火电厂低负荷发电控制策略优化

火力发电厂降耗节能措施一、设备概述良村热电、发电机组厂用电率约7.59%、7.89%，与同业对标，与国内先进火电机组有一定差距。

本文结合具体情况从节能改造、优化运行方式等方面深挖节能潜力进行探讨,最大限度降低厂用电率.以适应时代对火电厂发展的需求。

石家庄良村热电是河北南网重要的电源、热源支撑点，锅炉为东方锅炉生产的型号为DG1110/17.4-II12型亚临界一次中间再热自然循环燃煤汽包炉，单机配三台双进双出钢球磨煤机，两台引风机、送风机、一次风机，风机均采用动叶可调轴流式风机。

汽轮机为东方汽轮机生产的亚临界、一次中间再热、三缸双排汽、单轴、两级可调整供热抽汽、凝汽式机组。

配有两台50%BMCR容量的汽泵，一台35%BMCR容量的电泵，两台凝结水泵(一台变频调节)、两台循环泵。

发电机为东方电气制造的QFSN-330-2-20型氢冷发电机，经容量为370MVA的主变接入220kV升压站，发电机出口经高厂变接带厂用电，厂用电分为6KV和400V两个电压等级。

机组大容量辅机和低压厂用变接入6KV系统，低压供电方式采用PC/MCC方式，两台机组设一台高压启动备用变压器。

二、降低厂用电率的具体措施厂用电率的决定因素有多个，辅机电动机的耗电量对厂用电率起着决定性的作用，同时合理调整、运行方式优化、节能改造同样影响着厂用电率。

通过几年的运行，暴露出部分设备在运行时的节能潜力很大，良村热电通过对设备的节能改造取得了明显的效果，厂用电率得到了有效控制。

1.磨煤机高铬钢球改造由于机组为河北南网骨干电厂，经常性参与机组调峰，在晚22:00-次日6:00时间段经常处在机组低负荷状态，有时机组负荷仅略高于最低稳燃负荷，此时即使采用双磨运行,磨煤电耗仍较高依旧居高不下，造成大量能源浪费。

通过考察采用铬锰钨抗磨铸铁球(高铬钢球)替代现使用的中铬钢球，并优化磨球级配方案，首先对1B磨进行更换钢球改造试验，技改后根据运行数据统计分析，在磨煤机出力不变、煤粉细度不变的情况下，1B磨煤单耗能明显下降，电流从之前的140A左右降至115A，电机功率从1200kW/h左右降低至1000kW/h，计算每天节电约4800kWh，按每千瓦0.3元，年单磨运行7000小时计算，年节约费用约42万元以上，节电效果明显。

中国国电集团公司文件国电集生[2011]269号关于印发《火电机组运行优化导则（试行）》的通知有关分（子）公司:现将《火电机组运行优化导则》（试行）印发给你们，请结合实际认真贯彻落实。

二○一一年四月二十八日— 1 —火电机组运行优化导则（试行）1 总则1.1 为推动火电机组节能降耗工作深入开展，指导和促进火电企业节能降耗各项措施的实施，制定本导则。

1.2 火电机组运行优化技术是以最优化理论为指导，依据机组主辅机设备实际运行情况，从运行角度入手，通过全面优化试验的结果及综合分析，制定切实可行的操作措施，使机组能在各种工况下保持最佳的运行方式和最合理的参数匹配。

1.3 运行优化应在设备健康状态良好、确保机组安全稳定的条件下进行。

缺陷管理是设备健康状态保证基础，应严格执行缺陷管理制度；机组负荷和煤种变化对运行方式优化有较大影响，应根据实际情况，在机组运行主要的负荷区段，燃用实际煤种情况下，开展运行优化工作。

