天然气利用项目节能评估报告

固定资产投资项目节能评估报告表

项目名称： **县天然气利用项目

建设单位： **省天然气发展有限公司 （盖章）

编制单位： **市工程咨询部 （盖章）

2013年 12 月

项目名称 **县天然气利用项目 建设单位 **省天然气发展有限公司 法人代表 *** 联系人 *** 通讯地址 联系电话 传真 邮政编码 节能评估单位 **市工程咨询部 联系人 建设地点 通城县中心城区全境 项目投资管理类别 审批□ 核准? 备案□ 24个月 项目所属行业 市政公用（燃气） 建设工期 14·1-15·12 建设性质 新建? 改建□ 扩建□ 项目总投资 10621万元 工程建设内容及规模 **门站1座（含CNG减压站1座、CNG加气标准站1座），建筑面积4102.92 m2；CNG加气子站1座，建筑面积567.76 m2；城市中压输配管网65.28Km；其他配套包括控制系统、消防系统、通讯系统、环保系统及其他公用设施等。 各年份站点建成情况： 年份 投产站点 供气量 CNG减压站：2.0×10Nm/h 2014 CNG减压站及CNG加气子站 CNG加气子站：1.0×104Nm3/d 33门站：2.1×104Nm3/h 2015 门站及CNG加气子站 CNG加气子站：1.0×104Nm3/d 门站：2.1×104Nm3/h 标准站：1.5×104Nm3/d CNG加气子站：1.0×104Nm3/d 2016（达产年） 门站、标准站及CNG加气子站 *前期临时气源采用CNG减压站，CNG减压站位于**门站内，门站建成后拆除。 主要技术经济指标表 序号 项 目 单位 数量 备注 1 设计规模 1.1 供气规模 104Nm3/a 2023 2015年 104Nm3/a 5481 2020年 104Nm3/a 8706 2030年 1.2 门站 座 1 2014年8月建成 1.3 CNG减压站 座 1 2014年初建成 1.4 CNG加气标准站 座 1 2015年12月建成 1.5 CNG加气子站 座 1 2014年初月建成 1.6 中压管道 Km 65.28 2 总建筑面积 门站（含CNG减压站、 2.1 CNG标准站） m2 4102.95 2.2 CNG加气子站 m2 567.76 3 用地面积（永久性征地） 门站（含CNG减压站、 3.1 CNG标准站） m2 20393.5 30.59亩 3.2 CNG加气子站 m2 4356 6.53亩 4 定员 人 73 5 工程总投资 万元 10621 项目各阶段主要耗能品种及耗能量 1.各站点能耗统计： 区域 能源种类 电力 指标 99.84kWh 0.09万m3 折标煤（tce/a） 122.70 备注 减压站 水 0.08 2014年建成2015年拆除，原址建标准站 柴油 177.07t 258.01 合计 380.79 电力 56.75万kWh 11.71万m3 69.75 天然气 门站 水 142.19 2015年建成 0.60万m3 0.51 合计 212.45 电力 标准站 127.05万kWh 156.14 水 0.09万m3 0.08 2016年建成 合计 156.22 电力 子站 水 94.47万kWh 116.10 2014年建成 0.10万m3 0.09 2014年由管束车供气柴油 88.54t 129.01 有油耗，2015年以后由管道供气不计油耗 合计 2.各年份能耗统计 245.20 年份 投产站点 能耗 供气量 电：194.31万kWh CNG减压站：CNG减压站及CNG2014 加气子站 柴油：265.61t CNG加气子站：1.0×104Nm3/d 折标煤：625.99t 水：0.19万m3 2.0×103Nm3/h 电：151.22万kWh 门站：门站及CNG加气2015 子站（减压站已拆除） 天然气：11.71万m3 CNG加气子站：1.0×104Nm3/d 折标煤：328.t 水：0.70万m3 2.1×104Nm3/h 电：278.27万kWh 水：0.79万m3 门站：2.1×104Nm3/h 单位输气量能耗： 0.017kgce/Nm3 门站、标准站及2016（达产年） CNG加气子站 标准站：天然气：11.71万m 1.5×104Nm3/d 折标煤：484.87t CNG加气子站：0.020tce/万元 3单位产值能耗： 1.0×10Nm/d 43单位增加值能耗： 2016年供气量为2916×104Nm3 0.59 tce/万元 单位产值电耗： 116.51kWh/万元 本项目2016年达产年电耗为278.27万kWh/a，自来水消耗为0.79万m3，消耗天然气为11.71万m3/a。根据可研报告，本项目2016年供气量为2916×104Nm3，产值为23884万元，工业增加值为818万元。据此计算得出本项目单位输气量能耗为 0.017kgce/Nm3；单位产值能耗为0.020tce/万元；单位增加值能耗为0.59 tce/万元；单位产值电耗为116.51kWh/万元。 **县2010年单位GDP能耗为1.3713吨标准煤/万元，比2009年下降3.95%；2010年单位工业增加值能耗为0.86吨标准煤/万元，比2009年下降17.61%；2010年单位GDP电耗为496.37千瓦时/万元，比2009年下降8.65%。 按此速度预测通城县2016年单位GDP能耗为1.07吨标准煤/万元；单位工业增加值能耗为0.72吨标准煤/万元；单位GDP电耗为385千瓦时/万元。 经比较，本项目单位产值能耗、单位工业增加值能耗、单位产值电耗均大大低于通城县同期水平，符合国家节能减排的要求。 本项目如采取建议的节能措施全年可节约电2.44万kWh/a，折标煤3.00tce/a。 相关法律、法规等： 1.1国家法律法规 《中华人民共和国节约能源法》(令[2007]第77号) 《中华人民共和国可再生能源法》(令[2009]第33号) 《城镇燃气管理条例》（中华人民共和国令 第583号）； 《中华人民共和全生产法》（2002年6月29日）； 《民用建筑节能条例》（令[2008]第530号） 节 能 评 估 依 据 《中华人民共和国计量法》（令[1985]第28号） 《中华人民共和国建筑法》(令[1997]第91号) 《中华人民共和国电力法》(令[1995]第60号) 1.2地方法律法规 《湖北省燃气管理条例》(湖北省常委会以第72号公告) 《湖北省民用建筑节能条例》(2009年3月26日) 《湖北省建筑节能管理办法》(湖北省令第281号) 《湖北省固定资产投资项目节能评估和审查实施办法》(鄂发改环资[2011]298号) 《关于进一步加强建筑节能监督管理工作的通知》（鄂建[2012]37号） 《关于加强太阳能热水系统推广应用和管理的通知》（鄂建[2009]号） 《关于加强建筑工程外墙保温系统应用管理的通知》（鄂建[2010]107号） 行业与区域规划、行业准入与产业等： 2.1国家基础通用 《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》(国发[2010]6号) 《产业结构调整指导目录（2011年本）（修正）》(国发[2013]21号) 《国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术》(国发[2005]65号) 《关于发布实施〈促进产业结构调整暂行规定〉的决议》(国发[2005]40号) 《关于加强节能工作的决定》(国发[2006]28号) 《国家重点节能技术推广目录》 《关于印发节能减排综合性工作方案的通知》(国发[2001]5号) 《国家关于印发节能中长期专项规划的通知》（国发环资[2004]2505号） 《关于印发“十二五”节能减排综合性工作方案的通知》（国发 [201]26号） 《固定资产投资项目节能评估工作指南》（国家节能中心2011年本) 《国家发展改革委关于印发天然气发展“十二五”规划的通知》（发改能源[2012]3383号） 《国家发展改革委关于进一步做好当前天然气供应保障工作的通知》（发改电[2013]102号） 2.2行业 《民用建筑节能管理规定》（建设部令[2005]第143 号） 《关于加快推动我国绿色建筑发展的实施意见》（财建[2012]167号） 《关于加快应用高强钢筋的指导意见》（建标[2012]1号） 《通城县城市总体规划（2011-2030年）》 《湖北省天然气利用中长期规划（2011-2020）》 《通城县燃气专项规划》 相关标准与规范等： 3.1燃气行业 《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）； 《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2012） 《天然气长输管道和地下储气库工程设计节能技术规范 》（SY/T 6638-2005） 《输气管道系统能耗测试和计算方法》（SY/T 6637-2005） 《天然气输送管道系统节能经济运行规范》（SY/T 6567-2010） 《湖北省建筑燃气安全技术规程》(DB42/408-2006) 3.2建筑专业 《低能耗居住建筑节能设计标准》DB42/T 559-2013 《夏热冬冷地区居住建筑节能设计标准》JGJ134-2010 《公共建筑节能设计标准》GB501-2005 《民用建筑设计通则》GB50352-2005 《建筑外门窗气密、水密、抗风压性能分级及检测方法》GB/T7106-2008 《建筑外门窗保温性能分级及检测方法》GB/T8484-2008 《建筑采光设计标准》GB/T50033-2013 《汽车库、修车库、停车场设计防火规范》GB50067-97 《外墙外保温工程技术规程》JGJ 144-2004 《外墙内保温工程技术规程》JGJ/T 261-2011 《办公建筑设计规范》JGJ67-2006 《商店建筑设计规范》JGJ48-88 《全国民用建筑工程设计技术措施－节能专篇》(2007年版) 《全国民用建筑工程设计技术措施》(2009年版) 3.3结构专业 《建筑工程抗震设防分类标准》GB50233-2008 《建筑抗震设计规范》GB50011-2010 3.4给排水专业 《建筑给水排水设计规范》GB50015-2003（2009年版） 《室外排水设计规范》GB50014-2006（2011年版） 《室外给水设计规范》（GB50013-2006）； 《民用建筑节水设计标准》GB50555-2010 《民用建筑太阳能热水系统应用技术规范》GB503-2005 《节水型生活器具》CJ1-2002 3.5电气专业 《10KV及以下变电所设计规范》GB50053-94 《供配电系统设计规范》GB50052-2009 《建筑照明设计标准》GB50034-2004 《石油化工企业照度设计标准》SH/T 3027-2003 《供配电系统设计规范》GB50052-2009 《电力变压器经济运行》GB/T 13462-2008 《干式电力变压器技术参数和要求》GB/T10228-2008 《三项配电变压器能效限定值及能效等级》GB20052-2013 3.6暖通专业 《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》 GB50763-2012 《房间空气调节器能效限定值及能源效率等级》GB12021.3-2010 《转速可控型房间空气调节器能效限定值及能源效率等级》GB 21455-2008 《通风机能效限定值及能效等级》GB19761-2009 《清水离心泵能效限定值及节能评价值》GB19762-2007 《工业锅炉能效限定值及能效等级》GB24500-2009 3.7综合 《综合能耗计算通则》GB/T25-2008 项目建设地概况及能源消费情况（单位地区生产总值能耗、单位工业增加值能耗、水耗、单位建筑面积能耗、节能目标等） 一.项目建设地及建设背景介绍 天然气作为一种清洁、高热值的优质能源，逐渐成为城市燃气的首选气源。发展以天然气为主的城市燃气，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，其经济效益、社会效益和环保效益显着。 通城县位于湖北省东南端，湘、鄂、赣三省交界处，跨东径113°36′～ 114°4′，北纬 29°2′～ 29°24′。县境东南与江西省修水县交界，南与湖南省平江县接壤，西和西北与湖南省岳阳市、临湘县毗邻，北和东北与本省崇阳县相邻，在武汉城市圈范围之内。县城距省会武汉市200公里，距咸宁市111公里，距湖南省会长沙市191公里，距湖南省临湘市69公里。 目前，通城县城居民小区供气方式以单户瓶装LPG供应为主，工业园区大型工企业能源主要采用煤和重油。随着国际油价涨落不定，液化石油气价格水涨船高，大大增加了企业的经营成本及用户的使用成本，严重制约了当地企业的发展，不利于通城县总体经济和人民生活水平健康稳步发展。一定程度上影响了通城县控制大气污染，搞好环境保护、实现经济社会可持续发展战略的实施。 对此，通城县极其重视当地燃气事业发展，把引入稳定、充足的天然气气源作为发展本区经济建设的头等大事。 通城县中心城区可供利用的天然气资源为在建的湖北省天然气支干线“武汉—通城天然气输气管道”，该输气管道由湖北省天然气发展有限公司投资建设。目前，一期工程武汉至赤壁段约73.4公里输气管道即将建成，预计2013年初能具备通气条件。二期工程赤壁至通城段输气管道预计2014年8月能建成通气。管道天然气进入通城县以前，可采用压缩天然气（CNG）作为临时气源，建设CNG减压站，以解决通城县的天然气用气需求。天然气作为一种优质、高效、清洁的能源进入通城，对于优化城市能源结构，减少大气污染、改善投资环境，建设环境友好型、资源节约型的宜居城市具有十分重要的作用和意义。 二.工程概况 2.1 中压管道 中压管道主要在城区内敷设，中压管道从门站出来后分成两路，一路沿通城大道向北敷设至陶瓷产业园；另一路沿通城大道向南沿双龙路、工业大道、隽水大道、隽西大道、玉立大道、路等城市主干道敷设中压干管，并形成供气主环网，局部形成若干个供气环网。 中压管道长约65.28km，管道压力级制为中压A级，管径为D426X8、de110～de315，管材采用无缝钢管及PE管（PE80，SDR11系列），符合《输送流体用无缝钢管》（GB/T 8163-2008）及《燃气用埋地聚乙烯管材》（GB15558.1-2003）的要求。 2.2 站场 2.2.1 CNG减压站 近期CNG减压站的供应规模1.7X104Nm3/d，高峰小时供应量为2000Nm3/h。 2.2.2 门站 天然气由上游计量站出站，直接进入天然气门站，进站压力为2.5Mpa。天然气进站后经过滤分离器除去可能带入的粉尘、杂质，经计量、加臭、加热、调压后进入城市中压管网。 （1）建设规模： 进站设计压力：4.0MPa 进站运行压力：2.5MPa 进站流量：2.2×104Nm3/h（2030年达到最终规模） （注：中压管网流量2.1×104Nm3/h，CNG加气标准站流量0.1×104Nm3/h） （2）中压出口 出站设计压力：0.4MPa 出站运行压力：0.35MPa 设计流量：2.1×104Nm3/h（2030年达到最终规模）。 