广东热电联产规划在哪个网站发布

❶ 广州发布氢能产业发展规划 到2030年建成100座加氢站

易车讯7月30日，广州市发展改革委对外发布《广州市氢能产业发展规划（2019-2030）》，该规划明确将广州建成华南地区氢能枢纽，计划至2030年实现产值2000亿元人民币。

规划中提出到2022年，完成氢能产业链关键企业布局，落实一批核心技术研发项目，推动氢能基础设施建设及示范应用。环卫领域新增、更换车辆中燃料电池汽车占比不低于10%；公交、物流、工程服务、仓储、港口等领域燃料电池汽车示范运行不低于3000辆；燃料电池乘用车在公务用车、出租车、共享租赁等领域示范应用达到百辆级规模。氢能及燃料电池在电力、热力等领域实现示范应用。建设绿色氢电综合调峰示范应用电站1座，建成加氢站不少于30座。氢能产业实现产值预计200亿元以上。

到2025年，培育广州氢能及燃料电池相关企业超过100家，其中年营业收入突破50亿元的1-2家。公交、环卫领域燃料电池汽车占比不低于30%，燃料电池乘用车实现千辆级规模的商业化推广应用。建设绿色氢电综合调峰电站4座，建成加氢站不少于50座。氢能产业实现产值预计600亿元以上。

到2030年，广州市将建成集制取、储运、交易、应用一体化的氢能产业体系，氢能与电力、热力等共同支撑二次能源供给。燃料电池固定发电系统在储能、备用电源、分布式能源和冷热电联供等领域的装机量累计5万套，燃料电池动力系统在汽车、轨道交通、船舶、航空等领域的装机量累计超过10万套。建设绿色氢电综合调峰电站不低于10座，建成加氢站100座以上。氢能产业实现产值预计2000亿元以上。（本文来源：广州市发展改革委）

❷ 全国有哪些电厂有项目

如果你是一个电力工程从业者,那我想你对下面的信息肯定会感兴趣,下面小编就为您列举几个精准详细的2020全国最新的电力工程项目信息
北京捷登宝康科技有限公司整理出《全国电厂项目汇总资料》,本资料适用于电力辅机设备厂商,电力施工企业,电力材料供应商,电力设计院推广业务使用.
《全国电厂项目汇总资料》按照装机容量分为两种,一种是单台机组为300MW以上的火力发电工程项目(含300MW),第二种为总装机装量为12MW—300MW之间的生物质发电、垃圾焚烧发电,天然气发电,分布式能源站、余热发电工程项目等.
北京捷登宝康科技有限公司收录五大发电集团(华能、华电、国电、国电投、大唐)及地方电厂项目汇总资料(华润,神华,国投,粤电,京能及企业自备电厂等)建设项目.对每个工程项目的建设周期、机组大小、所在区域、投资金额、所需设备、进展阶段、项目内容、项目最新招标动态,等相关信息进行了详细描述.同时,每个工程项目都有详细的业主、设计院以及招标的联系人、电话、地址等内容.单位名称:北京捷登宝康科技有限公司
联 系 人:温婷
以下为部分项目动态
淮南皖能垃圾电站二期4号锅炉建设工程开工
内蒙古上都四期2×660MW机组工程
华能郏县煤矸石综合利用电厂(二期)扩建工程(1×300 MW)
华能辛店燃气蒸汽联合循环(F级)热电联产机组工程北京捷登宝康科技有限公司整理北京捷登宝康科技有限公司整理
华能海口电厂五期2×660MW改扩建工程
华能段寨煤电一体化项目(2×1000MW)
华能咸阳沣渭新区热电联产项目
东莞谢岗天然气蒸汽循环热电冷联产项目(一期)
锡林郭勒热电北方胜利电厂2×660MW煤电一体化工程北京捷登宝康科技有限公司整理
辽宁华能大连第二热电厂"上大压小"新建项目
【暂缓】华能陕西延安电厂2×660MW工程
瑞金电厂2×1000MW机组扩建工程(二期).单位名称:北京捷登宝康科技有限公司
联 系 人:温婷
贵州华电贵州大方电厂二期扩建工程项目(2×660MW)北京捷登宝康科技有限公司整理
内蒙古华电多伦电厂一期2×660MW超超临界空冷机组工程
华电通州湾2×1000MW超超临界燃煤机组一期工程
望亭发电厂二期F级燃气-蒸汽联合循环热电联产项目
白音华金山坑口电厂二期工程2×600MW空冷超超临界发电机组项目
黑龙江华电齐齐哈尔二期1×350MW北京捷登宝康科技有限公司整理热电项目
河北华电石家庄鹿华热电有限公司二期2×350MW天然气热电联产项目
华电包头河西电厂二期工程
【暂缓】华电龙口发电股份有限公司四期2×660MW扩建项目
华电龙口发电股份有限公司2×9F级燃气-蒸汽联合循环热电联产项目北京捷登宝康科技有限公司整理
广西华电贵港二期2×660MW项目
上海闵行发电厂燃气-蒸汽联合循环发电机组工程
国电投习水二郎电厂3、4号机组新建工程项目.单位名称:北京捷登宝康科技有限公司
联 系 人:温婷
【暂缓】国电投钦州热电厂一期1×350MW工程
宜州4×400MW级燃气热电冷联产项目
国电投石家庄北郊燃机2×400MW热电联产项目
国电投廊坊燃气热电项目(2×400MW)
中电投蒙西能源有限责任公司土右旗2×1000MW火电项目
【暂缓】国电投塔城2×350MW热电联产北京捷登宝康科技有限公司整理工程
国电投广东前詹电厂2×1000MW工程
国电双维内蒙古上海庙能源有限公司(2×1000MW)机组工程
国宏普兰店热电厂"上大压小"2×350MW新建工程
国电长滩电厂一期2×660MW机组煤电一体化项目
京信湛江东海电厂2×600MW"上大压小"热电联产燃煤机组工程
国电乌拉盖电厂一期2×1000MW新建工程
【暂缓】贵州安顺电厂三期(2×660MW)燃煤发电机组建设项目北京捷登宝康科技有限公司整理
河南京煤滑州热电有限责任公司2×350MW燃煤机组工程
内蒙古汇能煤电集团2×660MW长滩燃煤发电工程.单位名称:北京捷登宝康科技有限公司

