张伟

中国石化工程建设有限公司电气室主任

提要：

炼化企业不仅是能耗与碳排放大户，也是用能电气化改造的核心主战场。电力脱碳前提下的电气化升级，核心是“绿电替代灰电”，而非单纯提升用电占比。

AI阅评：

本文聚焦炼化企业电气化转型，直击传统能耗痛点，以乙烯装置等案例量化减碳效益，兼具说服力和前瞻性。技术层面聚焦供配电升级和核心装备攻关，工程层面提出“小快灵”改造原则，机制层面强调政企协同，构建了“技术+工程+机制”三位一体的系统解决方案。

炼化企业走高端化、智能化、绿色化发展道路，有序推进用能电气化，既是助力实现“双碳”目标的关键举措，也是以绿电消纳驱动产业转型、塑造核心竞争力的战略支点，对破解能耗约束、实现深度降碳具有全局性意义。

打破传统路径依赖：以“再电气化”优化用能体系

传统炼化企业作为能源生产和消费大户，用能长期依赖化石燃料，能耗与碳排放压力突出。传统炼化企业用能结构中，化工装置电气化率一般高于炼油装置。炼油装置中，外购燃料气、自用燃料油气和催化烧焦等在耗能中占比较高，有自备电厂的炼化企业燃煤消耗也很大。为了提高炼化企业用能结构中绿电的消耗比例，达到深度节能降碳目标，必须逐步推进用能电气化进程，不仅能有效破解“减油增化”进程中的能源刚性约束，而且能大幅削减全流程碳足迹，是低碳转型、提质增效的必由之路。

炼化企业不仅是能耗与碳排放大户，也是用能电气化改造的核心主战场。电力脱碳前提下的电气化升级，核心是“绿电替代灰电”，而非单纯提升用电占比。据测算，石化行业用能电气化率每提升10个百分点，同步配套绿电替代可降低全行业碳排放强度约17.9%。以乙烯装置为例，在绿电供能条件下，电气化率从14.8%提升至34.7%时，每年可减少二氧化碳排放51万吨，减排幅度达36%，规模化减碳成效显著。从经济效益看，虽然电气化改造需投入初始建设资金，但按0.3元/千瓦时的绿电价格测算，汽改电方案税后增量内部收益率优于传统工况，实现生态效益与经济效益相统一。

用能电气化应坚持直接电气化+间接电气化双轮驱动。直接电气化聚焦以用电逐步替代燃料和替代蒸汽两种途径，具体包括将蒸汽驱动的压缩机、泵类采用电力拖动替代，蒸汽加热的重沸器、再热器等采用电加热替代，加热炉、乙烯裂解炉等传统燃料加热设备的电力加热替代等。间接电气化依托零碳电力制备绿氢、绿色燃料等清洁能源载体深度融入炼化生产过程，同步构建煤油气与清洁能源深度融合的多能互补模式，有序渐进地推进传统化石能源替代进程，逐步提高清洁能源在炼化用能结构中的消耗比例，结合企业蒸汽平衡，系统性重构清洁低碳的动力和热力系统，推动彻底摆脱对传统高碳生产路径的依赖。

突破工程制约瓶颈：以新型供配电和核心技术装备筑牢转型根基

炼化企业电气化转型并非简单的设备替换，而是覆盖工艺、设备、热工、电气等多专业协同的系统工程，应聚焦新型供配电系统构建和核心技术装备攻关两大方向，为转型提供坚实工程支撑。

用能电气化将大幅提升装置整体用电负荷。据测算，仅百万吨规模的乙烯装置乙烯机、丙烯机电气化改造，约新增工艺用电负荷50兆瓦以上；常规炼油装置加热炉全面电气化负荷约1400兆瓦，对绿电规模化接入、供电可靠性、配电网可操作性提出更高要求，倒逼原有供配电系统全面升级。当前需重点消除三大瓶颈：一是光伏、风电等新能源的间歇性、波动性与炼化装置连续刚性生产的矛盾；二是现有供电系统改造的技术适配与空间布局约束；三是外部电网扩容与厂区电气系统安全稳定运行的协同难题。

