煤化工煤電機組低碳發電技改和規劃方案研究

王生龍，王江懿，張樹芳，鄧 華，范春安，龍海寬，范衛東

(新疆天業集團煤化工煤電技改和規劃研究項目技術團隊，新疆 石河子 83200)

當今，具有煤炭資源優勢地區，最基礎產業之一，就是發展現代煤化工，煤炭氣化技術路線中，燃料煤占煤炭總消耗比例35%～45%[1]。

煤化工選擇背壓機的依據是節能，實踐中，普遍存在“以熱定電”約束下靈活性差、發電量低于設計值、備用減溫減壓裝置被迫長期或頻繁啟用、實際熱耗高等問題；選擇抽凝機組，靈活性提高了，但政策不鼓勵，也不符合低碳發電的形勢；研究發現，流行的煤電機組靈活性或供熱改造方案，普遍存在盲目性、局限性、不確定性風險和計算條件理想化，且多為采暖供熱項目，受全年熱化系數低的制約，全年平均經濟性差；多數改造方案中，沒有進行供熱參數“溫度對口、梯級利用”和盡量減少傳熱不可逆損失的優化研究[2～15]。

文獻[2]汽輪機綜合改造，機組煤耗下降9.88 g/(kW·h)；文獻[15]改進型空預器旁路余熱利用系統節煤2.998+0.797=3.795 g/(kW·h)；文獻[16]300 MW抽汽+背壓機梯級供熱利用案例，降低供電煤耗5.671～7.725 g/(kW·h)；文獻[17]強調多熱源梯級余熱供熱，供熱總成本降幅0.35～0.55 元/GJ；文獻[14]將常規 0.895 7 MPa抽汽壓力分別降低至 0.543 4 MPa和0.198 7 MPa，供熱量相同時，發電量增加9.66 MW和 26.09 MW；文獻[18]突破傳統換熱思維，引入熱泵，突破煙氣溫降和換熱器進出口溫度的限制，文獻[15]對百萬千瓦機組標配設計的空預器旁路余熱利用方案提出質疑。

以上典型文獻，技術貢獻是主流，但是某些枝節存在爭議和互補。其中，系統復雜、電熱負荷邊界條件苛刻、全年節能和經濟性很有限，降低煤耗和節約標煤量分別在10 g/(kW·h)和5%之內，距國家《“十四五”現代能源體系規劃》“單位GDP能耗五年累計下降 13.5%”的政策要求相差較遠[19]。因此，創新煤電機組發電技術，特別是深刻變革汽輪機效率及冷端損失瓶頸的通流結構、定速發電理念，勢在必行。邁向現代煤化工的瓶頸是降能耗和能源化工一體化，實踐經驗，傳統煤化工供電煤耗在現有基礎上降低20%～40%是有可能的。

排汽壓力大于大氣壓力的汽輪機稱背壓式汽輪機。國內首臺125 MW低背壓機案例[20]，其發電總熱效率達到85%，且實現孤網運行，令人鼓舞。

圖1，是某100萬t煤制合成氣60萬t乙二醇項目熱電站系統[1]，2017年動工，2020年開始試生產。項目位于某盆地、某沙漠、某古河道下游,方圓20 km人煙稀少，地下水相對豐富、水溫9～10℃，空氣溫差大、浮塵大、主導風向變化無常；夏季高溫、春季大風不宜空冷裝置運行。目前，圖1中F1至F3發電機及汽輪機系統暫時沒有施工，煤化工兩至三年的試生產期，為項目低碳發電技術研究、改造和規劃提供了機遇。

