时间：2023-05-30 09:59:45
开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的12篇热电联产，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。
中图分类号:F27文献标识码:A
中国是一个能源生产和消费大国,一次能源的生产居世界第二位,但人均能源占有量仅为世界人均能源占有量的45%左右。同时,中国的能源利用效率也很低,目前仅为33%,与发达国家的能源利用效率相比存在较大的差距。电力行业是国民经济的支柱行业,同时也是能源消费量巨大的行业,仅煤炭消费量就占我国煤炭消费总量的50%以上。因此,提高电力行业的能源利用效率,将会在很大程度上改善我国的一次能源利用效率。
热电联产,是根据能源梯级利用的原理,将一次能源燃烧后,既生产电能,又利用在汽轮发电机中作过功的蒸汽对用户供热的生产方式。热电联产的蒸汽没有冷源损失,所以能将热效率提高到85%,比大型凝汽式机组(热效率40%)还要高很多。热电联产不仅可以大量节约能源,而且可以改善环境条件,提高居民生活水平,缓解供电紧张局面。近年来,随着我国电力市场的逐步开放,“厂网分开,竞价上网”政策全面推行,绝大多数发电企业都要通过竞价的方式才能将电能输送到电网中,而竞价的基础就是要做好成本分析,成本决定了企业的竞价,也决定了企业未来的发展趋势。
一、热电联产的工作流程
热电联产是一个复杂的系统,简单来说主要包括了四大流程:燃料煤的流程、空气及燃气流程、水及蒸汽流程和电气系统流程。
1、燃料煤的流程。自煤场送至原料煤斗后,经过输煤皮带,由给煤器控制给煤量。进入锅炉之前在磨煤机或碎煤机内被磨成煤粉,与一部分热空气混合,经燃烧器进入炉膛中,燃烧后的烟道气流经锅炉―省煤器―空气预热器等热交换器将热量传给其中的水或空气,最后从烟囱排到大气中去。其不可燃的固体,较大者以灰分的形态落入灰坑中,以备清除,其微细者则在集尘器或除尘器中被收集清除。
2、空气及燃气流程。首先由送风机将气压略以提高,送经空气预热器,接受一部分烟道气的热量使温度升高由管道将其一部分直接送经燃烧器入炉,另一部分则进入粉煤机或磨煤机后与煤粉一同入炉。炉中燃烧后的烟道气,首先通过炉管与过热器将炉水汽化与过热,随后通过省煤器将剩余热量的一部分交付于进入锅炉前的水。再通过空气预热器加热于未进炉前的冷空气。经过如此行程后,因摩擦阻力的关系,已使压力低于大气压力,因此须由引风机吸出,提高其压力,以便驱于大气中。
3、水及蒸汽流程。电厂使用冷凝水由凝水泵送回锅炉重新使用,所要补充者仅少许抵消漏泄损耗的补充水。补充水经由给水软化器予以软化,以免锅炉内壁产生水垢。凝水泵将冷凝水送过三个加热器,并附以其他水泵,依次由低压而中压而高压,又经省煤器提高其温度,使进入锅炉的水事先获得相当的热能,故在炉管中巡回受热时,达到汽化程度所需的传热面积可以稍减。至于已汽化的蒸汽,使其进入过热器的管道中,可以进一步的吸收热能,变成过热蒸汽,进入汽轮机作功,汽轮机带动发电机即可产生电;在汽轮机中做功后的蒸汽通过供热管道即可为居民或其他的用户提供供热。
4、电气系统流程。包括发电机、励磁系统、厂用电系统和升压变电站等。
二、热电联产的成本项目
根据热电联产的工作流程,热电联产企业的成本项目由以下部分组成:燃料成本(煤)、水费、电费(发电部分提供)、设备折旧费、财务费用、管理费用、运行维护费(包括职工工资、福利费、材料费、修理费等),前三项为变动费用,后四项为固定费用。由于热电联产企业在生产过程中会对环境造成一定的污染(排放二氧化硫和粉尘等),成本项目中还需要考虑环保因素。
1、燃料成本。煤的成本主要由三个部分组成:采购成本、储藏成本、加工成本。
(1)采购成本:由于热电联产企业对燃料的需求非常巨大,其采购成本也是燃料成本的最主要构成要素。煤的采购价格会由于天气特征的变化、运输距离的远近、运输费用的变化及煤的质量等多种因素的影响而变化,其中煤价的影响最大。
(2)储藏成本:虽然热电联产企业每天的用煤量基本上会维持在一个比较稳定的数字范围,但是目前电力企业对煤燃料的需求很大,煤的供应持续紧张,而为了维护热电联产企业在用电高峰期能满负荷运行,能满足所有供电供热用户的需要,热电联产企业需要在平时进行煤燃料的备储。
(3)加工成本:因为热电联产企业需求的煤燃料的量很大,所以在采购过程中不能全部采购到优质煤,购进的煤很多质量上并不符合要求,其煤质比较差,热值比较低等,这就需要增加相应的检查加工设备,也相应的增加检查加工费用,而且由于劣质煤的原因,还可能影响到发电机组的正常运行,可能会对锅炉造成一定程度的损害,长期来看,还可能会影响到热电联产企业的经济效益。
把上述三种成本综合在一起,热电联产企业的燃料成本可以用下式表示:
燃料成本=标准煤单价×标准煤的消耗量
其中,标准煤的消耗量里要考虑到煤燃料的储藏和加工问题,把它们产生的费用折算成标准煤的消耗量来计算燃料成本。由于热电联产企业把煤燃烧后同时产生两种产品――电和热,所以关于热和电的成本分摊需要通过热电比来确定燃料成本在热和电的成本中的比重。
2、水费。热电联产企业中的用水主要在锅炉和供热部分用到。为了保持锅炉的安全和高效率,供水决不能间断;水经过加热后变成蒸汽,这也是热电联产企业供热的基础所在,所以热电联产企业也是用水大户,水费在成本里也占有一定的比例。由于水在整个发电供热过程中都起着不可或缺的作用,其水费也需要按照热电比分别分摊到热和电的成本中去。
3、电费(发电部分提供)。热电联产企业的发电机组、供热机组及其他设备(例如输煤皮带、送风机、水泵等)中所使用的电力来自本企业自己发的电,这部分电也是需要消耗燃料、水和其他相关费用的,所以这部分的费用也需要按照热电比来分摊到最终出厂的热和电的成本中去。可以把这部分的用电费用按照电的成本换算成标准煤的消耗成本,然后按照热电比分别分摊到出厂的热和电的成本里。
4、设备折旧费。热电联产企业中涉及到专门发电的设备、专门供热的设备和热电共用的设备,按照设备用途的不同,需要分别把设备的折旧费分别分摊到热和电的成本里。按照热电联产企业的工作流程,升压变电站属于发电的专属设备,从汽轮机出来的蒸汽所经过的设备为供热专属设备,直接计入相关的成本即可;而其他的设备则是热和电的共用设备,需要用热电比来进行分摊。
按照《企业所得税法实施条例》第六十条规定,热电联产企业的设备折旧年限应不低于10年。热电联产企业的设备繁多,应按照各个设备的具体使用情况进行年限的确定。固定资产的设备折旧方法有三种:平均年限法(直线法)、工作量法和加速折旧法。按照《中华人民共和国企业所得税条例实施细则》第四章第二十六条规定:固定资产的折旧年限,按照国家有关规定执行,固定资产的折旧,原则上采用平均年限法(直线法)和工作量法计算,纳税人需要采用其他折旧方法的,可以由企业申请,逐级报省、市、自治区税务局批准。因此,本文采用平均年限法进行设备折旧费的计算。
平均年限法又称为直线法,是将固定资产的折旧均衡地分摊到各期的一种方法。采用这种方法计算的每期折旧额均是等额的。计算公式如下:
固定资产年折旧额=(固定资产原值-预计残值+清理费用)/固定资产的使用年限
固定资产月折旧额=固定资产年折旧额/12
固定资产年折旧率=固定资产年折旧额/固定资产原价×100%
采用平均年限法计算固定资产折旧虽然简单,但也存在一些局限性。例如,固定资产在不同使用年限提供的经济效益不同,平均年限法没有考虑这一事实。又如,固定资产在不同使用年限发生的维修费用也不一样,平均年限法也没有考虑这一因素。因此,只有当固定资产各期的负荷程度相同,各期应分摊相同的折旧费时,采用平均年限法计算折旧才合理。
财务费用、管理费用、运营维护费用为企业的基础费用,在计算热和电的相关成本时需要通过热电比进行分摊各自的费用占比,进而综合得出热和电的成本。
三、成本分摊的计算
以上分析可知,由于热电联产企业把煤燃烧后同时产生两种产品――电和热,所以关于热和电的成本分摊需要通过热电比来确定燃料成本在热和电的成本中的比重。而热电比的计算方法多种多样,有热量法、实际焓降法、热折扣法、热电联合法等等,有专门的学者对这四种方法做过比较。通过综合比较,本文采用热电联合法作为热电比计算的方法。(图1)
根据热电联产效率式:
从理论上讲,最合理高效的供热方式是热泵供热,它可以环境为热源,消耗一定功,把热量的温位升高。所以,借用热泵的概念可以得出?准=0.12时,所得热分摊比即热电比为较合理值。
热电联产的热电比计算出来以后,再通过热电比把热电联产的成本项目需要通过热电比进行分摊的,计算各自的分摊,最后综合起来就是热和电各自的成本费用。
四、结论
热电联产具有良好的节能效益,我们应该从长远出发,利用国家对热电联产的优惠政策,积极推进热电联产项目的建设。热电联产的发展对我国的发展起着至关重要的作用,特别在这个资源匮乏的时代,热电联产不仅为企业也为国家节约了大量能源。而研究热电联产的成本则为热电联产的发展奠定了基础,可以根据热和电各自的成本进行合理优化,节约能源,提高效率,引导热电联产行业良性发展。
(作者单位:东南大学)
主要参考文献:
[1]Juha Kaikko.Technical and economic performance analysis for amicroturbine in combined heat and power generation,Energy,32.2007.
