裴栓宝

(伊犁新天煤化工有限责任公司，新疆 伊宁 835000)

0 引 言

伊犁新天煤化工有限责任公司(简称新天煤化)20×108m3/a煤制天然气装置，采用伊犁4#矿井开采的长焰煤，原煤用长输皮带直接送至新天煤化备煤煤仓，经筛分处理后，块煤送至鲁奇碎煤加压气化炉，粉煤则送至热电车间，配套3套杭州杭氧空分装置(两开一备)。化工主装置分为A、B两个系列，正常生产时19台气化炉运行，粗煤气分别进入两个系列的变换系统(两个系列粗煤气管道间设有联通管道，可以平衡或调整气量)；变换系统采用钴钼系催化剂未完全变换工艺，低温甲醇洗系统采用林德低温甲醇洗工艺，甲烷化系统采用戴维甲烷化工艺，工艺气(SNG)经三甘醇干燥系统脱水并经天然气压缩机加压后送入天然气输气管网。气化炉生产过程中产生的煤气水，由煤气水分离系统(6个系列)分离其中的溶解气、焦油、中油、煤尘等后，产生的浓酚水送至酚回收系统(3个系列)，合格的稀酚水送往污水处理系统，处理后的废水分别经回用水处理、浓盐水预处理、多效蒸发得到清净水，清净水可补入空分、热电、气化、净化循环水站，实现污水零排放。

煤制天然气装置作为清洁能源转化大户及耗能大户，在我国建设生态文明及推进“双碳”目标的大背景下，节能减排工作刻不容缓。新天煤化近年来将提高生产系统能效作为企业高质量发展的主要着力点之一，完善节能管理基础工作，加强各生产环节节能管理，促进节能工作广泛、深入地开展，并积极进行节能技改，以实现节能减排、降本增效，利于企业的可持续发展。以下对有关情况作一简介。

1 建立健全管理体系，夯实节能基础管理

建立节约型工厂，加强管理是关键，落实责任是保障。近年来，新天煤化不断建立健全节能管理体系，加强能源统计管理，加大节能培训和宣传，有效遏止浪费，不断优化节能工作的外在和内部环境，形成节约资源的长效机制，保证节能工作持续深入开展。具体而言，着力抓了如下方面的工作。

(1)完善规章制度，形成节能管理长效机制。设置专门的节能管理机构，明确节能责任；编制发布《能源管理工作实施细则》、《节约用电管理办法》等管理制度；每年年初对上一年度的节能工作进行总结，并制定本年度的节能工作要点，形成节能网络有效运作机制，确保相关节能措施有效落实。

(2)加强能源计量和统计管理。严格执行国家和公司有关计量规程、制度和计量标准，选用准确度、稳定度高的能源计量工具，通过狠抓能源计量工作满足能耗定额管理、能耗考核和制定综合能耗标准的需要；各车间节能监督网络成员建立能源利用台账，主管部门每月底对各车间的台账进行汇总分析，编制节能月报，并根据节能分析优化组织生产。

(3)不断完善更新能耗设备管理台账。据国家能耗要求及时更换或淘汰高耗能设备，并将更换和新增的设备及时更新至管理台账中，便于开展节能管理。

(4)加大节能培训和宣传力度，提高全员节能意识。每年安排节能网络成员及班组长进行一次节能培训，并采取外出参观学习与内部培训学习相结合的形式，不断提高三级节能网成员的业务素养和节能管理人员的管理水平；充分发挥新闻媒体的作用，开展多种形式的宣传教育活动，开展全面节能、降耗提质、改善经营、开源节流的讨论课题，提高全体员工的节能意识。

(5)严格基础建设管理及原料管理，服务节能工作。① 严格按有关规程和标准要求进行系统及设备的安装和调试，并按照相关规定完成性能考核试验；② 抓好原材料及辅助材料质检和取样化验工作，检验不合格者不能用于生产，尤其是原料煤及燃料煤必须通过合格的计量建立实物或实物模拟校核制度。

2 优化生产运行，促进节能降耗

要实现煤化工装置的节能减排、降本增效，须树立整体节能意识，不断总结操作经验，保证生产系统的经济运行，主要包括：精心组织、科学调度、强化运行管控措施，保证系统的连续稳定运行；优化系统开/停车方式，合理组织并减少开/停车时间；加强运行管理，生产操作精细化，避免误操作；提高设备运行的可靠性，减少非正常停车次数；在保证系统安全运行的前提下，尽可能提高系统负荷。具体而言，重点抓了如下方面的工作。