圖1 某一期工程(50+15+12)MW熱電站原則性熱力系統圖

2020年，在圖1基礎上，因地制宜，創新提出汽輪機結構(通流、轉速、多級抽汽)與熱網(溫度對口、梯度利用)聯合的深度靈活性改造和分期規劃方案，旨在節能、經濟和靈活性方面比案例[20]和其它文獻有更大突破。經設計院及權威汽輪機研究所估算[21]，圖2(一期工程)技改國內首創超低背壓0.1 MPa方案，年均全廠熱效率81.27%；圖3(二期工程)規劃國內首創超低背壓0.05 MPa、三軸變速發電和乏汽煙氣余熱廢水的系統集成協同回收方案(以下簡稱“協同回收”)，全廠熱效率85%；圖4為三期工程規劃方案。

目前，國內燃煤機組超低背壓(低于0.15 MPa)、三軸變速發電技術研究和應用尚屬空白；“協同回收”多為獨立性的研究，更缺少對聯合超低背壓、三軸變速發電、“協同回收”的同比傳統煤電機組投資略高的統籌節能、靈活、經濟和可靠的一體化戰略研究和實踐。本文基于系統的復雜性和科學性，在戰術上，結合“十四五規劃”提出了方案一至方案六的循序漸進的三期分步現代煤化工發電技術創新計劃(圖2～圖4)。其技改和創新主要內容，值得其它行業熱電機組的借鑒。

圖2 某一期工程2×100 MW超低背壓技術改造原則性熱力系統圖

圖3 某二期工程2×300 MW超低背壓三軸變速發電技術原則性熱力系統圖

圖4 某三期工程煤化工IGCC(能源-化工一體化)多聯產碳中和方案原則性熱力系統圖

1 技術改造和創新方案

方案一：著重完善既有煤化工熱電站低壓回熱系統。技改煙氣、乏汽回熱系統及“煙道分級低壓省煤器和暖風器”；利用抽汽技改100%容量的汽動給水泵和引風機；利用抽汽回熱技改若干臺汽動“變頻發電機”；技改熱電站汽輪機凝汽或低壓蒸汽和煙道排煙預熱鍋爐送風、除鹽水、工業水、原煤(漿)、熱泵技術的廠區集中供暖等。

方案二：在方案一基礎上，完善煤化工既有熱電站外部回熱系統。深度技改氣化爐副產蒸汽就地回收利用；技改梯級余熱汽輪機空壓站、制冷機、變頻發電機和余熱熱泵制冷；所有小蒸汽輪機乏汽實現回熱再利用,減少供汽凝結水“有去無回”；嚴格控制對外供熱溫差和過熱度(過冷度)；乏汽、40℃以上廢水余熱熱泵回收；煤化工區域工業水、化學水、入爐煤(漿)、蒸發器等預熱進入燃煤機組蒸汽-煙氣回熱系統，熱泵技術的城鎮集中供暖[22-23]等，煤化工可燃氣體和鍋爐富氧燃燒技術。

方案一、二，其中一部分屬于傳統煤電機組的技改內容，在當今低碳發電環境下，其經濟性不能同日而語了(當地煤價三年翻了2倍)。初步估算，可以使原有熱電站全部熱效率從30%(折合空冷純凝工況)，提高到35%～40%，降低供電煤耗5%～10%(度電標準煤供電煤耗絕對值降15～30 g)，達到純凝機先進水平。

方案三：改造或新建汽輪機超低背壓機組。即，優先低壓缸多級抽汽梯級利用，背壓乏汽分級預熱鍋爐一次風、二次風、入爐煤、煤漿、化學水、工業水、化工蒸發器、大型集中采暖等，最大程度減少末級背壓排汽“以熱定電”的約束和低品位冷端損失。在方案一、二的基礎上，將電廠全部熱效率提高到65%～70%，降低供電煤耗20%～30%(度電標準煤供電煤耗絕對值降60～90 g)。

方案一至三，構成圖2(一期技改工程)的基礎。國內有100 MW級背壓機組案例可以參考[20]，為300 MW級機組創新方案奠定了基礎。主要攻關超低背壓技術應用，主要制約因素是化工過程熱量平衡和抽汽量變化對機組靈活和經濟性的影響；“協同回收”低成本方案的攻關等。