【关键词】热电联产；能源利用率；经济性
一、热电联产的原理及常见的运行方式
（一）热电联产原理
所谓热电联产是指在整个能量生产、供应系统范围内，热源既生产供应电能又供应热能。将高品质的热能用于发电，低品质的热能用于供热，由于供热是用热功转换过程中不可避免的冷源损失来对外供热，使得发电没有冷源损失，因此和纯凝机组发电相比可节约燃料，既提高了能源的利用率，又提高了供热质量。
（二）热电联产机组常见的运行方式
1、背压式：用汽轮机做完功具有一定压力和温度的排汽用来供热，优点是没有冷源损失，缺点是存在电和热互相制约，一般用于小型供热机组上使用。
2、低压抽汽式：在汽轮机的低压部分，利用抽出的一部分蒸汽对热网的循环水进行加热，未被抽出的蒸汽继续在汽轮机做功以产生电能，这种形式被称为低压抽汽供热的热电联产。由于被抽出的蒸汽用来加热热网中的循环水，没有冷源损失，因此热经济性比较好。采用这种供热方式，电、热两种产品相互影响不大，适用于大机组，因此得到广泛应用。
二、采用低压抽汽供热方式下热电联产经济效益的分析
我厂四台20万机组均已投产在20周年以上，单机供电煤耗在80%负荷下为355克/千瓦时，在发电成本上早已失去优势。随着我国“以大压小”政策的出台和适应通辽市区供热需求，我厂1-4号机组陆续进行了供热机组改造，采取的方式是低压抽汽供热方式。现从以下两方面分析一下供热改造后机组参数的变化给全厂经济效益带来的变化。
（一）降低供电煤耗，节省发电成本
从表一可以看出，在机组相同的负荷、发电量情况下，对外增加供热40.43万吉焦，即热电比为32%的情况下，供热改造后机组供电煤耗较纯凝状态降低了15.6克/千瓦时，全厂热效率提高了7.45%，节约标煤0.54万吨，折合节约原煤1.26万吨。
按此测算，我厂四台机组全部对外采暖供热后，年设计供热量为335万吉焦，全年保证完成34亿发电量，热电比为27.37%，可降低供电煤耗16.8克/千瓦时，全年发电节约标煤5.71万吨，折合节约原煤13.33万吨，减少发电成本约2759万元。
（二）抽汽流的发电收入与供热收入的对比
抽汽流的蒸汽在发电和供热两种状态下创造的经济收入是不同的，如果这部分汽流用作供热后产生的收入大于用作发电产生的收入，那么，这部分汽流采用供热为经济的，反之，采用供热为不经济，下面是将我厂抽汽汽流的发电、供热收入计算过程。
1、抽汽流的发电收入
Q：抽汽流的流量.h1：抽汽点的焓值.hc：排汽焓.ηi：抽汽点后的汽轮机缸效率.ηj：机械效率ηfd：发电机效率.α：抽汽流的回热抽汽做功不足系数.λ：综合厂用电率.Pfd：上网电价
我厂单机最大流量时的抽汽流的发电收入为：Ifd=[120000（2950-1845）*0.8*0.99*0.99*0.95/3600]*（1-0.95）*0.28=6914元
2、抽汽流的供热收入
我厂单机最大流量时的抽汽流的供热收入为：
Ifd=[120000（2950-236）*0.99*0.95-3600*4000-0.02]*10-6*19=5487元
从上两式比较中看出，每供出120吨的抽汽，收入损失1427元，若供出335万吉焦，损失为1350万元。
（三）综合以上两点，全年供出335万吉焦的采暖供热，在纯凝机组和热电联产两种状况下，热电联产可节约发电成本2759万元，若将送出的335万吉焦热量用于发电，可增效1305万元，合计收入增加1409万元。
三、结论
在热电联产循环中由于不存在冷源损失，因此使机组的煤耗率和热耗率均明显降低，热效率得到明显提高，大大提高了机组的热经济性和燃煤的利用率。在有用电和用热需求的情况下发展热电联产有着十分重要的意义。通过本文的分析，就如何提高热电联产的经济性提出以下几点措施。
1、由于供热的收入与抽汽流的疏水温度高低成反比，因此应设法降低抽汽流的疏水温度，这可以通过优化管网的运行来实现，使热网循环水的回水温度降低。
2、减少调整凝汽流阀门的节流损失，应选用流线型较好的阀门，同时在阀门上安装限位装置，使阀门关闭到一定的位置以后不能再继续关闭。这样可以有效避免节流损失引发机组经济性、安全性的下降，对机组的稳定运行提供保障。
3、热电联产可以提高机组的热经济性，但是热价不到位，热电联产的热经济性无法转变为经济效益，因此，热价是热电联产热经济性转变为经济效益的关键因素，相关部门需要加强供热的定价工作。
参考文献
关键词：热电联产；发电厂；供热效应
一、发电、供热成本费用分摊方法
（一）燃料费
为生产电力、热力产品耗用的燃料费，应根据发电和供热实际耗用的标煤量比例分摊。供热厂用电耗用的燃料费，应由热力成本负担，计算公式为
式中：CBe为发电燃料费，万元；CBh为供热燃料费，万元；CB为全厂燃料费，万元；Che为供热厂用电耗用燃料费，万元；Be为发电耗煤量，万t；Bh为供热耗煤量，万t；B为全厂耗煤量，万t；Wh为供热厂用电量，kW・h；be榉⒌绫昝汉模g/（kW・h）；Pb为标煤价，元/t。
（二）材料费
电气、汽轮机车间的热网部分用料由热力产品负担，其他部分用料由电力产品负担；水处理用药品按发电、供热耗用软化水量比例分摊；其余按发电、供热耗用标煤量比例分摊。
（三）折旧费、修理费
电气、汽机车间的热网部分的折旧费和修理费由热力产品负担，其他部分由电力产品负担；其余部分按发电、供热耗用标煤量比例分摊。
（四）水费、环境保护费、财务费用、职工薪酬及福利费和其他费用
根据发电、供热实际耗用的标煤量比例分摊。
二、供热效益分析
（一）供热直接效益
除发电业务之外，热电联产电厂供热的直接效
益就是增加的供热业务本身的效益，计算公式为
式中：Ehd为供热直接效益，万元；Ih为供热销售收入，万元；Ch为供热总成本，万元；Th为供热销售税金及附加，万元。
（二）供热间接效益
1、供电煤耗降低产生的效益。众所周知，按照热量法计算，与同级别纯凝机组相比，热电联产电厂供热往往能够降低供电煤耗，产生节煤效果，因此，把由于供热使热电联产电厂供电煤耗降低而减少的燃料成本作为供热的间接效益。影响热电联产机组供电煤耗的因素较多，包括热电比、供热参数、机组类型、供热利用小时数、热化发电率、热网效率等，但热电比的影响是主要的，热电比越高，供电煤耗降低幅度越大。研究结果表明，在大多数工况下，认为机组供电煤耗随热电比呈线性变化具有一定的合理性。因此，为了方便分析，作者认为供电煤耗随热电比增加而线性降低，由于供热降低供电煤耗而产生的间接效益，其计算公式为
Ehi1=KrP（t0+t1）（1-w）Pb/107 （5）
式中：Ehi1为供热降低供电煤耗产生的间接效益，万元；K为系数；r为热电比，%；t0为纯凝机组发电设备利用小时数，h；t1为热电联产比纯凝增加的利用小时数，h；P为装机容量，MW；w为综合厂用电率。
2、机组发电利用小时数增加产生的效益。为了支持热电联产发展，按照“以热定电”的原则，各地区在电量计划安排上向热电联产机组倾斜。一般情况下，热电联产机组比同级别的纯凝机组能够多争取到计划电量小时数（200～800h，甚至更多）。由于发电利用小时数增加，可使热电联产电厂增加发电边际效益。
式中：Ehi2为供热增加发电利用小时产生的间接效益，万元；Pe为上网电价，元/（kW・h）；bne为纯凝机组供电标煤耗，g/（kW・h）。
3、供热厂用电影响产生的效益。与纯凝机组相比，热电联产机组由于供热增加了厂用电，使上网电量减少，造成发电效益损失。
式中：Ehi3为供热厂用电量造成的效益减少，万元；Qh为供热量，GJ；wh为供热厂用电率，（kW・h）/GJ。
综上所述，由于供热给热电联产电厂带来的间接效益为
Ehi=Ehi1+Ehi2+Ehi3 （8）
（三）供热总效益
与纯凝机组相比，热电联产电厂由于供热产生的直接效益和间接效益之和就是供热的总效益
Eh= Ehd+Ehi （9）
通过分析，认识到将热量法作为电、热成本分摊方法，在受到“好处归电”的一项下，使得发电盈利，而供热亏损，这样便使热电联产电厂的发电和供热两方面的效益存在不均衡的情况。鉴于此，有关机构有必要提升热价，使供热经济性得到有效改善，并在发电利用小时数编排上给予热电联产电厂足够的倾斜，以此确保发电以及供热的均衡性，最终为热电联产发电厂整体效益的提升奠定坚实的基础。
参考文献：
【关键词】热电联产；以热定电；背压式供热机组
为了能够有效的达到节能减排的效果，国家三部委所的《热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定》（国家发改委、建设部 发改能源源[2007]141号）规定“热电联产项目中，优先安排背压型热电联产机组”、“限制新建并逐步淘汰次高压参数及以下燃煤（油）抽凝机组”。许多省市的地方法规中，淘汰拆除链条炉、抛煤炉和中压及以下机炉。明确提出关停单纯供热的机组。同时关停减少机组效率低的凝汽机组。这在一定程度上代表着，我国的发电煤耗领域，已经进入了全新的时代。
一、分析比较
就目前看来，我们将背压发电机组，看成是供热机组与发电机的组合，以浙江省热电联产为例，2013年以后单位供热标准煤耗≤40.5 kg/GJ，单位供电标准煤耗≤270g/kW・h，综合热效率>70%。低于国内200MW发电机组的供电标煤耗率的要求。
一台12兆瓦的工业背压发电机组，在气量充足、压力正常的情况下，其发电标煤耗只有252g/kw，虽然看起来较为节能，但是与300兆瓦的凝气机组相比，在同样的发电量下，供热采用凝气发电则需要多浪费146t/h煤。
就600兆瓦的抽气凝气机组来讲，与凝气式机组相比，其节约煤耗约为27.8t/h，而凝气式发电部分的净节标煤耗却只有244g/kw，这也就是说，有41.7%的煤被浪费在了凝气发电上，并没有达到有效的节能效益。
就300兆瓦的凝气式机组来讲，在采暖供气量为550t/h的情况下，热电联产节约的标准煤约为23.7t/h，从平均的煤耗上看，并没有达到以热定能所达到的最高效果。
根据一些列的实验我们发现，在抽气凝气式供热机组当中，其发电的“尾巴”往往会形成对资源的浪费，抽气凝气式供热机组发电量越大，也就会在实际的发电过程当中浪费更多的资源，经过上述对比我们发现300mw节约的煤多600mw，这是由于后者的凝气发电量为265mw，而300mw的凝气发电量只有56.1mw。
另外在一般的情况下，抽气凝气式供热机组的发电煤耗要比容量的纯凝气式供热机组高出10%以上，就单纯的供热机组来讲，大型抽气凝气式供热机组则有着更高的煤耗，要将近高出16%。这是由于大型抽气式供热机组难以采用较多的调节阀或者是转隔板，只能采用蝶阀来进行调节，这就会使得在大型抽气凝气式供热机组当中，造成更大的节流损失。
三、热电联产机组
根据实际的研究我们发现，想要成功的达到最优的节能效益，就需要在热电联产或者是以热定电的情况下去进行满足。
在实际的工作当中，应该对什么是背压式供热机组进行明确，我们应该在实际的工作当中正确的认识到，只有背压式供热机组才能够算得上是热电联产机组，背压式供热机组有结构简单、投资低、操作方便等多种优点，最主要的是，背压式供热机组能够有效的实现节能效益的最大化。
