开州府办发〔2023〕10号

重庆市开州区人民政府办公室

关于印发重庆市开州区城镇燃气“十四五”

发展规划的通知

各乡镇人民政府（街道办事处），区政府各部门，有关单位：

《重庆市开州区城镇燃气“十四五”发展规划》已经区政府同意，现印发给你们，请认真遵照执行。

重庆市开州区人民政府办公室

2023年3月14日

（此件公开发布）

重庆市开州区城镇燃气“十四五”发展规划

2023年3月

第一章前言

1.1 规划背景

天然气是现代化城市人民生活和工业生产的重要清洁高效能源，日益受到社会推崇，占能源消费比例逐年提高。发展城镇燃气可以节约能源，减轻城市污染，提高人民生活水平，促进工业生产，对加速建设现代化城市，改善城市的生态环境和投资环境具有重要作用。《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出要推动能源清洁低碳安全高效利用，深入推进工业、建筑、交通等领域低碳转型，争取2060年前实现碳中和的目标。

高举中国特色社会主义伟大旗帜，深入贯彻党的二十大精神，坚持以马克思列宁主义、毛泽东思想、邓小平理论、“三个代表”重要思想、科学发展观、习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的基本理论、基本路线、基本方略，统筹推进“五位一体”总体布局，协调推进“四个全面”战略布局，深入贯彻习近平总书记对重庆提出的营造良好政治生态，坚持“两点”定位、“两地”“两高”目标，发挥三个作用和推动成渝地区双城经济圈建设等重要指示要求，认真贯彻落实市委六届二次全会精神，紧紧围绕建设“一极两大三区”现代化新开州战略定位，立足新发展阶段，贯彻新发展理念，融入新发展格局，持续践行“四个革命、一个合作”能源安全战略思想，按照“十四五”期间开州区经济社会发展趋势和城镇燃气需求特点，统筹规划，协调发展，适度超前，分步实施，科学、合理、有效地提出《重庆市开州区城镇燃气“十四五”发展规划》。

本次规划旨在为开州区城镇燃气设施的规划发展提供管理技术依据，目的是实现专项设计的先进性、科学性、经济性，同时具备一定的超前性、适应性。

1.2 规划依据

1.2.1 国家及地方相关法规

1．《中华人民共和国城乡规划法》（2019年修正本）；

2．《建设项目环境保护管理条例》（2017年修正本）；

3．《城镇燃气管理条例》（2016年修正本）；

4．《重庆市天然气管理条例》（2019年修正本）。

1.2.2 主要规范及标准

1．《城镇燃气设计规范（2020年版）》（GB50028—2006）；

2．《城镇燃气规划规范》（GB/T51098—2015）；

3．《城镇燃气技术规范》（GB50494—2009）；

4．《输气管道工程设计规范》（GB50251—2015）；

5．《汽车加油加气加氢站技术标准》（GB50156—2021）；

6．《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183—2004）；

7．《建筑设计防火规范》（GB50016—2014）（2018年版）。

1.2.3 相关规划及其他

1．《重庆市能源发展“十四五”规划（2021—2025年）》（渝府办发〔2022〕48号）；

2．《重庆市开州区人民政府关于公布开州区城乡总体规划（2015—2035年）的通告》（开州府发〔2019〕3号）；

3．《重庆市开州区国民经济和社会发展第十四个五年规划和二○三五年远景目标纲要》（开州府发〔2021〕6号）；

4．《重庆市开州区新型城镇化“十四五”规划》（开州府发〔2022〕19号）；

5．《重庆市开州区人民政府办公室关于印发重庆市开州区车用综合能源站规划建设管理操作性办法（试行）的通知》（开州府办发〔2022〕81号）。

1.3 规划原则

1.3.1 坚持规划引领，服务行业需求。城镇天然气发展规划应与开州区城乡总体规划、国土空间总体规划相协调，以有利于优化能源结构和产业结构、有利于可持续发展为基本出发点，做好顶层设计，发挥规划的全面引领作用，切实促进开州区城镇燃气行业的高质量发展。

1.3.2 坚持区域统筹，实现融合发展。在规划中注重近远期结合、分步实施和适度超前，兼顾城乡共同发展，进一步扩大农村区域燃气普惠水平，切实解决当前的输量瓶颈和工业提质升级提供要素保障问题。

1.3.3 坚持尊重历史，着力补齐短板。根据开州区天然气利用现状和目前天然气管输布局，认真调查研究、合理规划，以补齐气源衔接、资源统配、管网互通为着力点，充分保障全区供气的安全、灵活、可靠。

1.3.4 坚持安全高效，推动智慧发展。贯彻国家关于能源绿色低碳发展政策，加强行业安全管理和本质安全，积极推动互联网+、大数据、物联网与城镇燃气行业融合，构建安全高效的城市智慧型天然气管网。

1.4 规划范围

本规划范围包括开州区行政辖区内的8个街道、27个镇、5个乡。

1.5 规划期限

本规划基准年为2020年，规划期限为2020年至2025年，远景目标至2035年。

1.6 规划内容

1.6.1 确定供气范围与各类用户需求预测

对开州区城镇居民、公建及商业、工业、燃气空调、燃气汽车等用户进行调研分析，根据各乡镇（街道）供气现状及相关规划资料，预测各类用户的天然气用气规模。

1.6.2 天然气输配系统规划

结合《重庆市开州区国民经济和社会发展第十四个五年规划和二○三五年远景目标纲要》内容依据，梳理天然气气源、中压及以上管道和设施建设基本情况，统筹规划城镇供气管线、配气场所、应急调峰等，拓展气源供应、补齐设施短板，确保天然气供应的安全性和可靠性。

1.6.3 综合能源站规划

调研分析全区公共汽车、出租车、物流车等采用天然气作为燃料的车辆现状及规划情况，合理布局，确定LNG及综合能源站规划建设的发展思路和重点任务。

1.6.4 液化石油气经营站点规划

结合目前城乡居民及非居民用户使用液化石油气作为燃料的现状，统筹考虑供需平衡，优化布局液化石油气经营站点，确定行业整合的工作措施。

1.6.5 城镇天然气安全生产和环境保护

依据《中华人民共和国安全生产法》《中华人民共和国环境保护法》等法律法规，提出在城镇天然气规划建设中必须注意的科学安全生产与生态环境保护的管理措施和防控要求。

1.6.6 规划实施效益

以推动高质量发展为主题，从社会效益、节能效益着手，分析燃气规划的推动实施对开州区实现经济行稳致远、社会安定和谐支撑作用。

1.7 规划目标

1.7.1 燃气利用普及化。至2025年，重庆市开州区城镇燃气（管道）普及率提高至99%以上，天然气年用气量达到12.7亿立方米以上，城镇天然气用户总数达到35万户以上，中压及以上城镇天然气管道达到500公里以上。液化石油气年消费量下降到1000吨，LNG年消费量达到730吨。

1.7.2 供应体系规范化。“十四五”期间，重庆市开州区将进一步强化燃气供应能力，推动天然气气源采购多元化，增加上游气源保障。大力推进管道燃气建设，优化瓶装液化石油气设施布局，加快推动应急调峰设施建设，加强燃气抢险设施建设，构建供应更稳定、服务更优质、运营更规范、安全更可靠、体制更完善的燃气供应格局。

1.7.3 燃气供应安全化。进一步完善对燃气经营企业的监管机制，持续提高服务质量和企业运营水平；加强风险管控的监督检查，督促燃气经营企业控制燃气经营风险，保障“十四五”期间无重大安全事故发生。

1.7.4 燃气管理智慧化。以新一代信息技术为抓手，以生产经营、运营管理以及客户服务为主体，促进燃气信息化朝智能化和智慧化不断升级，全面推进企业数字化转型之路，实现业务与数字技术“双轮驱动”。积极推动互联网+、大数据、物联网与城镇燃气行业融合，鼓励和支持燃气经营企业提升智慧化和信息化水平，构建高效管理、智能运营、便捷服务的科学管理系统，形成广泛感知、精准调控、科学运营的智慧燃气设施建设新局面。

表1.7 重庆市开州区城镇燃气发展“十四五”规划主要指标表

第二章城乡概况

2.1 地理位置

开州地处渝东北三峡库区与秦巴山脉交汇地带，与万州、云阳、巫溪、城口及四川省达州市开江县、宣汉县接壤。全区幅员面积3963平方公里，辖40个乡镇（街道）、535个村（社区），总人口167万人。开州历史悠久，源远流长。东汉建安21年（公元216年）建县，唐武德元年（公元618年）始名开州，2016年7月撤县设区。开州物华天宝，人杰地灵。秀美山川孕育了自强不息、敢为人先、开明开放、开拓开创的人文精神，素有“金开县”“举子之乡”“帅乡”之美誉。

