《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》的相关规定。8.4.3.2站内电力线路敷设动力线采用铜芯绝缘电缆，室内部分采用穿钢管埋地或沿电缆沟敷设，室外部分采用铠装电缆直接埋地敷设。室外电缆埋深0.7米，与油管线和水管线等交叉时,电缆埋深适当调整,距离应满足规范要求。绝缘电线和电缆的截面选择应符合有关规定。室内照明线路采用铜芯绝缘电线穿阻然聚氯乙烯电线管沿墙内和屋顶保温层内暗配，爆炸和火灾危险场所的照明线路穿钢管明配。8.4.3.3电能计量本工程站场用电均原有计量方式计量。8.4.3.4防雷、防静电设计1）为防止雷电波侵入过电压，在低压母线上和综合用房电源配电箱上安装并联式电涌保护器，UPS的进线侧安装电涌保护器。78 2）站场内建构筑物的防雷保护，见GB50057-2010《建筑物防雷设计规范》有关部分规定。3）工艺装置和电气设备的防雷防静电技术要求见GB50183-2004《石油天然气工程设计防火规范》。工艺装置区内布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4mm时，不设避雷针保护，但必须设防雷接地。4）站内采用联合接地网配置，所有的电气设备工作接地和保护接地、建筑物的防雷接地及仪表接地采用共用接地方式，接地电阻小于1Ω。综合楼内接地采用等电位联接方式。5）管线在地上跨越应采取防雷防静电措施。6）接地网采用镀锌扁钢，接地极采用镀锌角钢接地极。7)建构筑物的防雷：接闪器采用避雷带，沿建构筑物檐角敷设。引下线的间距根据沿建筑物的防雷等级布置。8)自控系统防电磁脉冲：站场控制室内自控系统均进行防电磁脉冲设计。其信号回路接地端及屏蔽接地端接至信号接地网，接地网联合设置，其接地电阻不大于1欧姆。信息设备的配电线路首、末端需与信息设备连接时，应设与信息设备耐压水平相适应的过电压保护（电涌保护）设备。8.4.4主要工程量8.4.4.1配气站表8.4-2工程量表序号设备及材料名称单位数量1镀锌角钢接地极L50x5x2500根42镀锌扁钢-40X4米203镀锌钢管DN100米124镀锌钢管DN20米105电力电缆YJV22-0.6/1.0kV3X4米10078 8.4.4.2计量站表8.4-3计量站工程量表序号设备及材料名称单位数量1.1镀锌角钢接地极L50x5x2500根601.2镀锌扁钢-40X4米6008.5给排水及消防8.5.1设计范围本次设计范围包括:15座计量站的室外消防设计。8.5.2消防部分计量站均为五级站场，根据《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004及《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005的要求，站场内配备一定数量的手提式磷酸铵盐干粉灭火器和推车式磷酸铵盐干粉灭火器。一旦站内发生零星火情，可随时启用进行扑救。8.5.3主要工程量表8.5-1计量站主要工程量表序号名称及规格单位数量1手提式磷酸铵盐干粉灭火器MF/ABC4具302手提式二氧化碳灭火器MT7-55B具303手提式磷酸铵盐干粉灭火器MF/ABC8具3078 1节能9.1综合能耗分析国家目前解决能源问题的方针是“开发和节约并重，近期应将节约放在优先地位”。管道企业既是重要的能源输送生产单位，又是能源消耗较大的部门，因此必须认真贯彻国家有关节能的方针，搞好节能工作。管道建设中，除严格执行国家颁布的有关政策、法令、规定、办法外，还必须贯彻行业制定的有关节能技术政策，积极采取节能措施，努力降低能源消耗。