煤制天然氣過程全局能量集成優化

劉陽，吳秀章，劉永健，王波

（1 遼寧大唐國際阜新煤制天然氣有限責任公司，遼寧阜新 123000；2 華南理工大學，廣東廣州 510641；3 中新能化科技有限公司，北京 100084；4 中國大唐集團有限公司，北京 100032）

天然氣作為一種清潔能源，提高其在中國一次能源消費結構比重有利于解決我國環境問題。我國正在大力發展煤基天然氣提高天然氣供給能力[1]。煤制天然氣技術是以煤炭作為原料，通過煤氣化制取合成氣，合成氣經凈化后在催化劑的作用下生產合成天然氣[2]。雖然我國煤制天然氣工藝已經取得十足進展，但是煤制天然氣項目仍然面臨著一些亟待解決的問題。在環境方面，煤基天然氣生命周期碳排放和水耗分別是傳統天然氣路徑排放的7倍和50倍。煤基天然氣的平均生產成本在1.65CNY/Nm3（0℃、101325Pa標準狀態）左右，與進口天然氣在價格方面仍缺少競爭力[3-4]。

能量系統優化是實現煤制天然氣過程節能減排、提質增效的重要途徑[5]。以往煤制天然氣能量系統優化的研究主要集中在單元過程和局部系統層次[6]。隨著煤制天然氣節能工作的深入展開，越來越多的研究者和工程技術人員認識到，能量系統的全局優化是實現整體能量利用效率的本質途徑。因此，有必要將煤制天然氣全局系統作為有機整體來開展能量的“梯級利用”和用能優化[7]。傳統的夾點技術多用于單個過程的能量回收利用研究，而全局能量集成關注的是包含多個工藝過程和蒸汽動力系統的過程全局的能量集成，是對單元過程能量集成的延伸[7]。全局能量集成技術已經大量用于大型煉油廠和煉鋼廠等行業，均取得了較好的節能效果[8-10]。在煤制天然氣項目中，公用工程系統的能量消耗占全廠能量消耗的30%左右，通過對全廠公用工程換熱網絡改造，低溫余熱回收和蒸汽動力系統的優化，可以實現煤制天然氣項目較好的節能效果。

本文根據煤制天然氣示范項目特點，提出了煤制天然氣過程全廠能量集成的優化策略。首先建立了煤制天然氣各單元過程模型，對全流程的物流和能流展開了詳細的模擬計算。基于全局的物流和能流數據，利用夾點技術對現有煤制天然氣單元過程的能量系統進行了詳細的用能分析。在此基礎上構建全局溫焓曲線，對現有煤制天然氣全系統用能狀況進行了分析。利用全局夾點分析法確定了在全廠能量集成背景下最大的節能潛力。結合煤制天然氣單元過程特點，提出了相應的節能改造方案，包括公用工程換熱網絡集成設計、低溫熱回收系統優化利用和蒸汽動力系統的優化設計。最后對集成方案的能效、經濟和環境指標進行了定量評價。

1 煤制天然氣過程全局系統

煤制天然氣過程全局系統包括化工生產過程和公用工程系統兩部分，如圖1所示。化工生產過程是通過技術和加工手段將原料煤轉化為合成天然氣。公用工程系統為化工生產過程提供必要的蒸汽、動力和電等。

圖1 典型煤制天然氣過程全局能量系統

在化工生產過程，原料煤經過備煤單元處理后，將合適粒徑的碎煤送入固定床氣化爐。蒸汽和來自空分單元的氧氣作為氣化反應的氣化劑，在氣化爐內與煤反應生成粗合成氣。粗合成氣經過變換單元調整氫碳比后進入酸性氣體脫除單元。酸性氣體脫除單元脫除的酸性氣體去硫回收裝置生產硫黃，得到的凈化合成氣送入甲烷化單元。凈化合成氣在甲烷化反應器中進行甲烷化反應生產合成天然氣產品，產品經加壓后送入天然氣管網。氣化單元產生的廢水分別經過廢水預處理單元回收副產品焦油、粗酚和液氨等。