在供热过程当中，单纯的使用抽气式供热机组并不能算作是热电联产，这只是一种利用纯发电而形成的生产方式，与纯凝气机组进行比较我们发现，抽气凝气式供热机组的能耗要高出10%以上，如果是比较大型的抽气凝气供热机组，其能耗则要高出16%以上，因此，在工作当中我们也需要认识到，抽气凝气供热机组是重要的浪费能源的途径。
利用以背压机组为主的热电联产进行发电，是一种比较科学的配置，同时也能够有效的实现最大化的节能。
四、背压机组
在实际的供热过程当中，或者是日常生活当中，一些人认为在热负荷不足的情况下，背压机组是难以进行运行的，由于受制于热负荷，因此电负荷难以受到调节，而在负荷过低时，还会出现不经济、工作效率差等问题。其实在背压式供热机组当中，产生这些问题的原因并不是背压机组自身，这是人们观念上形成的一种错误。
4.1供热机组的选择
在实际的热电厂建设过程当中，要对供热机组进行选择不能单纯取决于机组热负荷的大小，还应了解能够反应该机组的热负荷曲线，热负荷曲线能够有效反应该机组的热负荷波动，从而起到决策的参考作用。在传统的电厂建设工程过程当中，由于对热负荷的不重视，因此往往并不存在实际的热负荷，在这种背景下也就更不用说热负荷曲线了，但是同时我们也应该真实的看到，很多的热负荷其实都是人为生产的，之所以要产生热负荷，其根本的目的就是想要保证良好的经济效益，便于项目的审批。但是由于热负荷并没有完全的可靠性，这就会使得在实际的规划过程当中，无法将热负荷作为建设电厂的依据，而只能利用热负荷作为电厂建设或者是机组选择的一种参考。我们应该认识到，只有已经存在的热负荷才有比较稳健的可靠性能。在传统的热电厂建设过程当中，由于热负荷的兴建都是在计划当中一次建成的，因此在区域性的热电厂当中，对于热负荷的设计往往要等8年甚至是10年，这就会造成大量的资源受到浪费。
因此，对于电厂的建设已经供热机组的选择，正确的步骤应该是在建设调峰锅炉的基础上，确定其实际运行当中的真是热负荷曲线，并在热负荷成功上升到供热能力的60%左右时，对第一台机组进行实际的建设，这种建设方法，能够有效的解决机组热负荷不够，或者是热电机组不够节能等诸多问题，与此同时，遵循这种原则进行电厂的建设，能够有效的解决资金过早投入的问题，使得机组的投运能够有效的满足经济效益的发展。
4.2以热定电
要保证最为合理的分工，并真正的节约能源，就需要将以热定电与热电联产的背压式供热机组实行对热负荷的供给，而电负荷的供给，则需要有大型凝气式发电厂进行生产。
4.3背压式机组低负荷运行的效率
从内效率的角度来看，背压机组本身就有着对负荷的一定的敏感性，但是这并不能表明在实际的生产工作活动当中，背压机能够代表整个系统的供热效率。尽管背压机组在负荷较低时并没有优秀的生产效率，但是，其排出的热量直接给了热用户，而并没有在这一过程当中受到损失，依然受到了用户的利用，并没有人们传统观念当中形成的对热量的浪费。效率的降低会在一定程度上对机组进行影响，从而使得机组的发电量降低，并导致机组的节煤量也不断降低。
五、背压机组的负荷调节
现在背压机组，热平衡都是建立在平均外供热量的基础上，但是在最低负荷的外供蒸汽情况下，汽轮机汽耗量增加，节能效果比较差。
下面以某厂12MW高温高压，外供蒸汽压力0.98MPA，温度265℃，通过对附近热用户的调研，得出热负荷如下：
工程设计热负荷表
表2 工程设计热负荷表
通过调研发现，在凌晨2点至7点时段，外供蒸汽量最小。汽轮机背压汽耗升高至11kg/kw.h，而在平均状态下运行，背压汽耗8 kg/kw.h，为了解决这种矛盾，通过以下几点：
1.增加更大的除盐水水箱，对外供热，一般不进行凝结水回收，采用背压蒸汽对除盐水进行加热，通过计算12t除盐水，可消耗掉1t背压蒸汽，所以建造2000M3的除盐水箱，背压汽可增加33t/h。
2.采用背压蒸汽做为汽动给水泵的汽源，能够更高效的综合热效率。
表1 经济分析表
3.取消汽机抽汽对锅炉给水进行加热，改为背压蒸汽进行加热，下表为实际运行的三种工况下的经济分析。
通过上述改造，在不影响机组效率的情况下，完美的实现了背压机组的平稳运行。
参考文献
[1]周征宇.背压式汽轮机汽缸移位问题的处理[J].上海电力，201003）
关键词： 热电联产 设计
1然气热电联产系统简介
热电联产系统并不是一种新技术新发明，它是从传统热电厂供能方式中衍生而出的一种新的供能理念。与传统热电厂相比，热电联产系统在靠近终端用户侧安装使用，在提供电能的同时利用发电余热提供热能，这种能源阶梯利用方式更加有效的提高了一次能源的综合利用效率。热电联产系统一般由发电机组（燃气轮机、往复式内燃机组等）、余热回收装置、系统控制装置、燃料供给系统以及机房进排风系统等一系列配套设施构成。
1.1发电机组工作原理
发电机组主要由原动机、发电机、机组控制系统、底座弹性支架等部件组成。由原动机做功提供机械能，再通过弹性联轴器将机械能传递给发电机，最后发电机将机械能转化成电能。目前，热电联产系统中多采用燃气轮机和燃气往复式内燃机作为原动机提供动力，同时搭配标准的三相无刷同步发电机或者高频发电机，后者需要采用逆变后才能并网运行，一般燃气轮机搭配高频发电机，往复式内燃机搭配三相无刷同步发电机田。发电机根据电压等级分为低压和高压两种规格，低压从400一690V，高压从3一15kV。
1.2发电机组选型
热电联产系统核心设备是燃气发电机组，在整个系统中发电机组起着决定性作用。在选型前必须充分了解项目今后实际运行电负载和冷热负载，在运行区间段之间选取最小小时电负荷功率，同时对项目冷热负荷进行测算。通常机组产热量大于发电量，而热量又可以进行储存，所以根据“以热定电”原则进行选型，优先考虑发电效率高的机组。表1为上海地区冷热电负荷设计参考数据。
表1上海地区最大相关负荷设计参数
2分布式供能系统设计要点
2.1机房选址
机房是分布式供能系统的主要放置场所，机房的建造直接影响到今后的系统运营，一旦机房建好后，后期的改动费用很高，改动难度大，而且始终不尽人意，规划设计的时候一定要考虑今后是否有规模扩大的需求。机房选址需要考虑最小输电损失、最小输热损失、噪音问题、震动问题、进排风问题，现有楼内机房应尽量将机组靠近便于安装进排风系统，可以充分利用地下室、屋顶、地面场所，但是在医院、宾馆、学校和高精密度仪器设备摆放场所，要优先考虑震动和噪音问题。安装大机组的机房内应当考虑安装起重设备，最大起重能力根据单件最大重量设计，方便今后维修[3]。
2.2设备基础
设备基础强度必须可以承受设备的最大运行重量，在采用往复式活塞发动机的分布式供能时，由于内燃机活塞做往复式运动时，重力惯性无法被完全平衡机组震动大，设备运转中会通过发动机底座将震动传递给基础，此时基础强度必须能支撑机组湿重外加动载25%，机组底座与基础之间安装减震装置，在震动要求严格的场所，可以采用弹簧地板。
基础通常采用混凝土结构，要求尺寸必须超过机组边缘300m m，当机房地面是混凝土结构或楼板时，在表面直接浇筑混泥土基础，基础筋与楼板连接采用均匀焊接、植筋焊接和膨胀螺丝焊接方式，基础高度超出机房地面100一200m m ，混泥土基础要保证一定的养护期，设备才可以就位。
2.3机房降噪
机房噪音传播方式有结构传播和空气传播两种，机房建造时一般考虑采用整体降噪措施，标准墙厚度为24cm或者36 cm，可以降低40dB左右，机房墙面安装消音材料可以再降低10dB左右，进排气口考虑安装2m一3m的进排气消音箱，进气口流速不超过8m /s，抽气口不超过6m /s;机房降噪还需要考虑门和窗户，特别需要注意的是表面吸音材料不能采用纤维材料，因为空气振动会引起部分纤维脱落，可能被吸入发动机空气滤芯器，降低发动机的工作效率。
噪音衰减计算公式
距离衰减公式：
式中：r1一噪音源到测量点r1的距离，m;
r2一噪音源到测量点r2的距离，m;
Lrl一测量点r1处噪音值，dB （A）;
Lr2一测量点r2处噪音值，dB （A）。
例：距离增加1倍，噪音衰减6dB （A）。
相同噪音叠加公式：
2.4机房通风系统
机房通风系统用以提供燃烧设备运行时需要的助燃空气，消除设备及余热回收设备等散发出的热量，满足操作人员需要的新鲜空气量。同时保持机房的通风换气量，可以防止可燃气体在机房内积聚，防止事故发生[1]。
机房通风系统可归纳成三种类型，分别为正压型、负压型和综合型，正压型是保证机房内气压略大于外界大气压，可以防止外部灰尘进入机房;负压型是风机向外抽气，如果机房内负压小于lm bar，发动机进气在机房内的话负压太大影响发动机起动，尤其是天然气发动机;其次机房内门无法轻易打开，特别是应急出口，外部灰尘容易通过缝隙进入;综合型适用于排气距离比较长，通风系统内压力损失大，进排风风机转速要匹配好，保持机房内压力与外界气压相同;0℃以上可采用变频风机控制进气温度，低于0℃需采用空气回流方式，回流方式通过直接将排气回流到进气系统提高进气温度，有利用机组天冷时启动[3]。
2.5余热回收系统
余热回收系统是整个分布式供能系统节能减排的关键，而余热回收系统的关键在于合理的余热回收设备选型和系统设计。余热利用方式有直接制取生活热水、空调采暖和提供给澳化锉机组制冷。以传统换热设备板式热交换器为例，具有结构紧凑、易于清洗、日后可以增加容量等优点，在选取板式换热器时，根据选型参数需要再增加15%的备用能力以及测算换热器的工况特性，表2为板式换热器换热曲线图。
图2板式换热器换热曲线
板式换热器最佳经济性特征：1）对数温度差大于4℃， 2）进出水温温差（一次侧、两次侧）大于2℃。对数温度差的计算公式：
式中Q一对数温度差，℃;
φa一一次侧高温进口与二次侧高温出口温差，℃;
φe一一次侧低温出口与二次侧低温进口温度，℃。
2.6天然气进气管路
天然气管路根据《城镇燃气设计规范》进行设计和施工，通常市政燃气管道铺设到设备旁，与设备连接段根据厂家要求进行设计和连接。 天然气接入管路基本配置：①燃气总管接入一②球阀一③压力表一④燃气过滤器一⑤压力监控传感器一⑥电磁阀一阻火器（天然气不用），燃气杂质较多时前面布置过滤器。如果燃气进气压力大于设备压力时，需要增加燃气调压设备。
燃气管路安装注意事项：1）燃气调压设备尽量靠近发动机，调高相应能力。2）腐蚀性气体管路使用非铁材料。3）燃气调控设备水平安装，与发动机连接采用弹性无应力安装，具体根据设备指示安装。4）相关设备按规定布置。5）燃气放空阀管径合适，放到机房外面。6）燃气出口到发动机混合气不能超过3m，最多允许3个90度弯头。7）燃气切断阀（安全阀），采用通电开启（弹簧关闭）。
3结语
在《分布式供能系统工程技术规程》中，分布式供能系统为政府进一步优化能源结构，提高能源综合利用率，减少污染物排放提供了新的技术手段。由于分布式供能系统设计工作相对繁琐，涉及的专业领域较多，在专业设计人员在设计过程中，设计人员要抓住关键环节，理顺设计思路，将复杂的热电站热电联产设计简单化，模块化，使热电站的设计进度更快，设计质量更高。
参考文献：
[1]DG迩贝8-115-2008.分布式供能系统工程技术规程[S].
[2]CJJ45-2010.燃气冷热电三联供工程技术规程[S].
[3] ISBN 978-4-8190-2008. 2008 Cogeneration Plan and Design Manual[S].
