头条丨2016年度全国火电300MW级机组能效水平对标及竞赛获奖名单（附分析报告）

 

8月16日，由中国电力企业联合会举办的“全国火电30万千瓦级机组能效水平对标及竞赛
第四十六届年会”在辽宁省营口市召开。中国电力企业联合会党组成员、专职副理事长兼
秘书长于崇德出席会议并讲话，华能集团党组副书记、副总经理邓建玲代表协办单位致辞。

　　据悉，2016年度共有534台30万千瓦级机组参加了火电机组对标及竞赛活动，其中483台机组达到竞赛要求（机组投产满一年，年运行小时超过3500小时且备用小时不超过4500小时）。

　　本次会议发布了2016年度全国火电30万千瓦机组竞赛优胜机组评选结果、最优单项指标结果及全国火电30万千瓦级机组能效水平对标及竞赛第四十六届年会优秀论文评选结果，表彰了2016年度全国火电30万千瓦级机组竞赛优胜机组。

　　附：2016年度全国火电30万千瓦级机组能效水平对标及竞赛获奖名单

 

 

 

 

 

 

附：2016年度全国火电300MW级机组能效水平对标及竞赛指标分析报告

 

一、2017年上半年全国电力供需状况

 

（一）全社会用电量增速同比提高，二产用电量继续较快增长

 

    据中电联全国电力工业统计月报，上半年，全国全社会用电量2.95万亿千瓦时、同比增长6.3%，为2012年以来同期最高增长水平，增速同比提高3.6个百分点。

 

全社会用电量保持较快增长的主要原因：一是宏观经济总体延续稳中向好，工业增加值、社会消费品零售总额、基础设施投资、外贸出口等关键指标增速回升；二是工业生产进入补库存周期、部分行业去产能效果明显、世界经济复苏拉动外贸出口需求回暖等因素叠加，使工业品市场供需关系改善，市场价格回升，企业生产形势明显好转，拉动工业用电增长，尤其是有色金属冶炼等行业用电量较快增长。三是高技术产业和装备制造业等新技术持续快速发展，“大众创业、万众创新”下，新产业新业态也快速发展，带动用电速度快速增长，逐步孕育出拉动全社会用电量增长的又一重要力量。四是上年同期基数相对偏低。

 

从电力消费结构看，上半年，一、二、三产及城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为1.7%、71.0%、13.7%和13.5%，三产用电量比重超过城乡居民生活用电量比重。与上年同期相比，第三产业电量比重提高0.4个百分点；第二产业和城乡居民生活用电量比重均降低0.2个百分点。第二产业中，四大高耗能行业用电量比重(29.8%)与上年同期持平，而通用及专用设备制造业、交通运输电气电子设备制造业、医药制造业三个行业合计用电量比重(7.5%)比上年同期提高0.2个百分点，成为电力消费结构调整的新亮点。

 

（二）发电投资及新增装机同比减少，电力供应能力增长放缓

 

上半年，全国主要电力企业总计完成投资3444亿元、同比增长1.6%。其中，在电力需求增长放缓、发电装机存在过剩风险形势下，发电企业有效控制投资节奏，完成电源投资1046亿元、同比下降13.5%。电网企业贯彻落实国家配电网建设改造行动计划及新一轮农村电网改造升级等政策，完成投资2398亿元、同比增长10.0%；其中，110千伏及以下电网投资占54.9%。

 

上半年，全国基建新增发电装机5056万千瓦，比上年同期少投产643万千瓦；其中，新增非化石能源发电装机3710万千瓦，占新增总装机的73.4%，比重同比提高20个百分点。新增220千伏及以上变电设备容量14629万千伏安、同比多投产3133千伏安；新增220千伏及以上输电线路长度22768千米，同比多投产6827千米。

 

截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量为16.3亿千瓦、同比增长6.9%，增速同比降低4.3个百分点；全口径发电机装机容量为16.8亿千瓦左右；上半年，全国规模以上电厂发电量2.96万亿千瓦时，同比增长6.3%。

 

 

 

（三）火电完成投资和新增装机规模双降，设备平均利用小时连续五年下降后实现正增长  

 