图2.1开州地理区位图

2.2 行政区划

开州区共有40个乡镇（街道）、535个村（社区）。其中街道8个：汉丰街道、文峰街道、云枫街道、镇东街道、丰乐街道、白鹤街道、赵家街道、正安街道；镇27个：大德镇、厚坝镇、金峰镇、温泉镇、郭家镇、白桥镇、和谦镇、河堰镇、大进镇、谭家镇、敦好镇、高桥镇、九龙山镇、天和镇、中和镇、义和镇、临江镇、竹溪镇、铁桥镇、南雅镇、巫山镇、岳溪镇、长沙镇、南门镇、渠口镇、满月镇、雪宝山镇；乡5个：关面乡、麻柳乡、紫水乡、三汇口乡、五通乡。

2.3 资源环境

开州区煤矿资源储量2亿吨，探明储量0.87亿吨。天然气探明储量有2650亿方左右，位居渝东北川东北片区前列，年开采量约30亿方，占全市的1/6左右。全年水资源总量48.09亿立方米。全年总用水量2.27亿立方米，比上年下降23.3%。各类蓄水设施2.05万座，蓄水工程总库容3.13亿立方米。全年发电量23.27亿千瓦时，比上年增长16.8%，用电量18.53亿千瓦时，增长6.9%。全区森林覆盖率为55.9%。全年城区环境空气质量优良天数比例为95%以上，城区环境噪音平均值52.2分贝，城区大气细颗粒物年日均值26微克/立方米、二氧化硫年日均值12微克/立方米，氮氧化物年日均值23微克/立方米。年降水量1728.1毫米，年平均气温17.6摄氏度。

第三章开州区城镇天然气发展现状

3.1 气源现状

3.1.1 概述

开州区城镇燃气气源主要有管道天然气、液化石油气等。

3.1.2 管道天然气

１．中石油净化天然气管线“南万忠”当阳管线。该条管线起于开州区中和镇当阳村，止于兴合脱硫站，为D219直缝钢管，设计压力为4.0MPa，设计日输气能力为45万立方米。

２．接中石油开州南雅集输站的南开线。该管线起于开州区南雅镇止于兴合脱硫站，为D159无缝钢管，设计压力为2.5MPa，设计日输气能力为10万立方米。

3.1.3 液化石油气

开州区液化石油气主要来源于陕西、重庆等地，依靠汽车槽车公路运输。

3.2 供气设施现状

截至2020年底，开州区共建设中压及以上城镇天然气管道996公里，门站4座、输配站6座、阀井阀室723处，调压装置共4870个。

表3.2 主要燃气站场现状表

3.3 管网现状

“十三五”期间各燃气企业新建（改建）燃气管道约130公里，庭院管网约300公里，累计投入燃气设施建设资金7200万元。管道天然气已覆盖36个乡镇（街道），城镇燃气（管道）普及率由2015年的83.4%提高到94.7%，城镇燃气供应能力、保障能力大幅提升。

3.3.1 汉丰街道、文峰街道、云枫街道配气管网

开州城区燃气由兴合配气站输配，共三条配气管线：

1．城区燃气供气现有三条主干管网：兴合关子口至中吉变电站DN250管线；金科开州城至金科财富中心滨湖沿线DN160管线；安康CNG加气站至污水处理厂南山路沿线DN159管线。设计压力均为0.4MPa，沿人行道路敷设。

2．兴合至安康CNG加气站次高压管线。该管线自兴合配气站接出，接入安康调压计量柜，管道管径为D159，设计压力2.5MPa，长度约12公里。安康调压计量柜其中一条供安康CNG加气站，另一条经调压计量后进入城区燃气管网。

3．兴合至白鹤配气站次高压管线。该管线自兴合配气站接出，止于白鹤配气站，管道管径为D159，设计压力2.5MPa，长度约28公里。白鹤配气站设计日输气能力10万方。

3.3.2 镇东、丰乐街道配气管网

1．镇东、丰乐街道配气管网自滨湖路管径为DN160中压管道接入气源，沿石龙船大桥、北环路至东河大桥，经东河大桥进入丰乐街道，供应镇东街道及丰乐街道华联路、丰胜路等。

2．丰乐街道黄陵村、乌杨村配气管网来自丰乐街道迎风街管径为DN160中压管道接入气源。

3.3.3 赵家街道配气管网

赵家街道配气管网气源由赵家配气站接出，接入赵家集镇和赵家工业园区，其中一条沿202省道敷设，全长3.85公里，另一条沿湖滨路敷设，全长3.6公里，管道管径均为DN110，设计压力0.4MPa，运行压力0.3MPa，全天输气能力5万方/天。

3.3.4 正安街道、竹溪镇配气管网

竹溪镇配气管网由竹溪镇撬装站接入供气，该撬装站从当阳村高压管线上下载。主干管道沿金竹街、建新街以及渝巫路沿线敷设，管道管径为DN160，设计压力0.4MPa。

3.3.5 厚坝镇、金峰镇配气管网

厚坝镇配气管网气源由重庆市开州区燃气有限责任公司丰乐街道土地垭口西侧中压管网供气，经计量后顺土地垭隧道、黄陵、乌杨、县道向东至大安敷设，管道管径为PE160、PE110，管道长12公里，设计压力0.4MPa，运行压力0.24MPa，输气能力0.5万方/时。金峰镇配气管网从排垭口途经金玉社区至金峰镇人民政府门口敷设，管道管径为PE110，管线长为5公里，设计压力为0.4MPa，运行压力为0.24MPa，输气能力1.6万方/天。

3.3.6 南雅镇、义和镇配气管网

南雅镇集镇配气管网，气源由中石油西南油气田分公司重庆气矿采输气作业十五区配气站（计量柜1#、2#、钢管θ50管线）接出，沿集镇公路边敷设，管道管径为D100，长度8.6公里；另有设计压力为0.4MPa，运行压力为0.2MPa的管道管径为D75、D63PE管网，长度分别为17.8公里、8.2公里，共合计有34.6公里，输气能力1.5万方/天。

义和镇集镇配气管网，气源由中石油西南油气田分公司重庆气矿采输气作业十五区配气站（计量柜1#、2#、钢管θ50管线）接出，沿南雅镇三山村、义和镇鱼龙村及中耳村公路边敷设，接入义和镇集镇主管网，管道管径为D75PE管网，长度为11.6公里，另分别有管道管径为D63、D50PE管网8公里和5公里，共计24.6公里，设计压力0.4MPa，运行压力0.2MPa，输气能力1万方/天。

3.3.7 铁桥镇、巫山镇配气管网

气源由中石油西南油气田分公司重庆气矿采输作业区南雅站（计量表1#、2#，50无缝钢管管线）输出，接入铁桥镇主管网，管道管径为D160PE管网，长度为7.1公里，设计压力为0.4MPa，运行压力为0.3MPa，输气能力1.6万/天；铁桥镇至中兴场镇主管网，管道管径为D160PE管网，长度为14公里，设计压力为0.4MPa，运行压力为0.25MPa，输气能力为1.5万方/天。中兴至巫山镇集镇主管道管，管径为D110PE管网，长度为8.8公里，设计压力为0.4Mpa，运行压力为0.25Mpa，输气能力1.5万方/天。

3.3.8 白鹤街道、白桥镇配气管网

从白鹤配气站出站共三条配气管线：1．至东升能源公司郭家镇配气站，管道管径为D108，设计压力为2.5MPa，长度约5公里；2．至白鹤街道供民商用气，气源由白鹤配气站（调压箱1#、PE110管线）接出，管道管径为DN160，设计压力为0.4MPa，接入白鹤街道主管网PE110管线，沿白鹤街道天祠公路边敷设，长度为2公里，另有管道管径为D63PE管网5.8公里，设计压力为0.4MPa，运行压力为0.2MPa，输气能力1万方/天。3．至白鹤工业园，管道管径为D159，设计压力为0.8MPa。

白桥镇集镇配气管网，气源由开州区燃气有限责任公司白鹤配气站（计量柜1#、PE110管线）接出，接入白桥镇集镇主管网管径为D110PE管网，沿白鹤街道东华社区、三合村、分水岭至白桥公路边敷设，管道管径为D110，长度9.32公里，另有管道管径为D63PE管网1.5公里，合计10.82公里，设计压力为0.4MPa，运行压力0.2MPa，输气能力2.4万方/天。

