04初立森供热机组发展方向及最佳供热方式选择.docx
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04初立森供热机组发展方向及最佳供热方式选择
供热机组发展方向及最佳供热方式选择
1前言
受中国电力科技网约稿，就供热机组发展方向及最佳供热匹配方式选择进行专题讨论，为我国电力事业健康发展贡献一份力量，这也恰恰是我多年来辛苦工作的目标，因此欣然受命，并能够在中国电力科技网打造的这个电力行业技术交流平台上与同行和专家们共同探索电力发展的未来，感激之余深感荣幸之至，倍感责任沉重。
自从2003年我国电力体制改革实行厂网分开，发电行业大体分成五大发电集团，供电分成南北两网，发电企业之间的投资竞争正式拉开了序幕，而这些投资绝大多数用在了火电装机容量的扩张上。
为了争得路条，上电厂的一项非常站得住脚的理由是收集一定的热负荷，以热电联产项目申请，所以相继出现了相当数量的大型供热机组；原有的在役凝汽式机组不论容量大小，参数高低，热负荷是否合适，只要稍具备条件，都千方百计加以改造，变成供热机组，在近几年内一些北方地区300MW~600MW等级的凝汽式机组已经陆续完成了供热改造。
热电联产作为一种能源联合运营生产方式，具有高效利用能源同时满足热电需求联合生产功效，也是国家政策上一直大力提倡的节能降耗的有效途径之一；但是，热电联产机组的高效经济运行是基于电网、热网都满足机组经济运行的边界条件才可能充分发挥其特有的能力；国家计委国家经贸委建设部国家环保总局在1998年2月17日联合颁布的《关于发展热电联产的若干规定》（计交能[1998]第220号）可以说是且今为止具有划时代意义的纲领性文件，对热电联产建设发展提出了比较全面的规定，可惜最近几年我们的热电联产行业发展已经严重偏离了这一科学的轨道，有些电厂走向了片面追求改变机组性质，甚至以供热的名义上大型项目，这些项目扩张了电网整体装机容量，与电网实际售电量比例偏差失衡时，就会带来供热受影响，电网调峰困难等问题，机组运行负荷率低，同时发电利用小时下降，影响发电企业全年各项经济性指标恶化。
今天，我在这里做这个题目的报告，就是从供热机组的特性出发，根据供热负荷的特点，考虑供热安全可靠性条件，阐述如何合理匹配热电联产机组；并针对热电联产机组在电网中与其它种类电源之间的相互影响，不同种类电源在电网中合理匹配与大家共同探讨。
2供热机组及其类型
蒸汽进入汽轮机做功后去供热使用的都可称作供热机组，其类型比较繁杂，但基本上可以分为背压式、抽背式、抽凝式三大类；按照控制方式又可以划分为可调节抽汽和非调整抽汽机组；可调整抽汽又可以分为单抽可调整抽汽和双抽可调整抽汽，或单抽可调整抽汽加上一级非调整抽汽式；这些类型的供热机组可以在不同的工作条件下满足满足不同供热需求。
下面就比较典型的供热机组分别介绍一下其特性。
2.1背压机组
为背压式供热机组通常容量比较小，如3MW、6MW，我省目前最大容量背压式汽轮机组为50MW，其特点是经汽轮机做功后的排汽完全被用于供热。
这种机组的运行方式完全是“以热定电”，其热力循环经济性由于没有冷源损失为最佳。
由于其运行方式是“以热定电”，全年运行经济性取决于热负荷的大小和持续运行时间，通常这类机组是带工业生产热负荷，若用于居民采暖，则需配置在冬季比较长的北方寒冷地区。
图1背压机工作系统简图
2.2双抽可调供热机组
双抽可调供热机组，这类机组以俄罗斯进口机组为代表，最小容量为12MW，最大容量在吉林省为125MW，在其它省有200MW机组投产运行，其特点因机型不同也有所差异，这类机组比较显著的特点是热负荷与电负荷均可以根据需要在一定范围内可以调节，多数是随着供热抽汽量的增加，机组发电能力增加，例如国产双抽50MW机组，在凝汽发电时额定容量发50MW电负荷，而在带最大工业抽汽量或最大采暖抽汽量时其发电功率可以达到60MW。
