引言针对某680 MW超临界燃煤机组，分析降低单位能耗和深度调峰等典型问题，求出热力系统和设备最优匹配。提出机炉、主辅机、系统协同等技术路线，实施汽轮机通流部分改造、锅炉引风机与脱硫增压风机合并改造等技术和方案，并定量分析改造效果，以期为同类型机组设备综合选取、提升能效水平技术方案时提供理论参考。1设备概况华能某电厂3#锅炉型号为上海锅炉厂制造的SG—2150/25.4—M973型超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、Π型、固态排渣、全钢架悬吊结构。汽轮机最大连续出力711 MW，额定出力680 MW，型号为上海汽轮机有限公司生产的N680—24.2/566/566型超临界、单轴、三缸、四排汽、一次中间再热、八级非调整回热抽汽、凝汽式汽轮机，典型工况设计参数如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.013.T001表1汽轮机典型工况设计参数参数工况THA75%THA50%THA功率/MW680510340主汽压力/MPa24.224.016.2主汽温度/℃566566566再汽压力/MPa4.192.962.00再汽温度/℃566566566五抽压力/MPa0.450.340.23五抽温度/℃254.2260.3266.1六抽压力/MPa0.140.100.07六抽温度/℃128.7133.3137.86#低加出水温/℃104.595.886.17#低加出水温/℃84.677.268.68#低加出水温/℃54.748.141.38#低加进水温/℃45.933.734.0发电机型号为上海汽轮发电机公司生产的QFSN—680—2型水氢发电机。3#机组于2007年5月16日开工建设，2008年12月7日进入商业运行。为提高电除尘器效率和经济性能，2015年5月实施锅炉低低温烟气换热器改造，改造后换热器入口烟气温度142 ℃，出口烟气温度降至94 ℃，供电煤耗率平均降低1.8 g/kWh。2存在问题及原因分析为掌握3#机组实际热力性能水平，该电厂组织汽轮机本体、引风机、增压风机以及主要辅机设备等进行针对性性能诊断试验。2.1汽轮机本体汽轮机热耗率VWO工况，经一、二类修正后热耗率实测结果为7 767 kJ/kWh，较设计值高244 kJ/kWh。汽轮机三、五、六段抽汽温度较设计温度高31、20、64 ℃，折算缸内漏汽量，使机组热耗率升高38.6 kJ/kWh。高、中压缸间过桥汽封实测漏汽率为1.9%，较设计值高0.7%。造成该型汽轮机本体性能差的主要因素：（1）调节级设计效率低，特别是汽轮机中、低负荷运行时，节流损失较大，经济性差；（2）本体焓降分配不合理，调节级焓降大、效率低致使内效率低；（3）通流级数少，各级静叶焓降、压差和漏汽量大，造成内效率普遍达不到设计值；（4）沿用以前开发的二维叶型，与近年利用计算技术设计的全三维叶片、弯扭掠联合叶片相比，叶型损失较大，级效率低；（5）中、低压缸分缸压力高，低压缸进汽温度较高，低压缸温降明显高于高、中压缸，低压缸体积大；刚度远低于高、中压缸，汽缸变形，自然状态下水平中分面产生张口，拧紧中分面螺栓消除张口后，内缸或持环挂耳支点处的标高改变影响通流部分，通流效率降低；（6）低压缸五抽前持环上有2级叶片，六抽前持环上有4级叶片，持环前后压差很大，持环的密封周界长度比法兰接合面大，漏汽量较大，体现在五、六抽温度超设计值且六抽温度超设计值高于五抽；（7）高中压缸合缸及通流部分静叶隔板、持环结构易变形，造成上下缸结合面、高中压进气导管密封、悬挂在汽缸内壁水平中分面上的隔板套和持环、汽缸静止部件工艺销或孔等静止密封面漏气。2.2引风机和脱硫增压风机引风机实测运行点如图1所示。引风机热态性能试验实测运行效率34%~78%，均接近性能曲线设计效率，引风机实测值换算至BMCR工况流量419 m3/s、压力4 280 Pa，较设计流量分别小62 m3/s、1 222 Pa，较TB点对应的设计参数，风量和风压裕量分别为34%、46%，风机选型偏大。