煤矸石热电厂节能改造可行性研究报告.doc

目录
1概述 1
1.1企业概况 1
1.2项目概况 1
1.3存在问题 3
1.3.1高品质能源电能的浪费 3
1.3.2高品质能源蒸汽的浪费 4
1.3.3废热的浪费 4
1.4改造的必要性 4
1.5设计依据、编制原则 5
1.5.1设计依据 5
1.5.2编制原则 5
1.6设计范围 6
2首站的改造 7
2.1蒸汽系统管道改造 7
2.1.1现有情况 8
2.1.2改造方案 8
2.2热网循环泵改造 8
2.2.1改造方案 9
2.2.2自动控制 12
3厂区供热换热系统的改造 15
3.1现有状况 15
3.2改造方案 16
4废汽的回收利用 19
4.1现有情况 19
4.2改造方案 19
5投资估算及经济分析 22
5.1投资估算 22
5.1.1工程概况 22
5.1.2 编制依据 22
5.1.3 编制办法 22
5.1.4 其他费用 22
5.1.5 工程投资 23
5.2经济分析 23
5.2.1热网循环泵改造 29
5.2.2锅炉定排扩容器乏汽回收 29
5.3效益分析 30
5.3.1工程投资 30
5.3.2 经济效益 30
5.3.3 静态投资回收期 30
6结论及建议 31

附图
附图1五段抽汽连通管改造平面布置图
附图2汽轮机泵改造系统图
附图3汽轮机泵设备布置平剖面图
附图4汽轮机泵管道布置平面图
附图5换热站设备改造系统图
附图6定期排污废气回收系统图
附图7定期排污余热回收管道布置平面图
附图8汽轮机泵改造系统参数采样图
附图9换热站设备改造系统参数采样图

