某油田余热回收利用工程可行性研究报告

PAGEPAGE39XX油田XX联合站污水余热回收利用工程可行性研究报告

目录第一章总论…………………1一、编写依据………………1二、项目背景和实施目的…………………1三、项目基本情况和能耗现状……………5四、编制原则………………7五、遵循的标准规范………7六、技术路线………………7七、研究结论………………8第二章自然条件和社会条件…………………8一、地理位置………………10二、自然条件………………10三、交通运输………………11第三章污水余热回收利用工程………………12一、联合站现状………………12二、建设的必要性……………16三、污水余热回收利用技术…………………17四、污水余热回收利用方案…………………22第四章节能……………………30一、综合能耗分析……………30二、节能措施…………………31第五章环境保护………………32一、环境现状…………………32二、主要污染源和污染物……………………32三、污染控制措施……………32四、效果及评价………………32第六章劳动安全卫生…………33一、职业危害分析……………33二、职业危害防护……………33第七章组织定员………………34第八章项目实施进度安排……………………35一、项目实施阶段……………35二、项目实施进度……………35第九章投资估算………………36一、编制依据…………………36二、编制说明…………………36三、投资估算…………………36第十章经济评价………………37一、经济评价说明……………37二、基础数据…………………31三、成本与费用估算…………31四、收入估算…………………38五、财务评价…………………38六、不确定性分析……………38第一章总论一、编写依据1、《XX油田公司2009年节能改造项目建议计划论证报告》。2、《XX油田分公司“十一五”后三年及“十二五”勘探与生产业务发展规划》。二、项目背景和实施目的（一）项目背景我国早在2004年国家《节能中长期专项规划》中，把建筑节能和余热余压利用作为节能的重点领域和重点工程之一。在2006年《中华人民共和国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》中明确提出，“十一五”期间单位国民生产总值能耗要降低20%左右，主要污染物排放总量要减少10%。为确保“十一五”期间节能减排工作的决定，制定下发了一系列与节能减排相配套的政策措施。并在《“十一五”十大重点节能工程实施意见》中进一步指出：“开展再生能源技术城市级示范活动，探索推广机制和模式，包括太阳能利用、淡水源热泵、海水源热泵、浅层地能利用和可再生能源技术集成等。中国石油天然气集团公司在“十一五”期间，通过实施“十大节能工程”和“十大减排工程”，全面推进节能减排工作。XX油田2008年正在制定的《XX油田分公司“十一五”后三年及“十二五”勘探与生产业务发展规划》中明确提出“运用热泵等相关配套余热回收技术，可将部分污水余热进行回收，用于采暖和外输加温，有效减低用于原油外输及采暖的燃油（气）消耗，达到节能的目的”。现在XX联合站有含油污水5700m3/d，其中回注量2400m3/d，掺水300m3/d，外排3000m3/d。（二）热泵技术现状针对XX油田加热系统现状我们进行了水源热泵技术的查询和现场调研。“热泵”这一术语是借鉴“水泵”一词得来。在自然环境中，水往低处流动，热向低温位传递。水泵将水从低处泵送到高处利用。而热泵可将低温位热能“泵送”（交换传递）到高温位提供利用。热泵系统，六十年代开始在美国提出之后，已经在北美建筑中应用了40多年，日本的东京、名古屋、横滨等城市在七十年代初就有很多采用热泵系统的工程实例，例如，东京镰仓河岸大厦、平和东京大厦等。北欧在热泵方面的应用比较领先，现在整个北欧有180多台大型热泵在运行。国内，北京已有近800万平方米的居民小区建筑和公共建筑采用热泵系统供热，像北京武警学院、菊儿小区等。现在水源热泵技术已经较为成熟，热泵机组制热温度达到60℃-90℃，根据驱动方式不同分为电力或天然气（蒸汽）驱动。其中天然气驱动的吸收式热泵机组能效比为1.9左右，在增加少量耗电的情况下，利用石油及石化行业的零散天然气作为动力，提取污水中充足的低品位热源，节约燃煤或燃油，减少能1、吸收式水源热泵调研数据吸收式水源热泵调研地点胜利石油管理局胜南社区管理中心乐安供热站。该供热站位于山东省东营市广饶县石村镇，负责为现河采油厂热采三矿、四矿和作业二大队等单位的办公室和生活区供暖，总面积11万平方米。利用距锅炉房东南方向4.5公里处是现河采油厂污水处理站，每日向小清河外排的温度约为60℃左右

热泵采暖是在原锅炉房内安装2台3600kw溴化锂吸收式热泵机组（XRI5.3-54/44-360(60/75)）和原有一台10t/h燃油蒸汽锅炉，取代原供热系统。将污水换热，为热泵系统提供循环热水。主要技术性能指标： 1）机组cop=1.84； 2）出水温度视工艺要求而定，一般小于100℃3）供暖前、后期室外温度在0℃以上天气约404）采暖中期约80天的时间利用热泵供暖，其他时间直接利用污水循环采暖。5）余热污水取热后温度降低10℃实施效果自2001年11月15日停运热水锅炉以来，热泵运行平稳，基本达到了设计参数，满足供暖要求（室内温度均在18℃以上）。热泵供热系统运行前后供暖情况比较如表1表1-1热泵供热运行前后供暖情况比较表室外温度出水温度回水温度改造前0—-55544改造后0—-56348改造前-5℃6650改造后-5℃6749改造后燃料原油消耗由原来的2658t降低到1120t，耗电由原来的65万度降低到59万度，锅炉用水由原来的3456t减少到1333t。节能效果显著。表1-2运行参数与设计参数对比如表余热来水温度余热回水温度热泵出水温度热泵回水温度设计参数54447560实际参数47--5338--427553 2、压缩式水源热泵调研数据压缩式水源热泵调研地点大庆阳光佳苑社区供热站。该供热站供热面积56万平方米，采用能效比4.83的LSBLGR-4000M常温热泵机组7台，能效比3.8的LSBLGRG-1300M高温热泵机组2台。利用大庆炼化公司第三循环场及扩建水场的循环冷却水，利用电能做为驱动源吸收循环冷却水中的热量，以达到供暖的目的。主要技术性能指标： 1）常温热泵机组cop=4.85；高温热泵机组cop=3.9； 2）出水温度常温机组（地暖）55℃；高温机组（散热片）65实施效果：一期工程于2006年11月14日正式投入使用，经过一个采暖期的运行，达到了设计效果，在整个采暖期内，室内平均温度在21℃以上的达到了95％，室内平均温度在18℃以上的占5％。热泵供热系统表1-3热泵运行参数与设计参数对比如表余热来水温度余热回水温度热泵出水温度热泵回水温度常温机组设计参数34165545实际参数34304539高温机组设计参数34166550实际参数3430564956万平米供暖面积改造后燃料煤消耗减少12895吨/年，节约水量为21万吨/年；通过该项目实施可实现减少二氧化碳排放量为33191.86吨/年；二氧化硫77370kg/年；减少烟尘排放量1462298.6kg/年；减少氮氧化物排放量250937.7kg/年；减少烟气量为2.8×108标准立方米/年。