佛山市高明区管道燃气工程(近期)建设项目建设环境评估报告(优秀甲级报告).doc

佛山市高明区管道燃气工程（近期）建设项目环境影响报告书（ 简 本 ）建设单位：佛山市高明恒懋燃气有限公司评价单位：中山大学环境科学研究所协作单位：佛山市高明区环境保护科学研究所二OO六年十一月本报告由环保资料网-收集整理目 录1. 总 则31.1 主要编制依据31.2 评价目的、评价时段和评价重点41.3 评价等级51.4 环境保护目标51.5 评价因子及其评价标准62. 建设项目概况与工程分析82.1 建设项目概况82.2 原辅材料和水、电消耗262.3 施工期环境影响因素及污染源分析282.4 运营期环境影响因素及污染源分析303. 环境影响评价353.1 施工期环境影响分析与评价353.2 运营期环境影响分析与评价424. 环境风险评价484.1 风险识别484.2 风险事故源项分析484.3 风险事故后果514.4 卫生防护距离524.5 风险事故防范措施534.6 风险事故应急预案605. 环境保护措施685.1 设计阶段环保措施和对策685.2 施工期环保措施695.3 运营期环保措施分析726. 评价结论及建议756.1 建设项目概况756.2 项目所在地环境质量现状756.3 建设项目环境影响766.4 建设项目环境风险及其影响796.5 公众参与816.6管线布置及站场选址合理合法性826.7 建议826.8 综合评价结论83附图1 高明区天然气输配管网布置图II1. 总 则1.1 主要编制依据本评价适用的法律、法规、规定、相关规范性文件和相关文件见表1-1。表1-1 适用的法律、法规和相关技术文件序号适用的法律、法规和相关技术文件一、全国性环境保护法律、法规和部门规章1中华人民共和国环境保护法，1989.12.262中华人民共和国大气污染防治法，2000.4.293中华人民共和国水污染防治法，1996.5.154中华人民共和国环境噪声污染防治法，1996.10.295中华人民共和国固体废物污染环境防治法，2004.12.296中华人民共和国水土保持法，1991.6.297中华人民共和国环境影响评价法，2002.10.288中华人民共和国清洁生产促进法，2002.6.299中华人民共和国水法，2002.8.2910中华人民共和国土地管理法，1998.8.2911中华人民共和国安全生产法，2002.6.2912危险化学品安全管理条例（国务院2002第344号令），2002.3.1513中华人民共和国文物保护法，1982.11.1914中华人民共和国水污染防治法实施细则，2000.3.2015中华人民共和国水土保持法实施条例（国务院1993年颁布）16建设项目环境保护管理条例（国务院1998第253号令），1998.11.1817国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定（国发200539号），2005.12.3二、广东省及佛山市环境保护法律、法规和规定1广东省环境保护条例，2005.1.1修订2广东省固体废物污染环境防治条例；2004.5.13广东省建设项目环境保护管理条例，2004.7.29修订4广东省农业环境保护条例，1998.6.15广东省珠江三角洲水质保护条例，1998.126佛山市实施广东省珠江三角洲水质保护条例办法，2000.1三、环境影响评价技术导则、规范和规定1环境影响评价技术导则总纲（HJ/T2.1-93）2环境影响评价技术导则大气环境（HJ/T2.2-93）3环境影响评价技术导则地面水环境（HJ/T2.3-93）4环境影响评价技术导则声环境（HJ/T2.4-1995）5环境影响评价技术导则非污染生态影响（HJ/T19-1997）6建设项目环境风险评价技术导则（HJ/T169-2004）7环境影响评价公众参与暂行办法（环发200628号），