2.2联合循环机组其他负荷工况煤耗变化分析
    某机组某天330、300和240MW负荷工况下的主要测试数据和结果见表2。为便于比较，同时列出该机组在移交商业运行前的性能考核试验结果。
    由表2可知，典型负荷330、300和240MW下的发电机功率分别为330 588. 2、301 085. 5和240 803. 6kW，扣除励磁耗功后的发电机组输出功率329 860. 8、300 423. 9和240 286. 0kW，热耗率分别为6 544. 2、6 602. 6和6 863. 6kj/（kW·h）；修正后的机组输出功率分别为331 130. 9、300 669. 0和239 362. 1kW，修正后的机组热耗率为6 539. 8、6 606. 9和6 881. 5kJ/（kW·h），相应的标准煤耗分别是223. 14、225. 43、234. 80g/（kW·h）。与机组考核试验相比，相应的标准煤耗分别增加7. 15、
9. 44、18. 81g/（kW·h）。

    根据表2，绘制扣除励磁耗功后机组输出功率和热耗率的关系曲线如图1所示，反映出机组热耗率随负荷变化的规律。由此可见机组的热耗率随负荷升高而降低，与厂家提供的资料基本一致。

    按照F级燃气发电机组统计一年的发电帚大约12亿kW·h计算，机组在典型负荷330MW、 300MW、240MW下一年的煤耗量，与机组考核试验相比，分别增加8 392. 24、11 080. 10、22 078. 04t，由此可见机组运行方式明显影响机组的标准煤耗量。在同等运行小时下，机组的负荷率越高，发电量就越多。而发电量与电厂的煤耗及各项考核指标关系紧密，发电量越多，生产率越高。而火力发电厂煤耗约占生产成本的70%～80%，煤耗的上升将导致利润减少，效益变差。
    在当前形势下，机组运行的负荷取决于电网用户的需求，由于目前用电市场偏软，发供电不平衡，因此通过各种途径争取机组高负荷运行，保持较高的负荷率是发电厂一项长期而艰巨的工作。同时，建议电网根据电厂参与调频、调峰的程度，制定详细、合理的调峰补偿机制，既可提高电网的安全和稳定，又提高了发电厂参与的积极性，也让发电企业得到适当的补偿。虽然目前的用电形势不容乐观，但是可以充分利用F级联合循环发电机组清洁、高效的优势，结合节能环保产业政策，向主管部门提出更高的负荷要求，以进一步降低联合循环发电机组的煤耗。

    3 结束语
    联合循环机组压气机工作环境的空气质量是导致压气机脏污的重要因素之一，目前还未发现切实可行的方法来减少环境因素对压气机脏污程度的影响，只有在建厂选址时通过选择周围环境空气质量相对较好的地点，来减少环境因素的影响。
    通过上述分析可知，压气机离线水洗的效果与压气机的脏污程度密切相关，脏污程度又与运行时间有关，脏污程度越严重，水洗效果越明显。但压气机长时间在脏污程度较高的状况下运行会降低工作效率。虽然压气机水洗可提高效率，但是并非水洗次数越多越好，目前合理可行的水洗间隔为2个月。
    电力系统是以保障电网安全、经济、优质运行为前提的，由于电网的峰谷差是动态变化的，电网调度系统中调峰反应快捷的燃气发电机组常担当调峰的重任，燃煤机组响应调峰的速度和力度明显不如燃气机组，因此电网应建立相应机制，根据机组参与调峰的程度给予合理的补偿，多参与调峰机组的机组多补偿，少参与或不参与调峰机组的机组少补偿或无补偿，以提高电厂参与调峰的积极性，降低机组参与调峰导致煤耗升高的影响。
 

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