圖2“一期技改工程”[21]，顯示了超低背壓機組技術的可行性和經濟性：發電年平均標煤耗率為224.34 g/(kW·h)，供熱年平均標煤耗率38.77 kg/GJ，年均全廠熱效率81.27%，年均熱電比622%；最大供熱工況時，發電年平均標煤耗率為171.19 g/(kW·h)，供熱年平均標煤耗率38.34 kg/GJ，年均全廠熱效率85.98%，年均熱電比521%。

方案四：創新汽輪機“三軸(高、中、低壓缸)變速發電技術”及系統集成應用。方案一至四，構成圖3(二期工程)的基礎。既繼承了圖2熱效率高、運行調節靈活的優勢，也借鑒了壓水堆核電機組半轉速和風力發電機變速發電技術優勢，突破了汽輪機內效率制約，也進一步提高了機組運行的靈活性，還降低工程總投資；既可以輸送傳統工頻電源，也可以輸送變頻電源，為區域網及大型電機調速運行提供變頻電源，實現局域網由“剛性”向“韌性”的轉變。主要攻關三軸變速發電技術應用，主要制約因素是三軸汽輪機通流結構、轉速、電熱功率分配和背壓值的優化。圖3，將電廠全部熱效率從65%，提高到85%，降低供電煤耗20%(度電標準煤供電煤耗絕對值降60 g左右)。

方案五：保留少部分純凝工況，是方案四在某些行業工藝過程無法完全建立和平衡超低背壓乏汽回熱利用的特例。

方案六：煤化工IGCC(能源-化工一體化)多聯產碳中和方案。以煤氣化為基礎，通過燃氣輪機把煤化工氣化過程與電力直接聯系，減少傳統燃煤鍋爐由煤轉電過程的熱能不可逆損失，實現高效、清潔發電、供熱；合成氣的碳中和優勢；耦合光伏發電電解水制氧富氧燃燒技術；聯產多組分化工原料，減少了煤化工項目碳排放量；燃料煤趨向原料煤。是目前煤化工能源梯級利用更徹底、碳排放量更低、整體經濟性更好的方案[24]。方案一至六，構成圖4(三期工程)的基礎。主要亮點是煤轉電、熱過程的傳熱不可逆損失更低、煤化工工藝副產熱量的回收利用比重大和燃料煤趨向原料煤(政策需要)，難點是能源化工一體化攻關。

2 技術原理

2.1 超低背壓機組技術原理

理論研究表明[25]，朗肯循環終參數降低1 K比初參數提高1K對效率提高影響要大。

為了簡便，蒸汽動力循環的效率用卡諾循環的效率ηc來表示

(1)

式中TH——熱端溫度；

TL——冷端溫度。

對熱端溫度TH求偏微分

對冷端溫度TL求偏微分

即TL變化1 K,對于ηc影響大于TH變化1 K。

文獻[12]，供熱機組的年發電節煤量GX(t/年)按下式計算

GX=EX(g0-gx)×10-3

(2)

式中EX——X方案的發電量/(kW·h)·年-1；

gx——x方案的發電標煤耗/kg·(kW·h)-1；

g0——擬比對機組的發電標煤耗/kg·(kW·h)-1。

從式(2)可以看出，供熱機組發電節煤量不但與發電煤耗有關，而且與發電量有關，而這后一點往往被大家技改中忽略而產生誤導。

文獻[2-15,26-28]，應該有條件地運用“以熱定電”的原則；熱電機組節能性是一個相對概念，與抽凝機組的純凝汽發電煤耗和全國平均發電水平相比時，高參數熱電冷系統在汽機抽汽或背壓排汽壓力足夠低時才具有節能效果。

