供热机组冷凝热回收节能技术改造工程可行性研究报告 101页

'供热机组冷凝热回收节能技术改造工程可行性研究报告101 目录1概述1.1X市地貌与气候特征1.2国阳新能的基本情况1.3城市供热规划情况1.4可行性研究的编制依据1.5可行性研究的范围1.6可行性研究的技术原则1.7利用热电厂冷凝热集中供热的意义1.8利用热电厂冷凝热集中供热的方法2热负荷2.1自然气象条件2.2供热范围及热负荷2.3供热系统划分2.4耗热量指标与供热参数确定2.5热负荷确定2.6年供热量3热源3.1冷凝热回收与节水估算3.2冷凝热利用方法3.3热泵机组选择101 3.4热泵系统与原供热系统联合运行方式3.5热源系统运行调节4一次供热管网4.1管网布置设计4.1.1管网布置原则与思路4.1.2主干线走向及定位4.1.3敷设方式及热补偿方式4.1.4阀门与补偿器设置4.1.5管道防腐保温4.2一次管网水力计算与工作压力确定4.2.1水力计算依据4.2.2水力计算成果4.3运行调节4.3.1运行调节依据4.3.2运行调节方式4.4水锤防范5热力站5.1热力站选址5.2热力站规模的确定5.3热力站工艺方案5.4热力站运行调节101 5.5热力站设备选择6热工测量与自动控制6.1热工测量与自动控制设计的指导思想6.2热泵站热工测量与自动控制6.3热力站热工测量与自动控制6.4集中供热系统监控7节能分析7.1节能设计依据与原则7.2节能效益分析8环境保护8.1噪声控制8.1.1概述8.1.2主要噪声源8.1.3降噪声措施8.2社会效益与环境效益分析9劳动安全和职业卫生9.1编制依据9.2生产过程中职业危险、危害因素的分析9.3防范措施9.4劳动安全卫生机构9.5本工程劳动安全卫生预评价101 10管理机构及人员编制10.1管理机构10.2人员编制11项目实施计划12投资估算及经济评价12.1投资估算12.2资金筹措12.3经济评价13结论与建议13.1结论13.1建议与问题101 附件：1国阳新能股份有限责任公司可行性研究委托书2X市规划局《关于国阳新能桃南集中供热工程规划意见》3X市环保局《关于国阳新能桃南集中供热工程的环保意见》附表：附表1冷凝热集中供热工程主要材料设备表附表2新桃北供热系统水力计算成果表附表3新桃北供热工程总成本估算表附表4新桃北供热工程损益表附表5新桃北供热工程现金流量表附表6冷凝热集中供热工程估算表附图：附图1热泵站工艺流程图附图2热泵站工艺平面图附图3热泵站热工测量与自动控制原理图附图4新桃北供热系统热区划分图附图5新桃北供热系统一次管网平面图附图6新桃北供热系统管网水压图附图7新桃北供热系统水力计算简图附图8热力站工艺系统图101 1概述1.1X市地貌与气候特征X市位于山西省东部中侧，山西黄土高原东北部，地处太行山脉北段，地理位置：北纬37度51分；东经113度33分。地势：西北高，东南低。X地区属温带较寒冷的大陆性气候，空气干燥，蒸发量大于降雨量3~4倍，冬季少雪，春季多风，秋季较短，夏季雨量集中。冬季长约5个多月，１月份最冷，月平均温度-3.9℃；6月中旬至8月中旬为夏季，7月最热，月平均温度23.9℃，年极端最高温度39.4℃，每年最高温度天数平均为4天。年平均降水量565.8毫米，降水量年际变化差距很大，多雨年（1963）达995.7毫米，少雨年仅为302.6毫米（1972年）。年内分配差距也较大，其中50%以上降水量集中在7、8月。1966年8月23日X市一天降雨量达271.4毫米，造成历史上最大的桃河洪水灾害。年平均相对湿度54%，夏季偏高，冬季偏低。桃河自西向东穿越X市区，四季干枯无水，夏季行洪，夏季流量一般为2-4m3/s，最大流量为2200m3/s。本区风向多变，全年以西北偏西风为主，年平均风速2.0m/s。春冬季风大，冬季平均风速2.5m/s。夏秋季风小，8月份平均风速1.1m/s。区内冰冻期为11月至次年3月,土壤冻结深度：向阳面0.5~0.7米；背阳面0.7~1.2米，最大积雪厚度23厘米.根据地震局资料,X矿区地震基本烈度为7度。101 1.2国阳新能的基本情况国阳新能股份有限公司系我省大型煤矿企业之一。国阳新能以煤为主，同时非煤产业也在不断的发展与壮大。所属企业地处市区中西部，生活区沿桃河两岸分布，矿区总面积为45平方公里，人口27.5万。矿区地势西高东低，桃河南北两岸山脉叠起，国阳新能公司矿区座落于河两岸山脚下及山腰间。矿区地势复杂，地形高差之大，最高点标高超过860米，最低处标高不到680米。东西距离约12公里，南北平均距离不足4公里。矿区地处山西黄土高原,山高坡陡,沟豁连绵,基岩上覆第四系黄土,厚度不均,为非自重湿陷性黄土。在低洼处存在新近堆积黄土层,压缩性高,承载力低,局部也存在一般粘性土及砂层.进行地面建设时,需分地段做工程地质勘查工作,相应作场地稳定性评价和各类土壤物理力学指标。矿区自50年代以来不断发展壮大，工业建筑、公用建筑及住宅建筑面积相应增加。特别是近年来，公司发展迅猛，同时以人为本，十分重视职工的工作、生活和居住条件的改善，职工住宅改造每年以8~10万平方米的速度增加，为全体职工全面实现小康生活不懈努力。国阳新能股份有限公司注重环保，关心职工冷暖，大力发展集中供热，但由于历史欠账和全面实现小康生活的需求，集中供热仍有较大缺口。1.3城市供热规划情况根据X市规划设计院编制的“2006年X市集中供热规划调整说明”，X101 市集中供热是以热电厂为主要热源，区域锅炉房为调峰热源和补充热源的供热方式。为充分利用当地电厂资源优势，减少城市污染源，先后启动了河坡电厂、阳煤集团第二、第三电厂作为城市供热的热源，保留部分区域供热锅炉房作为作为调峰使用。在地形相对复杂、布局分散、热电厂管网能力达不到的局部区预先间或保留区域锅炉房供热。1.4可行性研究的编制依据1)《关于三电厂冷凝热集中供热工程设计委托》2)国阳新能第三热电厂提供的有关冷凝热利用资料3)国阳新能公司房地产总公司提供的建筑物明细4)升华公司热力中心提供的升华热力中心热力消耗分布流向图5)国家四部委《关于发展热电联产的若干规定》计交能（1998）2206)《中华人民共和国大气污染防治法》(1995.8.29)。7)《中华人民共和国大气污染防治法实施细则》(1995.8.29)。8)《中华人民共和国节约能源法》9)《中华人民共和国节约能源法》10)《中华人民共和国电力法》11)《中华人民共和国建筑法》12)《中华人民共和国清洁能原促进法》13)《民用建筑节能管理规定》（建设部部帐令第76号）14)《中华人民共和国清洁能原促进法》101 1)《山西省人民政府关于印发山西省节能减排综合性工作方案的通知》晋政发〔2007〕32号2)《节能中长期专项规划》(发改环资【2004】2505号)3)《山西省节约能源条例》（2000年5月28日山西省第九届人民代表大会常务委员会第十六次会议通过）4)《采暖通风与空气调节设计规范（2003年版）》（GB50019-2003）。5)《民用建筑与节能设计标准》（JGJ26-95）。6)《城市热力管网设计规范》（CJJ342002）。7)《城镇直埋管道工程技术规程》（CJJ与T81-98）。8)《城市热力管网工程施工及验收规范》（CJJ28-89）。9)《直埋式预制保温管道工程设计技术规程》（TB19-94）。10)《低压锅炉水质标准》（GB51576-1962）。11)《建筑给水排水设计规范》（GBJ15-88）。12)《民用建筑电气设计规范》（JGJ与T16-92）。13)《建筑设计防火规范（2001年版）》（GBJ16-87）。14)《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）。15)《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-85）。16)《建设项目（工程）劳动安全卫生检察规定》（劳动部1997）17)《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）18)《城市管线工程综合规划规范》（GB50289-98）19)101 《国阳新能股份有限责任公司发供电分公司第三热电厂技改工程可行心研究报告》（山西意迪光华电力勘测设计院）1)三矿热电车间热网站施工图1.5可行性研究的范围热泵站：在第三热电厂新建热泵站，研究的范围包括热泵站的工艺、电气、控制及土建部分，管线至站外１米。一次网：自国阳新能公司第三热电厂热泵站外一米至供热区域内的各热力站外１米。热力站：各热力站工艺、电气、控制及土建部分1.6可行性研究的技术原则本工程利用三电厂2×35+1×60MW热电机组冷凝热，提供302万平方米供热面积，可基本缓解矿区集中供热问题。本工程应体现以下几个技术原则。1技术先进2经济合理3节约能量4节约水量5节约资金6余热利用7环境保护8运行稳定101 9安全可靠1.7利用热电厂冷凝热集中供热的意义火力发电厂冷凝热排空是我国发电厂普遍存在的问题。严重影响能源使用效率，是浪费，也是无奈。国阳新能公司第三热电厂利用抽汽已经实现热电联产，供热能力468万平方米，但其冷凝热也是按照目前常规的方法排入大气。2×35MW热电机组排入大气的冷凝热最大为124MW。1×60MW热电机组排入排入大气的冷凝热最大为113MW。在供热工况下，可回收的冷凝热为140-163MW。2×35MW热电机组排入大气的冷凝热可供热202万平方米，1×60MW热电机组排入大气的冷凝热可供热100万平方米。国阳新能公司集中供热热源缺口较大。四矿区域内集中供热尚未涉入，现有段家背、刘家垴和沸腾炉三座锅炉房供热，锅炉房容量分别为35MW、14MW和15.4MW，共计64.4MW。西山锅炉房容量为8.4MW。这些锅炉房不符合环保要求，需要改造或集中供热。另外，每年新增的住宅和公建也需要集中供热。根据矿务局规划，矿区供热规划总面积为789万平方米，除桃南、桃北和一矿供热系统已供热面积分别为260、208、80万平方米外，还有241万平方米供热面积（不含矿区内非矿区热用户）的缺口。随着我国热泵技术的发展，特别是高温水源热泵的问世，使得发电机组冷凝热回收成为可能。利用热泵技术可以将电厂冷却水中的低品位热能转换为可以用来供热的能量，现在的高温热泵的能效比COP可以达到4以上，即用1kW的电提供4kW以上的热。大大提高电厂的热能利用率。101 利用热泵技术2×35+1×60MW热电机组排入大气的冷凝热可供热302万平方米。近期内可基本解决矿区内集中供热问题。利用热泵技术还可以将冷却水的飘散减少到零，2×35MW热电机组每日补水可节省3000-4000吨，同时提高了电厂运行的经济性。1.8利用热电厂冷凝热集中供热的方法利用热泵技术将60℃左右的回水加热到75-80℃，再用抽汽加热至120-130℃，作为供水送到各热力站。2热负荷2.1自然气象条件地理位置：（1）北纬37度51分（2）东经113度33分（3）海拔高度769-787M大气压力：（1）冬季室外大气压936.8hpa（2）夏季室外大气压923.4hpa室外风速:101 (1)冬季室外风速2.4m/s(2)夏季室外风速1.5m/s室外计算温度:(1)采暖室外计算温度-8℃(2)冬季空调室外计算温度计-11℃(3)冬季通风室外计算温度计-4℃(4)冬季室外平均计算温度计-1.1℃(5)极端最低温度计-17.4℃(6)极端最高温度计39.4℃(7)最低日平均温度-13.4℃其它：（1）采暖天数135天（11月1日~3月15日）（2）采暖度日数2443（3）最大冻土深度0.68m2.2供热范围及热负荷新桃北供热系统供热范围:桃河北路以北，三电厂以东，局机关以西范围内（不含一矿）未集中供热矿区。现状热负荷：三矿竖井、七尺煤和麻地巷锅炉房装机容量49MW，工业区热负荷5.43MW，工业建筑供热面积5万平方米，洗澡热负荷101 7.5MW。四矿三座锅炉房装机容量64.4MW，总供热面积53.2万平方米，其中段家背锅炉房供热面积33.2万平方米，刘家垴锅炉房供热面积12.8万平方米，沸腾锅炉房供热面积7.2万平方米，洗澡热负荷5MW。机关西山锅炉房，供热能力为2×4.2MW，供热面积8万平方米。三矿竖井、七尺煤和麻地巷锅炉房工业区热负荷及洗澡热负荷由集中供热承担，非采暖季新建一所7.5MW的燃气锅炉房；四矿段家背锅炉房、刘家垴锅炉房的采暖热负荷由集中供热承担，沸腾锅炉房的工业区热负荷及洗澡热负荷由集中供热承担，非采暖季新建一所5MW的燃气锅炉房。机关西山锅炉房的采暖热负荷由集中供热承担。本项目实施后，可拆除的锅炉房有段家背锅炉房（2×25t/h），刘家垴锅炉房（2×10t/h），西山锅炉房（2×6t/h）。共计82t/h。沸腾锅炉房的工业区热负荷及洗澡热负荷由集中供热承担，非采暖季新建一所5MW的燃气锅炉房，沸腾锅炉房（10+12t/h）拆除。竖井、七尺煤和麻地巷锅炉房工业区热负荷及洗澡热负荷由集中供热承担，非采暖季新建一所7.5MW的燃气锅炉房，竖井、七尺煤和麻地巷锅炉房（7×10t/h）拆除。拆除锅炉总装机容量121.8MW(174t/h)。另外，考虑到桃北集中供热系统压力较大，现在实际供热面积接近230万平方米，除西川（供热面积23万平方米）站按原计划切给桃南集中供热系统外，再将麻地巷热交换站（供热面积33万平方米，其中现有面积23.4万平方米）切出桃北系统，使桃北集中供热系统供热面积控制在设计能力（208万平方米）以内，并留有一定的发展余地。新桃北供热系统现状供热面积共计108.5万平方米，热负荷75.47MW，其中，采暖热负荷67.27MW，洗澡热负荷8.2MW。101 规划热负荷：三矿供热面积31万平方米，其中三矿医院北东西沙台棚户区改造供热面积15万平方米，中沙坪供热面积7万平方米，麻地巷供热面积9万平方米。