青岛供热项目可行性研究报告

PAGEPAGE6PAGE451.概述1.1供热区域概况1.1.1供热区域自然概况青岛经济技术开发区位于山东半岛南部的胶州湾西岸，青岛市西部，三面环海，一面接陆，是国家级经济技术开发区。开发区既是青岛市的辅城，也是青岛市中心港区、铁路客货运、重化工区及临港工业区所在地。是以现代化国际港口为主体，以重化工业、国际贸易、旅游度假为主要特色的功能完善、环境优美的新城区。青日高速、胶州湾高速从区内穿过，交通发达，地理位置优越。其地理坐标为东经12013′，北纬3602′，幅员面积214.72平方公里，城市建设用地54平方公里。全年无酷暑严寒，属温带季风海洋性气候，年主要风向为东南季风，冬季主导风向为北西北风。按照城市总体规划，开发区由六个功能区组成，即行政商务中心区；国际贸易、仓储、加工工业区；重化工业区；临港工业区；薛家岛综合旅游区和农副产品加工区（柳花泊区）。行政商务中心区的部分区域即开发区的起步区，包括国际贸易、仓储、加工工业区和临港工业区的部分企事业单位、居民住宅已实现了集中供热。本工程的供热区域位于行政商务中心区（含薛家岛镇驻地）的南部，即原开发区西南部及东部延伸区域，此区域的各类建筑物目前尚未实施集中供热，急需建设集中供热设施。（1）主要气象资料如下：年平均气温：12.2℃极端最高气温：35.4℃极端最低气温：-15.5℃采暖室外计算温度：-6℃年采暖天数：130天夏季空调室外计算温度：29℃最冷月平均相对湿度：64%年平均降雨量：702.4mm年平均蒸发量：1472.6mm最大积雪厚度：190mm最大冻土深度：490mm冬季平均风速：5.7m/s冬季最多风向平均风速：6.5m/s冬季日照率61%大气压力,冬季/夏季:1016.9/997.2hPa（2）工程地质青岛开发区位于胶州湾的西侧海域，地形特征是西部高、东部较低，呈丘陵状，全区地形起伏较小。地质构造简单，地震活动微弱，区域稳定性好，区域内部分地段基岩裸露，部分基岩埋深浅，可做天然地基，地基稳定性良好。靠近海边的南部地区为填海造地,地基稳定性较差，部分地区存在软岩脉,并且软岩脉与围岩的风化差异大。地震基本烈度按6度考虑。1.2项目建设的必要性1.2.1项目建设的必要性近年来,青岛经济技术开发区的经济建设和城市建设速度都有了飞速发展，国内外众多大型知名企业纷纷落户开发区，到1999年底全区工业生产总值为210亿元，人口23万人。根据城市10年发展规划，到2010年全区人口为60万人，人均住宅使用面积达到25平方米。由于经济建设的快速发展，进一步促进了开发区现代化城市建设的进程，也促进了城市市政基础设施的建设，各种公用事业配套设施不断完善，为供热事业的发展壮大创造了良好的条件。但由于种种原因，目前只有在开发区的起步区即原行政商务中心区和临港工业区及保税区的部分企事业单位、居民住宅约75万平方米的建筑物以及29家企事业单位、大型公共建筑，实现了集中供热。而行政商务中心区的南部（含薛家岛镇）区域的各类新增和原有建筑物尚未实现集中供热，造成这一区域的建筑物都采用自建燃煤小锅炉房和小煤炉供热，既产生了严重的大气污染，又造成了能源及投资的浪费，不但影响了开发区现代化城市的形象，也在一定程度上阻碍了开发区的经济发展。为满足城市建设和经济发展的需要，只有在行政商务中心区的南部（含薛家岛镇驻地）迅速实施集中供热，才能有效的控制和减少该区域的大气及水质污染，改善环境质量，提高人民生活水平。该工程的实施进度及计划也是以开发区城市总体规划的总布局和城市供热规划为指导，并按其实施进度要求进行。集中供热既是国家基本建设领域重点扶持的行业，也符合国家能源产业政策。在全面实施可持续发展战略的大形势下，本项目的迅速实施，显得尤为迫切和非常必要。1.2.3项目建设提出的背景近年来，随着开发区的经济建设迅猛发展，城市基础设施的日益完善，市区人口也呈递增态势，“三废”排放量也在逐年增加，环境污染有加速发展的趋势。为有效的防止环境污染，开发区政府采取了积极措施，并实施了多种治理方法，制定了许多地方性的规定，其中包括重新制定城市供热十年规划和供热管理办法，积极推广洁净能源、热电联产和城市集中供热，限制并取缔分散、低效、污染严重的小型燃煤锅炉房，保证了城区一定范围内的环境质量，限制了污染源的产生，保证了人民生活质量和生活水平。目前在本项目拟实施区域即行政商务中心区的南部（含薛家岛镇驻地）区域的各类新增和原有建筑物尚未实现集中供热，集中供热尚属空白区，为了保证开发区乃至青岛市区及周边地区的大气环境质量，必须尽快建设该区域内的集中供热设施。该项目的具体实施方案是近期利用热电燃气总公司已有的蒸汽锅炉富余的蒸汽作为热源，建设高温汽水换热站，进行汽水换热，提供高温水，敷设高温水管网（一级管网即热源至小区热力站的管网），建设小区无人值守热力站和相应的小区低温热水供热管网（二级管网），建立区域热网调度控制中心。远期按照城市总体规划的要求及根据热负荷实际发展情况，在热电燃气总公司现有锅炉房厂区的扩建场地内，建设高温热水锅炉房，分期建设高温热水锅炉（高温水锅炉房不在本可行性研究报告的研究范围），直接供应高温水，满足本供热区域的建筑物用热需要。本区域的集中供热工程是开发区实现全面集中供热的一个重要组成部分。在新千年，该工程的里顺利实施，对未来10年内的城市经济建设、市政建设以及供热事业的发展、腾飞，具有深远意义。1.3编制依据和可研范围1.3.1编制依据本可研报告主要依据以下文件进行编制：（1）青岛市计委关于“青岛开发区行政商务中心区（含薛家岛镇驻地）集中供热工程”项目建议书的批复意见，“青计交能字”（2）青岛经济技术开发区热电燃气总公司委托我院进行“青岛开发区行政商务中心区（含薛家岛镇驻地）集中供热工程可行性研究报告”的委托书（3）青岛市经济技术开发区（黄岛区）分区规划（1996年~2010年）说明书及相关规划图纸（青岛市规划设计研究院1998.4）（4）青岛经济技术开发区行政商中心总体规划及用地规划图(济南市市政工程设计研究院1999.7)（5）薛家岛旅游度假区总体规划及用地规划图(上海同济城市规划设计研究院1998.12)（6）青岛市经济技术开发区供热规划（2000年~2010年）（中国市政工程华北设计研究院2000.11)（7）《城市热力网设计规范》CJJ34-90（8）《锅炉房设计规范》GB50041-92（9）《小型火力发电厂设计规范》GB50049-94（10）《城镇直埋供热管道工程技术规程》CJJ/T81-98（11）全国统一安装预算定额建标（2000）60号（12）全国市政工程预算定额建标（1999）211号（13）热电燃气总公司提供的有关资料1.3.2可研范围本可研报告的范围是行政商务中心区（含薛家岛镇驻地）范围内(长江路以南，滨海路以北，嘉陵江东路以西以及钱塘江路、峨眉山路两侧）的各类建筑物采暖用热的供热方案。其主要内容为：（1）供热方案的比较（2）一级供热管网（即高温热水管网）的走向及敷设方案（3）换热首站的方案（4）热网调度中心的方案（5）小区热力站的规模及站址选择（6）热网加压泵站的确定1.4项目建设内容及规模1.4.1项目总的建设内容及规模本项目一级高温热水管网网的建设实施是满足未来十年内本区域建筑物采暖用热的需要，使本区域内的集中供热热化率达到70%。