采用节能技术，合理利用能源，提高设备及系统的效率，提高系统的优化运行管理则是本工程节能设计的主要指导思想。本工程运行中的主要能耗项目为：1）长输管道在事故及维护时对天然气的放空。2）天然气输送过程中压力能的损耗。3）生产过程中水、电、气的消耗。4）若设备、管道接头等密封不严造成的泄露9.2能源供应本工程消耗的天然气为自身的管输气，电源主要依托外电。本工程输气管道全长约140.6km，位于邵东地区，电网较为发达，电力供应较为充足。各站场用电均利用站内已建供电系统供电。9.3节能措施1）简化站内流程，减少站场压力损失。充分利用上游来气压力进行气体输送，降低工程的耗能。2）选用实践证明节能效果好的设备、材料和密封性能好的阀门。3）合理确定供配电线路导线和电缆的截面，降低线路损耗。78 4）加强管理，树立全面节能意识，生产、生活用自耗水、电、气必须安装计量表进行控制。78 1环境保护10.1管道沿线的环境现状本工程输气管道沿线地貌类型为平原为主，地表植被以农作物为主，管道所经过的农田较多。10.2环境影响分析10.2.1生态环境管道工程建设改变了土地的利用方式，特别是站场以及公路的修建，将永久性改变部分土地的利用方式。引起项目区乔木、灌木、草本等生物量的减少，且改变了建设区内土壤的结构，降低了土壤的紧实度，造成土壤养分流失，直接影响农业减产等生态环境的影响。10.2.2空气环境施工期间的大气污染物主要是机械车辆、设备燃油排放尾气以及施工爆破产生的扬尘；工程运行期间的污染物主要有过滤分离器检修时，少量天然气放空排放，站内系统超压放空排放的少量天然气以及设备、管道检测有少量天然气排放。10.2.3地表水环境施工期间的水污染源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，施工人员生活污水的主要污染物是COD、SS、BOD。运行期间的水污染源主要是在各站场，主要为生活污水、站场设备表面、场地冲洗水及设备检修污水。上述各类污水的排放量均很小，主要污染物是COD、SS、BOD。10.2.4声环境78 在施工作业过程中，施工机械、车辆的使用以及人员的活动会产生噪声。运行期间的噪声源主要来自各站场。各站场产生噪声的设备主要有过滤分离器和调节器等。10.2.5固体废物施工中的固体废物主要来源于废弃材料（如焊条、防腐材料等）和生活垃圾。运行期的固体废物主要是各站场产生的生活垃圾，此外在过滤分离器检修（除尘）时会产生一定量的废渣。10.3环境污染防治措施10.3.1对土壤结构、植被的保护和恢复措施管道施工中将不可避免对沿线的土壤结构、植被造成破坏，因此只能采取有效措施把这种破坏降到尽可能低的程度，并尽可能按照原地形地貌进行恢复。1）线路方案选择中，在确定线路走向时，充分重视对生态环境的保护，在满足线路走向和工艺要求的同时，线路尽量避开或减少通过自然保护区、林区地段；减少占用耕地减轻对环境的影响。通过农业区时，管道保持足够埋深，不影响耕作。2）线路尽量避开滑坡、崩塌地带。由于管线所经地带为农耕地，只会在施工作业带内才有水土流失的可能。施工中控制施工作业带范围。施工作业带以外不得破坏树木植被。管沟应尽量按原有土壤层次堆放和回填并恢复原地貌，以保护农田土层结构和肥力。林地做好还林措施，管沟两侧5m内种植一些根系不发达的植物。多余的土方不得随意丢弃。管道经过深沟、陡坎地段，做好护坡、堡坎和排泄水设施。穿越河流时，没有护岸的应新修护岸，原有护岸必须恢复。78 3）表土开挖采取分层堆放，对熟土的保护做到措施到位，尽量不造成熟土养分流失，减少运行期内对农作物生长造成的经济损失。4）施工中严格执行HSE管理，控制人员车辆行动，减少占地和对环境的破坏。