《火力发电厂热电联产供热技术导则》编制说明

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1工作简况

1.1任务背景及意义

热电联产是国内外公认的可实现节能减排的重要手段，近年来国家出台了多项政

策鼓励支持热电联产的快速发展，热电联产节能的本质是热能的梯级利用，而不是传

统意义上热效率的高低评价，热力学第二定律揭示了热能与功的转换不仅决定于热能

数量的多少，重要的是热能的质量，㶲（即有用能）就是评价热能的质量参数，用㶲

分析方法可以看出热电联产中发电和供热各生产工艺过程㶲的消耗和转换效率，发电

过程追求的是工质含有的㶲值越高越好（即温度压力越高越好），㶲的转换效率越高越

好；供热过程对工质含有的㶲值没有较高要求（一般要求热源温度100℃左右即可），

供热热源加热传输追求的是传热效率（即减少散热损失），不存在能量形态的转化；在

发电过程中不是所有的热能都能转换为电、只有工质中的㶲才能转换为电、㶲在工质

含有的热能中比例一般不到50%，1KW.h的电能100%的转换为热能只有3600KJ的热量，

但每产生1KW.h的电能需消耗8000KJ以上的热能，这就深刻揭示了热和电是不同等级

的能量。所以在热电联产过程中、先让蒸汽（工质）中的㶲尽量多的转换为电能、再

让㶲值低的蒸汽（低位能蒸汽）供热，即热能梯级利用才能达到能源的社会综合利用

效率最高。

按消耗的㶲（有用能）计算：采用本标准推荐的“低位能供热技术”，在比较理想

的条件下、每生产1吉焦热量需要消耗标准煤7Kg/GJ以下，一般条件下消耗标准煤

12Kg/GJ以下，传统的热电联产每生产1吉焦热量需要消耗标准煤23Kg/GJ左右，中型

以上的工业热水锅炉每生产1吉焦热量大约消耗45Kg以上标准煤；火电厂一般每生产

1KW.h的电能需消耗标准煤0.3Kg，如用电取暖（来自火电厂的电）、每生产1吉焦热

量需要消耗277.78KW.h的电能、相当于消耗83.33Kg标准煤，说明用火电厂电能供热

是一种更大的能源浪费。以上分析说明、热能分级利用（热电联产就是热能分级利用

的初步形式）的节能机理及重大意义，证明不同的热源蒸汽参数、每生产1吉焦热量

需要消耗的标准煤有很大差别，参数越低消耗的标煤越少。本标准推出的低位能供热

技术、主要是指热源低位能分级加热的供热系统，比传统的热电联产节能50%以上，它

的推广应用对国家节能减排战略起到重要的技术支撑作用。

传统的热电联产是按照热力学第一定律为基础分析问题，注重的是能量传递的平

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衡，热力学第二定律强调的是、热能转化为机械功或电能这种能量形态变化是需要付

出较大代价的，热能的转化和传递本来是两个不同的形态，分析问题只按热能传递的

平衡计算，丢掉了能量形态转化所必须付出的代价，不能本质反映节能原理和实质。

例如热电联产普遍的供热单位煤耗计算、一般都按40Kg/GJ左右，其依据为1吉焦热

量的当量标准煤耗34.12Kg、加上生产过程的用电当量煤耗、再除以锅炉效率而得到，

不论热源蒸汽参数高于低都一律按40Kg/GJ计算，没有体现热能分级利用带来供热煤

耗的下降，而是把供热节能体现在发电煤耗率的下降上。实际上热电联产机组发电煤

耗率的下降，是由于热能分级、供热利用了大部分没有发电能力的乏汽（低㶲值蒸汽）

形成的，不是发电机组的转化效率提高了，供热单位煤耗的计算没有直观反应事物的

本质。在实际中会造成混乱，例如背压机组供热就是典型的例子:传统认为背压机组供

热是最经济的，以200MW超高压再热背压机组为例，供热参数：压力0.25MPa、温度

250℃，消耗指标：供热煤耗40Kg/GJ、发电煤耗140g/KW.h、厂用电率12%左右、供电

煤耗160g/KW.h左右。实际按消耗的㶲折算应该是：发电煤耗326g/KW.h、发电消耗厂

用电率7.2%左右、供电煤耗351g/KW.h左右，供热煤耗22Kg/GJ左右。一样的机组相

同的供热系统和参数，能源消耗总量并没有改变，两种分析计算方法，反应的问题差

别很大，按前一种方法（热力学第一定律）、各项指标很理想并容易理解，没有什么改

善空间。后一种方法（热力学第二定律）可以看出：供热煤耗22Kg/GJ、按低位能供热

技术评价，有很大潜力可挖。其实这个看似完美的背压机热电联产系统，供热参数是

偏高的，低位能分级加热的热电联产系统，可以使平均加热蒸汽参数下降到：压力

0.058MPa、温度87℃，发电量增加31%以上，供电煤耗仍然是351g/KW.h，供热煤耗下

降到10.28Kg/GJ，供热节能潜力达50%以上。这样就在看似完美的热电联产系统找到

了节能改造的潜力，为进一步技术改造挖潜、日常管理评比提供了科学依据。

我国北方地区城镇采暖面积达120多亿平方米，城镇集中供热面积为71多亿平方

米。采暖用能超过1.8亿吨标准煤，不仅消耗了大量能源，还带来了严重的环境问题，

是我国北方地区冬季雾霾的主要成因之一。与此同时北方地区电力、钢铁、水泥、有

色金属、石化等行业仍有约3亿吨标准煤低品位余热资源尚未利用，排放在大气中产

生着温室效应。但是热电联产在城市集中供热占比只有1/3左右，全国在用供热锅炉

近50万台。小锅炉的供热煤耗在50-65kg/GJ左右。

纯凝发电机组由于装机容量过剩，造成运行负荷率低、煤耗高，许多机组常年均

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处在60%以下电负荷运行，造成主机及辅机设备长期处在低效区运转，所以研究余热利

