环境影响评价报告公示：长白LCNG天然气城燃气管道及汽车加气站环评报告.doc

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1、建设项目基本情况项目名称长白县L-CNG（天然气）城市燃气管道及汽车加气站建设项目建设单位恒泰利民（白山）天然气有限公司法人代表刘真有联系人许建光通讯地址吉林省长白县长白镇鸭绿江大街联系电话18943887700传真邮政编码134400建设地点吉林省长白县长白镇鸭绿江大街审批部门批准文号建设性质新建 改扩建 技改行业类别及代码燃气生产和供应业D45占地面积（平方米）14705绿化面积（平方米）1011.18总投资（万元）7324.63其中：环保投资（万元）40.05环保投资占总投资比例0.55%评价经费（万元）预期投产日期2017年8月工程内容及规模一项目建设的必要性城市燃气是城市能源供应的一

2、个组成部分，是城市的基础建设，也是现代化城市建设中必不可少的前导产业。城市燃气的这种结构变化，是科技进步，能效升级，严格环保的必然趋势，也和世界能源发展总趋势一致。因此，在当地发展加气站和城镇燃气，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。因此，恒泰利民（白山）天然气有限公司投资7324.63万元建设了本项目，具有重大的现实意义和深远的战略意义。根据国务院第253号令建设项目环境保护管理条例的有关规定，受恒泰利民（白山

3、）天然气有限公司委托，吉林省冶金研究院承担了本项目的环境影响评价工作，评价单位在现场踏查、收集有关资料，初步工程分析的基础上编制了长白县L-CNG（天然气）城市燃气管道及汽车加气站建设项目环境影响报告表。二编制依据1.法律法规（1）中华人民共和国环境保护法（2015.1.1实施）；（2）中华人民共和国环境影响评价法（2003.9.1实施）；（3）中华人民共和国环境噪声污染防治法（1997.3.1实施）；（4）中华人民共和国水污染防治法（2008.6.1实施）；（5）中华人民共和国大气污染防治法（2016.6.1实施）；（6）中华人民共和国固体废物污染环境防治法（2015年4月24日 修订）；（

4、7）中华人民共和国土地管理法（2004.8.28实施）；（8）中华人民共和国水土保持法（2011.3.1实施）； （9）中华人民共和国城乡规划法（2008.1.1实施）；（10）中华人民共和国土地管理法实施条例（2011.1.8实施）；（11）中华人民共和国水污染防治法实施条例（2003.3.20实施）；（12）建设项目环境保护管理条例（1998.11.29实施）；（13）中华人民共和国清洁生产促进法，2012.7.1；（14）中华人民共和国循环经济促进法，2008.8.29；2.部门规章、规范性文件（1）建设项目环境影响评价分类管理名录（环境保护部令第33号，2015.6.1）；（2）关于进

5、一步加强建设项目环境保护工作的通知（国家环境保护总局环发200119号）；（3）产业结构调整指导目录（2011年本）及修正（2013年）；（4）关于印发的通知（国家环境保护总局，环发200628号，2006.2.14）；（5）关于加强环境噪声污染防治工作改善城乡声环境质量的指导意见”（环发2010144号）。（6）关于进一步加强建设项目环境影响评价公众参与的通知（吉环管字20131号）。（7）国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知（国务院，国发201337号，2013.9.10实施）；3.地方法规、规章（1）吉林省环境保护条例（2001.1）；（2）吉林省地表水功能区（DB22/388-20

6、04）。（3）吉林省人民政府关于印发吉林省落实大气污染防治行动计划实施细则的通知（吉政发【2013】31号，2013.12.24实施）4.项目文件及资料（1）吉林省冶金研究院与恒泰利民（白山）天然气有限公司签订的关于本项目环境影响评价技术咨询合同书。（2）长白县L-CNG（天然气）城市燃气管道及汽车加气站项目申请报告。5.技术标准及规范（1）环境影响评价技术导则总纲（HJ2.1-2011）；（2）环境影响评价技术导则地面水环境（HJ/T2.3-1993）；（3）环境影响评价技术导则地下水环境（HJ 610-2016）；（4）环境影响评价技术导则大气环境（HJ2.2-2008）；（5）环境影响评