施工完毕应尽快恢复原地貌。10.3.2大气污染防治措施1）各站大气污染物排放执行《大气污染物综合排放标准》（DB11/501-2007）二级标准。站场设备与管道检修时，有少量间歇排放的天然气，采用引高排放方式，以利于污染物的扩散。管道事故状态下的天然气排放，通过站场放空管引高排放。2）本管道全线采用密闭输送流程，正常情况下不会对大气产生污染。3）设计选用可靠性较高的设备、密封性能好的阀门。放空、排污采用双阀，减少了泄漏。平时应加强检查、维护，防止泄漏。10.3.3噪声的防治1）各站场选址离居民区较远。2）进行站场合理布局，控制气体流速，并在工艺设计中考虑减少站场工艺管线的弯头、三通等管件，降低输气站内的噪声。3）用调压设备，让阀门在工作中处于全开或全闭状态，使各站场厂界噪声达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的Ⅱ类标准。根据具体情况，可通过设置隔声罩、安装消声器或建隔声间等措施，降低设备噪声，减轻环境影响；事故状态时，天然气放空噪声为不可避免的突发性噪声，为减轻其对周围人群的影响，放空立管应远离人群。10.3.4站场污水防治1）各站污水排放执行国家《城镇污水处理厂污染物排放标准》（GB18918-2002）中的一级B标准。78 2）各站场采用雨、污分流排水方式。站内雨水采用专用雨水管道系统收集直接排放至站外沟渠内；各站场地冲洗废水：该部分污水只还有少量泥沙杂质，其经站内雨水沟及雨水管道收集后，采用重力流直接排出站外沟渠。3）配气站生活污水通过化粪池预处理后，直接排入站外市政污水管道，由城市污水处理厂进行集中处理。10.3.5其它环境保护措施1）施工过程中严格控制土石方量开挖，规范化施工，对施工废渣进行收集外运处理。控制爆破药量，减少扬尘污染。对临时生活垃圾集中拦挡堆放，并定期外运至垃圾处理场处理。2）管道设计采用阴极保护，避免管壁穿孔泄漏天然气。3）站场内种植花卉、树木，这样既可吸收部分噪声，又可吸收大气中一些有害气体，阻滞大气中颗粒物质扩散。4）站内生活垃圾集中堆放，定期外运至垃圾处理场进行处理。5）制定并遵守严格科学的操作规程和应急处理措施。6）本项目对环境影响程度识别详见表10.3-1。表10.3-1环境要素影响程度识别表类别环境因子施工期运营期有利影响显著不利影响一般不利影响轻微不利影响无不利影响有利影响显著不利影响一般不利影响轻微不利影响无不利影响环境质量地表水■■地下水■■大气环境■■声环境■■自然生态环境地形地貌■■生态环境■■土壤■■植被■■农业生产■■78 社会环境劳动就业■■交通出行■■社会经济■■人体健康■■景观■■旅游■减少温室效应■■7）事故状态下，本项目对环境影响详见表10.3-2。表10.3-2事故状态下对环境的影响预测及应对措施泄漏（断裂、裂缝、穿孔）①换管过程相当于管道重建，可能对生态环境、地表水环境产生影响；②事故毗邻管段的放空噪声高达90～110dB；③泄漏出来的天然气可能对大气环境产生瞬间影响。采取警示措施，对管道采取保护，避免外力破坏，造成燃烧、爆炸等情况发生。火灾热辐射对植被、农作物产生灼烧。爆炸形成爆炸坑，破坏其上的植被。10.4环境影响结论本工程天然气中不含H2S等极度危害物质，为清洁的燃料，生产中污水集中收集、统一处理，同污染比较重的煤相比，极大地减少了各类污染物的排放。大气污染物的排放符合《大气污染物综合排放标准》，外排废水水质达到《城镇污水处理厂污染物排放标准》排放要求，站区边界噪声符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》的要求。