热电厂

山西作为能源大省，新能源装机容量已突破1000万千瓦大关，占到山西省调装机容量的17%，消纳新能源面临巨大挑战。山西电网传统电源以火电为主、冬季风电大发、负荷低谷时热电厂需要以热定电：仅有的抽蓄电站受电压控制限制难以全投入，这些问题加剧了山西电网调峰能力的不足，是新能源消纳的最大瓶颈。如何快速准确地评估电网新能源消纳水平、辩识出可提升新能源消纳的关键因素，弱化热电耦合、提高抽水蓄能电站的调峰能力，扩大电网调峰裕度，是解决电网大规模消纳的关键技术。 本项目立足自主创新，结合多年的生产实践经验，从新能源消纳评估建模、抽蓄机组运行控制策略、供热机组调峰性能策略等三个方面展开研究；项目突破了新能源消纳多变量综合评估及关键可控因素辩识、抽蓄电站无功电压及调速控制优化、供热机组系统改造及运行优化等一系列提升新能源消纳的关键技术，并取得广泛的实践应用。

储热式电锅炉是一种电-热转换设备，可应用在电力系统的源、荷两侧，提升系统灵活性。为分析储热式电锅炉投资经济性，首先，基于储热式电锅炉在源-荷场景下运行模式的差异，构建不同场景下储热式电锅炉运行约束模型，分析不同模式下投资主体经济效益和社会综合效益构成；其次，基于时序生产模拟，以年度经济效益最大为目标，建立储热式电锅炉投资主体经济效益优化模型；最后，基于净现值法分析评估储热式电采暖投资主体的投资经济性，并以“三北”地区某省级电网开展实例分析，依据东北电力辅助服务市场运营规则测算，结果表明：不同应用模式均具有明显社会综合效益，热电厂投资模式的盈利能力最强，风电场投资模式和荷侧独立主体投资模式经济上不可持续，需要调整相应的市场运营策略。

项目属于生物质能、节能减排领域，经中国电机工程学会组织鉴定，总体居国际领先水平。生物质秸秆在东北地区资源丰富，但利用率仅三分之二，近年来多次出现因秸秆露天焚烧导致的重度空气污染。发电是秸秆综合利用的重要途径之一。直燃发电均需新建机组，投资成本高，发电效率低，烟气排放指标偏高且受热面积灰腐蚀严重；而耦合发电可最大限度利用在役机组，投资少，高效环保。但耦合发电整体来说尚处于起步阶段，在系统安全、受热面腐蚀、耦合系统控制等方面需要开展技术攻关。本项目围绕生物质秸秆与大容量燃煤机组耦合发电的关键技术开展研究，打通整个工艺，并开展工程示范，力争为东北地区生物质秸秆消纳开辟新路线。 本项目依托660MW燃煤机组高效环保平台，实现了生物质秸秆循环流化床微正压气化耦合发电技术工程示范。提高了生物质秸秆发电效率，降低投资成本，实现了安全、环保、稳定运行。为燃煤机组CO2减排和生物质消纳开辟了新路线，引领了生物质发电行业科技进步，为生物质秸秆规模化开发利用提供了强有力的技术支撑。项目在大唐长山热电厂1号660MW机组进行工程示范应用。在机组30%-100%BMCR工况下，系统可实现20MW满出力耦合发电，燃烧状态稳定，系统简单，建设工期短（8个月），投资低（5000元/kW），为燃煤机组高效环保平台减少CO2排放及消纳生物质起到示范作用，本技术可广泛应用于燃煤机组，市场推广前景广阔。

目前大型火力发电厂的凝汽器抽真空系统一般装设2-3台较大功率的水环式真空泵组，主要作用，一是在机组启动时快速抽真空；二是，机组投入稳定运行后，维持机组真空。电厂常规真空泵在设计选型时，主要以“快速启机的响应速度和最大的允许漏气量”为选型原则。随着电厂运行维护管理水平的提高和节能降耗工作的推进，凝汽器真空严密性越来越好，因此，目前抽真空系统存在问题一是，常规配置的的水环泵功率大、能耗高；二是，受密封水温影响极限真空差，转子汽蚀损坏严重、运维费用高；采暖季，凝汽器端差大，真空差，凝结水溶氧超标。特别是目前的主力发电机组基本是大容量、超临界、超超临界参数，锅炉为直流炉，对凝结水的含氧量品质要求更高。 本研究总结干式变螺距螺杆泵能耗低、极限真空高的原理，创新提出了，一是干式正弦变螺距螺杆真空泵在凝汽器抽真空系统的应用方法。与设备制造厂开发极限真空不低于1Kpa改型正弦型变螺距真空泵，适合电厂循环水温下极限真空，效率高。二是，建立了电厂凝汽器抽真空系统抽气量计算模型，根据机组实际运行时真空系统严密性状况，选择合适的抽气速率，定制化设计抽真空系统的功率，并采用变频调速设计，更节能。2017年，本研究在秦热电厂2台300MW发电机组凝汽器抽真空系统改造示范应用。经性能验收测试，与原水环抽真空系统对比，系统设备电耗降低80%以上；采暖季，凝汽器端差大幅下降，机组真空度提高了1.8 kPa以上；凝结水溶解氧量显著降低；有效地解决了原抽真空系统存在的能耗高、真空差、凝结水溶氧超标等问题。