公用工程系統主要由燃煤鍋爐、透平、蒸汽管網和其他輔助單元等組成。全廠蒸汽管網設有4個等級的蒸汽等級，即9.8MPa 超高壓蒸汽（VHP）、5.0MPa 高壓蒸汽（HP）、1.6MPa 中壓蒸汽（MP）和0.6MPa低壓蒸汽（LP）。鍋爐將來自備煤單元的粉煤通過燃燒將化學能轉化為熱能，為系統提供超高壓蒸汽。超高壓蒸汽通過汽輪機向系統提供其他等級蒸汽，同時聯產一部分電力，不足的電力通過凝汽式透平提供。在化工生產過程會產生大量的反應熱，該部分熱量回收為蒸汽進入公用工程系統蒸汽管網。

2 全局能量集成策略

煤制天然氣過程全局能量集成策略如圖2 所示。首先建立煤制天然氣單元模型，對煤制天然氣全流程展開模擬計算，為能量集成提供相應的物流和能流數據。利用夾點技術對單元過程進行能量分析，在此基礎上利用全局夾點法確定在全廠能量集成背景下最大的節能潛力，即最小的燃料消耗和最大熱回收。最后結合煤制天然氣單元過程特點確定可行的節能改造方案，并對改進過程的技術經濟指標進行分析。

圖2 全局能量集成優化策略

要進行全局能量分析，首先需要完成基本的物流和能流數據的提取。由于煤制天然氣過程由多個過程子單元組成，各個過程子單元均涉及復雜的物理化學變化，僅僅通過工廠所安裝的有限的儀表所提供的數據無法滿足能量集成所需要的全部信息。因此，本文首先利用流程模擬軟件建立各個子單元的基礎模型，然后進行全流程的建模與模擬，得到全流程的質量平衡和能量平衡數據。

根據所實現的節能目標和過程換熱網絡改動程度的不同，數據的提取可以采用3 種不同的模型。第一種是黑箱模型，過程工藝物流的數據由公用工程數據表示，這種模型主要在無法得到準確的工藝物流數據的情況下使用。第二種是灰箱模型，物流數據只提取工藝物流和公用工程物流換熱的溫度、負荷信息，而忽略工藝物流與工藝物流換熱的數據。這有利于在進行全局能量集成時，不改變過程子單元內部的換熱網絡結構。第三種是白箱模型，該模型需要提取所有的工藝過程物流數據，這使得在全局系統實現更好的能量“梯級利用”，但也會對原有的換熱網絡結構造成較大的改動。為了保證煤制天然氣過程現有結構主體保持不變，在數據提取時本文采用灰箱模型。數據的提取主要包括物流的溫度范圍（初始溫度和目標溫度）、物流的類型（熱或冷）和物流熱負荷。

根據所提取的單元過程的數據，利用過程總組合曲線對單元過程能量系統進行分析。過程總組合曲線表示了工藝過程的熱量流沿溫度的分布，可以給出單元過程在相應溫位所需要或回收的最大能量。過程總組合曲線不但是全局能量分析的基礎，同時它也可以結合全局溫焓曲線幫助確定單元過程換熱器網絡改造方向。單元過程的總組合曲線表示該過程在實現內部換熱后所需要的冷、熱公用工程負荷。為了進一步將各個過程的熱阱和熱源分別組合到一起，得到全局過程系統和公用工程系統相關的全局溫焓曲線。在全局溫焓曲線上構造最大的蒸汽產生和最小的公用工程消耗曲線，可以確定在全局能量集成情況下最大和最小各等級蒸汽的回收和消耗量，得到全廠節能潛力。

3 結果與討論

煤制天然氣過程建模分為化工生產過程建模和公用工程系統建模。化工生產過程包括氣化單元、水煤氣變換單元、酸性氣體脫除單元、甲烷化單元和廢水預處理單元，建模工作在Aspen Plus平臺完成。公用工程主要針對蒸汽動力系統進行模擬，建模工作在Aspen Utilities Planner 平臺完成。以上建模工作已在本文作者課題組以往工作中進行了詳細的介紹[11-12]。

