天然气建设项目可行性研究报告

1、 PAGE PAGE 11天然气建设项目总论编制依据丰县县志、地方规划及与本工程相关的其它资料。项目背景及建设的必要性项目背景“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“LNG 项目的顺21 世纪中国天然气大规模开发和消费的时代的到来。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。符合国家和行业发展规划及国家

2、宏观经济发展的要求改善生态环境迫切需要大力推广城市天然气家把环境综合治理、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。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8090%，二氧化碳排放量可减少 52%。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

3、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。推动城市发展的必然要求完善市政基础设施，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。提高城市居民生活质量的必然要求经营、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。气利用工程，并进行可行性分析。管道工程建设的必要性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

4、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 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。研究目的和范围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，

5、为决策部门提供一个可靠的依据。研究范围-下游用户输气管道；15座计量站。配套的公用工程及公用设施；投资估算。编制原则符合国家相关等标准、规范和条例等要求。工程符合总体规划，设计规模做到近、远期相结合。采用先进成熟的技术，工艺先进且简单实用，方便管理。施工方便，技术可行，经济合理。遵循的主要标准规范本报告采用的法规、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：国家法律、法规70 号（2002）；77 号（2008）；22 号（1989）；39 号（2

6、011）；建设项目（工程）3号（1997）；253号（1998）；30号(2010)工艺及线路部分输气管道工程设计规范GB 50251-2003石油天然气工程设计防火规范 GB 50813-2004油气输送管道穿越工程设计规范 GB 50423-2007油气输送管道跨越工程设计规范 GB 50459-2009焊接钢管尺寸及单位长度重量GB/T 21835-2008石油天然气工业管线输送系统用钢管GB/T 9711-2011油气输送用钢质弯管 SY/T 5257-2004防腐部分钢制管道外腐蚀控制规范GB/T 21448-2008埋地钢质管道阴极保护技术规范GB/T 21448-2008埋地钢质

7、管道阴极保护参数测量方法GB/T 21246-2007埋地钢质管道聚乙烯防腐层GB/T 23257-2009阴极保护管道的电绝缘标准SY/T 0086-2012埋地钢制管道交流干扰防护技术标准 GB/T 50698-2011自控及仪表部分天然气计量系统技术要求GB/T 18603-2001用标准孔板流量计测量天然气流量GB/T 21446-2008油气田及管道仪表控制系统设计规范 SY/T 0090-2006建筑物电子信息系统防雷技术规范GB 50343-2012结构部分建筑设计防火规范GB 50016-2006建筑地基基础设计规范GB 50007-2011建筑结构荷载规范GB 50009-2

8、012混凝土结构设计规范GB 50010-2010建筑抗震设计规范GB 50011-2010砌体结构设计规范GB 50003-2011建筑抗震设防分类标准GB 50223-2008电气部分供配电系统设计规范GB 50052-2009低压配电设计规范GB 50054-2011建筑物防雷设计规范GB 50057-2010电力工程电缆设计规范GB 50217-2007爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB 50058-2012给排水及消防部分石油天然气工程设计防火规范GB 50183-2004建筑灭火器配置设计规范GB 50140-2005水工部分水土保持综合治理技术规范GB/T 16453-200

9、8砌体结构设计规范GB 50003-2001混凝土结构设计规范GB 50010-2010环境及安全部分的标准规范环境空气质量标准GB 年局部修订）地表水环境质量标准GB 3838-2002大气污染物综合排放标准DB 11/501-2007工业企业厂界环境噪声排放标准GB 12348-2008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/T 6628-2005主要研究结论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。市场概况本项目供气区域为丰

10、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2342.92104m3/a。工程概况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。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。输气工艺设计压力：1.6 MPa；输气管道：114

11、.35.0mm 的L245 无缝钢管；输气站场：配气站扩建（设计处理量7.0104m3/d），火厂坪调压计量撬装站（1104m3/d），佘田桥调压计量撬装站（设计处理量1104m3/d），杨桥调压计量撬装站（设计处理量1104m3/d），仙槎桥调（设计处1104m3/d），廉桥调压计量撬装站（1104m3/d），流泽（设计处1104m3/d），流光岭调压计量撬装站（1104m3/d），砂（设计处理量 （设计处理量 11043/d（设（。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。主要工程量本工程包括长输管道 7 条、扩建配气站1 座、新建

