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7955MW，比1996年净增648MW，增长8.87，而1998年上海电网用电最高负荷达9018MW，比1997年净增1062MW，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125MW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，300MW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300MW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346g/(kW.h)，比上年同期降低3g/(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120MW低负荷调峰增加1790h（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168h试运行，所以在1998年机组120MW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234d和269d，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168h以来的4a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14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300MW机组，按制造厂的设计思想，机组运行的第1个20a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120MW出力时，比额定工况热耗上升708kJ/(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96h的连续实测试验,机组在120MW低负荷时其供电煤耗比额定负荷高50g/(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300MW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120MW出力时（加上辅机配套状态的因素）则煤耗高于125MW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
4a中主机真空严密性全年小于0.23kPa/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0.84g/(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31995～1998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
300MW机组按调度命令低负荷120MW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6414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
表5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120MW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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