节能降碳是生态文明建设的重要内容，是促进经济社会发展全面绿色转型、实现高质量发展的必由之路。近日，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》（国发〔2024〕12号，以下简称《行动方案》），对推动完成“十四五”节能降碳目标、助力实现碳达峰碳中和具有重要意义。

一、紧扣当前形势，系统部署推进

《行动方案》是推动完成“十四五”节能降碳目标的重要部署。节能降碳是破解资源环境约束、推动绿色低碳高质量发展的重大举措。习近平总书记在中央全面深化改革委员会第二次会议上强调，“要一以贯之坚持节约优先方针，更高水平、更高质量地做好节能工作”。《行动方案》立足当前形势，紧抓主要矛盾，突出重点领域，细化今明两年节能降碳量化目标，明确重点领域行业节能降碳任务，将对打好“十四五”节能降碳工作“收官战”，推动经济社会高质量发展发挥重要引领作用。

《行动方案》为继续做好“十五五”节能降碳工作奠定实践基础。当前，我国已开启迈向第二个百年奋斗目标的新征程，锚定建成社会主义现代化强国目标，意味着我国国民经济还将持续发展、人民生活水平还将大幅提升，需要充足能源予以支撑保障。《行动方案》坚决贯彻党中央、国务院关于节能降碳重大决策部署，认真总结实践经验，提出了结构节能、技术节能、管理节能等相应细化措施，将为加强经济社会发展能源保障、如期实现2030年前碳达峰目标夯实政策基础。

《行动方案》为推动能耗双控转向碳排放双控创造积极条件。党的二十大报告提出“完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，逐步转向碳排放总量和强度双控制度”。《行动方案》深入贯彻党的二十大精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，坚持先立后破，优化完善能源消耗总量和强度调控，健全碳排放双控配套制度，突出化石能源消费减量要求，引导非化石能源消费提升，严格新上项目管理，加强重点领域行业能效管控，强化节能事中事后管理约束。相关政策有利于推动能耗双控向碳排放双控转变的衔接过渡，为持续做好碳达峰碳中和工作奠定更加坚实的制度基础。

二、强化目标引领，明确各项任务

“十一五”以来，我国强化能源消耗总量和强度调控，坚决遏制不合理能源消费，有力保障高质量发展用能需求。“十四五”前三年，我国节能降碳工作取得显著成效，但受新冠疫情等因素影响，能耗强度降低指标完成有所滞后，完成五年规划目标任务艰巨。《行动方案》坚持问题导向和目标导向，科学精准提出“十四五”后两年节能降碳目标任务。一是优化能源消费结构。提出到2024年非化石能源消费占比达到18.9%左右，2025年非化石能源发电量占比达到39%左右、非化石能源消费占比达到20%左右等量化目标，推动清洁能源消费提升。二是深化节能降碳挖潜。提出今后两年通过实施重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约1亿吨标准煤、减排二氧化碳约2.6亿吨的目标，部署工业、建筑、交通、公共机构等重点领域节能降碳改造具体任务。三是强化评价考核机制。严格实施节能目标责任评价考核，将非化石能源消费量、重点领域行业节能改造量纳入考核范畴，强化央企节能降碳目标考核。四是完善用能预算管理。实施重点用能单位化石能源消费预算管理，推行新上项目非化石能源消费承诺，将可再生能源电力消纳责任权重分解至重点用能单位，提升节能降碳精细化管理水平。

三、紧抓重点领域，实施十大行动

当前，我国钢铁、有色、石化、化工、建材等行业仍有超过10%的产能能效低于基准水平，大量老旧建筑缺乏节能措施、运行管理缺失，亟需以点带面、系统推进，推动能源利用效率提升。《行动方案》准确把握全社会能源消耗主要环节。一方面，针对重点用能领域、重点工业行业、重要用能设备等方面节能降碳短板弱项，系统部署节能降碳十大行动，以定量定性相结合的方式设定细化目标，提出产业结构调整、用能结构优化、工艺技术提升、节能降碳改造、用能设备更新等针对性任务举措。另一方面，将节能降碳改造与扩大有效投资、老旧小区改造、大规模设备更新和消费品以旧换新等有机结合，以发展新质生产力为导向促进节能降碳，推动传统产业转型升级，培育壮大高能效的新兴产业，充分发挥节能降碳的经济效益、社会效益和生态效益。