也有随着供热量增加，发电能力降低的机组，例如俄罗斯125MW供热机组，其带热负荷期间发电出力相应降低。
图2双抽供热机组系统简图
3单抽可调整抽凝式供热机组
多数为从凝汽式机组改造成供热机组，这类机组目前运行的比较多，容量从12MW到350MW都有，例如现在已经投产的抽凝式200MW供热机组和300MW抽凝式供热机组；这类机组均为从原设计凝汽式发电机组的基础上，对中压缸通流部分进行加强设计，扩充中压末级通流面积，适当缩短低压缸末级叶片长度（为了保证机组在凝汽工况有较高的低压缸效率，有的机组没有缩短末级叶片长度），在国内这类机组比较多。
这类机组的特点是随着供热量的增加机组发电负荷降低；热负荷降低，其发电能力提高，在凝汽发电工况下运行仍然能够保持相对比较高的热效率。
图3抽凝式供热汽轮机组系统简图
4抽背机组
这种抽背式供热机组是在背压机的基础上有一个工业抽汽的抽汽口，可以同时提供给两种压力等级的热用户使用，工业抽汽可以是非调整抽汽，也可以设计成可调整抽汽；对于工业抽汽量比较小，非调整抽汽量和抽汽压力能够满足使用并有一定裕度，选择非调整抽汽设备成本比较低，而对于压力要求恒定的工业抽汽热负荷，还是选择可调整抽汽的机组比较适合。
这类抽背机组发电特性与背压机相同，是以热定电方式。
这类机组容量目前没有大型，容量在25MW~50MW之间。
图4抽汽背压式汽轮机工作系统简图
5热负荷的种类及特点
热负荷种类按照用途大致分为两类，一类为工业生产用汽热负荷，另一类为采暖抽汽热负荷；工业生产用汽热负荷种类繁多，根据蒸汽在生产工艺中的用途和使用方式，决定了机组为保证工艺使用所需要匹配的机组型式和运行方式，例如，造纸厂需要蒸汽煮浆，当煮浆完成后需要将浆料取出再填新料继续蒸煮，蒸汽使用是间断续的，采用背压机进行蒸煮就不合适，而采用抽凝式机组就能够保证机组连续运行；用于烘干或化工连续生产使用的蒸汽热负荷比较连续稳定，所以工业抽汽热负荷具有间歇式特性或连续式特性。
采暖热负荷随着室外气温变化而变化，采暖期内热负荷特性基本是按照正态分布曲线变化，能满足采暖热负荷需要的机组可以是背压机、双抽可调抽凝式机组、单抽可调抽凝式机组、以及抽背式机组、还有一些小型凝汽式机组低真空供热，采用不同类型机组，其电厂机组配置，运行调整方式，全年运行的经济性均会有不同的表现。
在供热改造或新建热电厂前期的热负荷调查是合理匹配供热机组的重要依据，关系到机组选型、供热运行安全可靠性、机组运行经济性等，同时也要考虑在满足供热运行条件下当地电网承纳供热机组发电负荷的环境条件，例如东北三省的大型供热机组虽然具备很高的发电供热能力，但由于供热机组新增容量远大于用电增长，电网售电量低迷，冬季电网低谷影响供热质量。
6热电联产评价指标
评价热电联产的运行指标有热效率、发电煤耗率、供热煤耗率、发电厂用电率、供热厂用电率、热电比、热效率、热化系数等指标；这些指标的优劣，取决于热电厂主辅设备的配置，运行方式的调整，热负荷与电厂供热能力的匹配，全年运行持续时间，配合热电厂运行的尖峰锅炉（或其它热源）容量比例等因素，研究的范围涵盖了热电厂和热网以及电网方面的因素。
《关于发展热电联产的若干规定》中对热效率、热电比、热化系数指标给出了明确规定，下面就分别简要介绍一下热电厂技术经济指标及其主要影响因素：
热效率——发电厂由输入锅炉燃料携带的热量与发电量折合热量加上供热量之间的比率，代表着燃料利用程度，相比较而言，背压机理想热效率可以接近100%，实际运行情况也很高，抽汽机组次之，因为会有部分冷源损失，而凝汽式发电机组最低，大型机组的热效率也不会超过50%。
热电比——代表机组热电联产供热程度的指标，热电比越大，表示机组热电联产程度越高，纯凝机组热电比为零；对不同容量与形式的机组，热电比指标国家有明确的规定。
背压机的热电比大于100%，抽凝式机组热电比随着供热量的减少而降低。
热电比=（统计期间供热量）/统计期间发电量
