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煤化工
大唐克旗煤制天然气项目是国家发改委核准的第一个煤制气示范项目，建设规模为年产40亿立方米天然气。图为项目全景图。 （本报记者 陈丹江 摄）
“我们在开展煤制天然气、煤制烯烃等新型煤化工项目的建设过程中，遇到的一个突出问题，就是公用动力岛的配置问题。受观念的局限和政策的限制，我们目前配置的动力岛说小不小、说大不大，能源转化率不高，经济性也不好。”大唐能源化工有限责任公司总经理、大唐克旗煤制天然气公司董事长张明在接受记者采访时，明确表达了自己的观点：建设大型煤化工示范项目必须树立“化工厂也是动力厂”的理念，要打破传统项目中化工和动力的分割，配套大型动力岛可以实施能量优化和集成，提高整体能源转化效率。
记者了解到，张明曾长期在电力行业工作，如今又在煤化工领域摸爬滚打了近四年时间，两方面的理论积累与实践探索，使他对大型煤化工项目该怎样科学配置动力岛有着自己的切身感受和独特见解。新型煤化工项目为何需要配套大型动力岛？记者就这一话题与他进行了深入交流。
革新思路，“以汽定电”要改变
张明介绍说：受传统思维影响，“十一五”期间及以前，我国的煤化工项目热电方案是按照化工行业传统的配套热电方案建设的，即按照“以汽定电”的原则配置煤化工动力站方案，以保证化工装置运行的可靠性为前提，配套中小型锅炉和抽凝式发电机组。这种热点方案虽然灵活性较好，但等级较低，影响了装置总体能源转化效率的提高。
以大唐克旗40亿立方米/年煤制天然气项目为例，全厂加热蒸汽负荷为3694吨/时，动力蒸汽负荷为855吨/时，全厂用电负荷328.4兆瓦，工艺副产蒸汽2125吨/时，热电车间配套7台470吨/时，9.81兆帕、540度高温高压锅炉+2台100兆瓦抽凝汽轮发电机组+3台3兆瓦抽背式汽轮发电机。该项目热电机组按照“以汽定电”原则设计建设，虽然理论上可以满足化工项目用电需求，但受发电效率等问题影响，热电机组仅能满足项目一、二期工程用电需求，受单机规模小、锅炉数量多、凝汽量大、副产蒸汽利用率低等不利因素制约，实际上，机组无法满足项目三期工程的用电需求。该项目公用工程能耗约占总耗能29%，这在一定程度上影响了项目的能源转换效率。大唐克旗煤制天然气项目中期评估结果表明，项目总体能效为53.23%，项目总体效能不高。而如果该项目要上“大二期”，即将40亿立方米/年规模扩至80亿立方米/年规模，则还需要重复再建动力岛。
同理，神华包头建设的60万吨/年煤制烯烃示范项目，也是由于动力岛配置不合理，公用工程能耗占总能耗的28%，全厂能源转化率约为35.2%。神华108万吨直接法煤制油项目，全厂能源转化效率为45.87%。
而其它的煤化工项目，例如煤制合成氨、煤制甲醇、煤制乙二醇等项目，目前大多按照传统的中小型锅炉、热电联产的方式建设，从能源转化的效率角度看，配套热电装置未能优化，也影响了项目总体能源效率的提高。
由此可见，我国“十一五”期间开建的几个大型煤化工示范项目，受“以汽定电”思维制约，由于动力岛配置过小，能源转化效率普遍不高，影响了项目的经济性。
发电装置技术、机电技术的发展，国家对节能减排的约束性指标要求以及电力行业体制机制的改革，这一切都为煤炭深加工项目公用动力岛的配置提供了技术和机制优化的条件。
目前，我国的燃煤超超临界的供电效率已达45%，超临界的供电效率达到42%，E级燃机组成的IGCC供电效率达到41%，F级燃机组成的IGCC的供电效率达到47%。随着发电行业的工质参数提高、单机容量增大，机组能效逐步提高，由先进的发电机组构成的热电联产机组热效率可达85%，大型异步、同步发动机的效率达到98.5%。而电力行业的技术进步也为打破“以汽定电”的传统思维提供了新的选择。
一些传统煤化工项目规模较小，配套动力系统也较小。为增加企业自身发电量，降低生产成本，山东红日阿康公司动力分厂针对设备真空度低的特点，通过加强凝汽器的清洗等措施，增强汽轮机的换热效率。图为公司维修人员正在检修汽轮机。
（刘海青 摄）
适度超前，大型高效成主流
张明认为，既然传统的“以汽定电”方案导致热电效率低，从提高能效、降低污染物排放角度看，建设大型高效的发电机组是未来动力岛建设的趋势，但这需要国家出台相关的配套政策。在建设煤化工项目时，允许有条件的企业上大机组，这既保证了煤化工项目的发展需要，同时还满足了国家经济发展对电力增长的客观需求，可谓是一举两得。