(1)严格控制工艺指标，开展运行分析，保证系统的经济、安全运行；规范巡检、巡线工作，提高巡检质量，做到缺陷及隐患早发现、早处置；生产单元及单体设备检修前，隔离措施到位，以免影响系统运行。

(2)生产中一时无法消除的隐患、缺陷，加强监控，制定防范措施和应急处置方案，一旦出现异常情况及时处置，力求将产品产量损失及其他影响降至最低。

(3)持续优化公用介质使用管理，主要是减少仪表空气、装置空气、氮气的使用量和及时合理调配循环水温度：① 对全厂的公用介质管道进行检查，及时消除漏点，仪表空气只作为气动阀门的气源，严禁他用；② 对公用站装置空气的使用严格审批，减少气化炉煤锁引射器的装置空气使用量，正常情况下运行19台气化炉，每台气化炉减少200 m3/h(标况，下文无特别说明处均指标况)装置空气用量，约可多产氧气760 m3/h；③ 增开为系统开/停车提供仪表空气的3台螺杆式压缩机，每台打气量约3 000 m3/h，可多产氧气约1 800 m3/h；④ 减少低温甲醇洗系统气提氮气用量，两个系列可减少约2×1 000 m3/h的氮气用量；⑤ 通过提高汽轮机的转速、尽量降低入空气分离系统空气的温度，挖掘单套汽拖空分装置氧气和氮气的产出能力，提高单套空分装置的出力，使空分装置负荷调节范围在75%～105%；⑥ 据系统热负荷和气温变化情况，及时停用循环水系统的风机，每台风机(电机)功率180 kW，4座循环水系统每座停用1台风机，一天可节电约17 280 kW·h。简言之，适当减少汽拖空分装置抽取的装置空气、仪表空气用量，使更多的空气能够分离出氧气；减少空分装置的氮气产量，降低空分分离系统的负荷，提高氧气的产量——每少用100 m3/h装置空气可多产约20 m3/h氧气。

(4)优化系统物料平衡，研究不同工况下气化炉、锅炉与发电机的运行配置，减少能源浪费，减少下网电量，降低综合厂用电率：① 系统配置22台鲁奇气化炉，单台气化炉的氧负荷在5 730 m3/h，设计负荷调节范围为50%～150%，正常运行期间将单台气化炉的氧负荷控制在7 000 m3/h左右，只安排18台气化炉运行，减少运行气化炉的台数，降低消耗和设备损耗；② 系统设计配置4台480 t/h循环流化床锅炉(对应3台发电机组)，正常生产期间单台锅炉产汽约400 t/h，夏季和冬季系统满负荷生产时的蒸汽需求量分别约1 200 t/h和1 350 t/h，在非采暖期热电车间尽可能采用三炉三机的运行模式，在锅炉故障或其他原因蒸汽产量不足的情况下，尽可能通过增加下网电量来减少蒸汽使用，以免影响化工系统负荷；③ 对全系统机泵进行梳理，对设计上扬程偏大的离心泵适度削切叶轮，避免“大马拉小车”，以减少电机无功消耗；④ 对平均负荷小于其额定容量40%左右的轻载电机，将其线圈改造成三角形接法，并加强管理，以避免动设备长时间的空载运行；⑤ 保证系统内异步电机驱动设备——煤锁气压缩机、循环气压缩机的正常运行，减少发电机的无功发电，保证110 kV、35 kV、10 kV电机功率因数≥0.92；⑥ 加强0.4 kV低压系统电容器补偿投用管理，强化监督检查，确保其功率因数≥0.9。

