六安市城市燃气专项规划（2012-2030年） 说明书
根据目前国内施工的技术水平，在过较为重要的中型河流时，推荐采用定向钻穿越方式。过其它小型河流则考虑采用围堰引流沟埋穿越的方式。对于软质或流质地基较浅的不良地段，还应采取加混凝土重块、螺旋锚、门型钢桩等稳管方式，以免发生不均匀沉降而造成管线的损坏。
2）中压管道穿越、跨越河流方案
本规划新建中压天然气管道穿越、跨越河流方案根据现场情况，确定采用定向钻穿越法或随桥架设法。
①定向钻穿越
当中压天然气管道跨越河流的区段无建成或拟建的桥梁，原有桥梁计划翻修或拓宽，原有桥梁无条件敷设管道，采用定向钻穿越法。
②随桥敷设
根据《城镇燃气设计规范》GB50028-2006和国务院令第198号《城市道路管理条例》，设计压力不大于0.4 兆帕的燃气管道可以随桥敷设，随桥敷设既经济又便于施工和管理。穿跨越河流的天然气管道，须与相关部门协商，并获得批准后方可实施。
中压天然气管道随桥敷设，可敷设在桥梁预留的管道孔洞内，或将管道敷设在专设的承重构架上，也可悬挂在人行道下。
中压天然气管道随桥敷设时，采取如下安全防护设施：
a）管道采用质量合格的加厚的直缝焊接钢管或无缝钢管，尽量减少焊缝，并对焊缝进行100%无损探伤。
b）跨越重要河流，在管道两端设置切断阀。
c）对管道做加强级的防腐保护；在采用阴极保护的埋地钢管与随桥管道之间设置绝缘装置。
d）管道设置必要的补偿和减振措施。 5.4.3 天然气管道穿越主要干道
天然气管道穿越主要干道主要方式有定向钻、顶管和开挖。本次规划天然气管道穿越已建主要干道采用定向钻和顶管两种方式，定向钻穿越可不加套管，顶管穿越需要加套管；天然气管道穿越新建主要干道时，天然气管道应同时施工，采用开
挖方式，并加套管。天然气管道垂直穿越主要干道。
天然气管道穿越主要干道时宜采用外加保护套管或敷设在地沟内。穿越主要干道的天然气管道的套管或地沟，应符合下列要求：
1）套管内径比燃气管道外径大100毫米以上，套管或地沟两端应密封，在重要地段的管道或地沟端部宜安装检漏管；
2）套管端部距道路边缘不应小于1.0米。
5.5 管道防腐
对于聚乙烯管道无需进行防腐，而对于埋地钢制管道为防止埋地钢制管道的腐蚀，保证管道的设计使用寿命，必须对埋地钢管采取防腐措施。
地下燃气管道外防腐涂层目前可供选择的方法有以下几种： 1）石油沥青 2）聚乙烯防腐胶带 3）环氧煤沥青
4）挤压聚乙烯防腐层三层结构 5）熔结环氧粉末
石油沥青具有较好的耐腐蚀性能，其优点是成本低、工艺成熟；缺点是防腐质量不易保证，吸水率高，易老化，机械强度低，寿命低。
聚乙烯防腐胶带具有较好的耐腐蚀性、低吸水性，其优点是施工简便，设备简单；缺点是依赖产品质量，施工质量不易保证且存在阴极保护屏蔽现象，寿命比较长。
环氧煤沥青具备环氧树脂优良的物理、化学性能和煤焦沥青优良的耐水、抗生物性能；其优点是成本低，缺点是施工质量不易保证，寿命低。
挤压聚乙烯防腐层分为二层结构和三层结构两种，天然气管道防腐采用三层结构，简称三层PE，即熔结环氧粉末一共聚物热熔胶一挤塑高密度聚乙烯，是在熔结环氧粉末和挤塑高密度聚乙烯两种防腐涂层基础之上八十年代中期发展起来的一种新型复合防腐结构。该涂层充分发挥了熔结环氧粉末和缠绕高密度聚乙烯两种涂层的优点。挤压聚乙烯三层结构防腐层结合了熔结环氧层和聚烯烃两种防腐层的优良
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性质，将熔结环氧涂层的界面特性和耐化学特性、挤压聚乙烯防腐层的机械保护特性等优点结合起来，从而显著改善了各自的性能，界面粘结强度高，耐腐蚀能力强，使用寿命长等特点。挤压聚乙烯防腐层三层结构具有优良的耐腐蚀性,电绝缘性,机械强度高及低吸水性等性能，整体性好,管材工厂化快速施工，防腐质量易于保证, 与土壤摩擦力小，有利于降低地震影响，但价格较高。
熔结环氧粉末具有优良的机械性能和耐腐蚀性能，耐温性好，抗冲击、抗弯曲性能好，与钢管粘接强度高，其优点是涂层整体性好，管材、管件均可工厂化快速施工，因而，管材和管件防腐质量均易于保障，补口、补伤操作简便，缺点是单层结构涂层机械强度虽优于聚乙烯胶带但不及挤压聚乙烯三层PE防腐层优异，使用寿命长。
