一种耦合RSOC的深度调峰燃煤发电系统及其运行方法

技术领域

本发明属于燃煤技术领域，具体涉及一种耦合RSOC的深度调峰燃煤发电系统及其运行方法。

背景技术

我国将持续增加风能、太阳能等可再生能源的装机规模，但由于其间歇性和不确定性的特点，给电网安全稳定运行带来了巨大挑战。我国以煤为主的资源禀赋，决定了煤电在相当长时期内仍将承担保障我国能源电力安全、消纳可再生能源的重要作用。由于电网侧峰谷差日益增大，用电负荷变化越来越剧烈频繁，燃煤机组深度调峰运行逐渐成为了运行常态。燃煤机组的调峰容量受到了机组最小技术出力的限制，低负荷下运行稳定性差，运行能耗高成为了当前备受关注的问题之一。目前的研究主要集中于挖掘机组自身潜力探索燃煤机组稳燃边界，或以牺牲机组经济性为代价提升机组调峰深度，而在燃煤发电系统中耦合不同发电单元，合理设计能量传递转化方式，是提升机组深度调峰能力行之有效的技术路线之一。

可逆固体氧化物燃料电池(RSOC)是一种清洁、高效、灵活的能量转换装置，有两种不同的运行模式，通过不同的运行模式，可以实现电能的高效存储与释放。RSOC运行过程中，电能与化学能相互转化，储能过程需要较高的反应温度，放电过程又会产生大量高温气体产物，因此可通过耦合熔盐储热系统，实现RSOC和燃煤机组热力系统间能流传递，综合提升机组的能量转换效率。

发明内容

为了克服上述现有技术存在的问题，本发明的目的在于提供一种耦合RSOC的深度调峰燃煤发电系统及其运行方法，通过耦合熔盐储热系统和可逆固体氧化物燃料电池(RSOC)系统，合理设计系统构型，调整机组运行方式，增大了机组的调峰容量，可实现用电低谷电能高效存储，用电高峰电能迅速释放，并回收旁路工质、熔盐和反应产物废热加热锅炉给水，提升锅炉极低负荷下SCR脱硝效率，拓宽了燃煤机组安全高效灵活清洁运行的运行区间。

本发明解决其技术问题采用的技术方案是：

一种耦合RSOC的深度调峰燃煤发电系统，包括燃煤发电机组热力系统、可逆固体氧化物燃料电池RSOC耦合系统和熔盐储热耦合系统；

所述的燃煤发电机组热力系统包括：锅炉1、汽轮机高压缸2、汽轮机中压缸3、汽轮机低压缸4、发电机5、凝汽器6、凝结水泵7、储热介质给水加热器8、低压加热器9、除氧器10、给水泵11、高压加热器12、第一给水加热器13、第二给水加热器14、旁路蒸汽给水加热器15和旁路工质减压阀16；锅炉1的过热蒸汽出口与汽轮机高压缸2的蒸汽入口通过管道相连接，汽轮机高压缸2的抽汽出口与高压加热器12的蒸汽入口通过管道相连接，汽轮机高压缸2的蒸汽出口通过锅炉1与汽轮机中压缸3蒸汽入口相连接，汽轮机中压缸3的第一级抽汽出口与高压加热器12的蒸汽入口通过管道相连接，第二级抽汽出口与除氧器10的蒸汽入口通过管道相连接，汽轮机中压缸3的蒸汽出口与汽轮机低压缸4的蒸汽入口通过管道相连接，汽轮机低压缸4的抽汽出口与低压加热器9的蒸汽入口通过管道相连接，汽轮机低压缸4的蒸汽出口与凝汽器6通过管道相连接，凝汽器6的凝结水工质出口通过凝结水泵7与储热介质给水加热器8的工质入口相连接，储热介质给水加热器8的工质出口与低压加热器9的凝结水工质入口相连接，低压加热器9的凝结水工质出口与除氧器10的给水工质入口相连接，除氧器10的给水工质出口与高压加热器12的给水工质入口通过给水泵11相连接，锅炉1给水入口与高压加热器12的给水工质出口通过第一给水加热器13、第二给水加热器14和旁路蒸汽给水加热器15相连接，汽轮机高压缸2、汽轮机中压缸3和汽轮机低压缸4同轴，通过发电机5连接至电网；