换热首站建设规模按现有热源的供热能力进行热平衡后及近期已有及2-3年内新增建筑物采暖用热综合比较后确定，本区域未来发展的采暖用热由新建高温热水锅炉房供应（高温热水锅炉房的方案不在本可研范围之内）。本项目根据现状采暖建筑物及规划发展的建设情况，分期分步实施。项目总的建设内容如下：（1）换热首站的总规模为100MW，首站为2层建筑，建筑面积为1320m2（2）建设管径DN800-DN250高温热水直埋管网15.973km,其中主管网7.876km,分支管网8.097km（3）热网控制中心楼,4层框轻结构，建筑面积3050m2（4）小区无人值守热力站30座（5）建设相应的小区二级低温热水直埋管网（6）一座热网加压泵站（7）DN400的蒸汽管网和DN125凝结水管。本项目建设工程总投资为22437.86万元。本项目计划分两期实施，一期工程达产后供热面积为200万平方米，工程投资12114.565万元。1.4.2项目分期建设内容及规模（1）一期建设内容和规模如下：——新建1座100MW大型高温汽水换热首站，建筑面积1320m2；——新敷设管径DN800-DN250高温热水直埋管网15.973km，其中主管网7.876km,分支管网8.097km；——热网控制调度中心楼,建筑面积3000m2；——新建无人值守热力站18座；——新建相应供热面积的小区二级低温热水直埋管网；——新敷设DN400的蒸汽管网和DN125凝结水管。（2）二期扩建内容和规模如下：——续建管径高温热水直埋管网5.473km,其中主管网0.913km,分支管网4.56km；——新建小区无人值守热力站12座；——新建相应供热面积的小区二级低温热水直埋管网；——新建一座热网加压泵站。本项目实施后（新增221万m2的建筑物所需热量，再新建高温热水锅炉房），其热网及热力站的建设规模，能满足本区域10年内共计421万平方米（包括近期200万m2及远期新增221万m2的建筑物）建筑物采暖用热的需要，保证该区域的集中供热热化率达到70%，满足城市总体规划的要求。1.5主要技术原则1.5.1设计指导思想本工程的设计指导思想是安全可靠、经济合理，技术创新、设计创优，总体安排、分期分布实施，方便管理、节约能源。1.5.2主要技术原则（1）本可研按照供热规划确定的原则，结合开发区相关区域及本供热区域的具体特点，遵循近、远期相结合；使系统设计安全可靠、经济适用。（2）近期充分利用热电燃气总公司已有的蒸汽锅炉房的富与余蒸汽，建设汽水换热站，进行汽水换热，提供高温热水，向各用热小区供热。远期根据负荷增长情况，再建设高温热水锅炉房，直接提供高温水，换热首站提供的高温热水与高温热水锅炉房提供的高温热水参数相一致，共同并入总供热管网，向各用热小区供热。（3）既要考虑近期急需的热负荷，又要兼顾远期发展，由于管网寿命长达30年，一级高温热水主管网按远期总负荷设计。（4）本系统供热范围广、供热距离长，为便于今后系统的运行调节、安全可靠，以及系统的扩建，维护管理，热源与用户之间采用间接连接。（5）热水管网一级网采用量调节并辅以分阶段质调节，二级网采用质调节为主，配置变频泵。蒸汽管网采用量调节即根据用户的用热量自动调节加热蒸汽量。（5）热力站按无人值守设计，并采用全自动组合式板式换热机组，热工参数及电气参数的传输采用有线拨号通讯方式，微机监控。（6）为便于供热管网的运行、管理，设置热网调度中心及热网维修站，配备相应的自动控制及维修设备。（7）换热首站按有人值守设计，设置自动控制设备，热工参数及电气数据具有远传、监控功能。1.6工程建设进度近期：2001～2003年：可行性研究，初步设计、施工图设计及报批工作，换热首站施工，一级主管网、部分支管网及热力站施工，2001年采暖季部分投入运行，2003年采暖季投入运行，满足近期200万m2建筑物采暖。远期：2004年～2008年：高温热水锅炉房新建及扩建工作(不在本可研范围），续建热网及热力站、热网加压泵站，2008年采暖季达产投入运行，满足421万m2建筑物采暖，集中供热热化率达到70%。2.供热负荷2.1供热现状青岛经济技术开发区（黄岛区）集中供热实施较早，随着开发区的起步开发建设和发展，集中供热设施就已配套建设，并逐步扩大。1988年热电燃气总公司的3×20t/h蒸汽锅炉房以及所属的新街口2×4t/h锅炉房就已相继建成并投产，为开发区的工矿企业、行政事业单位、宾馆饭店等服务行业以及居民住宅供热。随着改革开放的进一步深入和发展，开发区的建设速度突飞猛进，国内外的大中型企业先后落户于开发区，居民住宅小区大量建成，用热量巨增，热电燃气总公司于1993年又扩建了3×75t/h低压蒸汽锅炉房，其中先后投产了3×75t/h低压蒸汽锅炉，截止1999年9月，热电燃气总公司已经建成并投入运行了12座汽—水换热站，实现居民住宅总供热面积77万m2；同时为工矿企业、行政事业等部门供应蒸汽，其中夏季平均20t/h，冬季平均90t/h。并已修建主蒸汽管网23公里，小区采暖热水管网8公里。2.2供热分区及供热面积本区域供热分区的划分与供热规划相一致，以城市总体规划为指导，同时综合考虑建筑物分布情况及各个分区的地理位置等方面的因素确定。具体范围是行政商务中心区（含薛家岛镇驻地）范围内，主要是长江路以南，滨海路以北，嘉陵江东路以西以及钱塘江路、峨眉山路两侧范围内。在上述范围内共有20个供热分区。分区的划分详见供热分区及热负荷分布图R1，分区内近期设计采暖建筑物面积200万m2,远期设计采暖建筑物面积421万m2（根据规划局提供的数据本区域内建筑物总面积为602万m2,集中供热热化率按70%考虑）,各供热分区近、远期设计采暖建筑面积及热负荷统计表，详见表2-1、2-2。2.3热指标、热负荷2.3.1热指标根据青岛市气象条件、采暖期平均气温、采暖室外计算温度、目前开发区建筑物的实际外围护结构形式以及“民用建筑物节能设计标准（采暖居住建筑部分）”（JGJ26-98），建筑物未来发展方向，综合比较后得出。确定青岛经济技术开发区采暖热指标取值如下：民用住宅：45W/m2；公共建筑：65W/m2；2.3.2热负荷采暖热负荷是根据各供热分区的供热面积，按不同热指标计算的各供热分区近远期热负荷值见表2-1、2-2。本区域近期设计热负荷为100MW，远期设计热负荷为212MW。2.3.3全年供热量及采暖热负荷曲线根据青岛市气象资料，室外采暖设计温度-6℃开发区的供暖天数是130天，全年供热小时数是3120小时。（1）全年热负荷不同室外温度下的热负荷值见全年采暖热负荷表2-3。近期：设计热负荷363.6GJ/h(100MW)，全年采暖热负荷797044GJ/年。远期：设计热负荷763.2GJ/h（212MW），全年采暖热负荷1673004GJ/年。全年最大负荷利用小时数为2192h。（2）热负荷曲线，起始采暖室外温度6℃，采暖天数为130天绘制的。近远期全年热负荷采暖曲线图见图2-1，2-2。