考虑到工业区、煤台等三矿规划供热面积为44.6万平方米。四矿供热面积共计25.8万平方米（估）。三处卫生队供热面积1.5万平方米，俱乐部供热面积4万平方米，工程处木厂供热面积4万平方米，水泥厂供热面积8万平方米，宏泉三期四期供热面积7万平方米。马家坪西区供热面积20万平方米，西河路馨安家园供热面积7万平方米，东山西区供热面积5万平方米，东山棚户区改造供热面积70万平方米。新桃北供热系统规划供热面积共计193.5万平方米，热负荷104.49MW。新桃北供热系统供热面积共计302万平方米，热负荷179.96MW，其中，洗澡热负荷8.2MW。新增热源供热能力：2×35MW热电机组120MW，供热面积202万平方米。1×60MW热电机组60MW，供热面积100万平方米。供热能力共计180MW，供热面积共计302万平方米。新桃北供热系统分15个热力站，新桃北供热系统热区划分和热力站分布见附图4。各热力站供热范围、供热面积、供热负荷见表2-1。2.3供热系统划分供热系统划分力求经济合理，符合实际。101 方案1：桃南和桃北集中供热系统供热范围不变。新增的新桃北供热系统供热范围为：桃河北路（赛鱼路）以北，三电厂以东，局机关以西范围内（不含一矿）未集中供热矿区，含西山锅炉房、段家背锅炉房、刘家垴锅炉房、沸腾炉锅炉房、竖井、七尺煤和麻地巷锅炉房等所带的热用户。新桃北供热系统负荷表表2-1序号站号站名供热范围供热面积(万平米)热负荷(MW)现状规划总计1N101马西站马家坪西区7202715.142N102西山站西山锅炉房﹑东山西区7.97.1158.733N103东山西站东山一期　353518.94N104东山东站东山二期　353518.95N201宏泉站宏泉三四期萝卜台　12126.486N202刘家垴西站刘家垴锅炉房﹑俱乐部12.87.22011.827N203四矿工业站沸腾炉﹑水泵房﹑洗澡(3.5MW)7.26.81411.648N204段家背东站段家背东区105158.99N205段家背西站段家背西区23.26.83018.0610N301煤台站三矿住宅、国际城、煤台等123159.0611N302亚美站水泥厂工程处木厂　14147.5612N303麻地巷站麻地巷1-10楼蒙河1-27,58-6218.411.63017.713N304三矿工业站工业区﹑洗澡(4.7MW)551010.514N305沙台站东西沙台3172011.0415N306沙坪站沙坪28105.56供热面积合计(万平方米)　108.5193.5302供热负荷合计(MW)洗澡(8.2MW)67.27104.49198179.96101 方案2：桃南集中供热系统供热范围基本不变。考虑到桃北集中供热系统在超载运行,桃北集中供热系统中西川站按原设计由桃南集中供热系统供热，再从桃北集中供热系统摘除麻地巷热交换站，麻地巷热交换站由新桃北集中供热系统供热。通过方案1和方案2比较。方案2更为合理，推荐方案2。2.4耗热量指标与供热参数确定2.4.1耗热量指标根据X的实际情况和桃南桃北供热系统的运行经验,现状面积热负荷指标取62w/m2。规划面积热负荷指标取54w/m2。2.4.2供热参数确定方案1：一次供水温度130℃，回水温度70℃；二次供水温度85℃，回水温度60℃。方案2：一次供水温度120℃，回水温度60℃；二次供水温度80℃，回水温度55℃。考虑到热泵机组的经济运行和供热机组的抽汽供热能力,以及桃南桃北供热系统的实际运行参数，供热参数确定推荐采用方案2。2.5热负荷确定桃南供热系统供热能力152MW，供热面积约260万平方米。桃北供热系统供热能力122MW，供热面积约208万平方米。新景矿供热能力44MW。新增新桃北供热系统分两期完成，一期供热能力120MW，供热面积约202万平方米；101 二期供热能力60MW，供热面积约100万平方米。现状供热能力318MW，二期完成后，供热能力498MW，供热能力提高56.6%。2.6年供热量年供热量计算条件:采暖室外计算温度-8℃，采暖天数135天（11月1日~3月15日），采暖季室外平均计算温度-1.1℃，采暖季室内平均计算温度18℃。桃南供热系统年供热量130.242×104GJ。桃北供热系统年供热量104.536×104GJ。新增的新桃北供热系统年供热量154.234×104GJ，一期年供热量139.968×104GJ；二期年供热量69.984×104GJ。三电厂年供热量共计：426.714×104GJ(含新景矿年供热量37.702×104GJ)。其中，回收冷凝热的热泵机组年供热量209.952×104GJ，供热发电机组抽汽年供热量216.762×104GJ。利用热泵技术回收冷凝热改造后年供热量可以提高96.9%。与改造前相比，桃南供热系统和桃北供热系统年供热量共计234.788×104GJ，改造后，供热发电机组抽汽年供热量减少18.016×104GJ，占7.67%。X市实际采暖期为当年11月1日至第二年3月31日，共计151天，年累计采暖小时为3624小时。年供热量(不含新景矿):408.7×104GJ。其中，回收冷凝热的热泵机组年供热量234.8×104GJ，供热发电机组抽汽年供热量173.9×104GJ。改造前，桃南供热系统和桃北供热系统年供热量共计246.6×104GJ，改造后，供热发电机组抽汽年供热量减少72.7×104GJ。根据X市气象资料，采暖期室外计算温度为-8℃，采暖季室外平均计算温度0.06℃，采暖季室内平均计算温度18℃101 。绘制年负荷曲线见图2-1，不同室外温度的热负荷、延续时间及供热量见表2-2。不同室外温度的热负荷、延续时间及供热量表表2-2室外温度TW（℃）低于TW（天）低于TW的的小时数（h）热负荷（GJ/h）供热量（GJ）延续天数天数累计延续时数时数累计热量热量累计<-855120．00120．001634．4196128196128-85．61710．617134．81254．811634．4220333416461-73．72614．34389．42344．231571．5140523556984-66．52120．864156．50500．731508．7236112793096-59．27630．14222．62723．351445．83218641114960-410．99841．138263．95987．311383．03650431480003-312．69753．835304．731292．041320．14022741882277-210．37364．208248．951540．991257．23129802195257-111．03175．239264．751805．741194．43162172511474010．67485．913256．172061．911131．5289856280133016．30292．215151．252213．161068．6161626296295626．91899．133166．032379．191005．8166993312994938．522107．655204．532583．72942．9192851332280047．116114．771170．782754．50880．1150303347310356．701121．472160．832915．33817．2131430360453368．277129．749198．653113．98754．3149842375437578．845137．594188．283302．26691．51301963884571813．406151．000321．743624．00628．62022464086817合计15136244086817101 101 3热源3.1冷凝热回收与节水估算国阳新能公司第三热电厂现有三台供热发电机组，35MW水冷热电机组两台，60MW空冷热电机组一台。三台供热发电机组所用的蒸汽为母管制。供热工况：2×35MW热电机组，抽汽2×120t/h，抽汽焓2800kj/kg，排汽2×９0t/h，排汽焓2357kj/kg，凝水焓251kj/kg，冷却水循环流量为13000t/h，冷却水耗量为3000-4000t/d；1×60MW热电机组，抽汽160t/h，抽汽焓2800kj/kg，排汽110t/h，排汽焓2357kj/kg，凝水焓251kj/kg。2×35MW热电机组供热工况排入大气的冷凝热为105MW，冷凝工况排入大气的冷凝热为124MW。1×60MW热电机组供热工况排入大气的冷凝热为58MW，冷凝工况排入大气的冷凝热为113MW。利用热泵技术还可以回收2×35MW热电机组冷凝热为105MW，热泵供热能力为120MW，可供热202万平方米。2×35MW热电机组每日节省冷却水耗量3000-4000吨，取平均数每日节水3500吨，年节水量47.25万吨。利用热泵技术还可以回收1×60MW热电机组冷凝热为58MW，热泵供热能力为60MW，可供热100万平方米。101 3.2冷凝热利用方法１）冷凝热排空(丢弃)热电厂做功后的蒸汽需要冷凝成水回到锅炉。目前普遍采用的方法是通过水冷或空冷冷凝蒸汽，冷凝热排入大气。２）冷凝热回收由于冷凝热属于低品位热源，难以利用,极少回收。随着我国热泵技术的发展，特别是高温水源热泵的问世，使得发电机组冷凝热回收成为可能。利用热泵技术可以从低品位热源获取热能。电厂冷却水中的热能属低品位热能，利用热泵技术可以从电厂冷却水中获取热能。一般热泵机组制出的热水为40-50℃，这个温度对于集中供热显然太低，集中供热要求的水温度最低为70-80℃，即这样的水源热泵为高温水源热泵，而且要求平均制热能效比COP不低于4。这种热泵机组产家尽管很少，但在市场上是可以找到的。利用高温水源热泵的蒸发器吸收在汽轮机中做功后的蒸汽的冷凝热，冷凝器放出热量，将集中供热50-60℃的回水加热到70-80℃，再经过加热器使水温提高到120-130℃。高温水源热泵对电厂冷却水制冷，吸收蒸汽的冷凝热，冷却水无需在冷却塔冷却，可减少水耗、功耗及其它运行费用。高温水源热泵对热用户制热，冬季采暖，夏季空调，四季提供卫生热水。101 利用热泵技术回收2×35+1×60MW供热发电机组冷凝热，并利用抽汽将供水加热到110℃，在夏季可新增空调面积300万平方米，可以为25万人提供卫生热水。鉴于目前供热系统中空调和卫生热水热负荷较小，经济性差，因此暂时不考虑卫生热水和夏季空调。3.3高温水源热泵简介水源热泵由四个部分组成：压缩机、冷凝器、蒸发器、膨胀阀。经过压缩的高温高压气体在冷凝器放热变为液体，经膨胀阀节流膨胀，在蒸发器吸热变为低温低压气体，进入压缩机压缩，依次循环。在冷凝器放出的热供给热用户，蒸发器吸收电厂冷却水中的热。空调中热泵机组制出的冷水温度为7℃，制出的热水温度为40－50℃。而所谓高温水源热泵制出的冷热水温度均高。制出的冷水温度为25-45℃，制出的热水温度为70－80℃。高温水源热泵工作原理图如图1所示。图1水源热泵工作原理图101 3.4热泵系统与原供热系统联合运行方式利用2×35+1×60MW供热发电机组冷却水采暖季供暖，新增供热量180MW，新增供热面积302万平方米。包括原桃南、桃北供热系统首站，总供热能力454MW，总供热面积770万平方米。热泵站工艺流程图和热泵站工艺平面图分别见附图1和附图2。热泵站热工测量与自动控制图见附图3。热泵系统由6台30MW热泵机组并联运行，冷却水进出水管和热水进出水管均为母管制。冷却水进口温度40℃，出口温度35℃；热水进口温度60℃，出口温度80℃。桃南供热系统循环水设计流量2600m3/h；桃北供热系统循环水设计流量2080m3/h；新桃北供热系统循环水设计流量3180m3/h。循环水设计总流量7860m3/h。三个集中供热系统的回水进热泵站，温度为60℃，进热泵机组后升温至80℃。桃南和桃北集中供热系统在原首站将供水加热到120℃。新桃北供热系统在热泵站内设加热器，把供水温度提高到120℃。由于三电厂标高是三个供热系统的最高点，故三个集中供热系统的定压相同,定压值0.28MPa。补水点设置于各循环水泵入口处，压力传感器设置于热泵机组热水进水母管上。3.5设备选择桃南和桃北集中供热系统原首站设备不变。新桃北供热系统：软化和除氧设备1套，处理能力80m3/h101 ；补水泵2台（一用一备），流量87m3/h，扬程38m，转速1480r/min，功率18.5kW），除氧水泵2台（一用一备），流量87m3/h，扬程38m，转速1480r/min，功率18.5kW）。汽－水换热器4台，单台换热面积1000m２。总换热量120MW，进汽170t/h。水－水换热器2台，单台换热面积60m２。总换热量5.9MW。凝结水泵２台（一用一备），流量190m3/h，扬程40m，转速1480r/min，功率37kW。循环水泵两台（一用一备），流量3435m3/h，扬程83m，转速1480r/min，功率1000kW，电压10kV。热泵机组6台。单台参数：制冷量25000kW，制热量30000kW，电功率7000kW，电压10kV。高压变频柜1台，功率1000kW，电压10kV，可定时自动倒机。低压变频柜1台，功率18.5kW，电压380V，可定时自动倒机。开关柜2台，配电柜7台，控制台1台。3.6热源系统运行调节采暖季热泵机组承担稳定不变的基本热负荷（180MW），约占2×35+1×60MW热电机组总共热负荷（454MW）的40%以上。热泵机组承担的年供热量为209.952×104GJ，占2×35+1×60MW热电机组年总供热量（389.012×104GJ）的54.0%。负荷变化时，通过调整抽汽量改变热源出力。负荷小时，调小抽汽量，排汽量略微增大；负荷大时，调大抽汽量，排汽量略微减小。