7、价技术导则声环境（HJ2.4-2009）；（6）建设项目环境风险评价技术导则（HJ/T169-2004）；（7）城镇燃气设计规范GB50028-2006;（8）建筑设计防火规范GB50016-2006;三项目名称、建设性质及建设地点项目名称：长白县L-CNG（天然气）城市燃气管道及汽车加气站建设项目建设性质：新建；建设地点：本项目LNG气化站、LNG加气站和L-CNG加气站均位于长白县长白镇鸭绿江大街站场内，东侧隔道路为渔塘，南侧隔鸭绿江大街为鸭绿江，西侧紧邻加油站，北侧为空地，隔空地为废品收购站。燃气管道位于长白县境内，燃气主管从站场接气后沿城市道路由西向东埋地敷设，到达用气区域后沿道路呈环

8、状和支状布置。沿线环境敏感点有水仙阁花园，长白县朝鲜族学校，长白县朝鲜族实验小学，龙源小区，金河小区，泰安小区，绿岸名居，长白县实验中学，长白县朝族自治县政府，中苑小区，嘉和物业住宅小区，印象长白等。详见本项目环境保护目标。本项目地理位置及站场、管网分布详见附图1。四项目总投资及资金来源本项目总投资7324.63万元。资金来源：企业自筹。五工程主要内容本项目站场占地面积14705，新建一座LNG气化站，一座LNG加气站，一座L-CNG加气站，另外修建城镇燃气管网39.93km。建筑面积3190.72，包括站房楼、办公楼、辅助用房、消防泵房和加气罩棚。本项目主要工程量及技术经济指标如下表1所示。

9、表1 本项目主要工程一览表序号工程类别工程名称建筑物数量单位备注1主体工程LNG气化站（规模为3.0104万Nm3/d）LNG储罐1台60m3 LNG加气站（规模为2.0104万Nm3/d）LNG储罐1台60 m3 L-CNG加气站（规模为1.5104万Nm3/d）高压储气瓶4台每台2 m3，共8 m3城镇燃气管网（39.93km）PE管DE25011.79kmPE管DE20013.79kmPE管DE1608.99kmPE管DE1105.36km2辅助工程LNG气化站储罐增压器1台处理量300Nm3h卸车增压器1台处理量300Nm3hLNG气化器2台处理量2000Nm3h水浴式电加热器1台处理

10、量2000Nm3hEAG复热器1台处理量200Nm3h调压计量加臭橇1台处理量2000Nm3h（含电加热器）空压机1台0.5 m3阻火器1台SCG-型PN16 DN50LNG加气站LNG低温泵2台一用一备卸车增压器1 台300Nm3/h低压EAG加热器1台200Nm3/hLNG加气机2台阻火器1套PN25 DN50低压放散系统1套L-CNG加气站低温高压柱塞泵撬1套含2台LNG柱塞泵LNG高压气化器撬1套含2台空温式高压气化器、1台高压EAG加热器高压电加热气化器1台1500Nm3/dCNG加气机3台城镇燃气管网PE管DE250阀井8座PE管DE200阀井17座PE管DE160阀井19座PE管

11、DE110阀井13座示踪警示带39.93km里程桩80个标志桩1350个标志砖500块调压柜50个调压箱（柜）是连接中压管道和低压庭院管道及工业炉前管道与用户的枢纽，来自中压支管的燃气经调压后给用户供气。调压箱（柜）主要由调压器、切断阀、进出口阀、压力表及过虑器等组成。对于工业用户及较大的商业用户采用专用调压柜供气。调压柜、调压箱选用切断式调压器，调压箱内主要设备有进出口阀门、调压器、过滤器、紧急切断阀和压力表。调压箱300个站房楼215.28m2框架结构办公楼215.28m2框架结构辅助用房391.52m2框架结构消防泵房66.96m2钢网架结构加气罩棚616.00m2钢网架结构3公用工程给

