CNG加气站项目节能评估报告Word文档下载推荐.docx
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18.9m×
6m
3
CNG汽车加气棚
钢网架
720
30m×
24m
4
循环水泵房
框架结构
43.2
7.2m×
5
循环水池
钢筋混凝土
m3
36
6m×
4m
6
压缩机基础
26.88
4.8m×
2.8m
7
脱水装置基础
11.2
4.0m×
该项目建设期为12个月，2013年12月开始筹备工作，2014年6月开工建设，2014年12月投入运行。
项目进度见表2。
表2项目建设进度表
时间
项目
进度要求（年/月）
13/12
14/01
14/02
14/03
14/04
14/05
14/06
14/07
14/08
14/09
14/10
14/11
14/12
可行性研究及审批、安评、环评
初步设计及审批
施工图设计
设备采购
工程施工
投入运行
项目主要耗能品种及耗能量
项目建成后耗能品种为电、水、及少量天然气。
项目年耗电244.52万kWh，年耗水2801.6m3，项目综合能耗为301.07tce。
1.耗电量计算
⑴设备用电量估算
本项目生产设备总装机容量为682.4kW，需要系数取0.7，加气站每天工作15h，年工作日为340天，设备年时基数5100h，则设备年总用电量为243.62万kWh。
主要耗能设备见表3
表3主要耗能设备表
规格参数
功率（kW）
总功率
（kW）
压缩机
台
V-2/（10-16）-250
Q=700Nm3/h
315
630
撬装设备
脱水装置
BDGZ300
Q=1500Nm3/h
40
再生电加热器功率
循环水泵
80QW40-15-4
8
压缩机冷却
空调
套
KF-72GW/03GFC12
制冷量：
7200W
2.2
4.4
常规站办公区
合计
682.4
设备年耗电量=682.4kW×
0.7×
5100h=2436168kWh
⑵车间照明用电量估算
加气站站房照明用电指标取5W/m2，面积113.4m2；
压缩机房、循环水泵房照明用电指标取10W/m2，面积259.2m2，则照明总负荷为3.159kW。
根据相关规范，照明需要系数取0.8，同时系数0.7，则年用电量计算如下：
照明负荷=5W/m2×
113.4m2＋10W/m2×
259.2m2=3.159kW
照明年用电量=3.159kW×
5100h×
0.8×
0.7=9022.10kWh
综上，项目年总耗电量=9022.1kWh+2436168kWh≈244.52万kWh
2.用水量计算
项目生活用水量按照综合用水定额标准计算，工作人员用水定额确定为140L/人·
d，加气站定员16人，用水量2.24m³
/天。
项目工业生产用水主要是循环冷却水补充水，循环冷却水补充水用量2m³
年生产、生活按340天计算，则项目全年用新鲜水量为2801.6m³
。
具体详见表4。
表4项目用水量估算表
用水部门
用水量（m³
/d）
生产用水
循环冷却水补充水
生活用水
2.24
新鲜水
其他用水
未预见水量及绿化、浇洒道路等用水
小计
8.24
全年用水量=8.24m³
/d×
340d=2801.6m³
3.天然气损耗
主要损耗为CNG加气站检修作业很少量的天然气放空，经测算，年用量为255Nm3。
4.年综合能耗估算
年综合能耗估算见表5:
表5项目年综合能耗估算表
能耗种类
年消耗量
年能源消耗量
折标煤系数
能耗量（tce）
耗电
244.52
万kW·
h
0.1229kgce/（kW·
h）
300.52
水
2801.6
0.0857kgce/m3
0.24
天然气
255
Nm3
1.2143kgce/Nm3
0.31
年综合能耗
301.07
节
能
评
估
依
据
节能评估依据
相关法律、法规
1.《中华人民共和国节约能源法》（十届人大常委会第三十次会议主席令第七十七号）
2.《中华人民共和国土地管理法》（十届人大常委会第十一次会议主席令第28号）
3.《中华人民共和国环境保护法》（七届人大常委会第十一次会议主席令第22号）
4.《中华人民共和国电力法》（八届人大常委会第十七次会议主席令第60号）
5.《中华人民共和国清洁生产促进法》（十一届人大常委会第25次会议主席令第五十四号）
