太原市集中供热专项规划方案公示

　　一、现状主要热源、管网及其供热范围太原市冬季供热热源主要有热电厂、工业余热、大型热源厂、区域锅炉房和分散的中、小型锅炉房、城中村小锅炉以及煤气、燃油、电力等清洁能源。其中，热电厂六座，供热面积约5502万平方米；大型热源厂四座，供热面积约2337万平方米；20t/h以上锅炉房供热面积约1163万平方米。以热电厂、大型热源厂为热源的集中供热是主要供热方式热源，占全市采暖面积的54%。污染严重的20t/h以下锅炉房供热面积约仍然比例较大，占到近30%，燃气、太阳能等清洁能源供热占比约10%。现状热源分布见附图。

　　二、存在问题分析（一）热源严重不足。（二）环境污染严重（三）建筑热损耗偏大。（四）尚没有形成多热源并网的格局。

　　三、规划目标打造环境优美、和谐宜居的美丽太原；在注重大气污染减排的同时，尽快实现中心城区集中供热全覆盖。2015年清洁环保型集中供热面积达到1.7亿m2， 2020年清洁环保型集中供热面积达到2.1亿m2。

　　四、规划理念本次规划的理念：“节约型社会、洁净化家园”，内涵包括：“清洁、节约、高效、循环”。

　　五、规划原则远郊常规热电联产与工业余热为主，其他清洁能源为补充。其中，由远郊常规热电联产及工业余热承担基础负荷，通过大温差运行的长输管线向中心城区大热网输送，利用燃气承担尖峰负荷，大型热源厂作为备用热源。全面取代分散燃煤锅炉和城中村的土小锅炉，建立清洁、安全、稳定的供热系统。

