T／CDHA 503-2021 标准规范下载简介

T／CDHA 503-2021 供热规划标准(完整清晰正版).pdf

注：本表中数值仅按照典型城市给出，其他城市指标数值应根据其气候参数通 计算得到

②建筑耗热量指标计算公式 建筑耗热量指标实测值以楼栋入口或热力站热量表的计量热 量为计算依据。建筑实际耗热量往往要高于需热量，除了与建筑 围护结构热工性能相关以外：还包括其他三个方面的影响：一是 由于空间分布上的问题，各个用户的室内温度冷热不均，在目前 末端缺乏有效调节手段的条件下，为了维持温度较低用户的舒适 生要求，热源处只能整体加大供热量，这样就会使得其他用户过 热，造成过量供暖损失；二是由于时间分布上的问题，供暖系统 热源未能随着天气变化及时有效调整供热量，使得整个供热系统 部分时间整体过热，造成过量供暖损失，这种现象在供暖初期和 未期尤为明显；三是由于用户室内温度设定值比18℃高，开窗 次数频繁，用户这些行为造成耗热量比需热量偏大。当用户间歇

②管网热损失率指标实测值计算公式 管网热损失率指标实测值宜按下式计算：

Qpl αpl Q: > Q= Q

XF/T 1034-2012 火灾事故调查案卷制作①不均匀热损失约束值和引导值 不均匀热损失指标约束值和引导值见表4。

不均匀热损失指标约束值和引导值

②全年不均匀热损失计算公式 全年不均匀热损失按下式计算：

Qnhl=0.0864Xqnhl XAb XNX

式中:Qhl 全年不均匀热损失（GJ）； qnhl 不均匀热损失指标（W/m²）； A, 建筑面积（m²）； N 供暖天数（d）； 供暖室内计算温度（℃）； ta 供暖室外平均温度（℃）； to.h 供暖室外计算温度（℃）。 4. 3. 2 供暖期通风耗热量计算公式推导如下：

武中：Q 供暖期通风耗热量； T 供暖期内通风装置每日平均运行小时数（h）； Qv.ave 供暖期通风平均热负荷； Q 一 通风设计热负荷； to.v 供暖期通风室外计算温度。

4.3.3生活热水全年耗热量计算公式推导如下：

式中: Qw 生活热水全年耗热量（GJ)

式中: Q 生活热水全年耗热量（GJ）

5.1. 1、5. 1.2 非化石能源，指非煤炭、石油、天然气等

5.2.1、5.2.2当采用电厂余热和工业余热供热时，其作 热源使用。

5.2.3按照国家政策要求，自“十一五”以来，为降低能源消

耗和减少污染物排放，各地按照“上大压小”要求，已陆 了一批小火电机组。目前服役的热电联产机组单机容

20MW以上，发电机组单机容量30MW以上。 无其他充足清洁供热资源时，为减少由于供热带来的空气污 染，使用燃煤热电联产供热时，必须确保煤炭清洁燃烧，严格控 制排放标准，满足环保要求。

无其他元定情后 日兴 染，使用燃煤热电联产供热时，必须确保煤炭清洁燃烧，严格控 制排放标准，满足环保要求。 5.2.4若区域内部清洁热源紧张，而周边存在天型电厂且余热 未得到充分挖掘利用，结合当地具体情况，采用长输供热技术引 入外围热源，从而实现对区域内部热源的补充和替代。目前长输 供热技术已在我国多地成功运行，并取得良好的社会和经济效 益。例如已建成运行的太原古交长输工程，利用距离太原市约 40公里的古交兴能电厂向太原市供热，供热面积可达8000 万m，能有效降低太原市的污染，对节能减排具有重大意义。 此外，对水、热资源紧张的沿海地区，为节省输送成本，考虑采 用水热同送技术。 5.2.5天然气由于具备品质高、用处厂、运行调节便利灵活及 资源储量少、价格高等特点，其适合作为调峰热源使用。天然气 锅炉房作为供热系统调峰设施时，锅炉房规模需根据调峰需求 选择。 当燃气热电厂作为热源时，考虑到其可能会参与电力调峰导 致热源不稳定（燃气热电厂是否作为电力调峰属于电力规划所涉 及的内容，供热规划无法左右），因此还需匹配其他相对稳定的 热源。 5.2.6工业余热主要是指工业企业的工艺设备在生产过程中排 放的废热、废水、废气等低品位能源，利用余热回收技术将这些 低品位能源加以回收利用，提供工艺热水或者为建筑供热、提供 生活热水。 工业余热的产生直接受制于生产活动的连续性，易受到原料