❸ 广东有什么电厂

广东的发电厂很多，有：粤电集团韶关发电厂、梅州市梅县区荷树园电厂、广东台山发电厂、广东惠州平海发电厂有限公司等等。

联系电话如下：

1、粤电集团韶关发电厂

韶关发电厂是广东粤电集团有限公司属下的大型骨干发电企业，始建于1958年，在岗职工1200多人。厂区占地面积约300万平方米。

位于国家优秀旅游城市韶关市的曲江区境内，东邻南北大动脉京广铁路和京珠高速公路，西傍风景秀丽的北江河，水陆交通便利，地理位置得天独厚，素有"北江明珠"的美誉。

多次获得全国总工会、省市及电力系统授予的各种荣誉称号。

2、梅州市梅县区荷树园电厂

荷树园电厂与陆丰甲湖湾清洁能源基地一起，成为广东宝丽华新能源股份有限公司两大新能源基地之一。

梅州市梅县区荷树园电厂共分三期工程建设，总装机容量147万千瓦，全部采用资源综合利用洁净煤燃烧技术发电，安装循环流化床锅炉。

3、广东台山发电厂

成立于2001年3月28日，位于广东省西南沿海着名侨乡台山市铜鼓湾，装机容量为900万千瓦，是亚洲规划最大火力发电厂。

目前一期5台60万千瓦机组全部投产发电，二期首台百万机组已于2011年3月29日通过168小时试运。

4、广东惠州平海发电厂有限公司

广东惠州平海发电厂有限公司于2006年07月11日在惠东县工商行政管理局登记成立。法定代表人姚纪恒，公司经营范围包括电力项目的投资、建设和经营及电力的销售；能源开发及其它电力相关业务等。

(3)广东热电联产规划在哪个网站发布扩展阅读

发电厂有多种发电途径：靠火力发电的称火电厂，靠水力发电的称水电厂，还有些靠太阳能（光伏）和风力与潮汐发电的电厂等。而以核燃料为能源的核电厂已在世界许多国家发挥越来越大的作用。

发电厂的分类：

1、水力发电厂

利用水流的动能和势能来生产电能的工厂，简称水电厂。

水力发电厂建设费用高，发电量受水文和气象条件限制，但是电能成本低，具有水利综合效益。水轮机从启动到带满负荷只需几分钟，能够适应电力系统负荷变动，因此水力发电厂可担任系统调频、调峰及负荷备用。