本工程建成投产后，对水体环境、噪声环境影响甚微。排放的各类污染物微小，基本不对居民生活区产生污染影响，因此是一项具有重大环境保护意义的工程。78 1安全11.1工程危险、有害因素分析11.1.1物料危险性分析本工程输送的是净化天然气，天然气属易燃、易爆气体，在自然环境中与空气混合后易达到爆炸极限，此时若遇明火可能引起燃烧或爆炸。天然气的主要成分是甲烷，作为主要烃组份的甲烷属于《常用危险化学品的分类标准》（GB3690-92）中的气相爆炸物质，其爆炸极限范围为5%～15%（体积比）。《石油天然气工程设计防火规程》（GB50183-2004）将天然气的火灾危险性列为甲B类。其危险特性主要表现在以下几个方面1）易燃性根据《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）规定，甲烷火灾危险性类别为"甲"类。2）易爆性天然气中各烃组分的爆炸范围较宽，且爆炸下限浓度值较低，爆炸危险性较大。若容器或管道中已经形成了爆炸混合气体，那么此时遇火源发生燃烧或爆炸，危险性更大。3）易扩散性天然气的密度比空气小，泄漏后不易存留在低洼处，有较好的扩散性。4）自燃性天然气加热到一定温度，能发生自燃。11.1.2工艺过程危险、有害因素分析11.1.2.1管道施工整个管道施工的主要工序包括：测量放线、施工作业带清理和修筑施工便道、防腐管道的运输和保管、布管、管沟开挖、坡口加工和管口组对、焊接与检验、现场防腐补口、补伤、管道下沟与回填、清管、试压。78 整个施工过程主要涉及以下几个方面的危险、有害因素：1）机械伤人。Ø运输车辆、吊管机等机械设施因道路狭窄、作业带地基不牢、临时垒砌土壤承载力不够而发生翻车伤人事故；Ø管道运输过程中，若捆绑不牢、钢丝断裂，发生钢管跌落伤人事故；Ø营地搬迁、大型设备搬迁、施工现场管材管件的吊装等操作过程均可能发生机械伤人事故；Ø管车上负责挂吊钩的工作人员可能因指挥不当而受到碰闯，从车上跌落；Ø吊管机吊运钢管时，管子可能来回摆动伤人；Ø布管过程中，可能发生机械性伤人事故；Ø管道堆放时，堆放不当，无警告标志，可能发生滑落伤人事故。2）开挖管沟时，两边堆土过高且没压实，遇雨水淋湿松动，可能垮塌，对沟内操作人员造成伤害。3）陡坡地段开挖管沟，可能出现滑倒、摔伤。4）人工布管时，可能发生操作人员摔伤、砸伤、碰伤事故。5）若起吊钢管的吊车附近有电源线，吊管前对安全操作距离估计不够时，操作不小心可能发生触电伤人事故。6）管口组对作业时，作业人员可能挤伤手指。7）管道组对时，沟上吊管用三角架或四角架，由于基脚不稳容易造成管子落沟伤人。8）管道焊接时，如地面有水、有稀泥、流砂等，电焊把钳离地面较近，很容易造成触电伤害。9）管道焊接时可能造成电焊弧光刺伤眼睛的事故。10）焊接完成后打磨接头时，可能造成破碎砂轮片伤人事故。11）热收缩套预热时，可能发生烧伤事故。78 12）管道补口时，用电动设备进行除锈时，可能因电源线、多项插头和电器设备跑电而发生触电事故。13）X射线探伤仪故障、防护缺陷及防护不当时，可能造成射线伤害。14）施工过程中将使用柴油、汽油等易燃、易爆危险物品，若保管、使用不当，可能发生燃烧、爆炸事故。15）土石方地段开挖管沟时，会使用炸药，若操作、处理、运输、保管不当，可能造成爆炸伤人事故。16）管沟开挖时，若对地下管线、电缆情况不明，可能发生事故。17）隧道施工中透水、冒顶等事故隐患11.1.2.2场站施工在施工过程中，主要应注意以下几个方面的危险、有害因素：1）场地平整过程中机械伤人；2）构筑物修建时，发生高处跌落、碰伤、砸伤等事故；3）设备运输过程，翻车、设备滑落伤人等事故；4）设备安装过程可能发生机械伤人事故；5）在安装场站装置及连接管线过程中，焊接时焊条药皮飞溅较大，容易发生烫伤事故；同时，可能发生电弧伤人；6）在对站场内工艺管道进行X射线检查时，若不小心，可能发生无意伤人事故。