1.4 运行优化的内容包括全厂的运行管理及机组主辅系统的运行方式优化，重点是锅炉、汽轮机组及相关辅助系统的运行优化和设备治理。

1.5 汽轮机组运行优化的目的是提高各负荷下汽轮机和热力循环效率，降低辅机耗电率。

主要通过提高机组通流效率、凝汽器真空，减少系统泄漏和冷源损失以及优化进汽参数、辅助系统和辅机运行方式等手段来实现。

1.6 锅炉运行优化的目的是提高锅炉效率，降低锅炉辅机— 2 —耗电率，优化各负荷下蒸汽参数。

主要通过提供相对稳定且满足锅炉运行要求的燃煤，维持良好的燃烧状态，保持受热面烟气侧和汽水侧清洁，合理的参数控制，采用良好的保温以及优化辅机运行方式等手段来实现。

1.7 本细则主要适用于300MW及以上燃煤发电机组，其它可参照执行。

2 运行管理2.1 指标管理加强能耗指标过程管理。

根据年度供电煤耗、厂用电率计划目标，应逐月分解落实；在执行过程中，做到闭环管理，及时控制偏差。

细化对标管理。

以全国、集团公司、分子公司（所属区域）三个层面，对照同类型先进和自身设计水平，深入开展对标工作，查找不足，分析原因，制定措施，提升指标。

火电机组深度调峰的难点分析和运行优化建议摘要：由于特高压输送电量逐年增加、新能源占比逐渐加大，造成电网峰谷差加大，火电机组需成为电网调峰的重要力量。

但火电机组深度调峰普遍存在机组调峰能力不足、负荷响应速率较低、系统自动投入率低、人员手动操作量大等问题。

为深挖火电机组调峰能力，提高调峰安全性，本文就火电机组深度调峰难点进行分析，并提出运行优化建议。

关键词：火电机组；深度调峰；难点分析；运行优化建议一、难点分析1、机组不投油稳燃负荷高，不能满足调峰至30%需求某电力集团有30万等级以上机组70台，只有4台机组能达到调峰至30%额定负荷，剔除因供热制约未进行调峰运行的8台机组外，58台机组稳定调峰运行负荷不能满足调峰至30%额定负荷需求，占比82.8%。

其中32台机组需投油稳燃。

2、调峰期间自动投入率低某电力集团46台机组提出需对调峰负荷段的协调控制系统开展优化，以适应快速调峰的要求。

主要集中在以下六个方面：1）协调控制只能控制40%负荷以上工况；2）给水泵汽源自动切换；3）自动转态；4）减温水自动；5）给水泵自动切除、自动并泵；6）给水主、旁路自动切换。

3、深度调峰影响经济性梳理某电力集团70台煤电机组，截至目前参与深度调峰共52台煤电机组，其中百万机组11台，60万等级机组20台，30万等级机组21台。

依据这52台煤电机组参与深度调峰期间的DCS数据，计算机组的锅炉效率、汽轮机热耗率、厂用电率影响如下：（1）锅炉效率表1：50%调峰至40%额定负荷工况下锅炉效率变化表1为参考深度调峰的52台机组锅炉效率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.15～2.33%，平均下降1.02%。

60万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.0～1.0%，平均下降0.39%。

30万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.4～0.9%，平均下降0.48%。

（2）汽轮机热耗率表2：50%调峰至40%额定负荷工况下汽轮机热耗率变化表2为参考深度调峰的52台机组汽轮机热耗率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升137～343kJ/kWh，平均上升213kJ/kWh；60万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升82～390kJ/kWh，平均上升256kJ/kWh；30万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升80～368kJ/kWh，平均上升198kJ/kWh。

火电厂节能降耗的分析与措施摘要：火电厂是一次能源用能大户，全年耗煤量非常巨大，提高火电厂的一次能源利用率，尽可能的降低发电成本，成为全国各大发电企业及科研院所研究的课题。

各电站情况不同,可采用的节能降耗方法也各异,本文作者通过现场实际运行经验，总结分析出了火电厂在运行过程中可采取的切实可行的节能降耗措施。

如提高真空、保证给水温度、加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、节省厂用电等。

本文所提出的各项技术措施在现场应用后得到了很好的效果，同时也可被同类电站所借鉴。

1、引言能源是社会发展的重要物质基础,根据我国经济建设的需要和可能，我国的能源政策是“开发和节约并重，近期把节约能源放在优先地位”而且节能是发展国民经济的一项长期战略任务。

能源开发以电力为中心,发电厂的经济效益和社会效益具有极重要的意义，火电厂是一次能源用能大户：技术统计［1]表明，到2000年底，火电厂全年耗原煤达4亿吨,提高火电厂热经济性(即减少能耗）就不仅是降低本身成本的需要，更是影响全国一次能源生产、运输和节约的大事。

目前,全国各地火电厂节能的主要措施可分为以下几项：1、实现电网统一调度，安全网经济上最合理要求地同电网处理，推行火电厂的经济运行，并保持供电质量。

2、中低压机组每年多耗130万吨标准煤，有条件的应改为供热式机组，有的应逐渐淘汰。

3、对200MW以下的机组进行改造，以提高效率降低能耗。

特别是辅助设备和用电设备的技术改造.4、拆除小锅炉，改为热电联产或集中供热.在火电厂投入到商业运行以后，其设计参数确定，因而加强运行当中的节能降耗问题就由为重要.本文仅通过对华能丹东电厂的运行现状进行分析，提供一些具体节能措施,也可为国内同类型电厂挖潜降耗提供借鉴.电厂运行节能降耗有许多方面，如加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、提高真空、节省厂用电等。

2、分析与措施2.1在汽轮机组方面2。

1.1 提高真空提高真空，增强机组做功能力，减少燃料是提高经济性的重要方面，可进行如下方面措施：1、真空严密性试验：①坚持每月一次真空严密性试验;②试验有利于停机后汽机冷态时进行凝汽器灌水查漏;③调整主机及小机轴封供回汽运行正常;④运行中经常检查负压系统，发现漏泄及时处理;⑤投入水封阀系统。

关于发电厂机组低负荷经济运行分析摘要：电力企业是我国国民经济发展的重要支柱性企业，其对人们的日常生活息息相关。

现阶段，随着我国发电厂规模的不断扩大，其生产运营也受到了越来越广泛的关注，其中发电机组的低负荷经济运行问题是当前相关工作人员最为关心的内容之一。

文章主要对发电厂机组低负荷经济运行问题进行了分析，供相关工作人员参考。

关键词：发电厂；机组；低负荷；经济引言对于电力企业而言，其火电机组的安全运行问题是其中最为核心的问题之一，随着当前人们节能环保意识的不断提升，节能降耗也成为影响电力企业发展的关键问题。