2、小水电

从容量角度来说处于所有水电站的末端，它一般是指容量5万千瓦以下的水电站。中国小水电可开发量占全国水电资源可开发量的23%，居世界第一位。

3、火力发电厂

利用可燃物作为燃料生产电能的工厂，简称火电厂。从能量转换的观点分析，其基本过程是：化学能→热能→机械能→电能。世界上多数国家的火电厂以燃煤为主。

4、垃圾发电厂

垃圾发电作为火力发电的一种，截至2007年底，中国垃圾焚烧发电厂总数已达75座，其中建成50座，在建25座垃圾焚烧发电厂的收益稳定、运营成本低廉并享有一定的税收优惠政策，能给投资者带来稳定的收益，但是垃圾发电带来的环境问题不容忽视。

5、核能发电厂

利用核能来生产电能工厂，又称核电厂（核电站）。技术已比较成熟，形成规模投入运营的，只是重核裂变释放出的核能生产电能的原子能发电厂从能量转换的观点分析，是由重核裂变核能→热能→机械能→电能的转换过程。

6、太阳能发电厂

太阳能发电厂是一种用可再生能源——太阳能来发电的工厂，它利用把太阳能转换为电能的光电技术来工作的。

7、风能发电厂

8、地热发电厂

地热能是指贮存在地球内部的可再生热能，一般集中分布在构造板块边缘一带，起源于地球的熔融岩浆和放射性物质的衰变。

9、太空发电厂

太空发电厂可能是迄今为止人类有望实现的最大规模轨道建筑，如果建造完成，那么太空发电厂面积将达到6平方公里，部署在3.6万公里的轨道高度上。

❹ 兰州新区热电联产项目网址。

中电投兰州新区2X350MW热电联产工程业主单位是：甘肃黄河水电有限责任公司兰州热电分公司，是青海西宁黄河上游水电开发有限责任公司下属的二级单位，目前还没有网址，相关信息可在其总公司网站查询，网址：http://www.hhsd.com.cn/。