3

1概述
1.1企业概况
XX煤业（集团）有限责任公司XX能源XX煤矸石热电厂新建工程位于辽宁省XXXX市XX镇，距XX市中心城区5公里，现有装机容量2×330MW，工程2008年10月开工建设，2010年8月竣工投产。根据XX市中心城区热电发展总体规划（2007～2020年）中确定，电厂总体按4×330MW国产供热机组，预计2015年以前该热电厂扩建1×330MW供热机组；2016～2020年煤矸石热电厂将再扩建1×330MW供热机组。
该电厂为大型煤矸石综合利用XX热电厂，燃料主要来源于沈煤集团XX三矿、西马煤矿等煤矿的煤矸石、煤泥等低热值燃料，向XX市中心城区集中供热，替代了XX市分散锅炉房及小型热电厂，供电辽宁电网，解决XX地区供电紧张局面。
1.2项目概况
沈煤集团XX能源煤矸石热电厂新建工程于2007年立项，2009经国家发改委批准（国家发展和改革委员会文件（发改能源［2009］1824号）—国家发展改革委关于辽宁省XX煤业集团有限责任公司XX能源煤矸石综合利用电厂项目核准的批复），由XX煤业集团有限责任公司投资建设。本工程项目立足于沈煤XX矿区丰富的煤矸石资源，建设总装机容量为4330MW的XX煤矸石热电厂，本期项目建设2330MW供热发电机组，总投资30亿元人民币。主要向辽宁电网供电，同时根据XX市城市热力规划解决XX市集中供热问题，该厂已于2010年11月正式开始供热。
厂内装设2×330MW亚临界一次中间再热抽汽供热机组配2台1125t/h亚临界循环流化床锅炉，烟气采用湿法脱硫系统。设计燃煤来源为XX煤业集团沈南矿区包括XX三矿、西马矿的煤矸石、煤泥、洗中煤和原煤。供水系统水源为西马矿井疏干水通过管道送至厂区，不足部分采用城市中水作为电厂供水水源；采用城市自来水作为全厂生产用水的备用水源。按照国家环保部的环评批复要求同步建设了石灰石－石膏湿法脱硫装置。
本期工程电厂以双回220kV线路接入佟二堡变电所，接入系统电压等级为220kV，导线长度17.4千米；220kV变电站为双母线接线。
主要设备参数：
(1) 锅炉型号：哈尔滨锅炉厂
HG-1125/17.5-HM型 亚临界 中间再热 循环流化床锅炉
最大连续蒸发量（B-MCR） 1125t/h
额定蒸汽压力（过热器出口）17.5MPa
额定蒸汽温度： 540℃
(2) 汽轮机：哈尔滨汽轮机厂
CC275/N330-16.7/537/537/0.981/0.39型汽轮机
亚临界参数、单轴、双缸双排汽、中间再热、两级可调整抽汽
(3) 凝汽式机组：
主汽门进口蒸汽压力（THA工况）：16.67MPa
主汽门进口蒸汽温度（THA工况）：537℃
(4) 发电机： 哈尔滨发电机厂
型 号：QFSN-330-2
额定功率：330MW
额定氢压：0.3MPa
机组容量 2×330MW
发电及供热情况：
供热能力供热能力 1200万平方米
2010年发电量 8.3亿度
2010年上网电量 7.1亿度
2011年发电量 36亿度
2011年上网电量 33亿度
四段抽汽蒸汽参数0.981MPa，330℃
五段抽汽蒸汽参数0.25MPa，230℃
1.3存在问题
1.3.1高品质能源电能的浪费
水泵是热电厂电耗较高的设备之一。目前，各热电厂都采用多台电动水泵并联运行，因此，不可避免地存在两个方面的缺点：其一，耗电量大，致使厂用电率高。电是高质能，少用电是节能的重要技术措施。其二，一旦电网停电或发生故障，就停止供热，容易发生事故，使用热单位的生产和工作遭受损失。
使用小型背压汽轮机直接带动水泵，能够克服上述两个缺点：实现节约能源，即节电和热能的梯级利用（背压汽轮机排汽并入热网）；同时，提高了热电机组安全生产的可靠性。
在实际选配设备时，考虑到启动运行和变工况运行调节的灵活性，应采取电动泵和汽轮机泵相结合，生产运行时以汽轮机泵为主常开，电动泵为辅调节。
1.3.2高品质能源蒸汽的浪费
目前厂区内采暖系统是采用汽轮机五段抽汽蒸汽，直接用汽水换热器换热供厂区采暖。蒸汽采暖使用的介质是低压蒸汽，热用户消费的是汽化潜热，排出的是105℃的凝结水，其焓值是440kJ/kg没有利用，热损失占供热量的20%。
1.3.3废热的浪费
所谓废热，是指通常情况下无利用价值而任其自动流失的热量。但是，热电联产过程中，通过采取一定的技术措施，可以把一些废热低成本地回收利用，获得经济效益和节能效益。
两台330MW机组，两台1125t/h锅炉，设两套连排扩容器及定排扩容器，经计算，每台定排扩容器排出的二次乏汽量约为1.5t/h左右。如加以利用，可获明显的经济效益。
1.4改造的必要性
贯彻实施“发展循环经济、建设节约型社会”的战略方针，落实科学发展观，坚持开发和节约并重，将节约能源放在首位的原则。
多年来，国务院、国家经贸委、建设部、原电力部、财政部等部委相继下发文件，鼓励有条件实现集中供热地区，应优先实现热电联产，国家对于热电联产项目给予各项优惠策，并大力支持。

