煤化工煤电机组低碳发电技改和规划方案研究_王生龙.pdf

第 40 卷，总第 236 期2022 年 11 月，第 6 期 节 能 技 术 ENEGY CONSEVATION TECHNOLOGYVol.40，Sum.No.236Nov 2022，No.6煤化工煤电机组低碳发电技改和规划方案研究王生龙，王江懿，张树芳，邓华，范春安，龙海宽，范卫东(新疆天业集团煤化工煤电技改和规划研究项目技术团队，新疆石河子83200)摘要:针对煤化工传统背压机运行灵活性、经济性和节能效果不理想;燃煤机组流行的供热改造方案局限性，深入研究了汽轮机冷端优化、不同相对体积流量时转速与效率的原理，燃煤机组传热不可逆损失理论，结合实例和参考文献，提出了 0 15 MPa、0 1 MPa 和 0 05 MPa 超低背压烟气 蒸汽回热系统、三轴(高、中、低压缸)变速发电技术和系统集成的循序渐进的创新方案;利用吸收式热泵和混流式换热技术高效回收低品位乏汽和低温烟气余热。使煤化工燃煤机组热效率提高到 81 27%以上;煤化工燃料煤(动力煤)消耗降低 10%40%，燃料煤更多的向化工原料煤转化;供电成本降低 10%30%，为富煤区做强现代煤化工提供了低成本、灵活运行的低碳发电和局域网方案;为其它能源化工、燃煤电厂提供了低碳发电的新思路。展望了光伏电解水制氧与富氧燃烧结合的煤化工 IGCC 多联产碳中和方案。关键词:超低背压;烟气 蒸汽循环;余热利用;变速发电;热泵;混流换热;低碳发电中图分类号:TK11;TK262文献标识码:A文章编号:1002 6339(2022)06 0531 10收稿日期2022 05 26修订稿日期2022 06 18作者简介:王生龙(1959 )，男，硕士，高级工程师，长期从事能源规划研究、项目建设和管理，近年涉足能源化工节能的研究。esearch on Technical Transformation and Planning Schemes ofLow carbon Power Generation for Coal to chemical ProjectsWANG Sheng long，WANG Jiang yi，ZHANG Shu fang，DENG Hua，FAN Chun an，LONG Hai kuan，FAN Wei dong(Xinjiang Tianye Group Coal Chemical Industry Coal Power Technology Transformation andPlanning esearch Project Team，Shihezhi 83200，China)Abstract:In view of the operation flexibility，economy and energy saving effect of traditional coal chemi-cal back press are not ideal，In view Limitations of the popular heating renovation schemes for coal firedgenerating units，The cold end optimization of steam turbine are studied of turbine，the principle of rota-tion rate and efficiency at different relative volume flow，Theory heat transfer of irreversible loss in coal fired generating units，In combination with the examples and references，Proposed the 0 15 MPa，0 1 MPa and 0 05 MPa ultra low back pressure flue