3.1 單元過程能量分析

3.1.1 煤氣化單元

圖3 煤氣化單元流程

煤氣化單元采用碎煤加壓氣化裝置。煤氣化時煤與氣化劑（氧氣和水蒸氣）在一定溫度和壓力下發生化學反應，如圖3所示。根據氣化爐內各段發生的反應不同，可以將氣化爐分為干燥層、熱解層、氣化層和燃燒層。干燥層位于氣化爐的頂部，上升的熱煤氣與剛入爐的原料煤在這一層換熱，煤中的水分受熱蒸發。干餾層主要發生煤的熱解反應，煤被上升的粗煤氣加熱至300～600℃時生成焦炭和氣體產物。氣化層和燃燒層是煤氣化的重要區域，主要發生的是半焦的氣化和燃燒反應。

氣化爐出口的粗煤氣送入洗滌冷卻器除去夾帶的大部分顆粒物，并使粗煤氣洗滌急冷到225℃并飽和，煤氣水和粗煤氣一起送入廢熱鍋爐中回收低位熱能，副產低壓蒸汽，同時將粗煤氣冷卻到181℃。煤氣化單元的總組合曲線如圖4 所示，粗煤氣通過廢熱鍋爐共可以回收322.7MW 的熱量，對應可以產生540t/h低壓蒸汽。煤氣化單元回收的低壓蒸汽是全廠低壓蒸汽最主要的供給源。

3.1.2 水煤氣變換單元

圖4 煤氣化單元總組合曲線

由煤氣化單元所產生的粗合成氣的氫碳比在2.6 左右。而甲烷化反應原料氣的最佳氫碳比為2.97～3.05。煤制天然氣項目中采用水煤氣部分變換工藝來調整氫碳比。水煤氣變換單元的流程如圖5 所示。粗煤氣經過換熱器預熱到260℃后依次進入預變爐和主變爐，變換反應為放熱反應，反應器出口溫度達325℃。這部分熱量一部分用于加熱原料氣，一部分通過廢熱鍋爐回收低壓蒸汽，此時粗煤氣被冷卻到175℃。粗煤氣然后依次經過預冷器、中間冷卻器和終冷器冷卻到40℃。在預冷器中，粗煤氣的余熱用來加熱鍋爐給水，將鍋爐給水由105℃加熱到150℃。在中間冷凝器中將脫鹽水由45℃加熱到95℃。粗煤氣在終冷器通過循環冷卻水冷卻到40℃。

圖5 水煤氣變換單元流程

水煤氣變換單元的總組合曲線如圖6所示。粗煤氣在預變爐和主變爐進行水煤氣變換反應，變換反應為放熱反應，反應過程會放出大量的熱量。這部分熱量一部分用于加熱原料氣，一部分通過廢熱鍋爐回收低壓蒸汽，低溫余熱用來預熱鍋爐給水和脫鹽水，無法回收的熱量通過循環冷卻水冷卻。水煤氣變換單元共可以回收198.5MW 的熱量，其中10.3MW 的熱量可以通過廢熱鍋爐產出低壓蒸汽。44.4MW 的熱量通過換熱器預熱鍋爐給水，119.4MW 的熱量用來預熱脫鹽水。需要循環水冷卻負荷為24.4MW。從總組合曲線上可以看出，變換單元所回收的熱量大部分在低溫段，通過預熱鍋爐給水和脫鹽水可以與粗煤氣保持相對較少的傳熱溫差，而在廢熱鍋爐中冷、熱物流的傳熱溫差相對較大，存在較大的?損失。

圖6 水煤氣變換單元總組合曲線

圖7 低溫甲醇洗單元流程

3.1.3 酸性氣體脫除單元

由氣化爐產生的粗煤氣中含有一些雜質組分，如H2S、CO2、COS 等。這些氣體不僅會產生環境污染，還會造成甲烷化催化劑中毒。因此，煤制天然氣項目配有凈化裝置將其部分酸性氣體進行脫除。低溫甲醇對合成氣中的酸性氣體具有很高的溶解度和選擇性，凈化后的氣體能夠很好地滿足后續甲烷化工藝的要求。低溫甲醇洗工藝成為煤制氣項目應用最為廣泛的酸性氣體脫除工藝。低溫甲醇洗流程如圖7所示。低溫甲醇洗裝置由酸性氣體脫除塔、CO2解析塔、H2S 濃縮塔、熱再生塔和甲醇水分離塔組成，甲醇再生和分離都需要熱量供應，此部分由公用工程系統提供。裝置所需的冷量由氨壓縮吸收混合制冷裝置提供。混合制冷工藝是將蒸發后的氨氣經離心式壓縮機壓縮后再去吸收制冷。該工藝的優點是可以利用煤制天然氣廠過剩的低壓蒸汽，同時可以保證工藝的穩定性。

