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日志

 
 

《华电新疆公司志》第三编 安全文明生产 (第二章 技术经济指标)  

2013-10-02 09:42:27|  分类: 默认分类 |  标签: |举报 |字号 订阅

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第一节 发电量

 

一、装机容量

 

华电新疆发电有限公司装机容量由成立之初的98.3万千瓦增加至2012年末的400.05万千瓦,增长301.75万千瓦(管理口径),同比增长5.2%,其中火电355.5万千瓦(含燃机17万千瓦)、风电44.55万千瓦。华电装机占新疆电网直调总容量的17.6%,其中火电占14.9%,风电占2%

截止2013年一季度公司装机容量构成如下。

 

2013年一季度公司装机容量构成

3-6
































































 

二、发电量

2003年的44.5亿千瓦时增加到2012年末的200.34亿千瓦时,累计发电1164亿千瓦时。公司通过采取以下措施,促使发电量逐年提升:

   1)抢抓机遇,大力发展大容量、高参数的火电机组;同时优化结构,大力发展新能源项目。随着乌鲁木齐热电厂、昌吉热电厂、小草湖风电、布尔津风电、哈密十三间房风电、淖毛湖风电、三塘湖风电等一批项目的投产,进一步巩固了新疆区域最大发电集团的地位,同时市场竞争力大大增强。

2)加强与电网调度机构的沟通协调,最大限度的争取电量。同时严格依照电网调度机构下达的调度计划和运行方式,安排好机组运行方式,服从电网调度机构的统一指挥,并按照电网调度机构下达的负荷及电压曲线运行。

3)将全年发电量指标分解到月,分解到每个值;做到有计划、有步骤实施,做到有日计划、月计划、年度计划,并且做到跟踪计划,确保发电量的完成。

4)结合机组检修计划和实际情况,滚动调整,合理调控,控制机组检修工期,不断加强设备管理,提高设备的健康水平。

 

 

第二节   发、供电煤耗率

 

 

一、历年趋势

 

发电煤耗由2003年的370.59/千瓦时下降到2012年末的308.04/千瓦时,下降了62.55/千瓦时。

新疆公司2003——2012年发电煤耗

供电煤耗由2003年的406.78/千瓦时下降到2012年末的329.19/千瓦时,下降了77.59/千瓦时。

新疆公司2003——2012年供电煤耗

综合供电煤耗由2003年的412.59/千瓦时下降到2012年末的335.82/千瓦时,下降了76.77/千瓦时。

新疆公司2003——2012年综合供电煤耗

二、对标管理

 

对标原则:供电煤耗对标范围为集团所有同类型火电机组,按照机组循环冷却方式、纯凝、供热等进行分块对标,供电煤耗对标按实际完成值由低到高进行排序,未考虑机组负荷率、热电比等方面的影响。

20131-3月,新疆公司供电煤耗完成297.76/千瓦时,在华电集团排第三,比华电集团煤机平均值低13.64/千瓦时,同比下降7.14/千瓦时,下降幅度在华电集团中排第四。

1)集团各分公司煤耗对标

 

20131-3月华电集团各分公司煤机供电煤耗完成情况


红电、昌吉二期、喀电因供热量同比下降,煤耗同比上升,尤其是昌热二期供热量同比下降36.4%,煤耗上升较多。

 

(2) 集团300MW等级机组对标

 

20131-3月华电集团300MW等级机组供电煤耗完成情况表

3-17                                            

公司300MW等级机组共4台,总容量132万千瓦,占新疆公司火电机组总容量的39.28%1-3月新疆公司300MW等级机组供电煤耗完成285/千瓦时,比五大集团平均值低29.12/千瓦时,比五大集团最低值低21.14/千瓦时。

在集团公司300MW等级煤机对标中,新疆公司300MW等级燃煤机组供电煤耗低于集团同类型机组平均供电煤耗26.45/千瓦时。其中,乌鲁木齐热电厂2号机组供电煤耗完成251.26/千瓦时,为集团公司湿冷供热标杆机组;昌吉热电厂供电煤耗完成317.69/千瓦时,高于集团公司同类型机组(空冷)平均值14.04/千瓦时,高于集团公司同类型机组(空冷)标杆值27.29/千瓦时。

主要原因是一季度石家庄鹿华热电厂累计供热量为287万吉焦,昌吉热电厂为203.25万吉焦,供热量影响煤耗约20/千瓦时左右。

按机组实际供电煤耗进行对标:

1-3300MW等级湿冷供热煤机(集团共33台)标杆机组为乌鲁木齐热电厂2号机组。

1-3300MW等级空冷供热煤机(集团共4台)标杆机组为河北华电石家庄鹿华热电有限公司2号机组。

 