6.《中华人民共和国建筑法》（十一届人大常委会第二十次会议主席令第四十六号）
7.《中华人民共和国计量法》（十一届人大常委会第十次会议主席令第二十八号）
8.《中华人民共和国水法》（九届人大常委会第二十九次会议主席令第七十四号）
9.《中华人民共和国城乡规划法》（十届人大常委会第三十次会议主席令第七十四号）
10.《山东省节约能源条例》（山东省第十一届人大常委会第十二次会议修订）
行业与区域规划、行业准入与产业政策
1.《固定资产投资项目节能评估和审查工作指南（2012年本）》
2.《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（国家发改委【2010】第6号令）
3.《天然气利用政策》（国家发改委【2012】第15号令）
4.《产业结构调整指导目录（2011年本）（修正版）》（国家发改委【2013】第21号令）
5.《国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术》（国家发改委【2005】65号令）
6.山东省发展改革委《关于印发<
固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法>
实
施细则（试行）的通知》（鲁发改办【2010】1691号）
7.《山东省天然气发展利用规划（2006-2020年）》
8.《山东省CNG（压缩天然气）和LNG（液化天然气）专项规划（2010-2020年）》
9.《聊城市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》（聊政办【2011】27号）
10.聊城市发展改革委《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》实施细则（试
行）（聊发改规划【2011】56号）
11.《莘县燃气专项规划（2011年-2020年）》
12.莘县×
燃气有限公司提供的基础资料。
13.其他相关依据。
相关标准与规范
1.《节能监测技术通则》（GB/T15316-2009）
2.《节电技术经济效益计算与评价方法》（GB/T13471-2008）
3.《用能设备能量测试导则》（GB/T6422-2009）
4.《节水型企业评价导则》（GB/T7119-2006）
5.《综合能耗计算通则》（GB/T2589-2008）
6.《三相配电变压器能效限定值及能效等级》（GB20052-2013）
7.《工业企业能源管理导则》（GB/T15587-2008）
8.《用能单位能源计量器具配备和管理通则》（GB17167-2006）
9.《单位产品能源消耗限额编制通则》（GB12723-2008）
10.《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）
11.《建筑采光设计标准》（GB50033-2013）
12.《建筑照明设计标准》（GB50034-2004）
13.《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2011）
14.《建筑给水排水设计规范》（GB50015-2003）（2009年版）
15.《低压配电设计规范》（GB50054-2011）
16.《供配电系统设计规范》（GB50052-2009）
17.《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2003）
18.《通风与空调工程施工质量验收规范》（GB50243-2002）
19.《外墙外保温工程技术规程》（JGJ144-2004）
20.《工业建筑设计规范》（ZBBZH/GJ19）
21.《工业企业总平面设计规范》（GB50187-2012）
22.《民用建筑节能检验规范》（DB45/T393-2007）
23.《10kV及以下变电所设计规范》（GB50053-1994）
24.《压缩空气站设计规范》（GB50029-2003）
25.《电力变压器选用导则》（GB/T17468-2008）
26.《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》（GB50736-2012）