5.2.4若区域内部清洁热源紧张，而周边存在大型电厂

未得到充分挖掘利用，结合当地具体情况，采用长输供热技术引 人外围热源，从而实现对区域内部热源的补充和替代。目前长输 共热技术已在我国多地成功运行，并取得良好的社会和经济效 益。例如已建成运行的太原古交长输工程，利用距离太原市约 40公里的古交兴能电厂向太原市供热，供热面积可达8000 万m，能有效降低太原市的污染，对节能减排具有重大意义。 此外，对水、热资源紧张的沿海地区，为节省输送成本，考虑采 用水热同送技术

此外，对水、热资源紧张的沿海地区，为节省输送成本，考虑采 用水热同送技术。 5.2.5天然气由于具备品质高、用处广、运行调节便利灵活及 资源储量少、价格高等特点，其适合作为调峰热源使用。天然气 锅炉房作为供热系统调峰设施时，锅炉房规模需根据调峰需求 选择。 当燃气热电厂作为热源时，考虑到其可能会参与电力调峰导 致热源不稳定（燃气热电厂是否作为电力调峰属于电力规划所涉 及的内容，供热规划无法左右），因此还需匹配其他相对稳定的 热源。 5.2.6工业余热主要是指工业企业的工艺设备在生产过程中排

.2.5天然气由于具备品质高、用处广、运行调节便利灵活） 源储量少、价格高等特点，其适合作为调峰热源使用。天然 炉房作为供热系统调峰设施时，锅炉房规模需根据调峰需 先择。

当燃气热电厂作为热源时，考虑到其可能会参与电力训 致热源不稳定（燃气热电厂是否作为电力调峰属于电力规戈 及的内容，供热规划无法左右），因此还需匹配其他相对利 热源。

5.2.6工业余热主要是指工业企业的工艺设备在生产过程中排

放的废热、废水、废气等低品位能源，利用余热回收技术将这些 低品位能源加以回收利用，提供工艺热水或者为建筑供热、提供 生活热水。 工业余热的产生直接受制于生产活动的连续性，易受到原料 供给、市场需求、设备故障等外部不可控因素的影响而不稳定； 同时，某些工业部门或企业由于其自身生产规律与设备的轮换作 息安排，生产过程呈现波动性。

的废热、废水、废气等低品位能源，利用余热回收技术将这 低品位能源加以回收利用，提供工艺热水或者为建筑供热、提1 活热水

不鼓励长距离输送，不能破坏当地水环境和地热资源。对于水热 型地热必须保证同层回灌。浅层地热能利用了大气环境温度的周 期变化以及浅地层内超强的蓄热/冷能力及其温度的滞后特性， 因此对于浅层地热热泵系统，须考虑冬夏冷热平衡，对于公建用 户宜采用冷热联供方式。

5.2.8采用地表水水源热泵系统进行供热供冷时，由于其冷热 排水会引起局部水温变化，进而影响水质和水生物的生长繁殖， 因此要同步进行水环境影响评价。

5.2.8采用地表水水源热泵系统进行供热供冷时，由于其

5.2.9污水源热泵系统的运行模式是小温差、大流量，其

5.2.9污水源热泵系统的运行模式是小温差、大流量，其输送 距离与工程造价、运行费用以及供热、供冷的可靠性有直接关 系。原则上就近利用，输送距离不宜过长

热方式，优先采用电热泵。电热泵是指以电驱动的，从空气、 水、土壤等低品位热源获取热量的热源设备，通常设置于建筑的 室面或地下室机房。常用的电驱动热泵包括水源热泵、地源热泵 和空气源热泵，其中空气源热泵对于使用环境的要求较低，建设 成本较水源热泵和地源热泵低。由于“冷岛效应”，空气源热泵 的利用规模“宜小不宜大”。此外，由于电能相比于热量更容易 传输，因此电能更适宜分散供热

周边地区进行集中供热。在缺乏其他清洁、可再生热源或热源价 格较高的地区，采用低温核供热堆作为城市集中供热热源。为保 证核安全，减少核燃料浪费，核电厂和低温核供热堆作为基础热 源不参与调峰。与核电厂相比，低温核供热堆更适合靠近热用户 建设，从而有利于热传输。

