煤制合成天然气装置能耗分析与节能途径探讨

刘永健，何 畅，冯 霄，王季秋，李安学

（1中国石油大学化学工程学院，北京 102249；2辽宁大唐国际阜新煤制天然气有限责任公司，辽宁 阜新 123000）

能源是促进社会发展的重要因素，事关经济安全和国家安全[1]。我国的石油、天然气等资源赋存有限，丰富的煤炭资源为我国的能源化工发展提供了充足的原料。国内经济快速发展、能源产品供需矛盾日益突出、能源利用效率低下以及过程污染严重，使得作为高效清洁能源的天然气市场消费需求旺盛[2]。我国天然气表观消费量由2000年的245亿立方米增加到2010年的1071亿立方米，年均增长率达到 15.9%；未来二十年，中国天然气年消费将达到 2275.4亿～2965.4亿立方米，年缺口 1075.4亿 ～1765.4 亿立方米[3]。立足国情，在加大开发常规天然气资源及进口液化天然气的同时，积极鼓励企业发展以煤为原料制取合成天然气的大型能源化工项目，对于缓解国内石油、天然气短缺造成的压力，保障国家能源结构安全具有重要意义。

人工合成天然气工艺的能源转换效率较高，国外有报道以煤和固体生物质通过气化和甲烷化制取合成天然气，总化学能转化效率可达到 60%以上[4-5]。目前，国内已建/在建的煤制天然气项目的总能量转换效率维持在55%左右，普遍低于国外水平。在积极开发洁净煤技术的同时，辅助以高效、系统的节能技术，能够有效地提高煤制天然气项目的能量利用效率和经济性。本文通过对煤制天然气工艺整体用能状况进行分析，确定各单元的物料和能耗水平；比较了若干关键单元过程的多种工艺技术的特点和能耗水平，指出首先需要通过技术创新推动煤制天然气项目节能减排工作；最后评估煤制天然气系统用能特点，提出需要考虑系统能量梯级利用和进行全工艺换热网络的集成以深化节能挖潜，以及建立高效的能源管理体系来保障节能成果。本文旨在寻求煤制天然气装置中提高用能效率、降低能耗的方法和途径，为煤制天然气行业的节能减排方案的制定提供科学依据。

1 典型煤制天然气工艺流程描述

某企业以胜利煤田的劣质褐煤为原料，项目一期设计规模为年产公称13.4亿立方米天然气。全厂生产流程见图1，采用Lurgi碎煤加压气化技术，生产的粗煤气通过耐硫变换反应调整H/C比，并用低温甲醇洗脱除去变换气中的酸性组分。所得到的洁净合成气通过甲烷化、压缩脱水来生产成品天然气，同时副产焦油、石脑油、粗酚、硫磺等副产品。主要工艺装置包括：空分、煤气化、净化、甲烷化和硫回收装置。

图1 煤制合成天然气生产流程示意图

表1 煤制天然气项目能量平衡表

煤制天然气项目主产品为合成天然气，副产品有石脑油、中油、焦油和粗酚等，为方便能耗计算，主副产品产能均折合主产品1000 m3SNG产品为计算基准，天然气产量为166.7×103m3/h。经计算，输入的总能量为2.59 kg标煤/m3，转移到副产品的能量为0.423 kg标煤/m3。工艺装置综合能耗为2.17 kg标煤/m3，总体能源转化效率为 54.51%，低于《煤炭深加工示范项目规划》要求的准入值为2.3 kg标煤/m3。项目能量平衡表见表1。

2 煤制天然气主要用能装置分析

2.1 煤气化装置用能分析

表2为煤气化装置原料、公用工程能耗平衡表。煤气化单元是煤制天然气过程中能耗最大的单元，能耗为18.242 MJ/m3，能量利用效率为74.32 %。固定床气化过程中，上升的气化剂与下降的碎煤逆流反应并换热，导致出口粗煤气的温度只有 300℃左右，远低于其它气流床和流化床反应器，所以只能通过废热锅炉回收其低压蒸汽，而夹套产出的次中压过热蒸汽完全作为气化蒸汽使用。

2.2 净化装置用能分析

表3是净化装置原料公用工程能耗平衡表。碎煤加压气化出炉温度较低，粗煤气成分复杂，其组分包括 CO、 H2、CO2、CH4、CnHm、Ar、硫化物和石脑油等，其中硫化物和CO2等酸性组分都是需要脱除的有害杂质。该厂的天然气净化装置采用低温甲醇洗技术，单元能耗为2.529 MJ/m3，能量利用效率为94.11%。

