集中供热节能减排项目可行性研究报告 44页

'集中供热节能减排项目1、《供热节能改造工程可行性研究报告》编制委托书2、《锅炉房设计规范》GB50041-20083、《城市热力网设计规范》CJJ34-20024、《燃煤锅炉大气污染物排放标准》GB13271-20015、《环境空气质量标准》GB3095-19961.1.2编制原则1、按照总体规划及供热规划的要求，以节能降耗，保护环境为出发点，认真贯彻执行国家现行的有关设计标准、规范及规程。2、满足县城发展需求，保证生产工艺，技术，设备的先进性，可靠性及适用性。3、从实际出发，寻求综合技术经济效益最优的节能技术改造方案，优化供热资源的配置。2、换热站增设气候补偿器和供热调节系统，管网加平衡措施；43 1.2.4建设年限2009年-2010年要解决供热系统能耗偏高的问题，关键就是改善供热系统的设备配置，做好一、二次管网的系统平衡及热源、换热站的供热调节，减小局部过热造成的热损失，降低供热能耗。集中供热设施节能改造不仅能为县城提供稳定可靠的热源，而且有明显的社会效益和经济效益。2007年以来，国家强调要加强节能减排工作，制定了一系列促进节能减排的政策措施。我国目前北方地区冬季供暖消耗了大量能源，根据初步统计，城镇建筑供热用能折合标准煤1.3亿t,占我国城镇建筑用能的52％，所以，进行供热节能改造是非常必要的，同时供热节能也有很大的潜力。现有集中供热采暖面积20.1万m2，住宅约占80%，其中节能建筑30%，共20.1×80%×30%＝4.824万m2，非节能建筑70%，共20.1×80%×70%＝11.256万m2，公共建筑约占20%，其中节能建筑25%，共20.1×20%×25%＝1.005万m2，非节能建筑75%，共20.1×20%×75%＝3.015万m2。根据近年来供热实践经验及《城市热力网设计规范》CJJ34-2002的采暖热指标推荐值，未采取节能措施时，采暖热指标取为:居住区67W／m2，公用建筑80W／m2，厂房150W／m2,综合热指标计算值为:67×70%＋80×25%＋150×5%＝74.4W／m243 。采取节能措施时，采暖热指标取为：居住区55W／m2，公用建筑70W／m2。4.2.3采暖热负荷1、最大热负荷：269000×74.4=20013600=20.01MW48240×55=2653200W=2.65MW10050×70=703500W=0.70MW112560×67=7541520W=7.54MW30150×80=2412000W=2.41MW合计：33.31MW2、平均热负荷:33.31×[18-(-11)]/[18-(-27)]=21.47MW3、最小热负荷：33.31×[18-5]/[18-(-27)]=9.62MW4、年采暖小时数为：180×24=4320小时年采暖平均利用小时数tav=4320×[18-(-11)]/[18-(-27)]=2784小时5、全年供热量Qav=3.6×Qhav×tav＝3.6×33.31×2784＝333846GJ6、延时热负荷曲线计算参数：Qh=33.31MW,Qmin=9.62MW,t=4320htw=-27℃，to=5℃，to=5×24=120h4.3煤质资料43 锅炉房用煤采用煤矿的燃煤。根据原煤测定结果,总结煤质资料如下:煤质资料序号项目单位数量1应用基元素分析水份Mad(%)%11.542灰份Aad(%)%9.243碳Cad(%)%48.184氢Had(%)%5.285氧Odar(%)%6氮Ndar(%)%7硫Sad(%)%0.848焦渣特性1-711低位发热量Qnet,adkcal/kg441212挥发分Vdaf%39.184.4未实施节能改造前供热年耗煤量根据X县水暖有限责任公司提供的资料,可统计出47万m2供热面积的年消耗量分别为：耗煤（原煤）4万t，年耗水9.73万m3，年耗电275万kwh(详见下表)。原料名称集中供热面积年度采暖期中小锅炉供热面积年度采暖期合计供暖面积万m220.126.947水单耗（m3/m2）0.150.250.21合计(万m3)36.739.73煤（原煤）单耗（kg/m2）72.198.586.2合计（万t）1.452.604.05电单耗（kwh／m2）5.06.55.85合计(万kwh)10017527543 第五章节能改造技术方案5.1节能改造内容1、供热系统节能应从四个方面入手：提高热源运行效率、提高管网输送效率、保证供热系统管网平衡、提高供热系统调节能力。针对本项目，具体的改造内容为以下几点：2、在换热站入口装设自力式流量阀，解决一次水系统水力失调现象。在用户入口装设平衡阀，对用户之间流量进行调节，可以有效地解决建筑物之间冷热不均的问题，保证供热系统管网平衡。3、换热站增加供热调节系统，增设气候补偿器换热站加装带温度补偿的微机供热调节系统，可根据室外温度调节二次水供回水温度和供给热量。在换热器一次水侧加装电动调节阀,实现对供热锅炉房和换热站一次二次水的实时调节。4、增加锅炉房微机控制系统建立锅炉微机控制和供热管网微机监测系统。43 供热系统是由热源、管网、用户组成的一个复杂系统，为使热生产、输送、分配、使用都处在有序的状态下，提高供热系统的能源利用，需要建立和供热系统相适应的控制系统。控制系统的建立可为供热管理人员提供供热系统的运行状况，帮助工作人员选择最佳的运行方式，维持供热系统瞬间变化的水力工况平衡，保证供热，节约能源。1、管网平衡现状小锅炉房逐步拆除后，逐年并网，集中供热面积不断扩大，管网设计时留有较大余量，系统处于大流量小温差工况，锅炉和换热器等热源设备难以达到额定出力，效率降低，投入运行的设备超过实际负荷的需求，水泵的运行效率降低，热量输配效率低，煤耗指标增加，水泵电耗增加。2、管网平衡调节方式比较在系统设计时通过水力平衡计算匹配管网阻力是克服水力失调的理想方法，但由于各种原因水力平衡计算难以准确进行和正确实施，因此仅靠计算不能彻底克服水力失调。手动调节设备包括节流孔板、普通阀门、调节阀、平衡阀等。通过人工调节设定其开度，匹配管网中各个环路的阻力，消除剩余压头，实现水力平衡。节流孔板的阻力设定后无法调节，普通调节阀的阻力虽然可以调节，却无法定量；平衡阀可以借助其专用仪表，通过手动调节来匹配管网系统中各个环路的阻力，使系统实现水力平衡，可实现“量调节加质调节”的节能运行方式。但这需要一个先决条件，就是系统总的失调度必须很小，否则总流量稍有变化，失调度就会超限，出现过冷和过热的用户。