浅析煤化工中热电装置的配置方案

陈昊

摘要：目前国内煤化工项目发展形势迅猛，文章以一个煤制天然气项目为例，在公用工程条件都已经确定的情况下，对热电装置的配置方案进行讨论。综合考虑化工生产的实际运行和化工工艺的可操作性等问题，对锅炉、汽轮机的选型进行比较，从能量转化率等方面进行分析，研究热电配置方案之间的优缺点与不同点，为今后类似项目提供一定的参考。

关键词：煤化工；热电装置；配置方案；煤制天然气项目；能量转化率 文献标识码：A

中图分类号：TP273 文章编号：1009-2374（2017）06-0213-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2017.06.106

1 概述

目前国内煤化工发展迅猛，尤其在煤炭资源丰富的新疆、内蒙古和宁夏等西部地区，因为煤炭长距离运输的经济效益并不理想，所以需建设坑口电站西电东送或者将转化为天然气、甲醇或烯烃等高附加值产品外运，提高经济效益。新疆的煤炭资源非常丰富，储量预计达到2.19万亿吨，约占全国预计总储量的40%。“十一五”期间，新疆新增的已查明煤炭资源储量突破2500亿吨，在这个五年间，全自治区生产原煤总量为3.43亿吨，年平均增长21%。区内规划了四个主要的煤电煤化工基地，分别是准东、伊犁、吐哈和库拜，在“西部大开发”政策的指导下，具有雄厚实力的企业开始积极地走进新疆，开展煤炭方面的生产和深度加工，这些行为不仅增加和带动了当地的就业和经济增长，同时减少了我国对国外能源和化工产品的依赖性。

2 项目方案

本文则以新疆某一个煤制天然气项目为例，项目的煤制天然气流程如图1所示。煤化工和热电装置之间的介质交换参数如表1所示。

表1中主要的介质为蒸汽，煤化工需要热电装置提供9.8MPa的高压蒸汽和0.6MPa的低压蒸汽。采暖期时，需要增加0.6MPa蒸汽的用量。从煤化工回到热电装置介质的主要为热除盐水，经过预热后一部分可以用于煤化工其他装置，一部分用于锅炉给水。煤化工电力负荷需求为325MW，热电装置本身也存在一定的用电负荷。

根据本项目的公用工程条件，两个方案内容如下：

2.1 方案一：2×350MW超临界机组+3×120t/h高压锅炉

本方案采用2台350MW的超临界机组发电，满足煤化工用电需求，机组中的低压蒸汽供给煤化工。3台高压锅炉，满足正常运行时高压蒸汽（9.8MPa）需求，但冬季开车时还需要从超临界机组主蒸汽管道抽出部分蒸汽进行补充。当一台超临界机组检修时，另一台机组发电量为350MW，仍可满足煤化工320MW的用电负荷，每台机组中可以抽出的低压蒸汽（1.2MPa，～380℃）最大量为400t/h，同样满足本工程的低压蒸汽需求。350MW超临界机组无法直接抽出高压蒸汽（9.81MPa，540℃），只能通过其主蒸汽减温减压后提供，从能源利用的角度考虑，这种方式既不合理也不经济，所以在本方案中高压蒸汽（9.81MPa，540℃）由另建的高温高压锅炉供应。

2.2 方案二：4×100MW高温高压机组+3×260t/h高压锅炉

本方案采用安装4台100MW高温高压机组，可以提供400MW电力，当有一台机组检修时，需要从电网购电，每台汽轮机均可抽出低压蒸汽（1.2MPa，～305℃），汽量约为210t/h，所以满足煤化工对于低压蒸汽的需求。3台260t/h高温高压锅炉，满足9.8MPa的高压蒸汽负荷，当一台锅炉检修时，另两台锅炉也可基本满足煤化工对于蒸汽的需求。