热电厂发电煤耗率——热电厂燃料消耗中被分劈用于发电的数量与发电量之比；在供热与发电之间的燃料量分劈中是按照供热比进行分摊，供热比是供热量占锅炉蒸汽（含主、再热）吸热量之间的比值；这是基于热力学第一定律按照热量法分劈的方法，由热电联产带来的好处完全归电力生产，也就是通常所说的“好处归电法”。
基于这种方法评价的发电煤耗率与凝汽式机组通常有很大幅度降低；
供热煤耗率——电厂供热量/（锅炉效率*管道效率*加热器效率*标准煤热值）；供热煤耗率按照热量计算方法计算其影响因素就是锅炉效率、管道散热损失、首站换热器效率等。
供热厂用电率——{（生产用电量—纯用于发电厂用电量）*供热比+纯供热用电量}/供热量；供热厂用电量的计算实际上是将供热与发电公用辅机（例如输煤、制粉、送引风机、给水泵、化学制水等）耗电量按照供热比分摊到供热与发电之后，再加上纯用于供热的辅机（例如热网循环泵、热网疏水泵、热网制水等）耗电量再与供热量比计算得出；上式中用于纯发电辅机指例如循环水泵、凝结水泵等。
发电厂用电率——发电厂用电率将综合厂用电量减去供热分劈后的供热厂用电量再除以发电量即可得到（如果有非生产用电量应在综合厂用电量中剔除）。
热化系数——这是表示汽轮机抽/排汽供热量占所供区域范围最大热负荷的比例，当热化系数小于1时，表明供热系统不全由汽轮机提供热负荷；当热化系数大于1时，表明汽轮机的供热能力尚有裕度。
《关于热电联产发展的若干规定》中对于生产抽汽用途的热化系数取0.7~0.8之间，采暖用途的热负荷取0.5~0.6；热化系数的大小关系到热电联产的投资规模，关系热电厂运行经济性，我们会在后面详细论述。
热化系数＝热电联产汽轮机抽汽（排汽）量（扣除自用汽）／热电联产供热范围内的最大热负荷。
7热电厂的配置对运行指标的影响
7.1供热负荷的确定对热电厂配置的影响
热负荷的性质和大小对于一个热电厂的配置起决定性作用，因此，在新建热电厂或凝汽式机组改造成供热机组的前期，对已有热负荷的准确统计和三到五年内热负荷计划增长数量的收集尤其重要，这是决定热电厂选用设备容量配置和机组台数的基本数据，也是决定热电厂投资规模的重要依据，规划热负荷预留裕度偏大，配置的机组容量相应偏大，使得机组长期处于低负荷下运行，若配置背压机出力受限运行稳定性和经济性都受影响；若配置抽凝式机组，凝汽发电份额增大，电厂热效率降低；对于热网循环水系统由于管网实际运行流量长期达不到规划热负荷，水力特性调整十分困难，为此，不得不采用增大阀门节流损失来满足热网输送介质的水力需要，从而造成热网循环水系统耗电量增大，供热厂用电率升高。
绘制全年（或整个采暖期）的热负荷曲线，根据热负荷变化特性来选择合适的机组；对于供热改造机组，上述工作完成后，基本上可以预计改造后运行可能达到的运行效果。
为了充分发挥热电联产投资运行经济性，热电联产机组容量配置宜选用其带基本热负荷；为确保供热可靠性，应选用双机配置带基本热负荷运行方式，或单机与其它热源联合供热方式；在热网末端配置尖峰加热锅炉或其它热源，满足供热尖峰负荷需求的同时，也为热电厂机组故障时段的热网提供基本安全需求。
7.2热化系数对于热电联产运行经济性和安全可靠性的影响
由热化系数的定义我们可以看出，对于工业生产用汽热负荷而言，《关于发展热电联产的若干规定》中推荐0.7~0.8，采暖用热负荷取0.5~0.6，若以供热为目的建设的热电项目，还需要建设部分其它配套热源做为尖峰热源使用，工业抽汽尖峰热源容量占20%~30%，采暖尖峰热源容量占40%~50%，所以规定中建议留出一些容量较大，效率比较高的热水锅炉做热网调峰使用。
下面我针举例说明一下热化系数对设备投资及经济性的影响以及对安全可靠性的影响：