所述的可逆固体氧化物燃料电池RSOC耦合系统包括RSOC电堆28、第一回热器30、第二回热器33、第三回热器29、第四回热器36、第一三通混合阀31、第二三通混合阀35、第一风机34、第二风机38、第一熔盐气体换热器22、第二熔盐气体换热器51、燃料电池单元水泵37、第一氢气储罐39、第二氢气储罐44、储水罐43、燃料电池单元凝汽器40、燃料电池单元汽水分离器41、燃料电池单元干燥器42、燃料电池单元给水调节阀45、电解模式氧气调节阀32、发电模式氧气调节阀50、锅炉稳燃阀46、空气排气阀47以及连接各类设备之间的管路；其中，RSOC电堆28、第一回热器30、第二回热器33、第三回热器29、第四回热器36、第一三通混合阀31、第二三通混合阀35、第一风机34、第二风机38、第一熔盐气体换热器22、燃料电池单元水泵37、第一氢气储罐39、第二氢气储罐44、储水罐43、燃料电池单元凝汽器40、燃料电池单元汽水分离器41、燃料电池单元干燥器42、燃料电池单元给水调节阀45、电解模式氧气调节阀32、发电模式氧气调节阀50组成燃料电池单元；电解工质水来自汽轮机中压缸3出口，由燃料电池单元给水调节阀45与燃料电池单元相连接，经由燃料电池单元水泵37、第四回热器36燃料侧通过管路依次连接，反应氢气经由第一氢气储罐39、第一风机34、第二回热器33燃料侧、第三回热器29燃料侧连接的管路在第二三通混合阀35处与工质水汇合，通过第一熔盐气体换热器22燃料侧后进入RSOC电堆28的燃料入口端，RSOC电堆28的燃料出口管路依次通过第三回热器29尾气侧、第二给水加热器14燃料尾气侧、燃料电池单元凝汽器40、燃料电池单元汽水分离器41、燃料电池单元干燥器42后最终与第二氢气储罐44连接，形成燃料闭式管路，燃料电池单元汽水分离器41分离出的水进入储水罐43进行保存；外界空气经过所述第二风机38、第一回热器30、第一熔盐气体换热器22氧气侧、进入RSOC电堆28的氧气入口端，RSOC电堆28的氧气出口端氧气通过第一回热器30的尾气侧，在第一三通混合阀31处分为两路，一路经由电解模式氧气调节阀32、第二回热器33尾气侧、第四回热器36尾气侧、第一给水加热器13氧气尾气侧后最终经锅炉稳燃阀46进入燃煤机组锅炉或经空气排气阀47排向外界环境，另一路经由发电模式氧气调节阀50和第二熔盐气体换热器51氧气侧后排向外界环境；

所述的熔盐储热耦合系统包括储热介质冷罐25、储热介质冷罐出口调节阀26、储热介质冷罐出口泵27、储热介质旁路蒸汽加热器18、旁路蒸汽调节阀17、储热介质第一热罐19、储热介质第一热罐出口调节阀20、储热介质第一热罐出口泵21、储热介质第二热罐52、储热介质第二热罐出口调节阀53、储热介质第二热罐出口泵54、储热介质发电模式调节阀23和储热介质三通混合阀24；储热介质旁路蒸汽加热器18的储热介质入口通过储热介质冷罐出口泵27和储热介质冷罐出口调节阀26与储热介质冷罐25储热介质出口相连接，储热介质旁路蒸汽加热器18的储热介质出口与储热介质第一热罐19储热介质入口通过管道相连接，储热介质旁路蒸汽加热器18的蒸汽工质入口由旁路蒸汽调节阀17与锅炉1主蒸汽出口相连接，储热介质旁路蒸汽加热器18的工质出口与除氧器10通过旁路蒸汽给水加热器15和旁路工质减压阀16相连接；储热介质第一热罐19的储热介质出口与第一熔盐气体换热器22的介质入口通过储热介质第一热罐出口泵21和储热介质第一热罐出口调节阀20相连接，第一熔盐气体换热器22的介质出口与储热介质冷罐25储热介质入口通过储热介质三通混合阀24和储热介质给水加热器8相连接；储热介质冷罐25与储热介质第二热罐52经由储热介质发电模式调节阀23和第二熔盐气体换热器51相连接，储热介质第二热罐52的储热介质出口与储热介质给水加热器8的储热介质入口通过储热介质第二热罐出口调节阀53、储热介质第二热罐出口泵54和储热介质三通混合阀24相连接；

