经济调度对火电机组节能降耗指标的影响

王昌山

合肥联合发电有限公司，安徽合肥 230000

“十八大”以来，随着国家对环保降耗和节能减排工作重视程度的提高，火电厂的运营压力与日俱增。一方面各企业纷纷上马脱硫脱硝和超低排放改造工程，另一方面深挖潜力，降低厂用电和发电单耗。从机组负荷稳定和机组间负荷优化分配的角度出发，实现经济调度，是实现节能降耗提高机组综合发电效率的途径之一。

1 在网发电机组负荷指令控制的三种模式

“自动”模式。在网运行发电机组负荷指令根据电网需求在设定的范围内自动调节，单台机组的负荷指令分别有调节上限和调节下限，如350MW机组默认状态下AGC自动控制的上、下限为180～350MW，可手动干预。“自动”模式下，在省网总负荷高于预计时，能够实现超发电量，但负荷波动较大。大多数在网运行发电机组投用此种模式。

“固定”模式。在网运行发电机组负荷指令由调度员手动设定在一个固定的值，不参与电网调频，“固定” 模式下显示的调节上限和调节下限相等。此模式下机组运行稳定，各经济指标较高，但对机组电量可能会有一定的影响。当电厂有特别需求时，如机组做试验等，投用此种方式。

“计划”模式。投用“计划” 模式时，机组负荷指令跟踪预下达的日发电计划曲线，随之增减。当电厂机组需要优先完成计划电量时，可投此种模式，此时机组负荷变化一般比较平稳，不会上下频繁晃动，运行经济指标较高，且运行人员可根据预计发电曲线提前进行磨煤机等辅机的启停。但投“计划”模式的机组过多，会影响电网的调频需求。

2 负荷稳定性对再热汽温和排烟温度等指标的影响

由于火电机组锅炉出力响应的滞后性，机组有功连续加减时，炉侧一次风量易因过调而大幅波动，影响AGC速率、过/再热汽温和排烟温度等经济指标。为防止发生超温事故，运行人员需短时控制AGC负荷变化速率，同时控制蒸汽温度在较低水平。

2.1 稳定工况与非稳定工况下的参数比较

以某厂350MW机组比较典型的工况为例采样如表1、2。

表1 “自动”方式下的非稳定工况（0∶00～8∶00）

表2 “固定”或“计划”方式下的稳定工况（0∶00～8∶00）

2.2 负荷稳定性对节能降耗指标的影响与效益分析

由以上数据分析可知，稳定工况和非稳定工况相比较，过热汽温可提高约7℃，再热汽温可提高约22℃，排烟温度可降低约5℃。负荷不稳定时，在不同的负荷区域，对过再热蒸汽温度的影响不同，在低负荷区（240MW以下）或高负荷区（320MW）来回反复晃动时，影响最大。

按300MW机组各参数的变化对供电煤耗（b）的影响公式（每变化1℃）。

2.2.1 过热汽温

Δb=(0.88-0)b/[(538-513)×100]=0.000352b

机组供电煤耗要求小于318g/kWh，过热汽温每降低1℃，按上式煤耗约增加0.112g，若按7℃计算，则为：

0.112×7 =0.784（g/kwh）

2.2.2 再热汽温

Δb=(0.64-0)b/[(538-514)×100]=0.0002667b

再热汽温每降低1℃，按上式煤耗约增加约0.085g，若按22℃计算，则为：

0.085×22 =1.87（g/kwh）

2.2.3 排烟温度

Δb=(3.55αpy+0.44)×b/(100×92)=0.000561b

排烟温度每升高1℃，按上式煤耗约增加约0.18g，若按5℃计算，则为：

0.18×5 =0.9（g/kwh）

2.2.4 煤耗影响

综合以上三点，若按上表数据，则上三项叠加，煤耗影响约为：

0.784 +1.87+0.9=3.55（g/kwh）

按平均负荷270MW计算：

3.55g/kwh×270×1000kw=958500g/kwh=0.9585T/h

全天煤耗影响量：

0.9585 t/h×24h=23t

按燃煤综合成本价700元/t，则发电成本的影响：

23t×700元/t=16100元/d

当然，影响发电机组煤耗的因素非常多，以上参数对煤耗的影响也并非线性叠加，上面的计算仅是参考，说明锅炉主再热汽温和排烟温度的变化对机组效率的影响是非常大的。

2.3 负荷稳定对设备性能和使用寿命的意义

负荷稳定时，锅炉引送风机和制粉系统各主要辅机和调节机构调节需求大幅减少、磨损减少、故障率减少、设备运行可靠性增加，设备使用寿命自然更长。

同样，汽机侧的给水泵、凝泵等设备调节量也大幅减少，各阀门和调门基本处于稳定运行状态，发生故障的几率较少，尤其是调节汽门有缺陷时，在某些行程段（60%、77%左右）会有大幅晃动的情况发生，导致汽轮机轴瓦振动上升，严重威胁机组安全运行。负荷稳定后，运行人员可以手动设定汽压偏置，避开非稳定区域。

3 机组间调整负荷产生的效益分析

3.1 机组间调整负荷的目的

机组间调整负荷的意义在于，在维持电厂总负荷不变的前提下，为了机组的经济运行，让效率高的机组多发电，效率低的机组少发电，同时负荷低的机组可以灵活调整制粉系统运行方式，实现节能降耗的目的。

3.2 机组间调整负荷的效益分析

3.2.1 机组效率方面的影响

由于不同的机组效率不同，设2#机组供电煤耗相比1#机组高5g/kWh，按每小时由2#机组调整30MW负荷至1#机组加带，平均每天调整负荷的时间为10h，则每天由此产生的效益为：

30×1000 kWh×5g/kWh×10=1500000g=1.5t

按燃煤综合成本价700元/t，则发电成本的影响：

1.5t×700元/t=1050元/天d

3.2.2 停磨方面的效益

双进双出磨煤机的运行电流约为120A，电压6kV，制粉系统的给煤机等其他电耗暂不计算，若按每小时由2#机组调整30MW负荷至1#机组加带，平均每天调整负荷的时间为10h，则每天由此产生的效益为：

120A×6kV×10h=7200kWh

按每度电出厂价0.42元计算：

7200kWh×0.42元/kWh=3024元/d

3.3 机组间调整负荷的途径

由以上分析可以看出，机组间调整负荷可以实现经济发电，是促进节能降耗工作的重要手段，可以实现这样的经济调度的方法有：

（1）调度系统改革，下发给电厂的是全厂有功总指令，即厂级AGC指令，机组间的负荷分配由厂内协调。这种方法可以实现真正的最大限度的经济调度，但目前只有少数省份能够实现，期待未来全国范围内都能进行优化改进。

（2）调度计划处编发发电厂日计划时，根据电厂要求设置足够的机组偏差负荷，如1#高2#低，根据日计划的最高峰的负荷情况和#1机组的带负荷能力情况，确定2#机组是否需要启动备用磨煤机。

（3）由值长根据负荷计划和煤种情况等，联系调度员手动在机组间转移负荷，实现停磨降耗的目的。

4 结语

对于火电厂来说，通过经济调度的方法，减少厂用电和降低发电单耗，成本小，实现可操性高，效益明显。随着厂级AGC在全网发电系统的逐渐普及，火电厂各发电机组间的负荷优化研究将引起所有企业的重视。各省交易中心相对独立后，在发电厂竞价上网的潮流下，同等机组供电煤耗越低，发电优势越明显。