淺析煤化工中熱電裝置的配置方案

陳昊

摘要：目前國內煤化工項目發展形勢迅猛，文章以一個煤制天然氣項目為例，在公用工程條件都已經確定的情況下，對熱電裝置的配置方案進行討論。綜合考慮化工生產的實際運行和化工工藝的可操作性等問題，對鍋爐、汽輪機的選型進行比較，從能量轉化率等方面進行分析，研究熱電配置方案之間的優缺點與不同點，為今后類似項目提供一定的參考。

關鍵詞：煤化工；熱電裝置；配置方案；煤制天然氣項目；能量轉化率 文獻標識碼：A

中圖分類號：TP273 文章編號：1009-2374（2017）06-0213-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2017.06.106

1 概述

目前國內煤化工發展迅猛，尤其在煤炭資源豐富的新疆、內蒙古和寧夏等西部地區，因為煤炭長距離運輸的經濟效益并不理想，所以需建設坑口電站西電東送或者將轉化為天然氣、甲醇或烯烴等高附加值產品外運，提高經濟效益。新疆的煤炭資源非常豐富，儲量預計達到2.19萬億噸，約占全國預計總儲量的40%。“十一五”期間，新疆新增的已查明煤炭資源儲量突破2500億噸，在這個五年間，全自治區生產原煤總量為3.43億噸，年平均增長21%。區內規劃了四個主要的煤電煤化工基地，分別是準東、伊犁、吐哈和庫拜，在“西部大開發”政策的指導下，具有雄厚實力的企業開始積極地走進新疆，開展煤炭方面的生產和深度加工，這些行為不僅增加和帶動了當地的就業和經濟增長，同時減少了我國對國外能源和化工產品的依賴性。

2 項目方案

本文則以新疆某一個煤制天然氣項目為例，項目的煤制天然氣流程如圖1所示。煤化工和熱電裝置之間的介質交換參數如表1所示。

表1中主要的介質為蒸汽，煤化工需要熱電裝置提供9.8MPa的高壓蒸汽和0.6MPa的低壓蒸汽。采暖期時，需要增加0.6MPa蒸汽的用量。從煤化工回到熱電裝置介質的主要為熱除鹽水，經過預熱后一部分可以用于煤化工其他裝置，一部分用于鍋爐給水。煤化工電力負荷需求為325MW，熱電裝置本身也存在一定的用電負荷。

根據本項目的公用工程條件，兩個方案內容如下：

2.1 方案一：2×350MW超臨界機組+3×120t/h高壓鍋爐

本方案采用2臺350MW的超臨界機組發電，滿足煤化工用電需求，機組中的低壓蒸汽供給煤化工。3臺高壓鍋爐，滿足正常運行時高壓蒸汽（9.8MPa）需求，但冬季開車時還需要從超臨界機組主蒸汽管道抽出部分蒸汽進行補充。當一臺超臨界機組檢修時，另一臺機組發電量為350MW，仍可滿足煤化工320MW的用電負荷，每臺機組中可以抽出的低壓蒸汽（1.2MPa，～380℃）最大量為400t/h，同樣滿足本工程的低壓蒸汽需求。350MW超臨界機組無法直接抽出高壓蒸汽（9.81MPa，540℃），只能通過其主蒸汽減溫減壓后提供，從能源利用的角度考慮，這種方式既不合理也不經濟，所以在本方案中高壓蒸汽（9.81MPa，540℃）由另建的高溫高壓鍋爐供應。

2.2 方案二：4×100MW高溫高壓機組+3×260t/h高壓鍋爐

本方案采用安裝4臺100MW高溫高壓機組，可以提供400MW電力，當有一臺機組檢修時，需要從電網購電，每臺汽輪機均可抽出低壓蒸汽（1.2MPa，～305℃），汽量約為210t/h，所以滿足煤化工對于低壓蒸汽的需求。3臺260t/h高溫高壓鍋爐，滿足9.8MPa的高壓蒸汽負荷，當一臺鍋爐檢修時，另兩臺鍋爐也可基本滿足煤化工對于蒸汽的需求。