时考虑经济性、安全性等因素确定。乡村分布式村落供热，可采 用清洁、高效、低排放以及智能型的设备或系统

6.1.1、6.1.2能源消耗总量与强度的双重控制是能源可持续发 展和生态文明建设的必要措施，供热热源的规划须符合当地能源 消耗总量与强度以及煤炭消耗总量的控制要求。 6.1.3热源选址应尽量靠近热负荷区域，远离易燃易爆物品工 厂与仓库、高压输电线路等；优先选取便于利用已有的公路、水 路、铁路等交通设施以及供水、供电设施比较完备的地区。燃料 燃烧型热源应位于居住区和环境敏感区的采暖季最大频率风向的 下风侧。同时热源选址须符合相关规划及土地建设要求。

6.2.1拥分摊法按照拥折算系数计算分摊，体现了能源品位的 类别。相对其他评价方法（如好处归电法和好处归热法）分摊结 果更为合理。热电联产的供热煤耗仅为大型燃煤锅炉供热的 45%～50%。拥分摊法适用于不同电厂的横向比较，评价方法科 学合理，

6.2.2供暖系统燃煤和燃气热源能耗指标的约束值和引导值参

1热电联产乏汽余热回收

热回收供热技术主要分为三种

热技术、吸收式热泵技术、压缩式热泵技术。高背压供热主要有 两种改造方式：一为双转子改造，二为低压缸叶片改造。吸收式 热泵可以利用高品位热能（高温高压蒸汽或高温热水等）使热量 从低温热源提升为中温热源。压缩式热泵可依据驱动力分为电驱 动压缩式热泵和蒸汽驱动压缩式热泵，前者以电直接驱动压缩机 做功，后者以蒸汽驱动背压汽轮机，再通过连轴器驱动压缩式 热泵。 就单台机组而言，采用单项技术在不同余热回收率前提下有 各自的适用范围。如果能全部回收乏汽热量，可优先采用高背压 技术，以承担稳定的供热基本热负荷。如果用户负荷降低，无须 完全回收乏汽热量即可满足需求时，高背压技术需要将高参数的 乏汽热量排放到大气环境中，会显著增加供热成本，这种情况下 可采用吸收式热泵或者蒸汽驱动的压缩式热泵。 如果多台汽轮机组同时回收乏汽余热，则需要多项技术合理 组合。指导流程搭配的基本原则是热网水的“梯级加热”，尽可 能减少各个加热环节的不可逆损失，最终降低供热成本。 2热电联产烟气余热回收 热电联产烟气余热主要是针对燃气热电机组而言的。对燃气 蒸汽联合循环机组而言，烟气中的潜热余热量占机组额定供热量 的33%～65%。常见的燃气热电机组回收烟气余热的方式是在 电厂内设置吸收式热泵，利用汽轮机抽汽驱动回收余热，但受热 网回水温度限制，这种技术增加供热能力有限。 研究表明，要想充分回收凝汽及烟气余热，热网回水温度不 能高于20℃。有学者提出在热力站设置吸收式换热机组取代常 规的水/水换热器，在不改变二次网供回水参数的前提下，使一 次网回水温度由常规热网的60℃左右大幅度降低至20℃。20℃ 的热网回水回到热电厂后可被乏汽和烟气加热，再通过热泵和尖 峰汽水换热器加热，最后升至热网供水温度。与传统热电联产 （抽凝机组）相比，供热能力可增大近一倍，热电厂供热节能 40%以上，同时也可达到彻底消除烟卤白烟的效果。

