（来源：中国电力 作者：刘志强, 李建锋, 潘荔, 王志轩 中国电力企业联合会）

随着中国“双碳”目标工作的深入实施，新能源发电装机容量的占比不断提高，煤电的定位已逐步由电力电量的供应主体向基础保障性和系统调节型电源转变。煤电装机容量及发电量占比由2010年的66.9%、76.9%分别降至2022年的43.8%、58.4%[1]，年均降幅达到1.9和1.5个百分点，但当前煤电仍是煤炭清洁利用的最主要方式，也是电力与热力安全稳定供应的主体电源。为适应以新能源为主体的新型电力系统安全稳定运行需求，进一步提升煤电机组清洁高效灵活性水平，充分发挥好煤电作用[2]，2021年10月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519号），提出煤电要进行节能降碳改造、灵活性改造和供热改造（即“三改联动”）。开展煤电改造升级是构建新型电力系统、实现能源清洁低碳发展的必然要求[3-4]，自2021年以来，各发电企业积极按照政策要求对燃煤机组开展各项改造，效果显著。然而，在具体改造实践中，仍存在机组频繁调峰导致节能改造效果不显著、灵活性改造后经济效益差以及对可靠性产生影响、供热改造后对机组调峰能力有影响等问题。

本文围绕煤电能耗、灵活性、供热现状进行了综述，深入分析了改造升级的进展及效果，探讨煤电企业改造升级面临的主要困难和挑战，从政策、技术、市场等角度展望了促进煤电改造升级的可行措施，为下一阶段更好更快推进改造升级提供参考。

1.煤电改造升级历程与要求

煤电技术的进化史也是煤电不断进行升级的改造史，不同阶段的改造重点不同，其中以环保、节能改造更具有代表性（不包括机组检修、可靠性及安全改造等），如图1所示。在环保改造方面，不同阶段煤电环境保护工作的重点不同，1995年前主要解决向江河排放灰渣问题；“十五”时期烟气脱硫提上日程；“十一五”时期大规模实施烟气脱硫设施建设；“十二五”时期全面开展烟气脱硝设施建设以及脱硫和除尘设施提效改造；“十三五”时期开始实施大规模的超低排放改造；“十三五”中后期，部分煤电按照排放许可要求，进行了废水排放改造；“十四五”时期除部分电厂继续进行废水治理改造外，大规模的环保改造已完成。

图1 不同时间阶段煤电改造要求及主要工作内容

Fig.1 Requirements and main work contents of coal power transformation in different time stages

在节能改造方面，由于节能、供热改造均有经济效益，长期以来煤电企业根据技术经济比较自发确定是否改造、改造的程度与深度。如“十一五”“十二五”期间，供热机组的比重由2005年的14.0%提升至2015年的37.3%。早期投产的 *kW、*kW等级汽轮机组开始进行通流改造。此外，部分煤电机组须根据GB*要求进行改造，以达到强制性限额要求。2014年9月12日，国家发展改革委、环境保护部与国家能源局印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》（发改能源〔2014〕2093号），2015年12月11日，环境保护部、国家发展改革委、国家能源局印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（环发〔2015〕164号），煤电开始了大规模综合升级改造，截至2020年底，煤电节能改造累计完成量超过8亿kW。“十三五”期间煤电超低排放与节能改造完成情况如图2所示。

图2 “十三五”期间煤电超低排放与节能改造完成情况

Fig.2 Completion of ultra-low emissions and energy-saving transformation of coal-fired power during the 13 th Five Year Plan period

根据《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519号），“十四五”期间节能降碳改造规模不低于3.5亿kW，供热改造规模力争达到*kW，存量煤电机组灵活性改造完成2亿kW，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿kW。《关于做好2022年煤电机组改造升级工作的通知》（发改运行〔2022〕662号）对煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造的要求（改造具体目标）进行了明确规定，其中，节能降碳改造标准如表1所示。灵活性改造要求为煤电机组纯凝工况下最小发电出力不高于35%额定负荷，或是供热运行时单日6小时最小发电出力不高于40%额定负荷；供热改造为纯凝煤电实施采暖或工业抽汽改造，或是供热机组通过改造增加供热面积或工业供汽量。

表1 节能减碳改造认定标准

Table 1 Identification standards for energy saving and carbon reduction transformation

2.煤电改造升级实施及效果

2021—2022年全国燃煤机组节能降碳、灵活性和供热改造合计分别完成约1.5亿kW、1.9亿kW、1.5亿kW，改造完成率分别为43.5%、94.4%、290%，完成实施方案计划改造总任务的81%，如图3所示。其中，节能改造总体进展与预期基本同步，灵活性和供热改造进度快于预期，尤其是供热改造，2年时间已经超额完成“十四五”的任务计划，其主要原因包括：1）市场需求大，各地方新建的工业园对工业供汽需求及南方区域对于居民供热的需求持续增加，同时叠加供热小锅炉的逐步关停等造成煤电供热量增加；2）通过供热改造，可大幅度降低燃煤机组煤耗以及提升机组效率，改造积极性较高；3）供热改造难度、成本相对较低。

图3 全国煤电改造升级完成情况

Fig.3 The completion of all coal power transformation

2.1 节能降碳改造

2022年，中国6000 kW及以上火电厂供电标准煤耗300.7 g/(kW·h)，同比降低1.0 g/(kW·h)。供电煤耗逐年下降的主要贡献因素有“上大压小”、供热改造、节能改造、管理提升等。其中，“十一五”“十二五”“十三五”期间供电煤耗分别下降27 g/(kW·h)、17.6 g/(kW·h)、11.8 g/(kW·h)，2021—2022年平均下降2.9 g/(kW·h)，2023年略有上涨。总体上看，中国煤电节能水平已达到世界先进水平[5]，节能降碳的空间在逐步减小[6]，但仍有较大改造潜力。

2021—2022年中国煤电节能降碳改造完成1.5亿kW，占2022年底煤电总装机11.2亿kW的13.6%。常用的节能降碳技术有汽轮机通流改造、风机节能改造、真空系统改造、空预器改造、低温省煤器改造、空冷岛及凉水塔改造等。不同项目降低煤耗的幅度有所不同，其中机组蒸汽温度提升的效果最为显著[7-8]。某电厂中的一台机组从538 ℃升高至600 ℃（投资4.1亿元），另一台机组从566 ℃升高至600 ℃（投资3.2亿元），前者煤耗额定状态下降低了24.7 g/(kW·h)，后者降低了22.9 g/(kW·h)。汽轮机通流改造的效果也非常显著，根据电厂改造实际，通流改造煤耗降幅最低约为5 g/(kW·h)，最高则接近25 g/(kW·h)，与相关文献报道值接近[9-10]。