上半年，火电完成投资313亿元、同比下降17.4%，自上年一季度以来持续回落。其中，煤电完成投资248亿元、同比下降29.0%。全国基建新增火电装机容量1421万千瓦、同比少投产1290万千瓦；主要是煤电新增装机接近减半，上半年投产1112万千瓦、同比少投产1037万千瓦。煤电投资及投产规模大幅减少，反映出国家出台的促进煤电有序发展系列政策措施效果持续显现。截至6月底，全国6000千瓦及以上火电装机容量10.6亿千瓦、同比增长4.6%，增速同比降低3.3个百分点；其中，煤电9.5亿千瓦、同比增长3.9%。

 

 

上半年，在电力消费需求较快增长、水电减发等因素拉动下，全国规模以上电厂火电发电量2.22万亿千瓦时、同比增长7.1%，延续2016年下半年以来的较快增长水平。分省份看，全国共有27个省份火电发电量实现正增长，较上年同期增加16个。其中，湖南、广西、宁夏、青海、贵州、江西、广东、西藏、湖北、福建和天津11个省份增速超过10%；这些省份除了用电需求明显增加外，湖南、江西、福建还有水电减发的原因，宁夏还有电力外送快速增长的原因。

 

上半年，全国火电设备平均利用小时2010小时、同比提高46小时。其中，煤电2040小时、同比提高9小时，在连续五年下降后实现正增长。分省份看，上半年全国有12个省份火电设备平均利用小时高于全国平均水平。其中，江苏、河北、山东和宁夏火电设备平均利用小时均在2450小时左右。而福建、湖南、重庆火电设备平均利用小时分别仅有1569、1480和1365小时，明显低于全国平均水平。

 

 与上年同期相比，全国有21个省份火电设备平均利用小时同比提高。其中，湖南、江西、福建、广东、宁夏、陕西、贵州、浙江和青海9个省份提高幅度超过100小时，用电需求较快增长以及水电减发是其中大部分省份的主要原因。10个火电设备平均利用小时同比下降的省份中，海南（-323小时）、北京（-136小时）和重庆（-123小时）降幅超过100小时。

 

（四）全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩

 

上半年，全国电力供需总体宽松，其中，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余，东北和西北区域电力供应能力相对过剩。

 

华北区域电力供需总体平衡。区域统调最高用电负荷1.91亿千瓦、同比增长6.4%；区域发电设备利用小时1956小时、同比降低33小时，其中，火电2214小时、同比降低8小时；并网风电1044小时、同比降低37小时。其中，煤电发电设备利用小时数为2245、同比提高1小时。

 

东北区域电力供应能力相对过剩。区域统调最高用电负荷5553万千瓦、同比增长3.3%；区域发电设备利用小时1707小时、同比提高21小时。其中，火电1981小时、同比提高25小时；并网风电996小时、同比提高92小时。其中，煤电发电设备利用小时数为1976、同比提高27小时。

 

（五）全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩

 

华东区域电力供需总体宽松。区域统调最高用电负荷2.04亿千瓦、同比下降2.2%；区域发电设备利用小时2038小时、同比降低13小时。其中，火电2113小时，同比提高56小时；风电1051小时、同比降低38小时。

 

华中区域电力供需总体宽松。区域统调最高用电负荷1.49亿千瓦、同比下降2%；区域发电设备利用小时1664小时、同比降低48小时。其中，水电1698小时、同比降低127小时；火电1732小时、同比提高61小时。

 

西北区域电力供应能力相对过剩。区域统调最高用电负荷7373万千瓦、同比增长3.1%；上半年全社会用电增速达到10.9%，其中用电比重占一半的四大高耗能行业用电增长11.9%。区域发电设备利用小时1586小时、同比提高50小时；其中，火电2146小时，同比提高65小时；风电796小时、同比提高173小时；太阳能发电622小时、同比提高18小时。

 

南方区域电力供需总体宽松。区域统调最高用电负荷1.52亿千瓦、同比增长7.8%；区域发电设备利用小时1644小时、同比提高26小时。其中，水电1445小时、同比降低135小时；火电1652小时，是各区域中最低水平，同比提高113小时。上半年，云南弃水电量18亿千瓦时，主要集中在金沙江及中小流域；贵州1-4月受电煤供应明显不足影响，电力供应偏紧，个别时段出现错峰，6月29日解除电煤黄色预警。其中，煤电发电设备利用小时数为1638小时、同比提高148小时。

 

（六）水电、风电、太阳能、核电发电等情况

 

上半年，全国规模以上电厂水电发电量为4613亿千瓦时、同比下降4.2%，上年同期高基数以及上年底蓄能值偏低是水电发电量负增长的主要原因。

 