或者说，负荷变化时，通过改变汽水换热器的换热量改变热源的供热能力。101 桃南、桃北及新桃北集中供热系统运行调节方式均为质调节。一期工程完成后，桃南、桃北及新桃北三个供热系统总流量为6000m3/h，其中,桃北供热系统流量为2080m3/h，桃南供热系统流量为2000m3/h，新桃北三个供热系统总流量为1920m3/h。二期工程完成后，桃南、桃北及新桃北三个供热系统总流量为7860m3/h，其中,桃北供热系统流量为2080m3/h，桃南供热系统流量为2600m3/h，新桃北三个供热系统总流量为3180m3/h。一期工程完成后，热负荷在30%以下，供热机组不抽汽，热泵机组供热；热负荷在30%以上，除热泵机组供热外，还要使用供热发电机组抽汽，通过增加抽汽量提高系统供热能力。二期工程完成后，热负荷在40%以下，供热机组不抽汽，热泵机组供热；热负荷在40%以上，除热泵机组供热外，还要使用供热发电机组抽汽，通过增加抽汽量提高系统供热能力。新桃北集中供热系统运行方式：一期工程：循环水泵流量1920m3/h；供水管网出口压力0.6MPa；回水管网入口压力0.28MPa。供热系统末端热力站回水加压泵运行。供水压力超压保护上限值0.62MPa。回水压力超压保护上限值为0.3MPa。二期工程：新桃北集中供热系统循环水泵流量3180m3/h；供水管网出口压力0.7MPa；回水管网入口压力0.28MPa。供热系统末端热力站回水加压泵运行。供水压力超压保护上限值0.72MPa。回水压力超压保护上限值为0.3MPa。新桃北集中供热系统一次循环水泵仍采用变频泵，以减小启动电流，调节合适的一期流量和二期流量。一次供回水平均温度随室外温度自动按照调节曲线变化。能量控制系统被控参数选一次供回水平均温度，给定值随室外温度变化，操作量选换热器一次侧蒸汽流量或凝结水水位。101 一次供回水平均温度随室外温度调节曲线见图2。4一次供热管网4.1管网布置设计4.1.1管网布置原则与思路101 1符合国家有关法规、标准及城市建设总体规划2主干线和支干线尽可能靠近负荷中心3考虑到管网的可扩展性、水力稳定性及运行的安全可靠性，适当增加主干线和支干线管径。4节省投资、施工方便、运行可靠5桃南和桃北供热系统已运行，管网布置尽可能不变，必要时进行适当改造。6新桃北供热系统主要解决桃北集中供热缺口问题，同时要考虑到与桃南和桃北供热系统的关系。7新桃北供热系统可以承担桃北供热系统一部分位于西部的负荷，以扩大桃北供热系统东部的供热能力。4.1.2主干线走向及定位新桃北供热系统主干线自热源向东沿皮带廊北侧敷设，于新景矿办公楼前涵洞向南入桃河并沿河北岸向东敷设，主干线距赛鱼路中心线大约30-50m。自热源的主干线管径DN900，在距赛鱼桥中心线西侧200m处向北分支对三矿供热，主干线管径变为DN700，向南至桃南路并沿路向东敷设。分支管径DN500，承担N301（煤台站）、N302（亚美站）、N303（麻地巷站）、N304（三矿工业站）、N305（沙台站）、N306（沙坪站）供热，DN700主干线管至四矿口东侧100m处向北拐直埋过桃河及桃北路，至小东街主干线向东拐，且向北分支（管径DN450）为四矿的N201（宏泉站）、N203（四矿工业站）、N204（段家背东站）、N205（段家背西站）供热，主干线管径变为DN600，沿小东街主干线继续向东，约80米处向北分支（DN250）对N202（刘家垴西站）供热，再向东向北沿西河对N101（马西站）、101 N102（西山站）、N103（东山西站）和N104（东山东站）供热。分支主干线和支干线在矿区沿道路直埋敷设。新桃北供热系统一次管网平面图如附图5所示。4.1.3敷设方式及热补偿方式一次管网主干线及支干线以无补偿直埋为主，架空等其它敷设方式为辅。4.1.4阀门与补偿器设置一次管网主干线设分段阀，以便施工和检修。分段阀选焊接蝶阀，设置间隔2-3km。分支处设关断阀和调节阀，关断阀DN350及以下选焊接球阀，DN350以上选焊接蝶阀，调节阀选手动调节阀。阀门设在阀门井内。分支处支管Z形连接，三通披肩加固，条件不满足时设置补偿器，以减小三通受力。补偿器采用波纹管伸缩器。一次性补偿器采用直埋式波纹管伸缩器。4.1.5管道防腐保温直埋管道采用工厂预制的聚氨脂保温管，保护壳为高密度聚乙稀。阀门采用工厂预制保温焊接阀门，弯头、三通、变径等管件工厂预制保温，直管、阀门及管件连接处用工厂预制高密度聚乙稀套袖熔焊连接并打压(试压压力0.2MPa)合格后充入聚氨酯发泡封口。管道接口连接由专业厂家实施。质量必须符合国家有关标准。4.2一次管网水力计算与工作压力确定101 4.2.1水力计算依据1.一次管网供回水设计温度120/60℃。2.热负荷：一期总负荷120MW，二期总负荷180MW。3.一次管网供回水设计流量按下式计算：Gj=3.6〔Qj/c(tg-th)〕×103t/h式中：Gj—一次管网供回水设计流量c—水的比热4.186KJ/kg.℃tg﹑th—一次供回水设计温度℃Qj—供热设计热负荷MW4.管网阻力损失计算管网阻力损失为扬程阻力损失与局部阻力损失之和。ΔP=（1+α）RL×103kPa式中：R—管道单位压降Pa/mL—管道展开长度mα—局部阻力与扬程阻力之比4.2.2水力计算成果（1）水力计算简图水力计算简图见附图7。（2）水力计算表水力计算分两种工况（一期、二期），水力计算结果见附表2。（3）绘制水压图101 120℃汽化压力是100kPa，热源处于系统最高点,首站高度为6m，考虑留有40kPa富裕压力，系统静压线为200kPa。根据静压线和水力计算绘制水压图。详见附图6。4.2.3一次管网工作压力确定热源和热力站阻力分别按250kPa和150kPa考虑。一期负荷：热源出口处供水压力0.6MPa，回水压力0.28MPa。循环水泵出口压力0.77MPa。二期负荷：热源出口处供水压力0.7MPa，回水压力0.28MPa。循环水泵出口压力0.87MPa。系统最终规模（100%负荷）供回水管网阻力为805.0kPa，系统总阻力为1205.0kPa，首站循环水泵克服阻力670.0kPa，占系统总阻力的55.6%。系统静压线按为200kPa，系统供水主管出口压力为700kPa，系统最低点与热源地形高差为109m，由两种工况（一期、二期负荷）水力计算和水压图可以看出，系统中压力最高点位于N102分支处，此处压力为1596kPa，管网工作压力确定为1600kPa。4.3水锤防范循环水泵突然停运，极易造成管路汽化及水锤，不仅影响供暖，而且处理不当会危机生命财产。因此，必须采取以下有效的可靠的防范错施。1循环水泵出口安装性能可靠的逆止阀，循环水泵进出口旁通管上安装性能可靠的逆止阀101 2循环水泵停运时，首先关小阀门（或降低运行频率），减小流量，再停泵。3分段阀前后设旁通阀，分段阀关闭时，首先打开旁通阀，再关分段阀。4设于热力站的回水加压泵出口安装性能可靠的逆止阀，加压泵进出口旁通管上安装性能可靠的逆止阀。5热力站5.1热力站选址热力站尽可能选在热负荷中心。避免热用户与热力站地形高差相差过大。热用户与热力站单程管道距离控制在500-800米左右。热力站尽可能选在原锅炉房或原汽水交换站附近，以便利用原有的电源﹑水源及分集水器。5.2热力站规模的确定热力站规模过大会给管网平衡和压力控制带来困难，热力站规模过小会造成一次投资和运行费用增加。优化热力站规模的约缩条件应该取供热半径与地形高差。供热半径限制在500-800米以内，地形高差限制在35米以内，在此条件下尽可能增大热力站规模，以减小一次投资和运行费用。热力站的一个系统供热面积一般控制在20万m2以内。5.3热力站工艺方案101 热力站工艺设计见热力站系统流程图（附图8）。供暖换热器采用体积小传热系数高的水—水板式热交换器。一次水经手动调节阀、除污器、水过滤器、安全阀进入热交换器换热后返回热源。一次供水管上安装温度计、压力表，手动调节阀、除污器、水过滤器前后安装压力表。一次回水管上安装温度计、压力表、流量计，换热器出口侧安装温度计。来自热用户的二次回水汇于集水器，经除污器、循环水泵、安全阀、水过滤器进入热交换器换热后由分水器送至热用户。二次供水管、分水器上安装温度计、压力表，分水器各支路安装关断阀、手动调节阀，手动调节阀下游安装压力表。二次供回水管上安装温度计、压力表、流量计，除污器、水过滤器前后安装压力表，集水器上安装温度计、压力表，集水器各支路安装关断阀、温度计。有条件的热力站采用直接混水换热系统,以降低一次回水温度。二次管网补水由安装在一、二次回水管之间的补水管补给，二次管网静压线由安装在补水管上的自力式调节阀控制，补水管上设关断阀、水过滤器、热水表、逆止阀、自力式调节阀、旁通阀、压力表。循环水泵一用一备，变频调速。循环水泵进出口管上安装关断阀﹑压力表，出口管上安装逆止阀。循环水泵进出口管上安装旁通管，旁通管上安装逆止阀。热力站一次进口侧、二次出口侧供回水管之间接旁通管，旁通管上安装关断阀，以备一、二次管网冲洗使用。旁通管里侧安装关断阀。冲洗时，将关断阀关闭，旁通阀打开；冲洗完毕，将旁通阀关闭，关断阀打开。循环水泵进出口管上安装软接头，循环水泵机座下安装减振器。101 对于七层（21米）以上热用户,热力站内设高区系统独立对热用户供热。5.4热力站运行调节热力站输出的热量随热负荷升高而增加，同时，输送流体的流量也随着增加，反之减少。或着说，热力站输出的热量既要满足热用户的需要，还要使输送流体所消耗的能量尽可能减少。这个功能由能量控制系统来实现。能量控制系统被控参数选二次供回水平均温度，室外温度反应供暖热负荷，作为补偿信号，一用一备变频调速循环水泵和一次回水加压泵作为执行器。热力站能量控制系统属随动调节系统，其给定值随室外温度降低而生高。二次供回水平均温度随室外温度调节曲线见图3。101 5.5热力站设备选择5.5.1循环水泵采暖循环水泵一用一备。流量：1.1×(0.86Q/25)103m3/h扬程：1.2×(2×1.3×100D×10-4﹢2﹢15)mH2OQ-热负荷Mw，D-最远热用户与热力站之间距离，m。一个供热系统规模按供热面积分为：４万平方米，5万平方米，８101 万平方米，10万平方米，12万平方米，15万平方米，20万平方米七种，循环水泵计算流量分别为：100m3/h，125m3/h，200m3/h，250m3/h，300m3/h，375m3/h，500m3/h。循环水泵扬程为36-45mH2O。5.5.2热交换器热交换器均采用胶垫板换，每个供热系统选两台，每台承担75%热负荷，换热面积依热负荷而定。采暖供热面积为４万平方米，5万平方米，８万平方米，10万平方米，12万平方米，15万平方米，20万平方米七种供热系统，单台换热器换热面积分别为：30m2，40m2，60m2，70m2，80m2，110m2，150m2。换热器换总热面积4900m2。若部分热力站采用直接混水换热，可节省约3000m2换热面积的换热器。5.5.3集中补水装置为弥补热源补水不足,在麻地巷热交换站设集中补水装置。补水泵两台，一用一备，流量30m3/h，扬程100m，功率22kw。软化除氧设备两套，处理能力2x15m3/h。补水水质满足《工业锅炉水质》GB1576-2001对水质的要求：悬浮物≦5mg/L，总硬度≦0.6mmol/L，溶解氧≦0.1mg/L，PH值7～12，含油量≦2mg/L。5.5.4配电柜热力站按三级负荷供电。101 热力站位于原锅炉房附近时，不设变电室，利用原低压电源。对于新建热力站，附近变电室有能力对其供电时，也不设变电室。附近变电室无力对热力站供电时，热力站内设变电室。本工程热力站多数位于原锅炉房附近，或附近变电室有能力对其供电，因此，均不设变电室。低压配电柜选GGL10型，安装电流表﹑电压表﹑三相电能表和功率因数表，电能表动力照明分设。水泵电机功率因数为0.89，根据规范要求，可不设电容柜无功补偿。5.5.5变频柜供暖循环水泵一用一备变频调速。变频柜是热力站能量控制系统的执行器，要求变频柜运行可靠，稳定，寿命长，具有定时倒机功能和电机的过载、缺相、短路等各种保护功能。5.5.6控制台控制台面上设水泵启停按钮、信号灯、电压表、电流表，以及能量控制系统控制器、显示热力系统运行参数的无纸记录仪、供回水平均温度指示仪和室外温度指示仪。6热工测量与自动控制6.1热工测量与自动控制设计的指导思想本工程热工测量与自动控制设计的基本指导思想是：1功能必须满足工艺要求，在此基础上力求简单。2减小运行成本，热力站无人值守，定时巡检。3运行安全可靠。101 4投资小。6.2热泵站热工测量与自动控制热泵站热工测量与自动控制见附图3。6.2.1热泵站热工检测1热泵机组的热工检测热泵机组冷水进水母管上安装压力表、温度计；冷水进水支管上安装压力表；冷水出水支管上安装温度计、流量计；冷水出水母管上安装压力表、温度计。热泵机组热水进水母管上安装压力表、温度计；热水进水支管上安装压力表；热水出水支管上安装温度计、流量计；热水出水母管上安装压力表、温度计。热泵机组冷水进出水母管和热水进出水母管的水压和水温共8个参数，由无纸记录仪显示记录；每台热泵机组冷水和热水进水支管上的水压以及热泵机组冷水和热水出水支管上的水温和流量共6个参数，由无纸记录仪显示记录。2新桃北换热首站的热工检测汽-水换热器进汽管上安装压力表、温度计；凝结水管上安装压力表、温度计；水-水板式换热器出水管上安装压力表、温度计；凝结水泵出口安装压力表；汽-水换热器出水管上安装压力表、温度计。循环水泵出口安装压力表。补水泵出进口安装压力表。新桃北供热系统回水入口处安装压力表、温度计、流量计。新桃北供热系统供回水温度、供回水压力、流量、室外温度以及板式换热器二次出水温度共7个参数，由无纸记录仪显示记录。