3.3.9 长沙镇配气管网

长沙镇共设置计量柜三座，气源接入点均为南门阀室。高桥计量站负责集镇内配气管网，管道管径为D108钢管，沿集镇公路边敷设，长度为10.8公里，另有中压管道为D250PE管网3公里、D160PE管网2.8公里，合计16.6公里，设计压力为0.4MPa，运行压力为0.2MPa，输气能力5万方/天。大垭口计量站负责大垭口片区燃气输配，大垭口片区主管网管道管径为DN160PE管，沿大垭口公路沿线敷设，长度4.7公里，另有管道管径为PE110及PE90中压管道13.7公里，合计18.4公里，设计压力为0.4MPa，运行压力为0.2MPa，输气能力2万方/天。齐圣计量站负责齐圣村、胡桥村、分水村片区燃气输配，区域内主管网为DN160聚乙烯PE管，沿齐圣村公路沿线敷设，长度2.5公里，设计压力为0.4MPa，运行压力为0.2MPa，输气能力10万方/天。

3.3.10 临江镇、中和镇配气管网

临江镇集镇配气管网，气源由中石油西南油气田分公司重庆气矿采输气作业三合配气站接出，接入临江镇主管网，沿公路边敷设，管道管径为D100PE管，长度6.36公里，另有D100PE管管网3.07公里，D63PE管管网16.59公里，共合计26.02公里，设计压力为0.4MPa，运行压力为0.3MPa，输气能力5万方/天。

中和镇集镇配气管网，气源由中石油西南油气田分公司重庆气矿采输气作业三合配气站接出，接入中和镇主管网，沿中和镇三合社区，云开路公路边敷设，长度8.04公里，另有管道管径为D50PE管管网2.52公里，合计10.56公里，设计压力0.4MPa，运行压力0.3MPa，输气能力5万方/天。

3.3.11 郭家镇、温泉镇、和谦镇、谭家镇、大进镇、敦好镇、河堰镇配气管网

郭家镇配气管网由白鹤配气站接出，接入郭家场镇；温泉镇配气管网由郭家计量点接出，接入温泉场镇；和谦镇配气管网由温泉计量点接出，接入和谦场镇；谭家镇配气管网由和谦计量点接出，接入谭家场镇；大进镇配气管网由谭家计量点接出，接入大进场镇；敦好镇配气管网由郭家计量点接出，接入敦好场镇；河堰镇配气管网由温泉县坝计量点接出，接入河堰场镇。全线管道共135.3km，管径DN108，设计压力0.4MPa，运行压力0.4MPa，输气能力3万方/天。

3.3.12 大德镇、九龙山镇、三汇口乡、天和镇配气管网

气源由三合配气站接出，接入临江镇七星村主管网，沿当阳村、自水村敷设，长度2.86公里，设计压力为1.6MPa，运行压力为1.3MPa，输气能力3.0万方/天。临江镇七星村调压站接出，接入九龙山镇、天和镇、三汇口乡，长度16.67公里，另有管道管径为D160PE管管网18.23公里，D110PE管网19.102公里，总计54.002公里，设计压力为0.4MPa，运行压力为0.4MPa，输气能力1.2万方/天。九龙山镇至大德镇，管道管径为D160PE管管网长度15.84公里，管径D110PE管管网长度25.3公里，设计压力为0.4MPa，运行压力为0.4MPa，输气能力1万方/天。

3.3.13 南门镇、岳溪镇配气管网

南门镇配气管网由中石油南门阀室接出，接入南门镇集镇；岳溪镇配气管网由南门计量点接出，接入岳溪集镇，全长21.4公里，管道管径为D110，设计压力0.4MPa，运行压力0.4MPa，输气能力3万方/天。

3.3.14 高桥镇、麻柳乡、紫水乡配气管网

高桥镇集镇配气管网，气源是由开县盛焰公司转供天和计量站（计量站1个，使用D160PE管）接出，接入高桥镇集镇主管网D160PE管，沿集镇公路边敷设，管道管径为D160，长度16公里，设计压力0.4MPa，运行压力0.2MPa，输气能力1万方/天。麻柳乡集镇配气管网从高桥镇使用D110PE管线接出，接入麻柳乡主管网，沿集镇公路边敷设，管道管径为D110，长度8.2公里，设计压力0.4MPa，运行压力0.2MPa，输气能力0.8万方/天。紫水乡集镇配气管网从麻柳乡使用D110PE管线接出，接入紫水乡集镇主管网，沿集镇公路边敷设，管道管径为D110，长度11.5公里，设计压力0.4MPa，运行压力0.2MPa，输气能力0.8万方/天。

3.3.15 渠口镇、临港工业园区配气管网

气源由中石油西南油气田分公司重庆气矿梁平输气处南门阀室接入南门撬装站调压后输出，途经长沙镇、赵家街道至临港工业园区。南门至临港供气工程主管网LN245无缝钢管，管道管径为DN150，按设计方案要求沿山体进行敷设，长度25.2公里，设计压力4MPa，运行压力2.5MPa，输气能力30万立方米/天。临港工业园区主管网为PE管管道，管径为DN160，长度5.6公里，沿临港大道敷设，接入点位DN150钢管末端，输送至开州港和安置小区，设计压力0.4MPa，运行压力0.28MPa，设计输送能力20万方/天。

3.4 天然气供应及消费现状

2020年，全区天然气供气总量约1.38亿方，同比增长7.8%。其中：居民用气7143万方，商业集体用气1580万方，工业用气3157万方，CNG用气759万方，直供工业企业用气1138万方，累计发展用户32.3万户。管道天然气已覆盖36个乡镇（街道），城镇燃气（管道）普及率由2015年的83.4%提高到94.7%。

3.5 城镇输配系统现状

开州区现有城镇天然气经营企业13家，分别是重庆市开州区燃气有限责任公司、重庆市开州区浦江天然气有限责任公司、重庆市开州区临江天然气有限责任公司、重庆市开州区铁桥天然气有限责任公司、重庆市开州区南雅天然气有限公司、重庆市开州区周都天然气有限公司、开县大众能源有限公司、重庆市开州区联华天然气有限公司、开县东升能源有限公司、重庆市开州区燎原燃气有限公司、重庆亿田燃气有限责任公司、开县盛焰天然气开发有限公司、重庆市开州区发发燃气有限责任公司。趸售天然气企业1家，为四川省诚实燃气发展有限公司开州区分公司。液化石油气充装企业2家，分别是重庆市开州区腾辉燃气有限公司、重庆市开州区宏诚燃气有限公司。液化气配送点68家。

表3.5全区天然气供气区域划分情况

表3.5—2 开州区液化石油气经营站点分布情况

3.6 CNG加气站现状

截至2020年底，开州区已建成2座CNG加气站（国有企业1座，民营企业1座），分别是重庆市开州燃气有限责任公司CNG加气站、重庆市开州富强能源销售有限公司CNG加气站。年供气量804.8万方，其中重庆市开州燃气有限责任公司CNG加气站年供气量597.5万方，重庆市开州富强能源销售有限公司CNG加气站年供气量207.3万方。

表3.6 开州区已建CNG加气站一览表

3.7 现状问题分析

“十三五”期间，我区城镇燃气设施水平不断提高，城镇燃气安全管理不断加强，取得了一定工作成效，但对标先进仍存在以下主要问题：

3.7.1 城镇燃气市场碎片化较突出。开州区由于历史原因，存在多家国有和民营天然气经营企业，气源渠道复杂，供气可靠性存在质疑。部分燃气经营企业通过多种渠道几层转供，很难确保有长期稳定的气源保证。这种一城多企的局面，导致了城镇燃气市场碎片化、资源分散，极易引发恶意、无序竞争，产生矛盾纠纷。

3.7.2 城乡统筹和区域发展尚不平衡。受气源条件、投资回报率等因素的制约，农村燃气设施建设速度较缓，供气能力有待提高。同时，受开州中心城区扩展、乡村旅游振兴和工业产业布局调整等影响，局部管网规模已不能满足发展需求，急需进一步规划建设以统筹气源、消除瓶颈。

3.7.3 燃气企业服务均等化水平不高。由于区内的多家燃气经营企业在属性、运营管理、技术设备、安全投入、人才队伍等方面的差异，全区不同区域的城乡居民享受天然气能源服务的质量和成本存在一定差异。受城镇燃气产业前期投资大、收益期长等因素影响，部分燃气企业对气化责任落实不到位、用气环境不合格等安全问题依然存在。

3.7.4 燃气行业智能化管理水平较低。当前社会经济高速发展，信息技术大爆发时期，特别是受新冠肺炎疫情影响，更加认识到智慧燃气建设的必要性与紧迫性。目前区内燃气经营企业对提升智慧化和信息化水平意识不够强，互联网、物联网应用推广缓慢，燃气智能化未来还存在较大开发潜力和提升空间。

