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全國煤電“三改聯動”典型案例和技術推介會｜《聽課筆記》
日期：2024-6-14
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［1徐州華潤］介紹該廠#3機組（320MW亞臨界）升級改造情況。原鍋爐東方、汽機上汽。改造方案：機組容量、主再熱壓力不變，主再熱溫度提升到600℃；汽機側主要改造為整體更換高中壓缸與低壓內缸，更換汽機轉子，增加高壓加熱器；鍋爐側改造主要為增加過熱器、再熱器、省煤器受熱面，改造啟動系統；管道改造主要為更換主蒸汽管道，并調整走向，更換熱再與冷再管道；其它改造主要包括采用廣義回熱與彈性回熱系統等。改造現場施工期為6個月；改造后進行了19%負荷的深調認證試驗，改造后100%、75%與50%負荷時供電煤耗分別為288.24、295.38、312.48g/kWh；改造后脫硝入口煙溫為305℃，實現了全負荷脫硝；改造后兩次C修檢查，設備與管道正常。改造后運行主蒸汽溫度與高壓缸效率未達到設計值，100%負荷供電煤耗比預估值287g/kWh略低。介紹沒有涉及改造的技術經濟情況。
［2京能岱海］介紹該廠亞臨界機組跨代升級改造情況。一期為2×630MW亞臨界濕冷改空冷機組（BW鍋爐、上汽）、二期為2×660MW亞臨界空冷機組，均由上海電氣實施改造；改造前到相關電廠、設備廠家進行了充分的調研。改造方案與內容：一期機組壓力不變，溫度提升到596℃；二期機組壓力由16.7MPa提升到16.97MPa，主再熱溫度提升到566℃，同步進行增容改造（600MW提升到660MW）；一期汽輪機采用筒型缸，由濕冷改為空冷；二期汽輪機進行通流提效改造；進行煙氣余熱利用、干濕聯合冷卻輔機改造；鍋爐更換各高溫受熱面，材料升級為P92；脫硫裝MGGH，拆除原GGH；一期空預器旁路煙道內布置給水、凝結水加熱換熱器，二期則在空預器后水平煙道安裝兩個換熱器，分別加熱凝結水與一二次風；空預器入口加裝旋轉式暖風器；增設零號高加與3號高加外置式蒸冷器。為實現深調，實施分級省煤器（一、二期）、旁路煙道改造（一期）；7、8號低加改為外置式；一期冷、熱再蒸汽管路改為2-1-2連接方式。改造后機組性能試驗值基本達到預期，受煤種、負荷率以及濕冷轉空冷的影響，一期機組實際運行煤耗變化不大，二期機組有10~20g/kWh的煤耗下降；下一步想利用自有光伏項目，降低機組煤耗指標。介紹沒有涉及改造的技術經濟情況。
［3國電投平頂山］介紹1000MW機組（哈汽）通流改造情況。機組投產時熱耗差，兩臺機組分別比設計值7310.9kJ/kWh低228.8、247.7kJ/kWh，改造前汽機隔板整圈有裂紋。主要改造內容有：采用多級小焓降反動式級，充分利用余速損失，變工況性能好；采用全周進汽（進汽壓損2%以下）；采用紅套環高壓缸，渦流進汽，解決中分面漏汽問題；更換高、中壓缸內部部套，取消中壓轉子冷卻，低壓剛末三級利舊，優化低壓排汽導流環；采用智慧化汽封體系，轉子上鑲嵌汽封片，汽封體上增加可磨涂層，減少40%漏汽；優化補汽閥設計，確保穩定無振動；增加0號可調整抽汽，但無零號高加，在70%負荷以下將1號高加汽源切至0號抽汽口，提升給水溫℃（約12℃），降低熱耗13kJ/kWh，同時確保了脫硝全工況投入。改造后，THA工況熱耗7295kJ/kWh，高中低壓缸缸效分別為92.29%、93.73%、90.28%。介紹沒有涉及改造的技術經濟情況。