1供热方案设计
1.1热源概况
该项目为满足城市冬季供热质量及供热安全性，热源由主热源及调峰热源构成[1]。主热源为于2002年已投产发电的热电厂，此次三期需扩建设备为2×350MW抽汽凝汽式间接空冷汽轮发电机组配2×1200t/h超临界、一次中间再热燃煤锅炉。调峰热源为2004年已建成的城西供热站，设备为高温热水（130℃/80℃）供热锅炉，现装机容量为4×58MW+1×84MW，供热能力为316MW，可供热面积约为550万m2。热源的装机容量及外供热量详见表1。事故状态下的紧急预案计划将（2×350MW）热电联产配套管网与调峰配套管网实施联网运行，在冬季采暖期内若出现某一热源设备故障，两管网间可相互贯通，将事故影响降低到最小范围。区域内最大热负荷为725MW，若热电厂出现单台350MW机组故障，另一台机组与调峰联网，供热能力达631MW，事故最低热保障率为87%；若调峰1×84MW故障，电厂与调峰其他锅炉联网，可将热保障率控制为100%。该方案的实施可充分保证城市供热系统的运行安全。
1.2供热方案
1.2.1首站方案据对其他城市已建成热电联产项目的了解，首站位置一般为二种方案。第一种方案为热电厂将蒸汽送至用户附近设立首站，以缩小热水管网的高差；第二种方案为在电厂内设立首站，以符合热力站要求的130～80℃的高温水送至用户热力站。第一种方案适用于供热区域内有超压热力站，需要热电厂提高机组的抽气压力，降低发电量，且蒸汽输送热损失较大，对热电联产而言非常不经济，故该项目选用第二方案。
1.2.2（2×350MW）热电联产方案考虑到城市中心区域内现状管网的实际情况，尽量利用现有管网，避免对城市道路的破坏，因此该方案确定热电厂与调峰锅炉房之间进行切网运行。在保证供暖质量与供暖安全的前提下，确保热电厂最大供热负荷，以减少环境污染，实现节能减排的目的。室外温度为5℃，供热系统开始供热，在温度降至-1℃过程中，电厂2×350MW作为系统热源；室外温度降至-2℃系统开启调峰热源，与2×350MW热电实施切网运行。
1.3供热管网
1.3.1供热参数的确定该工程供热区域内有大量原有供热站的配套一次、二次管网，为了充分利用原有供热系统设施，便于与原系统相衔接，供热管网运行参数为：一级热网水温130℃/80℃，耐压等级1.6MPa；二级热网普散系统水温85℃/60℃，地暖系统水温50℃/40℃，耐压等级1.0MPa。系统原理如图1所示。
1.3.2补偿方式该工程管网敷设主要采用无补偿热安装直埋敷设方式，仅在部分与原有管道相连接或与其他热源并网处采用有补偿方式。管径＜DN500mm以下管道采用直埋无补偿冷安装方式，管径≥DN500mm管道采用直埋无补偿电预热安装方式。
2水力计算
2.1水力计算的条件及原则根据《城镇供热管网设计规范》（CJJ34-2010），热网供/回水温度取130℃/80℃；管道绝对粗糙度K为0.5mm；管内介质流速不大于3.5m/s。根据同等类型规模换热站经验统计数据，局部阻力损失附加α值取20%；干线末端换热站内供回水压差按13mH2O考虑。
2.2计算结果管网阻力计算。计算得出该项目一级热网水力计算的管道比摩阻基本控制在30～80Pa/m，支管的比摩阻小于300Pa/m。该项目一次热网最不利环路为电厂首站B～31#换热站管段，总长为8357m×2，供回水总阻力损失为637.99kPa。
2.3热网循环水泵及系统定压
2.3.1热网循环水泵的流量和扬程校核该工程的热网循环水泵在电厂内的供热首站内，（2×350MW）机组一级热网循环水泵的流量按电厂首站设计供热能力630MW进行计算，得出该工程一级热网最大流量为10833.5t/h。外网环路损失包括：热网环路的阻力损失为73.4mH2O；小区换热站内部阻力取10mH2O；首站除污器取0.5mH2O；首站内部阻力取9.5mH2O。以上数据相加得到近期首站循环水泵的总扬程H为93.4mH2O。本期新建主管网B～F10管段最大流量为404.48（t/h），远期机组最大规模747MW的设计流量可达10704.56（t/h）。现电厂首站采购热网循环水泵四台，单台水泵流量为3035t/h，扬程130mH2O，可满足热网运行及规范要求。循环水泵拟采用变频控制方式，以达到节能要求。
2.3.2系统定压及水压图该工程的供热半径约11.6km，主热源位于整个系统地势标高的中部与最高点热用户相差不太大，计算出静水压线高度为39.9mH2O，实际取40mH2O。一级热水管网的定压采用变频调速定压方式，定压点设于热电厂首站循环水泵入口，定压点压力取400kPa，因此补水泵扬程定为40mH2O。通过对最不利工况（tw=-12℃）进行水力计算分析得出，当室外温度在-4～-12℃时，热电厂与调峰热源同时运行，一级热网主干管实施切网运行。根据水力计算结果及热网的地形标高，绘制热网主干线的水压图，可知一级热网主干管最不利环路为首站至31#换热站，管道总长8357m×2，干管压力损失31.9mH2O，供回水最不利损失为63.8mH2O，系统最高点压力为133.8mH2O，无超压现象，如图2所示。
3热网运行调节
热网运行调节方式主要有质调节、量调节和质量综合调节三种[4]。热电厂2×350MW热电机组，既发电又供热，监控系统应达到一定的水平，另外尚有供热站作为调峰热源，为减少建设投资和运行费用，供热管网采用质量综合调节方式较佳。首先供热系统在投入运行之前，为使供热介质流量的分配符合设计工况，采用专用阀门，对各配热干支线的流量进行一次调节。其次在供热系统运行期间，建筑物的采暖和通风等热负荷随室外气温而变化，为保证供热质量，该工程将采用遥测、遥控等自动调节设备（热网控制器），以控制供热介质的流量、压力和温度。质量综合调节方式要求对热网和热源进行实时监控，且首站的热网循环水泵需采用变频调速泵设计。主热源担负基本负荷，根据室外温度的变化启动调峰热源。采暖初期系统流量维持主热源的设计流量不变，随着室外温度的降低，供水温度逐渐升高，当室外温度下降至-9℃以下时，（2×350MW）热电联产热电达到满负荷，随着室外温度进一步下降，（2×350MW）热电联产热将7座热力站切给调峰热源供热。
4管网监控系统设计
该工程热网主要包含电厂出口计量、首站、调峰热源、热力站和关键点。为了节能，提高供热效率，取得较好的经济效益和社会效益，有必要建立计算机监控系统。计算机控制系统将实时、全面的了解热网的运行情况，同时还是热网安全、可靠、高效运行的保证[5]。
4.1供热管网监控系统该工程监控系统采用二级网络SCADA系统，以工业级计算机和通讯网络为基础，进行分散控制、集中管理。工程将在首站设一监控中心作为上级主控中心MCC，成为整个供热系统的调度中心，该调度中心设于（2×350MW）热电联产集控室内。热网中选择重要分支关键点、热力站和最不利端用户作为分控中心的下级本地监控站LCM。通过光纤双冗余通讯方式将泵站、热力站、关键点等与监控系统相连，上报管网运行数据至上级监控分中心MCC，进行统一调度管理。计算机控制系统由主控中心、监控分统中心、本地站、远程终端站、通讯网络和与监控控制有关的仪表等部分组成。为了检修方便，建议热网控制系统与主机控制系统保持一致。供热管网监控系统结构图如图3。
4.2主控中心MCC调度中心（MCC）的任务为集中监测管理所辖范围内所有供热热网，负责分析计算、运行指导及故障监测。整个供热系统的调度指挥中心（MCC）必须获取每一个LCM的重要数据信息，以制定供热系统的整体运行方案。还需对管网水力工况的检测、监督，提出经济合理的运行方式；显示各热源厂及整个管网关键点的实时在线参数值；显示管网的水力工况分析结果；具备平均负荷预测分析、计算及管网仿真能力；在事故状态下可连续监测显示某一参数的实时变化。最终构成一个综合管理信息系统。
4.3本地监控站LCM本地监控站LCM一般设置在热源的出口、关键点及热力站，以保证热力管网正常的运行工况。监控站将所有管网的参数传至调度中心，由调度中心对热网进行管理。该热网设热源出口2个、关键点14个、热力站121个。该热网的LCM分为热力站、热源厂出口、关键点的LCM三种类型。热力站的监控参数包括一级热网和二级热网监控参数，参数包括供回水温度、压力、循环水泵状态、补水泵状态等。热源厂出口LCM完成本地监测、显示的同时，向MCC上传热水的温度、压力、流量等参数。关键点LCM监控官网运行情况，采集用户的一次进出口差压参数作为供热管网干线参数上传MCC。
5结语
【关键词】热电联产；节能环保；技术改造
1 热电联产机组设计存在的问题
1.1 机组设计负荷与实际热负荷出现偏差
目前，在我国已建成的热电厂中，有大部分的机组在设计过程中存在着参数取值不准确的现象，比如热化系数、热负荷同时率等，致使实际热负荷与设计负荷存在着明显偏差。如果预估小了热负荷，则机组的供热量就没能达到预定的要求；如果预估高了热负荷，使得机组长期运行在低负荷的环境下，会严重影响到经济效益。特别是对于抽凝机组，如果运行在无负荷的条件下，由于供热机组的容量和蒸汽初参数比凝气式汽轮低，导致热效率将低于纯凝式机组。同时，抽汽式供热机组的凝气流通过调节抽汽用的回转隔板，会加大凝汽流的节流损失率，这些都不利于节省能源。
1.2 小型热电联产电厂机电组能耗高、效率低
小型热电联产电厂的机组发电后产生的蒸汽可以用来供热用，即使进汽参数比大型的凝气式发电机组大，但煤炭的消耗还是比较低的。由于纯凝汽式机组属于热电分产，能耗比较高、效率低，容易造成环境污染，是国家政策禁止使用的机组，虽然有些电厂还是有建小型纯凝式机组，但实际上是没有供热作用的，这极大造成了资源的浪费，明显是不符合节能环保理念的。
2 提升节能环保效益的技改措施
2.1 锅炉节能环节技术改造
锅炉是煤炭燃料燃烧的场所，也是煤炭转化为热能和电能的地方，所以这是减少能耗损失的源头环节。但目前大多数小型热电联产电厂所用的锅炉一般都是金属材料铸造的，在锅炉处于高温状态下很容易产生能源损耗，白白浪费部分热能和电能。所以，为了最大限度的降低能源损耗，我们可以在锅炉壁上涂一些譬如FHC型涂料、AB型涂料的涂料，这些涂料可以实现高温红外线节能，提高辐射效率，既能保证热量均匀的传播，也不会改变锅炉的结构，从而更好的保证在节约能源的前提下提高热电的转化率。另一方面，锅炉在经过长期的使用后会出现结垢，结垢不但会降低锅炉热电的输出效率，也会产生潜在的安全威胁，所以需要定期对使用的锅炉进行除垢以确保锅炉的使用效率和安全以确保节能效应。
2.2 凝汽器优化节能技术改造
滤汽器是热电联产电厂汽轮机组的重要组成部分，该组成部分的功能是将蒸汽冷却成水，再通过蒸汽液化时释放的能量带走，使凝汽器内呈真空状态，让蒸汽多做功，提高热电的转化率。凝汽器在工作过程中，其压力是一个重要的衡量指标，如果凝汽器真空效果越好，机组的输出效率就越高，同时也会增多损耗的能量，只有令到汽轮机、循环水泵以及真空泵三者的功率达到最大差值时才能使效率达到最大化，这时候的真空也是最佳的真空状态。所以，我们应该根据实际需求对凝气器的冷却水系统进行改造，防止汽轮机结构，减少工质损失。
2.3 硫化床锅炉筑炉灶结构改造
一般的循环硫化床锅炉转弯烟道和旋风分离器的筑炉结构设计为三层，由于内层和中间层是由砖块砌成，随着使用年限的增长，启动关闭炉灶时会因为热胀冷缩的作用出现裂缝。高温热能会透过外层硅胶酸制品烧坏有保护作用的钢板，同时内层耐火砖会随着裂缝的增大而发生脱落掉入旋风筒底部，堵死返料器造成积灰。为防止这种情况的出现，我们首先要更换筑炉的材料和改变结构，即是用耐磨浇筑料浇筑内层以增加强度，并在适当的位置留出锁扣式的膨胀缝，缝内填充耐火硅酸铝纤维板；中层则用轻质保温浇注料进行浇筑，这样不但可以保温还可以起到密封和支撑的作用；外层改为硅酸铝纤维板，同样起到保温和密封的作用。
2.4 输煤环节节能改造
输煤系统是由卸煤环节、储煤环节、上煤环节以及配煤环节几个部分组成的，在卸煤环节，热电联产一般是采用缝隙式来完成；在储煤环节则是采用斗轮堆取料机来实现；在配煤环节则是用犁煤器来操作的。整个过程比较复杂繁琐，也容易造成煤炭资源的浪费，为了实现节能目标，我们必须要做好全过程的监控工作，采用滚动筛煤器，这样不仅能增加筛煤量，还可以减少负荷。
3 结束语
热电联产能够先把煤、天然气等一次能源用来发电，再将发电后的余热用于供热，这种先进的能源利用形式在节能和生态环境保护方面都有着重要性和优越性。我们应该加大技术改造和管理方面的投入，大力研发和推广先进技术和设施，这样才能使经济可持续发展。通过分析热电联产电厂的运行情况，可以挖掘节能减排的环节，并针对这些环节进行技术改造，从而达到节能措施的有效实施，降低能耗水平，充分实现“热电联产，以热定电”的目的。
【参考文献】
[1]多金环，李元实.热电联产发展中存在的环保问题及对策[J].电力环境保护，2011（5）：102.