尤其是是随着竞价上网政策的推行，各电厂都在努力提高运行水平，以降低全厂煤耗。

经济运行中的机组负荷优化问题，就是在满足系统负荷及备用要求和机组运行的技术条件约束的情况下，确定未来一定期间内各机组的开停机时间并在机组间分配负荷，使系统总的运行费用达到最小。

研究发电机组的低负荷经济运行问题具有非常重要的现实意义。

1低负荷运行中存在的主要问题1.1燃烧稳定性差现阶段，发电厂的燃料成本普遍超过发电成本的70％，这种情况下使得企业的生产运营一直处于亏损的边缘，经营压力非常的大。

部分企业为了降低生产成本，往往会选择使用劣质的煤炭，这种煤炭的水分以及灰分的含量相对较高，可磨性差，燃烧稳定性随灰分、水分增加而变差，以及低负荷时锅炉水动力特性差，炉内空气动力场不均匀，且水冷壁前墙中部热负荷偏高，所以导致运行过程中水冷壁温度难以控制、燃烧稳定性差的问题表现得更加明显。

1.2易发生低温腐蚀在进行低负荷运行时，由于空预器出口的温度低于100℃，比烟气露点温度低，易发生低温腐蚀。

从整个锅炉烟气流程来讲，空气预热器烟气通道截面较小，阻力较大，极易产生堵灰、结渣。

腐蚀和堵灰往往从管子冷端逐渐向热端延伸，且多积聚在烟气流速较低的四周死角，当空预器积灰结渣又没有得到及时清除时，腐蚀和积灰的速度必然加快。

而一旦空预器受腐蚀泄漏后，便会发生漏风，漏风会进一步降低烟温，加大腐蚀和堵灰过程，进而形成恶性循环。

火电厂节能降耗的分析与措施集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-火电厂节能降耗的分析与措施1分析与措施节能降耗有许多方面，比如加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、维持凝汽器最佳真空、提高给水温度、降低厂用电率、排烟热损失、原水单耗、补水率等。

1.1维持凝汽器最佳真空维持凝汽器最佳真空，一方面可以增强机组做功能力，另一方面可以减少燃料量，从而提高机组经济性。

机组正常运行中，保持凝汽器最佳真空应采取如下措施：1)、坚持每月两次真空严密性试验；2)、利用机组大小修，对凝汽器进行灌水找漏；3)、对轴封系统进行改造，确保轴封系统供汽正常；加强轴抽风机运行维护，确保轴封回汽畅通。

4)、加强给水泵密封水系统监视调整。

5)、发现真空系统不严，影响机组真空，立即进行查找：a）检查#8、#7、#6、#5低加汽侧放水门、就地水位计放水门、电接点水位计放水门是否关闭严密；#8、#7、#5低加疏水至凝汽器直通门盘根、法兰是否吸气；b）检查轴封冷却器水位是否正常；c）检查甲、乙、丙凝汽器就地水位计放水门是否关闭严密；d）单级水封筒真空是否破坏，存在泄漏，向单级水封筒适当注水；检查调整给水泵密封水，同时检查多极水封筒入口压力表是否出现真空，如若是，则向多极水封筒注水，使水封筒入口压力保持在0位。

e）检查调整凝结泵密封水，防止凝结泵密封水过低；用薄纸巾检查凝结泵入口滤网法兰是否吸气；f）检查调整#7、8低加疏水泵密封水，防止疏水泵密封水过低；g）检查本体疏水扩容器至凝汽器热水井的疏水管弯头、管道、焊口等检查是否存在泄漏；本体疏水扩容器至凝汽器吼部的疏汽管道上的伸缩节焊口是否开裂泄漏；疏水至本体疏水扩容器的最后一道阀门的盘根、法兰是否存在泄漏；h）检查轴封泄汽旁路门开度是否过大，调整门前后疏水门是否关闭严密；检查低压轴封供汽压力是否过低；i）检查真空破坏门是否泄漏（向真空破坏门内注水）；j）检查#7、8低加疏水泵、凝结泵空气门，空气管道焊口是否吸气；检查射水抽汽器的空气门、凝汽器的空气门盘根、焊口是否存在泄漏；k）二级旁路前后疏水是否存在接管座开裂；级旁路前排大气与排扩容器疏水门不严密；l）低压缸安全门是否存在泄漏；m）凝汽器吼部是否存在裂纹，检查凝汽器热水井取样门是否关闭严密；1.2提高给水温度给水温度变化，直接影响到锅炉燃料量的变化，影响到锅炉燃烧；给水温度低，一方面使锅炉供电煤耗增加，另一方面使排烟温度增加，排烟热损失增加，锅炉效率降低；我公司＃1-＃4机组给水温度长时间达不到设计值，且较设计值偏低较多。