2006.2.147建设项目环境保护设计规范，1987.38油气田和长输管道建设项目环境保护设计规范（SYJ24-87）9水土保持综合治理规范（GB/T16453-1996）10开发建设项目水土保持方案技术规范）（SL204-98）四、规划文件1珠江三角洲环境保护规划纲要（2004-2020）实施方案，2004.9.242广东省蓝天工程计划3广东省地表水环境功能区划（试行方案）（粤府函1999553号），1999.11.254佛山市可持续发展的生态环境规划纲要，2003.115佛山市城市总体规划（20052020）（征求意见稿），20056佛山市城镇燃气发展规划纲要，2004.17佛山市城镇天然气高压输配系统规划（修订版），2005.18高明市城镇体系规划（2002-2020），2002.109佛山市高明区中心城区总体规划（修编），200610高明区环境保护规划11佛山市高明区燃气专项规划，2004.10五、技术资料及文件1佛山市高明区管道燃气工程可行性研究报告，中国市政华北设计研究院，2005.42关于佛山市天然气高压管网工程环境影响报告书审批意见函，粤环函2005756号3环境影响评价委托书，佛山市高明恒懋燃气有限公司，2006.14关于佛山市高明区管道燃气工程（近期）环境影响评价大纲的评估意见，粤环技纲200635号，2006.7.75佛山市高明区管道燃气工程（近期）环境影响评价大纲，2006.7.101.2 评价目的、评价时段和评价重点1.2.1 评价目的（1）根据工程管线和工艺站场施工内容、施工方案和环境保护措施设计方案，识别施工期的环境影响因素，预测分析施工期环境影响的程度、范围，评价环境保护措施可行性，并根据影响评价结果提出针对性强、可行的施工期环境保护措施，把工程建设的施工期环境影响降到最低程度。（2）根据工程设计方案和营运特点，识别工程运营期的环境影响因素，分析预测运营期环境影响的范围、程度，评价环境保护措施可行性，并根据影响评价结果提出可行的运营期环境保护措施，把工程运营期的环境影响降低到可接受的程度。（3）进行工程运营期环境风险事故的因素分析，分析预测天然气泄漏、爆炸等小概率事件发性时的环境影响程度和范围，提出卫生防护距离，保障工程管线和工艺站场附近居民的环境安全。（4）提出施工期环境监量和监测计划、运营期的环境管理与监测计划以及环境风险防范措施，以保证环境保护措施和环境风险防范措施的有效实施。针对重大环境风险事故的发生特点，提出有效的应急计划。（5）给合公众意见调查、环境经济损益分析，对工程建设方案可行性、合理性以及项目在环境保护方面的可行性给出明确结论。（6）编写环境影响报告书，为项目的环境决策提供科学依据。1.2.2 评价时段评价时段分施工期和运营期。1.2.3 评价重点（1）施工期以噪声和非污染生态影响为主，其次是大气环境影响。具体为：声环境：施工机械噪声对周围环境敏感点的影响。非污染生态：施工占地和植被破坏、弃土和水土流失影响。大气环境：施工场尘。（2）运营期以大气环境影响和环境风险评价为主，具体为：大气环境：正常工况设备检修或系统超压排放天然气对周围环境的影响。环境风险评价：接收站、气化站和输气管道天然气泄漏风险事故，LNG运输和储存过程中的泄漏风险事故。1.3 评价等级地表水、大气环境、生态影响、声环境影响评价等级均为三级。环境风险评价等级为一级。1.4 环境保护目标1.4.1 地表水环境保护目标地表水评价范围内的高明河、杨梅河、西安河、秀丽河均无环保部门划定的饮用水源保护区，各河段的水质保护目标分别为类、类、类、类。保护目标为水质不会受到工程施工的明显影响，维持水质现状。1.4.2 大气环境保护目标中心城区输气管道两侧重点保护医院、幼儿园、学校、流动人口密集的汽车站和居民集中居住区，郊外输气管道两侧重点保护居民点。按照各敏感点所在的大气环境功能区，环境空气质量相应控制在环境空气质量标准（GB3095 -1996）二级标准限值之内。