31

(7) 满足劳动保护及安全卫生的相关要求。
1.6设计范围
(1) 首站电动泵改造或增加汽轮机泵；
(2) 厂区热换热系统的改造；
(3) 定排扩容器废汽回收；
(4) 相关的自动控制系统改造。
2首站的改造
2.1蒸汽系统管道改造
锅炉供给汽轮机蒸汽的管道，输送介质流量大，参数高，对发电厂运行的安全性、可靠性、经济性影响大。这就要求蒸汽管道系统简单，工作安全可靠；运行调度灵活，能进行各种切换，便于维修、安装和扩建；投资费用少，运行费用低。
蒸汽系统运行方式中主要有集中母管制、切换母管制、单元制、扩大单元制四种方式。
(1) 集中母管制：发电厂所有锅炉的蒸汽引至一根蒸汽母管，再由母管分别引导汽轮机和其他用汽处，这种系统称为集中母管制系统。只有在锅炉和汽轮机容量、台数不配合的情况下，才采用这种系统。
(2) 切换母管制：每台锅炉与其相应的汽轮机组成一根单元，个单元之间设有联络母管。该系统主要优点是既有足够的可靠性，又有一定的灵活性，并可以充分利用锅炉的富裕容量，还可以进行各炉之间的最有利的负荷分配。缺点是管道长、阀门多、投资增加。
(3) 单元制系统：由一台或两台锅炉直接向配用的汽轮机供汽，组成一个单元。各单元之间无横向联系的母管。优点是：系统简单，便于机、炉集中控制，管道最短，管道附件最少，投资最省，同时管道的压力损失及散热损失也小，检修工作量小，系统本身事故的可能性也最少。其主要缺点是：相邻单元之间不能切换运行，单元中任何一根主要设备发生故障，整个单元都要被迫停运，运行灵活性差。对于再热机组必须采用单元制。
(4) 扩大单元制：将个单元制蒸汽管道之间用一根直径较主蒸汽管道小的母管横向连接起来，这样的系统称为扩大单元制系统。其特点介于单元制与切换母管制之间。
2.1.1现有情况
原有首站蒸汽系统属于单元制系统，两台汽轮机组分别对应两个首站。1#、2#首站汽—水换热器加热用蒸汽介质分别由1#、2#汽轮机第五级抽汽引出，这就形成了1#、2#首站加热系统各自独立、不能互为备用的局面。在这种情况下，当任意汽轮机停机检修或出现故障时，其相对应的首站无汽可用，无热可供，也不得不随之停机，给电厂生产和居民生活造成无法估量的损失。2010年采暖期间，曾经因为一台锅炉检修，由于没有蒸汽母管，不能互相备用，造成一个首站停运，极大地影响了电厂的供暖效果。
2.1.2改造方案
为避免这种情况出现，本工程拟在两首站之间增设一条DN800连通管。从1#首站底层五段抽汽DN800母管上引出，向上穿过12.6m层楼板，在18.0m高度通过汽轮机间进入2#首站，再次穿过12.6m层楼板接到2#首站底层五段抽汽DN800母管之上（详见附图）。
此工程实施后，两首站加热系统由独立运行变为并联运行，系统稳定性将大大增加，为电厂的安全生产打下坚实基础。
2.2热网循环泵改造
原首站内循环水泵采用电动方式，电动水泵耗用的是电能，是高品质的能源。而本工程采用汽轮机拖动水泵是充分利用蒸汽的能量，属于热能的阶梯利用，实现节约能源，大大降低运行成本，并提高了热电机组安全生产的可靠性。考虑到启动运行和变工况运行调节的灵活性，拟采取电动泵和汽轮机泵相结合，生产运行时以汽轮机泵为主常开，电动泵为辅助调节备用。
2.2.1改造方案
拟增加两台（1#、2#首站各一台）蒸汽驱动小型汽轮机拖动循环水泵，小型汽轮机进汽接自蒸汽四段抽汽母管，进汽压力0.981 MPa，做功后背压0.294MPa的蒸汽接至五段抽汽连通管，然后接首站汽水加热器，作为加热一级热水网的补充汽源，这样就实现了能源的梯级利用，提高了经济效益并且节约了高品质的电能。
1#、2#首站原来各有二台电动循环水泵（共四台），其中各有一台循环水泵安装了液力偶合器。
由于现有首站空间狭小，改造有一定难度，本可研提出以下两种改造方案供选择：
方案一：
1#、2#首站各自拆除一台电动循环泵（保留带液力偶合器的循环水泵作备用），利用被拆除的循环水泵位置安装一台汽轮机循环水泵。由于2011年外网供热面积增加，循环水泵流量加大，经计算后主要设备选取如下：
循环水泵：KSR4800—155
流 量: 4800 t/h
扬 程：155mH2O
转 数: 3000 r/min
汽轮机: B2.6—1.1/0.25
进汽压力：0.981MPa
进汽温度：330℃
排汽压力：0.294MPa
排汽温度：230℃
额定功率：2600kW
额定转速：3000r/min
进汽额定流量：54 t/h
方案一的特点是：施工量小，不必增加建筑物，被拆除的循环水泵可以用于电厂二期工程作为备用循环水泵。缺点是：施工场地小，设备及管道安装施工有一定难度，被拆除的循环水泵可能会闲置两年。冬季运行时需开启两台汽轮机泵，原有两台带液力偶合器电动泵作为备用。
方案二：
1#、2#首站均保留原有两台电动循环水泵，分别在主厂房墙外建两座钢结构简易泵房，将新增小型汽轮机，循环水泵放置其中，与原电动循环水泵并联接入供热管道系统，原有水泵及其配套管路不变，汽轮机用汽来源为四段抽汽管路系统户外母管，做功后接至二楼新增五段抽汽DN800连通管上送至汽水换热器（详见附图）。
方案二的特点是易于施工安装，对原有系统影响较小，单需要增加两座简易泵房。
经与建设单位讨论研究，推荐采用方案二，以下重点研究方案二。
方案二主要设备：
循环水泵：KSR4800—155
流 量: 4800 t/h
扬 程：155mH2O
转 数: 3000 r/min
汽轮机: B2.6—1.1/0.25
进汽压力：0.981MPa
进汽温度：330℃
排汽压力：0.294MPa
排汽温度：230℃
额定功率：2600kW
额定转速：3000转/分
进汽额定流量：54 t/h
在热电厂冬季运行时需运行两台汽轮机泵，原有四台电动泵作为备用（包括带液力偶合器电动泵）。
首站改造材料表(方案二)
名称
规格
数量
备注
汽轮机泵