3.热源3.1热源概况3.1.1现状热源据开发区建设环保局的调查统计，目前本供热区共有分散供热热水锅炉15台，薛家岛第四房地产开发公司2×1.4MW、薛家岛房地产开发公司4×2.8MW、金源房地产公司2×1.4MW、青岛建工学院1×4.2MW+1×7MW热水炉外，其余均5台小于0.7MW以下，容量小，热效率低。这些小锅炉效率低，除尘设施差，无脱硫装置，烟囱低矮，且运行管理维护人员较多，占地面积较大，环境污染十分严重。现有及规划热源是热电燃气总公司的蒸汽锅炉房，位于行政商业中心区的西北端的五台山路西侧、香江路北侧、嘉陵江路南侧范围内，占地10公顷。现锅炉总容量为3×75t/h+3×20t/h共计285t/h．供应开发区内现有24家企事业单位的生产及采暖用汽，同时已实现向行政商务中心区中部77万m2的居民住宅采暖供热。锅炉型号为SHD75-1.57/273/AII、SHL20-25/400-AII。20t/h锅炉分别于88年1月和90年1月投入运行，75t/h锅炉分别于94年1月、95年1月及2000年12月投入运行，现运行状况良好，各项技术指标均达到国家标准。3.1.2热平衡计算开发区内已实现集中供热（热电燃气总公司热源）的24家企事业单位，分布在行政商务中心区及临港工业区（C区），最大用汽量75.26t/h，用汽参数一般为0.4～0.7MPa的饱和蒸汽，由于C区近期（2001-2002）将建设热电厂，将有海尔、奥柯玛、轻骑、国大生物等9家单位将由C区热电厂供热，还有华美、泰富、松下、申达、尼福、乳胶厂等6家企业，双龙、广厦、花林、行政中心、金融中心、41所、电业大厦、利群商厦、邮电局等9家大型公建常年用汽。共计16家单位在C区热电厂建成后仍由热电燃气总公司热源供常年用汽。这16家用汽单位现状用汽量冬季最大31.08t/h，夏季平均10t/h。规划用汽量40t/h。现状采暖用汽量77t/h，由已建成的12座汽水换热站供热。即远期仍由热电燃气总公司提供蒸汽的用户，总用汽量共计40+77=117t/h，热电燃气总公司目前锅炉容量共计3×75t/h+3×20t/h=285t/h，还余蒸汽285-117=168t/h。为提高设备利用率、节省投资、减少占地、有利环保，近期利用现有锅炉房的富于蒸汽，作为本供热区域的建筑物近期采暖用热热源，远期新增负荷时，再新建高温热水锅炉房，来满足远期发展负荷的需要。3.2供热介质及供热参数3.2.1供热介质本区域供热主要以采暖为主，且供热距离长，最远供热距离达到9.6km,供热范围广,大约25平方公里，供热面积大,近期200万m2,远期达到400万m2,因此为减少热损失，本工程的供热介质采用高温热水。近期利用已有的蒸汽，进行汽水换热，远期增加的热负荷，由新建设高温热水锅炉供给，本区域的供热介质均为高温水。3.2.2供热参数热水管网最佳供回水温度，应结合本工程的具体条件，同时考虑热源、管网、户内系统等方面因素，进行综合比较确定。本工程的近期热源是蒸汽锅炉，加热蒸汽的参数是1.0MPa,250℃的过热蒸汽，考虑供热距离长，最远供热距离为9.8km，规划部门要求管网敷设以直埋敷设为主，目前高温热水直埋保温管的耐温一般不超过140℃（长时间），因此供水温度确定为130℃，回水温度为70℃，设计供回水温差60℃,在输送相同热量的情况下,此供热参数与供回水温度120/70℃，110/70℃的供热参数相比，热网输送的流量小,因此热网所需管径小、热网阻力损失小,所需的热网循环水泵的耗电少，可大量降低热网一次投资及运行费用，同时这个参数与远期新建的高温热水锅炉的参数相一致，即供回水设计温度130/70℃,供回水温差均为60℃。二级网的设计参数为85/60℃，这与实际运行参数较为接近，25℃温差是比较经济合理的，有利于户内的水力平衡。本供热系统的各种设备、管道、阀门及其附件均按1.6MPa选用。3.3供热方案本工程的供热方案近期利用已有的富裕蒸汽，建设高温汽水换热站（远期新建高温热水锅炉），进行汽水换热，为高温热水管网（一级管网）提供130/70℃（供/回水温度）的高温热水,远期利用高温热水锅炉与换热首站一起提供高温热水。本工程一级管网与各建筑物之间采用间接连接（本说明中的高温热水管网均指一级管网即换热首站至各供热小区热力站的高温热水管网），通过各供热小区的热力站将一级管网的高温热水130/70℃换热成85/60℃的低温热水，再通过二级管网，送到各采暖热用户,为各小区采暖用户提供85/60℃的低温水。一级管网采用采用量质并调以分阶段改变流量的质调节为主。近期利用高温汽水换热站提供高温水，满足区域采暖用热需要，根据室外温度的变化，调节加热蒸汽量和高温热水管网的循环水流量，远期高温热水锅炉建成后，在采暖季两头先以热水锅炉带基本负荷，汽水换热器带高峰负荷，以减少运行成本和能量损失。二级管网采用量质并调，质调为主，既适合分期建设的需要又可满足未来用户计量的要求，在用热负荷变化时，二级网的流量相应变化，其供水温度按照不同的室外平均温度，事先设定。在远期负荷增加时，根据实际情况，建设一级管网加压泵站，以保证各热力站的作用压头及回水压力,满足用户的用热需求,回水加压泵与热网循环水泵联动调节。本工程设立加压泵站目的是满足热网末端用户自用压力的要求，保证热网回水压力的要求,进而满足用户用热的需要。本工程由于供热距离长，最远供热距离9.6km,地形变化不大，考虑热网一次性投资及热网循环水泵的扬程不能太高，电机功率不能太大，降低运行成本,选定热网循环水泵扬程为95m,流量750m3/h,电机功率315KW,与扬程为100m,流量870m3/h,电机功率400KW相比，此方案比较节能，根据热网水力计算，近期可不设加压泵站，远期达到一定的供热规模（大约300万m2)时，需要建设回水加压泵站一座。加压泵站的位置：加压泵站的位置关系到热网的经济运行和管网投资，其位置的选择应通过经济比较后确定。确定加压泵站的位置时，首先要考虑热网总系统运行压力应小于1.6MPa，同时热网任意一点不汽化，热网管径在经济比摩阻及经济流速范围内，再有要保证靠近热源的热力站的回水能够返回热源厂（即此段热网回水无需加压），其回水压力不能低于加压泵站后的回水压力，同时要使系统的一次性投资及运行成本等综合费用最少。以此为依据，结合管网的布置，进行热网水力计算，根据水力计算的结果有两种比较经济的方案，即热源出口总管径变化时，热力站的位置有两种方案可供选择，进行投资分析和运行成本核算，经过经济比较后确定。方案一热网总管径DN800，首站的水泵扬程95m，热网回水加压泵站的位置，距离换热首站的距离（管网敷设距离）6.7km左右，加压泵站的建筑面积约为300m2,需加压的回水流量1310m3/h，回水加压泵的扬程40m,流量680m3/h,电机功率132KW，3台，2用1备，变频调速。此方案热网投资约比方案二增加66万元，但其所需热网加压泵的流量小，扬程低，电机功率小，变频费用低，在供热负荷低于额定负荷的80%时，热网无需加压，运行成本低。方案二热网总管径DN700，首站的水泵扬程95m，热网回水加压泵站的位置距离换热首站的距离（管网敷设距离）5.2km左右，需加压的回水流量2275m3/h，需加压的回水流量比方案一大，加压泵运行时间长，耗电量大，运行成本高，运行调节较困难。选择回水加压泵的扬程46m,流量1190m3/h,电机功率220KW，3台，2用1备，变频调速。加压泵站的建筑面积约为320m2。