酸性氣體脫除單元總組合曲線如圖8所示。過程單元主要使用低壓和中壓兩種等級的蒸汽，其中低壓蒸汽一部分用于低溫甲醇洗單元再生塔和共沸塔再沸器，一部分用于制冷單元氨精餾塔再沸器，低壓蒸汽的負荷為66.7MW；中壓蒸汽主要用于甲醇水分離塔再沸器，中壓蒸汽的負荷為85MW。精餾塔塔頂冷凝器的廢熱通過循環冷卻水移除。循環冷卻水總的負荷為114.4MW。

圖8 酸性氣體脫除單元總組合曲線

3.1.4 甲烷化單元

甲烷化單元是煤制天然氣過程的關鍵單元。經過凈化的合成氣在催化劑的作用下發生甲烷化反應制取合成天然氣。目前，甲烷化催化劑主要為Ni/Al2O3催化劑，工業化催化劑可耐650～700℃高溫，可有效地提高回收蒸汽的等級，提高系統能量利用效率。本文的甲烷化系統采用DAVY 甲烷化工藝，如圖9所示。該工藝為兩段轉化，第一段為大量甲烷化，第二段為補充甲烷化，每段設有兩個甲烷化反應器。由于甲烷化反應是強放熱反應，因此在裝置中甲烷化反應器與廢熱鍋爐直接相連，采用廢熱鍋爐來回收甲烷化反應熱，副產高壓蒸汽。

圖9 甲烷化單元流程

甲烷化反應是一個大量放熱的反應，在第一大量甲烷化反應器和第二大量甲烷化反應器出口的溫度可達640℃。該反應熱通過廢熱鍋爐產生高壓蒸汽，并在過熱器中過熱到450℃。過程中170～290℃的熱量用來預熱高壓鍋爐給水。甲烷化單元總組合曲線如圖10 所示，甲烷化單元所產生的熱量中有334.5MW 的熱量用來將高壓鍋爐給水加熱到產生高壓過熱蒸汽，共可以產生400t/h 高壓蒸汽。低溫的廢熱又被循環冷卻水移除，冷卻水的負荷為44.8MW。從圖10中可以看出，甲烷化單元的公用工程夾點并不在HP 蒸汽線與余熱線的交點處，這表明高溫段的蒸汽并沒有得到充分利用。通過裝置間的熱聯合，向系統提供相應溫位的低溫熱量可以實現提高超高壓蒸汽的產量。176～320℃溫位的熱量用來預熱鍋爐給水，這部分鍋爐給水全部用于甲烷化單元副產超高壓蒸汽。合成天然氣產品需要經過首站壓縮，余熱溫度達170℃，現有工藝通過空冷進行冷卻，可以考慮進行余熱回收。

圖10 甲烷化單元總組合曲線

3.2 全局能量分析

為了進行多個單元過程和公用工程系統的能量集成，可以進一步將各個單元過程的熱阱和熱源分別組合到一起，得到全局系統和公用工程系統相關的溫焓曲線，即全局溫焓曲線（TSP）。圖11 給出了煤制天然氣過程的全局溫焓曲線。全局冷熱物流與公用工程物流最小傳熱溫差為20℃。從圖中可以看出，全局系統放出的熱量為1310.8MW，而系統所需要的熱量僅為343MW，系統放出的熱量遠高于系統所需要的熱量。其主要原因是煤制天然氣過程中氣化、水煤氣變換和甲烷化反應都是大量放熱反應，只有酸性氣體脫除單元和酚氨廢水等單元需要少量的熱量。這也從側面反映出，提高高溫熱源熱量回收的品質是實現公用工程系統消耗降低的關鍵。