6.2.3将纯凝电厂改造为热电联产并回收余热热量

6.2.3将纯凝电厂改造为热电联产开回收余热热量是未来热电 联产的主要发展模式。而热电联产自前采用以热定电的运行方 式，这种方式下，热电机组在采暖季，尤其是严寒期的发电调节 能力大幅降低，发电出力调节更加困难。因此，热电厂必须改变 其运行模式，在不降低电厂供热能力的同时，还可承担原有的发 电调峰职责，从而实现热电协同。 燃煤热电厂和单台机组发电容量400MW及以上规模的燃气 蒸汽联合循环电厂以及核能热电联产等大型热源一般应该承拍基 本热负荷，以便更好地体现节能效益和集中供热系统的经济性。 热电联产承担的基本热负荷占供热区域最大热负荷比例的选取应 根据各地区的投资和能源价格水平、节能要求、各供热系统的负 荷特性，综合分析后确定。 6.2.4热源侧的热电比为采暖期供热量与供电量之比。热电比 越低，供出单位热量需要消耗更多的燃料，产生更多的污染物。 因此，对于以供热为主的热电厂，其热电比不应太低。对于燃煤 热电联产，无余热回收型机组的热电比约为1.5～1.7，有余热 回收型机组的热电比约为1.8～2.0；对于燃气热电联产，无余 热回收型机组的热电比约为0.6～0.7，有余热回收型机组的热 电比约为0.8~1.0。 对于供热负荷需求较小的地区，热电联产回收余热满足热负 荷需求即可，暂不对热电比做出要求。 6.2.5热源布局除了考虑合理的供热半径、靠近负荷中心（以 降低热网投资和运行费）外，还需要考虑规划建设用地的土地利 用效率、城市景观等对供热设施的制约因素。生物质热电联产用 地包含了生物质原料存放用地。

联产的主要发展模式。而热电联产目前采用以热定电的运行方 式，这种方式下，热电机组在采暖季，尤其是严寒期的发电调节 能力大幅降低，发电出力调节更加困难。因此：热电厂必须改变 其运行模式，在不降低电厂供热能力的同时，还可承担原有的发 电调峰职责，从而实现热电协同。 燃煤热电厂和单台机组发电容量400MW及以上规模的燃气 蒸汽联合循环电厂以及核能热电联产等大型热源一般应该承拍基 本热负荷，以便更好地体现节能效益和集中供热系统的经济性。 热电联产承担的基本热负荷占供热区域最大热负荷比例的选取应 根据各地区的投资和能源价格水平、节能要求、各供热系统的负 荷特性，综合分析后确定。

6.2.4热源侧的热电比为采暖期供热量与供电量之比。热

越低，供出单位热量需要消耗更多的燃料，产生更多的污染物。 因此，对于以供热为主的热电厂，其热电比不应太低。对于燃煤 热电联产，无余热回收型机组的热电比约为1.5～1.7，有余热 回收型机组的热电比约为1.8～2.0；对于燃气热电联产，无余 热回收型机组的热电比约为0.6～0.7，有余热回收型机组的热 电比约为0.81.0。 对于供热负荷需求较小的地区，热电联产回收余热满足热负 荷需求即可，暂不对热电比做出要求。

低热网投资和运行费）外，还需要考虑规划建设用地的土地禾 效率、城市景观等对供热设施的制约因素。生物质热电联产用 包含了生物质原料存放用地。

6.3.1目前我国正面临着产业结构调整升级的严峻挑战，而工

6.3.1目前我国正面临看产业结构调整升级的严峻挑战，而工 业余热主要来自高耗能工业部门。为保证工业余热供热的可靠性 和可持续性，须考虑生产企业存续、生产工艺升级、企业产业发

展布局变化等多种因素对供热稳定性的影响。 工业余热资源丰富且有供热需求的地区，合理选用取热技术 对工业余热进行充分挖潜，工业余热取热量占工厂余热资源总量 的比例不低于50%。 工业余热资源一般蕴含于气态、液态、固态物质中，种类繁 多，如工业生产过程中的冷却水余热、凝结水余热，钢铁、有色 金属、建材等行业中的烟气余热等，钢铁、有色金属等行业的排 渣余热，以及高温设备（铸件）表面辐射余热等。 低品位工业余热量主要来自高耗能工业部门。大部分高耗能 工业部门历经几十年乃至上百年发展，工艺成熟稳定，单位产品 低品位余热量基本不再变化， 1黑色金属冶炼 除焦化外，钢铁厂主产品的生产工艺主要包括五道工序：烧 结、炼铁、炼钢、连铸和轧钢，此外还有煤气发电环节。除连铸 工序的冷却水分散难以利用外，几乎每一个工序都有较为集中可 用的低品位工业余热，且余热量巨大。例如炼焦工序有焦炭成品 余热、干熄焦发电乏汽余热、初冷器余热等；烧结工序有主排烟 余热、烧结矿成品余热等；炼铁工序有铁渣余热、炉壁循环水余 热等；炼钢工序有钢渣余热、转炉煤气净化余热等；轧钢工序有 钢坏余热、加热炉烟气余热等；煤气发电过程还有大量的烟气和 发电之汽余热。 炼钢工业单位产品的低品位余热量见表5。按照1.132t烧结 矿产出1t铁，1t铁产出1t粗钢，1t粗钢产出o.9t钢材，并且 不考虑焦炭余热（因焦炭大多外购，且通常焦炭产量单独统计）， 折算到单位粗钢产量的低品位余热量为6256MJ/t粗钢。 2非金属制造：水泥 水泥制造是非金属冶炼行业的代表，是以水泥生料、煤为主 要原料，生产水泥熟料的工业部门。 水泥行业的余热资源主要有三类：窑头、窑尾的烟气，余热 发电乏汽以及回转窑壁面。干法水泥生产工艺单位产品的低品位

