随着改革、开放的良性循环时期到来，在国民经济正常发展的情况下，市场用电结构发生了 显著的变化，其对用电需求是：电力和电量都在增长的情况下，用电负荷增长的速度大 大高于用电量增长的速度。占全国火电大机组装机容量1/3的国产300 MW机组,肩负日益加大 的调峰任务。
以上海电网为例，1997年上海用电量同比增长5.48%，1998年为5.18%；1997年上海电网用 电 最高负荷7955 MW，比1996年净增648 MW，增长8.87%，而1998年上海电网用电最高负 荷达 9 018 MW，比1997年净增1 062 MW，增长幅度达13.35%，致使用电峰谷差继续拉大， 这就要求机组要有相当高的可调性，应能在设计的最高和最低负荷区域内稳定地运行。
外高桥发电厂所处的上海电网电源结构全为火电。在机组发电之前，上海电网为了调峰，多 台125 MW机组已实行两班制运行。而这几年来，峰谷差的增长幅度越来越大，从调度的 时效 性和电厂的操作可行性来看，300 MW机组参与电网调峰是形势所迫；但作为按带基 本负荷设计的机组，电厂必须在机组的可靠性和经济上加以研究并采取切实可行的措施，才 能跟上这种结构性转变的市场需求形势。
1 外高桥发电厂概述
外高桥发电厂地处上海浦东，一期工程安装4台引进型国产300 MW机组。于1995年4月25日至 1997年9月19日4台机组先后投入运行。
1998年全面完成国家计划任务，发电量65.95亿kW.h，超额完成3.1％；供电煤耗完成346 g/(kW.h)，比上年同期降低3 g/(kW.h)，节约标准煤1.88万t；人均全员劳动生产 率达到 了 78.86万元。 1998年机组的等效可用系数为89.9％、发电负荷率仅为71.7％、机组的120 MW 低负荷调峰增加1 790 h（由于1998年4台机组全年投入商业运行，而1997年4号机组至当年9 月19日通过168 h试运行，所以在1998年机组120 MW低负荷调峰总时数增加）,为上海电网负 荷调度作出贡献;3号机组和2号机组到1998年初分别连续运行了234 d和269 d，外高 桥电厂作为电网里的一个可靠的电源点，其调节负荷的能力已占网内平均日用电峰谷差的1 /4。
从1995年4月25日第1台机组通过168 h以来的4 a间，外高桥在边基建、边调试、边生产、 边还贷的过程中，有一个显著的特点是在参与电网深度调峰的同时兼顾到机组经济性、可靠性的同步提高（见表1）。
表1 4台机组1995～1998年间的运行情况
项 目
1995年
1996年
1997年
1998年
发电量/亿kW.h
14.47
34.31
55.33
65.95
发电负荷率/%
88.3
79.5
71.4
71.7
供电煤耗率/g.(kW.h)-1
364
356
349
346
等效可用系数/％
77.6
82.3
89.9
89.9
全员劳动生产率/万元.人-1
25.1
68.1
77.3
78.9
2 调峰对经济性的影响及对策
2.1 调峰对经济性影响
引进型300 MW机组，按制造厂的设计思想，机组运行的第1个20 a为定压运行，带基本负荷 。而且，所有辅机按MCR出力配套。根据制造厂的设计值计算调峰到120 MW出力时，比额定 工况热耗上升708 kJ/(kW.h)。
为了定量分析低负荷运行对机组经济性的影响，通过全厂正平衡煤耗96 h的连续实测试验, 机组在120 MW低负荷时其供电煤耗比额定负荷高50 g/(kW.h)之多。
1997年原电力部［安生技（1997）12号文］下达在3号机组进行全面煤耗分析试验，结论见 表2。
表2 外高桥电厂3号机组全面煤耗分析
机组出力/MW
厂用电率/%
正平衡测试供电煤耗/g.(kW.h)-1
299
4.84
333.4
240
5.47
336.2
182
6.41
353.2
154
7.84