3.7.5 燃气行业专业化人员配备不足。目前，各燃气企业配备的燃气工程师大多属于外聘，在日常经营管理过程中，存在技术支撑不足的问题。同时，行业监管人员、装备等方面仍有提升空间。

第四章“十四五”期间供气规模与需求预测

4.1 供气范围及供气对象

4.1.1 供气原则

本规划的实施是改善城市燃料结构、减少大气污染、保护生态环境、促进经济发展的重要举措。根据国家能源政策、燃料结构现状和城市总体规划，确定本规划供气原则如下：

1．优先供应具有气化条件的居民用户；

2．积极发展集体及商业用户，尤其是燃煤及非洁净燃料对环境污染较大的集体及商业用户；

3．有序发展地暖，适当发展燃气空调；

4．积极推行各类污染型工业用户的气代油和气代煤工作，积极改造燃煤燃油中小型锅炉，优先考虑使用天然气后对产品质量有很大提高或生产成本有较大降低的工业用气；

5．积极供应天然气汽车用气。

4.1.2 供气范围

本规划供气范围为：40个乡镇（街道）。

4.1.3 供气对象

根据开州区的人口分布，配合城镇规模及相关规划，本规划供气对象为居民用户、集体用户及商业用户、工业用户和燃气汽车用户等。

4.2 用气量预测

预计2025年，开州区年用气量为12.703亿方，较2020年增长820.5%。其中居民用气量0.79亿方，增长9.7%；集体及商业用户用气量0.23亿方，同比增长19.4%；工业用气量11.51亿方，同比增长2576.74%；CNG用气量0.1亿方，同比增长25%；LNG用气量0.073亿方。

表4.2—12025年用气量预测表

表4.2—2 重点工业用户用气量预测表

第五章重点任务

5.1气源保障

5.1.1天然气开采

稳定扩大天然气等清洁能源生产，促进罗家寨气田高桥、紫水区块常规天然气稳产达产；推进天和镇、郭家镇、三汇口乡生产井开发，推动郭家镇菩萨1井由探井向生产井转变，有序实施天和镇坝南001—H1井、大进鹰探1井、郭家镇菩萨2井等常规天然气探井钻探计划，加快和谦镇、温泉镇、紫水乡页岩气钻探开发，建设全市重要的清洁能源生产存储基地。

5.1.2现有气源保障

“十四五”规划期间，重庆市开州区城镇燃气气源仍以现有两条气源管线为主。一是接中石油南万忠净化天然气管线的当阳管线，日输气能力为45万方。根据用气增长需求，协调中石油西南油气田分公司适时启动南万忠主管线及下载门站改造升级。二是接中石油开州南雅集输站的南开线，设计日输气能力为10万方。

5.1.3LNG储备调峰

随着开州区经济社会发展，中心城区用气需求不断增长，高峰季节或紧急情况下将可能因供气不足影响正常供气。本规划在丰泰片区新建大丘LNG储备调峰站，面积1.35公顷，计划建设3座储罐，可储存约180万立方米液态天然气。“十四五”规划期间，不新建门站，保持现有4座天然气门站。

5.2基础管网建设

5.2.1高压/次高压管道

“十四五”期间高压管道的建设，计划在现有高压管道的基础上，将现状门站与规划门站互通，重点将燃气管网大力向广大乡村地区扩展，逐步提高乡村管道燃气普及率，提高乡镇地区天然气利用水平。同时，优化次高压管网，形成网状供气布局，提高管网的输气能力和供气稳定性，保障全区各类用户的发展和用气量需求。

5.2.2中低压管道

完工大丘、丰泰片区燃气管网，启动乡镇（满月镇、雪宝山镇、白桥镇、关面乡）燃气管网建设，计划推进100个老旧燃气管网改造、中压燃气管网改造等项目。

5.3站场建设

构建灵活高效的能源储备调峰体系，争取实施天然气调峰电站、天然气分布式能源、天然气储存设施等项目。实施新建赵家配气站、迁建浦江配气站等项目。

表5.3 燃气站场规划表

5.4综合能源站建设

5.4.1概况

综合能源站主要指多站融合、多站合一、多功能综合一体站，体现各种能源基础设施、系统平台的融合协作关系。国家能源局将综合能源服务纳入国家能源规划，鼓励相关单位积极探索5G、充电桩、数据中心、分布式光伏、储能等多功能综合一体站建设。综合能源站具有产业配套、环保高效、集约用地、收益互补等特点，开州区远期可在临近中心城区与工业园区间选址建设“油气电氢”综合能源示范站，这对推动汽车产业转型升级和现代能源基础设施高质量发展具有积极意义。

5.4.2站点布置说明

1．LNG加气站选址安全要求。重要公共建筑和涉及国计民生的其他重要建（构）筑物周围80米范围内不得建设LNG加气站。

2．加气站选址应避开居民稠密区和人员密集的繁华地段，以减少事故时对人员的伤害。

3．加气站与站外民用建筑，以及与明火和散发火花地点的防火安全间距及安全评价标准应满足《汽车加油加气加氢站技术标准》（GB50156—2021）的规定。

4．进、出加气站内的液化天然气槽车的行驶路线应符合城市易燃易爆危险品交通运输的有关规定，应避免运送LNG的车辆在城区繁忙道路上行驶。

5．设施分区按功能布置，方便管理，保障安全，并应考虑道路的转弯半径等因素，便于汽车通行，特别是长挂车的通行。

6．布局美观，绿化环境，少占用地，节约资金。

5.4.3充（换）电、加氢主要技术指标

在现有加油加气站符合相关安全、环保要求的前提下，通过增加LNG、充电、换电、加氢等功能，改造成为综合能源站，确定“油（气）+氢、电、LNG等能源品种”，形成站点网络。

1．典型充电桩参考尺寸：555mm×150mm（长×宽）

2．典型换电站参考尺寸：7500mm×5300mm（长×宽）

3．典型氢气管束式集装箱参考尺寸：12192mm×2438mm（长×宽）

4．总图布置。根据《汽车加油加气加氢站技术标准》（GB50156—2021）、《加氢站技术规程》（GB50516—2010）、《建筑设计防火规范（2018年版）》（GB50016—2014）等技术标准要求，典型LNG加气站（不含加油站部分）包括站房、LNG储罐区、加气岛等，典型油气电氢综合能源站包括站房、加油、加气、充电、换电、加氢功能区等，占地面积按照相关规定执行。

5.4.4站址规划

重庆市开州区现有2座CNG加气站，考虑到同时满足远期CNG车辆和LNG车辆的用气需求，结合重庆市关于综合能源站的战略规划，考虑将现有2座CNG加气站改扩建为综合能源站的同时，远期新建综合能源站3个，具体为：

1．歇马加油站。位于正安A分区，规划用地分类B4 ，地块编号A~-05，面积0.45公顷。拟新增建设站内LNG加注设施，规划建设加氢、充电等设施。

2．大丘LNG储备调峰站（含加注功能）。位于丰泰片区，地块编号FT07—3/01  U13，面积1.35公顷。拟新建LNG储罐及加注设施。

3．长沙镇胡桥村综合能源站。位于长沙镇胡桥村，地块编号：A02—10，面积1.38公顷。拟新建加油、充电、换电、LNG、加氢等综合能源站。

5.5液化石油气市场整治

5.5.1形势分析

随着天然气管网的敷设，天然气气化程度的提高，液化石油气将作为天然气的辅助气源继续保留。目前全区液化石油气年供应量达到1258吨，已形成“1个充装站+67个经营站点”的经营格局，预计至2025年，液化石油气供应量为1000吨，同比下降20.6%。“十四五”期间，预计经营站点将从中心城区向边缘郊区和城镇转移，最终形成稳定的小规模经营主体，供应对象主要为未被天然气气化的居民用户、集体商业用户以及以液化石油气作为原料或燃料的工业用户。

5.5.2 存在问题

主要表现为：一是跨区域非法运输较多。临近周边省市、区县的用户存在通过私人交通工具跨区域非法运输情况，特别是北部山区乡镇用户尤为突出。二是经营站点人员专业性不强。受市场萎缩影响，现有经营站点人员以2—3个中老年人为主，文化素质不高，专业培训接受度低。三是安全用气意识不够。居民用户对液化石油气基本知识了解甚少，特别是农村孤寡老人、留守儿童等用气群体文化程度低，对油气危险性、危害性认识远远不够。

5.5.3 整治措施

1．大力实施行业整合。严格遵守“只减不增”的原则，加快淘汰安全基础差、管理水平低的经营点，减量增效，筑牢行业安全根基。对不符合市场准入条件且整改后仍不符合法定条件的，坚决依法清出燃气市场。依法依规、稳妥将经营站点总数有序整合到本辖区乡镇总数以内，严禁新增经营点。

