目前国内以太原为首，石家庄、济南、郑州、银川、呼和浩特、西安等省会城市及山西晋城等地级市均在推进或论证引入城市周边的电厂热源，涉及供热面积超过10亿㎡。（延伸阅读：2021统计 | 我国供热管网逐步升级）
表 全国长输供热规模及长输管网规模
数据来源：清华大学建筑节能研究中心
下面以山西太古长距离输送供热工程为例进行说明。
山西太古长距离输送供热工程是由太原市郊古交兴能电厂向太原市输送热电联产产热和电厂余热的超大型供热工程，该工程输送距离远、高差大、工程难度大，是国内长距离输送供热的典型案例。
2003年太原市清洁供热热源紧张，出现燃煤不进城和燃气不够用、用不起的问题，为此，太原市政府提出了“八源一网”的供热格局，其中最重要的热源就是太古长距离输送供热工程。
工程热源为太原市郊古交兴能电厂，该电厂一期建设两台300MW机组，二期建设两台600MW机组，三期建设两台600MW机组，设计供／回水温度为130／30℃，单系统设计循环流量15000t／h，两台合计为30000t／h。
山西太古长距离输送供热工程总投资48亿元，主要建设内容包括敷设4根DN1400供热主管道37.8km（两供两回），建设中继泵站3座、事故补水站1座、末端中继能源站1座、隧道工程15.17km及配套工程，设置大型换热器90台。管网由电厂至中继能源站高差180m，由能源站至下游换热站高差70m。在电厂侧，一、二期供热改造工程投资约5.4亿元，包含主厂房内部（主机）和厂区供热工程（含首站和热网）。系统高温网侧共设置6组中继泵实现高温长距离输送热网的水力循环，分别为电厂内加压泵，1号泵回水加压泵，2号泵站供、回水加压泵，3号泵回水加压泵，中继能源站回水加压泵。每套系统每级加压泵均设置4台（4用不备），共计48台。系统的一级网侧在能源站内设置一套循环泵和一级网换热站内的分布式变频泵。高温网、一级网设计循环流量均为30000t／h，高温网设计供、回水温度130／30℃，一级网设计供回水温度120／25℃。太古供热工程示意见图。
图 太古供热工程示意
太古供热项目的具体调节方式为在热源电厂升温中，首先利用乏汽余热进行初期加热。①当要求温度到90℃时，启动尖峰加热器，同时，下游热力站适时启动大温差机组，实现市区内的高效换热，该阶段采用量调节方式；②严寒期（高温网供热温度高于90℃），该阶段采用质调节方式进行调节，当温度无法满足供热需求时，通过提升循环流量的方式进行调节；③供暖季末期时，为了保证下游一级网大温差机组可以正常运行，高温网供水温度降至90℃时不再下降，之后亦采用量调节的方式进行系统运行调节。其中，一级网流量应满足每万平方米流量大于或等于2.5m3／h，即一级网流量最低为15000m3／h。此时，一级网温度下降，无法满足大温差机组启动要求。
太古长距离输送供热系统设计运行温度为130／30℃，实际回水隧道及架空管线按照50℃标准进行设计，为保证系统的运行寿命，运行参数必须控制在设计参数以内。运行以来，由于既有热力站大温差改造难度大，实际大温差机组运行比例较低，高温网的回水温度均高于设计值，2018年正常运行时高温网回水温度控制在45℃以内。针对高温网回水温度控制设置两级报警，48℃为第一级预警，50℃为第二级控制调整报警。
该工程充分利用了电厂余热，提高了能源综合利用效率。与普通热电联产相比，热源容量更大，输送距离更远，供热面积更大，但系统相对复杂。为保证整个供热系统连续运转，需要包括兴能电厂内首站及下游各个换热站等设施共同运转。通过运行两个供热季以来的经验，发现除了优良的项目质量、设备质量和运行质量外，还需做好系统的自动保护，提高自控系统稳定性和换热器性能保障措施，做好运行调度。
文章节选自《火电厂供热及热点解耦技术》一书
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