因此，必须对系统中的平衡阀进行全面而准确的调试，否则，就无法实施改变总流量的节能运行。而平衡阀的调试比较繁琐，系统越大，调试也越复杂和困难。当系统负荷增加时，水力工况改变，又需重新进行调试。所以，平衡阀适用于规模较小，负荷工况变化较小的系统。43 管网系统各环路的阻力固定不变是稳态系统，而稳态系统的逐年扩容改造，也是产生水力失调的重要原因，不仅失去原有的设计依据，也失去了原来调试过的稳态水力平衡，因此，逐年扩容的管网系统具有动态因素，必须采用动态调控设备才能有效根除水力失调弊病。自力式流量调节阀是自力补偿式变阻力设备，它以流体的压差作为动力，并根据系统工况（压差）变化，自动改变阻力系数，保持流量的恒定，通过恒定各个支路的流量来实现整个系统流量的均衡输配，消除冷热不均的现象。其原理是：利用节流孔前后的差压，作为补偿动作的驱动力，补偿并保持节流孔前后差压的稳定，从而保持流量的恒定，调节节流孔的大小就可获得不同的流量。因此，它既可以调节流量，也可以在系统水力工况变化时保持流量恒定；在系统中它既可恒定各个环路的流量，实现稳态的水力平衡，也可以随时改变和调节各环路的流量，实现动态的水力平衡。3、管网平衡调节方案水力平衡决定着整个系统运行效果，是系统节能和提高供热品质的关键。对于X县城区集中供热管网的水力平衡，通过上述比较，采用在一次管网上加装自力式流量调节阀，二次管网用户入口加平衡阀的方式。5.2.3增加换热站的供热调节与控制1、换热站调节机理换热站调节的目的是保证采暖用户用热的需要，同时达到节能的目的。调节的任务是改变供回水温度，使之适应室外温度的变化，并保证室温在允许的范围内。43 在换热站供暖系统中，存在如下关系：一次网供热量：Q1=C×G1（tg1-th1）二次网供热量：Q2=C×G2（tg2-th2）换热器换热量：Qh=K×F×Δt式中，tg1，th1─一二次网供回水温度（℃）；tg2，th2─一二次网供回水温度（℃）；G1，G2─一二次网水流量（t/h）；K─换热器的换热系数[W/（m2·℃）]；C─水的比热[J/（kg·℃）]；Δt─对数平均温差（℃）。理论情况下：Qh=Q1=Q22、换热站调节方案对换热站加装带温度补偿的微机供热调节系统。根据室外温度的变化调节一次网供回水温度。当各个换热站实现自动控制后，一次网的循环流量将随着二次网的负荷变化而改变，其运行调节方式将变为质量并调，即在某一个室外温度条件下，一次网的供水温度稳定在某一个值，而改变一次网的循环流量以实现按需供热的目的。3、换热站供热调节及监控系统换热站远程监控及供热调节系统是仪器仪表、电子技术、计算机软件等的综合运用。1）现场监控系统基本构成43 现场计算机控制部分按照功能可分为现场检测仪表和供热控制调节执行机构两部分。2）现场仪表检测部分现场仪表检测部分主要是完成监测过程的第一步，把被测物理参量信号转化成电信号的过程，如压力仪表、液位计、流量计、电压变送器、电流变送器、温度变送器等,转化成的电信号数据被输入输出模块采集，在内部转化成数字信号进行进一步处理后通过数传电台将数据传输给主站。各换热站模拟量检测内容为（AI）：一次供水温度、一次供水压力、二次供水温度、二次回水温度、二次供水压力、二次回水压力、各循环泵电机电流、换热站现场供电电压。3）现场供热控制、调节、执行机构现场供热执行机构是完成控制过程的关键一步，集中供热锅炉房微机控制室监控中心根据室外温度得到理论的二次水出水温度、回水温度和流量值，发出相应的控制命令（如：起停循环泵、调节流量阀门等）。现场执行机构根据现场监控主机的输出的电信号执行相应的动作，如调节变频器、控制循环泵开关、转速，控制电动阀调节阀门开度等。现场供热调节机构可分为电动调节阀、二次水循环泵变频控制器、循环泵起停控制等。电动调节阀主要是集中供热锅炉房微机控制室43 计算机监控中心通过室外温度，得出理论二次水回水温度，发出命令给现场监控终端进行调节一次水侧电动调节阀的开度，并通过与实测二次水回水温度比较，最终使二次水回水温度达到理论值。变频控制器控制分为闭环控制和开环控制，闭环控制主要是根据集中供热锅炉房微机控制室计算机监控中心设定的二次回水温度与实测二次回水温度比较调节电机频率使设定值始终与实测值趋于一致，开环控制由电位器完成。由集中供热锅炉房微机控制室监控中心发出控制命令维持回水温度恒定，从而实现换热站自动控制的目的。4）换热站现场监控端机换热站现场监控主机是现场自动控制的核心部分，是整个现场监控系统的大脑,集中管理和指挥整个监控系统的运行,主要功能有：一是把现场仪表输入的电信号转化成数字信息,并能把这些数字信息传送到集中供热锅炉房微机控制室远程监控的计算机中；二是能把集中供热锅炉房微机控制室监控计算机发送来的控制信息转化成相应的电信号,输送到执行机构,以完成控制过程；三是具有数据通讯功能,完成和其它设备的数据通讯。换热站现场监控主机主要硬件设备有：高性能数据采集模块、高性能开关输出模块及相关驱动电路、高性能开关输入偶合隔离电路、高性能模拟量分析控制输出电路及稳定可靠的无线通讯数传电台单元等必需的设备。监控系统软件协调完成同各个数据终端的数据通讯任务；监控系统软件把现场监控端机系统采集的各种数据如压力、温度、电压、电流等经过计算然后以合理的方式显示出来供现场操作人员参考；操作人员的操作也要通过监控系统软件才能执行，如开泵、停泵、阀门调节等操作。43 5）换热站自动控制系统主要内容换热站二次网补水自动控制系统：对补水泵电机温度、起停状态、故障报警信号进行监测；换热站防盗安全保障系统：通过热红外报警器远程监测换热站内有无人进入，并在监控中心发出报警信息，供监控人员及时采取措施；换热站内漏水检测报警系统：检测装置检测到漏水就立刻向监控中心发出换热站内出现漏水的报警信息，提示监控人员及时采取措施；换热站停电监控系统数据应急传输系统：在换热站主机柜内特设一个高性能在线式UPS不间断电源，停电后可稳定为监控设备提供30分钟左右电量。同时发出停电告警信息，提示监控人员及时采取必要措施；换热站软水箱液位与补水泵联锁保护控制系统；换热站二次网压力振荡闭锁及延时启动控制系统；现场监控系统的手动/自动转换控制系统；6）供热系统监控的网络系统说明各换热站端机通过VPN通信网络与集中供热锅炉房微机控制室监控中心进行实时数据交换。5.2.4增加锅炉微机测控系统锅炉微机测控系统采用先进的电子技术，自动控制技术和信息传输处理技术，通过数据采集、PID调节，实现供暖参数，炉膛燃烧状况的实时监测和控制。