11.1.2.3工程运行期的危险、有害因素1）管子、管件Ø管子、管件因管材、制造工艺、焊接缺陷、腐蚀等因素的影响可能导致天然气泄漏，引发火灾、爆炸事故；Ø弯头等管件受介质冲刷，热胀冷缩产生变形而产生安全隐患；78 Ø管道在运行过程中受压、热应力等载荷作用，加上管道内部介质和外部土壤的腐蚀，将造成腐蚀或应力腐蚀、疲劳或腐蚀疲劳等失效。2）阀门、法兰输气场站阀门、法兰、垫片及紧固件等密封失效或阀门控制系统失灵、手动操作阀门的阀杆锈死或操作困难，可能导致天然气憋压或泄漏，遇明火、高热引起燃烧、爆炸事故。3）电气设施Ø运行、操作过程中，主要电气设备发生短跑、漏电、接地，或过负荷等故障时，将产生电弧、高热，造成温度升高至危险温度，引起设备本身或周围物体燃烧、爆炸；Ø电动机因使用不当、维护不当，会引起着火事故，接地不良，电动机外壳可能带电，造成人员触电伤亡事故；Ø电气线路短跑、过载及接触电阻过大都会导致电火花及电弧的产生，从而引发火灾事故。4）防雷、防静电设施Ø避雷装置发生故障或消除静电装置失灵；Ø防雷、防静电装置采用非良导体材料制造，或年久失修接触不良造成接地电阻过大，难以起到消除雷电或静电作用。5）安全附件Ø安全阀、温度测量仪表、压力表、紧急切断装置等安全附件存在制造质量问题或出现故障失效时，将给系统安全运行带来隐患，出现超压、超温、泄漏等事故；Ø用于控制温度、压力、流量等的控制仪器仪表及系统运行管理的控制系统硬件和软件等出现故障失效时，有可能造成超压、超温、泄漏等安全事故，甚至火灾、爆炸事故。78 11.1.2.4人力与安全管理因素1）违章指挥、违章操作、操作错误等，可能引起天然气泄漏、燃烧、爆炸事故。2）安全管理机构安全管理不规范，安全教育培训不充分、安全检查不经常及隐患治理不及时，都可能引发安全事故。11.1.2.5重大危险源辨识根据《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》（国家安全生产监督管理局安监管技装协调字〔2004〕56号）的要求，将重大危险源分为：储罐区（储罐）、库区（库）、生产场所、压力管道、锅炉、压力容器、煤矿（井工开采）、金属非金属地下矿山和尾矿库等九个方面。结合本工程的实际情况，分别对可能存在重大危险源的压力管道、压力容器进行重大危险源辨识。本工程所建输气管道长140.6km，设计压力1.6MPa，管径Φ114.3。根据长输管道的辨识条件“输送有毒、可燃、易爆气体，且设计压力大于1.6MPa的管道属于重大危险源”，故本工程输气管线为压力管道类重大危险源。考虑站场与输气管线的关联性，可以把此工程当作一个整体，按重大危险源进行管理。通过重大危险源的辨识，本工程的重大危险源是140.6km的输气管道。根据中华人民共和国《安全生产法》第三十三条规定：“生产经营单位对重大危险源应当登记建档，定期进行检测、评估、监控，并制定应急预案，应告之从业人员和相关人员在紧急情况下应采取的应急措施”。因此，建设单位应将辨识出的重大危险源的安全措施及应急预案按行政区划报湖南省安监局及相关部门备案。11.2自然灾害、社会危害因素分析11.2.1自然灾害因素分析78 地震、洪水、滑坡、塌陷、泥石流、雷击等自然灾害都可能对管道造成破坏，引发事故。11.2.2社会危害因素分析本工程所经线路部分靠近规划区及经济开发区，今后将面临着沿线筑路、取土、修房等作业，局部管道有受到第三方破坏的可能性。