写在前面：前几天听了国家能源局组织的全国煤电“三改联动”典型案例和技术推介会，受益匪浅。现根据个人线上听课所得，形成“听课笔记”，以供同行参考。需要说明的是，本笔记只是根据专家发言内容整理所得，个别模糊的地方加入了一些个人理解，未必准确符合专家本意，敬请各方谅解。本文全文8211字，阅读费时约30分钟。
文章来源：杭州意能电力技术有限公司 张宝
徐州华润
介绍该厂#3机组（320MW亚临界）升级改造情况。原锅炉东方、汽机上汽。改造方案：机组容量、主再热压力不变，主再热温度提升到600℃；汽机侧主要改造为整体更换高中压缸与低压内缸，更换汽机转子，增加高压加热器；锅炉侧改造主要为增加过热器、再热器、省煤器受热面，改造启动系统；管道改造主要为更换主蒸汽管道，并调整走向，更换热再与冷再管道；其它改造主要包括采用广义回热与弹性回热系统等。改造现场施工期为6个月；改造后进行了19%负荷的深调认证试验，改造后100%、75%与50%负荷时供电煤耗分别为288.24、295.38、312.48g/kWh；改造后脱硝入口烟温为305℃，实现了全负荷脱硝；改造后两次C修检查，设备与管道正常。改造后运行主蒸汽温度与高压缸效率未达到设计值，100%负荷供电煤耗比预估值287g/kWh略低。介绍没有涉及改造的技术经济情况。
京能岱海
介绍该厂亚临界机组跨代升级改造情况。一期为2×630MW亚临界湿冷改空冷机组（BW锅炉、上汽）、二期为2×660MW亚临界空冷机组，均由上海电气实施改造；改造前到相关电厂、设备厂家进行了充分的调研。改造方案与内容：一期机组压力不变，温度提升到596℃；二期机组压力由16.7MPa提升到16.97MPa，主再热温度提升到566℃，同步进行增容改造（600MW提升到660MW）；一期汽轮机采用筒型缸，由湿冷改为空冷；二期汽轮机进行通流提效改造；进行烟气余热利用、干湿联合冷却辅机改造；锅炉更换各高温受热面，材料升级为P92；脱硫装MGGH，拆除原GGH；一期空预器旁路烟道内布置给水、凝结水加热换热器，二期则在空预器后水平烟道安装两个换热器，分别加热凝结水与一二次风；空预器入口加装旋转式暖风器；增设零号高加与3号高加外置式蒸冷器。为实现深调，实施分级省煤器（一、二期）、旁路烟道改造（一期）；7、8号低加改为外置式；一期冷、热再蒸汽管路改为2-1-2连接方式。改造后机组性能试验值基本达到预期，受煤种、负荷率以及湿冷转空冷的影响，一期机组实际运行煤耗变化不大，二期机组有10~20g/kWh的煤耗下降；下一步想利用自有光伏项目，降低机组煤耗指标。介绍没有涉及改造的技术经济情况。
国电投平顶山
介绍1000MW机组（哈汽）通流改造情况。机组投产时热耗差，两台机组分别比设计值7310.9kJ/kWh低228.8、247.7kJ/kWh，改造前汽机隔板整圈有裂纹。主要改造内容有：采用多级小焓降反动式级，充分利用余速损失，变工况性能好；采用全周进汽（进汽压损2%以下）；采用红套环高压缸，涡流进汽，解决中分面漏汽问题；更换高、中压缸内部部套，取消中压转子冷却，低压刚末三级利旧，优化低压排汽导流环；采用智慧化汽封体系，转子上镶嵌汽封片，汽封体上增加可磨涂层，减少40%漏汽；优化补汽阀设计，确保稳定无振动；增加0号可调整抽汽，但无零号高加，在70%负荷以下将1号高加汽源切至0号抽汽口，提升给水温℃（约12℃），降低热耗13kJ/kWh，同时确保了脱硝全工况投入。改造后，THA工况热耗7295kJ/kWh，高中低压缸缸效分别为92.29%、93.73%、90.28%。介绍没有涉及改造的技术经济情况。
国能灵武
