火电机组行业技术结构差距分析

    1、火电结构问题依然突出

    大机组比重偏低。

    关停“小机组”的计划没有得到有效执行。在前几年新投产机组容量不足和缺电的大环境下，“十五”的关停小机组计划没有得到有效执行，总量还在增长。小机组比重高是造成我国平均供电煤耗高最直接的原因。

    洁净煤发电技术应用水平低。除循环流化床CFB锅炉外，其他洁净煤燃烧技术（如PFBC、IGCC等）没有进展；装有脱硫设备的机组比例太低。对烟气脱硫设施进行科学评价的指标和要求尚不健全，存在烟气脱硫设施不能全部做到与机组建设“三同时”，投运后达不到设计指标或不能连续稳定运行等情况。脱硝装置只有后石电厂一家在运行。后续洁净煤发电技术研究开发计划不落实。

    空冷机组比例低。在运行空冷机组容量约5000MW，与三北缺水地区装机容量相比，所占比例低，其节水优势没有体现出来。

    热电联产机组比重偏低。

    电源调峰能力不足。目前我国燃煤火电机组降负荷运行是电网调峰的主要手段，调峰经济性较差。以燃气轮机电厂作为调峰手段，经济性好，环保性能优越，但目前我国燃气（油）轮机机组在运行容量不足5000MW，其调峰能力有限。

    2、技术水平相对落后

    从参数等级来看，技术水平不够先进。全国火电机组中，亚临界及以上参数机组占40%，高压、超高压参数机组占29%，高压及以下参数机组占31%。相应平均供电煤耗水平分别为323～350、374～378、498g/kWh。超临界机组仅9.60GW，占火电装机总量的2.95%，其中4.80GW是俄罗斯供货的机组，性能指标与亚临界600MW机组相当。

    国产大机组的经济性落后于相应进口机组。300MW容量等级，国产机组的供电煤耗比进口亚临界机组高4～12g/kWh。600MW容量等级，国产机组的供电煤耗比进口亚临界机组高20～23g/kWh，比进口超临界机组高28～39.5g/kWh。

    3、设计、制造、管理存在问题

    亚临界300、600MW机组技术引进、消化、提高的过程太长。国产300、600MW亚临界机组技术引进后，经过多次优化提高，第三步优化的300MW机组供电煤耗最好水平达到340g/kWh，已接近进口机组水平；吴泾热电厂八期工程引进优化型600MW机组供电煤耗考核试验数据达到309g/kWh，已与进口600MW机组水平基本相当。从300、600MW亚临界机组技术引进，逐步发展到现在的水平，历时20余年。

    小机组年利用小时高于大机组。这种低参数、小容量机组年利用小时高于高参数、大容量机组的不合理现象也是造成火电机组整体煤耗高的原因之一。近几年我国持续供电不足，大小容量机组基本都处于连续满发状态，小机组煤耗高的影响依然存在。

    经营管理粗放。从各电厂运行统计数据看，大多机组运行煤耗与水耗指标高，达不到设计值。在300、600MW亚临界机组主、辅机引进成熟过程中，由于主、辅机出力、可靠性等因素影响，形成从标准上、设计和管理上要求增大辅机配备裕度，直接导致辅机运行偏离经济工况，厂用电升高，机组经济性下降。简单的以比概算节省作为工程建设管理业绩考核指标的机制，客观上增加了控制工程造价的难度，造成了新技术推动原动力不足。

     重复建设加剧。发电公司分拆、一厂多制等体制带来了附属设施增加，设备备用负担加重，公用设施重复建设、原来按区域设置的备品、备件、教育培训等的地区协作机制不复存在。企业办社会现象重复出现。