［4國能靈武］介紹電廠中壓抽汽+高背壓供熱改造情況。一期為2×600MW亞臨界機組、二期為2×1060MW超超臨界機組，均為直接空冷。供熱特點為長輸供熱、大溫差、梯級利用。一期供熱大致流程：熱網30℃回水，經3號機組高背壓加熱到49℃、1號機組高背壓加熱到68℃后，再升壓，尖峰供熱加熱器加熱后，向外供熱；尖峰供熱加熱器汽源為中排抽汽（部分經過3臺背壓機發電后用于加熱）；高背壓凝汽器分流部分低壓缸排汽。改造內容為在中低壓聯通管上增加抽汽管道，在空冷島排汽管道側增加高背壓凝汽器，同時在空冷島進行防凍改造，一、二期機組高背壓凝汽器互為備用，高背壓凝結水自流到排汽裝置內。機組背壓升高受低壓缸進汽壓力限制。二期改造（東汽）更換低壓缸轉子，采用新型內缸，采用DAS汽封與刷式汽封。改造后，全廠供電煤耗289.27g/kWh。介紹沒有涉及改造的技術經濟情況。
［5華電六安］介紹該廠30%深調的改造情況。#4機組為660MW超超臨界機組，三大主機均為由上電供。深調試驗時發現，深調運行存在鍋爐燃燒不穩、SCR入口溫度低（270.6℃）、空預器硫酸氫氨跨層沉積與堵塞（低負荷時，煙氣阻力高達2kPa）、空預器漏風率高等問題。針對寬負荷脫硝，采用在低過入口開設旁路煙道方案；針對空預器防堵，采用精準噴氨、蓄熱原件三段改兩段、熱端徑向密封采用氣囊自適應式密封。針對鍋爐低負荷穩燃，采用等離子改造（將A層轉移至C層）、磨煤機動靜環改造（降低風粉比）。改造后，30%負荷時SCR入口溫度提高至295.1℃，磨煤機電耗降低，氨逃逸減少，空預器差壓減少0.8kPa，其漏風率基本達到5.5%。改造后，A層燃燒不穩定，脫硝分區測量，數據多點輪巡，滯后大，鍋爐干濕態轉換協調不穩定。深調后，供電煤耗上升較多（30%負荷與50%相比，增加22.76g/kWh），長時間深調運行，燃煤成本增加較多。介紹沒有涉及改造的技術經濟的詳細情況。
［6華能臨河］介紹熱電廠低壓缸零出力改造情況。改造對象為東汽330MW抽凝機組，改造目標為實現350t/h供熱與30%電負荷深調。改造內容方法為在中低壓缸聯通管上增加蝶閥與小管路冷卻蒸汽旁路。改造過程中，采用數值分析與現場試驗的方法，解決了跨越末級葉片顫振問題；采用加強監測、噴水的方法，解決了鼓風發熱問題；采用超音速火焰噴涂，解決了低壓剛末級葉片水蝕的問題（一個大修期要噴涂一次）；優化控制方法，解決了低壓缸平穩切換的問題。多臺機組的長期運行實踐表明，華能集團該技術經濟可靠。項目施工周期30天，投資900萬元，回收期1.5年。