表2 煤气化装置原料、公用工程能耗平衡表

表3 净化装置原料、公用工程能耗平衡表

2.3 甲烷化装置用能分析

该企业选用的是英国 Davy甲烷化工艺，主要通过两段主反应器，两段补充甲烷化反应器使反应生产符合国家天然气产品标准的合成天然气。装置中甲烷化反应器与废热锅炉直接相连，采用废热锅炉和蒸汽过热器将反应热进行有效回收，副产中压过热蒸汽。

Davy甲烷化催化剂具有良好的变换功能，对合成气中的CO2无严格要求，气化能耗也明显降低，同时产出的高压蒸汽可循环使用，实现了能源的高效利用。甲烷化装置产出和消耗见表4，能耗为1.665 MJ/m3，能量利用效率为96.00%。

2.4 其它装置用能分析

煤制天然气的其它单元用能分析见表 5，可以看出这些部分能耗也是比较明显。该能耗主要来自两个方面：一是各单元装置的能耗，其中煤气化和自备电厂能耗较为突出；二是能量利用过程中的热损失和无效能量排出（例如不可利用的低压热源和低温废水等），达到了0.432 kg标煤/m3。因此，进行一方面创新煤基能源化工的工艺技术、探寻更合理高效的能源利用方式，另外提高全系统的能量回收效率和改变不合理能量利用方式，这对于降低煤制天然气能耗，提高整个装置用能效率，具有重要的意义。本文将通过比较目前工业可行的煤制天然气工艺技术的优劣，以运用系统集成理论，探讨如何改善煤制天然气装置用能效率。

表4 甲烷化装置原料、公用工程能耗平衡表

表5 其它装置能量输入、输出平衡表

3 煤制天然气系统节能途径探讨

煤基能源化工产品的加工生产过程中，一般会涉及热效应强烈的物理化学反应，各环节都伴随着能量/物质的转移和损失。特别是在以煤制合成天然气的过程中，全系统流程较长，物流温度升降幅度大，单元反应过程复杂以及供选工艺方案较多等，造成系统各单元的用能辨识和集成困难等问题。因此，可以主要从以下几个方面考虑系统能量效率提高的途径：①关键单元过程技术的合理选择；②工艺装置用能效率提高；③全系统的能量梯级利用与热网络集成；④建立高效的能源管理体系。

3.1 关键单元过程技术选择

能源化工过程中各单元过程以串联、并联或混联方式在系统中排列组合。某单元过程工艺技术的选择不仅决定其自身的物料和能量转化效率，同时也对上、下游的单元过程产生一定影响。特别是对系统的主要反应单元的影响，全流程越长，其正/负放大效应越明显。所以，要改善系统能量的损耗和转化状况，必须首先评估关键单元工艺的先进性和合理性。

3.1.1 煤气化技术选择分析

煤气化技术是煤制天然气系统的龙头和基础。目前，商业上可行的气化炉型主要有GSP、Shell、Texaco、Lurgi和 BGL炉[6]，它们针对煤种、产品和厂址等不同的条件，各有长短。对于以劣质煤（褐煤或长焰煤）为原料制取合成天然气的过程，与能量转化效率有关的因素不仅是气化炉自身的能量效率，其输入的原料（氧耗）和输出的产品组成（H/C、CH4、CO2以及废水）也对全系统能量利用有多方面影响，所以需要利用层次分析法来进行综合评价。表6可以看出相比气流床，固定床Lurgi和BGL气化炉表现出更高的综合指标水平。其中Lurgi炉气化后产生的粗煤气中H/C和CH4组分含量较高，可明显降低后续的变换和甲烷化装置的负荷和能耗，同时该气化工艺氧耗较低，配备的空分装置的容量也相对较小。但Lurgi气化工艺的弊端是产生高浓度CO2和大量废水，使低温甲醇洗和废水处理工作量增大。在Lurgi固定床加压气化技术的基础上开发而来的BGL （British Gas-Lurgi）块/碎煤熔渣气化技术，兼具高温熔渣气化与加压固定床气化技术的优势，煤耗更低，也克服了鲁奇工艺气化废水成

表6 考虑用能影响的不同气化炉型层次分析评价①

②粗合成气出口的CH4和CO2都以干基为基准。

③气化过程氧耗的单位是103m3(CO+H2+CH4)；废水仅考虑污水中酚含量，单位是kg/m3SNG。分复杂、处理工艺投资大、气化渣中含碳量较高的缺点，相比于鲁奇气化工艺能耗大大降低，是一种高效经济的气化技术。目前该技术已经完成大规模中试和工业化示范，技术成功应用于工业生产装置之后可以考虑采用此工艺。