gas steam recovery system，three axis(high，medium，low pressure cylinder)variable speed power generation technology and system integration stepby step innovation scheme;Using absorption heat pump and mixed flow heat exchange technology to effi-ciently recover low grade spent steam and low temperature flue gas waste heat technology The thermal ef-ficiency of power plant over 81 27%;fuel coal(power coal)consumption reduce 10%40%，Part fuel135coal to chemical raw material transformation，power supply cost by 10%30%，The provide low costpower and Low carbon power generation and LAN solutions of modern coal chemical industry，and pro-vide new ideas for other energy chemicals and coal fired power plants of Low carbon power generationThe IGCC Joint products carbon neutralization scheme of coal chemical industry combining photovoltaic e-lectrolysis water oxygen production and oxygen rich combustion is discussedKey words:ultra low back pressure;flue gas steam cycle;waste heat utilization;variable speed powergeneration;heat pump;mixed flow heat exchange;low carbon power generation当今，具有煤炭资源优势地区，最基础产业之一，就是发展现代煤化工，煤炭气化技术路线中，燃料煤占煤炭总消耗比例 35%45%1。煤化工选择背压机的依据是节能，实践中，普遍存在“以热定电”约束下灵活性差、发电量低于设计值、备用减温减压装置被迫长期或频繁启用、实际热耗高等问题;选择抽凝机组，灵活性提高了，但政策不鼓励，也不符合低碳发电的形势;研究发现，流行的煤电机组灵活性或供热改造方案，普遍存在盲目性、局限性、不确定性风险和计算条件理想化，且多为采暖供热项目，受全年热化系数低的制约，全年平均经济性差;多数改造方案中，没有进行供热参数“温度对口、梯级利用”和尽量减少传热不可逆损失的优化研究2 15。文献2汽轮机综合改造，机组煤耗下降9 88 g/(kW h);文献 15 改进型空预器旁路余热利用系统节煤 2 998+0 797=3 795 g/(kW h);文献 16 300 MW 抽汽+背压机梯级供热利用案例，降低供电煤耗 5 671 7 725 g/(kW h);文献 17强调多热源梯级余热供热，供热总成本降幅 0 35 0 55 元/GJ;文献 14 将常规 0 895 7 MPa 抽汽压力分别降低至 0 543 4 MPa 和0 198 7 MPa，供热量相同时，发电量增加 9 66 MW 和 26 09 MW;文献 18 突破传统换热思维，引入热泵，突破烟气温降和换热器进出口温度的限制，文献 15 对百万千瓦机组标配设计的空预器旁路余热利用方案提出质疑。