四、夯实工作基础，加强支撑保障

近年来，我国持续完善节能降碳规制标准体系，但能源和碳排放统计核算基础仍较薄弱，法律法规标准体系有待健全，各类激励约束政策和市场化机制需进一步强化。《行动方案》部署基础能力建设，完善支撑保障体系。法规标准方面，推动修订节约能源法，完善节能审查办法、节能监察办法、重点用能单位管理办法。加快节能标准制修订，加强能源消费和碳排放统计核算。配套政策方面，强调在落实好既有节能降碳财税政策基础上，加快完善支持绿色发展的财税、金融、投资、价格政策体系，加大对科技创新推广、节能降碳改造和用能设备更新等支持力度。管理机制方面，推动建立重大项目节能审查权限动态调整机制，统筹推进项目节能审查和碳排放评价，强化新上项目源头把关。强化重点用能单位能源利用状况报告、能效诊断、节能监察等工作，把事中事后监管落到实处。市场化机制方面，推进用能权有偿使用和交易，稳妥推进全国碳市场和自愿减排交易市场建设，加快建设绿证交易市场。

  眼下，全国可再生能源发展迅速，对电力系统调节能力提出了更高要求。国家能源局有关负责人介绍，截至2024年三季度末，全国灵活调节煤电规模超过6亿千瓦，跨省区电力资源配置能力超过3亿千瓦，抽水蓄能累计规模达到5591万千瓦，已建成投运新型储能5852万千瓦/1.28亿千瓦时。

  “当前，我国调节资源发展也面临着一些挑战和问题。”国家能源局有关负责人说，中国年均新增新能源装机规模突破2亿千瓦，预计“十五五”将延续快速增长态势，大幅增加系统消纳压力。2024年1月至10月，全国风电利用率96.4%，同比下降0.7个百分点；光伏发电利用率97.1%，同比下降1.2个百分点。部分新能源发展较快的省份消纳压力凸显。而调节能力建设缺乏统筹优化，存量调节资源未得到充分利用，价格、市场机制等有待完善，亟待做好调节资源科学规划建设，加强调节能力规模、布局与新能源发展的衔接，加大力度统筹现有调节资源高效调度利用。

  围绕上述问题，《实施方案》针对性提出了相关举措，在编制调节能力建设方案、完善调节资源调用方式、完善调节资源参与市场机制等三个方面提出重点任务。比如，要求结合新能源增长规模和利用率目标，科学测算调节能力需求，明确新增煤电灵活性改造、气电、水电、抽水蓄能、新型储能、光热、友好型新能源、电网侧和负荷侧调节能力规模，有助于保障新能源合理消纳利用；提出电力调度机构制定新型储能调度运行细则，在新能源消纳困难时段优先调度新型储能，实现日内应调尽调。

  据介绍，国家能源局将组织派出机构开展调节资源建设和调用情况监管，对新能源利用率大幅下降、新能源发展规模与调节能力不匹配、调节资源建设滞后、可调用调节能力未充分发挥的地区，督促省级能源主管部门分析原因并予以整改，及时出台有关政策措施，切实保障新能源合理利用率。

返回顶部

  国家发展改革委、国家能源局日前印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》提出，到2027年，电力系统调节能力显著提升，各类调节资源发展的市场环境和商业模式更加完善，各类调节资源调用机制进一步完善。通过调节能力的建设优化，支撑2025年至2027年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，全国新能源利用率不低于90%。

  风电、光伏等新能源具有随机性、波动性和间歇性，其大规模发展对电力系统调节能力提出了挑战。近年来，国家能源局持续加强电力系统调节能力建设。在各方共同努力下，电力系统调节能力不断提升。截至2024年三季度末，全国灵活调节煤电规模超过6亿千瓦，跨省区电力资源配置能力超过3亿千瓦，抽水蓄能累计规模达到5591万千瓦，已建成投运新型储能5852万千瓦/1.28亿千瓦时。