[关键词]热电联产 节能减排结构调整 技术升级
中图分类号：TE08文献标识码： A
一、热电联产对节能减排的意义
目前国家提倡“加快建设以低碳为特征的工业、建筑与交通体系”、“加快形成低碳绿色的生活方式和消费模式”。热电联产作为节能减排的朝阳产业备受关注,已被世界各国公认为提高能源利用效率和保护环境的重要手段。改革开放以来我国热电联产事业得到了迅速的发展,热电联产取代了大量高能耗、高污染、高浪费的传统取暖方式,推动企业淘汰能耗高、污染严重的落后工艺,抵制了SO2的生成,减少了煤碳用量,减少了有毒、有害气体向大气中排放,从而实现节能减排为企业带来效益,为减少大气污染做出了贡献。
据统计,2007年我国常规火电厂发电煤耗约每千瓦时320克标煤,热效率约36%。因此,按当前热电联产装机规模初步估算,热电联产相对于热电分产,热电联产与热、电分产相比,热效率提高30%,集中供热比分散小锅炉供热效率高50%,产生效益为节约标准煤6500万吨,年减少烟尘排放86万吨。随着经济社会的快速发展和人民生活水平的不断提高,热电联产在提高能效、节约能源和减轻环境污染上取得了显著的成效,减少分散小锅炉房及其煤场、灰场所占用的土地,大大提高了燃料利用率,而且可减少环境污染,提高了土地的使用效率。同时,热电联产机组都建在热负荷中心,区域热电厂的上网电量也在就近消化,减少变电站个数,电网质量有了很大提高,线损也有了明显降低,部分发电企业电煤供应紧张状况得到了一定程度的缓解。因此,加快转变经济发展方式,加快热电机组的技术改造和更新替代步伐,加快热电联产规划的配套热网建设,对加快我国新能源、可再生能源发展,落实节约资源和保护环境基本国策,建设低投入、高产出,低消耗、少排放,能循环、可持续的国民经济体系和资源节约型、环境友好型社会具有重要意义。对于中国这样的对外能源依存度较高的大国来说,发展热电联产是实现节能减排的最有效措施。
二、热电联产行业存在的问题
改革开放以来,在国家大力支持节能环保产业发展的背景下,我国的热电联产行业从小到大、由弱到强,取得了累累硕果,我国的热电联产业发展态势也十分乐观,其在拉动内需、转变经济发展方式中发挥着重要作用,战略性地位已经确立。但与此同时,我们也应该清醒地认识到,当前国际燃料的大幅波动,热电联产基础设施不匹配,热电联产技术装备水平低,资金短缺,社会需求不足等因素,限制了热电联产行业的发展,行业存在的诸多矛盾和问题日益显现。
1.资金不足
当前,热电建设需要巨大投资,其资金主要有三个方面:一是中央政府支持;二是省政府财政收入支出;三是社会集资。近些年中央财政安排的国家预算内基本建设投资不足,技术改造与节能减排投资逐年降低。据估算,“十一五”期间我国每需要形成400万吨标准煤的节能能力,需要资金20亿元人民币,而目前每年安排20亿元节能减排预算资金,缺口很大。近几年由于我国政府坚持对外开放的政策,引进外资筹建一些热电厂,个别热电工程开始实行股份制,增加了资金渠道,但为数不多,但总的来讲,资金周转非常困难。
2.企业能源利用技术发展落后,能源回收利用成本高
西方发达国家利用热电联产将普通电厂本来废弃的热量加以利用技术起步较早,像美国、英国德国已经形成了一套行之有效余热发电体系。我国热电联产等方面才刚刚起步,再加上许多企业从国外引进技术和进口设备,导致成本的加大。同时,我国在由于组织结构体系、人力资源不到位、运行维护人员缺乏经验和能力等等,导致投资大、运营成本高。
3.法律法规不完善
90年代以来,在一些工业发达国家中随着工业生产水平的进步,为发展热电联产集中供热,制订了一套行之有效的法规体系,我国由于起步较晚,法律法规尚未健全。
4.科研力量相对较薄弱
目前我国科研仍集中在传统的发展模式,而对于热电联产研究则严重不足,到目前为止尚无全国性的热电科研机构,热能利用方面的科技力量薄弱,理论研究与探讨也相对滞后,远远不能适应形势发展的需要,研发力量和持续的新产品推广目前总的来讲是供大于求,甚至个别地区存在比较严重的情况。
三、对策和建议
1.国家应出台优惠政策,提高热电联产行业的积极性
国家有关财政、税收、金融等应给予热电联产项目优惠政策,并进口设备、仪器、零附件、专用工具,免征进口关税和进口环节增值税,对于符合贷款条件、从事热电联产行业的项目,国家财政应给予全额贴息(展期不贴息)。应充分发挥企业在可再生能源利用上的优势,在利用二次能源发电,筹建电厂方面给予照顾。
2.加快对现有热电机组技术改造
调查统计显示,我国部分地区中抽凝机组还占有相当比例,还有一些热电企业正在新建和扩建之中不同程度地存在着“中小型锅炉数量大,单机容量小,小锅炉燃烧方式落后,烟尘浓度高,大气污染严重,锅炉热效率低”等现象。热电联产行业要发展低碳经济,推进节能减排,就必须通过技术改造,有计划地研制新产品,使产品不断地升级换代,提高性能和质量。在充分提高认识的基础上,各级政府和部门应继续鼓励支持热电联产,持企业加快技术进步,提升自动化水平,提高信息技术的深度应用,促进其向高参数、大容量、高效环保型机组和清洁燃烧、资源循环利用方向发展。要加快制定金融扶持政策,促进金融跨越发展,以金融的发展支撑江热电企业的良性发展,为热电企业转型升级克服困难创造良好的外部环境。
3.鼓励技术创新,大力推广应用先进适用二次能源利用技术
依靠技术进步来促进热电企业的节能降耗是热电企业二次能源的回收利用的重要措施之一。建议国家制定税收优惠政策,调动热电企业长期的积极性,综合二次能源的特性,积极应用新材料、新技术、新工艺,加大科技投入,研究将征收的排污费纳入预算内,按专项基金管理,不参与体制分成,加强国际间科技领域的合作,特别是在节能减排领域进行合作研究和技术交流,以推进余热发电技术在国内的应用。
4.加强内部管理,降低发电供热煤耗,提高企业经济效益
企业内部也应建立立体化、精确化的激励机制,对技术创新的骨干实施物质激励和精神鼓励,只有建立和健全激励机制,才能有效激发人才的潜力,提升企业核心竞争力。一些有实力的企业可以从相关技术和标准化的整体自主创新中,获得属于自己创新的“看家本领”,推动热电联产项目,形成自主知识产权。其他企业则可以通过引进消化吸收再创新,学习国外的先进经验和技术,可以聚集创新资源,积累创新经验,提升引进消化吸收再创新的档次和水平。
四、结束语
当前企业大幅度提高生产总量,呈现供大于需态势,国际市场竞争更加激烈,对于目前疲软的市场状况,积累创新经验,规范企业能源利用工作,实施全过程管理,使热电联产行业形成一个有机整体,以达到节能减排的效果。
参考文献:
[1]周渝生,沙高原,田广亚,吴志荣.清洁生产离我们不再遥远[N].中国冶金报,2008.
关键词：广西崇左；热电联产；节能减排
中图分类号：TE08 文献标识码：A 文章编号：
2012年上半年广西崇左市化学需氧量排放量、二氧化硫排放量两个指标同比双下降，是全区两个出现“双下降”的城市之一。在保持GDP增长的情况下，崇左市化学需氧量与去年同期相比有所下降，二氧化硫控制在总量指标内，节能减排工作效果排在全区前列。崇左市采取的节能减排工作措施合理有效，“治污工程、结构优化、环境监管”三大重拳同时出击。既有针对该市重点高耗能企业的生产全过程控制，也有为广大企业设立专题研究克服节能减排技术难点，针对糖业、锰业、建材业三大重点企业安排节能减排工程，采取清洁生产、技术改造和末端治理相结合的综合措施，加快推进一系列节能减排工程项目建设，取得了较好成效。
一．节能减排措施及对策效果
1.严抓过程控制，贯彻重点企业重点监管的思路。
以往的节能减排措施主要是针对排污末端治理，收效甚微。而目前广西崇左市的节能减排思路将排污管理由末端治理转向对重点企业的生产全过程控制，通过加强监控及监管，有效削减减排存量，建设末端治理设施，使外排废水稳定达标排放。崇左市工业结构中高耗能、高污染行业所占比重较大，目前共有46家国家重点监控排污企业，涉及制糖、酒精、淀粉行业中的所有高污染企业。所有有废水外排的国家重点监控企业都安装了自动在线监控装置，并与市环保局监控中心联网，实现对污染源的全天候监控。在严抓严管的监督的生产全过程的控制下，没有一家企业出现超标排放、偷排漏排的情况，实现了安全生产、存量排放的工作要求。
2.改造和更换生产工艺，减少污染物产生。
在市委及市政府的鼓励下，广西崇左市制糖企业充分发挥技术、资金、项目、管理和基础优势，通过改造和更换生产工艺和设备，引进了国内外一批成熟技术，减少了污染物的产生。例如某糖业公司引进真空无滤布吸滤机等设备，从源头减少了污染物的产生。而采用印度新型喷射冷凝器等设施提高水循环利用率，也使各制糖企业水循环利用率普遍达85%以上。目前全市所有糖厂都建成了终端污水生化处理设施并投入运行，全面达到国家清洁生产标准二级以上水平，实现化学需氧量排放量比目前减少70%左右。
2012年全市共完成了28个化学需氧量工程治理项目。全市有15家开工建设末端废水生化处理系统，其中12家已建成投入使用，废水处理能力大幅度提高，化学需氧量减排效果明显。同时，如扶绥东亚糖业有限公司等3个糖厂完成二氧化硫工程减排项目3个，用蔗渣代替燃煤，实现了热电联产，削减二氧化硫的排放量。
3.关停一批落后产能企业，进行结构调整，为新能源及新技术腾出发展空间。
自2006年起，崇左市关闭了一批生产规模小、能耗高、污染严重的小企业，而原有的生产设备被爆破拆除并且重新整合入新的工业园区，这不仅解决城区工业污染问题，也促使企业提升治污和生产能力，实现了产业结构的调整和新能源及新技术发展空间的再度利用。目前崇左市已经从传统资源型加工业为主逐步向以依托资源、区位优势并重的现代工业转变。在项目审批时将排污总量削减指标作为建设项目环评审批的前置条件，提高项目市场准入门槛，对不符合国家产业政策、不具备治污能力、没有排污总量指标的项目坚决不批，抓好落后产能淘汰工作，为优势主导产业发展腾出空间。
二、热电联产项目建设规划的必要性
作为节能减排措施实施重要部分的热电联产项目，是新能源及新技术应用的最直接方式，也是实现节能减排的最重要手段。
1.满足负荷发展的需求
随着国民经济的发展，江州区用电负荷将进一步增加，本工程投产后，2014年、2015年和2020年全区最大缺电力分别为198.6MW、219.5MW和307.8MW，因此崇左东亚50MW生物质能发电项目所发电力可在区内完全消纳，从而能有效的缓解供电压力，促进地方经济的发展。
同时，根据对项目所在片区进行负荷预测和电力电量平衡可知，2015年后濑湍片区所缺最大电力将达到41MW，本工程榨季最大出力为43.49MW，可有效支撑当地负荷的发展。
2.优化网架结构，提高供电能力
目前，崇左工业新区所处的濑湍镇尚无110kV电源点，最近的220kV金马站和110kV逐远站均在20km外。工业区现有的企业是从附近农村的10kV线路供电，这些线路线径小，输电距离长，线损大，无法适应工业区发展的需求，拟建的110kV金凤站投产后可有效缓解该片区负荷增长的供电压力。本工程拟建站址距金凤站推荐站址较近，项目建成投产后，外送电力通过金凤站配送至各用电企业，不仅满足了工业新区的负荷增长，还可减少从220kV金马站送至本区域的电力，有效的降低了网损，加强了网架。
3.良好的社会效益和经济效益
蔗渣即可制浆造纸又可作为发电和供热燃料，相较而言蔗渣造纸能产生较大的经济利益，但在生产过程中会产生较大的污染，导致一系列的环境问题；而利用蔗渣在燃烧过程中产生的热量发电，可以在一定程度上满足国家有关能源生产的规定，使企业生产自身需要的足够电力并将多余电力上网销售获得利益。
广西煤炭资源匮乏，蔗渣作为锅炉燃料，有效缓解了广西煤炭资源紧张问题。蔗渣不含硫、灰分少，是可再生清洁燃料，用蔗渣作燃料供热发电为广西节约了大量煤炭。用蔗渣发电，除满足制糖用电、用汽外，还可向外输出电，热电联产效益显著。崇左东亚50MW生物质发电项目建成投产后，即可满足江州区负荷增长的需要，提高电网的供电能力，又可减少污染，提高经济效益。
三.热电联产项目建设要点
下面就以广西崇左东亚糖业有限公司建设糖业循环经济综合利用项目的情况，对热电联产项目建设规划的必要性及要点进行阐述。
为体现科技奥运和绿色奥运的精神，使能源建设成为奥运行动的亮点，由能源领域的4位院士建议，在奥林匹克公园内建设奥运能源展示中心（Energy Park）。该建议得到市委市政府、学术界、企业界的广泛重视和大力支持。
能源展示中心将为奥运中心区的国家体育场、国家游泳中心、信息大厦等共41万㎡的场馆建筑提供所需的全部空调、采暖和生活热水，并供应部分电力，项目采用常规能源与可再生能源互补的、先进的分布式冷热电联产系统。该中心建成后将同时成为可供参观的能源新技术展览馆，展出燃料电池等当代最先进的能源技术和设备，并将成为一个以社会力量投资为主的新型能源供应的运营实体试点。