43 新增现场数据的采集与控制，控制系统配置模拟量模块，模拟量采集主要包括：温度、压力、流量、液位、电压、电流等。状态量采集主要包括：电动阀开关位置，电机运行累计量的采集主要包括：流量累计、电量累计等。锅炉控制系统增加风煤比自动寻优控制。1、系统组成:采用集散型控制系统(DCS系统)，系统按锅炉运行过程中控制功能和运行管理功能设置，由控制主站及各控制分站或单回路调节器，后备手动操作系统，工程师站和调度集中系统，无线或局域网通信系统等组成。控制主站设于集中供热锅炉房微机控制室内，分站分布于各分站控制设备附近及各换热站内，工程师站设在锅炉微机控制室或供热站技术室内，调度集中设于热力站总调度室。2、系统功能:控制系统通过定时采集锅炉运行数据，经智能化的逻辑分析、判断、通过系统的过程输入输出设备、各控制模块，测量模块(现场一次测量元件和变送器，信号转换装置)、微处理模块等，实施对锅炉及各辅机设备、换热站、热网等运行过程的智能化控制，以达到锅炉运行中的自寻优经济运行目的，并实现锅炉及各运行设备的实时监测，数据显示，报表打印和授权人员对运行参数的在线实时修改等功能。3、系统结构系统由操作系统(软件)和集散式控制系统(硬件)两大部分组成，集散式控制系统由锅炉燃烧控制系统(43 包括燃料控制系统、鼓引风调节控制系统)，锅炉辅机控制系统(包括补水定压控制、上煤、出渣控制)，一、二次水循环调节控制系统(包括一次水定、变流量、调节、二次水变流量调节，热网平衡系统等部分构成，系统集成由控制主站完成。4、系统原理①操作系统(软件)部分:采用WINDOWS中文操作系统为开发平台，利用简明的下拉式菜单和弹出式对话框建立友好的人机对话界面，从画面到流程图显示，控制回路显示，参数显示，量程和PID调节参数的设定，制表、报警、打印和趋势记录均为中文提示，整个系统采用组态式模块结构和监控软件组成，系统参数修改可在线进行，系统可以实现功能有:数据采集和处理；实时数据和统计、计算结果显示；计算包括平均值、累计值、最大、最小值和越限值、热耗、端差及其它指标等；报表打印输出；事故追忆和报警；数据传输；系统维护，设定参数修改等等。②控制系统(硬件)部分:锅炉控制系统:由炉膛负压控制回路，锅炉出水温度燃烧控制回路，鼓风调节回路三大控制系统组成。炉膛负压控制:炉膛负压采用PID调节回路，以炉膛负压信号为被调量，送风变化量为前馈量，调节引风调节阀或引风机转速，以保证炉膛压力基本不变，增加引风系统的稳定性，保证锅炉的安全运行。43 锅炉出水温度燃烧控制:采用智能控制模块，利用模糊控制技术，将锅炉自动和手动运行经验，融合在控制回路中以控制水温为主线，根据室外温度决定锅炉热水出口温度，同时，测量锅炉的回水温度及热水出口流量，确定锅炉的总供热量，调节炉排的转速，由总供热量，确定给煤量，再根据锅炉出水温度的调节量，通过多条件限制的智能方法不断调整风煤比，使锅炉达到最佳燃烧状况，实现控制水温和节煤的目的。鼓风调节回路:作为燃烧回路的优化调节系统，在水温相对稳定的范围内，间断持续的控制鼓风量以达到调节最佳风煤比，实现最佳燃烧状况。锅炉辅机控制系统：一次水循环量控制:采用定、变流量调节系统，根据室外温度的变化，供、回水温差值的测量信号，通过智能控制器，利用电动三通阀及电机调速装置，对一次水循环量，循环水泵电机负荷量，换热器一次水配水量等进行实时调节，将锅炉的出力量化，进行最优控制，以达到节煤、节电。换热站二次水循环控制:采用换热站变流量调节系统，根据室外温度变化，供回水温差值和利用模拟人的运行经验通过智能算法设定的用户端供暖期各阶段的运行曲线，对二次水循环量，循环水泵电机负荷量，进行实时的变流量调节，实现阶段性的恒温供暖，以达到节能目的。补水定压控制：通过PID调节，自动调节补水泵电机转速，使旁通管的压力控制在正常范围内，保证锅炉及管网系统的安全。43 其它：包括锅炉紧急状态控制及报警，其各锅炉辅机系统的控制可独立运行，亦可链接于锅炉微机自动控制系统内，系统通信采用局域网和无线传输等方式解决。5.2.5加装分层给煤装置采用分层燃烧技术对减少炉渣含碳量、提高锅炉热效率，有明显的效果。本工程采用加装分层给煤装置的方式。X县集中供热现状锅炉是通过调节煤闸板的高度来调节煤层厚度，空气从炉排下自下而上进入，通过调节各风门开度来实现分段送风，以得到较好的燃烧工况。该炉型存在的主要问题是：实际使用中出力不足，燃烧不完全，锅炉热效率较低，炉渣含碳量偏高，炉排漏煤量大。由于煤的落差比较大，造成仓内的颗粒分配不均，两侧煤块多，中间细煤多，导致煤层通风不均，火床燃烧不均匀，燃烧工况不佳。在链条炉运行调节当中，主要调节送风量和炉排速度，而调节送风量对适应负荷变动最为灵敏，因为火床燃烧的温度很高，燃烧的反应速度取决于空气的供应量，增加送风量，提高风速，就能使燃烧加快，并使出力立即增大，反之亦然。因此研究煤层分布，寻求同等煤层厚度下风阻最小的布置方式及最佳的风煤比，从而使调节送风量对适应负荷的变动更为灵敏，是一条重要的节能途径。43 由流体力学及空气动力学知识可知，颗粒大小不一的煤粒混合时，大煤粒在最下面，自下而上煤粒逐渐变小，由于煤面分层间距加大，透风阻力减小，同时较大颗粒的煤块被空气包裹的面积增大，利于燃烧，而较大颗粒在下，又降低了炉排漏煤量。既降低了鼓、引风机风压，减小了电耗，又可减少炉排漏煤损失，对燃烧工况大大改善。要实现理想煤层分布，传统方法可以用风力抛煤机和后饲式机械抛煤机。这两种方式理论上可以将煤分层，但抛煤机一般需要比较高大的开式炉膛，飞灰量大，并且对抛煤机的制造质量要求很高，否则会发生炉膛起堆、抛程不远、抛煤角度倾斜以及机械磨损严重等缺陷。若为改善燃烧工况而对传统闸板式链条炉改造成抛煤机，工程量大，技术复杂，同时须增加供风设施或机械动力，因此不适合本工程。近年来一种新型的分层给煤装置得到大力推广并且在传统闸板式给煤炉上便于改造，本工程采用加装这种分层给煤装置。其原理：在煤粒下落过程中，通过筛分装置，大煤粒落在炉排前方，炉排移动，穿过筛格的细煤粒落在大煤粒上方，形成下大上小的给煤层次，从而实现了分层目的。节能效果分析如下：在煤碳燃烧的主要过程——碳粒燃烧时，碳粒周围因燃烧生成一层灰壳，并生成两层气体层，内层为CO层，外层为CO与O2反应后生成的CO2层，碳粒燃烧所需的氧气必须穿越灰壳及CO和CO243 层，因此要想提高燃烧速度，可以用机械方法击碎灰壳或者提高风速及时将两层气体层吹散，以利于反应所需氧气充足供应。而该分层装置生成的煤层比较疏松，煤层风阻大大减少，提高了穿流风速，因而可以显著提高火床热强度和煤的燃烬速度。