节能减排效果显著。（三）实施目的根据XX联合站外排污水具有温度高，水量、水质稳定的现状，以现有天然气作为驱动力，利用水源热泵机组提取这部分污水中的低品位热量用来集输系统的油水加热，替换现在采用的高品位天然气和原油燃料，改善余热资源浪费和由于温度高造成的外排污水处理难度大等问题，实现节能降耗。同时，为热泵技术在XX油田生产系统的推广应用起到示范作用。三、项目基本情况和能耗现状该项目通过利用水源热泵技术，提取污水中蕴含的低品位能量替代现在采用的天然气和燃料油的加热系统，用于油水系统的加热，改变油水处理过程中全部采用消耗高品位能源加热油水介质能耗高的现状，降低XX联合站原油脱水、污水处理以及外排处理过程中的能量消耗，提高系统的热能效率，降低运行成本，减少加热炉加热过程中产生的废气、余热排放，实现节能减排。（一）XX联合站基本情况和能耗现状1、XX联合站基本情况XX联合站担负着XX油田的原油和污水处理，以及南部来好油的加热和加压任务。XX联合站处理工艺为：部分高含水的系统来液经过加热炉升温后和其他系统来液一起进入分离缓冲罐脱气，再进入沉降罐沉降脱水；沉降后的低含水原油经过脱水加热炉升温进行循环加热和热化学脱水，脱出的合格原油进入好油罐，最后和南部来好油一起加热加压后外输；污水进入污水处理站处理后回注和外排。XX油田部分区块采用掺水方式集油，掺水加热炉设在XX联合站；另外，冬季值班室等辅助厂房利用采暖炉供暖。2、XX联合站加热系统能耗现状XX联合站现有2500kw快装加热炉6台和200kw采暖加热炉1台，分别为系统来液、脱水、掺水、外输、南部来好油以及冬季采暖加热，冬季最高负荷8403kw。消耗天然气11000m3/d（热值4525kw），原油12t/d（热值5808kw），燃料总热值10393kw。年耗天然气401×104Nm3，耗油4010t，加热系统的配风和燃料油电保温系统年耗电43×104kw.h，折合标准煤10650t表1-4加热系统全年能源消耗构成表种类计量单位耗能量折标煤系数天然气104Nm340112.14原油t40101.4286电能104Kw.h431.229合计吨标准煤10650（二）XX联合站污水余热情况分析XX联合站每天处理系统来液6000m3，日产油300t，中转南部来好油4500t，处理后的5700m3污水中有2400m3回注，300m3回掺，3000m3外排。外排污水温度47-50另外，正在改造的外排水处理系统需要安装冷却塔降低污水温度，满足微生物活动的要求。XX联合站现有的11000m3/d天然气热值为4525kw，以这些天然气为动力源采用能效比1.9的吸收式水源热泵机组只要提取污水中的4000kw的低品位热源就可以输出总热值为8525kw，满足该站冬季8403kw的加热需求，并且提取热能后3000m3/d外排污水温度从47℃降至因此，XX联合站的天然气量和污水量均可满足能效比1.9的吸收式热泵的运行条件，通过采用吸收式水源热泵机组，消耗现有天然气和部分电能提取污水热能后，就可以满足XX联合站的所有加热需求，每年节约燃料原油4010吨。四、编制原则按照国家和XX油田关于开展节能降耗工作的指导方针和整体发展战略，以经济效益为中心，采用成熟先进的热泵技术，实施外排污水余热回收利用，实现节能降耗和节能减排。1、采用热泵工艺对现有加热系统进行替换式改造，不改变联合站的工艺现状。2、利用热泵技术改变加热炉消耗大量燃料油的现状，节能降耗和降低运行成本。3、坚持安全生产、工业卫生和环境保护。五、遵循的标准规范1、《油田地面工程项目可行性研究报告编制规定》。2、《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004。3、《油气集输设计规范》GB50350-2005。4、《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048-2000。5、《油田地面工程设计节能技术规范》SY/T6420-1999。六、技术路线（一）技术方案简述在XX联合站内，在外排污水中通过应用水源热泵技术，提取现有的污水中外排的余热，替代目前站内使用的加热炉加热系统，即采用能效比1.9的吸收式水源热泵机组，利用现有的11000m3/d天然气提取47-50℃的3000m3/d外排污水中的热能，替代全部的在用加热炉，提高热能利用率，实现余热利用，（二）产品方案本次污水余热回收利用工程，不改变XX联合站的生产工艺，以现有的天然气为动力，通过吸收式水源热泵提取现有的外排污水中的低品位热能成为可利用的高品位热能，取代XX联合站内使用的加热炉系统，降低加热能量消耗，减少烟尘和氮氧化物的排放量，实现余热利用。七、研究结论（一）工程概况利用现有每年401×104Nm3天然气，通过总功率10000kw的吸收式热泵机组提取3000m3/d外排污水中的部分低品位热能，输出8403kw的高品位热能，满足南部4500m3/d来油、5000m3/d外输、3000m3/d系统来液、2000m3/d含水原油脱水、300m3/d掺水以及冬季采暖等需要的55-80℃（二）主要工作量XX联合站污水余热回收利用项目主要工作内容见表1-5。表1-5污水余热回收利用项目主要工作量序号系统名称主要工作内容单位数量1热泵系统热泵机组及配套的换热器等项12管网系统生产系统与热泵系统之间的配套管网项13配套系统辅助系统，包括辅助厂房、配电、控制等项1（三）研究结论通过技术应用、经济效益和社会效益的分析和论证，得出如下结论：1、技术上可行。通过采用总功率10000kw的热泵机组及相应的配套工艺，在不改变联合站生产运行的条件下，利用现有天然气作为驱动力，通过提取外排污水中的低品位热量，输出高品位热量满足该站加热系统加热的能量需求。2、经济效益显著。据测算，本项目资金共计2484万元，税前财务内部收益率为55.41%，税前财务净现值为5753万元，税前投资回收期为1.97年，税后财务内部收益率为42.63%，税后财务净现值为3943万元，税后投资回收期为2.33年。3、社会效益明显。通过热泵技术的应用，提取污水中充足的低品位热源，节约燃气或燃油，减少能源消耗，提高热能的利用效率；同时，减少六台2500kw快装加热炉和1台200kw采暖加热炉的烟尘和氮氧化物排放量以及降低外排污水对环境的影响，具有较好的社会效益。因此，该项目在技术上可行、经济上合理，实施该项目具有很好的经济和社会效益，十分必要。通过采用水源热泵技术，实现了以下目标：1、每年节约燃料原油4010t。2、节约了加热炉的更新改造费用。3、减少污水外排处理前的污水冷却费用。4、减少六台2500kw快装加热炉和1台200kw采暖加热炉的烟尘和氮氧化物的排放。5、为热泵技术在油田的推广应用提供示范和经验。第二章自然条件和社会条件一、地理位置XX联合站位于河北省沧州市境内。二、自然条件(一)气象资料河北沧州全境处于欧亚大陆东部，中纬度地带，属暖温带半旱半湿润的季风气候。年平均干燥度1.2～1.5，大陆度63.8～66，大陆性气候很显著。本区的气候概况是：四季分明，温度适中，雨热同季，降水集中，灾害性气候常有发生，春旱、夏涝、秋爽、冬干。风向：春季和秋季以西北风为主，冬季偏北风较多。