建议人:江苏新海发电有限公司 崔国华
一、项目设立背景
连云港石化基地是国家七大石化产业基地之一,是以炼油、乙烯、芳烃一体化为基础,多元化原料加工为补充,清洁能源、有机原料和合成材料为主体,化工新材料和精细化工为特色,形成多产品链、多产品集群的大型炼化一体化基地。根据规划,基地年炼油5000万吨,年产乙烯300万吨、芳烃500万吨,以及一批市场前景好的石化产品,计划分三期建设。该基地建成后将承接江苏省沿江石化产业转移,促进产业调整和升级,满足长三角地区和中西部地区对石化产品及原料需求,成为带动长三角地区、江苏沿海地区和新亚欧大陆桥沿线区域相关产业及经济发展的能源和原材料产业基地。
与基地配套建设的公用工程,主要为炼化一体化项目提供蒸汽、电力、氢气及其它工业气体,将采取集中布置、统一规划、分期实施的原则建设。根据国家发改办产业〔2013〕2924号文批复,一期工程公用工程“原则上禁止新建燃煤锅炉,积极探讨IGCC和供热制氢煤炭清洁利用方式,努力降低污染物产生量,力争实现近零排放”。IGCC是整体煤气化联合循环(Integrated GasifiCation Combined Cycle)的简称,是将固体煤气化、净化与燃气——蒸汽联合循环发电相结合的一种洁净煤发电技术。
为贯彻国家发改委批复精神,连云港石化产业基地建设指挥部组织开展了公用工程IGCC及煤炭清洁利用研究工作,委托华北电力设计院编制了《连云港石化产业基地IGCC及多联产项目初步可行性研究报告》,组织相关专家对国内部分IGCC项目进行了调研。
我国自1978年开始IGCC技术的研究,从“八五”计划至“十二五”规划均将其列入国家重点科技发展项目。1999年,国家批准了烟台IGCC示范电站项目建议书,但由于种种原因至今未能开工建设。2009年,华能天津IGCC示范电站在天津临港工业区正式开工,标志着具有我国自主知识产权的“绿色煤电”计划取得实质性进展。但是,我国的IGCC发电技术仍处于起步阶段,设备制造还在科研及示范阶段,受以下几个因素影响,IGCC工程建设在国内还是“雷声大、雨点小”的局面,难以在全国全面推广。一是技术层面。IGCC技术的可靠性比预想的要低,由于IGCC是由多种设备、多项技术集成的复杂系统,某些单个组成部件尚未充分优化,若其中一台设备发生故障会快速影响到其它运行设备,同其它发电技术相比,IGCC操作灵活性较差,冷启动时间非常长,一般需40-80h(传统的燃煤机组大约需8-10h),其启动时间长,工况调整时间也很长,在很大程度上影响了整个电站的运行灵活性和可靠性;二是成本因素。目前IGCC电站的关键技术和设备,主要包括气化炉、燃气轮机、空分装置等需从国外购买,其工程设计、开发成本加上设备成本是常规电站成本的几倍,此外工程建设周期长,煤炭在气化之后的废气产品处理方面的成本也比较高;三是上网电价因素。因国家未出台相应政策,在利用小时相同的情况下,上网电价没有竞争力。总之,IGCC在技术、政策、资金、行业壁垒、运营成本等方面均存在一定的瓶颈和困难。
受上述这些因素影响,连云港石化产业基地IGCC及多联产项目在招商引资上也陷入困境,国内几大电力集团、国信集团均对投资建设IGCC及多联产项目缺少兴趣和投资意愿。
石化基地的供电、供热等基础设施建设,不仅是保障现落户企业生产的需要,同时也是基地招商引资的重要条件之一。随着炼化一体化项目的启动建设,石化基地内仅有的虹洋热电公司无法满足项目对蒸汽的需求,因此必须在石化基地内另建热源点。鉴于IGCC及多联产项目存在的诸多问题,以及石化基地发展的现实需要,为确保项目落地并实现“煤炭清洁利用”,我们对传统的燃煤供热方式进行了优化,提出两种方案:方案一:煤气化+净化+燃气(合成气)锅炉+背压热电机组方案(简称燃气锅炉方案);方案二:建设超低排放燃煤热电机组方案,供氢及其它气体仍需建设少量的气化炉、净化及空分系统(简称燃煤锅炉方案)。上述两种方案均能满足一期石化园区项目供热需求。
二、方案比较