1　火电厂机组负荷优化分配办法张秋生1,付仁杰21.北京国华电力技术研究中心有限公司,北京　1000252.国华浙能发电有限公司,浙江宁波　315612[摘 要]　火电机组负荷优化分配以机组的煤耗成本特性为基础,目的是使发电成本最低,其中不但将煤耗量降为最低,并且使全厂机组负荷的变化满足自动发电控制(A GC )的速率和精度的要求,提高供电品质。

此外,在机组变负荷过程中尽可能地降低负荷调节频率,提高机组的稳定性,延长主、辅机设备的寿命。

对此,研究以煤耗最低为原则,合理分配全厂机组负荷的方法,实现发电厂机组的安全、稳定和经济运行。

[关　键　词]　发电厂;机组负荷;优化分配;模型;A GC [中图分类号]　TM761+.22[文献标识码]　A[文章编号]　100223364(2009)0120001203收稿日期:　2008202221作者简介:　张秋生(19702),男,工学硕士,高级工程师,主要从事火力发电厂热工控制技术的研究与管理工作。

E 2mail :chad_2006@ 以“厂网分开、竞价上网”为目标的电力体制改革,使得电厂成为独立的经济实体参与电力市场竞争。

机组负荷优化分配以机组的煤耗成本特性为基础,主要解决使发电成本降为最低的问题。

当给定全厂负荷要求,在机组允许的负荷变化范围内,经济分配每台机组的负荷,使全厂发电煤耗成本最低,以取得全厂和整个电力系统的最大经济效益。

在以机组煤耗成本最低的负荷经济分配的算法中,主要有等微增量法、线性规划法、混合整数规划法、动态规划法等。

随着计算机技术和优化理论的发展,模拟退火、遗传、神经网络等智能算法被应用于机组负荷分配中,取得了较好的经济效益[1,2]。

1　负荷分配模型1.1　等微增率法火电厂机组负荷分配主要与运行机组的煤耗量特性曲线有关。

参与运行的机组组合一定时,对于给定的负荷,可计算出煤耗量最小的发电机组负荷分配方案。

设有N 台机组参与运行,采用二次曲线拟合各机组的煤耗曲线,各机组的煤耗曲线为[3]:F j =a 0j +a 1j P j +a 2j P 2j(1)式中:F j 为第j 台机组的煤耗;a 为修正因子;P j 为第j 台机组的发电负荷。

低负荷运行条件下节能工作的新探索发布时间：2021-07-26T02:39:59.938Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第7期作者：卢秀[导读] 供电煤耗升高。

随着负荷的降低,热耗率的增大速度加快,发电煤耗率以较快幅度增大,可见在低负荷下运行对机组的经济性会产生较大影响。

内蒙古霍煤鸿骏铝电有限责任公司电力分公司内蒙古通辽 029200摘要：霍煤鸿骏电力分公司总装机2100MW，集火力发电、风力发电、供热及电力输送于一体。

有着循环经济、热电联产、直供电最大的特点及优势。

随着经济的发展，能源的匮乏，火电企业对煤耗要求越来越高。

面对严峻的发电形势及节能降耗问题，机组应在低负荷、频繁调停工况下合理运用节能技术。

本文对低负荷运行条件下的节能工作进行了论述。

关键词：低负荷运行；节能措施；节能管理一、低负荷运行存在的问题1、供电煤耗升高。

随着负荷的降低,热耗率的增大速度加快,发电煤耗率以较快幅度增大,可见在低负荷下运行对机组的经济性会产生较大影响。

通常随着机组负荷率的下降,厂用电量的下降幅度并不大,送、引风机、凝结水泵、循环水泵等其自身容量都较大,低负荷下又不易调节,这使得它们的功率随机组负荷下降减少较小,因此厂用电率将上升。

2、厂用电率高。

机组通常在选定锅炉、配套辅机及选配电动机的容量时,由先确定的汽轮机容量选定锅炉容量,再用现有的各类辅机产品进行配套,其设计容量被一级级放大,在低负荷工况下运行如不能调节,将会使厂用电率升高。

感应式电动机在低负荷下运行时,还会使功率因数降低,增大电路损耗。

另外,风机的效率与所处的系统密切相关,两者应相互适应。

若系统阻力变小,风机特性不变,为满足低负荷运行要求,不得不节流,导致运行电耗增大,厂用电率升高,从而使机组的供电煤耗增大。

二、低负荷运行条件下节能技术工作1、推广采用一系列节能更新改造措施，如锅炉一、二次风在线监测装置、变频调节、低负荷单风机运行、低负荷稳燃喷燃器、小油枪点火装置、预热器进行密封改造、凝汽器铜管更换、辅机电量采集、干出灰改造、废水回收等节油节水改造等，改造后的漏风率能大幅下降。

大陆桥视野·２０１６年第２４期 141影响火电厂用电因素分析及降低对策代 强／山东电力建设第三工程公司【摘 要】随着电力行业重视并加强节电降耗工作，积极引进、推广先进技术，应用先进工艺设备，不断加大技术创新和技术改造的力度，降低厂用电率，从而降低发电成本，提高上网电价竞争力，必将成为各发电厂所努力追求的目标。