系统方案研究
方案简介
系统由小型燃气轮机、双效燃气型溴化锂吸收式制冷/热泵机组、低温余热锅炉、吸收式除湿装置和压缩式制冷/热泵机组组成了燃气轮机-吸收机的分布式冷热电联产系统。图1和图2分别为方案在制冷工况和制热工况下的系统流程图。
在制冷工况运行时燃料先进入燃气轮机发电。燃气轮机排烟直接驱动余热型双效溴化锂吸收式要组制冷，同时，利用吸收式制冷凝器的特点，回收其部分排热，用于生产生活热水和为游泳中心的池水加温；其余排热利用城市中水冷却。离开吸收式机组的170℃的烟气，进入低温余热锅炉，产生约95℃热水，用于驱动吸收式除湿装置。压缩式机组主要作用是利用低谷电和系统多余电力蓄冷。当系统电冷比大于负荷电冷比时，压缩式制冷系统开始工作，把多余的电转化为冷存储起来；当系统电冷比小于负荷电冷比时，将蓄能装置所存储的冷量释放出来。
在制热工况下运行时，燃气轮机排烟直接驱动双效溴化锂吸收式机组，采用吸收/压缩复叠式热泵技术。热泵运行的低温热源由两部分组成：一部分来自太阳能和地热的低温热，另一部分来自压缩式机组从中水中提取的热量，该热泵也起到调节电热比的作用。此时低温余热锅炉所产生的热水直接用于供暖和提供生活热水。
奥运能源展示中心分布式能源系统项目建设估算总投资为12960万元。在含税热价35元/㎡（合51.41元/GJ），含税冷价40元/㎡（合1.00元/冷吨），含税电价为0.623元/kWh基础上，测算项目内部收益率15.43%，投资回收周期7.2年。因此，项目经济上是合理的。
奥运能源展示中心项目采用分布式冷热电联产技术，对天然气、太阳能、地热、中水等进行综合利用，并与场馆功能有机结合，向国家体育场、国家游泳中心和信息大厦供应冷、热、生活热水及部分电力，是能源、资源综合利用的分布式多功能绿色能源系统。
技术方面，奥运能源展示中心设计功能满足上述三场馆的能源需要，同时突出系统可靠性、技术先进性、环境友好性、经济可行性和对对先进能源利用技术的展示作，在系统集成和性能指标等方面优于国际现有分布式冷热电联产系统。项目方案具有很高的能源利用率。推荐方案与传统分产系统相比，在额定制冷和制热工况下节能率分别超过30%和35%。奥运能源展示分布式能源的系统项目建设估算总投资1.3亿元，已有三家企业签订了投资间向，建设工期13个月。这些表明，项目经济上是合理的，符合社会力量投资为主的新机制和勤俭办奥运的要求。
项目在节能率、环保、可靠性等方面充分体现“科技奥运”、“绿色奥运”的精神，成为奥运建设的亮点。项目的建设还能为解决城市电力和城市燃气负荷的季节峰谷问题开辟新的途径，并能展示我国电力系统的先进性、开放性和灵活性。我们寄希望该工程早日建成投产，成为分布式能源建设的新亮点，在全面起重要的示范作用。
广州大学城
据中国能源网报导：2003年7月初，由华南理工大学华贲教授主持完成的《广州大学城区域能源规划研究》在广州通过来自全国各地专家的审查。该规划研究提出采取先进的燃气轮机热电冷三联供技术，通过能源服务公司和BOT方式解决区内10所大学的热电冷供应。
广州大学城将新建于广州南部珠江中的小谷围岛地区，一期工程占地面积18平方公里，拟建筑面积724万平方米，将容纳人口25万人，其中学生14万人，预计将需要制冷总装机容量11.7万冷吨，用电负荷20.32万KW。将有10所大学迁入大学城，项目建成将是亚洲地区最大的大学城市。
为解决如此巨大能源需求，《广州大学城区域能源规划研究》建议采用世界先进的，并为各国大学普遍采用的燃气轮机联合循环热电冷联产技术，通过对能源的“温度对口、梯级利用”方式，解决大学城的基本能源供应。规划研究还建议在大学城建立能源服务公司，采用BOT模式，通过特许经营解决项目的建设投资经费。
该项目计划装机总容量125MW，燃料利用广东LNG项目通过的天然气资源，采用燃气轮机作为动力源发电，将余热生产蒸汽再次驱动蒸汽轮机发电，再将作功后的乏汽通过蒸汽管道送往5个大型集中制冷站进行区域供冷，系统综合热效率高达80.9%。
以中国科学院徐建中院士为首的专家组对该项目进行了充分的肯定与支持，并提出了一系列优化意见。
关于《广州大学城分布式区域能源站》规划方案的概要信息
动力站机组及规模
50MW燃机×2
余热锅炉+抽凝机组：抽汽 100t/h吸收制冷及供汽
可满足大学城全年总用电量的80%
占地约500余亩（含余热锅炉、冷却塔等）
集中供冷：制冷站沿共同管沟设置5个，总最大负荷11万冷吨
电压缩制冷80%蒸汽吸收制冷20%，
采用冰蓄冷技术，双工况冷机。
动力站部分投资额（包括集中供冷站部分约7亿元）：约5亿人民币，包括：燃机设备及安装费用，余热锅炉及汽轮机费用，燃气（LNG）、蒸汽管线费用，10KV电网输电设施费用，（不含用地费用）。
投资回收期（动力站部分）：按照燃汽（LNG）价格以调峰电厂直供价计算，投资回收期：6-9年；
运营机制：大学城管委会-能源服务公司-用户三方协议，若干年内特许经营；能源服务公司建议按照BOT模式动作；
据报导：目前全国各地正在规划建设的大学城有40多个，广州大学城的能源规划将对全国有重要的示范作用。
另有可喜的现象是：北京首都机场扩建工程的分布式能源工程将由国家电网公司的三产企业中兴电力实业发展总公司参加筹建。北京国际商城的分布式能源工程将由华电集团华电工程公司参加筹建。为探讨分布式能源发电上网可能发生的问题和需制订的政策，北京市科委已立项：“北京小型分布式发电并网运行可行性研究”科研课题，由北京供电公司和清华大学电机系承担。另电力系统也有一些领导和专家已开始重视分布式能源建设，关心小型热、电、冷工程的发展，认为这将是对大电力系统的辅助和补充，发展势头将会很迅猛。
四、我国分布式能源实现热、电、冷联产的前景
根据国家发展改革委员会能源局编制的《2010年热电联产发展规划及2020年远景目标》确定我国今后热电联产要按下列思路发展：
1、把热电联产作为采暖地区大气环境治理的重要手段，在大中城市逐步消除小锅炉等污染环境的供热方式，2010年时集中供热比例达到60%，2020年时达到80%，热电联产集中供热的比例分别达到30%和48%。
2、把热电联产作为提高发电效率的重要措施。在50万人口以上的大城市，建设单机容量20万千瓦和30万千瓦的供热凝汽两用机组，在中等城市结合工业区用热建设中小型热电厂，使燃煤火电机组的发电效率提高到30万千瓦亚临界机组的水平。除了热电联产和综合利用电厂，基本上不再建设中小型纯凝汽火电机组。
3、把热电联产作为降低供热煤耗，提高供热效益的重要措施，通过提高供热效益控制热价上涨，减轻政府的财政负担。
4、积极支持以煤矸石等劣质燃料和生物质废物综合利用的热电联产，使煤矸石、煤泥等煤炭生产的劣质燃料得到利用，消除其造成的占用土地、水资源和大气环境污染。对农业废弃物（如秸秆等）也应采取热电联产等方式消化利用，减轻对环境的破坏。
5、积极发展天然气热电联产，在有天然气供应的中心城市扩大天然气热电联产的规模，在高新技术开发区、经济技术开发区等工业园区、大学、商业中心区等区域建设天然气热电厂。根据电力负荷的特点，在具备条件的地区建设采暖期供热，夏季作为高峰电源使用的天然气电厂，并积极发展采用各种新技术的小型天然气热电冷三联产等独立供能系统。
规划确定：
2010年时热电联产装机总规模达到1.5亿千瓦其中：企业自备热电厂2876万千瓦
工业区域热电厂1786万千瓦
城市供热热电厂1.033亿千瓦（热电联产供热达到20亿平米，占集中供热40亿平米的一半）年均增长1200万千瓦。予计在2010年全国装机在5.4亿千瓦左右，热电联产将占全国发电总装机容量的25%。
规划确定1.5亿千瓦热电机组中有1300万千瓦是燃用天然气。甘蔗渣、垃圾、粮食加工木材加工废弃物等生物质电厂1000万千瓦，燃油热电三500万千瓦。
1300万千瓦天然气热电装机分部情况如下：
2010年天然气热电装机1300万千瓦
天然气热电装机主要应在北京、上海、江苏、浙江、广东等地。分布式能源、小型热、电、冷联产也应在这个区域发展。这是天然气的气源，当地雄厚的经济基础和严格的环保要求等条件所决定的。 1、上海市
上海市非常重视燃料结构调整对上海这个老工业基地的影响，早就着手研究如何合理利用天然气。上海的同志们确信：“分布式能源系统”是一种新颖的，极具发展潜力和经济竞争力的终端能源供应模式，是对“集中电网供电”的有益补充。上海应建立以“集中电网供电”为主导，以“分布式供能”为补充的“供能”模式，为此上海市发展和改革委员会组织申能（集团）有限公司，上海市节能监察中心于2003年底完成了，“建筑物分布式供能系统的可行性研究”研究课题。该课题通过分析，予测到2010年上海分布式供能系统的市场潜力50万千瓦，占目前上海装机容量的6%，年耗天然气约7亿立米。
2、北京市
为迎接2008年奥运会的召开，北京市大抓环境治理，加速燃料结构调整。积极发展热电联产集中供热。2003年新增供热面积800万平米，集中供热的总供热面积达到8000万平米。（10t/h 以上锅炉）全市总供热面积31188万平米，其中市热力集团供热占22.4%，20t/h及以上区域锅炉供热占19.3%、20t/h以下锅炉供热占56.7%，分户自己采暖1.6%。北京市集中供热已代替233座燃煤锅炉房。近几年北京大力加速城市基础设施建设，加速危房改造，从今年开始全面启动奥运场馆的施工。2002年北京市施工总面积达9697万平米，全年竣工总面积3121万平米。按用途分：
厂房
118.6万平米
仓库
12.9万平米
办公室 172.1万平米
住宅
1740万平米
单身宿舍 49.4万平米
教育
80.4万平米
科研
22.6万平米
医疗
23.8万平米
商业
109.2万平米
宾馆
10.8万平米
按地区分：
城区356万平米
近郊区2349.8万平米
远郊区415.9万平米
从以上分类可看出：北京市城区和近郊区的民用住宅和公用建筑应是发展集中供热的主要目标。北京目前有涉外饭店454个，其中：
五星21家
四星43家
三星140家
二星141家
一量35家
有一些可以发展分布式能源实现热电冷联产。北京目前有高等院校62所，医院466个，这些都是分布式能源发展的好市场。上海市的同志们认为，由于医院消毒要用蒸汽，病房要用生活热水，最适于发展分布式能源实现热电冷联产。
考虑到北京大规模的城市建设与新建电源点的增加和奥运场馆施工与奥运能源中心的建设以及北京市燃料结构调整的紧迫性，估算到2010年北京大型燃气--蒸汽联合循环热电厂与小型分布式能源实现热电冷联产的装机将达250万千瓦。
3、天津市
天津市的天然气来源较丰富，目前有渤海西部，大港油田、华北油田和陕北长庆油田天然气。到2002年底，天津市拥有5.7亿立米的气源指标，7亿立米/年的输气管网。天津目前经济建设飞速发展、电源供电缺口很大，天津海河两岸综合开发许多大型公用和商用建筑耗电量大还需采暖与制冷（目前天津商业电价为：高峰0.95元/kwh，平电0.6元/KWH谷电0.28元/kwh）是发展分布式电源实现热电冷联产的极好机遇，天津大学城的建设也将为发展分布式电源把供极好的机遇，目前天津市计委已认识到调整燃料结构发展分布式能源对天津发展国民经济的重要意义，近期将组织有关部门和单位组团到上海、江苏等地考虑国内分布式能源建设的实际情况，并将组团到欧州工业化发达国家实地取经，以便为天津分布式能源的发展打好基础。
考虑到天津刚处于起步阶段，估计到2010年将建设10万千瓦左右的分布式能源。
4、广东
到2002年低我国有单机6000kw及以上燃气轮机166台共649万kw柴油机组520台共569万kw，尚不包括各工业企业，商店为应时缺电而自备的小发电装置，这些机组未上报电力部门也未进入统计口经，这些为应对缺电而建的分布式电源大部在广东省。
广东省能源自给率很低，除少量山区小水电和小煤矿外，大部能源需外供，广州市能源自给率仅1％左右，电力主要依靠省网，最近几年，供电缺口达100万kw，限电造成工业直接损失10亿元/年，以煤为主的能源结构使酸雨居高不可，全省酸雨控区面积已达63％，直接经济损失40亿元/年。
广东省由于能源缺乏，我国第一个进口LNG项目确定在广东，一期工程预计2005年投产二期工程2008年投产，澳大利亚为广东LNG的资源供应地，一期工程合同期为25年，年合同量325万吨LNG，这为广东发展分布式能源提供了物质基础。
广东由于气候原因，空调制冷时间长，冷负荷需求大，为发展分布能源提供了好机遇。
考虑到广东已建成一大批燃机和柴油机电站的现实和能源缺乏依靠外援和国民经济基础雄厚，高速发展等因素，估计到2010年广东可建设分布式能源实现热电冷联产装机100万kw .