用、提高资源综合利用效率，显得非常紧迫。低位能供热技术、结合大温差远距离送

热、这些技术的突破，为在役纯凝机组改供热提供重要的技术基础，这样可有效的提

高存量资产的利用率，相对减少了发电企业产能过剩，实现大幅节能减排。优化社会

资源的配置。从目前情况看各地对低位能供热技术推广应用是很积极的，但设计单位

在基础理论分析、具体工程节能潜力挖潜、应采取的技术措施一般掌握不够，多数没

有达到应有目标。

以上这些都客观的反应了急需一个新的标准出台、指导规范热电联产行业的规划、

设计、日常技术管理并为决策管理提供依据。

1.2任务来源

本导则是根据国家能源局下发《关于下达2014年第一批能源领域行业标准制（修）

订计划的通知》（国家能源局国能科技[2014]298号）任务需求编制的，由电力行业节

能标准化技术委员会归口管理，牵头单位国电科学技术研究院有限公司，参与单位：

北京国电蓝天节能科技开发有限公司、华北电力大学、中国电力企业联合会、中国市

政工程设计研究总院有限公司相关科技人员完成。

2标准编制原则和主要内容

2.1标准编制原则

1)按照GB/T1.1-2000《标准化工作导则》的要求和规定，确定标准的组成要素。

2)按照国家、行业现行的相关法律、法规、标准、规范等要求和规定制定本标准。

3)在标准制定过程中遵循了以下几个原则：

a)科学性和规范性；

b)保证标准的先进性和实用性；

c)尽量与相关的标准、法规接轨；

d)充分考虑了热电联产行业在计算分析、规划、设计存在的问题，也考虑了标准

推广应用的实用和简便；

2.2主要内容及其确定依据

本标准规定了基于热力学第二定律的热电联产机组供热单位煤耗分析计算方法，

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根据供热规模和相应的机组容量、应采用的技术方案，相应的主机、辅机、汽动给水

泵小汽轮机、低温热源加热器（凝汽器）、全厂冷却水系统等改造都做了详细规定，主

要内容及其确定依据如下：

1）标准题目的确定。“火力发电厂热电联产供热技术导则”标准的意义是在行标

《火力发电厂技术经济指标计算方法》和国标《汽轮机热力性能验收试验规程》等基

础上，基于热力学第二定律，对热电联产机组发电供热社会节能机理进行分析，对供

电煤耗率、供热煤耗率的构成进行分析计算，对热电联产机组的节能改造效果给出新

的评价分析方法。目前积极发展的低位能供热技术在设计方案制定、技术措施、验收

评价方法，提供技术指导和规范。

2）正文第1部分确定了标准适用范围。

3）正文第2部分列入了规范性引用文件及本标准所涉及的国家标准和行业标准。

4）正文第3部分对本标准中用到的一般性术语进行了定义，在规范性引用文件中

已经有的不再重复。

5）在正文第4部分从总体上对本标准制定的原则进行说明。强调热力学第二定律

是热电联产设计、分析评价的理论基础。

6）正文第5部分热电联产火电机组实施低位能供热技术，基本原则方案、不同供

热规模、不同类型机组应采取的技术方案做了规定，原来的供热管网特别是二次热网

站运行实践证明，设计参数偏高较多、造成能源浪费较大，所以本标准特提出了对热

网的要求，第5部分是本标准的核心内容之一。

7）给出规范性附录A“基于热力学第二定律的热电联产经济技术指标计算方法”

以热力学第二定律（“㶲”效率）为评价基准，深刻揭示热电联产节能的本质和意义。

合理量化热电联产供热过程中、采用不同参数蒸汽进行供热时，供热煤耗变化、能源

综合利用效率变化。反映热源侧热能梯级利用的巨大节能潜力。这是本标准的核心和

创新内容

3主要试验（或验证）的分析、综合报告，技术经济论证，预期

的经济效果

本标准根据目前热电联产机组能效分析存在的问题和需求，为热电联产企业经济

运行、节能改造分析与评价以及热电联产机组热经济指标核算等方面的技术管理、生

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产管理起到规范化和标准化的作用。并基于本标准结合不同供热改造方案进行了案例

分析。

4与现行法律、法规、政策及相关标准的协调性

本标准的编制尽量做到了与现行相关标准协调一致，不与现行的有关法律、法规、

政策冲突。本标准规范性引用国家标准5个，电力行业标准2个。

5贯彻标准的要求和措施建议

本标准颁布后，要做好标准的学习贯彻。希望本标准发布实施后，各发电公司（集

团）、热电厂、试验院、研究院/所等单位能充分学习研究，特别是准备进行较大投入

增加供热能力和供热节能改造的热电厂、在可研决策和方案选择上有较大帮助和指导。

6代替或废止现行标准的建议

无

7采用国际标准和国外先进标准情况

无

本标准为第一部以热力学第二定律为基础建立的分析热电联产机组经济技术指标

的行业标准。

8重要内容的解释和其它应予说明的事项

关于标准第5、6部分及附录A有关条款的说明

1.总体说明

本标准对实施低位能供热技术应采取的基本技术方案、普遍应遵守的条件和原则

做了详细规定；并基于热力学第二定律提出了关于热电联产机组技术经济指标的计算

方法，为热电联产机组性能评价和节能改进提供理论支持。

低位能供热技术基本方案有七部分主要内容，1.低位能蒸汽分级加热系统实施基

本原则；2湿冷机组低位能蒸汽分级加热系统,根据湿冷机组特点应注意的事项做了规

定；3直接空冷机组低位能蒸汽分级加热系统，根据直接空冷机组特点做了规定；4间

接空冷机组低位能蒸汽分级加热系统，根据间接空冷机组特点做了规定；5.辅机低位

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能蒸汽供热系统，根据主机负荷变化辅机功率呈指数函数变化和小机排汽非采暖期应