第三方破坏主要包括：第三方在管道附近施工作业，引起管道失稳、对管道意外机械损伤等；其次是人为有意破坏管道等。近年来，我国此类事故有快速上升的趋势。11.3危险、有害因素防范与治理措施11.3.1安全防范与治理措施根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）3.2.3条对站场分级规定，本工程输气站场均为五级站，各站场区域布置防火间距符合《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）表4.0.4及4.0.8条的规定。管道、站场与相邻企业、居住区、公共设施、架空电力线和通信线路、铁路、公路的位置和距离要符合规范要求。管道及站场周邻无军事设施及自然保护区。1）河流与洪水的冲刷侵蚀和岸坡坍塌管道线路经过河谷、冲沟、丘间凹地和洼地等地段，在高洪水位时，易被淹没、冲刷、侵蚀；另外，由于粉质粘土和泥岩陡坎形成的河岸、沟岸抗冲蚀能力差，局部地段河岸、沟岸可能发生坍塌（坍岸），管道在穿越或平行靠近河流、冲沟时，应根据地形、水流和岩性条件设置护岸堡坎。同时高水位时部分地段易被淹没，因管道直径大，上浮力大，因此应按水下管道处理，深埋或配置加重块。2）水田、水塘78 管道通过水田、水塘局部地段地下水位较浅，周边地下水位较活跃，需视情况采取适宜的稳管措施，防止管道受到地下水作用上浮而危及管道安全。施工机具通过冬水田、烂泥田等土层松软或淤泥较厚地方时，可采用圆木或竹子进行铺垫，防止施工机具深陷或打滑。3）不定期对全线管道维护管理，及时发现第三方破坏请况，并采取相应措施。4）输气站场的总体布置、防火间距、道路设置等按设计规范进行，保持各区的安全距离。5）在露天站场天然气泄漏检测采用便携式可燃气体检测仪。6）电气设备的对地距离、操作走廊尺寸，严格按GB50053-94《10kV及以下变电所设计规范》的要求进行设计。7）各输气站设计采用了防雷和防静电措施。各站均采用联合接地装置，总接地电阻不大于1Ω。8）管道的强度结构设计按设计规范，根据管道所经地区的居民户数和建筑物密集程度分为三级，分别采取不同的强度设计系数，提供不同的强度储备来保证管道不发生强度爆炸和减小爆炸的危害性。选用符合GB/T9711-2011标准的钢管，保证管道用管不因质量而发生爆炸。11.4预期效果严格采取以上措施后，预期本工程在安全方面符合国家相关规定的要求。178 职业卫生12.1职业病危害因素分析12.1.1生产过程中可能产生主要职业病危害因素的条件、分布及对人体健康的影响整个输气过程是密闭输送且管道埋于地下，因此正常输送情况下，输气管道不存在天然气泄漏问题。各输气站场如进出站阀组、计量装置、清管设施等，操作人员在生产作业时，有可能因设备泄漏而接触到天然气，本项目职业病危害因素主要存在于各输气站场。本工程输送介质为净化后的天然气，主要成份为甲烷，同时含少量乙烷、丙烷和丁烷，不含硫化氢；多种生产设备(分离器、调压设施)可产生噪声；夏季露天作业高温危害。本工程运行过程中可能存在的职业病危害因素有：1）工人在巡检过程中可能会接触到散发到空气中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷从而产生对身体的危害。2）噪声本项目产生噪声的主要设备有各种分离器、调压设施及事故放空。工人在上述装置巡检过程中可接触到噪声。在强噪声作业环境下工作，会引起听觉器官疲劳，听力下降。长期反复接触会造成听觉器官损伤，内耳发生器质性改变，导致噪声性耳聋。噪声还可以使交感神经兴奋，出现心跳加快，心律不齐，血压不稳，同时产生神经衰弱症侯群，例如头痛、头晕、失眠、多梦和记忆力减退等。