［7大唐黃島］介紹該廠5號機組全負荷脫硝與低負荷（30~50%負荷）控制優化情況。鍋爐型號為SG2102/25.4-M953，四角切圓燃燒，設計啟動給水流量630t/h。主要改造措施為省煤器4:6分段，布置于SCR前后，確保30%負荷以上鍋爐效率不下降；從鍋爐尾部轉向室引煙氣旁路到SCR入口，確保并網后SCR即可投入；如此，機組并網時，SCR入口 溫℃可在280℃以上。開展鍋爐低負荷精細化燃燒調整工作（一次風均衡調整、二次風智能優化控制、CO在線監測）；優化鍋爐主蒸汽壓力定值與啟動給水流量定值；在30~50%負荷階段，進行7個方面寬負荷協調控制優化；增加鍋爐過、再熱器壁溫測點；將B層燃燒器改為等離子，增加BCD磨組合方式，以便應急投入。改造實現30%負荷時鍋爐干態運行，燃燒穩定。項目總投資3328萬元，靜態投資回收期約5年。
［8華電襄陽］介紹該廠生物質氣化耦合發電技術的應用情況。項目情況：該廠6號機組為640MW超臨界機組，增加一個8t/h的循環流化床生物質氣化爐，折算電功率10.8MW；項目設備包括循環流化床生物質氣化爐一臺，配套干料棚一座，上料系統一套，另有電氣裝置與風機設備等。氣化爐產生高溫可燃氣與生物質灰，生物質灰收集后汽車外運；高溫可燃氣以導熱器為介質將熱量轉移給凝結水后，再由增壓風機送至鍋爐的四角燃氣燃燒器，在鍋爐內燃燒發電。生物質耦合發電是燃煤電廠燃料靈活性的一個體現，生物質與常規大型鍋爐耦合燃燒，提高了生物質能利用效率（本項目綜合發電轉化效率大于34%），日常管理方便；該項目實現發生物質耦合發電量的在線監測與計算，編制了相關行標（DL/T 5580.1-2020），年消納生物質農林廢棄物約5萬噸。項目靜態投資5016萬元，總投資收益率為9.32%（上網電價按0.75元/kWh計算），投資回收期9.18年。
［9上海申能］介紹高溫亞臨界升級改造技術，并介紹了徐州華潤的改造情況。煤電機組深調困難包括以下幾個方面：鍋爐穩燃差、水動力不穩定、SCR入口煙溫低、空預器冷端易腐蝕堵塞、熱電解耦困難、機組煤耗大幅升高。亞臨界機組鍋爐有汽包，汽機有調節級，這使得它在快速響應負荷方面有天然優勢，但常規改造難以達到煤耗300g/kWh以下的國家要求。供熱改造需要定制化與深度優化。目前全國300MW/600MW等級亞臨界機組有837/153臺，改造需求大。只考慮循環效率影響時，機組升壓改造，收益遞減，而升溫改造，收益線性增加；300MW機組高壓缸內效率對葉片長度敏感，而低壓缸效率對排汽濕度敏感，升溫不升壓可避免兩者的弊端。升壓與升溫，汽機本體與管道改造量差不多；升壓改造，需要鍋爐重建，機側輔助設備改動也大，而只升溫改造，則只需要對鍋爐對流受熱面改造，機側改造工作量??；綜合比較，亞臨界機組按16.7MPa/600℃/600℃參數進汽改造，效果較好，供電煤耗可達到297g/kWh以下。受長期運行缸體蠕變的影響，300MW合缸汽機的再熱汽溫610℃以下為宜，600MW分缸汽機可適當再提升溫度；廣義回熱系統可用于深調改造；平山1350MW機組已實現20%深調；改造后長期保效也很重要，個別機組改造后兩年，熱耗就大幅度上升，改造節能收益變小，汽封磨損、升參數后更易發生固體顆粒侵蝕是主要原因，上海申能有改造長期保效技術（具體內容沒說）。進行高溫亞臨界綜合升級改造，300MW等級機組改造費用約3.5億，降低煤耗35g/kWh，設備可延壽20年。