❺ 热电联产的工作原理是什么

热电联产的节能分析——对热电联产界定节能指标的探讨东南大学钟史明上海电力设计院陈效儒南京热电工程设计院刘龙海摘要：热电联产的节能机理，我国以热电比，全厂总热效率作为界定热电联产节能指标的分析。经过几年，我国火电机组经济指标逐年提高，本文提出修改（1268）号文中的界定热电厂的数据和热电联产的供电（发电）标煤耗率作为界定节能指标之一及若干具体建议，供参考。关键词：热电联产热电比总热效率（燃料利用率）供电（发电）标煤耗率1、前言原国家计委、国家经贸委、国家环保总局、建设部以急计交能（1998）220号文《关于发展热电联产的若干规定》发布后，起到了推动我国热电事业的健康、有序的发展。为实现两个根本性转变、实施可持续发展战略，促进热电联产事业的进一步健康发展，落实我国《节约能源法》中关于“国家鼓励发展热电联产、集中供热，提高热电机组的利用率”的规定,2000年原国家四部委又以急计基础1268号文下达了《关于发展热电联产的规定》（以下简称《规定》），进行修订和补充，再次重申热电联产节能界定指标。通知发布后，经过宣传、学习、贯彻至今起到了推动我国热电事业更进一步健康、有序发展。但随着我国经济建设的飞跃，电力工业有了飞速的发展，全国装机容量和发电量居世界第二。2000年全国装机容量31932万kW，年发电量13685亿kWh；2005年预计4．3亿kW，27000亿kWh；安全、经济指标逐年提高，全国平均供电标煤耗6MW及以上机组电厂；1990年429g／kWh， 1998年404g／kWh，1999年399g／kWh，2000年392g／kWh，2001年降至385g／kWh，2002年为381g／kWh，去年为377g／kWh。在新的形势下，重新学习四部委220文和1268文，觉得有一些重大问题：如“热电比”、“总热效率”的含义、作用；怎样界定“热电厂”；“供电（发电）煤耗率”的作用和如何考核热电厂；热电成本分摊和热电厂的热、电价如何测定……等等，都得重新学习与研讨。今仅对如何界定“热电厂”的热电比，全厂热效率等作一些分析，提供讨论参考。2、热电联产节能的机理众所周知，热电联产、集中供热的节能机理有二个方面：一方面是热电联产，发电部份的固有的热力学冷源损失用作供热了，从而节约了燃料，称“联产节能”；另一方面是热电厂的大型锅炉热效率比分散供热小锅炉高，从而节约了燃料，称“集中节能”。显然比较的条件是热电联产与分产供应相同的热量和电量，看哪个节约了燃料。汽轮发电供热机组有两种型式，一为背压供热机组，它是纯粹的热电联产，发电的全部冷源损失都用作供热了，所以发电热效率很高，几乎等于锅炉效率乘管道效率；一为调节抽汽供热机组，它是部分的热电联产，仅有一部份的发电冷源损失用作供热，仍有一部份发电固有冷源损失，它的综合发电效率比同参数、同容量纯凝汽机组高，但不一定比高参数大型纯火电机组高，当供热抽汽不多时、甚至比全国6000kW及以上机组全国平均供电（发电）煤耗率还高。但背压机“以热定电”、热电负荷不可调节，热负荷大时，发电多，热负荷小时发电少，只有承担基本热负荷时，才能发挥最佳节能作用：而调节抽汽的抽凝机组，热电负荷可以调节，运行比较灵活，但有部分冷源损失。所以，一个热电厂，一般有这两类机型，以适应各类热负荷和部分电负荷调节的需求。为此，（220）号文、（1268）号文对热电联产是否合格，（是否节能），都作了如下界定：供热式汽轮发电机组的蒸汽流既发电又供热的常规热电联产应符合的总热效率年平均大于45％。热电联产的热电比：单机容量在50MW以下的热电机组，其热电比年平均应大于100％；单机容量在50W至200W以下的热电机组，其热电比年平均应大于50％；单机容量200MW及以下抽汽凝汽两用机组，采暖期热电比应大于50％。3、界定指标的数学模型（1）《规定》中公式总热效率=（供热量＋供电量×3600千焦／千瓦时）／（燃料总消耗量×燃料单位低热值）×100％。热电比=供热量／（供电量×3600千焦／千瓦时）×100％实质是：总热效率，分子是能量品位不等的二种能量，一为热量，一为电能；电能是高品位能，电能能100％转变为热能，而热能不可能100％转变为电能，而且有条件地十分困难才可转变成电能，所以，总热效率实质是一次能源的能源利用率，或称“燃料利用率”。令：η总热效率（燃料利用率）100％；Qc年供热量kJ／a；（GJ／a）W年供电量kWh／a；（104kWh／a）B年耗标煤量kg／a；（t／a）Qdw标煤低位热值kJ／kgβ热电比100％η=Qc＋W3600／BQdw（1）β=Qc／W36000（2）ηCr=Qc／BcQdw年平均供热效率（3）ηtd=W3600/BdQdw年平均机组综合供电（发电）效率（4）B=Bc＋Bd式中： Bc年供热耗标煤量t／a Bd年发电耗标煤量t／a从（1）把B=Bc＋Bd和（2），（3），（4）式代入化简可得：η=（β＋1）／（β／ηCr＋1／ηtd）（5）β=（η／ηtd－1）／ （1－η／ηcr）（6）ηtd=η／[β（1－η／ηcr）＋1](7)如按《规定》文中的界定指标：η=45％，β=0．5，β=1．0和β=2．0时，而ηcr≈锅炉效率×管道效率=0．9×0．98=0．882计，代入（5）式求ηtd：ηtd=0．45／（0．49β＋1）当β=0．5时，ηtd=0．361，bd=340．7g／kWhβ=1时，ηtd=0．302，bd=407．3g／kWh。可见当η一定，β增大，ηtd降低。1998年6000kW及以上机组全国平均供电标煤耗率435g／kWh，而全厂“总热效率”等于45％，热电比50％，100％时，扣除厂用电率，热电厂机组发电标煤耗率340．