王 冠，葉林浩，胡智頻，羅立權，趙俊杰

（1.國能浙江北侖第一發(fā)電有限公司，浙江寧波 315800；2.國家能源投資集團有限責任公司，北京 100034）

國家發(fā)改委、能源局在《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》《“十四五”現代能源體系規(guī)劃》等多份印發(fā)的文件里明確要求大力推動煤電節(jié)能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯動”[1-3]。五大發(fā)電集團明確表示要立足煤炭作為我國主體能源的基本國情，發(fā)揮煤炭和煤電在能源供應體系中的基礎保障、安全兜底和主體支撐作用，先立后破，穩(wěn)妥有序推進綠色低碳轉型[2-5]。在碳達峰碳中和的時代背景下，要實現以新能源為主體的新型電力系統穩(wěn)定可靠運行，不僅需要高比例清潔低碳的新能源，還需要煤電機組發(fā)揮應急頂峰的容量支撐、調峰調頻的調節(jié)性作用[3-6]。因此，有必要深入分析適用于燃煤火電廠不同類型機組的三改聯動技術改造時序和方案，促進煤電低碳、高效、靈活、安全、智慧化發(fā)展。

文章擬分析燃煤火電廠開展三改聯動的典型技術路線，降低機組發(fā)電能耗，提高對外供熱能力，同時實現機組深度調峰、快速爬坡、快速啟動等有利于新型電力系統穩(wěn)定運行的調節(jié)能力。本研究有助于深入了解燃煤火電機組三改聯動升級改造的技術路線和方案，確保機組升級改造后供電煤耗、深度調峰能力等能達到國家發(fā)改委和能源局相關標準，為助力碳達峰、碳中和目標如期實現做出積極貢獻。

1 節(jié)能改造技術

目前，國家能源集團供電煤耗大于300 g/kW·h 的煤電機組共有247臺，占全部煤電機組的65.34%，節(jié)能改造任務量較大。一般來說，十四五服役到期30a的機組不參與改造。煤電機組節(jié)能改造的主要技術包括以下幾個方面。

（1）汽輪機通流改造。采用最新的汽輪機設計制造技術對汽輪機本體以及配套的熱力系統進行改造，提高汽輪機各缸效率，降低熱耗率。汽輪機通流提效改造的內容包括：高壓缸、中壓缸、低壓缸、軸承座、滑銷系統、頂軸油、主機油泵等改造。優(yōu)化的技術指標包括：通流級數、本體結構、焓降、速比、反動度、通流效率等。汽輪機通流改造后，減少汽缸流道節(jié)流損失、葉型損失、漏汽損失、濕汽損失、排汽損失等，提高缸效和熱功轉換效率，機組供電煤耗平均降低11.7 g/kW·h。

（2）鍋爐提效改造。鍋爐提效改造的技術包括：制粉系統綜合優(yōu)化改造、燃燒器改造、吹灰系統智能化改造、密封性改造、風煙系統改造等。制粉系統綜合優(yōu)化改造技術包括：中速磨煤機增容改造，輸出轉速提高10 %，出力提高15 %；中速磨煤機液壓加裝技術，提高煤粉細度；中速磨煤機金屬陶瓷復合磨輥及磨盤改造，提高磨組耐磨性，減少石子煤排量，降低磨煤機單耗。鍋爐空預器密封改造技術包括：空預器柔性密封、空預器接觸式密封、空預器疏導式密封等技術。風煙系統改造包括：風煙道降阻力優(yōu)化一、二次風暖風器降阻。

（3）冷端余熱利用改造。鍋爐側的冷端綜合治理和改造包括：空預器堵灰治理、基于低溫省煤器的煙氣余熱利用?？疹A器治理堵塞，降低阻力，降低鍋爐排煙溫度的技術包括：更換空氣預熱器蓄熱片、增加空氣預熱器高度、增加空氣預熱器直徑、增加蓄熱片數量、風量分切等防堵改造技術。汽機側的冷端提效改造包括：凝汽器節(jié)能改造、真空系統節(jié)能改造、增大循泵葉輪外徑確保循環(huán)水冷卻流量等。冷端改造后機組平均煤耗降低3.68 g/kW·h。

（4）發(fā)電機節(jié)能改造。發(fā)電機節(jié)能改造技術包括增設發(fā)電機密封油提純裝置，節(jié)約因氫氣純度溫度進行的排氫-補氫損耗。