根据对537台机组、2.75亿kW煤电机组改造升级情况的专项调查[1]，通过对8家发电集团的200多个节能降碳改造项目数据的分析，2022年底已完工的节能降碳改造项目在额定工况下按容量加权平均后，煤耗平均降低了5.4 g/(kW·h)。

其中，汽轮机通流改造后煤耗降低加权平均值为13.2 g/(kW·h)；汽封改造后煤耗降低的加权平均值为4.4 g/(kW·h)；冷却塔/空冷岛节能改造对煤耗降低的贡献值也较高，加权平均值为3.3 g/(kW·h)；锅炉侧的空预器改造和风机节能改造也能有相对较好的效果。在额定状态下，折算节能降碳改造拉动行业煤耗下降约0.7 g/(kW·h)，年节约标煤*t、减少CO2排放*t；如节能降碳改造规模达到2亿kW、3亿kW、4亿kW，且不考虑其他因素，大约分别可拉动行业煤耗下降值达到1 g/(kW·h)、1.5 g/(kW·h)、1.9 g/(kW·h)，年节约标煤量分别可达到*t、*t、*t，年减少CO2排放*t、*t、*t。主要节能改造技术在机组额定工况下煤耗降低值统计结果如图4所示。

图4 节能降碳改造效果

Fig.4 Energy saving and carbon reduction transformation effect

2.2 灵活性改造

早期煤电设计最小负荷一般是额定容量的70%[11-12]，后降低至50%额定负荷，再降低至目前新建机组的30%额定负荷。从现有机组的实际统计看，平均最低运行负荷在40%左右，随着系统调节能力需求的增长，现有煤电灵活性的需求增大。2021—2022年中国煤电灵活性改造完成1.9亿kW，占2022年底煤电总装机11.2亿kW的16.8%。

灵活性改造可选技术多样，主要集中在以下5个方面[13-16]。1）脱硝系统改造，采用宽负荷脱硝技术以满足机组在超低负荷下的氮氧化物超低排放要求；2）低压缸零出力或微出力改造（同时具有供热改造特性），以满足在供热工况下机组的深度调峰需求；3）控制逻辑的优化与改造，以满足超低负荷下机组协调运行以及快速升降负荷的需求；4）锅炉的燃烧系统改造，以满足锅炉在机组超低负荷下保持稳定燃烧的需要；5）复合型改造，一般是指采用3种及以上的技术来对机组进行灵活性改造，比如同时采用燃烧系统改造技术、宽负荷脱硝技术和控制系统改造技术等。煤电机组改造升级技术统计具体如图5所示。

图5 主要灵活性改造技术统计

Fig.5 Statistics of main flexibility transformation technologies

从改造效果看，煤电改造升级调查范围内机组改造前稳定运行情况下的容量加权最小出力负荷率为41.6%，经过灵活性改造后，机组在稳定运行情况下的最小出力负荷率平均值降低至28.9%，如图6所示。这相当于每台机组释放的调峰能力为其容量的12.7%，如中国按已完成灵活性改造机组1.9亿kW计算，系统可增加调节能力2396.*kW。如灵活性改造规模达到2亿kW、3亿kW、4亿kW，释放调峰能力按13%计，可分别增加调节能力*kW、*kW、*kW，如按灵活性改造新增调节空间1∶1 确定新能源规模（保守情景），至少可支撑同等容量新能源新增容量。

图6 机组灵活性改造效果

Fig.6 Effect of unit flexibility transformation

由图6可知，有个别机组在运行过程中实现了 (略) ，这是由于该机组为供热机组，并安装了电锅炉， (略) 调度负荷为0时，为保持供热需求，利用电锅炉对发电机功率进行消纳，从而实现在供热工况下的 (略) 。

不同的灵活性改造技术在深调机组的爬坡性能并不相同，从目前的技术发展看，采用电池、超级电容、飞轮等储能技术实现灵活性运行的机组调峰调频速度较快[17]，甚至可以达到毫秒级的反应速度。而对于其他改造技术，受热惯性或材料热胀冷缩的影响，调峰速度相对较慢。

2.3 供热改造

供热机组在提高煤电自身热效率的同时，可以降低工业/居民的能源消耗、提高全社会能源利用效率。“十一五”以来，6000 kW以上供热机组的比例由2005年的14.0%提高至2022年的46.3%，供热量由2005年的19.3亿GJ增长至2022年的61.5亿GJ。2021—2022年全国煤电节能降碳改造完成1.5亿kW，占2022年底煤电总装机11.2亿kW的13.0%。

供热改造采 (略) 线与其供热量的大小相关。在供热量较小时最常用的方式是汽轮机打孔抽汽，一般在中压缸排汽管上打孔抽取部分蒸汽进行供热；如果机组在冬季的时候采暖供热负荷较大，可以采用耦合热泵技术[18-20]，以消耗高品质能源为驱动力从汽轮机排汽中提取部分热量从而较大幅度的增加供暖能力；如果热负荷进一步增加，则可以采用高背压技术或低压缸零出力技术对汽轮机进行改造[21-23]，从而极大增加机组冬季的供暖能力，具体如表2所示。

表2 不同 (略) 线及其特征

Table 2 Different heating technology routes and their characteristics

从改造效果看，煤电改造升级调查范围内供热改造效果显著。机组改造前年总供热能力为2.6亿GJ，供热改造后年总供热能力增加至4.1亿GJ，增加了1.5亿GJ，总体增幅为56.1%，其中个别机组的年供热能力增加值超过了*GJ。与之相对应，机组供热改造后，煤耗下降幅度明显，少部分容量较小的机组供电煤耗下降值甚至接近200 g/(kW·h)，主要是采用了高背压供热改造技术，改造后汽轮机的排汽余热全部用于供热，凝汽器的热损失几乎为0[24]，供电煤耗值大幅度下降，如图7所示。随着装机容量的增加，机组的供热能力也呈现增大趋势，但是煤耗的降低至却呈现减小趋势，这是由于随着机组容量的增加，相同供热量的情况下，机组的供热比会降低，煤耗的下降幅度呈现减小的趋势。

图7 供热改造项目效果统计

Fig.7 Statistical chart of heating transformation project effects

3.煤电改造升级面临的问题分析

3.1 机组负荷率与供电煤耗问题

经过对大量机组运行数据统计分析所反映出来的规律看，机组煤耗与负荷率之间呈现反比例关系，即负荷率越低，煤耗越高，而且越处于低负荷区，煤耗的增加幅度越高，如图8所示。可以看出，随着机组负荷率的降低，不同容量等级的煤耗负荷系数均不断增加，其中300 MW等级的机组增加幅度最小，1000 MW最大，600 MW介于二者之间。