接收站和气化站场界非甲烷总烃烃浓度符合广东省地方标准大气污染物排放限值（DB44/27-2001）第二时段无组织排放监控浓度限值；站场附近敏感点环境空气中的非甲烷总烃参照以色列标准控制（一次值4.0mg/m3，日平均浓度2.0mg/m3）。1.4.3 声环境保护目标中心城区输气管道两侧重点保护医院、幼儿园、学校、流动人口密集的汽车站和居民集中居住区，郊外输气管道两侧重点保护居民点。保护目标为受施工影响时仍能满足其所在功能区的要求，具体为：农村居住区和城区混合区达到城市区域环境噪声标准（GB3096-93）中2类标准要求，交通干线两侧达到4类标准要求。1.4.4 生态环境保护目标生态环境保护以陆生生态为主，保护目标为输气管道沿线、工艺站场附近的农林生态、植被和城区绿树，减少水土流失和景观坏。工艺站场建城后进行绿化，绿地率平均达到35%。水生生态保护目标为水体中浮游动物和底栖生物，避免施工引起物种的进一步减少。1.4.5 环境风险保护目标完善设计、施工和运营期的管理，制定有效的风险事故防范措施并落实，把管道输气、工艺站场和LNG运输过程的天然气泄漏、火灾和爆炸等风险事故降至最低程度，杜绝此类事故的发生。制定有效的风险事故应急预案，把可能发生风险事故造成的损失除到最低程度。重点保护对象为工艺站场周围5km范围内的居住区、村庄、医院、学校、工厂等。1.5 评价因子及其评价标准1.5.1 大气环境（1）评价因子环境空气质量现状调查与评价因子为SO2、NO2、PM10和非甲烷总烃，施工期大气环境影响分析因子为粉尘（TSP），运营期大气环境影响预测因子为非甲烷总烃，影响分析因子为臭气（影响来源为加臭剂四氢噻吩）。（2）环境空气质量标准根据高明区环境规划，本项目涉及的区域属环境空气二级功能区，执行环境空气质量标准（GB3095-1996）及其修改单二级标准。其中非甲烷总烃国内未作规定，参照以色列标准控制（一次值4.0mg/m3，日平均浓度2.0mg/m3）。（3）大气污染物排放标准工艺站场场界臭气执行恶臭污染物排放标准（GB14554-93）中新扩改二级厂界标准值，非甲烷总烃执行广东省地方标准大气污染物排放限值（DB44/27- 2001）第二时段无组织排放监控浓度。1.5.2 水环境（1）评价因子地表水环境质量现状调查与评价因子为水温、pH、DO、SS、CODCr、CODMn、BOD5、氨氮、石油类，施工期预测因子为SS，运营期预测因子为CODCr和氨氮。（2）地表水环境质量标准执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）。根据广东省地表水环境功能区划（试行方案），评价范围内的水质目标高明河为类，杨梅河为类，西安河和秀丽河为类。（3）水污染物排放标准施工期产生的生活废水、施工废水、管道试压废水以及运营期各站场的污水，执行广东省地方标准水污染排放限值（DB44/26-2001）第二时段一级标准，部分区域排入高明污水处理厂时，执行第二时段三级标准。当穿越工程需要使用船舶进行施工时，船舶废水送高明区污水处理厂处理，执行第二时段三级标准。运营期工艺站场废水排入附近农灌渠，执行DB44/26-2001）第二时段二级标准，后方设施废水排入高明污水处理厂时，执行第二时段三级标准。1.5.3 声环境（1）评价因子声环境现状评价与影响预测因子采用等效连续A声级。（2）声环境质量标准声环境评价范围覆盖城市建成区、农村地区、工业区和交通干线（高明大道）两侧，分别执行城市区域环境噪声标准（GB3096-93）中的2类、2类、3类和4类标准。（3）噪声排放标准施工期执行建筑施工场界噪声标准（GB12523- 90），并执行高明区关于施工时间的规定。工艺站场运营期执行工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）中的类标准，其中富湾接收站和LNG气化站在荷富大道一侧为交通干线两侧，执行类标准。