假设在吉林地区对于一个700万平米的采暖热用户，如果其完全采用汽轮机抽汽提供，热化系数等于1时，若配置哈汽72型200MW抽凝式供热机组来供热时，需要至少2台机组，额定抽汽量共计700t/h，电负荷为280MW；若考虑用300MW等级机组提供，单机供热抽汽可供500万平米采暖热用户，双机布置就有约300万平米的富裕量，热化系数就大于1了，约等于1.43；全厂供热期间发电负荷可以达到645MW；若考虑采用100MW供热机组则需要配置3台，按照国产100MW抽凝式机组目前额定抽汽能力其总抽汽量为230×3=690t/h，亏欠10t/h，考虑使用尖峰锅炉补充，则热化系数为0.985，供热期间全厂发电负荷可达210MW；若考虑采用25MW高温高压背压机组排汽供热量约单机140t/h，5台机组可以达到700万平米采暖供热量规模，全厂发电负荷为125MW。
所以为满足一个热负荷所配置的供热机组容量是多样的，能够适应不同的外部环境条件，机组台数越多，供热可靠性越高，单台机组故障退出运行时对热负荷供应的影响越小，否则可靠性是降低的。
对于用电量充裕的地区，也就是说缺少电源的地区，热电机组利用时间不仅仅是供热期，非供热期也具有旺盛需求，这时考虑投资大型供热机组无疑其全年效益会很显著，尽管初期投资比小型机组大很多；然而若对于用电量增长缓慢的地区，发电装机容量已经远大于用电容量时，再投资大型供热机组，其供热与发电都会受电网受电容量的影响，这种情况下，为解决供热问题，还是投资匹配合理的小容量机组比较合适。
7.3供热参数的确定对热电厂经济性的影响
作为生产用汽的参数是由生产工艺要求的，在机组选型时对生产工艺要求的参数应考虑充分，例如负荷率变化对抽汽（排汽）参数的影响，供热管道压损对供热参数影响等；这些机组多数配置在自备电站，例如化工、造纸、炼钢、粮食深加工等行业，对于大型供热机组带工业抽汽的设计目前不多，即便有，也是非调整抽汽，非调整抽汽使用过程中受负荷波动影响大，使用的比较少，抽汽能力也很弱。
目前更多配置的供热机组是采暖供热机组，对于200MW及以下容量的供热机组，其采暖抽汽压力均可以设计为0.118~0.245MPa，非再热机组抽汽温度在120℃左右，再热机组抽汽温度在200℃以上；考虑到采暖抽汽到热网加热器之间的压损设计取8%，（实际测量压损基本在5%左右），设计折算到加热器进汽压力为0.109—0.225MPa，热网加热器设计端差5℃（实际运行约10℃左右），设计热网供水温度为97—119℃；这个供水温度对于带有二级换热站的热网来说，用于居民采暖已经能够满足需要；
对于300MW以上机组的抽汽参数不统一，引进型300MW机组中压缸排是四段抽汽供除氧器的加热汽源，也是供汽动给水泵小汽机汽源，西屋原型机的四段抽汽参数在1.0MPa上下随负荷增减而升降，这类机型做采暖供热改造抽汽参数偏高，伴随供热引起的蒸汽做功损失比较大，需要对抽汽减温减压处理后才适合采暖使用。
我们针对吉林省内几种不同300MW等级供热机组或供热改造的机组抽汽做功能力损失做了计算，抽汽参数取中压缸排汽压力（可调整），假象膨胀终参数取热网加热器进汽参数，相对内效率取0.80（较低）时，下表所列的就是1t/h抽汽做功损失量：
核算项目
哈汽73型（300MW）
哈汽141B型（350MW）
上汽H156型（300MW）
抽汽位置
导汽管
导汽管
导汽管
抽汽流量/（t·h-1）
1
1
1
抽汽压力/MPa
0.85
0.49
1.00
抽汽温度/℃
334.4
269.9
355.1
抽汽焓/（kJ·kg-1）
3128.6
3002.8
3169.3
抽汽熵/（kJ·kg-1·℃）
7.328
7.359
7.320
背压/MPa
0.245
0.245
0.245
理想膨胀点焓/（kJ·kg-1）
2830.1
2844.7
2826.8
理想焓降/（kJ·kg-1）
298.5
158.1
342.6
相对内效率/%
80
80
80
有效焓降/（kJ·kg-1）
238.8
126.5
274.1
排汽焓/（kJ·kg-1）
2889.8
2876.3
2895.3
排汽温度/℃
210.6
204.0
213.3
汽轮机损失内功率/（k·W）
66.34