以上典型文献，技术贡献是主流，但是某些枝节存在争议和互补。其中，系统复杂、电热负荷边界条件苛刻、全年节能和经济性很有限，降低煤耗和节约标煤量分别在 10 g/(kWh)和 5%之内，距国家“十四五”现代能源体系规划“单位 GDP 能耗五年累计下降 13 5%”的政策要求相差较远19。因此，创新煤电机组发电技术，特别是深刻变革汽轮机效率及冷端损失瓶颈的通流结构、定速发电理念，势在必行。迈向现代煤化工的瓶颈是降能耗和能源化工一体化，实践经验，传统煤化工供电煤耗在现有基础上降低 20%40%是有可能的。排汽压力大于大气压力的汽轮机称背压式汽轮机。国内首台 125 MW 低背压机案例20，其发电总热效率达到 85%，且实现孤网运行，令人鼓舞。图 1，是某 100 万 t 煤制合成气 60 万 t 乙二醇项目热电站系统1，2017 年动工，2020 年开始试生产。项目位于某盆地、某沙漠、某古河道下游，方圆20 km 人烟稀少，地下水相对丰富、水温 9 10，空气温差大、浮尘大、主导风向变化无常;夏季高温、春季大风不宜空冷装置运行。目前，图 1 中 F1 至 F3发电机及汽轮机系统暂时没有施工，煤化工两至三年的试生产期，为项目低碳发电技术研究、改造和规划提供了机遇。图 1某一期工程(50+15+12)MW 热电站原则性热力系统图2020 年，在图 1 基础上，因地制宜，创新提出汽轮机结构(通流、转速、多级抽汽)与热网(温度对口、梯度利用)联合的深度灵活性改造和分期规划方案，旨在节能、经济和灵活性方面比案例20 和其它文献有更大突破。经设计院及权威汽轮机研究所估算21，图 2(一期工程)技改国内首创超低背压0 1 MPa方案，年均全厂热效率 81 27%;图 3(二期235工程)规划国内首创超低背压 0 05 MPa、三轴变速发电和乏汽烟气余热废水的系统集成协同回收方案(以下简称“协同回收”)，全厂热效率 85%;图 4 为三期工程规划方案。目前，国内燃煤机组超低背压(低于 0 15 MPa)、三轴变速发电技术研究和应用尚属空白;“协同回收”多为独立性的研究，更缺少对联合超低背压、三轴变速发电、“协同回收”的同比传统煤电机组投资略高的统筹节能、灵活、经济和可靠的一体化战略研究和实践。本文基于系统的复杂性和科学性，在战术上，结合“十四五规划”提出了方案一至方案六的循序渐进的三期分步现代煤化工发电技术创新计划(图 2 图 4)。其技改和创新主要内容，值得其它行业热电机组的借鉴。图 2某一期工程 2 100 MW 超低背压技术改造原则性热力系统图1技术改造和创新方案方案一:着重完善既有煤化工热电站低压回热系统。技改烟气、乏汽回热系统及“烟道分级低压省煤器和暖风器”;利用抽汽技改 100%容量的汽动给水泵和引风机;利用抽汽回热技改若干台汽动“变频发电机”;技改热电站汽轮机凝汽或低压蒸汽和烟道排烟预热锅炉送风、除盐水、工业水、原煤(浆)、热泵技术的厂区集中供暖等。方案二:在方案一基础上，完善煤化工既有热电站外部回热系统。深度技改气化炉副产蒸汽就地回收利用;技改梯级余热汽轮机空压站、制冷机、变频发电机和余热热泵制冷;所有小蒸汽轮机乏汽实现回热再利用，减少供汽凝结水“有去无回”;严格控制对外供热温差和过热度(过冷度);乏汽、40 以上废水余热热泵回收;煤化工区域工业水、化学水、入炉煤(浆)、蒸发器等预热进入燃煤机组蒸汽 烟气回热系统，热泵技术的城镇集中供暖22 23 等，煤化工可燃气体和锅炉富氧燃烧技术。方案一、二，其中一部分属于传统煤电机组的技改内容，在当今低碳发电环境下，其经济性不能同日而语了(当地煤价三年翻了 2 倍)。初步估算，可以使原有热电站全部热效率从 30%(折合空冷纯凝工况)，提高到 35%40%，降低供电煤耗 5%10%(度电标准煤供电煤耗绝对值降 15 30 g)，达到纯凝机先进水平。方案三:改造或新建汽轮机超低背压机组。