12、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1项目线路单位数量备注1.1输气管道114.35L245无缝钢管km140.6三级地区1.2普通级三层 PE 114.35.0km140.62.0mm1.3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

13、站座15新建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序号项目名称基本数据单位数额备注11.1总投资万元154521)2）工程费用贷款利息万元万元1432328184884825414858154523）流动资金万元4）其中（铺底流动资金）万元5）报批总投资（一+二+四+五+七）万元6）总投资（一+二+四+五+六）万元 PAGE PAGE 28气源概述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

14、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

15、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。国内天然气开发利用概述“”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。2006 3.841012m33.091012m32005年增加0.241012m38.4%。2006年，中国天然气工业产量为585.53108m3（10.67108m3），2005年增加17.2%2006 491108m3， 2005 21.8%

16、。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 1.93 307,093,9321.77%；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381012m3，可采储量前景看好，按国际通用口径，预计可7-101012m395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

17、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世界平均水平煤炭27%石油40%天然气23%水电和核电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80.4585.79398111.6181210石油31.85343538395458石油所占比例40%3840%3539%4050%煤炭22.58222627324050煤炭所占比例28%2528%2829%2224%天然气

18、15.9618.72020255061天然气所占比例20%2122%2122%2829%水电、核能等10.0611121315.63741水、核电所占比例12%13%1314%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 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n2n+2（C H ）的混合物，天然气中甲烷（CH ）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

19、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/m3n2n+22、液化石油气2004 年我国液化石油气商品生产量为 1200104t，净进口量为635.42104t；共消耗1835.42104t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34 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45.145.9MJ/Kg() 87.8108.7MJ/m3 ()。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：名称管道天然气瓶装液化气LPG 名称管道天然气瓶装液化气LPG 热值34.0MJ/m

20、341.8MJ/kg53.04 MJ/m3售 价2.0 元/m395 元/瓶6.00 元/m3单位热值价0.059元/MJ 0.1549 元0.1131 元/MJ备 注15kg/瓶综上所述，选择管道天然气是最为安全、环保、经济的一种燃料气。气源简介1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GB17820-1999 是优质商品天然气。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组分mol%CH497.037C2C40.713CO21.227H2O0.004N20.969H2S20mg/m3合计100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

21、：40 水露点：10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GB178201999 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GB500282006 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。市场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。天然气市场需求预测居民用气1用

22、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杨桥镇 廉桥镇 流泽镇 团山镇 砂石镇2012年城镇人口数（万估算1.700.940.890.990.950.921.721.791.020.922025 年供气范围人口规划数（万）2.061.141.081.201.161.122.092.171.231.12水东江镇水东江镇周官桥乡黄坡桥乡界岭乡黑田铺乡0.860.920.980.940.891.041.121.181.141.08耗热指标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

23、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73.73/3.5 /户。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2025 考虑。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火厂坪镇（万估算0.49年用气总量104m3/a120.300.2766.380.2563

24、.080.2870.350.2767.590.2665.140.49122.160.51127.000.2971.930.2665.360.2560.900.2665.390.2869.180.2766.430.2563.13佘田桥镇杨桥镇 佘田桥镇杨桥镇 廉桥镇 流泽镇 团山镇 砂石镇 界岭乡 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。30%。行政县杨桥镇 廉桥镇 流泽镇团山镇年用气总量36.0919.9118.9221.1020.2819.54行政县杨桥镇 廉桥镇 流泽镇团山镇年用气总量36.0919.9118.9221

25、.1020.2819.5436.6538.10砂石镇 界岭乡21.5819.6118.2719.6220.7519.9318.94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行政县行政县杨桥镇 廉桥镇 流泽镇 团山镇 砂石镇 界岭乡年用气总量38.0721.0019.9622.2621.3920.6138.6640.1922.7620.6819.2720.6921.8921.0219.98CN

26、G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%。行政县杨桥镇 廉桥镇 流泽镇 团山镇 砂石镇 界岭乡年用气总量36.0919.9118.9221.1020.28行政县杨桥镇 廉桥镇 流泽镇 团山镇 砂石镇 界岭乡年用气总量36.0919.9118.9221.1020.2819.5436.6538.1021.5819.6118.2719.6220.7519.9318.94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