3）高温本项目地处湖南省，夏季高温闷热，同时露天作业，受高温及太阳辐射作用。78 人在高温环境下长期工作，可引起胃肠功能障碍、注意力不集中、全身乏力及易发生皮疹；严重者可引起头痛、头晕、恶心、呕吐、多尿、四肢痉挛和昏厥；更重者可高热无汗、嗜睡、昏迷、抽搐甚至死亡。4）血吸虫病湖南是我国血吸虫病的主要分布区之一，一般在3~11月份，只要接触含有尾蚴的水体——疫水，就可能感染血吸虫病，如防汛抢险、捕鱼捞虾、游泳戏水、洗衣洗菜等。接触疫水的次数越多，感染的机会也就越大。前期病人除发热外，伴有腹痛、腹泻、肝脾肿大及嗜酸性粒细胞增多，晚期病人可并发上消化道出血，肝性昏迷等严重症状而致死。12.1.2生产过程中可能产生职业病危害的设备名称、数量及布局等1）计量，调压系统各站在有进气和分输去下游的管路设置有计量装置。设计压力前后不同的地方设置调压系统。计量、调压系统布置于装置区内。2）排污系统分离设备、收发球筒和汇气管上设手动排污，污物集中排入污水罐。手动排污采用双阀，前端为平板闸阀，后端为阀套式排污阀，便于操作、维修与更换。3）安全泄放系统进站上游和出站下游设有干线事故放空，该放空为手动。为方便设备的检修，站内也设有多处手动放空。放空采用双阀，前端为具有截断作用的阀门，后端均设为具有节流截止功能的放空阀，正常操作时只有放空阀受到气流冲刷。放空时可以通过调节放空阀的开度来控制放空时间，以减小放空时的气体流速，降低噪音。12.2防护措施78 1）为防止发生中毒、窒息等意外事故及设备检修时气体逸出对员工的损害，采取以下对策与措施：Ø站场的人员休息场所建在站场设施的上风向。Ø设置便携式可燃气体检测报警仪。2）噪声是本工程的主要职业有害因素，采取以下防噪声对策与措施：Ø设计中要优先选用低噪声设备，并采取必要的隔声、消音措施，使工作场所的声压级达到《工业企业噪声控制设计规范》(GBJ87-1985)的要求。Ø配备可燃气体检测报警仪；对可能的泄漏进行适时监测。3）为了保障职工工作环境的温度、湿度的要求，对各站进行采暖及空调设计。4）为防治血吸虫病，可采取以下措施：Ø发现病人，积极治疗，以消灭传染源；Ø管理粪便，防止粪便污染水源；Ø开展健康教育，相关人员尽量避免接触有钉螺分布的疫区水源。必须下水劳动的人要穿防护靴、防护眼镜或使用防护药品。常用的防护药品有：①皮避敌，涂抹一次持续有效4小时；②防蚴笔，涂抹后有效8小时。下水前均匀涂布于皮肤，超过有效时间应再涂一次。Ø安全用水，应提倡用井水。使用河水时，可作以下几种处理：①先在水缸里存放5天后再用；②每担水（约50公斤）加新开封的漂白粉1克或漂白粉精一片（潮解后则失效）。漂白粉先要在汤匙中加水调成糊状，再倒入水缸中搅匀，15分钟后使用；③将河水煮至60t以上时，尾蚴可全部死亡，然后可用。5）其它职业卫生防护措施Ø根据人员情况配备浴室和淋浴设备，站场设单独休息室、卫生间；Ø站场设医疗急救箱78 Ø积极开展卫生防病工作。定期对相关人员进行教育和培训。12.3预期效果严格采取以上措施后，本工程在职业卫生方面符合国家相关规定的要求。78 1组织机构和定员13.1组织机构本工程各项目生产运行管理需由湖北阳新县华川天然气有限公司在丰县新建公司并成立新的组织管理机构。13.2定员参考国内输气管道工程的劳动定员情况，结合工程实际，本工程需新增人员40名。78 1项目实施进度安排本项目实施进度安排见下表：表14-1项目实施进度计划表阶段时间备注可研报告设计2013.11初步设计2013.11-2014.1施工图2014.2-2014.3开工准备2014.4开工建设2014.5-2014.8投产试运2014.9项目具体实施时间根据业主项目运行计划进行调整。