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.013.F001图1引风机实测运行点烟气系统阻力曲线没有通过引风机的高效区，引风机与现有系统匹配性较差，且3个工况下的风机运行点均较靠近失速区，其中低负荷工况下，A侧引风机已处于失速区运行，两台引风机存在抢风现象。风机与系统不匹配，造成风机实测运行效率偏低。脱硫增压风机实测运行点如图2所示。脱硫增压风机的3个热态试验工况实测效率65%~84%，接近性能曲线上对应的效率值，说明实际风机运行性能（压力和效率）达到设计值，换算增压风机实测值至BMCR工况参数并比较BMCR、TB设计值，增压风机流量782 m3/s，风机压力4 009 Pa，而BMCR工况的增压风机设计流量968 m3/s，设计压力3 200 Pa，实测烟气量小于设计值约23.8%，压力较设计值高20.2%。实测增压风机较TB点的对应设计参数，风量裕量39.7%，风压无裕量，增压风机运行在性能曲线左上方，高、中负荷工况实测效率均高于80%，达到国内动调轴流风机的正常运行水平。风机满负荷工况实测运行点接近失速区，存在失速风险，无出力裕量，风机与脱硫系统管网匹配性差。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.013.F002图2脱硫增压风机实测运行点2.3低低温烟气换热器3#锅炉空预器与除尘器之间安装低低温烟气换热器，降低除尘器入口烟气温度至95 ℃，换热器热力系统如图3所示，进水取自8#低加入口和7#低加出口混温至75 ℃，经管道泵至低低温烟气换热器吸收烟气热量升温，回水进入5#低加入口凝结水管道，因排挤汽轮机六段抽汽（6#低加进汽）参数低，热能利用率低。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.013.F003图3低低温烟气换热器水侧系统2.4其他辅机设备凝结水泵耗电率0.21%，比同类型机组优秀水平高0.02%~0.03%，凝汽器真空系统严密性81 Pa/min，处于优秀水平。锅炉实测空预器漏风率5.3%优于设计值0.7%，制粉系统（含正压直吹式磨煤机和一次风机）耗电率0.83%，电除尘系统耗电率0.14%，引风机、送风机、脱硫增压风机耗电率分别为0.66%、0.14%、0.35%，均处在同类型机组相同配置系统正常水平。脱硫系统耗电率1.1%，处于同类型燃用相近煤质海水脱硫机组正常范围。汽轮机进口主、再热蒸汽温度分别为566.6 ℃、566.2 ℃，达到正常负荷工况设计值。性能诊断结果表明，3#机组THA工况供电煤耗率298.3 g/kWh，75%THA工况供电煤耗率305.0 g/kWh，高于《煤电节能减排升级与改造行动计划》中要求的现役燃煤60万kWh及以上机组（除空冷机组外）改造后平均供电煤耗低于300 g/kWh的要求。3采取的技术改造措施3.1汽轮机通流部分改造技术基于本研究中汽轮机本体结构问题，通过检修提升汽轮机性能效果不明显，且修后性能迅速下降，需利用当前技术实施通流部分改造之后才能提升性能。（1）改造原则。高、中、低压外缸、内缸的原支撑方式和汽轮机基础不变，汽轮机各轴承座及转子跨度、高压阀组（高压主汽门、高压调门）、中压进汽阀门、本体管道接口位置、汽轮机与发电机连接方式和位置不变。保持现有热力系统不变，热力参数基本不变。不影响基础负荷，长期安全运行最低技术出力达到25%额定负荷。轴系各转子临界转速符合要求，技术成熟且安全可靠。提高汽轮机设备利用率，揭缸大修周期达到10万个运行小时数。消除汽轮机部分负荷汽流激振大、低差超限等现有设备问题。改造前、后主要边界参数如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.013.T002表2汽轮机改造前、后主要边界参数项目改造前边界改造后边界铭牌工况（TRL）出力/MW680680THA工况主蒸汽压/MPa24.224.2THA工况主蒸汽温/℃566566THA工况再热汽温/℃566566再热器压损/%88THA/TRL工况背压/kPa4.9/9.64.2/7.5注：通流改造背压边界4.2/7.5 kPa，通流改造效果仍按4.9 kPa平行比较。（2）改造范围。