常年盛行西南风，平均风速3米/秒左右。日照：年平均日照时数2700～2900小时，年辐射总量124～131千卡/平方厘米。年平均气温：12.0～12.6℃极端最高气温：43.0℃，极端最低气温：-24.8降水：年平均降水量510～610mm。无霜期：平均无霜期183～195d左右。年平均相对湿度：63%左右。平均蒸发量：1840～2340mm。（二）地质、水文XX联合站地处华北平原东部，属滨海平原，海河水系。地势低平、多洼淀，并自西南向东北倾斜，对混凝土中的钢筋有弱腐蚀性。该区抗震设防烈度为7度，设计地震分组为一组，设计基本地震加速度为0.10g。三、交通运输沧州市地处河北省东南部，东临渤海，北靠京津，与山东半岛及辽东半岛隔海相望。是河北省确定得“两环（环京津、环渤海）”开放一线地区，也是京津通往东部沿海地区得交通要冲。京沪铁路、朔黄铁路和京沪、津沧、石黄高速公路在沧州市区交汇。京九铁路、朔黄铁路在肃宁县交汇，并建有编组站。朔黄铁路于2001年12月全线通车，黄骅港于2001年12月通航。XX联合站附近已建成较完善的配套公路设施，羊孔公路、沧黄公路、205国道和京汕高速公路等从附近穿过，交通十分便利。第三章污水余热回收利用工程一、联合站现状XX联合站负责XX油田的原油脱水和污水处理以及南部来好油的加热和加压任务。建有脱水系统、原油外输处理系统、回注污水处理系统、外排污水处理系统。主要处理设备见表3-2，平面布置见图3-1。加热系统建有6台2500kw快装加热炉和1台200kw采暖加热炉，分别为系统来液、脱水、南部来油、外输、掺水和冬季采暖服务，冬季最高用热负荷8403kw，平均运行负荷7260kw。燃料为油田伴生气和成品原油，日耗气11000Nm3，耗油12t，年耗天然气401×104Nm3，耗油4010t。（一）脱水及外输系统脱水能力：10000m3/d。工艺流程为：6000m3/d系统来液中40℃含水95%的3000m3/d加热到55℃，与其他系统来液进分离缓冲罐脱气，最后进入沉降罐沉降脱水，沉降后48℃的含水30%的2000温度46℃的4500m3/d南部来油加热到63℃进入储油罐，与本地原油一起加热到78℃输往下站，外输能力7200t/d，外输量4500-XX油田部分区块采用掺水方式集输，掺水加热炉设在XX联合站，掺水量300m3/d，加热温度从50℃升高到75℃。XX联合站冬季对生产区值班室等辅助厂房进行供暖。XX联合站工艺流程示意图见图3-2表3-1热负荷计算参数表天然气热值8500KCal/m3污水比热容4.1816MJ/t原油热值10000KCal/kg原油比热容2.0908MJ/t运行负荷计算公式：Q热=C×(t2-t1)×Q流量表3-2XX联合站主要设备表序号设备名称规格型号数量投产时间1好油罐5000319752好油罐1000119763沉降罐1000119764好油罐500219765系统沉降罐3000119796砂滤罐3000519997核桃壳过滤器300031998注水罐500219849缓冲罐3×122199810热化学脱水器3×122199811合一净化器3×122199012多级输油泵DY150-50×64199713快装加热炉25006199714水套炉2001199715注水泵5ZB-12/4252003表3-3XX联合站冬季最高负荷运行参数表序号加热炉名称燃料液量/d含水进口温度℃出口温度℃负荷kw1南部来油炉油/气45001%466318682脱水炉油/气200030%487516993外输炉油/气50001%607821984系统炉气300095%405521255采暖炉气156100%40601506掺水炉气300100%5075363合计8403表3-4XX联合站冬季日常运行参数表序号加热炉名称燃料液量/d含水进口温度℃出口温度℃负荷kw1南部来油炉油/气45001%486215392脱水炉油/气200030%487013843外输炉油/气48001%607518314系统炉气300095%405521255采暖炉气156100%4052906掺水炉气300100%5070290合计7260（二）污水处理系统回注污水处理系统处理能力：8000m外排污水处理系统处理能力：6000m处理工艺为：污水提升泵合一净化器核桃壳过滤器砂滤罐。其中回注污水直接进注水罐回注，外排污水经过冷却塔降温后进外排污水处理站，利用“接触氧化”法处理，处理合格后直接外排。图3-1XX联合站平面示意图图3-2XX联合站工艺流程示意图二、建设的必要性（一）大量外排污水的余热未经利用直接外排，散热损失巨大系统来液温度40℃左右，经过系统加热和脱水加热后，回注污水和外排污水温度维持在47-50℃，这部分污水携带的热量中，仅通过外排污水散失到环境中（20℃）的热能高达3920kw以上，占联合站热负荷的47%，散热损失巨大，热能有效利用率低。2009至2018年剩余污水量逐年增加，产水、注水与剩余污水量预测详见表3-5，污水水质表3-5XX油田产水、注水及剩余污水预测表日产水（方）日注水（方）剩余污水（方）2009年6527.122467.834059.292010年6748.332541.474206.862011年6969.542584.804384.742012年7190.752628.144562.612013年7411.972671.474740.502014年7633.182714.804918.382015年7793.782758.145035.642016年7984.692801.475183.222017年8205.912784.205421.712018年8305.912888.145417.77表3-6XX联合站污水水质分析结果检测时间K+Namg/LMg2+mg/LCa2+mg/LCl-mg/LSO42-mg/LHCO3-mg/LCO32mg/L-总矿化度mg/L07.8.72433.49.135.13367.896.169006631由于外排污水温度47-50℃，远远超过了外排污水生物活动繁殖需要的20-30℃的最佳温度，不得不通过冷却塔（二）燃料原油消耗多，运行成本高XX联合站冬季各种热负荷共有7260～8403kw，为了保证外输的安全和系统平稳运转，加热系统不仅消耗了所有的油田伴生气，还消耗了12t/d原油，原油消耗量占到了XX油田300t日产原油的4%，原油商品率低，运行成本高。加热系统年消耗天然气401×104Nm3，原油4010t，耗电43×104kw.h。（三）加热炉老化严重、安全性低、炉效低XX联合站的快装加热炉建于1996年，投产于1997年，现为淘汰产品，由于快装加热炉为直接加热炉，燃烧火焰直接烧烤加热盘管，极易造成加热盘管的老化和管内原油的结焦，现3台加热炉腐蚀渗漏严重，另外3台盘管支架变形，断裂；腐蚀渗漏严重，需要进行更换和维修。快装加热炉建于上世纪90年代，额定炉效80%，经过多年的运行，炉效已经降低到75%以下，炉效低、能耗高。由于快装加热炉为直接加热炉，配套有紧急放空阀门和管线用于工艺、管理等问题需要紧急停炉时使用，安全性差。