2.2.3 CNG加气标准站 建设规模：1.5万m3/日。 2.2.4 CNG加气子站 建设规模：1.0万m3/日。 2.3 系统输配总工艺流程 （1）CNG减压站供气输配系统 武汉—通城天然气输气管道未通气前，通城县通过CNG槽车外购CNG运输至CNG减压站，经减压、计量、调压至中压0.35MPa，通过城市中压管网输送至居民用户调压站或调压箱，再经过用户计量装置计量后接用户燃具。 （2）管道天然气供气输配系统 高压管道从通城分输站接气，高压管道（设计压力4.0MPa，起点处接气压力为2.5MPa）从通城分输站进入通城门站，经门站加臭、过滤、计量后分为两路出站，一路出站进入高压管道供应CNG加气标准站，另一路经过滤、调压后出站进入中压网供应通城县居民、商业及工业用户。 2.4 管道防腐 本工程站外埋地天然气钢质管道均采用3PE防腐外加牺牲阳极保护；站内埋地不锈钢管道不需做防腐，其余钢制管道需采用聚乙烯胶粘带加强级防腐。 2.5 自控与通信 本项目自动控制系统采用了以计算机为核心的数据采集与监视控制系统来完成对工艺系统的数据采集与控制。CNG加气子站、门站分别建设的站控系统。调度中心建设在门站的综合楼内，整个输配系统的SCADA系统采用分级结构，第一级为调度中心，第二级为站场控制级，第三级为现场级。 1）调度中心：调度中心对分输站、门站、标准站、子站等各站点进行综合采集和控制。 2）站场控制级：对站场内工艺系统进行数据采集和控制。 3）现场级：工业现场各种自动化仪表及设备。 为实现生产的统一调度和管理，保证系统的高效益和高水平，各站控系立完成各自工艺数据采集及处理、连锁保护、顺序控制、连续控制，并向调度管理部门上传所采集的各种数据与信息。 2.6 组织机构与劳动定员 湖北省天然气发展有限公司直接对CNG减压站、门站、CNG加气站、中压管网进行经营、维护和管理。公司生产管理、直接生产和辅助生产定员共73人。 三.能源消费情况 2010年咸宁市全市规模以上工业企业天然气消费量335万立方米；用电量为12770万千瓦时，自来水为14万立方米。 根据各能源“十二五”期间年均增长速度，预测2016年能源消费如下： 2016年咸宁市全市规模以上工业企业天然气消费量492万立方米；用电量19650万千瓦时；自来水为1539万立方米。 通城县2010年单位GDP能耗为1.3713吨标准煤/万元，比2009年下降3.95%；2010年单位工业增加值能耗为0.86吨标准煤/万元，比2009年下降17.61%；2010年单位GDP电耗为496.37千瓦时/万元，比2009年下降8.65%。 按此速度预测通城县2016年单位GDP能耗为1.07吨标准煤/万元；单位工业增加值能耗为0.72吨标准煤/万元；单位GDP电耗为385千瓦时/万元。 以上数据均来自《2011年咸宁市统计年鉴》 项目所在地能源供应条件 一、气源情况 目前，通城县城居民小区供气方式以单户瓶装LPG供应为主，工业园区大型工企业能源主要采用煤和重油。随着国际油价涨落不定，液化石油气价格水涨船高，大大增加了企业的经营成本及用户的使用成本，严重制约了当地企业的发展，不利于通城县总体经济和人民生活水平健康稳步发展。一定程度上影响了通城县控制大气污染，搞好环境保护、实现经济社会可持续发展战略的实施。 对此，通城县极其重视当地燃气事业发展，把引入稳定、充足的天然气气源作为发展本区经济建设的头等大事。 1.1 管道气源情况 目前，通城县中心城区可供利用的管道天然气资源为在建的湖北省天然气支干线“武汉—通城天然气输气管道”，该段输气管道由湖北省天然气发展有限公司投资建设，气源接自省天然气公司川气东送安山分输站，是湖北省规划的城市燃气输配系统的有机组成部分，具有接收安山分输站来气、高压输配气、小时（日）调峰储气和辐射沿线乡镇等多重功能。 其中一期工程“武汉-赤壁天然气输气管道工程”北起省天然气公司安山分输站，向西沿009县道至法泗镇，再折向西南方向，经嘉鱼分输站后向南到达一期输送终点赤壁分输站，线路全长73.4公里，管径Φ406.4，设计压力6.3MPa，设计供气规模2015年为1.62亿立方米/年、2020年为2.32亿立方米/年。目前，武汉至赤壁段约73.4公里输气管道即将建成，一期工程预计2013年初能具备通气条件。 二期工程“赤壁-通城天然气输气管道工程”北起省天然气公司赤壁分输站，向南沿107国道和319省道敷设至崇阳分输站，管道出崇阳分输站后向南沿106国道和杭瑞高速敷设至终点通城分输站，线路全长101.6公里，管径D323.9，设计压力6.3MPa，武赤通线输气管道考虑了沿线四县市的输气和小时（日）调峰需求。其中：赤通线设计供气规模2015年为0.5亿立方米/年，2020年为0.67亿立方米/年、2030年为1.93亿立方米/年。二期工程预计2014年8月能建成通气。 1.2 非管道气源情况 管道天然气进入通城县以前，可采用压缩天然气（CNG）和液化天然气（LNG）作为过渡气源。从站场投资、占地面积等方面考虑，采用CNG作为气源建设CNG减压站比建设LNG气化站的投资小，占地面积小，适合作为临时替代过渡气源；从气源方面考虑，目前湖北省内暂无LNG气源厂，黄冈LNG液化基地项目尚在筹建之中，该项目预计2013年底投产，则过渡气源LNG需从距离通城县最近的河南安阳市安彩高科采购，但安阳市安彩高科LNG液化规模仅10X104Nm3/d，气源供给量有限，而目前CNG气源则在省内比较充裕，武汉地区CNG母站总投产规模在150X104Nm3/d，气源供给量比较富裕，采用CNG作为过渡气源比较可靠。因此，在通城县管道天然气通气之前，宜采用CNG作为气源，建设CNG减压站，以解决通城县的天然气过渡期用气需求。本项目CNG减压站的气源来自于武汉安山母站。 二、供气规模 2.1 供气原则 1）凡是在通城县的天然气特许经营权范围内的城镇居民用户，均分期分批气化，逐步提高管道燃气气化率。至2030年后管道气化率达85％以上。 2）加大力度发展工业用户，根据各类工业用户的具体情况，优先发展利用天然气可提高产品质量，节能、降低成本，以及对环境影响较大的用户，并逐步发展扩大，提高天然气在能源消耗中的比例。 3）随着国民经济发展和人民生活水平的提高，第三产业比例加大，服务业等商业用户必将大力发展，为满足其不断发展的需要，逐步扩大商业用户的供气比例。 2.2 供气范围 根据《通城县天然气综合利用特许经营协议》，本项目特许经营范围为通城县城区。因此本项目供气范围为通城县中心城区，包括居民、商业、采暖及工业用户、CNG汽车用户。 2.3 供气对象 由于天然气具有热值高、效率高、污染小、成本低等安全经济的优点，因此与其他能源相比具有较强的竞争能力。在多种领域中可以替代煤炭、燃油、电力以及各种人工煤气和液化石油气。因此，其供气对象主要有以下几方面： 1）居民用户 随着人民生活水平的提高，管道燃气已被广大居民接受。目前全国大中城市居民的炊事和热水等生活能耗主要以燃气为主，家用电器为辅。 2）商业用户 宾馆饭店、餐饮业、洗浴业、机关学校、企事业单位、医院、托幼等炊事及热水用燃气。 3）采暖空调用户 公共建筑（如宾馆、饭店、写字楼、商场、电影院、办公楼等）的集中供暖和居民分户采暖。 4）工业用户 目前通城县工业园区有用气意向的企业有宝塔造纸厂、湖北玉立砂带集团、宝塔砂布厂、恒兴砖厂、双龙灰砂厂、福人药业、百丈潭酒业、油菜产业园、杭瑞陶瓷厂9家工业企业用户。从保护环境、节能降耗的能源出发，用天然气替代工业用户的煤和燃油是十分必要的，也是可行的。 5）CNG汽车用户 CNG汽车是以天然气为燃料的汽车，相对于燃油汽车，它具有环保、经济、安全等特点。通城县的CNG双燃料汽车的发展对象在近远期应以公交车、出租车为主。 2.4 供气规模 1）各类用户年用气量汇总 各类用户天然气年用气量表（×104Nm3/a） 年份 2013年 2014年 2015年 2016年 2017年 2020年 2030年 居民用户 182.50 286.88 500.00 574.75 655.22 875.00 1381.25 商业用户 18.25 86.06 150.00 172.43 262.09 350.00 552.50 采暖空调 0.00 96.71 110.13 117.44 135.01 162.04 225.28 工业用户 400.00 400.00 800.00 1500.00 2400.00 3300.00 5300.00 CNG用户 151.88 265.26 362.08 405.84 424.10 520.13 811.40 未预见量 39.61 59.73 101.17 145.81 204.02 274.06 435.29 总计 792.24 1194. 2023.38 2916.27 4080.43 5481.23 8705.71 2）各类用户年平均日用气量汇总 各类用户年平均日用气量表（×104Nm3/d） 年份 2013年 2014年 2015年 2016年 2017年 2020年 2030年 居民用户 0.50 0.79 1.37 1.57 1.80 2.40 3.78 商业用户 0.05 0.24 0.41 0.47 0.72 0.96 1.51 采暖 0.00 0.23 0.24 0.25 0.26 0.30 0.39 空调 0.00 0.04 0.06 0.07 0.11 0.14 0.23 工业用户 1.10 1.10 2.19 4.11 6.58 9.04 14.52 CNG用户 0.42 0.73 0.99 1.11 1.16 1.43 2.22 未预见量 0.11 0.16 0.28 0.40 0.56 0.75 1.19 总计 2.17 3.27 5.54 7.99 11.18 15.02 23.85 3）各类用户用气平衡表 各类用户用气平衡表（×104Nm3/a） （2015序项目 号 气量 年）年用（%） 用气量 （%） 用气量 （%） 百分比（2020年）年百分比（2030年）年百分比1 居民用户 500.00 24.71 875.00 15.96 1381.25 15.87 2 商业用户 150.00 7.41 350.00 6.39 552.50 6.35 3 采暖空调 110.13 5.44 162.04 2.96 225.28 2.59 4 工业用户 800.00 39.54 3300.00 60.21 5300.00 60.88 5 CNG用户 362.08 17. 520.13 9.49 811.40 9.32 未可预见6 量 101.17 5.00 274.06 5.00 435.29 5.00 7 合计 2023.38 100.00 5481.23 100.00 8705.71 100.00 由上表可知，2015年工业用户年用气量为800×104Nm3/a，约占总用气量的40%以上，而民用和商业用户用气总和占总用气量约为30%；2020年、2030年工业用户年用气量分别为3300×104Nm3/a和5300×104Nm3/a，均占总用气量的60%以上，而民用和商业用户用气总和占总用气量比例不足25%。由此可见，本工程主要用户为工业用户，其次为居民及商业用户。 三、各站点周边能源供应情况 项目门站（含CNG减压站、CNG标准站）站区位于通城大道东侧，CNG加气子站位于麦市路南侧，周边供排水系统、供电、通信及邮政系统均与本项目同期实施。 影响 本项目2016年达产年电耗为278.27万kWh/a，自来水消耗为0.79万m3，消耗天然气为11.71万m3/a。根据可研报告，本项目2016年供气量为2916×104Nm3，产值为23884万元，工业增加值为据此计算得出本项目单位输气量能耗为 0.017kgce/Nm3；单位产值能耗为0.020tce/万元；能 818万元。源 单位增加值能耗为0.59 tce/万元；单位产值电耗为116.51kWh/万元。 供 一.项目对咸宁市能源消费的影响： 应 2016年咸宁市全市规模以上工业企业天然气消费量492万立方米；用电量19650万千瓦时；情 自来水为1539万立方米。 况 项目电力需求占咸宁市2016年规模以上工业企业电力总耗量的1.42%，天然气耗量占咸宁市分 2016年规模以上工业企业天然气总耗量的2.38%，年消耗水量占咸宁市2016年规模以上工业企业析 水量的0.05%，对咸宁市能源消耗增量影响较小。 评 二.项目对通城县能源消费的影响 估 通城县2010年单位GDP能耗为1.3713吨标准煤/万元，比2009年下降3.95%；2010年单位工业增加值能耗为0.86吨标准煤/万元，比2009年下降17.61%；2010年单位GDP电耗为496.37千瓦时/万元，比2009年下降8.65%。 按此速度预测通城县2016年单位GDP能耗为1.07吨标准煤/万元；单位工业增加值能耗为0.72吨标准煤/万元；单位GDP电耗为385千瓦时/万元。 经比较，本项目单位产值能耗、单位工业增加值能耗、单位产值电耗均大大低于通城县同期水平，符合国家节能减排的要求。 主要耗能工序及其能耗指标： 一、站场工艺： 1.1 CNG减压站 用 根据通城县对通气时间的要求，通城县前期需建设CNG减压站作为临时气源站场，计划建能 成时间为2014年初。 情况分析评估 （2）出站气量： 中压出口流量：2.0×103Nm3/h （1）进站气量：2.0×103Nm3/h； 2）设计参数: 1）建设规模：2.0×103Nm3/h； （3）出站压力： 设计压力：0.4MPa； 运行压力：0.35 MPa； （4）加热系统设计： 进出口压降：19.65MPa 调压后温降：98.5℃ 加热系统需提升温度：93.5℃ 加热系统功率：96kW （5）地区等级：三级，强度设计系数0.4。 3）流程 CNG管束拖车内20MPa的高压天然气经过卸气柱进入CNG减压撬，压缩天然气经一级换热器加热，再经过一级调压器减压到4.0MPa,经二级换热器加热，再经过二级调压器减压到0.35MPa，最后经过涡轮流量计计量，并根据计量数据大小随动对燃气进行加臭，输入城区中压燃气管网。具体工艺流程框图如下： 参见附图“通城CNG减压站工艺流程图”。 1.2 通城门站 1）建设规模：2.2×104Nm3/h（2030年达到最终规模）； 2）设计参数: （1）进站气量：2.2×104Nm/h； 3（2）出站气量： 中压出口流量：2.1×104Nm3/h 标准站出口流量：1000Nm3/h （3）进站压力： 设计压力： 4.0MPa； 运行压力： 2.5MPa； （4）标准站出站压力： 设计压力：4.0MPa； 运行压力：2.5MPa； （5）中压出站压力： 设计压力：0.4MPa； 运行压力：0.35 MPa； （6）加热系统设计： 进出口压降：1.92MPa 调压后温降：10℃ 加热系统需提升温度：15℃ 加热系统功率：160kW （7）地区等级：三级，强度设计系数0.4。 