本文对火电厂用电问题及其对策进行探讨。

【关键词】火电厂；厂用电；节电降耗引言目前，节能降耗工作已列入发电企业的重点工作项目。

降低厂用电率是发电企业直接增加产出提高能源转化效率的有效途径，我们通过相互借鉴经验和改革创新、技术改造，做好节能降耗这项工作。

本文对影响火电厂降低厂用电的因素进行分析，并提出了降低火电厂用电率的措施、建议。

一、影响火电厂降低厂用电的因素（一）内部影响因素在发电机组方面，火电厂机组发电离不开高压电动机，而高压电动机用电占整个厂用电的近６０％，高压电动机在与发电机组匹配方面如果不科学、不合理，那么其实际耗的电功率往往会高出最佳匹配功率，这种现象在许多火电厂都存在，因而是引发厂用电量偏高的主要因素；由于火力发电机组的负荷偏低，当前发电机组和辅机在功率匹配上出现一定的问题，许多辅机是按照机组发电机额定负荷来进行匹配，理论上来讲，当发电机组出力减少时，厂用电也会相应减少，但是在实践中，两者不存在这种总体上的正比关系，当发电机组降低负荷、发电量减少时，发电机组厂用电消耗并没有随之相应比例的降低，这是导致火电厂耗电过多的又一主要因素；许多火电厂新建发电机组处于磨合期时，由于各个参数和指标都是在工作状态下进行调试，因而机组起停的次数会比较多，这种情况下就导致发电机组有效运行时间短，进而出现发电机组厂用电率偏高问题的出现。

（二）外部影响因素火电厂外部因素影响厂用电率的主要是燃煤。

一是燃煤发热量低导致整个发电机组的用煤量增加，而发电系统就会耗费一部分电量来磨制煤粉。

尤其是当前我国电煤紧缺，许多火电厂会对购进的电煤掺杂其他燃烧物质，降低了煤的使用效率，那么发电机组就会消耗更多的煤来发同样额度的电，造成磨煤机耗电量增加。

浅谈火电机组低负荷经济运行措施摘要：近年来，我国对电能的需求不断增加，火电厂建设越来越多。

为有效提升热力发电机组调峰运行管理工作的基本水平，整合节能优化管控结构，本文分析了火电机组变负荷运行特性，研究机组低负荷运行下脱硫系统的对策，最后对系统运行进行了分析。

关键词：火电机组；变负荷运行；节能优化控制引言目前，国内燃煤火电机组大多设置石灰石湿法脱硫系统，发电机组在高负荷状态运行时，排放烟气指标绝大多数满足脱硫系统的设计参数，脱硫系统容易保持正常运行，但发电机组在低负荷状态运行时，排放烟气中一些指标会超出脱硫系统的设计参数，发电机组长时间在低负荷状态运行，脱硫系统会发生一系列异常情况，它们不但给脱硫系统运行造成许多不利的影响，还会直接威胁发电机组的安全稳定运行。

1电站机组低负荷运行特性1.1蒸汽初始压力在对大型电站机组低负荷运行特性进行分析的过程中，蒸汽初始压力的判定非常关键，在相同的负荷条件下，应用较低的初始压力运行方式就能对热经济性产生相应的影响。

一方面，利用较低的初始压力，能借助理论循环热效率对其进行合理性调控，热耗率会随之增大。

并且，调节级压比的实际变化率也较小，这就使得相应的调节级能维持在较高的内效率范围内，一定程度上就能提升整个系统的经济性价值。

另一方面，利用较低的初始压力，能保证高压缸中排汽温度也能维持在一定的范围内，合理性避免欠温问题，确保低压缸的效率能满足实际要求，也能有效提升汽轮机尾部应用效率。

1.2机组控制模型运用机理法，对热力设备、系统所适用动态数学模型进行建立，对自定义函数进行编制，建立以除氧器、炉膛换热、汽机本体等为主要内容的模型算法库。

运用机理法所建立的模型，可对机组非线性进行直观反映，其优势主要体现在更接近实际的方面，这也为设计先进控制算法及相关工作的开展提供了通用平台，设计人员若想保证所设计模型符合特定机组的特点和需求，应根据现场运行数据对修正数据的方法进行开发，在完成建模工作后，以设计参数为依据对热力设备、模型系统进行计算，组建子系统模型，为整体动态模型的形成提供帮助。