为此，在推进电气化进程的同时需考虑升级企业的供配电系统，不仅要审慎评估项目所在地电网供电能力、企业自身供配电系统的承载能力及新能源的接入方案，而且需要在企业供电侧通过智能调度控制、负荷柔性调节、构网储能系统，解决光伏、风电等新能源的间歇性、波动性、不稳定性问题，提高新能源消纳率。负荷侧从原来的有序用电向负荷需求响应过渡，应深度挖掘非核心工艺装置及公辅设施的可调性用电负荷，探索生产环节用电负荷的柔性运行，在工艺稳定和安全约束下进行源荷动态匹配。储能技术由跟网型向构网型转型，使配电系统整体从被动用能向源网荷储多时间尺度协同优化转变，构建安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的新型供配电系统。

核心技术装备的攻关聚焦两大方向。一是将凝汽式透平驱动改为电力拖动模式，重点攻克超大容量国产防爆电机、大功率国产电力拖动系统、大容量电机群高可靠供配电设计等关键技术，通过大规模应用变频技术，采用变频调速来代替使用物理机械方法调节工艺流量或压力的应用模式，进一步优化全厂电能利用。二是电加热技术方面深耕电阻式、电磁式等多元加热技术，推广10千伏高压防爆电加热器应用，降低电气投资、保障设备长周期平稳运行，以核心装备自主化支撑电气化转型。

构建协同转型格局：以系统集成创新赋能高质量发展

电气化转型本质是能源利用方式的变革，需坚持技术攻关、工程实施、机制保障“三位一体”，实现从“被动适配电网”向“主动柔性互动”的转变。

技术层面，加快推进能源清洁化转型，构建“绿电直供+变频支撑+多元储能+智能调度”的新型配电网系统。太阳能、风能等新能源发电本身具有随机性、波动性、间歇性特征，难以满足炼化企业用电连续、稳定、可靠等要求。因此，提升绿电消纳比例，需要在供电侧构建柔性新型供配电系统，包括优化电气主接线拓扑，升级无功补偿与谐波抑制技术，建立“源网荷储”协同互动的智能调度系统，以及合理应用构网型电化学储能技术、变频器规模化应用等，提高配电网电压穿越能力，实现对电网波动的主动平抑，深化数字孪生、全域在线监测等数智化应用，全面提升电网的动态响应能力、运维效率与供电可靠性，增强电力系统的韧性，并将电力供给与消耗在时间上进行灵活解耦与耦合，实现炼化企业新型供配电系统由刚性趋向柔性。

工程层面，应遵循“试点先行、分步实施、灵活适配”的原则。以变频器规模化应用为例，当前，大部分炼化企业变频技术应用率不高，仅从工艺流程的调节需求出发，很少考虑以节能降碳为目的的变频技术应用。炼化装置操作弹性通常为60%~110%，设备设计选型时需考虑最大工况运行要求，导致部分设备在正常工况下处于较低负荷运行状态，相关调节阀开度偏低；在低负荷运行工况下，其调节阀开度更低，从而造成电能的大量浪费。在工程实践方面可遵循以下原则：

在液体输送领域，对流量大、扬程高、运行工况多变、出口调节阀数量多，以及轴功率接近或大于100千瓦的特征泵组，优先实施变频调速改造。在具体工程实施阶段，应依据泵出口压力、调节阀后压力及流量仪表的实测数值，结合调节阀的实际开度状态，进行综合分析与计算，确定改造优先级。

在气体输送领域，对于采用离心式压缩机或螺杆式压缩机的场合，建议实施变频调速改造，以提升系统调节性能与运行能效。实际运行中，针对离心式压缩机可采用防喘振控制回路、变频调速共同作用的复杂控制回路，实现系统的灵活运行。

考虑到大容量电机群高可靠供电的要求，可针对不同机组配置进行标准化、模块化的变频驱动设备配置：对于一般设备，有备机的泵可配置单变频器；可工频运行的关键设备需设置工频旁路；无备机且无法工频运行的设备（如大型压缩机组）应采用变频器冗余配置。

总之，建议选取存量炼化装置的典型变频技术应用场景进行试点，根据运行效果不断优化方案，推广微创式改造、短平快实施、模块化设计的“小、快、灵”工作方案，强化设计单位与炼化企业协同创新，确保改造方案兼具科学性、经济性与可操作性。

机制层面，构建协同化保障机制，筑牢“政企联动+产业协同”转型支撑体系。搭建政企协同平台，积极争取绿电直联、容量补偿等政策支持，降低转型成本；依托集团产业链优势，推动源网荷储热协同优化，提升绿电消纳能力与系统调节水平。