輔機及輔機系統綜合提效。輔機提效改造一般采用的技術包括：先進變頻、永磁、空氣懸浮式風機等，以提高變工況輔機效率，降低廠用電率。引風機節(jié)能降耗技術包括：引增合一、變頻、汽動引風機及背壓供熱等改造技術。

（5）高溫亞臨界機組綜合提參數改造。通過更換四管，重新設計鍋爐受熱面等，提高機組的主、再熱蒸汽溫度，提高機組的運行經濟性。鍋爐受熱面優(yōu)化的內容包括：受熱面布置和參數的匹配，控制機組負荷的變化、給水溫度的擾動、煤質的變化等影響鍋爐汽溫的重要因素的方法，過熱器汽水流程再造，再熱器汽水流程再造等。過熱器局部受熱面布置方式改為逆流方式。目前，國內內蒙古岱海電廠1、2 號機組、徐州華潤電力彭城電廠3 號機組已經進行了高溫亞臨界改造，取得了較好的節(jié)能降耗效果。機組升參數提效改造技術已有成功應用范例，國內多家電廠也在進行同類型工程研究。高溫亞臨界綜合節(jié)能提參數改造技術適用于600 MW 亞臨界機組，鍋爐蒸發(fā)量一般為1851 t/h，鍋爐出口過熱蒸汽壓力不變，鍋爐側主再熱蒸汽溫度由541 ℃/541 ℃提高至605 ℃/603 ℃，汽機側主再熱蒸汽溫度由537 ℃/537 ℃提升至600 ℃/600 ℃，溫度提升至超超臨界溫度，機組容量由600 MW 增至630 MW。

（6）回熱系統提效改造。加裝#3高加外置蒸冷、低加疏水優(yōu)化等，提升系統回熱效率。600 MW 等級超臨界機組的三段抽汽溫度可達450 ℃，過熱度為250 ℃左右，而三號高加出水溫度約為204 ℃，進水只有180 ℃，由于換熱溫差過大，不可逆損失大。由于溫差較大，加熱器熱應力較大，泄漏的風險更高，從經濟性和安全性考慮，有必要設置蒸汽冷卻器，實現能量的梯級利用。在末級高加出口后增加外置式蒸汽冷卻器，可吸收利用三段抽汽的部分過熱度，提高給水溫度、改善熱力循環(huán)效率。低負荷工況下能提升3號高加運行安全性，并使排煙溫度有一定升高，有利于解決低負荷工況煙氣溫度降低后脫硝效率下降甚至脫硝無法投運的問題，改善空預器和尾部煙道低溫腐蝕問題。改造成本約800萬元，節(jié)約標煤0.5 g/kW·h。

2 供熱改造技術

國家能源集團十四五期間擬改造項目超過100項，機組超過88臺，容量大于4 500萬kW，增加供熱能力大于1.4萬MW。燃煤火電機組開展供熱改造，以提供更大的采暖供熱和工業(yè)供汽能力，實現能源綜合梯級利用，增加非電主營業(yè)務收入。煤電機組的供熱改造技術包括以下幾個方面。

（1）低壓缸零出力、微出力改造。在供熱期間切除低壓缸進汽，僅保持少量的冷卻蒸汽，使低壓缸在高真空條件下“空轉”運行，以提高汽輪機的供熱能力。由于減少了低壓缸排汽的冷源損失，具有較好的供熱經濟性，但對負荷變化的適應性差。低壓缸末級、次末級葉片因沒有流動進汽量，有造成鼓風葉片超溫的風險。為適應切缸運行，將原汽輪機噴水系統管道擴容，以滿足切缸后的排汽冷卻需要。低壓缸切缸改造后相同主進汽流量下供熱能力提升15%以上，相同供熱量條件下調峰能力提升約18%。

（2）高背壓改造。雙轉子高背壓供熱改造適用于供熱面積大于600萬m2，300 MW 等級及以下的濕冷機組。非采暖期，低壓轉子采用現轉子，凝汽器冷卻水為現循環(huán)水。采暖期，低壓轉子更換葉片級數相對少或光軸的轉子，以提高排汽背壓和溫度，凝汽器冷卻水切換至熱網回水，由熱網回水吸收排汽的汽化潛熱用于供暖。改造成本約4 000萬元，節(jié)約標煤60～80 g/kW·h。單轉子高背壓供熱改造技術適用于機組負荷率較低，但供熱面積大于600萬m2、300 MW等級及以下的濕冷機組。低壓通流部分改造、低壓轉子采用短葉片，以適應機組高背壓的需求，非采暖期和采暖期同使用一根轉子。采暖期，將熱網回水導入凝汽器，吸收排汽的汽化潛熱用于供暖。非采暖期負荷率較高時機組經濟性較差。改造成本約4 000萬元，節(jié)約標煤60 g/kW·h。