更换高、中、低压缸的动静叶、内缸、转子等，汽轮机通流改造范围如表3所示。方案列出的所有改造措施均基于在役欧系汽轮机的成熟技术。应用小直径、多级数通流设计，高压缸由原来的I（调节级）+11（压力级）改造为I（调节级）+13（压力级），中压通流级数由8级增至9级，低压通流级数从原来的（2×2×7）级改为（2×2×8）级，叶片变反动度，各全三维动、静叶片处在最佳气动状态，降低各级前后压差，减少通流部分漏汽损失，提高通流效率。采用T型叶根，解决原枞树型叶根轴向漏期损失。转子随动叶改造，持环随静叶改造。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.013.T003表3汽轮机通流改造范围高、中压部分低压部分高压内缸低压内缸高、中压静叶持环低压静叶持环中压内缸低压内外缸对中装置喷嘴组低压缸进汽导流环高、中压缸端部汽封低压缸排汽导流环高压径向汽封及隔板汽封低压缸端部外汽封中压径向汽封及隔板汽封低压径向及隔板汽封高压排汽侧平衡活塞汽封低压内缸隔热罩高压侧平衡活塞汽封低压转子中压侧平衡活塞汽封低压动叶高、中压转子低压隔板高、中压动叶低压排汽导流锥汽轮机高、中压缸模块改造前后对比如图4所示。高、中压缸合并原高压内缸、高压持环、高压蒸汽室、中压内缸及中压1＃持环，采用整体内缸结构，通过计算分析，提高汽缸刚度，均匀汽缸壁厚，优化高压蒸汽室内腔进汽型线。相比于原内缸繁多的部件和复杂的结合面，新型高、中压整体内缸避免部件结合面长期运行漏汽的问题，有利于机组快速启停。增加全新设计的中压通流做功能力，降低中压排汽分缸压力。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.013.F004图4汽轮机高、中压缸模块改造前后对比为保证原给水泵汽轮机及除氧器等设备的汽源参数，中压持环设计为抽汽插管结构，从中压通流中引出四抽蒸汽（改造前四抽蒸汽为中排引出），现场加工原外缸下半四号抽汽口。优化匹配调节级喷嘴与动叶型线，喷嘴安装由螺栓定位式改为滑入式结构，喷嘴跨距小，结构紧凑，解决中分面漏汽，增加到五道高低齿迷宫径向汽封，减少调节级动叶叶顶漏汽。高、中压转子材料采用高温性能更优的超超临界用材料X12CrMoWVNbN10，高、中压缸叶片材料升级，前3级采用高温性能更好的Ni基材料。隔板和围带汽封由弹簧退让式改造为镶片式，齿数更多，密封效果更好。低压模块采用双流、单层焊接一体化内缸设计，内缸由水平中分面分开，低压斜撑内缸、排汽导流锥现场修整等全新优化措施[1]。斜撑内缸（斜置式抽汽腔室）结构简单，温度场分布均匀，减轻中分面变形，法兰螺栓数量少，从结构上利用热胀实现自密封，改善低压抽汽温度超设计值的问题，提高密封性能和通流效率。依托CFD技术平台，采用全新开发的三段渐缩进汽流道，全新优化设计排汽导流环的排汽型线，无叶通流区紊流小、速度分布均匀，减少低压缸的进、排汽损失，提高低压缸的整体缸效。汽轮机低压缸模块改造前后对比如图5所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.013.F005图5汽轮机低压缸模块改造前后对比采用全新设计的双流单层一体化内缸及最新技术的3DVTM通流叶片替换低压内部套[2]，低压级组包括最末级在内的几个压力级，其蒸汽压力低、容积流量大，叶栅高度和平均直径相应增大，工作于湿蒸汽区。为减少湿汽损失，降低湿汽对叶片的冲蚀，限制汽轮机排汽湿度的12%~13%，采取去湿措施和去湿装置降低蒸汽湿度冲蚀叶栅。通过加大直径可限制叶栅高度过分延长，增加级的理想焓降，减少级数。低压级由于平均直径增加，叶栅高度增大，圆周速度相应增加，离心力增大。针对本研究中的汽轮机进行通流改造，提供背压4.2 kPa下THA工况的热平衡图，热平衡图给出THA工况的热耗率分别为7 540 kJ/kWh和7 530 kJ/kWh，换算至背压4.9 kPa时，约为7 575 kJ/kWh和7 565 kJ/kWh。按照该保证值，汽轮机通流改造的实际效果约200 kJ/kWh，降低发电煤耗约7.4 g/kWh。根据欧洲某厂家同类型汽轮机结构特点，分析国内在运的22台欧洲厂家生产的汽轮机，验收性能试验报告。