超低背壓機組與傳統熱電機組不同在于[14,29]：將原抽汽機較少或背壓機參數較高的蒸汽接口，按多梯度分級抽汽,并以較低能級參數向下一級輸送蒸汽，形成低溫差梯級回路并滿足熱網“溫度對口，梯級利用”要求，減少傳熱不可逆損失；努力使超低背壓回熱系統自身熱量基本平衡，減少末級對外部熱負荷的依賴，在提高全廠熱效率的同時，機組運行靈活得到了提高[14]。國內100 MW級案例實現了孤網運行[20]。此時，機組發電設備小時數利用率的提高，相對降低了設備折舊分攤到供電成本的份額，因此，超低背壓是傳統熱電機組的升級版。

圖5，某0.3 MPa背壓機末級葉片運行半年的水侵蝕情況，可推理出圖2、圖3方案，在超低背壓排氣壓力小于0.15 MPa，達到0.05 MPa時，末級葉片水侵蝕會更嚴重。濕蒸汽兩相流遠比蒸汽單相流要復雜得多，受到實驗條件和凝結理論的限制，濕蒸汽領域尚存在較多的問題有待解決，僅有的文獻中對濕蒸汽方面的計算也只是經驗公式，存在一定的局限性[30]。為提高超低背壓機組安全可靠性和壽命，參考核電壓水堆轉速汽輪機濕蒸汽條件，末級葉片沿葉高方向的濕度與理論計算取用的平均值要高2至3倍進行機組通流結構的設計[30-32]。

圖5 某0.3 MPa背壓機末級葉片

2.2 三軸(高、中、低壓缸)變速發電技術原理

常規熱電背壓機組是將汽輪機冷源(端)損失折算到熱用戶上，體現了機組總熱效率的提高，事實上汽輪機內效率并沒有提高。

便于分析汽輪機級內效率與轉速的關系，引入相對體積流量數[33]，用符號RqV表示：

(3)

則對應的臨界體積流量qV,cr

(4)

則相對體積流量RqV

(5)

式中λ——級入口到出口的體積膨脹率；

xa——最佳速比；

k——葉片出口汽流角正弦值；

qV——體積流量；

n——轉速；

D——節圓直徑；

Lcr——臨界葉高。

式(5)表征一級特定葉柵入口相對蒸汽體積流量大小的值(簡稱RqV)。RqV在不同取值范圍內對應的級內損失系數和周輪效率顯然不同。將按RqV值的不同分為超臨界狀態、亞臨界狀態和小體積流量狀態3種情況。

當RqV>1時為超臨界狀態，級內效率較高；當0.5≤RqV<1時為亞臨界狀態，此時，級內效率隨RqV的變化較為敏感；當RqV<0.5時為小體積流量狀態，級內效率隨RqV的變化而發生劇烈變化。工程中，當無論采用何種方案進行汽輪機設計，汽輪機高壓段都無可避免存在若干個小體積流量級，因此，從式(5)中看出，提高高壓缸RqV值，宜提高轉速n，同時減少節圓直徑D和葉高Lcr，該方法已在工程實踐中得到驗證，短葉片級內效率有明顯提高[33]。通過優化式(5)中nD2Lcr變量，保證圖2、圖3低壓缸RqV值及抽汽量波動時的內效率。

300 MW級機組，大多數采用高中壓合缸，高、中、低壓缸功率分配由低到高。文獻[34]，在不同負荷下，高壓缸效率變化較大，中壓缸效率變化較小，低壓缸效率變化介于高、中壓缸之間，RqV值優化過程重點應關注低壓缸和高壓缸效率的變化。因此，我們將常規高、中、低壓缸功率分配比例顛倒過來，見圖3方案；在優化不同轉速葉片頂端線速度和RqV值前提下，提高高壓缸的轉速、降低低壓缸的轉速和保持中壓缸的轉速。

高壓缸各級的能量損失中葉柵端部損失、級內間隙漏汽損失所占比例較大，提高其轉速，可以減少葉柵端部損失和漏汽損失，從而進一步提高高壓缸的內效率[33-34]；提高高壓缸的功率分配比重，意圖是進一步擴大高壓缸對整體循環效率的貢獻率和發揮體積更小的優勢。估算高壓缸轉子轉速范圍6 000～12 000 r/min。