101 6.2.2热泵站自动控制1热泵机组流量控制在热泵机组冷热水进口侧安装自力式流量调节阀，确保热泵机组间的流量平衡。2汽-水换热器能量控制根据负荷调整汽-水换热器加热量，达到能量调节的目的。在凝结水管上安装电动调节阀，被控参数取一次网供回水平均温度，室外温度为补偿信号，根据一次网供回水平均温度和室外温度调节电动调节阀开度。负荷大时，调节阀开大，输出热能增大，反之，减小。3补水压力控制补水泵变频调速，手动控制热泵机组热水进水母管压力，时其保持在0.28MPa。6.2.3热泵站报警、保护与联锁热泵机组具有高低压保护、水流保护和温度保护以及电机的过载、过流、欠压、缺相、短路等保护，同时为保证热泵机组的安全运行，除声光报警外应按下列程序电气联锁。顺序延时启动：打开冷却水（关闭凉水塔支路）—启动循环水泵—打开热泵机组冷热水进出口水阀门—水流大于下限值，即水流开关接通—启动热泵机组。顺序延时停止：停止热泵机组—关闭热泵机组冷热水进出口水阀门—关小循环水泵—停止循环水泵—关闭冷却水（打开凉水塔支路）。循环水泵与汽-水换热器联锁：顺序延时启动：启动循环水泵—启动热泵机组—101 （不能满足负荷要求时）启动汽-水换热器。顺序延时停止：（能满足负荷要求时）关闭汽-水换热器—关闭热泵机组—关小循环水泵—关闭循环水泵。6.3热力站热工测量与自动控制6.3.1热力站热工检测一次供回水管上安装压力表、温度计；一次回水管上安装流量计；换热器一二次进出口处安装压力表；换热器一二次出口处安装温度计；分集水器上安装压力表、温度计；循环水泵出口处上安装压力表；除污器、水过滤器进出口处安装压力表；补水点安装压力表；分水器支路出口处安装压力表；集水器支路进口处安装温度计；二次回水管上安装流量计。热力站外安装室外温度计。反应热力站运行工况的一般参数就地显示，重要参数（一二次供回水温度及压力、流量﹑补水压力、热量计量、室外温度）用无纸记录仪集中显示记录。6.3.2热力站自动控制热力站设能量控制系统。能量控制系统被控参数为二次供回水平均温度，室外温度为补偿信号，一用一备变频调速循环水泵和一次回水加压泵作为执行器。热力站能量控制系统给定值随室外温度降低而生高。二次管网定压由自力式压力调节阀控制，压力低于给定值时阀开大，反之关小。事故补水通过旁通阀实现。水泵电机设过载、过流、欠压、缺相、短路等保护。换热器一、二次侧由安全阀保护。101 热力站无人职守，定时巡检。6.4集中供热系统监控控制中心设在升华公司热力中心总调度室（已有）。热泵站和热力站设RTU，通讯方式：GPRS。（或ADSL）供热系统监控功能：一次网供热分布平面图画面，标出一次网走向、热源及热力站分布，模拟显示；一次管网供热量模拟平面图画面，实时显示各热力站供热面积、供热量和供回水平均温度；一次管网压力分布平面图画面，实时显示一次管网在各热力站的压力分布及二次补水压力状况，具有一次超压和二次补水欠压报警功能；一次管网流量分布平面图画面，实时显示各热力站的一次和二次流量分布及补水压力状况，具有一次超压和二次补水欠压报警功能；在平面图上通过点击可以进入各热力站工艺流程图画面，或通过下拉菜单进入各热力站工艺流程图画面；在热力站工艺流程图画面上，可以浏览一、二次供回水温度、压力及一、二次流量、补水压力和室外温度等，可以了解循环水泵和加压泵等运行状态，可以远距离控制加压泵运行转速，可以了解二次系统供热量和供回水平均温度；储存近10年历史数据。自动生成日报表、月报表和年报表。101 7节能7.1节能设计依据与原则7.1.1节能设计依据⑴《中华人民共和国节约能源法》⑵《中华人民共和国节约能源法》⑶《中华人民共和国电力法》⑷《中华人民共和国建筑法》⑸《中华人民共和国清洁能原促进法》⑹《民用建筑节能管理规定》（建设部部帐令第76号）⑺《中华人民共和国清洁能原促进法》⑻《中国节能技术政策大纲》（发改环资【2007】199号)⑼《节能中长期专项规划》(发改环资【2004】2505号)⑽《产业结构调整指导目录》（2005年本）（国家发改委令第40号）⑾《国务院关于发布促进产业结构调整暂行规定的通知》（国发【2005】40号）⑿《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第65号）⒀《山西省节约能源条例》（2000年5月28日山西省第九届人民代表大会常务委员会第十六次会议通过）101 ⒁《山西省人民政府关于印发山西省节能减排综合性工作方案的通知》晋政发〔2007〕32号⒂《民用建筑节能设计标准》（JGJ26-95）。⒃《公共建筑节能设计标准》（GB50189-2005）。7.1.2节能设计原则1．节能技术选择主要节能设计技术原则：用高温热泵技术回收火（热）电厂排放到大气中的冷凝热，余热利用，集中供热。该技术不仅可以回收冷凝热，还可以节约通过凉水塔蒸发和漂散的耗水。本工程还采用了以下节能设计技术原则：a一次网循环水系统采用阻力分布式系统，循环水泵只承担系统的部分阻力，剩余部分由各热力站回水加压泵承担，省去了常规系统中调节阀上消耗的能量。b一、二次网循环水系统采用变流量技术，即一、二次循环水泵变频调速。2．优化工艺设计1）本工程采用高温热泵回收低品位冷凝热，将城市集中供热的回水由60℃升高到80℃，再用抽汽加热到供水温度。节能、节煤和节水。2）热力站二次网补水通过压力调节阀由一次回水补给，热力站不设水处理设备及补水泵，一、二次网补水由热源厂水处理设备集中处理，与分散的热力站补水方式相比水处理设备总安装容量大为减少，节省空间，节省投资，节省运行费，节省能耗。3）101 有条件采用直接混水换热技术，免去使用换热器，节约流体输送能量，节约空间，节约投资。4）一次网主管道采用无补偿直埋，冷安装，节约投资，方便施工，减少运行费用。5）由于新桃北供热系统高差大，供热半径长，按常规设计，该系统按一次网承压为2.5MPa。为减小投资，运行安全，本设计应用先进的阻力分布技术，降低循环水泵扬程，循环水泵只承担管网的一部分阻力，热力站设回水加压泵，降低一次网流体输送能耗，降低一次网承压，尽可能控制在1.6MPa以内，进而节约一次投资，减少运行费用。6）热力站运行无人职守，定时巡检，以减小运行成本。7）热力站能量控制系统根据热负荷自动调节其出力，能量控制系统以供回水平均温度为被控参数，以室外温度为补偿信号，以变频调速循环水泵和回水加压泵为被执行器，运行稳定，可靠，节能。一次网采用了阻力分布式系统，降低了一次网工作压力，节约了调节阀上消耗的能量。3．优先选择节能设备1)采用性能稳定，制热系数大于4.5的大型高温离心热泵机组。2)循环水泵采用机械密封,变频调速，可以节水和节电。3)热力站水泵电机等设备选用节能产品。4)热力站选用板式水—水换热器，传热系数高，体积小，运行可靠。5)直埋管道采用工厂预制聚氨脂保温管，保护壳为高密度聚乙稀。阀门采用工厂预制保温焊接阀门，弯头、三通、变径等管件工厂预制保温。管道接口连接由专业厂家实施。以保证质量和在大限度节能。101 7.2节能效益分析7.2.1热源节能分析基础数据：2×35+1×60MW抽凝式供热发电机组；3×150+1×270t/h锅炉,采暖季厂用汽22t/h,非采暖季厂用汽5t/h；锅炉热效率89%；年耗煤量57.42万吨，燃煤低位发热量17790kJ/kg；标准煤低位发热量29308kJ/kg；年发电6000小时；供暖151天；桃南供热系统年供热量136.8×104GJ，桃北供热系统年供热量109.8×104GJ，新桃北供热系统年供热量162.0×104GJ，新景矿年供热量39.6×104GJ；现状采暖季供热能力318MW，改造后采暖季供热量新增180MW。现状采暖季供热能力318MW，改造后采暖季供热量新增180MW。被拆除的燃煤锅炉总容量为121.8MW，锅炉运行热效率按53%(50%节能前)，占总共热能力的67.7%，其余部分，锅炉运行热效率按68%(50%节能后)，占总共热能力的32.3%。热效率计算公式：式中：De-年发电量，kj；Dh-年供热量，kj；Dc-年耗煤量，kg；Ce-燃煤低位发热值，kj/kg。三电厂2×35+1×60MW热电机组年供热量共计：448.3×104GJ(含新景矿年供热量39.6×104GJ)，其中，回收冷凝热的热泵机组年供热量234.8×104GJ，供热发电机组抽汽年供热量213.5×104GJ(含新景矿年供热量39.6×104GJ)。改造前，101 桃南供热系统和桃北供热系统采用供热发电机组抽汽年供热量共计246.6×104GJ，改造后，供热发电机组抽汽年供热量减少72.7×104GJ。年发电量259.2×104GJ(2×35MW抽凝式供热发电机组151.2×104GJ；1×60MW抽凝式供热发电机组108×104GJ)。现状全年热效率53.39%，改造后全年热效率69.26%，去除热泵机组电耗全年热效率64.15%，全年热效率净提高10.76%。年节能=热泵机组年回收冷凝热量每年节能182.6万吉焦。供热锅炉平均运行热效率：(53×0.677+68×0.323)%=57.3%182.6×109÷29308=10.9×109(标准吨煤)9.6万按65%计算，每年节煤17.9万吨,节标准煤10.9万吨。2×35MW热电机组冷却水设计流量为2×5500m3/h，耗水量按1.5%计算，日均节水3960吨，年节水59.8万吨。7.2.2流体输送节能分析水泵采用变频调速与定速泵相比可节能10-30%。采用直接混水换热比换热器间接换热节能15-20%。一次网主管道采用预制聚氨脂保温管无补偿直埋，冷安装，可减少热损失2-5%，节约资金10-15%。供热系统采用阻力分布技术，降低循环水泵扬程，循环水泵只承担管网的一部分阻力，热力站设回水加压泵，可降低一次网流体输送能耗1-2%，将一次网承压降低到1.6MPa，可节约一次投资10-15%。101 热力站二次网补水采用一补二技术，热力站每平米造价可减少1.5-2.6元。热力站采用直接混水换热技术，流体输送节能15-20%，热力站每平米造价可减少1.0-1.5元。8环境保护8.1噪声控制8.1.1概述热泵站及热力站应满足《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）Ⅱ类及《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）2类标准。即允许噪声值白天为60DbA，夜间为50dBA。8.1.2主要噪声源热力站噪声源主要二次循环水泵。循环水泵的噪声主要是由水泵中的气穴和机械撞击、振动引起的噪声以及电机的电磁噪声。频谱呈宽频带，以中频为主。各工艺设备间的噪声值见下表7-1：表7-1101 序号设备间设备名称设备型号、规格数量单台噪声级dBA叠加噪声级dBA1热泵站循环水泵电机1000+37+18.5kw1952热泵站热泵机组电机7000kw6963热力站循环水泵电机75+75+22kw1904热力站循环水泵电机90+55+30kw1915热力站循环水泵电机75+55+22kw1896热力站循环水泵电机55+55+22kw1877热力站循环水泵电机55+37+22kw1858热力站循环水泵电机75+22kw1809热力站循环水泵电机55+18.5kw1728.1.3降噪声措施工艺与建筑设计采用“静噪分隔”原则，将噪声大的水泵分别集中布置，工艺上采用降噪隔振措施，设备底座设减振器，管道软连接，建筑上采用隔声门窗等措施，防止噪声向外传播扩散。对控制室、化验室等与噪声区隔离，并采用隔声门窗等措施。为防止噪声对周围环境的污染，其朝向外界的循环水泵间的采光窗户采用双层密闭隔声窗。采取以上噪声控制措施后，控制室、化验室噪声级<60dBA。符合《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-85）的相应规定。水泵间噪声可以降低8-10dBA。综上所述，采取吸声、隔声措施后，考虑声音在空气中的衰减，经计算预测，在厂区围墙处噪声值可以达到《工业企业厂界噪声标准》Ⅱ类及《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）2类标准。即允许噪声值白天为60dBA，夜间为101 50dBA。8.2社会效益与环境效益分析8.2.1社会效益分析国阳新能第三热电厂2×35MW热电机组供热工况排入大气的冷凝热为105MW，冷凝工况排入大气的冷凝热为160MW。利用热泵技术还可以回收2×35+1×60MW热电机组冷凝热为163MW，热泵供热能力为180MW，可供热302万平方米。每年节煤17.9万吨,节标准煤10.9万吨。现状全年热效率53.39%，去除热泵机组电耗改造后全年热效率64.15%，全年热效率净提高10.76%。2×35MW热电机组日均节水3960吨，年节水59.8万吨。冷凝热利用集中供热工程的实施可以为国阳新能公司新增302万平方米供热面积。它是国阳新能的一项基础工程，也是X市城市建设的一项基础工程。近年来X市开拓创新，大力发展市政建设，把集中供热看作是从根本上解决或缓解大气污染问题、节约能源、改善环境、造福人民的工程，为X市引进人才，引进资金，加快发展奠定了基础。8.2.2环境效益分析热源：根据利用冷凝热每年节煤17.9万吨,节标准煤10.9万吨计算污染物减排量。年渣量减排计算101 年烟尘减排量计算:年二氧化硫减排量计算:含硫量按1%计算，每吨煤排放二氧化硫19公斤，年二氧化硫排放量3002吨。年氮氧化物减排量计算:每吨煤排放氮氧化物9公斤，年氮氧化物排放量1422吨。每年少排灰渣6.6万吨，少排烟尘238吨，少排二氧化硫3002吨，少排氮氧化物1422吨，少排二氧化碳19.2万吨。现有锅炉房拆除：本项目实施后，可拆除的锅炉房有段家背锅炉房（2×25t/h），刘家垴锅炉房（2×10t/h），西山锅炉房（2×6t/h）。