在供应相同蒸汽量及电力前提下,我们重点从原料消耗、环保排放、占地、投资等方面,对两个方案进行了对比分析。
方案一:燃气锅炉方案
发电供热总工艺流程:采用干煤粉气化+低温甲醇洗脱硫+燃气(合成气)锅炉+背压热电机组;气化炉产生的合成气一部分用来制氢,另一部分送入燃气锅炉燃烧,产生蒸汽供背压式机组发电、供热。
主要设备:煤储运、煤的气化炉、合成气净化设备、高压燃气锅炉、高压蒸汽过热炉、背压式热电机组;核心装置占地28.8公顷,投资约76亿人民币。消耗标煤226万吨/年;污染物排放:烟尘量18吨/年,SO2 36吨/年,NOx 899吨/年,废水排放为74 t/h,灰渣排放约46万吨/年;蒸汽生产成本约为192元/吨。
方案二:燃煤锅炉方案
超低排放燃煤热电机组主要采用多污染物高效协同控制技术,对现有的脱硝设备、脱硫设备和除尘设备进行提效,并引入新的环保设备和环保技术对汞和三氧化硫进行进一步脱除,使电厂排放的烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞和三氧化硫达到清洁排放的要求。新建燃煤火电机组技术较成熟,实施更容易。为了制氢,此方案还需建设少量的气化炉及净化、空分装置。
主要设备:煤储运、高压燃煤锅炉、高压蒸汽过热炉、背压式热电机组;核心装置占地约11公顷,投资约34.2亿人民币。消耗标煤204万吨/年;烟气排放为328万 Nm3/h,污染物排放:烟尘260吨/年、SO2 909.7吨/年,NOx 1312.6吨/年;废水排放为25 t/h,灰渣排放约37万吨/年;蒸汽生产成本约(4.0MPa)为166元/吨。(详见附表1)
两个方案均以煤为原料,污染物排放均能满足环保部2011年7月颁布的《火电大气污染物排放标准(GB13233-2011)》及燃煤污染物超低排放规定要求(详见附表2)。采用燃气锅炉方案,烟气污染物排放量少,污染物排放低,但是原料消耗大、工艺流程长、投资大、运行成本高、占地大,系统集成复杂,稳定性稍差;采用燃煤锅炉方案,工艺成熟、可靠性高,系统相对简单,投资低、占地小。综合原材料、土地利用、经济、技术、生态环保因素,建议采用方案二,即超低排放燃煤锅炉热电联产方案。
三、项目建设可行性分析
从技术层面看,自2014年以来,国内至少有14家电厂采用超低排放燃煤锅炉发电技术(即方案二),在公用工程岛内不建IGCC及多联产,采用超低排放燃煤锅炉热电联产方案建设,从各地实践效果来看,无论是从经济、生态环保还是技术上来说,都是可行的(附件3)。
从经济层面看,相比较于IGCC及多联产项目和燃气锅炉方案(即方案一),采用方案二不仅投资少、占地少、成本低,而且消耗原材料少,具有很好的经济效果。
从项目审批层面看,方案二已得到连云港石化产业基地建设指挥部认可,并获得省能源局大力支持。省能源局表示,将积极向国家发改委汇报并争取支持;修编连云港热点联产规划,核定区域热负荷,论证装机规模,按一源两厂建设燃煤热电机组;做好等煤量替代工作,在全省范围内收购等煤炭替代指标。
从专家层面看,石化指挥部曾邀请国内石化、能源、环保方面的专家及研究单位进行咨询论证。专家们认为:超低排放燃煤热电联产方案技术成熟、可靠性高、投资小、占地少,污染物排放达标,符合《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划(2014-2020年)的通知》(国办发〔2014〕31号)要求。专家的意见将为方案二获国家发改委批复提供重要支撑。
四、相关建议
为加快推进在连云港石化产业基地公用工程岛内建设超低排放燃煤热电机组项目,建议如下:
1、加大项目申报力度。鉴于燃煤背压式机组(即方案二中所采用的发电机组)已下放省发改委核准,以及省能源局支持我市石化基地采用燃煤背压式发电机组的有利条件,考虑到此项目煤炭消耗量大,而热电项目核准必须要完成煤炭等量替代,仅靠连云港市本级调剂肯定难以做到,必须争取省政府及省发改委支持,在省内调剂。建议石化指挥部做好该项目报批的各项准备工作,由市政府出面向国家发改委、环保部汇报,力争取得突破,主动与省发改委及省能源局协调,做好煤炭等量替代。