回热的特点、做了详细规定；6.基于热泵余热利用供热系统，热泵作为低位能供热技

术补充部分进行了规范要求；7.低位能供热技术对二次管网的要求，通过调研，低位

能供热技术已经得到积极推广并发展迅速，很多既有供热管网实际运行参数远低于原

设计供热参数，也满足了热用户需求，因此对供热管网特别是直接供居民用户的二次

站设计提出了要求。

2.低位能供热技术基本方案主要条款说明

（1）关于低位能蒸汽分级加热系统实施基本原则说明

1）“5.1.4采用低位能供热系统时,应系统地分析主、辅机设备、热力系统对热网

系统的适应性，必要时应同时对热网用户侧进行配套改造。”

条文解释：主要指以供热负荷和热网回水温度来确定是否需对热网用户侧进行配套改

造，即使供热负荷较大，如回水温度超过60℃一般不易马上进行低位能供热技术改造，

需协调二次网也进行改造使回水降到50℃以下。

2）“5.2.1.1当200MW级机组平均供热负荷达到220MW以上、300MW级机组平均供

热负荷达到320MW以上、600MW级机组平均供热负荷达到620MW以上时，宜采用低位能

供热系统。”

条文解释：因一般电网调峰要求供热机组低谷负荷为额定负荷的65%左右（130MW、195MW、

390MW），这时机组的乏汽热负荷分别为177MW、252MW、468MW，高峰时电负荷达到80%

（160MW、240MW、480MW），这时机组的乏汽热负荷分别为219MW、318MW、612MW，这样

供热机组在电网运行中就有15%的电力调峰能力，在白天供热负荷要求低供电负荷要求

高时、乏汽热量基本满足供热需求，机组电负荷达到80%，夜间热负荷高电负荷低时、

可加大乏汽供热机组本身抽汽增加部分供热能力，不足部分由尖峰汽源加热，全厂最

少有一台抽汽机组作为尖峰加热。这样基本兼顾了电网调峰的部分需求和热用户的基

本需求。如热负荷过低、对机组运行经济性影响很大不易调节，所以不建议采用低位

能供热技术。

3）“5.2.1.3汽轮机低压缸通流部分改造应适应较宽的背压下、机组安全经济运

行，并实现低位能热量的充分回收利用。”

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条文解释：考虑到热网循环水量和温度具有一定的波动，相应会造成机组背压的波动，

所以改造后的机组背压应达到在较宽的背压范围内仍能安全稳定运行。

4）“5.2.1.4当供热系统回水温度低、供热量大时，应采用多机组串联低位能分级

供热技术。”

条文解释：回水温度低、供热量大，就意为着回水温度低、循环水量大，一级低位能

蒸汽加热达不到预期的温度、机组背压还低于允许背压，还有较大的空间进行第二次

或多次低位能蒸汽加热，一般推荐低位能蒸汽加热到90℃，串联分级加热级数根据实

际情况定，一般推荐级数3~5级。

5）“5.2.1.6汽轮机低压缸背压设计，应根据机型、供热期热网回水温度、热网循

环水流量、分级次数因素综合考虑确定。”

条文解释：背压的最高值一般建议在75KPa以下，如果超75KPa一般汽轮机排汽处于过

热状态，温度较高易超过低压缸允许温度值、机组不能安全运行，所以背压设计首先

考虑不能超过允许值，其次按照循环水温度（第一级为热网回水温度）、各低压缸排气

量所能达到的温升之和加2℃端差，即为最后一级机组设计背压对应的饱和温度，分级

加热的次数应按热网循环水吸收的总乏汽热量与各机组乏汽放热量相匹配决定。

6）“5.2.1.9汽轮机低压缸通流改造可分为单转子短叶片和双转子（冬、夏季分为

不同背压的两个转子）两种方案。汽动给水泵系统应同时进行相应改造，实现小机余

热回收利用。”

条文解释：较大类型的热电联产机组一般冬季供热为主、非采暖期发电为主，如一台

300MW机组、年供热量450万吉焦的规模，供热期运行背压要求35KPa，非供热期运行平

均背压一般9KPa，这样可以从新设计一个背压7~35KPa范围的低压转子，既满足冬季供

热又满足夏季发电且能达到安全经济运行目标，这样的情况就用单一低压转子短叶片

方案。如分级加热次数多、要求运行背压到50KPa以上，甚至最高背压到70KPa以上，

单一低压转子无法实现，就采取双转子方案。夏季发电用低背压转子，冬季供热用高

背压转子。

7)“5.2.1.14采用低位能供热技术改造后，如机组油系统、轴瓦等工艺冷却水系

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统不能正常运行，工业冷却水系统应进行改造。改造机组工业冷却水可由其它机组或

系统提供的可进行简单改造。否则应根据机组类型（如空冷、湿冷）、是否汽动给水泵

系统进行冷却水系统整体改造。应遵循尽量利旧的改造原则。”