五、建议国家应采取的扶值政策
原国家计委、原国家经贸委、建设部、国家环保总局急计基础（2000）1268号：“关于发展热电联产的规定”中曾明确提出：以小型燃气发电机组和余热锅炉等设备组成的小型热电联产系统，适用于厂矿企业、写字楼，宾馆、商场、医院、银行、学校等较分散的公用建筑。它具有效率高、占地小、保护环境、减少供电线损和应急事件等综合功能。在有条件的地区应逐步推广。
当前，世界以分布式能源系统为代表的热、电、冷联产已成为发展趋势，打破了人们燃煤时代形成的传统的小就不经济的能源观念。9.11事件以后，供电安全已上升至国家安全，各国均与高度重视。发展热电联产适应当今世界新能源工业和能源消费变化与调整的潮流。我国发展以热电联产为代表的分布式能源系统，在能源传统观念、能源结构调整、现有管理体制、设计标准规范和经营管理模式等方面，亟待革命性的改革。为此提请有关领导机关，予以重视，认真研究，为此建议：
1、应大力宣传，天然气是宝贵的清洁能源应合理利用。
目前很多人都知道天然气是清洁能源，但知道天然气我国储量少，是宝贵的清洁能源的不多。我国天然气储量仅占世界储量的1.2%人口则占世界人口的20%，人均天然气仅为世界平均值的13.2%，事实教育我们对于宝贵的能源一定要合理的利用。
2、国家应从全面建设小康社会高度，从安全供电、满足用户多种需求，研究适合我国特点的分布式能源系统的方针政策、法规、标准和发展规划。
在可持续发展理论的基础上，环境安全的要领逐步树立和强化，要求以环境友好的方式利用自然资源和环境容量，实现经济活动由传统经济的“资源-产品-废弃物”，单向流动的线性经济，转向到“减量化-再利用-资源化”的循环经济。分布式能源热、电、冷联产适合循环经济的发展。
3、国家应从彻底改善环境质量的总体状出发，在燃料结构调整中，积极扶植污染排放量最小的热、电、冷联产。建议制订能源使用的环境成本电价中得以体现的政策。合理考虑环境成本和上网电价之间的关系。有资料报导：我国天然气发电的单位环境价值为8.964分/千瓦时（还不包括减少占地和耗水产生的生态价值）。故在制订电价时应考虑。
4、在电力体制改革中，应充分体现科学用热分布式能源系统应用。国家宜制定鼓励支持分布式能源系统的电力市场准入、实现不分大小用户的供电、供热。
发展分布式能源热电冷联产，属“全民办电范畴”，不需国家在发电、输电、配电方面的投资，确可得到可调出力，增加电力供应。分布式能源不是电力系统竞争的对手，而是电力系统可靠的帮手。
分布式热电冷联产可取得客户、运营方、政府和社会“四赢”的效果。分布式能源的发展是靠高科技来做一个大蛋糕来大家分享，而不是现有财富的重新分配转移。
5、分布式能源系统由于实现了优质能源梯级合理利用，能效可达80%以上，超过燃煤火电机组一倍，SO2和固体废弃物排放几乎为零，温室气体（CO2）减少50%以上，NOX减少80%，Tsp减少95%，占地面积与耗水量减少60%以上。启动灵活，应对突发事件确保安全供电，根据用户需求可实现热电冷多联产，因而应和工业发达国家一样，在天然气价格（热电联产分布式能源的气价应优惠于纯发电的燃气电厂）、电力联网、税收、进口设备、资金等方面国家给予优惠政策支持。分布式能源系统应属“环境污染治理项目”对设备进口税和增值税应减免。
6、我国轻型与重型燃机制造已有一定基础，余热锅炉，溴化锂制冷机组和蒸汽轮机早已国产化批量生产。建议有关领导部门积极组织直辖市分布式能源设备的配套生产，实现国产化批量生产。
7、分布式能源热电冷能改善环境质量。根据国家有关规定，环境污染治理项目，设备进口可以减免进口税和增值税。建议有关部门应明确分布式能源工程的进口设备免征进口税和增值税。
8、考虑分布式能源的系统在我国应用处起步阶段，在传统理念、管理体制、社会各集团利益协调、标准规范和经济技术政策等，许多方面需要开创性工作要做，国家宜抓住机遇，组织研究制定一系列相关政策和采取措施，积极发展适合中国国情特点的分布式能源系统。
9、应积极支持各学会、协会组织分布式能源热电冷联产的交流和推广，加强新生事特的宣传。积极扶植推广热电冷联产一条龙服务的能源公司，加强工程筹备，设备选型，工程设计，成套，安装，调试，联网，配件供应、培训、维修等全过程服务。
10、分布式能源应当在市场机制下靠高科技、高效率、高经济收益的自我运作良性循环发展，运作的主体应该不是政府，而是一些用先进思想指导的能源服务公司。这类公司应当包括国有资本、民间资本、集体资本和国外资本，在市场经济体制下通过现代企业制度来管理。
11、建议有天然气供应的城市，应选择合适的企业、事业单位、宾馆、饭店、银行、超市、院校、医院等建筑做分布式能源热、电、冷联产的示范工程，在当地政府的积极支持下，建设样板工程，在取得经验后，积极推广。
参考资料：
1、谈燃气-蒸汽联合循环热电厂与分布式热电冷联产 王振铭 郁刚
“分布式能源热电冷联产研讨会”论文集
2、“建筑物分布式供能系统”的可行性研究总报告
申能（集团）有限公司
上海市节能监察中心
3、《广州大学城区域能源规划报导》中国能源网
4、北京市供热行业现状，形势与任务
北京市市政管理委员会
5、2010年热电联产发展规划及2020年远景发展目标
国家发改委能源局
6、奥运能源展示中心分布式能源系统
关键词：区域供热；热电联产；三角区；能源效率
中图分类号：TK01 文献标识码：A
Energy Efficiency Analysis and Optimization of Coalfired CHP based on “Low Heatload Triangle”
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(1.School of Municipal & Environmental Engineering, Harbin Institute of Technology, Harbin, Heilongjiang 150090, China;
2. School of Energy & Power Engineering，Northeast Dianli Univ,Jilin, Jilin 132012, China)
Abstract:This paper analyzed the energy efficiency of smallsized coalfired Combined Heat and Power(CHP) at part heatload, and presents the “low heatload Triangle” based on heatload duration diagram. The energy efficiency of coalfired CHP in the “low heatload Triangle” is much lower than separate generation because the heatload is so little. Therefore, it is an effective way to improve the energy efficiency of CHP plant by minimizing the “low heatload Triangle”. Separate generation instead of coalfired cogeneration can be a better scenario in this special area. The study of the CHP district heating in 9 cities of different latitudes in China has shown that distributed gas boilers can be used in the “Triangle Areas”, which can lead to a visible energy saving. But the energy saving rate has a remarkable difference among cities of different latitudes. So the cogeneration and separate generation sources should be reasonably matched for utilization so that the energy saving rate can be considerably enhanced.
Key words:district heating; CHP; low heatload triangle; energy efficiency
热电联产可以实现能源的梯级利用，按质用能，减少一次能源的消耗量，从而减少CO2的排放.所以近年来，为应对能源危机和环境恶化，很多国家都在鼓励和推广热电联产技术.欧盟以及联合国亚太经济社会委员会（ESCAP）都将热电联产视作污染物控制和提高能源效率的一项措施［1-2］.2002年，美国仅有9%为热电联产发电，预计到2020年，热电联产发电占总发电量的比例将达到29%［3］.自1998年起，中国已出台了一系列措施［4-5］，对集中供热热源进行大规模的热电联产改造，拆除小锅炉，推广大型热电联产机组.与热电分产相比，虽然联产的燃料利用效率有大幅提高，但常常为了供热而牺牲了一部分蒸汽的做功能力.现在普遍采用的抽汽供热方式，使发电量大为降低.如何减少热电联产高品位的能源损失，提高机组热能利用率是很多技术人员关注的难题.
由于热、电负荷的变化不同步，国内热电厂一般按“以热定电”的方式运行.并且由于热负荷变化范围大，高峰热负荷时间短，所以热电机组多在非满负荷状态下运行.为延长热电机组满负荷运行时间，国内热电厂的热化系数约在0.5~0.8之间，尖峰热负荷时汽轮机抽汽供热不足部分由新蒸汽减温减压供给，或电厂内装设调峰锅炉补充，这部分蒸汽不参与生产电能，损失了一部分高品位热能的做功能力.所以实际工程中的热电联产是联产和分产的结合.当热负荷较低时，热电联产的热效率甚至低于热电分产.热电厂的年运行时间和热负荷的大小是影响能耗的重要因素［6］. 因此，为提高热电厂的热能利用率，应尽可能延长热电机组的满负荷运行时间，避免在低热负荷工况下运行.
本文在对热负荷延续时间图分析的基础上，指出了引起热电联产供热系统能耗较大的“调峰三角区”和“低效率三角区”；通过案例分析计算了B25+C50热电联产在部分负荷运行时的能耗；指出了B25+C50热电联产在不同地区的最优热负荷.
湖南大学学报(自然科学版)2012年
第4期王 磊等：基于“热负荷三角区”法的热电联产能耗分析与优化
1 热电联产的耗能“三角区”
目前热电厂主要有背压式汽轮机和抽凝式汽轮机.背压机是将汽轮机的排汽用来供热的汽轮机，蒸汽的热量在理论上被完全利用.背压式汽轮机的运行方式是以热定电，发电量依据热负荷量而确定，机组不能单独运行，也不能独立调节来同时满足热用户和电用户的需要；热负荷变化适应性差，特别是热负荷偏离设计值较多时，汽轮机效率急剧下降，机组的发电功率会急剧下降，所以背压机适合承担稳定的热负荷.抽凝机具有较好地调节性能，可同时满足热电两种负荷的需要，当热负荷为零时，抽汽式汽轮机变为凝汽式汽轮机仍可满足发电额定功率.因此热电厂常将背压机和抽凝机配合使用，用背压机承担稳定负荷，用抽凝机承担变负荷.
热负荷Qh可以拟合成延续时间τ的函数：
Qh=f(τ)，τ∈［0，τzh］.（1）
全年供热量：
Φyear=∫τzh0Qloaddτ=g(τ).（2）
热电厂生产电能和热能的耗热量可按下式计算［7］：
联产供热耗热量Qtph：
Qtph=Qh/ηbηp. （3）
联产供热标准煤耗率bstph：
bstph=BstphQh/106≈34.1ηbηb.（4）
联产发电耗热量Qtpe：
Qtpe=Qtp－Qtph.（5）
联产发电热效率ηtpe：
ηtpe=3.6PelQtpe.（6）
联产发电标准煤耗率bstpe：
bstpe=BstpePel≈0.123ηtpe.（7）
式中：Qh为热负荷，GJ/h；ηb为燃煤锅炉效率；ηp为管道效率；Qtph为联产抽汽供热量,GJ；Qtp为热电厂总耗热量，GJ ； Pel为发电功率，MW；Bstph为供热标准煤耗量，kg标准煤.Bstpe为发电标准煤耗量，GJ.
由式（1）~式（7）可知：联产供热标准煤耗量主要取决于锅炉效率，对现代大型锅炉，其值在40 kg标准煤/GJ［7］左右.所以对于联产和分产，其供热能耗相差不大.而联产发电耗煤量随热负荷的减小而增大，在汽轮机承担满负荷时，发电煤耗可低于200 kg标准煤/kwh，但在汽轮机纯凝运行时，发电煤耗超过400 kg标准煤/kwh,而目前我国主力600 MW机组的发电煤耗约323 g标准煤/kwh.这就说明在汽轮机随着热负荷调节过程中，在热负荷较低时，联产能耗是高于分产能耗的.这部分区域在热负荷延续时间图上形成一个三角形区域，所以减小“低效率三角区”面积是热电联产节能的有效措施.
图1中的“调峰三角区”属于分产供热区，目前常用调峰锅炉或减温减压器承担这部分热负荷.图1中τfn表示第n台汽轮机满负荷运行的时间，τcn为变热负荷运行时的能耗临界点，在τcn点处，汽轮机的发电煤耗等于主力机组发电煤耗，按600 MW汽轮机发电煤耗计算，为323 g标准煤/kWh.在τcn点左侧，联产发电煤耗低于分产煤耗；在τcn右侧，联产发电煤耗高于分产煤耗，也就是说，在τcn点右侧的“三角区”内，由于汽轮机所承担的热负荷较小，使热电联产的能耗大，燃料利用效率低，定义为“联产低效率三角区”.第n-1台机组的能耗临界点τcn－1在采暖期结束点τzh的右侧，所以第n-1台机组运行过程中始终是比分产节能的.
图1 热电联产能耗三角区
Fig.1 “Triangle Area” of CHP
在这个“低效率三角区”内，汽轮机运行能耗是高于热电分产的.可采用调峰锅炉承担“低效率三角区”的热负荷，也可以通过优化热源集成方案从而减小三角区的面积.这两部分三角区具有较大的节能潜力，常用的燃煤调峰锅炉，由于其热效率与锅炉容量大小密切相关，所以适合建设少量大型调峰锅炉，但燃煤锅炉效率又受负荷影响很大，“三角区”内热负荷的陡降趋势会引起燃煤锅炉效率降低.