  当前，我国调节资源发展也面临着一些挑战和问题。我国年均新增新能源装机规模突破2亿千瓦，预计“十五五”将延续快速增长态势，大幅增加系统消纳压力。国家能源局电力司有关负责人介绍，2024年前10月，全国风电利用率96.4%，同比下降0.7个百分点；光伏发电利用率97.1%，同比下降1.2个百分点。部分新能源发展较快的省份消纳压力凸显。调节能力建设缺乏统筹优化，存量调节资源未得到充分利用，价格、市场机制等有待完善，亟待做好调节资源科学规划建设，加强调节能力规模、布局与新能源发展的衔接，加大力度统筹现有调节资源高效调度利用。

  为应对上述挑战，《实施方案》在编制调节能力建设方案、完善调节资源调用方式、完善调节资源参与市场机制等3个方面提出重点任务。

  在编制调节能力建设方案方面，结合新能源增长规模和利用率目标，科学测算调节能力需求，明确新增煤电灵活性改造、气电、水电、抽水蓄能、新型储能、光热、友好型新能源、电网侧和负荷侧调节能力规模，有助于保障新能源合理消纳利用。《实施方案》科学确定各类调节资源建设目标、布局和时序等有关要求，明确调节能力建设方案是能源电力发展规划的组成部分，各省级能源主管部门编制本地区调节能力建设方案，以保障电力系统安全稳定运行和新能源合理消纳利用为目标，合理优化调节能力建设。

  在完善调节资源调用方式方面，《实施方案》结合我国电力系统中调节资源利用现状和面临的主要问题，从调节资源的调用机制等方面提出有关举措。在立足现行调度体系的基础上，完善调节资源的分级调度。目前，调节资源的调用对系统需要、调度安全性、技术经济性等统筹考虑不足，对电力市场适应性不足。《实施方案》要求各地区研究提出各类调节资源的合理调用序位，明确调节资源调用原则、优先级等，加强调度序位与电力交易的校核分析，与电力市场共同指导调度运行，实现资源优化配置。

  在完善调节资源参与市场机制方面，科学合理的市场机制是促进各类调节资源效用发挥、实现调节资源大范围优化配置、促进新能源消纳的重要保障。《实施方案》强调完善峰谷电价机制，对电力现货运行地区，通过市场竞争形成合理峰谷价差；对尚未实现现货运行地区，进一步完善峰谷分时电价政策，提升峰谷差价经济激励水平。《实施方案》提出鼓励各地区因地制宜设置备用爬坡、转动惯量等辅助服务品种，建立以调节效果为导向的市场机制，完善区域级辅助服务市场，鼓励建立区域内负荷侧可调节资源的跨省调用和交易机制。

  国网江苏电力调控中心总工程师崔玉表示，《实施方案》对规划发展、调度运行、营销市场等专业条线均针对性提出举措，对于科学谋划调节能力3年建设方案、精细完善调节资源调用方式、深入挖潜用户侧调节能力等方面做了细化指导，有助于指导各地各有关单位进一步加强电力系统调节能力建设，支撑新能源高质量发展，助力构建新型电力系统。

核心提示：本文只说明分布式循环水泵供暖系统中对热源循环泵、换热站内一级网侧循环泵及补水系统的设计，不涉及对其他部分的设计。
在传统的供暖系统设计中，通常仅在热源处设置循环水泵，其扬程根据最不利环路的阻力确定，各用户通过调节阀门消耗多余的资用压头来进行流量分配，这样会在运行时存在过多的无效电耗。为解决这一问题，我们采用了分布式循环水泵的设计，取消了独立的热网循环泵，热源处设置的循环泵的功能是承担热源内部的水循环，而换热站内的循环泵既有承担热网循环泵的热媒输送功能，又有在热用户建立必要的资用压头的功能，并能通过变频装置实现变流量调节。此设计基本上消除了无效电耗，不用安装电动调节阀，减少了初投资。在实际运行中该系统不但降低了能耗，而且利于热网水力平衡，取得了很好的效果。

1工程概况

该工程为泰安市东部区域集中供热工程，规划总供暖面积389.8万m2，其中现有非节能建筑热指标为63W/m2，现有节能建筑和预发展节能建筑热指标为45W/m2，综合热指标为51.3W/m2，采用分布式循环水泵供暖系统，共建设31座换热站，供、回水设计温度为110℃/70℃，设计压力1.6MPa。热源建设与热负荷相对应，最终规模为3台70MW热水锅炉。