832. 建设项目概况与工程分析2.1 建设项目概况2.1.1 项目概要（1）项目名称佛山市高明区管道燃气工程（近期）（2）建设单位佛山市高明恒懋燃气有限公司（3）项目类别及性质新建项目，属建设项目环境保护分类管理目录中的市政工程类别。（4）建设内容及工程规模项目建设内容包括天然气输配管网、接收站、过渡气源站（LNG气化站）、生产调度管理系统以及后方辅助设施等。主要包括富湾LNG气化站（含接收站）1座、人和LNG气化站1座、中压干管96 km、中压支管34 km、调压设施355台套、后方设施4000m2、SCADA系统、原有设施改造及站外工程等。（5）供气范围、建设目标及气源高明区管道燃气工程（近期）的供气范围为中心城区和沧江工业园东园起步区，设计供气量16629万Nm3/年（合13.34万吨/年），年平均日供气量45.56万Nm3/日，高峰小时供气量31057Nm3/时，供气人口18.4万人（合5.3万户），到2010年供气范围管道气平均气化率达到50%。本项目的天然气来源包括两部分，一部分由佛山市天然气高压管网工程近期通过高压天然气管道及设高明区的富湾高中压调压站供应，气源为广东省LNG工程负责向佛山市供应的天然气（NG），供气量6105万Nm3/年（合4.9万吨/年）；不足部分由建设单位自购LNG，通过富湾气化站和人和气化站气化后供应，供气量10524万Nm3/年（合8.44万吨/年），LNG耗量为8.44吨/日。（5）项目位置和管线走向建设地点位于高明区中心城区（荷城街道办）、杨和镇。输气管道为中压A一级输配系统，管网基本上沿供气范围内（高明区中心城区和沧江工业园东园）的现状道路和规划道路敷设。由南到北沿荷富路、祥福路、海天大道敷设，由东到西沿古城北路、三阳路、高明大道敷设，形成中压管网主环路，并以此为基本框架，向市区次干道延伸形成次环，共同组成高明区的中压管网输配体系。在中压干管与用户之间通过中压支管、调压柜（箱）向用户供气。富湾接收站和LNG气化站位于高明中心城区北部、甲界村西北面约400m处、荷富大道与广明高速（建设中）交叉处（N22°5733，E112°5037附近）。该选址东距西江高明段西岸约1.6 km，南距高明城区约7 km。建成后站场西面为荷富路、北面为广明高速公路、南面、东面均为山坡地。人和气化站位于杨和镇西部，铁炉庄村东面约250m处、高明大道与规划中的肇江高速公路交叉处以东（N22°5047，E112°4343附近）。该选址东距高明城区约14 km。建成后站场西面隔两座小山包与高明区杨和镇铁炉庄村为相邻，北面为五金厂和在建的禄堂变电站，南面为高明基业冷轧钢板实业有限公司水煤气站、东面为顶丰油脂厂。管线布置方案见附图1，两站场的四至图见图2-1和图2-2。（7）工程占地项目永久占地39800 m2（59.7亩），其中富湾LNG气化站（含接收站）17400 m2（26.1亩，现状为已开挖的山地），人和LNG气化站17400 m2（26.1亩，一部分为高明恒懋有限公司现有人和液化石油气气化站，一部分为取土荒坡），后方设施5000 m2（7.5亩，一部分位于高明恒懋有限公司现有荷城液化石油气气化站，占地2500 m2，一部分位于沧江工业园东园）。管道施工需临时挖掘道路151600 m2，其中人行道121280 m2，慢车道30320 m2。（8）项目投资项目总投资约19750万元，其中一类工程费用14290万元，二类费用3049万元，预备费2411万元。（9）劳动定员工程运营期总定员160人，劳动定员编制见表2-1。