水泵
4800m3 /155mH2O
2台
KSR4800-155
汽轮机
N=2600kW
2台
B2.6—1.1/0.25
电动蝶式阀门
DN600
4个
2.5MPa，150℃
电动球阀
DN300
2个
汽轮机进汽母管2.5MPa，350℃
电动球阀
DN500
2个
汽轮机出汽母管2.5MPa，350℃
电动球阀
DN250
4个
汽轮机进汽2.5MPa，350℃
电动球阀
DN350
4个
汽轮机出汽2.5MPa，350℃
球阀
DN25
12个
2.5MPa，350℃
无缝钢管
DN800
48米
Q235B

DN600
12米
Q235B

DN500
120米
20#

DN350
24米
20#

DN300
48米
20#

DN250
48米
20#

DN25
10米
20#
异径弯头
DN600/DN500
2个
Q235B

DN600/DN400
2个
Q335B
弯头
DN800
8个
Q235B

DN600
8个

DN500
4个
20#

DN350
4个
20#

DN300
4个
20#

DN250
4个
20#
避震喉
DN600
4个

止回阀
DN600
2个

钢结构简易房
6X7X3米
2间

孔板式流量计
DN1200
1个
热水用
2.2.2自动控制
本次热力站首站改造项目中，在热力系统中添加两台汽轮机泵，用汽轮机泵替代电动泵的日常运行。实现节电及蒸汽的阶梯利用的目的。首站的日常运行是无人值守的方式，工艺运行参数的显示，设备的调控是在远端监控室内进行。
新安装设备的状态、调控、工艺系统的运行参数都需要接入到原有热工系统当中，实现统一的显示、控制。水泵的汽轮机随设备配置控制箱，箱内留有监控需要的网络通讯接口，可以用数据线接入到原有热工系统当中。工艺系统新增加的电动阀门、压力、温度、流量传感器的信号接到原有PLC控制器上（增加IO插板扩充接点），使热工系统一致统一。
热工增加采样点如下（方案二）：
工艺采样点
名称
介质
管径
型号
数量
控制器通道点
汽轮机泵热水
进出口电动阀
电动阀
热水
DN700
2MPa，90℃
4
AI:4/AO:4/DI:8
热网供水
母管流量
孔板流量计
热水
DN1200
2MPa，120℃
1
AI:1
热网供回水
母管压力
压力传感器
热水
DN1200
2MPa，120℃
2
AI:2
热网、回水
母管温度
温度传感器
热水
DN1200
热电阻，L=600mm
2MPa，120℃
2
AI:2
汽轮机泵蒸汽管
电动阀
电动阀
蒸汽
DN500
4MPa，300℃
2
AI:2/AO:2/DI:4
汽轮机泵蒸汽管
电动阀
电动阀
蒸汽
DN300
4MPa，300℃
2
AI:2/AO:2/DI:4
汽轮机泵蒸汽管
电动阀
电动阀
蒸汽
DN250
4MPa，300℃
4
AI:4/AO:4/DI:8
汽轮机泵蒸汽管
流量
孔板流量计
蒸汽
DN300
4MPa，300℃
2
AI:2
蒸汽管分支路
电动阀
电动阀
蒸汽
DN400
4MPa，300℃
1
AI:1/AO:1/DI:2
蒸汽管
分支路流量
孔板流量计
蒸汽
DN400
4MPa，300℃
1
AI:1
蒸汽母管
压力
压力传感器
蒸汽
DN400
4MPa，300℃
1
AI:1
蒸汽母管
温度
温度传感器
蒸汽
DN400
热电阻，L=300mm
4MPa，300℃
1
AI:1
汽轮机泵控制箱
(设备自带）