27.《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）
28.《车用压缩天然气》（GB18047-2000）
29.《天然气计量系统技术要求》（GB/T18603-2001）
30.《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2012）
31.《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）
32.《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）
33.《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范》（SY6503-2008）
34.《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）
35.《石油天然气工业管线输送系统用钢管》（GB/T9711-2011）
36.《建筑物防雷设计规范》（GB50057-2010）
其他
《莘县×
燃气有限公司莘县十八里铺CNG加气站工程可行性研究报告》及相关补充资料。
源
供
应
情
况
分
析
项目建设地概况及能源消费情况
1.项目建设地概况
⑴项目地理位置
莘县位于山东省西北部，介于东经116°
00ˊ00"
－116°
30ˊ00"
，北纬36°
37ˊ30"
－37°
02ˊ30"
之间。
县域南北长42.4千米，东西宽40.75千米，面积948.86平方千米。
东与禹城、齐河两县为邻，西与临清市、夏津县接壤，南靠茌平县，北邻平原县。
县城居于县域中部，位于北纬36°
51ˊ00"
，东经116°
13ˊ00"
东南距省会济南107千米，西南距聊城市城区56千米。
东北至禹城市城区38千米，东至齐河县城48千米，南至茌平县城30千米，西至临清市城区58千米，西北至夏津县城26千米，北至平原县城43千米。
⑵地形地貌
高唐地貌类型以冲积平原为主。
地貌总趋势由西南向东北倾斜，平均坡降为1/9000―1/7000。
平均海拔27米，最高点海拔32.1米，最低点海拔22.6米。
共有河淮高地，沙质河槽地，古河床高地，缓形坡地，河间浅平洼地，背河槽状池六种地貌类型。
⑶气候条件
高唐属暖温带半干旱季风区域大陆性气候,大陆度为65.7%。
冬季干冷，春旱多风，夏热多雨，晚秋易旱，四季分明。
年均降水量为574.8毫米，降水多集中在6-8月份。
全年平均气温为13.1℃，月平均气温最高在七月份，为26.8℃，最低在1月份，为-3.1℃，年均相对湿度为65%。
年平均日照时数为2663.3小时，年平均霜冻期为170天，年平均无霜期为195天。
年平均风速为3.5米/秒，月平均最大风速为4月份，平均4.7米/秒，平均最小风速为8月份，平均2.5米/秒，全年主导风向偏南，偏东北风向次之。
⑷抗震烈度
根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）和《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），莘县抗震设防烈度为7度，设计基本地震动加速度值为0.10g。
2.当地能源消费情况
参考2012年的能耗指标，按10%的增量进行推算，莘县2013年综合能耗目标值为185.59万tce。
参考2012年各县（市、区）万元GDP能耗降低目标，可推算出2013年莘县万元工业产值综合能耗为0.97tce/万元，万元工业增加值综合能耗1.21tce/万元。
能源供应情况分析评估
项
目用能情况分析
评估
项目所在地能源资源供应条件
1.供电条件
莘县拥有220千伏变电站1座，主变容量33万千伏安；
110千伏线路109.6千米；
35千伏变电站12座，主变24台，总容量12.35万千伏安，35千伏总长度为194.9千米；
10千伏配电线路总长度为1184.9千米，有力的保障了全县的电力供应。
全县装机容量50万kW，年可供电19.75亿kWh。
时风、泉林、热电集团、国能四大发电中心全部聚集开发区。
本项目采用10kV电源供电，采用架空线路敷设，接近CNG加气站后，采用电缆直埋敷设至高压进线柜，电力供应有保障。