由于加热炉等设备建成后的折旧期为14年，而该站的加热炉已经运行了12年，存在炉管老化、腐蚀渗漏等问题，到2010年就需要进行更新加热炉的建设，现在XX油田广泛应用的加热炉为真空相变加热炉，额定炉效90%，2500kw加热炉单台投资100万元，该站全部改造需要投资600-800万元，运行时在消耗全部天然气后，每年需消耗3000吨以上原油和43万度电，运行能耗仍然很高。三、污水余热回收利用技术石油行业是能源生产单位，同时也是能源消耗大户，在工艺技术不断进步的条件下，通过采用新工艺新技术和新设备，石油行业已经在加热炉和燃气发电机的高温烟气余热回收方面取得了较好的效益。但是其他形式的低品位热能并没用被充分利用，怎样充分利用油气开采过程中的热能，一直是工程技术人员最关心的问题。我们通过广泛调研，发现水源热泵技术可以提取生产污水的低品位热源，通过热泵机组的品位提升，满足生产、生活用热的目的，而XX油田污水量不仅量大而且温度高，具备利用价值。在调研的基础上，通过对XX油田各联合站采用加热炉及燃料消耗现状分析，优选出天然气驱动的吸收式水源热泵对XX联合站进行加热系统改造。利用XX联合站不多的天然气资源和部分电能，通过热泵机组回收利用47-50℃的外排污水余热，用于联合站内生产生活的加热，（一）水源热泵原理和效果水源热泵机组根据驱动源的不同分为吸收式水源热泵和压缩式水源热泵，其中吸收式水源热泵以蒸汽或天然气等为驱动源，压缩式水源热泵以电能驱动。热泵原理1）吸收式水源热泵原理溴化锂吸收式热泵是以溴化锂溶液为吸收剂，以水为制冷剂，利用水在高真空下蒸发吸热达到吸收低温热源热能的目的。溴化锂吸收式热泵主要是由吸收器、发生器、冷凝器和蒸发器四部分组成的。原理示意图见图3-3。吸收式热泵在以天然气为驱动源时，天然气燃烧放出的热量在发生器内加热溴化锂稀溶液产生水蒸汽，水蒸汽进入冷凝器放出热量，冷凝成液体后进入蒸发器，在蒸发器低温低压环境下吸收热源水的热量蒸发，这部分低温低压蒸汽进入高压的吸收器中绝热压缩，温度升高后被吸收，然后进入发生器进入下一个循环。水源热泵的输出温度取决于热源水温度的高低，一般来说，被加热介质的最高温度可以高于热源水出口温度40℃以上2）压缩式水源热泵原理一台压缩式热泵装置，主要有蒸发器、压缩机、冷凝器和膨胀阀四部分组成，通过让工质不断完成蒸发（吸取环境中的热量）压缩（温度再升高）冷凝（放出热量）节流再蒸发的热力循环过程，从而将环境里的热量转移到水中。原理示意图见图3-4。图3-3吸收式热泵原理示意图图3-4压缩式水源式热泵原理示意图热泵机组通过三个能量变化阶段进行工作。第一阶段：机组中的液态制冷剂在蒸发器中与低品位热源进行热交换，吸收热量蒸发成气体，实现制冷剂的蒸发提取低品位热能阶段。第二阶段：蒸发吸收的气体被吸入压缩机进行压缩，变成高温、高压的气体推进冷凝器，实现热量由低品位热能向高品位人能的转化阶段。第三阶段：被推进冷凝器的高温高压的气体与换热介质进行热交换释放高品位热能，并变成液态。实现了高品位热能的输出阶段。在整个能量转换的过程中，制冷剂把从蒸发器内吸收来的低品位热能与输入的电能之和，一同转化给换热介质，达到了热泵将低品位热能转化为高品位热能的目的。在利用低品位热能的同时，只消耗了少部分电能，从而达到节能的目的。2、实现的效果吸收式水源热泵机组能效比在1.8-2.3，以天然气等燃料或蒸汽为动力源，配合少量的电能消耗，提取污水中的低品位热能，可以大幅度减少燃料的消耗，特别是减少燃料油的消耗，降低运行成本。压缩式水源热泵机组能效比在3.5-3.8左右，以电力为动力，提取污水中的低品位热能，替代现有的燃料，节能降耗，降低运行成本。采用热泵机组后，节省外排污水处理过程中的污水冷却费用。由于现有加热炉已经建于1996年，到2010年需要更新改造，可以节省加热炉更新改造费用。（二）热泵技术发展历程热泵系统，十九世纪六十年代开始在美国提出之后，经过40年的不断改进和发展，技术日趋成熟，其产品已逐渐商品化，迄今已经在北美建筑中应用了40多年。进入七十年代后，这项技术在日本的推广应用很快。东芝、三菱电机、PMAC公司均有水源热泵产品出售，日本的东京、名古屋、横滨等城市在七十年代初就有很多采用热泵系统的工程实例，例如，东京镰仓河岸大厦、平和东京大厦等。北欧在热泵方面的应用比较领先，现在整个北欧有180多台大型热泵在运行。我国最早在五十年代就曾经在上海、天津等地夏取冬灌的方式抽取地下水制冷。现在，随着节能减排，改善空气质量，城市中严格控制燃煤锅炉的应用，热泵机组开始逐步应用。在北京已有近800万平方米的居民小区建筑和公共建筑采用热泵系统供热，像北京武警学院、菊儿小区等。中国中央和地方政府支持热泵技术的力度也逐渐加大，相继出台了多项政策，引导行业的健康发展。现在水源热泵技术已经较为成熟，水源热泵根据驱动源的不同分为吸收式热泵和压缩式热泵。吸收式热泵可以采用蒸汽或天然气等为驱动源，天然气驱动的吸收式热泵机组能效比为1.8-2.3，在增加少量耗电的情况下，利用天然气作为主动力，提取污水中充足的低品位热源，减少能耗和降低运行费用。压缩式水源热泵能效比在3.5-3.8，采用电力驱动提取污水中充足的低品位热源，减少能耗和降低运行费用。(三)热泵技术推广应用的条件到目前为止，热泵技术已经相当成熟，设备本身不会影响热泵技术的大面积推广，热泵技术大面积推广的关键在热源方面和应用。具体要求有以下几点：热源稳定而且是可再生的，可循环利用；热源介质的低腐蚀性，对设备的损耗比较小；对热源的热量提取不会导致原有生态平衡的倾斜和影响周围的环境。加热温度一般只能满足100℃有充足的动力，根据热泵机组的不同可选用电力或天然气等。针对不同的环境，可采用的热源主要有以下几种：空气源热泵：主要应用在家用小型空调系统中，存在的主要缺陷是温度不太稳定，容易受外界环境的影响，流量也不易受控制，容易结霜，大面积推广使用收到限制。土壤源热泵：是以大地为热源对建筑进行空调的技术，缺陷是地下埋管换热器的供热性能受土壤性质影响较大。水源热泵：主要有地表水源热、地下水源、工业循环水、工业废水等几种。1）地表水源一般水量较大，换热时取水温差比较小，效果好于空气源和地源，主要缺陷是必需靠近江河湖海等水源丰富的地区。2）以地下水为热源是现在社会比较盛行的一种取热方式，即采取地下打井埋管的方式。但该技术受地下水资源量和政府对地下水取用限制的影响。3）工业循环水、工业废水主要集中在热电厂、化工企业、石油生产加工企业等有大量冷却循环水、外排污水和石油开采企业具有大量的回注水，温度在30℃（四）污水余热回收利用站址的选择XX油田现有污水产出的联合站19座，其中采用燃气和燃油双燃料加热的联合站7座。在这七座联合站中，XX联合站存在原油消耗数量大，加热炉运行时间长，污水外排温度高，加热温度在80℃以下等诸多特点，是最理想的应用场所四、污水余热回收利用方案根据对XX联合站各运行参数统计和物料热能情况的计算，该站在冬季最高热负荷8403kw：其中78℃热负荷2198kw，75℃热负荷2062kw，65℃以下热负荷4143kw。日常热负荷70℃及以上3505XX联合站现有天然气11000m3/d，可以提供热量4525kw。