中壓缸一般是工作在過熱蒸汽區，濕汽損失較小，同時各級的端部損失和漏汽損失相對較小，機組中各級的級效率較高。因此，保持中壓缸原有功率的分配比重，進一步提高原件的機械加工制造精度和葉型優化手段,擴大中壓缸對整體循環效率的貢獻率[2]。中壓缸采取對稱布置，利于減少軸向推力，利于蒸汽接口的布置，可以進一步提高RqV值，降低有限的濕氣損失。中壓缸轉子轉速范圍2 000～4 000 r/min內調整，以適應中壓缸因抽汽量波動時的RqV值范圍。高、中壓缸“高位布置”，利于減少電站“四大管道”直接和間接投資。

超低背壓低壓缸通流結構一定時，濕汽損失所占比重相對較大，除了進汽量分流外，選取末級葉片濕蒸汽不利環境，在優化RqV值與末級葉片頂端線速度前提下，適當降低轉子轉速，有利于降低末級葉片水飾強度和濕氣損失[30-31]；再加上先進的葉片材料和制造工藝，比如“仿生葉型”、“半速長葉片”，設置去濕裝置，深度優化冷端參數，來提高低壓缸對整體循環效率的貢獻率[32,35-36]。優化RqV定義中nD2Lcr變量，估算低壓缸轉子轉速范圍1 000～2 000 r/min。此時其體積有所增大，宜采取“低位布置”設計。

應用“交流勵磁變速恒頻雙饋感應異步發電系統”(AC Excited Variable Speed Constant Frequency Doubly-fed Induction Generator,簡稱DFIG)變速技術，讓高、中壓缸承擔更多的調峰，使低壓缸盡可能穩定在75%以上負荷區，有利于降低末級葉片的水飾現象和鼓風發熱。

利用DFIG及控制技術[37]、抽汽量調節技術[29,38]、回熱回路參數調整和增設回熱系統儲熱裝置等手段進行系統電熱調峰和一次調頻[39-41]。局域網或孤網運行時[20,42-43]，低壓缸及DFIG設置相對“定頻”運行方式，承擔基礎“電源”。圖2、圖3方案中，工業水池和城鎮熱泵集中供熱，將納入超低背壓回熱回路的儲熱，不但解決了末級回熱系統調峰儲熱問題，還解決了項目冬季的融冰難題和熱電經濟運行的穩定性。

高、中、低壓缸分體式結構，有利用汽輪機多級回熱的優化設計、接口布置、降低制造工藝要求、降低制造成本。

3 系統集成

3.1 煙氣-蒸汽回熱系統

鍋爐排煙余熱屬于低溫余熱，可用于加熱凝結水、除鹽水、工業水、入爐煤(漿)、集中采暖等，或通過加熱空氣預熱器進口冷空氣以引入鍋爐，但這兩種鍋爐排煙余熱利用方式產生的經濟性，由于機組冷源損失變化和計算方法的差異性，鍋爐排煙損失如何運用熵平衡原理及方法，建立煙氣側回熱工程熱力學，導致對其評價一直存在爭議[15]。同時，百家爭鳴，派生出若干余熱利用形式和理論。

