（來源：中國電力 作者：劉志強, 李建鋒, 潘荔, 王志軒 中國電力企業(yè)聯(lián)合會）

隨著中國“雙碳”目標工作的深入實施，新能源發(fā)電裝機容量的占比不斷提高，煤電的定位已逐步由電力電量的供應(yīng)主體向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)型電源轉(zhuǎn)變。煤電裝機容量及發(fā)電量占比由2010年的66.9%、76.9%分別降至2022年的43.8%、58.4%[1]，年均降幅達到1.9和1.5個百分點，但當前煤電仍是煤炭清潔利用的最主要方式，也是電力與熱力安全穩(wěn)定供應(yīng)的主體電源。為適應(yīng)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行需求，進一步提升煤電機組清潔高效靈活性水平，充分發(fā)揮好煤電作用[2]，2021年10月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于開展全國煤電機組改造升級的通知》（發(fā)改運行〔2021〕1519號），提出煤電要進行節(jié)能降碳改造、靈活性改造和供熱改造（即“三改聯(lián)動”）。開展煤電改造升級是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、實現(xiàn)能源清潔低碳發(fā)展的必然要求[3-4]，自2021年以來，各發(fā)電企業(yè)積極按照政策要求對燃煤機組開展各項改造，效果顯著。然而，在具體改造實踐中，仍存在機組頻繁調(diào)峰導致節(jié)能改造效果不顯著、靈活性改造后經(jīng)濟效益差以及對可靠性產(chǎn)生影響、供熱改造后對機組調(diào)峰能力有影響等問題。

本文圍繞煤電能耗、靈活性、供熱現(xiàn)狀進行了綜述，深入分析了改造升級的進展及效果，探討煤電企業(yè)改造升級面臨的主要困難和挑戰(zhàn)，從政策、技術(shù)、市場等角度展望了促進煤電改造升級的可行措施，為下一階段更好更快推進改造升級提供參考。

1.煤電改造升級歷程與要求

煤電技術(shù)的進化史也是煤電不斷進行升級的改造史，不同階段的改造重點不同，其中以環(huán)保、節(jié)能改造更具有代表性（不包括機組檢修、可靠性及安全改造等），如圖1所示。在環(huán)保改造方面，不同階段煤電環(huán)境保護工作的重點不同，1995年前主要解決向江河排放灰渣問題；“十五”時期煙氣脫硫提上日程；“十一五”時期大規(guī)模實施煙氣脫硫設(shè)施建設(shè)；“十二五”時期全面開展煙氣脫硝設(shè)施建設(shè)以及脫硫和除塵設(shè)施提效改造；“十三五”時期開始實施大規(guī)模的超低排放改造；“十三五”中后期，部分煤電按照排放許可要求，進行了廢水排放改造；“十四五”時期除部分電廠繼續(xù)進行廢水治理改造外，大規(guī)模的環(huán)保改造已完成。

圖1 不同時間階段煤電改造要求及主要工作內(nèi)容

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

在節(jié)能改造方面，由于節(jié)能、供熱改造均有經(jīng)濟效益，長期以來煤電企業(yè)根據(jù)技術(shù)經(jīng)濟比較自發(fā)確定是否改造、改造的程度與深度。如“十一五”“十二五”期間，供熱機組的比重由2005年的14.0%提升至2015年的37.3%。早期投產(chǎn)的 *kW、*kW等級汽輪機組開始進行通流改造。此外，部分煤電機組須根據(jù)GB*要求進行改造，以達到強制性限額要求。2014年9月12日，國家發(fā)展改革委、環(huán)境保護部與國家能源局印發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）》（發(fā)改能源〔2014〕2093號），2015年12月11日，環(huán)境保護部、國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》（環(huán)發(fā)〔2015〕164號），煤電開始了大規(guī)模綜合升級改造，截至2020年底，煤電節(jié)能改造累計完成量超過8億kW?！笆濉逼陂g煤電超低排放與節(jié)能改造完成情況如圖2所示。