12、水自打深井提供排水排入化粪池（24m3）后，导入下水管网供电由站外引入10KV电源采暖电采暖消防消防水池（1300m3）4环保工程废水排入化粪池（24m3）后，导入下水管网废气食堂安装油烟净化器。噪声隔声减振材料固体废物垃圾箱，危险废物收集罐六技术方案（一）LNG气化站LNG气化站主要工艺设备有1台60m3的低温储罐、1台储罐增压器、1台卸车增压器、2台LNG气化器、1台BOG复热器、1台EAG复热器、1台调压计量加臭橇、1台空压机和1台阻火器。1.LNG储罐本站LNG储罐选用真空粉末隔热储罐，选用60m3的立式储罐。储罐设ITT液位计、差压变送器、压力变送器、温度变送器、压力表各一套，以实现

13、对储罐内LNG液位、温度、压力的现场指示及远传控制。罐体顶部设安全防爆装置，下部设夹层抽真空接口及真空度测试口。根据系统的工作压力，并考虑其经济性，确定储罐的设计压力为1.44/-0.1 MPa（内筒/外筒）。设计参数如下：型式：卧式圆筒形式、低温真空、绝热储罐表2 LNG真空储罐技术参数要求表项 目单位指 标（参数）备 注工作压力MPa0.6真空粉末设计压力MPa1.44充装介质LNG有效容积m320/充满率90%有效容积设计温度-19650日蒸发率（静态蒸发率）0.2%/d主体材料06Cr19Ni1016MnR绝热形式真空粉末隔热2.储罐增压器增压器是完成加气系统升压升温的设备之一，选用环

14、境式换热器。增压器选用空温式加热器，增压借助于列管外的空气给热，使管内LNG升高温度来实现，空温式换热器使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。本项目选用的储罐增压器其主要工艺参数如下：表3 储罐增压器技术参数要求表名 称单 位技术参数工作介质LNG汽化能力Nm3/h300工作压力MPa0.6设计压力MPa1.6进口温度162出口温度162设计温度1963.卸车增压器增压器是完成加气系统升压升温的设备之一，选用环境式换热器。增压器选用空温式加热器，增压借助于列管外的空气给热，使管内LNG升高温度来实现，空温式换热器使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。本项目LNG卸车增压器选择处理量为300

15、Nm3/h的增压器1台，其主要工艺参数如下：表4 卸车增压器技术参数要求表名 称单 位技术参数工作介质LNG汽化能力Nm3/h300工作压力MPa0.6设计压力MPa1.6进口温度162出口温度162设计温度1964.LNG气化器气化器的气化能力根据供气需要确定的，在本项目流量为2000Nm3/h，选用2台2000Nm3/h的空温式气化器（一用一备），其主要工艺参数如下： 表5 LNG气化器技术参数要求表名 称单 位技术参数工作介质LNG汽化能力（单台）Nm3/h2000进口介质LNG出口介质NG工作压力MPa0.6设计压力MPa1.6设计压降MPa0.03进口温度-162出口温度低于环境温度

16、10设计温度-196+655.BOG复热器气化站正常运行时，BOG存在于LNG低温储罐的气相空间；当长时间没有运行时，LNG自然产生的BOG逐渐增多，压力随之升高，当到达安全阀起跳压力时会形成EAG自然对大气排放，损失掉一部分天然气。为了节约能源，达到资源合理利用，本站考虑增设一套BOG复热器将自然气化产生的BOG气体接入管网用气。表6 BOG复热器技术参数要求表名 称单 位技术参数工作介质LNG汽化能力Nm3/h300工作压力MPa0.61.0设计压力MPa1.6进口温度-162出口温度环境温度-10设计温度-196 +656.EAG复热器液化天然气气化后的温度低于-107时，气体的密度比空

