提高能源效率須打破“以汽定電”模式 

大唐克旗煤制天然氣項目是國家發改委核準的第一個煤制氣示范項目，建設規模為年產40億立方米天然氣。圖為項目全景圖。  （本報記者 陳丹江 攝）

 
　
　　“我們在開展煤制天然氣、煤制烯烴等新型煤化工項目的建設過程中，遇到的一個突出問題，就是公用動力島的配置問題。受觀念的局限和政策的限制，我們目前配置的動力島說小不小、說大不大，能源轉化率不高，經濟性也不好。”大唐能源化工有限責任公司總經理、大唐克旗煤制天然氣公司董事長張明在接受記者采訪時，明確表達了自己的觀點：建設大型煤化工示范項目必須樹立“化工廠也是動力廠”的理念，要打破傳統項目中化工和動力的分割，配套大型動力島可以實施能量優化和集成，提高整體能源轉化效率。

　　記者了解到，張明曾長期在電力行業工作，如今又在煤化工領域摸爬滾打了近四年時間，兩方面的理論積累與實踐探索，使他對大型煤化工項目該怎樣科學配置動力島有著自己的切身感受和獨特見解。新型煤化工項目為何需要配套大型動力島？記者就這一話題與他進行了深入交流。

　　革新思路，“以汽定電”要改變

　　張明介紹說：受傳統思維影響，“十一五”期間及以前，我國的煤化工項目熱電方案是按照化工行業傳統的配套熱電方案建設的，即按照“以汽定電”的原則配置煤化工動力站方案，以保證化工裝置運行的可靠性為前提，配套中小型鍋爐和抽凝式發電機組。這種熱點方案雖然靈活性較好，但等級較低，影響了裝置總體能源轉化效率的提高。

　　以大唐克旗40億立方米/年煤制天然氣項目為例，全廠加熱蒸汽負荷為3694噸/時，動力蒸汽負荷為855噸/時，全廠用電負荷328.4兆瓦，工藝副產蒸汽2125噸/時，熱電車間配套7臺470噸/時，9.81兆帕、540度高溫高壓鍋爐+2臺100兆瓦抽凝汽輪發電機組+3臺3兆瓦抽背式汽輪發電機。該項目熱電機組按照“以汽定電”原則設計建設，雖然理論上可以滿足化工項目用電需求，但受發電效率等問題影響，熱電機組僅能滿足項目一、二期工程用電需求，受單機規模小、鍋爐數量多、凝汽量大、副產蒸汽利用率低等不利因素制約，實際上，機組無法滿足項目三期工程的用電需求。該項目公用工程能耗約占總耗能29%，這在一定程度上影響了項目的能源轉換效率。大唐克旗煤制天然氣項目中期評估結果表明，項目總體能效為53.23%，項目總體效能不高。而如果該項目要上“大二期”，即將40億立方米/年規模擴至80億立方米/年規模，則還需要重復再建動力島。

　　同理，神華包頭建設的60萬噸/年煤制烯烴示范項目，也是由于動力島配置不合理，公用工程能耗占總能耗的28%，全廠能源轉化率約為35.2%。神華108萬噸直接法煤制油項目，全廠能源轉化效率為45.87%。

　　而其它的煤化工項目，例如煤制合成氨、煤制甲醇、煤制乙二醇等項目，目前大多按照傳統的中小型鍋爐、熱電聯產的方式建設，從能源轉化的效率角度看，配套熱電裝置未能優化，也影響了項目總體能源效率的提高。

　　由此可見，我國“十一五”期間開建的幾個大型煤化工示范項目，受“以汽定電”思維制約，由于動力島配置過小，能源轉化效率普遍不高，影響了項目的經濟性。

　　發電裝置技術、機電技術的發展，國家對節能減排的約束性指標要求以及電力行業體制機制的改革，這一切都為煤炭深加工項目公用動力島的配置提供了技術和機制優化的條件。

　　目前，我國的燃煤超超臨界的供電效率已達45%，超臨界的供電效率達到42%，E級燃機組成的IGCC供電效率達到41%，F級燃機組成的IGCC的供電效率達到47%。隨著發電行業的工質參數提高、單機容量增大，機組能效逐步提高，由先進的發電機組構成的熱電聯產機組熱效率可達85%，大型異步、同步發動機的效率達到98.5%。而電力行業的技術進步也為打破“以汽定電”的傳統思維提供了新的選擇。

一些傳統煤化工項目規模較小，配套動力系統也較小。為增加企業自身發電量，降低生產成本，山東紅日阿康公司動力分廠針對設備真空度低的特點，通過加強凝汽器的清洗等措施，增強汽輪機的換熱效率。圖為公司維修人員正在檢修汽輪機。  （劉海青 攝）

　　適度超前，大型高效成主流

　　張明認為，既然傳統的“以汽定電”方案導致熱電效率低，從提高能效、降低污染物排放角度看，建設大型高效的發電機組是未來動力島建設的趨勢，但這需要國家出臺相關的配套政策。在建設煤化工項目時，允許有條件的企業上大機組，這既保證了煤化工項目的發展需要，同時還滿足了國家經濟發展對電力增長的客觀需求，可謂是一舉兩得。