3）设计功能： （1）接收通城分输站来气； （2）进、出站超压报警； （3）上游或下游管线破裂时进、出站天然气紧急截断； （4）向进站天然气加臭； （5）进站天然气过滤、计量和调压； （6）站内及上、下游天然气的放空； （7）热水循环式加热系统； （8）站内生产辅助及生活用气。 4）流程 通城分输站出站高压管道（设计压力4.0MPa，起点处接气压力为2.5MPa），进入通城门站，经门站气质检测、加臭、过滤、计量后分为两路，一路进入高压管道供应CNG加气标准站，另一路经加热、调压后进入中压管网供应通城县工业、居民及商业用户。 根据计算，天然气由2.5MPa减压至0.35MPa，温降为10℃；由本工程输送的天然气气质参数可知，调压过程中天然气中的水份会因温度过低而凝结，从而堵塞调压阀阀口，或由于温降过大导致调压阀、管路系统外壁结冰，因此需要在天然气调压前将其温度升高。 参见附图“通城门站工艺流程图”。 1.3 CNG加气子站 根据通城县对汽车用气的时间要求，通城县前期需建设CNG加气子站，计划建成时间为2014年初。 1）建设规模：1.0×104Nm3/d； 2）设计参数: （1）进站压力：20MPa； （2）压缩机前后工艺管路系统： 设计压力： 27.5MPa； 运行压力： 25MPa； 3）设计功能： （1）接收CNG管束拖车来气； （2）进站天然气经卸气柱卸气； （3）天然气压缩、储存； （4）对CNG汽车加注压缩天然气； 4）流程 天然气汽车加气子站设备包括高压气体运输车、天然气压缩装置、天然气储存装置、控制系统（自动保护、自动启停机及优先/顺序控制盘）和压缩天然气售气系统。高压气体运输半挂车通过卸气柱分成两路：一路作为低压组直接通向加气机，另一路通向子站压缩机，经压缩机压缩，使其压力达到25MPa，通过优先/顺序控制盘进入高、中两组储气井储存或直接通过加气机对天然气汽车充气。 参见附图“通城CNG加气子站工艺流程图”。 5）后期改建 为降低后期运营成本，待CNG加气子站周边的中压管网建成后，针对CNG加气子站改建为CNG加气标准站的管网水力工况条件进行如下分析： 方案一:通城门站中压管道出口压力0.35MPa（表）时，CNG加气子站改造为CNG加气标准站后，站场接驳压力接近0.13MPa（表）； 方案二：通城门站中压管道出口压力升至0.38MPa（表）时，CNG加气子站改造为CNG加气标准站后，站场接驳压力接近0.2MPa（表）。 由上述结果可知，方案一中加气站的接驳压力较低，建站能耗较高，方案二的接驳压力较为适宜，具体的管网水力计算结果详见附图“中压管网水力计算图（二）”。 CNG加气子站改建为CNG加气标准站从管网接驳条件上是可行的。本报告不针对改建工程做详细的分析论证，具体改建方案另做专题研究。 1.4 CNG加气标准站 1）建设规模：1.5×104Nm/d； 32）设计参数: （1）进站气量：1000Nm3/h； （2）压缩机前管路系统： 设计压力： 4.0MPa； 运行压力： 0.6～2.5MPa； （3）压缩机后管路系统： 设计压力：27.5MPa； 运行压力：25MPa； （4）运行时间：15小时； 3）设计功能： （1）接收通城门站来气； （2）进站天然气计量、稳压； （3）天然气脱硫、深度脱水； （4）天然气缓冲、压缩、储存； （5）对CNG汽车加注压缩天然气； 4）流程 天然气汽车加气标准站设备包括调压计量装置、脱硫装置、天然气深度脱水装置、天然气压缩装置、天然气储存装置、控制系统（自动保护、自动启停机及优先/顺序控制盘）和压缩天然气售气系统。天然气进入汽车加气站，经过计量、稳压、脱硫、脱水，后进入天然气压缩机进行三到四级压缩，使其压力达到25MPa后经优先顺序控制盘进入站内天然气储气井储气，再经加气机向天然气汽车计量加气，车用钢瓶充装压力为20MPa。 参见附图“通城CNG加气标准站工艺流程图”。 二、配套设施： 2.1建筑： 2.1.1 概况 本工程设计包括门站（含CNG标准站）1座、CNG子站1座。 门站（含CNG标准站），包含综合楼、生产辅助用房、生活辅助用房、仓库、门卫及CNG标准站站房、罩棚。综合楼为站区单体最大建筑，考虑机关部门、下属单位以及门站工作人员总计35人办公，并考虑职工宿舍，综合楼一至三层为办公区，设置有办公室、会议室及站控室；四至五层为员工休息区，设置有宿舍及活动室。 CNG子站包括站房、加气罩棚，站房内设有营业室、站长室、更衣间及公共厕所。 门站建构筑物一览表 耐火建筑 面积（m） 高度（m） 等级 2使用年限 结构形式 火灾危险性等级 备注 综合楼 3042.00 7.95 二级 50 框架 生活辅助用房 118.80 4.5 二级 50 框架 生产辅助用房 228.00 4.5 二级 50 框架 丙类 仓库 198 4.5 二级 50 框架 戊类 门卫 12.60 3.45 二级 50 框架 标准站建构筑物一览表 高度建筑 面积（m2） （m） 耐火等使用年结构形级 限 式 火灾危险性备注 等级 站房 118.80 3.6 二级 50 框架 网架 罩棚 769.50 5.7 二级 50 投影面积 CNG子站建构筑物一览表 耐火等使用年结构形建筑 面积（m） 高度（m） 级 限 式 2火灾危险性备注 等级 站房 151.26 3.6 二级 50 框架 网架 罩棚 833.00 5.7 二级 50 投影面积 2.1.2热工限值 公共建筑围护结构热工设计限值 围护结构部位 屋面 外墙（包括非透明幕墙） 底面接触室外空气的架空或者外挑楼板 传热系数K（W/（m·K）） ≤0.70 ≤1.0 ≤1.0 传热系数K 遮阳系数SC 东、南、西向/北向 - 2外窗（包括透明幕墙） W/（m·K） 2窗墙面积比≤0.2 0.2＜窗墙面积比≤0.3 单一朝向外窗 0.3＜窗墙面积比≤（包括透明幕 墙） 0.4 0.4＜窗墙面积比≤0.5 0.5＜窗墙面积比≤0.7 屋顶透明部 2.1.3 门站配建围护结构做法 ≤4.7 ≤3.5 ≤0.55/- ≤3.0 ≤0.50/0.60 ≤2.8 ≤0.45/0 ≤2.5 ≤0.40/0.50 ≤3.0 ≤0.40 屋面：碎石，卵石混凝土1（40.0mm）+PVC卷材或高聚物涂膜（3.0mm）+水泥砂浆（20.0mm） +矿棉、岩棉、玻璃棉（70.0mm）+钢筋混凝土（120.0mm）+水泥石灰砂浆，聚合物砂浆（20.0mm）；用于隔热保温的70mm 厚防火等级A 级的玻璃棉的导热系数限值为0.054W/(m.K)。 外墙：矿棉、岩棉、玻璃棉（50.0mm）+加气混凝土砌块(B05级)（250.0mm）；其导热系数限值分别为0.054 W/(m.K)和0.22 W/(m.K)； 分户墙、分隔采暖空调与不采暖空调空间的隔墙：石灰水泥砂浆（20.0mm）+加气混凝土（200.0mm）+石灰水泥砂浆（20.0mm） 分层楼板：水泥砂浆（10.0mm）+钢筋混凝土（120.0mm）+BG水性保温隔热涂料（15.0mm） 外窗(含阳台门透明部分)：断桥铝合金中空玻璃(6+9A+6)，传热系数2.70W/m2.K，气密性为6级，可见光透射比0.50 由于本项目处于概念规划设计方案阶段，本报告仅给出有关建筑热工的初步意见，具体的保温材料以及构造由设计确定，但必须满足《公共建筑节能设计标准》、《建筑外门窗气密、水密、抗风压性能分级及检测方法》以及350号文的要求。围护结构应满足围护结构体型系数、传热系数、遮阳系数限值的要求。在满足相关节能设计标准的前提下，维护结构的保温防火的具体措施按设计以及建筑节能设计审查意见执行。 2.2结构 2.2.1分类等级 根据《建筑抗震设防分类标准》及《建筑抗震设计规范》的相关规定，站房（门站）、综合楼（门站）、生产辅助用房（门站）抗震设防类别为乙类，应按7度加强其抗震措施，按6度进行抗震计算，综合楼（门站）、生产辅助用房（门站）框架抗震等级为三级；仓库（门站）、生活辅助用房（门站）、门卫（门站）、罩棚(门站)、站房（子站）、罩棚（子站）抗震设防类别为丙类，应按6度考虑抗震措施及进行抗震计算，仓库（门站）、生活辅助用房（门站）框架抗震等级为四级。 各建、构筑物的设计使用年限均为50年、安全等级为二级、耐火等级二级，地基基础设计等级为丙级。 2.2.2建、构筑物结构及基础形式 门站建筑物参数表 建筑尺寸（轴线建筑物 距离） 层数及层高 拟采用结构形式 拟采用基础形式 综合楼 39.0mx15.6m 五层（3.60m） 框架结构 柱下独基 生活辅助用房 18.0mx6.6m 一层（3.60m） 框架结构 柱下独基 生产辅助用房 8.0mx28.5m 一层（3.60m） 框架结构 柱下独基 仓库 30.0mx6.6m 一层（3.60m） 框架结构 柱下独基 站房 6.6mx18.0m 一层（3.60m） 砌体结构 墙下条基 罩棚 28.5mx27.0m 一层（5.50m） 排架结构 柱下独基 门卫 3.0mx4.2m 一层（3.60m） 砌体结构 墙下条基 门站构筑物参数表 构筑物 拟采用结构形式 拟采用基础形式 备注 设备基础 钢筋砼结构 整板基础 消防水池 钢筋砼结构 整板基础 池体砼等级为C30 P6 每20m设置一道伸缩围墙 砌体结构 墙下条基 缝 每20m设置一道伸缩挡土墙 浆砌片石 墙下条基 缝 放散管 桅杆结构 基础 三根钢缆绳 子站建筑物参数表 建筑尺寸（轴线建筑物 距离） 层数及层高 拟采用结构形式 拟采用基础形式 站房 6.0mx24.0m 一层（3.60m） 砌体结构 墙下条基 罩棚 25.0mx24.5m 一层（5.50m） 排架结构 柱下独基 子站构筑物参数表 构筑物 拟采用结构形式 拟采用基础形式 备注 设备基础 钢筋砼结构 整板基础 每20m设置一道伸缩挡土墙 浆砌片石 墙下条基 缝 围墙 砌体结构 墙下条基 每20m设置一道伸缩缝 建、构筑物基础应以较坚实土层为持力层，不应直接置于回填土、淤泥质土等软弱土层之上，如较坚实土层埋置较深，可采取换填垫层、复合地基、桩基等方式进行处理。 2.2.3主要结构材料 （1）混凝土：建筑物梁、板 柱、钢筋混凝土基础、行车道路面采用C30，刚性基础采用C25，垫层混凝土采用C15； （2）砌块强度等级： 砌体结构：±0.000以下采用MU15页岩砖，±0.000以上采用MU10页岩砖； 框架结构：±0.000以下采用MU15页岩砖，±0.000以上采用A3.5粉煤灰加气混凝土砌块； （3）砂浆强度等级： 砌体结构：±0.000以下采用M10水泥砂浆，±0.000以上采用M5混合砂浆； 框架结构：±0.000以下采用M10水泥砂浆，±0.000以上采用Mb5混合砂浆； （4）钢筋种类： 1）纵向受力普通钢筋可采用HPB300、HRB335、HRBF335、RRB400、HRB400、HRB500、HRBF400、HRBF500 ； 2）梁、柱纵向受力普通钢筋应采用HRB400、HRB500、HRBF400、HRBF500； 3）箍筋可采用HRB335、HRBF335、HRB400、HRBF400、HPB300、HRB500、HRBF400、HRBF500； （5）钢材牌号：Q235。 2.3电气 2.3.1 供配电系统 （1）负荷分级及负荷估算： CNG减压站用电负荷计算表 设备容量 运行 序号 负荷名称 (kW) 台数 备用 需要 计算负荷 负荷 台数 系数 （kW） 等级 1 站房室内配电 10 0.8 8 二级 2 电动球阀 1.5 5 0.8 6 二级 3 减压撬 100 1 100 二级 4 自控系统 3 0.8 2.4 二级 5 室外照明 0.25 2 0.8 0.4 二级 合计 二级负荷合计 116.8kW，Kx取0.95，计算负荷为111kW 根据负荷计算表，变压器的容量计算值应为160kVA，变压器容量 考虑到标准站建成之后，要将减压站拆除，故变压器容量取两者的大值，故变压器容量选用200kVA，变压器的长期负载率为58.4%。 门站用电负荷计算表 设备容量 运行 序号 负荷名称 (kW) 台数 备用 需要 计算负荷 负荷 台数 系数 （kW） 等级 一 综合楼 1 综合楼室内照明 15 0.8 12 二级 2 综合楼室内插座 30 0.8 24 二级 3 综合楼电空调 200 0.6 120 三级 二 门卫 1 门卫室内配电 2 0.8 1.6 二级 2 电动门 1 0.8 0.8 二级 3 室外照明 0.25 20 0.8 4 二级 三 生活辅助用房 1 生活辅助用房室内配电 8 0.8 6.4 二级 四 生产辅助用房 1 生产辅助用房室内配电 5 0.8 4 消防 2 消防电泵 37 1 1 1 37 消防 3 消防泵房潜污泵 1.1 1 0.8 0.88 消防 4 消防泵房送风机 0.37 1 0.8 0.3 消防 5 消防泵房排风机 0.18 1 0.8 0.15 消防 6 燃气锅炉 1 1 1 0.8 0.8 二级 7 热水循环泵 5.5 1 1 0.8 4.4 二级 8 锅炉房轴流风机 0.55 1 1 0.8 0.44 二级 9 锅炉房电子水处理仪 0.1 1 0.8 0.08 二级 五 其他 1 电动球阀 1.5 5 0.8 6 二级 2 自控系统 3 0.8 2.4 二级 合计 1 三级负荷合计 120kW 2 二级负荷合计 62.9kW，Kx取0.9，计算负荷为56.6kW 3 消防负荷合计 42.3kW，Kx取0.9，计算负荷为38kW 合计 总负荷为176.6kW（消防泵运行时，切断三级负荷） 变压器容量 250kVA，变压器的长期负载率为74.4% CNG标准站用电负荷计算表 设备容量 运行 序号 负荷名称 (kW) 台数 备用 需要 计算负荷 负荷 台数 系数 （kW） 等级 1 CNG压缩机轴功率 95 1 1 0.95 90.25 三级 2 CNG压缩机辅助电机 5 1 1 0.95 4.75 三级 3 脱水器 40 1 1 40 三级 4 加气机 0.2 4 0.8 0. 三级 5 罩棚照明 0.15 9 0.8 1.1 三级 6 室外照明 0.25 2 0.8 0.4 三级 总计算负荷（K∑=0.95） 137.2kW，Kx取0.95，计算负荷为130.3kW 变压器容量 200kVA，变压器的长期负载率为68.6% CNG加气子站用电负荷计算表 设备容量 运行 序号 负荷名称 (kW) 台数 备用 需要 计算负荷 负荷 台数 系数 （kW） 等级 1 CNG压缩机轴功率 95 1 1 0.95 90.25 三级 2 CNG压缩机辅助电机 5 1 1 0.95 4.75 三级 3 站房室内配电 10 0.8 8 三级 4 站控系统（含加气机） 3 0.8 2.4 三级 5 罩棚照明 0.15 9 0.8 1.1 三级 6 室外照明 0.25 2 0.8 0.4 三级 总计算负荷（K∑=0.95） 106.9 x 0.95 = 101.6kW 变压器容量 125kVA，变压器的长期负载率为85.6% （2）供配电方案 1）供电方案： 因站场计算负荷较大，且位于城市高压电网合理供电范围之内，故采用10kV高压进线。从市政高压电网引入1路10kV高压为站场提供主电源。