共计82t/h。沸腾锅炉房的工业区热负荷及洗澡热负荷由集中供热承担，非采暖季新建一所5MW的燃气锅炉房，沸腾锅炉房（10+12t/h）拆除。竖井、七尺煤和麻地巷锅炉房工业区热负荷及洗澡热负荷由集中供热承担，非采暖季新建一所7.5MW的燃气锅炉房，竖井、七尺煤和麻地巷锅炉房（7×10t/h）拆除。共计拆除锅炉174t/h。锅炉房拆除后，每年减少耗煤量5.6万吨（标煤3.4万吨），减排灰渣2.101 4万吨，减排烟尘90.5吨，减排二氧化硫1311吨，减排氮氧化物621吨。利用冷凝热和锅炉房拆除两项合计染物每年减排：渣9.0万吨；烟尘328.5吨；二氧化硫4313吨；氮氧化物2043吨。每年减排二氧化碳26万吨。9劳动安全和职业卫生9.1设计依据1）《建设项目（工程）劳动安全卫生检察规定》（劳动部1997）2）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）3）《建筑防火设计规范（2001年版）》（GBJ16-87）4）《建筑物防雷设计规范》（GB50057-94）5）《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-85）6）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）7）《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）9.2生产过程中职业危险、危害因素的分析1）噪声生产过程中的原材料没有有毒、有害物品。只是水泵在运行过程中会产生较大的噪声。2）安全性101 供热系统运行压力降低导致发生汽化或水温水压升高超过规定值时，会造成供热系统的运行不安全。9.3防范措施根据劳动安全卫生的有关规定及热源厂在生产过程中可能会产生的危害，本设计采取了有效的防范措施，即在热力站设置了有关防烫伤、防噪音、防电击、采暖通风、采光照明等一系列安全及卫生设施。为了保证职工在劳动生产中的安全，除了采取各种技术措施外，还应进行安全教育及发放个人防护用品，个人防护用品应严格按照《劳动安全技术标准》中的有关规定发放。9.4劳动安全卫生机构为对劳动安全卫生进行管理，供热公司设安保科，负责对劳动安全生产和职工的卫生设施进行管理和完善，确保劳动安全，确保职工的卫生设施、劳动条件得到可靠的保证。9.5本工程劳动安全卫生预评价101 本设计对供热工程各生产环节设置了较为可靠的防烫伤、防噪音、防电击、采暖通风、采光照明等一系列劳动安全卫生措施，对改善职工卫生条件和劳动工作条件给予了高度重视，即建成后的新桃北集中供热工程将是一个安全可靠，职工劳动条件得到保证，符合国家各方面劳动保护标准的供热工程，供热公司是一个文明生产的企业。10管理机构与人员编制10.1管理机构国阳新能供热公司，负责项目管理和运行管理工作，其组织管理机构如下：101 101 10.2人员编制供热公司人员编制见表10-1供热公司人员编制表10-1序号职责班次人数合计备注1231总经理112副总经理113总工程师114党支部书记兼工会主席115办公室人员及小车司机336热泵站技术总监117热泵站电修人员22268热泵站机修人员22269热泵站机控制室值班员111310水处理化验员11136热网及热力站技术总监117调度长118调度中心值班员11139财务管理人员2210计统收费人员2211巡检及抢修汽车司机222612安全劳保管理人员2213电修人员222614机修人员222615巡检及管道抢修4441216后勤及绿化人员22总计69101 11项目实施计划影响工程实施计划因素较多，既要考虑尽快发挥工程效益，又要考虑资金筹措等实际情况，本工程分两期实施，一期工程计划在2009年11月完成，二期工程计划在2010年12月完成。本工程建设期为四年。工程进度安排如下：2007年1月～2007年2月，完成可行性研究并批复。2007年3月～2007年12月，设备考察、初步设计并批复。2008年4月～2008年7月，完成一期施工图设计。2009年1月～2008年7月，完成二期施工图设计。2008年6月～2009年11月，完成一期工程建设施工并试运行。2010年5月～2010年10月，完成二期工程建设施工并试运行。2010年11月竣工投运。工程实施计划详见表10-1101 工程进度安排表表11-1年月工程内容2007年123456789101112可行性研究初步设计设备考察施工图设计设备采购征地三通一平土建工程安装工程试运行投入运行年月工程内容2008年123456789101112初步设计招标文件及招标施工图设计设备采购征地三通一平土建工程安装工程试运行投入运行年月工程内容2009年123456789101112可行性研究初步设计招标文件及招标施工图设计设备采购征地三通一平土建工程安装工程101 试运行投入运行年月工程内容2010年123456789101112初步设计招标文件及招标施工图设计设备采购征地三通一平土建工程安装工程试运行投入运行12投资估算及经济评价12.1　投资估算12.1.1　投资估算编制依据1、专业提供的工程及设备材料表清单2、《市政工程可行性研究报告投资估算编制办法》（1996）；3、《全国市政工程投资估算指标》（HGZ47-103-96）；4、《全国市政工程热源工程投资估算指标》（HGZ47-103-96）；5、2003年《山西省建筑工程投资估算指标》；6、2003年《山西省建筑安装工程概算定额》101 7、2005年《山西省市政工程消耗量定额》及价目表；8、2005年《山西省市政工程概算定额》；9、2005年《山西省建设工程费用定额》；10、2002年《山西省建设工程其它费用标准》；11、2006年第四季度《山西工程建设标准定额信息》；12、设备购置费按市场价格及设备厂家报价及询价的平均价；13、材料差价按X市2006年12月份建设工程材料指导价格计算。12.1.2　投资估算编制说明1.建设工程费根据2003年山西省《建筑安装工程概算定额》、2005年《山西省市政工程消耗量定额价目汇总表》、2003年《山西省建筑工程投资估算指标》结合工程实际情况进行估算。2.工程建设其它费用根据2002年《山西省建设工程其它费用标准》计算。12.1.3其它有关说明　　　1投资估算中利用原有锅炉房改造为换热站的建筑工程费为热力站设备基础及内外装饰费用，并考虑了原有锅炉房设备的拆除费用；　　　2新建热力站的外部配套工程中的给水、排水、供电线路按接入平均距离均列入工程费用。12.2资金筹措12.2.1项目总投资本项目总投资（按铺底流动资金口径）29640.22万元。101 　　　　　其中：政府拨款计6000万元，　　　　　　　　企业自筹23640.22万元。三电厂冷凝热集中供热工程建设工程费见表12-1。三电厂冷凝热集中供热工程建设工程费估算表表12-1序号项目名称建筑工程（万元）安装（万元）其中设备及主材（万元）合计（万元）1热泵站432.0013184.6113034.8713616.612一次网2469.317795.025678.5010264.333热力站264.001852.521460.762116.52合计3165.3122832.1520174.1325997.47三电厂冷凝热集中供热工程估算详见附表6。三电厂冷凝热集中供热工程投资估算详见表12-2。三电厂冷凝热集中供热工程投资估算表表12-2序号工程或费用名称计算方法总额（万元）占投资额（%）一　建设工程费　（一）建筑安装工程费（二）设备购置费25997.4714000.7312000.2987.71二工程建设其它费用1363.664.601征地及补偿费万元/亩2建设单位管理费建设工程费ⅹ0.4%104.003工程监理费建设工程费ⅹ1.0%260.004勘察设计费887.664.1勘察费（一）ⅹ0.3%42.004.2编制项目建议书23.404.3编制可研报告46.804.4评估项目建议书8.004.5评估可研报告10.004.6工程设计费688.64.7施工图预算编制设计费ⅹ10%68.865临时设施费（一）ⅹ0.8%112三预备费（一+二）ⅹ8%2189.097.38四借款利息（一）+（二）0五铺底流动资金流动资金ⅹ30%900.3六建设项目总投资一+二+三+四+五29640.2210012.2.2投资计划及资金筹措101 投资计划及资金筹措详见表12-3。投资计划及资金筹措表表12-3序号项目建设期经营期合计2007200820092010　1234　1总投资5001850080002640.2229640.221.1建设投资（含建设期利息）其中：建设期利息5001841080002640.22　29550.221.2流动资金　90　　902资金筹措500185008000　2640.22　29640.222.1自有资金500185002000　2640.22　23640.22　其中：用于流动资金　90　　90　用于固定资产投资500174102000　2640.22　23550.222.2借款　　　　　2.2.1长期借款　　　　　2.2.2流动资金借款　　　　　2.2.3其它借款　　　　　2.3政府支持拨款　6000　　600012.3经济评价101 依据国家计委建设部一九九三年颁布的《建设项目经济评价方法与参数》（第二版），按照国家现行的财税制度和有关行业标准，对该项目进行经济评价，以确定项目实施的可行性和必要性。12.3.1财务评价1基础数据(1)电度单价电厂外用电0.5元/度，电厂内用电0.215元/度(2)水费单价2.5元/m3(3)职工年平均工资福利费9600元/人.年(4)综合折旧率4.8%(5)修理费率2%(6)固定资产残值率4%(7)项目计算期22年（包括2年建设期）(8)设计定员：69人(9)供热面积302万m2/年（年供热当量面积415.56万ｍ2）(10)年供热量161.585×104GJ（234.84×104GJ）2总成本费用计算(1)折旧费固定资产原值为建设项目总投资与铺底流动资金之差，本建设项目固定资产原值为29550.22万元。其折旧费按平均年限法计算，固定资产残值回收率4%。折旧期限20年，折旧率为4.8%，建设期末年折旧费为1418.41万元，固定资产残值为1182.02万元。(2)修理费101 按固定资产原值的2%计算，修理费为591.06万元。(3)电费三电厂年耗电量35.908×104GJ，电费2144.51万元。热力站耗电量1.57×104GJ，电费163.49万元。合计年购电费2308.00万元。(4)水费水费按4.5元/m3计算。系统补水年耗水量15.89万m3，电厂冷却水年节水量59.8万m3，净年节水量43.91万m3，年节约水费197.60万元。(5)工资福利费职工定员69人，季节工按30人的计算。年平均工资福利费9600元/人，福利费按工资额的14%（已列入）。年工资福利费：66.24万元。(6)管理及其他费用按（1）-（4）项之和的15%计算，管理及其他费用为617.98万元。总成本费用计算详见附表3。正常年份生产成本为（（1）-（6）项之和）：4804.09万元。3销售收入新桃北三个供热系统年总供热面积302万ｍ2。其中，公建按35%考虑，住宅按65%考虑。建筑物性质面积（万ｍ2）单价（元/m2.月）年收入（万元）公建（35%）105.75.52906．75住宅（65%）196.33.83729.7合计6636.45正常年份销售收入为：6636.45万元101 12.3.2财务指标财务指标汇总见表12-4。损益表见附表4，现金流量表见附表5。财务指标汇总表　　表12-4序号指标与数据名称单位指标与数据备注1项目总投资（含铺底流动资金）万元29640.221.1固定资产投资万元29550.22其中基本预备费万元2189.09其中建设期利息万元2流动资金万元3003销售收入（含税）万元6636.454销售税金及附加万元365.00其中增值税万元5总成本费用　万元4804.096利润总额万元1467.367所得税万元484.238税后利润万元983.139财务盈利能力分析9.1财务内部收益率全部投资税前%9.71全部投资税后%8.249.2财务净现值全部投资税前万元全部投资税后（IC=8%）万元94269.3静态投资回收期全部投资税前年9.4全部投资税后年11.49.4投资利润率%5.09.5投资利税率%6.210清偿能力分析10.1财务比率资产负债率%流动比率（%）%速动比率（%）%10.2最大还款期年11盈亏平衡点%64.712.3.3盈余平衡分析　101 盈余平衡（BEP）系根据正常年份的固定成本、可变成本、产品销售收入和销售税金等数据进行计算得出，盈余平衡点用生产能力利用率来表示：　　　　F（固定成本）BEP＝　　　　　　　　　　ⅹ100%　　销售收入-可变成本-销售税金本项目年固定成本为2649万元，产品销售收入为6636.45万元，可变成本为2110万元，销售税金为365.0万元，本项目盈余平衡点的生产能力利用率BEF为64.7%，从盈余平衡图可以看出，说明该项目对市场需求变化的适应能力较强，抗风险的能力也较强。盈亏平衡图如下所示。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　12.3.4敏感性分析　101 考虑到项目实施过程中未能预见因素的变化，本报告分别就销售收入降低10%，总投资额增加10%及总成本增加10%时，对该项目的投资利润率影响进行全部投资敏感分析。敏感分析见表12-5。