图8 煤耗负荷系数与机组负荷率之间的关系

Fig.8 Relationship between coal consumption load factor and unit load rate

燃煤机组在超低负荷运行时煤耗大幅度增加主要有以下几方面原因。1）锅炉效率有所下降，主要是由于排烟热损失增加所致；2）在超低负荷运行时，蒸汽流量大幅度降低，导致汽轮机运行工况远远偏离了其运行高效区；3）在超低负荷下，风机、水泵等流机设备也远远偏离了其运行高效区，与此同时，为保证锅炉稳定燃烧及飞灰底渣含碳量不增高，对煤粉细度也有更高要求，导致磨煤机的单位耗电量增加，因此在机组超低负荷时，整体厂用电率增加。上述因素导致了单位煤耗在低负荷区的上升速率加快[25-27]。

根据图8，机组煤耗与负荷率之间呈现反比例关系，即便是机组进行了节能改造，负荷率的高低同样会对改造效果产生较大的影响。从上述改造效果分析来看，燃煤机组经过节能、灵活性以及供热改造后，部分机组效果较好，但在实际运行过程中，有些机组改造的效果并没有充分发挥出来。例如，汽轮机通流改造后额定工况下机组的煤耗加权平均值降低了13.2 g/(kW·h)，但通过分析，实际运行负荷下汽轮机通流改造后煤耗降低的平均值只有7.7 g/(kW·h)，甚至个别机组煤耗还有增加情况，如图9和图10所示。

图9 部分机组通流改造运行效果

Fig.9 Operation effect of flow passage transformation for unit

图10 通流改造与灵活性改造后机组运行煤耗变化

Fig.10 Changes in coal consumption during unit operation after flow modification and flexibility modification

图10为同时实施灵活性改造和通流改造机组在额定工况和实际工况下的供电煤耗降低情况。可以看出，除极个别机组外，绝大部分机组的运行实际煤耗降低值要低于额定工况下的煤耗降低值，个别机组的实际运行煤耗降低值甚至小于0，说明改造后的效果由于调峰或者机组负荷较低等原因未发挥其节能效果（亦可认为机组负荷率较低抵消了机组的实际节能改造效果）。

3.2 投入与收益问题

由于机组改造范围、程度、效果等相差较大，改造项目技术经济性相差较大，部分机组难有经济性甚至亏损严重。理论上，节能降碳经济收益优于灵活性和供热改造，供热改造优于灵活性改造。但从实际改造看，3种改造均有多个项目投资回收期超过10年，部分灵活性改造项目投资回收期超过15年，如图11所示。甚至有因项目边界条件、外部条件变化较大（如供热改造项目的厂外条件难以落实、供热成本发生变化等），无法回收投资的现象。

图11 改造升级项目投资回收期统计

Fig.11 Statistics of investment payback period for three reform linkage projects

当前，煤电企业居民供热亏损已成为行业常态，其主要原因为高煤价与低热价。 (略) 某电厂为例，2007年以来，该厂先后投入资金4.3亿元进行供热改造，供热面积*m2、年供热量*GJ，但当前大同的供热热价仅为20元/GJ，供热热价与成本倒挂，仅供热业务累计亏损已经达到29亿元。工业供热方面，用户常以煤价变动作为蒸汽价格变动依据，一般不存在成本倒挂问题，但机组进行工业供热改造后，机组灵活性和深调能力受限，常无法达到90%的额定出力，而这部分供热机组仍按照设计出力执行2个细则，导致机组面临巨额顶峰考核压力，造成部分工业供热机组越改越亏情况。

3.3 技术选择问题

部分机组改造过程中采用了较新的技术或方法，如新的密封材料或技术、新型催化剂、蒸汽升参数、余热深度利用等，总体上达到了预期效果，但在技术创新方面仍显贫乏。如机组供热改造后，调峰能力大幅度降低，即机组灵活性深度显著受到影响；机组灵活性改造后，调峰期间其煤耗水平会大幅度增加。供热与灵活性矛盾的主要原因与当前的供热模式有很大关系，目前的工业供汽或民用采暖一般采用抽汽方式（大负荷民用采暖会采用高背压方式），运行中多采用以热定电的方式运行，相比纯凝机组，该种运行方式极大地束缚了机组的调峰能力，同时供热区域的风光资源相对丰富，进而影响了新能源的利用。

此外，尽管有些技术可以解决电厂的调峰需求或储能需求，但从总体上不节能，比如电锅炉技术，由于电锅炉将高品质的电能降低为低品位的热能，整体的能效水平有很大的降低[28-29]。有些技术中国还没有掌握核心技术，比如中国首台*kW汽轮机主机同轴驱动给水泵技术，节能效果较好，但核心设备需要进口等。

3.4 可靠性问题

目前绝大部分机组在深调期间可以安全运行，但对锅炉、汽机等设备的可靠性产生一定影响。对锅炉可靠性影响方面，由于机组在低负荷运行时水动力特性与炉内燃烧状况不稳定，部分机组锅炉的高温受热面在深调期间出现超温以及出现蒸汽温度偏差大等现象[30]，部分机组出现氧化皮快速增加与管内堆积的现象，甚至发生多次爆管，如图12所示。不仅锅炉本体的可靠性受影响，风机、磨煤机等辅助设备在机组超低负荷时可靠性也有较大影响，不少机组的风机在超低负荷时发生过叶片失速、振动超标、轴承过热等现象，一些动叶可调轴流风机还发生过叶片调整机构卡涩、叶片裂纹等现象。

图12 过热器超温爆管

Fig.12 Superheater overheating tube explosion

对汽轮机可靠性影响方面，有些机组在深调期间还出现过汽轮机设备振动异常、汽轮机低压轴封温度波动大、末级与次末级叶片水蚀严重、给水流量波动等影响机组可靠性与安全性的现象。在机组调峰速度较快时，还会对发电机的定子、转子绕组的温度变化产生较大影响，进而会影响其可靠性与安全性。

在环保方面，深调过程中，炉膛出口NOx浓度快速波动，脱硝喷氨滞后性明显，由此导致NOx排放忽高忽低、催化剂积灰堵塞等问题。为保证深调期间或快速变负荷期间环保排放不超标，脱硝喷氨量会相对增多，氨逃逸也随之增加，引发空预器堵塞与腐蚀加剧的现象，严重时引发机组的非计划降低出力或非计划停运事件[31]。