17、气的密度大，不易放空。EAG复热器是对超压放散的低温气体进行加热，并考虑对后面管材的影响，使其出加热器气体温度大于-20。EAG复热器是完成放散系统升温的设备之一，选用环境式换热器。复热器选用空温式加热器，升温借助于列管外的空气给热，使管内LNG升高温度来实现，空温式换热器使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。本项目EAG复热器选用处理量为200Nm3/h的加热器1台，其主要工艺参数如下：表7 EAG加热器技术参数要求表名 称单 位技术参数工作介质LNG汽化能力Nm3/h200工作压力MPa0.6设计压力MPa1.6进口温度-162出口温度环境温度-10设计温度-196 +657.调压计量加

18、臭橇本项目选用的调压计量加臭橇工艺参数如下表所示。表8 调压计量加臭橇技术参数要求表名 称单 位技术参数处理能力Nm3/h2000设计压力MPa1.6进口压力MPa0.6出口压力MPa0.36水浴式电加热器Q=2000Nm3，380V，36kW加臭机JC.RL-200/1.6D1B1B10YX8.管道及附件管道及管件站内低温管道采用奥氏体不锈钢无缝钢管，材质为06Cr19Ni10；气化器后、调压器前的工艺管道采用材质为20#钢的无缝钢管，调压器后的工艺管道采用材质为20#钢的无缝钢管。阀门LNG及低温BOG管道上的工艺阀门均采用低温焊接阀门，阀门材料采用06Cr19Ni10，其余管道上的工艺阀

19、门均采用常温的法兰连接阀门。管道敷设 除拦蓄外的工艺管道、放空管道采用埋地敷设外，LNG拦蓄区内的工艺管道均采用低支架架空敷设。管道及设备防腐 LNG 进液总管和LNG储罐出液低温总管及支管（不锈钢管）需作保温绝热，采用聚胺脂保温管托和聚乙烯保温管壳进行保温绝热。无需喷漆，调压计量加臭橇后的埋地管道防腐采用二层 PE 或聚乙烯防腐胶带进行加强级防腐。管道连接方式管道安装除必要的法兰连接外，均采用焊接连接。（二）LNG加气站LNG加气站主要工艺设备有1台60m3的卧式低温储罐、2台低温泵、1台卸车增压器和1台EAG加热器。1.LNG储罐本站LNG储罐选用高真空多层隔热储罐，选用60m3的卧式储罐

20、。储罐设ITT液位计、差压变送器、压力变送器、温度变送器、压力表各一套，以实现对储罐内LNG液位、温度、压力的现场指示及远传控制。罐体顶部设安全防爆装置，下部设夹层抽真空接口及真空度测试口。根据系统的工作压力，并考虑其经济性，确定储罐的设计压力为1.44/-0.1 MPa（内筒/外筒）。设计参数如下：型式：卧式圆筒形式、低温真空、绝热储罐。表9 LNG真空储罐技术参数要求表项 目单位指 标（参数）备 注工作压力MPa1.0真空设计压力MPa1.44充装介质LNG有效容积m360/充满率90%设计温度-19650日蒸发率（静态蒸发率）0.2%/d主体材料06Cr19Ni1016MnR绝热形式高真

21、空多层缠绕绝热2.LNG低温泵本工程中采用二台LNG低温泵，一用一备（高峰时两台同时启动）。LNG低温泵包括泵体和泵池两部分，泵体为浸没式两级离心泵，整体浸入泵池中，无密封件，所有运动部件由低温液体冷却和润滑。LNG低温泵由一台变频器控制。根据LNG燃料加气泵的性能曲线对LNG低温泵进行选型，所选LNG低温泵的主要参数如下：介质：LNG 工作温度：-162设计温度：-196 设计流量：8-320L/min（液态）额定流量:8-320L/min 转速范围：1500-6000RPM设计扬程：250m 所需进口净正压头：0.7-3m 电机功率：11KW 电源：3相，380V，50HZ进口尺寸：2in