火电厂AGC性能优化满足电网的细则建议摘要：制定颁布《两个细则》的做法在本质上符合了优化火电厂性能的基本目标，有利于保障电力系统运行的实效性和经济性。

对于电网而言，性能优化的关键点就在于优化全方位的火电厂性能，其中包含了AGC的重要指标和性能。

在电网细则建议中包含了规范管理以及提升电网服务的详细要求，这样做有助于提升火电厂的竞争地位，以此来确保火电厂的长期进步与发展。

因此火电厂在具体优化AGC性能的过程中，有必要明确电网有关的细则建议，结合火电厂减排节能的现状，探求完善AGC性能指标的具体措施。

关键词：火电厂；AGC性能优化；电网；细则建议近些年来，经济正在迅速进步。

面对新的形势，火电厂也逐步扩展了规模，同时引入了新型的生产指标。

依照自动化的根本思路来改造火电厂，关键点就在于保障火电机组运行中的经济性以及安全性。

提升火电厂的AGC性能有利于杜绝火电厂运行中的过多能源浪费，在此基础上也保障了核心性的竞争实力，有助于火电企业完成长期的改进[1]。

火电厂如果要适应现今的剧烈竞争，那么应当从根源入手来创造新时期的共赢局面，进而优化竞争地位。

在优化性能过程中，火电厂有必要遵照两个细则的基本点来做好全方位的性能优化，只有全面加以改进才能保障性能指标的提升。

一、优化性能的重要意义在电网运行中，《两个细则》在根源上明确了电力运行时的经济性和高效性指标。

颁行电网细则之后，火电厂应当从全方位入手来规范日常管理，以此来创造生产经营的共赢。

为了适应竞争，火电厂应当在符合基本性能的前提下致力于优化创新。

对于性能指标来讲，优化的关键点在于AGC性能，因此火电厂需要提升与之相关的电网性能指标[2]。

具体而言，火电厂做好AGC的相关指标优化具有如下的重要价值：首先，AGC性能优化有助于保障机组的整体性能。

面对现今的市场竞争，火电厂如果要获得优势的竞争地位，那么有必要在根本上重组性能指标，切实优化火力发电性能。

在各种指标中，AGC性能与火电厂整体的机组性能紧密相关，这样做有利于提升机组稳定性，同时也缩短了机组运行中的反应时间。

浅谈火电机组一次调频主要问题及优化策略摘要：一次调频是汽轮机调速系统根据电网频率的变化自动调节汽门开度，改变汽轮机功率，从而调节电网负荷偏差的过程，在网机组共同通过一次调频的调整，维持电网频率在50Hz稳定运行。

而实际运行中，大部分机组一次调频存在各种各样的问题，动作幅度达不到要求而被电网公司考核，本文针对火电厂一次调频存在的问题及优化控制策略进行了分析。

关键词：一次调频；转速不等率；转速死区；协调控制1一次调频构成及电网考核要求1.1一次调频构成一次调频功能采用汽轮机转速为基础的DEH阀控、功率控制、CCS协调控制三种控制方式，机组协调运行方式运行时，DEH侧一次调频、CCS侧一次调频共同作用，DEH侧一次调频动作快，能够快速响应电网频率变化引起的机组负荷变化，但持续时间短，CCS侧一次调频，作用在汽轮机主控制器上，为稳定一次调频负荷量提供了保障。

控制逻辑中火电机组转速不等率一般设置为4%-5%，滤波死区通常设置为为±2r/min，调频负荷变化幅度上限可以加以限制，但限制幅度不应过小，是否满足：额定功率≥500MW机组，幅值上限不小于6%额定功率；额定功率≥350MW且 <500MW机组，幅值上限不小于7%额定功率；额定功率≥250MW 且 <350MW机组，幅值上限不小于8%额定功率；额定功率<250MW，幅值上限不小于10%额定功率。

1.2一次调频电网考核标准参与一次调频的机组，一次调频响应时间应小于3S，稳定时间应小于1min，15 秒出力响应指数△P15% 需大于75%，30 秒出力响应指数△P30 % 需大于90%，电量贡献指数Q%需大于75%。

1.3 火电机组一次调频现状及原因分析根据上述考核指标，大部分火电机组一次调频合格率较低，在20%-50%间不等，达不到电网要求，主要有以下原因：响应慢，当电网频率发生小幅度波动时，一次调频未来得及参与便结束，导致有效动作次数减少；实际出力不足，当发生一次调频动作时，机组实际出力达不到理论值，导致响应指数偏低，造成考核；一次调频出现反向动作，当机组一次调频动作量与AGC升降负荷方向反向时，动作量相互抵消，甚至出现一次调频反向动作的现象，造成电量贡献指数低考核。

火电厂各类指标的释义与控制措施火电厂是以煤炭等可燃物质为燃料进行燃烧，通过发电机转换为电能的装置。

火电厂的运行和排放涉及多个指标，其中包括环境指标（如二氧化硫、氮氧化物和颗粒物排放等）、运行指标（如电网负荷率和燃料利用率等）以及经济指标（如发电成本和发电效率等）。