2
通讯接口

3厂区供热换热系统的改造
原厂区内采暖系统是采用汽轮机五段抽汽，直接用汽-水换热器换热供厂区采暖，凝结水回收路径远，跑、冒、滴、漏现象较为严重，这样就浪费了高品质的蒸汽，拟将汽—水换热器换成水—水换热器，直接用首站一级网热水代替五段抽汽作为厂区供热热源。利用高温水供热的特点是：热能利用率高，没有凝结水和蒸汽泄漏损失，而且蓄热能力高，运行工况稳定，故障率低，管道保温采用聚氨酯，保温效果好，防止热能的浪费。
3.1现有状况
原厂区供热系统分为如下几部分：
(1) 生产区采暖系统为散热器系统，生产区换热站设在锅炉风机间内，利用管壳式换热器进行汽—水换热，蒸汽参数为0.294MPa，230℃；采暖供回水网设计参数为：110℃/70℃，实际运行参数：80℃/60℃；供热面积8万平方米，系统最高点55米。

(2) 办公区采暖系统为地热系统，换热站设在办公楼地下室内，利用板式换热器机组进行水—水换热，供热参数为：一级网参数110℃/70℃，二级网参数50℃/40℃，机组负荷为1.7MW。
(3) 办公区换热站内另有一生活热水供给系统，利用容积式换热器进行水—水换热，供职工洗浴用。一级网参数110℃/70℃，热水供应参数60℃，机组负荷为0.35MW。
3.2改造方案
根据现场调研，拟定如下改造方案。
将厂区内供热系统由二环制供热改为三环制供热，由原汽—水换热改为水—水换热。将原有两台管壳式换热器换成两台板式换热器，从首站引入一级网供回水支线接到板式换热器，其他设备与管路尽可能利旧，一级网参数为130℃/70℃，二级网参数为80℃/60℃，供厂内各建筑物采暖。因为办公区采暖系统是地热采暖。因此需要利用原办公楼换热机组再次换热，其二级网参数为80℃/60℃，三级网参数为50℃/40℃。由于首站一级网只在采暖期供热，生活热水为全年性用热，因此办公区生活热水系统从电厂供西马矿蒸汽网母管单引一条蒸汽管进行加热，换热设备改成汽—水换热器。蒸汽参数1.0MPa，280℃，热水温度60℃。
特点：两套供热系统分开，互不干扰，增加系统稳定性。蒸汽负荷为全年负荷，可以满足生活热水供应的需求。

系统图如下：

新增设备：
两台板式换热器，换热面积150m2。
两台汽水换热器，用于热水供应。
主要设备材料表如下：
名称
规格
数量
备注
蝶阀
DN350
2个
2.5MPa，150℃
球阀
DN50
1个
2.5MPa，350℃
无缝钢管
DN350
1000米
Q235B