介绍电厂中压抽汽+高背压供热改造情况。一期为2×600MW亚临界机组、二期为2×1060MW超超临界机组，均为直接空冷。供热特点为长输供热、大温差、梯级利用。一期供热大致流程：热网30℃回水，经3号机组高背压加热到49℃、1号机组高背压加热到68℃后，再升压，尖峰供热加热器加热后，向外供热；尖峰供热加热器汽源为中排抽汽（部分经过3台背压机发电后用于加热）；高背压凝汽器分流部分低压缸排汽。改造内容为在中低压联通管上增加抽汽管道，在空冷岛排汽管道侧增加高背压凝汽器，同时在空冷岛进行防冻改造，一、二期机组高背压凝汽器互为备用，高背压凝结水自流到排汽装置内。机组背压升高受低压缸进汽压力限制。二期改造（东汽）更换低压缸转子，采用新型内缸，采用DAS汽封与刷式汽封。改造后，全厂供电煤耗289.27g/kWh。介绍没有涉及改造的技术经济情况。
华电六安
介绍该厂30%深调的改造情况。#4机组为660MW超超临界机组，三大主机均为由上电供。深调试验时发现，深调运行存在锅炉燃烧不稳、SCR入口温度低（270.6℃）、空预器硫酸氢氨跨层沉积与堵塞（低负荷时，烟气阻力高达2kPa）、空预器漏风率高等问题。针对宽负荷脱硝，采用在低过入口开设旁路烟道方案；针对空预器防堵，采用精准喷氨、蓄热原件三段改两段、热端径向密封采用气囊自适应式密封。针对锅炉低负荷稳燃，采用等离子改造（将A层转移至C层）、磨煤机动静环改造（降低风粉比）。改造后，30%负荷时SCR入口温度提高至295.1℃，磨煤机电耗降低，氨逃逸减少，空预器差压减少0.8kPa，其漏风率基本达到5.5%。改造后，A层燃烧不稳定，脱硝分区测量，数据多点轮巡，滞后大，锅炉干湿态转换协调不稳定。深调后，供电煤耗上升较多（30%负荷与50%相比，增加22.76g/kWh），长时间深调运行，燃煤成本增加较多。介绍没有涉及改造的技术经济的详细情况。
华能临河
介绍热电厂低压缸零出力改造情况。改造对象为东汽330MW抽凝机组，改造目标为实现350t/h供热与30%电负荷深调。改造内容方法为在中低压缸联通管上增加蝶阀与小管路冷却蒸汽旁路。改造过程中，采用数值分析与现场试验的方法，解决了跨越末级叶片颤振问题；采用加强监测、喷水的方法，解决了鼓风发热问题；采用超音速火焰喷涂，解决了低压刚末级叶片水蚀的问题（一个大修期要喷涂一次）；优化控制方法，解决了低压缸平稳切换的问题。多台机组的长期运行实践表明，华能集团该技术经济可靠。项目施工周期30天，投资900万元，回收期1.5年。
大唐黄岛
介绍该厂5号机组全负荷脱硝与低负荷（30~50%负荷）控制优化情况。锅炉型号为SG2102/25.4-M953，四角切圆燃烧，设计启动给水流量630t/h。主要改造措施为省煤器4:6分段，布置于SCR前后，确保30%负荷以上锅炉效率不下降；从锅炉尾部转向室引烟气旁路到SCR入口，确保并网后SCR即可投入；如此，机组并网时，SCR入口 温℃可在280℃以上。开展锅炉低负荷精细化燃烧调整工作（一次风均衡调整、二次风智能优化控制、CO在线监测）；优化锅炉主蒸汽压力定值与启动给水流量定值；在30~50%负荷阶段，进行7个方面宽负荷协调控制优化；增加锅炉过、再热器壁温测点；将B层燃烧器改为等离子，增加BCD磨组合方式，以便应急投入。改造实现30%负荷时锅炉干态运行，燃烧稳定。项目总投资3328万元，静态投资回收期约5年。
华电襄阳
介绍该厂生物质气化耦合发电技术的应用情况。项目情况：该厂6号机组为640MW超临界机组，增加一个8t/h的循环流化床生物质气化炉，折算电功率10.8MW；项目设备包括循环流化床生物质气化炉一台，配套干料棚一座，上料系统一套，另有电气装置与风机设备等。气化炉产生高温可燃气与生物质灰，生物质灰收集后汽车外运；高温可燃气以导热器为介质将热量转移给凝结水后，再由增压风机送至锅炉的四角燃气燃烧器，在锅炉内燃烧发电。生物质耦合发电是燃煤电厂燃料灵活性的一个体现，生物质与常规大型锅炉耦合燃烧，提高了生物质能利用效率（本项目综合发电转化效率大于34%），日常管理方便；该项目实现发生物质耦合发电量的在线监测与计算，编制了相关行标（DL/T 5580.1-2020），年消纳生物质农林废弃物约5万吨。项目静态投资5016万元，总投资收益率为9.32%（上网电价按0.75元/kWh计算），投资回收期9.18年。