35.13
76.13
机械效率/%
99
99
99
汽轮机输出轴功率/（k·W）
65.67
34.77
75.36
排汽压损/%
3
3
3
热网加热器压力/MPa
0.23765
0.23765
0.23765
热网加热器疏水温度/℃
125.8
125.8
125.8
热网加热器出口水温/℃
115.8
115.8
115.8
从附表可以看出，在满足供热质量相同的条件下，抽汽参数越高，经济性越差。
目前300MW等级的机组抽汽参数均比200MW以下容量机组的高，有的制造厂为了降低这部分损失，将原来布置在低压缸中的前1~2级设计到中压缸，使中压缸排汽变成5段抽汽，小汽机和除氧器仍然由四段抽汽提供汽源，尽管如此，采暖供汽参数仍然偏高，这主要受中低压导汽管几何尺寸的限制，受抽汽调节蝶阀口径限制，这两个由于当前制造水平限制的问题决定了目前使用的300MW机组抽汽参数不可能降低到与200MW供热机组同样的水平；关于其原理我在上次的报告中已经讲过，这里不再重复。
7.4热网管线裕度对热电厂经济性的影响
热网管线的裕度影响着热网初投资规模，同时也影响着热电厂运行的经济性；裕度太大，在管线设计寿命期内都达不到设计规模时，显然初投资形成的裕度没有了意义；同时热电厂必须调节水力特性来满足小马拉大车的系统能够正常运行，供热厂用电量消耗增加；若裕度太小，设计预期偏于保守，管网输送能力受限制，这时若用300MW机组采用高参数蒸汽提高供水温度，可以有限度增加已有管网输送能力，但是散热损失会增大，因为管网与环境温差增大了。
管网裕度按照《关于发展热电联产的若干规定》中的说法，“热电厂和热网应同步建设，同时投产。
新建热电厂投产二年、由国家和省、自治区、直辖市批准的开发区建设的热电厂投产三年，以及现有热电厂经技术改造后，达不到第四条规定指标的，经报请省级经济综合部门和电力管理部门核准，当地电力部门有权扣除超发电量，并视其为纯凝汽小火电机组对待”文件中说的“第四条”就是指热效率、热电比指标。
当热网规划裕度大，机组按照热网规划配置，在规定时间内达不到预期供热规模时，其热电比和热效率不可能达到预期规定水平。
7.6供热半径对热电厂经济性的影响
供热半径影响热电厂和热力公司整体安全经济性，主要体现在如下几个方面：
（1）对于一次直供系统压力调节比较复杂，供热半径大，离热网首站近的用户需要节流调压，用户暖气片容易由于调节不当遭受超压而发生爆裂事故，对于高层建筑需要增设接力泵，其调节还影响后续热用户的供热；远离首站的热用户易发生供水压力偏低，采暖受影响；所以，对于一次换热直供的热电联产供热半径通常控制在5公里以内；一次换热也有其优势，特点是大流量低温连续输送，管道散热损失比较小，可省去二次换热站的占地和二次换热站水泵的电力消耗，可省去二次换热站值班人员费用等。
对热电厂而言，若供热半径不超过5公里，且地势平坦，没有超过热网循环水泵扬程高度的高层建筑，采用一次直供系统相对比较经济，但其热网管径相对比较大，热网管线投资相对大一些。
（2）对于二次供热系统，其供热参数相应需要提高，热网首站送来的热水经过二次换热站配置的水水换热器将热量传给二次网，在通过二次网循环泵送到热用户；由于供水温度提高，供水管内介质与环境温差增大，管道输送过程中的散热损失增大；城市中大面积供热比较适合采用二次供热系统，其供热半径可以适当延伸，长春市目前已经有长达25公里的供热管线，二次管网调整完毕后若无新增供热用户的条件下，基本无需年年进行大量的水力特性调节；供热调节工作量相对少些；由于带有二次网，一次网水量分配和压力调节相对比较容易，因此大型热网，供热半径长的热网，采用带有二次换热站的间接供热其安全可靠性比较高。
由于吉林省内大型热电厂均是由热力公司经营热负荷，这方面的一手数据我们掌握的很少，上述内容和结论仅仅是定性分析，目前尚无实际数据考证，希望在座各位有机会进行实际论证。
8供热机组的发展方向