(3)集团200MW等级机组对标

 

20131-3月华电集团200MW等级机组供电煤耗完成情况表

3-18                                        

公司200MW等级机组共4台,总容量80万千瓦,占新疆公司火电机组总容量的23.81%1-3月新疆公司200MW等级机组供电煤耗完成286.06/千瓦时,比五大集团平均值低37.17/千瓦时,比五大集团平均最低值低31.93/千瓦时。

在集团公司200MW等级煤机对标中,新疆公司200MW等级燃煤机组供电煤耗低于集团同类型机组平均供电煤耗47.92/千瓦时,高于集团公司同类型机组标杆值37.16/千瓦时。

按机组实际供电煤耗进行对标:

1-3200MW等级煤机(供热、纯凝共33台)标杆机组为沈阳苏家屯金山热电有限公司2号机组,供电煤耗248.9/千瓦时。

红雁池电厂2号机组供电煤耗267.26/千瓦时,高于集团公司同类型机组标杆值苏家屯2号机18.36/千瓦时。原因:一是苏家屯2号机供热量171.28万吉焦,红雁池2号机供热量144.5356万吉焦,比苏家屯2号机少26.74万吉焦;二是苏家屯2号机一季度负荷率87.03%,而红雁池2号机负荷率仅有64.12%,负荷率偏低22.91%影响煤耗升高。

   

(4)集团135MW等级机组对标

 

20131-3月华电集团135MW等级机组供电煤耗完成情况

3-19                       

公司135MW等级机组共8台,总容量104万千瓦,占新疆公司火电机组总容量的30.95%1-3月公司135MW等级机组供电煤耗完成308.36/千瓦时,同比下降2.88/千瓦时。

在集团公司135MW等级煤机对标中,新疆公司135MW等级燃煤机组供电煤耗低于集团同类型机组平均供电煤耗18.15/千瓦时,高于集团公司同类型机组最低值62.93/千瓦时。

按机组实际供电煤耗进行对标:

1-3135MW等级供热煤机(集团共11台),标杆机组为华电国际十里泉发电厂5号机组。该机组在2011年末完成了高背压双转子改造,供热工况下机组经济性明显高于其他供热机组。

1-3135MW等级纯凝煤机(集团共5台),标杆机组为吐鲁番2号机组。

   

三、主要措施

 

1新疆公司从成立之初就高度重视技术改造管理工作,随着电除尘节电改造、高压电机采用变频器、锅炉微油量点火、循环水余热利用、机组整体优化技术的推广应用,新疆公司节能技术改造管理水平明显提高,度电能耗逐年下降。发电机组供电煤耗从2003年成立之初的406.78/千瓦时,下降至2012年的329.19/千瓦时,下降幅度达到77.59/千瓦时,节能成效显著。

2)以“管理效益提升年”活动为契机,不断完善、修订公司生产管理标准,做到安全生产管理“系统化、科学化、标准化”。

3)认真开展好机组检修工作,严格按照华电集团《火电机组检修全过程规范化管理》的要求认真执行,确保检修质量。根据实际检修项目需要,编制完成检修文件包及相关施工的安全、技术、组织措施,抓好机组检修全过程管理工作,努力降低机组能耗指标。

4)认真开展技术监督工作,制定各专业技术监督工作计划,把强化技术监督基础工作、机组大小修过程中的技术监督项目、反措计划的执行、技术改造及设备管理作为技术监督工作的重要内容结合起来确保发、供电设备在良好的状态下安全、优质、经济运行。

5)针对影响机组健康水平的常见缺陷和重要缺陷,进行专项治理,减少非计划停运和降低出力的时间。

6)建立健全公司节能网,定期召开公司月度节能分析会,将现场存在的问题及时反馈尽早整改。

7)为保证全年公司经营目标的顺利实现,将全年指标分解到月,做到有计划、有步骤实施。

8据有关资料介绍,低负荷率对机组经济性有一定的影响,负荷率每下降10%,煤耗上升34/千瓦时。由此,根据供热及电网负荷情况积极做好电量争取工作。

9加强运行管理,精细操作,开展技术性降成本工作。以及煤场合理配煤,使入炉煤热值稳定,基本达到设计要求。加强员工的培训学习,提高员工的操作技能水平。开展日常性的劳动竞赛活动,提高员工降成本工作的积极性。

 

 

第三节  厂用电率

 

 

一、历年趋势

 

1.综合厂用电率由2003年的10.18%下降到2012年末的8.19%,下降了2个百分点。

  二、对标管理

 