27、总用气量的 5%计算，其中管网漏损量占 3%。目标市场用气量预测地区杨桥镇 廉桥镇 流泽镇 团山镇 砂石镇 界岭乡 合计居民用气商业用气CNG 地区杨桥镇 廉桥镇 流泽镇 团山镇 砂石镇 界岭乡 合计居民用气商业用气CNG 用气工业用气其他合计120.3036.0936.0938.0711.53242.0866.3819.9119.9121.006.36133.5763.0818.9218.9219.966.04126.9370.3521.1021.1022.266.74141.5667.5920.2820.2821.396.48136.0265.1419.5419.5420.616.2413

28、1.07122.1636.6536.6538.6611.71245.83127.0038.1038.1040.1912.17255.5671.9321.5821.5822.766.89144.7565.3619.6119.6120.686.26131.5260.9018.2718.2719.275.84122.5465.3919.6219.6220.696.27131.5769.1820.7520.7521.896.63139.2166.4319.9319.9321.026.37133.6763.1318.9418.9419.986.05127.031164.32349.30349.30368

29、.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2342.92104m3/a，市场潜力较大。目标市场敏感性分析及市场策略市场风险因素价格变化风险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

30、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。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，

31、 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， 200111.37108m31112、l、2月份这四个月，占消费总量比例分别为12.78%22.39%17.65%13.66%， 四个月消费量之和占全年的66.4812月份消费量为2.55183，最低的9月份消费量为0.381836.7200269.82%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。专用资产风险专用资产专用于某项特

32、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。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

33、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。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 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

34、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。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 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。市场风险减缓措施政策保障和加快市场发展建议

35、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 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。整体推进市场竞争格局既考虑现状，又考虑到未来市场竞争的需要，及早进行制度设计，积极引 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。 PAGE PAGE 78管道线路工程本工程管道

36、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。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：施工和生产维护管理和职工生活。在不增加线路长度的前提下，尽量靠近沿线用气市场。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。大、中型河流、铁路及公路穿（跨）向，其局部走向应根据实际情况进行调整

37、，尽量减少穿跨越段的工程量和施工难度。线路走向应与所经地区的农田、水利、交通等工程规划一致。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。材，节约钢材和投资。线路总体走向推荐方案推荐线路走向本项目从丰县配气站接出，沿G604.4km北沿G60G60九龙岭、周官桥水东江输气管线。并分别新建线路埋地阀井 6 座，以作为分输截断使用。6 14 9 40 次。线路走向详见附图 3。沿线自然条件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

38、地。地势为地南北山地崛起，中部抬升向东西倾斜。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 11501350 毫米。地震概况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7 0.10g。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。管道敷设管 道 敷 设 原 则 1）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。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。弯头

39、和弯管不得使用褶皱弯或虾米弯。一般管道敷设埋地敷设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0.2m0.3m。表4.3-1管道管沟断面形式表沟底宽 沟底宽 (m)沟深 (m)土壤名称边坡比旱地岩石沟内有积水岩石旱地粉细砂1:1.51.0亚砂土,卵砾石2.321:0.671.41.61.8粉土,亚粘土1:0.52.32土壤名称边坡比风化岩,岩石1:0.25沟底宽 (m)旱地岩石沟内有积沟 深 (m)岩石旱地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

40、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。特殊地段管道敷设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

41、宽水面时（20m），压重块配重稳管。小型河流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。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

42、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。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5（下组焊）。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45m），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。地震区和

43、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 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。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。公

44、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（GB 50424-2007）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40m3省道二级30m顶管40m4沪昆高速衡邵高速一级一级40m顶管顶管60m540m60m6衡邵

45、高速一级40m顶管60m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（GB 50424-2007）和油气输送管道跨越工程施工规范（GB 50459-2009），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序号沟渠类型沟渠宽度 穿（跨）越方式穿（跨）越长度根据实际情况按 GB50424-2007 相1小型10m大开挖关要求确定水工保护水工保护设计原则域性水土保持规划的要求；形地貌及地质勘察等技术基础设计资料上进行；虑优先避让的原则；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；