根据分析，本规划输气埋地钢管采用挤压聚乙烯三层PE加强级防腐。 根据国家有关规定，埋地钢质管道除采用外敷绝缘材料进行防腐蚀保护外，尚应采用电化学法防蚀，以确保埋地钢质管道的使用寿命。目前常用阴极保护方式有外加电流和牺牲阳极保护法两种方法，特点比较见下表：
两种阴极保护方法的特点比较
方法 外加电流 优点 1.输出电流持续可调 2.保护范围大 3.受环境电阻率限制较小 4.工程越大越经济 5.保护装置寿命长 1.不需要外部电源 2.对邻近构筑物无干扰或很小 3.保护电位分布均匀，利用率高 缺点 1.需要外部电源 2.对邻近金属构筑物干扰大 3.维护管理工作量大 5.6 已建中压管网利用
目前六安市已建成60余公里中压干管，材质多为PE管，少量无缝钢管，管网设计压力0.4兆帕，运行压力为0.1～0.3兆帕，输送介质为天然气。本规划中压干管设计压力为0.4兆帕，输送介质为天然气，而六安中压管道种类、材质、设计压力符合要求，且使用年限在规定期限内，可继续使用。同时由于原有供气规模较小，中压管网设计供气能力偏小，部分中压管道管径出现偏小情况。本规划确定在尽量避免改建等不利情况出现下优化中压燃气管网，即中压管网采用环网布置，并适当加大新建中压管道管径，以满足新的供气要求。燃气公司在敷设燃气管道时也应时刻关注管网运行压力，并严格按照规划采用环网布置，避免出现供气压力不足。
牺牲阳极 1.高电阻率环境不宜使用 2.保护电流几乎不可调 3.对覆盖层质量要求较高 4.投产调试工作复杂 5.消耗有色金属 考虑到城市地下各种金属设施较多，管道密集，为实现对天然气管道的有效保护，同时尽量减少对其它设施的干扰影响，方便运行管理，本规划次高压和中压钢质管道的阴极保护方法选用牺牲阳极法。
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第六章 天然气场站规划
6.1 场站规划
根据调研资料，六安市中心城区已建成LNG储存气化站1座，位于城区北侧，解放北路西侧，站地面积为15亩，小时供气能力6000 立方米/小时，内设置100立方米LNG立式储罐1座，预留1座位置；已建成CNG卸气站1座，位于LNG储存气化站内，小时供气能力5000立方米/小时，内设置2个CNG槽车车位；建成2座CNG加气子站，单站供气能力20000立方米/日；已建成天然气门站1座，位于城东皋城东路，站地面积27亩，内预留2座3500立方米球罐，设计流量33000立方米/小时；建成CNG加气母站1座，位于门站内，母站日加气能力为50000立方米/日，并且正在进行扩建事宜，扩建后母站日加气能力为90000立方米/日。
根据六安市区的发展规划情况，六安市区还需规划建设3座天然气高中压调压站，中期建设桑河路调压站，远期建设佛子岭路和解放北路调压站；天然气加气站14座，其中CNG加气站8座（近期2座，中期3座，远期3座），LNG加气站6座（近期2座，中期2座，远期2座）；门站中期建设预留的2个3500立方米的球罐，并增加设置门站至高中压调压站计量撬；已建LNG储存气化站远期建设预留的1台100立方米LNG立式储罐；新建LNG储存气化站1座，作为应急气源站，远期建设，内设12座150立方米LNG立式储罐。
场站明细表
场站名称 LNG储存气化站 CNG卸气站 门站 CNG加气母站 CNG加气子站 LNG加气站 数量（座） 已建 1 1 1 1 2 0 规划 1 0 0 0 8 6 备注 已建站远期建设预留储罐1台，规划站远期建设 已建站中期建设预留2个球罐 正在进行扩建事宜 近期2座，中期3座，远期3座 近期2座，中期2座，远期2座 6.2 LNG储存气化站
本规划共规划新建LNG储存气化站1座，作为应急气源站，远期建设，内设12座150立方米LNG立式储罐，设计规模为小时供气量为40000标准立方米/小时。 6.2.1站位置选择要求
1）站址选择满足土地利用规划的要求。