圖11 全局溫焓曲線

圖11(a)中的虛線給出了現有工業運行的蒸汽回收和蒸汽使用情況。全局溫焓曲線與蒸汽曲線的距離表示傳熱推動力，傳熱推動力越大則相應的換熱器面積越小。但是傳熱溫差越大引起的?損失越大，因此在滿足最小傳熱溫差的基礎上，全局溫焓曲線和蒸汽曲線距離越小越好。從圖11(a)中可以看出，在260～640℃區間換熱器?損失比較大。在現有過程中產生的是HP 蒸汽，為縮小溫焓曲線和蒸汽曲線的間隔，可將當前的HP 蒸汽等級提高到VHP 蒸汽等級。同時，過程中采用冷卻水移除一部分熱量的溫位比較高，可以引入低溫余熱回收系統進行回收。

現有過程能量回收系統存在著能量沒有完全達到“梯級利用”和部分低溫熱大量損失的情況。從圖11 中可以看出，全局熱源曲線和蒸汽產生曲線沒有相交，這表明高溫段的熱量并沒有得到充分利用，系統具有提高回收VHP 蒸汽產量的潛力。通過裝置間的熱聯合，可以提高VHP 蒸汽的產量。對于用于產生VHP 蒸汽預熱鍋爐給水的熱量可以由全廠中其他低溫熱源單元提供，如水煤氣變換單元。系統還存在著大量的低溫余熱（90～160℃），在現有工藝系統中，這部分熱量通過空冷器將其移除排放到大氣中，造成了大量的能量損失。利用成熟的有機朗肯余熱回收裝置完全可以將這部分熱量進行回收轉化為電能。為此，本文采用全局熱集成思想對能量進行新的集成，如圖11(b)所示，主要改進表現在兩個方面。一個是將原工藝中180～260℃的熱量用來副產低壓蒸汽改為加熱VHP 等級鍋爐給水，同時甲烷化高溫段熱量用于副產超高壓蒸汽。通過全局能量集成方式，一部分熱量由副產低壓蒸汽轉化為副產超高壓蒸汽。這部分超高壓蒸汽可以通過背壓汽輪機得到低等級蒸汽，同時副產大量的電力，可以有效地減少發電機組的燃煤消耗。另一個改進是增設余熱回收裝置，替換現有工藝中的空冷器，將這部分低溫熱量用于發電。從公開報道的余熱回收裝置所報道的效率來看，增加余熱裝置可以多輸入18MW的電力。這也減少了發電機組的負擔和能源消耗。全局熱阱曲線主要由工藝精餾過程物流組成，在本文中不考慮精餾操作的優化，因此全局所產生的蒸汽消耗不變。

通過全局溫焓曲線和蒸汽曲線可以確定各個等級的蒸汽產生和使用量。在圖12(a)中給出了現有過程的蒸汽動力系統結構，在圖12(b)中給出了改進過程的蒸汽動力系統結構。在煤制天然氣過程中，除了需要加熱蒸汽以外，還需要大量的工藝蒸汽、軸功和電力。這些數據可以通過流程模擬或工業數據得到。在現有過程中，超高壓蒸汽全部由蒸汽動力系統的燃煤鍋爐提供。在改進過程中，一部分超高壓蒸汽由甲烷化廢熱鍋爐提供，一部分由燃煤鍋爐提供，這可以減少蒸汽動力系統燃料消耗。高壓蒸汽主要用于氣化單元作為氣化劑，現有工藝一部分由甲烷化提供，一部分由超高壓蒸汽背壓得到，在改進過程中全部由超高壓蒸汽背壓得到。中壓蒸汽主要用于凈化單元和酚氨回收單元，這些蒸汽同樣由超高壓蒸汽背壓得到。低壓蒸汽最主要的來源為氣化單元，這些蒸汽主要用于凈化單元和酚氨回收單元精餾塔供熱等，剩余的蒸汽通過低壓飽和蒸汽發電裝置發電。空分單元和制冷單元壓縮機需要大量的軸功用于壓縮氣體，在本文研究中，這些軸功全部由超高壓蒸汽驅動汽輪機提供，這些軸功在本文中以電力的形式表示。電力需求主要來自于循環冷卻水泵、高壓水泵和鍋爐風機等，這些電力一部分由背壓汽輪機和低溫余熱回收裝置提供，不足的電力由發電機組提供。通過以上熱回收系統的改進，公用工程系統的VHP 消耗由1304t/h 減少到1117t/h，節約VHP蒸汽14.3%。

