青海、蒙西、广东销售电量市场化率排前三,其中8月份发电量4.61亿kwh

摘要:
截至8月31日,大唐华银耒阳发电公司年累计发电量22.91亿kwh,同比增长31.08%,其中8月份发电量4.61亿kwh,…
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截至8月18日,国电九江发电厂年累计发电量完成35.12亿千瓦时,年利用小时达到2582.5小时。
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广东、江苏、山东交易电量排前三 青海、蒙西、广东销售电量市场化率排前三上半年全国市场化交易电量6442…
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截至8月31日,大唐华银耒阳发电公司年累计发电量22.91亿kwh,同比增长31.08%,其中8月份发电量4.61亿kwh,创下今年单月发电量新高,为完成全年目标电量奠定了基础。
      
面对复杂多变的经营局势,该公司以“电量抢发”为各项工作的龙头,密切关注电网运行情况,加强与调度中心的沟通协调,力争机组最佳运行方式和最大计划电量;特别是入夏以后,抢抓发电黄金季。按照“以日保周、以周保月”的思路,制定发电计划与《机组负荷优化分配方案》,依托耗差系统,以绩效考核为保障,深入开展值际抢发电量竞赛活动。加强设备管理,增加对重要辅机的巡检次数,并认真做好定期试验和设备消缺工作,全力确保机组在关键时刻“顶的上,带的稳”。
      
该公司不断强化“隐患就是事故”的安全理念,认真开展安全生产大检查和“四不两直”督查活动,“早发现、早汇报、早处理”,细致排查、分析运行机组及设备存在的问题和隐患,并将责任一一落实到相关部门与岗位,闭环问责,严格考核,加强落实整改;同时加大员工安全培训力度,增强各岗位风险点的分析与预控,定期开展事故预想和应急预案的演练,确保安全局势始终可控、在控。
      
在燃料保障上,该公司以经济、环保、安全为着力点,坚持“增煤量、控煤价、抓煤质”的工作思路,狠抓煤质监督的同时,一方面加强与地方政府及煤商的沟通协商,不断加大地方煤的调运力度,取得明显成效;一方面在分公司燃料中心的指导下,主动出击,积极拓展外省煤的进购,不但开辟了海进江转水运煤的调运新渠道,降低了标煤单价,还几经努力,在确保北方国有大矿合同兑现率的基础上,成功争取到了新的调运增量,有效保障了机组“口粮”。

截至8月18日,国电九江发电厂年累计发电量完成35.12亿千瓦时,年利用小时达到2582.5小时。

  广东、江苏、山东交易电量排前三 青海、蒙西、广东销售电量市场化率排前三上半年全国市场化交易电量6442亿千瓦时,占比21.7%

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在迎峰度夏期间,该厂抢抓时机,紧紧围绕市场形势、设备安全、燃料供应等关键要素,树立“电量就是生命线”的意识,扎实制定保机组长周期稳定运行的各项措施,打响迎峰度夏电量争发战。

  记者从中电联了解到,2017年上半年,国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司和10家大型发电集团进入电力交易数据共享平台,根据共享的各电网区域的销售电量(统调发受电量)及其市场交易数据,上半年市场化交易电量6442亿千瓦时,占比21.7%。广东、江苏、山东交易电量排前三,青海、蒙西、广东销售电量市场化率排前三。

建立机制,确保电量满发超发。该厂进一步细化电量分析对标工作,对江西区域气候变化、区域内机组检修及停备情况等信息进行摸底,认真落实机组大负荷运行的技术措施,积极争取实时发电计划。建立了争发电奖励机制,开展值长间电量竞赛,按月兑现奖惩;强化运行人员操作技能和责任心,密切关注高温天气下设备的主汽压力、油温、真空等重要参数。在遇有启停主设备、加减负荷等重要操纵时,设专人监护。通过精心调整,确保在运机组运行的经济性和稳定性。同时,增加每日对转动设备的测温检次数,并由专业主管负责人每日对各项技术参数进行分析,对影响机组出力的缺陷,按照抢修进度第一时间组织人员消除,并尽量安排在低负荷时段进行,避免因为设备检查、操作不到位以及缺陷影响机组安全经济运行。