所述RSOC电堆28与交流到直流逆变器48和直流到交流逆变器55通过电缆连接，交流到直流逆变器48通过第一开关49与电网连接，直流到交流逆变器55通过第二开关56与电网连接。

所述的耦合RSOC的深度调峰燃煤发电系统的运行方法如下：

(1)当电网电能过剩时，燃煤发电机组处于深度调峰运行模式，RSOC单元运行为电解模式，打开第一开关49，电能经由交流到直流逆变器48转变为直流电后进入RSOC单元储存，打开第二风机38将空气流入RSOC电堆28氧气入口端；关闭发电模式氧气调节阀50，打开电解模式氧气调节阀32，氧气出口端富氧空气通过第一回热器30、第二回热器33和第四回热器36对反应气体进行预热，并通过第一给水加热器13对锅炉给水进行预热，余热回收后的富氧空气有利于锅炉的稳定燃烧，因此调节锅炉稳燃阀46和空气排气阀47，控制换热后的富氧空气通过管路输送最后进入炉膛实现锅炉低负荷下稳定燃烧；打开第一风机34从第一氢气储罐39引出氢气，同时打开燃料电池单元给水调节阀45和燃料电池单元水泵37，通过调整燃料电池单元水泵转速，从汽轮机中压缸3出口取适配量的水引入到第四回热器36后与氢气在第二三通混合阀35混合，最终混合后的气体流入到RSOC电堆28燃料侧；将电解产生的氢气及RSOC电堆前端输入的氢气通过第三回热器29对未参加反应的气体进行回热，并通过第二给水加热器14对给水进行预热，最终通过燃料电池单元凝汽器40和燃料电池单元汽水分离器41、燃料电池单元干燥器42，分别将氢气和水流入到第二氢气储罐44和储水罐43中进行存储；打开旁路蒸汽调节阀17，调整旁路蒸汽流量，在储热介质旁路蒸汽加热器18中加热储热介质，关闭储热介质发电模式调节阀23和储热介质第二热罐出口调节阀53，打开储热介质第一热罐出口调节阀20，启动储热介质第一热罐出口泵21，调节储热介质流量，从储热介质第一热罐19流出的储热介质流经第一熔盐气体换热器22与反应工质换热，创造电解反应所需的反应条件，后通过储热介质给水加热器8对给水进行预热，同时排挤低压缸抽汽，填补由于RSOC单元电解所需而抽出的工质，增大了低压缸做功工质流量，提升了低压缸缸效率，余热利用后的储热介质进入储热介质冷罐25；

(2)当电网用电负荷快速上升时，RSOC单元运行为发电模式，打开第二开关56，RSOC电堆28发出的电能经由直流到交流逆变器55转变为交流电后向电网供电，由第一风机34将第一储氢罐39的氢气引出，分别经过第二回热器33和第三回热器29流入到RSOC电堆28中，由第二风机38引入氧气进过第一回热器30后进入RSOC电堆28中，二者发生电化学反应向外供电；调节旁路蒸汽调节阀17、电解模式氧气调节阀32和发电模式氧气调节阀50，调节的目的为：在燃煤发电机组快速升负荷期间，减小主蒸汽旁路流量，增加做功工质的流量，利用化学反应产生的高温通过第二熔盐气体换热器51加热储热介质，加热过后的空气排入大气，打开储热介质发电模式调节阀23和储热介质第二热罐出口调节阀53，储热介质从储热介质冷罐25流出经由第二熔盐气体换热器51被加热后，流经储热介质第二热罐52，由储热介质第二热罐出口调节阀53和储热介质第二热罐出口泵54调节储热介质流量，进入储热介质给水加热器8对给水进行加热。

和现有技术相比，本发明具有如下优点：

1.本发明耦合熔盐储热子系统以及可逆固体氧化物燃料电池(RSOC)子系统，合理设计系统构型，由熔盐储热子系统实现燃煤发电热力系统和RSOC系统间的能量流传递，通过RSOC的电解过程实现电能高效存储，通过RSOC的发电过程实现电能额外输出，可依据电网调度指令调整灵活调整运行方式，提升了燃煤机组的快速变负荷能力；