圖2 “十三五”期間煤電超低排放與節(jié)能改造完成情況

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

根據(jù)《關(guān)于開展全國煤電機組改造升級的通知》（發(fā)改運行〔2021〕1519號），“十四五”期間節(jié)能降碳改造規(guī)模不低于3.5億kW，供熱改造規(guī)模力爭達到*kW，存量煤電機組靈活性改造完成2億kW，實現(xiàn)煤電機組靈活制造規(guī)模1.5億kW?！蛾P(guān)于做好2022年煤電機組改造升級工作的通知》（發(fā)改運行〔2022〕662號）對煤電機組節(jié)能降碳改造、靈活性改造、供熱改造的要求（改造具體目標）進行了明確規(guī)定，其中，節(jié)能降碳改造標準如表1所示。靈活性改造要求為煤電機組純凝工況下最小發(fā)電出力不高于35%額定負荷，或是供熱運行時單日6小時最小發(fā)電出力不高于40%額定負荷；供熱改造為純凝煤電實施采暖或工業(yè)抽汽改造，或是供熱機組通過改造增加供熱面積或工業(yè)供汽量。

表1 節(jié)能減碳改造認定標準

Table 1 Identification standards for energy saving and carbon reduction transformation

2.煤電改造升級實施及效果

2021—2022年全國燃煤機組節(jié)能降碳、靈活性和供熱改造合計分別完成約1.5億kW、1.9億kW、1.5億kW，改造完成率分別為43.5%、94.4%、290%，完成實施方案計劃改造總?cè)蝿?wù)的81%，如圖3所示。其中，節(jié)能改造總體進展與預(yù)期基本同步，靈活性和供熱改造進度快于預(yù)期，尤其是供熱改造，2年時間已經(jīng)超額完成“十四五”的任務(wù)計劃，其主要原因包括：1）市場需求大，各地方新建的工業(yè)園對工業(yè)供汽需求及南方區(qū)域?qū)τ诰用窆岬男枨蟪掷m(xù)增加，同時疊加供熱小鍋爐的逐步關(guān)停等造成煤電供熱量增加；2）通過供熱改造，可大幅度降低燃煤機組煤耗以及提升機組效率，改造積極性較高；3）供熱改造難度、成本相對較低。

圖3 全國煤電改造升級完成情況

Fig.3 The completion of all coal power transformation

2.1 節(jié)能降碳改造

2022年，中國6000 kW及以上火電廠供電標準煤耗300.7 g/(kW·h)，同比降低1.0 g/(kW·h)。供電煤耗逐年下降的主要貢獻因素有“上大壓小”、供熱改造、節(jié)能改造、管理提升等。其中，“十一五”“十二五”“十三五”期間供電煤耗分別下降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年略有上漲。總體上看，中國煤電節(jié)能水平已達到世界先進水平[5]，節(jié)能降碳的空間在逐步減小[6]，但仍有較大改造潛力。

2021—2022年中國煤電節(jié)能降碳改造完成1.5億kW，占2022年底煤電總裝機11.2億kW的13.6%。常用的節(jié)能降碳技術(shù)有汽輪機通流改造、風機節(jié)能改造、真空系統(tǒng)改造、空預(yù)器改造、低溫省煤器改造、空冷島及涼水塔改造等。不同項目降低煤耗的幅度有所不同，其中機組蒸汽溫度提升的效果最為顯著[7-8]。某電廠中的一臺機組從538 ℃升高至600 ℃（投資4.1億元），另一臺機組從566 ℃升高至600 ℃（投資3.2億元），前者煤耗額定狀態(tài)下降低了24.7 g/(kW·h)，后者降低了22.9 g/(kW·h)。汽輪機通流改造的效果也非常顯著，根據(jù)電廠改造實際，通流改造煤耗降幅最低約為5 g/(kW·h)，最高則接近25 g/(kW·h)，與相關(guān)文獻報道值接近[9-10]。

