在节能降耗的大背景下，降低供热企业的一次网回水温度，成为提高热电联产电厂效率的有效途径。吉林市热力集团有限公司（以下简称吉林热力）采用低回水温度直混热网系统，取得了良好的效果。实践证明，较低的回水温度，便于热电厂充分利用乏汽余热直接加热热网循环水。同时，由于吉林市各电厂均进行了低真空改造，在增加供热能力的同时，也使热电厂供热煤耗大幅度降低。

吉林热力目前在网供热面积3053万㎡，热网为环状和支状管网，全部为直混供热系统。根据热源不同，热网分为三个区域，主干线、支线总长度93km，有3座加压泵站、440座热力站。单个热力站供热规模均在20万㎡以下，其中79%的单站供热规模在10万㎡以下。

吉林热力一次网回水温度低最主要的因素是各供热站的运行模式是混水直供方式，二次管网回水温度同一次管网回水温度相同；同时，二次管网运行模式是低温大流量方式，供回水温差小，进而降低了回水温度。目前各热源的回水温度整个供暖季基本在29-40℃之间。正是这种低回温的运行模式，使各电厂均进行了低真空改造，在吉林市热源极度紧张的条件下，增加了供热输出能力，在没有增加锅炉设备的条件下增加供热能力约500万㎡。在整个2019-2020供暖期回水温度没有超过38℃，而电厂能够启动低真空装置的前提是回水温度要控制在42℃以下才能保证系统的运行安全，间供的换热系统很难将主网回水温度控制在45℃之下，这是混水直供系统的优势。

吉林热力由三家单位提供热源，各热源单位所带负荷分别为1800万㎡、370万㎡和270万㎡，目前主线管网的容量存在富余，对未来负荷发展预留了空间。针对管网运行参数情况及电厂出口参数的不同，在主网上设有三处加压泵站，用于满足管网水力工况的需求。

直供混水模式下，各供热站的压力控制成为运行安全的关键环节。吉林市城区的地势高差基本在40m范围之内，在处理地势高差问题上采取的是加设加压泵或回水泵的方式。

吉林热力共有热力站440座，其中直供混水站411座，间供热力站29座，正是这种运行方式确保了主网一次管网回水温度低于间供系统。混水站的模式有两种：一种是混水泵安装在混后母管上（图1）；另一种是加压泵同循环泵分别安装在一次管网供水和混水管上（图2），这种方式将循环同加压分离，其电耗有大幅下降，尤其是在住宅高区直联系统，其电耗节约十分明显。

图1 混后模式

图2 分布式混水

混水直供供热站是将一次管网供水同二次管网回水按照比例混合，达到控制温度、流量后重新输送至用户端的供热模式，其一次管网和二次管网混水比例一般控制在1:5，可根据一次管网供水温度进行控制。混水站的特点是减少了站内设备，站内没有换热器和补水定压装置，其泵站设备费用和站内使用面积都要比间接供热方式低很多，工艺简单。间接换热供热方式比直供混水供热方式的使用空间多约50%的建筑面积。在总供热面积为100万㎡，面积热指标为58W/㎡的前提下，直供混水供热机组供热方式比间接供热节省初投资费用约232万元。运行费用方面，由于直连混供系统泵站内不使用换热器，其一次网和二次网直接连接，减少了换热器的双重阻力，同时减少了换热损失，水泵功率和热效率都比间接供热系统有所降低。

降低主网回水温度，提升管网输送能力，提高电厂运行效率已经是供热企业的共识，吉林热力通过混水模式提供了降低主网回水温度的一种方法，具有节省投资、降低能耗、提高输送等优点，但也存在着电耗高、调节复杂等缺点，希望在今后的实践中不断与国内同行切磋，提高运行管理水平，进一步提升系统能效。