22、 出口尺寸：1in3.卸车增压器增压器是完成加气系统升压升温的设备之一，选用环境式换热器。增压器选用空温式加热器，增压借助于列管外的空气给热，使管内LNG升高温度来实现，空温式换热器使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。LNG卸车增压器选择下列空温式换热器：本项目选用处理量为300Nm3/h的增压器1台，其主要工艺参数如下：表10 增压器技术参数要求表名 称单 位技术参数工作介质LNG汽化能力Nm3/h300工作压力MPa0.8设计压力MPa1.6进口温度-162出口温度-162设计温度-1964.低压EAG加热器液化天然气气化后的温度低于-107时，气体的密度比空气的密度大，不易放空。EA

23、G加热器是对超压放散的低温气体进行加热，并考虑对后面管材的影响，使其出加热器气体温度大于-20。EAG加热器是完成放散系统升温的设备之一，选用环境式换热器。加热器选用空温式加热器，升温借助于列管外的空气给热，使管内LNG升高温度来实现，空温式换热器使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。EAG加热器选择下列空温式换热器：本项目选用处理量为200Nm3/h的加热器1台，其主要工艺参数如下：表11 EAG加热器技术参数要求表名 称单 位技术参数工作介质LNG汽化能力Nm3/h200工作压力MPa0.8设计压力MPa1.6进口温度-162出口温度环境温度-10设计温度-1965.LNG加气机加气机是

24、给拖车上的LNG气瓶加气和计量的设备，主要包括流量计和加气枪两大部件。流量计是计量设备，本项目采用质量流量计，具有温度补偿功能；加气站是给车载LNG气瓶加气的快装接头。所选LNG加气机的主要参数见下表。表12 LNG加气机技术参数表序号参数名称参数数值1计量准确度1.0%2工作压力2.5MPa3范围流量0-180L/min4功率200W5电源220V，50Hz6环境温度-40-557环境湿度95%8环境大气压86110KPa9管路温度-19610读数最小分度值0.01 Kg（L/Nm3）11累计计量范围99999999.99 Kg（L/Nm3）12单次计量范围09999.99 Kg（L/Nm3

25、）6.仪表风系统本项目中在需要紧急切断或需要实现自控的部位均设有气动阀，仪表风系统就是为气动阀提供符合要求的控制气源，本设计中控制气源为氮气。7.管材管阀件、防腐及保冷（1）管材、管道安装低温天然气管道选用标准为流体输送用不锈钢无缝钢管GB/T 14976-2012，材质为06Cr19Ni10的不锈钢管。LNG储罐上设备之间的管道连接在制造厂完成，现场无需安装。LNG储罐区与LNG加气机之间的管道连接采用现场法兰连接。（2）管阀件LNG管道绝热采用保温绝热，相应阀门及管件采用保温绝热阀门和管件。站内工艺系统设有手动截止阀、球阀、调节阀、气动切断阀、安全放散阀、止回阀等。LNG储罐的进、出液管道

26、上设有气动紧急切断阀；为了实现自动化控制，LNG低温泵的进出口均设有气动阀和调节阀；增压器的出口设有气动调节阀；液相管道上两个截止阀之间设置安全阀。自动控制的阀门采用不锈钢防爆型低温气动阀。LNG储罐上的阀门需要现场安装阀门，需要为低温进口阀。站内安全放散阀选用全启式和微启式安全阀。低温弯头，选用3DN无缝弯头；一般低温阀门原则上采用焊接连接，低温安全阀进出口采用螺纹连接，在进出口处加锁母，锁母材质为06Cr19Ni10。储罐安全阀的出口管径为DN50，设置两个安全阀，一用一备。（3）防腐及保冷低温泵、LNG加气机、流量计等设备仪表和各种阀件的表面可保持制造厂出厂时的本色；不锈钢管道、可保持原