　　六、城市集中供热热源规划远期规划期末，即2020年底，太原市形成远郊常规热电联产与工业余热为主，燃气承担尖峰负荷的供热格局。规划确定了八个主要热源。1. 古交电厂古交发电厂厂址位于山西省太原古交市木瓜会村南，高程为1020米，距太原市38 公里，目前装机容量为1800 MW，其中一期2×300MW 和二期2×600MW已投产运行。通过对现有4 台纯凝发电机组改造为抽凝式供热机组，古交电厂可对外供热2265 MW，其中电厂抽汽供热1216MW，回收电厂乏汽余热供热1049MW。配合热力站末端燃气调峰增加供热量490MW，并考虑古交电厂至太原中继能源站长输管线沿程散热损失105MW，古交电厂供热系统可供热2650MW。远期，古交电厂供热范围分为河西河东两部分。河西地区北起摄乐街、北中环街，南至南中环街，东起汾西公路、西渠路、滨河西路，西至货运专线与西高速环；河东地区为双塔西街以南，长风街以北，滨河东路以东，并州路、体育路以西的区域。供热区域内现状建筑面积约3520万平方米，规划建筑面积约1480万平方米，总建筑面积为5000万平方米，总热负荷约2778MW。供热不足部分可通过城市供热环网进行调配。古交电厂至太原长输供热管道进入太原市后，引至中继能源站，地面标高840 米。规划的中继能源站位于位于太古高速南侧的王家庄村东部用地上，西邻太原市社会福利院与太原市精神病康复医院，占地9公顷。地面高程842.8—850.2米。长输管线接入中继能源站，再由中继能源站接出管道进入太原市热网。隔压是中继能源站的重要功能之一。此外还兼有回水加压等功能。长输供热管道（古交电厂—中继能源站）拟采用六级加压水泵输送热源。其中有两处中继泵站位于太原市市区内，一处中继泵站位于中继能源站内，另一处规划位于太古高速北侧枣尖梁村东部的用地上，占地面积3公顷，地面高程900米，该泵站兼有隔压作用，从长输供热管网引出分支隔压换热后向西山高海拔地区提供热源。古交电厂至太原中继能源站长输供热管道设计供水温度130℃，设计回水温度25℃，压力2.5Mpa。中继能源站后的城市一次网一次网供回水温度120/20℃，压力1.6Mpa。二次网供回水温度85/60℃。2. 太原钢铁集团有限公司太钢对外供热热源来自两部分，一部分为太钢自备电厂抽汽供热；另一部分为电厂余热及生产工艺余热。太钢产生工艺余热的生产过程主要有：烧结、焦化、高炉、炼钢和轧钢，余热介质为冷却水（净环水和浊环水）和烟气。其中，电厂抽汽供热量约375MW,电厂余热及生产工艺余热可利用量约964MW，太钢厂区可对外供热1339MW。另外，太钢供热系统考虑约20%的燃气调峰热源308MW,以及热力站吸收式热泵的46MW电力驱动，因此，太钢供热系统的供热量可达到1693MW。太钢供热系统分为低温供热系统与高温供热系统。其中，低温供热系统主要为胜利街以北，滨河东路以东，卧虎山公路以西，迎新街以南的区域，该区域内现状建筑面积约1082万平方米，规划建筑面积约188万平方米，总建筑面积为1270万平方米，总热负荷约733.8MW。高温供热系统通过二电大同路主干管向胜利街以南的区域提供热源。太钢高低温供热系统供热能力统计表供热区域 供热能力（MW）低温供热区域 526.5高温供热区域 1166.3合计 1693太钢低温供热系统一次网供水温度70-90℃，回水温度15-25℃，压力1.6Mpa。二次网供回水温度85/60℃。太钢高温供热系统一次网供回水温度120/20℃，压力1.6Mpa。二次网供回水温度85/60℃。与高温供热系统采用补燃式换热机组不同，太钢低温供热系统采用燃气集中调峰锅炉房的形式进行调峰，便于集中管理并减少换热站改造的压力。根据现有城北热力出口管线不同方向需要布置北区、西区、南区、东南区、东区五个燃气调峰锅炉房，各锅炉房明细如下：燃气调峰锅炉房详表区位 占地面积（m2）北区 7 680西区 14+7 2000南区 2*7 1200东南区 2*14 2300东区 29+14+7 4400以上燃气锅炉房应布置在靠近供热主干管的位置，并便于燃气管道接入，满足消防要求。3. 嘉节燃气热电厂嘉节燃气热电厂位于太原市小店区嘉节村。该热电厂采用燃气-蒸汽联合循环二拖一供热机组，抽汽供热能力531MW，采用大温差技术回收空冷岛乏汽余热以及烟气余热，可回收199MW 余热，电厂对外供热能力730MW。考虑20%的燃气末端调峰量，可增加供热182 MW；嘉节燃气热电厂供热系统的供热量为912 MW。考虑燃气电厂负荷率等因素，规划供热面积1200万平米。嘉节燃气热电厂远期供热区域为南环高速以南，太长高速以北，汾河以东，大运路、唐槐路、大昌路以西的区域。该供热区域内现状建筑面积约516万平方米，规划建筑面积约684万平方米，总建筑面积为1200万平方米，总热负荷约617.4MW。供热余量可通过城市供热环网输送至其他供热区域，作为城市的发展备用热源。嘉节燃气热电厂一次网供回水温度120/20℃，压力1.6Mpa。二次网供回水温度85/60℃。4. 瑞光热电厂瑞光热电厂位于晋中市榆次区，现装机容量2×300MW 机组。该热电厂一期机组的采暖抽汽供热量为735MW、乏汽余热供热量为199MW，电厂总供热量为934MW。其中给太原的供热量为654MW，占供热量的70%。考虑20%的热网燃气末端调峰163MW，则瑞光热电厂太原供热系统的供热量将达到817MW。