369.0
126
8.39
381.8
从表2可以看出，引进型300 MW机组在低负荷运行时，是随着负荷降低而煤耗逐步上升 的，到120 MW出力时（加上辅机配套状态的因素）则煤耗高于125 MW机组的水平。
通过运行方式试验，由于调峰，随着发电负荷率降低，其全厂煤耗必将大幅度上升(见图1) 。
图1 发电负荷率与煤耗的 关系
2.2 改善调峰对经济性影响的对策
2.2.1 保持良好的主机凝汽器真空
4 a中主机真空严密性全年小于0.23 kPa/min，达到优良的水平，检修人员消除泄漏，运 行人员在机组低负荷时，采用凝汽器半面运行方式清洗凝汽器钛管，同时和检修人员对胶球 装置进行了大量的试验和改进工作，收球率已初步达到厂内竞赛考核90％的指标。机组的真 空度平均达到95%。
2.2.2 稳定的锅炉预热器工况
分析影响锅炉效率的5项损失，由于燃用煤种的灰份较低，挥发份较高，所以q4一般在0.64%以内；而q2要占锅炉总损失的80％左右。为此将 预热器的工况作为影响锅炉经济性 的 重点来考虑，吹灰器的投用、过剩空气量的调节、空气预热器密封控制系统的投用等作为竞 赛和月度考核的主要内容，使q2保持在较低水平。
2.2.3 降低汽水损失率
汽水损失率大，热损失增大，同时也反映了设备管理的水平。近几年来在运行中提高汽水品 质和排污效果，对阀门和管道泄漏除了在设备检修中做为重要的工作加以解决外，运行 中发生的泄漏点及时消缺，对一些系统不能隔绝漏点部位，如:给水泵出口放水、出口放气 、阀门泄漏，检修人员在不停机的情况下带压进行了堵漏，取得了较好的效果。目前补水率 一般在1.5%左右。
2.2.4 变压运行降低调峰损失
采用汽轮机组进汽由单阀过度到顺序阀方式，调峰时采用变压运行,在低负荷时小汽轮机用 汽减少，再热蒸汽温度提高，新汽节流损失降低，机组年度煤耗降低了0.84 g/(kW.h)。
以机组全年投入商业运行计，按投运顺序，其主燃料跳闸MFT次数是逐台、逐年呈下降趋势 的。下面是各机组年度统计的MFT次数。
表3 1995～1998年MFT次数
机 组
1995年
1996年
1997 年
1998年
1号机组
21
6
4
3
2号机组
15
2
2
3号机组
1
2
4号机组
2
3 提高机组可靠性是调峰运行的基础
300 MW机组按调度命令低负荷120 MW运行时，运行操作的难度高,风险也大,就以机组可靠性 管理为重点，使调峰运行得以正常实现。
3.1 注重“自学习”的过程，不蹈复辙
这里抓住一个“自学习”的过程，前面机组发生过的问题，通过认真的分析和采取切实可行 的措施，不在后面机组上重复出现。
在2号机组大修、3号机组小修停运前，运行和检修专业人员即根据1号机组的运行经验， 总结整理出许多2、3号机组需改进的项目，以便在大、小修中加以改进，以及更合理地完善 机组的联锁保护系统。对1号机组发生的问题在2号机组上加以改进，在2号机组上发生的问 题又在3号机组上加以改进，举一反三，防止重复发生同一类问题。
3.2 “零缺陷”运行，实现长周期运行目标
外高桥电厂教育职工具有安全生产“末日管理”的忧患意识；而致力于设备可靠性提高的基 础是：实现“零缺陷”运行。
1998年全厂全年消除缺陷6 414条，消除缺陷率达99％以上，余下的是只能停机的缺陷。基 本上达到了零缺陷运行的目标，使设备健康状态保持在一个较高的水平(见表4)。
表4 机组可靠性指标
机 组
发电设备等效
可用系数/%
强迫停用
小时/h
等效强迫停
用率/%
1号
90.60
20.92
0.32
2号
95.62
10.86
0.14
3号(有大修)
82.06
7.73
0.12
4号
89.35
83.67
1.19
继1号机组在1996年连续运行152 d创同类型机组投产第1年的最好水平后，1998年3号机 组创234 d(跨年)，2号机组也创269 d(跨年)的同类型机组在商业运行期间的最长记录。