表2-1劳动定员编制表序号部 门定员（人）序号部 门定员（人）1总经理、总工程师、总经济师等39生产运行部1052中心调度室5 其中部门管理103技术开发部10工艺场站254市场部8管线所205销售部10抢修中心106财务部3服务网点407办公室310安检、监理部88用户服务部511合计160（10）建设进度计划总工期为4.5年，其中勘察、设计、招投标等建设准备期6个月，建设前期1年，建设与生产同时进行期3年。计划2006年开始供气，2009年全部建成。项目2006年供气7478万Nm3，2007年供气10520万Nm3，2008年供气13579万Nm3，2009年达到设计供气规模16629万Nm3。图2-1 富湾接收站和气化站四置图图2-2 人和气化站四置图（11）主要经济技术指标本工程主要经济技术指标详见表2-3。表2-3工程主要经济技术指标序号指标名称单 位数 量备 注一供气规模1年供气量万Nm3/年166292年平均日供气量万Nm3/日45.563高峰小时供气量Nm3/时310574气化人口 万人18.45气化居民户数 万户5.36居民管道气平均气化率 %50二主要工程量1LNG气化站座2储罐10×100m32天然气接收站座13中压干管Km964中压支管 Km345调压箱台2146调压柜台1417干管阀门个958劳动定员人160三工程总投资万元203441一类工程费用万元14290其中：富湾LNG气化站万元2936（含接收站） 人和LNG气化站万元2748站外工程万元200 中压干管/中压支管万元5551/730 干管阀门万元122 调压设施万元496 穿跨越工程万元100 自动化控制系统万元400 原有设施改造万元100 后方设施/运行机具万元600/2002二类费用万元30493预备费万元2411四财务分析1财务内部收益率%8.71/12.19税后/税前2投资回收期年11.24/9.56税后/税前2.1.2 建设方案本项目是佛山市高明区燃气专项规划中确定的建设内容，由高明区唯一授权专营管道燃气及相关业务的佛山市高明恒懋燃气有限公司负责建设和运营。根据中国市政工程华北设计研究院编制的佛山市高明区管道燃气工程可行性研究报告，建设方案简介如下。（1）输配系统供气方式和规模根据高明区规划供气规模、城市现状及总体规模情况，本工程采用中压一级系统（0.4MPa），柜式调压和箱式调压相结合的供气方式，其中柜式调压器适用于向住宅相对集中的多层住宅供气，箱式调压器适用于向较为分散的多层住宅供气。高明区管道天然气供气流程详见图2-3。广州南门站富湾高中压调压站中压干管中压支管柜式调压器低压庭院管户内管天然气表燃 具佛山门站富湾天然气接收站天然气长输管线天然气长输管线人和LNG气化站富湾LNG气化站虚线范围为上游支线建设内容柜式调压器低压庭院管户内管天然气表燃 具图2-3 佛山市高明区管道燃气工程（近期）供气流程图4MPa0.4MPa0.01MPa0.3MPa0.3MPa0.01MPa2000Pa2000Pa0.4MPa据可研的调查研究，高明区设计供气范围内2010年的需供气量为供气量16629万Nm3/年（合13.34万吨/年），年平均日供气量45.56万Nm3/日，高峰小时供气量31057Nm3/时。（2）气源选择本工程计划按照规划采用天然气为气源，2010年的需气量为13.34万吨/年。气源来自两方面：一是广东省LNG项目和佛山市天然气高压管网工程于2008年开始供给高明区的天然气（4.9万吨/年，合6105万Nm3/年）；二是近期过渡气源，拟采用液化天然气（LNG）气化方案解决（8.44万吨/年）。按照上游可供气量6105万Nm3/年，折合年平均日供气量为16.73万Nm3/日，高峰小时流量为11402Nm3/h，2010年高明区所需的补充气量为10524万Nm3/年，年平均日供气量为28.83万Nm3/日，高峰小时流量为19655Nm3/h。获取途径包括河南濮阳、新疆广汇、广西涠洲岛、海南府山等地的天然气田。以上两种天然气气质需要符合天然气GB17820中二类气质标准，满足城镇燃气设计规范对天然气质量的要求，属城市燃气分类GB/T13611中12T基准气的可互换燃气。