4.展望

“十四五”中后期，煤电改造升级将持续开展，开展规模将远超过改造计划的6亿kW，初步预计可以达到9亿kW甚至更高。针对影响改造进程的问题，应从以下几个维度给予解决。

4.1 优化运行方式

1）在统筹考虑机组特性和效益的基础上，加大煤电与其他发电的优化力度，提高大容量机组煤电负荷水平，将1000 MW、600 MW等级机组、热电联产机组作为基荷电源，更好地发挥大容量、高参数机组能效作用。2）结合煤电灵活性改造情况，切实发挥改造后机组灵活性运行对电力系统调节能力支撑作用。3）鉴于深调对机组的寿命可能会有较大的影响，建议优先将一批服役时间较长的300 MW机组列为深度调峰机组，或新建一批深调机组。4）结合区域系统特点、电源配置特点、负荷特性等，因地制宜持续优化建立智能调度运行方式[32-34]，包括优化煤电机组启停方式、减少煤电旋转备用、提升在运机组负荷率等，实现煤电与新能源耦合运行和煤电整体发电效率最优。5）在拥有4台及以上机组的电厂探索实施调度到厂模式。

4.2 优化供热模式

依据负荷、供热、调峰需求，因地制宜优化供热方式。在居民采暖方面，可利用电厂循环水与热泵耦合技术[35]， (略) 内由原供应热水改为提供由凝汽器出来的循环水，同时在热用户处安装大型压缩式热泵， (略) 将循环水输送到各个热用户后，可作为热泵的低温热源，由大型高效的压缩式热泵为热用户提供采暖热水。采用该种供热模式，可以有以下优势。1）供电量增加。对于居民采暖，由于对采暖温度要求不高，比如北京地区采用地暖时，热水温度35 ℃~45 ℃即可满足采暖需求，因此在热泵制热系数较高时（热泵的制热系数除了和技术有关，还与低温热源与高温热源之间的温差有很大关系），汽轮机因为少抽汽多产生的电量要多于热泵耗电量；2）管网热损失减少。由于电厂向外供应低温的循环水，管网热损失大幅度降低；3）提升调峰能力。汽轮机没有抽汽供热限制，大大释放了机组的调峰能力；4）提升新能源消纳能力。不仅通过汽轮机调峰能力的释放可以消纳新能源，热泵本身需要消耗大量的电力，再配合储热，可大量消纳新能源发电量。

在工业用高压蒸汽方面，可研究用高效多级间冷蒸汽压缩机替代燃煤机组抽汽模式，即以电机驱动压缩机压缩低压蒸汽来实现工业用汽需求，由于水在变为低压蒸汽时会吸收大量的热能，压缩机排放的高压蒸汽所携带的能量远超压缩机的电能消耗，蒸发过程所吸收的热量可以来源于工业生产过程中排放的余热或者环境大气、水土中的能量。压缩过程中的间冷可以直接进行喷水冷却，以降低压缩机的电能消耗。在目前可再生能源 (略) 情况下，上网电量的平均碳排放因子不断降低，因此以压缩机的方式替代燃煤机组抽汽能够显著降低蒸汽生产过程中的碳排放。当然，目前在经济性方面还需要进一步论证，不过随着今后碳交易碳补偿等机制的不断完善[36]，该种供汽方式值得进一步研究。

4.3 优化配套政策支持

针对部分煤电机组经营现状，持续完善煤电经营环境，继续疏 (略) 电价，进一步放开燃 (略) 电价涨跌幅限制，严格落实煤电容量电价政策。针对煤电改造升级，加大燃煤机组改造升级专项资金/贷款支持力度，分区域、分机组、分改造内容出台燃煤机组改造升级金融、减税退税等支持政策。针对灵活性改造，加 (略) 场、辅助服务机制等，加大有偿调峰补偿力度，对于煤电企业适当给予新能源指标倾斜[37]。针对供热改造，须持续合理疏导供热成本，对于居民供暖，建立煤、热价联动机制，合理调整居民热价；对于工业供热，建立由供需双方通过 (略) 场化定价机制，取消各类定价/限价行为。完善煤电退役、备用、延寿相关机制与改造升级要求的协同，科学制修订能耗限额相关标准，尽快配套“三个一批”标准力度，优化大气污染物达标考核方式，有力支撑煤电改造升级。

4.4 加大科技投入

双碳目标下，煤电作用与定位逐步发生变化，在适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势下，亟需煤电技术各方面的耦合创新。在组织方式上，应持续加大科技创新投入力度，整合上下游领域科技资源，积极鼓励新技术新成果在煤电改造升级中的推广应用，畅通产学研自主创新协作。在重点方向上，全面加强“三改联动”相关技术研究攻关，建议在以下3个方面加大科技投入：1）机组节能降碳方向：重点研究超低负荷下机组高效改造技术，如宽负荷高效汽轮机及辅机技术、太阳能与燃煤发电机组耦合技术、辅机高效高可靠性调速技术等；2）机组灵活性方向：重点研究耦合储能设施时燃煤机组最小发电出力、新型储能材料、高安全性与长寿命电池技术、大型化飞轮储能技术、超级电容技术、高温超导储能技术等[38]；3）供热方向：重点研究高效热泵技术、高效蒸汽压缩技术、高效蒸汽引射器技术等。

5.结论

煤电改造升级有利于促进煤电清洁低碳转型，是支撑新能源发电量占比快速提升、满足电力系统调节需求、构建新型电力系统的主要手段。2021—2022年已完成计划改造任务的81%，灵活性和供热改造进度快于预期，预计“十四五”期间整体改造容量将远超改造计划。煤电机组升级改造效果初步达到预期效果，实施灵活性改造的机组最小出力平均值由改造前的43.5%降低至29.8%；实施供热改造的机组，测算供热量可增加69.8%；实施节能降碳改造的机组，测算额定工况下供电煤耗平均可降低5.4 g/(kW·h)。

针对改造过程存在的投入产出、可靠性、技术选择等方面的问题，本文提出了优化运行调度及供热模式等技术建议，同时提出了加大配套政策支持力度和增加科技投入的管理建议。针对“十四五”后期乃至“十五五”时期，节能降碳、灵活性和供热改造及高水平运行仍是煤电的重要任务之一，电力企业仍需要结合机组实际、区域灵活调节需求和供热需求、能耗限额要 (略) 场等因素做好各类改造工作，同时从更高层面更加重视全社会效益与企业效益、全社会减碳与企业灵活性运行增碳等关系的协调统一，体现煤电功能调整后的综合性指标要求。