2.本发明通过重构燃煤机组低负荷运行下物质流流动路径，回收RSOC子系统气体产物进入锅炉稳燃，有效改善锅炉低负荷下的运行稳定性，突破机组最小技术出力限制，增大机组的调峰容量，协同实现深度调峰工况下锅炉侧清洁安全燃烧及汽轮机侧高效运行；

3.本发明设计系统内部工质闭环流动路径，利用旁路工质、反应产物余热及熔盐蓄热加热给水，实现废热综合利用的同时提升省煤器出口排烟温度，改善低负荷下的SCR脱硝效率，拓宽了燃煤机组安全高效清洁稳定运行区间。

附图说明

图1为一种耦合RSOC的深度调峰燃煤发电系统示意图。

具体实施方式

下面结合附图和实施方式对本发明进一步说明。

如图1所示，一种耦合RSOC的深度调峰燃煤发电系统，包括燃煤发电机组热力系统、可逆固体氧化物燃料电池RSOC耦合系统和熔盐储热耦合系统。

燃煤发电机组热力系统包括：锅炉1、汽轮机高压缸2、汽轮机中压缸3、汽轮机低压缸4、发电机5、凝汽器6、凝结水泵7、储热介质给水加热器8、低压加热器9、除氧器10、给水泵11、高压加热器12、第一给水加热器13、第二给水加热器14、旁路蒸汽给水加热器15和旁路工质减压阀16；锅炉1的过热蒸汽出口与汽轮机高压缸2的蒸汽入口通过管道相连接，汽轮机高压缸2的抽汽出口与高压加热器12的蒸汽入口通过管道相连接，汽轮机高压缸2的蒸汽出口通过锅炉1与汽轮机中压缸3蒸汽入口相连接，汽轮机中压缸3的第一级抽汽出口与高压加热器12的蒸汽入口通过管道相连接，第二级抽汽出口与除氧器10的蒸汽入口通过管道相连接，汽轮机中压缸3的蒸汽出口与汽轮机低压缸4的蒸汽入口通过管道相连接，汽轮机低压缸4的抽汽出口与低压加热器9的蒸汽入口通过管道相连接，汽轮机低压缸4的蒸汽出口与凝汽器6通过管道相连接，凝汽器6的凝结水工质出口通过凝结水泵7与储热介质给水加热器8的工质入口相连接，储热介质给水加热器8的工质出口与低压加热器9的凝结水工质入口相连接，低压加热器9的凝结水工质出口与除氧器10的给水工质入口相连接，除氧器10的给水工质出口与高压加热器12的给水工质入口通过给水泵11相连接，锅炉1给水入口与高压加热器12的给水工质出口通过第一给水加热器13、第二给水加热器14和旁路蒸汽给水加热器15相连接，汽轮机高压缸2、汽轮机中压缸3和汽轮机低压缸4同轴，通过发电机5连接至电网；