［10中科院］介紹了基于自研的預熱式燃燒器而開發的燃煤鍋爐深度靈活調峰技術。燃煤機組深調工作，最難的是燃煤鍋爐怎么辦，燃燒問題是核心。傳統煤粉燃燒器低負荷下穩燃差、效率低、NOx排放高，性能接近極限。利用流化自熱原理，開發預熱式燃燒器，實現煤粉預熱后半焦活化，并將50%以上燃料氮原位脫除，煤粉全部通過預熱式燃燒器，在其中與少量空氣部分燃燒，放出熱量，并維持內部溫度850~1000℃，實現“固體燃料像氣體一樣燃燒”。該技術可實現燃燒器負荷20%以上穩定燃燒，多支燃燒器組合，可實現機組15%負荷以上無油穩定燃燒；機組升負荷率可達5%/min；50%以下負荷時NOx排放50mg/m3以下，可降低SCR負擔；煤種適應性強，對沖、切圓鍋爐均適用。具體改造時，可將下兩層燃燒器改為預熱式燃燒器，改造范圍為燃燒器、噴口、風粉系統以及相應控制系統。大比例可再生能源接入，對燃煤機組調整的快速性要求更高時，該技術更適用。300MW/600MW機組改造投資為2700/4100萬元，投資回收期均不到2年。
［11清華大學］介紹了一個以熱電機組靈活高效運行為目標的熱電綜合調控制技術與系統?，F有的技術難以解決低負荷發電能效低、電熱在線定量優化困難、能效與靈活性難協同等問題，其難點在于熱力系統精確建模與高效求解、多機組協同運行、電-熱綜合協調控制。借鑒電力系統分析方法，構建熱歐姆定律，構建含熱阻、熱容與可控電壓源的管網熱量流模型，形成熱力系統向電力系統的同構映射方法，實現了用電力系統方法分析熱力系統，統一了綜合能源系統分析工具；降低模型的求解難度。通過信息處理與辨識，降低系統對測點精度與數量的依賴，解決部分測點缺失的問題。開發廠級綜合能量管理軟件，實現廠內多機組運行優化與協調控制；構建了一個電-熱分解協調調度系統，廠側機組構建并上傳靈活性與效率等值模型，網側調度根據不同機組靈活性供給成本進行控制，實現全網靈活性與效率協同；結合電-熱負荷耦合特性與熱負荷邊界，系統可動態更新機組實時調節的上下限；機組系統的投用可解決廠側機組靈活性過分借給造成的經濟性降低的問題。系統投入，可促進火電機組追求自身能效與電網力求多消納新能源這兩者矛盾的較好解決。
［12西安交通大學］從深調機組瞬態特性入手，介紹靈活高效智能燃煤發電技術，也給部分目前已實施的一些技術提供了理論依據。提出造成燃煤發電機組高效性與靈活性矛盾的關鍵因素是：按穩態工況設計的熱力系統與控制策略，難以在瞬態過程中實現物質流與能量流的優化匹配。研究表明，機組調峰瞬態時的“附加能耗”由蓄熱變化引起的不可控能耗以及物質流與能量流不協調引起的可控能耗組成，而換熱設備是影響機組瞬態特性的關鍵。換熱設備非穩態過程會產生“附加熵產”，它是由換熱設備的結構參數（如傳熱能力、蓄熱能力、金屬熱阻等）與運行參數（如溫度、流量、參數變化率等）造成的，因此可通過調節運行參數來降低瞬態過程中的“附加熵產”。提出以下優化策略：（1）調整系統構型，有序利用蓄能實現機組靈活高效（如加熱器抽汽調頻、凝結水調頻等）。不同方案達到的靈活性與能耗不同，可按需有序使用；（2）動態調整物質量，實現與能量流的匹配（比如水煤比控制，可根據蓄熱實時值與理論值的差異來修正水煤比，如此，升降負荷時機組節能潛力分別可達1.01與1.69g/kWh；循環水泵控制也屬于此類）；（3）考慮蓄能的時空優化控制策略（比如將省煤器蓄熱作為煙氣再循環指令的前饋，改善主再熱汽溫控制水平）。相關控制策略也可以應用于在役機組的數字化轉型方面，比如建立機爐的數字孿生模型等。