技术经济比较后，推荐选择方案一，即热网加压泵站设在距离换热首站的距离（管网敷设距离）6.7km左右，拟与RB39-1合建在一起，建议在设置热网加压泵站的区域内，进行小区规划时应统一考虑，留有建筑物和电力进线，热网管道等进出管位置。4.换热首站4.1工艺方案4.1.1换热首站规模换热首站的供热规模为100MW，需加热蒸汽量136t/h，根据热平衡计算尚有168-136=32t/h的蒸汽余量，作为厂自用汽。根据锅炉的容量，可以建设供热规模100MW的换热首站，满足本区域200万m2的建筑物采暖用热需要。考虑现状及近期负荷的发展情况，换热设备采用4台卧式波节管汽水换热器，卧式与立式换热器相比其优点是，两4.1.2工艺流程工艺流程：厂外生产蒸汽管→换热站内蒸汽母管→蒸汽分支管→汽水换热器→凝结水分支管→凝结水总管→水水换热器→凝结水总管→凝结水箱→凝结水泵→厂区凝结水管→厂内生产水箱。高温热网回水总管→除污器→热网循环水泵→热网回水总管→分支管→水水换热器→汽水换热器→高温热水供水总管。经过两级换热后，凝结水温度≤80℃，热网的补水采用凝结水，通过变频补水定压装置，自动补水，多余的凝结水，使用凝结水泵，输送回热源厂用工业水箱。4.1.3调节方案热网调节：根据一级网最不利点的压差，调节热网循环水泵的流量，根据设定的一级网供热温度，自动调节加热蒸汽的流量，加热蒸汽的计量采用高精度的弯管流量计，供热量的计量也采用弯管流量计（配置温度传感器，进行热量计量）。换热首站内设仪表间，设置就地仪表及二次仪表，有人值守。一级管网的供回水压力、温度及供热量，加热蒸汽、凝结水、补水的压力、温度、流量以及热网循环水泵、补水泵、凝结水泵的运行状态、电流、电压等各种数据既传到仪表间的控制柜，又能同时传到热网调度中心，自控系统具有远传、监控功能。4.1.4热网控制调度中心为便于管理，经济运行，本工程设置热网控制调度中心，统一调度管理热源（含换热首站）、热网、热力站等。对系统的运行参数、设备运行状态，时时监控，对各种数据进行统计、存储，为运行管理提供科学依据。4.2主要设备选型换热首站的设备主要有汽水换热器、水水换热器、热网循环水泵、热网变频补水装置、凝结水泵、凝结水箱、热网除污器、仪表控制柜、电气柜等设备。换热器的选型拟采用波节管卧式汽水换热器4台，每台换热面积为280m2，2台水水换热器、每台换热面积为80m2，汽水换热器的总换热量100MW，换热器可以分期建设，以适应负荷发展的需要。热网循环水泵流量Q=750m3/h,扬程H=95m,水泵功率N=315KW。选择3台，2用1备。为满足分期供热，达到节约能源的要求，热网循环水泵配置变频调速装置。补水泵流量Q=30m3/h,扬程H=48m,水泵功率N=7.5KW，3台，2用1备，补水泵采用变频调速。凝结水泵流量Q=100m3/h,扬程H=40m,水泵功率N=18.5KW，3台，2用1备。5.供热管网5.1热网走向及敷设方式5.1.1热网走向确定原则（1）为满足城市建设及热负荷发展需要尽量与规划路的建设同步实施；（2）热网走向尽可能靠近热负荷密集区；（3）热网布置力求短直，平行于道路，靠近人行道或慢车道，尽可能不跨越或减少跨越城市主干道和繁华地段，不影响城市整体布局；（4）蒸汽网采用有补偿敷设，对于热水管网以直埋敷设为主，采用有补偿器或设置预热一次性补偿器；（5）按近期和远期供热规划，有组织有计划有重点，分期分步实施。5.1.2热网走向供热管网的具体走向是依据开发区规划局批准的管网走向，热负荷分布情况，现状及规划道路情况，地下市政设施等综合考虑确定。热网具体走向如下：蒸汽管网沿嘉陵江路的DN600外供蒸汽主管网，引分支管DN400，沿热电总公司北外墙，低架空（或直埋）向西敷设，穿越厂进煤大门后，至换热首站。高温热水主管网从换热首站架空至嘉陵江西路，沿嘉陵江西路南侧向西敷设至江山路，再沿江山路东恻向南敷设至钱塘江路，沿钱塘江路向东敷设至太行山路，沿太行山路向南敷设至珠江路，沿珠江路向东敷设至矿大东路，主干管沿珠江路向东至A18小区热力站、沿矿大东路至B38区丁家河热力站，主管网至各小区热力站的分支管线沿各供热小区道路就近接入。热网具体走向详见高温热水管网平面布置图R-5，管槽横断面图R-6。主管网最远供热距离9.6km,管网总长17km,其中主干线长9.5km,分支管线长7.4km。5.1.3敷设方式本工程供热管网的敷设，原则上均采用有补偿直埋敷设，此种方式管道应力小,热损失小，使用寿命长，不受施工条件的限制，施工简单，便于维护管理。当有条件进行预热施工时，可采用预热无补偿敷设方式，此方式可以减少固定墩的数量，有利于管道的安装敷设，方便施工，但管道内部承受一定的应力。对于无补偿冷安装敷设，管道须承受高轴向应力，对预制直埋保温管道、管件、接头、阀门等的质量，要求更高，其产品质量必须严格检测，满足规范标准及设计要求，更要严格按设计要求及施工验收规范要求施工，其它市政管道维修有可能对热网造成影响时，热网需降低运行压力，热网系统的安全性受多种因素影响。本可研方案不推荐无补偿冷安装直埋敷设的方式。阀门检查井按主干管网每相隔1～1.5km处设置一座，在主要分支处设置调节、关断阀门井；根据地形及管网布置情况，按需要设置排气、泄放水阀门井，大约每相隔100～150m左右设置一座。本工程对补偿器设置原则，直埋敷设按最大摩擦长度确定，尽可能利用自然补偿和采用双向全埋外防腐型波纹补偿器，以减少固定墩的设置、方便施工。5.2特殊地段的处理方案对于主要交通路段的路口处，可根据具体情况分别采用管沟及开槽直埋敷设。有条件开挖的路段优先考虑直埋敷设，以节省投资。5.3管材、附件、防腐及保温热网工作压力PN<1.6MPa,其管网设备及附件均采用耐压1.6MPa，耐温130℃的产品，蒸汽管采用耐压1.6MPa，耐温300℃的产品。5.3.1管材管道公称直径DN≥250mm,采用螺旋缝电焊钢管，材质为Q235钢；管道公称直径DN≤200mm,采用无缝钢管，材质为20号钢；管道公称直径DN≤32mm,采用热镀锌焊接钢管，材质为Q235钢。5.3.2管道附件（1）阀门管网的关断阀门均采用进口多偏心金属硬密封蝶阀，DN≥500的阀门，为开启方便均设有旁通球阀，直埋管网上的阀门与管道连接均采用焊接连接。热力站内的阀门均采用阀兰连接。管网上的放水阀门，采用球阀或闸阀，管网上的放气阀门，采用球阀或柱塞阀。（2）管网补偿器管网的热补偿，尽量利用地形及道路的变化，采用加长弯管自然补偿，对于长直管段，采用波纹管补偿器，直埋敷设的预制保温管采用防腐型全埋式波纹管补偿器,架空敷设的管道采用轴向式波纹管补偿器。管道的弯头、三通、变径管均采用标准成品件，弯头弯曲半径R=1.5D，预热安装弯头弯曲半径R=2.5D。（3）预制直埋保温管外套管接口做法对于DN400-DN700的预制保温管，其外套管接头采用焊接式。对于DN≤350的预制保温管，其外套管接头可采用收缩套式。5.3.3管道防腐、保温为减少管道的腐蚀，延长管道的寿命，其表面应做必要的涂料和防腐处理。保温管道在保温前，需要进行除锈处理，并涂刷2层铁红酚醛防锈漆，或者铁红环氧底漆。蒸汽管道保温材料用超轻微孔硅酸钙（密度≤170kg/m3），外护(0.3-0.5)mm厚镀锌铁皮或(0.6-1.0)mm厚铝箔玻璃钢。高温热水管道保温材料用复合聚氨酯（长期耐温≥130℃），外护高密度聚乙烯套管。