8月16日，由中國電力企業聯合會舉辦的“全國火電30萬千瓦級機組能效水平對標及競賽
第四十六屆年會”在遼寧省營口市召開。中國電力企業聯合會黨組成員、專職副理事長兼
秘書長于崇德出席會議并講話，華能集團黨組副書記、副總經理鄧建玲代表協辦單位致辭。

　　據悉，2016年度共有534臺30萬千瓦級機組參加了火電機組對標及競賽活動，其中483臺機組達到競賽要求（機組投產滿一年，年運行小時超過3500小時且備用小時不超過4500小時）。

　　本次會議發布了2016年度全國火電30萬千瓦機組競賽優勝機組評選結果、最優單項指標結果及全國火電30萬千瓦級機組能效水平對標及競賽第四十六屆年會優秀論文評選結果，表彰了2016年度全國火電30萬千瓦級機組競賽優勝機組。

　　附：2016年度全國火電30萬千瓦級機組能效水平對標及競賽獲獎名單

 

 

 

 

 

 

附：2016年度全國火電300MW級機組能效水平對標及競賽指標分析報告

 

一、2017年上半年全國電力供需狀況

 

（一）全社會用電量增速同比提高，二產用電量繼續較快增長

 

    據中電聯全國電力工業統計月報，上半年，全國全社會用電量2.95萬億千瓦時、同比增長6.3%，為2012年以來同期最高增長水平，增速同比提高3.6個百分點。

 

全社會用電量保持較快增長的主要原因：一是宏觀經濟總體延續穩中向好，工業增加值、社會消費品零售總額、基礎設施投資、外貿出口等關鍵指標增速回升；二是工業生產進入補庫存周期、部分行業去產能效果明顯、世界經濟復蘇拉動外貿出口需求回暖等因素疊加，使工業品市場供需關系改善，市場價格回升，企業生產形勢明顯好轉，拉動工業用電增長，尤其是有色金屬冶煉等行業用電量較快增長。三是高技術產業和裝備制造業等新技術持續快速發展，“大眾創業、萬眾創新”下，新產業新業態也快速發展，帶動用電速度快速增長，逐步孕育出拉動全社會用電量增長的又一重要力量。四是上年同期基數相對偏低。

 

從電力消費結構看，上半年，一、二、三產及城鄉居民生活用電量占全社會用電量的比重分別為1.7%、71.0%、13.7%和13.5%，三產用電量比重超過城鄉居民生活用電量比重。與上年同期相比，第三產業電量比重提高0.4個百分點；第二產業和城鄉居民生活用電量比重均降低0.2個百分點。第二產業中，四大高耗能行業用電量比重(29.8%)與上年同期持平，而通用及專用設備制造業、交通運輸電氣電子設備制造業、醫藥制造業三個行業合計用電量比重(7.5%)比上年同期提高0.2個百分點，成為電力消費結構調整的新亮點。

 

（二）發電投資及新增裝機同比減少，電力供應能力增長放緩

 

上半年，全國主要電力企業總計完成投資3444億元、同比增長1.6%。其中，在電力需求增長放緩、發電裝機存在過剩風險形勢下，發電企業有效控制投資節奏，完成電源投資1046億元、同比下降13.5%。電網企業貫徹落實國家配電網建設改造行動計劃及新一輪農村電網改造升級等政策，完成投資2398億元、同比增長10.0%；其中，110千伏及以下電網投資占54.9%。

 

上半年，全國基建新增發電裝機5056萬千瓦，比上年同期少投產643萬千瓦；其中，新增非化石能源發電裝機3710萬千瓦，占新增總裝機的73.4%，比重同比提高20個百分點。新增220千伏及以上變電設備容量14629萬千伏安、同比多投產3133千伏安；新增220千伏及以上輸電線路長度22768千米，同比多投產6827千米。

 

截至6月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量為16.3億千瓦、同比增長6.9%，增速同比降低4.3個百分點；全口徑發電機裝機容量為16.8億千瓦左右；上半年，全國規模以上電廠發電量2.96萬億千瓦時，同比增長6.3%。

 

 

 

（三）火電完成投資和新增裝機規模雙降，設備平均利用小時連續五年下降后實現正增長  

 

上半年，火電完成投資313億元、同比下降17.4%，自上年一季度以來持續回落。其中，煤電完成投資248億元、同比下降29.0%。全國基建新增火電裝機容量1421萬千瓦、同比少投產1290萬千瓦；主要是煤電新增裝機接近減半，上半年投產1112萬千瓦、同比少投產1037萬千瓦。煤電投資及投產規模大幅減少，反映出國家出臺的促進煤電有序發展系列政策措施效果持續顯現。截至6月底，全國6000千瓦及以上火電裝機容量10.6億千瓦、同比增長4.6%，增速同比降低3.3個百分點；其中，煤電9.5億千瓦、同比增長3.9%。