即，优先低压缸多级抽汽梯级利用，背压乏汽分级预热锅炉一次风、二次风、入炉煤、煤浆、化学水、工业水、化工蒸发器、大型集中采暖等，最大程度减少末级背压排汽“以热定电”的约束和低品位冷端损失。在方案一、二的基础上，将电厂全部热效率提高到65%70%，降低供电煤耗 20%30%(度电标准煤供电煤耗绝对值降 60 90 g)。335图 3某二期工程 2 300 MW 超低背压三轴变速发电技术原则性热力系统图图 4某三期工程煤化工 IGCC(能源 化工一体化)多联产碳中和方案原则性热力系统图方案一至三，构成图 2(一期技改工程)的基础。国内有 100 MW 级背压机组案例可以参考20，为300 MW 级机组创新方案奠定了基础。主要攻关超低背压技术应用，主要制约因素是化工过程热量平衡和抽汽量变化对机组灵活和经济性的影响;“协同回收”低成本方案的攻关等。图 2“一期技改工程”21，显示了超低背压机组技术的可行性和经济性:发电年平均标煤耗率为22434 g/(kW h)，供热年平均标煤耗率3877 kg/GJ，年均全厂热效率 81 27%，年均热电比 622%;最大供热工况时，发电年平均标煤耗率为17119 g/(kW h)，供热年平均标煤耗率38 34 kg/GJ，年均全厂热效率43585 98%，年均热电比 521%。方案四:创新汽轮机“三轴(高、中、低压缸)变速发电技术”及系统集成应用。方案一至四，构成图 3(二期工程)的基础。既继承了图 2 热效率高、运行调节灵活的优势，也借鉴了压水堆核电机组半转速和风力发电机变速发电技术优势，突破了汽轮机内效率制约，也进一步提高了机组运行的灵活性，还降低工程总投资;既可以输送传统工频电源，也可以输送变频电源，为区域网及大型电机调速运行提供变频电源，实现局域网由“刚性”向“韧性”的转变。主要攻关三轴变速发电技术应用，主要制约因素是三轴汽轮机通流结构、转速、电热功率分配和背压值的优化。图 3，将电厂全部热效率从 65%，提高到 85%，降低供电煤耗 20%(度电标准煤供电煤耗绝对值降 60 g 左右)。方案五:保留少部分纯凝工况，是方案四在某些行业工艺过程无法完全建立和平衡超低背压乏汽回热利用的特例。方案六:煤化工 IGCC(能源 化工一体化)多联产碳中和方案。以煤气化为基础，通过燃气轮机把煤化工气化过程与电力直接联系，减少传统燃煤锅炉由煤转电过程的热能不可逆损失，实现高效、清洁发电、供热;合成气的碳中和优势;耦合光伏发电电解水制氧富氧燃烧技术;联产多组分化工原料，减少了煤化工项目碳排放量;燃料煤趋向原料煤。是目前煤化工能源梯级利用更彻底、碳排放量更低、整体经济性更好的方案24。方案一至六，构成图 4(三期工程)的基础。主要亮点是煤转电、热过程的传热不可逆损失更低、煤化工工艺副产热量的回收利用比重大和燃料煤趋向原料煤(政策需要)，难点是能源化工一体化攻关。2技术原理2 1超低背压机组技术原理理论研究表明25，朗肯循环终参数降低 1 K 比初参数提高 1K 对效率提高影响要大。为了简便，蒸汽动力循环的效率用卡诺循环的效率 c来表示c=TH TLTH(1)式中TH 热端温度;TL 冷端温度。对热端温度 TH求偏微分cTHTL=1THTLTH对冷端温度 TL求偏微分cTLTH=1TH由于 TH TL，TLTH 1，因此1TH1THTLTH所以cTLTHcTHTL即 TL变化 1 K，对于 c影响大于 TH变化 1 K。文献 12，供热机组的年发电节煤量 GX(t/年)按下式计算GX=EX(g0 gx)103(2)式中EX X 方案的发电量/(kW h)年1;gx x 方案的发电标煤耗/kg (kW h)1;g0 拟 比 对 机 组 的 发 电 标 煤 耗/kg (kW h)1。从式(2)可以看出，供热机组发电节煤量不但与发电煤耗有关，而且与发电量有关，而这后一点往往被大家技改中忽略而产生误导。文献 2 15，26 28，应该有条件地运用“以热定电”的原则;热电机组节能性是一个相对概念，与抽凝机组的纯凝汽发电煤耗和全国平均发电水平相比时，高参数热电冷系统在汽机抽汽或背压排汽压力足够低时才具有节能效果。