□中国石化工程建设有限公司电气室主任 张 伟

    2025年，我国全社会用电量首次突破10万亿千瓦时。在能源转型的关键节点，有序推进终端用能电气化，既是实现“双碳”目标的关键举措，也是以绿电消纳驱动产业重塑的战略支点，对石化行业破解能耗约束、实现深度降碳具有全局性意义。

    打破路径依赖：以“再电气化”优化终端用能体系

    石化行业是电气化改造的主战场。电力脱碳前提下的电气化升级核心在于“绿电替代灰电”，而非简单提升用电占比。据测算，石化行业用能电气化率每提升10个百分点并配套绿电替代，可降低全行业碳排放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%，年减排二氧化碳51万吨，降幅达36%。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。直接电气化聚焦以电代煤、代油、代气，替代传统高耗能用能方式；间接电气化依托零碳电力制备绿氢、绿色燃料等清洁能源。同步构建煤油气与新能源深度融合的多能互补模式，系统性重构炼化终端用能体系，推动行业彻底摆脱传统高碳生产路径依赖。

    突破工程瓶颈：以新型供配电与核心技术装备筑牢转型根基

    电气化转型并非简单的设备替换，而是一项覆盖工艺、设备、热工、电气等多专业的系统工程。必须聚焦新型供配电系统构建与核心技术装备攻关，为转型夯实工程基础。

    用能电气化将大幅提升装置整体用电负荷。据测算，仅百万吨级乙烯装置的乙烯压缩机、丙烯压缩机电气化改造，就需新增工艺用电负荷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、供电可靠性和配电网可操作性提出更高要求。当前转型亟须突破三大瓶颈：绿电间歇性、波动性与炼化连续刚性生产的矛盾；现有供电系统改造的技术适配与空间布局约束；外部电网扩容与厂区电气系统安全稳定运行的协同难题。

    核心技术装备攻关应聚焦两大方向。一是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，通过在石化企业大规模应用变频技术，进一步优化全厂蒸汽梯级利用；二是电加热技术，深耕电阻式、电磁式多元加热技术，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。

    构建协同格局：以系统集成创新赋能高质量发展

    电气化转型的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”转变。

    技术层面，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。通过优化电气主接线拓扑、升级无功补偿与谐波抑制技术，依托“源网荷储”一体化调度、新型储能和大容量变频器规模化应用等技术，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，搭建“源网荷储”协同互动的智能调度平台，提升微电网动态响应能力、运维效率与供电可靠性。

    工程层面，应遵循“试点先行、分步实施、灵活适配”原则。以大容量变频器规模化应用为例，选取典型工况进行试点，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，强化设计单位与生产企业协同创新，确保改造方案兼具科学性、经济性与可操作性。

    机制层面，搭建政企协同平台，积极争取绿电直连、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。