根據(jù)對537臺機組、2.75億kW煤電機組改造升級情況的專項調(diào)查[1]，通過對8家發(fā)電集團的200多個節(jié)能降碳改造項目數(shù)據(jù)的分析，2022年底已完工的節(jié)能降碳改造項目在額定工況下按容量加權(quán)平均后，煤耗平均降低了5.4 g/(kW·h)。

其中，汽輪機通流改造后煤耗降低加權(quán)平均值為13.2 g/(kW·h)；汽封改造后煤耗降低的加權(quán)平均值為4.4 g/(kW·h)；冷卻塔/空冷島節(jié)能改造對煤耗降低的貢獻值也較高，加權(quán)平均值為3.3 g/(kW·h)；鍋爐側(cè)的空預(yù)器改造和風機節(jié)能改造也能有相對較好的效果。在額定狀態(tài)下，折算節(jié)能降碳改造拉動行業(yè)煤耗下降約0.7 g/(kW·h)，年節(jié)約標煤*t、減少CO2排放*t；如節(jié)能降碳改造規(guī)模達到2億kW、3億kW、4億kW，且不考慮其他因素，大約分別可拉動行業(yè)煤耗下降值達到1 g/(kW·h)、1.5 g/(kW·h)、1.9 g/(kW·h)，年節(jié)約標煤量分別可達到*t、*t、*t，年減少CO2排放*t、*t、*t。主要節(jié)能改造技術(shù)在機組額定工況下煤耗降低值統(tǒng)計結(jié)果如圖4所示。

圖4 節(jié)能降碳改造效果

Fig.4 Energy saving and carbon reduction transformation effect

2.2 靈活性改造

早期煤電設(shè)計最小負荷一般是額定容量的70%[11-12]，后降低至50%額定負荷，再降低至目前新建機組的30%額定負荷。從現(xiàn)有機組的實際統(tǒng)計看，平均最低運行負荷在40%左右，隨著系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力需求的增長，現(xiàn)有煤電靈活性的需求增大。2021—2022年中國煤電靈活性改造完成1.9億kW，占2022年底煤電總裝機11.2億kW的16.8%。

靈活性改造可選技術(shù)多樣，主要集中在以下5個方面[13-16]。1）脫硝系統(tǒng)改造，采用寬負荷脫硝技術(shù)以滿足機組在超低負荷下的氮氧化物超低排放要求；2）低壓缸零出力或微出力改造（同時具有供熱改造特性），以滿足在供熱工況下機組的深度調(diào)峰需求；3）控制邏輯的優(yōu)化與改造，以滿足超低負荷下機組協(xié)調(diào)運行以及快速升降負荷的需求；4）鍋爐的燃燒系統(tǒng)改造，以滿足鍋爐在機組超低負荷下保持穩(wěn)定燃燒的需要；5）復(fù)合型改造，一般是指采用3種及以上的技術(shù)來對機組進行靈活性改造，比如同時采用燃燒系統(tǒng)改造技術(shù)、寬負荷脫硝技術(shù)和控制系統(tǒng)改造技術(shù)等。煤電機組改造升級技術(shù)統(tǒng)計具體如圖5所示。

圖5 主要靈活性改造技術(shù)統(tǒng)計

Fig.5 Statistics of main flexibility transformation technologies

從改造效果看，煤電改造升級調(diào)查范圍內(nèi)機組改造前穩(wěn)定運行情況下的容量加權(quán)最小出力負荷率為41.6%，經(jīng)過靈活性改造后，機組在穩(wěn)定運行情況下的最小出力負荷率平均值降低至28.9%，如圖6所示。這相當于每臺機組釋放的調(diào)峰能力為其容量的12.7%，如中國按已完成靈活性改造機組1.9億kW計算，系統(tǒng)可增加調(diào)節(jié)能力2396.*kW。如靈活性改造規(guī)模達到2億kW、3億kW、4億kW，釋放調(diào)峰能力按13%計，可分別增加調(diào)節(jié)能力*kW、*kW、*kW，如按靈活性改造新增調(diào)節(jié)空間1∶1 確定新能源規(guī)模（保守情景），至少可支撐同等容量新能源新增容量。