3 结果分析

方案一与方案二从技术角度均可以满足煤化工的电力、蒸汽和运行稳定性的需求，达到以汽定电、自产自用的标准。

在方案中并未提及热电装置的冷却模式，考虑到新疆地处内陆地区，年降水偏少，区内基本为内流河，分配的水量有限，国家关于煤化工的节水政策也比较严苛，所以建议热电装置采用空冷方式。

本工程預计采用发热量较低的烟煤，循环流化床的脱硫效率已经难以满足环保标准的要求，即脱硫效率应大于95%，出于安全运行的考虑，两个方案均采用煤粉炉，配合水平浓淡分离燃烧器，以减少NOx的排放。煤粉炉作为一种应用广泛的悬浮燃烧炉，其技术成熟可靠，燃烧效率高，炉内磨损较轻，连续运行周期相对较长，稳定可靠且易于自动控制，运行经验丰富，两种方案均配置多台锅炉，根据实际负荷的变化可以对锅炉的运行台数进行调整，以使其在比较经济的负荷范围内运行。

方案一的优点是每千瓦电量的造价低，发电标煤耗率相对较低，能源转化率较高，超临界机组发电厂热效率大约可达44%。在化工装置已经整体优化完毕的前提下，热电装置能源转化率的提高有助于提高项目整体的转化率，增强项目本身的核心竞争力。缺点就是装置的整体投资偏高，而且除去向煤化工提供蒸汽和电力的同时，仍有相当的电力通过接入当地电网进行消纳，必须与外部电网和当地政府进行协调落实电力市场空间，如果机组未能满负荷运行，转化率和煤耗率均会受到影响。

方案二的优点是整体投资偏少，因为机组的容量下降，但同样可以满足煤化工的电力和蒸汽需求，当一台机组停运时需从当地电网购电。规划的占地较小，总体耗煤量偏低。但能源转化率不及方案一，随着国家政策的变化，对于小机组的运行和环保要求的提高，未来存在一定的政策风险，需要预留改造空间。

两个方案是从不同的角度、不同的思考方向来阐述热电装置的选型。方案无优劣之分，只是侧重点不同，根据每个项目的当地社会环境、公用工程需求等因素，选择一种适合自身化工项目的热电设计方案才是最重要的。

除了以上两个方案，还可以考虑建设燃气蒸汽联合循环IGCC电站，IGCC是一种可持续发展的洁净煤燃烧技术，对我国的节能减排有重要影响。热电站燃料来源可以是合成气或天然气，也可以自建气化炉。IGCC电站供电净效率最高已经达到43%，相比于常规亚临界燃煤电站效率大约高5%～7%，相当于超超临界机组的供电效率。随着燃气轮机的发展，IGCC供电效率则可以达到52%；电站的耗水量约为同容量同种冷却方式常规燃煤机组的1/2～2/3；环境污染小，SO2、NOx的排放可以满足日益严格的环保要求，但是其投资费用和发电成本比较高。机组选型可以初步确定为2×170MW，燃料是否可以采用煤化工气化炉的合成气还需进一步论证。在满足电力供应的基础上，煤化工需求的高压蒸汽可以通过余热锅炉来生产，低压蒸汽则可从汽轮机低压缸中抽取。

本热电装置是煤化工项目附属设施，其燃料与煤化工所用原煤煤源一致，且只占总耗量的一小部分。其产生的蒸汽和电力主要供给煤化工，所以煤化工项目决定着本装置的市场风险。在装置建设实施过程中，应以规模化为指导，设计和设备的具体选型则应本着低污染、低能耗和高产值的原则，关注清洁生产，建设过程中紧抓质量管理和费用控制。重视环保，把可持续发展战略贯彻于装置基建生产之中，同时充分考虑环保治理和环保建设，建设脱硫和废污水处理设施，减少SO2、烟尘和NOx等污染物的排放量，使热电装置排放满足国家和地方排放标准及总量控制要求。

参考文献

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（责任编辑：周 琼）