5.4水力计算及水压图5.4.1水力计算水力计算以远期负荷为依据，进行管径选择，同时按近期负荷，对管网管径进行校核计算。管径选择计算中采用的数据如下：蒸汽管网：管内绝对粗糙度为0.2mm；热水管网：管内绝对粗糙度为0.5mm；管道局部阻力系数，干线：α=0.25；支线：α=0.4。热水管网单位压降，主干线控制在30-80Pa/m之间。蒸汽管网按外供蒸汽压力（0.8-1.0）MPa,（220-250）℃进行计算，计算结果，换热量100MW的换热首站需蒸汽量140t/h，蒸汽管径DN400，v=37m/s，R=61.2Pa/m。（1）设计依据1）一级网供回水设计温度130/70℃2）一级网供回水流量按下式计算G=3.6×Q/[C×(tg1-th1)]×103；式中：G—一级网设计供回水流量，t/h;Q—设计热负荷，MW；c—水的比热，4.186kJ/（kg·℃）；tg1、th1—一级网设计供回水温度，130/70℃。（2）计算原则根据管网走向、管道敷设方式，以及远期热负荷及供热参数进行管径选择及管网阻力损失计算。以近期热负荷进行校核计算。3.水力计算图根据管网走向和敷设方式，绘制水力计算图，见附图：方案一：远期水力计算图，图5—1，近期水力计算图，图5—2方案二：远期水力计算图，图5—3，近期水力计算图，图5—44.水力计算结果根据以上原则，通过计算程序进行计算，结果见附表：方案一：远期水力计算表，见表5—1，近期水力计算表，见表5—2方案二：远期水力计算表，见表5—3，近期水力计算表，见表5—45.4.2水压图根据水力计算结果，绘制水压图。2）用户即热力站作用压头近远期均按100kPa选取；3）热网循环水泵需克服的阻力为换热首站内换热器及除污器、管道等附件的阻力损失、热网最大阻力损失、最末端用户（热力站）的作用压头。换热首站内部阻损失按100kPa选取。4）热网的定压线本供热管网敷设区域内，换热首站的地面标高较高，为使管网任意一点均不汽化，130℃的汽化压力172.48kPa，30-50kPa的富裕压头，设备最高点比补水泵高9m，定压线确定为300Kpa;5）水压图见附图：方案一：远期管网水压图，见图5-5，近期管网水压图，见图5-6；方案二：远期管网水压图，见图5-7，近期管网水压图，见图5-8；根据水力计算结果，并经技术经济比较后确定加压泵站的位置。5.5调节方式热水管网一级网采用量调节并辅以分阶段质调节，二级网采用质调节为主同时配置变频泵，满足小区用户发展需要。蒸汽管网采用量调节即根据用户的用热量进行自动调节。当水泵的运行转速发生变化时，其性能参数也将发生变化，减少水泵的流量和扬程将大大降低电耗，而要想减少水泵的流量和扬程，以降低水泵的转速为最佳选择。热网循环水泵采用调速装置，降低水泵的电机转速，以达到节能的目的。因此本工程的调节方式按如下原则确定：（2）二级网也采用质调节为主同时配置变频泵。其变频调速装置既可满足用户发展需要，又能满足用热计量的需要。根据国家有关部委最新规定，2010年以后实行用热计量，为便于各用户调节，满足用户用热需要，保持用户系统的水力工况稳定，达到节能增效的目的，。同时，建议在可能的条件下，在用户入口处（各建筑物二级网入口）加装流量控制器或平衡阀，室内加装温控阀，热量计量装置。（3）在靠近热源处的热力站入口设置流量限制器，每台机组均设自动控制装置，作为局部调节，以保证所有热力站均达到设计参数的要求。5.6回水加压泵站根据水力计算结果，在近期供热阶段，方案一及方案二均无需设置加压泵站，远期均需要建设回水加压泵站1座。6.热力站6.1用户与热网的连接方式用户与热网的连接方式：由于本工程供热范围广，供热距离长管网运行压力高，高达1.3MPa,远大于用户散热器的承压能力，考虑系统运行安全，可靠，方便调节，易于管理，更适宜近远相结合，因此用户与热网采用间接连接。6.2热力站6.2.1热力站站址热力站选择原则：尽量布置在供热小区热负荷集中的区域内，方便一级管网的进出，同时兼顾二级管网的敷设，尽量减少二级网的投资。规划部门可以结合小区规划，在小区留有空地或结合大型建筑的设计，把占地不大、噪音较小的热力站布置在建筑物的底层。6.2.2热力站规模及数量（1）热力站规模热力站规模，根据供热分区的热负荷确定，留有一定的余度。为方便管理，热力站按无人值守考虑。本规划单座热力站规模控制在2-8MW内，供热面积为4-16万m2。根据不同的供热量，单座热力站的占地面积为水-水换热站80-200m2，（2）热力站数量热力站数量，近期建设18座热力站，远期计划再建设12座热力站。各工业企业及大型公建均自建热力站，不在本可研范围。各热力站供热面积及供热负荷表，详见表6-1；各热力站类型、数量、建筑面积表，详见表6-2。6.2.3热力站系统主要设备热力站设备主要有全自动换热机组包括板式换热器、循环水泵、补水泵、除污器、全自动软化水器及控制仪表、热量计（流量计），热工及电气参数传输系统，另外还有补给水箱等。6.2.4热力站的调节热力站调节的主要目的是保证热用户的用热需要，同时达到节能的目的。根据不同的室外温度和预先设定的二级网供水温度，自动调节一级高温热水管网上的电动调节阀，使供热量等于需热量，同时为了保证一级网达到设计参数要求，通过遥测装置如压力变送器、温度变送器、调制解调器等把热力站内一级网、二级网的供回水压力、温度、流量，电动调节阀的开度，供热量，水泵的运行状态，电流、电压等信号远传至热网调度中心，作为调节热源换热首站一级网流量、一级网供回水压力、温度的主要依据。

7.自控、热工仪表7.1设计原则为确保热网及各热力站安全、可靠、经济、高效运行，并考虑到便于操作、管理、维修，本工程选用性能价格比较高的计算机监控系统以满足工艺运行需要，使本工程具有国内先进的控制水平。7.2设计方案本工程设一级热力站（汽/水换热首站）一座，二级热力站30座（水/水换热，其中一期180座）及调度中心一座、远期热网加压泵站一座，采用计算机监控系统，对整个热网及热力站进行实时监控。对采集来的各热力站参数进行处理及储存、显示，对超限参数进行报警，并对采集来的各种参数生成图表以便随机或定时打印报表，同时在调度中心实现对各热力站进行事故停机、调整设定参数等功能。二级热力站实行全自动无人值守控制。7.3系统组成7.3.1一级热力站（汽/水换热首站，子站1）本站采用的是汽/水换热器。主要自控设备有：温度、压力、流量、热量、液位、电动调节阀等仪表，并设有现场控制器和一套常规显示表，显示、调节各工艺参数，并对流量、热量进行积算。一级热力站（换热首站）检测的参数有：一级网高温水进出站的温度、压力及一级网循环水的供水流量、热量；进站蒸汽的温度、压力、流量；凝结水的温度、压力、流量以及凝结水箱的水位等。对每台换热器来说：检测一级网高温水进出口的温度、压力；进换热器蒸汽的温度、压力；出换热器凝结水的压力、温度等。本站具备如下几点功能：A.通过调节换热器进口蒸汽的流量来控制换热器一级网高温水供水（换热器出水）的温度。B.通过调节换热器进口热网回水流量，从而可以稳定换热器的换热量及凝结水的出水温度。C.通过对各换热器进出口的温度、压力测量可以了解换热器的工作情况。D.通过调节循环水泵的转速来满足最不利点的二级热力站进口压力的需要。