表5炼钢工业单位产品的低品位余热量

余热量见表6。不少企业已经利用余热发电之外的烟气为原料 磨、煤磨甚至矿磨提供热量，最终的排烟温度基本在110℃以 下，再利用价值已经很低，此时具有回收潜力的热量只有余热发 电的乏汽和回转窑壁面的辐射热两类，单位质量水泥熟料的低品 位余热量约为706MJ/t熟料

法水泥生产工艺单位产品的低品位会

注：窑买、窑尾烟气的不同处理方式对应的烟气排放温度不同，烟气余热量也 不同，烟气直排是指烟气从窑头或窑尾直接排放至大气中，不经任何余热 利用措施，排烟温度最高；烟气余热发电是指窑头、窑尾烟气用于加热余 热锅炉，排烟温度较低；窑尾烟气原料磨是指窑尾烟气在余热发电后再为 原料磨、煤磨、矿磨等提供热量，排烟温度最低。 2方括号内的温度表示余热排放温度。 3有色金属冶炼：铜、铝、锌、铅 有色金属余热资源主要包括烟气余热、制酸产热和冶炼炉体 散热。其中铝、镁等以电解、电熔方式生产，余热类型主要是烟 气余热；铜、铅、锌等既有烟气余热，又有制酸余热和冶炼炉体 散热。主要有色金属单位产品的低品位余热量见表7，表中余热 量数值不表示全部余热，部分金属产品只考虑了最主要的余热， 参见表中备注部分。

表7主要有色金属单位产品的低品位余热量

6.3.2工业余热受企业生产安排约束，调节性能较差，为保证 供热可靠性及充分利用余热，必须配合其他供热热源以保证供热 安全和稳定。

3.2工业余热受企业生产安排约束，调节性能较差，为保

6.4.1燃气锅炉作为调峰热源时，采用分布式，尽可 户，减小供热环节损失，同时提高供热灵活性和可靠性

6.4.3集中生物质锅炉房用地包含生物质燃料存放用地。

热效率。烟气余热回收技术包括燃气烟气余热回收与燃煤烟气余 热回收两种类型。其中，燃气烟气余热回收技术包括间壁式换热 器直接回收烟气余热，吸收式热泵与直接接触式换热相结合的烟 气余热回收，基于烟气空气全热交换的烟气余热回收。燃煤烟气 余热回收技术主要以湿法脱硫的烟气余热回收与减排一体化技术 为主。

其他清洁热源除本节所述外还包括电能、地热能、太阳能 等，本规划建议上述能源采用分散供热形式，具体要求详见本标 准第5.2节。

6.5.1污水源热泵机房的用地指标可按36m/MW

进行估算，能源站（热泵机房、室外调节池、蓄热水池、办公用 房等）用地指标可按80m²/MW（热负荷）进行估算。用污水 （即城乡污水处理厂二级水、中水与原生污水）作为低品位热源 时，接人水源热泵机组或中间换热器的污水，应满足国家现行标 准《城镇污水热泵热能利用水质》CJ/T337、《城市污水再生利 用工业用水水质》GB/T19923和《城市污水再生利用城乡