高压进线电缆采用电缆直埋敷设进站。 变压器无载手动调压方式，F级环氧树脂浇铸变压器，变压器联接组别Dyn11，高压分接范围2x2.5%，阻抗电压4%，防护等级IP30。 工程采用箱式变电站方式，箱式变电站设置在室外。电能计量采用低压侧计量，设置低压计量装置。 2）无功功率补偿： 采用集中式无功功率补偿，补偿装置采用干式三相电容补偿器，自动循环投切方式，设置在低压配电柜内。要求补偿后的功率因数不小于0.95。 3）备用电源： 本工程采用柴油发电机作为二级负荷的备用电源。减压站二级负荷容量为111kW，柴油发电机的功率应为150kW。门站二级负荷容量为56.6kW，柴油发电机的功率应为75kW。 考虑到标准站建成之后，要将减压站拆除，故可将减压站的发电机移作门站用，故减压站、门站可合用1台发电机，发电机容量选大者，容量为150kW。 标准站及加气子站不需要设置备用电源。 4）不间断电源： 本工程为自控系统、通信系统配置不间断电源，不间断电源采用在线式UPS，UPS容量为3kVA，单进单出，内置电池组，考虑到本工程设置了应急发电机，故电池组的后备时间设置为1小时。 5）配电系统： 本工程配电系统接线方式采用放射式，放射式接线方式供电可靠性高，故障发生后影响范围较小，切换操作方便，保护简单。 其中门站、减压站设置了备用电源，故低压采用单母线分段运行，联络开关选用双电源切换装置ATS，ATS自投不自复。三级负荷接入一段母线，二级负荷接入另外一段母线。当主用电源断电时，柴油发电机自动启动，通过双电源切换装置ATS接入二级负荷母线段。 6）配电线缆： 本工程母线的电压降不得低于额定电压的5%。电力电缆的截面根据电缆的载流量确定。爆炸危险区域内的电力、控制电缆均采用阻燃型铜芯电缆。 电缆在室外直埋时，电缆外皮至地面的深度不应小于0.7m（穿套管时以套管计），并在电缆上下分别均匀铺设100mm厚的细沙，并沿电缆全长应覆盖宽度不小于电缆两侧各50mm的保护砖。 当电缆埋地与其他管线垂直相交时，电缆须穿钢制套管。此时电缆埋深适当加深，电缆敷设在其他管线（沟）的下面，套管与其他管线的垂直净距不低于0.25m。 爆炸危险场所的直埋电缆在出地面时需穿钢制套管，然后经防爆挠性连接管与设备接线盒相连。 室内电线穿硬质塑料管沿墙或地上开槽暗敷，爆炸和火灾危险场所的室内线路采用镀锌钢管明敷。 （3）照明系统： 1）普通照明：根据《建筑照明设计规范》GB50034-2004，各类房间的照明值如下表： 各类民用建筑照明照度值如下表所示： 办公室 营业室 餐厅 厨房 卫生间 走廊 照度 300Lx 300Lx 150Lx 100Lx 100Lx 75Lx 各类工业建筑照明照度值如下表所示： 配电室、发电机房 控制室 锅炉房、水泵房 机柜间 压缩机房 照度 200Lx 300Lx 100Lx 300Lx 150Lx 照明采用智能分区控制，多种控制调节相结合的方式。在会议室等处的配电回路上设置照明调光模块，现场设置调光控制面板，可根据现场工况需要，调节灯光亮度，以达到相应的艺术效果要求。在其它公共场所如公共走道，门厅等处的配电回路上设置照明直通模块或节能延时开关，根据需要接通或切断相应照明回路的电源。调光或直通控制亦可通过计算机远程控制，定时定量控制，可延长光源及灯具使用寿命，以达到节约能源的目的。 照明设计采用高光效光源。在满足眩光的条件下，优先选用效率高的灯具以及开敞式直接照明灯具。推荐采用深抛物面型荧光灯灯具，其光输出效率可达84%，室内开敞式灯具效率不低于75％，格栅式灯具效率不应低于60%；室外灯具效率不低于50%。设计在满足灯具最低允许安装高度及美观要求的前提下，已尽可能降低灯具的安装高度，以节约电能。 采用电子镇流器或节能型高功率因数电感镇流器，镇流器自身功耗不大于光源标称功率的15%，谐波含量不大于20%；荧光灯单灯功率因数不小于0.9，所有镇流器必须符合该产品的国家能效标准。 2）应急照明： 本工程在走廊、楼梯间、控制柜室、站控室等场所设置应急照明灯具，应急照明的照度值按照正常值的10%考虑。应急照明灯具及标志采用自带蓄电池供电，蓄电池的连续供电时间应不小于30分钟。应急照明灯明装，底边距天花板（或吊顶）0.1m。疏散导流标志暗装，底边距地0.2m。 在发电机房、消防水泵房等发生火灾时仍需正常工作的房间，设置应急照明灯具，应急照明的照度值不低于正常照度值。照明灯具平时由市电供电，停电时采用柴油发电机供电。 装饰用灯具需与装修设计及甲方商定，功能性灯具如：荧光灯、出口标志灯、疏散指示灯需有国家主管部门的检测报告，达到设计要求的方可投入使用。 应急照明支线应穿热镀锌钢管暗敷在楼板或墙内，由顶板接线盒至吊顶灯具一段线路穿钢管。PE线必须用绿/黄导线或标识。 路灯采用集中控制方式。 2.4暖通空调 2.4.1供暖空调系统 （1） 空调系统设计参数 室外计算参数： 夏季空调室外计算干球温度 35.3℃； 夏季空调室外计算湿球温度 28.4℃； 夏季室外空调日平均温度 32.2℃； 冬季空调室外计算干球温度 –2.4℃； 冬季空调室外计算相对湿度76%； 夏季最多风向平均风速：2.3m/s； 冬季最多风向平均风速：3.0m/s； 夏季室外大气压力：1002.1hPa； 冬季室外大气压力：1023.5hPa； 主要房间室内设计参数： 房间名称 夏季 冬季 新风量 温度℃ 换气次数 温度℃ 换气次数 m3/h.p 休息室 26 1次/h 18 1次/h — 温度℃ 相对湿度% 温度℃ 相对湿度% 办公、会议室 26 ≤55 18 ≥30 ≥30 （2）空调负荷估算 单间建筑面区域 积（m） 2冷负荷指标冷负荷（kW） （W/㎡） 热负荷指标热负荷（kW） （W/㎡） 休息室 17 80 1.36 60 1.02 办公室 21 100 2.10 80 1.68 会议室 67 120 8.04 80 5.36 餐厅 50 150 7.50 80 4.00 站控室 35 180 6.30 80 2.80 机柜间 30 180 5.40 80 2.40 （3）空调系统、冷热源及主机选择 门站建筑空调选型 区域 休息室 数量 30 空调选型 1台 2 匹 办公室 110 1台 2 匹 会议室 2 1 台 5匹 餐厅 2 1 台 5匹 站控室 1 1台 3 匹 机柜间 1 空调设备表 1台 3 匹 类型 功率W 备注 数量 1470 分体挂机（2p） 2480 制冷量：5070W 制冷cop=3.5 140 制热量：6000W 制热cop=2.4 2200 柜机（3p） 3720 制冷量：7600W 制冷cop=3.5 2 制热量：9000W 制热cop=2.4 3500 柜机（5p） 6200 制冷量：12500W 制冷cop=3.6 4 制热量：15000W 制热cop=2.4 2.4.2通风系统 门站等配套用房采用自然通风，卫生间排风由各自吊顶排放；厨房设置专用油烟道 ，油烟通过专用油烟道集中于屋面高空统一排放。 各高低压变、配电室，水泵房等设备用房设机械送、排风系统。 锅炉房正常工作下换气次数不小于6次/h。 风机风量计算表 换气次数 次/h 5 6 区域 通风 面积㎡ 高度 m 修正系数 风量m3/h 送风 锅炉房 排风 228 228 5.5 5.5 送排风机设备清单 1.1 1.1 67 8276 区域 通风 设备名称 规格 计算额定功单位耗功率率(kW） （W/m3/h） 台数 送风 锅炉房 排风 DZ-1 轴流型 风量9500m3/h，风压88Pa，n=720，风机 N=0.55kW 0.55 0.06 1 DZ-1 轴流型 风量9500m3/h，风压88Pa，n=720，风机 N=0.55kW 0.55 0.06 1 2.4.3燃气系统 通城门站热源采用两台常压燃气热水锅炉，单台锅炉额定热负荷为160kW，燃气耗量为16Nm3/h，锅炉配备热水循环泵1台，供热系统运行方式为两用一备。天然气入口额定工作压力为2400Pa。 门站供热系统主要工程量表 序号 设备名称 设备型号及参数 数量（台） 备注 1 常压热水锅炉 Q=150000kcal/h 2 1用1备 2 热水循环泵 L=5t/h,H=15m 2 1用1备 *主要为换热器提供热源 2.5给排水 2.5.1范围 包括通城门站（含CNG标准站）和加气子站站内给水、污水、雨水的设计 2.5.2给水系统 （1）水源 本站地处通城城区北侧规划工业区内，近期先建设减压站部分，长输管道建成后建设门站部分，减压站设备拆除。站前通城大道有市政给水管，可接市政给水。加气子站位于城区建成区内，有市政给水管，可接市政给水。 （2）供水方案 站前水压0.2MPa，综合楼3层以下直接供水，综合楼4-5层由生活水箱和变频供水泵供水。 （3）管道选用 室外埋地给水管采用PE给水管，热熔连接，埋地敷设。室内给水管采用PP-R给水管，热熔连接，敷设在吊顶、墙槽内。 （4） 用水量及水泵选型： 最大时用水量表数据由《建筑给排水设计规范》计算得出，只作为水泵选型参考，不作为耗水量依据。 门站最大时用水量计算 用水小时变区域 数量 单位 量标化系数 准 （h） 使用时间用水量（m3） 平均时 最大时 最高日 宿舍 30 L/人·d 150 2.5 24 0.19 0.48 4.50 办公 49 人/班 50 1.5 10 0.24 0.36 2.45 顾客 1000 L/㎡·d 5 1.5 12 0.42 0.63 5.00 L/洗车 30 辆·次 50 1 1.50 绿化 2530 ㎡·d 2 1 5.06 锅炉补水 1 m3/d 1.2 1 1.20 未预见水以上的10%计 量 1.97 合计 1.47 21.68 子站最大时用水量计算 用水小时变区域 数量 单位 量标化系数 准 （h） 使用时间用水量（m3） 平均时 最大时 最高日 办公 16 人/班 50 1.5 10 0.08 0.12 0.80 顾客 1250 L/㎡·d 5 1.5 12 0.52 0.78 6.25 绿化 605 ㎡·d 2 1 1.21 未预见水以上的10%计 量 0.83 合计 0.90 9.09 由于门站综合楼采用楼顶水箱供水，变频泵用最大时用水量选型。 门站最大时用水量及设备选型 区域 最大时用水量m3/h 设备选型 门站 1.47 Q=2m3/h、H=36m、r=2900、N=1.1kW，一用一备 2.5.2排水系统 （1）排水量： 门站及子站生活排水系统排水定额设计为生活给水系统用水定额的90%，最大小时排水量2.13立方米/时，最高日排水量27.69立方米/日。雨水按当地暴雨强度公式计算，重现期按2年计，取降雨历时5分钟的暴雨强度3.43L /s·m2，小时降雨厚度为123.48mm/h。 （2）排水方案： 站前道路配套建设有污水管网，化粪池处理后接入市政污水管网。雨水经地面找坡，通过雨水沟收集排至站外低处，或直接沿地面排至站外。绿化排水和雨水成分相近，可不处理，由雨水系统排放。锅炉排水为高温水，水质较洁净，经降温后经雨水系统排放。 加气子站位于城市建成区，有市政雨、污水管道。污水经化粪池处理后排入市政污水管道。雨水部分经地面散排出站，罩棚雨水经管道排至站外雨水管道。 潜污泵设备选型： 设备 数量 参数 潜污泵 2 Q=10m3/h H=10m N=0.75kw （3）管道选用： 室外埋地污水管采用排水UPVC双壁波纹管，室内污水管采用建筑排水UPVC管，锅炉排水采用排水铸铁管，室外雨水管道采用钢筋混凝土排水管。排水UPVC双壁波纹管采用承插连接；建筑排水UPVC管采用承插粘接；排水铸铁管采用承插连接；钢筋混凝土排水管采用钢丝网水泥砂浆抹带接口，混凝土基础。室内排水管均敷设在吊顶内或暗装。 2.5.3热水 （1）热水量及水质 水质要求同生活给水。生活热水采用储水式电热水器供应，每间宿舍2人，按40L/人选用，每间宿舍设80L储水式电热水器1台。 （2）热水供水方案 每间卫生间内设储水式电热水器，冷水经储水式电热水器加热，储水温度控制在70℃，热水不循环，直接使用。 （3）管道选用 室内采用PP-R热水管。PP-R管采用热熔连接。室内热水管均敷设在吊顶、墙槽内暗装，不设保温。 主要耗能设备及其能耗指标： 一、各站点主要设备节能评估 1.1 CNG减压站 1.1.1 卸气柱 CNG管束拖车内的压缩天然气经过卸气柱进行卸气。本站选用2台卸气柱，卸气柱主要技术参数和配置： 最大工作压力：25MPa 工作环境温度：-20～50℃ 流量范围：3m3/min～40m3/min 功率： <120W 卸气柱的主要配置：拉断保护装置、质量流量计（带压力、温度补偿）、进出口球阀、数据掉电保护装置、高压卸气软管等。 1.1.2 CNG减压撬 根据2013年～2014年8月通城供气市场需求，需要配置1台2000Nm/h的CNG减压撬。 3（1）换热器 ①一级换热计算 式中：t2— 加热后的天然气经调压降温后需达到的温度（℃） t2— 计算所得调压降压后的天然气的温度（℃） 式中：q— 所需加热量（kW/h） W— 天然气的质量流量（㎏/h） W=Qρ Cp— p1状态下的定压质量比热（J/(㎏.℃） Q— 天然气的体积流量（m3/h） ρ— 天然气的密度（㎏/m3） 天然气从20 MPa，温度为5℃， 减压至4.0 MPa时的温度降为-75℃， 根据上述公式计算，2000 Nm3/h天然气在20Mpa，温度为5℃，释放至4.0 MPa，温度为5℃，需加辅热，加热量为82kw。 换热器材质：0Cr18Ni9Ti 结构方式：采多层盘管式 ②二级换热计算 天然气从4.0MPa，温度为5℃， 释放至0.35 MPa时的温度降为-13.3℃。 根据上述公式计算，2000 Nm3/h天然气在4MPa，温度为5℃，释放至0.35 MPa，温度为0℃，需加辅热，加热量为14kw。 换热器材质：0Cr18Ni9Ti 结构方式：列管式。 ③为提高换热效率第一、二级换热管置于同一腔内，采取卧式安装方式。 2000Nm3/h CNG换热需求为96 kw。 （2）调压器 类型：指挥器式压力调节 调压器的选型按照计算的最大流量的1.2倍确定。 一级调压器最大流量： 2000 Nm3/h 一级调压器进口压力： 4.0～20.0MPa 一级调压器出口压力： 3.2～4.0MPa 二级调压器最大流量： 2000 Nm3/h 二级调压器进口压力： 0.5～4.0MPa 二级调压器出口压力： 0.35MPa （3）流量计 类型：涡轮流量计 规格口径：G400 DN100 工况计量范围：32～650m3/h 精度：<±1% 附件：带温压补偿,内置高频脉冲发生器 （4）减压撬内阀门 常操作的主要截断阀门选用操作方便灵活、密封性能好、结构紧凑、关闭严密、质量可靠的球阀、平板闸阀。为确保安全，方便操作管理，进、出站和站内关键截断阀门拟采用气动\\电动球阀，过滤器前阀门采用球阀，一般截断阀门采用密封性能好的平板闸阀。 排污阀和放空阀拟分别采用密封性能好、使用寿命长、噪音小、耐冲刷的阀套式排污阀和节流截止放空阀。 安全阀拟选用流通能力大，反应迅速、开启关闭可靠，起跳回座精确度高、严密不易泄漏的先导式安全阀。 