3 結果分析

方案一與方案二從技術角度均可以滿足煤化工的電力、蒸汽和運行穩定性的需求，達到以汽定電、自產自用的標準。

在方案中并未提及熱電裝置的冷卻模式，考慮到新疆地處內陸地區，年降水偏少，區內基本為內流河，分配的水量有限，國家關于煤化工的節水政策也比較嚴苛，所以建議熱電裝置采用空冷方式。

本工程預計采用發熱量較低的煙煤，循環流化床的脫硫效率已經難以滿足環保標準的要求，即脫硫效率應大于95%，出于安全運行的考慮，兩個方案均采用煤粉爐，配合水平濃淡分離燃燒器，以減少NOx的排放。煤粉爐作為一種應用廣泛的懸浮燃燒爐，其技術成熟可靠，燃燒效率高，爐內磨損較輕，連續運行周期相對較長，穩定可靠且易于自動控制，運行經驗豐富，兩種方案均配置多臺鍋爐，根據實際負荷的變化可以對鍋爐的運行臺數進行調整，以使其在比較經濟的負荷范圍內運行。

方案一的優點是每千瓦電量的造價低，發電標煤耗率相對較低，能源轉化率較高，超臨界機組發電廠熱效率大約可達44%。在化工裝置已經整體優化完畢的前提下，熱電裝置能源轉化率的提高有助于提高項目整體的轉化率，增強項目本身的核心競爭力。缺點就是裝置的整體投資偏高，而且除去向煤化工提供蒸汽和電力的同時，仍有相當的電力通過接入當地電網進行消納，必須與外部電網和當地政府進行協調落實電力市場空間，如果機組未能滿負荷運行，轉化率和煤耗率均會受到影響。

方案二的優點是整體投資偏少，因為機組的容量下降，但同樣可以滿足煤化工的電力和蒸汽需求，當一臺機組停運時需從當地電網購電。規劃的占地較小，總體耗煤量偏低。但能源轉化率不及方案一，隨著國家政策的變化，對于小機組的運行和環保要求的提高，未來存在一定的政策風險，需要預留改造空間。

兩個方案是從不同的角度、不同的思考方向來闡述熱電裝置的選型。方案無優劣之分，只是側重點不同，根據每個項目的當地社會環境、公用工程需求等因素，選擇一種適合自身化工項目的熱電設計方案才是最重要的。

除了以上兩個方案，還可以考慮建設燃氣蒸汽聯合循環IGCC電站，IGCC是一種可持續發展的潔凈煤燃燒技術，對我國的節能減排有重要影響。熱電站燃料來源可以是合成氣或天然氣，也可以自建氣化爐。IGCC電站供電凈效率最高已經達到43%，相比于常規亞臨界燃煤電站效率大約高5%～7%，相當于超超臨界機組的供電效率。隨著燃氣輪機的發展，IGCC供電效率則可以達到52%；電站的耗水量約為同容量同種冷卻方式常規燃煤機組的1/2～2/3；環境污染小，SO2、NOx的排放可以滿足日益嚴格的環保要求，但是其投資費用和發電成本比較高。機組選型可以初步確定為2×170MW，燃料是否可以采用煤化工氣化爐的合成氣還需進一步論證。在滿足電力供應的基礎上，煤化工需求的高壓蒸汽可以通過余熱鍋爐來生產，低壓蒸汽則可從汽輪機低壓缸中抽取。

本熱電裝置是煤化工項目附屬設施，其燃料與煤化工所用原煤煤源一致，且只占總耗量的一小部分。其產生的蒸汽和電力主要供給煤化工，所以煤化工項目決定著本裝置的市場風險。在裝置建設實施過程中，應以規模化為指導，設計和設備的具體選型則應本著低污染、低能耗和高產值的原則，關注清潔生產，建設過程中緊抓質量管理和費用控制。重視環保，把可持續發展戰略貫徹于裝置基建生產之中，同時充分考慮環保治理和環保建設，建設脫硫和廢污水處理設施，減少SO2、煙塵和NOx等污染物的排放量，使熱電裝置排放滿足國家和地方排放標準及總量控制要求。

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（責任編輯：周 瓊）