（3）输配系统及储气调峰方案在佛山市城镇天然气高压输配系统规划中确定，佛山市天然气高压管网公司负责建设的高压管道设计压力为4.0MPa，利用高压管道对下游城市统一进行调峰。上游支线在高明区内共设置了3座高中压调压站（富湾、明城、更楼）给高明区供气，供气压力为0.4MPa，实际上已经形成了高中压两级输配系统。本工程拟采用中压一级输配系统供气方案，对用户采用区域调压站、楼栋调压箱、专用调压站相结合的方式供气，管网压力级制为中压A级（0.4MPa）。输配系统由富湾接收站、LNG气化站、中压A级(0.4MPa)输配管网、中低压调压设施、庭院户内管道等组成。天然气经富湾接收站进入城市中压0.4MPa管网，不足部分由外购LNG经气化站气化后进入城市中压0.4MPa管网，供应高明区中心城区、沧江工业园东园的各类用户，LNG气化站还负责上述供气区域的调峰。在佛山市天然气高压管网工程可行性研究报告中，佛山市高压管网系统负责承担下游各区日时用气调峰，因此，高明区输配系统可不考虑调峰储气设施。由于高明区2010年前存在气源不足问题，上游的供气量为4.9万吨/年（2010年），合6105万Nm3/年，折合成高峰小时流量为11402Nm3/h，对高峰流量不足的部分由过渡气源补气调峰。近期工程自建LNG气化站做为补充气源，气化站设备选型均按高峰小时流量进行配置，补充气源系统可不另设储气设施。2.1.3 工程内容及设计参数2.1.3.1 工艺站场工艺站场包括富湾接收站、富湾及人和LNG气化站，各站设计供气规模及气化站LNG消耗量详见表2-4。表2-4工艺站场供气规模及LNG消耗量（2010年）工艺站场年供气量年平均日供气量高峰小时供气量LNG耗量万t/a万Nm3/at/d万Nm3/dt/hNm3/ht/d富湾接收站4.96105134.216.739.1411402富湾气化站1.51188441.385.166.14765541.38人和气化站6.938640189.8623.679.6212000189.86合 计13.3416629244.6645.5624.931057231.24（1）富湾接收站根据佛山市天然气高压管网工程可行性研究报告，佛山市向高明区供气的站点近期有一处，即富湾高中压调压站。富湾接收站紧邻上游高中压调压站设置，站址位于广明高速和荷富大道交界处，地理位置见图1-1和图2-1。该站主要功能为天然气计量，设计规模4.9万吨/年，布置有工艺计量区和值班站房，占地24 m2，近期与富湾LNG气化站合建，共用公用工程设施。总平面布置见富湾气化站内容。天然气接收站设计压力均为0.4MPa，主要设施包括阀门（电动、手动球阀 7台）、涡轮流量计（带远传装置，2套）、SCADA监控及数据采集系统终端。接收站工艺流程见图2-4，设备连接图见附图2。上游长输管线富湾高中压调压站富湾接收站接收计量高明区中压管网4MPa0.4MPa0.4MPa图2-4 富湾接收站工艺流程图说明：虚线部分为上游管网工程建设内容（2）液化天然气（LNG）气化站 气化站选址本工程计划建设LNG气化站2座，其中位于供气范围东部的富湾气化站与富湾接收站合建，选址于广明高速和荷富大道交界处；位于供气范围西部的人和气化站选址于对川工业大道以南，对川工业区以西。此两处站址外部水、电、道路、通讯等条件均较好，满足建站要求。两站的工艺流程、总图布置和公用工程等绝大部分相同，地理位置详见图1-2、图1-4和图1-5。 气化站工艺流程及主要设备液化天然气（LNG）常压下的储存温度为-162，由低温槽车运至气化站，在卸车台利用槽车自带的增压器对槽车加压（如为LNG集装箱车则由站内卸车增压器回压），利用压差将LNG送至储罐储存。气化时通过储罐增压器将LNG增压后，采用空温气化+水浴加热的方式气化并加热气相天然气，最后经调压、计量、加臭后送入输配管网。