2系统设计

本文只说明分布式循环水泵供暖系统中对热源循环泵、换热站内一级网侧循环泵及补水系统的设计，不涉及对其他部分的设计。

2.1热源循环泵设计

热源循环泵的选择，重点是确定设计扬程，即热源内部水循环系统的总压力损失，一般取12～15m。而设计流量的确定与传统设计方法相同，即为供暖系统的总设计流量，其值取决于供暖系统总热负荷和供、回水的设计温度。循环水泵扬程、流量一般不需要增加余量系数。

2.2换热站一级网循环泵设计

换热站内的一级网变频循环泵设置在回水管上，这样可以不需要采用高温水泵，减少初投资。选择2台循环泵同时使用不设备用，均为变频，单台泵的流量按设计流量的60%，扬程按设计扬程100%选型，设计扬程为从热源至该换热站的供、回水沿程阻力损失与站内损失之和，应根据水力计算确定。运行初期和末期只启动一台泵，最冷月时同时启动2台并保证同频运行，若此时一台泵发生事故，根据水泵特性曲线，另一台泵的流量和扬程仍可满足事故状态下的供热量保证率。

现以最不利用户22号换热站为例，采暖面积20000m2，地热采暖且均为节能建筑，采暖负荷为：

Q=■=900kW(1)

设置两台循环水泵，均为变频，单台泵流量为设计流量的60%，扬程为设计扬程的100%。

单台一级网循环泵设计流量为：

G=■×60%=11.61t/h(2)

一级网循环泵扬程为：

H=Hw+Hy(3)

H——一级网循环泵的扬程，m;

Hw——网路主干线供、回水管的压力损失，根据水力计算得Hw=49.76m

Hy——换热站站内阻力损失，取15m，则：

H=49.76+15=64.76m

单台一级网循环泵选型参数取整为，流量：12t/h，扬程：65m

2.3关于系统补水

本工程为间接连接系统，补水主要采用“一补二”方式。系统的特点是回水压力比供水高，若换热站只有低区供热，则可以通过在一级网回水与二级网回水之间设置连通管来实现补水定压，定压点为二级网循环水泵吸入口处，换热站内不设补水泵;若换热站存在高区供热，则需要在换热站内设高区补水泵和补给水箱，若二级网高区失水，则先将二级网低区回水引入补给水箱，最后经由补给水泵加压给二级网高区补水，避免一级网高温回水直接进入水箱，损坏水箱。需要强调的是“一补二”方式需要在热源处设置补水泵，本工程中热源内两台补水泵均采用变频，为双变频自动补水控制系统，补水泵的选型依照远期规划并考虑同时使用系数，以节约初投资。补水流量按一级网流量的3%考虑，扬程根据实际运行静压线计算。

3系统水压图的绘制

本工程共建设10个换热站，绘制其系统水压图首先确定系统的静压线，静压线的确定需保证系统不汽化、不倒空、不超压。本工程采用分布式回水加压设计，静压线分为控制静压线和实际静压线。

控制静压线的确定：以热源首站标高为基准标高±0.0m，考虑到热源供热参数为110℃/70℃运行，110℃水汽化压力4.6m，最高处热力站比循环水泵出口高26.4m，换热站充水高度4m，另外考虑3~5m富裕值，可以确定本工程控制静压线为40m。

实际静压线的确定：控制静压线与最不利环路供水管压力损失及换热站内的压力损失之和，为实际静压线高度。表1给出了由水力计算得到的各站沿程阻力损失及流量，其中最不利环路供水管压力损失为24.88m，换热站内的压力损失15m，可以确定本工程实际静压线为79.88m。

取热源内部水循环系统的总压力损失为15m，结合传统水压图绘制方法即可画出该系统主干线水压图，

4系统的节能分析

本文对该系统的节能分析主要与传统的设计方法做对比，为此需要分别计算传统供暖系统热源循环泵轴功率Pn和分布式系统的循环泵轴功率Pm。

假设系统供回水管道完全对称，共有j个用户，第j个热用户为最不利热用户，各热用户的资用压头相等，根据特兰根定律，则传统供暖系统热源循环泵轴功率Pn的计算式为：

Pn=■(4)