上海申能
介绍高温亚临界升级改造技术，并介绍了徐州华润的改造情况。煤电机组深调困难包括以下几个方面：锅炉稳燃差、水动力不稳定、SCR入口烟温低、空预器冷端易腐蚀堵塞、热电解耦困难、机组煤耗大幅升高。亚临界机组锅炉有汽包，汽机有调节级，这使得它在快速响应负荷方面有天然优势，但常规改造难以达到煤耗300g/kWh以下的国家要求。供热改造需要定制化与深度优化。目前全国300MW/600MW等级亚临界机组有837/153台，改造需求大。只考虑循环效率影响时，机组升压改造，收益递减，而升温改造，收益线性增加；300MW机组高压缸内效率对叶片长度敏感，而低压缸效率对排汽湿度敏感，升温不升压可避免两者的弊端。升压与升温，汽机本体与管道改造量差不多；升压改造，需要锅炉重建，机侧辅助设备改动也大，而只升温改造，则只需要对锅炉对流受热面改造，机侧改造工作量小；综合比较，亚临界机组按16.7MPa/600℃/600℃参数进汽改造，效果较好，供电煤耗可达到297g/kWh以下。受长期运行缸体蠕变的影响，300MW合缸汽机的再热汽温610℃以下为宜，600MW分缸汽机可适当再提升温度；广义回热系统可用于深调改造；平山1350MW机组已实现20%深调；改造后长期保效也很重要，个别机组改造后两年，热耗就大幅度上升，改造节能收益变小，汽封磨损、升参数后更易发生固体颗粒侵蚀是主要原因，上海申能有改造长期保效技术（具体内容没说）。进行高温亚临界综合升级改造，300MW等级机组改造费用约3.5亿，降低煤耗35g/kWh，设备可延寿20年。
中科院
介绍了基于自研的预热式燃烧器而开发的燃煤锅炉深度灵活调峰技术。燃煤机组深调工作，最难的是燃煤锅炉怎么办，燃烧问题是核心。传统煤粉燃烧器低负荷下稳燃差、效率低、NOx排放高，性能接近极限。利用流化自热原理，开发预热式燃烧器，实现煤粉预热后半焦活化，并将50%以上燃料氮原位脱除，煤粉全部通过预热式燃烧器，在其中与少量空气部分燃烧，放出热量，并维持内部温度850~1000℃，实现“固体燃料像气体一样燃烧”。该技术可实现燃烧器负荷20%以上稳定燃烧，多支燃烧器组合，可实现机组15%负荷以上无油稳定燃烧；机组升负荷率可达5%/min；50%以下负荷时NOx排放50mg/m3以下，可降低SCR负担；煤种适应性强，对冲、切圆锅炉均适用。具体改造时，可将下两层燃烧器改为预热式燃烧器，改造范围为燃烧器、喷口、风粉系统以及相应控制系统。大比例可再生能源接入，对燃煤机组调整的快速性要求更高时，该技术更适用。300MW/600MW机组改造投资为2700/4100万元，投资回收期均不到2年。
清华大学
介绍了一个以热电机组灵活高效运行为目标的热电综合调控制技术与系统。现有的技术难以解决低负荷发电能效低、电热在线定量优化困难、能效与灵活性难协同等问题，其难点在于热力系统精确建模与高效求解、多机组协同运行、电-热综合协调控制。借鉴电力系统分析方法，构建热欧姆定律，构建含热阻、热容与可控电压源的管网热量流模型，形成热力系统向电力系统的同构映射方法，实现了用电力系统方法分析热力系统，统一了综合能源系统分析工具；降低模型的求解难度。通过信息处理与辨识，降低系统对测点精度与数量的依赖，解决部分测点缺失的问题。开发厂级综合能量管理软件，实现厂内多机组运行优化与协调控制；构建了一个电-热分解协调调度系统，厂侧机组构建并上传灵活性与效率等值模型，网侧调度根据不同机组灵活性供给成本进行控制，实现全网灵活性与效率协同；结合电-热负荷耦合特性与热负荷边界，系统可动态更新机组实时调节的上下限；机组系统的投用可解决厂侧机组灵活性过分借给造成的经济性降低的问题。系统投入，可促进火电机组追求自身能效与电网力求多消纳新能源这两者矛盾的较好解决。