条文解释：为了节水、一般发电厂都采取节水工艺，湿冷机组辅机冷却水由主机凝汽

器冷却循环水完成冷却、循环利用，空冷机组辅机冷却水设单独小型湿冷塔完成冷却

任务循环利用。这样湿冷机组采用低位能供热技术后，汽轮机发电机用的冷油器、辅

机轴瓦冷却水系统将没有冷却水，所以必须改造，被改造的供热机组工业冷却水改造

方案：可由其它机组或系统提供的，就进行局部改造，原系统不动、进出水管接入其

它机组循环水系统重复利用。如果是空冷机组冷却水单独小型冷却塔，原来全厂冷却

水就是一个小冷却塔完成全部冷却任务，冷却水系统就维持原状不考虑改造，总之在

改造工程中要尽量考虑旧系统的适当利用。

8）“5.2.1.15应在低位能供热系统的低温热源加热器、高温热源加热器水侧设置

旁路，以便于切换、故障检修。”

条文解释：因为低位能供热系统为串联系统，所以低温热源加热器（凝汽器）、高温热

源加热器水侧一旦出现故障，通过旁路进入下一级加热，如不设旁路整个系统就会出

现阻断崩溃。

9）5.2.1.16给水泵汽轮机余热的配套利用

“①湿冷机组给水泵汽轮机乏汽直排主凝汽器、直接空冷机组给水泵汽轮机乏汽

直排空冷岛方式的低位能供热改造时，给水泵汽轮机应同时进行改造，改造设计背压

应按照主机背压和排汽管压损确定。”

条文解释：原给水泵小汽轮机是按照低背压设计，如不改造、小汽轮机在高背压条件

下运行它的功率已经无法完成拖动给水泵任务。

“②湿冷机组给水泵汽轮机改造宜采用双转子方式，特殊情况经技术经济比较也

可采用通用转子。”

条文解释：因湿冷机组给水泵汽轮机的汽源、一般来自中压排汽，压力温度较低，背

压高对蒸汽做工焓降影响大，所以推荐双转子改造方案。

“③给水泵汽轮机容量设计应满足主机VWO工况进汽量、最高排汽参数、规定范围

转速等条件下驱动给水泵功率的要求，供汽汽源宜采用高、低压双汽源配置。”

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条文解释：最大进汽工况需要功率最大，最高背压时、进入给水泵小汽轮机的蒸汽做

工能力最小，只要满足以上两个条件就基本满足了其它工况要求。如在较低负荷下、

主机采用定压运行方式，这时中压缸排汽压力较低，小机输出功率较小，有可能不足

给水泵所需功率，所以在小机汽源配置上要有高压汽源，达到任何方式下都能满足要

求。

“④若小机排汽采用独立冷却系统，供热系统应采用小机、主机乏汽分级串联加

热方式，热网循环水先进入小机凝汽器、再进入主机凝汽器，小机凝汽器改造与主机

凝汽器改造技术规范相同。”

条文解释：循环水先进小机凝汽器意为水温相对低，可使小机形成的背压相对低，便

于小机设计有足够的功率并实现再次分级加热节能目的。

（2）关于湿冷机组低位能蒸汽分级加热系统的说明

1）“5.2.1.17热电厂的热网循环泵宜采用汽动驱动方式，利用其余热加热热网循

环水，小汽轮机背压按实际节能原则确定，不限制低于100kPa。”

条文解释：因热电厂的加热汽源参数一般高于供热要求，让加热蒸汽先进入热网循环

水泵小机做功拖动循环泵、排汽用于加热供热循环水，可节约大量厂用电，也是热电

厂重要节能措施。

2）“5.2.2.1湿冷机组采用低位能供热技术时，需进行汽轮机低压缸通流部分改造，

以适应机组高背压运行乏汽热量回收。”

条文解释：原湿冷机组一般设计背压较低（4.9KPa），需要对低压缸进行通流改造，达

到采暖期高背压运行要求，背压的选择按对应的循环水温确定（凝汽器端差按2℃考虑）

3）“5.2.2.2湿冷机组低位能供热系统改造原则上宜采用低压缸双转子方式，以提

高机组供热期经济性和纯凝期发电经济性；当纯凝期负荷率低时，可采用通用转子方

式。”

条文解释：如上条所述、湿冷机组一般设计背压较低，如冬季供热夏季发电都重要（负

荷率高），夏季用低背压转子、冬季高背压转子的低压缸双转子方式，可实现采暖期非

采暖期都达到经济运行目的。当非采暖期负荷率低时，长叶片低背压转子效率反而低，

所以在采暖期运行背压不高于35KPa时、可设计为7~35KPa范围的通用低压转子。

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4）“5.2.2.3为提高供热期机组调峰能力，应改造汽轮机低压旁路达到正常运行使

用性能，用旁路蒸汽供高温热源加热器，高温热源加热器面积设计应有较大裕量。”

条文解释：电网对火电机组的调峰要求越来越高，供热机组要考虑特殊情况下，用旁

路输出蒸汽供热，满足电网调度需求。

5）“5.2.2.4低温热源加热器应按照机组TMCR进汽量设计，纯凝工况运行时端差

不大于原设计值，预留不小于10%的面积裕量；低位能供热工况为校核工况，供热工况

下端差不大于2℃。”

条文解释：改造的凝汽器有两个功能，非采暖期发电时、作为普通凝汽器端差一般设

计在2.8℃左右（定义为冷态），面积有10%余量下容易实现，在采暖期作为低温热源加

热器，循环水温度高、温升大，同样的面积一般在热态时达到2℃更容易，所以把冷态

作为主要设计工况，热态只作为校核工况。

（3）关于直接空冷机组低位能蒸汽分级加热系统的说明

1）“5.2.3.1直接空冷机组采用低位能供热技术时，应增设低温热源加热器回收

乏汽热量，可按照热网循环水出口温度对应的背压进行低压缸通流部分改造。”