2）站址具有适宜的地形、工程地址、供水、供电、通讯等条件，同时应符合环境保护的要求，且不受洪水、内涝威胁的地带。
3）节约用地并注意与场区景观等协调。
4）LNG储存气化站站内露天工艺装置与站外建、构筑物的防火间距应符合《城镇燃气设计规范》GB50028-2006、《建筑设计防火规范》GB50016－2006中相应规范条款的要求。
5）尽量靠近城市负荷，便于中压输气管线的引出。 6）避开油库、桥梁、铁路枢纽、飞机场等重要战略目标。 6.2.2 站址选择
根据六安市总体规划并考虑LNG储存气化站的性质，站址初步确定位于城北已建门站附近。站址处地势比较平坦，交通便利，站内各建构筑物与周围建构筑物间距能够满足规范规定要求。厂区用地面积约27.3亩。 6.2.3总平面布置
本站为LNG储存气化站，作为六安市LNG应急气源。主要建构筑物有LNG储存气化设备、调压计量区、生产辅助用房、消防水池、集中放散管道。为确保安全生产及方便生产管理的需要，本站采用分区布置，即甲类生产区（包括LNG储存气化区及调压计量区）和生产辅助区（包括生产辅筑用房、消防水池）。站区内设不小于4.0米宽环形消防车道。LNG卸车位处设有宽敞的回车场地。详细布置见站区总平面布置图。
厂区内工艺设施与站外建、构筑物的防火间距应满足《城镇燃气设计规范》GB50028-2006的相关要求。
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LNG储罐与站外相邻建、构筑物防火间距
建、构筑物 居住区、村镇和影剧院、体育馆、学校等重要公共建筑（最外侧建、构筑物外墙） 工业企业（最外侧建、构筑物外墙） 明火及散发火花地点和室外变、配电站 民用建筑，甲、乙类液体储罐，甲乙类生产厂房仓库 国家线 铁路（中心线） 企业专用线 高速，Ⅰ、Ⅱ级 ，公路、道路（路城市快速 边） 其它 架空电力线（中心线） 架空通信线（中心线） Ⅰ、Ⅱ级 其它 规范间距（米） 110 50 70 65 80 35 25 20 1.5倍杆高，但大于35千伏以上不应小于40米 40 1.5倍杆高 GB50028-2006 备注 6.2.4 工艺流程
液化天然气专用LNG槽车将LNG通过公路运输至本站后，利用站内设计的卸车增压气化器将LNG卸至站内150立方米低温储罐内，然后利用站内150立方米低温储罐配套的储罐自增压气化器，将罐内LNG的压力升至储罐所需的工作压力（0.6MPa），利用其压力将LNG送至LNG空温式气化器进行气化。冬季气温较低时，经空温式气化器气化后的天然气温度达不到中压管网输送要求时，再通过水浴式NG加热器将天然气温度升到5℃以上，经调压计量加臭后送入城市管网，供给用户使用。从工艺来看，LNG储存气化站的工艺流程是一个物理过程，具有安全、经济、环保的特点。
工艺流程简图如下： LNG槽车 备注 储罐增压气化器 调压箱 热水炉 循环水泵 卸液柱 LNG储罐 空温式气化器 水浴式NG加热器 BOG系统 卸车增压气化器 天然气放散总管与站外相邻建、构筑物防火间距
建、构筑物 居住区、村镇和影剧院、体育馆、学校等重要公共建筑（最外侧建、构筑物外墙） 工业企业（最外侧建、构筑物外墙） 明火及散发火花地点和室外变、配电站 民用建筑，甲、乙类液体储罐，甲乙类生产厂房仓库 国家线 铁路（中心线） 企业专用线 高速，Ⅰ、Ⅱ级 ，公路、道路（路城市快速 边） 其它 架空电力线（中心线） Ⅰ、Ⅱ级 架空通信线（中心线） 其它 规范要求间距（米） 45 20 30 25 40 30 15 10 2.0倍杆高 1.5倍杆高 GB50028-2006 用户 中压管网 计量、加臭 调压装置
6.2.5主要设备
LNG储存气化站主要设备包括12台100立方米LNG储罐、空温式气化器、BOG空温加热器、EAG空温加热器、储罐增压气化器、卸车增压气化器、水浴式气化器、调压计量装置等。
6.3天然气高中压调压站
本规划共规划建设3座天然气高中压调压站，中期建设桑河路调压站，远期建
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