敏感分析表12-5序号项目总投资额（万元）销售收入（万元）总成本（万元）投资利润率（%）敏感度（±%）基本方案29640.226636.454804.095.0±01销售价格（-5%）29640.226304.634804.093.9–1.12总投资额（+5%）31122.236636.454804.094.8-0.23总成本（+5%）29640.226636.455044.294.1-0.9　　从敏感性分析表可以看出，销售价格、项目投资、经营成本三项的变化对财务内部收益率均有不同的影响，尤以销售价格影响最大，经营成本和项目投资次之。因此，在确定用户热价的基础上，尽量提高收费率是保证财务收益的关键，同时也要尽量降低工程投资和经营成本，提高供热企业的经济效益。通过财务评价分析，可以看出本项目在财务评价的主要指标均较好，财务内部收益率大于8%的基准收益率，盈余平衡点生产能力利用率63.7%，该项目对市场需求变化的适应能力和抗风险的能力较强。13结论和建议13.1结论1国阳新能第三热电厂利用冷凝热集中供热工程是一个节能工程。101 项目完成后三电厂2×35+1×60MW热电机组年供热量(不含新景矿):408.7×104GJ。其中，回收冷凝热的热泵机组年供热量234.8×104GJ，供热发电机组抽汽年供热量173.9×104GJ。改造前，桃南供热系统和桃北供热系统年供热量共计246.6×104GJ，改造后，供热发电机组抽汽年供热量减少72.7×104GJ。利用热泵技术回收冷凝热，供热发电机组抽汽年供热量不仅没有增加，而且供热发电机组年抽汽量减少29.48%。项目完成后供热能力由318MW提升到498MW，提高56.6%。。现状全年热效率53.39%，改造后全年热效率69.26%，去除热泵机组电耗全年热效率64.15%，全年热效率净提高10.76%。每年节能182.6万吉焦，每年节煤17.9万吨,节标准煤10.9万吨。日均节水3960吨，年节水59.8万吨。2国阳新能第三热电厂利用冷凝热集中供热工程是一个环保工程。本项目实施后，可拆除的锅炉房有段家背锅炉房（2×25t/h），刘家垴锅炉房（2×10t/h），西山锅炉房（2×6t/h）。共计82t/h。沸腾锅炉房的工业区热负荷及洗澡热负荷由集中供热承担，非采暖季新建一所5MW的燃气锅炉房，沸腾锅炉房（10+12t/h）拆除。竖井、七尺煤和麻地巷锅炉房工业区热负荷及洗澡热负荷由集中供热承担，非采暖季新建一所7.5MW的燃气锅炉房，竖井、七尺煤和麻地巷锅炉房（7×10t/h）拆除。共计拆除锅炉174t/h。利用冷凝热和锅炉房拆除两项合计染物每年减排：渣9.0万吨；烟尘328.5吨；二氧化硫4313吨；氮氧化物2043吨。每年减排二氧化碳26万吨。3国阳新能第三热电厂利用冷凝热集中供热工程在非采暖季设计能力尚有潜力。101 利用热泵技术回收2×35+1×60MW供热发电机组冷凝热，并利用抽汽将供水加热到110℃，在夏季可新增空调面积300万平方米。可以为25万人全年提供卫生热水。鉴于目前供热系统中空调和卫生热水热负荷较小，经济性差，因此暂时不考虑卫生热水和夏季空调。4国阳新能第三热电厂利用冷凝热集中供热工程技术可行，经济合理。5国阳新能第三热电厂利用冷凝热集中供热工程技术含量高，设计难度大。13.2建议与问题13.2.1建议1新桃北供热系统与桃北供热系统供热范围交界处可能出现你中有我我中有你的不合理现象，建议在施工图设计时进行适当整合。2大力发展低温供热技术提升集中供热的经济性。大力发展回水温度在50℃以下的低温供热技术，如地板辐射采暖、集中空调等，降低水源热泵的冷凝温度，提高水源热泵的能效比COP，优化供热系统结构，提升集中供热的经济性。13.2.2问题1利用热电厂冷凝热集中供热是一项节能工程，也是一项环保工程，利民、利企、利国，势在必行，行之必果。但也必须清醒地看到，利用热电厂冷凝热集中供热是一项新技术，没有现成的设计范例可以参考，技术含量高，设计难度大，务必精心设计，精心施工。同时需要得到有关方面大力支持和配合，做好协调工作，确保工程质量与工程进度。101 ２本工程一次管网均按无补偿直埋敷设，局部地方需要地沟敷设可根据所提供的详细资料在施工图中调整。３桃南供热系统抽汽加热量95MW，桃北供热系统抽汽加热量76MW，新桃北供热系统抽汽加热量120MW，新景矿抽汽加热量44MW，共计335MW；热源蒸汽侧母管制，需要电厂提供蒸汽量不低于480t/h。4末端热用户原来使用蒸汽系统的需要改造成热水系统。101 冷凝热集中供热工程主要材料设备表热泵站主要材料设备表附表1-1序号名称规格型号数量单位备注1热泵机组热30MW,冷25MW,P=7MW,10KV6台　2循环水泵3435t/h,83m,P=1MW,10KV2台　3软化水器80t/h2台　4除氧器80t/h2台　5补水泵87t/h,38m,P=18.5KW2台　6除氧水泵87t/h,38m,P=18.5KW2台　7水箱50m32台　8囊式水箱10m32台　9汽水换热器1000m24台　10板式换热器60m22台　11自来水加压泵87t/h,38m,P=18.5KW2台　12凝结水泵190t/h,40m,P=37KW2台　13除污器DN9001台　14高压变频柜10KV,1MW1台　15低压变频柜　2台　16高压配电柜10KV8台　17高压开关柜10KV1台　18低压开关柜　1台　19控制柜　1台　20控制台　1台　21蝶阀DN10003只　22蝶阀DN60020只　23蝶阀DN40022只　24蝶阀DN25010只　25蝶阀DN20015只　26蝶阀DN15016只　27流量控制阀DN6007只　28流量控制阀DN4007只　29　　　　　101 一次管网主要材料表附表1-2序号名称规格型号数量单位备注1预制直埋保温管Ф920x10-Dc1055x1413929米　2预制直埋保温管Ф820x10-Dc960x141200米　3预制直埋保温管Ф720x9-Dc850x127622米　4预制直埋保温管Ф630x8-Dc760x11.53572米　5预制直埋保温管Ф529x7-Dc630x9.81507米　6预制直埋保温管Ф478x7-Dc600x8.84837米　7预制直埋保温管Ф426x7-Dc560x8.883米　8预制直埋保温管Ф377x7-Dc500x7.81815米　9预制直埋保温管Ф325x7-Dc450x76408米　10预制直埋保温管Ф273x6-Dc400x6.33912米　11预制直埋保温管Ф219x4.9-Dc315x4.93008米　12焊接蝶阀DN9002只　13焊接蝶阀DN7002只　14焊接蝶阀DN6002只　15焊接蝶阀DN5002只　16焊接蝶阀DN4502只　17焊接蝶阀DN3504只　18焊接蝶阀DN3006只　19焊接蝶阀DN25018只　20焊接蝶阀DN2004只　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　101 N101热力站设备材料表附表1-3序号名称规格型号单位数量备注1分水器1.0MPa台2　2集水器1.0MPa台2　3除污器1.0MPa台2　4除污器1.6MPa台1　5循环水泵450t/h,40m台2　6板式换热器BRS06,110m2,1.6MPa台2　7循环水泵360t/h,40m台2　8板式换热器BRS06,90m2,1.6MPa台2　9一次加压水泵　台2　10自来水加压水泵　台2　11变频柜　台4　12电控柜　台2　13流量计　台3　N102热力站设备材料表附表1-4序号名称规格型号单位数量备注1分水器1.0MPa台2　2集水器1.0MPa台2　3除污器1.0MPa台2　4除污器1.6MPa台1　5循环水泵300t/h,40m台2　6板式换热器BRS06,70m2,1.6MPa台2　7循环水泵150t/h,40m台2　8板式换热器BRS06,40m2,1.6MPa台2　9一次加压水泵　台2　10自来水加压水泵　台2　11变频柜　台4　12电控柜　台2　13流量计　台3　101 N103热力站设备材料表附表1-5序号名称规格型号单位数量备注1分水器1.0MPa台2　2集水器1.0MPa台2　3除污器1.0MPa台2　4除污器1.6MPa台1　5循环水泵450t/h,40m台2　6板式换热器BRS06,110m2,1.6MPa台2　7循环水泵600t/h,40m台2　8板式换热器BRS06,140m2,1.6MPa台2　9一次加压水泵　台2　10自来水加压水泵　台2　11变频柜　台4　12电控柜　台2　13流量计　台3　N104热力站设备材料表附表1-6序号名称规格型号单位数量备注1分水器1.0MPa台2　2集水器1.0MPa台2　3除污器1.0MPa台2　4除污器1.6MPa台1　5循环水泵450t/h,40m台2　6板式换热器BRS06,110m2,1.6MPa台2　7循环水泵600t/h,40m台2　8板式换热器BRS06,140m2,1.6MPa台2　9一次加压水泵　台2　10自来水加压水泵　台2　11变频柜　台4　12电控柜　台2　13流量计　台3　101 N201热力站设备材料表附表1-7序号名称规格型号单位数量备注1分水器1.0MPa台2　2集水器1.0MPa台2　3除污器1.0MPa台2　4除污器1.6MPa台1　5循环水泵250t/h,40m台2　6板式换热器BRS06,60m2,1.6MPa台2　7循环水泵130t/h,40m台2　8板式换热器BRS06,30m2,1.6MPa台2　9一次加压水泵　台2　10自来水加压水泵　台2　11变频柜　台4　12电控柜　台2　13流量计　台3　N202热力站设备材料表附表1-8序号名称规格型号单位数量备注1分水器1.0MPa台2　2集水器1.0MPa台2　3除污器1.0MPa台2　4除污器1.6MPa台1　5循环水泵360t/h,40m台2　6板式换热器BRS06,90m2,1.6MPa台2　7循环水泵250t/h,40m台2　8板式换热器BRS06,60m2,1.6MPa台2　9一次加压水泵　台2　10自来水加压水泵　台2　11变频柜　台4　12电控柜　台2　101 13流量计　台3　N203热力站设备材料表附表1-9序号名称规格型号单位数量备注1分水器1.0MPa台2　2集水器1.0MPa台2　3除污器1.0MPa台2　4除污器1.6MPa台1　5循环水泵300t/h,40m台2　6板式换热器BRS06,70m2,1.6MPa台2　7循环水泵130t/h,40m台2　8板式换热器BRS06,30m2,1.6MPa台2　9一次加压水泵　台2　10自来水加压水泵　台2　11变频柜　台4　12电控柜　台2　13流量计　台3　N204热力站设备材料表附表1-10序号名称规格型号单位数量备注1分水器1.0MPa台2　2集水器1.0MPa台2　3除污器1.0MPa台2　4除污器1.6MPa台1　5循环水泵300t/h,40m台2　6板式换热器BRS06,70m2,1.6MPa台2　7循环水泵150t/h,40m台2　8板式换热器BRS06,40m2,1.6MPa台2　9一次加压水泵　台2　10自来水加压水泵　台2　11变频柜　台4　101 12电控柜　台2　13流量计　台3　N205热力站设备材料表附表1-11序号名称规格型号单位数量备注1分水器1.0MPa台2　2集水器1.0MPa台2　3除污器1.0MPa台2　4除污器1.6MPa台1　5循环水泵450t/h,40m台2　6板式换热器BRS06,110m2,1.6MPa台2　7循环水泵450t/h,40m台2　8板式换热器BRS06,110m2,1.6MPa台2　9一次加压水泵　台2　10自来水加压水泵　台2　11变频柜　台4　12电控柜　台2　13流量计　台3　N301热力站设备材料表附表1-12序号名称规格型号单位数量备注1分水器1.0MPa台2　2集水器1.0MPa台2　3除污器1.0MPa台2　4除污器1.6MPa台1　5循环水泵300t/h,40m台2　6板式换热器BRS06,70m2,1.6MPa台2　7循环水泵150t/h,40m台2　8板式换热器BRS06,40m2,1.6MPa台2　9一次加压水泵　台2　10自来水加压水泵　台2　101 11变频柜　台4　12电控柜　台2　13流量计　台3　N302热力站设备材料表附表1-13序号名称规格型号单位数量备注1分水器1.0MPa台2　2集水器1.0MPa台2　3除污器1.0MPa台2　4除污器1.6MPa台1　5循环水泵250t/h,40m台2　6板式换热器BRS06,60m2,1.6MPa台2　7循环水泵130t/h,40m台2　8板式换热器BRS06,30m2,1.6MPa台2　9一次加压水泵　台2　10自来水加压水泵　台2　11变频柜　台4　12电控柜　台2　13流量计　台3　N303热力站设备材料表附表1-14序号名称规格型号单位数量备注1分水器1.0MPa台2　2集水器1.0MPa台2　3除污器1.0MPa台2　4除污器1.6MPa台1　5循环水泵300t/h,40m台2　6板式换热器BRS06,70m2,1.6MPa台2　7循环水泵600t/h,40m台2　8板式换热器BRS06,140m2,1.6MPa台2　9一次加压水泵　台2　101 10自来水加压水泵　台2　11变频柜　台4　12电控柜　台2　13流量计　台3　N304热力站设备材料表附表1-15序号名称规格型号单位数量备注1分水器1.0MPa台2　2集水器1.0MPa台2　3除污器1.0MPa台2　4除污器1.6MPa台1　5循环水泵150t/h,40m台2　6板式换热器BRS06,40m2,1.6MPa台2　7循环水泵150t/h,40m台2　8板式换热器BRS06,40m2,1.6MPa台2　9一次加压水泵　台2　10自来水加压水泵　台2　11变频柜　台4　12电控柜　台2　13流量计　台3　N305热力站设备材料表附表1-16序号名称规格型号单位数量备注1分水器1.0MPa台2　2集水器1.0MPa台2　3除污器1.0MPa台2　4除污器1.6MPa台1　5循环水泵300t/h,40m台2　6板式换热器BRS06,70m2,1.6MPa台2　7循环水泵300t/h,40m台2　8板式换热器BRS06,70m2,1.6MPa台2　101 9一次加压水泵　台2　10自来水加压水泵　台2　11变频柜　台4　12电控柜　台2　13流量计　台3　N306热力站设备材料表附表1-17序号名称规格型号单位数量备注1分水器1.0MPa台2　2集水器1.0MPa台2　3除污器1.0MPa台2　4除污器1.6MPa台1　5循环水泵150t/h,40m台2　6板式换热器BRS06,40m2,1.6MPa台2　7循环水泵150t/h,40m台2　8板式换热器BRS06,40m2,1.6MPa台2　9一次加压水泵　台2　10自来水加压水泵　台2　11变频柜　台4　12电控柜　台2　13流量计　台3　土建附表1-181.