西安交通大学
从深调机组瞬态特性入手，介绍灵活高效智能燃煤发电技术，也给部分目前已实施的一些技术提供了理论依据。提出造成燃煤发电机组高效性与灵活性矛盾的关键因素是：按稳态工况设计的热力系统与控制策略，难以在瞬态过程中实现物质流与能量流的优化匹配。研究表明，机组调峰瞬态时的“附加能耗”由蓄热变化引起的不可控能耗以及物质流与能量流不协调引起的可控能耗组成，而换热设备是影响机组瞬态特性的关键。换热设备非稳态过程会产生“附加熵产”，它是由换热设备的结构参数（如传热能力、蓄热能力、金属热阻等）与运行参数（如温度、流量、参数变化率等）造成的，因此可通过调节运行参数来降低瞬态过程中的“附加熵产”。提出以下优化策略：（1）调整系统构型，有序利用蓄能实现机组灵活高效（如加热器抽汽调频、凝结水调频等）。不同方案达到的灵活性与能耗不同，可按需有序使用；（2）动态调整物质量，实现与能量流的匹配（比如水煤比控制，可根据蓄热实时值与理论值的差异来修正水煤比，如此，升降负荷时机组节能潜力分别可达1.01与1.69g/kWh；循环水泵控制也属于此类）；（3）考虑蓄能的时空优化控制策略（比如将省煤器蓄热作为烟气再循环指令的前馈，改善主再热汽温控制水平）。相关控制策略也可以应用于在役机组的数字化转型方面，比如建立机炉的数字孪生模型等。
清华同方
介绍该公司开发的余热利用和智慧供热技术。利用吸收式热泵实现发电厂循环水、锅炉烟气的余热回收，具体为使用高温抽汽作为驱动热源，使用吸收式热泵为驱动设备，从循环水或锅炉烟气中吸收废热，用来加热热网回水，从而达到电厂余热利用的目的；如果吸收式热泵加热仍不足，可用抽汽补充加热，以提升供热温度；利用此技术可实现使用大温差供热；因城区拆旧造成供热不足时，该技术可迅速提升供热能力。抚顺中机热电余热供暖项目利用该技术，两台发电机组，每台机组配5台热泵（10台容量共523MW，当时国内最大），并联运行，实现50℃供热回水、110℃供热出水，项目采取EMC能源合同管理模式。以8个热电厂为主干、以余热为基础，一城一网、多源互补，解决太原市1.7亿平方集中供热问题，通过人工智能与大数据技术，热电协同，各种供热主体发挥自身产品优势，进行负荷预测、多热源调度、全网平衡和按需调控，最终实现太原市智慧供热。介绍了河南驻马店市集中供热新机制（全托管运营），供热单耗下降10%，用电单耗下降40%以上。
西北电力设计院
介绍了煤电机组抽汽蓄能技术。机组煤电机组灵活性，既包括向下调峰，也包括向上顶峰。向上顶峰，目前手段有抽水蓄能、熔盐储能、电化学储能和压缩空气储能。熔盐储热可向上向下双向调节，成本低、寿命长（25~30年）、效率高，是目前平衡电网峰谷差的最佳手段（何雅玲语）。熔盐储热使用机组抽汽（废热、弃电等）充能，使用蒸汽发生器放能，再通过汽轮机组（原机组、新增小机组等）发电。熔盐储热可利用锅炉与汽机的最低负荷差，确保锅炉最低稳燃负荷以上运行，实现热电一定程度的解耦，减轻深调对设备寿命的影响，提高辅助设备可靠性，可使机组深调到20%负荷，并有10~15%的向上顶峰能力；该技术在化工、太阳能热发电行业有广泛应用。熔盐储热单位投资3500元/kWh，储能时长4小时，安全可靠，模块化建设，无电网基建，可为系统提供惯量支持，长时储能优势明显，可用于增量与存量煤电机组深调与顶峰改造、退役机组改造利旧方面。投资方面，配套660MW机组20%深调改造（4h），抽取主/再热蒸汽，储热量370MWht，加热给水或蒸汽返回机组，能量利用效率75~85%（比抽水蓄能略高），总投资约1.1亿元。