在此过程中，LNG槽车或集装箱车、储罐的蒸发气（BOG）采用BOG空温加热器加热后输入管网，储罐、气化器的超压安全放散气（EAG）采用EAG空温加热器加热，经放散管排空。气化站工艺流程及压力变化情况见图2-5。LNG槽车或LNG集装箱升 压储罐增压器0.4 MPa-162公路运输卸车及回收增压气化器储 存LNG储罐气 化空温气化器0.65 MPa-1450.4 MPa-145加 热空温+水浴调 压自力式调压器0.6 MPa10计 量涡轮流量计加 臭加臭装置高明区中压管网0.4 MPa0.4 MPa图2-5 LNG气化站工艺流程图0.6 MPa-145气态天然气路径液态天然气路径BOG加热BOGEAG加热EGA排空EGA气化站各工艺过程及设备选型详述如下：LNG运输液化天然气采用LNG槽车或LNG集装箱车经公路运输。运输车储罐的LNG温度为-162，压力0.4 MPa。气化站平均日消耗LNG 231.24吨/日（约合506.5m3），其中富湾气化站41.38吨/日（约合90.65m3），人和气化站189.86吨/日（约合415.9m3）。按槽车有效运量37 m3计算，平均运输密度为13.7车次/日，其中富湾气化站2.5车次/日，人和气化站11.2车次/日。LNG卸车及蒸发气回收LNG槽车进入气化站卸车台后，利用槽车上的升压气化器将LNG卸至站内低温储罐内，或通过站内设置的卸车增压气化器将LNG集装箱车内的LNG卸至站内低温储罐内。卸车增压气化器设计选用300Nm3/h空温式气化器，每站配3台，LNG进气化器的温度为-162，出气化器温度为-145。卸车增压气化器设计参数为：设计压力：1.6MPa工作压力：0.6MPa设计温度：-19660工作温度：-145-162.3安装方式：卧式材料：LF21气化站内LNG蒸发气（BOG）发生量最大的是回收槽车卸车后的气相天然气，采用BOG空温式加热器加热调压后送入中压管网回收，回收时间按5分钟计，每站选用气化量为1000Nm3/h的BOG空温式加热器1台。BOG空温式加热器的设计参数为：设计压力：1.6MPa工作压力：0.6Mpa 设计温度：-196工作温度：进口温度：-145162.3出口温度：（环境温度10）安装方式：立式材料：LF21LNG储存及蒸发气回收LNG储存采用100m3立式地上圆筒型低温真空粉末储罐，内罐为内压力容器，外罐为外压力容器，夹层充填珠光砂并抽真空。设计总容量按储存3天日用气量计算确定，日用气量（补充量）为28.83万Nm3/日（合液态LNG 506.5m3/日），充装系数为0.95，实际储存天数为3.75天。考虑安全间距以及与远期气源调度等因素，储罐每站设10台。储罐采用主要技术参数见表2-5。储罐装卸过程产生的蒸发气回收后经BOG空温式加热器加热调压后送入中压管网回收。在储气期间，储罐因安全原因会产生安全放散天然气（EAG）。100 m3储罐的最大安全放散量为1000Nm3/h，每站设通过量为1000Nm3/h的EAG空温式加热器1台。进加热器气体温度-145，出加热器气体温度为-15。加热后的EGA经放散管排空。表2-5 液化天然气（LNG）储罐主要技术参数项 目参 数项 目参 数容器类别类外胆材料16MnR设计压力0.86MPa绝热形式真空粉末最高工作压力0.6MPa水容积100 m3内胆设计温度-196充装系数0.95内胆工作温度-162.3设备重量40吨储料名称LNG外型尺寸3500×16152mm内胆材料0Cr18Ni9内罐尺寸3000×14147mm储罐LNG升压储罐内的LNG利用储罐自增压气化器升压，将罐内LNG压力升至所需的工作压力（0.6MPa），利用其压力，将液态LNG送至空温式气化器进行气化。每个储罐配选气化量为200 Nm3/h的空温式储罐升压气化器1台。LNG进气化器温度和NG出气化器温度为-145。