 

 

上半年，在電力消費需求較快增長、水電減發等因素拉動下，全國規模以上電廠火電發電量2.22萬億千瓦時、同比增長7.1%，延續2016年下半年以來的較快增長水平。分省份看，全國共有27個省份火電發電量實現正增長，較上年同期增加16個。其中，湖南、廣西、寧夏、青海、貴州、江西、廣東、西藏、湖北、福建和天津11個省份增速超過10%；這些省份除了用電需求明顯增加外，湖南、江西、福建還有水電減發的原因，寧夏還有電力外送快速增長的原因。

 

上半年，全國火電設備平均利用小時2010小時、同比提高46小時。其中，煤電2040小時、同比提高9小時，在連續五年下降后實現正增長。分省份看，上半年全國有12個省份火電設備平均利用小時高于全國平均水平。其中，江蘇、河北、山東和寧夏火電設備平均利用小時均在2450小時左右。而福建、湖南、重慶火電設備平均利用小時分別僅有1569、1480和1365小時，明顯低于全國平均水平。

 

 與上年同期相比，全國有21個省份火電設備平均利用小時同比提高。其中，湖南、江西、福建、廣東、寧夏、陜西、貴州、浙江和青海9個省份提高幅度超過100小時，用電需求較快增長以及水電減發是其中大部分省份的主要原因。10個火電設備平均利用小時同比下降的省份中，海南（-323小時）、北京（-136小時）和重慶（-123小時）降幅超過100小時。

 

（四）全國電力供需總體寬松，部分地區相對過剩

 

上半年，全國電力供需總體寬松，其中，華北區域電力供需總體平衡，華中、華東和南方區域供需總體寬松、部分省份供應能力富余，東北和西北區域電力供應能力相對過剩。

 

華北區域電力供需總體平衡。區域統調最高用電負荷1.91億千瓦、同比增長6.4%；區域發電設備利用小時1956小時、同比降低33小時，其中，火電2214小時、同比降低8小時；并網風電1044小時、同比降低37小時。其中，煤電發電設備利用小時數為2245、同比提高1小時。

 

東北區域電力供應能力相對過剩。區域統調最高用電負荷5553萬千瓦、同比增長3.3%；區域發電設備利用小時1707小時、同比提高21小時。其中，火電1981小時、同比提高25小時；并網風電996小時、同比提高92小時。其中，煤電發電設備利用小時數為1976、同比提高27小時。

 

（五）全國電力供需總體寬松，部分地區相對過剩

 

華東區域電力供需總體寬松。區域統調最高用電負荷2.04億千瓦、同比下降2.2%；區域發電設備利用小時2038小時、同比降低13小時。其中，火電2113小時，同比提高56小時；風電1051小時、同比降低38小時。

 

華中區域電力供需總體寬松。區域統調最高用電負荷1.49億千瓦、同比下降2%；區域發電設備利用小時1664小時、同比降低48小時。其中，水電1698小時、同比降低127小時；火電1732小時、同比提高61小時。

 

西北區域電力供應能力相對過剩。區域統調最高用電負荷7373萬千瓦、同比增長3.1%；上半年全社會用電增速達到10.9%，其中用電比重占一半的四大高耗能行業用電增長11.9%。區域發電設備利用小時1586小時、同比提高50小時；其中，火電2146小時，同比提高65小時；風電796小時、同比提高173小時；太陽能發電622小時、同比提高18小時。

 

南方區域電力供需總體寬松。區域統調最高用電負荷1.52億千瓦、同比增長7.8%；區域發電設備利用小時1644小時、同比提高26小時。其中，水電1445小時、同比降低135小時；火電1652小時，是各區域中最低水平，同比提高113小時。上半年，云南棄水電量18億千瓦時，主要集中在金沙江及中小流域；貴州1-4月受電煤供應明顯不足影響，電力供應偏緊，個別時段出現錯峰，6月29日解除電煤黃色預警。其中，煤電發電設備利用小時數為1638小時、同比提高148小時。

 

（六）水電、風電、太陽能、核電發電等情況

 

上半年，全國規模以上電廠水電發電量為4613億千瓦時、同比下降4.2%，上年同期高基數以及上年底蓄能值偏低是水電發電量負增長的主要原因。

 