2．定期组织安全评价。按照《重庆市液化石油气经营管理条例》的规定，每两年要求经营企业提供安评报告，对经营点安全现状及是否影响继续经营进行评估。

3．实行信息化管理。加快建设瓶装液化气智能监管平台，同步实施与智能监管平台相配套的钢瓶加装“二维码”以及钢瓶与充装秤联锁改造工作。

4．完善监管执法体系。加大部门联合执法力度，逐步形成区域联合、整体适度竞争的格局，创建瓶装液化石油气市场健康稳定、公平有序的市场环境。

5.6 燃气经营行业整合

5.6.1 总体要求

深入贯彻习近平总书记对湖北十堰市张湾区艳湖社区集贸市场燃气爆炸事故、安全生产和防灾减灾救灾系列重要指示批示精神，认真落实李克强总理批示要求，以及市委、市政府对燃气油气安全生产有关要求，坚持“区域整合、安全评估、特许经营、企业主体”基本原则，通过政府引导和市场运作，采取企业并购、协议转让、联合重组、控股参股等多种方式，淘汰规模小、实力弱、经营管理和安全服务保障水平低的企业，力争实现全区3—5家城镇天然气企业常态化安全供气能力，全面提升燃气行业安全生产基础水平和保障能力，保障人民群众生命财产安全。

5.6.2 整合措施

1．优化供区划分。坚持“安全供应、公平公正、规模经营”的基本原则，坚持问题导向、目标导向，按照有利于提高供气安全稳定性、有利于资源优化配置、有利于履行责任义务、有利于提高服务能力、有利于促进天然气市场健康发展的要求，优化完善天然气供气区域。

    2．实施安全评估。按照《重庆市燃气油气行业安全评估指导性标准》，委托具备相应能力的第三方机构开展燃气企业安全评估工作。对安全评估不达标的企业制定限期整改方案并按整改计划实施整改。整改完成后，组织第三方机构实施安全评估。

3．推动改革整合。

一是由各燃气经营企业自愿、自主谈判协商，通过市场化方式进行整合重组。二是原则上按照“3+1”区域（江里、东里、浦里以及城区），由片区内各燃气企业通过资源共享和优化配置，压缩企业户数，做大企业规模，进一步规范行业经营秩序。三是实施企业有序退出。对自愿申请退出经营、经评估整改后仍不达标或拒不整改的燃气经营企业，委托具备燃气经营资质的第三方企业依法按程序接管，做好安全、供应等应急预案，确保不发生安全事故、不影响民生用气。

4．规范经营许可。严格按照《重庆市城镇天然气经营许可实施办法》（渝经信发〔2016〕106号）等相关文件规定，进一步规范改革整合后的燃气企业经营许可。

5．加强排查整治。重点排查整治运行维护和抢修人员配备不符合要求、安全检测和管网监测设备不足或失效、重大危险源管理缺失、管线检查维护不到位、隐患排查治理不闭环、从业人员无证作业、应急预案和演练流于形式等风险隐患，持续提高行业安全管理水平。

6．保障服务安全。按照《重庆市天然气管理条例》《特许经营协议》和《燃气服务导则》等相关规定，严格履行企业安全生产主体责任，制定燃气发展规划，规范燃气设施新（改）建工程项目建设，配齐“三类从业人员”（企业主要负责人，安全生产管理人员，运行、维护和抢修人员）和应急抢险设施设备，建立健全安全、经营管理制度，切实保障运行安全稳定。

第六章安全生产

6.1安全间距

根据《建筑设计防火规范（2018年版）》（GB50016—2014）、《城镇燃气设计规范（2020年版）》（GB50028—2006）、《汽车加油加气站加氢站技术标准》（GB50156—2021）等相关规范对站场周边及站场内设施之间的防火距离要求，结合各类燃气站场需求和特点，对各类站场、管道等燃气设施安全间距进行控制。

6.1.1 次高压及中压燃气管道

地下燃气管道不得从建筑物和大型构筑物（不包括架空的建筑物和大型构筑物）的下面穿越。地下次高压及中压燃气管道与建（构）筑物或相邻管道之间的水平和垂直净距，不应小于《城镇燃气设计规范（2020年版）》（GB50028—2006）的规定。

根据《城镇燃气设计规范（2020年版）》（GB50028—2006）相关规定，地下燃气管道埋设的最小覆土厚度（路面至管顶）应符合下列要求：

1．埋设在车行道下时，不得小于0.9米；

2．埋设在非车行道（含人行道）下时，不得小于0.6米；

3．埋设在庭院（指绿化地及载货汽车不能进入之地）内时，不得小于0.3米；

4．埋设在水田下时，不得小于0.8米。

6.1.2 调压站

调压站（含调压柜）与其他建（构）筑物的水平净距应满足现行《城镇燃气设计规范（2020年版）》（GB50028—2006）中相关要求。

6.1.3 LNG储配站

LNG储配站内的LNG储罐及天然气放散总管与站外的建（构）筑物的防火间距应符合现行的国家标准《城镇燃气设计规范（2020年版）》（GB50028—2006）的有关规定。

6.1.4 LNG加气站

LNG加气站的LNG储罐、放空管管口、LNG卸车点、LNG加气机与站外建（构）筑物的安全间距，不应小于《汽车加油加气站加氢站技术标准》（GB50156—2021）的规定。

6.1.5 CNG加气站

CNG加气站的CNG工艺设备与站外建（构）筑物的安全间距，不应小于《汽车加油加气站加氢站技术标准》（GB50156—2021）的规定。

6.2 安全设计和施工

为了保障燃气设施安全有效工作，设计、施工阶段应做好以下工作。

6.2.1 防火：根据国家有关规范，在安全间距、耐火等级等消防措施上进行符合规范的相关设计，配备专用消防器具。

6.2.2 防爆：天然气场站均按甲类危险场所和火灾危险环境1区进行防爆设计，设有天然气浓度越限报警装置，电器设备和仪表均按Q-2级防爆选型，灯具为防爆型。

6.2.3 防雷及防静电：按照有关规范规定，进行防雷防静电设计。

6.2.4 设备选用安全配套：设置安全放散系统和泄漏检测仪器，对管道进行保护，设置超压切断装置，对低一级的管道和设备进行保护。

6.2.5 抗震设计：所有建（构）筑物均按6级设防，对管道壁厚进行抗震设计及校验。

6.2.6 矿压及地质灾害：燃气设施及管道工程建设选址过程中应进行矿产压覆及地质灾害评价工作，应避免通过矿区和地质灾害易发区。

6.2.7 防洪设计：场站要求与当地设防要求一致。

6.2..8安全生产监控：设置现代化的自动化管理系统，对天然气供应系统进行生产及安全两方面的管理，增强安全生产保障。

6.2.9 维护与抢险：对系统进行安全生产的维护设计和抢险设计，配备较好的设备和相应的设施。

6.2.10管道走向应符合城市管网规划要求，管道的材料应符合国家规范的要求，管道的安装应符合国家规范和设计要求。管道上设置必要的阀门，在发生事故时能紧急切断以控制事故的扩大。

6.2.11要求工程施工和安装单位及工作人员有相应的资格，制定并执行安全施工方案。严格实行工程监理制，在建设过程中进行包括安全在内的监督管理。

6.3 安全运营

天然气属易燃、易爆气体，其安全生产非常重要。本规划在以下三个方面将采取有效措施，以保障安全生产。

6.3.1 操作运行。本工程除在设计上对安全生产提供有力保障外，在操作运行方面要求工作人员必须进行岗前专业培训。严格执行安全生产操作规程，进行安全性专业维护和保养，对安全设备（安全阀、检漏仪等）进行定期校验，确保安全生产。

6.3.2 管理制度。制定严格的防火、防爆制度，定期对生产人员进行安全教育，组织安全队伍，建立安全监督机制，进行安全考核等。

6.3.3 应急处置。当发生事故时，为防止事故扩大，造成二次灾害的发生，要求及时抢险抢修。必须对各种险情进行事故前预测，并进行针对性演练。应保证抢险队伍的素质，并能全天候出动，力求尽早地恢复安全生产，同时遇到险情时应及时与当地消防单位取得联系，以获得有效支持。

6.4 安全监管

6.4.1 全面排查气源安全隐患。气源安全是城市燃气稳定供应的保证，保证供气稳定可靠对维护城市生产和生活秩序具有重要意义。采用多气源供应的模式保障用户用气安全。输配系统优化配置，保证供气稳定可靠和燃烧充分。