条文解释：根据空冷机组特点，因机组设计背压高并可在较宽的背压范围运行（一

般运行背压范围7~35KPa），所以一级低位能加热系统不需对原主机进行改造，如热网

回水温度高到55℃以上或需多级串联加热，不继续提高背压已经不能满足乏汽利用，

所以这时要考虑对低压缸通流部分进行从新设计或改造。

2）“5.2.3.2汽轮机低压通流改造应充分考虑机组全年发电利用小时、热电比以及

采暖期的运行背压，以发电为主的机组采暖期可采用双转子方式；以供热为主的机组

宜采用通用转子，可同时适应采暖期和非采暖期采暖期的运行工况。”

条文解释：冬季以发电供热并重、夏季发电负荷仍较高的热电厂，要力求保证采

暖期和非采暖期两个经济性，如供热要求机组背压值超过了允许背压、就需对低压缸

通流进行改造，应采用双转子方案，因夏季机组负荷高时低压末级和次末级采用长叶

片、低背压运行方式时经济性良好。以供热为主的机组、一般对机组运行背压要求高，

需要对机组进行改造，但改造方案推荐采用通用转子方式，所谓通用转子是指采暖期

非采暖期为同一个转子。如把低压缸设计为10~35KPa、在非采暖期75%负荷率时，运行

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背压7KPa还在经济背压范围内，所以单个转子就达到了安全经济运行目标，又减少了

检修工作量。如采暖期运行背压超过了44KPa、应进行双转子改造，这时单转子已无法

满足采暖期非采暖都能达到经济运行目的。

3）“5.2.3.3汽轮机改造设计背压应根据采暖期热网循环水回水温度、热网循环水

流量、热负荷等因素综合考虑确定。”

条文解释：一般按本机凝汽器（低温热源加热器）出口循环水温度加2℃端差为饱和温

度，作为设计的允许背压。

4）“5.2.3.6低温热源加热器换热面积余量应不小于15%，端差应不大于2℃。”

条文解释：因为空冷机组在一般供热规模中、低压缸是不需要进行改造的，运行背压

一般接近允许最高背压，系统波动对背压影响明显，换热面积余量按15%选取、对控制

端差和背压有利。

（4）关于间接空冷机组低位能蒸汽分级加热系统的说明

1）“5.2.4.1哈蒙式间冷机组低位能分级加热系统可参照湿冷机组，用凝汽器替代

低温热源加热器，背压的选取和低压通流部分的设计改造参考空冷机组。”

条文解释：哈蒙式间冷机组与湿冷机组凝汽器循环水系统结构相同，所以用凝汽器替

代低温热源加热器吸收乏汽热量与湿冷机组相同，但因为它是空冷机组背压和直接空

冷机组相同，所以背压的选择按照空冷机组。

2）“5.2.4.2海勒式间冷机组低位能分级加热系统的低温热源加热器宜采用水-水

换热器，去原冷却塔循环水设置隔离阀关断，背压的选取和低压通流部分的设计改造

参考空冷机组。”

条文解释：因为海勒式间冷机组凝汽器为汽水混合式，所以乏汽热量的利用应采取水-

水换热器，用热网循环水泵吸收汽轮机组循环水热量。

（5）关于辅机低位能蒸汽供热系统的说明

1）“5.3.1当机组容量较大，但年供热量1×106~1.5×106GJ时，可采用辅机低

位能蒸汽供热方案。”

条文解释：大容量机组泛指600MW及以上容量的机组，除给水泵外一般的辅机容量在

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10~16MW以下，采用辅机汽动并利用排汽供热的方式，用主机中压缸排汽作为小机汽源，

最大耗汽量69~110吨/小时，能供出的热负荷44~70MW，供热时间按3600小时计算，小

机乏汽作为最低基本热负荷、年最大基础供热量57~90万吉焦，主机按70%电负荷测算，

小机功率只有4.6~7.5MW、耗汽量31~50吨/小时，供出的热负荷20~31.5MW，年基础供

热量26~41万吉焦，由于随着主机负荷的变化辅机功率按指数函数变化、变动幅度很大，

大机组辅机供热一般是以发电为主供热为辅，供热不应影响主机发电和调峰，小机排

汽热量不论在任何条件下都能被供热系统吸收利用，这样就要求供热负荷最小、机组

发电出力最大时小机排汽热量完全被供热系统吸收利用。其它不足部分和热负荷的调

整全部由抽汽承担，供热系统所需最低的基础一般为高峰热量的60%，按小机能够达到

的年最大基础供热量考虑，所以确定年供热量为100~150万GJ左右的规模

2）“5.3.2辅机低位能蒸汽供热系统应结合主机回热系统进行设计，将采暖期低

品位蒸汽热量用于供热。”

条文解释：在采暖期将小机低位能蒸汽（乏汽）热量用于供热容易实现，这里主要强

调：非采暖期低位能蒸汽热量必须被利用、否则形成浪费，推荐小机低位能用于加热

回热系统凝结水，使整个低压蒸汽的回热总量是增加的，在非采暖期供电煤耗不升高

且略有下降。

3）“5.3.3辅机低位能蒸汽供热系统宜选三合一汽动引风机小机，采暖期小机排汽

作为低温热源加热器汽源，小机抽汽作为高温热源加热器汽源，不足时由其他蒸汽补

充。”