哈尔滨电气
介绍了哈尔滨电气在汽机、锅炉与发电机“三改联动”方面的典型技术。汽机方面主要涉及通流、供热、灵活性的改造。在汽机通流改造方面，高中压缸分缸机组更利于改造，升温不升压改造方案相对较佳，亚临界机组升温到600℃，约有240kJ/kWh的热耗收益，具体的改造技术在前面“国电投平顶山”部分有介绍（该厂汽机原为东芝技术，通流改造后供电煤耗降低15g/kWh）。国能盘山电厂俄制530MW改造后参数升到28MPa/600℃/620℃，设备全部换新，供电煤耗278g/kWh，深调到20%，延寿30年，由哈电进行整套改造。供热改造可根据需求，结合通流改造、中调门改造、旋转隔板改造、切缸改造、凝汽器改造等进行，需要综合技术经济比较后定制方案。在汽机灵活性改造方面，末两级叶片安全性最重要，有的适合切缸有的不适合；开发了叶片监测系统，确保避开叶片动应力峰值；也有蓄热调峰、熔盐储热技术。锅炉方面，亚、超临界主再热蒸汽温度可提参数到605℃/603℃、605℃/623℃（炉侧），过/再热器材料升档，水循环可利旧；抽汽改造时，冷再抽汽应控制在5%以下；深调改造时，水动力核算要一炉一策，通过低负荷试验数据，增加高温受热面节流孔圈与壁温测点，对厚壁设备应力进行分析；自研新型燃烧器，实现20%深调稳燃；增加水平烟道，解决积灰等问题；通过烟气旁路、水旁路、热水再循环管、省煤器分级等实现宽负荷脱硝。发电机方面，主要是进行定子线棒端部（水盒盖、水电连接结构）优化，通过切向与径向波纹板固定+轴向可滑移结构，解决灵活运行导致的槽楔松动问题，对发电机端部绝缘与结构进行升级优化。
东方电气
介绍了东方电气“三改一化”的解决方案。“三改一化”主要内容为节煤提效改造、灵活性改造、供热改造与智慧化升级。汽机通流改造主要涉及主机结构优化（筒型缸、低压缸斜支撑、汽封，减少变形泄漏）、高效末级叶片、切向进汽、高效调节级（小焓降、大叶高、自带冠、预扭成圈）、高效叶型等，缸效率平坦，提升宽负荷性能，效率保持好。锅炉提效改造主要涉及OPCC预混燃烧器（各风分层分级燃烧，提高效率）、省煤器分级、空预器改造、锅炉余热利用、大包整体密封、风粉在线监测（调整磨煤机参数）、智慧燃烧系统等，可做到煤粉炉效率大于94.5%。东方电气提供变频改造、高效电机改造、煤机与新能源耦合改造服务；锅炉可进行升参数改造；创新提出一炉三机方案，两台300MW机组拆除原锅炉，新建超超临界二次再热锅炉，新增前置发电机组（200MW），原汽机改造，共同组成一炉三机系统，煤耗降低30g/kWh。亚临界300MW/600MW机组升参数（17MPa/600℃/600℃）改造后，供电煤耗可到290.5/288.7g/kWh（系统优化收益另计，纯凝湿冷，下同）；超临界350MW/600MW机组只需要通流改造，供电煤耗可到290.7/285.7g/kWh；超超临界660MW/1000MW机组通流改造后供电煤耗可到279/275.4g/kWh。灵活性改造方面，锅炉主要采用第四代旋流燃烧器、动态外置式分离器（燃烧器进口）、风粉加热技术、小功率磨煤机、耦合生物质等，具体应依据煤种（烟煤、贫煤）制定方案；有烟道旁路、精准喷氨、省煤器分级、零号高加等宽负荷硝改造方案；锅炉要进行安全性校核，必要时增加循环泵，增加壁温测点等。汽机主要有低压缸喷水优化、叶片耐磨涂层、配汽优化、凝汽器喉部除氧、低负荷疏水逻辑优化、暖机参数优化等。发电机主要有氢冷器改造、定子线圈固定优化、增加监测装置等，推荐转子返厂升级。东汽提供灵活性控制系统的整体解决方案，主要有机炉智能协调、阀门曲线优化、燃烧优化、汽温控制、一次调频优化等。提供蝶阀调节、旋转隔板调节、中联门调节、座缸阀调节、高背压、切缸、炉内再热、汽汽换热等供热技术；提供低压缸切缸、旁路供热、背压机梯级供热、熔盐储热等热电解耦技术。开发东方DigSmart智能发电管理平台，目前有锅炉燃烧、受热面（氧化皮）、汽机本体性能、汽轮机轴系、汽机热力系统、发电机（局部放电、匝间短路、轴电压/电流等）及其氢油水等7个方面的监测与诊断功能，该系统最早在神华万州、陕能榆恒获得应用。