而且有效避免出现火口和燃烧不均现象，改善了着火条件。同时，鼓风机、引风机负荷降低，减少了电耗；排放的烟尘黑度降低，改善了大气环境质量；空气过剩系数降低，减少了排烟损失；由于大煤块在下，炉排漏煤量减少，并且煤屑在穿越煤块和炉排泄漏时，经过了一段时间燃烧，含碳量降低，减少了机械不完全燃烧热损失。经过实践证明，加装这种分层给煤装置后，锅炉效率可提高8％～10％。5.2.6对现有锅炉鼓、引风机加装变频调速装置由于锅炉鼓、引风机是根据生产中可能出现的最大负荷条件来选择的，而实际运行中往往比设计值要小的多。若在风机系统中采用变频技术，使系统能根据需要运行，将能提高效率、减少浪费，使两者的电耗明显下降。如果电机不采用调速控制，则流量通常只能通过调节挡板或阀门来控制，其结果是造成很大的能量损耗。变频调速是电动机调速方式中最理想的方案。锅炉鼓、引风机加装变频调速装置后，配合锅炉微机控制系统，可以有效地调整锅炉鼓、引风量，提供最佳的风煤在节电的同时，保证锅炉的最佳燃烧。采用变频调速技术后，由于风机的转速下降，减少了机械摩擦，延长了设备的使用寿命，降低了设备的维修费。应用变频调速后，电机可以软起动，起动电压降减少，对电网的冲击大幅减少。43 原有锅炉鼓、引风机均采用自耦降压或软启动器，由于锅炉设计时是按最大工况下选择的锅炉鼓、引风机，并留有一定的余量，而实际运行时随着室外气温的变化锅炉燃烧工况在不断的变化。据统计供暖期内全年达到最大工况的时间一般不超过20天，每天达到相对最大工况的时间一般不超过6小时，全年平均运行工况约为最大工况的60％左右。已有的自耦降压或软启动器均无法实现供热系统和辅机设备的运行工况调节。一般来说，风机负载转矩与速度的平方成正比，轴功率与转速的立方成正比。因此，用变频器改变其转速，可以获得显著的节能效果。而采用常用的出口挡板控制，当开度减小时，阻力增加，不适宜大范围调节流量，在低速区域轴功率减少不多，从节能的角度来看是不适宜的。采用入口挡板控制，虽然比出口挡板控制流量调节范围广，减小开度时轴功率大体与流量成比例下降，但节能效果仍然不及变频调速。由图1～3可以说明泵与风机变频调速的节能原理。曲线(1)为在给定转速下满负荷即系统阀门全开运行时的扬程（压头）、流量点和效率点的轨迹；曲线(2)为部分负荷时，系统阀门部分开启时的阻力特性曲线，即风机要克服磨擦，压力随流量的平方而变化。泵与风机运行工况点是泵与风机的特性曲线与管路阻力曲线的交点，当用阀门控制时，由于要减少流量，就要关小阀门，使阀门的磨擦阻力变大，阻力曲线从（1）移到（2），扬程则从H1移到H2，流量从Q1减小到Q2，运行工况点从C1点移到C2点。　　从图中可以看出，流量虽然减少，扬程（压头）反而增加，轴功率P比调节前减少不多。若采用变频调速，随着转速下降，扬程（压头）—流量特性变为图2中的曲线1，系统工况点也由C1点变到点，代表轴功率的面积比采用挡板调节时显著减少，两者之差即是节省的轴功率，即为图3中的矩形C2H2H2′的面积。43 当改变电机转速改变以改变泵与风机转速时，其效率基本不变；但流量Q、扬程H、功率P与转速n却存在如下关系：Q2/Q1=n1/n1H2/H1=（n2/n1）2=（Q2/Q1）2P2/P1=（n2/n1）3=（Q2/Q1）3可见采用变频技术节能效果显著。现有集中供热锅炉房循环水泵已安装变频器，因此，本次节能改造对现有锅炉鼓、引风机加装变频调速装置。5.2.8节能改造工程设备明细表1、分散热源拆除及管网平衡一次管网D273×690m一次管网D219×6170m二次管网D219×6235m二次管网D159×4.5410m43 自力式流量阀DN2504套自力式流量阀DN2002套自力式流量阀DN1502套手动调节阀DN10016套手动调节阀DN808套手动调节阀DN6518套手动调节阀DN5046套2、换热站增加变频供热调节系统换热站设备改造7套换热站变频供热调节及监控系统7套循环水泵变频器75KW4台循环水泵变频器55KW4台循环水泵变频器37KW6台3、锅炉房设备改造及微机测控系统锅炉房微机测控系统1套分层给煤装置3套鼓风机变频器37KW3台引风机变频器110KW3台第六章节能改造后节能量计算6.1节能项目计算6.1.1拆并小锅炉1、拆并供热区域内的小锅炉后，26.9万m2供热面积并入集中供热后一个采暖季耗煤量计算如下:最大小时耗煤量Bo=Qh×3.6/（Qnet,ad×η）其中，η1为锅炉实际效率，按0.72计算，则:BO=269000×74.4×3.6/（4412×4.18×0.72）=5426kg/h年采暖平均利用小时数2784小时,采暖期耗煤量=1.05×5426×2784=15408103kg/a=15861t/a43 2、根据X县水暖有限责任公司提供的资料,未并网前26.9万m2供热面积一个采暖季实际耗煤量26000t，标煤低位发热量按7000kcal/kg计，节约燃煤：26000-15861=10139t/a折算标煤：10139×（4413/7000）=6390t/a6.1.2增加锅炉微机控制系统，鼓引风机加变频调速装置；增加换热站供热调节系统，增加管网平衡调节措施供热系统是由热源、管网、用户组成的一个复杂系统，根据资料及其他热力公司运行经验，建立并完善与供热系统相适应的控制系统，如采用锅炉微机控制系统，鼓引风机加变频调速装置，换热站安装气候补偿装置，增加管网平衡调节等措施后，平均节煤20％，节电25％。1、根据X县水暖有限责任公司提供的资料,改造前20.1万m2集中供热面积一个采暖季实际耗煤量14500t,26.9万m2供热面积并入集中供热后47万m2供热面积一个采暖季耗煤量为14500+15861=30361t/a节约燃煤：30361×20％=6072t/a折算标煤：6072×（4412/7000）=3827t/a2、改造前47万m243 供热面积一个采暖季实际耗电量275万kwh，上年度国家统计局发布的供电煤耗0.365，节约电量：275×25％=68.75万kwh。折算标煤：68.75×104×0.365×10-3=250.9t6.1.3锅炉房加装分层给煤装置加装分层给煤装置减少了锅炉的机械不完全燃烧损失，增加煤的燃尽度，减少炉渣含碳量，锅炉效率可提高约8％～10％。