（来源：中国电力 作者：刘志强, 李建锋, 潘荔, 王志轩 中国电力企业联合会）

随着中国“双碳”目标工作的深入实施，新能源发电装机容量的占比不断提高，煤电的定位已逐步由电力电量的供应主体向基础保障性和系统调节型电源转变。煤电装机容量及发电量占比由2010年的66.9%、76.9%分别降至2022年的43.8%、58.4%[1]，年均降幅达到1.9和1.5个百分点，但当前煤电仍是煤炭清洁利用的最主要方式，也是电力与热力安全稳定供应的主体电源。为适应以新能源为主体的新型电力系统安全稳定运行需求，进一步提升煤电机组清洁高效灵活性水平，充分发挥好煤电作用[2]，2021年10月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519号），提出煤电要进行节能降碳改造、灵活性改造和供热改造（即“三改联动”）。开展煤电改造升级是构建新型电力系统、实现能源清洁低碳发展的必然要求[3-4]，自2021年以来，各发电企业积极按照政策要求对燃煤机组开展各项改造，效果显著。然而，在具体改造实践中，仍存在机组频繁调峰导致节能改造效果不显著、灵活性改造后经济效益差以及对可靠性产生影响、供热改造后对机组调峰能力有影响等问题。

本文围绕煤电能耗、灵活性、供热现状进行了综述，深入分析了改造升级的进展及效果，探讨煤电企业改造升级面临的主要困难和挑战，从政策、技术、市场等角度展望了促进煤电改造升级的可行措施，为下一阶段更好更快推进改造升级提供参考。

1.煤电改造升级历程与要求

煤电技术的进化史也是煤电不断进行升级的改造史，不同阶段的改造重点不同，其中以环保、节能改造更具有代表性（不包括机组检修、可靠性及安全改造等），如图1所示。在环保改造方面，不同阶段煤电环境保护工作的重点不同，1995年前主要解决向江河排放灰渣问题；“十五”时期烟气脱硫提上日程；“十一五”时期大规模实施烟气脱硫设施建设；“十二五”时期全面开展烟气脱硝设施建设以及脱硫和除尘设施提效改造；“十三五”时期开始实施大规模的超低排放改造；“十三五”中后期，部分煤电按照排放许可要求，进行了废水排放改造；“十四五”时期除部分电厂继续进行废水治理改造外，大规模的环保改造已完成。

图1 不同时间阶段煤电改造要求及主要工作内容

Fig.1 Requirements and main work contents of coal power transformation in different time stages

在节能改造方面，由于节能、供热改造均有经济效益，长期以来煤电企业根据技术经济比较自发确定是否改造、改造的程度与深度。如“十一五”“十二五”期间，供热机组的比重由2005年的14.0%提升至2015年的37.3%。早期投产的 *kW、*kW等级汽轮机组开始进行通流改造。此外，部分煤电机组须根据GB*要求进行改造，以达到强制性限额要求。2014年9月12日，国家发展改革委、环境保护部与国家能源局印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》（发改能源〔2014〕2093号），2015年12月11日，环境保护部、国家发展改革委、国家能源局印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（环发〔2015〕164号），煤电开始了大规模综合升级改造，截至2020年底，煤电节能改造累计完成量超过8亿kW。“十三五”期间煤电超低排放与节能改造完成情况如图2所示。

图2 “十三五”期间煤电超低排放与节能改造完成情况

Fig.2 Completion of ultra-low emissions and energy-saving transformation of coal-fired power during the 13 th Five Year Plan period

根据《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519号），“十四五”期间节能降碳改造规模不低于3.5亿kW，供热改造规模力争达到*kW，存量煤电机组灵活性改造完成2亿kW，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿kW。《关于做好2022年煤电机组改造升级工作的通知》（发改运行〔2022〕662号）对煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造的要求（改造具体目标）进行了明确规定，其中，节能降碳改造标准如表1所示。灵活性改造要求为煤电机组纯凝工况下最小发电出力不高于35%额定负荷，或是供热运行时单日6小时最小发电出力不高于40%额定负荷；供热改造为纯凝煤电实施采暖或工业抽汽改造，或是供热机组通过改造增加供热面积或工业供汽量。

表1 节能减碳改造认定标准

Table 1 Identification standards for energy saving and carbon reduction transformation

2.煤电改造升级实施及效果

2021—2022年全国燃煤机组节能降碳、灵活性和供热改造合计分别完成约1.5亿kW、1.9亿kW、1.5亿kW，改造完成率分别为43.5%、94.4%、290%，完成实施方案计划改造总任务的81%，如图3所示。其中，节能改造总体进展与预期基本同步，灵活性和供热改造进度快于预期，尤其是供热改造，2年时间已经超额完成“十四五”的任务计划，其主要原因包括：1）市场需求大，各地方新建的工业园对工业供汽需求及南方区域对于居民供热的需求持续增加，同时叠加供热小锅炉的逐步关停等造成煤电供热量增加；2）通过供热改造，可大幅度降低燃煤机组煤耗以及提升机组效率，改造积极性较高；3）供热改造难度、成本相对较低。

图3 全国煤电改造升级完成情况

Fig.3 The completion of all coal power transformation

2.1 节能降碳改造

2022年，中国6000 kW及以上火电厂供电标准煤耗300.7 g/(kW·h)，同比降低1.0 g/(kW·h)。供电煤耗逐年下降的主要贡献因素有“上大压小”、供热改造、节能改造、管理提升等。其中，“十一五”“十二五”“十三五”期间供电煤耗分别下降27 g/(kW·h)、17.6 g/(kW·h)、11.8 g/(kW·h)，2021—2022年平均下降2.9 g/(kW·h)，2023年略有上涨。总体上看，中国煤电节能水平已达到世界先进水平[5]，节能降碳的空间在逐步减小[6]，但仍有较大改造潜力。

2021—2022年中国煤电节能降碳改造完成1.5亿kW，占2022年底煤电总装机11.2亿kW的13.6%。常用的节能降碳技术有汽轮机通流改造、风机节能改造、真空系统改造、空预器改造、低温省煤器改造、空冷岛及凉水塔改造等。不同项目降低煤耗的幅度有所不同，其中机组蒸汽温度提升的效果最为显著[7-8]。某电厂中的一台机组从538 ℃升高至600 ℃（投资4.1亿元），另一台机组从566 ℃升高至600 ℃（投资3.2亿元），前者煤耗额定状态下降低了24.7 g/(kW·h)，后者降低了22.9 g/(kW·h)。汽轮机通流改造的效果也非常显著，根据电厂改造实际，通流改造煤耗降幅最低约为5 g/(kW·h)，最高则接近25 g/(kW·h)，与相关文献报道值接近[9-10]。

