引言2020年全国600 MW及以上煤电机组的供电煤耗为 305.5 g/kWh，与2015年相比下降9.9 g/kWh，与2010年相比下降27.5 g/kWh，与2005年相比下降64.5 g/kWh。2006~2020年，二氧化碳排放量累计减少66.7亿t，有效减缓了二氧化碳排放总量的增长。目前，我国煤电机组的二氧化碳排放量仍占全国总二氧化碳排放量的40%，属于排放重点行业。煤炭低碳化发展迫在眉睫[1]。“双碳”背景下，深度调峰、供热改造、节能降耗改造等技术被应用于煤电行业。煤电产业升级直接影响国家“双碳”目标的实现[2]。随着能源政策逐步调整，作为清洁能源的风力、光伏等新能源发电项目的比重增加，煤电机组作为新能源发电的调峰备用电源。深度调峰工况下，机组能耗水平呈指数增长，极大地限制了调峰收益。深度调峰为机组的安全运行带来安全隐患，以660 MW、1 000 MW等级超超临界煤电机组为主，该等级的煤电机组在设计时未考虑调峰需求，机组在调峰时发生安全风险的概率加大。朱法华[3]等从化石能源在全球能源消费中的地位、煤炭在化石能源中的地位和煤电在中国电力行业中的地位等3个方面对煤电企业面临的机遇进行了阐述，并从中国煤电清洁低碳化、深调灵活化，功能多元化和智慧能源化等4个方面进行了梳理。杜冬梅[4]等指出，电力行业应该以“双碳”目标为出发点，对当前我国的社会用电量、社会发电量、电力装机结构和电力投资现状进行详细分析，并结合电力行业现状，分析了“双碳”目标下电力行业存在的困难和问题。马双忱[5]等梳理国外碳中和目标及采取的路径和措施，结合我国“双碳”目标及预期路径，分析了传统煤电企业面临的可再生能源消纳、传统煤电退役困难等问题，并指出传统煤电转型发展关乎能源安全与民生保障，在克服新能源消纳和储能障碍的同时，煤电在调峰过程中发挥着重要的作用。其他学者对深度调峰时锅炉水动力计算、汽轮机末级叶片汽蚀、水冷壁管开裂、主机本体汽缸温差、3号高压加热器疏水不畅、6号低压加热器水位波动等问题进行了分析研究，并得出了相应的解决办法。有必要根据煤电企业的实际运行情况进行统筹考虑，有针对性地选择适宜于自身设备的“三改联动”方案及措施，以达到“一厂一策”的改造目的。西北区域作为“西电外送”能源保供基地，为我国东、南部地区提供大量的清洁电能。随着西北区域煤电机组大整合，国家能源集团于2020年6月整合宁夏区域煤电机组，成立国能宁夏电力有限公司（简称宁夏电力）。宁夏电力现有煤电装机容量1 944万kW，占宁夏全区统调煤电装机容量的65.4%。作为宁夏电网主力支撑，宁夏电力所辖煤电企业的“三改联动”方案必须更具有针对性和特殊性。以宁夏电力所辖煤电机组为研究对象，对“三改联动”涉及的改造方式和应对策略进行梳理和研究，并针对能耗及机组安全运行进行了解析研究，旨在为企业改造提供改造思路。1宁夏电力“三改联动”现状1.1深度调峰现状国能宁夏电力有限公司煤电总装机量为1 944万kW。其中，6台1 000 MW等级煤电机组共612万kW，占比31.48%；12台600 MW等级煤电机组共768万kW，占比39.51%；18台300 MW等级及以下煤电机组共564万kW，占比29.01%。电量主要被输送至宁夏、山东和浙江三省，宁夏电力各参数容量机组占比如图1所示。1 000 MW等级煤电机组主要依托超高压外送通道将清洁电能送至山东、浙江两省。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.12.019.F001图1宁夏电力各参数容量机组占比截至2022年10月18日，宁夏电力共有31台煤电机组开展了灵活性深度调峰和低负荷适应性技术改造，改造内容主要涉及锅炉低负荷稳燃[6]、供热优化改造、热控优化、提高脱硝装置入口烟温（或更换低温脱硝催化剂）、锅炉燃烧优化以及电极锅炉等，公司平均深度调峰能力已达到35.3%，深度调峰容量2 978.6 MW。其中，2台机组的深度调峰能力达到20%，18台机组达到30%，6台机组达到34%~37%，2台机组达到40%，8台机组达到45%。