圖6 機組靈活性改造效果

Fig.6 Effect of unit flexibility transformation

由圖6可知，有個別機組在運行過程中實現(xiàn)了 (略) ，這是由于該機組為供熱機組，并安裝了電鍋爐， (略) 調(diào)度負荷為0時，為保持供熱需求，利用電鍋爐對發(fā)電機功率進行消納，從而實現(xiàn)在供熱工況下的 (略) 。

不同的靈活性改造技術(shù)在深調(diào)機組的爬坡性能并不相同，從目前的技術(shù)發(fā)展看，采用電池、超級電容、飛輪等儲能技術(shù)實現(xiàn)靈活性運行的機組調(diào)峰調(diào)頻速度較快[17]，甚至可以達到毫秒級的反應(yīng)速度。而對于其他改造技術(shù)，受熱慣性或材料熱脹冷縮的影響，調(diào)峰速度相對較慢。

2.3 供熱改造

供熱機組在提高煤電自身熱效率的同時，可以降低工業(yè)/居民的能源消耗、提高全社會能源利用效率?！笆晃濉币詠恚?000 kW以上供熱機組的比例由2005年的14.0%提高至2022年的46.3%，供熱量由2005年的19.3億GJ增長至2022年的61.5億GJ。2021—2022年全國煤電節(jié)能降碳改造完成1.5億kW，占2022年底煤電總裝機11.2億kW的13.0%。

供熱改造采 (略) 線與其供熱量的大小相關(guān)。在供熱量較小時最常用的方式是汽輪機打孔抽汽，一般在中壓缸排汽管上打孔抽取部分蒸汽進行供熱；如果機組在冬季的時候采暖供熱負荷較大，可以采用耦合熱泵技術(shù)[18-20]，以消耗高品質(zhì)能源為驅(qū)動力從汽輪機排汽中提取部分熱量從而較大幅度的增加供暖能力；如果熱負荷進一步增加，則可以采用高背壓技術(shù)或低壓缸零出力技術(shù)對汽輪機進行改造[21-23]，從而極大增加機組冬季的供暖能力，具體如表2所示。

表2 不同 (略) 線及其特征

Table 2 Different heating technology routes and their characteristics

從改造效果看，煤電改造升級調(diào)查范圍內(nèi)供熱改造效果顯著。機組改造前年總供熱能力為2.6億GJ，供熱改造后年總供熱能力增加至4.1億GJ，增加了1.5億GJ，總體增幅為56.1%，其中個別機組的年供熱能力增加值超過了*GJ。與之相對應(yīng)，機組供熱改造后，煤耗下降幅度明顯，少部分容量較小的機組供電煤耗下降值甚至接近200 g/(kW·h)，主要是采用了高背壓供熱改造技術(shù)，改造后汽輪機的排汽余熱全部用于供熱，凝汽器的熱損失幾乎為0[24]，供電煤耗值大幅度下降，如圖7所示。隨著裝機容量的增加，機組的供熱能力也呈現(xiàn)增大趨勢，但是煤耗的降低至卻呈現(xiàn)減小趨勢，這是由于隨著機組容量的增加，相同供熱量的情況下，機組的供熱比會降低，煤耗的下降幅度呈現(xiàn)減小的趨勢。

圖7 供熱改造項目效果統(tǒng)計

Fig.7 Statistical chart of heating transformation project effects

3.煤電改造升級面臨的問題分析

3.1 機組負荷率與供電煤耗問題

經(jīng)過對大量機組運行數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析所反映出來的規(guī)律看，機組煤耗與負荷率之間呈現(xiàn)反比例關(guān)系，即負荷率越低，煤耗越高，而且越處于低負荷區(qū)，煤耗的增加幅度越高，如圖8所示?？梢钥闯觯S著機組負荷率的降低，不同容量等級的煤耗負荷系數(shù)均不斷增加，其中300 MW等級的機組增加幅度最小，1000 MW最大，600 MW介于二者之間。