(5)严格生产运行组织，按计划完成开/停车和检修工作，对于排定的计划，严格执行，减少过程物料浪费，加大考核追责力度，力求做到“小事不过班、大事不过夜”。

(6)仔细分析生产链条上各个环节的操作控制，不断提升系统的自动化操作水平，减少人为操作失误，提高装置生产效率。

(7)认真开展与同行企业的对标工作，及时发现生产管理和生产操作中存在的可优化环节，制定整改计划并按期落实整改。

3 强化设备管理，延长运行周期

(1)对系统运行中存在的瓶颈问题、影响系统可靠性的薄弱环节加快整改；定期组织专业分析，持续更新问题清单；严格按整改计划推进整改工作。

(2)开展设备预防性检查及定修工作，提高设备运行的可靠性，据公司年度重点工作任务中制定的计划予以实施。

(3)严格执行“点检”和巡回检查制度，引入智能巡检系统，做到缺陷早发现、早判断、早处理，防止设备缺陷的扩大化，以设备“零缺陷”为目标，以“小缺陷不过夜、大缺陷连着干”为指导思想，做好系统、设备缺陷消除工作，提高消缺质量。

(4)保质保量完成年度检修工作，做到“应修必修，修必修好”；同时，合理优化检修项目及检修周期，压缩检修周期，力争提前完成各项检修任务。

(5)开展提高气化炉运行可靠性的研究，组织开展与同行企业进行气化炉运行操作对标、煤灰锁阀门质量对比，查找不足，及时改进。

(6)持续深入“四管”泄漏专题研究，通过规范锅炉检修和开展水冷壁喷涂运行试验、单台锅炉喷燃口改造、两台锅炉空预器改造等措施，提高锅炉运行的可靠性。

4 注重技术改造，推进节能创新

4.1 气化系统设备改造和操作优化

(1)借鉴南非萨索尔煤气公司对原有炉箅的改造方法，新天煤化对炉箅进行改造，提高炉箅材质质量，并采取增加耐磨板、增高刮刀高度等措施提高炉箅的破渣能力，为气化炉低负荷运行创造有利条件。

(2)新天煤化气化炉设计煤种和实际生产使用的煤种偏差较大，煤锁加煤次数每小时比设计多1锁左右，煤锁加煤频繁导致煤锁气过剩。经分析与探讨后，在原来的管线上增加1条煤锁气回收缓冲管，将煤锁泄压的气体存储在缓冲管中，待充压时再将其作为充压气体使用，由此解决了煤锁气不能完全回收的问题，每年可增加天然气产量约10 000 km3。

(3)通过气化炉运行操作优化不断提高气化炉单炉连运水平和负荷率，例如，通过降低气化炉汽氧比，提升气化炉内温度，使粗煤气中有效气成分增加、蒸汽转化率提高，从而提高粗煤气的质量和减少煤气水的产生量。

4.2 系统低位余热利用

(1)煤制天然气装置实际满负荷生产期间与设计的蒸汽供需平衡不匹配，夏季0.5 MPa蒸汽过剩约50 t/h，而原设计酚回收系统脱酸脱氨塔再沸器、低温甲醇洗系统甲醇/水/HCN分离塔再沸器热源均采用1.5 MPa低压过热蒸汽。通过详细核算，改用0.5 MPa蒸汽能够满足上述再沸器生产所需，由此不仅解决了夏季0.5 MPa蒸汽放空的问题，而且1.5 MPa低压过热蒸汽是由减温减压器和汽轮机抽汽提供，减少其用量相当于降低了锅炉负荷。

(2)新天煤化煤制天然气装置采暖系统设计以0.5 MPa蒸汽为热源加热采暖水，而全厂各车间产生的高温(118 ℃)蒸汽冷凝液要用循环水降温至40 ℃后回收至脱盐水站再次利用。为此，将采暖系统采暖水改造为与蒸汽冷凝液换热，不仅使生产系统的低品位热量得到回收利用，而且全年可节约采暖用燃料煤约50 kt。

4.3 优化系统运行方式

(1)煤制天然气装置的生产运行情况表明，其低温甲醇洗系统有较大的设计裕量，煤制天然气装置满负荷运行时双系列(A/B)低温甲醇洗系统的负荷仅80%，即低温甲醇洗系统配套的制冷氨压缩机设计负荷偏大，整体核算1台氨压缩机可满足双系列低温甲醇洗系统80%负荷运行。为此，在氨压缩机入口增加联通管线，通过技改实现混合制冷A/B系列互备，当单系列氨压缩机出现故障时，可实现1套混合制冷系统为2套低温甲醇洗系统提供冷量，减少因氨压缩机故障停机而对系统生产的影响。