E.通过对进站蒸汽的流量监测和积算，可以了解外部供给本站能量的情况。F.通过对一级网供水的流量、热量积算可了解本站对各二级热力站的供热情况。本站通过调制解调器与调度中心实现通讯。7.3.2二级热力站（水/水换热，子站2-31）本站采用的是组合式换热机组。主要自控设备有：温度、压力、流量、热量、液位、电动调节阀及控制器等仪表，机组控制及参数显示由其所配带的控制器及相应设备来完成。二级热力站检测的参数有：一级网高温水进出换热器的温度、压力以及一级网高温水的流量、热量；二级网低温水进出换热器的温度、压力以及二级网低温水的流量、热量；室外温度、系统定压压力、补水流量等。本站具备如下几点功能：A.通过对一、二级网的供、回水温度、压力测量比较，可以得知换热器的阻力和换热能力，随时监测换热器的工作能力。B.通过对一、二级网供热量的计量可了解换热器的热量消耗情况和供给热用户热量情况。C.通过调节换热器一级网高温水的流量，控制换热器二级网低温水的温度，以提供最佳的采暖温度。D.通过水箱进水管上的电动调节阀来控制水箱的水位。各二级热力站通过调制解调器与调度中心实现通讯。7.3.3调度中心（主站）调度中心（主站）设置装有该热网监控系统的服务器、操作员站及相应的通讯、网络设备。服务器：装有该热网的计算机监控系统，可定期采集各热力站的数据，监控各热力站的运行情况，控制主要参数，并将采集来的数据不断送到数据库更新、保存。操作人员从调度中心能够方便地得到各热力站的运行数据，紧急情况时，可在调度中心控制电动调节阀，启/停循环泵、给水泵。操作员站：用于系统的在线编程及操作，操作人员通过操作员界面可完成所有的监控系统操作，如报表生成和打印、报警的处理等。调度中心设置两台服务器互为热备，提高了系统的可靠性。7.4热网调节本工程一级网采用流量—质量调节，二级网采用质量调节。对于一级网：根据最不利点的压力调节一级热力站（换热首站）循环泵的转速，使热网最不利点的压力满足要求。对于二级网：室外温度变化时，要求二级网供水温度随之变化，通过调节二级热力站内的一级网侧流量来实现：此外，室外温度变化时，一级网供水温度也要随之变化，通过调节一级热力站(换热首站)蒸汽侧流量来实现。7.5通讯系统计算机的通讯系统分为无线通讯和有线通讯两种，各有优/缺点。无线通讯系统运行费用较低，但一次投资较高，可靠性较低；有线通讯系统一次投资较低，可靠性较高，但运行费用较高。因无线通讯为直线传播，随着城市的发展，高层建筑的崛起，必然会使现在可以运行的站点变得无法运行。若要维持运行，则需投入大量资金进行改造。根据本工程的具体情况，通讯系统采用有线方式：调度中心的服务器与各热力站的控制器采用相同的标准通讯接口，利用市话网采用电话拨号的方式进行通讯，定时轮巡采集各热力站的运行参数，当控制器有报警时及时上传，事故报警无须拨号，实现定时自动传输及紧急自动报警。7.6设备选型及其它调度中心控制系统及各热力站控制器的软、硬件以及与控制器相连的现场仪表均选用国外最新产品。就地显示仪表均选用国内最新产品。本阶段出具的设备清单只作为工程概算之用，不作为定货依据，定货以施工图阶段的设备明细表为准。

8．电气8.1设计范围及依据8.1.1设计范围首站内10kV变电所一处。加压泵站内10kV变电所一处。（二期）(3)所有电力设备的供配电及控制联锁。(4)所有照明设备及应急事故照明和检修照明。(5)所有电力设备保护接地及建筑物防雷接地。本设计不包括站外电源线路设计。8.1.2设计依据（1）有关用电专业提供的用电设备容量及技术要求。（2）电气专业设计规范--10KV及以下变电所设计规范（GB50053-94）--供配电系统设计规范（GB50052-95）--低压配电设计规范（GB50054-95）8.2电力方案首站主要用电设备：电机：315kW3台（二用一备，其中一台变频调速）。方案比较如下：方案一：电机采用380V低压电机，调速装置采用低压变频调速。优点：技术成熟，可选择产品较多，价格相对较低。缺点：低压电机电流较大，电缆截面较大，增加变压器及低压配电装置。方案二：电机采用10kV高压电机，调速装置采用10kV变频调速。优点：高压电机电流小，省去变压器及低压配电室，占地面积小。缺点：成熟定型产品较少，价格较贵。通过方案比较，推荐方案一。加压泵站主要用电设备：电机：工艺方案一：132kW3台（二用一备）工艺方案二：220kW3台（二用一备）均为其中一台电机调速；电机采用380V低压电机，调速装置采用低压变频调速。8.3电源及电力负荷8.3.1电源概况首站及加压泵站用电负荷均为二级负荷，由于上一级变电所电源等级较高，首站变电所由一路10KV电源供电，加压泵站电源由甲方和供电部门协调就近解决。8.3.2首站电力负荷主要技术指标(1)用电设备工作总容量：691kW；其中：动力设备：688kW；照明设备：3kW；（2）本工程计算负荷有功功率：555kW；无功功率(补偿前)：356kVAR；视在功率：664kVA；（3）本工程需要系数取：0.77（4）功率因数补偿前平均值为：0.87（5）功率因数补偿后平均值为：0.95（6）低压静电补偿总容量：160kVAR；（7）本工程安装变压器台数、容量：1×800kVA；1×80kVA；（8）采暖期耗电量：1.2×106kWh；采暖期利用主变压器供站内全部电气设备用电，非采暖期主变压器停止运行，利用站用变压器供站内维修、照明用电。8.3.3加压泵站电力负荷主要技术指标（1）用电设备工作总容量：方案一：266kW；方案二：442kW；其中：动力设备：方案一：264kW；方案二：440kW；照明设备：方案一：2kW；方案二：2kW；（2）本工程计算负荷有功功率：方案一：213kW；方案二：354kW；无功功率(补偿前)：方案一：115kVAR；方案二：191kVAR；视在功率：方案一：242kVA；方案二：402kVA；（3）本工程需要系数取：0.77(4)功率因数补偿前平均值为：0.88功率因数补偿后平均值为：0.95(5)低压静电补偿总容量：方案一：60kVAR；方案二：80kVAR；（6）本工程安装变压器台数、容量：方案一：2×315kVA(一用一备）；1×50kVA；方案二：2×500kVA(一用一备）；1×50kVA；（7）采暖期耗电量：方案一：5.8×105kWh；方案二：9.7×105kWh；加压泵站采暖期利用主变压器供站内电气设备、维修、照明用电，非采暖期主变压器停止运行，利用站用变压器供站内维修、照明用电。8.4供配电系统8.4.110kV系统首站及加压泵站10kV系统为三相不接地系统，单母线分段。电度计量设在10kV进线端，进线方式采用交联聚乙烯电缆直埋引入。8.4.2380V/220V系统首站及加压泵站低压用电系统380V/220V中性点直接接地系统，本工程设计基本采用集中供电方式，电力配电以放射状为主。8.4.3设备选择与布置本着供电可靠，技术先进，操作简单、维修方便等原则主要设备选择如下：（1）高压开关柜选用KYN-10型金属铠装移开式开关柜，该产品符合国际电工委员会IEC-298标准和GB-3906-83标准，满足“五防”要求，具有同类型手车可互换及防止不同类型手车误入其它柜内的措施，可按一次线路方案加装电气联锁和机械联锁，提高可靠安全性能，配用真空电路器。