高压缸较国产汽轮机效率高5%~6%，中压缸效率高1%~2%，低压缸效率高2.5%~3%。3.2引风机、脱硫增压风机合并改造技术扩容改造原引风机，满足机组风烟系统以及脱硫系统的出力和安全运行需求，重新优化设计引风机出口烟道并校核强度，拆除增压风机和不必要的烟道，优化设计引风机至脱硫塔间烟道[3]。综合论证静叶调节轴流风机和动叶调节轴流风机选型方案。（1）风量参数。根据试验数据，实测676 MW负荷（锅炉给水量1 981 t/h）的引风机实测平均风量386 m3/s，根据蒸发量换算到BMCR工况（蒸发量为2 150 t/h）后，得出引风机实测BMCR工况平均风量419 m3/s。考虑今后煤质恶化以及机组漏风率增加，在BMCR实测风量基础上选取10%的风量裕量。即引风机合并改造后TB工况的风量为419×1.1=461 m3/s。（2）风压参数。676 MW负荷（锅炉给水量1 981 t/h）工况的引风机实测平均风压3 865 Pa，依据引风机实测风量与风烟系统的阻力特性曲线，换算到BMCR工况（蒸发量为2 150 t/h）下，得出现有烟气系统BMCR工况阻力为4 406 Pa。在676 MW负荷（锅炉给水量为1 981 t/h）工况增压风机实测风压3 770 Pa，依据增压风机实测风量与脱硫系统的阻力特性曲线，换算到BMCR工况脱硫系统阻力4 297 Pa。依据现场烟道布置和改造经验，BMCR工况烟道优化后降低阻力值400 Pa，BMCR工况引风机、增压风机合并改造后设计压力（系统阻力）为4 406+4 297-400=8 303 Pa。考虑煤质恶化、风烟系统漏风率增加和吸收塔、空预器等设备堵塞等因素，风压裕量取15%，机组引风机、增压风机合并改造后引风机TB工况设计压力为：8 303×1.15=9 549 Pa。（3）引增合一改造后选型参数。机组引风机、增压风机合并改造，在各负荷工况下的计算参数如表4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.013.T004表4引风机、增压风机合并改造后风机设计参数参数工况TBBMCR676 MW511 MW380 MW大气压力/Pa100 355100 355100 355100 535100 625流量/（m3/s）460.0419.0386.0323.7241.4入口密度/（kg/m3）0.8970.9270.9340.9530.967入口温度/℃10595959290风机全压/Pa9 6008 3037 2814 8353 358压缩系数0.9660.9710.9740.9830.988比压能/（J/kg）10 3448 6887 5954 9873 433风机TB设计点所需轴功率=460×9 600×0.9661 000×0.84×0.98=5 182.04 kW。取5%的风压裕量，计算新电机额定功率5 500 kW，现有引风机电机额定功率3 800 kW，无法满足引增合一改造后的风机功率要求，需更换电机。依据引风机、增压风机合并改造选型参数，经过选型计算，可以选用高效动调轴流风机。双级较单级动调风机出力高，动调风机在失速安全性和全负荷工况运行效率上优于静调风机。静调轴流风机低负荷工况存在失速风险，在设备稳定性以及设备维护等方面具有优势[4]。综合考虑改造后的经济性及运行安全性，现有风机改造选用高效动调轴流风机，同步优化改造烟道。3.3锅炉低低温烟气换热器联合暖风器改造技术挖掘现有低低温烟气换热器潜力，提升热力循环运行经济性，提高空预器冷端综合温度，防止空预器堵塞和冷端腐蚀[5-6]。项目地区近两年平均气温14.7 ℃，极端低温-6.0 ℃，极端高温30.0 ℃。研究中的暖风器改造工程设计环境平均温度14.7 ℃，一、二次风入口空气温度24.7 ℃、17.7 ℃。改造空气量依据锅炉设计空气量计算，一次风量138.5 kg/s，二次风量517.5 kg/s；锅炉BMCR工况燃烧设计煤种时，暖风器设计出口风温≤50 ℃；空气侧压力降≤350 Pa；水侧压力降≤0.15 MPa；漏风率≤0.2%。暖风器热水取自7#低加出口凝结水，回水至8#低加入口凝结水管道，THA工况取水温度84 ℃，回水温度45 ℃。