47万m2供热面积一个采暖季耗煤量为30361t/a节约燃煤：30361×8％=2429t/a折算标煤：2429×（4412/7000）=1531t/a6.2结论1、总节约标煤：6390+3827+251+1531=11999t/a2、总节电：68.75万kwh6.3项目节能改造后节能量汇总表序号项目名称标准煤（t）电量（万kwh）电折煤（t）合计标准煤（t）1拆并小锅炉6390——63902锅炉微机控制系统及换热站变频供热调节系统鼓引风机加变频调速装置等3827——3827—68.752512513加装分层给煤装置1531——15314　合计1174868.752511199943 6.4年均节能量经济表序号项目名称标准煤（t）原煤（t）电量（万kwh）原料单价（元/t）合计（万元）1拆并小锅炉639010139—225228.132锅炉微机控制系统及换热站变频供热调节系统鼓引风机加变频调速装置38276072—225136.62——68.750.52536.093加装分层给煤装置15312429—22554.654　合计117481864068.75455.496.5节能量前后对比表项目原有水平节能改造后水平节能量总供热面积（万㎡）4747　总用原煤量（万t）4.052.1861.864煤单耗（kg/m2）86.246.51　总用电（万kwh）275201.650.4电单耗（kwh／m2）5.854.2　第七章环境影响评估7.1主要污染物排放控制标准1、燃煤锅炉房排放污染物执行《锅炉大气污染物排放标准》GB13271-2001。2、污水、废水排放水质执行国家《污水综合排放标准》GB8978－1996。3、噪声控制执行《工业企业厂界噪声标准》GB13248-2008。7.2环境现状X43 县人口密度较小，环境容量相对较大，总体城区大气环境质量较好。大气环境污染主要来自锅炉等燃煤设备排放的烟尘，二氧化硫，氮氧化物等，冬季大气环境稍差。地区水资源丰富，没有明显污染，城区环境噪声较小。7.3项目建设和生产运营对环境的影响本项目为技术改造工程。拆除原有分散的小锅炉，对原有集中供热锅炉房、管网、换热站等供热设施进行改造。加强集中供暖，节约能源，减少排放，降低对环境的影响。采暖期总共节约标煤：1.1999万t/a折合总共节约原煤：1.9037万t/a根据《排污申报登记参数》进行燃料煤污染物减少排放量计算。1、减少烟气排放量①采用排污申报登记参数系数：0.9②减少烟气排放量=0.9×耗煤量=0.9×19037=17133万m32、减少烟尘排放量①采用排污申报登记参数系数：0.04②除尘效率：98％③减少烟尘排放量=0.04×耗煤量×（1-0.98）=0.04×19037×（1-0.98）=15.23t3、减少二氧化硫排放量①采用排污申报登记参数系数：0.016②除尘效率：70％③减少二氧化硫排放量=0.016×耗煤量×（1-0.70）=0.016×19037×（1-0.70）=91.38t4、减少氮氧化物（二氧化氮）排放量43 ①采用排污申报登记参数系数：0.00908②减少氮氧化物排放量=0.00908×耗煤量=0.00908×19037=172.86t5、减少固体废弃物（炉渣）产生量①采用排污申报登记参数系数：0.2②减少固体废弃物产生量=0.2×耗煤量=0.2×19037=3807.4t7.4项目施工期间环境保护措施7.4.1大气环境影响保护措施在施工中，施工场地定期洒水，防止浮尘产生二次污染，特别是在学校、医院、公共场所施工，在大风期间加大洒水量及洒水次数，缩小粉尘影响范围。在运行期间，没有新的污染源，对大气环境没有造成新的污染。7.4.2水环境影响保护措施在施工期间产生的废水主要为管道及设备打压时的用水，水质较清、水量较小，可直接排入城市下水管网。运行期间只有热源部分有废水排放，为了减少废水排量，减轻环境影响，供热站内有污水回用设施，回收水用作循环用水，冲渣、冲灰、清洗、原煤加水降尘、清洗用水、绿化用水使用。7.4.3噪声环境影响保护措施43 项目的总布置上充分考虑高噪声设备的影响。合理安排施工时间，尽可能避免大量高噪声设备同时施工，学校周围施工要禁止上课时间施工，禁止在居民休息时间施工。增加锅炉房与热力站自控系统后，改善了设备的运行工况，能很好地降低设备运行噪音。同时加强站区绿化，利用树林的吸声、消声作用减少噪音。7.4.4固体废物环境影响保护措施施工生产废料主要是金属边角料，均进行分类回收，交废品收购站处理，产生的建筑垃圾应集中堆放，定时清运，以免影响施工环境卫生，生活垃圾在施工场地自建垃圾箱集中收集、定时清运，宿营地有临时厕所，按要求建设，及时清运。第八章劳动安全及消防8.1概述设计遵循国家和行业有关防火与工业企业卫生标准（TJ36-79）及有关防毒防尘的规定。43 8.2劳动安全与消防8.2.1劳动安全1、电气设备正常带不带电的金属外壳均有可靠接地或接零。2、工作场地合理布置并考虑检修场地，确保劳动安全。3、改造的控制室等重要用电设施按规定设有干式灭火设备。4、微机测控控制室设置空调及暖气。8.2.2消防城区已有较完善的供水系统，供水系统的给水压力0.3Mpa，可以作为消防水源。热力站周围都设有路宽4～6m的环形通道。第九章投资估算9.1工程概况43 本工程投资概算根据设计委托书，按可研设计方案的深度、范围、内容进行编制，工程包括内容：拆除小锅炉、管网调节、热网改造、换热站改造、锅炉DCS系统、鼓引风加变频器、锅炉房加分层给煤装置等项目。工程估算投资为：1125.42万元。9.2编制说明及依据本工程估算以X县供热节能改造工程的初步设计方案编制工程投资，现将编制依据及有关问题说明如下：9.2.1工程量计算本工程估算的工程量计算方法采用实际工程量及类似工程指标和系数法进行计算。9.2.2选用定额1、《全国统一建筑工程基础定额阿勒泰地区单位估价表》（2004年）。2、《全国统一安装工程预算定额乌鲁木齐地区单位估价表》（2004年）。3、《全国市政工程预算定额乌鲁木齐地区单位估价表》（2001年）。9.2.3材料及设备价1、材料价执行与上述定额配套的材料预算价和伊犁地区2008年材差文件。2、设备价参照部分厂家提供的有关价格资料加运杂费计算，其所有设备价格均为参考价。3、人工费调整暂按新建造[2007]3号文执行。43 9.2.4费用及费率1、建筑安装工程费用根据自治区计委2004年颁布的《新疆维吾尔自治区建筑安装工程费用定额》进行计算。2、市政工程费用按《2001年新疆维吾尔自治区市政工程费用定额》进行计算。3、第二部分其他费用、第三部预备费，根据建标（1996）628号文发布的《市政工程可行性研究投资概算编制办法》中的规定以及其他有关规定计取。