共15个热力站,每个热力站建筑面积约220m2,共3300m2.2.热泵站建筑面积约2880m2.3.检查井约21座.101 水力计算表（100%负荷运行）附表2-1管段管道公称直径(mm)流量(t/h)管段长度单位摩擦压力损失(Pa/m)管段摩擦压力损失(10KPa)供水压力(10KPa)回水压力(10KPa)用户资用压头(10KPa)管线与热源(797.00)地形高差供水压力(10KPa)（含地形高差）回水压力(10KPa)（含地形高差）展开长度(m)当量长度系数计算长度(m)7028A-CDN900318063600.38268.0018.9015.6354.3743.6310.75-77.50131.87121.13C-DDN700209034800.34524.0030.1013.6240.7657.24-16.49-98.09138.85155.33D-EDN450770220.328.6020.800.0640.7057.30-16.61-98.08138.78155.38E-FDN4506507320.3951.6025.702.4538.2559.75-21.50-75.00113.25134.75F-GDN3504505640.3733.2044.603.2734.9863.02-28.04-54.6589.63117.67C-C0DN50010901820.3236.6041.700.9953.3944.618.77-73.30126.69117.91C0-C1DN5009405060.3657.8031.102.0551.3446.664.68-73.20124.54119.86C1-C2DN4508007560.3982.8038.803.8147.5350.47-2.94-56.50104.03106.97C2-C3DN400500380.349.4028.300.1447.3950.61-3.22-55.50102.89106.11C3-C4DN3003002770.3360.1044.701.6145.7852.22-6.44-51.5797.35103.79D-D1DN6001320790.3102.7023.500.2440.5157.49-16.97-99.50140.01156.99D1-D2DN600112015480.32012.4018.103.6436.8761.13-24.26-90.15127.02151.28D2-D3DN5008501680.3218.4025.400.5536.3261.68-25.36-98.47134.79160.15D3-D4DN4507005300.3689.0029.702.0534.2763.73-29.46-67.60101.87131.33C0-N301DN250150580.375.4028.000.2153.1844.828.35-74.10127.28118.92C1-N302DN2501403910.3508.3024.401.2450.1047.902.20-80.00130.10127.90C2-N303DN3003002120.3275.6044.701.2346.3051.70-5.41-55.34101.64107.04C3-N304DN250200140.318.2049.900.0947.3050.70-3.41-57.60104.90108.30C4-N305DN2502001900.3247.0049.901.2344.5553.45-8.91-34.0078.5587.45C4-N306DN2001004490.3583.7042.302.4743.3154.69-11.38-46.4089.71101.09D2-N101DN3002702950.3383.5036.201.3935.4862.52-27.03-75.00110.48137.52D3-N102DN2501502770.3360.1028.001.0135.3162.69-27.38-87.80123.11150.49D4-N103DN350350150.319.5027.800.0534.2263.78-29.57-74.50108.72138.28D4-N104DN3503502500.3325.0027.800.9033.3764.63-31.26-58.0091.37122.63E-N201DN2001209240.31201.2061.007.3333.3764.63-31.26-84.10117.47148.73D1-N202DN2502004100.3533.0049.902.6637.8660.14-22.29-73.50111.36133.64F-N203DN250200500.365.0049.900.3237.9360.07-22.15-74.12112.05134.19G-N204DN2501501920.3249.6028.000.7034.2863.72-29.44-53.5087.78117.22G-N205DN3003008980.31167.4044.705.2229.7668.24-38.47-23.0052.7691.24注：管线与热源地形高差以热源地面标高（797.00m）为基点101 水力计算表（一期工程）附表2-2管段管道公称直径(mm)流量(t/h)管段长度单位摩擦压力损失(Pa/m)管段摩擦压力损失(10KPa)供水压力(10KPa)回水压力(10KPa)用户资用压头(10KPa)管线与热源(797.00)地形高差供水压力(10KPa)（含地形高差）回水压力(10KPa)（含地形高差）展开长度(m)当量长度系数计算长度(m)7028A-CDN900192063600.38268.009.808.1061.9036.1025.79-77.50139.40113.60C-DDN700112034800.34524.0012.405.6156.2941.7114.58-98.09154.38139.80D-EDN450570220.328.6021.900.0656.2241.7814.45-98.08154.30139.86E-FDN4504807320.3951.6021.902.0854.1443.8610.28-75.00129.14118.86F-GDN3503005640.3733.2028.502.0952.0545.956.10-54.65106.70100.60C-C0DN5008001820.3236.6022.400.5361.3736.6324.73-73.30134.67109.93C0-C1DN5006805060.3657.8018.201.2060.1737.8322.34-73.20133.37111.03C1-C2DN4506307560.3982.8024.102.3757.8040.2017.60-56.50114.3096.70C2-C3DN400335380.349.4025.000.1257.6840.3217.36-55.50113.1895.82C3-C4DN3001352770.3360.1012.700.4657.2240.7816.44-51.57108.7992.35D-D1DN600550790.3102.7014.900.1556.1341.8714.27-99.50155.63141.37D1-D2DN60041015480.32012.4014.903.0053.1444.868.27-90.15143.29135.01D2-D3DN5001901680.3218.4025.400.5552.5845.427.16-98.47151.05143.89D3-D4DN450805300.3689.0021.901.5151.0746.934.14-67.60118.67114.53C0-N301DN250120580.375.4017.900.1361.2336.7724.46-74.10135.33110.87C1-N302DN250503910.3508.3015.100.7759.4038.6020.81-80.00139.40118.60C2-N303DN3002952120.3275.6043.201.1956.6141.3915.22-55.34111.9596.73C3-N304DN250200140.318.2049.900.0957.5940.4117.17-57.60115.1998.01C4-N305DN250601900.3247.0015.100.3756.8541.1515.70-34.0090.8575.15C4-N306DN200754490.3583.7023.801.3955.8342.1713.66-46.40102.2388.57D2-N101DN3002202950.3383.5036.201.3951.7546.255.50-75.00126.75121.25D3-N102DN2501102770.3360.1015.100.5452.0445.966.08-87.80139.84133.76D4-N103DN35080150.319.5028.500.0651.0246.984.03-74.50125.52121.48D4-N104DN35002500.3325.000.000.0051.0746.934.14-58.00109.07104.93E-N201DN200909240.31201.2034.304.1252.1045.906.21-84.10136.20130.00D1-N202DN2501404100.3533.0024.401.3054.8343.1711.67-73.50128.33116.67F-N203DN250180500.365.0040.400.2653.8844.129.76-74.12128.00118.24G-N204DN250601920.3249.6015.100.3851.6746.335.35-53.50105.1799.83G-N205DN3002408980.31167.4036.204.2347.8350.17-2.35-23.0070.8373.17注：管线与热源地形高差以热源地面标高（797.00m）为基点101 306水力计算表（100%负荷运行）附表2-3管段管道公称直径(mm)流量(t/h)管段长度单位摩擦压力损失(Pa/m)管段摩擦压力损失(10KPa)供水压力(10KPa)回水压力(10KPa)用户资用压头(10KPa)管线与热源(797.00)地形高差供水压力(10KPa)（含地形高差）回水压力(10KPa)（含地形高差）展开长度(m)当量长度系数计算长度(m)7028A-CDN900318063600.38268.0018.9015.6354.3743.6310.75-77.50131.87121.13C-C0DN50010901820.3236.6041.700.9953.3944.618.77-73.30126.69117.91C0-C1DN5009405060.3657.8031.102.0551.3446.664.68-73.20124.54119.86C1-C2DN4508007560.3982.8038.803.8147.5350.47-2.94-56.50104.03106.97C2-C3DN400500380.349.4028.300.1447.3950.61-3.22-55.50102.89106.11C3-C4DN3003002770.3360.1044.701.6145.7852.22-6.44-51.5797.35103.79C4-N306DN2001004490.3583.7042.302.4743.3154.69-11.38-46.4089.71101.09合计：26.69205水力计算表（100%负荷运行）7028A-CDN900318063600.38268.0018.9015.6354.3743.6310.75-77.50131.87121.13C-DDN700209034800.34524.0030.1013.6240.7657.24-16.49-98.09138.85155.33D-EDN450770220.328.6020.800.0640.7057.30-16.61-98.08138.78155.38E-FDN4506507320.3951.6025.702.4538.2559.75-21.50-75.00113.25134.75F-GDN3504505640.3733.2044.603.2734.9863.02-28.04-54.6589.63117.67G-N205DN3003008980.31167.4044.705.2229.7668.24-38.47-23.0052.7691.24合计：40.24104水力计算表（100%负荷运行）7028A-CDN900318063600.38268.0018.9015.6354.3743.6310.75-77.50131.87121.13C-DDN700209034800.34524.0030.1013.6240.7657.24-16.49-98.09138.85155.33D-D1DN6001320790.3102.7023.500.2440.5157.49-16.97-99.50140.01156.99D1-D2DN600112015480.32012.4018.103.6436.8761.13-24.26-90.15127.02151.28D2-D3DN5008501680.3218.4025.400.5536.3261.68-25.36-98.47134.79160.15D3-D4DN4507005300.3689.0029.702.0534.2763.73-29.46-67.60101.87131.33D4-N104DN3503502500.3325.0027.800.9033.3764.63-31.26-58.0091.37122.63合计：36.63注：管线与热源地形高差以热源地面标高（797.00m）为基点101 