圖8 煤耗負荷系數(shù)與機組負荷率之間的關(guān)系

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

燃煤機組在超低負荷運行時煤耗大幅度增加主要有以下幾方面原因。1）鍋爐效率有所下降，主要是由于排煙熱損失增加所致；2）在超低負荷運行時，蒸汽流量大幅度降低，導致汽輪機運行工況遠遠偏離了其運行高效區(qū)；3）在超低負荷下，風機、水泵等流機設(shè)備也遠遠偏離了其運行高效區(qū)，與此同時，為保證鍋爐穩(wěn)定燃燒及飛灰底渣含碳量不增高，對煤粉細度也有更高要求，導致磨煤機的單位耗電量增加，因此在機組超低負荷時，整體廠用電率增加。上述因素導致了單位煤耗在低負荷區(qū)的上升速率加快[25-27]。

根據(jù)圖8，機組煤耗與負荷率之間呈現(xiàn)反比例關(guān)系，即便是機組進行了節(jié)能改造，負荷率的高低同樣會對改造效果產(chǎn)生較大的影響。從上述改造效果分析來看，燃煤機組經(jīng)過節(jié)能、靈活性以及供熱改造后，部分機組效果較好，但在實際運行過程中，有些機組改造的效果并沒有充分發(fā)揮出來。例如，汽輪機通流改造后額定工況下機組的煤耗加權(quán)平均值降低了13.2 g/(kW·h)，但通過分析，實際運行負荷下汽輪機通流改造后煤耗降低的平均值只有7.7 g/(kW·h)，甚至個別機組煤耗還有增加情況，如圖9和圖10所示。

圖9 部分機組通流改造運行效果

Fig.9 Operation effect of flow passage transformation for unit

圖10 通流改造與靈活性改造后機組運行煤耗變化

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

圖10為同時實施靈活性改造和通流改造機組在額定工況和實際工況下的供電煤耗降低情況。可以看出，除極個別機組外，絕大部分機組的運行實際煤耗降低值要低于額定工況下的煤耗降低值，個別機組的實際運行煤耗降低值甚至小于0，說明改造后的效果由于調(diào)峰或者機組負荷較低等原因未發(fā)揮其節(jié)能效果（亦可認為機組負荷率較低抵消了機組的實際節(jié)能改造效果）。

3.2 投入與收益問題

由于機組改造范圍、程度、效果等相差較大，改造項目技術(shù)經(jīng)濟性相差較大，部分機組難有經(jīng)濟性甚至虧損嚴重。理論上，節(jié)能降碳經(jīng)濟收益優(yōu)于靈活性和供熱改造，供熱改造優(yōu)于靈活性改造。但從實際改造看，3種改造均有多個項目投資回收期超過10年，部分靈活性改造項目投資回收期超過15年，如圖11所示。甚至有因項目邊界條件、外部條件變化較大（如供熱改造項目的廠外條件難以落實、供熱成本發(fā)生變化等），無法回收投資的現(xiàn)象。

圖11 改造升級項目投資回收期統(tǒng)計

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

當前，煤電企業(yè)居民供熱虧損已成為行業(yè)常態(tài)，其主要原因為高煤價與低熱價。 (略) 某電廠為例，2007年以來，該廠先后投入資金4.3億元進行供熱改造，供熱面積*m2、年供熱量*GJ，但當前大同的供熱熱價僅為20元/GJ，供熱熱價與成本倒掛，僅供熱業(yè)務(wù)累計虧損已經(jīng)達到29億元。工業(yè)供熱方面，用戶常以煤價變動作為蒸汽價格變動依據(jù)，一般不存在成本倒掛問題，但機組進行工業(yè)供熱改造后，機組靈活性和深調(diào)能力受限，常無法達到90%的額定出力，而這部分供熱機組仍按照設(shè)計出力執(zhí)行2個細則，導致機組面臨巨額頂峰考核壓力，造成部分工業(yè)供熱機組越改越虧情況。