7～407．3g／kWh，是界定节煤的。所以当时核定的界定指标数值，应该说是合理的。但随着时间的推移，技术的进步，我国火电机组高参数、大容量高效机组比重迅速提高，年平均供电标煤耗历年下降4g／kWh左右，2003年为377g／kWh，所以，原《规定》界定数值应与时俱进，加以调正修正，提高界定数据，才能起到导向作用，进一步提高节能效益。4、热电联产的节能条件（判据）如前所述，热电联产机组的发电一般可以分为凝汽汽流发电和抽汽供热汽流发电两块。前者由于机组容量一般较小，蒸汽参数较低，其发电效率不如大型纯凝汽机组来得高；但后者由于不存在凝汽（冷源）损失，其发电效率很高，以致于其综合发电效率可能超过大型高效的纯凝汽发电机组，这正是热电联产的生命力所在。今拟以热电联产最常用的调整抽汽凝汽机组为例来与全国6000KW单机容量及以上平均供电（发电）标煤耗进行比较，从而确定热电联产机组在发电这一块上的节能条件。△Bd=W（bpd－bcd）≥0（8）式中：W为机组总发电量（kWh）bpd为6000kW机组及以上全国平均的发电标煤耗率（计及锅炉效率），（kg／kWh）；bcd为热电机组（计及锅炉效率）的综合发电标煤耗率，（kg／kWh）；bcd=[Wc bc＋（W－Wc）bk]／ W（kg／kWh）式中：Wc为抽汽供热汽流的发电量（kWh）；bc为抽汽供热汽流的发电标煤耗率（kg／kWh）；bk为凝汽汽流的发电标煤耗率（kg／kWh）；由于要求△Bd≥0，可以从（2）式和W=Wc＋Wk推导得：Wc／W≥（bk－bd）／（bk－bc）（9）（9）式的物理意义就是热电联产（抽凝机组）在发电这一块上的节能判据表征为抽汽供热汽流的发电量必须占总发电量中的一定份额≥（bk－bpd)／（bk－bc），才能节能。而对于抽汽供热汽流而言，其发电量（以Kj计）与供热量之比可推导为：WC×3600／QC=DC（io－ic）／Dc（ic－tc)=（io－ic）／（ic－tk）即热化发电量：Wc=Qc／3600×（io－ic）／（ic－tc）代入（9）式得热电比β为：β=Qc／Wc×3600≥（ic－tc）／（ioc－ic）×（bk－bpd）／（bk－bc）（11）11）式也可表示为：β=Qc／Wc×3600≥（ic－tc）／（io－ic）×（qk－qpd）／（qk－qc）（11A）式中io，ic，tc分别为新汽、抽汽、和热网返回凝结水的焓值，它们可以根据制造厂提供的参数从蒸汽热力性质表中查得，其中热网返回凝结水焓如无回水可按20℃考虑。式（11）、（11A）就是以热电比β的形式来表示热电联产在发电这一块上的节能判据（临界值）。由于汽轮机厂方提供的性能参数，常常给出汽轮发电机组热耗率（qdkj/kwh），它尚未考虑锅炉效率和管道效率，因此发电热耗率qd：qd=bdQdw／ηglηgl式中Qdw—标准煤低位热值为7000×4．1868=29307kJ／kg ηgl—锅炉效率（链条炉75％，煤粉炉90％，CFB，85％）ηgd—蒸汽管道效率（一般取98％）；bd—机组发电标煤耗率（kg／kWh）5、计算示例 （1）比较条件：我国6000kW及以上机组年平均供电标煤耗2003年为377g／kWh，折成热电厂（抽凝机组）供电效率90．2％，发电标煤耗340g／kWh，发电热耗9964．38kJ／kWh，作为热电机组节能界定数据对12MW、25MW和50MW调节抽汽机组几种机型进行具体测算：βmin，Dcmin和ηmin。从（11A）式βmin=（ic－tc）／（io－ic）×（qk－qpd）／（ql－qc）式中：ic抽汽焓，kJ／kg tc供热回水焓，回水20℃，补水温84kJ／kg io新汽焓，kJ／kg qk抽汽机组纯凝工况热耗率kJ／kwh qc抽汽机组抽汽流发电热耗率kJ／kwh qpd全国6000kW及以h 机组平均发电热耗率kJ／kWh（2）例一：C12—3．43／0．981中压中温抽凝机（如南汽Z011机型）io（3．43MPa，435℃）=3305．07kJ／kgic（0．981MPa，313℃）=3080．39kJ／kgtc（t=20℃）=84．0kJ／kgqpd=9964．38kJ／kWh（全国平均发电热耗）qc=3600／ηjjηjd=3600／0．95×0．98=3866．81kJ／kWhqk=11836kJ／kWh／0．9=13151．11kJ／kWh（制造厂机组发电热耗率除锅炉效率后便为厂发电热耗率）ηpd=3600／9964．38=0．362，即调节抽汽机组发电效率ηtd要达到的数值，ηcr=ηjjηjd=0.95×0.98=0.882，即抽汽汽流部分的发电效率。从（11A）式：βmin=（3080．39－84）／（3305．07－ 3080．39）×（13151．11－9964．38）／（13151．11－3866．81）=13．336×0．3432386=4．58Dcmin=β×W3600／（ic－tc）=4．58×12000× 3600／（3080．39－84）=65．994 ≈66t／hηmin=（β＋1）／（β／ηcr＋1／ηtd）=（4．58＋ 1）／（4．58／0．882＋1／0．362）= 5．58／（5．193＋2．762）=70．14％计算结果可见：βmin=4．58，Dcmin=66t／h，ηmin=70．14％时，才能与2003年全国6000KW及以上机组发电煤耗相当。查C12—3．43／0．981机组，额定抽汽量50t／h，最大抽汽量80t／h，此时，供汽量必须超过额定抽汽量50t／h≥66t／h时，才可能节能。（3）其余以上各机组计算从略，其结果汇总如后表。