可逆固体氧化物燃料电池RSOC耦合系统包括RSOC电堆28、第一回热器30、第二回热器33、第三回热器29、第四回热器36、第一三通混合阀31、第二三通混合阀35、第一风机34、第二风机38、第一熔盐气体换热器22、第二熔盐气体换热器51、燃料电池单元水泵37、第一氢气储罐39、第二氢气储罐44、储水罐43、燃料电池单元凝汽器40、燃料电池单元汽水分离器41、燃料电池单元干燥器42、燃料电池单元给水调节阀45、电解模式氧气调节阀32、发电模式氧气调节阀50、锅炉稳燃阀46、空气排气阀47以及连接各类设备之间的管路；其中，RSOC电堆28、第一回热器30、第二回热器33、第三回热器29、第四回热器36、第一三通混合阀31、第二三通混合阀35、第一风机34、第二风机38、第一熔盐气体换热器22、燃料电池单元水泵37、第一氢气储罐39、第二氢气储罐44、储水罐43、燃料电池单元凝汽器40、燃料电池单元汽水分离器41、燃料电池单元干燥器42、燃料电池单元给水调节阀45、电解模式氧气调节阀32、发电模式氧气调节阀50组成燃料电池单元；电解工质水来自汽轮机中压缸3出口，由燃料电池单元给水调节阀45与燃料电池单元相连接，经由燃料电池单元水泵37、第四回热器36燃料侧通过管路依次连接，反应氢气经由第一氢气储罐39、第一风机34、第二回热器33燃料侧、第三回热器29燃料侧连接的管路在第二三通混合阀35处与工质水汇合，通过第一熔盐气体换热器22燃料侧后进入RSOC电堆28的燃料入口端，RSOC电堆28的燃料出口管路依次通过第三回热器29尾气侧、第二给水加热器14燃料尾气侧、燃料电池单元凝汽器40、燃料电池单元汽水分离器41、燃料电池单元干燥器42后最终与第二氢气储罐44连接，形成燃料闭式管路，燃料电池单元汽水分离器41分离出的水进入储水罐43进行保存；外界空气经过所述第二风机38、第一回热器30、第一熔盐气体换热器22氧气侧、进入RSOC电堆28的氧气入口端，RSOC电堆28的氧气出口端氧气通过第一回热器30的尾气侧，在第一三通混合阀31处分为两路，一路经由电解模式氧气调节阀32、第二回热器33尾气侧、第四回热器36尾气侧、第一给水加热器13氧气尾气侧后最终经锅炉稳燃阀46进入燃煤机组锅炉或经空气排气阀47排向外界环境，另一路经由发电模式氧气调节阀50和第二熔盐气体换热器51氧气侧后排向外界环境。所述RSOC电堆28与交流到直流逆变器48和直流到交流逆变器55通过电缆连接，交流到直流逆变器48通过第一开关49与电网连接，直流到交流逆变器55通过第二开关56与电网连接。

熔盐储热耦合系统包括储热介质冷罐25、储热介质冷罐出口调节阀26、储热介质冷罐出口泵27、储热介质旁路蒸汽加热器18、旁路蒸汽调节阀17、储热介质第一热罐19、储热介质第一热罐出口调节阀20、储热介质第一热罐出口泵21、储热介质第二热罐52、储热介质第二热罐出口调节阀53、储热介质第二热罐出口泵54、储热介质发电模式调节阀23和储热介质三通混合阀24；储热介质旁路蒸汽加热器18的储热介质入口通过储热介质冷罐出口泵27和储热介质冷罐出口调节阀26与储热介质冷罐25储热介质出口相连接，储热介质旁路蒸汽加热器18的储热介质出口与储热介质第一热罐19储热介质入口通过管道相连接，储热介质旁路蒸汽加热器18的蒸汽工质入口由旁路蒸汽调节阀17与锅炉1主蒸汽出口相连接，储热介质旁路蒸汽加热器18的工质出口与除氧器10通过旁路蒸汽给水加热器15和旁路工质减压阀16相连接；储热介质第一热罐19的储热介质出口与第一熔盐气体换热器22的介质入口通过储热介质第一热罐出口泵21和储热介质第一热罐出口调节阀20相连接，第一熔盐气体换热器22的介质出口与储热介质冷罐25储热介质入口通过储热介质三通混合阀24和储热介质给水加热器8相连接；储热介质冷罐25与储热介质第二热罐52经由储热介质发电模式调节阀23和第二熔盐气体换热器51相连接，储热介质第二热罐52的储热介质出口与储热介质给水加热器8的储热介质入口通过储热介质第二热罐出口调节阀53、储热介质第二热罐出口泵54和储热介质三通混合阀24相连接。

由于RSOC是一种清洁、高效、灵活的能量转换装置，有两种不同的运行模式，通过不同的运行模式，可以实现电能的高效存储与释放。RSOC运行过程中，电能与化学能相互转化，储能过程需要较高的反应温度，放电过程又会产生大量高温气体产物，因此可通过耦合熔盐储热系统，实现RSOC和燃煤机组热力系统间能流传递，综合提升机组的能量转换效率。