超低背压机组与传统热电机组不同在于14，29:将原抽汽机较少或背压机参数较高的蒸汽接口，按多梯度分级抽汽，并以较低能级参数向下一级输送蒸汽，形成低温差梯级回路并满足热网“温度对口，梯级利用”要求，减少传热不可逆损失;努力使超低背压回热系统自身热量基本平衡，减少末级对外部热负荷的依赖，在提高全厂热效率的同时，机组运行灵活得到了提高14。国内 100 MW 级案例实现了孤网运行20。此时，机组发电设备小时数利用率的提高，相对降低了设备折旧分摊到供电成本的份额，因此，超低背压是传统热电机组的升级版。图 5，某 0 3 MPa 背压机末级叶片运行半年的水侵蚀情况，可推理出图 2、图 3 方案，在超低背压排气压力小于 0 15 MPa，达到 0 05 MPa 时，末级叶片水侵蚀会更严重。湿蒸汽两相流远比蒸汽单相流要复杂得多，受到实验条件和凝结理论的限制，湿蒸汽领域尚存在较多的问题有待解决，仅有的文献中对湿蒸汽方面的计算也只是经验公式，存在一定的局限性30。为提高超低背压机组安全可靠性和寿命，参考核电压水堆转速汽轮机湿蒸汽条件，末级叶片沿叶高方向的湿度与理论计算取用的平均值要高2 至 3 倍进行机组通流结构的设计30 32。535图 5某 0 3 MPa 背压机末级叶片2 2三轴(高、中、低压缸)变速发电技术原理常规热电背压机组是将汽轮机冷源(端)损失折算到热用户上，体现了机组总热效率的提高，事实上汽轮机内效率并没有提高。便于分析汽轮机级内效率与转速的关系，引入相对体积流量数33，用符号 qV表示:当叶片出口流速 c=nDxa，则叶片出口蒸汽体积流量 qV，outqV，out=kDL nDxa=k2xanD2L(3)则对应的临界体积流量 qV，crqV，cr=qV，out，cr=k2xanD2Lcr(4)则相对体积流量 qVqV=qVqV，cr=xak2qVnD2Lcr(5)式中 级入口到出口的体积膨胀率;xa 最佳速比;k 叶片出口汽流角正弦值;qV 体积流量;n 转速;D 节圆直径;Lcr 临界叶高。式(5)表征一级特定叶栅入口相对蒸汽体积流量大小的值(简称 qV)。qV在不同取值范围内对应的级内损失系数和周轮效率显然不同。将按 qV值的不同分为超临界状态、亚临界状态和小体积流量状态 3 种情况。当 qV1 时为超临界状态，级内效率较高;当0 5qV 1 时为亚临界状态，此时，级内效率随qV的变化较为敏感;当 qV 0 5 时为小体积流量状态，级内效率随 qV的变化而发生剧烈变化。工程中，当无论采用何种方案进行汽轮机设计，汽轮机高压段都无可避免存在若干个小体积流量级，因此，从式(5)中看出，提高高压缸 qV值，宜提高转速 n，同时减少节圆直径 D 和叶高 Lcr，该方法已在工程实践中得到验证，短叶片级内效率有明显提高33。通过优化式(5)中 nD2Lcr变量，保证图 2、图 3 低压缸 qV值及抽汽量波动时的内效率。300 MW 级机组，大多数采用高中压合缸，高、中、低压缸功率分配由低到高。文献 34，在不同负荷下，高压缸效率变化较大，中压缸效率变化较小，低压缸效率变化介于高、中压缸之间，qV值优化过程重点应关注低压缸和高压缸效率的变化。因此，我们将常规高、中、低压缸功率分配比例颠倒过来，见图 3 方案;在优化不同转速叶片顶端线速度和qV值前提下，提高高压缸的转速、降低低压缸的转速和保持中压缸的转速。高压缸各级的能量损失中叶栅端部损失、级内间隙漏汽损失所占比例较大，提高其转速，可以减少叶栅端部损失和漏汽损失，从而进一步提高高压缸的内效率33 34;提高高压缸的功率分配比重，意图是进一步扩大高压缸对整体循环效率的贡献率和发挥体积更小的优势。估算高压缸转子转速范围6 000 12 000 r/min。中压缸一般是工作在过热蒸汽区，湿汽损失较小，同时各级的端部损失和漏汽损失相对较小，机组中各级的级效率较高。因此，保持中压缸原有功率的分配比重，进一步提高原件的机械加工制造精度和叶型优化手段，扩大中压缸对整体循环效率的贡献率2。