3.3 技術(shù)選擇問題

部分機組改造過程中采用了較新的技術(shù)或方法，如新的密封材料或技術(shù)、新型催化劑、蒸汽升參數(shù)、余熱深度利用等，總體上達到了預(yù)期效果，但在技術(shù)創(chuàng)新方面仍顯貧乏。如機組供熱改造后，調(diào)峰能力大幅度降低，即機組靈活性深度顯著受到影響；機組靈活性改造后，調(diào)峰期間其煤耗水平會大幅度增加。供熱與靈活性矛盾的主要原因與當前的供熱模式有很大關(guān)系，目前的工業(yè)供汽或民用采暖一般采用抽汽方式（大負荷民用采暖會采用高背壓方式），運行中多采用以熱定電的方式運行，相比純凝機組，該種運行方式極大地束縛了機組的調(diào)峰能力，同時供熱區(qū)域的風光資源相對豐富，進而影響了新能源的利用。

此外，盡管有些技術(shù)可以解決電廠的調(diào)峰需求或儲能需求，但從總體上不節(jié)能，比如電鍋爐技術(shù)，由于電鍋爐將高品質(zhì)的電能降低為低品位的熱能，整體的能效水平有很大的降低[28-29]。有些技術(shù)中國還沒有掌握核心技術(shù)，比如中國首臺*kW汽輪機主機同軸驅(qū)動給水泵技術(shù)，節(jié)能效果較好，但核心設(shè)備需要進口等。

3.4 可靠性問題

目前絕大部分機組在深調(diào)期間可以安全運行，但對鍋爐、汽機等設(shè)備的可靠性產(chǎn)生一定影響。對鍋爐可靠性影響方面，由于機組在低負荷運行時水動力特性與爐內(nèi)燃燒狀況不穩(wěn)定，部分機組鍋爐的高溫受熱面在深調(diào)期間出現(xiàn)超溫以及出現(xiàn)蒸汽溫度偏差大等現(xiàn)象[30]，部分機組出現(xiàn)氧化皮快速增加與管內(nèi)堆積的現(xiàn)象，甚至發(fā)生多次爆管，如圖12所示。不僅鍋爐本體的可靠性受影響，風機、磨煤機等輔助設(shè)備在機組超低負荷時可靠性也有較大影響，不少機組的風機在超低負荷時發(fā)生過葉片失速、振動超標、軸承過熱等現(xiàn)象，一些動葉可調(diào)軸流風機還發(fā)生過葉片調(diào)整機構(gòu)卡澀、葉片裂紋等現(xiàn)象。

圖12 過熱器超溫爆管

Fig.12 Superheater overheating tube explosion

對汽輪機可靠性影響方面，有些機組在深調(diào)期間還出現(xiàn)過汽輪機設(shè)備振動異常、汽輪機低壓軸封溫度波動大、末級與次末級葉片水蝕嚴重、給水流量波動等影響機組可靠性與安全性的現(xiàn)象。在機組調(diào)峰速度較快時，還會對發(fā)電機的定子、轉(zhuǎn)子繞組的溫度變化產(chǎn)生較大影響，進而會影響其可靠性與安全性。

在環(huán)保方面，深調(diào)過程中，爐膛出口NOx濃度快速波動，脫硝噴氨滯后性明顯，由此導致NOx排放忽高忽低、催化劑積灰堵塞等問題。為保證深調(diào)期間或快速變負荷期間環(huán)保排放不超標，脫硝噴氨量會相對增多，氨逃逸也隨之增加，引發(fā)空預(yù)器堵塞與腐蝕加劇的現(xiàn)象，嚴重時引發(fā)機組的非計劃降低出力或非計劃停運事件[31]。

4.展望

“十四五”中后期，煤電改造升級將持續(xù)開展，開展規(guī)模將遠超過改造計劃的6億kW，初步預(yù)計可以達到9億kW甚至更高。針對影響改造進程的問題，應(yīng)從以下幾個維度給予解決。