　　煤制油、煤制烯烴、煤制天然氣等新型煤炭深加工項目，與傳統的煤制合成氨、煤制甲醇等中小型煤化工項目相比，其能源轉化、消耗量均發生了巨大的變化。例如，傳統的30萬~50萬噸/年合成氯項目，年轉化原料、燃料煤量約為50萬~100萬噸，全廠的電、熱動力負荷約60兆~100兆瓦，副產蒸氣量不大，容易在系統內平衡，熱動系統的設置考慮以可靠安全為前提，設置較為靈活的中小型機組，以供熱為主，回收高品位能源發電。大型煤炭深加工轉化煤量在500噸~2000噸/年，全廠電、熱動力負荷在300兆~600兆瓦，副產蒸汽量在千噸/時以上，還有大量的中低品位熱源，具備設置大型機組，實施大型煤化電熱一體化項目的條件。

　　據記者了解，中海油、河北建設集團等三家聯合在鄂爾多斯建設的120億立方米/年煤制天然氣項目，動力島方案即考慮采用2臺350兆瓦機組規模。

　　但目前的問題是，大型煤化工項目動力島建設往往會遭遇審批難。不少業內人士建議，國家應出臺關于煤炭深加工項目配套公用動力島申報、審批的管理規定，理順關系，明確管理程序。不論是采用一體化或獨立的建設模式，建議配套的熱電項目裝置最好與化工裝置作為一個整體項目上報、審批，以優化整體方案，簡化審批手續，減少企業負擔。而這也有利于提高煤炭深加工產業的轉化效率，達到社會效益、經濟效益協調發展的目的。

　　煤炭深加工項目配套的公用能源站應向大容量、高參數的方向發展。為滿足可靠性，機組建設臺數應在2臺及以上，電力的供應應充分考慮電網的備用能力。用電規模較小的項目宜配套抽凝、抽背機組；150兆瓦及以上宜配套建設E級IGCC聯電聯產機組；400兆瓦及以上容量的電力需求宜配套建設大型超臨界機組熱電聯產機組；也可建設F級IGCC熱電聯產機組。

　　對于單個建設的大型煤化工項目，動力島宜大不宜小。具體來說，對于80億立方米/年的煤制天然氣項目，建議配套建設2臺350MW的超臨界燃煤機組，提供高溫高壓，中溫中壓等級的蒸汽，并將化工過程副產的低品位蒸汽用于補充水系統的加熱。對于60萬噸/年的煤制烯烴項目，建議配套建設2臺E級IGCC，裝置驅動采用電力和汽動的組合。對于120萬噸/年煤制烯烴項目，建議配套建設2臺350MW的超臨界燃煤機組。

　　對于大型綜合園區項目用電負荷高，作為多個項目的公用動力島，用戶對供電、供汽的可靠性要求更高，建議建設相配套的超臨界機組，對接入和總降統一考慮，蒸汽用戶合理布局，統籌供汽、供氣、輸電。

圖為神華包頭煤制烯烴熱電中心熱電動力裝置全景。 （本報記者 呼躍軍 攝）

　　雙管齊下，化工電力協同發展

　　張明認為，目前國家對煤化工配套的發電項目，富余電量在上網許可、上網電價等方面還存在限制性政策，讓煤化工項目在考慮動力島配置時左右為難。動力島建小了，除影響項目效能外，還對未來項目可能的擴建形成制約；裝置建大了，富余電量上網難、電價低，同樣影響項目的經濟性。

　　以大唐克旗煤制天然氣項目為例。該項目40億立方米天然氣分三期滾動建設，每期工程均為13.3億立方米。由于動力裝置須先于化工項目建成投運，富余電量的“出路”就成了問題?？似烀褐茪忭椖恐杏捎诠芫€原因，一期項目建成后一直未能投產，而發電裝置又需營運，按照現行政策，自備電廠富余電量上網電價僅為0.25元/千瓦時，為發電企業上網電價的50%~70%；而如果項目全部投產后，當自備電廠的電量不夠需要購電時，其購電價為0.47元/千瓦時。這就是說，購電價要高于賣電價近一倍，如此以來，這些“不大不小”的動力島對大型煤化工企業的經濟效益影響很大。

　　張明建議，國家應順應現代煤化工的發展趨勢，從節能減排的角度出發，出臺新的支持性政策措施，鼓勵煤化工一體化的建設模式，提高能源利用效率。大型煤炭深加工升級示范項目應真正作為一個煤、化、電、熱一體化能源轉化項目，按照化工、供熱、供電規?；⒁惑w化的方式配置，在將煤轉化為能源（化工）產品的同時，也可兼具公共電源點的功能。從設備制造、運行穩定、提高能效的角度來看，大型煤炭深加工項目配套建設公共電源點，既可發揮作為公共電廠的功能，又可滿足大型煤化工園區的公用工程需求，可有效地提高整體能源轉化效率。園區化的建設模式，可以統籌考慮煤炭運輸、儲存的等設施建設，有利于降低物流成本，也便于與電網運營結合，合理安排電力高度和減低用電成本。

　　煤、化、電、熱一體化項目的發電機組，既承擔了原有煤炭加工企業的自備電站角色，又承擔了區域電廠的功能。國家應對此類電廠應給與系統接入的同等待遇，同電同價；并兼顧煤炭加工企業的用汽、用電需求，給予合理調度。

　　同時，國家應優先考慮低價階煤的利用。從政策上鼓勵大型煤炭深加工項目優先考慮低階煤的利用，提高其開發利用效率。應按照不同質量煤炭的等級進行分類要求，對不同質量的煤炭深加工利用制定出相應的、差別化的能源轉化效率要求。

圖為山西焦化電氣公司大檢修一角。（李彥 攝）