瑞光热电厂供热区域为南中环街、中心街、龙城大街以南，十八号线以北，大运路、唐槐路、大昌路以西，太原建设用地东界以西的区域。该供热区域内现状建筑面积约669万平方米，规划建筑面积约531万平方米，总建筑面积为1200万平方米，总热负荷约640.35MW。供热余量可通过城市供热环网输送至其他供热区域，作为城市的发展备用热源。瑞光热电厂至隔压站供回水温度125/25℃，压力1.6Mpa。供热系统一次网供回水温度120/20℃，压力1.6Mpa。二次网供回水温度85/60℃。5. 大唐太原第二热电厂太二保留六期2×300MW 供热机组并进行余热回收改造，新建七期供热机组后拆除现有四、五期机组。七期规划建设2×300MW 供热机组。采用大温差技术进行余热回收改造后，除满足向周边军工企业提供300t/h工业生产用汽外，六期、七期对外供热总能力将达到1703MW。考虑20%的分布式燃气调峰及机组负荷率等因素，太二供热系统总供热能力为2129MW，电厂承担供热面积3200万平米。太二四五期、太二六期现状主干管与太钢管网相连，充分利用大网低温回水回收太钢厂内工业余热，向河西河东两片区域提供热源。河西地区供热范围为西北环高速、摄乐街、汾西公路、北中环街、玉门沟、滨河西路围合的区域。河东地区为胜利街、建设路、双塔西街、滨河东路围合的区域与新店街、迎新街以北的区域。该区域覆盖了原太二供热区域与城南热源厂部分区域。供热区域内现状建筑面积约4374万平方米，规划建筑面积约556万平方米，总建筑面积为4930万平方米，总热负荷约2874MW。二电厂一次网供回水温度120/20℃，压力1.6Mpa。二次网供回水温度85/60℃。6. 国电太原排名前列热电厂（贾兆新址）在清徐县贾兆村用地上新建国电太原排名前列热电厂，规模为4×350MW 供热机组，占地50公顷，高程约759米，距离太原市中心城区约42公里。采用大温差技术进行余热回收改造后，供热总能力为1868MW，其中电厂抽汽供热能力为1470MW，余热回收供热能力为398MW；考虑燃气调峰约468MW，总供热能力达到2336MW。远期，该电厂供热区域为南中环以南的河西地区及长风街、长治路、南中环街、体育路、龙城大街、坞城路、南高速环、滨河东路围合的河东地区。该供热区域内现状建筑面积约1931万平方米，规划建筑面积约1269万平方米，总建筑面积为3200万平方米，总热负荷约1729.65MW。供热余量为清徐县城、姚村等地提供热源。规划在一电厂至南中环供水管道附近建设两座供水加压站，占地均为50亩，提升加压一次网热水向中心城区提供热源。一电厂一次网供回水温度120/20℃，压力1.6Mpa。二次网供回水温度85/60℃。7. 华能东山燃气热电厂拆除东山自备电厂后在原厂址新建一座燃气热电厂，装机容量为2×9F级燃气蒸汽联合循环空冷“二拖一”机组，占地10.3公顷，高程约946米。该电厂抽汽供热能力531MW，采用大温差技术回收空冷岛乏汽余热以及烟气余热，可回收199MW 余热，电厂对外供热能力730MW。该燃气热电厂供热区域为胜利街、凯旋街以南，南十方街与南中环街以北，新村路、太行路、双塔北路、东过境高速以东，用地东界以西。该区域包括东山高海拔地区与原来东山热源厂供热的较低海拔区域。该供热区域内现状建筑面积约556万平方米，规划建筑面积约644万平方米，总建筑面积为1200万平方米，总热负荷约623.4MW。供热余量作为城市发展备用热源。东山燃气热电厂一次网供回水温度120/20℃，压力1.6Mpa。二次网供回水温度85/60℃。8. 阳曲热电厂远期在阳曲县太原工业园区侯村南侧用地上新建规模为4×350MW 供热机组，占地50公顷，高程约905米。同期采用大温差技术进行余热回收改造后，总供热总能力达到2336MW，其中电厂抽汽约1470MW，余热回收约398MW，燃气调峰约468MW。该热电厂供热区域为卧虎山路以东，凯旋街以北的东山高海拔区域及凯旋街、建设路、双塔西街、体育路、长风街、长治路、南中环街、体育路、龙城大街、太榆路、中心街、东环过境高速、南十方街、太行路围合的低海拔区域。该供热区域内现状建筑面积约1952万平方米，规划建筑面积约1048万平方米，总建筑面积为3000万平方米，总热负荷约1642.8MW。供热余量可为阳曲工业园区提供热源。阳曲热电厂供热系统需建设两座隔压站。一座规划在朝阳街以北的东中环附近标高约840 米的位置建设；另一座在敦化南路以东的北中环附近标高约840 米的位置建设。两处隔压站将阳曲电厂的热量分别输送至东中环和北中环，占地均为120亩。阳曲热电厂一次网供回水温度120/20℃，压力1.6Mpa。二次网供回水温度85/60℃。 除满足2020年底总热负荷需求11640MW外，余1963MW用来保障供热安全或满足阳曲太原工业区、清徐及姚村地区的供热需求。分散的燃气供热锅炉应逐步并入城市集中供热系统中，减小冬季高峰日的供气压力。其他清洁供热850万平方米。宾馆、医院等需常年用热单位的锅炉则采用燃油、天然气、煤层气等清洁能源；或充分利用地热、太阳能等可再生能源满足生活用热。东、西山地区等建筑分散或远离城市集中供热系统的用户，则主要采用燃气、地热、低谷电等供热方式。采用污水原水作为热泵热源的应在远离污水厂的污水主干管附近建设；在污水厂附近的污水源热泵应采用处理后的中水作为水源，不宜采用原水。