现有47℃的外排污水3000m3/d，在温度降低到20℃情况下可以提取3920kw的热量，热源满足该站8（一）规划方案方案一：采用能效比1.9的吸收式水源热泵现有天然气可以提供4525kw的热能，总的用热需求为8403kw，需求与天然气供给能量比值为1.857，因此，XX联合站采用能效比不低于1.9的吸收式热泵满足该站的总用热需要。该热泵需要提取污水能量3978kw，提取热能后3000m3/d外排污水温度从47℃降至70℃及以上加热需求包含外输、掺水和脱水，可以采用1台5000kw或2台2500kw热泵机组，其中在特殊情况下外输加热提升到80℃左右来保证外输管线的正常运行。为了保证外输加热的稳定性和温度的提升要求，确定外输加热由1台2500kw的热泵单独提供，同时另外1台1、热泵加热能力：10000kw其中：外输采用2500kw热泵1台，脱水和掺水采用2500kw热泵1台，南部来油、系统及采暖采用5000kw热泵1台。2、燃料：天然气11000m3/d，在天然气供应不足3、污水水源：外排污水3000m3/d，温度在47-50℃，取热范围为3000m3/d，温度最低值4、热泵机组及配套：新建2500kw热泵2台，5000kw热泵1台；热源污水用换热器4具，加热介质用换热器7具，循环水泵1套，水处理装置1套等。为了延长热泵机组的检修周期和减少维护费用，污水以及被加热介质与热泵机组之间采用换热器进行热量交换，热泵机组、换热器、循环水泵、水处理装置、水箱、除污器及自控系统建于辅助厂房内，工艺流程示意图见图3-5和图3-6。5、热泵泵房及外部管网配套热泵房建于现联合站东侧的空地，占地面积40×50m。污水站新建热源污水提升泵2台，新建热源污水、系统来液、脱水、掺水、采暖、外输与热泵机组的连通管道。所有需加热的油水管线全部保温架空敷设。平面位置见图3-7。图3-5方案一热泵工艺流程示意图图3-6方案一系统加热工艺流程示意图图3-7方案一平面布置示意图6、工程投资2484万元，主要工程量及投资估算见表3-7。表3-7主要工程量及投资估算表序号项目名称单位数量投资(万元)一工程费用2094.231热泵系统及配套项11534.12管网配套项1373.133给排水系统项1304土建工程项1157二其他及不可预见费项1389.77三合计2484运行费用见表3-8。表3-8XX联合站污水余热工程实施前后运行费用表序号运行费用实施前实施后节约费用备注1所耗天然气401×104Nm3401×104Nm30万元1元/Nm32所耗原油4010吨0不计算费用，按收入考虑3设备维护修理40万元75万元-35万元4消耗电43×104kW.h193×104kW.h-103万元0.69元/kW.h5折旧费43万元177万元-134万元14年折旧期6管理和销售费用30万元-30万元小计实施后投产当年新增运行费用302万元/年

方案二：采用能效比3.5的压缩式水源热泵和炉效90%的真空加热炉由于该站产天然气有一定程度的波动，为了加热系统更平稳的运行，天然气仍用于加热炉加热，其他加热炉利用压缩式水源热泵进行替换。现有天然气可以提供4525kw的热能，可以满足脱水1699kw和外输2198kw的加热需求，其他南部来油、系统来液、掺水和冬季采暖总热负荷4506kw，其中75℃热负荷363kw，70℃以下热负荷4163kw，利用压缩式水源热泵进行替换。其中的掺水加热363kw采用能效比3.5的超高温热泵机组，75℃以下的4163kw采用能效比3.8的高温热泵机组。该热泵机组共需耗电1200kw，提取污水余热能量3326kw，提取热能后3000m3/d外排污水温度从1、炉效90%真空加热炉，加热总能力：5000kw其中：外输采用2500kw加热炉1台，脱水采用2500kw加热炉1台，备用2500kw加热炉1台。2、热泵加热能力：总负荷5500kw。其中：掺水采用500kw的能效比3.5热泵1台，南部来油、系统及采暖采用5000kw的能效比3.8热泵1台。3、污水水源：现有3000m3/d，温度在47-50℃，取热范围为3000m3/d，温度最低值47℃4、热泵机组及配套：新建500kw热泵1台，5000kw热泵1台；热源污水用换热器3具，加热介质用换热器5具，循环水泵1套，水处理装置1套等。为了延长热泵机组的检修周期和减少维护费用，污水以及被加热介质与热泵机组之间采用换热器进行热量交换，热泵机组、换热器、循环水泵、水处理装置、水箱、除污器及自控系统建于辅助厂房内，工艺流程示意图见图3-8和图3-9。5、热泵泵房及外部管网配套热泵房建于现联合站东侧的空地，占地面积40×50m。污水站新建热源污水提升泵2台，热源污水、系统来液南部来油、掺水和采暖系统与热泵机组连通管道。所有需加热油水管线全部保温架空敷设。平面布置见方案一。6、外输、脱水及备用加热炉建于现有加热炉位置。图3-8方案二热泵工艺流程示意图图3-9方案二系统工艺流程示意图工程投资2052万元，主要工程量及投资估算见表3-9。表3-9主要工程量及投资估算表序号项目名称单位数量投资(万元)一工程费用17301加热炉及配套项13002热泵系统及配套项19633管网配套项12524给排水系统项1305土建工程项1185二其他及不可预见费项1322三合计20527、运行费用见表3-10。表3-10XX联合站污水余热实施前后运行费用表序号运行费用实施前实施后节约费用备注1所耗天然气401×104Nm3401×104Nm30万元1元/Nm32所耗原油4010吨0不计算费用，按收入考虑3设备维护修理40万元64万元-24万元4消耗电43×104kW.h1180×104kW.h-785万元0.69元/kW.h5折旧费43万元147万元-104万元14年折旧期6管理及销售费用30万元-30万元小计实施后投产当年新增运行费用943万元/年方案比选表3-11工艺方案优缺点对比表方案一方案二方案采用吸收式热泵机组，通过换热器吸收外排的污水热能用于油水等的全部加热，节约燃料油资源。部分采用压缩式热泵机组，通过换热器吸收外排污水热能用于来油、来液、掺水和采暖加热。脱水和外输加热仍采用加热炉。节约燃料油资源。管理吸收热泵机组管理模式加热炉和电力热泵机组管理模式投资2484万元2052万元运行费用新增302万元/年新增943万元/年优点主要以天然气作为动力，运行费用低。1、机组体积小、噪音低，没有可燃性气体。2、建有1台备用加热炉，安全系数大。缺点1、一次性投资高。2、热泵体积大，控制参数多。1、加热系统分别位于两处，管理点多；2、增加大量的电力消耗，运行费用高。经综合比较，推荐方案一。第四章节能一、综合能耗分析1、XX联合站污水余热实施前综合能耗2008年XX联合站加热炉共消耗各种能源10650吨标准煤，能源消耗以天然气、原油为主，污水余热实施后能源消耗以天然气为主、电力为辅。实施前后能源消耗构成见表4-1和表4-2。表4-1实施前能源消耗构成表种类计量单位能耗天然气104Nm3401原油t4010电能104Kw.h43合计吨标准煤10650表4-2实施后能源消耗构成表种类计量单位能耗电104kw.h193天然气104Nm3401原油t0合计吨标准煤5105采用热泵后，年节约原油4010t，新增耗电150×104度。2、能耗分析由实施前后的能源消耗量可以看出，实施后的综合能耗比实施前减少了5545吨标准煤，占实施前综合能耗的52%。