监理费按国家发展改革委、建设部发布的（2007）670号文《关于印发建设工程监理与相关服务收费管理规定的通知》的规定计取。4、建设单位管理费：按第一部分工程费用的2.0%计算。5、工程监理费：按第一部分工程费用的2.0%计算。6、勘察测量费：按第一部分工程费用总值的1.0%计算。7、工程设计费：按第一部分工程费用总值的4.0%计算。8、招标代理费：按第一部分工程费用总值的0.7%计算。9、质量监督费：按第一部分工程费用总值的0.5%计算。10、基本预备费：按第一、二部分工程费用总值的8.0%计算。9.3工程估算表表9-1综合估算表序号工程和费用名称估算价值（万元）技术经济指标建筑工程设备安装工程其他费用总值单位数量单位造价　X县供热节能工程　　　　　　　　一拆除原有设备及设施　　　　　　　　43 1拆除原有构筑物25.00　　　25.00　　　2拆除原有设备（小锅炉）　　106.00　106.00　　小计25.00　106.00　131.00　　　二热网　　　　　　　　　管道安装DN2503.51　17.18　20.69m902298.89　管道安装DN2008.55　53.00　61.55m4051519.75　管道安装DN1506.20　39.23　45.43m4101108.05　小计18.26　109.41　127.67　　　三管网装自力式流量控制阀2.5025.425.08　33.00　管网装调节阀26.005.20　31.20四换热站　　　　　　　　1设备改造自动控制装置及调节1.3096.0019.20　116.50套71664292增加变频器（循环水泵）3.7699.0019.80　122.56台14875433气候补偿器1.2024.004.80　30.00套742857　小计6.26219.0043.80　269.06　　　五锅炉房DCS自动控制系统　152.0030.40　182.40　　　六锅炉房鼓引风机加变频器　　　　　　　　1鼓风机37KW　31.506.30　37.80台31260002引风机110KW　60.4012.08　72.48台3241600　小计　91.9018.38　110.28　　　七锅炉房加装分层给煤装置12.0056.0011.20　79.20套3264000　工程费用合计64.02544.32324.27　963.81　　　表9-2总概算表序号工程和费用名称估算价值（万元）技术经济指标建筑工程设备安装工程其他费用总值单位数量单位造价　第一部分工程费合计64.02544.32324.27963.81　　　二第二部分其他费用　　　　　　　1建设单位管理费　　　19.2819.28　　2.00%2工程建设监理费　　　19.2819.28　　2.00%43 3质量监督费　　　4.824.82　　0.50%4办公与生活家具购置费　　　0.600.60　　　5联合试运转费　　　10.8910.89　　2.00%6招投标代理费　　6.756.75　　0.70%7勘察测量费　　　9.649.64　　1.0%8设计费　　　38.5538.55　　4.0%　第二部分其他费用合计　　　109.80109.80　　　　第一、二部分合计64.02544.32324.27109.801042.41　　　三第三部分工程预备费　　　83.3983.39　　8.0%建设项目总投资64.02544.32324.27193.191125.80　　　第十章经济评价10.1概述本项目为新疆X县集中供热节能减排工程，本供热站建设3台14MW锅炉,其远期供热面积可达54万m2。按照县供热规划最大供热面积需到2015年才能实现，目前供暖面积尚未达到锅炉最大出力（节能减排前供热站供热面积为47万m243 ），为便于本项目减排前及减排后的经济效果比较，本设计供热面积统一按47万m2考虑，主要综合技术经济指标比较见下表：表10-1综合技术经济指标比较表序号项目名称单位数量差额节能前节能后(后-前）一基础指标　　　　1年总耗电量万kwh275206.25-68.752年总耗水量万m39.739.7303年总耗煤量万t42.1894-1.81064劳动定员人282805建设投资万元2914.253937.51023.255.1利用原投资万元　280028005.2拆除原有建构筑物万元　114.25114.255.3热网改造万元　120.46120.465.4管网装自力流量控制阀万元　1421425.5换热站万元　205.66205.665.6锅炉房DCS自动控制系统万元　182.4182.45.7锅炉房鼓引风机加变频器万元　104.88104.885.8锅炉房加装分层给煤装置万元　80.480.45.9其他费用万元　193.19193.396流动资金万元84.5249.37-35.157供热面积万m2474707.1热源改造及热网调节万m2474707.2换热站变频调控及热用户改造万m2二销售收入、税金与利润　　　　　售热收入万元/a122412240　销售税金及附加万元/a25.7585.40859.658　利润总额万元/a-53.09200.44253.53　所得税万元/a0.0050.1150.11　净利润万元/a-53.09150.33203.42三综合经济效益指标　　　　　投资利润率%-1.865.016.87　投资利税率%-0.967.158.11　资本金利润率%-1.866.057.91　财务内部收益率%-3.666.299.95　财务净现值万元-1709.47416.602126.0743 　投资回收期年还不清12.19　四借款偿还　　　　　借款偿还期年02.89　　偿还本息万元0742.73　　其中本金万元0667.37　　利息万元075.36　五生产能力利用率%128.8563.3　10.2项目劳动定员项目原有劳动定员28人，其中季节工16人,节能减排工程不新增劳动定员。人员工资按平均1500元/月考虑(季节工工资按4个月计)，年工资及福利费总额为38.3万元（其中职工福利费按工资总额的14%计算）。10.3资金筹措10.3.1项目投资1、项目建设投资项目利用原有集中供热系统投资2800万元，本次节能减排新增建设投资为1125.80万元，其中工程直接费用为963.81万元，其他费用及预备费用为193.19万元。2、建设期利息节能减排工程新增投资建设期利息为18.62万元。3、流动资金估算按供热面积47万m2计算，项目流动资金估算正常年份需要量为49.37万元，比节能减排前减少35.15万元，节能减排前后流动资金估算见附表1。