20131-3月新疆公司完成发电厂用电率(下简称“厂用电率”)5.45%(含风电),同比降低0.33个百分点,比华电集团平均值高0.4%

其中:火电厂用电率完成5.49%同比降低0.31个百分点,在华电集团火电厂用电率中排第六下降幅度在华电集团中排第四。

 

20131-3月华电集团各分公司煤机厂用电率完成情况

(按子公司厂用电率排序)

3-22                                                   (单位:%


 

昌二、喀什公司发电用电率均高于去年同期,其中:

昌二一季度发电用电率完成5.88%,同比升高0.66%。主要原因是供热量同比减少36.4%,供热分摊电量减少影响发电用电率升高;其次,昌二本年一季度共发生两次强迫停运,累计时间近四天,去年同期为零次,机组启停、空载耗电量同比增加。

喀什公司一季度发电用电率完成7.75%,同比升高0.56%,一是机组负荷率同比降低3.2%,影响用电率同比升高0.2%左右;二是供热量同比减少4.2%,影响发电用电率升高近0.1%;三是喀什公司本年一季度共发生三次强迫停运,去年同期为零次,机组启停、空载耗电量增加;四是制粉单耗同比升高3.7kWh/t,影响制粉系统耗电率同比升高0.2%左右。

  

三、主要措施

 

1加大协调力度争取更多的电量,同时在公司内部实时跟踪日电量,积极采取措施抢发、超发电量。加强节能宣传教育,培养职工节能意识,加大生产现场的检查考核,杜绝浪费电能现象。

2利用集团公司对标平台,积极开展对标工作,通过对标管理,发现自身差距,提出改进办法,通过加强了各指标参数的管理工作,督促设备运行过程中的及时调节,有效降低机组能耗。

3)合理安排运行和特殊运行方式,减少电能损失。

4)加强对非生产用电的管理,明确各自的职责,规范非生产用电费用和用电的管理。

5)进一步加强设备“三漏”治理,加强计量装置和计量设施的管理,定期进行检测和校验,并开展计量装置综合误差分析,加强同业对标指标分析,出现增高指标及时查找分析原因,采取针对措施降低指标,力争完成全年综合厂用电率指标任务。

 

 

第四节   发电设备利用小时数

 

一、历史趋势

 

1.煤机发电设备利用小时由2003年的4342小时增加到2012年末的5677小时,增加了1335小时。

新疆公司2003——2012年平均发电设备利用小时

 2.对标管理

1)集团对标

20131-3月,公司火电机组利用小时完成1310小时,在华电集团各子公司火电机组利用小时对标中排名第六,高于集团煤机平均利用小时31小时。

 


2)区域对标

火电:1-3月,公司火电机组利用小时1324小时(电网统计口径),同比降低5小时,与新疆电网直调公用火电利用小时1156小时相比高168小时。区域内同类型火电机组利用小时对标(电网统计口径)情况如下。

②风电:1-3月,公司风电机组利用小时408小时(电网统计口径),同比升高24小时,与新疆电网风电机组利用小时521小时相比低113小时。区域内同类型风电机组利用小时对标(电网统计口径)情况如下。

    3.主要措施

(1)    加强与电网调度的沟通协调,积极争取多发电量。

(2)    提高设备可靠性,减少非计划停运。最大限度的保证机组出力。

3)充分发挥热电联产机组的优势,昌吉热电厂、乌鲁木齐热电厂、红雁池电厂、苇湖梁电厂等通过夏季检修和低谷消缺,做到了供暖期安全稳定运行,即履行了社会责任、保证了供热安全,同时提高机组利用小时。

 

第五节   供热量

 

一、历史趋势

 

供热面积由2003年的320万平方米增加至2012年末的4528万平方米,增加了4208万平方米;期间的供热量由274万吉焦增加到3150万吉焦,增加了2876万吉焦,累计供热11705万吉焦。

 

新疆公司2003——2012年供热量

二、主要措施

 

1)通过收购、置换、积极抢占新兴热力市场等手段,不断拓展在城市供热市场中的话语权。如喀什二期公司通过收购喀什建工集团热力资产,实现了在喀什一市两县供热市场的绝对主导地位;昌吉热电厂通过收购环宇热力公司资产和对新泽热力市场的不断拓展,供热面积在短时间内就达到551万平米;哈密热电公司通过置换明珠热力公司64万平米热力资产,城市供热份额达到30%

2)做到煤库存量充足,加强煤场管理,合理储备燃煤,强化检质、检斤环节,杜绝劣质煤入厂,做好燃煤掺配工作。设计煤种和正常燃烧煤种偏离较大时,采取切实可靠的措施,确保锅炉燃烧稳定。