（2）变压器选用BS9型，D，Yn11接法变压器。（3）低压开关柜选用GCS型抽出式开关柜，该产品具有分断、接通能力高，动热稳定性好，电气方案灵活，组合方便，防护等级高等特点，达到IEC439-1标准。（4）站用变压器选用SCL1-10型干式变压器。8.5线路敷设8.5.1敷设方式室内动力线路采用沿电缆沟、桥架、吊架明敷或穿钢管保护埋地暗敷。室内照明线路采用穿PVC管保护暗敷。8.5.2电缆及导线选择高压电缆选用YJV22-10kV型，低压电缆选用YJV-1kV型或VV-1kV型，控制电缆选用KVV22-0.5kV，导线选用BV-0.5kV型。8.6照明8.6.1电源及电压电源引自站用变压器或低压配电柜，站内设总照明配电箱及计量表，电压为380V/220V，照明用电单独计量。8.6.2照明标准按我国现行标准（GB50034-92）及推荐值。8.6.3灯具选择办公场所选节能荧光灯，设备间选汞灯，公共场所选白炽灯，荧光灯须带有电容器补偿。8.7继电保护及控制方式继电保护按（GB50062-92）配置。8.7.1电动机起、停控制和联锁保护电动机单台容量在22kW及以上采用软起、停，22kW以下采用直接起停方式。用电设备按工艺要求，采用就地和集中控制，以及手动和自动控制。8.8保护接地厂内所有电力设备均按《电力设备接地设计规程》要求进行接地，接地电阻小于4Ω。8.9热力站电气8.9.1设计范围本热网工程设计包括18座热力站内所有电力设备的供配电、控制和照明，建筑物防雷接地，电力设备保护接地。8.9.2电源及电力负荷（1）电源概况本热网工程热力站电源由供电部门协调就近解决，用电负荷均为三级负荷，电压等级为380/220V。（2）电力负荷主要技术指标本工程用电设备工作总容量：一期524kW；二期433kW；其中：动力设备：一期5.6kW；二期421kW；照明设备：一期18kW；二期12kW；本工程计算负荷:有功功率：一期410kW；二期303kW；无功功率(补偿前)：一期308kAR；二期227kAR；视在功率：一期513kVA；二期379kVA；本工程需要系数取0.7；功率因数补偿前平均值为：0.83；功率因数补偿后平均值为：0.95；低压静电补偿总容量：一期150kAR；二期100AR；（由于每个站容量不大，而且分散，站内不设电容补偿，建议设在小区变电所内集中补偿）。采暖期耗电量：一期9.0×105kWh；二期6.6×105kWh。8.9.3供配电系统各热力站均为单电源进线，每个站视情况配置1~2面挂墙式配电箱，负荷配电以放射状方式，动力与照明用电分别计量。8.9.4线路敷设线路敷设分动力、照明两部分。动力线路采用穿钢管保护埋地暗设，照明线路采用穿PVC管保护暗设，电缆选用VV-1kV型，导线选用BV-0.5kV型。8.9.5照明照度标准按我国现行推荐标准。灯具选择：生产场所采用汞灯，办公场所采用高效节能荧光灯。8.9.6电机起动控制和保护电机容量在15kW及以上采用软起、停，15kW以下采用直接起、停，设备根据具体情况分别采取短路、过载、断相，低电压保护，补水泵采用变频调速。8.9.7接地保护热力站所有电气设备均按《电力设备接地设计规程》要求进行接地，电源进户处均设重复接地保护，接地电阻小于4Ω。

9.土建9.1调度中心楼建筑调度中心楼为供热区域的总控制中心及附属行政与技术办公的综合性用房，拟选址于青岛经济技术开发区，总建筑面积约3000m2。主体建筑为三层框架结构。局部四层，其中一层为餐厅、备餐间、操作间；二层主要为控制室及设备维修间，是整个调度中心的控制枢纽；三层分别为行政、技术办公用房。框架结构体系为建筑提供了自由的大空间，圆弧形的入口门厅及会议室，与圆形的共享空间交相呼应，形成自由、开放的多维空间，大空间的办公用房供用户自由分割布置。外立面由亚光银色铝板和横向的深蓝色玻璃长窗组成，色调稳重，时尚现代的建筑网络在众多传统的建筑中醒目而不张扬。线条简洁明朗的外观设计让整幢建筑洋溢着现代、简洁的时代进取精神。9.2换热首站建筑换热首站为砖混结构的二层建筑，依据厂区地形及位置，南北向布置，北侧为设备间，分两层布置。南侧为辅助用房，总建筑面积约为1320m2，选址于现热电燃气总公司热源厂区内，靠厂区西北角，厂区进煤大门的西侧。整个建筑沿袭“红瓦白墙”的建筑风格，与城市的总体格调相适应，外檐装修选用涂料墙面。9.3结构设计9.3.1设计原则和依据（1）设计原则：本工程属一般工业与民用建筑结构工程，按国家建筑结构设计的基本原则，即符合技术先进、经济合理、安全适用、确保质量。（2）设计依据：①《建筑地基基础设计规范》（GBJ7-89）②《混凝土结构设计规范》（GBJ10-89）③《砌体结构设计规范》（GBJ3-88）④《钢结构设计规范》（GBJ17-88）⑤《建筑抗震设计规范》（GBJ11-89）⑥有关本工程的平面图、地形图等⑦与本工程设计有关热力、建筑、给排水、电气、自控所提的资料。9.3.2结构设计描述本工程为集中供热工程，结构设计主要分两大类，即站房建筑结构和管网工程结构，按结构的功能划分，本工程包括以下主要：结构工程：热网首站、热网调度中心、热力站、直埋和架空管道及加压泵站，为了更好地实现优化结构设计，节省土建投资又满足工程需求，以下分别就各项工程的结构设计进行简述（1）热网首站依据工艺和建筑平面布置，热网首站设计为二层框架结构，开间分别为5.1米6.0米，进深分两跨均为7.50米，由于场区的工程地质条件较好，框架基础设计为台形独立柱基础，框架也以现浇为主。本项工程结构设计的重点是结构荷载应分析明确，结构模型计算合理才能为工程节省土建投资。（2）热网调度中心楼本工程建筑面积3000余平方米，按建筑设计要求本项工程为局部四层框架楼，框架的梁柱及基础设计为C25混凝土，待地质详勘后，根据地基土的承载情况决定本楼的基础形式，本工程也按现浇混凝土框架设计。（3）热力站热力站近期设计有18座，供热面积200万m2，每座热力站的供热设备选型有别，但结构设计没有太大的变化，可采用普通的砖混结构或轻钢结构，本可研暂考虑以上两种形式相结合，具体施工采用何种结构形式，再视具体情况确定。（4）管网结构设计本工程的管网结构设计主要分三部分，蒸汽管网的支架，直埋管网的支墩，管网内的各种小室和阀门井。蒸汽管网的支架，采用低架空形式的混凝土支架，固定支架也采用混凝土支架，设计过程应充分考虑管架承受的各种外力，如推、压、扭、弯等。直埋管网的管槽开挖及回填砂也是本工程结构应加强注意的关键点，否则，易出现事故。固定支墩采用C20混凝土现浇支墩，适量的钢筋，提高支墩的受力性能。至于与管网有关的各类检查井、放气井、泄水井、补偿器井等，一律采用混凝全防水井，且过墙套管采用全防水波纹管套管结构。（5）加压泵站加压泵站设计为单层框架结构，基础采用独立柱台阶式基础混凝土梁、柱也以现浇为主，所有设备基础采用C15混凝土，次要的结构基础在可能情况下采用毛石基础，以充分利用当地的石材资源，节约工程土建投资。