中压缸采取对称布置，利于减少轴向推力，利于蒸汽接口的布置，可以进一步提高 qV值，降低有限的湿气损失。中压缸转子转速范围 2 000 4 000 r/min内调整，以适应中压缸因抽汽量波动时的 qV值范围。高、中压缸“高位布置”，利于减少电站“四大管道”直接和间接投资。超低背压低压缸通流结构一定时，湿汽损失所占比重相对较大，除了进汽量分流外，选取末级叶片湿蒸汽不利环境，在优化 qV值与末级叶片顶端线速度前提下，适当降低转子转速，有利于降低末级叶片水饰强度和湿气损失30 31;再加上先进的叶片材料和制造工艺，比如“仿生叶型”、“半速长叶片”，设置去湿装置，深度优化冷端参数，来提高低压缸对整体循环效率的贡献率32，35 36。优化 qV定义中 nD2Lcr变量，估算低压缸转子转速范围 1 000 2 000 r/min。此时其体积有所增大，宜采取“低位布置”设计。应用“交流励磁变速恒频双馈感应异步发电系统”(AC Excited Variable Speed Constant FrequencyDoubly fed Induction Generator，简称 DFIG)变速技术，让高、中压缸承担更多的调峰，使低压缸尽可能稳定在 75%以上负荷区，有利于降低末级叶片的水饰现象和鼓风发热。635利用 DFIG 及 控 制 技 术37、抽 汽 量 调 节 技术29，38、回热回路参数调整和增设回热系统储热装置等手段进行系统电热调峰和一次调频39 41。局域网或孤网运行时20，42 43，低压缸及 DFIG 设置相对“定频”运行方式，承担基础“电源”。图2、图3 方案中，工业水池和城镇热泵集中供热，将纳入超低背压回热回路的储热，不但解决了末级回热系统调峰储热问题，还解决了项目冬季的融冰难题和热电经济运行的稳定性。高、中、低压缸分体式结构，有利用汽轮机多级回热的优化设计、接口布置、降低制造工艺要求、降低制造成本。3系统集成3 1烟气 蒸汽回热系统锅炉排烟余热属于低温余热，可用于加热凝结水、除盐水、工业水、入炉煤(浆)、集中采暖等，或通过加热空气预热器进口冷空气以引入锅炉，但这两种锅炉排烟余热利用方式产生的经济性，由于机组冷源损失变化和计算方法的差异性，锅炉排烟损失如何运用熵平衡原理及方法，建立烟气侧回热工程热力学，导致对其评价一直存在争议15。同时，百家争鸣，派生出若干余热利用形式和理论。根据电站锅炉受热面能级分析44，广义的讲朗肯循环的终参数除了与蒸汽的冷源损失有关外，还应该包括锅炉排烟损失。文献 45，李沁伦等提出了“温度和热容流率匹配相结合”的梯级利用理论;文献 17，李岩等提出乏汽高背压、吸收式热泵、热网低温回水 3 种技术结合和互补的梯级利用创新;文献 29，车洵等新型背压机研究理论;文献 46，杨勇平等因“能级不匹配”而提出烟气侧与乏汽侧传热融合新理念;文献 23，薛清元等认为“使用汽轮机级间抽汽驱动热泵达不到节能目的，利用烟气余热等不影响机组做功的热源作为驱动热源，级间抽汽仅作为辅助、备用热源使用”;文献 47 49，提供了回热式汽动引风机的经济性和烟气余热回收的工程经验等;其中，文献 18吴华新的天然气吸收式汽 水换热技术，实现了天然气烟气动力回收、热回收、潜热回收与深度利用，为燃煤烟气余热利用提供了参考，见图 6。总结各文献利弊，结合煤化工蒸汽参数等级多、饱和蒸汽量大、乏汽和废热量大、传热不可逆热损失和潜热损失较大、煤化工启动时电热负荷波动大等特点，图 2、图 3、图 4 中，坚持抽汽供热“温度对口，梯度利用”及兼顾节能、成本和灵活性的前提下，将锅炉、汽轮机和煤化工作为一个整体优先考虑烟气和乏汽余热梯级利用。初步设计中，优先设置低压级回热级数15;分级提高给水温度;增加回热及除氧器蓄热39;较低压抽汽小汽轮机代替电动机驱动13;系统简单化15 等;低温差分级换热14。乏汽拓展到吸热式热泵、混流(直接接触)式、蒸汽喷射换热和直流蒸发器技术17，47，50 52;低温烟气拓展到低端差换热器、混流(直接接触)式换热器技术应用17，48 49 等方案。