上半年，全国水电设备平均利用小时1514小时、同比降低144小时。分省份看，水电装机容量超过500万千瓦的13个省份中，云南、甘肃和新疆3个省份的水电设备平均利用小时同比分别提高288、231和97小时；云南由于电力消费需求快速增长以及超计划增送广东电量，水电消纳情况明显好于上年同期。其余10个省份的水电设备平均利用小时数同比均有所降低。

 

上半年，风电完成投资206亿元、同比下降15.6%；新增并网风电装机容量601万千瓦、同比多投产27万千瓦。其中，东、中部地区新增风电装机占比达到57.9%，投资和投产占比持续提高，风电布局向东、中部地区转移趋势明显。

 

截至6月底，全国并网风电装机容量1.54亿千瓦、同比增长12.0%，占全国6000千瓦及以上发电装机容量的9.4%。其中，风电装机比重超过20%的省份有甘肃（26.7%）、宁夏（24.2%）、新疆（22.7%）、内蒙古（22.5%）和黑龙江（20.1%）5个省份；

 

上半年，全国6000千瓦及以上电厂并网风电发电量1490亿千瓦时、同比增长21.0%，明显超过装机容量增速；全国风电利用小时数984小时、同比提高67小时。

 

半年，全国新增并网太阳能发电装机2362万千瓦、同比增加602万千瓦。其中，6月份并网太阳能发电新增装机规模占上半年的比重达到50.5%。太阳能发电企业为赶在6月30日之前投产，以享受2016年的上网标杆电价和补贴，是大规模太阳能发电集中投产的主要原因。

 

截至6月底，全国并网太阳能发电装机容量为9797万千瓦、同比增长53.8%，占总发电装机容量比重为5.9%。其中，青海（30.1%）、西藏（22.0%）、宁夏（15.7%）、甘肃（15.6%）、新疆（11.4%）和安徽（10.3%）装机比重超过10%；

 

上半年，全国并网太阳能发电量501亿千瓦时、同比增长74.3%。太阳能发电设备平均利用小时630小时、同比提高39小时。

 

上半年，全国核电投资完成183亿元、同比下降16%。3月份广东阳江核电站4号机组（109万千瓦）投入商业运营；截至6月底，全国核电装机3473万千瓦、同比增长17.3%。

 

上半年，全国核电发电量1154亿千瓦时，同比增长19.6%；核电设备平均利用小时3406小时、同比提高59小时。

 

三、2016年全国300MW级火电机组能效对标及竞赛主要数据

 

2016年度共有534台300MW级机组参加了火电机组能效对标及竞赛活动，其中483台机组达到竞赛要求（竞赛要求机组投产满一年，年运行小时超过3500小时且备用小时不超过4500小时）。

 

2016年度参加300MW级火电机组能效对标机组分布图（按省份，MW）

 

2016年度参加300MW级火电机组能效对标机组分布图（按锅炉厂家,MW）

 

2016年度参加300MW级火电机组能效对标机组分布图（按投产时间,年）

 

2016年度参加竞赛机组类型统计表

 

2016年度，483台参加竞赛机组（上年度443台）平均等效可用系数为93.38%（上年度93.21%）；平均非计划停运次数为0.31次/台·年（上年度0.26次/台·年）；平均非计划停运小时为11.22小时/台·年（上年度14.13小时/台·年）；等效强迫停运率0.17%（上年度0.20%）；平均利用小时4546.23小时（上年度4439.23）。

 

2016年度，483台300MW级参加竞赛机组平均完成供电煤耗310.29 g/kWh（上年度314.21 g/kWh）、发电厂用电率5.61%（上年度5.58%）、发电综合耗水率1.32 kg/kWh（上年度1.61 kg/kWh）、点火用油71.46 t/a（上年度76.38 t/a）、助燃用油32.66 t/a（上年度33.90 t/a）。

 

四、300MW级亚临界纯凝湿冷机组能效指标

 

五、300MW级亚临界供热湿冷机组能效指标

 

 

六、300MW级亚临界純凝空冷机组能效指标

 

 

七、300MW级亚临界供热空冷机组能效指标

 

 

八、350MW级亚临界純凝湿冷进口机组能效指标

 

 

九、350MW级亚临界供热湿冷进口机组能效指标

 

 

十、350MW级超临界纯凝湿冷机组能效指标

 

 

十一、350MW级超临界供热机组能效指标

 

 

