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作为技术方案，进行较远距离供热的管道敷设方式也是需要重点考虑的一点，要根据地区的地理情况，避免影响管道保温性能的敷设方式，对于保温应切实强调其设计、施工、运行、维护的全过程管理，以保障蒸汽输送安全、经济。热补偿方式要尽量利用管道自然补偿；疏水器的规格尺寸应满足排凝水量的要求，尤其低流量工况下蒸汽输送至末端凝结量较大，应考虑提前设置自动经常疏水装置以尽早排尽凝结水。较远距离供热的供热调节非常重要，较远距离供热管线中间容积大，不稳定工况和低负荷工况下容易发生蒸汽凝结，产生水击，因此要选取科学合理的调节方式并进行水击防范，要有切实、周全的保障措施确保供热安全可靠。管道的热力特性应在投运前的调试中即有较为全面的掌握；生产调度的及时准确应得到供用汽双方的密切协调与可靠的技术保障。供热调节应考虑以下几个因素：⑴供汽侧调节：1汽机抽汽调节：当流量持续、稳定且供汽参数符合汽机抽汽参数时，选择汽机抽汽供热。汽机抽汽原则上带稳定负荷；2减温减压器调节：当以汽机抽汽为主进行供热时，减温减压器作为适量的补充汽源或热备用；当汽机抽汽参数满足不了供热需求时，由减温减压器进行供热调节。减温减压器应具有良好调节性能，能快速跟进调整较大幅度变动负荷，保持供出参数合格。供汽温度根据管道设计与调试情况，在掌握管道热力特性和满足末端用汽参数要求前提下，可适当调低，以减少沿途热损耗。⑵用汽侧调节：1用热厂家自备油炉调节：高、低负荷工况，异常工况及热网检修停汽情况下，自备油炉作为补充汽源或备用汽源，为热网起调峰与备用作用；2减温减压器调节：热网供至用汽侧的供汽参数仍较大幅度高于用热厂家的用汽参数时，应投运减温减压器进行二次调节。⑶热网监测系统：对各主要用热端的热网参数装设联网监测系统，实时采集用热端参数，通过有线或无线通讯方式回馈供热端，指导供热调节。⑷水击防范：1制定并严格执行热网启停操作卡，规范热网运行工作；2合理设置疏水点，满足启停及检修疏水需求。特别应针对管线运行中容易积水的危险点，设置经常疏水；3密切供用汽操作联系工作，用汽变动预警，力求运行操作平稳、细致，禁止大开大合的危险操作行为；4防止洪涝、台风等自然灾害导致管道保温被侵袭或破坏，蒸汽急剧冷凝，危及安全供热的事件发生。
4.2 较远距离供热的经济可行性
对于较远距离供热的经济可行性，应测算工程造价及其投入产出情况。工程造价依据工程量测算得出，供热成本考虑固定成本和变动成本，其中固定成本由折旧费、大修理费、维护人工费、还贷利息和其他费用（办公费、差旅费、劳动保护费、财产保险费、业务招待费、养老保险、待业保险费、住房公积金、福利费、教育经费、工会经费和其他管理费等）组成；变动成本考虑因较远距离供热和热负荷变化造成热耗加大而增加的费用以及为抵偿工程投资，提高热价部分增加的增殖税金及附加费等因素。较远距离供热的定价应极为审慎，因为较远距离供热对于较大规模的持续而稳定的热负荷的依赖严重，需要调动用户的用热积极性，使工程投产后即能快速达到较高负荷，才能保证管线安全、稳定运行，因此应确定较为优惠的热价，尽量让利给热用户，以拉动其需求。定价要贯彻保本微利原则，以满足贷款偿还年限为首要，尽量压缩供热的盈利空间。在确定了工程造价、供热成本及蒸汽销售单价后，即可进行各项经济指标，如内部收益率指标和投资回收期指标等的计算，以客观评估工程的经济效果。
另外，还应进行敏感性分析，分析工程相关的煤价、油价、电价、热价、热量、电量等敏感性因素对工程项目的影响，并应与其他的供热方案进行比较，例如与油炉供热方案等进行比较。在此仅举比较油炉供热一例：油炉供热的成本随油价上升而升，作为与较远距离供热方案相比较的用户使用的干饱和蒸汽（13kgf/cm2,194℃），其焓值为2788kJ/kg，按环境温度20℃，相应的其单位热焓为2.705GJ/t。而油炉热效率一般为87％，油热值约41,868 kcal/kg，因此油汽比=1:13.47。可以看出，仅燃油费一项，未考虑油炉及配套的制供水等系统设备的投资及运营费用，如水费、材料费等，用户需要支付的汽成本即为0.0742×吨油价格／吨汽，假定现阶段的吨油价格为1650元，则仅汽的燃油成本一项就达到了122元／吨汽，可见油炉供热的高成本。对其他供热方案例如电供热也可按此思路从电汽比及电价等要素入手进行初步比较，容易得出电供热成本更高的结论。只有对于确有竞争力的方案，才需要从细分析比较。
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