根據電站鍋爐受熱面能級分析[44]，廣義的講朗肯循環的終參數除了與蒸汽的冷源損失有關外，還應該包括鍋爐排煙損失。文獻[45]，李沁倫等提出了“溫度和熱容流率匹配相結合”的梯級利用理論；文獻[17]，李巖等提出乏汽高背壓、吸收式熱泵、熱網低溫回水3種技術結合和互補的梯級利用創新；文獻[29]，車洵等新型背壓機研究理論；文獻[46]，楊勇平等因“能級不匹配”而提出煙氣側與乏汽側傳熱融合新理念；文獻[23]，薛清元等認為“使用汽輪機級間抽汽驅動熱泵達不到節能目的，利用煙氣余熱等不影響機組做功的熱源作為驅動熱源，級間抽汽僅作為輔助、備用熱源使用”；文獻[47-49]，提供了回熱式汽動引風機的經濟性和煙氣余熱回收的工程經驗等；其中，文獻[18]吳華新的天然氣吸收式汽-水換熱技術，實現了天然氣煙氣動力回收、熱回收、潛熱回收與深度利用，為燃煤煙氣余熱利用提供了參考，見圖6。

圖6 文獻[18]煙氣梯級回收方案

總結各文獻利弊，結合煤化工蒸汽參數等級多、飽和蒸汽量大、乏汽和廢熱量大、傳熱不可逆熱損失和潛熱損失較大、煤化工啟動時電熱負荷波動大等特點，圖2、圖3、圖4中，堅持抽汽供熱“溫度對口，梯度利用”及兼顧節能、成本和靈活性的前提下，將鍋爐、汽輪機和煤化工作為一個整體優先考慮煙氣和乏汽余熱梯級利用。初步設計中，優先設置低壓級回熱級數[15]；分級提高給水溫度；增加回熱及除氧器蓄熱[39]；較低壓抽汽小汽輪機代替電動機驅動[13]；系統簡單化[15]等；低溫差分級換熱[14]。乏汽拓展到吸熱式熱泵、混流(直接接觸)式、蒸汽噴射換熱和直流蒸發器技術[17,47,50-52]；低溫煙氣拓展到低端差換熱器、混流(直接接觸)式換熱器技術應用[17,48-49]等方案。見圖7、圖8、圖9。

圖7 吸熱式熱泵示意圖

圖8 噴射換熱器示意圖

圖9 協同回收混流式換熱示意圖

文獻[18][23][53]“協同回收”系統構架和工程經驗，為鍋爐、汽輪機和煤化工作為一個整體優先考慮煙氣和乏汽余熱梯級利用和回收提供參考。

3.2 DFIG、變頻電源及“韌性電網”

DFIG、變頻電源組成“韌性”局域電網，DFIG均可以獨立變頻供電也可以切換至工頻母線供電。為保持汽輪發電機組原有的一部分機械轉動慣量儲能優勢，采取DFIG“變頻”手段(原理及等效電路圖，見圖10)，來提高“韌性”為特征局域網的可行性[37]，而不采取看似簡單且相對柔性的“全功率變換變速恒頻發電系統”。

圖10 DFIG原理和等效電路圖

DFIG自動調節技術，為實現“三軸變速發電”功率平衡和一次調頻、煤氣化過程電熱平衡、氣化成分變換調節動態匹配、“韌性”局域電網運行調節奠定了理論基礎，DFIG原理如下

(6)

(7)

(8)

(9)

式(6)～(9)中U1,U2，——定子(局域網)、轉子電壓向量;

E1.氣隙磁場感應電動勢向量;

I1,I2,Im——定、轉子電流和磁場電流向量;

r1,r2——定子、轉子電阻;

X1σ,X2σ,Xm——定、轉子漏抗和互抗，為簡便，記X1=X1σ+Xm,X2=X2σ+Xm;

n——轉差率;

Pcu1,Pcu2——定、轉子銅損;

X1σ,X2σ,Qe——定、轉子消耗的無功功率和氣隙磁場功率;

a,b,c,d——發電機和轉差率有關的系數。

式(6)，反映DFIG定、轉子電壓電流關系。

式(7),式(6)，轉子控制變量(U2,I2)和電網電壓及控制對象定子(P,Q)之間的原理關系。

式(9)，定、轉子有功、無功功率原理關系。

3.3 深度的系統優化設計

圖2、圖3、圖4方案，相比傳統熱電項目增加了20%～40%總投資，必須打破傳統電力規劃、設計理念和習慣，創新設計“規程和規范”，通過深度的優化設計，將其單位千瓦投資平抑在7 000元左右，其深度優化設計的原則為：