3、烟尘和氮氧化物排放量变化通过利用吸收式水源热泵，减少燃料油消耗4010t，每年可减少烟尘排放13.2t，可减少氮氧化物排放14.4t。二、节能措施1、本项目是采用热泵技术利用外排污水中的低温热量，提取回收后作为集中供热的新热源，它不消耗煤炭、石油，消耗的天然气与供热能力是1∶1.9的增值关系，每供应1.9kw.h的热量，仅消耗1kw.h的天然气，其余0.9KW.h热量是从外排污水中提取回收的，所以，这是一个节约能源的项目。2、在项目设计及实施过程中，应采取有利措施来节约能源，主要的综合措施是:①应选择合适的热泵机组，使其功率匹配，热效率高，确保COP值在1.9以上。②合理选择升压泵、循环水泵等的型号，并加设变频装置，降低电能消耗。③在热泵机房设置各种相关的计量控制仪表，对用能部分进行计量和检测，优化运行。④热泵烟气余热回收的热能用于未加热部分系统来液，提高脱水系统的进口温度。⑤根据不同季节的实际需要，及时调整生产运行参数，保证安全生产，降低运行能耗。第五章环境保护一、环境现状XX联合站位于河北省黄骅市，河北省地处中国东部沿海，气候属暖温带大陆性季风气候。全年平均气温介于-0.5℃～14.2℃二、主要污染源和污染物1、主要污染源联合站内的加热炉，储罐、容器与管道连接处阀门跑、冒、滴、漏；联合站处理后的外排污水；污水处理后的污泥和集输系统的污泥；工程建设对自然环境和生态环境的影响。2、主要污染物容器与管道连接处阀门跑、冒、滴、漏产生的污水；站内脱水设备脱出的含油污水以及生活污水；各类机泵产生的噪声等。三、污染控制措施1、大气污染控制：对易产生挥发性烃类气体的地点设置可燃气体报警器，便于发现漏点，及时进行处理。2、水污染控制：全部污水进行处理，处理合格后回注或外排。生活污水物理沉降后定期拉运。3、噪声污染控制：本项目仅产生的噪声污染采用吸音屏，对进入高噪声区的人员配防噪耳塞或耳罩等，以减轻噪音对操作人员造成的伤害。四、效果及评价本项目正常运行时处于全封闭状态，无污染物排放，故对周围环境不产生污染，不会造成生态环境变化。第六章劳动安全卫生一、职业危害分析1、自然环境危害分析XX联合站位于河北省黄骅黄骅市，气候属暖温带大陆性季风气候因为暴雨、雷电、沙尘暴等可能引起自然灾害，对人体造成伤害。2、生产过程中职业危害分析（1）原油具有易燃性、易爆性和挥发性，当原油蒸汽与空气混合，达到一定程度后，遇到明火即可发生爆炸。（2）天然气具有易燃、易爆性，泄露到空气中的天然气和空气混合，浓度达到爆炸下限时，遇到明火即发生爆炸。（3）油气处理过程中，挥发的有毒烃类气体，可能引起火灾和中毒。（4）生产过程中设备的振动、机械设备传动产生的噪声易引起听力下降。（5）静电放电、雷电放电易引起火灾，还可能造成操作人员的身体伤害。（6）高压管线及设备超压，发生渗漏，都有可能造成人身伤害。二、职业危害防护1、本工程严格按照《石油天然气工程防火设计规范》（GB50183-2004）要求执行，设立各种保护、报警装置。2、项目施工前，落实HSE项目计划书，严格挑选施工队伍，施工单位应具有丰富的站场施工经验，建立质量保证体系，确保施工质量和安全。3、严格落实施工监理制度，施工完毕后由具有检验资格的单位对工程质量进行监督检查。4、本工程总平面布置严格按照有关规范执行，对可能产生爆炸和火灾的地方设有必要的预防措施，因而保证了安全。各厂房完善的采暖、通风、照明为操作人员身心健康提供了良好条件，工程远离居民区，不影响居民生活。第七章组织定员本工程主要是增加现有加热炉的替换设备，不增加新的岗位，不增加人员。第八章项目实施进度安排一、项目实施阶段本项目XX油田成立项目组，责任落实到部门、人，实施过程分为前期准备阶段和施工建设阶段，前期准备阶段包括项目建议书、可行性研究、资金筹措和初步设计等，施工建设阶段包括施工图设计、工艺安装、装置试车运行等。施工建设期限为6个月。二、项目实施进度2008年10月-2008年12月完成可研和评审。2008年12月-2009年3月完成初步设计和评审。2009年3月-2009年4月施工图设计和主要设备采购。2009年4月-2009年10月施工，并于10月底前投入试运行。2009年12月投入正常运行管理，并进行总结和评价。第九章投资估算一、编制依据1、石油工程造价中心《石油建设工程投资参考指标》。2、中国石油天然气股份有限公司《石油建设安装工程概算指标》（2005）。3、石油计字（2000）第131号文件《石油建设工程项目可行性研究投资估算编制办法》。4、建设项目经济评价方法与参数（第三版）。5、中油股份公司油计字（2007）455号文件。6、中油股份公司油计字（2006）945号文件。7、石油计字[2003]71号文件关于印发《中国石油天然气股份有限公司石油建设其他费用补充规定的通知》。8、本报告的技术研究部分。9、部分设备价格来源于询价。二、编制说明本项目只进行建设投资估算，不计算建设期利息和流动资金。三、投资估算1、工程费用：估算为2094.23万元。其中，设备及工器具购置费1450.7万元，安装工程费469.68万元，建筑工程费173.85万元。2、其他费用：包括其他固定资产费用、无形资产、其他资产，估算为205.25万元。3、预备费：价差预备费为0，基本预备费按工程费与其他费用之和的8%计算，估算为184.52万元。4、总投资估算为：2094.23+205.25+184.52=2484万元。其中,增值税为210万元。详见附表1、附表2和附表3。第十章经济评价一、经济评价说明本工程属于“节能降耗和安全环保”项目，是依靠技术的进步进行系统或单体的调整改造，减少生产过程中的能耗和设备更新改造投资等，从而提高油田开发的整体经济效益。本项目增量“效益与费用”易于识别，经济评价时直接按“增量法”对项目进行效益评价。增量收益从节能降耗方面计算，包括项目运行后节约的燃油、节约的设备更新改造一次性投资等。二、基础数据1、项目建设期1年，生产经营期14年，计算期15年。2、电费按0.69元/kW.h计算；燃油按3633元/吨(2005年1月至2008年11月的平均不含税价格)计算。3、基准参数执行中国石油天然气股份有限公司规定。表10-1判别参数表序号判别参数指标1基准财务内部收益率≥12%2基准财务净现值≥03基准投资回收期≤6年三、增量成本费用估算1、折旧费：折旧年限14年，残值率为0。2、修理费：按新增建设投资的3%计算。3、动力费：热泵系统实施后，年增耗电150×104kW.h，年增动力费103万元。4、管理费用和销售费用：由于油气商品量增加而引起的矿产资源补偿费和销售费用等增加，年增费用30万元。投产当年增量成本费用为302万元。四、收入估算增量收入指“调整改造”比“不调整改造”在生产运行中增加的收益，主要从节能降耗角度考虑。XX联合站实施热泵系统后，停运站内2500kw加热炉6台，200kw加热炉1台，年节约燃油4010吨，同时，项目实施后，将在生产经营期的第3年节约设备更新改造投资800万元。投产当年年增效益1457万元。五、财务评价通过对以上投资、成本、收入的分析，评价结果如下：表10-2评价结果表序号评价结果行业标准测算指标税前税后1基准财务内部收益率≥12%55.41%42.63%2基准财务净现值≥05753万元3943万元3基准投资回收期≤6年1.97年2.33年从经济评价指标可以看出，该项目经济指标均符合行业基准标准，在经济上是可行的。