条文解释：在前述章节中关于给水泵小机排汽的利用以及做了规定，所以这里推荐选

用三合一汽动引风机小机排汽供热。

4）“5.3.4供热系统应充分回收小机排汽热量，在热负荷最低、机组发电负荷最高

时，仍可将小机排汽热量完全回收。”

条文解释：参考5.3.1条的解释内容

5）“5.3.5宜采用双热源输出、抽汽背压式小汽轮机拖动引风机。”

条文解释：小汽轮机设计为双热源输出、抽汽背压式小汽轮机，在供热的初、末期可

13

起到小幅度供热负荷调整

（6）关于吸收式热泵余热利用供热系统的说明

经技术经济比较、热电厂在采用低温热源加热器不易完全回收汽轮机乏汽热量的

情况下，可采用热泵技术回收剩余乏汽热量，包括蒸汽驱动吸收式热泵和压缩式热泵。

采用吸收式热泵时利用抽汽驱动热泵发生器，在其蒸发器内回收乏汽热量，利用吸收

器和冷凝器加热热网水，受热泵出口热水温度限制，最终需由尖峰加热器将热网水加

热至所需供热温度；采用压缩式热泵时抽汽驱动小汽机带动压缩机，在其蒸发器内回

收乏汽热量，在其冷凝器内加热热网水，小汽轮机排汽通过汽水换热器继续加热热网

水。

由于吸收式热泵由发生器、冷凝器、吸收器和蒸发器构成，抽汽进入发生器冷凝

释放热量，乏汽在蒸发器冷凝释放出汽化潜热，热网水在吸收器和冷凝器吸收热量。

若抽汽压力过高，直接进入发生器易导致热泵内部循环工质结晶造成热泵停机，蒸汽

必须节流减压后再进入热泵发生器，造成较大的节流损失；若抽汽压力过低，热泵内

部循环工质不能在发生器充分再生，热泵性能系数（COP）显著下降，推荐吸收式热泵

驱动蒸汽压力范围为（0.2~0.5）MPa。由于吸收式热泵内部为真空环境，标准大气压

下水的沸腾温度为100℃，考虑到吸收式热泵为真空容器及设备承压要求，吸收式热泵

的热网水出口温度不高于90℃。

当抽汽压力高于0.5MPa时，为有效利用蒸汽余压降低蒸汽节流损失，宜采用蒸汽

驱动压缩式热泵，蒸汽在小汽轮机做功，驱动压缩机回收余热，小汽轮机排汽作为低

温热源。

综上，推荐抽汽压力在0.5MPa以下时采用吸收式热泵，在0.5MPa以上时采用蒸汽

驱动压缩式热泵。

当热负荷较大，低温热源加热器不易完全回收汽轮机乏汽热量的情况下，可采用

热泵技术回收剩余乏汽热量，实现低温热源加热器和热泵梯级加热方式充分回收乏汽

热量，其中低温热源加热器（凝汽器）回收主要乏汽热量，热泵作为补充。

湿冷机组和间接空冷机组宜采用低温热源加热器入口热网循环水为中间介质回收

乏汽热量。直接空冷机组可将乏汽通过旁通直接引入热泵回收其热量。

综合热泵目前的设计加工水平、已实施工程案例、热泵场地布置按实际情况考虑，

单台吸收式热泵或者压缩式热泵的余热回收量在（5~20）MW为宜，根据供热规模进行

14

组合。

（7）关于低位能供热对二次管网要求的说明

1）一级热网参数

①“5.5.1.1新建一级网最佳设计供、回水温度，应结合具体工程条件，综合考虑

热源、供热管网、热用户系统等方面的因素，经技术经济比较后确定。”

条文解释：我国北方大部分热电联产设计供水温度均在110℃-130℃，设计回水温

度均在60-70℃，热电厂供热首站通常采用抽汽加热，抽汽参数较高，因此很容易将热

网回水加热到110℃-130℃。通过调研，很多既有供热管网实际运行参数远低于原设计

供热参数，也能够满足热用户需求，近几年热电厂低位能供热技术不断发展证明，如

果二次站设计合理能将换热器端差控制在5℃以下，即使在严寒期，回水温度达到45℃

就能满足用户需求，设计供回水温度高，严重偏高实际运行要求，除造成热源加热过

程能源浪费严重、并没有其它有益的作用，因此推荐新建或改造的供热工程，一级网

设计供回水温度，应结合具体工程条件，充分考虑热源、供热管网、热用户系统，尤

其是低位能的利用情况，经技术经济比较后，采用综合供热成本最低的方案

②“5.5.1.2对于既有供热管网，热电厂内供热加热系统可根据满足热用户需求的

实际供热参数设计改造。”

条文解释：通过调研，很多既有供热管网实际运行参数远低于原设计供热参数，也能

够满足热用户需求，因此本条推荐对于既有供热管网，电厂内供热加热系统可根据满

足热用户需求的实际供热参数设计。

③“5.5.1.3采用低位能供热改造技术，适当降低一级网设计回水温度。”

条文解释：回水温度高低是供热社会化节能和低位能供热技术应用关键因素，越低的

回水温度，进入热电厂内越容易进行余热回收。当热网回水温度低于乏汽温度时，可

直接进行换热；高于乏汽温度时，可采用低位能供热技术进行余热回收，乏汽利用一

般只能将一次网循环水加热到90℃左右，只有降低回水温度才能增加乏汽加热比例。

所以在二次站设计时、尽量降低换热器端差，适当提高二次网循环水量，进而达到降

低一次网供回水温度，实现社会节能最大化。

④“5.5.1.4采用常规换热或混水供热的供热系统，一级网回水温度不宜高于

55℃；采用溴化锂吸收式热泵的大温差供热系统，一级网回水温度不宜高于35℃；存

15

在多种换热形式的供热系统，综合回水温度根据各种供热形式所占比例确定。”