2、热电项目与炼化项目一并报批。在制定石化基地规划、环评、能耗、污染物排放指标时,建议热电项目与炼化项目一并报批,这样可减少许多重复工作,节约时间,又可争取一些优惠政策。
3、尽快确定投资主体。超低排放燃煤热电机组方案经国家发改委同意通过后,需尽快确定投资主体。目前几大电力集团、国信集团、盛虹集团、神雾集团都表现出较大投资意愿,因炼化一体化公用工程需分期建设,国有电力企业技术全面、承担社会责任更大,因此建议以国有电力企业控股、其他企业参股的形式进行投资建设(或者谁能落实等煤量替代措施,项目就由谁控股开发建设)。
4、组织力量编制连云港市区热电联产规划。认真核实热负荷,装机方案要经多方面比选论证,建议请有燃煤气化经验的电力设计院做可行性研究,确保各种工况下机组供热持续可靠。
5、优化供热资源配置。超低排放燃煤热电机组建成后,建议与虹洋热电联网连供,就近向周边相关企业供热,真正实现园区一源两点供热,降低管损,提高供热的利用率和可靠性。
作者简介:
崔国华,男,1961年10月出生,江苏金坛人,****党员,硕士研究生学历,高级工程师,国家一级建造师;电力建设工程质量监督工程师。现任江苏省新海发电有限公司副总工程师、连云港抽水蓄能筹建处副主任、新电公司科协秘书长、新海电力工程公司董事长、江苏省能源行业协会咨询专家、江苏省工程师协会理事、连云港市工程师协会副会长。获2010年江苏省科协先进工作者、2012年江苏省优秀科技工作者、2014年江苏省“讲比”活动先进个人称号,连云港市“五一”劳动奖章、新电公司安全特殊贡献奖获得者。
附表1:
公用工程岛燃气锅炉与燃煤锅炉热电方案
项目 |
燃气锅炉方案 |
燃煤锅炉方案 |
系统组成 |
煤储运、空分、气化、合成气净化、热电中心 |
蒸汽过热炉、热电中心 |
原料消耗 |
原料煤(含石油焦):6856吨/天,折标煤226.25万吨/年 |
原料煤:6282吨/天(燃煤锅炉燃料),折标煤204万吨/年 |
热电中心 主要设备 |
410t/h高压燃气锅炉6台; 300t/h蒸汽过热炉5台(5开1备); 50MW抽背机组5台; |
630t/h高压煤粉锅炉4台; 300t/h蒸汽过热炉3台(2开1备); 50MW抽背机组5台; |
锅炉烟气排放 |
烟尘含量:1 mg/m3 SO2含量:1-2 mg/m3,合13.8吨/年 NOx含量:≤50mg/m3,合819.3吨/年 烟气量:2,179,000 Nm3/h |
烟尘含量:≤10mg/m3,合259.76吨/年 SO2含量:≤35mg/m3,合909.16吨/年 NOx含量:≤50mg/m3,合1298.8吨/年 烟气量:3,247,000 Nm3/h |
过热炉烟气排放 |
烟尘含量:1 mg/m3 SO2含量:1-2 mg/m3,合0.440吨/年 NOx含量:≤50mg/m3,合25.9吨/年 过热炉烟气量:69,000 Nm3/h |
烟尘含量:1 mg/m3 SO2含量:1-2 mg/m3,合0.552吨/年 NOx含量:≤50mg/m3,合13.8吨/年 过热炉烟气量:34,500 Nm3/h |
废水排放 |
工艺废水:54 t/h;锅炉排污:20 t/h |
锅炉排污:25 t/h |
灰渣排放 |
~460,523吨/年 |
~370,000吨/年 |
蒸汽生产成本(4.0MPa) |
192.32元/吨 |
166.62元/吨 |
装置总投资 |
约76亿人民币 |
约34.2亿人民币 |
占地 |
约288,000平方米 |
约110,000平方米 |
备注:
1. 燃煤锅炉方案占地为燃煤锅炉系统(包括煤储运)及蒸汽过热炉系统总占地面积。
2. 燃煤、原料煤和石油焦均已按照标准煤折算,年运行时间按照8000h计。.