宁夏电力各煤电企业机组容量及深度调峰最小出力如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.12.019.F002图2宁夏电力各煤电企业机组容量及深度调峰最小出力1.2供热现状1.2.1居民供热机组国能宁夏电力现有居民供热机组12台，主要承担石嘴山市惠农区、大武口区、银川市、灵武市、中卫市、青铜峡市区居民供热，受市区供热面积限制，除灵武公司、中卫公司外，其余的居民供热机组热负荷均小于设计热负荷。以某330 MW亚临界机组为例，维持主蒸汽流量325.24 t/h（30%锅炉负荷），背压3 kPa。机组背压与低压缸最小进汽流量的关系曲线如图3所示。推算该机型此时的低压缸最小进汽流量为40.60 t/h，取50 t/h为低压缸的最小进汽流量。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.12.019.F003图3机组背压与低压缸最小进汽流量的关系曲线通过关闭低压缸进汽阀排挤低压缸进汽流量至热网加热器[7]。低压缸微出力运行时参数变化曲线如图4所示。低压缸进汽流量由247.13 t/h减小至50 t/h，排挤至热网加热器的低压缸进汽流量由0增加至197.13 t/h。因为低压缸进汽量减小，机组电负荷由105 MW降至78.75 MW（24%电负荷），单机调峰能力增加76%；机组供热功率由0增至141.78 MW，按50 W/m2的供热指标计算，供热面积为283.57万m2。图4低压缸微出力运行时参数变化曲线10.3969/j.issn.1004-7948.2022.12.019.F4a1（a）排挤流量与供热面积关系曲线10.3969/j.issn.1004-7948.2022.12.019.F4a2（b）排挤流量与功率关系曲线低压缸微出力运行时排挤流量与热耗率关系如图5所示，机组热耗率由9 363.10 kJ/kWh降至5 937.50 kJ/kWh，折合发电标准煤耗率降低123.51 g/kWh，机组节能效果显著。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.12.019.F005图5低压缸微出力运行时排挤流量与热耗率关系低压缸微出力改造分为抽真空系统改造及低压缸进汽管道改造两部分。其中，抽真空系统改造只需在原有抽真空母管上新增1套罗茨真空泵，将机组背压降至3 kPa。为中、低压缸联通阀设置旁路，旁路设置1个固定的节流孔，保证低压缸进汽流量始终大于50 t/h。改造采用低压缸微出力技术，30%锅炉负荷、机组背压3 kPa时，单机额定调峰能力可以提高76%。但此时机组供热能力不足，供热面积仅283.57万m2。如果机组供热面积小于280万m2，单机即可满足调峰及供热需求；如果机组供热面积为280~560万m2，双机同时运行可满足调峰及供热需求；供热面积增加至1 200万m2时，只能通过牺牲机组的调峰能力来增加供热量。与低压缸微出力技术不同，高背压供热技术已经得到广泛应用，但技术的应用受供热面积及循环水流量限制，柳磊[8]等对高背压供热技术进行了详细的研究，供热机组循环水流量超过10 000 t/h，背压维持在28~35 kPa时，高背压改造收益明显，但采用“以热定电”模式，达不到热电解耦条件，机组的调峰能力受限[9]。1.2.2工业供热机组宁夏电力正着力打造综合能源示范企业，以鸳鸯湖公司为例，公司依托宁东工业园区建设，逐步实现汽、气、水综合能源供给。其中，工业供汽参数分为高（4.0 MPa、400 ℃）、中（2.5 MPa、250 ℃）、低（1.0 MPa、200 ℃）压水平。机组高负荷运行时，中排抽汽可供低压蒸汽，机组负荷较低时，中排抽汽压力降低，只能通过热段再热蒸汽供给低压蒸汽。热段再热蒸汽抽汽供热改造时，主要依靠汽轮机制造厂对热段再热蒸汽抽汽量进行核算，在确保就轴向推力的前提下，最大抽取热段再热蒸汽用于工业供汽。1.3湿冷、空冷机组的现状冷端综合升级改造的节能降耗性价比较高，湿冷机组主要进行冷却塔的升级改造。冷却塔作为冷端系统最末端的散热热备，其填料、喷头、配水槽等设备的运行情况直接影响机组的热效率。空冷机组主要通过增设尖峰冷却器及空冷散热单元在线冲洗等升级改造措施提高冷端效率。宁夏电力共有煤电机组36台，按冷却形式进行分类，分别为湿冷机组12台、直接空冷机组10台、间接空冷机组14台。1.3.1湿冷机组宁夏电力共有湿冷机组12台，主要为330 MW亚临界机组（10台），机组运行寿命接近20年，已经完成汽轮机通流改造，改造后机组额定工况下的能耗水平达到改造前的设计值，为7 800~7 900 kJ/kWh。