一、环境指标的释义与控制措施：1.二氧化硫（SO2）排放：二氧化硫是燃煤过程中产生的一种污染物，容易形成雾霾和酸雨，对环境和健康有害。

火电厂需要采取排放控制措施，如燃烧控制技术、烟气脱硫技术等，以减少二氧化硫的排放。

3.颗粒物排放：颗粒物指煤炭燃烧过程中产生的悬浮颗粒物，对空气质量和人体健康造成威胁。

火电厂可以采用静电除尘器、布袋除尘器等技术来控制颗粒物的排放。

4.废水排放：火电厂产生的废水含有较高浓度的污染物，如重金属、氨氮等。

采用污水处理设备，如生化池、深度处理设备等，可以将废水排放达到国家排放标准。

5.废气排放：燃煤过程中产生的废气中含有大量的有害气体和颗粒物，如煤灰、烟雾等。

火电厂可以通过煤粉燃烧、烟气脱硫等技术，降低废气排放中的有害物质含量。

二、运行指标的释义与控制措施：1.电网负荷率：电网负荷率是指火电厂的发电量与装机容量的比值，反映了火电厂的电力供应能力。

提高电网负荷率可以通过提高火电厂的可靠性、降低故障率、减少停机维护时间等手段来实现。

2.燃料利用率：燃料利用率是指火电厂在燃煤过程中将燃料转化为电能的效率，影响着发电的经济性和环境效益。

提高燃料利用率可以通过采用高效锅炉、提高热交换效率、优化煤粉燃烧过程等措施来实现。

3.运行成本：运行成本是指火电厂在发电过程中的各项支出，包括燃料成本、人工费用、运维费用等。

降低运行成本可以通过改进运营管理，提高能源利用效率，减少资源浪费等方式来实现。

4.发电效率：发电效率是指火电厂将燃料转化为电能的效率，衡量了火电厂的能源利用效果。

提高发电效率可以通过技术改进，如提高锅炉燃烧效率、提高汽轮机的效率等措施来实现。

火力发电厂电气节能降耗的优化措施摘要：当前，电力生产主要集中在火力发电，而火力发电作为中国经济发展的重要支柱，同时也带来了大量的能源消耗和对生态的损害，目前正在大力推进节约能源，保护生态环境的节能型火力发电厂建设，因此，对火力发电企业进行节能降耗改造就显得尤为重要。

本文通过对目前火力发电厂电气节能降耗的现状和存在的问题进行了剖析，并提出了相应的节能对策，从而减少能源消耗，提高企业的经济效益。

关键词：火力发电厂；节能降耗；优化措施前言：电能是我国的主要能源之一，火力发电厂是我国经济发展的支柱型产业之一。

火力发电以煤炭、石油和天然气为主要动力来源，但由于其燃料使用效率低下，环境污染较大，面对着资源紧张、能源匮乏、环境污染等诸多问题，所以国家在节能减排、环境治理等方面都提出了可持续发展的对策。

一、火力发电厂电气节能降耗的必要性当前，我国面临的严峻形势是必须解决资源紧缺问题，必须加强可持续发展的策略。

目前，我国对于火力发电厂电气节能降耗的研究工作起步较迟，相关的研究技术也较少。

因此，必须根据国际上关于节能减排的行动，积极适应当今社会发展趋势，积极探索和创新电力节约能源、降低损耗措施，提高电力系统的节能降耗能力，提高电力系统的运行效率，对于我国的火力发电企业来说，有着重要的现实价值。

电厂是电力供应的重要组成部分，它对稳定的国民经济增长和稳定的人民生活水平起着重要的促进作用。

长期以来，全国各地因资源储量、技术条件、能源供应状况等原因，都以火力电厂为主导。

然而，在技术、理念、工艺等方面的制约下，国内的火力发电厂，在实际生产中，出现了大量的资源和环境问题。

在目前的情况下，对电厂节能技术改造主要包括：有助于电厂向资源节约和环境友好型发展，推动节能减排目标的达成；有助于降低火力发电厂的运行费用，推动多元化的产品组合，增强其市场竞争力。

在当前的社会主义市场经济体制下，为广大用户提供优质、低价的供电产品。

(3)鼓励火力发电企业转变现有的电力供应模式，加大对能源的投资和技术投资，使其朝着以技术改造为导向的经济发展。

火力发电厂节能运行经济性思考与建议摘要：火力发电厂是我国最大的电力生产基地，也是消耗可再生资源的大户，因此，对火力发电厂进行节能降耗是十分必要的。

随着经济的不断发展和进步，我国在能源和初级产品层面上也出现了明显的变化，供需格局的变化凸显出了资源在经济发展过程中所具有的限制特点，因此，做好节能工作已是刻不容缓。

随着电力体制改革的不断深化，对火电厂而言，其工作原理是以节能和运行经济性为中心，从而减少煤和其他资源的消耗，这就对发电成本的进一步降低提出了更高的要求。

对火力发电厂而言，要想在日趋激烈的市场竞争中取得更大的生存优势，关键是要突出节能管理理念的重要性，并加强对运行经济性的关注。

关键词：火力发电厂；问题分析；建议与措施1火力发电厂节能和运行经济性背景下存在的主要问题1.1运行参数与各类标准不匹配当前，尽管我国的电力供应体系已经进行了升级和改进，但是因为受到技术和其他因素的制约，所采用的锅炉和其他设备本身的传热效率比较低。

对员工而言，如果不能在火力发电厂节能运行中及时发现问题，不能将堆积起来的灰尘清理干净，势必会对锅炉内的水冷管壁产生不利影响。

需要指出的是，由于一些工作人员技术水平的限制，在火力发电厂节能运行过程中，不能对所发生的问题进行全面、及时的分析，当有供给材料变化或流程变化的情况发生时，相应的设备运行参数也将发生变化。

