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中国电力工业能效问题分析

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中国电力工业能效问题分析

  • 分类:节能研究
  • 作者:
  • 来源:
  • 发布时间:2013-11-03 14:34

中国电力工业能效问题分析

 

  摘要:本文简要介绍了中国电力工业能源利用效率较低的现状,分析了相关的原因,然后提出了提高中国电力工业能效的若干建议。

  关键词:电力工业;能效;分析

  中图分类号: F407.6 文献标识码:A 文章编号:1003-2355(2006)07-0016-03

  Abstract: This paper firstly summarizes the present situation of energy utilization efficiency in China’s power industry, and then analyzes the related reasons. Finally, this paper gives several suggestions to promote the energy efficiency of China’s power industry.

  Key words: power industry; energy efficiency; analysis

  收稿日期:2006-06-11

  作者简介: 张安华(1957-),男,西萍乡人,经济学博士,中国社会科学院可持续发展研究中心特约研究员,从事电力工作20余年,主要研究领域为能源经济、可持续发展和大型企业经济管理,出版经济学著作1部,发表论文数十篇。

  资助项目:本文得到英国外交与联邦事务部“通过激励机制促进低碳发展”项目资助

  2005年中国电力工业消耗煤炭约11亿t,耗煤比重占中国煤炭产量21.9亿t的50%以上。其发电厂自用电量和供电线损电量约3249亿kWh,占到电力生产量的13.13%,同时每年消耗燃油达1600万t以上。电力工业是名副其实的耗能大户。截止2005年底,中国电力装机总量50841万kW,其中火电装机38413万kW,所占比重达75.6%;水电和核电装机分别为11652万kW和685万kW,所占比重分别为22.9%和1.3%;其他发电装机为91万kW,所占比重仅为0.2%。2005年,中国电力生产总量24747亿kWh,其中火力发电20180亿kWh,所占比重达81.5%;水力发电和核电发电分别为3952亿kWh和523亿kWh,所占比重分别为16.0%和2.1%;其他装机发电92亿kWh,所占比重仅为0.4%。所以,燃煤发电在中国电力生产中占绝对主导地位,影响中国电力工业能效问题的最主要因素是燃煤发电企业的能效问题和电网的线损问题,其主要指标是煤耗、厂用电率和线损率。

  1 中国电力工业能效现状

  2005年,中国电力工业全国平均供电煤耗为374g/kWh,生产厂用电率为5.95%,电网综合线损率为7.18%,与国外先进水平相比差距甚大。如日本东京电力公司1999年的供电煤耗为320 g/kWh,厂用电率为4%;法国电力公司1999年的供电煤耗为331.6 g/kWh, 厂用电率为4.47%;德国巴伐利亚电力公司1999年的供电煤耗为332.1g/kWh, 厂用电率为5.42%(含脱硫装置用电)。美国、日本和德国2000年的电网综合线损率分别为6.0%、3.89%、4.6%,意大利EVEL 2004年的综合线损率为3.0%。

  通过比较可以看到,中国电力工业的平均供电煤耗与世界先进水平(1999年)相差约50 g/kWh,平均厂用电率与世界先进水平(1999年)相差约2%,电网综合线损率比世界先进水平(2004年)高约4%。

  2 影响中国电力工业能效的主要原因

  煤电比重过大 中国电力工业中热电联产、燃油、燃气以及水电机组比重小,煤电装机比重大,超过70%,其发电量比重超过80%。煤电比重过大不利于电力系统经济运行。在发达国家,一般采用水电站或燃油、燃气机组承担尖峰负荷,燃煤发电厂承担腰荷或基荷,使燃煤电厂在负荷平稳区段运行,启停少,热效率高。而在中国,水电、油电和气电不仅比重小,而且大多集中在局部地区,燃煤电厂不仅要承担调峰、调频任务,还要承担备用任务,使之处在负荷不平稳的区段运行,导致热效率低,煤耗高。中国以大比例煤电为主的电力结构如果不作改善,要使能源利用效率达到以油气为主的发达国家的水平,极其困难。

  低效机组偏多 中国大型发电机组与国外同类型机组的效率差距并不大,其整体发电机组能效较低的主要原因是由于有大量小火电机组的存在。截止2004年底,全国6000kW以上机组共6911台,合计容量为3.93亿kW,平均单机容量仅为5.69万kW。其中30万kW以上高效机组只有333台,仅占总容量的不足40%。由于大量小机组的存在,致使煤耗普遍偏高。如按世界先进水平计算,仅此一项中国每年多耗标煤高达约1亿t。

  电煤质量不好 国外燃煤电厂大都使用经过洗选的煤炭,而且煤炭质量与其锅炉设备基本相匹配,使锅炉燃烧稳定,减少无谓的调节和运行负担,热效率高,厂用电低,发电煤耗少。中国燃煤电厂绝大多数是使用原煤(动力煤入洗量约占动力原煤产量的10%,发达国家原煤入洗率一般在60%~95%),而且煤质差且不稳定(2005年直供电网综合燃料发热值同比降低127kcal /kg),从而使电厂锅炉难以达到最佳效率,增加了煤耗和厂用电率。

  发电运行技术和设备质量欠佳 发电设备可用率和可靠性相对较低,非计划停机率较高(2005年全国火电600MW、300MW级无烟煤机组非计划停机总平均值达1.57次/台·年,其他300MW级机组1.51次/台·年,600MW级机组1.96次/台·年,超临界机组2.5次/台·年,从而抬高了厂用电率和煤耗。同时,电泵耗电量大(中国绝大多数电厂采用电动泵,比国外采用汽动泵的电厂,效率相差15%~20%),送引风机效率低(中国采用离心式送引风机较普遍,而国外采用效率较高的轴流式送引风机,效率相差10%~20%),循环水耗电量大(中国因水资源缺乏较少采用直流冷却方式,多采用自然通风塔、机力塔或间接空冷系统的方式),从而使发电厂自用电率增大。