上半年，全國水電設備平均利用小時1514小時、同比降低144小時。分省份看，水電裝機容量超過500萬千瓦的13個省份中，云南、甘肅和新疆3個省份的水電設備平均利用小時同比分別提高288、231和97小時；云南由于電力消費需求快速增長以及超計劃增送廣東電量，水電消納情況明顯好于上年同期。其余10個省份的水電設備平均利用小時數同比均有所降低。

 

上半年，風電完成投資206億元、同比下降15.6%；新增并網風電裝機容量601萬千瓦、同比多投產27萬千瓦。其中，東、中部地區新增風電裝機占比達到57.9%，投資和投產占比持續提高，風電布局向東、中部地區轉移趨勢明顯。

 

截至6月底，全國并網風電裝機容量1.54億千瓦、同比增長12.0%，占全國6000千瓦及以上發電裝機容量的9.4%。其中，風電裝機比重超過20%的省份有甘肅（26.7%）、寧夏（24.2%）、新疆（22.7%）、內蒙古（22.5%）和黑龍江（20.1%）5個省份；

 

上半年，全國6000千瓦及以上電廠并網風電發電量1490億千瓦時、同比增長21.0%，明顯超過裝機容量增速；全國風電利用小時數984小時、同比提高67小時。

 

半年，全國新增并網太陽能發電裝機2362萬千瓦、同比增加602萬千瓦。其中，6月份并網太陽能發電新增裝機規模占上半年的比重達到50.5%。太陽能發電企業為趕在6月30日之前投產，以享受2016年的上網標桿電價和補貼，是大規模太陽能發電集中投產的主要原因。

 

截至6月底，全國并網太陽能發電裝機容量為9797萬千瓦、同比增長53.8%，占總發電裝機容量比重為5.9%。其中，青海（30.1%）、西藏（22.0%）、寧夏（15.7%）、甘肅（15.6%）、新疆（11.4%）和安徽（10.3%）裝機比重超過10%；

 

上半年，全國并網太陽能發電量501億千瓦時、同比增長74.3%。太陽能發電設備平均利用小時630小時、同比提高39小時。

 

上半年，全國核電投資完成183億元、同比下降16%。3月份廣東陽江核電站4號機組（109萬千瓦）投入商業運營；截至6月底，全國核電裝機3473萬千瓦、同比增長17.3%。

 

上半年，全國核電發電量1154億千瓦時，同比增長19.6%；核電設備平均利用小時3406小時、同比提高59小時。

 

三、2016年全國300MW級火電機組能效對標及競賽主要數據

 

2016年度共有534臺300MW級機組參加了火電機組能效對標及競賽活動，其中483臺機組達到競賽要求（競賽要求機組投產滿一年，年運行小時超過3500小時且備用小時不超過4500小時）。

 

2016年度參加300MW級火電機組能效對標機組分布圖（按省份，MW）

 

2016年度參加300MW級火電機組能效對標機組分布圖（按鍋爐廠家,MW）

 

2016年度參加300MW級火電機組能效對標機組分布圖（按投產時間,年）

 

2016年度參加競賽機組類型統計表

 

2016年度，483臺參加競賽機組（上年度443臺）平均等效可用系數為93.38%（上年度93.21%）；平均非計劃停運次數為0.31次/臺·年（上年度0.26次/臺·年）；平均非計劃停運小時為11.22小時/臺·年（上年度14.13小時/臺·年）；等效強迫停運率0.17%（上年度0.20%）；平均利用小時4546.23小時（上年度4439.23）。

 

2016年度，483臺300MW級參加競賽機組平均完成供電煤耗310.29 g/kWh（上年度314.21 g/kWh）、發電廠用電率5.61%（上年度5.58%）、發電綜合耗水率1.32 kg/kWh（上年度1.61 kg/kWh）、點火用油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級亞臨界純凝濕冷機組能效指標

 

五、300MW級亞臨界供熱濕冷機組能效指標

 

 

六、300MW級亞臨界純凝空冷機組能效指標

 

 

七、300MW級亞臨界供熱空冷機組能效指標

 

 

八、350MW級亞臨界純凝濕冷進口機組能效指標

 

 

九、350MW級亞臨界供熱濕冷進口機組能效指標

 

 

十、350MW級超臨界純凝濕冷機組能效指標

 

 

十一、350MW級超臨界供熱機組能效指標

 

 

十二、建議

 