43 4、节能减排项目总投资项目总投资（1+2+3）为3937.8万元（含原有投资2800万元）。10.3.2资金筹措项目所需的建设资金和流动资金筹措方式如下：1、项目所需的新增建设投资1202.42万元，拟50%采用借款，约601.21万元，借款利息为5.67%；其余50%资金由企业自筹（含申请节能减排专项资金）。2、项目流动资金采用自有资金。10.3.3项目计算期项目建设期为1年，生产期按20年计算，项目计算期为21年。10.3.4投资计划与资金筹措项目建设投资于建设期内按照工程进度均匀投入。项目建成交付使用后，投资计划与资金筹措见表10-2。表10-2节能减排投资计划与资金筹措单位：万元序号项目合计1231.总投资4510.224469.4740.751.1建设投资4452.424452.42　1.2建设期利息17.0517.05　1.3流动资金40.75　40.752.资金筹措4510.224469.4740.752.1自有资金3892.123851.3740.752.1.1用于建设资金3851.373851.37　2.1.2用于流动资金40.75　40.752.2借款618.26618.26　2.2.1长期借款618.26618.26　2.2.2流动资金借款10.4成本与费用估算10.4.1供热制造成本项目按目前供热面积(48万m2)计,节能减排前单位供热制造成本为24.36元/m2，节能减排后单位供热制造成本为18.20元/m243 ，计算表10-3及表10-4。表10-3减排前供热制造成本计算表单位：元序号成本项目单位价格单位消耗单位成本消耗总量总成本1辅助材料　0.013198.00　材料元0.40.01665630.0179953198.002燃料和动力元18.839036900　电kWh0.575.252.9925200001436400　原煤t2200.06915.18331007282000　新水m32.450.27083330.66130000318500.003工资及福利费元136801.0838519840.00　直接作业成本元19.919543938.004制造费用元4.482149476.004.1折旧费元　3.161517600.004.2修理费元　1.15553900.004.3其他制造费用元　0.1677976.005每平方米供暖制造成本元　24.3911709414.00　最大供暖面积m２　480000表10-4减排后供热制造成本计算表单位：元序号成本项目单位价格单位消耗单位成本消耗总量总成本1辅助材料　0.013198.00　材料元0.40.01665630.0179953198.002燃料和动力元10.955257620　电kWh0.574.22.39420160001149120　原煤t2200.036357.997174503839000　新水m32.450.2290.56110000269500.003工资及福利费元136801.0838519840.00　直接作业成本元　12.035770578.004制造费用元　6.172962576.004.1折旧费元　4.442132900.004.2修理费元　1.57751700.004.3其他制造费用元　0.1677976.005每平方米供暖制造成本元　18.208743154.00　最大供暖面积m２　48000010.4.2总成本费用估算项目按目前供热面积48万m2计算，减排后总成本费用平均年份为907.30万元，计算说明如下：1、原、辅助材料、燃料及动力价格均为到厂价格，其中原煤价格220.0元/t。2、折旧费43 项目固定资产折旧采用平均年限法，建筑工程折旧年限按30年计算，设备折旧年限按15年计算，年折旧费包括原有固定资产为213.29万元（固定资产残值率按5%考虑）。3、修理费项目按分类计算修理费，其中建筑与构筑物修理费率为1.5%，设备为2.0%。项目年修理费合计75.17万元。4、项目无形资产按10年平均分摊，递延资产按5年平均分摊。5、项目年其他费用估算为24.08万元。10.4.3单位成本按目前供热面积48万m2计算，项目减排后单位供热面积总成本费用平均为18.2元/m2，单位供热面积经营成本平均为14.09元/m2。10.5财务计算与评价10.5.1销售收入与销售税金及附加估算1、供热面积及销售收入按目前供热面积48万m2计，供热价格24.0元/m2，减排后项目年供热收入为1152万元。2、销售税金及附加项目交纳增值税、城市维护建设税及教育费附加，其中增值税税率为13%，城市维护建设税和教育费附加分别为增值税税额的7%及3%。项目按48万m2供热面积计算，项目销售税金及附加达产年份平均为49.85万元。销售收入、销售税金及附加计算见附表3。43 10.5.2损益计算项目损益计算结果见附表4。减排项目按供热面积48万m2计算，平均年份利润总额为194.853万元，所得税按年利润的25%计算为48.714万元，税后利润为146.14万元。10.5.3财务盈利能力计算根据现金流量表、损益表的计算，各指标结果列表如下：表10-5财务盈利指标计算序号指标名称单位指标数值行业基准数值1投资利润率%4.32>5%2投资利税率%5.43>5%3财务内部收益率%5.535%4财务净现值（ic=5%）万元191.13>05投资回收期年12.8218财务现金流量计算见附表510.5.4清偿能力计算1、项目借款偿还项目节能减排工程投资的借款资金偿还，由项目利润、折旧和摊销费组成，项目借款偿还年限（包括建设期1年）为2.69年。在偿还期内共偿还资金668.09万元，其中借款本金601.21万元，偿还借款利息66.88万元。节能减排借款偿还见表10-6。表10-6借款还本付息计算表单位：万元序号项目利率（%）12341借款及还本付息　　　　　1.1年初借款本息累计　　618.26258.051.2本年借款　601.21　　　1.3本年应计利息5.67%17.0535.0614.631.4本年还本付息　　395.41272.681.4.1还本　　360.35258.051.4.2付息　　35.0614.631.5年末借款本息累计　618.26258.05　　2偿还借款本金来源　　　　　43 2.1利润　　91.32106.642.2折旧　　213.29213.292.3摊销费　　55.7455.742.4其他资金　　　　　2.5减：用于更新改造资金　　　　　2.6减：偿还短期借款资金　　　　　　还款资金小计　　360.35375.67　借款偿还期（年）2.69　　　　资金来源与运用计算见附表6资产负债计算计算见附表7。