(2)鉴于甲烷化系统开车约需8 h，且停车后工艺处置难度大、时间长，在甲烷化系统工艺气入口管线上增加联通管，可以保证前系统其中1个系列故障停车后甲烷化系统仍可双系列运行，减少开/停车期间的资源浪费；同时，正常生产中前系统工况波动时，甲烷化系统通过对入口气量的调整，可减轻对甲烷化催化剂的影响。

(3)设计上煤制天然气装置无高于系统工作压力的氮气(源)，系统进行高压气密试验时必须使用撬装设备进行充压，充压时间长。经分析，在天然气压缩机出口至甲烷化系统增加高压氮气气密试验管线，可提前开车准备时间30 h左右，按单系列开车初期产气量100 km3/h计，每次开车可减少约3 000 km3的天然气损失。

(4)原始设计三甘醇干燥系统三甘醇废液直接排至污水处理系统，分析检测发现，此废液中三甘醇含量较高，具有回收价值。为此，将废液回收至富液系统，全年可回收三甘醇约65 t，三甘醇单价以1.7万元/t计，全年可节省三甘醇采购费用约110万元，同时全年可减少向污水处理系统排放污水约131.68 t。

4.4 设备优化技改

低温甲醇洗系统H2S馏分分离罐(161V106/206)气相出口增设循环水冷却器，以降低甲醇单耗；将热电锅炉配套的4#、5#定速给水泵改为调速给水泵；对锅炉给煤喷口截面进行改造，1#、3#、4#锅炉带负荷的能力明显提高(2#锅炉改造后效果不太明显)；酚回收系统萃取塔、酚塔填料更换为新型高效填料，其萃取比由改造前的(4～5)∶1提升至(6.5～7.0)∶1，混合酚品质明显提升，酚及同系物含量由改造前的70%左右提升至80%左右。

4.5 蒸汽冷凝液零排放改造

原始设计全厂蒸汽管网疏水导淋均为就地排放，现增加一条冷凝液回收总管，将全厂蒸汽冷凝液导淋改为密闭排放,全部回收送至脱盐水站再次利用，实现了蒸汽冷凝液的零排放。

4.6 低温甲醇洗排放废气回收利用

低温甲醇洗系统排放的废气中有效气含量较高，之前直接排放至大气中，不仅污染环境，还造成了资源的极大浪费。目前，新天煤化正在建设低温甲醇洗闪蒸气压缩回收项目——增加废气压缩机将低温甲醇洗系统排放废气中的有效气予以回收，有效气加压后并入变换气管道，项目投运后预计每年可增产天然气约30 000 km3。

4.7 空分污氮气增效利用

空分装置精馏塔污氮气压力为12 kPa，为实现空分污氮气的增效利用，对污氮气系统进行提压操作，将其压力提升至0.40 MPa，分别替代备煤车间筒仓惰化保护装置的低压氮气、气化炉煤仓及溜槽的低压氮气、气化炉煤锁引射器的装置空气及热电系统输灰用气，替代气量共计约20 000 m3/h，由此空分装置产氧量可以增加约1 600 m3/h，日可增产天然气约100 km3。

4.8 践行科技兴企，助力节能工作

近年来，新天煤化承担了863计划课题“固定床气化废水处理及利用关键技术与示范”项目，以及浙能集团重点科技项目“1 200立方米每小时煤化工废水臭氧催化氧化深度处理技术研发及工程示范”、“1 200立方米每小时煤化工废水浸没式超滤深度处理技术研发与工程示范”的科技攻坚任务；2020年4月，新天煤化申请了国家博士后工作分站，2020年12月申请并获得了国家高新技术企业批复。

5 结束语

新天煤化自煤制天然气装置达产以后，通过全面的节能管理与持续的优化技改，以及自身科技创新能力的不断提升，取得了良好的节能降耗成效：2019年煤制天然气装置能源转化率达58.45%、单位产品综合能耗0.95 kgce/m3、单位产品综合煤耗2.27 kgce/m3，2020年煤制天然气装置能源转化率达60.23%、单位产品综合能耗0.88 kgce/m3、单位产品综合煤耗2.20 kgce/m3，均达到了业内先进水平，并获得中国石油和化学工业联合会颁发的“十三五”石油和化工行业“节能先进单位”殊荣，是105家被表彰单位中唯一一家煤制天然气企业。