杂用水水质》GB/T18920等相关水质标准的要求。特殊情况 下，对污水应用的环境安全与卫生防疫安全进行评估，并取得当 地环保与卫生防疫部门的批准。 6.5.2鼓励利用既有核电机组的电厂余热给周边地区供热；对 于新建核电机组，在规划阶段考虑核能热电联产的可行性。电厂 供热设施的占地面积和厂区布置情况相关。对于既有核电厂的供 热改造，根据电厂提供的平面布置图合理安排供热设备的具体位 置，同时考虑厂房的高度限制。对于新建核能热电联产，参考正 文给出的用地指标；如果场地充许，可适当超过指标上限值，方 便具体设施的布置。表8为编制组调研了解的实际和规划改造的 燃煤热电厂供热首站的用地指标，供参考。

8热电厂供热首站设施用地指标

6.5.3目前，在低温核供热厂址选择工作中，主要参照国家核 安全局发布的核电厂厂址选择的有关规定和导则，同时还应符合 核设施安全管理、环境保护、辐射防护和其他方面有关规定 由于低温核供热堆具有很好的安全特性，无论是正常运行还 是事故工况下对环境和公众的影响皆很小。低温核供热堆在遭遇 重大事故的情况下，也不需要厂外居民采取隐蔽和撤离措施，这 一点与核电站不同。因此，核供热堆可建造在供热区域附近为用 卢提供热源。但考虑到核供热堆的建设、安全、经济和社会诸因 素，核供热堆还须建造在离人口稠密区有一定距离的地方。通常 情况下，核供热堆非居住区可与核设施的厂区边界范围一致，距 反应堆一般不小于100m。规划限制区边界与反应堆的距离一般

不小于1km。距离反应堆2km以内不应有1方人以上的人口集 中居住区。非居住区内严禁有常住居民，由核供热工程营运单位 拥有对该区域内的土地产权和全部管辖权。在规划限制区内不应 有大型易燃、易爆、有害物品的生产和储存设施及其他大型工业 设施，不得建设大的企业事业单位、居民点、医院、学校、疗养 院、机场和监狱等设施。因此，供热堆选址时必须调查厂址周围 的人口分布情况，包括城乡、乡镇的距离，居民点的分布等等。

7.1热网介质和参数选取

站，一部分常规换热站受占地的限制不能改造成大温差机组（吸 收式热泵换热机组），因此限定回水温度不应高于40℃，如果根 据实际调研不能整改的常规换热站过多，规划中40℃的限定值 可以相应提高。 第3款以区域锅炉房为热源时，供水温度的高低对锅炉 运行的经济性影响不大。当供热规模较小时，区域锅炉房可以 直接向用户供热，建议供、回水温度与户内供暖系统设计参数 一致，减少用户入口设备及投资，降低热量损耗。当供热规模 较大时，为降低管网投资，宜扩大供、回水温差，采用较高的 供水温度。 第4款多个热源联网运行的供热系统，为了保证水力汇合 点处用户供热参数的稳定，热源的供热介质温度应一致。当区域 锅炉房与热电厂联网运行时，由于热电厂的经济性与供热介质温 度关系密切，而锅炉的运行温度与运行的经济性关系不大，从大 型电厂机组改造情况来分析，电厂背压排气压力越低、效益越 好。如果热网回水温度不高于20℃，直接利用热网回水代替电 广循环水，其效益最佳。但需要热网的换热站进行大温差吸收式 热泵的改造，难度较大，所以这种联网运行的设计供、回水温度 建议以热电厂的最佳供、回水温度为准。 7.1.2生产工艺热负荷与其他热负荷共存时，供热介质的选择 尽量只采用一种供热介质，这样可以节约投资、便于管理。 第1款参数较高的高温水不仅能供给供暖、通风、空调和 生活热水用热，在很多情况下也可满足生产工艺要求。即使生产 工艺必须以蒸汽为供热介质，也可由高温水利用蒸汽发生器转换 为蒸汽，满足生产需要，这种情况下宜统一用高温水作为供热介 质。输送高温水在节能和远距离输送方面具有很多优越性，但将 水转换为蒸汽时会增加用户设备投资，且高温水必须恒温运行 所以是否采用高温水必须经技术经济比较确定。 第2款当供暖通风穴调等热负益为主要负益、生产工