十二、建议

 

从去年下半年开始，针对煤炭去产能对煤电企业的严重影响问题，中电联及时向国务院和有关部门反映煤电行业的困境，仅今年上半年就提交了《关于煤炭行业化解过剩产能政策对电力行业影响的汇报》《关于保障电煤供应防范煤炭市场价格异常波动有关情况的报告》《关于电煤中长期合同签订及履约情况的报告》《电煤中长期合同签订履约情况调研督导报告》《粤电集团煤电经营情况调研报告》等五篇报告，大力呼吁要区别对待煤炭去产能与控产量，释放先进产能，保障煤炭供应。同时，对国家发展改革委煤炭最低最高库存制度、防范应对煤炭价格异常波动预案等提出意见。经过与电力企业共同努力，煤炭去产能对煤电企业影响问题引起各方高度重视，国家发展改革委已出台政策，腾出电价空间提高煤电标杆电价。

 

今年2月份开始，中电联于崇德理事长亲自带队对13家发电企业（集团）进行防范和化解煤电产能过剩风险的调研，5月26日，中电联正式向中央财经领导小组办公室，国家发改委，国家能源局等部位的报告中提出具体意见： 

 

（一）淘汰落后产能，提升发展质量

 

一是加大淘汰落后产能力度。落实能源电力规划，加快淘汰服役年限长，不符合能效、环保、安全、质量等要求的煤电机组。

二是完善小火电关停配套政策。在机组关停后，安排5年以上的过渡期发电量计划，被关停发电机组可以通过发电权交易获得一定补偿。

 

（二）严控新增煤电规模，遏制无序发展行为

 

截至2016年底，全国合规在建煤电项目165个，规模为1.78亿千瓦，违规建设项目3800万千瓦，合计2.16亿千瓦。按照2020年煤电机组控制在11亿千瓦，计及淘汰落后产能关停2000万千瓦小机组，需要停缓建3600万千瓦在建项目。

 一是有序停缓建一批在建煤电项目，最大限度降低企业损失。

 二是优化煤电布局，促进网源协调发展，推动解决“三弃一限”问题。

 

（三）加强自备电厂管理，规范电力市场秩序

 

截至2016年底，全国共有燃煤自备电厂1.15亿千瓦，近两年装机平均增速达15.7%，比统调煤电装机增速高10个百分点。自备电厂建设及运营存在不规范甚至违规现象，带来诸多问题。

一是将自备煤电机组纳入压减煤电项目清单，严控燃煤自备电厂发展。

二是细化自备电厂收费政策。

三是开展自备电厂建设及运行专项检查。

 

（四）完善调控政策和协同机制，降低煤电企业经营负担和风险

 

针对煤炭价格过高、煤电成本缺乏疏导渠道、煤电电价定价机制滞后、企业效益严重下降等问题，亟需完善调控政策和协同机制。

一是取消煤炭减量化生产措施，引导煤价回归合理区间。

二是进一步完善煤电联动机制，合理疏导煤电企业发电成本。

三是完善煤电电价定价机制和辅助服务补偿机制，引导煤电行业转型升级

 

（五）加大政策支持力度，积极推广电能替代

 

7月26日，国家发改委等16部委联合发文，出台防范化解煤电产能过剩的意见，《意见》提出了六项主要任务，包括从严淘汰落后产能、清理整顿违规项目、严控新增产能规模、加快机组升级改造、规范自备电厂管理以及保障电力安全供应等（中电联建议前3条均采纳）。 《意见》指出：十三五期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内，具备条件的煤电机组完成超低排放改造，煤电平均供电煤耗降至310克/千瓦时。

 

就燃煤电厂自身而言，如何面对燃煤发电的新态势，提点建议，仅供参考： 

1、加强精细化、精益化管理，向管理要效益（燃料、设备、人员）

2、加大节能改造、供热改造、灵活性改造的力度，优化方式方法（比如：同流改造中心负荷的科学确定以及时间段的预测）

3、做足能效诊断工作，小改造，大收益（冷端的不同优化）

4、对标中找差距，相互借鉴，学习成功经验

5、优化调度，做好机组能效和负荷率的协调匹配关系

6、尽快拿到超低排放的补贴（中电联上书发改委，补偿形式保留）

7、积极参与电力市场改革，参与售电环节，直接与大用户交易

 

（来源：微信公众号“循环流化床发电”  ID：xhlhcfd、《中国电力报》发电报道）