［13清華同方］介紹該公司開發的余熱利用和智慧供熱技術。利用吸收式熱泵實現發電廠循環水、鍋爐煙氣的余熱回收，具體為使用高溫抽汽作為驅動熱源，使用吸收式熱泵為驅動設備，從循環水或鍋爐煙氣中吸收廢熱，用來加熱熱網回水，從而達到電廠余熱利用的目的；如果吸收式熱泵加熱仍不足，可用抽汽補充加熱，以提升供熱溫度；利用此技術可實現使用大溫差供熱；因城區拆舊造成供熱不足時，該技術可迅速提升供熱能力。撫順中機熱電余熱供暖項目利用該技術，兩臺發電機組，每臺機組配5臺熱泵（10臺容量共523MW，當時國內最大），并聯運行，實現50℃供熱回水、110℃供熱出水，項目采取EMC能源合同管理模式。以8個熱電廠為主干、以余熱為基礎，一城一網、多源互補，解決太原市1.7億平方集中供熱問題，通過人工智能與大數據技術，熱電協同，各種供熱主體發揮自身產品優勢，進行負荷預測、多熱源調度、全網平衡和按需調控，最終實現太原市智慧供熱。介紹了河南駐馬店市集中供熱新機制（全托管運營），供熱單耗下降10%，用電單耗下降40%以上。
［14西北電力設計院］介紹了煤電機組抽汽蓄能技術。機組煤電機組靈活性，既包括向下調峰，也包括向上頂峰。向上頂峰，目前手段有抽水蓄能、熔鹽儲能、電化學儲能和壓縮空氣儲能。熔鹽儲熱可向上向下雙向調節，成本低、壽命長（25~30年）、效率高，是目前平衡電網峰谷差的最佳手段（何雅玲語）。熔鹽儲熱使用機組抽汽（廢熱、棄電等）充能，使用蒸汽發生器放能，再通過汽輪機組（原機組、新增小機組等）發電。熔鹽儲熱可利用鍋爐與汽機的最低負荷差，確保鍋爐最低穩燃負荷以上運行，實現熱電一定程度的解耦，減輕深調對設備壽命的影響，提高輔助設備可靠性，可使機組深調到20%負荷，并有10~15%的向上頂峰能力；該技術在化工、太陽能熱發電行業有廣泛應用。熔鹽儲熱單位投資3500元/kWh，儲能時長4小時，安全可靠，模塊化建設，無電網基建，可為系統提供慣量支持，長時儲能優勢明顯，可用于增量與存量煤電機組深調與頂峰改造、退役機組改造利舊方面。投資方面，配套660MW機組20%深調改造（4h），抽取主/再熱蒸汽，儲熱量370MWht，加熱給水或蒸汽返回機組，能量利用效率75~85%（比抽水蓄能略高），總投資約1.1億元。
［15哈爾濱電氣］介紹了哈爾濱電氣在汽機、鍋爐與發電機“三改聯動”方面的典型技術。汽機方面主要涉及通流、供熱、靈活性的改造。在汽機通流改造方面，高中壓缸分缸機組更利于改造，升溫不升壓改造方案相對較佳，亞臨界機組升溫到600℃，約有240kJ/kWh的熱耗收益，具體的改造技術在前面“國電投平頂山”部分有介紹（該廠汽機原為東芝技術，通流改造后供電煤耗降低15g/kWh）。國能盤山電廠俄制530MW改造后參數升到28MPa/600℃/620℃，設備全部換新，供電煤耗278g/kWh，深調到20%，延壽30年，由哈電進行整套改造。供熱改造可根據需求，結合通流改造、中調門改造、旋轉隔板改造、切缸改造、凝汽器改造等進行，需要綜合技術經濟比較后定制方案。在汽機靈活性改造方面，末兩級葉片安全性最重要，有的適合切缸有的不適合；開發了葉片監測系統，確保避開葉片動應力峰值；也有蓄熱調峰、熔鹽儲熱技術。