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国家能源集团2019年一季度火电利润完成51.9亿元,同比增加18.6亿元

2019-04-21 12:00  来源:能源杂志  浏览:  
“国家能源集团2019年一季度火电利润完成51.9亿元,同比增加18.6亿元。163家火电企业中,48家亏损,较上年减少34家。”4月18日,中国电力企业联合会在京召开2019年经济形势与电力发展研讨会,国家能源集团党组成员、副总经理米树华表示。
 
从数据不难看出,在一季度,国家能源集团火电利润同比增幅接近56%,与此同时,亏损企业数量减少后亏损面也降低了20%。
 
据先容,截至2019年一季度,国家能源集团的可控总装机容量为2.39亿千瓦,占比全国电力装机13.2%,其中火电1.81亿千瓦,占全国火电装机的比例达到15.8%;发电量2373亿千瓦时,占全国发电量的14.3%,其中火电发电量2041亿千瓦时,占全国火电发电的16.5%;平均利用小时数为1005小时,同比降低7小时,其中火电为1144小时,同比基本持平;电力投资方面,电力板块完成投资48亿元,其中火电20.4亿元。
 
米树华指出,我国煤电装机规模已接近峰值,发展速度逐步平稳,近年来,各发电企业普遍遇到了经营和发展的困境:市场竞争加剧,发电空间缩减,利用小时下滑,环保压力提升,各项成本増加,部分区域长期亏损。但煤电在电力结构中仍将长期保持主体地位,煤电行业将从规模扩张期进入高质量发展期,要将重点放在优化存量上,坚定走清洁低碳发展之路。
 
上述所指的煤电清洁低碳发展主要分为四点,即重点强化经济运行,节约煤炭消耗,方向是实施热电联产,提高能源效率,关键是增强机组灵活,服务清洁电力,目标是提升减排能力,实现近零排放。
 
强化经济运行,节约煤炭消耗
 
选取不同容量典型机组100%、50%、40%三个典型工况试验,100万干瓦级机组,降到50%负荷煤耗增加了41g/kWh,降到40%负荷煤耗増加了68g/kWh,能耗増幅很大。各容量机组从50%降到40%负荷运行,100万千瓦级机组煤耗增幅最大,是30万机组增幅的1.8倍。因此,负荷率对煤电整体能耗水平影响较大,机组容量越大受影响也越大。
 
2018年,国家能源集团平均负荷率在70%左右,广西、吉林、黑龙江、辽宁、新疆等区域机组长期在50%工况下运行,并经常参与40%深度调峰。
 
“在国家能源集团范围内,如果用100万机组替代30万机组10%年度发电量,每年可节约标煤量54万吨。2003-2011年,集团企业负荷率均在75%以上,如果负荷率从目前的70%回升到75%,每年可节约标媒量48万吨。”米树华在演讲中谈到,“因此,优化机组运行方式节能空间巨大,建议调峰以60万千瓦以下特别是30万千瓦级机组为主,100万千瓦机组带基荷;优化调度方式,以厂级或企业为单位调度,提高机组负荷率。”
 
实施热电联产,提高能源效率
 
实施热电联产是提高煤电能源转化效率的重要方向。纯凝机组实施高背压供热改造后,供电煤耗可下降100g/kWh以上,效果明显,供热期能源转化效率可提升到85%以上,通过供电煤耗下降和冷端余热利用,碳排放降低幅度可降低40%以上,碳排放小于500g/kWh。因此,热电联产提高了效率,减少了能源损失,同比例降低了碳排放。
 
在热电联产主要措施上,首先,可以扩展供热范围,进行30公里以上远距离供热;拓展居民供热面积、提升热电比;协调政府为园区集中供热,拓展冷热电多联供及综合能源服务。
 
其次,研究实践新的供热技术,采用余热利用、高背压改造为主导路线,综合运用旋转隔板技术、溴化锂热泵、高效换热器等技术,分能级供热,提供高效能源。
 
增强机组灵活,服务清洁电力
 
增强煤电机组的灵活性,可以少发电、少用煤,为清洁能源发电腾出空间,这是煤电实现清洁低碳发展的关键。煤电不灵活,关键是锅炉对不同燃料的调节适应能力不强,应研究提升锅炉及制粉、回热、控制等相关系统的灵活性。
 
在燃料的灵活适应性上,应重点开展精细化配煤,研究采用冗余制粉系统配烧、筒仓掺配等措施;开展生物质、污泥掺烧,研究大比例掺烧或全燃料替代技术,由“煤电厂”升级为“火电厂”;研究大功率等离子、富氧燃烧技术,提高燃烧不同煤种的灵活性。
 
在热力系统的灵活性上,研究利用凝结水节流一次调频、高加抽汽节流二次调频,利用回热系统,实现灵活启动、快速负荷调整和全负荷脱硝。
 
最后发挥智能控制优势,将智能控制方法固化到控制系统中,最大程度的发挥机组灵活性。
 
提升减排能力,实现近零排放
 
根据国家能源集团2018年排放绩效,初步估算全国排放总量为130.9万吨,为2015年的31%,取得了巨大成绩。但目前火电排放总量仍然不小,总量减排仍有空间。近期国家能源集团实施改造的试点电厂相比现行排放绩效可再下降20%以上。
 
硬币的另一面,继续推进减排,也将面临投入和成本的问题,应进一步抓好环保设施改造优化,在成本、技术、运营方面持续创新、强化管理,使煤电排放近零趋零。可以采取的主要措施有研究并实践干法脱硫、低成本废水治理、固废资源化利用新技术,以及优化已经投运环保设施的监测和运行,降低成本、提高绩效。
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