供热机组的发展方向目前仍然受用电需求的条件制约，在上一轮的容量竞争中，发电公司千方百计挖掘热负荷潜力，机组容量仍然是以大容量为目标，各大设备制造厂为迎合用户需求，在原有凝汽式汽轮机基础上进行的改造设计，从设计上都没有达到实际上的优化程度，这些机组在未来的实际应用中，随着汽轮机设计和制造技术不断进步，就会有人动手做进一步优化改造，比如说上述300MW机组供热抽汽参数偏高问题；然而，随着城市化进程的不断深入，尤其是北方冬季采暖刚性需求驱动下，在节能减排和环境保护政策的引领下，热电联产机组的发展仍是电力企业另一主要分支；然而，当面临越来越重的环保投资成本增加时，热电厂和供热公司利润空间越来越狭小时，新的供热方式也许将来由于其价格便宜和方便使用会被大多数人接受，所以，我们当前所面临的命题主要是热电企业要有利润，政府环保部门要排放指标达到标准，热用户要供热安全稳定，电网企业需要热电厂稳定运行不影响电网调峰运行，为满足上述命题，我们在发展热电机组时主要应考虑如下几个问题。
8.1以满足供热需求的容量合理匹配
供热机组的新建与改造，均需要以满足热负荷为主要目的，根据热负荷的特性，选择合适的机型或改造方式，使得热负荷和电负荷均能够在机组后续一定时期内的实际运行中达到合理匹配的规模；由于供热机组的调峰能力有限，基本上是以热定电的方式运行才能保证热负荷供应不受影响，因此，在考虑热电机组运行安全稳定性和可靠性时，应将确保热负荷供应质量放在首位，这就使得机组容量相对不宜过大，所谓“相对”是指供热机组单机容量占区域电网中容量比例，所以，“容量匹配”就是指供热附加发电容量在电网中能够顺利度过低谷负荷，供热就不会受调峰影响，匹配的机组带基本热负荷能长期稳定运行。
在容量匹配合理的基础上，还要追求参数匹配，在满足供热质量的前提下，尽可能降低抽汽（或背压）参数，这样就可以最大限度发挥热电联产的效益，使供热伴随的蒸汽做功能力损失降至最低。
8.2合适的热化系数
合适的热化系数会影响以供热为目的新建和改建机组的投资规模，热网中热源分布型式，热网运行的安全可靠性，供热质量保证，供热运行经济性等；《关于发展热电联产若干规定》中推荐采暖热负荷的热化系数为0.5—0.6基本上限定了供热机组的选择。
对于一定规模的采暖热负荷，若采用背压机和集中供热锅炉房联合供热，其供热负荷的50%—60%由背压机提供，也就使得整个供热期间热电联产机组处于设计额定工况下带基本热负荷运行，供热负荷超出热电机组额定能力部分，可以用40%—50%热负荷容量分布在热网端部的调峰锅炉房或其它热源承担，而这部分由其它热源承担的热负荷对于采暖来说时间相对比较短，这不但弱化了热电机组故障对供热安全的影响，同时也使得供热质量得到可靠保证；由于供热机组始终带基本热负荷额定工况下运行，整体经济指标达到优化状态。
8.3稳定发展的供热需求
还是重复前面讲述过的内容，不是啰嗦，而是这点十分重要，供热机组的用途是以供热为主，发电是供热的附加产品，当以供热为主的机组投产后相当时期内热负荷达不到预期规模，供热机组的各项指标均不可能有良好的表现，所以无论是新建扩建还是对凝汽式机组的供热改造工程，现有稳定的供热需求统计和发展预期的准确预测，事关机组投产后的运行经济性和可靠性，热电厂一定要与城市规划部门协调好，取得比较准确可靠的规划数据，使得供热机组匹配合理。
8.4适合的电力需求
这是国内不同地区表现不同的问题，也深刻影响着供热机组的运行方式和运行效果；对于电力供应紧张用电量大并且电网容量大的区域，选择大型供热机组可以实现发电供热兼顾，而对于用电量少，电网峰谷差比较大的电网，过多建设大型供热机组，其结果是电网调峰运行困难，低谷期间调峰运行供热质量受影响；所以，我们的电厂在选定供热机组和对凝汽式机组供热改造时，往往不考虑发电需求环境是否合适，结果投产后电网、热网都不同程度受到影响。
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