10．环境保护篇10.1设计依据—《环境空气质量标准》GB3095-1996—《城市区域环境噪声标准》GB3096-93—《锅炉大气污染物排放标准》GWPB3-1999—《工业企业厂界噪声标准》GB12348-90—《污水综合排放标准》GB8978-1996—《大气污染物综合排放标准》GB16297-1996—建设项目环境保护管理办法[(87)国环字003号]—建设项目环境保护设计规定[(87)国环字002号]10.2环境现状目前，全区供热范围内共有各种热水锅炉69台，蒸汽锅炉149台，本供热区域内除青岛建工学院、薛家岛凤凰园、梧桐园居住区、薛家岛办事处约30万m2民用建筑及部分公共建筑已实现小区供热外，其它建筑物都未实现供热，而这些小区的供热锅炉单台容量一般都≤2.4MW,建工学院是4.2MW和7MW锅炉供热，这些小锅炉虽然有除尘设施，但其除尘效率低，大多无脱硫装置，烟囱低矮，烟气不易扩散，仍给周围环境带来一定程度的污染，且现有小锅炉房运行过程中，其煤和灰渣在装载、运输、贮存过程中均产生扬尘，亦给城市带来一定污染和危害。10.3环境影响评价本区域实现集中供热后，不但可取消众多小锅炉而且可以使许多为工业、居民及企事业单位供热的大量小锅炉取消和不再兴建，与之相应的耗煤量、烟尘排放量、SO2排放量、NOx排放量，运煤除渣的运输量及其带来的交通影响、汽车尾气排放量将大大减少，对城市的环境改善和提高起到了重大作用，为城市建设的可持续发展必将产生积极的影响。经测算，其年污染物排放量减少情况见下表：年污染物排放量项目单位全部实施后（200/421万m2）耗煤减少量万吨标煤/年1.21/2.54万吨烟尘排放减少量吨/年1843/3870吨SO2排放减少量吨/年263/552吨灰渣减少量吨/年6633/13930吨本工程全部实施后，将停运本供热范围内的采暖小锅炉及大部分工业用燃煤小锅炉，与之相应的是影响大气环境的飘尘、SO2、NOx及污水排放量均大幅度减少，大大改善城市环境，其主要表现在以下几个方面：（1）耗煤量减少既节约了大量能源，同时又减少了煤、灰渣在装卸、运输、贮存过程中对环境、交通及占地的影响。（2）SO2、NOx及烟尘是造成大气污染的重要污染源，由于其排放量的减少，使全区环境大为改善。（3）噪声的减少：由于小锅炉房一般分散在建筑群中，离居民及办公地点较近，锅炉运行过程中风机、水泵产生的噪声以及运煤除灰车辆产生的噪声在一定程度上干扰了居民的生活，新建的换热站虽然建在居住区中，但通过选择低噪声设备及减振、隔声措施良好的情况下，对居民不产生影响或对居民的影响大大减少。（4）占地面积减少：由于取消和不再新建小锅炉房，将大大减少城市占地，有利于城市的建设和发展。综合所述，本工程在采取各种技术措施后，以高点源排放代替小锅炉的面源排放，“三废”排放均可控制在国家允许的标准范围内，以高点源排放代替小锅炉的面源排放，使本区域的大气环境质量大大改善。本工程实施后，每采暖季节煤2.54万吨，减少灰渣排放量1.393万吨，减少烟尘排放量3870吨，减少SO2排放量552吨。由此可知，集中供热实施后，环境效益是显著的。

11.劳动安全及工业卫生11.1编制依据—《工业企业设计卫生标准》TJ36-79—《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-85—《污水综合排放标准》GB8978-1996—建设项目（工程）劳动卫生监察规定11.2劳动安全及工业卫生措施本项目实施后，容易或可能发生职业危险及危害因素的地方，主要集中在换热首站及热力站处，应针对可能发生的危害，进行必要的防范和采取一定的措施，消除危害隐患。本可研对这些危害，建议采取如下措施：11.2.1换热首站及热力站（1）所有的建构筑物均按国家抗震规范要求进行设计，并按7度抗震设防。（2）按《建筑设计防火规范》的要求，保证建构筑物的防火等级，并设置有效的消防系统。（3）厂区设绿化带，种植花草树木，美化工作环境。（4）选择噪声小的水泵，并设减振基础，隔声装置，以确保噪声等级满足《工业企业噪声设计规范》要求。（5）建筑物设上、下水及采暖系统，保证生活饮用水的水质标准及排放标准。（6）设计时，保证各建筑物有良好的自然采光和自然通风，给工作人员创造一个健康、卫生的工作环境。（7）对有爆炸和火灾危险的场所，高压配电室，其电气装置设计时，要求按《爆炸和火灾危险场所电力装置的设计规范》进行设计。（8）各种电压等级电气设备的安全净距，均不小于有关规程要求的最小净距，电气的隔离开关与相应的断路器接地刀闸之间，按“五防”要求，装设损伤闭锁装置以提高安全性。（9）所有电气设备均设漏电保护器及安全接地。（10）对不同的建构筑物，在需照明处分别采用荧光灯、防水灯、防腐灯及事故照明灯等。（11）换热首站及热力站内设备、管道外表面温度≥50℃均设保温，既节省能源又防止对人的烫伤及热辐射。（12）对于供热管网的阀门检查井，均按《城市热网设计规范》要求设计。11.2.2劳动安全卫生设备专用投资本可研对各项劳动安全防范设施设专用投资，如：（1）厂区绿化费；（2）换热首站以及各热力站的消防系统；（3）漏电保护器及安全接地设施；（4）各类水泵的降噪减振费用；（5）事故照明；（6）安全教育及劳动用品费用等；本项目在采取上述措施后，能满足前述国家有关法规及文件的要求。12.消防专篇12.1设计依据—《建筑设计防火规范》GBJ16-87（1997年版）—《建筑灭火器配置设计规范》GBJ140-9012.2设计采取的防火及消防措施换热首站建在原热电燃气总公司锅炉房厂区内，其耐火等级为二级，生产类别为戊类的工业厂房。换热首站两侧设两个出口，所有通向室外的门均向外开启。其建筑体积不超过5000立方米，建筑高度不超过9.5米。根据“建筑设计防火规范”（1997年版）第8.4.2条的规定，可以不设室内消火栓。室外消防利用原有厂区已建的消防设施。调度中心楼为一座局部4层的三层民用建筑，建筑面积为3000m2,建筑体积小于10000立方米，其耐火等级为二级。根据根据“建筑设计防火规范”（1997年版）第8.4.1条的规定，可以不设室内消火栓。室外消防设施依靠院区内的消防设施。以上建筑物均设置一定数量的磷酸铵盐干粉灭火器，作为扑灭初期火灾之用。12.2.3电气消防（1）换热首站按一级负荷供电，由厂用变供电。（2）对穿墙电缆和电缆通道，采用防火隔断，有爆炸和火灾危险的场所，其电气装置均符合《爆炸和火灾危险场所电力装置设计规范》要求。（3）为了防止直接雷击，对高大建（构）筑物（如烟囱、锅炉房）在其顶部装有独立避雷针和避雷带。（4）电气柜室设有卤代烷灭火器，采用防火门。13.节能篇13.1节能措施本工程近期利用已有的75t/h蒸汽锅炉的富余蒸汽，配置高效、节能型汽水换热器，进行汽水换热，远期根据热负荷的增长，再新建3×58MW高温热水锅炉，为此区域的供热用户集中供热，其本身就是很大的节能措施，年节标煤近远期分别为1.21和2.54万吨。与以前千家万户的低效取暖炉相比，既提高了人民生活水平，又减少了烟尘对大气的污染。节能措施：本工程在以下几方面体现出设计工作中的节能。13.2主辅设备选型方面选择高效节能产品，换热器选用高效率波节管换热器，传热系数高达4500W/m2h℃，热力站设备选用全自动板式换热机组。采用节能变压器、Y型电机及辅助节电器(交流接触器直流无声运行节电器)，电机变频调速装置、节电开关，节能灯等，以降低运行电耗。13.2.