（3）抽汽供熱改造。供熱面積小于600萬m2時，可在汽輪機中排管道低壓連通管上安裝三通和供熱蝶閥，抽出低壓蒸汽，供采暖供熱首站。改造成本約300萬元，節(jié)約標煤5～25 g/kW·h。

（4）吸收式熱泵改造。熱泵改造技術適用于深度調峰、供熱面積較大。以機組供熱抽汽為驅動熱源，蒸汽型溴化鋰吸收式熱泵為主體，回收主輔機循環(huán)水、主機乏汽等機組余熱，加熱熱網回水。原有的熱網加熱器在極寒期調峰運行，實現階梯加熱的聯合供熱模式。熱泵余熱回收系統和熱網加熱器系統可單獨運行、也可串聯運行，運行靈活、可靠性高，投切不影響機組安全運行。在發(fā)電負荷不變時提高機組供熱能力，在相同供熱量下可減少機組電負荷，從而提高了機組熱電解耦的能力。改造成本約8 500～9 000萬元，節(jié)約標煤15～25 g/kW·h。

長距離供熱改造。一般自熱源廠至主要供熱負荷區(qū)長度超過20 km 的熱水管網稱為長輸供熱管網，采用大溫差長距離供熱技術，可加大供回水溫差，有效提高長輸供熱系統經濟性，降低供熱成本，實現熱網經濟半徑50 km 以上。在不改變二級網供、回水溫度的前提下，以一、二級熱網之間溫差傳熱所形成的有用能為驅動力，采用大溫差余熱回收供熱系統，在大溫差換熱站內安裝吸收式換熱機組，大幅降低一級網回水溫度至20～25 ℃，一級網供回水溫差增大至約100 ℃。回水溫度的降低有利于熱源廠余熱回收，熱電廠余熱利用宜采用多級串聯梯級加熱方式，最大程度發(fā)揮熱電廠的供熱潛力。

3 靈活性改造技術

為了消納更大容量、更高比例的新能源，有必要實施火電機組的靈活改造，實現20 %～40 %額定負荷的深度調峰輔助服務。煤電機組靈活性改造技術包括：

（1）低負荷穩(wěn)燃技術。對燃燒器進行改造，實現機組20 %額定負荷下，燃燒器穩(wěn)定燃燒。鍋爐的一層或多層燃燒器進行等離子體點火改造，在機組深度調峰期間，投用后可起到臨時保證鍋爐穩(wěn)燃的作用。

（2）富氧燃燒技術。富氧微油點火及穩(wěn)燃系統由富氧微油煤粉燃燒器、油燃燒裝置、供氧系統、輔助系統組成。該技術可應用于貧煤和無煙煤的點火及穩(wěn)燃，適合應用在燃用可燃性較差煤種以及需要深度調峰的鍋爐。

（3）提高SCR 脫硝系統入口煙溫。通過采用濃淡燃燒器、微油點火燃燒器、省煤器水旁路和熱水再循環(huán)等復合方式，在機組20 %額定負荷下提高脫硝入口煙氣溫度，確保脫硝系統、空預器、電除塵等設備在全負荷范圍內（20 %～100 % ECR）能夠正常投入。隨著鍋爐負荷的降低，脫硝入口煙溫也會同步降低，脫硝催化劑受實際運行工況的影響，溫度降低后將造成催化劑失效。因此需通過布置零號高加、煙旁路、水旁路等技術手段，提高低負荷下脫硝入口煙溫至不低于設計值290 ℃，同時實現控制系統全過程自動投入，提高控制系統的可靠性和經濟性。

（4）省煤器分級技術。將原有省煤器部分拆除，在SCR 反應器后增設一定的省煤器受熱面。通過減少SCR 反應器前省煤器的吸熱量，達到提高SCR 反應器入口溫度的目的。

4 結術語

本研究分析了煤電機組開展三改聯動的主流技術路線、投資水平及效益指標等，以提高煤電機組的減污降碳、靈活智能、支撐調節(jié)的能力，更好地適應新型電力系統的要求。