但是随着机组负荷率持续走低，机组能耗水平有所上升。降低机组运行背压时，提高冷源热量的回收是工作重点，包括吸收式热泵、冷却塔升级改造等项目。其中，吸收式热泵的投资较高、收益低，限制了泵的推广应用。对现有冷却系统进行升级，对冷却塔喷头、填料等进行更换升级，增加冷却塔的换热效果，降低冷却塔幅高，能够有效降低机组背压。330 MW煤电机组配套4 500 m2冷却塔升级改造的费用约300万，机组背压平均降低3 kPa，机组煤耗率降低5~6 g/kWh，投资收益率较高。1.3.2空冷机组空冷机组共24台，10台为直接空冷机组（1 000 MW超临界机组2台、660 MW亚临界机组6台、350 MW超超临界机组2台），14台为间接空冷机组。直接空冷机组中，3台机组已经投入尖峰冷却器，2台机组即将投入，且已经投入运行的尖峰冷却器运行情况良好，机组能耗指标有所下降，夏季的能耗水平得到了有效控制。除尖峰冷却器外，全部24台空冷机组均布置在线水冲洗系统，运行状态良好。2“三改联动”应对策略2.1深度调峰灵活性改造工作应结合《国家能源集团煤电机组调峰灵活性改造三年规划》和《关于开展宁夏火力发电机组深度调峰能力认定工作的通知》（西北监能市场〔2021〕16号）要求，确保规划衔接一致，调峰认定时间合理，开展摸底试验，查找制约因素，制订“一机一策”方案，查找制约机组灵活性调峰能力的瓶颈，有针对性开展锅炉、汽轮机、热控及环保等技术改造和运行优化。准确掌握灵活性政策导向，密切跟踪灵活性调峰市场变化，优先做好煤电调峰容量匹配新能源项目核准容量的项目开展，合理控制投资规模，选用可靠适用的改造技术路线，确定合理的调峰深度，确保灵活性改造安全可靠、投资收益见效。“十四五”期间，宁夏电力结合调峰能力认定工作，计划投入13.68亿元进行灵活性改造，供暖期可以增加2 540.5 MW调峰容量，非供暖期可以增加1 392.5 MW调峰容量。计划“十四五”末期，公司煤电机组调峰能力平均达到27.51%，8台机组达到20%，10台机组达到22%~27%，16台机组达到30%。依据机组实际运行情况，合理选取深调机组，深挖深调潜力，技术路线可以参照集团公司电力产业技术改造推荐技术路线手册进行选取。2.2供热改造供热改造主要依据供热市场需求量进行，参照集团公司改造技术路线，主要进行高背压供热改造、低压缸微出力改造等。2022~2023年，宁夏电力预计进行低压缸微出力改造机组2台，高背压供热改造机组1台。依据集团公司供热改造推荐路线，装机容量大于125 MW的空冷机组进行低位能供热改造时，可以利用空冷机组高背压运行特性，控制背压处于汽机可承受范围内，将汽轮机乏汽直接引至新增的热网凝汽器中，由热网回水吸收乏汽的汽化潜热用于供暖；改造后的供热系统满足能量分级要求，供热成本显著下降，机组供热能力大幅提升。其中，330 MW机组改造成本预计7 500万元，采暖期最高节约标准煤约80 g/kWh。进行供热机组供热改造的同时，结合储热设备进行供热期深度调峰改造。国能中卫电厂已建成6台40 MW电极锅炉，每年可以消纳当地新能源电量1.5亿kWh，冬季供热期间，机组单机出力满足供热的情况下，最低调峰深度为110 MW。2021~2022年供热期，电锅炉投运后供热面积达到400万m2，机组负荷率达到15.7%，2021年完成一档调峰电量5 414万kWh，二档调峰电量7 056万kWh，全年累计调峰电量1.25亿kWh，调峰收益6 889万元，全年减少社会碳排放量4万t。2.3节能降耗改造现阶段，影响机组能耗水平增加的主要原因包括负荷率下降、机组运行背压高于设计值等。厂内可从增加供热、降低背压两方面进行节能降耗。具备供热条件的机组应积极拓展工业供汽市场，增加工业供热（汽）；企业应根据自身冷端系统的运行情况，通过冷端升级改造（增设尖峰冷却器、冷却塔填料喷头改造等），将机组运行背压降低至设计值。3结语（1）以宁夏电力为代表的西北区域煤电企业，已经将“三改联动”列入“十四五”企业发展规划，改造过程具有代表性，可供其他西北煤电企业参考。（2）各煤电企业应根据机组实际运行情况，合理选取改造路线和改造方案，落实“一厂一策”，避免陷入盲目改造。（3）深度调峰机组在深度调峰时，应重点关注锅炉燃烧不稳、受热面超温、汽轮机末级叶片气蚀等设备安全问题。