六、不确定性分析由于投资、油价等数据具有一定程度的不确定性，为了更好地分析建设投资、原油价格等在一定范围内对财务内部收益率、净现值和投资回收期的影响，对上述两个因素分别在±80%和±60%之间进行了敏感性分析。通过分析可知，当固定资产投资额高于4880万元，当原油价格低于1895元/吨时，测算出的评价指标不能满足基准参数要求，是没有经济效益的。详见表10-3。表10-3敏感性分析表序号不确定因素变化率因素变化值经济评价指标(税后)内部收益率净现值投资回收期1投资+40%3478万元24.06%1257万元2.96年+80%4472万元14.91%360万元3.90年-80%497万元115.9%3560万元0.92年-40%1491万元69.77%3032万元1.52年边际投资+96%4880万元12.04%5万元4.38年2原油价格-30%2543元/吨17.13%364万元3.48年-60%1453元/吨3.75%-562万元5.86年+60%5812元/吨76.49%5702万元1.34年+30%5086元/吨64.4%4520万元1.59年边际价格-48%1895元/吨12.21%14.6万元4.14年备注:投资回收期从投产期算起。港口陆域和加工物流区（Ⅰ区A、B地块）填海造地工程可行性研究报告目录附表1：总投资估算表单位：万元序号工程或费用名称估算金额占总投资比例一工程费用2094.2384.31%1热泵系统1498.160.31%2配电系统361.45%3给排水系统301.21%4管网系统373.1315.02%5土建工程1576.32%二其他费用205.258.26%三预备费用184.527.43%四建设投资合计2484100%

附表2：工程费用估算明细表单位：万元序号项目单位数量设备及工器具购置费安装工程费建筑工程费合计占工程费用%一工程费用1450.7469.68173.852094.23100%1工艺部分1402.795.41498.171.53%1.1吸收式热泵机组(ZJCHP025（体积4100×2850×2650，总重19.5t))台24253546021.97%1.2吸收式热泵机组(ZJCHP049（体积5357×3250×3100，总重33t))63%1.3外排污水换热器(BR1.05X-1.0/120-131)台2552.757.72.76%1.4外排污水换热器和含水30%的原油用换热器（BR1.05X-1.0/120-184）台31065.3111.35.31%1.5采暖用换热器（BR0.45X-1.0/120-50）台2201211.00%1.6污水用板式换热器(BR1.05X-1.0/120-40)台2120.612.60.60%1.780℃的原油用换热器台2884.392.34.41%1.863℃的原油用换热器台1402422.01%1.955℃含水95%的原油用换热器台2281.429.41.40%1.10蒸发器侧循环水泵（Q=400m3/hH=20mN=台6241251.19%1.11冷凝器侧循环水泵（含水30%的原油用，Q=89m3/hH=16m台24.20.24.40.21%1.12冷凝器侧循环水泵（77℃原油用Q=138m3/hH=台25.40.35.70.27%1.13冷凝器侧循环水泵（63℃原油和55℃含水95%的原油及采暖用Q=358m3台26.40.36.70.32%1.14外排系统水电子水处理装置（RY-300-L-8，经济处理量200m3/h台13.50.23.70.18%1.15蒸发器侧水电子水处理装置（含水30%的原油用，RY-300-L-8，经济处理量200m3台13.50.23.70.18%

序号项目单位数量设备及工器具购置费安装工程费建筑工程费合计占工程费用%1.16蒸发器侧水电子水处理装置（77℃原油用，RY-650-L-12，经济处理量580m台15.20.25.40.26%1.17蒸发器侧水电子水处理装置（63℃原油和55℃含水95%的原油及采暖用，RY-300-L-8，经济处理量台13.50.23.70.18%1.18冷凝器侧水电子水处理装置（含水30%的原油用，RY-85-L-4，经济处理量65m3台120.12.10.10%1.19冷凝器侧水电子水处理装置（77℃原油用，RY-160-L-6，经济处理量140m台12.90.130.14%1.20冷凝器侧水电子水处理装置（63℃原油和55℃含水95%的原油及采暖用，RY-300-L-8，经济处理量台13.50.23.70.18%1.21全自动水处理装置（RY—40T，处理量40吨）台1251.226.21.25%1.22变频稳压装置（BWY40-1.6，补水泵4kw）台1100.510.50.50%1.23冷水箱（L4×B4×H3）个1100.510.50.50%1.24软化水箱（L4×B4×H3）个1100.510.50.50%1.25除污器台89.60.4100.48%1.26自动控制系统套110051055.01%2供、配电工程288361.72%2.1电缆敷设YJV22-10KV-3×50m15064100.48%2.2新建撬装箱式S11-315KVA/6/0.4KV变压器（内置GCK型配电柜2面，电容补偿屏1面）座1224261.24%序号项目单位数量设备及工器具购置费安装工程费建筑工程费合计占工程费用%3给排水系统套130301.43%4土建工程1571577.50%4.1平整场地M22000330.14%4.2厂房（砖混结构）M29001081085.16%4.3设备基础M320016160.76%4.4厂区道路km0.530301.43%5室外管网配套20309.2215.42344.6416.46%5.1热源来水管道219×5保温管道Km0.517.240.8618.10.86%5.2热源出水管道219×5特加强沥青防腐km0.514.070.8614.930.71%5.3热源水提升泵台2201211.00%5.4系统来液连接管道325×7保温km1.475.103.2678.363.74%5.5采暖连接管道114×5保温km1.3020.622.2222.841.09%5.6南部来油连接管道325×7保温km1.3270.813.0773.883.53%5.7掺水连接管道159×6保温km124.061.7125.771.23%5.8脱水连接管道159×6保温km1.33322.2834.281.64%5.9外输连接管道325×7保温km0.526.821.1627.981.34%5.10管排桁架项1550.24%5.11阀门类个9022.522.51.07%序号项目单位数量设备及工器具购置费安装工程费建筑工程费合计占工程费用%6室内管网配套27.061.4328.491.36%6.189×4加强防腐km0.262.410.312.720.13%6.2219×7加强防腐km0.3710.90.6311.530.55%6.3325×7加强防腐km0.219.50.499.990.48%6.4阀门类个174.254.250.20%