4.1 優(yōu)化運行方式

1）在統(tǒng)籌考慮機組特性和效益的基礎(chǔ)上，加大煤電與其他發(fā)電的優(yōu)化力度，提高大容量機組煤電負荷水平，將1000 MW、600 MW等級機組、熱電聯(lián)產(chǎn)機組作為基荷電源，更好地發(fā)揮大容量、高參數(shù)機組能效作用。2）結(jié)合煤電靈活性改造情況，切實發(fā)揮改造后機組靈活性運行對電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力支撐作用。3）鑒于深調(diào)對機組的壽命可能會有較大的影響，建議優(yōu)先將一批服役時間較長的300 MW機組列為深度調(diào)峰機組，或新建一批深調(diào)機組。4）結(jié)合區(qū)域系統(tǒng)特點、電源配置特點、負荷特性等，因地制宜持續(xù)優(yōu)化建立智能調(diào)度運行方式[32-34]，包括優(yōu)化煤電機組啟停方式、減少煤電旋轉(zhuǎn)備用、提升在運機組負荷率等，實現(xiàn)煤電與新能源耦合運行和煤電整體發(fā)電效率最優(yōu)。5）在擁有4臺及以上機組的電廠探索實施調(diào)度到廠模式。

4.2 優(yōu)化供熱模式

依據(jù)負荷、供熱、調(diào)峰需求，因地制宜優(yōu)化供熱方式。在居民采暖方面，可利用電廠循環(huán)水與熱泵耦合技術(shù)[35]， (略) 內(nèi)由原供應(yīng)熱水改為提供由凝汽器出來的循環(huán)水，同時在熱用戶處安裝大型壓縮式熱泵， (略) 將循環(huán)水輸送到各個熱用戶后，可作為熱泵的低溫熱源，由大型高效的壓縮式熱泵為熱用戶提供采暖熱水。采用該種供熱模式，可以有以下優(yōu)勢。1）供電量增加。對于居民采暖，由于對采暖溫度要求不高，比如北京地區(qū)采用地暖時，熱水溫度35 ℃~45 ℃即可滿足采暖需求，因此在熱泵制熱系數(shù)較高時（熱泵的制熱系數(shù)除了和技術(shù)有關(guān)，還與低溫熱源與高溫熱源之間的溫差有很大關(guān)系），汽輪機因為少抽汽多產(chǎn)生的電量要多于熱泵耗電量；2）管網(wǎng)熱損失減少。由于電廠向外供應(yīng)低溫的循環(huán)水，管網(wǎng)熱損失大幅度降低；3）提升調(diào)峰能力。汽輪機沒有抽汽供熱限制，大大釋放了機組的調(diào)峰能力；4）提升新能源消納能力。不僅通過汽輪機調(diào)峰能力的釋放可以消納新能源，熱泵本身需要消耗大量的電力，再配合儲熱，可大量消納新能源發(fā)電量。

在工業(yè)用高壓蒸汽方面，可研究用高效多級間冷蒸汽壓縮機替代燃煤機組抽汽模式，即以電機驅(qū)動壓縮機壓縮低壓蒸汽來實現(xiàn)工業(yè)用汽需求，由于水在變?yōu)榈蛪赫羝麜r會吸收大量的熱能，壓縮機排放的高壓蒸汽所攜帶的能量遠超壓縮機的電能消耗，蒸發(fā)過程所吸收的熱量可以來源于工業(yè)生產(chǎn)過程中排放的余熱或者環(huán)境大氣、水土中的能量。壓縮過程中的間冷可以直接進行噴水冷卻，以降低壓縮機的電能消耗。在目前可再生能源 (略) 情況下，上網(wǎng)電量的平均碳排放因子不斷降低，因此以壓縮機的方式替代燃煤機組抽汽能夠顯著降低蒸汽生產(chǎn)過程中的碳排放。當然，目前在經(jīng)濟性方面還需要進一步論證，不過隨著今后碳交易碳補償?shù)葯C制的不斷完善[36]，該種供汽方式值得進一步研究。