78 1投资估算与经济评价15.1工程概况1本工程共新建调压计量撬装站15座，改建配气站1座。2本工程共敷设输气管道140.6km（Φ114.3×5.0）。3本工程投资估算范围为：工程费用、其他费用、预备费和建设期贷款利息。4本项目报批总投资为15452万元。15.2编制依据1）《石油建设项目可行性研究投资估算编制规定》（油计[2006]945号文）。2）《输气管道工程项目可行性研究报告编制规定》（油计[2008]698号文）。3）各专业推荐方案工程量。4）建构筑物工程执行《湖南省建设工程工程量清单计价定额》及相关规定，并根据当地实际情况参照类似工程适当调整。 5）安装工程执行《石油建设安装工程概算指标2005》“中油计字[2005]第358号”文，其中材料费、机械费按中油股份公司“油计[2011]164号“文规定调整。费用定额执行中国石油天然气集团公司《石油建设安装工程费用定额》“中油计字519号”文。6）第二、三部分费用执行“中油计[2012]543号”文及相关规定。78 7）永久征地费、线路附着物赔偿费按照当地提供的补偿标准，同时参考湖南其他地区类似工程调整计取。8）公路及机耕道赔偿参考类似工程计取。9）主要设备、材料价格参考中石油西南油气田分司地面建设工程信息价及市场询价，地材价格结合湖南省邵阳市当期工程造价信息价。10）基本预备费按固定资产投资、无形资产费用与递延资产费用之和的8%计取，根据中国石油天然气集团公司颁布的“计划字【1999】第93号文”文件的规定，不计取涨价预备费。11）按照《中华人民共和国固定资产投资方向调节税暂行条例》的规定，本工程投资方向调节税税率为零。15.3投资估算方法本工程投资估算编制采用工程量法，即按各专业推荐方案工程量，采用现行的指标、定额及设备材料价格对项目投资进行估算。15.4投资估算本项目总投资为11684万元，报批总投资为11386万元。本项目建设投资详见《项目总投资估算》表15.4-1。表15.4－1项目总投资估算单位：万元序号项目或费用名称估算金额占总投资比例(%)备注1建设投资14323932建设期利息28123流动资金84844其中：铺地流动资金254178 5项目总投资(1+2)15452100.006项目报批总投资(1+2)148589718.4.1建设投资本项目建设投资为14323万元。详见《项目建设投资估算》表18.4－2。表18.4－2项目建设投资估算单位：万元序号项目或费用名称估算金额(万元)占总投资比例(%)1工程费用10610742其他费用2652183预备费106184建设投资合计(1+2+3)14323100.0018.4.2建设期利息本工程建设项目建设期利息为281万元。78 投资估算表序号工程费用名称金额（万元）备注一工程费用1调压计量撬装站（新建）15座2700180万元/1座2配气站（扩建）1座200200万元/1座3L245燃气管道Φ114.3×5.0（共计：140.6km）703050万元/km4小型水域穿越54m/9处（大开挖）9010万元/处5沪昆高速公路60m/1处（顶管）8080万元/处6衡邵高速公路120m/1处（顶管）16080万元/处7洛堪铁路60m/1处（顶管）140140万元/处8高等公路120m/3处（顶管）18010万元/1处9外接水电（包括给水排水、外电工程）3030万元一类费用合计10610二其它费用1其他费用2652二类费用合计2652三一+二13262四基本预备费10618%五贷款利息281六流动资金848七其中（铺底流动资金）254八报批总投资（一+二+四+五+七）14858九总投资（一+二+四+五+六）1545278'