6.4.２组织燃气场站安全整治。控制全区液化石油气供气系统规模总量，调整液化石油气供应站过多过小的局面，鼓励企业做大做强，实行规模经营，提高液化石油气供应企业管理水平，增强抵御市场风险的能力，保障稳定供气。对于管道燃气已覆盖的区域，且管道燃气能满足该区域供气要求时，禁止建设燃气瓶组间、气化站等燃气设施。

6.4.3 强化关键少数责任落实。企业主要负责人要百分百持证上岗，在重要时间节点要在岗在位。严格建立企业全员安全生产责任制并落实，强化专业培训考核。重点整治无证作业问题，强化经营秩序监管。严厉打击使用无危险货物道路运输许可证车辆运输，以及储存、充装、销售燃气等环节的非法违法行为；严格燃气市场准入，全面开展燃气经营许可、充装许可清理核查，对不符合条件的燃气企业，严格依法取缔或吊销燃气经营许可、充装许可等资质证照。

6.4.4 加强老旧小区安全管理。开展用气环境安全整治。重点整治燃气管道被占压、穿越，在地下、半地下空间设置气瓶间或违规使用燃气，擅自将气瓶放置于公共场所，超量存储气瓶，在有燃气设施的房间内堆放易燃易爆物品等安全隐患。

6.4.5 推动非居民用户安全防范。重点整治未与燃气企业签订供用气合同，用气操作不符合要求的用户。通过燃气企业入户安检，重点排查整治居民用户不符合安全要求的燃气设施，要求更换燃气专用金属软管。

6.4.6 加大液化气行业监督管理。加快液化石油气智能监管平台建设，与市液化石油气“互联网+监管”数据汇聚平台对接，同步推进与智能监管平台相配套的钢瓶加装“二维码”以及钢瓶与充装秤联锁改造工作。加大联合执法力度，严厉禁止瓶装液化石油气企业充装不及格、不规范钢瓶。

6.4.7 加强燃气行业应急管理。规划从燃气事故应急预案的分类、分级、编制、演练四个方面提出原则要求，在燃气生产、供应、输配设施和供气规模、区域等发生变化时，或随着应急救援相关法律法规的制定、修改和完善，或在演习、实战中暴露出问题和不足时，均应及时总结、修订完善预案。预案修订后，及时演习，发现与实际不符合的情况，应立即修订。全面提高城市燃气突发事故的快速反应能力，确保科学、及时、有效地应对燃气安全事故，保障人民群众生命财产安全。

第七章环境保护

7.1环境影响分析

7.1.1 施工期主要污染源。本规划环境影响主要体现在施工期。管道在建设过程中，工程占地、管沟开挖、管道穿越、场站建设施工等工程建设会带来对土地表层的扰动、地表植被的破坏、地貌的改变；施工时，临时道路、临时堆土场等临时占地也会造成一定的水土流失等不利的环境问题，主要污染源有扬尘、噪声、废水、固体废弃物等。

7.1.2 运营期主要污染源。从天然气场站向各类用户输送天然气的过程中，均在密闭管道下进行。正常情况下，系统不产生废气，无有毒气体排放，只有在管线、场站设备检修或异常情况压力超高时，才有少量的天然气放散。在生产过程中，调压器和压缩机等设备会产生噪音，场站有少量的污水和固体废弃物产生。

7.2环境保护区敏感区区域影响评价

7.2.1 保护饮用水水源保护区。饮用水水源保护区全面加强水源涵养，强化源头控制，禁止新建排污口，严格防范水源污染风险，切实保障饮用水安全。本规划新增天然气输配场站均不在饮用水水源保护区范围。

7.2.2 保护自然保护区与风景名胜区。本规划天然气输配场站均不在自然保护区范围及风景名胜区范围。

7.2.3 优先保护环境管控单元。优先保护单元主要涵盖生态保护红线、一般生态空间、饮用水水源保护区、环境空气质量一类功能区等区域，本规划天然气输配场站均不在优先保护环境管控单元。

7.3环境保护措施

7.3.1 控制施工扬尘。采用湿法抑尘，在施工期间应设围栏防护，使用自动喷淋装置和移动雾炮机，对弃土表面喷淋。制定合理的施工计划，采取集中力量分段施工的方法，尽量缩短施工周期，以减轻扬尘的影响范围和影响程度。

7.3.2 控制施工噪声。对于施工期间的机械噪声，应严格执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523—2011）的规定，应选用优质、低噪设备，尽量避免高噪设备同时运转，调整高噪设备同时运行数量。安排好施工时间，尽量避开夜间施工，对必须在夜间施工的工地，应对施工机械采取降噪措施，以减少对周围居民的影响。

对于运行期间产生的噪声，应在设计阶段严格执行《工业企业噪声控制设计规范》（GB/T50087—2013）的规定，在确定站址时远离特殊噪声敏感点，调压器选择带消声装置的产品，将站内噪声控制在昼间低于60分贝，夜间低于50分贝。

对于备用发电机等产生的机械噪声，应采取减震、隔音降噪措施，在外电源供应正常时停止使用发电机。

7.3.3 控制废水及固体废弃物。工程废水和工地生活污水经三级处理后，在有条件的情况下排至市政排水管网，其外排水质符合《污水排入城镇下水道水质标准》（GB/T31962—2015）的要求。

定期清洗过滤器，清洗和排放的固体废弃物定期交由有资质的单位负责处置。

7.3.4 控制天然气放散。天然气工程在正常情况下无天然气排放，只在检修和事故状态下才有天然气排放，为了减少放散，应对运行设施进行有效的维护和管理。场站的安全放散全部通过放散管集中放散，放散管高出地面15米，以减少低空污染；其他场站通过站区放散管集中放散。

对于超压放散装置设连锁装置，在危险排除后自动关闭阀门装置，尽量减少放散量。在天然气中加入加臭剂，在有可能出现天然气泄漏的场所设置可燃气体泄漏报警装置和强制排风装置，尽可能减少发生事故的可能性。

7.3.5 保护生态环境。天然气设施施工完毕后，可以采取人工植树种草等措施，恢复草本植被；采取分段施工，施工期间产生的土方尽量随挖随填随运，施工结束后对临时堆放土方场地进行平整，并种植草灌进行绿化。

第八章智能化发展

8.1燃气智能化发展特征和建设内容

8.1.1 燃气智能化发展必要性

《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》在加快数字化发展方面提到“在重点行业和区域建设若干国际水准的工业互联网平台和数字化转型促进中心，深化研发设计、生产制造、经营管理、市场服务等环节的数字化应用，培育发展个性定制、柔性制造等新模式，加快产业园区数字化改造”；在加快数字社会建设方面提到“分级分类推进新型智慧城市建设，将物联网感知设施、通信系统等纳入公共基础设施统一规划建设，推进市政公用设施、建筑等物联网应用和智能化改造”。随着大数据、人工智能、物联网等新兴前沿技术不断推进和产业化，特别是燃气行业的数智化融合发展不断深入推进实施，城镇燃气实现数智化转型发展、融入智慧城市建设势在必行。

8.1.2 燃气智能化发展特征

燃气智能化发展是将信息技术与燃气工业技术、市场策略深度融合，形成“数据+算法”的新生产力和新服务形态，对燃气企业的生产、销售、服务和经营管理等各个业务环节进行改造优化，实现数据自动流转、业务高效处理、优化资源配置。具体特征体现为：

1．数据采集的高度自动化：业务数据直接从智能设备、自控系统和信息系统自动采集获取。

2．分析预测的高度模型化：通过仿真预测、数据挖掘技术进行定量分析计算。

3．业务处理的高度程序化：日常业务通过智能设备、机器人和信息系统中的程序规则自动处理。

4．决策制定的高度智能化：决策制度过程中充分利用机理模型和数据驱动，进行全局资源优化，对决策执行过程进行实时评估和反馈。

8.1.3 燃气智能化建设内容

燃气智能化的实现需要各种信息化、网络化、自动化、数字化、智能化等技术作为支撑，包括云计算、大数据、物联网、人工智能、计算机仿真、区块链、信息安全等，这些前沿技术需要与燃气业务运行紧密结合、融合创新，才能有效助力传统燃气公司转型发展。燃气智能化发展应用构架的纵向结构应该由感知层、网络层、数据层、支撑层、应用层及决策层搭建。

8.2燃气智能化实施路径及展望

燃气智能化建设将实现从独立系统向平台+应用、从业务分散管理到统一集中管理、从企业内网向互联网+5G、从人工处理向程序化处理以及从报表分析向仿真预测的发展。

8.2.1 从独立系统向平台+应用的发展。燃气智能化应该建设统一的云计算平台，通过统一的平台对业务进行支撑管理。

8.2.2 从业务分散管理到统一集中管理的发展。将分散的业务在一个统一的平台下管理，可有效规范业务工作，同时也可以真实的反映业务运营情况，为后续的数据分析和业务决策提供真实有效的数据。