方面进行技术经济比较，确定认为合理时才可采用蒸汽和热水两 种供热介质。 第3款当生产工艺为主要热负荷，并且必须采用蒸汽时， 应采用蒸汽作为统一的供热介质。当用户供暖系统以水为供热介 质时，可在用户热力站处用蒸汽换热方式解决。 7.1.3蒸汽供热系统的凝结水应尽量回收。当在生产工艺过程 中被有害物质污染或因其他原因不适宜回收时，对于必须排放的 蒸汽凝结水应符合污水排放标准，特别应注意防止凝结水因温度 高对排放点的热污染。现行国家标准《污水排入城镇下水道水质 标准》GB/T31962对各种污染物排放的规定较多，其中规定温 度应低于35℃。

7.2.1影响供热管网布置的因素是多种多样的。过去提出供热 管网应通过负荷中心等，有时很难实现，故本条不再提出具体规 定，而只提出考虑多种因素，通过技术经济比较确定管网合理布 置方案的原则性规定。当多种因素影响时或有条件时应通过优化 比选，进行管网布置。 7.2.2提出供热管网布置和敷设的原则是：节约用地，降低造 价，运行安全可靠，便于维修 7.2.3管道敷设方式应综合考虑美观、投资、占地、施工和投 资等方面因素：

7.2.2提出供热管网布置和敷设的原则是：节约用地，

第1款从市容美观要求，居住区和城镇道路上供热管道采 用地下敷设。鉴于我国城镇的实际状况，有时难以找到地下敷设 的位置，或者地下敷设条件十分恶劣，此时可以采用地上敷设。 但应在设计时采取措施，使管道较为美观。城镇供热管网管道地 上敷设在国内、国外都有先例。 第2款对于工业区，供热管道地上敷设优点很多，投资 低、便于维修、不影响美观，且可为工厂区的景观增色。

7.3.1供热管网根据规划路由，初步进行稳态水力计算，确定 主管网及大型设施的位置，这样可以为城市规划部门的审批提供 相应的依据，

7.3.2长输供热热水管网供热规模一般相对较大，根据地形进 行动态水力分析，初步判定系统工作状态压力情况，确定系统压 力分区。

7.4.1中继泵站及隔压站的选址位置及规模是规划阶段的重要 指标，规划要根据此参数确定用地指标和配套设施。 7.4.2对于大型供热系统，常规系统中的单点补水不能满足运 行初期及事故状态下的补水量，集中补水站的设置应考虑补水来 源和周边配套等外部条件，综合考虑经济成本确定。如果补水站 与隔压站、中继泵站合并设置，厂站管理相对方便。 7.4.3本条文中的占地指标结合了山西、山东、内蒙古、宁夏 等地工程中的隔压站和中继泵站实际指标。以上这些工程中的隔 压站和中继泵站的功能不同（如含有备品备件库、补水站、办公 楼等），占地指标相差比较大，如果厂站功能单一可取下限。中 继泵站和隔压站设施用地指标见表9。

7.4.1中继泵站及隔压站的选址位置及规模是规划阶段的重要 指标，规划要根据此参数确定用地指标和配套设施。 7.4.2对于大型供热系统，常规系统中的单点补水不能满足运 行初期及事故状态下的补水量，集中补水站的设置应考虑补水来 源和周边配套等外部条件，综合考虑经济成本确定。如果补水站

指标，规划要根据此参数确定用地指标和配套设施，

行初期及事故状态下的补水量，集中补水站的设置应考虑补 源和周边配套等外部条件，综合考虑经济成本确定。如果补 与隔压站、中继泵站合并设置，厂站管理相对方便

等地工程中的隔压站和中继泵站实际指标。以上这些工程中的隔 压站和中继泵站的功能不同（如含有备品备件库、补水站、办公 楼等），占地指标相差比较大，如果厂站功能单一可取下限。中 继泵站和隔压站设施用地指标见表9。

表9中继泵站和隔压站设施用地指标

7.4.4热水管网民用热力站的最佳供热规模应按各地具体条件 经技术经济比较确定。对于热力站的最佳规模，由于各地的城镇 建设及经济发展水平不一，难以统一。因此只有根据本地条件， 经技术经济比较确定适合于本地实际情况的热力站最佳规模。但 是从工程建设投资、运行调节手段、供热实际效果、安全可靠度 等方面看，热力站规模不宜过大。本条以不超过本街区供热范围 为最大规模，一是考虑街区供热管网不宜跨出本街区的市政道 路；二是考虑热力站的供热半径不超过500m，便于管网的调节 和管理。在投资允许的情况下，宜采用楼宇换热机组或多个小型 热力站，以降低运行成本，提高供热效果。 7.4.5为响应国家节能环保的政策，国内热电厂也已开始广泛 利用热泵或高背压等技术回收电厂汽轮机乏汽余热，用于向城市 集中供暖。热网回水温度与汽轮机背压的高低、热泵的能效和回