冷风由14.7 ℃加热至50 ℃；锅炉排烟温度由143 ℃升高至155 ℃，凝结水加热暖风器工艺流程如图6所示。暖风器风侧阻力增加350 Pa，水侧阻力增加150 kPa。低温省煤器原设计凝结水流量982 t/h，为维持水侧管道阻力、流量基本不变，凝结水出口水温升高至119 ℃，凝结水量1 076 t/h。为保证除尘器入口烟气温度仍能达到95 ℃，需在原低省换热器前增设一级串联布置受热面。经计算受热面本次改造由32排增加到44排，新增受热面换热材料选用ND钢材质。改造后水侧阻力增加20 kPa，烟气侧阻力增加200 Pa，原换热器满负荷工况下烟气阻力约170~300 Pa（设计烟气阻力428 Pa），烟侧阻力增量在引风机出力裕量以内。每台炉在空预器进口一、二次风道内各布置2台暖风器，升高空预器进口一、二次风温度至50 ℃，扩展并优化风道控制空气流速和风阻，计算暖风器本体风侧阻力约350 Pa，暖风器螺旋翅片换热管选用20 G材料。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.013.F006图6凝结水加热暖风器工艺流程对7#、8#低加负荷进行计算，新增暖风器热源取自回热系统凝结水。改造前后7#、8#低加抽汽量变化如表5所示。7#低加VWO工况抽汽量为THA工况抽汽量的1.13倍，8#低加VWO工况抽汽量为THA工况抽汽量的1.22倍。THA工况下，7#低加改造后的抽汽量较原抽汽量增加25.0%，8#低加改造后的抽汽量较原抽汽量增加3.2%，低加出力满足改造需求。为保证各工况7#、8#低加的出力不超过设计值，在6#低加出口增设取水管，作为安全备用。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.013.T005表5改造前后7#、8#低加抽汽量变化项目工况VWO100%THA75%THA50%THA7#低加改造前79.8570.5349.8731.397#低加改造后—88.1368.0744.998#低加改造前53.3843.7423.988.308#低加改造后—45.2428.7810.30t/h4改造后效果分析4.1汽轮机通流部分改造3#汽轮机通流部分改造后，委托第三方按照ASME PTC 6—2004规程布置试验测点，采用经校验过的ASME PTC6标准推荐的高精度低β值喉部取压流量喷嘴测量主凝结水流量，喷嘴安装在5#低加出口至除氧器之间的凝结水直管路上，由两组取压孔双重取压，精度满足规程要求，依据ASME PTC6—2004方法计算试验结果，包括各实测流量、最终给水流量、主蒸汽流量、再热蒸汽流量、低压加热器热平衡、汽轮机各级段流量以及试验热耗率[7]，试验热耗率计算公式如下：HR=Gms×hms+Ghrh×hhrh-Gms×hffw-Gcrh×hcrh-Grhs×hrhsPg (1)式中：HR——试验热耗率，kJ/kWh；G——流量，kg/s；h——各流量对应的焓，kJ/kg；下标ms、hrh、ffw、crh、rhs——分别为主蒸汽、热再蒸汽、最终给水、冷再蒸汽、再热器减温水。3#汽轮机热耗率验收3VWO、2VWO、50%THA工况，经一、二类修正后两次重复性试验热耗率均值分别为7 529、7 677、7 917 kJ/kWh，均达到改造保证值。4.2引风机、脱硫增压风机合并改造改造后用电率下降0.165%。单台机组年节电收益约191.3万元，引增合一改造投资费用（EPC）1 390万元，税后静态投资回收周期9.7 a，税后投资收益率10.3%。4.3锅炉低低温烟气换热器联合暖风器改造热经济性采用等效焓降法计算[8]，认为锅炉的有效热量不变，低压省煤器回收的热量送入汽轮机回热系统，排挤低加抽汽，增加机组的发电功率，降低热耗率。（1）100%THA工况下，暖风器由7#低加出口取水，回水至8#低加入口，取水温度84 ℃，回水温度45 ℃。该取水方案增加7#、8#低加负荷，减少汽轮机冷端损失，考虑低温省煤器和暖风器联合性能，降低发电煤耗4.2 g/kWh，单暖风器降低发电煤耗1.7 g/kWh，原低低温烟气换热器降低发电煤耗2.5 g/kWh。