根据对537台机组、2.75亿kW煤电机组改造升级情况的专项调查[1]，通过对8家发电集团的200多个节能降碳改造项目数据的分析，2022年底已完工的节能降碳改造项目在额定工况下按容量加权平均后，煤耗平均降低了5.4 g/(kW·h)。

其中，汽轮机通流改造后煤耗降低加权平均值为13.2 g/(kW·h)；汽封改造后煤耗降低的加权平均值为4.4 g/(kW·h)；冷却塔/空冷岛节能改造对煤耗降低的贡献值也较高，加权平均值为3.3 g/(kW·h)；锅炉侧的空预器改造和风机节能改造也能有相对较好的效果。在额定状态下，折算节能降碳改造拉动行业煤耗下降约0.7 g/(kW·h)，年节约标煤*t、减少CO2排放*t；如节能降碳改造规模达到2亿kW、3亿kW、4亿kW，且不考虑其他因素，大约分别可拉动行业煤耗下降值达到1 g/(kW·h)、1.5 g/(kW·h)、1.9 g/(kW·h)，年节约标煤量分别可达到*t、*t、*t，年减少CO2排放*t、*t、*t。主要节能改造技术在机组额定工况下煤耗降低值统计结果如图4所示。

图4 节能降碳改造效果

Fig.4 Energy saving and carbon reduction transformation effect

2.2 灵活性改造

早期煤电设计最小负荷一般是额定容量的70%[11-12]，后降低至50%额定负荷，再降低至目前新建机组的30%额定负荷。从现有机组的实际统计看，平均最低运行负荷在40%左右，随着系统调节能力需求的增长，现有煤电灵活性的需求增大。2021—2022年中国煤电灵活性改造完成1.9亿kW，占2022年底煤电总装机11.2亿kW的16.8%。

灵活性改造可选技术多样，主要集中在以下5个方面[13-16]。1）脱硝系统改造，采用宽负荷脱硝技术以满足机组在超低负荷下的氮氧化物超低排放要求；2）低压缸零出力或微出力改造（同时具有供热改造特性），以满足在供热工况下机组的深度调峰需求；3）控制逻辑的优化与改造，以满足超低负荷下机组协调运行以及快速升降负荷的需求；4）锅炉的燃烧系统改造，以满足锅炉在机组超低负荷下保持稳定燃烧的需要；5）复合型改造，一般是指采用3种及以上的技术来对机组进行灵活性改造，比如同时采用燃烧系统改造技术、宽负荷脱硝技术和控制系统改造技术等。煤电机组改造升级技术统计具体如图5所示。

图5 主要灵活性改造技术统计

Fig.5 Statistics of main flexibility transformation technologies

从改造效果看，煤电改造升级调查范围内机组改造前稳定运行情况下的容量加权最小出力负荷率为41.6%，经过灵活性改造后，机组在稳定运行情况下的最小出力负荷率平均值降低至28.9%，如图6所示。这相当于每台机组释放的调峰能力为其容量的12.7%，如中国按已完成灵活性改造机组1.9亿kW计算，系统可增加调节能力2396.*kW。如灵活性改造规模达到2亿kW、3亿kW、4亿kW，释放调峰能力按13%计，可分别增加调节能力*kW、*kW、*kW，如按灵活性改造新增调节空间1∶1 确定新能源规模（保守情景），至少可支撑同等容量新能源新增容量。

图6 机组灵活性改造效果

Fig.6 Effect of unit flexibility transformation

由图6可知，有个别机组在运行过程中实现了 (略) ，这是由于该机组为供热机组，并安装了电锅炉， (略) 调度负荷为0时，为保持供热需求，利用电锅炉对发电机功率进行消纳，从而实现在供热工况下的 (略) 。

不同的灵活性改造技术在深调机组的爬坡性能并不相同，从目前的技术发展看，采用电池、超级电容、飞轮等储能技术实现灵活性运行的机组调峰调频速度较快[17]，甚至可以达到毫秒级的反应速度。而对于其他改造技术，受热惯性或材料热胀冷缩的影响，调峰速度相对较慢。

2.3 供热改造

供热机组在提高煤电自身热效率的同时，可以降低工业/居民的能源消耗、提高全社会能源利用效率。“十一五”以来，6000 kW以上供热机组的比例由2005年的14.0%提高至2022年的46.3%，供热量由2005年的19.3亿GJ增长至2022年的61.5亿GJ。2021—2022年全国煤电节能降碳改造完成1.5亿kW，占2022年底煤电总装机11.2亿kW的13.0%。

供热改造采 (略) 线与其供热量的大小相关。在供热量较小时最常用的方式是汽轮机打孔抽汽，一般在中压缸排汽管上打孔抽取部分蒸汽进行供热；如果机组在冬季的时候采暖供热负荷较大，可以采用耦合热泵技术[18-20]，以消耗高品质能源为驱动力从汽轮机排汽中提取部分热量从而较大幅度的增加供暖能力；如果热负荷进一步增加，则可以采用高背压技术或低压缸零出力技术对汽轮机进行改造[21-23]，从而极大增加机组冬季的供暖能力，具体如表2所示。

表2 不同 (略) 线及其特征

Table 2 Different heating technology routes and their characteristics

从改造效果看，煤电改造升级调查范围内供热改造效果显著。机组改造前年总供热能力为2.6亿GJ，供热改造后年总供热能力增加至4.1亿GJ，增加了1.5亿GJ，总体增幅为56.1%，其中个别机组的年供热能力增加值超过了*GJ。与之相对应，机组供热改造后，煤耗下降幅度明显，少部分容量较小的机组供电煤耗下降值甚至接近200 g/(kW·h)，主要是采用了高背压供热改造技术，改造后汽轮机的排汽余热全部用于供热，凝汽器的热损失几乎为0[24]，供电煤耗值大幅度下降，如图7所示。随着装机容量的增加，机组的供热能力也呈现增大趋势，但是煤耗的降低至却呈现减小趋势，这是由于随着机组容量的增加，相同供热量的情况下，机组的供热比会降低，煤耗的下降幅度呈现减小的趋势。

图7 供热改造项目效果统计

Fig.7 Statistical chart of heating transformation project effects

3.煤电改造升级面临的问题分析

3.1 机组负荷率与供电煤耗问题

经过对大量机组运行数据统计分析所反映出来的规律看，机组煤耗与负荷率之间呈现反比例关系，即负荷率越低，煤耗越高，而且越处于低负荷区，煤耗的增加幅度越高，如图8所示。可以看出，随着机组负荷率的降低，不同容量等级的煤耗负荷系数均不断增加，其中300 MW等级的机组增加幅度最小，1000 MW最大，600 MW介于二者之间。