10.6财务不确定性分析10.6.1盈亏平衡分析通过计算盈亏平衡点，分析项目对供热面积变化的适应能力。项目以生产能力利用率表示的盈亏平衡点（BEP）计算公式如下：固定成本BEP=×100%销售收入-销售税金-变动成本382.23BEP=×100%=66.23%1152-49.85-525.07按目前供热面积48万m2计算，当项目生产能力达到设计生产能力的66.23%时，亦即年供热面积达到31.8万m2时，项目即可达到盈亏平衡，保本不亏。10.6.2敏感性分析43 敏感性分析是通过分析、预测项目主要因素发生变化时对经济评价指标的影响，从中找出敏感因素，并确定其影响程度。本工程为城市公用设施，影响因素较多，现对项目的三个主要影响因素即销售收入、经营成本和建设投资的分别提高或降低5％、10%时对项目减排前后经济效益的影响程度作敏感性分析，测算结果见表10-7及表10-8。表10-7减排前敏感性分析表敏感因素变化系数财务内部收益率投资回收期投资利润率投资利税率（%）（年）(%)(%)基本方案24.00-1.85还不清-0.96-1.180.90#DIV/0!还不清-4.44-4.66销售收入0.95-5.95还不清-2.70-2.921.00-1.85还不清-0.96-1.181.051.0519.720.780.561.103.1916.022.522.30基本方案24.00-1.85还不清-0.96-1.180.902.7816.612.171.95经营成本0.950.8220.090.610.381.00-1.85还不清-0.96-1.181.05-5.45还不清-2.52-2.741.10-10.52还不清-4.07-4.29基本方案24.00-1.85还不清-0.96-1.180.90-0.97还不清-1.06-1.31建设投资0.95-1.42还不清-1.01-1.241.00-1.85还不清-0.96-1.181.05-2.25还不清-0.91-1.121.10-2.62还不清-0.87-1.07表10-8减排后敏感性分析表敏感因素变化系数财务内部收益率投资回收期借款偿还期投资利润率投资利税率（%）（年）（年）(%)(%)基本方案24.005.5312.822.694.325.43　0.902.5216.383.201.762.86销售收入0.954.0814.372.913.044.151.005.5312.822.694.325.431.056.9011.592.515.606.70　1.108.2110.602.376.887.9843 基本方案24.005.5312.822.694.325.43　0.907.1511.392.485.836.94经营成本0.956.3512.062.585.076.181.005.5312.822.694.325.431.054.6913.692.813.574.67　1.103.8114.702.962.813.92基本方案24.005.5312.822.694.325.43　0.906.8511.632.514.806.03建设投资0.956.1612.222.604.555.711.005.5312.822.694.325.431.054.9513.412.784.115.17　1.104.4014.012.863.924.93从表中可以看出，销售收入因素的变动对项目经济效益指标的影响最大，经营成本因素次之，建设投资因素的影响程度相对小一些。因此，在现有设备供热能力的情况下增大供热面积，增加项目销售收入、降低经营成本是提高项目经济效益的关键所在。10.7综合经济评价按目前供热面积(48万m2)计，项目减排后年销售收入为1152万元，年利润194.853万元，企业所得税48.714万元，年净利润146.14万元。通过项目的财务计算与分析，我们认为：项目在不满负荷运行的情况下，减排后盈利能力较减排前大幅提高。项目投资利润率为4.32%，投资利税率为5.43%，财务内部收益率为5.53%，高于行业5％的财务基准收益率。投资回收期为12.82年，满足同行业的投资回收指标。减排改造后比节能减排改造前年净利润增加了226.55万元，投资利润率提高了5.28%，财务内部收益率提高了6.61%。按本项目减排后供热面积(48万m243 )计，项目实施后每年可节约原煤1.5654万t，节约电力万50.4kwh，对节约能源，减少烟气排放量，改善当地大气环境质量具有重要意义，这也是项目立项的根本所在。本供热站已建3台14MW锅炉,其最大供热能力可达60万m2,本节能减排工程已考虑了最大供热能力的配套改造，当供暖面积达到锅炉最大出力时,项目节能及经济效益指标将更为突出。综上所述，建议相关部门对该项目给予积极的支持，为项目的实施创造条件。第十一章结论与建议11.1.结论集中供热节能改造工程是43 治理大气污染和提高能源利用率的必要手段，是提高人民生活质量的公益性基础设施建设，是落实国家节能环保政策的体现。节能改造工程完成后，对节约能源，减少烟气排放量，改善当地大气环境质量具有重要意义。通过可行性论证，X县集中供热节能改造工程在技术上是可行的；经经济分析，虽然在目前供热规模下，经济效益一般，但在完成改造后就已实现了赢亏平衡。随着城区的快速建设发展，经济效益将有较大提高，因此经济上是合理的。该项目社会效益、环境效益尤其显著。11.2.建议节能改造项目完成后企业要加强管理，在节能降耗上加大技术创新力度，积极探索自控技术与热计量的结合，为今后按热量收费打下良好的基础。第十二章建设项目法规执行方案12.1.项目法人责任制43 本项目按《国家关于建设项目法人责任的暂行规定》和《新疆维吾尔自治区施行建设项目法人责任的暂行办法》的要求，工程建设、生产经营、债务偿还和资产的保值增值全过程负责，建设项目的法定代表人是项目实施的第一责任人，对工程建设负总责。按有关规定承担相应的责任和义务。12.2.工程监理制本项目按国家《工程建设监理规定》的要求，实行工程建设监理制，由项目法人通过招投标的方式，选定监理单位，与监理单位签定监理合同，明确监理的范围和内容，双方的权利、义务和其它事项。工程建设监理的主要内容是控制工程建设的投资、建设工期和工程质量，进行工程建设合同管理，协调有关部门单位间的工作关系，建设监理业务完成后，向项目法人提交工程建设监理档案资料。43 44'