作为供热机组的一种运行方式，“以热定电”一直以来被认为是专门针对背压式汽轮机来说的，即当用汽量变化时，导致热网压力发生变化，调压器随之进行调节，使进汽量发生变化，进而使发电机输出功率发生变化。对于并网运行的背压机组而言，调速器通常都退出运行，只有调压器参与调节，因此汽轮机组的发电量只能根据供热量来决定，多供热就要多发电，不能按电网的要求来调节机组发电量（或供热量），电网负荷的调节只能由其它纯凝机组或抽凝机组来承担。对于抽汽凝汽式机组，由于其调节方式采用牵连调节，在一定范围内，可以达到热电自治的目的，即同时满足热负荷和电负荷的需要，但是对于按照纯凝工况设计的机组或者超出可调节范围后，多供热，就要少发电，其基本原则还是“以热定电”的方式，只不过对于电负荷的影响与背压机组相比正好相反。由于背压机组和抽汽供热机组在热电负荷的调整上存在着差异，因此其参与电负荷调峰的能力也有区别，具体到每台机组，由于其设计条件不同，可以调整的最大出力、最小出力也会有差别。而在实际运行中，由于涉及到机组的经济运行指标等因素，尚需通过调峰试验和热负荷试验加以确定。

发电厂最小技术出力热负荷制约

发电厂供热，尤其是针对冬季采暖用户供热，属于民生工程，是发电厂必须承担的责任，因此，无论在什么情况下讨论发电厂的运行方式，热负荷制约是必须考虑的，即发电厂最小技术出力是建立在满足热负荷需求的基础上。

发电厂最小技术出力机组运行极限制约

发电厂存在其运行极限。发电厂最小技术出力时需要考虑的运行极限主要有两个可投油稳燃极限与不投油稳燃极限。其中，可投油稳燃极限标志着机组运行的安全性，而不投油稳燃极限则标志着机组运行的经济性，如图1所示。

图1中，P点即为不投油稳燃极限，当机组以低负荷方式运行时，若锅炉负荷大于不投油稳燃极限，那么煤耗率随着负荷的下降而有所减小而当负荷降至不投油稳燃极限以下时，为达到使锅炉稳定燃烧不至灭火的目的，必须进行投油助燃加以调整，由于燃油价格远高于燃煤价格，将燃油量折算成煤耗量后，煤耗率反而增加，并且随着负荷的进一步下降，燃烧的不稳定程度加剧，投油数量相应增加，煤耗率随之上升。图1中Q点为可投油稳燃极限，若负荷处于Q点与P点之间，尚可通过投油助燃来稳定燃烧，经济性大大下降若负荷下降低于Q点，那么即使投油助燃也无法稳定燃烧，锅炉及机组的安全性将大打折扣。

发电厂最小技术出力能耗因素制约

自我国电力体制市场化改革以来，厂网分开，各电厂竞价上网。发电厂作为自负盈亏的企业，在供应热负荷时会将总的热负荷按照能耗最小的目标分配到各个机组，以实现效益的最大化。

发电厂最小技术出力政策

国家计委、国家经贸委、建设部、国家环保总局联合下发的《关于发展热电联产的规定》（简称《规定》）第九条为：“热电联产能有效节约能源，改善环境质量，各地区、各部门应给予大力支持。热电厂应根据热负荷的需要，确定最佳运行方案，并以满足热负荷的需要为主要目标。地区电力管理部门在制定热电厂电力调度曲线时，必须充分考虑供热负荷曲线变化和节能因素，不得以电量指标限制热电厂对外供热，更不得迫使热电厂减压、减温供汽，否则将依据《中华人民共和国节约能源法》和《中华人民共和国反不正当竞争法》第二十三条追究有关部门领导和当事人的责任，并赔偿相应的经济损失”。

发电厂最小技术出力存在的问题

在实际操作过程中，相关部门和企业对此条款的实施普遍感到有一定难度。主要原因有：

a.由于专业不同，电力调度部门对各种机组的供热负荷曲线和节能因素缺乏了解，没有相关资料，无法进行技术确认。

b.电力调度系统一般只有相关的电力信号，热电厂的供热信息无法采集。电网调度和热力管网运行虽然有一定计划，但运行时需要根据用电负荷和热负荷的变化适时调整，既然《规定》已经表明热电厂可参加调峰，就必须对“合理调度”进行技术层面的适时决策支持。

c.供热负荷曲线和节能因素不能只听电厂或电力调度部门的一面之词，应该由经过认定的相关部门进行技术论证。

d.在电网需要调峰时，由于各地区普遍存在着热电利润的差异，机组发电功率达到最大比较容易满足，但当需要降低出力时，由于供热机组的运行方式是“以热定电”，电厂出于种种原因的考虑，导致供热机组电负荷的调度不太容易实现。 2100433B

水电站的年平均和月平均出力的分布，在不同的电站有很大的差异。季(年)调节的中高水头水电站，丰水年出力大，枯水年出力小;枯水期一般按保证出力发电;汛期按加大出力发电;特枯年枯水期的某些月份，按降低保证出力发电，正常运行遭到破坏。水电站出力过程及出力保证率曲线见图1。年调节水电站，在全年各月的出力则较均匀。多年调节水电站，其各年的出力及年内各月的出力均较均匀。担负梯级或跨流域补偿调节的水电站，其出力往往枯水期大汛期小，甚至枯水年大丰水年小。图1是季调节中高水头水电站出力过程及出力保证率曲线的特征，每年的枯水期发保证出力，汛期随径流的大小而变化，特枯年的枯水期发降低保证出力，其保证率曲线有一个不大的保证出力“平台”。

图1 季调节中高水头水电站出力过程及出力保证率曲线

(a) 出力过程;(b) 出力保证率曲线

调节性能差的低水头水电站，不但枯水期出力较小，汛期由于大泄流量引起下游水位增高而减小了水头，也导致出力的减小，其流量、出力过程及出力保证率曲线见图2。从图2电站的流量过程与出力过程对照可以看出，在一年汛期的某些月份，流量很大，但出力反而减小，枯水期出力也较小。在出力保证率曲线上也可以看出，水流出力大时，其预想出力反而小了。而且水流出力保证率曲线，没有一个明显的“平台”。

水电站的规划设计中，保证出力和预想出力(见水电站额定水头)是重要的指标。前者是水电站能量效益的基础，后者是发挥水电站容量效益的基础。

图2 径流式低水头水电站流量、出力过程及出力保证率曲线

(a) 流量，出力过程; (b) 出力保证率曲线

保证出力是指水电站在多年运行期间所能提供的具有一定保证率的电力。

或者说，是相对于设计保证率的供水期的平均出力。2100433B

水电站出力除了受流量和水头两个因素制约外，同时也受水轮发电机组额定容量的限制。水电站发出的最大功率称为最大出力；受各种条件限制（包括流量、水头和机组技术条件等）所能发出的最小功率称为最小出力；在某一时段中功率的平均值称为该时段的平均出力；在相应于水电站设计保证率的时段内所能发出的平均出力则称为保证出力。保证出力是确定水电站能够承担电力系统负荷的工作容量的依据，是选择水电站装机容量时一项主要的动能指标。 2100433B