DN50
200米
20#
20MW换热机组

1套

水泵利旧
板式换热器 150 m2
2个

汽水换热器
0.35MW 流量4t/h
1个

弯头
DN350
12个
Q235B

DN50
4个
20#
孔板式流量计
DN300
1个
热水用

DN50
1个
蒸汽用

自控采样点
工艺采样点
名称
介质
管径
型号
数量
控制器通道点
一级网回水管流量
孔板流量计
热水
DN350
2MPa，120℃
1
AI:1
一级网供、回水管压力
压力传感器
热水
DN350
2MPa，120℃
2
AI:2
一级网供、回水管温度
温度传感器
热水
DN350
热电阻，L=200mm，
2MPa，120℃
2
AI:2
生活区蒸汽管流量
孔板流量计
蒸汽
DN50
4MPa，300℃
1
AI:1
生活区蒸汽管压力
压力传感器
蒸汽
DN50
4MPa，300℃
1
AI:1
生活区蒸汽管温度
温度传感器
蒸汽
DN50
热电阻300℃
L=50mm，4MPa
1
AI:1
4废汽的回收利用
我国目前能源利用率与工业发达国家差距较大，据统计，只有30%左右得到充分利用，其余基本变为废热而排放到环境中，不仅浪费大量能源，而且对环境造成了热污染。由此可见余热回收，废汽利用乃是节能的重要环节之一，同时还可以减少热污染，降低产品成本，提高经济经济效益。
4.1现有情况
电厂现有两台330MW机组，两台1125t/h锅炉，锅炉排污率按1%计算。除去从连排扩容器扩容出的二次乏汽量，再加上定排自身的排污水和锅炉高低压疏水等其它疏水，实际进入每台定排扩容器的排污水10t/h左右。其闪蒸率按15%计算，每台定排扩容器排出的二次乏汽量约为1.5 t/h左右。现拟将定排扩容器排出的低压乏汽回收再利用。
4.2改造方案
针对以上问题，并结合实践经验，根据现场条件及要求，对定排扩容器乏汽回收提出以下方案：
在主厂房南侧12.6m平台上设置喷射式混合加热器，在定排扩容器排出的二次乏汽管上12.6m处做一分支管从室外引至室内接到混合加热器上，从主厂房北侧的2个除盐水补水箱进水管引出2根支管，经厂区管廊接至主厂房南侧的混合加热器上, 用常温除盐水将定排扩容器现场产生的100℃左右低压乏汽抽吸进入混合加热器本体内，蒸汽和除盐水充分换热凝结后利用重力自流分别回到2个除盐水补水箱。
设备优点：
(1) 设备结构简单，无转动部件，运行可靠。
(2) 操作方便，检修、维护量极小。
(3) 安装方便，占地面积小，可水平安装，也可垂直安装。
(4) 节能效果明显，整个装置及系统各密封件无任何跑、冒、漏现象。加热效率高，可达100%。
自控采样点如下：
工艺采样点
名称
介质
管径
型号
数量
控制器通道点
除盐水补水管流量
孔板流量计
热水
DN80
2MPa，120℃
1
AI:1
除盐水补水管压力
压力传感器
热水
DN80
2MPa，120℃
1
AI:1
除盐水补水管温度
温度传感器
热水
DN80
热电阻,
L=50mm，2MPa，120℃
1
AI:1
回水管压力
压力传感器
热水
DN80
2MPa，120℃
1
AI:1
回水管温度
温度传感器
热水
DN80
热电阻,
L=50mm，2MPa，120℃
1
AI:1

项目改造后不仅合理整合能源，减少资源浪费，同时由于节能而减少了能源的消耗，也就间接减少了向大气排放烟尘和硫化物的机会，也可大大降低排汽噪音，起到了环保的作用，而且维护了公司良好社会形象，社会综合经济效益也极为可观。
主要设备及材料表如下：
名称
型号
规格
单位
数量
无缝钢管
20#钢
Φ159x5
m
16
无缝钢管
20#钢
Φ108x4
m
220
无缝钢管
20#钢
Φ133x4
m
220
无缝钢管
20#钢
Φ89x4
m
240
法兰闸阀
ZYZ41H-16C
DN150
个
2
法兰闸阀
ZYZ41H-16C
DN125
个
2
法兰闸阀
ZYZ41H-16C
DN80
个
4
法兰闸阀
ZYZ41H-16C
DN400
个
2
安全阀