1.2 通城门站 1.2.1 过滤设备 本工程管道所输送气体为净化天然气，选用对颗粒状、粉状杂质机械分离效果好、噪音小，使用寿命长的筒式过滤器。 工作压力 2.5MPa； 设计压力 4.0MPa 过滤效率 98% 过滤精度 5μ 压力损失 小于10kPa 1.2.2 调压设备 调压设备选用灵敏度高、响应速度快，出口压力调整精确、安装容易、维护方便的调压器。 压力控制系统是由安全切断阀、监控调压器、工作调压器按照从上游至下游的顺序，串联在一起组成的安全、监控式调压系统。安全切断阀、监控调压器、工作调压器应为相互的设备。 安全切断阀应选用高可靠性的自力式阀门，应设置为超高压切断保护，应具有远方控制及远方阀位指示功能，能够接收来自控制系统的控制命令，自动关断阀门。 监控和工作调压器应选用高可靠性的自力式调压器，该自力式调压器应是带有指挥器的调压器。 调压器的选型按照计算的最大流量的1.2倍确定。 （1）中压路（去城区） 进口设计压力 4.0MPa 进口运行压力 2.5MPa 出口设计压力 0.4MPa 出口运行压力 0.35MPa 设计流量 2.1×104Nm/h 3规格 DN80 工作温度 -20～+60℃ 调压精度 ±3％ （2）中压路（站内用气） 进口运行压力 2.5MPa 进口设计压力 4.0MPa 出口运行压力 2.4kPa 设计流量 100Nm3/h 规格 DN25 工作温度 -20～+60℃ 调压精度 ±3％ 1.2.3 计量装置 门站计量装置选用计量精度高、量程比大、对流体扰动敏感性低的涡轮流量计，站内自用气计量选用气体罗茨流量计。 本工程流量计按高峰小时流量进行选型，流量计后设有止回阀，可有效避免加气站压缩机启停对流量计的冲击效应。 （1）通城门站计量 涡轮流量计 G1000 工作压力 2.5MPa 公称压力 4.0MPa 工作温度 -20～+60℃ 量程比 1:20 超载能力： 最大量程120%永久超载、160%短时（最大2小时）超载，仪表无损伤 配置流量计算机进行流量修正 （2）站内自用气计量 罗茨流量计 G65 工作压力 0.35MPa 公称压力 1.6MPa 工作温度 -20～+60℃ 范围度 76:1 配流量补偿仪 1.2.4 加臭装置 本工程加臭装置以隔膜式计量泵为动力，根据流量信号将臭味剂－四氢噻吩自动注入燃气管道。加臭系统中设隔膜式计量泵两台，计量筒一个和控制系统一套。 1.2.5 加热器 天然气经节流降压后会产生节流效应。为了防止天然气调压降温后产生凝析水或可能产生的水化物；避免管道外壁大量结冰，故对管道中的气体进行加热，并保证天然气在调压后的出口温度≥0℃ 。本门站接通城分输站气源的供气压力为2.5MPa, 2030的供气量为21000Nm3/h。 门站加热量计算如下： （1）焦耳-汤姆逊系数 式中 ：μJ—焦耳-汤姆逊系数（K/MPa） Cp—节流前状态下天然气的定压质量比热[KJ/(㎏?K)] T1— 调压前天然气的温度（K） （2）调压降压后的温度T2 式中： T1— 调压前天然气的温度（K） p1— 调压前天然气的压力（MPa） p2— 调压后天然气的压力（MPa） （3）计算加热量 式中 ：t′2— 加热后的天然气经调压降温后需达到的温度（℃） t2— 计算所得调压降压后的天然气的温度（℃） q— 所需加热量（kW/h） W— 天然气的质量流量（㎏/h） W=Qρ Cp— p1状态下的定压质量比热（J/(㎏.℃） Q— 天然气的体积流量（m3/h） ρ— 天然气的密度（㎏/m3） 据通城分输站管道出口运行压力为2.5MPa，经门站调压降至0.35 MPa门站出口温度约为-10℃。 根据上述公式计算，在2.5Mpa的进气压力时，要保证通城门站出站天然气温度为5℃，需加辅热，加热量为125000kcal/h。 （4）加热措施 辅热一般采用两种形式，电加热和热水炉热水换热。按最不利的状况考虑，本工程门站需要的辅热量为125000kcal/h，下面对这两种方案进行经济比较。 方案一，需要电加热器4台，运行情况为三用一备。需要的热量是为125000kcal/h，换算后耗电约为157度/h（考虑热效率90%），每度电约0.6元，则需要约95元。 方案二，需要热水炉2台，运行情况为一用一备。单台需要的热量是为125000kcal/h，选用15万大卡的热水炉，换算后耗气量约为16Nm3/h，每方气约4.5元，则需要约72元。 通过以上比较，采用热水炉热水换热运行成本经济，因此，采用热水炉热水换热比较合适。 1.2.6 阀门 常操作的主要截断阀门选用操作方便灵活、密封性能好、结构紧凑、关闭严密、质量可靠的球阀。为确保安全，方便操作管理，进、出站和站内关键截断阀门拟采用电动球阀，一般截断阀门采用密封性能好的球阀。配执行机构的阀门及其阀杆应能承受执行机构的输出扭矩。对于与管线的连接采用焊接形式的阀门，阀门与管道的连接端应保证材质强度的适配性和可焊性。所有阀门均应为防火安全型，均应装配有全开和全关位整体式限位器，及设置在阀杆上的开/关位置指示器。 排污阀拟采用密封性能好、耐冲刷、排污性能好、使用寿命长的阀套式排污阀。阀门主要用于紧急情况下或检修时的排污。同时要求阀门全开时，流通面积不少于阀门公称通径相应面积的80%。阀套式排污阀应同时具有节流与截止作用，在控制排污流量时应能连续的平稳操作，在关闭时应能达到零泄漏的要求。排污阀应设排污孔，必要时可以打开，清理阀内污物，并防止污物堵塞 放空阀采用密封性能好、使用寿命长、噪音小、耐冲刷的节流截止放空阀。阀门主要用于紧急情况下或检修时的放空。同时要求阀门全开时，流通面积不少于阀门公称通径相应面积的80%。阀门均为法兰连接，法兰与管道的连接端应保证材质强度的适配性和可焊性。 安全阀拟选用流通能力大，反应迅速、开启关闭可靠，起跳回座精确度高、严密不易泄漏的先导式安全阀。安全阀应是全启式，应为失效开，当阀前压力超过整定压力时，主阀瓣应能达到全启。要求阀门排放能力大，起跳、回座精确，动作灵敏可靠，重复性好，阀门的正常动作不应受背压影响。先导式安全阀应由主阀和外部的导阀组成，当主阀开启时，不允许有主气流流经导阀放空。安全阀应有设定值调节装置，使安全阀的设定值可以调节。 1.2.7 电动执行机构 电动执行机构为两位式90°旋转控制的驱动设备。本工程选用智能型电动执行机构。阀门和联轴器应该能够承受电动执行机构产生的最大扭矩。 电动执行机构应为开关型，应具有限位保护、过力矩保护、正反向联锁保护，电机过载、过热保护，防冷凝的加热保护和控制回路过载及短路保护，相位自动校正能力；电动执行机构应能通过LCD面板上显示与阀门、控制回路、执行机构本身的故障及报警。 电动执行机构应具有就地和远方开/关/停止的控制能力。 1.3 CNG加气子站 1.3.1 卸气柱 CNG管束拖车内的压缩天然气经过卸气柱进行卸气。本站选用2台卸气柱，卸气柱主要技术参数和配置： 最大工作压力：25MPa 工作环境温度：-20～50℃ 33流量范围：3m/min～40m/min 功率： <120W 卸气柱的主要配置：拉断保护装置、质量流量计（带压力、温度补偿）、进出口球阀、数据掉电保护装置、高压卸气软管等。 1.3.2 压缩系统 压缩机的选型根据设计规模、管束车的最低卸气压力等确定。为尽量卸尽管束车内的气体，保持足够的加气速度和加气量，按日开机10小时计算，需1台平均排气量为1000Nm3/h的压缩机，即可满足日产压缩天然气1.0×104Nm3/d的生产要求。本项目选用2台压缩机（一用一备）。加气子站一般选用撬装式压缩机，撬装压缩机具有安装方便、管理简单、运行平稳等优点。 压缩机主要技术参数和配置： 吸气压力：3～20MPa 排气压力：25MPa 功率：约75kW 平均排气量：1000Nm3/h 级间冷却方式：风冷 撬装压缩机主要配置要求：压缩机为整体撬装加隔音罩结构；配置机组运行的安全保护设施；压缩机的冷却方式采用风冷；压缩机组应能实现自动/手动、加载/卸载控制；感应储气设施的储气压力、管束车气瓶储气压力与加气速度，实现自动启停控制；压缩机组设置集中排污、安全放空等管线；压缩机的卸载排气引至压缩机气体缓冲罐内；压缩机撬出口设置排气缓冲装置且配备顺序控制盘；配备故障停机控制及预报警功能；信号集中采集，配置PLC控制柜。 1.3.3 储气系统 本工程根据汽车加气量，设计规模，结合《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2012）的要求，本站固定储气井的储气量为8m3。小容量储气井与大容量储气井相比，具有打井深度较浅，施工方便，高、中压储气组易组合等优点，结合本站的用地状况，本站选用1口3m3的高压储气井，1口3m3和1口2m3的中压储气井，CNG管束车的储气瓶可做低压储气装置用。汽车加气的最高压力限定在20MPa，站内储气井的压力限定在25MPa，通过编组可以提高加气效率，满足快速加气的要求。对储气井的补气程序应从高压组向中压组逐组进行，但对储气井的取气程序应从中压组向低压组逐组进行。各储气井组内天然气补气起充压力：高压储气组22.0MPa，中压储气组18.0MPa。 储气井组的技术参数： 额定工作压力：25MPa 单井公称水容积：3m3 /2m3 储气井型号：CQJ-3-25/ CQJ-2-25 储气井主要配置要求：安全阀、排污阀、进出口高压阀、压力表等，储气井的设计、建造和检验应符合国家现行标准《高压气地下储气井》SY/T6535的有关规定。 1.3.4 加气系统 本项目子站加气规模为1.0×104m3/d，汽车加气时间比较集中的特点，本站设计投建4台双加气机。 加气机主要作用是给天然气汽车加气并计量。其性能特点如下： ① 悬挂式拉断阀，可使CNG车辆在任意位置拉断。 ② 机器工作状态（指示灯）自动显示。 ③ IC卡加气自动结算，同步小票打印，网络管理报表自动生成。 ④ 密度、单价、累计量等参数设置采用了电子锁及密码双重保护，为加气站数据提供安全保证。 ⑤ 用大通径、大扭矩进口气动阀，其密闭性好，动作准确可靠，使用寿命长，故障率低。 ⑥ 进口气动阀配合进口空气过滤减压器，对仪表风进行过滤及压力阀调整，以维护和延长气动阀使用寿命。 ⑦ 采用进口CNG加气机专用质量流量计，确保加气机能够准确计量和稳定工作。加气机主要技术参数见下表： 加气机主要技术参数表 序号 1 2 2.1 2.2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 项目 额定工作压力 设计压力 机内系统压力 软管压力 耐压强度 加气能力 计量精度 环境温度 单次计量范围 累计计量范围 单价预制范围 密度预制范围 读数最小分度值 电源 功率 技术参数 20MPa 25MPa 27.5MPa 80.0MPa 37.5MPa 1～30m3/min ±0.5% -25℃～+50℃ 0～9999.99 m3或元 0～999999.99m3或元 0.01～99.99元/m3 0.0001～0.9999 0.01 m3；0.01元 220V±15% 50HZ±1HZ <200W 备注 14 15 16 17 18 19 主管线 计量方式 防爆等级 质量流量计 加气软管长度 供气方式 D10×2 自动计量带夜光显示 ExdemibⅡAT4 有标定口，带温度压力补偿 耐天然气腐蚀，L＝4.0m 单线供气 加气机主要配置要求：配置限压阀、挠性支架、安全拉断阀、自密封阀、入口球阀、超压保护装置，加气小票打印机、IC卡读卡部件、压力自动切换装置等，具有定量加气和非定量加气、自动累计并保存加气量、加气金额、数据掉电保护与延长显示等功能。 1.3.5 放散系统 为了保证设备、管道、阀件的安全运行，本工艺技术方案在工艺流程中考虑了超压放散。凡是在有可能增压、憋压的位置、设备上都设有安全阀。当系统工作压力超过安全阀的定压时，安全阀启跳排气，以达到降压的目的，从而保证系统的正常工作。 1.4 CNG加气标准站 1.4.1 计量装置 目前进站压力为2.5MPa，压缩机进口压力可适应2.25～2.5 MPa的范围，故目前天然气经过滤、计量后可进入脱水工序和压缩工序，因此，本项目选用过滤计量撬1座。过滤后的天然气进行计量，计量精度1级。计量装置选用带体积修正仪的涡轮流量计，涡轮流量计前装有过滤精度为5μm的过滤器。 计量撬基本参数： 进口压力：2.5MPa 出口压力：2.5MPa 撬体进出口管公称直径：DN100 涡轮流量计基本参数： 涡轮流量计规格：G250 4.0MPa（精度1级） 涡轮流量计公称直径：DN100 计量撬的技术特点： 本站计量撬管路采用一用一备的方式，工艺流程详见CNG加气标准站工艺流程图；流量计带有温度、压力计量校正仪，计量显示数值为20℃，一个标准大气压状态下的流量。就地指示压力表、预留温度、流量、压力远传接口，温度、压力计量校正。 1.4.2 脱硫装置 本站设置脱硫设备一座。 本站对上游来气进行监测，当上游来气气质条件较好，达到《车用压缩天然气》（GB18047-2000）中≤15mg/Nm3的用气标准时，则不需要脱硫。当上游来气气质不满足规范要求时，则需要启用脱硫设备。 1.4.3 脱水装置 脱硫后的天然气经低压深度脱水装置脱水，在常压下的露点降至-60℃以下。依据本站设计规模，脱水装置采用1台双塔干燥器。 脱水装置基本技术参数： 进气压力： 2.5MPa 单塔处理气量： ≥1000Nm3/h 成品气常压露点： ≤-60℃ 入口过滤器精度： 5μm（滤芯可以在线更换） 出口过滤器精度： 1μm（滤芯可以在线更换） 设备压降： ≤0.05 MPa 脱水剂： 4A分子筛 再生方式： 闭式循环电加热再生 配电功率： <35kW 控制方式： PLC半自动控制 吸附周期： ≥12小时 再生周期： ≤6小时 再生控制方式： PLC自动控制 脱水装置主要配置如下：吸附系统；冷却系统；电加热元件；控制元件；设备阀门，包括设备安全阀；再生系统。再生方式采用闭式循环系统。结构形式：双塔结构，一塔吸附，一塔再生。 1.4.4 压缩系统 压缩机的选型根据设计规模确定，本项目按日开机15小时计算，需1台平均排气量为1000Nm/h的压缩机，即可满足日产压缩天然气1.0×104Nm3/d的生产要求。本项目选用2台压缩机（一用一备）。 3压缩机主要技术参数和配置： 吸气压力：2.5MPa 排气压力：25MPa 功率：约90kW 平均排气量：1000Nm3/h 级间冷却方式：水冷 撬装压缩机主要配置要求：整体撬装；压缩机主机；冷却系统；防爆电机；润滑系统；降噪箱体；泄漏气体检测装置；气体回收缓冲系统；出口缓冲装置；级间冷却系统；分离系统；过滤系统；除油系统；进出口止回阀；各级安全放散系统；仪表系统；控制系统；撬体照明；接地装置；专用工具；随机专用工具；撬体技术资料（包括撬体工艺控制流程图）。 撬体控制系统功能：各级排气压力超高报警并停机；油压偏低、超高报警并停机；进气压力超高及偏低报警并停机；水压偏低报警并停机（混冷机型有此要求）；各级排气温度超高报警并停机；润滑油温度自动保护；润滑油压力自动保护；主电机过载报警并停机；系统压力超高自动停机；气体浓度超高报警并停机；风机过载报警并停机；ESD紧急停机按钮；自动排污。 