煤制油、煤制烯烃、煤制天然气等新型煤炭深加工项目，与传统的煤制合成氨、煤制甲醇等中小型煤化工项目相比，其能源转化、消耗量均发生了巨大的变化。例如，传统的30万~50万吨/年合成氯项目，年转化原料、燃料煤量约为50万~100万吨，全厂的电、热动力负荷约60兆~100兆瓦，副产蒸气量不大，容易在系统内平衡，热动系统的设置考虑以可靠安全为前提，设置较为灵活的中小型机组，以供热为主，回收高品位能源发电。大型煤炭深加工转化煤量在500吨~2000吨/年，全厂电、热动力负荷在300兆~600兆瓦，副产蒸汽量在千吨/时以上，还有大量的中低品位热源，具备设置大型机组，实施大型煤化电热一体化项目的条件。
据记者了解，中海油、河北建设集团等三家联合在鄂尔多斯建设的120亿立方米/年煤制天然气项目，动力岛方案即考虑采用2台350兆瓦机组规模。
但目前的问题是，大型煤化工项目动力岛建设往往会遭遇审批难。不少业内人士建议，国家应出台关于煤炭深加工项目配套公用动力岛申报、审批的管理规定，理顺关系，明确管理程序。不论是采用一体化或独立的建设模式，建议配套的热电项目装置最好与化工装置作为一个整体项目上报、审批，以优化整体方案，简化审批手续，减少企业负担。而这也有利于提高煤炭深加工产业的转化效率，达到社会效益、经济效益协调发展的目的。
煤炭深加工项目配套的公用能源站应向大容量、高参数的方向发展。为满足可靠性，机组建设台数应在2台及以上，电力的供应应充分考虑电网的备用能力。用电规模较小的项目宜配套抽凝、抽背机组；150兆瓦及以上宜配套建设E级IGCC联电联产机组；400兆瓦及以上容量的电力需求宜配套建设大型超临界机组热电联产机组；也可建设F级IGCC热电联产机组。
对于单个建设的大型煤化工项目，动力岛宜大不宜小。具体来说，对于80亿立方米/年的煤制天然气项目，建议配套建设2台350MW的超临界燃煤机组，提供高温高压，中温中压等级的蒸汽，并将化工过程副产的低品位蒸汽用于补充水系统的加热。对于60万吨/年的煤制烯烃项目，建议配套建设2台E级IGCC，装置驱动采用电力和汽动的组合。对于120万吨/年煤制烯烃项目，建议配套建设2台350MW的超临界燃煤机组。
对于大型综合园区项目用电负荷高，作为多个项目的公用动力岛，用户对供电、供汽的可靠性要求更高，建议建设相配套的超临界机组，对接入和总降统一考虑，蒸汽用户合理布局，统筹供汽、供气、输电。
图为神华包头煤制烯烃热电中心热电动力装置全景。 （本报记者 呼跃军 摄）
双管齐下，化工电力协同发展
张明认为，目前国家对煤化工配套的发电项目，富余电量在上网许可、上网电价等方面还存在限制性政策，让煤化工项目在考虑动力岛配置时左右为难。动力岛建小了，除影响项目效能外，还对未来项目可能的扩建形成制约；装置建大了，富余电量上网难、电价低，同样影响项目的经济性。
以大唐克旗煤制天然气项目为例。该项目40亿立方米天然气分三期滚动建设，每期工程均为13.3亿立方米。由于动力装置须先于化工项目建成投运，富余电量的“出路”就成了问题。克旗煤制气项目中由于管线原因，一期项目建成后一直未能投产，而发电装置又需营运，按照现行政策，自备电厂富余电量上网电价仅为0.25元/千瓦时，为发电企业上网电价的50%~70%；而如果项目全部投产后，当自备电厂的电量不够需要购电时，其购电价为0.47元/千瓦时。这就是说，购电价要高于卖电价近一倍，如此以来，这些“不大不小”的动力岛对大型煤化工企业的经济效益影响很大。
张明建议，国家应顺应现代煤化工的发展趋势，从节能减排的角度出发，出台新的支持性政策措施，鼓励煤化工一体化的建设模式，提高能源利用效率。大型煤炭深加工升级示范项目应真正作为一个煤、化、电、热一体化能源转化项目，按照化工、供热、供电规模化、一体化的方式配置，在将煤转化为能源（化工）产品的同时，也可兼具公共电源点的功能。从设备制造、运行稳定、提高能效的角度来看，大型煤炭深加工项目配套建设公共电源点，既可发挥作为公共电厂的功能，又可满足大型煤化工园区的公用工程需求，可有效地提高整体能源转化效率。园区化的建设模式，可以统筹考虑煤炭运输、储存的等设施建设，有利于降低物流成本，也便于与电网运营结合，合理安排电力高度和减低用电成本。
煤、化、电、热一体化项目的发电机组，既承担了原有煤炭加工企业的自备电站角色，又承担了区域电厂的功能。国家应对此类电厂应给与系统接入的同等待遇，同电同价；并兼顾煤炭加工企业的用汽、用电需求，给予合理调度。
同时，国家应优先考虑低价阶煤的利用。从政策上鼓励大型煤炭深加工项目优先考虑低阶煤的利用，提高其开发利用效率。应按照不同质量煤炭的等级进行分类要求，对不同质量的煤炭深加工利用制定出相应的、差别化的能源转化效率要求。
图为山西焦化电气公司大检修一角。