利用热泵或高背压等技术回收电厂汽轮机之汽余热，用于向城市 集中供暖。热网回水温度与汽轮机背压的高低、热泵的能效和回 收余热量有极大关系：热网温度越低，越利于降低汽轮机背压、

提高热泵能效，可使电厂回收更多的余热量，提升经济效益和降 低发电煤耗。

量和供热参数等因素控制，本条主要为规划阶段初步选型控制 指标。

8.1.1根据国土空间规划或详细规划要求，供热规划应分阶段 规划相应供热设施，分阶段统计主要工程量，并估算各阶段的建 设投资。投资估算指标及建设投资估算应合理准确，规划的总建 设投资与规划项目可行性研究阶段投资误差不应超30%。 8.1.2投资估算是在对规划项目的建设规模、技术方案、设备 方案、工程方案及项目进度计划等进行研究的基础上，估算规划 建设期内的分期（近期、中期、远期）项目建设投资。 进行投资估算，首先要明确投资估算的范围。供热规划中建 设投资估算范围应与规划项目所涉及、所确定的各项工程内容相 一致。 8.1.3、8.1.4建设投资估算包括建设项目建设前期和建设期的 全部投资，建设投资由工程费用、工程建设其他费用及预备费构 成。规划阶段，工程费用按照主要设计内容和主要实物工程量采 用相应的估算指标、概算（综合）定额或类似工程的投资费用指 标进行编制，无论采用何种指标和资料都应将其价格和费用水平 调整到工程所在地估算编制年度的实际价格和费用水平；其他费 用按国家及当地费用文件计算；预备费按标准计取。

8.1.1根据国土空间规划或详细规划要求，供热规划应分 规划相应供热设施，分阶段统计主要工程量，并估算各阶具 设投资。投资估算指标及建设投资估算应合理准确，规划白 设投资与规划项目可行性研究阶段投资误差不应超30%。

8.2社会经济效益分析

8.2.1、8.2.2社会经济效益分析以规划基准年数据作为对比基 准，规划基准年一般为规划编制年的前一年，是现状数据的采 集年。

DB13T 5129-2019 无人值守桥（门）式起重机通用技术条件8.2.3社会效益是在经济效益之外的对社会生活有益的

社会效益分析内容包含规划与区域的互适性、规划对所在地居

收入、生活水平、生活质量、居民就业等因素的影响及规划实施 前后节能、环境效益。

8.2.5节能效益分析应包含规划供热用能总量、单位供热面积

1能耗基准确定 1）针对不同设备选用方案，可参考相关设备能耗性能 标准； 2）依据项目实施前一年单项产品（工序）的所有用能环 节消耗的各种能源综合确定基准能耗；如果前一年的 能耗不能反映正常能耗情况，则采用前三年的算数平 均值； 3）如缺乏历史数据，可选择生产情况与项目实施前相近 的条件下进行实测，作为能耗基准； 4）如余热工程等，项目实施前既无项目，能耗基准可视 为零。 2能耗计算 项目节能量等于项目范围内各产品（工序）实现的节能量之 和扣除能耗泄漏。 1）节能量只限于通过节能技术提高生产工序和设备能源 利用效率、降低能源消耗实现的能源节约，而不包括 扩大生产能力等途径产生的节能效果； 2）节能量确定过程中应考虑节能措施对项自范围以外能 耗产生的正面或负面影响； 3）对利用废弃能源资源的节能项目（如余热余压利用） 的节能量，根据最终转化形成的可用能源量确定

1）节能量统计是指供给侧； 2）热电联产的余热回收项目的节能计算，应考虑减少发 电带来的损失： 3）规划节能量宜以实际计量为准，也可通过设计工况推 算运行工况下的节能量。 8.2.6环境效益分析前应对当地环境现状进行调查，包含当地 环境的基本特征、周围土地使用状况、环境资源状况、环境敏感 区或目标、环境质量状况等因素，并在此基础上对土地资源、水 资源、环境承载力进行分析；核算规划实施后碳排放总量、污染 物浓度及总量控制，并分析相对基准年的污染物减排量。

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