其中，H=Δhs+Δhu+HA

Pn——传统供暖系统热源循环泵的轴功率，kW

q——热源循环泵的流量，m3/h

H——热源循环泵的扬程，m

η——热源循环泵的效率，取70%

Δhs——热源内的压力损失，

取15m

Δhu——换热站内的压力损失，取15m

HA——最不利环路总沿程阻力损失，m

可知，q=5495.2m3/h，H=79.76m，代入式(4)，计算得Pn≈1709.4kW

当采用分布式系统设计时，除分支点外各管段中间无变径，零压差点位于热源出口处。此时热源循环泵提供的扬程只用于克服热源内部压头损失，此时循环泵总的轴功率为热源循环泵及各站一级网循环泵的轴功率Pm的总和。

Pm=■qΔhs+■qi(Δhu+Hi)(5)

Pm——分布式系统循环泵的轴功率，kW

q——热源循环泵的流量，m3/h

qi——第i个换热站循环泵的流量，m

Hi——第i个换热站与热源之间的总沿程阻力损失，取70%

η——循环泵的效率，取15m

n——热用户总数

Δhs——热源内的压力损失，取15m

Δhu——换热站内的压力损失，取15m

又根据表1，计算得Pm≈1286.35kW

节能423kW，节电率β=■=■≈24.75%

以上分析中计算流量是按供、回水温度为110℃/70℃时的取值，但是实际运行时需要进行运行调节，各站的流量会发生变化。因此整个采暖期中计算循环水泵的实际轴功率时，计算流量还要在设计流量上乘以平均系数k。

k=■(6)

tn—采暖室内设计温度，取18℃

tpj—采暖期室外平均温度，取-3℃

tw—采暖期室外计算温度，取tw=-9℃

k=0.78，又根据式(4)和(5)及表1，得

传统供暖系统热源循环泵的实际轴功率Pn'=1333.3kW

分布式系统循环泵的实际轴功率Pm'=1003.35kW

节能330kW，节电率β'=■=■≈24.75%，数值不变。

5结论

该工程于2021年11月末已经投入运行换热站6座，取得了很好的节电效果。

通过总结得到以下几点结论：

(1)对于分布式循环水泵系统，热用户越多、流量越大、供热距离越长，节能效果越好，节能率越大。但是当热用户数目一定时，流量改变，节能率不变。另外需要注意的是，本系统运行时实际静压线较高，造成热源补水泵扬程较大，耗电量增加，但是只占总耗电量的一小部分，影响不大。

(2)零压差点位于热源出口处时，系统的节能率最高，与供暖系统的供热规模、热负荷分布、系统形式都是无关的。但是实际工程中对于规模较大的热网，换热站数量较多，为了节省初投资可以考虑零压差点位移，但是节能率会降低，零压差点的具体位置应通过技术经济分析确定。

(3)分布式循环水泵的方案基本上消除了无效电耗，没有多余的资用压头需要节流，不需要采用电动调节阀。各换热站一级网流量通过各换热站内分布式回水加压泵的变频装置调节，节约了投资，但是实际工程中不可能完全消除无效电耗，因此在站内可以设置手动调节阀作为变频水泵调节能力的补充，有利于热网的水力稳定性。

核心提示：热计量的主要目的，就是保证消费者拥有节能、舒适的家居环境。在采取各种形式的节能措施后，究竟取得了什么样的成效?这是首先必须弄清楚的一件
热计量的主要目的，就是保证消费者拥有节能、舒适的家居环境。在采取各种形式的节能措施后，究竟取得了什么样的成效?这是首先必须弄清楚的一件事情，否则全社会很容易陷入“喊口号”行列，节能事业也将成为一笔糊涂账。供热系统存在多少节能潜力，怎么样挖掘潜力?我国能源发展趋势和供热的方式有什么样的关联?供热节能技术的突破口在哪里?这些都是值得我们思考的问题。下面我将做详细分析和讲解。