3)运行人员加强对热网系统检查和维护工作,发现热网设备缺陷及时联系检修处理。运行中发现机组参数异常和异常现象,及时分析原因采取措施。

4为保证热网安全稳定运行,防止热网供水压力超限造成热网事故,要求运行人员加强对供水压力的监视和调整,热力公司供水母管压力禁止超过0.8兆帕。

5运行人员加强对热网加热器疏水罐水位监视,禁止高水位(或满水位)运行,防止满水至汽轮机造成水冲击;化学人员加强热网疏水的监督,当水质发生异常,及时联系汽机专业人员并汇报值班人员。

6)因设备、系统故障影响供热时及时启动公司热网事故预案。

 

 

第六节   供热煤耗

 

 

一、历史趋势

 

在供热面积不断增大、收购部分高能耗锅炉房的前提下,公司供热煤耗由2003年的39.32千克/吉焦下降到2012年末的39.30千克/吉焦。

 

二、主要措施

 

1)通过加强管理和实施节能改造,如热网循环泵采用变频技术、采用新型板式换热器降低能耗水平。

2)通过提高设备自动化水平(如采用无线传输、设立集控中心)、人员专业技术水平和精细化管理来继续降低各项生产指标。

3)逐步用热电联产替代小锅炉房。如喀什三期热电联产项目投产后可基本替代城西城南锅炉房,大幅降低供热煤电成本,利润水平较锅炉房增加1400万元。

 

第七节    电价

 

一、电价政策执行情况

 

截至201212月,新疆公司装机容量390.15万千瓦,其中火电338.5万千瓦,风电34.65万千瓦,燃机17万千瓦。目前,新疆公司火电及风电机组均按照发改委批复电价结算,其中新疆公司火电电费历年均支付到位,风电电费中由新疆电力公司支付的部分历年均支付到位,国家补贴部分一般滞后半年支付。

发电企业上网电价方面:2006年前,国家核定电价采用“一机一价”或“一厂一价”的行政审批定价模式。2006年,为推进电价市场化改革,国家在经营期电价的基础上,对新建发电项目实行按区域或省平均成本统一定价的“标杆电价”政策,2006年之后投产的乌鲁木齐主网公用火电机组执行0.235/千瓦时(不脱硫,含税)或0.25/千瓦时(脱硫,含税)标杆电价,该标杆电价至今未作调整。乌鲁木齐电网以外火电上网电价由自治区发改委根据投资及运维成本核定;水电从2010年起,5万千瓦以下水电站上网电价实现上限价格管理,上限价格暂定为0.235/千瓦时,5万千瓦及以上水电站上网电价由自治区发改委根据投资核定;风电、光伏发电上网电价按乌鲁木齐电网脱硫标杆电价支付,超出部分上报国家争取补贴。

电网销售电价方面:近年新疆仅在2008年对乌鲁木齐电网销售电价进行了调整,平均销售电价提高2.5/千瓦时,其中2/千瓦时用于乌鲁木齐电网输配电价提高,1/千瓦时用于可再生能源电价提高,2/千瓦时用于部分电价未达到标杆电价、经营困难的电厂电价补贴,2/千瓦时用于解决烟气脱硫设施改造电厂脱硫加价造成的电网成本增支,此后销售电价再未调整。

 

二、相关政策背景信息

 

近年以来,面对煤价、运价大幅上涨给火电企业带来的经营压力问题,新疆公司联合疆内其它大型火电企业一起给自治区人民政府行文反映火电企业面临的实际困难,恳请自治区人民政府考虑新疆火电企业面临的经营压力,责成煤炭企业提高煤炭产量缓和市场供需矛盾,同时按照国家煤电价格联动政策对疆内火电企业上网电价进行适度调整。