1.4.5 储气系统 加气站的储气量与加气速度、压缩机开启时间有很大的关系，储气量越大，给汽车加气时，压缩机运转时间越短、加气速度越快，但是并不是储气量越大，就越好。这是因为加气站的储气量要受到站场的安全生产、站场场地面积、储气井施工的可行性以及高、中、低压储气量比例等各因素的制约。结合CNG加气站的运作经验、该站的站场状况以及《汽车加油加气站设计与施工规范》相关条文的规定，本站可选用4口净水容积为3m3的储气井，其中高压储气井为1口，中压储气井1口，低压储气井2口。储气井的技术参数入下： 最高工作压力：25MPa 加工标准：APIP110 1.4.6 加气机 本项目子站日加气规模1.5万m3，汽车加气时间比较集中的特点，本站设计投建4台双加气机。 加气机主要作用是给天然气汽车加气并计量。其性能特点如下： ① 悬挂式拉断阀，可使CNG车辆在任意位置拉断。 ② 机器工作状态（指示灯）自动显示。 ③ IC卡加气自动结算，同步小票打印，网络管理报表自动生成。 ④ 密度、单价、累计量等参数设置采用了电子锁及密码双重保护，为加气站数据提供安全保证。 ⑤ 用大通径、大扭矩进口气动阀，其密闭性好，动作准确可靠，使用寿命长，故障率低。 ⑥ 进口气动阀配合进口空气过滤减压器，对仪表风进行过滤及压力阀调整，以维护和延长气动阀使用寿命。 ⑦ 采用进口CNG加气机专用质量流量计，确保加气机能够准确计量和稳定工作。加气机主要技术参数见下表： 加气机主要技术参数表 序号 项目 技术参数 备注 1 额定工作压力 20MPa 2 设计压力 25MPa 2.1 机内系统压力 27.5MPa 2.2 软管压力 80.0MPa 3 耐压强度 37.5MPa 4 加气能力 1～30m3/min 5 计量精度 ±0.5% 6 环境温度 -25℃～+50℃ 7 单次计量范围 0～9999.99 m3或元 0～999999.99m3或8 累计计量范围 元 9 单价预制范围 0.01～99.99元/m3 10 密度预制范围 0.0001～0.9999 11 读数最小分度值 0.01 m3；0.01元 220V±15% 50HZ±12 电源 1HZ 13 功率 <200W 14 主管线 D10×2 自动计量带夜光显15 计量方式 示 16 防爆等级 ExdemibⅡAT4 有标定口，带温度压17 质量流量计 力补偿 耐天然气腐蚀，L＝18 加气软管长度 4.0m 19 供气方式 单线供气 加气机主要配置要求：配置限压阀、挠性支架、安全拉断阀、自密封阀、入口球阀、超压保护装置，加气小票打印机、IC卡读卡部件、压力自动切换装置等，具有定量加气和非定量加气、自动累计并保存加气量、加气金额、数据掉电保护与延长显示等功能。 1.4.7 加气柱 处理压缩后的天然气经加气柱给CNG管束车充气。依据本方案生产规模、管束车加气时间结合日工作时间，本工程选用1台加气柱，加气柱的技术参数如下： 加气柱主要技术参数表 序号 项目 技术参数 备注 1 额定工作压力 20MPa 2 最大工作压力 25MPa 3 设计压力 27.5MPa 4 耐压强度 37.5MPa 5 最大流量 4000Nm3/h 6 计量精度 ±0.5% 7 环境温度 -30℃～+50℃ 8 单次计量范围 0～9999.99 m3或元 9 累计计量范围 0～999999.99m3或元 10 单价预制范围 0.01～99.99元/m3 主要配置： 质量流量计（自动计量，可提供体积、质量在线计量和累积计量，其中体积计量换算成101.3kPa，20°C下的体积）；加气软管，长度为6m；超压保护装置；高压控制阀和其他阀件；拉断保护装置；入口球阀；数据断电保护与延长显示；加气过程压力、气量、加气金额及单价显示系统；手动紧急切断阀；排气系统统一汇集及排空阀。 8）放散系统 为了保证设备、管道、阀件的安全运行，本工艺技术方案在工艺流程中考虑了超压放散。凡是在有可能增压、憋压的位置、设备上都设有安全阀。当系统工作压力超过安全阀的定压时，安全阀启跳排气，以达到降压的目的，从而保证系统的正常工作。 二、暖通空调系统设备节能评估 2.1主要设备列表 空调设备表 类型 功率W 备注 数量 1470 分体挂机（2p） 2480 制冷量：5070W 制冷cop=3.5 140 制热量：6000W 制热cop=2.4 2200 柜机（3p） 3720 制冷量：7600W 制冷cop=3.5 2 制热量：9000W 制热cop=2.4 3500 柜机（5p） 6200 制冷量：12500W 制冷cop=3.6 4 制热量：15000W 制热cop=2.4 2.2暖通设备能耗指标评估 本项目站点配套用房均采用分体式空气调节器的形式。主要采用制冷时其能效等级应高于《房间空气调节器能效限定值及能源效率等级》GB12021.3及《转速可控型房间空气调节器能效限定值及能源效率等级》GB21445中规定的2级。制热时运行性能系数不低于2.1。 房间空调器能效等级指标（W/W） 能效等级 类型 额定制冷量（CC）W 1 2 3 CC ≤ 4500 3.6 3.4 3.2 分体式 4500 < CC ≤ 7100 3.5 3.3 3.1 7100 < CC ≤ 14000 3.4 3.2 3.0 转速可控型房间空调器能效等级指标（W/W） 能效等级 类型 额定制冷量（CC）W 1 2 3 CC ≤ 4500 5.2 4.5 3.9 分体式 4500 < CC ≤ 7100 4.7 4.1 3.6 7100 < CC ≤ 14000 4.2 3.7 3.3 本项目选用的分体式空调为2及能效，均满足规范要求。 储水式热水器能效等级应不低于《储水式电热水器能效限定值及能源效率等级》GB21519中规定的2级。 电热水器能效等级 能效等级 24小时固有能耗系数（ε） 热水输出率（μ） 1 ≤0.6 ≥70 2 ≤0.7 ≥60 3 ≤0.8 ≥55 4 ≤0.9 ≥55 5 ≤1.0 ≥50 本项目选用的电热水器能耗系数为0.7、热水输出率为60%，满足规范2级能效要求。 风机的单位风量耗功率限值应符合《公共建筑节能设计标准》（GB501-2005）有关规定表5.3.26要求；通风机的能效限定值以及节能评价值要满足《通风机能效限定值及能效等级》GB19761中规定要求. 送排风机设备清单 计算额定功单位耗功率率(kW） （W/m3/h） 区域 通风 设备名称 规格 台数 地下 送风 DZ-1 轴流型 风量9500m3/h，风压88Pa，n=720，风机 N=0.55kW 0.55 0.06 1 库房 排风 DZ-1 轴流型 风量9500m/h，风压88Pa，n=720，风机 N=0.55kW 30.55 0.06 1 本项目风机的单位风量耗功率限值符合《通风机能效限定值及能效等级》及《公共建筑节能设计标准》表5.3.26中小于0.32的要求。 燃气锅炉的热效率为96%，满足《公共建筑节能设计标准》中锅炉热效率≥%的要求。 三、电气系统设备节能评估 3.1 变压器选型及能耗指标评估 变压器技术参数： 变压器形式 空载损耗 负载损耗B（100℃） 负载损耗F（120℃） 负载损耗H（145℃） （电工钢带） SCB-11-250 575 2590 2760 2960 SCB-11-200 495 2370 2530 2710 SCB-11-125 430 2000 2130 2280 变压器能效等级： 本项目选用的干式变压器参数满足《三项配电变压器能效限定值及能效等级》GB20052-2013中干式变压器电工钢带2级能效要求。 3.2 照明灯具选型及能耗指标评估 民用建筑照明功率密度、灯具一览表 建筑物 参考面 照明功率密度（W/㎡） 对应照度值（lx） 办公室 营业厅 餐厅 厨房 卫生间 走廊 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 地面 9 11 11 6 6 5 300 300 200 100 100 75 照明灯具 T5/T8 荧光灯 T5/T8 荧光灯 T5/T8 荧光灯 T5/T8 荧光灯 T5/T8 荧光灯 T5/T8 荧光灯 工业建筑照明功率密度、灯具一览表 建筑物 配电室 控制室 锅炉房 机柜间 压缩机房 照明功率密度（W/㎡） 7 9 5 15 7 对应照度值（lx） 照明灯具 200 300 100 500 150 防爆灯 防爆灯 防爆灯 防爆灯 防爆灯 照明设计采用高光效光源。在满足眩光的条件下，优先选用效率高的灯具以及开敞式直接照明灯具。推荐采用深抛物面型荧光灯灯具，其光输出效率可达84%，室内开敞式灯具效率不低于75％，格栅式灯具效率不应低于60%；室外开敞式高强度其他放点灯灯具效率不低于75%。设计在满足灯具最低允许安装高度及美观要求的前提下，已尽可能降低灯具的安装高度，以节约电能。 采用电子镇流器或节能型高功率因数电感镇流器，镇流器自身功耗不大于光源标称功率的15%，谐波含量不大于20%；荧光灯单灯功率因数不小于0.9，所有镇流器符合该产品的国家能效标准。 四、给排水系统设备节能评估 4.1主要用电用水设备统计表 类序名称 别 号 型号 参数 单数能耗指标 位 量 Q=2m3/h、给水门用电设备 污水泵、一2 体化提升装置 H=36m、变频25GDL2-12×3 r=2900、泵 N=1.1kW， 台 2 能效限定值49%；节能评价值54% 1 站 Q=10m3/h、WQ10-10 H=10m、N=0.75kW 台 2 节能工频泵 加热与辅助用电设备 热输出率60%，满足《储水式3 电热水器 CEWH-80P6 2.5kW；80L 台 10 电热水器能效限定值及能源效率等级》二级能效要求 合用消防储水用水马桶42个，洗脸盆42个，洗涤池12个，洗衣机18个、淋浴器18设6 备 及用水点 水嘴等均选用符合《节水型生活用水器具》CJ1要求的节水器具。 卫生器具个。其单阀水嘴、混合水嘴、混合阀、冲洗水箱浮球阀、家用洗衣机5 屋顶水箱 3m3 4 水池 40m3 防水混凝土，js防水材料 不锈钢 *清水离心泵节能评价值依据选用泵的流量和比转速，在《清水离心泵能效限定值及节能评价值》中查表得出。 3.2 清水离心泵能效限定值及节能评价值计算式例（25GDL2-12×3）： 泵的比转速： 其中：Q—流量，2m3/h； H—扬程，单级扬程36/3=12m； n—转速，2900r/min 将变频多级泵（25GDL2-12×3）数据代入可得ns=38.67。 查图得=67%；=15% 计算泵规定点效率值 o=-=52% 计算能效限定值 1=o-3=49% 计算节能评价值 2=o+2=54% 辅助生产和附属生产设施及其能耗指标（单项节能工程）: 太阳能热水系统： 根据《关于加强太阳能系统推广和应用的通知》（鄂建[2009]号）要求，自2010年1月1日起全省城市范围内所有具备太阳能集热条件的新建12层及以下有热水需求的公共建筑，应统一设计安装太阳能热水系统。 本项目10间宿舍安装家用自然循环太阳能热水器，太阳能集热板可设置在楼顶。每间宿舍按4人，热水定额按50L/人·日，以当地春夏秋三季太阳日平均南向倾斜面35度平面上日照总量17.1MJ/㎡为计算依据，按下式计算每户集热面积： 式中：AC—太阳能集热器总面积，㎡； qrd—设计热水用量，m3/d； C—水的定压比热，取4.187kJ/kg·℃； te—终止温度，取55℃； tL—起始温度，取15℃； r—热水密度，取980kg/m3； f—太阳能保证率，取0.6； Jt—日均辐照量，取17100kJ/㎡·d； —集热器全日集热效率，取0.49； L—系统管路热损失，取0.2 经计算每间宿舍所需太阳能集热板面积为3.5㎡。则10户太阳能热水器集热面积共有35㎡。 根据太阳能热水器节能量公式： 其中太阳能真空管集热面积为35㎡，年辐射总量为5400MJ/m2·a，热损失取ηc=0.2，集热效率取η=0.49，算得年节能74088MJ，折合电2.44万kWh。 经过咨询，35㎡（20组）太阳能真空管热水器投资约为8万元，全年可节约电2.44万kWh，按一般工业用电0.72元/kWh计算,约5年即可收回投资（太阳能热水器主要部件使用年限在10年以上），所以在经济效益上是可行的。 总体能耗指标（单位产品能耗、主要工序单耗、单位建筑面积能耗、单位产值或增加值能耗等） 一、减压站能耗 1.1 减压站工艺能耗 1.1.1 减压站工艺电耗 设备名称 数量 功率（kW） 年运行时间 功率因数 能耗（万kWh） CNG减压撬 1 100 8760 0.95 83.22 卸气柱 1 0.2 8760 0.95 0.17 电动球阀 5 1.5 8760 0.95 6.24 自控系统 1 3 8760 0.95 2.50 合计 92.12 1.1.2 减压站工艺油耗 安山母站—减压站：单车运量4000Nm3；单程距离150km；单位距离油耗（柴油）空载37L/百公里，满载40L/百公里，减压站供气量2.0×104 Nm3/d。经计算年耗柴油为177.07t。 1.2 减压站配建能耗 1.2.1 照明 照明能耗按负荷面积指标估算，其计算式为 WpKpPTcn=设备计算容量×年实际运行小时数×年平均有功负荷系数 照明功需要系站点 建筑物 面积m 2平均有日小时数 工作天功负荷数 数 系数 量万kWh 年耗电率密度W/m 2站房 118.80 10 0.9 12 365 0.7 0.33 减压站 站棚 769.50 5 0.9 12 365 0.7 1.06 合计 1.49 1.2.2插座 插座能耗按负荷面积指标估算，其计算式为 WpKpPTcn=设备计算容量×年实际运行小时数×年平均有功负荷系数 插座功率建筑面积区域 ㎡ ㎡） 密度（W/需要系数 （h） 数(d) 负荷系数 kwh） 日小时数年工作天平均有功年用电量（万站房 118.8 20 0.9 24 365 0.7 1.31 合计 1.31 1.2.3 空调 本项目配套用房采用分体式空调制冷、取暖,采用分体式空调的房间，均预留分体空调电量及插座。根据国家住房和城乡建设部标准定额司发布的《主要城市的建筑节能计算用气象参数表》，按照气候分区标准，咸宁地区为第III建筑气候区，IIIB类地区，属夏热冬冷地区，公共建筑制冷天数约为120天，计算采暖天数约50天。 空调设备年耗电量=设备功率×运行天数×日小时数×同时使用系数×年平均有功负荷系数 平均有运行天建筑物 类型 功率W 台数 数 数 用系数 系数 日小时同时使功负荷量万kWh 年耗电站房（5p） 空调 采暖 3500 6200 2 2 120 50 24 24 0.6 0.6 0.7 0.7 0.85 0.62 合计 1.47 1.2.4 变压器损耗 计算方法：负载损耗ΔP＝P0＋KTβ2PK 变压器损耗=变压器负载损耗+变压器空载损耗 年耗综合空变压器型号 数额定容空载损负载损耗有功损无功损耗载功率量 量（kVA） 耗（kW） （kW） 耗（kW） （kVar） （kW） 时数 kWh） 运行小（万变压器电量SCB11-200 1 200 0.56 2.13 2.62 0.34 2.25 8760 1.97 合计 1.97 1.2.5 线路损耗 线损按总用电量的1.5%估算，年耗电量为1.48万kWh。 