　　七、近期规划期末各热源规模及供热范围近期规划期末，基本形成七大热源为主，利用燃气承担尖峰负荷的供热格局，大型热源厂转为备用热源的供热格局，拆除二电四五期机组，关停东山自备电厂、西山综合利用电厂，搬迁异地新建一电厂，新建嘉节燃气热电厂、二电七期、华能东山燃气热电厂。2015年底全面取代分散燃煤锅炉和城中村的土小锅炉，基本建立清洁、安全、稳定的供热系统。2013年热源变化汇总表序号 热源 供热面积(万㎡) 变化情况(万㎡)1

　　八、热力站新建热力站在一次网为高温热水的新建热力站内要求尽可能选择燃气调峰型吸收式换热机组，适当选择带有燃气调峰的吸收压缩复合式换热机组，其次选择吸收压缩复合式换热机组，在一次网为低温热水的新建热力站内选择补燃型压缩式换热机组。由于太钢低温供热系统中热力站需采用电力驱动的压缩式热泵机组，因此，太钢低温供热区域热力站在改造前应对各个热力站的供电负荷进行计算，并核实是否满足用电需求后方可实施。热力站占地面积根据供热规模确定，可参照下表确定：热力站设计规模（万m2） 系统情况 占地面积（m2） 热力站宽度要求 热力站梁底净高要求≤10 一个系统 350 ≥12米 ≥4.5米≤10 二个系统 400 ≥15米 ≤10 三个系统 450 10~20 一个系统 400 ≥12米 10~20 二个系统 450 ≥15米 10~20 三个系统 600 另外，为使热力站内具备燃气调峰功能，在距离热力站附近需建设燃气调压柜，占地面积约 2平方米，同时热力站和燃气调压柜与其它建筑的间距满足《建筑设计防火规范》和《太原市城市规划管理技术规定》的要求。

　　九、 安全保障措施1. 大型燃煤热源厂转为备用热源。2. 热源联网运行。3. 热源规划留有余量。4. 建设备用管道。5. 建立供热在线监测系统。6. 通过新建储气调峰站、与民用用气错峰运行、燃气锅炉并入大网等措施保障供热用燃气需求。7. 热网进行统一调配及管理。

　　十、节能与环保效益通过实施集中供热全覆盖工程，将取代我市现有分散的采暖燃煤小锅炉以及城中村家庭燃煤小炉灶，消除了锅炉房噪声污染源，减轻城区交通压力和二次扬尘，还城区以安静、舒适的生活空间，同时节省了大量的土地。经测算，每采暖季可节约205 万吨标煤，减少烟尘排量4.91万吨/年，SO2排量2.95万吨/年，NOx排量2.83万吨/年，CO2排量11.46万吨/年。