DN150
个
2
温度计
0-200℃

个
6
压力表
0-1.0MPa

套
4
乏汽回收装置
JRW-DN80

台
2

5投资估算及经济分析
5.1投资估算
5.1.1工程概况
本工程为XX热电厂改造项目，具体有四个改造项目：
(1) 首站改造①蒸汽系统管道改造②热网循环泵改造；
(2) 厂区供热换热系统改造；
(3) 废热的回收利用；
(4) 配套电气自控改造。
5.1.2 编制依据
(1) 建设单位提供的基础数据；
(2) 泛华建设集团有限公司动力及各专业提供的设计条件及说明书；
(3) 建设部1997《城市供热热源投资估算指标》；
(4) 建设部2007《全国市政工程投资估算指标 》；
(5) 建设部2007《市政工程投资估算编制办法 》；
(6) 近年来类似工程技术经济的有关资料；
(7) 主要设备材料市场询价加运费计算。
5.1.3 编制办法
参照建设部2007《市政工程投资估算指标》，结合工程实际情况和现行材料设备市场价格对估算指标进行适当调整后编制。
5.1.4 其他费用
其他费用根据建设部2007《市政工程投资编制办法》中有关规定计算。
(1) 建设单位管理费按0.8%费率计算，建设工程监理费按规定标准计算。
(2) 建设项目前期咨询费按照标准执行。
(3) 设计费按照建设部颁发的“工程设计收费标准”计算；施工图预算编制费按工程设计费的10%计算；竣工图编制费按工程设计费的8%计算。
(4) 工程保险费按一类费用的0.25%计算。
(5) 联合试运转费按设备购置费与安装费之和的1.5%计取。
(6) 招标代理服务费按0.7%累进计算。
(7) 施工图审查费按一类费用的3.5%计算。
(8) 基本预备费按一、二类费用之和的6%计算。
5.1.5 工程投资
5.2经济分析
本工程有两个方案：
方案一投资为1491.48万元。(1) 首站改造投资为884.69万元；(2)厂区内供热换热机组改造投资为270.4万元；(3) 废热的回收利用投资为72.43万元；(4) 配套电气自控改造投资为77.75万元。其他费为101.79万元。基本预备费为84.42万元。
方案二投资为1621.84万元。(1) 首站改造投资为994.18万元；(2)厂区内供热换热机组改造投资为270.4万元；(3) 废热的回收利用投资为72.43万元；(4) 配套电气自控改造投资为83.78万元。其他费为109.26万元。基本预备费为91.8万元。
虽然方案一比方案二投资少，但现场施工条件有限，故推荐方案二。