1、供热系统的节能潜力

我们一直在提倡建筑节能，然而建筑耗能占到全国总耗能的三分之一，供热制冷耗能又占到建筑耗能的三分之一，两个三分之一的存在让我们深刻认识到，供暖行业对全国节能事业意义之重大。建筑耗能范围包括了供热、空调、照明等，其中照明占到总耗能10%～20%，除此之外，建筑耗能大概可以概括为四个方面的问题：第一，围护结构的散热。在温度越低的区域中，围护结构的耗能占到总耗能的50%(例如：中国东北三省地区)，北京地区占到40%，上海地区占到30%，广州地区占到20%，所以在寒冷的北方地区围护结构的好坏是非常重要的。随着人们生活水平的提高，外墙保温越来越受到住户的重视，通过这种方式将20%—50%的热损耗降下来;第二，自由热的利用。所谓自由热包括三个方面的内容，太阳能的日照、家用电器的散热、人体本身的散热。自由热耗能占到建筑耗能的10%;第三，室内温度的设定标准。2009年开始，国家国务院对全国的室温做了明确的规定，冬季室内温度为18℃，夏季为26℃。冬季室内温度每提高1℃多耗能5%～10%，夏季温度每降低1℃多耗能8%～10%，所以室内温度的设定对建筑节能有着非常重要的意义;第四，供热空调系统的能效问题。1980年，全国热效率普查结果显示，锅炉效率为55%，外网的热损失15%，冷热不均造成的效率损失为30%。综合考虑冷热不均、外网热损失、锅炉的效率热损失三方面因素，1980年，全国供热系统的真正效率只有20%!国家建设部规定，一步节能是在1980年的基础上节能30%，二步节能目标为50%，三步节能目标为65%。目前，我国全国节能水平大约在二步节能阶段。

就热损耗的潜力来说，所有热源可以挖掘的潜力在10%～15%，外网热损失可以挖掘的潜力在2%～4%，冷热不均的潜力是最大的，大概为20%～30%。不管什么样的供暖方式，都要以上面提到的几个角度去努力实现更高的节能减排指标。供热系统的节能指标最高为70%，这是科学严谨的数据。

2、我国能源发展趋势和供热的方式

供热空调是一个完整的系统工程，不仅仅和技术有关，还与能源状况和能源发展的趋势有着必然的关系。近几年，中国在再生能源和清洁能源开采及利用方面取得了很大的成绩。我们要清楚“十二五”规划中能源的发展状况，只有这样我们才能准确选择供热系统的方式。我个人认为，不管新能源发展到什么样的程度，我国是以煤炭资源为主的国家，在30年之内要想改变以烧煤为主的采暖结构是很难的。所以，我认为，至今我们都应该将主要的精力放在煤的清洁燃烧环节上。

我们应该基于现实，以集中供热作为主要的供热系统。直接搬照国外的“煤制气、煤制油”，不惜工本做研究、实验、生产，并不是我们重点要做的事情。我主张煤的清洁利用，将煤加热到300℃～400℃，进行热解，将其中20%—30%的挥发分子分离出来，一部分加以制气，一部分作为高产值的化工原料，剩下纯粹的碳加催化剂变成煤焦油一类的液体碳，用来发电，并采用化工工艺进行尾部的除尘、除氮等一系列程序，最后释放出无色烟气。当然，这样的研究需要多工科、多学科的通力合作。

当然，清洁型能源和再生能源我们要研究，但是应该作为辅助性能源来利用。比如，北京是主要以燃烧天然气实现供热的城市，事实上，研究这个课题的时候是这样规定的，首先用天然气进行发电，天然气的大量能源在发电过程中得以利用，剩下的气体用来供热，这也是天然气供热的主要技术贡献，所以将天然气直接应用到供热环节是不合理的，天然气只能作为辅助性的供热能源，不适合大面积推广利用。除北京、上海主要天然气供热城市之外，其他的城市应该将天然气作为辅助性能源。同时，市场上热炒的各种形式的热泵，在技术没有完全成熟时期就大肆应用，这是遇害无穷的事情。此外，关于太阳能、风力发电等等，我不表示反对，但是一定要注意工艺生产过程中的能效比。取之不尽、用之不竭的太阳能是非常可观的能源，但是太阳电池片是用多晶硅材料组成的，生产多晶硅是一个非常耗能的过程。目前，中国生产多晶硅的耗能是国外能耗的2～3倍，如果工艺的节能技术问题得不到解决，那么生产出所谓的“节能产品”又有什么意义?我们是不是应该根据我国能源的发展情况，推广多种能源互补、多热源联网的供热形式?