（4） NC200／160－12．7／535／535超高压抽凝机（如东方汽轮机厂D35型机）查该机组的纯凝工况机组热耗qk=1979.2×4.1868=8286.51kJ／kWh，机组发电热耗qk=qk／0．9=9207．23kJ／kWh，已小于2003年全国6000kW及以上机组供电标煤耗377g／kWh，发电标煤耗为340g／kWh，发电热耗为：29307×0．34=9964．38kJ／kWh。因而，这种机组即使不抽汽供热目前也是节能的，若是再抽汽供热，则节能效果更佳。6、计算结果分析从以上几种单抽热电机组的计算结果汇总表中可以看出，若使抽凝机组的发电部分节能，首先应尽量选用进汽参数高的高效机组，如200MW抽凝机（两用机组）和高压高温机组（C25、C50机组）；同时，可看出降低供热（抽汽）参数，节能的最小热电比（β）和临界总的燃料利用率也可降低。对C50—8．83／0．981 50MW抽凝机来说，为确保节能的最小热电比（80％）和临界总燃料利用率（49．6％）已超过1268号文《规定》的指标（即50％和45％），但只需抽汽量大于50t／h，还是可以节能的；对单抽C25机组，为了节能必须采用高压高温新汽参数，其节能最小热电比为0．963，临界点的燃料利用率为51％，也临近和超过1268号文《规定》的指标，（即100％和45％），其节能最小抽汽量～30t／h；对C15次高压次高温机组，其节能最小热电比为3．51，临界的燃料利用率66．9％，也超出了1268号文《规定》的指标（即100％和45％），其节能最小抽汽量为63．7t／h，超过了额定抽汽量50t／h；对C12单抽供热机组，其节能最小热电比都大于2．7，临界燃料利用率63．7％，均大于1268号文《规定》的指标（100％和45％），其节能最小抽汽量41．5～46t／h。上述计算结果，节能最小抽汽量超过额定抽汽量有C12—3．45／0．981，C15一4.9／0．981和C25—4．9／0．981机组，显然这些机组应重新设计，才不脱离设计工况，提高机组内效率。7、供电（发电）标准煤耗率众所周知，火电机组考核热经济指标，都是以供电（发电）标准煤耗率为比较准则。热电厂年综合供电（发电）标准煤耗率，我们认为可作为重要的热经济指标，特别是在节能界定上，它起到了十分重要的作用。如前述，ηtd热电机组综合发电效率，相应的综合发电标煤耗率（btd=123／ηtd g／kWh），ηtd（ btd）是否与全国6000kW及以上机组相等，就表明其热经济性在发电这一块上的界定数据（临界值）。《热电联产项目可行性研究技术规定》附件2计算方法中年节标煤量的计算公式，也取用供电（发电）标煤耗btd与全国6000kW及以上机组平均供电（发电）标煤耗率相比较而求得：△B={[（34．12／ηgl ηgd＋bpd×5．73）－bpr]·Qc＋（btd－bpd）（1－ζd）W}×10－3 t／a式中：ζd—发电厂用电率％， bpr—供热标煤耗率kg／kJ。所以，我们建议热电厂年均综合供电（发电）效率或标煤耗率，应重新列为考核热电厂的热经济指标之一。8、对1268号文《规定》界定热电厂两个指标的再学习从1998年至今，全国火电机组高效大容量机组比重历年增加，6MW及以上机组全国平均供电标煤耗历年减少，几乎每年下降4g／kWh左右。1998年平均供电标煤耗404g／kWh至2002年为381g／kWh，去年下降至377g／kWh，当时界定热电厂最小节能热电比和总的燃料利用率，和相应的最小抽汽量是按当时情况界定的，其指标是略偏低的。当今全国发电技术水平提高了，供电标煤耗下降～23g／kWh，相当于提高了循环发电热效率5．35个百分点，因此，应与时俱进，修改提高1268号文《规定》的两个界定值。今建议：（1）新建扩建机组1对C12供热机组：新汽参数应采用次高压次高温，最小热电比300％，最小抽汽量为45t／h，临界总的燃料利用率65％，才能与当今全国6MW及以上机组平均供电标煤耗相当。2对C25供热机组：新汽参数应采用高压高温，最小热电比为100％，最小抽汽量30t／h，临界总燃料利用率50％。3对C50供热机组：新汽参数采用高压高温，最小热电比为80％，最小抽汽量50t／h，临界总的燃料利用率50％。4对扩建超高压以上高效大型两用机，经测算，不抽汽也比当今6MW及以上机组全国平均供电标煤耗低，所以当有一定热负荷时，经计算可采用这种机型。（2）运行热电机组1运行热电机组达不到新扩建机组βmin，DCmin和ηmin要求时，应限令改造或采用高压迭置改造，或扩大热负荷，降低抽汽供热参数和加强管理，以提高节能效益，增加市场竞争力。2 80年代初期建立的中压中温3MW～6MW抽凝机组，设备已达报废年限，且达不到节能界定数据时，可淘汰一批。3由于总燃料利用率一定时如η=45％，热电比β越大，热电联产机组发电效率的要求就越低，这样就容易被低效的小热电机组（抽凝机）钻空子，可把热负荷报得很大，即热电比β很大，但却采用发电效率很低的抽凝机组而仍可满足总热效率的规定，而且条件不同，对β要求也不同。所以，建议除仍规定β与η的临界值外，热电机组年平均供电（发电）效率，或标煤耗率，应作为考核与界定热电机组指标之一，才可科学引导提高节能效益。参考文献[1]国家计委、经贸委、环保总局、建设部急计交能 （1998）220号文《关于发展热电联产的若干规定》[2]国家计委、经贸委、环保总局、建设部急计基础 （2000）1268号文《关于发展热电联产的技术规 定》[3]热力发电厂重庆大学热力发电厂教研室编电力 出版社1985．3[4]陈效儒热电联产的节能分析2000.12