27、色。管道支架、平面、梯子、构架等涂灰色。LNG进液总管和LNG储罐出液低温总管及支管（不锈钢管）作保温绝热，其他碳钢工艺管道作防腐处理。LNG管道应采用真空管或者绝热保冷材料为防潮性能良好的不燃材料和外层为不燃材料，里层为难燃材料的复合绝热保冷材料。（三）L-CNG加气1.高压储气系统本项目拟选用储气井储气方案。站内储气装置采用4台2m3储气井，按运行压力分为高压、中压、低压三组。储气量不够时由压缩机给汽车直充补气。2.低温高压柱塞泵撬低温高压柱塞泵撬的主要功能是增压LNG，最高可增至25MPa，增压后LNG进入高压水浴式气化器。考虑到本加气站CNG供气量为1.5104Nm3/d，因此本表13

28、 CNG部分主要工艺设备表序号名 称规格、型号单位数量1压缩机处理量1000Nm3/h台22储气井2m3（水容积）台台43低压深度脱水装置处理量1500Nm3/h台14加气机自动双枪台25低压系统过滤套16计量系统智能涡轮流量计DN80套1项目的设计流量为2000L/h，选用1套低温高压柱塞泵撬（含2台柱塞泵，一用一备）。3.LNG高压气化器撬a.空温式高压气化器气化器的气化能力根据高压柱塞泵气量确定，在本项目中L-CNG站配置两组，一备一用，互相切换使用，或高峰时两台同时使用。本项目设计流量1500Nm3/h，选用2台1500Nm3/h高压气化器。表14 空温式高压气化器技术参数表序号参数名

29、称参数数值1气化形式空温式2气化能力（单台）1500Nm3/h3设计压力（MPa）27.54工作压力（MPa）255设计压降（MPa）0.036进口介质LNG7出口介质NG8设计温度（）-1969进口温度（）-16210出口温度（）低于环境温度1011数量（台）2b.高压EAG加热器液化天然气气化后的温度低于-107时，气体的密度比空气的密度大，不易放空。EAG加热器是对超压放散的低温气体进行加热，并考虑对后面管材的影响，使其出加热器气体温度大于-20。EAG加热器是完成放散系统升温的设备之一，选用环境式换热器。加热器选用空温式加热器，升温借助于列管外的空气给热，使管内LNG升高温度来实现，空

30、温式换热器使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。本站选用处理量为150Nm3/h的EAG加热器1台。其主要工艺参数见下表。表15 高压EAG加热器技术参数表名 称单 位技术参数汽化能力Nm3/h150工作压力MPa25设计压力MPa28进口温度-162出口温度环境温度-10设计温度-1964.高压电加热气化器为保证从高压气化器出口的天然气的温度，增设一台高压电加热气化器。表16 高压电加热气化器技术参数表序号指标名称项目1气化能力（Nm3/h）15002设计压力（MPa）27.53工作压力（MPa）254设计温度（）-505进口温度（）-306出口温度（）107设备数量15.配气设备（1）阀

31、门：关键和常操作的阀门采用密封性好、操作灵活、质量可靠的法兰球阀，放空阀采用使用寿命长，噪声小、耐冲刷的节流截止放空阀，排污选用密封性能好，耐冲刷，操作方便的节流截止排污阀。法兰球阀按压力等级选取：PN4.0系列选国产优质碳钢阀门；PN32系列选取进口不锈钢阀门。（2）过滤器：选用PN4.0 DN80型可排污式高效过滤器。（3）安全阀：选用开启关闭可靠、严密不易泄漏的QSAX46系列先导式安全阀。（4）截断阀：选用启闭迅速、高精度的PN4.0 DN80电动式快速遥控截断阀。（5）管材：DN80/50/25/20/8 6.管材管阀件及防腐（1）管材根据汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156