2.供水条件
高唐的水资源主要来源于当地降水转化所形成的地表水、地下水和引黄水、过境水。
莘县降水多集中在6-8月份，年均降水量为574.8毫米。
莘县内有大小河流17条。
徒骇河、马颊河是县境内的骨干河道，都为过境河流、季节性间歇河流。
高唐境内人工河流有七里河、四新河、管氏河、官道河、唐公沟、辛铺沟、沙河沟、友谊沟、张官屯沟，总长147.5km。
莘县当地水资源可利用总量达3亿m3，其中引黄水1.4亿m3，地表及地下水1.6亿m3。
该项目用水由市政管网提供。
3.供气条件
莘县目前拥有天然气、液化石油气二种气源，采用管道天然气、瓶装液化石油气等多种供气形式。
2009年莘县管道燃气居民用户已达1.4万户，公福用户104个，工业用户7个，采暖用户300个。
瓶装液化气用户约2.33万户。
县城居民管道气化率40％。
项目对当地能源消费的影响
1.项目用电对当地能源消费的影响
莘县年可提供总电量为19.75亿kWh，该项目年耗电244.52万kWh，占当地可供电量的比例为0.12%，对当地电力资源影响较小。
2.项目用水对当地能源消费的影响
莘县当地水资源可利用总量达3亿m3，该项目年用水量为2801.6m³
，占当地可利用水资源的比例为0.001%，对当地水资源产生的影响很小。
3.项目用气对当地能源消费的影响
根据莘县2011-2020城镇燃气规划，莘县年可提供天然气3625万m3。
本项目用气255Nm3，占规划用气量的0.001%，对天然气资源产生的影响很小。
4.项目综合能耗对当地能源消费的影响
莘县2013年综合能耗目标值为185.59万tce，该项目年综合能耗为301.07tce，项目占当地综合能耗的比例为0.016%，占用比例较小，对莘县能源消费结构影响较小。
可见本项目的实施不会对当地能源消费结构产生影响。
项目用能情况分析评估
工艺流程与技术方案对能源消费的影响
1.工艺介绍
天然气由城镇燃气管网取气，通过管道输送至CNG加气常规站。
进入加气站的天然气，经过滤、计量、进入低压脱水装置，脱水后进入天然气压缩机组（缓冲罐布置在压缩机橇块内）增压至25MPa。
压缩后的高压天然气经过滤分离和高压缓冲后，通过加气柱为槽车加气或者通过程序控制盘进入储气井储气，然后通过加气机向CNG汽车加气，充装压力小于20MPa。
压缩机系统的PLC（可编程序控制器）对整个系统进行信号采集、故障诊断、故障显示、顺序启动/停机等全过程管理。
CNG加气常规站工艺系统主要为：
计量系统、脱水系统、压缩系统、加气系统和辅助系统。
工艺流程如下图所示：
2.工艺先进性
⑴本项目管网根据用气量，选择最经济流速来确定合理的管径；
另外管网设计充分利用气源压力，合理利用自身能量；
采用密封性好的设备阀件，做好巡线检漏工作，尽可能减少天然气漏损；
合理设置截断阀门，在事故及检修情况下迅速关断阀门，将天然气的泄漏和排放量控制在最小范围内。
⑵项目采用先进的监控系统，优化运行管理，合理调度配气，确保设备可靠高效运行；
加强计量管理，输差控制在3%以下；
充分利用站内自身天然气；
工程所需的进口和国产设备，在满足工艺要求的前提下，优先选用节能型产品。
主要耗能工序及其能耗指标
本项目耗能品种为电、水、天然气，综合能耗折合标准煤为301.07tce，电、水、天然气折合标准煤分别为300.52tce、0.24tce、0.31tce。
可见，电是主要的耗能品种。
该项目生产过程中主要耗电工序为脱水、压缩等，项目生产过程中通过试验确定合理的工艺参数，采用先进的加工方法，严格各种工艺制度，确保工艺用能及生产的顺利进行。
由此可见，项目在技术方面选用了较为先进的工艺及设备，在同行业中处于先进的水平。
主要工艺设备及其能耗评估
1.压缩机
本项目选用国产压缩机。
CNG加气常规站设计供气规模为2.0×
104Nm3/d，每天工作15小时，配置压缩机2台。
主要技术参数如下：
⑴进口压力：
5.0MPa；
⑵出口压力：
25.0MPa；
⑶额定排量：
700Nm3/h；
⑷电机功率：
315kW；
⑸额定电压：
380V；
⑹排气温度：
≤45℃；
⑺压缩级数：
二级。
压缩机组主要性能如下：
⑴机组转速低，易损件寿命长，噪音低，采用双泵双系统供油，保证压缩机运行可靠；
⑵软启动，允许压缩机频繁启动和停机；