46、水工保护工程措施应适应地形地貌的特点施，并利于地貌恢复和水土保持；水工保护设计应采取工程措施和生态措施相结合施工方便。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。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。下的扩张。防护型式根据穿越处两岸河流特征状态

47、、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。河流岸坡

48、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。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1m以下，管基础采用细石混凝土垫层，管线采用0.30.5m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 C20C20混凝土浇注稳定管线。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“管线穿越果园后，应根据具体情况恢复果园地貌。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

49、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。线路附属设施线路截断阀室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 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：32km；24km；16km；8km。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）。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

50、考虑，统筹兼顾、统一布置。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。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。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。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：里程桩：每公里设一个，一般与阴极保护桩合用。标明管线里程，转角角度。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。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交叉物的关系。志桩：桩上要表明线路里程，并注

51、明在桩前和桩后管道外防护层的材料或管道壁厚。设施标志桩：当管道上有特殊设施（如：固定墩）桩。桩上要表明管线的里程、设施的名称及规格。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序号项目单位数量备注1输气管道线路长度平原1.1114.35.0km140.6三级地区2管道组装焊接2.1管道组装焊接km140.62.233.1热煨弯头安装 R=5D管道穿跨越 =45个1687m/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+3.5乡村水泥路穿越m/次320/40大开挖+3.6

52、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m333004.25三桩用量土石方量个1415.1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6输气工艺工艺参数1）设计输气规模：6.65104m3/d；设计压力：1.6MPa；天；4）管线长度：140.6km；起点压力：1.4MPa；终点压力：0.92MPa；输气温度（地理平均温度气质组分根据邵东配气站提供的相关

53、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：38784 kJ/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（GB 17820-2012）

54、的标准。工艺系统计算计算公式水力计算0.5 p 2 p 2 d 5 (式 5.2.1-1)q12vZqv气体流量（P0=0.101325MPa，T0293K），m3/d； P1输气管道计算段的起点压力（绝压P2输气管道计算段的终点压力（绝压d水力摩阻系数； Z气体的压缩因子； 气体的相对密度； T水力摩阻系数采用Colebrrok公式计算3.71d12.01lgk3.71d2.51Re(式 5.2.1-2)式中：水力摩阻系数；kd 管 内 径 ，m； Re雷诺数。沿线温度计算tt(t1 t )e 0JP e )5.2.1-3)式中：t 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

55、温度，； 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； JP 长度管段的压降，MPa。225.256106KD(式 5.2.1-4)q vp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；m3/d；qV输气管道中气体（P0=0.101325MPa，T0293K）的流量，气体的相对密度；Cp气体的定压比热，J/kg。计算软件输气工艺计算采用ENERGY SOLUTIONS INTERNATIONAL 公司开发的TGNET7.2 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

56、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 13.53104m3/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88.9，114.3mm、168.3 作为方案对比。方案一：管道全线为 88.9mm； 方案二：管道全线为 114.3mm； 方案三：管道全线为 168.3mm。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，外输下游用户的管道采用114.3mm规格可完全能满足输气要求。线路用管选用的基本

57、原则保证质量可靠、技术先进、经济合理。的要求。可焊性，并尽量减少钢材耗量。地增加壁厚腐蚀裕量。在满足要求的前提下，立足国内，减少进口。钢管制管方式选择用于输送流体的钢管主要有无缝钢管、直缝埋弧焊管、螺旋缝埋弧焊钢管和高频电阻焊钢管。因此对以上四种制管方式进行比较。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。直缝埋弧焊钢管型应力和焊接应力。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。100%的无损探伤。直缝埋弧焊管加工精度高，便于管道现场安装与对接组

58、焊。形成气穴或漏点。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。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：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；主应力方向；螺旋焊管制造工艺相对简单，也比较成熟，价格便宜；使用历史比较长，有丰富的经验和教训。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

59、。其主要优点有：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。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。直缝高频电阻焊钢管具有较小的残余应力，强度大。焊缝以及防腐施工。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

60、产线很少。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：管线的直管段采用无缝钢管；本工程所用弯头和弯管，一律采用无缝钢管进行煨制。钢管等级的选择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。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