鍋爐方面，亞、超臨界主再熱蒸汽溫度可提參數到605℃/603℃、605℃/623℃（爐側），過/再熱器材料升檔，水循環可利舊；抽汽改造時，冷再抽汽應控制在5%以下；深調改造時，水動力核算要一爐一策，通過低負荷試驗數據，增加高溫受熱面節流孔圈與壁溫測點，對厚壁設備應力進行分析；自研新型燃燒器，實現20%深調穩燃；增加水平煙道，解決積灰等問題；通過煙氣旁路、水旁路、熱水再循環管、省煤器分級等實現寬負荷脫硝。發電機方面，主要是進行定子線棒端部（水盒蓋、水電連接結構）優化，通過切向與徑向波紋板固定+軸向可滑移結構，解決靈活運行導致的槽楔松動問題，對發電機端部絕緣與結構進行升級優化。
［16東方電氣］介紹了東方電氣“三改一化”的解決方案。“三改一化”主要內容為節煤提效改造、靈活性改造、供熱改造與智慧化升級。汽機通流改造主要涉及主機結構優化（筒型缸、低壓缸斜支撐、汽封，減少變形泄漏）、高效末級葉片、切向進汽、高效調節級（小焓降、大葉高、自帶冠、預扭成圈）、高效葉型等，缸效率平坦，提升寬負荷性能，效率保持好。鍋爐提效改造主要涉及OPCC預混燃燒器（各風分層分級燃燒，提高效率）、省煤器分級、空預器改造、鍋爐余熱利用、大包整體密封、風粉在線監測（調整磨煤機參數）、智慧燃燒系統等，可做到煤粉爐效率大于94.5%。東方電氣提供變頻改造、高效電機改造、煤機與新能源耦合改造服務；鍋爐可進行升參數改造；創新提出一爐三機方案，兩臺300MW機組拆除原鍋爐，新建超超臨界二次再熱鍋爐，新增前置發電機組（200MW），原汽機改造，共同組成一爐三機系統，煤耗降低30g/kWh。亞臨界300MW/600MW機組升參數（17MPa/600℃/600℃）改造后，供電煤耗可到290.5/288.7g/kWh（系統優化收益另計，純凝濕冷，下同）；超臨界350MW/600MW機組只需要通流改造，供電煤耗可到290.7/285.7g/kWh；超超臨界660MW/1000MW機組通流改造后供電煤耗可到279/275.4g/kWh。靈活性改造方面，鍋爐主要采用第四代旋流燃燒器、動態外置式分離器（燃燒器進口）、風粉加熱技術、小功率磨煤機、耦合生物質等，具體應依據煤種（煙煤、貧煤）制定方案；有煙道旁路、精準噴氨、省煤器分級、零號高加等寬負荷硝改造方案；鍋爐要進行安全性校核，必要時增加循環泵，增加壁溫測點等。汽機主要有低壓缸噴水優化、葉片耐磨涂層、配汽優化、凝汽器喉部除氧、低負荷疏水邏輯優化、暖機參數優化等。發電機主要有氫冷器改造、定子線圈固定優化、增加監測裝置等，推薦轉子返廠升級。東汽提供靈活性控制系統的整體解決方案，主要有機爐智能協調、閥門曲線優化、燃燒優化、汽溫控制、一次調頻優化等。提供蝶閥調節、旋轉隔板調節、中聯門調節、座缸閥調節、高背壓、切缸、爐內再熱、汽汽換熱等供熱技術；提供低壓缸切缸、旁路供熱、背壓機梯級供熱、熔鹽儲熱等熱電解耦技術。開發東方DigSmart智能發電管理平臺，目前有鍋爐燃燒、受熱面（氧化皮）、汽機本體性能、汽輪機軸系、汽機熱力系統、發電機（局部放電、匝間短路、軸電壓/電流等）及其氫油水等7個方面的監測與診斷功能，該系統最早在神華萬州、陜能榆恒獲得應用。