汽輪機高、中、低缸高低位布置；輔機取消備用容量設計，并盡量單臺運行設計；“協同回收”、超低排放和煙塔合一技術，取代傳統冷卻塔和煙囪；光伏電解制氧代替空分制氧；優化回熱及梯級利用低成本方案；優先抽汽汽輪機的進汽壓力；優化局域網“黑啟動”及高低壓“大旁路”容量；鍋爐“精準摻配煤炭干預燃燒”技術；優化后煤倉和輸煤形式設計；優化除氧器儲熱等一次調頻手段容量；低品位熱能優先混流(直接接觸)式換熱器；鋁制替代銅制動力電纜；光纖盡量替代控制電纜；嚴格選址及地基處理經濟性論證；嚴格“法人制”、閉口合同、3D施工圖管理；創新項目無息融資方案。

3.4 光伏電解水制氧與CO2捕捉

圖4中，光伏電解水O2代替部分空氣作為低溫燃氣輪機燃燒室氧化劑與高溫燃氣輪機排氣中CO2形成混合物，進入低溫汽輪機燃燒，排氣中產生高濃度的CO2。采用 O2/CO2混合物而不是純氧的原因是為了控制火焰溫度。富氧燃燒優勢在于煙氣中高濃度的CO2，簡化了煤氣燃燒后CO2的分離、純化過程，凸顯了項目CO2低成本捕捉的效果,形成一個可再生能源發電驅動的小型碳循環。項目的光伏資源豐富，光伏電解水制氧成本低，可以節省煤化工昂貴且耗能大的空分裝置和空分成本。

4 規劃設計及原則性熱力系統圖

詳見圖2、圖3、圖4。

5 結 論

圖2、圖3、圖4技改和規劃抓住了電力供電成本中燃料成本(50%左右)和折舊費用(35%左右)合計占總成本85%的牛鼻子，經估算，不同方案節煤10%～40%；通過深度的優化設計，總投資略高于傳統燃煤電機組，供電成本同比下降10%～30%。

圖2、圖3、圖4，超低背壓、三軸變速發電、“協同回收”、DFIG參與煤氣化變換調節的IGCC等技術理論成立，也有案例和文獻可以參考。改變三軸變速汽輪機RqV中變量n可以更好滿足煤化工啟動和正常運行時電熱負荷波動大的需求[33]。

汽輪機通流結構、三軸變速發電轉速和背壓值的優化，不同工況及回熱平衡，各級RqV值合理范圍，多級抽汽設計技改或制造條件、標準及產品制造序列等，“三軸(高、中、低壓缸)變速發電”體系制造及系統集成，超低端差換熱器及低溫腐蝕，混流(直接接觸)式換熱器結構，DFIG聯合控制等，還需要聯合制造廠和設計院進行攻關或創新。

超低背壓機組回熱系統與化工熱力平衡，梯級利用形式，系統靈活性和低成本優化，“協同回收”與煤化工一體化研究，三軸變速恒頻(含DFIG附加頻率、轉速非線性、并網等控制技術)及FDIG之間邏輯控制關系，三軸變速RqV值與煤化工電熱工況研究等，是中試項目的焦點?！昂趩印狈桨讣癋DIG抵抗負荷振蕩的手段是局域網孤網運行的焦點。

圖2、圖3、圖4，相對獨立，又有內在聯系，可以獨立方案和聯合方案運行，其理論對其他能源化工、熱電機組實現低碳發電具有參考價值。

圖4，煤氣化、變換、分離技術復雜、集成度高，核心技術不易被掌控；DFIG參與煤氣化變換調節的研究，對煤化工產品的靈活性、負荷率控制和項目經濟性，燃料煤轉向原料煤，意義重大。