1.2.6 水耗 区域 数量 单位 用水量标准 天数 年用水量 站房 118.8 L/㎡·d 5 365 0.02 浇洒 769.5 L/㎡·次 2 365 0.06 未预见水量 以上的10%计 0.01 合计 0.09 1.3 合计 减压站年耗电99.84万kWh，耗水0.09万m3，耗柴油177.07t。 二、门站能耗 2.1 门站工艺能耗 2.1.1 门站工艺电耗 能耗（万设备名称 数量 功率（kW） 年运行时间 功率因数 kWh） 燃气锅炉 1 1 8760 0.95 0.83 热水循环泵 1 5.5 8760 0.95 4.58 锅炉房轴流风机 1 0.55 8760 0.95 0.46 锅炉房电子水处理仪 1 0.1 8760 0.95 0.08 电动球阀 5 1.5 8760 0.95 6.24 自控系统 1 3 8760 0.95 2.50 合计 14.69 2.1.2 门站工艺气耗 耗气量设备名称 数量 （Nm3/h） 年运行时间 负荷系数 能耗（万m3） 燃气锅炉 1 16 8760 0.8 11.21 合计 11.21 2.2门站配建能耗 2.2.1 照明 照明能耗按负荷面积指标估算，其计算式为 WpKpPTcn=设备计算容量×年实际运行小时数×年平均有功负荷系数 照明功需要系站点 建筑物 面积m2 率密度数 W/m2 数 数 日小时工作天平均有年耗电功负荷量万kWh 系数 门站 综合楼 3042.00 9 0.6 10 365 0.7 4.20 生活辅118.80 助用房 6 0.9 12 365 0.7 0.20 生产辅228.00 助用房 9 0.9 24 365 0.7 1.13 仓库 198.00 4 0.9 24 365 0.7 0.44 门卫 12.60 6 0.9 24 365 0.7 0.04 合计 6.01 2.2.2插座 插座能耗按负荷面积指标估算，其计算式为 WpKpPTcn=设备计算容量×年实际运行小时数×年平均有功负荷系数 插座功需要系站点 建筑物 面积m2 率密度数 W/m2 数 数 日小时工作天平均有年耗电功负荷量万kWh 系数 综合楼 3042.00 30 0.6 10 365 0.7 13.99 生活辅118.80 门站 助用房 10 0.9 12 365 0.7 0.33 生产辅228.00 助用房 20 0.9 24 365 0.7 2.52 门卫 12.60 10 0.9 24 365 0.7 0.07 合计 16.90 2.2.3 空调 本项目配套用房采用分体式空调制冷、取暖,采用分体式空调的房间，均预留分体空调电量及插座。根据国家住房和城乡建设部标准定额司发布的《主要城市的建筑节能计算用气象参数表》，按照气候分区标准，咸宁地区为第III建筑气候区，IIIB类地区，属夏热冬冷地区，公共建筑制冷天数约为120天，计算采暖天数约50天。 空调设备年耗电量=设备功率×运行天数×日小时数×同时使用系数×年平均有功负荷系数 平均有运行天建筑物 类型 功率W 台数 数 数 用系数 系数 日小时同时使功负荷万kWh 年耗电量生活辅助用房及门卫（1.5p） 空调 1100 12 120 12 0.5 0.7 0.67 采暖 1860 12 50 12 0.5 0.7 0.47 综合楼（2p） 空调 1470 140 120 10 0.4 0.7 6.91 采暖 2480 140 50 10 0.4 0.7 4.86 综合楼空调 2200 2 120 10 0.7 0.7 0.26 （3p） 采暖 3720 2 50 10 0.7 0.7 0.18 综合楼（5p） 空调 3500 4 120 10 0.7 0.7 0.82 采暖 6200 4 50 10 0.7 0.7 0.61 合计 14.78 2.2.4 给排水 给排水设备年耗电量=设备计算容量×运行时间×平均有功负荷系数 日小时数设备名称 台数 功率（Kw） 需要系数 （h） 年工作天数(d) 平均有功年用电量负荷系数 （万kwh） 给水泵 1 1.1 0.8 10 365 0.7 0.22 潜污泵 2 0.75 0.8 24 365 0.7 0.74 小计 0.96 2.2.5 通风 通风设备年耗电量=设备计算容量×运行时间×平均有功负荷系数 平均有需要区域 设备名称 台数 功率（Kw） 系数 时数 系数 年实际运行小功负荷（万kwh） 年用电量设备用房 排风（烟）1 0.55 0.9 1460 0.7 0.05 机 送风机 1 0.55 0.8 1460 0.7 0.05 合计 0.10 2.2.6 变压器损耗 计算方法：负载损耗ΔP＝P0＋KTβ2PK 变压器损耗=变压器负载损耗+变压器空载损耗 年耗综合空变压器型号 数额定容空载损负载损耗有功损无功损耗载功率量 量（kVA） 耗（kW） （kW） 耗（kW） （kVar） （kW） 时数 kWh） 运行小（万变压器电量SCB11-250 1 250 0.65 2.76 2.92 0.35 2.82 8760 2.47 合计 2.47 2.2.7 线路损耗 线损按总用电量的1.5%估算，年耗电量为0.84万kWh。 2.2.8 水耗 区域 数量 单位 用水量标准 天数 最高日 宿舍 30 L/人·d 130 365 0.14 办公 49 人/班 30 365 0.05 顾客 1000 L/㎡·d 5 365 0.18 洗车 30 L/辆·次 50 365 0.05 绿化 2530 m3/㎡·年 0.28 0.07 锅炉补水 1 m3/d 1.2 365 0.04 未预见水量 以上的10%计 0.05 合计 0.60 2.2.9食堂耗气量 年燃气耗量=总人数×用气量指标 天然气用气量指标根据《全国民用建筑工程技术措施—暖通·动力（2009）》及《城镇燃气设计规范》确定。 区域 单位（座/人） 用气量指标（MJ/a） 天然气热值（MJ/m3） 年耗气量（万m3） 食堂 73 2300 33.46 0.50 合计 0.50 2.3 合计 门站年耗电56.75万kWh，耗水0.60万m3，耗天然气11.71万m3。 三、标准站能耗 3.1 标准站工艺能耗 能耗（万设备名称 数量 功率（kW） 年运行时间 功率因数 kWh） CNG压缩机 1 95 8760 0.95 79.06 CNG压缩机辅助电机 1 5 8760 0.95 4.16 脱水器 1 40 8760 1 35.04 加气机 4 0.2 8760 0.95 0.67 合计 118.93 3.2 标准站配建能耗 3.2.1 照明 照明能耗按负荷面积指标估算，其计算式为 WpKpPTcn=设备计算容量×年实际运行小时数×年平均有功负荷系数 照明功需要系站点 建筑物 面积m 2平均有日小时数 工作天功负荷数 数 系数 量万kWh 年耗电率密度W/m 2站房 标准站 站棚 118.80 10 0.9 12 365 0.7 0.33 769.50 5 0.9 12 365 0.7 1.06 合计 1.49 3.2.2插座 插座能耗按负荷面积指标估算，其计算式为 WpKpPTcn=设备计算容量×年实际运行小时数×年平均有功负荷系数 插座功率建筑面积区域 ㎡ ㎡） 密度（W/需要系数 （h） 数(d) 负荷系数 kwh） 日小时数年工作天平均有功年用电量（万站房 118.8 20 0.9 24 365 0.7 1.31 合计 1.31 3.2.3 空调 本项目配套用房采用分体式空调制冷、取暖,采用分体式空调的房间，均预留分体空调电量及插座。根据国家住房和城乡建设部标准定额司发布的《主要城市的建筑节能计算用气象参数表》，按照气候分区标准，咸宁地区为第III建筑气候区，IIIB类地区，属夏热冬冷地区，公共建筑制冷天数约为120天，计算采暖天数约50天。 空调设备年耗电量=设备功率×运行天数×日小时数×同时使用系数×年平均有功负荷系数 平均有运行天建筑物 类型 功率W 台数 数 数 用系数 系数 日小时同时使功负荷量万kWh 年耗电站房（5p） 空调 采暖 3500 6200 2 2 120 50 24 24 0.6 0.6 0.7 0.7 0.85 0.62 合计 1.47 3.2.4 变压器损耗 计算方法：负载损耗ΔP＝P0＋KTβ2PK 变压器损耗=变压器负载损耗+变压器空载损耗 年耗综合空变压器型号 数额定容空载损负载损耗有功损无功损耗载功率量 量（kVA） 耗（kW） （kW） 耗（kW） （kVar） （kW） 时数 kWh） 运行小（万变压器电量SCB11-200 1 200 0.56 2.13 2.62 0.34 2.25 8760 1.97 合计 1.97 3.2.5 线路损耗 线损按总用电量的1.5%估算，年耗电量为1.88万kWh。 3.2.6 水耗 区域 数量 单位 用水量标准 天数 年用水量 站房 118.8 L/㎡·d 5 365 0.02 浇洒 769.5 L/㎡·次 2 365 0.06 未预见水量 以上的10%计 0.01 合计 0.09 3.3 合计 标准站年耗电127.05万kWh，耗水0.09万m3。 四、子站能耗 4.1 CNG加气子站工艺能耗 4.1.1子站工艺电耗 年运行时设备名称 数量 功率（kW） 间 功率因数 能耗（万kWh） CNG压缩机 1 95 8760 0.95 79.06 CNG压缩机辅助电机 1 5 8760 0.95 4.16 站控系统（含加气机） 1 3 8760 1 2.63 合计 85.85 4.1.2子站油耗 安山母站—子站：单车运量4000Nm3；单程距离150km；单位距离油耗（柴油）空载37L/百公里，满载40L/百公里，子站供气量1.0×104 Nm3/d。经计算年耗柴油为88.54t。 4.2子站配建能耗 4.2.1 照明 照明能耗按负荷面积指标估算，其计算式为 WpKpPTcn=设备计算容量×年实际运行小时数×年平均有功负荷系数 照明功需要系站点 建筑物 面积m2 率密度数 W/m2 数 数 日小时工作天平均有年耗电功负荷量万kWh 系数 站房 151.26 10 0.9 12 365 0.7 0.42 子站 站棚 833.00 5 0.9 12 365 0.7 1.15 合计 1.57 4.2.2插座 插座能耗按负荷面积指标估算，其计算式为 WpKpPTcn=设备计算容量×年实际运行小时数×年平均有功负荷系数 插座功率建筑面积区域 ㎡ ㎡） 密度（W/需要系数 （h） 数(d) 负荷系数 kwh） 日小时数年工作天平均有功年用电量（万站房 151.26 20 0.9 24 365 0.7 1.67 合计 1.67 4.2.3 空调 本项目配套用房采用分体式空调制冷、取暖,采用分体式空调的房间，均预留分体空调电量及插座。根据国家住房和城乡建设部标准定额司发布的《主要城市的建筑节能计算用气象参数表》，按照气候分区标准，咸宁地区为第III建筑气候区，IIIB类地区，属夏热冬冷地区，公共建筑制冷天数约为120天，计算采暖天数约50天。 空调设备年耗电量=设备功率×运行天数×日小时数×同时使用系数×年平均有功负荷系数 平均有运行天建筑物 类型 功率W 台数 数 数 用系数 系数 日小时同时使功负荷量万kWh 年耗电站房（5p） 空调 采暖 3500 6200 3 3 120 50 24 24 0.6 0.6 0.7 0.7 1.27 0.93 合计 2.20 4.2.4 变压器损耗 计算方法：负载损耗ΔP＝P0＋KTβ2PK 变压器损耗=变压器负载损耗+变压器空载损耗 变压器型号 数额定容空载损负载损耗有功损无功损耗年耗综合空载功率变压器电量运行小（万量 量（kVA） 耗（kW） （kW） 耗（kW） （kVar） （kW） 时数 kWh） SCB11-125 1 125 0.43 1.85 2.28 0.19 2.03 8760 1.78 合计 1.78 4.2.5 线路损耗 线损按总用电量的1.5%估算，年耗电量为1.40万kWh。 4.2.6 水耗 区域 数量 单位 用水量标准 天数 年用水量 站房 151.26 L/㎡·d 5 365 0.03 浇洒 833.00 L/㎡·次 2 365 0.06 未预见水量 以上的10%计 0.01 合计 0.10 4.3 合计 子站年耗电94.47万kWh，耗水0.10万m3，耗柴油88.54t。。 五、各阶段能耗统计及分析 1.各站点能耗统计： 区域 能源种类 指标 折标煤（tce/a） 备注 电力 99.84kWh 0.09万m3 122.70 减压站 水 0.08 2014年建成2015年拆除，原址建标准站 柴油 177.07t 258.01 合计 380.79 电力 56.75万kWh 11.71万m3 69.75 天然气 门站 水 142.19 2015年建成 0.60万m3 0.51 合计 212.45 电力 标准站 127.05万kWh 156.14 水 0.09万m3 0.08 2016年建成 合计 156.22 电力 94.47万kWh 116.10 2014年建成 水 子站 柴油 0.10万m3 0.09 2014年由管束车供气129.01 有油耗，2015年以后由管道供气不计油耗 88.54t 合计 2.各年份能耗统计 245.20 年份 投产站点 能耗 供气量 电：194.31万kWh CNG减压站：CNG减压站及CNG2014 加气子站 柴油：265.61t CNG加气子站：1.0×104Nm3/d 折标煤：625.99t 水：0.19万m3 2.0×103Nm3/h 电：151.22万kWh 门站：门站及CNG加气2015 子站（减压站已拆除） 天然气：11.71万m CNG加气子站：1.0×104Nm3/d 折标煤：328.t 3水：0.70万m3 2.1×104Nm3/h 门站：2.1×104Nm3/h 电：278.27万kWh 标准站：门站、标准站及2016（达产年） CNG加气子站 天然气：11.71万m CNG加气子站：1.0×104Nm3/d 折标煤：484.87t 2016年供气量为2916×104Nm3 3单位输气量能耗： 0.017kgce/Nm3 单位产值能耗： 水：0.79万m3 1.5×104Nm3/d 0.020tce/万元 单位增加值能耗： 0.59 tce/万元 单位产值电耗： 116.51kWh/万元 本项目2016年达产年电耗为278.27万kWh/a，自来水消耗为0.79万m3，消耗天然气为11.71万m3/a。根据可研报告，本项目2016年供气量为2916×104Nm3，产值为23884万元，工业增加值为818万元。据此计算得出本项目单位输气量能耗为 0.017kgce/Nm3；单位产值能耗为0.020tce/万元；单位增加值能耗为0.59 tce/万元；单位产值电耗为116.51kWh/万元。 通城县2010年单位GDP能耗为1.3713吨标准煤/万元，比2009年下降3.95%；2010年单位工业增加值能耗为0.86吨标准煤/万元，比2009年下降17.61%；2010年单位GDP电耗为496.37千瓦时/万元，比2009年下降8.65%。 