储罐升压气化器的设计参数为：设计压力：1.6MPa工作压力：0.6MPa设计温度：-19660工作温度：-145162.3安装方式：卧式材料：LF21LNG气化经储罐自增压气化器输送来的LNG采用空温式气化器进行气化，按各站高峰小时供气量选用设备，富湾站配16台1200Nm3/h空温式气化器，分4组设置（每组为4台1200Nm3/h气化器），2组工作，2组备用。人和站配24台1200Nm3/h空温式气化器，分6组设置（每组为4台1200Nm3/h气化器），3组工作，3组备用。空温式气化器的设计参数为：设计压力：1.6MPa工作压力：0.6Mpa设计温度：-196工作温度：进口温度：-145162.3出口温度：（环境温度减10）安装方式：立式材料：LF21NG加热正常情况下采用空温气化器加热。当环境温度超低时，为保证气化站仍能正常运行，经空温气化器加热热后的NG再经水浴加热器加热达到入管网要求。根据高峰小时流量选用NG水浴式加热器（电加热），每站各配1台。富湾站加热能力为7655Nm3/h，人和站加热能力为12000Nm3/h。NG调压每站设置2路调压装置，调压器选用带指挥器、超压切断的自力式调压器，其性能参数如下：进口压力：P1=0.6MPa出口压力：P2=0.4MPa通过流量：富湾站7655 Nm3/h；人和站12000Nm3/h调压精度：±1%接管口径：富湾站2”；人和站4”台 数：2台（1开1备）NG计量出站天然气选用涡轮流量计计量。NG加臭各站加臭装置以隔膜式计量泵为动力，根据流量信号将臭味剂注入燃气管道中。加臭装置中设隔膜式计量泵2台，计量筒1个和控制系统1套，加臭剂采用四氢噻吩，加臭量按照城镇燃气设计规范规定的加臭剂含量指标进行计算，富湾、人和站最大加臭量分别为153 g/h、240g/h。阀门LNG管道的工艺阀门均采用低温焊接阀门，阀门材料采用0Cr18Ni9，操作运行温度大于-25的管道工艺阀门采用法兰连接阀门。管道绝热和防腐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，其它碳钢工艺管道作防腐处理。绝热采用聚胺脂保温管托和聚乙烯保温管壳。碳钢管道架空部分管道除锈后，刷防锈底漆二道，面漆二道，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。气化站主要设备详见表2-6。表2-6 LNG气化站主要设备一览表设备名称设备规格富湾站人和站LNG低温储罐PN0.86MPa VN100m310台10台储罐自增压气化器PN16MPa 200Nm3/h10台10台卸车增压气化器PN1.6MPa 300Nm3/h3台3台空温式气化器PN1.6MPa 1200Nm3/h16台（8用8备）24台（12用12备）水浴式气化器PN1.6MPa7655（富湾）/12000（人和）Nm3/h1台1台BOG空温加热器PN1.6MPa 1000Nm3/h1台1台EAG空温加热器PN1.6MPa 1000Nm3/h1台1台调压计量加臭装置P=0.6/0.4MPa7655（富湾）/12000（人和）Nm3/h1套1套 气化站总图布置气化站总体布局富湾气化站除增加接收站占用24m2用地外，总体布局与人和气化站相近。均采用分区布置，包括储罐区（内设10台100m3 LNG储罐），工艺装置区（包括LNG卸车台、气化区、调压计量区等）、生产辅助用房、综合楼、传达室、消防水池、蓝球场、道路和回车场等。每个气化站占地17400 m2（约合52.2亩）。总图布置见附图3和附图4，建构物参数见表2-7。LNG储罐布置为保证生产区安全运行，储罐的布置采用1个罐一组，共分10组布置，罐组之间均以0.3m高防液堤分隔开，罐区周围建1m高防液堤与外界分隔开。防液堤能有效地将每个储罐分隔开，当任意一台储罐发生意外时，能减少事故储罐对其它储罐的影响；一旦有LNG液体外逸，分组