  电网建设和管理落后 中国电力发展一直存在“重发、轻供”的情况,电网建设滞后于电源建设,“窝电”现象时有发生,影响整个系统经济运行。电网中超高压输电线路比重偏低,变电站布局不够合理,高能耗变压器使用量太大。部分电网容载比不足,同杆并架、串联电容补偿、紧凑型线路等先进技术应用不广。同时,电网运行管理落后,重安全运行,轻经济运行,粗放型管理方式和观念促成线损率居高不下。在输配电环节中,降低变压器(尤其是10kV以下的中小型变压器)的损耗成为当务之急。据测算,一些已获得节能认证的变压器可使其配电损耗降低约30%。这既说明其节能潜力巨大,也说明现在的浪费巨大。

  有效的市场机制没有形成 经过多年的改革,电力工业有序发展的市场机制仍然没有形成,电力营销体制和发展机制没有完全理顺,电力规划和产业政策执行乏力,电力法律法规建设滞后,市场奖优汰劣的机制尚未建立。电力上下游产业之间缺乏有效的价格传导机制,电力资源优化配置缺乏体制上的保障,从而使电力工业的发展仍然没有走出高投入、高消耗、高污染、低产出、低效率的模式。

  部分企业决策者节能意愿不强 目前,大多数企业决策者愿意用更多的投资建新电厂,对于节能工作比较忽视。例如,同样投入100亿元人民币,用它节能可以节出100万kW来,也可以用它建出一个100万kW的电厂来,此时他们更多的是愿意用这100亿元去建一个新电厂,而不是将这100亿元用来做节能工作。由于能源政策的导向性不够,致使部分决策者节能意愿不强。

  3 提高中国电力工业能效的有关建议

  坚决淘汰落后生产能力 采取强制性退出机制和“以大代小”的方式,加快淘汰单机容量在10万kW以下的常规燃煤凝汽火电机组和单机容量在5万kW以下的常规小煤电机组和燃油发电机组。多年来虽然有关部门一直要求要关闭有关小机组,但效果不明显。其主要原因一是各主体间利益调整不到位,二是缺乏补偿机制,三是部分时间严重缺电。现在缺电情况已经好转,并在不远的将来会有电能富余,如果能够协调好有关利益,实施好有关补偿机制,加上燃料涨价等因素,关闭小火电的时机已经基本成熟。如果在未来15年内能够逐步淘汰10万~20万kW及以下燃煤、燃油机组,并以高效的超临界60万kW及以上机组作为替代,全国每年节省的标煤总量将接近1亿t。

  努力改变能源利用方式 在技术经济适宜的条件下,积极建设60万kW级以上的超超临界机组,即大容量、高效率、高调节性机组,优化火电机组能效结构。低效率的小火电机组发电煤耗一般为700g/kWh,而高效率的超临界机组发电煤耗一般为215g/kWh,即小火电发1kWh的煤可以让高效率机组发3kWh的电,如果到2020年,中国新增燃煤机组中有3亿kW容量能采用超临界发电技术,以年发电5000h计算,与2005年相比,每年可以节约原煤1.55亿t。

  积极进行设备改造和技术创新 积极发展和创新洁净煤燃烧技术,充分利用多种品质资源;大力发展热电联产,提高能源转换效率;加强现有电厂设备改造,积极推进技术创新工程。目前,中国电力工业年耗油量已达1600万t(其中电厂锅炉启停时耗油约占60%,低负荷稳燃耗油约占40%),节油工作日显重要。如果对火电机组进行等离子点火、少油点火、小油枪点火、低负荷稳燃等技术改造,可以大量减少燃油消耗。如果对低效的风机、水泵等电厂辅机进行新型技术改造,可以大量降低火电厂的厂用电率。

  重视研究推行安全经济的机组运行方式 供电煤耗是衡量燃煤发电机组经济性的主要指标,供电煤耗的大小取决于锅炉效率、汽机效率、管路效率和厂用电率等。在这些因素中,除管路效率外,其余指标均可以通过调整机组的运行工况得到改善。可以运用能损分析系统、节能评价系统等运行性能优化系统促进发电企业的能源利用不断由“粗放型”向“精细型”转变,从而实现机组经济性能的最大化。

  大力发展特高压电网 电网的输送电压越高,其线损率越低,如意大利EVEL在2004年的综合线损率为3%,其中低压为5%~6%,中压为2%,高压为1%。发展特高压电网,具有输电容量大、送电距离长、线路损耗低、工程投资省、走廊效率高和联网能力强的六大优势。它有利于构建较大地域电网网架,有利于发挥大电网时空错峰调剂效益,引导电源合理布局,促进电源集约化开发。根据国外经验,建设一条1000km长的交流1000kV高压输电线路的输送容量,相当于建设同距离5~6条交流500kV超高压输电线路的输送容量,既可节省土地资源,又可降低输电成本10%~15%。

  不断完善电力市场机制 要适应厂网分开和竞价上网的要求,加快推进电力体制的进一步改革。对政府和企业的职责进行准确定位,区分发电和电网的不同性质,实行不同的能效管理方式。对于竞争性的发电项目,要按照放松管制、鼓励竞争的要求,开放市场准入,通过竞争机制形成企业自我行为的约束,以不断降低成本,努力提高效率。目前要积极建立三大机制,即建立与发电环节竞价相适应的上网电价形成机制、促进电网健康发展的输配电价机制、能够反映资源稀缺和合理供求关系的销售电价机制。当企业通过节能提效带来的利益能够得到有效保障和长期获益时,中国电力工业的能效状况一定会出现新的变化和景象。

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