按此速度预测通城县2016年单位GDP能耗为1.07吨标准煤/万元；单位工业增加值能耗为0.72吨标准煤/万元；单位GDP电耗为385千瓦时/万元。 经比较，本项目单位产值能耗、单位工业增加值能耗、单位产值电耗均大大低于通城县同期水平，符合国家节能减排的要求。 节能技术措施分析评估（生产工艺、动力、建筑、给排水、暖通与空调、照明、 控制、电气等方面的节能技术措施）： 一、生产工艺的节能措施 （1）合理利用天然气来气压力，门站后采用高压B储气及中压A供气，以减小管径、节约投资和输送能量； （2）减压站及子站2014年由管束车供气，2015年门站建成后由门站管道供气，减少运输油耗。 能 措 （4）输配系统的管材和调压设施等要选择国内外优质产品，加强设备维护，在设备维修和定施 期进行检修时，要尽量减少天然气的放空量； 评 （3）经计算门站加热采用燃气锅炉比电加热可减少能耗10%左右。 （5）在输配系统中，在站内及各类用户均安装流量计和燃气表计量装置；职工要树立节能意估 识，认真操作，要杜绝事故的发生，并尽量避免跑、冒、滴、漏现象； 二、建筑及结构专业的节能措施 (1)根据夏热冬冷地区的气候特征，本项目配套用房南北向布置，充分利用自然通风和采光。 (2)外墙节能保温措施：采用无机玻璃棉，外保温材料燃烧性能应为A级。 (3)屋面节能保温措施：无机玻璃棉。 (4)采用断热铝合金中空玻璃窗，综合提高建筑外窗的保温、隔热、气密性能，降低建筑采暖、空调、除湿能耗，达到节约能源的目的。 (5)尽量采用本土生产的建筑材料，并尽量使用再生材料。采用本地的建筑材料可减少运输带来的能源消耗。 三、电气专业的节能措施 (1)变配电所、消防控制室、楼梯、消防泵房等处设置火灾应急照明，其容量按100%正常照明考虑。各出入口设疏散指示灯和标志灯，灯具自带蓄电池或采用EPS供电，其工作时间应不少于30min。 所有气体放电灯均自带电容补偿，使功率因数大于0.9。 (2)充分利用自然光照明，尽量减少人工照明，地下室建议采用通风采光井，降低照明和通风耗电量。严格按照国家规范确定建筑物照明的功率密度，合理布置照明灯具数量及位置。 (3)公共设施照明控制采取集中自动控制与分区手动控制相结合的方式，在公共区域采用智能照明控制系统，设置具有光控、时控、人体感应等功能的节能开关。道路照明、景观照明、节日照明采用分类、分区控制方式，并采用光控程序控制、时间控制等智能技术进行实时控制。景观照明、节日照明应具备平日、一般节日、重大节日开灯控制模式。 (4)变电所变压器均选用高效率、低能耗产品。变电所设置靠近负荷中心。 (5)变电所变压器低压侧设置集中无功功率补偿装置。变压器高压侧功率因数达到0.95以上。 (6)合理选择电缆、导线、母线等导体材料的材质、结构形式和截面，优先选择低烟无卤电缆，降低电能损耗，降低资源消耗量，降低碳排放量；合理选用配电形式，减少配电环节。设计选择的各类设备材料均要具有合理的利用效率、物尽其用。优化配电级数有利于提高配电保护的可靠性。 四、给水排水专业的节能措施 设计首先在设备选型时尽量选用低能耗设备，以利于节能。 (1) 充分利用市政给水压力供水，门站3楼以下为市政管网水压直供，4到5层采用水箱供水。 (2) 配置的生活用水器具采用节水型卫生器具，其产品的技术性能应符合国家城镇建设行业标准《节水型生活用水器具》CJ1-2002的要求，不应选用违反强制性技术标准条文规定的生活用水器具。 给水水嘴采用陶瓷芯等密封性好、能出流流率并经过国家有关质量检测部门检测合格节水水嘴。 公共卫生间采用红外感应水嘴、感应式冲洗阀小便器、大便器等能消除长水流的水嘴和器具。 卫生间采用双档水箱座式大便器，台式洗面盆、面盆水嘴等，均应选用陶瓷芯、密封性能好，能够出流率，并经国家有关质量检验部门检测合格的节水型水嘴，在进水动压为0.1MPa时，流量≤0.15L/s，坐便器水箱容积不大于6L。 水管道应严格按照有关规范、标准及安装操作技术要求进行施工，并严格按照有关规定进行给水试压、管道严密性试验，不得出现管道损坏、管道漏水现象。 所有水池和水箱设置超高水位报警功能，防止进水管阀门故障时水池和水箱长时间溢流排水。 五、暖通与空调专业的节能措施 从系统优化的理念设计高效空调采暖系统，同时采用自动控制进行系统能量的自动调节，节约运行成本与能量。 (1)采用高能效的空调采暖设备。 (2)公共建筑优先采用自然通风，处理好室内气流组织，提高通风效率。夏季利用通风降温，是一种自然的降温方式，是改善室内热环境、实现节能的主要措施之一。为了防止厨房、卫生间的污浊空气进入居室，应当在厨房、卫生间安装局部机械排风装置。 (3)由于分体空调室外机的夏季冷凝热排放与冬季热量吸收条件，直接影响机组的能效比。所以，空调室外机的放置，既不影响立面，又有良好的通风换热效果，充分考虑夏季冷凝热排放与冬季热量吸收，防止热污染和噪声污染。 (4)采用高效节能风机，合理控制风机的单位风量耗功率，按国家节能标准要求，空调定风量系统单位风量耗功率低于0.46，普通通风系统单位风量耗功率低于0.32。 六、其他节能措施 绿化：对建筑周围环境进行绿化设计，绿化将对居住区气候条件起着十分重要的作用，它能调节改善气候，调节碳氧平衡，减弱温室效应，减少城市的大气污染，减低噪声，遮阳隔热，是改善居住区微小气候，改善建筑室内环境，节约建筑能耗的有效措施。 七、运行管理节能措施 (1)水表、电表均出户安装，做到分户、分类计量与收费。 (2)后期建立专门能源管理部门，制定并实施节能、节水、节材与绿化管理制度。 八、施工阶段节能措施 (1)施工过程节能管理 制定合理施工能耗指标，提高施工能源利用率；优先使用国家、行业推荐的节能、高效、环保的施工设备和机具；施工现场分别设定生产、生活、办公和施工设备的用电控制指标，定期进行计量、核算、对比分析，并有预防与纠正措施；在施工组织设计中，合理安排施工顺序及作业面，减少作业区域的机具数量，相邻作业区充分利用共有的机具资源。 (2)施工机械设备节能管理 施工机械设备开展用电、用油计量，完善设备档案，计时做好维修保养工作，使机械设备保持低耗、高效的状态；采用功率与负载相匹配的施工机械设备，避免大功率施工机械设备低负载长时间运行；合理安排工序，提高各种机械设备的使用率和满载率，降低各种设备的单位耗能。 (3)生产生活及办公临时设施节能管理 临时设施采用节能材料，墙体、屋面使用隔热性能好的材料，减少夏天空调、冬天取暖设备的使用时间和耗能量；合理配置空调、风扇数量，实行分段分时使用，节约用电。 (4)施工用电及照明 临时用电选用节能电线和节能灯具，临电线路合理设计、布置，临电设备采用自动控制装置；照明设计以满足最低照度为原则。 节能管理措施分析评估（节能管理制度和措施，能源管理机构及人员配备，能源计量器具配备，能源统计、监测措施等）： 本着注重考核的指导思想，项目建设单位应建立健全各项行之有效的能源管理措施，包括： 1.建立能源管理部门，落实管理职责。 2.按照国家有关规定配备能源计量器具，定期进行校验，确保能源计量数据的准确可靠。 3.对重点用能设备加强巡视、检查，根据运行情况确定最佳运行方案，确保设备保持最佳运行工况。 4.加强员工节能素质教育，提高业主节能的自觉意识。 5.定期进行能源消费状况分析，以便及时掌握各种影响耗能因素及变化规律，挖掘节能潜力。 6.加强节能技术措施管理，建立节能合理化建议机制，集思广益，降低能源消耗。 本项目已采取的节能措施： 1.合理利用天然气来气压力，门站后采用高压B储气及中压A供气，以减小管径、节约投资和输送能量； 2.子站2014年由管束车供气，2015年门站建成后由门站管道供气，减少运输油耗。 3.经计算门站加热采用燃气锅炉比电加热可减少能耗10%左右。 4.综合楼屋面外墙采用了玻璃棉板等保温材料，外窗采用了断热铝合金中空玻璃窗(6+9A+6)，完全满足《公共建筑节能设计标准》对建筑围护结构的要求。 5.建筑造型简洁大方，尽可能减少了高低错落和凹凸变化，降低了体形系数，窗墙比较小，从而做到了被动节能。 结 论 一、合理用能建议 按照国家节能减排的相关要求规定，为进一步提高能源有效利用率，提出建议实施与 的节能技术措施。 建 议 1. 建议采用内涂技术的输送管道，减少沿程压降及局部压降。 2. 采用高压输气和富气输气，经研究提高压力和重组分含量可减少压缩天然气能耗12.36%。 3. 沿线设置一定数量截断阀，可减少检修时天然气放空量。 4. 建议外墙，屋面采用浅色饰面材料，减少夏季得热，从而降低室内冷负荷。 5. 建议宿舍采用太阳能热水器来代替电热水器，经计算全年可节约电2.44万kWh。 6. 绿化用地建议采用微喷滴灌等节水方式浇洒，道路及汽车冲洗采用高压水。 二、评估结论 1、能源总体消耗情况评价 项目根据国家和咸宁市的相关节能与环保，本着节能、环保、因地制宜的原则，结合项目定位和外线条件等具体情况选择能源形式。本项目投入使用后，消耗的主要能源种类包括电力、天然气、柴油以及水。项目给水、排水、雨水、电力等均从市政管网引入。项目所在地能源供应充足，项目投入使用后，不会对所在地周边的能源供应与消费产生影响。 项目建设期间将采取有效的节能环保措施，优化选择较新的节能型施工工艺，合理安排施工组织程序，尽量选择节能型施工设备，减少施工过程中的能源消耗，对项目所在地周边的能源供应不会产生影响。 2、用能设备评价 本项目拟采用的设备系统主要包括输气工艺系统、给排水系统、电气系统、燃气系统、暖通系统。并均根据国家相关要求，选择了节能型用能设备，同时增加了自动控制和计量系统，在项目投入运营后，能实现有效的能源管理。 3、能耗水平 本项目2016年达产年电耗为278.27万kWh/a，自来水消耗为0.79万m3，消耗天然气为11.71万m/a。根据可研报告，本项目2016年供气量为2916×10Nm，产值为23884万元，工业增加值为818万元。据此计算得出本项目单位输气量能耗为 0.017kgce/Nm3；单位产值能耗为0.020tce/万元；单位增加值能耗为0.59 tce/万元；单位产值电耗为116.51kWh/万元。 343通城县2010年单位GDP能耗为1.3713吨标准煤/万元，比2009年下降3.95%；2010年单位工业增加值能耗为0.86吨标准煤/万元，比2009年下降17.61%；2010年单位GDP电耗为496.37千瓦时/万元，比2009年下降8.65%。 按此速度预测通城县2016年单位GDP能耗为1.07吨标准煤/万元；单位工业增加值能耗为0.72吨标准煤/万元；单位GDP电耗为385千瓦时/万元。 经比较，本项目单位产值能耗、单位工业增加值能耗、单位产值电耗均大大低于通城县同期水平，符合国家节能减排的要求。 4、节能措施 项目在设计、施工及运行中将采用多种较为成熟可靠的节能降耗措施，选择节能型、节约型系统和产品（如节水型洁具、节能型灯具等），在提升项目品建 质和舒适度的同时，满足国家和湖北省、市在节能和环保方面的法律及法规、标准、规范要求。议项目在给排水、电气、暖通系统及施工过程中均采取了较严格的节能措施，能够有效保障项目建设过程和投入运营后的能源有效利用与消费。同时，项目建设单位在能源管理方面建立了较为完整的计量、统计和监测体系，并组建了专门的能源管理机构，在能源管理制度建设方面具有先进的经验，符合国家针对能源管理方面的相关规定。 主要工程量表

序项目及规格 号 单位 近期 中期 远期 备注 1 中压管道 1.1 中压干管 含穿越长度 钢管DN400 Km 6.29 -- -- PEde315 Km -- 5.2 -- PEde250 Km 1.8 4.7 -- PEde200 Km 7.12 8.94 1.65 7.1 0.83 65.28 PEde160 Km 2.53 16.07 PEde110 Km 1.35 1.7 总计 Km 19.09 36.61 9.58 1.2 阀门 DN400 座 4 -- -- DN300 座 -- 4 -- DN250 座 1 3 -- 序项目及规格 号 单位 近期 中期 远期 备注 DN200 座 3 7 2 DN150 座 2 10 5 DN100 座 1 2 1 总计 座 11 26 8 45 1.3 穿越河流 DN400 m/次 300/1 -- -- DN300 m/次 -- 300/1 -- DN200 m/次 200/1 200/2 -- DN150 m/次 -- 200/1 -- -- 100/1 -- 1.4 穿越道路 DN400 m/次 50/3 -- -- de315 m/次 -- 50/5 -- de200 m/次 50/2 50/3 50/2 序项目及规格 号 单位 近期 中期 远期 备注 de160 m/次 40/2 40/2 40/1 1.5 穿越铁路 DN400 m/次 60/1 -- -- DN300 m/次 -- 60/1 -- 2 站场 -- 2.1 CNG减压站 砼地坪 m2 1765 电动伸缩大门 扇 (宽9.0m) 1 实体围墙（净高2.2m） m 220 绿化面积 m2 234 步砖铺砌场地 m2 434 碎石地面 m2 688 挡土墙 m 220 序项目及规格 号 单位 近期 中期 远期 备注 站区内土石方量 m3 14518.9 38449.0 1637.25 填方量 m3 挖方量 m3 2.2 CNG加气子站 总征地面积 m2 4356 合约6.53亩 总用地面积(围墙内) m2 3600 合约5.4亩 总建筑面积 m2 567.76 0.16 容积率 绿化面积 m2 705 绿地率 % 16.2 砼地坪 m2 2270 实体围墙（净高2.2m） m 180 步砖铺砌 m2 4.4 挡土墙 m 180 序项目及规格 号 单位 近期 中期 远期 备注 站区内土石方量 填方量 m3 1800 挖方量 m3 14518.9 门站（含CNG减压站、2.3 CNG标准站） 总征地面积 m2 20393.5 合约30.59亩 总用地面积 m2 (围墙内用地面积) 14852.2 合约22.79亩 总建筑面积 m2 4102.95 0.28 容积率 绿化面积 m2 2530 绿地率 % 17 放散管 座 1 砼地坪 m2 3380 序项目及规格 号 单位 近期 中期 远期 备注 电动伸缩大门 樘 (宽9.0m) 1 平开式钢制大门 扇 (宽4.2m) 2 平开式钢制大门 扇 (宽1.8m) 1 其中114m为CNG减压站中已建 实体围墙（净高2.2m） m 5 挡土墙长度 m 455 步砖铺砌场地 m2 1595 碎石地面 m2 2152 绿化面积 m2 2385 箱变 座 1 企业标志墙 座 1 序项目及规格 号 单位 近期 中期 远期 备注 站区内土石方量 填方量 m3 119695 5859.28 挖方量 m3 CNG标准站 其中1765 m2为CNG减压站中已建 新增砼地坪 m2 2390 新增碎石地面 m2 273 新增绿化地面 m2 71 需拆除的实体围墙及 m 挡土墙长度 106

箱变 座 1