维持机组长周期运行得益是多方面的，它对设备的多发、低耗、节能、部件寿命的延长和 社会效益有系统的影响。而“零缺陷”运行是其必需的基础。
电厂要求运行人员加强巡回检查，检修人员加大检修管理力度。新机组投运，总有大量的设 备缺陷存在，自开发了计算机缺陷管理后，由于运行人员监盘、巡视认真，及时发现了许多 设备缺陷，并严格规定信息传递的力度。检修消除缺陷也非常及时，在计算机上得到缺陷信 息立即处理。
对停运检修的机组，运行各专业在机组停运前，向检修提供机组的缺陷和需改进的项目。使 Ⅰ、Ⅱ类缺陷都得以在系统允许的条件下消除掉。经过3 a实践“零缺陷”运行使电厂 有较高的投入产出比。
3.3 加强变工况下热工保护改进
机组调峰每天都要进行，而且幅度大，一般单机总在300～120 MW之间调节。在变工况过程 中，风量和水位的扰动大。比如：机组一次风与炉膛差压保护，在负荷变动大时易误动，原 来该保护是通过一只压力开关来实现跳全部磨煤机的。改进后，由CCS 3只一次风与炉膛差 压变送器取中值以后送1付信号到BMS来实现跳磨煤机。这样的改进既防止了保护的误动， 同时也增强了保护的可靠性。又如：对机组除氧器水位低低信号跳给水泵保护做了修改。原 除 氧器水位发出低低信号即跳给水泵A、B和电动给水泵，跳闸信号只采用1只液位开关，很不 可靠，极易发生误动。1号机组曾发生过一次误动，使给水泵A、B跳闸，电动给水泵启动闭 锁，造成汽包水位低。现将除氧器的水位1低与2低串联，只有当水位与低低信号同时存在， 才发信号跳给水泵，这样防止了保护的误动，增加了保护的可靠性。
3.4 重视对辅机的可靠性管理
低负荷120 MW时，因煤粉浓度的制约，必须2磨运行。虽然在配煤、燃烧上采取了一系列 的措施，但跳磨煤机或跳给煤机对机组的安全运行威胁仍非常大，如处理不当将导致锅炉全 火焰丧失MFT。3号机组的234 d和2号机组269 d连续运行(同类型机组在商业运行期 间的最长记录),都是在1998年初，由于磨煤机故障而使机组跳闸的。
为此，要进一步提高设备的可靠性，必须加强对辅机的可靠性状态分析和管理，1998年初根 据辅机的具体情况，成立了9个提高辅机可靠性的QC小组，并严格按QC小组管理办法组织实 施，进行登记注册、现状调查、分析原因制定措施予以落实。
每一次辅机的跳闸，运行和检修的有关专业人员都要分析出原因，采取措施和对策，写出分 析报告。表5为1997年及1998年辅机可靠性比较。
表5 1998年和1997年同期主要辅机运行可靠性比较
辅机名称
时间
可用系数％ （全国平均/外高桥电厂）
送风机
1997年
91.627/88.440
1998年
91.740/92.897
吸风机
1998年
91.582/88.900
1997年
91.710/92.976
磨煤机
1997年
89.926/86.520
1998年
89.600/92.549
给水泵
1998年
90.879/87.420
1997年
90.790/92.501
高压加热器
1997年
90.472/87.800
1998年
90.920/92.651
由于加强了对辅机的可靠性管理，收效是明显的。1998年和1997年同期相比，辅机的可 用系数分别提高4.076～6.029个百分点，特别对120 MW低负荷的全烧煤稳定运行有极大的 意义。从整体上提高了设备的可调性，设备可靠性提高，也使设备经济性的提高得以实现。
4 结束语
大型火电机组以调峰方式运行，是对电网有利而对电厂本身不利的一种调度方式。鉴于电力 行业所具有的社会性的特点，做了一些探索。当前，电厂面临厂网分离、竞价上网的机遇与 挑战，这就促使电厂需加倍地努力工作。
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