附表3：其他费用及预备费计算表单位：万元序号工程或费用名称取费基数费率(%)合计计算式及说明一其他费用合计205.25(一)其他固定资产费用205.251永久土地费202临时征地费3建设单位管理费工程费用2.00%16.75工程费×管理系数×40%4监理费工程费用205可行性研究费工程费用126环境影响评价费工程费用2估算7劳动安全卫生评价费2估算8设计费工程费用+联合试运转费120基本设计费×行业系数1.2×改造系数1.4+非标设计费9勘察费1估算10工程保险费工程费用7工程费用×0.3%11锅炉及压力容器检验费受检设备组装费012联合试运装费建筑工程费+安装工程费4.5(建筑工程费+安装工程费)×0.7%(二)无形资产1专利及专有技术使用费2软件费3其他(三)其他资产1生产准备费

附表3：其他费用及预备费计算表单位：万元序号工程或费用名称取费基数费率(%)合计计算式及说明1.1生产人员培训费1.2提前进厂费2办公及生活家具购置费3长期待摊费用4其他二基本预备费184.52（工程费+其他费用）×8%

附表4：折旧费用估算表单位：万元序号名称折旧期原值234567891011121314151固定资产1424841.1折旧1771771771771771771771771771771771771771771.2净值230621301953177616001423124610668897125353541770附表5：收入及税金估算表单位：万元序号项目23456789101112131415一增量收入145714572257145714571457145714571457145714571457145714571节约燃油145714571457145714571457145714571457145714571457145714572节约工程投资800二销售税金及附加28282828282828282828282828281城乡建设维护税16.1816.1816.1816.1816.1816.1816.1816.1816.1816.1816.1816.1816.1816.182教育费附加7.027.027.027.027.027.027.027.027.027.027.027.027.027.023资源税4.84.84.84.84.84.84.84.84.84.84.84.84.84.8

附表6：成本估算表(无项目)序号项目23456789101112131415一生产成本5145145285285285285285285285285285285285281动力费30303030303030303030303030302维护修理费40404040404040404040404040403天然气费用4014014014014014014014014014014014014014014折旧费4343575757575757575757575757二管理费用三销售费用四总成本514514528528528528528528528528528528528528五经营成本471471471471471471471471471471471471471471附表7：成本估算表(有项目)序号项目23456789101112131415一成本费用7867867867867867867867867867867867867867861动力费1331331331331331331331331331331331331331332维护修理费75757575757575757575757575753天然气费用4014014014014014014014014014014014014014014折旧费177177177177177177177177177177177177177177二管理费用1515151515151515151515151515三销售费用1515151515151515151515151515四总成本816816816816816816816816816816816816816816五经营成本639639639639639639639639639639639639639639

附表8：损益表单位：万元序号项目23456789101112131415一增量收入145714572257145714571457145714571457145714571457145714571节约燃油145714571457145714571457145714571457145714571457145714572节约工程投资800二增量成本费用302302288288288288288288288288288288288288三销售税金及附加2828282828282828282828282828四利润总额11271127194111411141114111411141114111411141114111411141五所得税（25%）282282485285285285285285285285285285285285六税后利润8458451456856856856856856856856856856856856

附表9：现金流量表单位：万元序号项目123456789101112131415一现金流入145714572257145714571457145714571457145714571457145714571增量收入14571457225714571457145714571457145714571457145714571457二现金流出24844784786814814814814814814814814814814814811投资24842增量经营成本费用1681681681681681681681681681681681681681683销售税金及附加28282828282828282828282828284所得税282282485285285285285285285285285285285285三净现金流量-24849799791576976976976976976976976976976976976四累计净现金流量-2484-1505-52610502026300239784954593069067882885898341081011786五税前净现金流量-248412611261206112611261126112611261126112611261126112611261六税前累计净先进流量-2484-12233820993360462158827143840496651092612187134481470915970财务内部收益率:55.41%(税前)42.63%(税后)财务净现值:5753万元(税前)3943万元(税后)投资回收期:1.97年(税前)2.33年(税后)备注：投资回收期从投产期算起。目录TOC\o"1-2"\h\z第1章概况 31.1设计依据 31.2研究报告编制范围 31.3工程可行性研究主要结论 31.4主要问题和建议 3第2章工程区现状及问题 32.1地理位置及交通 32.2工程区现状 32.3存在问题及对策 3第3章建设规模 33.1建设规模 33.2工程等级及设计标准 PAGEREF