（2）75%THA工况下，暖风器由7#低加出口取水，回水至8#低加入口，取水温度77 ℃，回水温度47 ℃。考虑低温省煤器和暖风器联合性能，降低发电煤耗3.4 g/kWh，单暖风器降低发电煤耗1.6 g/kWh，原低低温烟气换热器降低发电煤耗1.9 g/kWh。（3）50%THA工况下，暖风器由7#低加出口取水，回水至8#低加入口，取水温度69 ℃，回水温度37 ℃。考虑低温省煤器和暖风器联合性能，降低发电煤耗2.6 g/kWh，暖风器降低发电煤耗1.5 g/kWh，原低低温烟气换热器降低发电煤耗1.1 g/kWh。改造后各工况发电煤耗降低量如表6所示。工程静态投资1 334万元，其中设备投资约1 241万元，发电煤耗降低约1.6 g/kWh，年节煤收益约392万元，税后静态投资回收周期约4.5 a，税后投资收益率22.0%。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.013.T006表6改造后各工况发电煤耗降低量项目工况THA75%THA50%THA加权值发电煤耗4.193.432.633.62原低省发电煤耗2.531.861.141.79本改造发电煤耗1.661.571.491.57g/kWh4.4其他优化项目更换除氧器上水缩颈主调阀、取消凝结水流量低β值长喷嘴，可减小凝结水系统阻力约0.2 MPa，降低凝结水泵耗电率0.02%。项目的收益计算以两台机组2018~2019年实际折算标煤单价、上网电价、利用小时数和运行小时数作为计算基础数据，折算标煤单价与上网电价基准数据如表7所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.013.T007表7折算标准煤单价与上网电价基准数据项目数值标准煤价格（不含税）/（元/t）7342018年、2019年上网电价（不含税）/（元/MWh）3312018年利用小时数/h5 1152019年利用小时数/h5 7922018年、2019年均运行小时数/h7 4692018年、2019年均发电量（单机）/万kWh370 838以机组年利用小时数5 000 h和运行小时数6 850 h为基准，投资费用按照完工结算值。该型680 MW超临界机组实施汽轮机通流部分、锅炉引风机与脱硫增压风机合并、锅炉低低温烟气换热器联合暖风器、满足机组深度调峰要求的锅炉热水再循环宽负荷脱硝等节能减排技术，改造方案后投资收益如表8所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.013.T008表8节能改造投资收益项目厂用电率降低/%供电煤耗降低/（g/kWh）投资估算/万元年收益/万元税后静态投资回收期/a税后投资收益率/%合计0.1859.5812 2242 370.36.8814.53取消凝结水流量低β值长喷嘴0.0200.06—22.5——引增合一（动调）0.1650.491 390191.39.6910.32低低温烟气换热器联合暖风器—1.571 334391.84.5422.03汽轮机三缸通流改造—7.469 5001 764.77.1813.92实施协同节能改造项目后，机组厂用电率下降0.19%，供电煤耗降低9.6 g/kWh，供电煤耗达到289 g/kWh，75%THA工况供电煤耗率296.1 g/kWh，达到《煤电节能减排升级与改造行动计划》中的要求。项目总投资1.22亿元，年收益2 370万元，税后静态投资回收期6.9 a，税后投资收益率14.5%。5结语燃煤发电机组通常针对影响经济运行或经济效益的主要问题，实施单一改造项目改善机组局部性能，较少考虑热力系统匹配或对单元机组的影响，机组整体性能改善效果通常无法达到预期目标。本协同改造项目技术成熟、可靠性高，新增设备维护成本低，节能效果良好、收益高，具有很好的推广价值。燃煤电站把握当前“碳达峰、碳中和”目标带来的机遇，研究主力机组、典型设备围绕最优匹配热力系统和设备成熟技术，实施提升综合能效的一体化技术改造项目，减少自身碳排放和大气污染物排放，成为能源供给侧保障电力可靠供应和推动煤电清洁化转型的重要方法。