3.1.2 甲烷化技术选择分析

甲烷化反应是在催化剂作用下的强放热反应，对于催化剂要求较高。开发甲烷化催化反应器的最重要环节是有效地移出和控制反应热，从而保证催化剂失活率降到最低。目前工业化运行装置中比较成熟的有英国 DAVY公司甲烷化技术、丹麦托普索公司的TREMPTM技术和德国Lurgi公司的甲烷化技术[7]。以上技术都需要通过中间段换热移出反应热，这必然会导致冷负荷和能量损失的增加，同时也有可能引起反应偏离平衡而降低甲烷产量。所以，开发新型低温或等温甲烷化反应器和配套催化剂将会是节能降耗的一种有效途径。20世纪70年代，德国林德公司开发了一种间接换热的等温固定床反应器[8]。采用甲烷化反应的同时，用副产高压蒸汽连续移走反应热的均温型甲烷化合成技术，使甲烷化实现等温合成。林德工艺的最大优势在于无需大量循环气稀释合成气中的CO，从而节约循环压缩功耗，提高副产蒸汽量和能量利用率；避免了焦炉气或煤气制天然气中催化剂失活而需添加的水蒸气，减少了能耗；以单台反应器取代多台甲烷化反应器和多台热回收器，大幅减少热回收器的能耗。目前其用于煤制天然气的商业化示范装置正在设计及设备制造过程中[8]。

3.1.3 其它装置技术分析

变换和净化单元是煤制天然气的重要中间环节，它们的技术方案选择取决于两者的优化组合。即当变换单元使用非耐硫催化剂时，流程顺序为“脱硫+变换+脱碳”，这样导致粗煤气在上游装置冷却而在下游装置又加热，出现较大幅度温度起伏，能量利用不合理；而使用耐硫变换工艺和钴钼系催化剂时，流程程序则可变为“脱硫+脱碳+变换”，从上游（如固定床）过来的200 ℃粗煤气可以直接进入变换单元反应而无需补充额外蒸汽，同时粗煤气由热到冷也有利于回收热量。

气体脱硫脱碳的方法多种多样，大体上分为化学溶剂法、物理溶剂法、氧化还原法、膜分离等方法。其中低温甲醇洗是一种技术合理和经济的净化方法，它可以在同一装置内全部干净地脱除各种有害成分。同时，由于气体中的CO2和H2S分压相对较高，所以有利于发挥低温甲醇洗物理吸收特性，且溶液再生能耗少，可增加酸性气体的溶解度，提高溶剂循环量和降低再生能量的消耗。低温甲醇洗的冷源获取主要方案有混合制冷、吸收制冷和压缩制冷。混合制冷和吸收制冷均可利用系统富产的低压蒸汽作为热源，只能以氨为冷介质，其中混合制冷的冷能效率要高于吸收制冷。压缩制冷采用中高压蒸汽直接驱动，效率更高，可以采用氨或丙烯为冷介质。当系统的蒸汽管网中富余大量低压蒸汽和低位热源时，采用混合制冷方式无疑可以充分利用低位热能，节省电耗和中高压蒸汽。

3.2 工艺装置用能效率提高

在确定系统各单元的工艺技术基础上，需要对各装置进行初步用能分析和评估，采用合理的节能措施。煤制天然气的工艺装置节能主要可以从以下几个方面考虑。

（1）系统压缩装置利用蒸汽驱动法。对于能耗较高的空分空压机、增压机、氨压机、天然气首站压缩机等采用蒸汽透平直接驱动，可提高压缩效率，避免了能量转换的损失，从而达到节能的目的。

（2）新型换热设备、降温设备和保温材料合理使用。例如，系统剩余的冷量应该尽量回收，煤气冷却工段末端换热器和低温甲醇洗单元贫/富液冷端换热器都应该采用效率高的缠绕式换热器，有效地缩小冷端温，最大限度地回收宝贵的冷量。

（3）动力装置应同时采用抽凝机组和抽背机组。采用带回热的抽凝机组能减少低压缸排汽，剩余的低压缸排汽潜热经排汽装置冷却后基本耗尽，所以减少低压缸排汽就能减少机组冷源损失，提高机组效率。抽背机组完全用于供热，没有冷源损失，将做过功的低品位热能对外供热，达到“热尽其用”，提高了热利用率。

3.3 全系统的能量梯级利用与热网络集成

煤制天然气工艺流程中，合成气作为主要能量流载体连续经过煤气化、变换、甲烷化和硫回收等热效应强烈过程，此过程温度变化幅度大、流动方向单一且各单元过程间相对独立性强。正是由于这些特点，使得企业对于节能减排方案的研究更多的只是注重于单元内部工艺的改进和用能效率的提高，而忽视了将整个系统作为有机整体来开展能量梯级利用和用能全局优化研究。