内蒙古金山热电厂扩建配套500千伏送出工程日前正式开工建设，目前线路基础浇筑完成20基，永圣域侧间隔扩建同步开工，正在基础浇筑。该项目是自治区4项煤电接网重要工程之一，于6月15日核准，相关单位在克服了工期紧、手续多、青赔难等诸多困难后，于7月16日正式开工，至此，4项煤电保供工程已开工3项，剩余1项将于7月底开工。

近日，华能杨柳青热电厂6号发电机组100％额定负荷FCB（孤岛运行）试验顺利成功，这是全国首例通过改造后实现FCB功能的燃煤机组。

6月14日，深南电A发布公告称公司及控股子公司深南电（中山）电力有限公司于近日分别获得深圳市南山区发展和改革局出具的《深圳市社会投资项目备案证》和中山市发展和改革局出具的《广东省企业投资项目备案证》，同意深南电南山热电厂退役设备技改升级独立储能示范一期项目及中山市翠亨新区300MW/600MWh独立储能电站（一期项目）的备案，两个项目总投资8.72亿元。

华能苏州热电厂响应国家“推进职业技能提升行动”号召，积极开展以职业技能提升为核心的产业工人队伍建设体系研究，从战略机制、培养机制、考评机制和发展机制等方面强化产业工人职业技能的提升，建立一个具有特色的产业工人队伍建设体系，为电厂培养高技能人才，实现企业高质量、可持续发展提供保障。 电厂通过建立生产一线职工队伍建设战略机制，明确战略目标，有序推进构建与实施构建；在打造实施平台上，通过搭建“XIN之帆—陈艳劳模创新工作室”、“互联网+”培训网络培训平台、创建“职业技能等级认定资格”等三大平台，营造良好环境；在培养机制上，电厂建立培训网络、成长档案、技能人才库、菁英计划、开展“讲座式、场景式、任务式、流程式”四类培训、成立创新创效工作站，举办管理能力专项培训班等方式建立构建培训体系，助推快速成长；在考评体系方面，电厂通过编制生产岗位技能标准、开发技能考评题库、开创考评新模式、实施分类考评、加强考评结果应用，提升核心技能水平；在落实发展通道方面，通过安全专项培训、双通道晋升、以干代训等创新方式，加速推进人才梯队建设 。 通过以职业技能提升为核心的产业工人队伍建设体系构建与实施，电厂生产一线职工自主研发、技术创新能力不断加强。2019年，全面建成天然气“千里眼”系统、自主研发的热网监控GPRS系统以及热网用户“预收费”系统，组建了热网监控大平台，实时监看用户端的温度、压力、剩余金额等流量数据，随时随地了解热用户端的使用情况，为苏州地方经济发展和民生提供了热力保障，跻身为华能集团公司“第一批供热经营示范企业”；顺利开展汽机轴加疏水箱疏水改造，每小时可回收温差25℃除盐水约1.7吨，预计每年节约除盐水约7000余吨，节约天然气21万方；组织开展汽机额定主汽温度提升，从设计值514℃提升至535℃，全年汽机主汽温平均值由502℃升至519℃，年累计增发效益电约221万kWh；低氮燃烧器的改造和机组启动优化措施顺利实施，减少NOx的排放约71吨/年，减少节约环保税约83万元/年；开展污泥烘干掺烧处理项目，不但充分利用了污泥的热值，而且使固废达到减量化和无害化，减少固废排放约360吨/年，节约成本约7.2万元/年。2019年，通过成立职业技能提升技术攻关组—安全绿色供热品牌项目、机组优化启停项目等8大技术攻关项目，共获得经济效益1888.81万元。

吸收式热泵从汽轮机低压紅进汽导管上抽汽并从凝汽器的排汽损失中回收热量，这与传统的汽水换热器供热方式不同。汽轮机、凝汽器和吸收式热泵三者之间的耦合，改变了原已优化的热力系统参数。需要根据供热参数，将吸收式热泵作为电厂热力系统的有机组成部分，重新考虑其对冷端系统的影响。吸收式热泵供热系统中凝汽器的工作特性将同时影响汽轮机发电和热泵供热两个方面。若维持汽轮机的主蒸汽参数和中压缸排汽参数不变，发电功率只与供热抽汽量和背压有关：供热抽汽量由热泵热负荷和热泵的性能系数决定，汽轮机背压与凝汽器的入口水温度有关。因此在确定的供热负荷和电负荷条件下，最基本的变量就是凝汽器的入口水温度：凝汽器入口水温度升高，背压升高，发电功率有减小的趋势；同时热泵的C0P增大，消耗的蒸汽量减少，进入低压缸的蒸汽量增加，汽轮机发电功率又有增大的趋势。反之，汽轮机功率变化趋势相反。因此，在一定的热电负荷范围内，就可能存在一个最佳的入口水温度、机组真空和供热抽气量，使得供热机组煤耗率最低，从而获得较高的经济收益。由于供热系统的各个模型并不是孤立的，各个设备相互耦合，因此找到热泵低温余热利用系统的优化运行措施对进一步提高供热电厂整体经济性就显得必要而又紧迫。