8.2.3 从企业内网向互联网+5G的发展。燃气业务运行中对生产设施、工作操作等方面的数据自动采集，依赖于较高的网络环境。例如燃气表等，需要利用新的网络技术结合企业内部网络实现。

8.2.4 从人工处理向程序化处理的发展。通过统一平台的建设，规范业务操作和流程，对程序化的工作由人工智能来进行处理，节约劳动力，提升企业效率。

8.2.5 从报表分析向仿真预测的发展。在进行大数据分析之后，结合经营状况以及采集的设备设施等生产作业单元的工作情况进行预测分析，为下一步生产经营决策提供指导。

物联网+大数据+人工智能+5G+北斗等新兴技术的应用，燃气行业基本具备向智能化迈进的技术支撑等前提条件，未来势必是以数智化为主导的城镇燃气发展新阶段。当然，燃气智能化发展还需大量的顶层设计和落地实施等复杂工作，从基础设施的数字化建设到上层的智能决策，是一项庞大的系统工程。在燃气智能化建设推进方面，建议按照“整体部署、系统推进、分类施策、重点突破”的原则在有条件的燃气经营企业进行试点示范工程建设。

8.3 燃气管网自动化监测系统

8.3.1 概述

1．工程概况。

建立一套具有先进、安全、可靠、灵活、控制灵敏的燃气管网自动化监测系统，通过掌握管网运行参数，根据采集、积累的数据对供气要求、效果进行预测及分析，实现城市燃气合理调度、科学管理，保证开州区燃气输配管网系统运行安全、可靠供气。

2．调度自动化系统的任务。

调度自动化系统的任务是监视、控制、调度、管理天然气管网输配系统的运行工况，使整个管网系统在平稳、安全、经济、有效的状态下运行。系统建成后，调度人员可根据系统提供的信息实时、全面地掌握系统运行参数和管网运行情况，最好地解决供需矛盾，以满足工业及民用的需要。系统能提高调度人员发现事故和分析事故的预见性，一旦出现异常，可以及时采取有效措施防止事故的发生及蔓延。同时，系统建成后，可以根据管网运行工况及各环节的运行数据等有关信息进行综合分析、优化调度，编制合理、经济的供气方案，使整个燃气管网在最合理、最经济的情况下运行，节约人力、物力，减少对环境的污染，具有显著的经济效益和社会效益。

8.3.2 系统概述

1．燃气管网自动化监测系统方案概述。

燃气管网自动化监测系统采用局域网的模式运行，由调度中心网络系统、输配管理自动化系统（SCADA系统）、经营管理自动化系统、用户管理自动化系统及防雷击保护四大部分组成。

2．调度中心网络系统。

采用千兆以太网技术，管理中心局域网采用二级星型拓扑结构，千兆以太网为主干，100M到桌面，广域网采用DDN和拨号接入（工业用户）方式，并以无线网络通信方案作为备份。

3．输配自动化系统。

输配自动化系统的运程终端站采用RTU（工业用户）或工控机（门站），并在调度中心根据各远程终端站上传的数据，实现用户需求预测、综合优化调度、全网水力平衡计算和紧急事故处理。

4．网络技术选型。

通过对全区城镇天然气利用项目需求的分析，及目前对网络技术的认识和国际网络界最新发展的动向，选择千兆网技术作为调度中心网络骨干，10M~100M自适应到桌面。不但能满足现阶段的需要，同时还能保护资源，为各燃气运营公司的发展提供充分保障，以便将来有足够的带宽为用户在网上提供多种增值服务，如网上查询及网上收费等多项业务。

8.3.3 网络方案

局域网设于调度中心，采用二级星形拓扑结构。

1．在中心机房选用2台交换机作为中心交换设备。中心交换机各选配千兆光纤模块，提供若干个1000M光纤接口。另选配铜缆接口模块，提供若干个10/100M接口，用于连接路由器、防火墙等。

2．数据通信接入采用拨号上网的方式，重要的站点如门站，需由调度中心参与控制，采用DDN的方式，可考虑先使用128K，其他工业用户站点采用RADIO的方式。

3．除采用DDN和拨号上网作为通信方式外，还采用GSM的方式作为备份。

8.3.4 监控系统

燃气输配自动化系统设有中心调度室，系统中需要监控的远程站点有门站等大型站场和重点工业用户。系统的主要功能设置：

1．运行工况实现“四遥”（遥测、遥信、遥控、遥调）。

2．对主要设备实现监控。

3．安全报警系统与防雷。

4．系统的可维护性。

5．系统的可扩充性。

6．优化调度。

7．实时事故预测及报警。

8.3.5 远程终端站

1．配气站。

在配气站控制室内设置一套监控系统，对全站的工艺参数、工艺设备的运行状态，天然气的泄漏情况，各储罐的压力、温度，调压器的进出口压力、温度，进行分散检测、集中监视和控制。

系统设备由RITTAL控制柜、上位机操作台及打印机台组成。

计算机系统考虑防静电接地，并与总接地系统相连。

配气站内设直通电话为全站的通信服务。

配气站控制系统的设计采用典型的二级控制方式，由上位操作站和下位控制站组成，它们之间采用以太网进行通信。

上位操作站采用一台管理计算机作为上位机，兼具操作员站和工程师站的功能。为操作人员和工艺人员提供一个监控系统运行的介面，如运行参数的指示、设备的状态及启停控制。除此之外，还具有流量的累积计算，控制参数的组态、运行数据的记录存储、报表打印等功能。操作人员可通过上位机干预和控制下位机的工作方式来完成一个预定的程序和特定的功能。

下位控制站承担对现场数据和设备状态数据的采集、流量计算、设备的自动启停控制与数据传输等任务。控制柜主要完成各检测点的信号采集、各控制点的输入输出，柜内仪表考虑了防雷击过压泄流保护。

控制系统采用了工控机配液晶显示器，完成数据的记录，并进行编程组态控制。

网络系统采用当今控制网络的发展趋势——工业以太网。原因如下：工业自动化控制系统的控制网络结构发展越来越分散化，同时系统越来越复杂，内部的连接越来越高速化紧密化，对驱动器和用户接口的需求越来越多。传统的工业控制网络和现场总线由于各个厂家标准不一，难以兼容。以太网具有传输速度高、低耗、易于安装和兼容性好等方面的优势，由于它支持几乎所有流行网络协议，在商业系统已被广泛应用。

设计中计算机操作系统采用的是Windows 8。

控制采用了专用的工业组态软件。

本设计的控制系统具有以下特点：

由于上位计算机不参与检测控制，因此即使上位计算机出现故障也不会影响工艺参数的正常采集和重要数据。进出站实时压力均可先存储于PLC控制器的存储器中，生产设备的正常运行和工艺流程的控制。同时模拟屏仍能正常监控生产过程。

可编程控制器作为现场控制站负责采集现场仪表信号和设备运行状态，并按工艺要求进行自动调节、设备启停和异常时的联锁保护。

上位计算机作为操作站和监督管理站通过通信网络监控下位控制系统的运行状况和工艺过程，达到对整个工艺过程的监督、管理和操作目的。

现场控制站和操作站（计算机）采用高速以太网进行数据交换，加快了数据刷新速度。该数据交换网络通过交换机实现，这样场站数据可以很方便地与SCADA系统进行网络数据交换。

8.3.5 控制系统图

设
  计的控制系统实现的主要功能有：工艺参数检测功能、设备运行状态监视功能、工艺流程控制功能、控制方式切换功能、报警及报警记录功能、联锁保护功能、参数设定功能、数据记录存储功能、操作记录功能、实时数据曲线和历史数据曲线、多级口令保护功能和打印功能。

2．远程终端站（工业用户）的功能。

每个RTU由处理单元、I/O单元、通信装置组成，它和现场的仪表及控制设备相连，实时采集所需要的各工艺参数，如压力、温度、流量、阀门工作状态等，并能自动地把所测得的数据传送到调度中心，同时能根据调度人员的指令实现自动控制。

远程终端站可独立地完成本站范围内运行参数的检测和自动控制，并接受调度中心的监督和管理。

第九章实施效益

9.1 社会效益

9.1.1 对社会的影响分析

1．正面影响。

（1）提高天然气供应可靠性，优化能源结构。本规划使开州区内城镇天然气输配系统更加完善，提升了应急调峰能力，在满足各类用户用气需求、增强气量灵活调度等方面将发挥重要作用。