❻ 什么是热电行业

热电联供。也叫做热电联产。是指热力发电厂通过一定的方法，在向用户输出电负荷的同时，也向用户输出热负荷。热电联产可以大大提高热电厂的热效率。因为，一般的凝汽式机组，汽轮机的排汽损失是很大的。而热电联产机组，通过一些方法。把一部分或者全部蒸气通过汽轮机做功后，再对热用户输出。使排汽损失减小。并且，热电联产解决了城市集中供热的问题，取代了遍地开花的小锅炉。又从另一个方面提高了社会整体能源利用率。常见的热电联产方法有：背压式、双抽汽式、单段可调抽汽式、锅炉直供（减温减压式）等几种方式。从供热介质上又分为：蒸汽供热、高温水供热。也可以从介质回收上分为：介质回收式和介质不回收式。

❼ 热电联产是什么

热电联产，又称汽电共生，是利用热机或发电站同时产生电力和有用的热量。三重热电联产或冷却，热和电力联产是指从燃料燃烧或太阳能集热器中同时产生电和有用的热量和冷却。

热电联产是燃料的热力学有效使用。 在单独的电力生产中，一些能量必须作为废热被丢弃，但是在热电联产中，这些热能中的一些被投入使用。所有热电厂在发电期间排放的热量，可以通过冷却塔，烟道气或通过其它方式释放到自然环境中。

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热电联产的的工厂类型

1、微型热电联产

微型热电联产，在房屋或小型企业中的安装通常小于5kWe，而不是燃烧燃料仅仅加热空间或水，除了热以外，能量被转换成电。这种电可以在家庭或商业中使用，或者如果电网管理允许，则被卖回电网。

微型热电联产装置使用五种不同的技术：微型燃气涡轮发动机，内燃机，斯特林发动机，闭式循环蒸汽机，和燃料电池。

2、三重热电联产

产生电，供热和制冷的工厂为三重热电联产， 或多重联产工厂。与吸附式制冷机相连的热电联产系统使用废热进行制冷。

3、热电联产区域供热

在美国，联合爱迪生公司(通过其七个热电联产工厂每年向曼哈顿区的10万栋建筑分配660亿公斤350°F（180°C）的蒸汽，这是美国最大的蒸汽区。峰值交付量为每小时1000万磅。

❽ 热电联产是什么意思

热电联产（又称汽电共生，英语：Cogeneration, combined heat and power，缩写：CHP），是利用热机或发电站同时产生电力和有用的热量。

三重热电联产（Trigeneration）或冷却，热和电力联产（CCHP）"是指从燃料燃烧或太阳能集热器中同时产生电和有用的热量和冷却。

热电联产是燃料的热力学有效使用。 在单独的电力生产中，一些能量必须作为废热被丢弃，但是在热电联产中，这些热能中的一些被投入使用。所有热电厂在发电期间排放的热量，可以通过冷却塔，烟道气或通过其它方式释放到自然环境中。

相反，热电联产捕获一些或全部用于加热的副产物，或者非常接近于工厂，或者特别是在斯堪的纳维亚和东欧，作为用于生活区域加热的热水，温度范围为约80至130℃。

这也称为“热电联产区域供热”（combined heat and power district heating, 缩写CHPDH）。小型热电联产厂是分散式发电的一个例子。