306水力计算表（一期工程）附表2-4管段管道公称直径(mm)流量(t/h)管段长度单位摩擦压力损失(Pa/m)管段摩擦压力损失(10KPa)供水压力(10KPa)回水压力(10KPa)用户资用压头(10KPa)管线与热源(797.00)地形高差供水压力(10KPa)（含地形高差）回水压力(10KPa)（含地形高差）展开长度(m)当量长度系数计算长度(m)7028A-CDN900192063600.38268.009.88.1461.9036.1025.79-77.5139.40113.60C-C0DN5008001820.3236.6022.40.5361.3736.6324.73-73.3134.67109.93C0-C1DN5006805060.3657.8018.21.2060.1737.8322.34-73.2133.37111.03C1-C2DN4506307560.3982.8024.12.3757.8040.2017.60-56.5114.3096.70C2-C3DN400335380.349.4025.00.1257.6840.3217.36-55.5113.1895.82C3-C4DN3001352780.3361.4012.70.4657.2240.7816.44-51.57108.7992.35C4-N306DN200754500.3585.0023.81.3955.8342.1713.65-46.4102.2388.57合计：14.17205水力计算表（一期工程）7028A-CDN900192063600.38268.009.88.1061.9036.1025.79-77.5139.40113.60C-DDN700112034800.34524.0012.45.6156.2941.7114.58-98.09154.38139.80D-EDN450570220.328.60021.90.0656.2241.7814.45-98.08154.30139.86E-FDN4504807320.3951.60021.92.0854.1443.8610.28-75129.14118.86F-GDN3503005640.3733.20028.52.0952.0545.956.10-54.65106.70100.60G-N205DN3002408980.31167.4036.24.2347.8350.17-2.35-2370.8373.17合计：22.17103水力计算表（一期工程）7028A-CDN900192063600.38268.009.88.1061.9036.1025.79-77.5139.40113.60C-DDN700112034800.34524.0012.45.6156.2941.7114.58-98.09154.38139.80D-D1DN600550790.3102.70014.90.1556.1341.8714.27-99.5155.63141.37D1-D2DN60041015480.32012.4014.93.0053.1444.868.27-90.15143.29135.01D2-D3DN5001901680.3218.40025.40.5552.5845.427.16-98.47151.05143.89D3-D4DN450805300.3689.00021.91.5151.0746.934.14-67.6118.67114.53D4-N103DN350802500.3325.00028.50.9350.1547.852.29-58108.15105.85合计：19.86注：管线与热源地形高差以热源地面标高（797.00m）为基点101 总成本估算表　　　　　　　　附表3单位:万元序号项目建设期经营期2007-200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022-202820291.2345678910111213141516-22231电消耗费用　1500.217311961.82102.62308230823082308230823082308230823081615623083水消耗费用　-88-198-198-198-198-198-198-198-198-198-198-198-198-1386-1984工资及福利费　44666666666666666666666666462665租地费　　　　　　　　　　　　　　　　6修理费　　45159159159159159159159159159159159141375917折旧费　　　14191419141914191419141914191419141914191419993314198摊销费　　　　　　　　　　　　　　　　9销售费用　　　　　　　　　　　　　　　　10其他费用　211.83297.6566.07587.19618618618618618618618618618432661811利息支出　　　　　　　　　　　　　　　　11.1其中：流动资金利息　　　　　　　　　　　　　　　　12总成本费用　1668.032347.64405.874567.79480448044804480448044804480448044804336284804　其中：1固定成本　255.83814.62642.072663.19269426942694269426942694269426942694188582694　2可变成本　1412.215331763.81904.621102110211021102110211021102110211014770211013经营成本（12-7-8-11）01668.032347.62986.873148.79338533853385338533853385338533853385236953385101 损益表　　　　　附表4单位:万元序号项目建设期经营期2007-20082009201020112012201320142015201620172018-202820291.23456789101112-2223　生产负荷(%)　657585951001001001001001001001供热收入6636.54313.694977.345640.986304.636636.456636.456636.456636.456636.4573000.956636.452营业税(5%)331.82215.68248.87282.05315.23331.82331.82331.82331.82331.823650.05331.823城建税及教育费附加33.18221.5724.8928.2031.5233.1833.1833.1833.1833.18365.0033.1824总成本费用5044.31668.032347.64405.874567.794804.094804.094804.094804.094804.0952844.994804.095利润总额(1-2-3-4)1227.22408.412355.99924.861390.091467.361467.361467.361467.361467.3616140.911467.366所得税(33%)　794.77777.48305.20458.73484.23484.23484.23484.23484.235326.50484.237税后利润（５－６）　1613.631578.51619.65931.36983.13983.13983.13983.13983.1310814.41983.138公益金(7×10%)　161.36157.8561.9793.1498.3198.3198.3198.3198.311081.4498.319盈余公积金(7×5%)　80.6878.9330.9846.5749.1649.1649.1649.1649.16540.7249.1610应付利润　　　　　　　　　　　　11未分配利润(7-8-9-10)　1371.591341.73526.71791.65835.66835.66835.66835.66835.669192.25835.66　其中：偿还固定资产贷款　　　　　　　　　　　　　　　　补充流动资金　　　　　　　　　　　　12累计未分配利润(万元)　1371.592713.323240.034031.684867.345703.006538.667374.328209.9817402.2218237.88投资利润率5.0%投资利税率　　　　　6.2％生产能力利用率盈亏平衡点　　　　　64.7％101 现金流量表（全部投资）　附表5单位:万元序号项　　　目建设期经营期07-082009201020112012201320142015201620172018-202820291.23456789101112-2223　生产负荷657585951001001001001001001001现金流入　4313.694977.345640.986304.636636.456636.456636.456636.456636.4573000.956636.451.1供热收入　4313.694977.345640.986304.636636.456636.456636.456636.456636.4573000.956636.451.2回收固定资产余值　　　　　　　　　　　1182.021.3回收流动资金　　　　　　　　　　　　2现金流出1900010205.385141.573537.033695.54375037503750375037504125037502.1固定资产投资1891080002240.22　　　　　　　　　2.2流动资金90300280240200　　　　　　　2.3经营成本01668.032347.62986.783148.79338533853385338533853723533852.4销售税金及附加0237.35273.75310.25346.7536536536536536540153653所得税前净现金流量(1-2)-19000-5891.69-164.232103.952609.092886.452886.452886.452886.452886.4531750.952886.454累计净现金流量-19000-24891.7-25055.92-22952-20342.9-17456.4-14569.98-11683.53-8797.08-5910.6325840.3228726.775所得税0301.3347.65394.01440.37463.54463.54463.54463.54463.545098.94463.546所得税后净现金流量(3-5)-19000-6192.99-511.881709.942168.722422.912422.912422.912422.912422.9126652.012422.917所得税后累计净现金流量-19000-25192.99-25704.87-23994.93-21826.21-19403.3-16980.39-14557.48-12134.57-9711.6616940.3519363.26　　税前　税后　　　　　　　　计算指标：财务内部收益率：9.71%8.24%　　财务净现值（ＩＣ＝８％）9426万元　　投资回收期(从经营期算起)9.0年11.0年　　　101 101 101 101 101 101 新桃北集中供热系统一次网水压图(一)附图6-1101 新桃北集中供热系统一次网水压图(二)　　附图6-1续101 新桃北集中供热系统一次网水压图(三)　　附图6-1续101 　　　　　　　　新桃北集中供热系统(一期工程)一次网水压图(一)附图6-2101 　　　新桃北集中供热系统(一期工程)一次网水压图(二)附图6-2续101 新桃北集中供热系统(一期工程)一次网水压图(三)附图6-2续101 101 101 101'