图8 煤耗负荷系数与机组负荷率之间的关系

Fig.8 Relationship between coal consumption load factor and unit load rate

燃煤机组在超低负荷运行时煤耗大幅度增加主要有以下几方面原因。1）锅炉效率有所下降，主要是由于排烟热损失增加所致；2）在超低负荷运行时，蒸汽流量大幅度降低，导致汽轮机运行工况远远偏离了其运行高效区；3）在超低负荷下，风机、水泵等流机设备也远远偏离了其运行高效区，与此同时，为保证锅炉稳定燃烧及飞灰底渣含碳量不增高，对煤粉细度也有更高要求，导致磨煤机的单位耗电量增加，因此在机组超低负荷时，整体厂用电率增加。上述因素导致了单位煤耗在低负荷区的上升速率加快[25-27]。

根据图8，机组煤耗与负荷率之间呈现反比例关系，即便是机组进行了节能改造，负荷率的高低同样会对改造效果产生较大的影响。从上述改造效果分析来看，燃煤机组经过节能、灵活性以及供热改造后，部分机组效果较好，但在实际运行过程中，有些机组改造的效果并没有充分发挥出来。例如，汽轮机通流改造后额定工况下机组的煤耗加权平均值降低了13.2 g/(kW·h)，但通过分析，实际运行负荷下汽轮机通流改造后煤耗降低的平均值只有7.7 g/(kW·h)，甚至个别机组煤耗还有增加情况，如图9和图10所示。

图9 部分机组通流改造运行效果

Fig.9 Operation effect of flow passage transformation for unit

图10 通流改造与灵活性改造后机组运行煤耗变化

Fig.10 Changes in coal consumption during unit operation after flow modification and flexibility modification

图10为同时实施灵活性改造和通流改造机组在额定工况和实际工况下的供电煤耗降低情况。可以看出，除极个别机组外，绝大部分机组的运行实际煤耗降低值要低于额定工况下的煤耗降低值，个别机组的实际运行煤耗降低值甚至小于0，说明改造后的效果由于调峰或者机组负荷较低等原因未发挥其节能效果（亦可认为机组负荷率较低抵消了机组的实际节能改造效果）。

3.2 投入与收益问题

由于机组改造范围、程度、效果等相差较大，改造项目技术经济性相差较大，部分机组难有经济性甚至亏损严重。理论上，节能降碳经济收益优于灵活性和供热改造，供热改造优于灵活性改造。但从实际改造看，3种改造均有多个项目投资回收期超过10年，部分灵活性改造项目投资回收期超过15年，如图11所示。甚至有因项目边界条件、外部条件变化较大（如供热改造项目的厂外条件难以落实、供热成本发生变化等），无法回收投资的现象。

图11 改造升级项目投资回收期统计

Fig.11 Statistics of investment payback period for three reform linkage projects

当前，煤电企业居民供热亏损已成为行业常态，其主要原因为高煤价与低热价。 (略) 某电厂为例，2007年以来，该厂先后投入资金4.3亿元进行供热改造，供热面积*m2、年供热量*GJ，但当前大同的供热热价仅为20元/GJ，供热热价与成本倒挂，仅供热业务累计亏损已经达到29亿元。工业供热方面，用户常以煤价变动作为蒸汽价格变动依据，一般不存在成本倒挂问题，但机组进行工业供热改造后，机组灵活性和深调能力受限，常无法达到90%的额定出力，而这部分供热机组仍按照设计出力执行2个细则，导致机组面临巨额顶峰考核压力，造成部分工业供热机组越改越亏情况。

3.3 技术选择问题

部分机组改造过程中采用了较新的技术或方法，如新的密封材料或技术、新型催化剂、蒸汽升参数、余热深度利用等，总体上达到了预期效果，但在技术创新方面仍显贫乏。如机组供热改造后，调峰能力大幅度降低，即机组灵活性深度显著受到影响；机组灵活性改造后，调峰期间其煤耗水平会大幅度增加。供热与灵活性矛盾的主要原因与当前的供热模式有很大关系，目前的工业供汽或民用采暖一般采用抽汽方式（大负荷民用采暖会采用高背压方式），运行中多采用以热定电的方式运行，相比纯凝机组，该种运行方式极大地束缚了机组的调峰能力，同时供热区域的风光资源相对丰富，进而影响了新能源的利用。

此外，尽管有些技术可以解决电厂的调峰需求或储能需求，但从总体上不节能，比如电锅炉技术，由于电锅炉将高品质的电能降低为低品位的热能，整体的能效水平有很大的降低[28-29]。有些技术中国还没有掌握核心技术，比如中国首台*kW汽轮机主机同轴驱动给水泵技术，节能效果较好，但核心设备需要进口等。

3.4 可靠性问题

目前绝大部分机组在深调期间可以安全运行，但对锅炉、汽机等设备的可靠性产生一定影响。对锅炉可靠性影响方面，由于机组在低负荷运行时水动力特性与炉内燃烧状况不稳定，部分机组锅炉的高温受热面在深调期间出现超温以及出现蒸汽温度偏差大等现象[30]，部分机组出现氧化皮快速增加与管内堆积的现象，甚至发生多次爆管，如图12所示。不仅锅炉本体的可靠性受影响，风机、磨煤机等辅助设备在机组超低负荷时可靠性也有较大影响，不少机组的风机在超低负荷时发生过叶片失速、振动超标、轴承过热等现象，一些动叶可调轴流风机还发生过叶片调整机构卡涩、叶片裂纹等现象。

图12 过热器超温爆管

Fig.12 Superheater overheating tube explosion

对汽轮机可靠性影响方面，有些机组在深调期间还出现过汽轮机设备振动异常、汽轮机低压轴封温度波动大、末级与次末级叶片水蚀严重、给水流量波动等影响机组可靠性与安全性的现象。在机组调峰速度较快时，还会对发电机的定子、转子绕组的温度变化产生较大影响，进而会影响其可靠性与安全性。

在环保方面，深调过程中，炉膛出口NOx浓度快速波动，脱硝喷氨滞后性明显，由此导致NOx排放忽高忽低、催化剂积灰堵塞等问题。为保证深调期间或快速变负荷期间环保排放不超标，脱硝喷氨量会相对增多，氨逃逸也随之增加，引发空预器堵塞与腐蚀加剧的现象，严重时引发机组的非计划降低出力或非计划停运事件[31]。