上海电气
介绍了上海电气的燃煤机组综合升级集成改造技术。认为三改联动是个系统工程，节能与供热改造，汽轮机是核心；灵活性改造，锅炉最重要，要聚焦不投油稳燃的最低负荷。超临界与部分优秀亚临界机组，常规通流改造也可使煤耗降低300g/kWh以下；西南地区烧无烟煤的机组，即使提温到600℃，也不一定满足规定要求；空冷机组改到300g/kWh以下较困难。上海电气的系统优化主要包括深度余热利用（节煤~2.5g）、汽电双驱（节煤0.5~1g）、前置高加（节煤0.5~2.5g）、外置蒸冷器（节煤0.5g）、冷端改造、变频改造等。汽轮机节能改造，通流方面主要技术有小直径多级数（跨距不变，焓降更充分）、变反动度、弯扭马刀型动静叶、T型叶根、镶片式迷宫汽封等，结构方面主要技术有高中压整体内缸，减少装配面漏汽，快速启停，方便现场安装检修，采用新型斜撑低压内缸，实现自密封，解决#5、#6抽温度偏高问题；推荐915mm末级叶片，提升宽负荷经济性；保效方面，采用反动式斜置静叶（汽冲角远，流速低）、叶片型线优化、喷咀和叶片镀层；筒型缸设计，可确保10万小时高效运行。锅炉升参数节能改造涉及受热面增加与布置优化、改变原汽水流程等，尽可能的利旧与利用空间。供热改造重点也在汽机，主要涉及冷热再供热、三抽大流量供热（推荐）、中低压连通管抽汽、中调门调整抽汽、高背压供热、低压缸柔性运行等。灵活性改造更复杂，主要关注深调、快速启动、快速升降负荷；锅炉主要在全负荷脱硝改造与燃烧系统优化（煤粉浓淡分离燃烧系统优化），对水动力与水冷壁安全要评估；上海电气为汽轮机灵活运行提供19项配套措施，如增设涡流稳定器、末级空心静叶抽汽去湿、低压缸喷水优化、汽封系统优化、高温部件寿命监测、低压缸安全运行监视、性能镜像仿真等；发电机灵活性主要解决转子与定子铜铁差胀、氢气参数波动等带来的松动、磨损、老化加速等问题。推荐以下灵活性改造路线:目标30%的话，进行宽负荷脱硝改造即可；目标20%，还要进行水冷壁材料升级+湿态运行、燃烧器改造；目标到10%的话，还要再增加等离子助燃、储能、热电解耦等。在智能化方面，上海电气提供一键启停、性能与耗差分析、高温部件全周期健康管理、调门曲线优化、叶片健康监控、智能油站等智能化模型，可结合“三改一化”选择使用。改造业绩很多，大唐洛河#5机为国内首个蒸汽温℃由超临界提升到超超临界机组（改后630MW，24.4MPa/600℃/600℃），改造后供电煤耗282g/kWh。
工商银行
介绍了工商银行在服务煤电改造方面的金融支撑工作。截止2022年3月，工行为火电行业发放贷款余额2502亿元，未来5年为能源领域提供意向性融资额度3万亿元。工行提供“贷+债+股+代+租+顾”六位一体的综合服务，融资租赁可采用直接租赁或售后回租模式。工行煤炭清洁高效利用专项贷款额度为2000亿元，利率1.75%，期限1年，可展期两次，政策执行到2202年末，支持高效煤电建设、节煤降耗改造、供热改造、灵活性改造等；工行碳减排支持工具专项贷款额度为8000亿元，支持系统能效提升、余热余压利用、能力系统优化、二氧化碳捕集与封存等。建议电厂加强与银行对接，合理选择金融产品工具，用好用足央行货币政策工具；特别提醒：电厂在项目方案报批报备前，就与银行对接，给银行留出充足的时间去准备钱与方案，缩短项目时间。
京公网安备 11011502004515号