32、-20122014年版）中的规定，管道连接均采用焊接方式（与设备、阀门连接除外）。根据汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-20122014年版）中的规定，本工程增压后的天然气管线管材选用符合现行国家标准流体输送用不锈钢无缝钢管（GB/T 14976-2012）的奥式体不锈钢管（06Cr19Ni10），管道连接采用焊接方式（与设备、阀门连接除外）。（2）阀件低压阀件选用优质国产阀门；压缩机出口至储气瓶、加气机工艺管道、设备用阀主要采用进口高压不锈钢阀。（3）高压管件压缩机系统内部（压缩机与冷却装置）安装系统管道由压缩机供应商自行确定；压缩机系统出口至储气瓶、加气区的高压输气管道为不锈钢

33、（06Cr19Ni10）无缝钢管，全部采用焊接或管接头。（4）管道安装全站放散和排污天然气管道均埋地敷设，室外高压管道（除储气瓶-天然气加气机高压管线外）及室内管道均采用管沟方式敷设。管沟盖板为水泥盖板，盖板之间必须有缝隙以便于天然气泄放。室内管沟在管道安装完毕后必须用干沙填充，使管沟内没有空间可积聚天然气。（5）防腐站内所有非不锈钢管道及管件均要求除锈后进行防腐处理。本工程埋地钢质管道采用聚乙烯粘胶带防腐，补口补伤材料采用热收缩套。管道的补口补伤表面应无褶皱、气泡和过烧现象。（四）燃气管网1.管网布置本项目为中压A级输配管道系统。燃气主管从站场接气后沿城市道路由西向东埋地敷设，到达用气区域后

34、沿道路呈环状和支状布置，燃气管线埋深不小于1.8m。采用的燃气管线规格有de250、de200、de160、de110，燃气管线全长约39.93km。2.管径的确定为了使管网更加合理、经济，需要对管网进行水力计算，以优化管网的结构，减少管网结构的投资，使管网的维修更加便利，本项目主管网管径按远期用气规模确定，结合上游气源的供气能力，并考虑部分余量。（1）管道规格：de250、de200、de160、de110（2）起点压力：0.4MPa。3.管网管材确定本工程穿越和跨越用管选用L245螺旋缝埋弧焊钢管，其余中压管道及低压管道选用PE管。4.管道敷设本工程天然气管道尽量沿路直埋敷设，布置在道路两

35、侧。规范规定管道埋地敷设的最小深度：车行道下为0.9m，非车行道下为0.6m，考虑到冻土和线路安全本工程管线管顶埋深为1.8m；穿越主要道路时均设保护套管。5.附属设施调压箱（柜）是连接中压管道和低压庭院管道及工业炉前管道与用户的枢纽，来自中压支管的燃气经调压后给用户供气。调压箱（柜）主要由调压器、切断阀、进出口阀、压力表及过虑器等组成。对于工业用户及较大的商业用户采用专用调压柜供气。调压柜、调压箱选用切断式调压器，调压箱内主要设备有进出口阀门、调压器、过滤器、紧急切断阀和压力表。6.阀门井的设置中压燃气主管应设置分段阀门，本项目每8km设置一个，并在阀门两侧设置放散管。七占地情况本项目包括L

36、NG气化站、LNG加气站、L-CNG加气站和城镇燃气管网。其中LNG气化站、LNG加气站、L-CNG加气站均位于站场内，建设区域现状土地利用类型为水域及水利设施用地（渔塘）。本项目燃气管线建设区域现状土地利用类型主要为交通运输用地，根据规划部门要求，燃气管线将在道路的人行道下敷设，燃气管线施工时所占土地为公共管理与公共服务用地。长白朝鲜族自治县住房和城乡建设局于2016年1月20日出具了长住建发【2016】10号长白朝鲜族自治县住房和城乡建设局关于本项目的选址意见预批复。本项目占地情况如表17所示。表17 工程占地类型及面积表区域名称占地面积（m2）永久占地（m2）临时占地（m2）水域及水利设