⑶采用交流三相电机，并满足防爆要求，且相比两相电机而言，具有更好的稳定性，精度更高。
2.过滤器
过滤器用于过滤天然气输送中的灰尘等杂质。
本项目采用筒式过滤器，滤芯采用过滤篮式结构，设置于进站管道上，安装地点为室外，属于爆炸危险环境1区。
本项目配置2台过滤器，1备1用，与计量装置成橇装设备。
主要技术参数为：
⑴设计压力：
6.3MPa；
⑵操作压力：
4.0MPa～5.6MPa；
⑶操作温度：
-15～40℃；
⑷最大流量：
1.5×
104m3/h；
⑸压力损失：
ΔP≤0.01MPa；
⑹过滤精度：
≤5μm；
⑺过滤效率：
≥99.99%（10μm）；
⑻过滤器出入口管径：
DN150。
过滤器主要性能如下：
⑴采用插装阀集成系统，动作可靠，使用寿命长，冲击小，减小了连结管路与泄漏点；
⑵电气控制系统独立，维修方便；
⑶采用按钮集中控制，具有保压延时的性能；
⑷工作压力等根据工艺需要在规定的范围内可调。
3.计量装置
计量装置用于进站天然气流量的计量，是企业进行经济分析、成本核算的主要依据，将直接影响本项目的经济效益与用户利益。
本项目配置2台气体涡轮流量计，1用1备，与过滤器成橇装设备，并配备流量计算机。
设置地点为过滤器后。
4.0～5.6MPa；
⑷进站天然气流量范围：
0.35×
104Nm3/h～2×
104Nm3/h；
⑸计量校正：
温度、压力校正；
⑹计量单位：
体积单位，m3；
⑺计量精度：
0.5级。
计量装置主要性能如下：
⑴计量装置采用气体涡轮流量计（型号与上游分输站一致），气体涡轮流量计是一种精确测量气体流量的仪表，具有精度高、重复性好，量程比较大等优点；
⑵计量管路的温度、压力信号接入流量计算机进行温差补偿运算，流量计算机将有关信息通过标准通信接口（MODBUSRTU协议）传送到站控系统；
⑶流量计标定采用送检标定方式，并按《中华人民共和国计量法》及相应的流量计检定规程要求定期进行强制性检定，可以有效保证计量的准确性和计量仪表的精度。
4.脱水装置
本项目拟建的脱水装置为橇块结构，主要设备有分子筛脱水器、再生气冷凝器和再生气电加热器及控制系统。
脱水系统选用双塔可再生天然气干燥器，手动切换、自动再生，双塔闭环式再生加热冷却循环。
根据压缩机配置本项目选择低压脱水装置1套，设备主要技术参数如下：
⑵设计温度：
常温；
⑶处理量：
1500Nm3/h；
⑷出口天然气露点：
≤-55℃；
⑸吸附周期：
≥12h；
⑹再生周期：
≤6h；
⑺再生温度：
≤260℃；
⑻再生电加热器功率：
40kW；
⑼防爆等级：
dⅡBT4。
脱水装置主要性能如下：
⑴分子筛吸附剂做成蜂窝状，可有效提高吸附比表面积，增大吸附容量，从而可以提高吸附材料的利用率；
⑵再生气源采用天然气，资源供应有保障，且工作稳定，再生效果好；
⑶系统配置自动化控制系统，可以实现吸附-再生的智能控制，降低了劳动强度。
5.加气机
加气机主要作用是向CNG汽车加气并计量。
项目采用CNG双枪加气机4台，设备主要技术参数如下：
⑴适用介质：
压缩天然气；
⑵流量范围：
2～30Nm3/min；
⑶额定压力：
20MPa；
⑷最大工作压力：
25MPa；
⑸计量精度：
±
0.5%；
⑹单次计量范围：
0～9999.99Nm3；
⑺单价预制范围：
0.01～99.99元/m3；
⑻密度预制范围：
0.0001～0.9999；
⑼读数最小分度值：
0.01m3，0.01元。
加气机主要性能如下：
⑴加气过程自动控制，在充气过程中能双面自动显示加气量、加气金额及单价；
⑵具有断电数据保护，数据延时显示功能；
⑶自动监测充气过程的温度、压力和流量，控制充气速度，有效控制资源损耗；
⑷内置进口时钟系统，计时准确可靠。
辅助生产和附属生产设施及其能耗指标
1.冷却水系统
压缩机采用水冷方式。
冷却水泵与压缩机单机连锁运行，经冷却后，压缩机排气温度满足压缩天然气的参数要求。
冷却循环水需经自动式水处理设备进行软化处理，以避免冷却水管路因结垢而堵塞。
2.安全泄压保护系统
天然气进站和压缩机出口设有紧急切断阀，站内出现故障时，可及时切断气源。
避免事故发生。
压缩机的控制与保护具有自动和手动停车装置，发生事故时
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