条文解释：《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》中推荐散热器供暖系统按75/50℃

连续供暖设计，当换热站换热端差5℃时，一级网回水温度可降到55℃，并且很多实际

运行的供热管网，实际运行温度低于此温度；溴化锂吸收式换热机组的特点是一级网

供水温度越高，回水温度越低，35℃是溴化锂吸收式换热机组较易达到的温度。

⑤“5.5.1.5供热半径及供热规模均较小的供热系统，经热源、热网综合经济技

术比较合理后可采用直供系统。远距离供热系统，经热源、热网综合经济技术比较合

理后宜采用大温差供热系统。”

条文解释：直供供热系统，供热所需参数低，更有利于低位能的利用，但直供供热系

统没有一级网、二级网的划分，给运行管理带来很多问题，因此供热规模不宜过大。

对于长距离供热，大温差会增加长输管线的输送能力，同时较低的回水温度进入热电

厂，也利于低位能的前段利用。

2）热力站设计

①“5.5.2.1热源采用低位能供热改造技术的供热系统，原有热力站宜相应进行

降低回水温度的改造。”

条文解释：热力站改造可以采用调整或增加板式换热器、采用混水供热、设置溴化锂

吸收式热泵等多种形式，降低热网回水温度，可增加热电厂的低位能蒸汽利用率，增

加管网输送能力，取得良好经济效益。

②“5.5.2.2采用板式换热器换热的热力站，换热器一次网回水与二级网回水温

度设计端差不应大于5℃，宜取3℃。”

条文解释：原有采暖热力站通常设计端差为10℃，当设计端差改为3-5℃时，热力站增

加部分投资，但配合热源低位能供热改造增加的余热回收量和所带来的社会经济效益

远大于热力站增加的投资。

③“5.5.2.3经技术经济比较后，热力站可以采用混水供热形式，但需充分考虑

一级网与二级网互联的影响。”

条文解释：热力站采用混水供热，一级网和二级网回水不存在温度端差，进一步降低

了一级网回水温度，但混水供热应充分考虑系统失水量，水力分配，运行管理等问题。

④“5.5.2.4热力站采用溴化锂吸收式换热机组，二级网为散热器供暖系统时，

一级网设计回水温度不宜高于35℃。二级网为地面辐射采暖系统时，一级网设计回水

温度不宜高于20℃。”

16

条文解释：溴化锂吸收式换热机组一级网回水温度与二级网温度相关，由于地面辐射

采暖系统二级网供回水温度均较低，因此地面辐射采暖系统采用溴化锂吸收式换热机

组时，一级网设计回水温度可以较低。

3）二级网设计参数

①“5.5.3.1采用散热器采暖的建筑，散热器供暖系统按75/50℃连续供暖设计，

供回水温差不宜小于20℃，经技术经济比较及征得热用户同意，同时保证供热品质时，

可进一步降低设计供回水温度。”

条文解释：参考《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》，但根据调研结果，我国北

方采暖实际运行参数大多低于上述设计值，因此本条较《民用建筑供暖通风与空气调

节设计规范》增加“经技术经济比较及征得热用户同意，同时保证供热品质时，可进

一步降低设计供回水温度”，可为低品位能的利用创造更好的条件。

②“5.5.3.2采用地面辐射采暖的建筑，热水地面辐射供暖系统供水温度宜采用35

〜45℃，不应大于60℃，供回水温差不宜大于10℃，且不宜小于5℃。”

条文解释：与《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》相同。

③“5.5.3.3热源采用低位能供热改造技术的供热系统，适用于普遍供热系统，

尤其是低温采暖形式。”

条文解释：低温采暖形式非常有利于低品位能的利用，是重大的节能战略，也是供热

行业发展趋势，宜推荐采用。

4）热网运行调节

①“5.5.4.1热网运行调节方式应充分考虑热源余热回收量、供热管网运行电耗等

多方面的因素，经技术经济比较后确定。”

条文解释：在很多低品位能余热利用工程中，热网采用质调节，即全采暖季热网循环

水均为保持最大流量，虽然增加了热网输送电耗，但与其他调节方式相比，整个系统

的乏汽热量利用率增加，其带来的经济和节能效益要大于增加的输送电耗成本，因此

本条推荐热网运行调节方式应充分考虑热源乏汽热量回收、供热管网运行电耗等多方

面的因素，经技术经济比较后确定。

②“5.5.4.2热力站运行考核指标应包括供热效果、板式换热器运行端差、二级

网回水温度、耗水量、耗电量、耗盐量等。”

条文解释：运行端差、回水温度直接影响低位能的利用，因此也应该作为运行重要考

核指标。

17

3.关于标准附录A重要内容的解释

根据热力学第二定律，热和功的品位存在质的差别，功可以全部转化为热，而热

不能全部转化为功。目前常用的热电联产计算办法采用热力学第一定律，不管采用何

种热电联产技术，计算得到的供热煤耗均为37~42kg/GJ。只有基于热力学第二定律的

分析方法才能真实地揭示不同供热方式、不同供热参数下，相应供热煤耗率、供热用

电单耗的变化，从而为热电联产机组性能评价和节能改进提供理论支持。

附录A通过详细的推导，得到了机组的发电热耗率、发电煤耗率、供电煤耗率、

供热煤耗率、供热用电单耗、综合供热煤耗率指标计算方法，说明如下：

(1)单元机组汽轮机当量㶲效率

单元机组产生的电能及热网循环水获得的㶲升之和（产品㶲）与汽轮机组热耗量

所具有的㶲（付出㶲）的比值表达了单元机组㶲的综合转换程度（即当量㶲效率），

这是本标准的创新之处。有别于热电联产机组的总热效率。引入热网循环水的㶲升体

现了热产品真实消耗有用能的数量（或比例），揭示了热电联产节能的科学机理，在供

热产品生产过程中、每单位供热量中消耗的有用能（㶲）占比越少，就达到了供热系

统㶲效率越高。

ex3600PeExh附录式

qj100%A(9)