4.展望

“十四五”中后期，煤电改造升级将持续开展，开展规模将远超过改造计划的6亿kW，初步预计可以达到9亿kW甚至更高。针对影响改造进程的问题，应从以下几个维度给予解决。

4.1 优化运行方式

1）在统筹考虑机组特性和效益的基础上，加大煤电与其他发电的优化力度，提高大容量机组煤电负荷水平，将1000 MW、600 MW等级机组、热电联产机组作为基荷电源，更好地发挥大容量、高参数机组能效作用。2）结合煤电灵活性改造情况，切实发挥改造后机组灵活性运行对电力系统调节能力支撑作用。3）鉴于深调对机组的寿命可能会有较大的影响，建议优先将一批服役时间较长的300 MW机组列为深度调峰机组，或新建一批深调机组。4）结合区域系统特点、电源配置特点、负荷特性等，因地制宜持续优化建立智能调度运行方式[32-34]，包括优化煤电机组启停方式、减少煤电旋转备用、提升在运机组负荷率等，实现煤电与新能源耦合运行和煤电整体发电效率最优。5）在拥有4台及以上机组的电厂探索实施调度到厂模式。

4.2 优化供热模式

依据负荷、供热、调峰需求，因地制宜优化供热方式。在居民采暖方面，可利用电厂循环水与热泵耦合技术[35]， (略) 内由原供应热水改为提供由凝汽器出来的循环水，同时在热用户处安装大型压缩式热泵， (略) 将循环水输送到各个热用户后，可作为热泵的低温热源，由大型高效的压缩式热泵为热用户提供采暖热水。采用该种供热模式，可以有以下优势。1）供电量增加。对于居民采暖，由于对采暖温度要求不高，比如北京地区采用地暖时，热水温度35 ℃~45 ℃即可满足采暖需求，因此在热泵制热系数较高时（热泵的制热系数除了和技术有关，还与低温热源与高温热源之间的温差有很大关系），汽轮机因为少抽汽多产生的电量要多于热泵耗电量；2）管网热损失减少。由于电厂向外供应低温的循环水，管网热损失大幅度降低；3）提升调峰能力。汽轮机没有抽汽供热限制，大大释放了机组的调峰能力；4）提升新能源消纳能力。不仅通过汽轮机调峰能力的释放可以消纳新能源，热泵本身需要消耗大量的电力，再配合储热，可大量消纳新能源发电量。

在工业用高压蒸汽方面，可研究用高效多级间冷蒸汽压缩机替代燃煤机组抽汽模式，即以电机驱动压缩机压缩低压蒸汽来实现工业用汽需求，由于水在变为低压蒸汽时会吸收大量的热能，压缩机排放的高压蒸汽所携带的能量远超压缩机的电能消耗，蒸发过程所吸收的热量可以来源于工业生产过程中排放的余热或者环境大气、水土中的能量。压缩过程中的间冷可以直接进行喷水冷却，以降低压缩机的电能消耗。在目前可再生能源 (略) 情况下，上网电量的平均碳排放因子不断降低，因此以压缩机的方式替代燃煤机组抽汽能够显著降低蒸汽生产过程中的碳排放。当然，目前在经济性方面还需要进一步论证，不过随着今后碳交易碳补偿等机制的不断完善[36]，该种供汽方式值得进一步研究。

4.3 优化配套政策支持

针对部分煤电机组经营现状，持续完善煤电经营环境，继续疏 (略) 电价，进一步放开燃 (略) 电价涨跌幅限制，严格落实煤电容量电价政策。针对煤电改造升级，加大燃煤机组改造升级专项资金/贷款支持力度，分区域、分机组、分改造内容出台燃煤机组改造升级金融、减税退税等支持政策。针对灵活性改造，加 (略) 场、辅助服务机制等，加大有偿调峰补偿力度，对于煤电企业适当给予新能源指标倾斜[37]。针对供热改造，须持续合理疏导供热成本，对于居民供暖，建立煤、热价联动机制，合理调整居民热价；对于工业供热，建立由供需双方通过 (略) 场化定价机制，取消各类定价/限价行为。完善煤电退役、备用、延寿相关机制与改造升级要求的协同，科学制修订能耗限额相关标准，尽快配套“三个一批”标准力度，优化大气污染物达标考核方式，有力支撑煤电改造升级。

4.4 加大科技投入

双碳目标下，煤电作用与定位逐步发生变化，在适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势下，亟需煤电技术各方面的耦合创新。在组织方式上，应持续加大科技创新投入力度，整合上下游领域科技资源，积极鼓励新技术新成果在煤电改造升级中的推广应用，畅通产学研自主创新协作。在重点方向上，全面加强“三改联动”相关技术研究攻关，建议在以下3个方面加大科技投入：1）机组节能降碳方向：重点研究超低负荷下机组高效改造技术，如宽负荷高效汽轮机及辅机技术、太阳能与燃煤发电机组耦合技术、辅机高效高可靠性调速技术等；2）机组灵活性方向：重点研究耦合储能设施时燃煤机组最小发电出力、新型储能材料、高安全性与长寿命电池技术、大型化飞轮储能技术、超级电容技术、高温超导储能技术等[38]；3）供热方向：重点研究高效热泵技术、高效蒸汽压缩技术、高效蒸汽引射器技术等。

5.结论

煤电改造升级有利于促进煤电清洁低碳转型，是支撑新能源发电量占比快速提升、满足电力系统调节需求、构建新型电力系统的主要手段。2021—2022年已完成计划改造任务的81%，灵活性和供热改造进度快于预期，预计“十四五”期间整体改造容量将远超改造计划。煤电机组升级改造效果初步达到预期效果，实施灵活性改造的机组最小出力平均值由改造前的43.5%降低至29.8%；实施供热改造的机组，测算供热量可增加69.8%；实施节能降碳改造的机组，测算额定工况下供电煤耗平均可降低5.4 g/(kW·h)。

针对改造过程存在的投入产出、可靠性、技术选择等方面的问题，本文提出了优化运行调度及供热模式等技术建议，同时提出了加大配套政策支持力度和增加科技投入的管理建议。针对“十四五”后期乃至“十五五”时期，节能降碳、灵活性和供热改造及高水平运行仍是煤电的重要任务之一，电力企业仍需要结合机组实际、区域灵活调节需求和供热需求、能耗限额要 (略) 场等因素做好各类改造工作，同时从更高层面更加重视全社会效益与企业效益、全社会减碳与企业灵活性运行增碳等关系的协调统一，体现煤电功能调整后的综合性指标要求。