见图 7、图 8、图 9。图 6文献 18 烟气梯级回收方案图 7吸热式热泵示意图图 8喷射换热器示意图图 9协同回收混流式换热示意图735文献 18 23 53“协同回收”系统构架和工程经验，为锅炉、汽轮机和煤化工作为一个整体优先考虑烟气和乏汽余热梯级利用和回收提供参考。3 2DFIG、变频电源及“韧性电网”DFIG、变频电源组成“韧性”局域电网，DFIG 均可以独立变频供电也可以切换至工频母线供电。为保持汽轮发电机组原有的一部分机械转动惯量储能优势，采取 DFIG“变频”手段(原理及等效电路图，见图 10)，来提高“韧性”为特征局域网的可行性37，而不采取看似简单且相对柔性的“全功率变换变速恒频发电系统”。图 10DFIG 原理和等效电路图DFIG 自动调节技术，为实现“三轴变速发电”功率平衡和一次调频、煤气化过程电热平衡、气化成分变换调节动态匹配、“韧性”局域电网运行调节奠定了理论基础，DFIG 原理如下E1=ImjXmU1=E1 I1(r1+jX1)U2/s=E1=I2(r2/s+jX2)I2=I1+Im(6)I2=13XmU1(X1P1 r1Q1)j(r1P1+X1Q1+3U12)(7)U2=a3U1P1b3U1Q1+cU()1+j b3U1P1+a3U1Q1+dU()1(8)P2=Pcu2+s(Pcu1+P1)Q2=QX2+s(Qe+QX1+Q1)(9)式(6)(9)中U1，U2，定子(局域网)、转子电压向量;E1.气隙磁场感应电动势向量;I1，I2，Im 定、转子电流和磁场电流向量;r1，r2 定子、转子电阻;X1，X2，Xm 定、转子漏抗和互抗，为简便，记 X1=X1+Xm，X2=X2+Xm;n 转差率;Pcu1，Pcu2 定、转子铜损;X1，X2，Qe 定、转子消耗的无功功率和气隙磁场功率;a，b，c，d 发电机和转差率有关的系数。式(6)，反映 DFIG 定、转子电压电流关系。式(7)，式(6)，转子控制变量(U2，I2)和电网电压及控制对象定子(P，Q)之间的原理关系。式(9)，定、转子有功、无功功率原理关系。3 3深度的系统优化设计图 2、图 3、图 4 方案，相比传统热电项目增加了20%40%总投资，必须打破传统电力规划、设计理念和习惯，创新设计“规程和规范”，通过深度的优化设计，将其单位千瓦投资平抑在 7 000 元左右，其深度优化设计的原则为:汽轮机高、中、低缸高低位布置;辅机取消备用容量设计，并尽量单台运行设计;“协同回收”、超低排放和烟塔合一技术，取代传统冷却塔和烟囱;光伏电解制氧代替空分制氧;优化回热及梯级利用低成本方案;优先抽汽汽轮机的进汽压力;优化局域网“黑启动”及高低压“大旁路”容量;锅炉“精准掺配煤炭干预燃烧”技术;优化后煤仓和输煤形式设计;优化除氧器储热等一次调频手段容量;低品位热能优先混流(直接接触)式换热器;铝制替代铜制动力电缆;光纤尽量替代控制电缆;严格选址及地基处理经济性论证;严格“法人制”、闭口合同、3D 施工图管理;创新项目无息融资方案。3 4光伏电解水制氧与 CO2捕捉图 4 中，光伏电解水 O2代替部分空气作为低温燃气轮机燃烧室氧化剂与高温燃气轮机排气中 CO2形成混合物，进入低温汽轮机燃烧，排气中产生高浓度的 CO2。采用 O2/CO2混合物而不是纯氧的原因是为了控制火焰温度。富氧燃烧优势在于烟气中高浓度的 CO2，简化了煤气燃烧后 CO2的分离、纯化过程，凸显了项目 CO2低成本捕捉的效果，形成一个可再生能源发电驱动的小型碳循环。项目的光伏资源丰富，光伏电解水制氧成本低，可以节省煤化工昂贵且耗能大的空分装置和空分成本。4规划设计及原则性热力系统图详见图 2、图 3、图 4。5结论图 2、图 3、图 4 技改和规划抓住了电力供电成本中燃料成本(50%左右)和折旧费用(35%左右)合计占总成本 85%的牛鼻子，经估算，不同方案节煤10%40%;通过深度的优化设计，总投资略高于835传统燃煤电机组，供电成本同比下降 10%30%。