  市场化交易电量6442亿千瓦时

排查缺陷,确保设备安全可靠。面对高温大负荷,该厂从提升机组在线运行的稳定性、经济性方面出发,一方面有针对性开展反事故措施演练,特别是对重点防火区域及主要设备开展事故演习并做好事故预想,杜绝设备损坏等不安全事件的发生,同时强化人员责任心,提升人员技能水平,做好突发问题的应对;另一方面,针对夏季环境温度高、机组长期大负荷运行的问题,该厂全面排查机组各类设备缺陷和隐患,切实提高设备的可靠性。在设备巡检过程中列出问题清单,组织专业技术人员消除影响机组负荷的“拦路虎”;利用生产系统管理平台,每天对缺陷进行分析,综合施策,责任落实到岗、到人,并按照责任制兑现奖惩,严控消缺及检修质量;常态化执行“带指标上岗”、区域设备包干管理制度,对损失电量进行管理追责,将缺陷消灭在萌芽状态,确保机组发电攻坚时刻发得出、带得满、顶得上。

  上半年,全国市场化交易电量6442亿千瓦时,交易电量占电网销售电量比重(即销售电量市场化率)达到21.7%。跨省、跨区交易电量1733亿千瓦时,占全国市场化交易电量比重26.9%。分区域来看,南方、西北、华北、华东四个区域销售电量市场化率较高,均超过了20%,其中南方区域达到了30%;华中区域低于全国水平只有10%,但是重庆超过30%。

多措并举,确保电煤充足供应。在今年迎峰度夏期间,电煤价格普遍上涨,企业经营压力大的情况下,该厂想方设法,通过扩大电煤采购半径、多样化采购电煤品种、认真执行“配煤掺烧”等形式积极挖潜增效,降低发电经济成本。同时高度重视煤场储煤工作,对生产现场沉淀池的排污泵进行了启动试验,确保排污设备可靠运行,备足应急塑料布、沙袋等应急防汛物资,层层强化措施,做好抢险预案,明确应急人员责任、落实保障措施,并通过开展实战演习,保证各类极端天气下,机组“口粮”供应充足。

  广东、江苏、山东交易电量排前三

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  青海、蒙西、广东销售电量市场化率排前三

  分省来看,全国市场交易电量规模排序前三名的省份依序为广东、江苏、山东,分别为1189亿千瓦时、678亿千瓦时、537亿千瓦时;外受电市场交易电量排序前三名的省份是广东、山东、浙江,分别为702亿千瓦时、197亿千瓦时、135亿千瓦时,显然这三个省份的跨省受电交易活跃,带动当地市场交易电量大幅提高,其中广东跨省受入(主要受入云南、贵州电量)交易电量占当地交易电量比重达到了59%。全国销售电量市场化率排序前三名的省份是青海、蒙西、广东,分别为57.3%、39.3%、37.2%。

  煤电:交易平均电价0.315元/千瓦时

  上半年,大型发电集团煤电机组累计上网电量10540亿千瓦时,占其总上网电量的73.2%;市场化交易电量2936亿千瓦时,其中跨区、跨省送出交易电量为294.11亿千瓦时。煤电上网电量平均电价(计划与市场电量综合平均电价,以下同)为0.347元/千瓦时,市场交易(含跨区跨省送出交易)平均电价0.315元/千瓦时。

  气电:机组标杆电价降幅0.245元/千瓦时

  上半年,大型发电集团气电机组累计上网电量300亿千瓦时,占其总上网电量的2%。目前气电机组参与市场交易的只有广东省,上半年累计交易规模为6.63亿千瓦时,平均交易电价为0.5元/千瓦时,按照广东省已核准气电机组标杆电价0.745元/千瓦时计算,降幅为0.245元/千瓦时。

  水电:云南、四川省间(含跨区)交易占比48%、40.5%

  上半年大型发电集团在云南、四川的水电上网市场化交易电量规模分别达到了433.64和83.38亿千瓦时,其中省间(含跨区)交易电量占比分别达到了48%和40.5%。云南、四川的大型发电集团水电上网电量市场化率较高,已分别达到了80%
和28%。

  风电:青海省实现100%风电上网电量市场化

  上半年,大型发电集团风电机组累计上网电量708亿千瓦时,占其总上网电量的5%;市场化交易电量132亿千瓦时,其中跨区跨省交易电量54.58亿千瓦时。上半年,大型发电集团风电上网电量市场化率达到30%以上的省份有5个,分别为青海、新疆、云南、甘肃和宁夏,市场化率分别达到了100%、50.5%、47.6%、38.4%和31.8%。

  光伏发电:市场交易电量18.1亿千瓦时

  上半年,大型发电集团光伏发电累计上网电量80亿千瓦时,占其总上网电量的0.6%;市场交易电量18.1亿千瓦时,其中跨区跨省交易电量4.4亿千瓦时。光伏发电上网电量市场化率达到20%以上的省份有5个,分别为云南、青海、新疆、甘肃和宁夏,市场化程度分别达到了86%、84%、48%、46%和22%。

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