如果操作人员不能及时地进行参数调节，将会对机组的以后的运行状况产生不利的影响。

1.2设备完善性不足对火力发电厂而言，为了确保其在节能运行中的经济性，必须选择一种能够改善运行设备品质的方案。

但是，需要特别注意的是，一些火电厂为了追求更高的经济效益，没有按照自身运行的实际情况来使用高品质的设备，这不仅会影响到节能的效果，还会造成资源的浪费。

另外，如果不能确保装置的稳定，还会对电网的稳定运行产生不利的影响，从而增加了出现安全问题的可能性。

1.3能源损耗过大在火电厂节能运行过程中，低负荷率是影响其自身能耗率的一个重要因素，如果工作人员在遇到这种情况时不能保证问题的有效解决，将会增加机组停机后出现锅炉失灵等故障的风险。

火电机组低负荷经济运行措施摘要：结合某公司近几年运行实际，针对火电机组低负荷运行安全、经济性存在问题，分析研究了超临界对冲燃旋流烧锅炉机组低负荷运行调整控制策略，通过各项优化控制措施的实施，有效提高了机组低负荷运行期间的可靠性和能耗水平，同时面对区域火电机组深度调峰运行现状，提升火电机组在面对电网深度调峰时的灵活性。

关键词：630MW超临界机组；对冲旋流燃烧锅炉；低负荷运行；调峰灵活性1、运行状况2018年开始受区域火电负荷下行影响，机组长周期低负荷运行已成常态，公司机组利用小时数已连续3年下降，负荷率均小于60%，平均负荷不足360MW。

深度调峰运行时间长，期间最低负荷100MW，平均负荷200MW，其中2020年以来调峰深度尤为突出，为需配合电网进行深度调峰运行。

启停机频繁，2019年两台机组共启、停10余次，频繁启、停机操作导致机组能耗水平偏高。

2、机组深度调峰运行对安全、经济性影响2.1、低负荷深度调峰锅炉助燃油耗量大公司超临界对冲旋流燃烧燃煤锅炉，设计燃用烟煤，最低不投油稳燃负荷可至100MW，投产后通过锅炉燃烧优化调整，最低稳燃负荷率达到15.8%，若负荷进一步下调则需要投运稳燃油方可保证锅炉燃烧稳定，将会使燃油油耗增大。

2.2、低负荷深度调峰锅炉受热面存在拉裂风险对比同类型超临界冲旋流燃烧锅炉，发现炉内热负荷不均匀，受热面温差大是造成水冷壁拉裂的主要原因之一，尤其在低负荷深度调峰期间，随着投入燃烧器数量减少，炉内热偏差现象较为突出。

2.3、机组低负荷能耗水平偏高大容量高参数火电机组，设计最佳经济运行工况一般在85～95%负荷区间，低负荷运行效率低、能耗高，随着机组负荷率的下降，机组煤耗升高较为明显（图1）。

图1 630MW机组出力系数与机组煤耗对应关系2.4、汽轮机低压缸排气温度高、汽轮机振动恶化汽机长期低负荷运行，低压缸进汽流量减少，鼓风摩擦损失热量不能完全带走，低压缸排汽温度升高，造成汽轮机低压转子中心发生变化，引发汽轮机振动恶化。

智能控制技术今 日 自 动 化2021.4 今日自动化 ｜ 1Intelligent control technologyAutomation Today2021年第4期2021 No.4《可再生能源法》颁布以后，我国新能源产业开始爆发式增长，由此新能源在我国能源当中所占比例进一步提升。

因为使用新能源发电电能波动性与电网配套政策缺失，给我国新能源进一步发展造成影响，因此这也是我国新能源电力急需解决的一项问题。

为了解决这一问题，我国电改也实现了进一步深化，用电方面进一步实现市场化，我国已经开始了发电企业和用户之间实现有效交易，同时扩大了用电市场化以后在总交易量当中所占比重，在很大程度上实现了电力市场的进一步完善。

为了进一步统筹规划电力市场化需求，急需要提升火电机组运行灵活性，强化火电机组深度调峰能力。

1 现阶段我国火电机组控制情况我国现阶段的火电机组控制均使用DCS （集散控制系统），对于大型的火电机组会配备协调控制系统。

为了最大程度上保证火电机组安全、稳定、经济运行，使火电机组灵活性、深度调峰能力得到有效提升，需要对火电机组协调控制系统进行升级。

深度调峰工作中，指标、参数均是影响火电机组运行供电品质的主要因素。

火电机组负荷响应速度、稳定性、主蒸汽压力、主蒸汽温度因为受到了火电机组锅炉热纯迟延、高阶惯性特性影响，单纯使用DCS 协调控制系统不能满足现阶段火电机组控制系统中控制算法、策略，不能达到理想的效果。

现阶段我国的DCS 制造商在软件设计、组态等方面普遍没有太多的投入，而是一直使用一些国际上早期使用的控制方案、算法。

这些国际上早期的技术、方法实际上已经不能满足当前我国电力改革背景下的发展需求，导致现场调试工作不能充分的、细致的实现。

正因如此现阶段火电机组控制系统仅能满足小幅度的负荷变化以及低速率负荷变化调节。

而对于大幅度、高速率负荷变化调节，特别是对于深度调峰，现阶段的控制系统不能有效确保火电机组的安全、稳定运行，与此同时在实际运行过程中常常出现主汽压、功率、气温等一系列参数大幅度变化。