（2）有利于生态环境保护，减少污染物排放。天然气是清洁高效的能源，燃烧时没有SO2、粉尘等有害物质的排放，CO2排放仅占燃煤的42%，可有效改善城市生态环境。城镇燃气管道采用密闭输送，正常情况下没有污染物排放，埋地敷设对沿线自然环境影响甚微。虽然项目建设期会存在施工机械、车辆的使用及人员活动产生的噪声影响，但影响是暂时的，施工结束后即可消失。

（3）促进区域经济持续增长，缩小城乡差距。把天然气作为城镇燃气发展的主导方向，助力开州区产业布局调整，持续推动社会经济快速发展。把推动燃气发展和脱贫攻坚有机结合，发挥燃气基础设施和供应服务在扶贫中的基础性作用，改善农村地区供能条件。

（4）提高人民群众的生活水平和质量。天然气的热值和热效率高于煤炭、石油，现阶段输配技术成熟、安全可靠，是理想的城镇燃气气源。按热值计算，天然气到用户的价格比液化石油气便宜30%以上，可有效降低居民生活成本，提高生活质量。

（5）有利于社会公共事业发展与进步。通过城镇天然气民生基础设施和公共服务能力建设，提高能源的普遍服务水平，将有利于社会发展过程中各种问题与矛盾的解决，从而进一步促进公共事业的进步与社会的稳定发展。

2．负面影响。

（1）征地拆迁。规划涉及的工程项目中，管道和站场的建设均存在占地问题。临时性占地主要用于管道施工作业带、施工便道等内容，施工结束后可尽快退还土地；永久性征地主要用于燃气设施和建（构）筑物建设等内容，永久性占地将改变现有土地利用状况，对建设区的农业、林业和交通运输会有一定的影响。根据相关文件，通过委托有关单位给予补偿，并依法缴纳相关费用，可妥善解决矛盾。

（2）安全隐患。天然气输配仍然存在一定的安全隐患，如管道断裂或天然气泄漏，极易导致火灾或爆炸，对当地居民生命和财产安全造成重大威胁，对周边生态环境带来灾难性后果，因此，在管道建设时应采取高标准，运行期间加强设备设施的巡查检测，对供气用户进行必要的安全知识普及，通过采取这些必要的防范措施，可消除安全隐患，遏制事故发生。

通过上述两方面的综合评估，本规划对社会的影响是积极正面的，具体可见社会影响评价指标表9.1.1—1。

表9.1.1—1 社会影响评价指标表

9.1.2社会稳定风险与预防对策

按照工程风险、项目和社会互适性风险两大类风险因素，对政策规划和审批程序、土地房屋征收征用补偿、技术经济、生态环境影响、项目管理、社会对项目的包容性风险类型，按照风险可能发生的决策、准备、实施、运营四个阶段，识别本规划中项目涉及的主要风险因素，并提出防范对策，见表9.1.2—1所示。

表9.1.2—1 社会稳定风险识别与预防对策

9.2节能效益

9.2.1 能耗分析

主要能量消耗如下：

1．天然气管道、场站的压损。

2．工艺设备的内漏和外漏、安全放空、检修放空等。

3．站内设备耗水、耗电。

4．生产运行值班人员耗气、耗电、耗水。

5．管网漏损、检修时安全放空等天然气损耗。

9.2.2 能源供应

1．天然气供应。

燃气为本规划中城镇输配系统所输送的天然气，供应有保证。

2．电力供应。

城镇天然气管道沿线区域由国家电网覆盖，沿线地区电网较为密集，电力供应较为充足，基本能满足向工艺站场供电的要求。随着电网工程的不断建设，所规划的各城镇天然气管道及站点都可获得可靠和经济的外部电源条件。

9.2.3 节能措施。

1．充分利用气源压力输送和储存，合理利用自身能量。

2．在工艺流程中采用节能新技术、新工艺，优先采用节能产品和密封性能好的设备和零泄漏阀门，减少天然气漏损。

3．设置口径适当的截断阀门，以保证在事故及检修状态下迅速关闭阀门，将天然气的排放量或泄漏量限制在最小范围内。

4．所有泵、电气设备等均为国家推荐的节能产品。

5．在满足防火、防爆，且保障泄压面积的前提下，充分考虑节能的需要，使单位面积能耗指标达到现行国家和行业标准水平。

6．合理安排劳动定员，降低生活用气、用水、用电。

7．设备和管道安装施工严格执行相应的施工和验收规范，减少事故漏损量。

8．加强管理，减少非生产的能量消耗，如照明空调等，采取有效措施，防止供水管线的跑、冒、滴、漏现象。

9．提高燃气企业职工和终端用户的节能意识，在施工和运行中避免燃气的泄漏。

第十章实施保障

为落实规划目标任务，保障全区燃气安全可靠的有效供给，预防可能出现的气源短缺对国民经济和社会发展的瓶颈制约，培育和发展天然气供应市场，促进液化石油气市场协同发展，特提出以下规划实施保障。

10.1 加强组织协调，建立统筹机制

城镇燃气的规划与实施，涉及到自然资源、交通运输、住房和城乡建设及生态环境等部门，与城市建设和管理的各方面密切相关，需要各方互相兼顾、统一发展，形成高效、联动、统一的燃气运行协调机制。区政府各相关部门要建立统筹协调机制，充分发挥政府的指导和协调作用，密切跟踪规划实施情况，推动工作任务的落实，加强燃气基础设施的规划协调，提高燃气基础设施的普及率和适用率。新建、改建、扩建的燃气设施应采取“三统一”和“三同时”的原则，即“统一规划、统一建设、统一管理”和“同时设计、同时施工、与主体工程同时投入使用”。

10.2 加强政策实施，发展管道燃气

落实《重庆市天然气管理条例》的要求，加强城市新区开发和老区改造的燃气专项规划，建设配套管道燃气设施。新开发建设的居住小区同步建设管道燃气设施；对于已建成尚未有管道燃气的小区和居民，完善相关配套政策，制定优惠措施，鼓励使用管道燃气。各乡镇（街道）依据自身情况制定和完善相关配套政策措施，为燃气设施发展创造有利条件，提高现代化水平。

10.3 紧抓项目落实，保障用地供应

认真做好与国土空间规划等相关规划的衔接，加强本规划与其他专项规划的统筹协调，确保燃气基础设施布局的合理性和保障燃气基础设施的用地供应。依照规划，高效有序落实各站场选址的建设用地征用，循序渐进推进燃气基础设施和配套管网建设，保障规划稳步实施。

坚守耕地红线，对涉及地面建设部分的管线工程，尽量少占、不占耕地，不得占用永久基本农田，如无法避免涉及占用耕地，需落实耕地占补平衡，建设单位须承诺将补充耕地相关费用纳入工程概算。地下网管铺设项目的施工过程不得破坏耕作层，完工后恢复地貌原状。统筹谋划用地方案，优化用地结构，科学调控用地供应，兼顾耕地红线硬指标与保障建设“硬需求”，推进绿色发展。

10.4 统筹城燃企业，保障用气保供

全面部署，加强对接，积极沟通，合理调配，协调上游燃气供应，做好应急气源储备，优先保障民生用气，确保稳定不断供。随着全区工业用户“煤改气”工作的进一步推进，天然气供给与企业生产淡旺季相关性进一步增加，将会加大全区天然气销量的峰值差，统筹城镇燃气企业合理采购气源，妥善应对全区季节性调峰问题，做好生产用气保供工作。

10.5 完善监督考核，发展智慧燃气

强化谋划和部署，强化责任落实与监督考核。各乡镇（街道）、有关部门加强对燃气供应保障、燃气设施建设、管道安全监督、市场营商环境优化等重点工作的考核，落实每一项任务，严格组织考核，确保按质按量完成项目建设和管理工作任务。

积极发展建设智慧燃气信息管理系统，完善燃气行业管理架构，丰富管理手段、提高管理能力、提升管理水平，发挥智能化信息管理的优势。预留相关接口与区政务大数据中心对接并共享相关数据，为全区城市治理大数据平台建设打下基础。

10.6 加强宣传教育，营造良好氛围

加大宣传力度，通过网站、微信公众号、电视新闻等宣传平台、日常主题活动以及发放宣传材料等多种形式，有效引导城乡居民使用天然气，倡导节约、科学、安全用气，营造良好的社会氛围，促进燃气行业健康发展。组织开展“燃气宣讲”等活动，将燃气政策、创新技术、先进设备和管理模式引入到重点燃气企业。组织专业人员进行学习培训，建立最佳燃气实践案例库，对燃气发展工作的典型案例、示范企业，及时进行总结、宣传和推广。

附件：1．“十四五”期间未通气镇村管网建设规划表

2．重庆市开州区“十四五”城镇燃气项目建设规划

表

附件1

“十四五”期间未通气镇村管网建设规划表

附件2

重庆市开州区“十四五”城镇燃气项目建设规划表