從去年下半年開始，針對煤炭去產能對煤電企業的嚴重影響問題，中電聯及時向國務院和有關部門反映煤電行業的困境，僅今年上半年就提交了《關于煤炭行業化解過剩產能政策對電力行業影響的匯報》《關于保障電煤供應防范煤炭市場價格異常波動有關情況的報告》《關于電煤中長期合同簽訂及履約情況的報告》《電煤中長期合同簽訂履約情況調研督導報告》《粵電集團煤電經營情況調研報告》等五篇報告，大力呼吁要區別對待煤炭去產能與控產量，釋放先進產能，保障煤炭供應。同時，對國家發展改革委煤炭最低最高庫存制度、防范應對煤炭價格異常波動預案等提出意見。經過與電力企業共同努力，煤炭去產能對煤電企業影響問題引起各方高度重視，國家發展改革委已出臺政策，騰出電價空間提高煤電標桿電價。

 

今年2月份開始，中電聯于崇德理事長親自帶隊對13家發電企業（集團）進行防范和化解煤電產能過剩風險的調研，5月26日，中電聯正式向中央財經領導小組辦公室，國家發改委，國家能源局等部位的報告中提出具體意見： 

 

（一）淘汰落后產能，提升發展質量

 

一是加大淘汰落后產能力度。落實能源電力規劃，加快淘汰服役年限長，不符合能效、環保、安全、質量等要求的煤電機組。

二是完善小火電關停配套政策。在機組關停后，安排5年以上的過渡期發電量計劃，被關停發電機組可以通過發電權交易獲得一定補償。

 

（二）嚴控新增煤電規模，遏制無序發展行為

 

截至2016年底，全國合規在建煤電項目165個，規模為1.78億千瓦，違規建設項目3800萬千瓦，合計2.16億千瓦。按照2020年煤電機組控制在11億千瓦，計及淘汰落后產能關停2000萬千瓦小機組，需要停緩建3600萬千瓦在建項目。

 一是有序停緩建一批在建煤電項目，最大限度降低企業損失。

 二是優化煤電布局，促進網源協調發展，推動解決“三棄一限”問題。

 

（三）加強自備電廠管理，規范電力市場秩序

 

截至2016年底，全國共有燃煤自備電廠1.15億千瓦，近兩年裝機平均增速達15.7%，比統調煤電裝機增速高10個百分點。自備電廠建設及運營存在不規范甚至違規現象，帶來諸多問題。

一是將自備煤電機組納入壓減煤電項目清單，嚴控燃煤自備電廠發展。

二是細化自備電廠收費政策。

三是開展自備電廠建設及運行專項檢查。

 

（四）完善調控政策和協同機制，降低煤電企業經營負擔和風險

 

針對煤炭價格過高、煤電成本缺乏疏導渠道、煤電電價定價機制滯后、企業效益嚴重下降等問題，亟需完善調控政策和協同機制。

一是取消煤炭減量化生產措施，引導煤價回歸合理區間。

二是進一步完善煤電聯動機制，合理疏導煤電企業發電成本。

三是完善煤電電價定價機制和輔助服務補償機制，引導煤電行業轉型升級

 

（五）加大政策支持力度，積極推廣電能替代

 

7月26日，國家發改委等16部委聯合發文，出臺防范化解煤電產能過剩的意見，《意見》提出了六項主要任務，包括從嚴淘汰落后產能、清理整頓違規項目、嚴控新增產能規模、加快機組升級改造、規范自備電廠管理以及保障電力安全供應等（中電聯建議前3條均采納）。 《意見》指出：十三五期間，全國停建和緩建煤電產能1.5億千瓦，淘汰落后產能0.2億千瓦以上，實施煤電超低排放改造4.2億千瓦、節能改造3.4億千瓦、靈活性改造2.2億千瓦。到2020年，全國煤電裝機規模控制在11億千瓦以內，具備條件的煤電機組完成超低排放改造，煤電平均供電煤耗降至310克/千瓦時。

 

就燃煤電廠自身而言，如何面對燃煤發電的新態勢，提點建議，僅供參考： 

1、加強精細化、精益化管理，向管理要效益（燃料、設備、人員）

2、加大節能改造、供熱改造、靈活性改造的力度，優化方式方法（比如：同流改造中心負荷的科學確定以及時間段的預測）

3、做足能效診斷工作，小改造，大收益（冷端的不同優化）

4、對標中找差距，相互借鑒，學習成功經驗

5、優化調度，做好機組能效和負荷率的協調匹配關系

6、盡快拿到超低排放的補貼（中電聯上書發改委，補償形式保留）

7、積極參與電力市場改革，參與售電環節，直接與大用戶交易

 

（來源：微信公眾號“循環流化床發電”  ID：xhlhcfd、《中國電力報》發電報道）