Qhr(1To/Tqj)

ex

式中qj为单元机组汽轮机当量㶲效率，Pe为单元机组发电功率，Tqj为汽轮机热

耗量的热力学平均温度，ΔExh为汽轮机输出蒸汽热量加热使热网循环水得到的㶲升，

kJ/h。当机组采用纯凝方式运行时，热网循环水的㶲升为零。

（2）发电热耗率

在热电联产机组中，每发1kWh电能所消耗的蒸汽热量。

目前热耗率的计算方法是基于热力学第一定律，即好处归电法，只考虑了热电产

品的数量，未考虑热和电产品的质量差别，不能正确反映出能量利用的本质，本标准

基于热力学第二定律给出了新的定义。

1）一般热电联产机组热耗率（辅机均为电动驱动时）

18

Q(1T/Tqj)E

exhrozqQhr附录A式15

q(1rh)

Qhr(1To/Tqj)Pe

式中：Qhr为汽轮机组热耗量；Tqj为汽轮机系统的热力学平均温度；ΔEzq为汽轮

机输出热源工质在供热系统中的㶲降；Pe为单元机组发电功率；—汽轮发电机组热

耗附加修正系数。�rh

由于供热会带来缸效率的变化而引起热耗率变化，而热耗率是评价机组发电方面

的经济技术指标，因此引入汽轮发电机组热耗附加修正系数，将该部分引起的能耗

变化计入供热部分。�rh

当电厂的辅机均为电动驱动时，可采用上述公式计算机组发电热耗率，该公式基

于热力学第二定律对汽轮机组热耗量进行热电分摊，等式右边的第一项为因发电所消

耗的㶲占输入汽轮机组总热量㶲的比例。

为了方便理解公式的含义，本编制说明给出热电联产机组（辅机均为电动驱动）

的㶲转化流程图，具体情况如图1所示。

图1热电联产机组（辅机均为电动驱动）的㶲转化流程图

燃料在锅炉燃烧过程中输入锅炉系统的㶲为Bef,在锅炉吸热过程中，工质从吸收

热量中所得㶲（产品㶲）为，在锅炉吸热过程中的㶲转化效率为ex；在

Q1(1To/Tb)b

热量由锅炉至汽轮机的传输过程中，兼顾考虑了锅炉正常排污散热及泄漏量的㶲损失

ex

后，输入汽轮机的热量㶲为Qhr(1To/Tqj)，在传输过程中管道㶲效率为p；热量㶲在

传至汽轮机后，输出了热、电（）两个产品；在供热过程中消耗的㶲为，

3600PeEzq

ex

热网循环水获得的㶲升为Exh，供热过程中的㶲转化效率为gr；在发电过程中，发电

消耗的㶲为，产生的电能为

Qhr(1To/Tqj)Ezq3600Pe。

2）含汽动辅机设备的热电联产机组发电热耗率

19

qj

exQhr(1To/T)EzqEW1EW2Qhr

q(1rh)附录A式17

Qhr(1To/Tqj)Pe

式中为蒸汽在热网循环水泵小汽轮机中的㶲降；为除热网循环水泵外其它

辅机设备�小W汽1轮机的蒸汽㶲降在供热上的分摊。�W2

当电厂有汽动驱动辅机或采用汽动热网循环水泵，可采用上述公式计算机组发电

热耗率，该公式基于热力学第二定律对机组热耗量进行热电分摊，等式右边的第一项

为因发电所消耗的㶲占输入汽轮机组总热量㶲的比例。

为了方便理解公式的含义，本编制说明给出热电联产机组（含汽动驱动辅机或汽

动热网循环水泵）的㶲转化流程图，具体如图2所示。

图2热电联产机组（含汽动驱动辅机或汽动热网循环水泵）的㶲转化流程图

若热电联产机组含汽动驱动辅机及汽动热网循环水泵，因供热消耗的㶲包括：①

热源工质在供热过程中消耗的㶲为Ezq；②蒸汽在热网循环水泵小汽轮机中的㶲降

。

EW1；③除热网循环水泵外，其它辅机设备小汽轮机的蒸汽㶲降在供热上的分摊EW2

EE

ED（ee）zqW1附录A式19

w2j12j（）（）

Qhr1To/TqjDje1e2j

式中Dj为其它辅机设备小汽轮机的第j级排汽口蒸汽流量，e1为小汽轮机的进口

蒸汽比㶲，e2j为其它辅机设备小汽轮机的第j级排汽口蒸汽比㶲。

蒸汽在其它辅机设备小汽轮机中的㶲降为（），这部分㶲降用于驱动其它

Dje1e2j

辅机设备，而其它辅机设备服务于整个热电联产机组，因此需对该部分㶲降进行热电

分摊；分摊至供热部分的其它辅机设备小汽轮机㶲降/蒸汽在其它辅机设备小汽轮机中

的总㶲降=因供热消耗的㶲（除辅机设备耗功）/因供热、发电消耗的总㶲（除辅机设

备耗功）=（）/（）（）。

EzqEW1[Qhr1To/TqjDje1e2j]