3.3.1 系统换热网络的优化和改造

换热网络是系统能量回收利用的重要环节，其用能状况的好坏决定着整个系统的用能效率。通常，由于煤制天然气项目的设计时间短，对系统的能量集成优化考虑不够，只是在各单元内部简单地设置换热器，因此有必要重新对系统换热网络进行优化和改造，为全系统的用能优化奠定基础。这就需要通过对整个系统各个装置的流程、物流参数和操作参数进行了解、模拟和测算，提取出相应的物流数据，适当设置合理的温位，采用先进的夹点技术对该项目的换热网络系统进行分析，通过夹点分析，找出其中用能不合理的地方，获得相应的节能潜力，然后提出相应的优化方案，并结合工艺特点和企业实际对方案进行调优[9]。

3.3.2 系统蒸汽动力系统的优化

煤化工项目会用到大量不同规格蒸汽作为工艺介质，蒸汽动力系统是否合理设置对整个系统用能起到决定性的作用。由表1可知，煤制天然气系统中25%～30%的能源输入是以燃料煤的形式投入到自备电厂中，以热电联产形式提供电力和蒸汽，系统同时回收其它装置产生的余热，以实现全厂的蒸汽网络平衡。一般煤制天然气企业生产和使用四个不同等级蒸汽，即高压过热蒸汽、中压过热蒸汽、次中压过热蒸汽和次低压蒸汽。蒸汽动力系统的合理设置对整个系统用能起到决定性的作用。有必要寻求整体性能最优的蒸汽动力系统，使蒸汽品位和使用场合相吻合，如高压过热蒸汽供给空分空压机、天然气压缩机及氨压缩机透平使用；中压过热蒸汽作为甲烷化循环气压缩机驱动及补充加压煤气化蒸汽使用，以减少运行费用，达到节能降耗的目标。总之，蒸汽动力系统中各个单元设备需要按照不同品位蒸汽性能上的特点和规律加以匹配联合，在一定的输入条件和输出要求条件下，根据“高质高用，低质低用，分级匹配”的能量梯级利用原则，可以采用数学规划法建立相应的数学模型，优化锅炉与汽机的配置，达到合理匹配和最优运行。

同时，应注意需要对蒸汽系统产生的凝结水实行闭路回收，将高温凝结水和乏汽分离，前者直接进入锅炉，后者进行再处理用于再生产，避免了能源浪费，同时也保障了蒸汽系统平稳运行。

3.3.3 全系统的能量优化

煤制天然气系统的单元用能各有特点。由热负荷表2～表5可知，气化、甲烷化、变换和硫回收单元为副产蒸汽单元，而制冷、酚氨回收等为蒸汽消耗单元。一般解决办法是对各个单元用能状况进行评估和优化，设置各自的换热网络，从而“吃干榨尽”其多余能量，而忽视了全厂用能的整体热联合。因此，需要打破各个单元自成体系的局面，进行单元间的相互协调，实现对全系统的用能状况优化。采用过程能量综合技术，在考虑整体夹点位置和各装置夹点位置的相互关系的基础上，考虑反应热的合理利用、换热网络的优化、蒸汽动力系统的优化、设备操作参数的优化、塔系的热集成和低温热的利用等环节，采用夹点技术与数学规划方法相结合的方法，建立数学优化模型，通过求解获得整体用能最优的方案，并利用层次分析法、多目标综合等方法进行最优方案的决策，从而达到能量系统合理匹配、多级利用的目标。

3.4 建立高效的能源管理体系

高效的能源管理体系是企业节能减排成果的保障。建立煤制天然气系统的能源管理体系最重要的是加强能量计量和监控，这表现在：①建立多级计量系统以及各装置、设备、建筑的能耗标准，加快节能考核和监督标准化进程，完善节能标准化体系；②定期检查和清理换热器，减小传热热阻，提高换热效率；③设置整个装置的自动控制系统，自动调整装置停开车的时间段，还结合天然气不同季节的需求，调整夏季和冬季不同工况下整个装置的运行，确保装置在低负荷下运行而导致其用能效率下降，能耗增加；④定期对供热系统进行热平衡测试，杜绝跑、冒、滴、漏现象，以便及时发现和解决问题，防止能量损失。

4 结 语

本文首先通过对典型煤制天然气项目用能分析，确定系统各单元能耗和能源利用效率。在这基础上，探讨了寻求实现煤制天然气装置中高效节能的有效途径。经分析，煤制天然气装置能量利用效率依然有提升的空间，特别是合理选择关键的单元过程技术，如果能够将新型的BGL煤气化技术和甲烷化等温反应技术商业化，将有望降低煤制天然气的能耗。同时，不仅要提高各单元的工艺装置用能效率，更重要的是在合理评估煤制天然气用能特点的基础上，考虑系统能量梯级利用和进行全工艺换热网络的集成；最后是需要建立高效的能源管理体系，以保障节能减排成果。

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