3、供热节能技术

首先，要加强外墙的维护及保温;其次，室内温度在一年四季中要严格按照国家的温度要求设定，对供热系统来说，我们一定要分时段调节室温。第三，不管用什么样的热源，我们都要在原有的基础上将其效率提高10%～15%。第四，要做多热源联网，目的就是要提高热源的平均热效率。技术要走平民化道路，要将技术落实到各家各户。如何提高室内热效率?关键就是推广热计量收费。热计量收费，不仅仅是安装热表，《供热计量技术规程》要求热计量按热量收费，提高系统的可调性，解决供热的质量问题。《供热计量技术规程》的推广和实施是基于这两点之上，缺一不可。推广热计量技术是一件技术含量很高的事情，应该将技术问题放在首位，而不应该将热计量单纯视为商业赢利点。

问题一、什么样的原因导致我国供热系统的效率不高?

首先，热源将热量送出，热量在抵达各家各户的时候，由于用户的原因损失了很大部分的热量，可能离热源近的用户温度很高，最末端的用户家温度就很低，在保证远端用户温度正常的情况下，近端用户又很热，造成了“近端浪费、远端不够”的现象。在热计量技术的推广之后，提高了系统的可调性，将多余的热量补充到不足的地方，提高了系统的能效，将目前现系统能效的30%提高到70%。一个问题解决后，其他问题也将迎刃而解。

问题二、热计量的方式选择哪种比较好?

任何一种方法，有优点的同时也一定存在缺点，不要一棍子打死。我们要通过不断的研究，在实践中检验其合理性，并逐渐完善。因此我也不赞成有些地方通过强制政策推行某一种方式，这是不科学的。目前，我自己比较推崇“平均温度法”，各家各户只测试回水温度，根据散热器的平均温度分摊热计量费用。

问题三、政府应该从哪些方面做好这些工作?

推广热计量是一个技术含量很高的工作。在热计量工作推广的过程中，首先要重视技术问题，而且要技术优先。决不能将其视为一个行政命令就可以解决的问题。之前，一些地方在推广过程中出现了种种问题，就是因为不重视技术问题而把它当成一个官僚化的行政手段实施。行政人员本人不懂技术没有关系，虚心学习、深入了解后仍然可以做好。

问题四、由于末端冷热不均造成热量的浪费，可否通过建立热交变站，按需抽取热量来实现能源的合理利用?

其实这是非常浪费能源的方式。因为，锅炉房利用一个很大的水泵，其总流量是全网的总流量，扬程则是全网的总扬程，目的就是要满足最末端用户的需求。事实上，只有最末端的用户需要如此大的扬程，第一家用户需要那么大的流量，在这两个因素的叠加上，水泵的选择要比正常情况下大1/3～2/3，这也就造成了冷热不均的最大隐患。改变供热系统传统的设计形式，是从根本上治理冷热不均问题的最好方法。

　　根据《关于组织开展“最佳节能技术和最佳节能实践”（“双十佳”）征集工作的通知》（发改办环资〔2023〕367号），国家发展改革委会同工业和信息化部、住房城乡建设部、交通运输部、国管局、中国民航局、国铁集团等单位组织开展了第三批“双十佳”征集工作，按程序确定了《中国拟推荐参与国际“双十佳”评选的节能技术和节能实践清单》，现将相关节能技术和实践名单及简介予以公示。

　　公示期为2024年12月20日至2024年12月24日（5天）。公示期间如有质疑，请于12月24日前将有关情况和证明材料传真至有关单位司局（来信请注明真实姓名及联系方式）。

　　国家发展改革委环资司传真：010—68505594

　　工业和信息化部节能司传真：010—68205337

　　住房城乡建设部标定司传真：010—58933937

　　交通运输部规划司传真：010—65293471

　　国管局节能司传真：010—83084172

　　中国民航局计划司传真：010—64048812

　　国铁集团发改部传真：010—51845991

  国家发展改革委环资司

 工业和信息化部节能司

 住房城乡建设部标定司

交通运输部规划司

国管局节能司

中国民航局计划司

国铁集团发改部

2024年12月20日
附件：
中国拟推荐参与国际“双十佳”评选的节能技术和节能实践清单