总 投 资 估 算 表 （方案一）
序号
工 程 项 目 名 称
估算金额（万元）
设备购置费
安装工程费
建筑工程费
其它费用
合计
占总估算值的%

工程项目总投资

1491.48

I
第一部分 工程费用
736.35
568.93
0.00
0.00
1305.27
87.5%
1
首站改造
529.61
355.08
0.00

884.69

1.1
热网循环泵改造
529.61
264.80

794.41

1.2
蒸汽系统管道改造

90.28

90.28

2
厂区供热换热系统改造
112.00
158.40

270.40

3
废热的回收利用
39.20
33.23

72.43

4
电气自控改造
55.54
22.22

77.75

II
第二部分 其他费用

101.79
101.79
6.8%
1
工程项目前期咨询费

11.92
11.92

1.1
编制可行性研究报告

8.13
8.13

1.2
评估可行性研究报告

3.79
3.79

2
联合试运转费

19.58
19.58

3
工程设计费

48.72
48.72

4
工程招标费

7.18
7.18

5
施工图预算编制费

4.87
4.87

6
竣工图编制费

3.90
3.90

7
施工图审查费

1.71
1.71

8
工程保险费

3.92
3.92

III
预备费

84.42
84.42
5.66
IV
建设投资
736.35
568.93
0.00
186.21
1491.48

V
铺底流动资金

0.00
0.00
0.0%
VI
建设期贷款利息

0.00
0.00
0.0%
III
总投资
736.35
568.93
0.00
186.21
1491.48

49.37
38.14
0.00
12.48
100.00

总 投 资 估 算 表 （方案二）
序号
工 程 项 目 名 称
估算金额（万元）
设备购置费
安装工程费
建筑工程费
其它费用
合计
占总估算值的%

工程项目总投资

1621.84

I
第一部分 工程费用
806.92
603.78
10.08
0.00
1420.78
87.6%
1
首站改造
595.88
388.22
10.08

994.18

1.1
热网循环泵改造
595.88
297.94
10.08

903.90

1.2
蒸汽系统管道改造

90.28

90.28

2
厂区供热换热系统改造
112.00
158.40

270.40

3
废热的回收利用
39.20
33.23

72.43

4
电气自控改造
59.84
23.94

83.78

II
第二部分 其他费用

109.26
109.26
6.7%
1
工程项目前期咨询费

12.26
12.26

1.1
编制可行性研究报告

8.39
8.39

1.2
评估可行性研究报告

3.87
3.87

3
联合试运转费

21.16
21.16

4
工程设计费

52.48
52.48

5
工程招标费

7.81
7.81

6
施工图预算编制费

5.25
5.25

7
竣工图编制费

4.20
4.20

8
施工图审查费

1.84
1.84

9
工程保险费

4.26
4.26

III
预备费

91.80
91.80
5.66
IV
建设投资
806.92
603.78
10.08
201.06
1621.84

V
铺底流动资金

0.00
0.00
0.0%
VI
建设期贷款利息

0.00
0.00
0.0%
III
总投资
806.92
603.78
10.08
201.06
1621.84

49.75
37.23
0.62
12.40
100.00

5.2.1热网循环泵改造
通过改造为汽轮机泵后，热网循环泵每天可以节约厂用电62400度（单台热网泵按轴功率2600计算）。沈煤集团上网电价：0.375元／kWh，采暖期按151天计算。
整个采暖期节约电费
62400×0.375×151×2÷10000=706.68万元。
通过汽轮机泵后蒸汽消耗增加3.3t/h（2台），按照每吨煤汽产6 t/h，煤价：发热量≥16736kJ／kg，0.435元／kJ。通过汽动热网泵后多耗煤0.55t/h。
折合煤价：16736kJ /kg÷1000×0.435元／kJ×1000=416元/t
每日增加煤的消耗：0.55t/h×24=13.2t
合计每日增加运行费用：13.2t×416元/t=5491.2元/天
整个采暖期增加运行费用为：5491.2元/天×151天÷10000=82.92万元
整个采暖期节约费用为：706.68万元-82.92万元=623.76万元
5.2.2锅炉定排扩容器乏汽回收
(1) 系统改造完成后，两台定排每小时共可回收3.0吨左右二次乏汽及凝结水，每吨蒸汽热量约为2.51×106kJ，系统按年运行7000小时计算，回收的热量折合成标煤约为：
煤的热量按16736kJ/kg
每年节约煤量为：
（3.0吨/小时×7000小时×2.51×106kJ）÷/16736kJ/kg ÷1000=3149.5t/年
每吨煤的价格按416元/t，每年节省的煤折价为：
3149.5t/年×416元/t÷10000=131.12万元
(2) 回收的凝结水按成本价8元/t计算，每年回收的凝结水折价为：
3.0t/h×8元/t×7000h÷10000=16.8万元。
3、两项合计每年可节约费用为：
131.12万元+16.8万元=147.92万元
5.3效益分析
5.3.1工程投资
本工程投资为1621.84万元。(1) 首站改造投资为994.18万元；(2)厂区内供热换热机组改造投资为270.4万元；(3) 废热的回收利用投资为72.43万元；(4) 配套电气自控改造投资为83.78万元。其他费为109.26万元。基本预备费为91.8万元。
5.3.2 经济效益
改造后每年节约费用合计为：
623.76万元+147.92万元=771.68万元
5.3.3 静态投资回收期
改造项目总投资为1621.84万元，每年节约费用为771.68万元，投资回收期为：
1621.84÷771.68=2.1年
结论：本工程实施后，2.1年即可回收全部改造投资，投资收回后每年可节约投资771.68万元，效