图 2、图 3、图 4，超低背压、三轴变速发电、“协同回收”、DFIG 参与煤气化变换调节的 IGCC 等技术理论成立，也有案例和文献可以参考。改变三轴变速汽轮机 qV中变量 n 可以更好满足煤化工启动和正常运行时电热负荷波动大的需求33。汽轮机通流结构、三轴变速发电转速和背压值的优化，不同工况及回热平衡，各级 qV值合理范围，多级抽汽设计技改或制造条件、标准及产品制造序列等，“三轴(高、中、低压缸)变速发电”体系制造及系统集成，超低端差换热器及低温腐蚀，混流(直接接触)式换热器结构，DFIG 联合控制等，还需要联合制造厂和设计院进行攻关或创新。超低背压机组回热系统与化工热力平衡，梯级利用形式，系统灵活性和低成本优化，“协同回收”与煤化工一体化研究，三轴变速恒频(含 DFIG 附加频率、转速非线性、并网等控制技术)及 FDIG 之间逻辑控制关系，三轴变速 qV值与煤化工电热工况研究等，是中试项目的焦点。“黑启动”方案及 FDIG抵抗负荷振荡的手段是局域网孤网运行的焦点。图 2、图 3、图 4，相对独立，又有内在联系，可以独立方案和联合方案运行，其理论对其他能源化工、热电机组实现低碳发电具有参考价值。图 4，煤气化、变换、分离技术复杂、集成度高，核心技术不易被掌控;DFIG 参与煤气化变换调节的研究，对煤化工产品的灵活性、负荷率控制和项目经济性，燃料煤转向原料煤，意义重大。致谢:宋 晓 玲，周 军，安 志 明，操 斌，张 立，李学宽，俞显军，黄宗秋，黄东，周延红，蒋大勇，陈鹏元，张莫江，廖天一，赵一农，郭铭群，杨雷，王伟，岳光溪，李燕青，牛玉法，陈宇奇，徐锭明，许光宏，朱祖钧，王征，刘伟，王润生，朱锐，常泳，李奇隽，邓 辉，史 宏 骏，黄 超，明 建 新，徐 海 军，吴金星，杨华，黄雪丽，罗南强，沈中兴，裴建国，程学忠，李文采，王彦宏，余宏文，梅俊，林军，刘涛，张钰 芝，杨 德 林，吴 健，王 春 波，方 常 建，马 艳，时玉军，沈德军，多清海，叶军，蔡卫民，任晓龙，韩勇军，熊德安，樊学勇参考文献 1 东华工程科技股份有限公司，新疆天业(集团)有限公司 100 万吨/年合成气制乙二醇一期工程 60 万吨/年乙二醇项目可行性研究报告 2017 年 6 月，合肥 2 陆源 考虑供热需求的超临界 670 MW 汽轮机综合升级改造方法 J 节能技术，2020，38(4):356 359 3 鹿丹 高背压供热在空冷机组的典型应用 J 节能技术，2020，38(5):422 426 4 张磊，国华定电亚临界 600 MW 汽轮机通流改造技术方案研究与应用 J 节能技术，2020，38(6):540 544 5 宣伟东，300 MW 机组高低旁路联合供热改造实践分析 J 节能技术，2020，38(6):561 564 6 刘帅，郑立军，俞聪，等 330 MW 机组切除低压缸进汽技术的应用研究 J 节能技术，2021，39(1):40 43，53 8 梁双荣，白玉宇，郭爱武 汽轮机切缸技术系统设计和控制策略研究 J 节能技术，2021，39(2):123 126 10 韩立，郭涛 350 MW 供热机组低压缸零出力经济运行研究 J 节能技术，2019，37(1):59 61，83 11 戈志华，孙诗梦，万燕，等 大型汽轮机组高背压供热改造适用性分析J 中国电机工程学报，2017，37(11):3216 3222 12 秦裕碧 热电厂机组选型的几个问题J电力建设，2007，28(9):48 53 13 许朋江，徐睿，邓佳，等 330 MW 机组采暖抽汽对发电热经济性的影响分析J 中电机工程学报，2020，40(19):6 257 6 263 14 戈志华，杨佳霖，何坚忍，等 大型纯凝汽轮机供热改造节能研究 J 中电机工程学报，2012，32(17):25 30 15 王春昌，马剑民，张宇博，等 1 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