4.3 優(yōu)化配套政策支持

針對部分煤電機組經(jīng)營現(xiàn)狀，持續(xù)完善煤電經(jīng)營環(huán)境，繼續(xù)疏 (略) 電價，進一步放開燃 (略) 電價漲跌幅限制，嚴格落實煤電容量電價政策。針對煤電改造升級，加大燃煤機組改造升級專項資金/貸款支持力度，分區(qū)域、分機組、分改造內(nèi)容出臺燃煤機組改造升級金融、減稅退稅等支持政策。針對靈活性改造，加 (略) 場、輔助服務(wù)機制等，加大有償調(diào)峰補償力度，對于煤電企業(yè)適當給予新能源指標傾斜[37]。針對供熱改造，須持續(xù)合理疏導供熱成本，對于居民供暖，建立煤、熱價聯(lián)動機制，合理調(diào)整居民熱價；對于工業(yè)供熱，建立由供需雙方通過 (略) 場化定價機制，取消各類定價/限價行為。完善煤電退役、備用、延壽相關(guān)機制與改造升級要求的協(xié)同，科學制修訂能耗限額相關(guān)標準，盡快配套“三個一批”標準力度，優(yōu)化大氣污染物達標考核方式，有力支撐煤電改造升級。

4.4 加大科技投入

雙碳目標下，煤電作用與定位逐步發(fā)生變化，在適應(yīng)煤電向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型的新形勢下，亟需煤電技術(shù)各方面的耦合創(chuàng)新。在組織方式上，應(yīng)持續(xù)加大科技創(chuàng)新投入力度，整合上下游領(lǐng)域科技資源，積極鼓勵新技術(shù)新成果在煤電改造升級中的推廣應(yīng)用，暢通產(chǎn)學研自主創(chuàng)新協(xié)作。在重點方向上，全面加強“三改聯(lián)動”相關(guān)技術(shù)研究攻關(guān)，建議在以下3個方面加大科技投入：1）機組節(jié)能降碳方向：重點研究超低負荷下機組高效改造技術(shù)，如寬負荷高效汽輪機及輔機技術(shù)、太陽能與燃煤發(fā)電機組耦合技術(shù)、輔機高效高可靠性調(diào)速技術(shù)等；2）機組靈活性方向：重點研究耦合儲能設(shè)施時燃煤機組最小發(fā)電出力、新型儲能材料、高安全性與長壽命電池技術(shù)、大型化飛輪儲能技術(shù)、超級電容技術(shù)、高溫超導儲能技術(shù)等[38]；3）供熱方向：重點研究高效熱泵技術(shù)、高效蒸汽壓縮技術(shù)、高效蒸汽引射器技術(shù)等。

5.結(jié)論

煤電改造升級有利于促進煤電清潔低碳轉(zhuǎn)型，是支撐新能源發(fā)電量占比快速提升、滿足電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求、構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的主要手段。2021—2022年已完成計劃改造任務(wù)的81%，靈活性和供熱改造進度快于預(yù)期，預(yù)計“十四五”期間整體改造容量將遠超改造計劃。煤電機組升級改造效果初步達到預(yù)期效果，實施靈活性改造的機組最小出力平均值由改造前的43.5%降低至29.8%；實施供熱改造的機組，測算供熱量可增加69.8%；實施節(jié)能降碳改造的機組，測算額定工況下供電煤耗平均可降低5.4 g/(kW·h)。

針對改造過程存在的投入產(chǎn)出、可靠性、技術(shù)選擇等方面的問題，本文提出了優(yōu)化運行調(diào)度及供熱模式等技術(shù)建議，同時提出了加大配套政策支持力度和增加科技投入的管理建議。針對“十四五”后期乃至“十五五”時期，節(jié)能降碳、靈活性和供熱改造及高水平運行仍是煤電的重要任務(wù)之一，電力企業(yè)仍需要結(jié)合機組實際、區(qū)域靈活調(diào)節(jié)需求和供熱需求、能耗限額要 (略) 場等因素做好各類改造工作，同時從更高層面更加重視全社會效益與企業(yè)效益、全社會減碳與企業(yè)靈活性運行增碳等關(guān)系的協(xié)調(diào)統(tǒng)一，體現(xiàn)煤電功能調(diào)整后的綜合性指標要求。