我国电力工业节能现状及展望(4)

电力工业节能现状及展望

表３近８年来我国电力工业煤耗情况

项目

１９９５年１９９６年１９９７年１９９８年１９９９年２０００年２００１年２００２年

部分在３０ＭＷ左右。（６）ＩＧＣＣ、ＰＦＢＣ、大型ＣＦＢＣ等洁净煤技术发展较慢，正处于对引进技术的消化吸收、建设示范工程阶段。（７）新能源、可再生能源发电技术及设备水平不高，国内企业在大型风电机组、太阳能发电设备的制造上几乎还是空白。（８）核电机组、水电机组技术水平低，一定程度上影响了电力结构调整的力度和进度。

在规划方法上：电源规划水平还无法完全适应发展的需求，尚缺乏将燃料运输与节约、环境保护、区域电力市场与电力平衡等因素纳入统一范畴的综合数学模型，一定程度降低了电源建设中节能工作并举的科学性。

在机组设计、制造、运行等技术水平上：（１）国产早期型３００ＭＷ机组因限于当时技术条件，其热经济性较差，锅炉效率为９０．５％，比引进型机组的锅炉效率低ｌ％；汽轮机保证热耗高达８３３８（ｋＷ－ｈ），比引进型汽轮机高２５７

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现发电企业利润最大化也直接要求大力降低生产成本。在这种外在动因和内部需求的直接作用下，将促进电力工业节能工作，有可能完成供电煤耗年平均降低５ｇ的规划要求。在电网方面，规划的节能目标是到２００５年全国电网的线损率降低到６．８％，即全国电网线损率比２０００年要降低０．９个百分点，平均每年要降低０．１８个百分点。２０００年全国线损率为７．８ｌ％，２００２年全国线损率为７．４５％，比２０００年降低了０．２５个百分点，比“十五”规划的平均年度目标少了０．１１个百分点，完成“十五”规划的节能目标任务非常艰巨。

１．３存在的主要问题

一是对节能的认识不足，偏重节能工作的局部经济效益，轻社会和资源可持续利用的全局、综合效益；偏重增量发展，轻存量节约；在电力规划、建设、生产、使用全过程的节能重视程度不平衡，偏重发电侧节约、轻需求侧管理。二是法规配套性不够，尤其是节能优惠政策难以得到有效落实，如节能电价、节能投资政策不落实。三是电力节能体制和机制不健全，对电力节能缺乏有效的行业管理、监督、服务。四是由于历史原因和以上多种原因，造成我国电力装备和技术水平落后，装备和技术水平落后主要表现在以下方面。

１．３．１

括供热机组，５０ＭＷ及以下的供热机组约占火电装机容量的７％）。（２）发电设备技术参数相对落后，高效率的超临界压力机组只占２．７８％。全国火电机组中，亚临界压力及以上参数机组占４０．７％，高压、超高压参数机组占４３．０７％，中、低压参数机组占１６．２３％。（３）关停１００ＭＷ以下凝汽式小火电机组还有巨大困难，且尚有部分地区盲目投建小型机组，还有部分地区没有严格执行国家“以热定电”产业政策，建设的热电机组机型选择不尽合理，有些以热电为名目的小机组供电标准煤耗甚至高于６００ｇ／（ｋＷ ｈ）。（４）供热机组的容量比例与世界先进水平相比仍较低。２０００年底我国６ＭＷ及以上火电机组中，供热机组容量占１２．５７％。（５）燃气一蒸汽联合循环机组比例过低，我国单机容量６ＭＷ及以上燃机装机仅占火电总装机容量的２．３％，且机组容量偏小，大

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（ｋＷ ｈ）。改进型３００ＭＷ机组的性能虽有所提高，但仍不如引进型机组，更不如性能较好的国外进口机组。国产２００ＭＷ机组在设计上存在问题较多，其中汽轮机通流部分效率低３．０％～７．５％，是这批机组

电源侧

在电源结构上：（１）大机组的比重仍然过小。２０００年全国６ＭＷ及以上的汽轮机组平均机组容量为６０ＭＷ。３００ＭＷ及以上机组占火电机组容量的３８％，而１００ＭＷ及以下的机组占２９－３％，５０ＭＷ及以下的纯凝汽式机组约占ｌｌ％（不包

西藏羊湖抽水蓄能电站

电力工业节能现状及展望

经济性差的主要原因之一，而在实际运行中，高、低压缸效率一般比设计值还要低。（２）从各电厂运行统计看，蒸汽参数达不到设计值的现象较普遍，其中再热汽温偏低现象尤为严重。１２５～３００ＭＷ机组的主蒸汽温度偏差有的达８～１７℃，再热蒸汽温度偏差有的达１０～３０℃，影响实际机组效率的水平。大机组凝汽器真空度设计值～般为９５％，而实际运行中多数机组都在９３％左右，个别机组只有９０％左右。（３）由于锅炉设计或燃料质量方面的原因，有些机组锅炉效率水平较低直接影响机组的煤耗水平。（４）有的机组主机或辅机可靠性差，频繁启停，最终造成全厂平均煤耗偏高。据估算，一台２００ＭＷ机组每启停一次所耗能源折合标准煤为１２０～１５０ｔ。（５）电力系统自动化水平较低。２０世纪９０年代，我国设计和投产的３００ＭＷ及以上机组，普遍开始采用ＤＣＳ（分散控制系统）作为监视和控制中心。但其硬件绝大多数都为国外品牌，国内企业在此领域尚处于起步阶段，尚不具备竞争能力。目前国产控制系统 …… 此处隐藏：1679字，全部文档内容请下载后查看。喜欢就下载吧 ……