在中等温度（100-180℃，212-356°F）下的副产物热量也可以用于吸附式制冷机中以进行冷却。

热电联产为一种工业制程技巧，利用发电后的废热用于工业制造或是利用工业制造的废热发电，达到能量最大化利用的目的。以先发电式来说由于传统发电机效率只有30%左右，高达70%燃料能量被转化成无用的热，汽电共生能再利用30%的热能于工业，使燃料达到60%效率。

系统使用了各种工业机具原本就会在运作中所产生的废热，等于所发的电都是额外的收益。

分布式发电

当适应建筑物或需要永久的需要电力，供暖和制冷的建筑群时，三重热电联产具有最大的好处。这样的安装包括但不限于：

数据中心，制造设施，大学，医院，军事设施和学校。本地化三重热电联产具有分布式发电（Distributed Generation）描述的附加好处。

在任务关键型应用中冗余的功率，更低的功率使用成本和将电力卖回本地电网的能力是几个主要优点。即使对于小型建筑物，例如单独的家庭住宅三重热电联产系统，由于能源利用增加而提供优于热电联产的益处。这种提高的效率还可以提供显着减少的温室气体排放，特别是对于新社区。

❾ 热电联产问题

自上世纪80年代东风印染厂完成我国首家热电连产，刷新了印染企业节能新记录。改革开放以来，一场“热电连产”风暴席卷全国。但是，却远远没有达到整体节能降耗的目的。从某种角度上讲，反而造成了不少弊病，比如你们的企业状况等（略）。
举个例子：上世纪70年代，发达国家的化肥企业，采用
热电联产技术，是吨氨耗电由过去的250KW-1000KWh下降到16-17KWh/T氨。今天，我国最先进的企业，热电联产后徘徊在80-250KWh/T氨，已经有信息显示，十七大含有“节能减排目标”，下一个五年计划，要落实大化肥力争实现吨氨耗电降到80KWh这个目标。可见，既是能够达到这个目标，实际吨氨耗电量仍然比发达国家上世纪70年代同比高出5倍。可见，我们的差距有多大！
另一个例子：不久前，我在山东某化肥厂参观，（该厂在烟青一级公路建造一个特大广告牌，上面写着“XX特大型化肥企业”）在厂内的宣传栏上，看到这样的口号：“奋战红五月，确保吨氨耗电由7330KWh下降到6300KWh”——这，也是一个“热电联产”的“特大型”企业。这样的“热电联产”与上世纪70年代，发达国家的化肥企业吨氨耗电17KWh相比，竟惊人地搞出356倍。试问，这样的“热电联产”还有什么意义？？？可是，如果立刻去掉热电厂的支持，那么，这样的企业的吨氨电耗量立刻回升到万度以上。这些，正是我国中小化肥的“热电联产”局面状况血凛凛的写照。也是我国近年来下决心逐步计划关闭小型“热电厂的直接原因之一”。
二楼的同志分析的较好，我不在重复了。但有几个问题必须指出：
1、众多的小型热电联产企业，没有把国外的“热电联产”总配置和运营方式学到手。可以说，根本不会使用热电联产这项技术。各个分厂的能耗、创收、利益分配，不能“一盘棋化”，更无法作到成为“一个有机的整体”。
2、众多的小型热电联产企业，严重缺乏高水平的技术人才和管理人才。没有能力作到“最大幅度的热能回收、再热（如热泵）再利用。
3、企业的建制、管理、运营、以及问题的决策，很大一部分有问题.各个工序间、工段间的换热回收（热泵再热）再重复利用的技术、设备等，基本处于空白。领导只考虑任期内的维持，怕化钱上先进技术、上先进设备。没有人真正关心长远利益。
4、热电厂的总体设计和建设水平不高，热利用率不高。
5、热电厂建起，全公司的用热和热回收应该有大幅度的改进，但，一般只是照原样供热，其余不变，原来怎么浪费余热，现在仍然怎么浪费余热。
6、燃料品级欠佳、计量不准、价位偏高、化验不按规定取样方法取样。计算的发热量与实际有偏差。
6、设备老化、锅炉整体热效率降低。
7、外供热系统保温欠佳，跑热严重，维修、更换没有钱投入。这些问题，贵厂也可能有所存在，所以，我认为：影响热电项目热效率的因素有工艺原因、有技术原因、有社会原因、也有经营管理原因。可能是以管理原因为主。