与燃煤锅炉相比，燃气锅炉供热不仅能有效地解决城市污染问题，还具有以下优点：燃气锅炉的供热负荷适应性强，调节灵活；燃气锅炉启动快，减少预备工作带来的各种消耗；燃气锅炉不需要煤及煤渣的堆放地，节省用地，同时可以减少运煤除渣的车辆流量，改善城市交通环境；燃气锅炉节约了燃煤锅炉的除尘设备，锅炉内没有结渣问题；燃气锅炉比燃煤锅炉辅助设备少，所需工作人员少，负担工资及福利费少；燃气锅炉燃料输送及其它辅助设备少，功率小，所以耗电量低 ［8-10］.
由于天然气是空间燃烧，锅炉效率主要与受热面大小、供热介质的温度和换热强化等因素有关.由于天然气锅炉不产生灰分，受热面布置不考虑灰堵和清灰问题，可以采用波纹管和旋流片等强化传热方式，所以燃气锅炉无论规模大小，其效率一般差别不大，热水锅炉一般都在90%左右［10］.因此，在供热系统的换热站内可以设置小型燃气锅炉，做为“三角区”内的热源.
2 “三角区”能耗分析方法
目前集中供热系统通常采用热电厂与调峰锅炉作为热源，称为方案一，其耗热量用Φ(1)total表示；本文提出的燃煤燃气联合供热方案，称为方案二，耗热量用Φ(2)total表示.燃煤燃气联合热源的节能率可以表示为：
δ=Φ(1)total－Φ(2)totalΦ(1)total=ΔΦΦ(1)total=H(τ) .（8）
其中方案一的总耗热量为：
Φ(1)total=∑ni=1Φ(1)i+Apeak/ηcoal.（9）
两种方案的耗热量之差为：
ΔΦ=∑ni=1ΦLETAi+Apeak/(ηcoal-ηgas)-
∑ni=1(ALETAi/ηgas)-∑ni=1(ELETAi/ηsg).
（10）
ELETAi=3.6×∫τfi－1τciPi,τdτ .（11）
ALETAi=∫τfi－1τciQh－∑i－11Qfjτfi－1－τcidτ.
(12）
式中：ΦLETAi为第i个低效率三角区的汽轮机耗热量, GJ；Φ(1)i 为方案一中第i个汽轮机的供热发电总耗热量，GJ;ηsg为分产发电效率；Apeak为调峰三角区的供热量，GJ；Pi,τ为第i台机组在τ时刻的发电功率，MW；ELETAi为第i个低效率三角区的总发电量，GJ；ALETAi为第i个低效率三角区的供热量，即第i个三角区的面积，GJ；Qfj为第j台汽轮机的最大供热能力，GJ/h.
在热化系数为0.5~1区间内，燃煤燃气联合供热的节能率可采用遗传算法进行寻优，具体计算过程如图2所示.
图2 燃煤燃气联合热源供热节能潜力计算流程图
Fig.2 Flow chart for calculation of energy saving rate
3 案例分析
在基本负荷比为0.5~1.0的范围内，以B25型背压机和C50型抽凝机为基本热源，同时采用燃气锅炉承担“调峰三角区”和“低效率三角区”内的热负荷，与传统的燃煤锅炉调峰相比，佳木斯地区可节能3.4%~4.4%，而石家庄地区可节能1.4%~5.8%，如图3所示.这是因为，低纬度的石家庄采暖期短，C50型汽轮机可以不在“低效率三角区”内运行，这样热电联产在整个采暖期内，其热效率始终高于分产效率；而长春以北的城市，由于采暖期时间较长，无论热源承担多大的热负荷，C50型汽轮机都不可避免地在“低效率三角区”内运行，使得这期间联产的热效率低于分产热效率，所以对于B25+C50型汽轮机，长春以北的城市中，采用燃气调峰的节能率至少在3.4%以上，但由于高纬度地区“三角区”的总供热量占全年供热量的比例较小，所以长春以北的城市采用燃气调峰的最大节能率在4.5%以内.由于“调峰三角区”和“低效率三角区”的存在，热电厂供热系统最节能的热源方案不是纯粹的热电联产，而是联产和分产的相结合.为增大联产的节能效益，应尽可能地减小“调峰三角区”和“低效率三角区”的面积.受采暖期时间的影响，C50型汽轮机在佳木斯市在最节能工况时仍存在完整的三角区，如图4所示，在低负荷运行时，C50型汽轮机的发电煤耗高达486 g标煤/kWh；而C50型汽轮机在石家庄市的最节能工况时，如图5所示，其三角区面积已大幅减小，且在最低热负荷时，C50型汽轮机的发电煤耗约367 g标煤/kWh.由此可知，“低效率三角区”对低纬度采暖地区的供热能耗影响更大.
地区图3 不同地区采用燃煤燃气联合供热的节能区间
Fig.3 Scope of energy saving rate by using
gasboilers in “Triangle Area” in different cities
供暖时间/h图4 B25+C50型汽轮机在佳木斯市的节能最优热负荷曲线
Fig.4 Optimal heat load duration curve of
B25+C50 steam turbines in Jiamusi
分布式燃气调峰是一种节能效果显著的热源方案.其原因在于，采用小型燃气锅炉承担“低效率三角区”内的热负荷，保证了联产汽轮机在运行时间内发电煤耗高于分产煤耗；另外由于燃气锅炉本身效率高，没有不完全燃烧的问题，不受炉膛温度的影响，而且燃气锅炉效率与锅炉大小和负荷变化关系不大，可灵活地设置在多个热力站内调峰.与燃煤锅炉相比，在热负荷变化时燃气锅炉仍然可以保持很高的热效率.
供暖时间/h图5 B25+C50型汽轮机在石家庄市的节能最优热负荷曲线
Fig.5 Optimal heat load duration curve of
B25+C50 steam turbines in Shijiazhuang
4 结 论
在对热负荷延续时间图分析的基础上，指出了引起热电联产供热系统能耗较大的“调峰三角区”和“低效率三角区”.“调峰三角区”是分产供热区；“低效率三角区”是联产的高耗能区，在此区域内，汽轮机运行能耗是高于热电分产的.这两个三角区具有较大的节能潜力，采用分产供热比联产供热更为节能，并可通过分布式燃气调峰热源替代传统的集中式燃煤调峰热源，或通过优化热源集成方案从而减小三角区的面积.
对B25+C50型汽轮机在不同纬度地区的9个城市能耗计算，结果表明：受采暖期时间长短的影响，低纬度地区的运行能耗受热负荷的影响较大，而高纬度地区的运行能耗受热负荷的影响较小.考虑我国的实际情况，在燃气资源丰富、燃气价格不高或城市环境要求较高的地区，采用燃煤热电联产同时配以燃气锅炉调峰的供热方式，可显著提高热能综合利用效率.应发挥不同类型能源的优势，合理匹配集中式热源与分布式热源，才能使变负荷条件下更为节能.参考文献
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关键词：集散；监控；供热
中图分类号：TU995 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）26-0058-02
随着我国城镇化建设速度加快，在城市配套设施建设即能源供应系统、供水排水系统、交通运输系统、邮电通讯系统、环保环卫处理系统、防卫防灾安全系统六大领域新技术、新理念的研究不断涌现，本文重点讨论集散监控系统在热电联产城市集中供热领域中的应用，提出热电联产集中供热企业实现智能化供热管理的途径。
1 集散监控系统的必要性
换热站是链接热源和终端用户极为重要的中间环节，其工作的安全性、可靠性直接影响热源的生产安全及供热安全和质量，充分发挥换热站的纽带作用，具有十分重大的经济和社会效益。各个换热站分布在各个小区，点多、面广、分散是集中供热换热站的显著特点。换热站采用人工监控，出现事故隐患时因操作人员素质原因不易及时发现，易造成设备事故。特别是各换热站都独立运行，难以达到供热系统整体最佳状态，易造成热力失衡，并且在系统参数发生变化或气温发生剧烈变化时，系统热平衡调整困难，影响供热效果，且造成能源的极大浪费。
2 集散监控系统的总体方案
2.1 系统简介
热电厂集散监控系统由中心控制室、各换热站和两者之间的通讯线路组成。主要硬件有服务器、操作员站、换热站控制器、ADSL、GPRS等组成。主要监控的参数有：一、二网供、回水温度、压力、一网流量、一网调节阀开度、二网循环泵变频器输出电流、输出频率、室外温度等，软件使用亚控公司开发的组态王。
2.2 中心控制室
中心控制室设置2台服务器、2台操作员站、1台A3激光打印机。服务器和操作员站均安装组态王软件。服务器及操作员站分别采用冗余设置，主机与从机相互备用，可无缝切换。换热站运行参数上传到换热站控制器、中心控制室。中心控制室根据实测参数进行运行状态分析、调度、故障检测与诊断，计算累计热耗。换热站内安装温度传感器、压力变送器、超声波流量计、电动调节阀、变频器等测控装置。用来检测和了解一、二网的运行情况、故障诊断、系统平衡调整等。
2.3 通讯方式
各换热站分布点多面广，集散系统所需通讯较为复杂。可通过通讯运营商现有资源，采用有线和无线两种并用的通讯方式，解决了各换热站与中心控制室之间的通讯难题。在电信基础设施齐全的小区，采用ADSL线路，利用固定线路带宽大、速度快、稳定性高、无干扰的优点，并由运营商提供VPN通讯方式，组成广域局域网实现数据的双向传输。在电信线路暂时无法到达的小区，可采用GPRS通讯方式，利用组网便捷、不受线路限制、资费低等特点组网。换热站控制器通过广域网固定IP地址与服务器进行双向通讯。
2.4 系统优势
①可靠性：通讯方面具有先进可靠的纠、检、容错能力。②先进性：采用先进控制技术，适应时展需要，系统在满足要求的前提下，尽可能简单可靠，保证系统长期稳定运行。③成熟性：以实用为原则，采用成熟的经过工程检验的先进技术。④开放性：采用开放的技术标准，系统具有良好的兼容性、可扩展性，避免系统互联或扩展的障碍。
3 集散监控系统实现的功能
在以上基础上建立的集散控制系统，除具备远程参数监视、画面显示，如图1所示。报表自动生成并打印等基本功能外，指标统计，见表1。
同时因城市供热的特殊性，根据供热站点点多、面广、分散、不便管理的特点，可新增以下功能：①根据室外温度，自动进行气候补偿，调节二网供水温度，根据用户室内温度通过循环泵变频器自动调节二网循环流量。②在参数越限和设备故障下自动报警，将画面自动切换到该换热站工艺流程图，同时视频系统联动切换至该换热站，便于监控人员及时处理。③与电厂内MIS系统实施双向通讯，可随时监视厂内首站的各项运行参数。同时方便热源厂运行人员根据热网的运行状况进行及时调整。④将用户供热计量系统纳入本集散控制系统，对用户热计量数据进行实时监控，及时掌握用户室内温度和用热量，便于热网平衡调整和收费管理。
4 集散控制系统实施效果分析
4.1 实现供热动态量化管理、节能减排
集散控制系统通过安装在各个换热站的一网流量计，可随时了解整个系统的热量分配情况。避免了以前只根据经验调整，造成整个系统水力失衡的现象。实施集散监控系统后，用户室内温度在实施集散控制系统前在18～27 ℃之间，实施后室内温度控制在21～24 ℃范围内，避免了用户冷热不均的现象。
随着我国城镇化的飞速发展和采取集中供热城市的不断增多，集散控制系统不仅在供热动态量化管理方面发挥愈来愈重大的作用，而且在节能减排方面也将起到重要作用。通过1个采暖期的运行统计，集散控制系统极大地节约了各项成本，用电成本降低10%，耗热量降低16.67%。
4.2 提高安全运行水平
经过培训的专业值班员，通过在集中控制室的监控，各换热站所有设备均在监控范围之内，通过参数监控和自动报警可及时发现设备隐患。出现事故之后，可在集中控制室远方操作，及时将事故消灭在萌芽状态，并可在第一时间通知抢修人员，及时修理设备，避免了事故扩大，防止长时间停暖，保证系统平衡不被破坏，从而提高了供热质量和设备的安全运行。
5 结 语
通过工业自控技术、计算机技术、通讯技术等工程的集散控制系统，构成一个热源、换热站、用户的三级供热控制平台。这个平台涵盖了供热的各个环节，为热电联产集中供热解决了人员缺乏和热网平衡等突出问题，并起到了很好的节能、高效的作用，实现集中供热的社会效益和经济效益最大化。