当电网电能过剩时，燃煤发电机组处于深度调峰运行模式，RSOC单元运行为电解模式，打开第一开关49，电能经由交流到直流逆变器48转变为直流电后进入RSOC单元储存，打开第二风机38将空气流入RSOC电堆28氧气入口端；关闭发电模式氧气调节阀50，打开电解模式氧气调节阀32，氧气出口端富氧空气通过第一回热器30、第二回热器33和第四回热器36对反应气体进行预热，并通过第一给水加热器13对锅炉给水进行预热；打开第一风机34从第一氢气储罐39引出氢气，同时打开燃料电池单元给水调节阀45和燃料电池单元水泵37，通过调整燃料电池单元水泵转速，从汽轮机中压缸3出口取适配量的水引入到第四回热器36后与氢气在第二三通混合阀35混合，最终混合后的气体流入到RSOC电堆28燃料侧；将电解产生的氢气及RSOC电堆前端输入的氢气通过第三回热器29对未参加反应的气体进行回热，并通过第二给水加热器14对给水进行预热，最终通过燃料电池单元凝汽器40和燃料电池单元汽水分离器41、燃料电池单元干燥器42，分别将氢气和水流入到第二氢气储罐44和储水罐43中进行存储；此外，由于当燃煤发电机组处于深度调峰运行时，容易出现锅炉燃烧器失稳熄火、炉膛热负荷不均匀引起水冷壁爆管等问题，严重威胁机组安全稳定运行，因此继续利用余热回收后的富氧空气，调节锅炉稳燃阀46和空气排气阀47，控制换热后的富氧空气通过管路输送最后进入炉膛实现锅炉低负荷下稳定燃烧，设置空气排气阀47以避免炉膛换热量过高而引起水冷壁汽化或水动力安全问题。

打开旁路蒸汽调节阀17，调整旁路蒸汽流量，在储热介质旁路蒸汽加热器18中加热储热介质，关闭储热介质发电模式调节阀23和储热介质第二热罐出口调节阀53，打开储热介质第一热罐出口调节阀20，启动储热介质第一热罐出口泵21，调节储热介质流量，从储热介质第一热罐19流出的储热介质流经第一熔盐气体换热器22与反应工质换热，创造电解反应所需的反应条件，后通过储热介质给水加热器8对给水进行预热，同时排挤低压缸抽汽，填补由于RSOC单元电解所需而抽出的工质，增大了低压缸做功工质流量，提升了低压缸缸效率，余热利用后的储热介质进入储热介质冷罐25；

当电网用电负荷快速上升时，以某600MW等级一次再热燃煤发电机组实际运行数据为例，由于锅炉子系统大迟延大惯性等特征，机组出力无法快速响应，当机组接收到电网1％额定负荷/分钟的升负荷指令时，响应时间在十秒量级，升负荷初期出现3-5MW的功率偏差，随着升负荷速率的提高，响应时间以及变负荷初期的功率偏差也将随之增大，影响机组运行。耦合RSOC系统并使其运行为发电模式，可提升机组的快速变负荷能力，改善机组对负荷指令的跟踪性能。当RSOC单元运行为发电模式时，打开第二开关56，RSOC电堆28发出的电能经由直流到交流逆变器55转变为交流电后向电网供电，由第一风机34将第一储氢罐39的氢气引出，分别经过第二回热器33和第三回热器29流入到RSOC电堆28中，由第二风机38引入氧气进过第一回热器30后进入RSOC电堆28中，二者发生电化学反应向外供电；调节旁路蒸汽调节阀17、电解模式氧气调节阀32和发电模式氧气调节阀50，调节的目的为：在燃煤发电机组快速升负荷期间，减小主蒸汽旁路流量，增加做功工质的流量，利用化学反应产生的高温通过第二熔盐气体换热器51加热储热介质，加热过后的空气排入大气，打开储热介质发电模式调节阀23和储热介质第二热罐出口调节阀53，储热介质从储热介质冷罐25流出经由第二熔盐气体换热器51被加热后，流经储热介质第二热罐52，由储热介质第二热罐出口调节阀53和储热介质第二热罐出口泵54调节储热介质流量，进入储热介质给水加热器8对给水进行加热。

本发明在电网用电低谷时，RSOC运行为电能储存模式，通过合理设计系统构型，回收气体产物进入锅炉稳燃，突破机组最小技术出力限制，增大机组的调峰容量，并利用旁路工质、反应产物余热及熔盐蓄热加热给水，实现废热梯级利用的同时改善低负荷下的SCR脱硝效率，协同实现深度调峰工况下锅炉侧清洁安全燃烧及汽轮机侧高效运行；在电网用电高峰时，RSOC运行为发电模式，通过灵活调整运行方式，提升机组的快速变负荷能力。本发明耦合不同发电单元，通过物质流流程重构及能量有序转化，拓宽了燃煤机组安全高效灵活清洁运行域。