［17上海電氣］介紹了上海電氣的燃煤機組綜合升級集成改造技術。認為三改聯動是個系統工程，節能與供熱改造，汽輪機是核心；靈活性改造，鍋爐最重要，要聚焦不投油穩燃的最低負荷。超臨界與部分優秀亞臨界機組，常規通流改造也可使煤耗降低300g/kWh以下；西南地區燒無煙煤的機組，即使提溫到600℃，也不一定滿足規定要求；空冷機組改到300g/kWh以下較困難。上海電氣的系統優化主要包括深度余熱利用（節煤~2.5g）、汽電雙驅（節煤0.5~1g）、前置高加（節煤0.5~2.5g）、外置蒸冷器（節煤0.5g）、冷端改造、變頻改造等。汽輪機節能改造，通流方面主要技術有小直徑多級數（跨距不變，焓降更充分）、變反動度、彎扭馬刀型動靜葉、T型葉根、鑲片式迷宮汽封等，結構方面主要技術有高中壓整體內缸，減少裝配面漏汽，快速啟停，方便現場安裝檢修，采用新型斜撐低壓內缸，實現自密封，解決#5、#6抽溫度偏高問題；推薦915mm末級葉片，提升寬負荷經濟性；保效方面，采用反動式斜置靜葉（汽沖角遠，流速低）、葉片型線優化、噴咀和葉片鍍層；筒型缸設計，可確保10萬小時高效運行。鍋爐升參數節能改造涉及受熱面增加與布置優化、改變原汽水流程等，盡可能的利舊與利用空間。供熱改造重點也在汽機，主要涉及冷熱再供熱、三抽大流量供熱（推薦）、中低壓連通管抽汽、中調門調整抽汽、高背壓供熱、低壓缸柔性運行等。靈活性改造更復雜，主要關注深調、快速啟動、快速升降負荷；鍋爐主要在全負荷脫硝改造與燃燒系統優化（煤粉濃淡分離燃燒系統優化），對水動力與水冷壁安全要評估；上海電氣為汽輪機靈活運行提供19項配套措施，如增設渦流穩定器、末級空心靜葉抽汽去濕、低壓缸噴水優化、汽封系統優化、高溫部件壽命監測、低壓缸安全運行監視、性能鏡像仿真等；發電機靈活性主要解決轉子與定子銅鐵差脹、氫氣參數波動等帶來的松動、磨損、老化加速等問題。推薦以下靈活性改造路線:目標30%的話，進行寬負荷脫硝改造即可；目標20%，還要進行水冷壁材料升級+濕態運行、燃燒器改造；目標到10%的話，還要再增加等離子助燃、儲能、熱電解耦等。在智能化方面，上海電氣提供一鍵啟停、性能與耗差分析、高溫部件全周期健康管理、調門曲線優化、葉片健康監控、智能油站等智能化模型，可結合“三改一化”選擇使用。改造業績很多，大唐洛河#5機為國內首個蒸汽溫℃由超臨界提升到超超臨界機組（改后630MW，24.4MPa/600℃/600℃），改造后供電煤耗282g/kWh。
［18工商銀行］介紹了工商銀行在服務煤電改造方面的金融支撐工作。截止2022年3月，工行為火電行業發放貸款余額2502億元，未來5年為能源領域提供意向性融資額度3萬億元。工行提供“貸+債+股+代+租+顧”六位一體的綜合服務，融資租賃可采用直接租賃或售后回租模式。工行煤炭清潔高效利用專項貸款額度為2000億元，利率1.75%，期限1年，可展期兩次，政策執行到2202年末，支持高效煤電建設、節煤降耗改造、供熱改造、靈活性改造等；工行碳減排支持工具專項貸款額度為8000億元，支持系統能效提升、余熱余壓利用、能力系統優化、二氧化碳捕集與封存等。建議電廠加強與銀行對接，合理選擇金融產品工具，用好用足央行貨幣政策工具；特別提醒：電廠在項目方案報批報備前，就與銀行對接，給銀行留出充足的時間去準備錢與方案，縮短項目時間。
電力學院