201264,自治区人民政府组织自治区发改委、经信委、商务厅、煤管局、新疆电监办等政府职能部门和新疆电力公司召开了“关于研究基础能源价格促进产业发展相关问题的会议”,会议由自治区主席努尔·白克力主持,自治区常务副主席黄卫,自治区副主席库热西·买合苏提及政府相关职能部门和相关企业负责人参加会议。会议就自治区电价、煤价等基础能源价格对新疆产业发展的影响等相关问题进行了研究。会议指出,新疆产业发展当前正处于关键时期,为抢抓机遇、顺势推动产业发展,同时应对国内经济增长下行压力增大对新疆经济发展的影响,及时研究确定符合自治区发展实际的电价、煤价等基础能源价格,对于充分发挥新疆能源优势,打造能源低成本区域,积极承接产业转移,促进优势产业加快发展,以产业的大发展推动新疆跨越式发展十分重要。会议认为新疆要继续保持低电价水平。根据自治区党委七届九次全委(扩大)会议关于“新疆发展现代产业体系,必须保持低电价,保持低于西部区域、低于全国平均电价的优势”要求,为更好的推动优势资源转换战略实施,“十二五”乃至“十三五”时期新疆要力争保持电价平稳趋势,慎控政策性调价幅度,不能有大的起伏,继续保持新疆低电价优势。同时,要求加强电价管理,乌鲁木齐电网继续执行火电脱硫上网标杆电价0.25/千瓦时;严格核算水电投资成本,控制水电上网电价;风电、光伏发电上网电价继续按乌鲁木齐电网脱硫标杆电价支付,其余部分申请国家补贴。会后,自治区人民政府办公厅以新政阅〔201239号印发该会议纪要。

2013510日,自治区人民政府印发《关于保持自治区低电价优势试行的实施意见》(新政发〔201351号)。文件再次明确要在新疆保持低电价优势,明确“严格控制新增电厂上网电价,其中火电0.25/千瓦时,水电0.235/千瓦时;南疆三地州区别对待,不再采用一厂一价上网电价。”

电价由2003年的174.62/兆瓦时上升到2012年末的262.4/兆瓦时(含税),增加了87.78/兆瓦时。

第八节   热价

 

 

一、概况

 

截至201212月,新疆公司热电联产装机容量301.5万千瓦,占所有煤机338.5万千瓦的89.1%热电联产企业共计七家,分别是红雁池电厂、乌鲁木齐热电厂、昌吉热电厂、哈密热电公司、苇湖梁电厂、昌吉热电二期公司和喀什二期公司。

 

二、热价执行

 

1)红雁池电厂:地处乌鲁木齐市,采用趸售方式对外售热。2006年自治区发改委以(新发改能价[2006]1735号)核定红雁池公司热源出厂价格为15/吉焦(含税)。20108月,经自治区人民政府同意,自治区发改委印发《关于乌鲁木齐市热电联产热源出厂价格的通知》(新发改能价[2010]1887号),将乌鲁木齐市热电联产热源出厂价格统一执行11.5/吉焦(含税)。

(2)乌鲁木齐热电厂:地处乌鲁木齐市,采用趸售方式对外售热。按照20108月自治区发改委印发的《关于乌鲁木齐市热电联产热源出厂价格的通知》(新发改能价[2010]1887号)文件精神,乌鲁木齐市热电联产热源出厂价格统一执行11.5/吉焦(含税)。

3)昌吉热电厂:地处新疆昌吉州昌吉市,采用直供到户方式供热。根据200811月昌吉市发改委印发的《关于调整昌吉供热价格的通知》(昌州发改价格[2008]52号)文件,该厂直供到户居民和非居民供热价格均执行22/平方米(含税)。

4)哈密热电公司:处新疆哈密市,采用直供到户方式供热。200812月,哈密地区发改委印发《关于调整哈密市城市供热价格的通知》(哈地发改价格[2008]52号),将居民供热价格从16.5/平方米调整为18/平方米(含税);将非居民供热价格从16.5/平方米调整为19/平方米(含税)。

5)苇湖梁电厂:地处乌鲁木齐市,采用趸售方式对外售热。2000年苇湖梁电厂首次实施热电联产,自治区发改委初步核定临时结算热价11.24/吉焦(含税)。20023月,自治区发改委根据乌鲁木齐市热网建设情况,综合研究后确定苇湖梁电厂热源出厂价格为14.36/吉焦(新计价能[2002274号)。20108月,经自治区人民政府同意,乌鲁木齐市热电联产热源出厂价格统一执行11.5/吉焦(含税)(新发改能价[2010]1887号)。

6)昌吉热电二期公司:地处新疆昌吉州昌吉市,采用趸售方式售热。200811月,昌吉市发改委印发《关于调整昌吉供热价格的通知》(昌州发改价格[2008]52号)文件,将昌吉热电公司热源出厂价格从13.5/吉焦(含税)调整为14.5/吉焦(含税)。

(7)喀什二期公司:地处新疆喀什市,采用直供到户方式供热。200711月,喀什地区行政公署印发《关于“一市两县”集中供热价格调整有关事宜的批复》(喀署复[2007]83号),将居民供热价格从18/平方米调整为20/平方米;将非居民供热价格从20/平方米调整为22/平方米(含税)。

热价由2003年的14.06/吉焦上升到2012年末的18.77.吉焦,增加了4.71/吉焦。

 

2003——2012年新疆公司主要生产技术指标一览


 

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