37、施用地公共管理与公共服务用地站场LNG气化站14705147050LNG加气站L-CNG加气站管线39930039930合计546351470539930注：本项目站场临时占地现状为水域及水利设施用地，管网临时占地现状为公共管理与公共服务用地。八土石方平衡该项工程土石方总量为1422274m3，其中挖方总量为59895m3，填方总量为709894m3，借方为651242 m3。表18 本项目土石方平衡表项目挖方（m3）填方（m3）弃方（m3）借方（m3）站场（LNG气化站、LNG加气站和L-CNG加气站）586527098940651242管线17569216785678360合计234344

38、8777507836651242注：本项目供方来源于长白县塔山公园东侧1km处的建设用地。此处为军方营房用地建设项目，位于山坡之上，现正在平整场地，现有余土约90万m3，本项目用土651242 m3。可满足本项目需求，管线弃方全部用于场站填方。九“三场”设定、拆迁工程和树木砍伐。 施工场地 站场施工场地位于项目用地区域内，不新增占地，施工用水来源于厂区内井水。施工期生活污水排入下水管网，在施工场地设置自然沉淀池，施工废水由25m3沉淀池收集，经沉淀处理后全部回用。施工结束后将沉淀池覆土掩埋。 输气管网不设置营地，均利用现有居民点等设施，分散租用当地民房等方法，故施工期产生的生活污水分散排入所居

39、住地的民用设施中。 取、弃土场 本项目取土场位于长白县塔山公园东侧1km处。此处为军方营房用地建设项目，位于山坡之上，现正在平整场地，现有余土约90万m3，本项目用土651242 m3。可满足本项目需求，取土场周围均为山林。本项目无弃土场。 十穿跨越工程设计本项目共穿越道路次数为55次，无林地穿越。本工程管道穿越主要道路采用顶管方式施工，穿越段燃气管道应外加保护套管。套管直径比燃气管道直径大100mm以上；套管两端应密封，重要地段的套管端部安装检漏管。十一.公用工程1.给排水（1）给水本项目用水包括储罐降温的喷淋用水、场地清洗用水、生活用水、厨房用水和绿化用水，全部来源于自打深井，可满足本项目

40、的需求。储罐降温的喷淋用水量为1t/d（365t/a）；场地清洗用水量为3.18t/d（1160.7t/a）；生活用水量按30L/人d计，则用水量为0.72t/d（262.8t/a）；厨房用水量按10 L/人d计，则用水量为0.24t/d（87.6t/a）；绿化用水量按1.0L/d计，绿化面积为1011.18，则用水量为1.01t/d（181.8t/a）（按180d计）。综上，本项目总用水量为6.15t/d（2057.9t/a）。（2）排水本项目储罐喷淋主要为夏季储罐外部温度过高及发生火灾、事故时进行的喷淋降温用水，喷淋后的水通过储罐周围的围堰（1m高）经地沟（深0.5m）进入消防水池，再由提

41、升泵进行循环使用，水中不含有危险废物，不外排；绿化用水全部被植物吸收或蒸发。本项目废水包括场地清洗污水、生活污水和厨房污水。污水产生系数按0.8计，场地清洗污水产生量为2.54t/d（928.56t/a）；生活污水0.58t/d（210.24t/a）；厨房污水0.19t/d（70.08t/a）。综上，本项目污水产生量为3.31t/d（1208.15/a）。厨房污水经隔油池处理后，与其它废水拟排入场区自建化粪池（24m3），经下水管网进入长白县清源污水处理厂处理后，达标排至鸭绿江流域。表19 本项目用水平衡表 单位：t/d序号用水类别用水量排水量损失量1喷淋降温用水1012场地清洗用水3.182.540.643生活用水0.720.580.144厨房用水0.240.190.055绿化用水0.9100.916合计6.053.312.74图1 本项目用水平衡图 单位：t/d2.供配电设计站场设置箱式变压器（SCB13-315kVA）一座，由站外引入10KV电源。根据城镇燃气设计规范，气化站为二级负荷，应采用双回路供电。本项目采用一路10KV进线和发电机供电的方式。3.供暖本项目营运期采暖由电能提供。十二.劳动定