圖12 公用工程系統

3.3 技術經濟分析

本文采用能效、CO2排放、投資和生產成本對集成過程的技術經濟性能進行分析。現有煤制天然氣過程和改進煤制天然氣過程的質量和能量平衡如表1所示。現有工藝的質量和能量平衡數據采用工業數據。改進過程中化工生產并不改變，通過Aspen Plus 模擬得到，公用工程系統的能耗由全局能量分析得到。能量效率是評價能量轉化或轉換過程的主要熱力學指標。現有煤制天然氣過程能量利用效率為57.2%，經過全局能量優化后的煤制天然氣過程能效提高到59.6%。能效的提高主要來自于公用工程系統燃煤消耗的減少，燃料煤的消耗由1.26t/kNm3天然氣下降到1.07t/kNm3天然氣。在煤制天然氣過程中有45%左右的CO2排放由公用工程系統所產生，由于公用工程系統燃煤消耗的減少，改進過程的CO2排放可以由原來的5.02t/kNm3天然氣下降到4.66t/kNm3天然氣。在廢水零排放的背景下，煤制天然氣過程的水耗主要來自于循環冷卻水塔的蒸發。在集成工藝中大量的低溫余熱通過有機朗肯循環裝置進行回收，減少了循環冷卻水用量，因此集成工藝的水耗由4.97t/kNm3天然氣下降到4.31t/kNm3天然氣。改進過程中公用工程換熱器網絡設計可以由Aspen Energy Analyzer 進行設計和投資估算。相比現有工程，改進過程只增加了一套有機朗肯循環裝置和公用工程換熱網絡面積，但同時減小了部分發電機組的負荷，改進工藝的總投資僅比現有工藝過程總投資增加了2%左右，按照燃料煤價格260CNY/t，循環水按照15CNY/t計算，集成后生產成本由1.65CNY/Nm3下降到了1.59CNY/Nm3，降低了3.6%。對于年產2×109Nm3的煤制天然氣廠每年可節約生產成本1.2億元。

表1 現有煤制天然氣過程和改進煤制天然氣過程的質量和能量平衡

4 結論

我國正在大力發展煤基天然氣供給路徑來解決我國天然氣供需矛盾。為解決現有煤制天然氣項目能耗高、生產成本缺失競爭力的問題，本文從煤制天然氣能量系統出發，通過全局能量集成實現煤制天然氣項目的節能減排。

通過全局能量系統分析發現：系統中高溫位熱量存在降質利用的情況，通過甲烷化單元和變換單元熱回收系統的集成，可將副產高壓蒸汽提高到副產超高壓蒸汽；現有過程能量利用效率低的另一個原因是大量低溫位余熱沒有得到合理利用，增設有機郎肯低溫余熱回收裝置，系統多輸出18MW電力。通過全局能量集成，燃料煤的消耗由1.26 t/kNm3天然氣下降到1.07t/kNm3天然氣，全廠能量利用效率由原來的57.2%提高到59.6%。集成工藝的CO2排放由原來的5.02t/kNm3天然氣下降到4.66 t/kNm3天然氣。改進過程的水耗由4.97t/kNm3天然氣下降到4.31t/kNm3天然氣。相比現有過程，改進過程只增加一套有機朗肯循環裝置和公用工程換熱網絡面積，但同時減小了部分發電機組的負荷，改進的總投資僅比現有過程總投資增加了2%，而生產成本由1.65CNY/Nm3下降到了1.59CNY/Nm3，降低了3.6%。對于年產2×109Nm3煤制天然氣廠每年可節約生產成本1.2 億元。全局能量系統集成可有效地降低燃料煤消耗，降低生產成本，但同時需要注意能量系統集成后裝置耦合度提高，需提高裝置運行能力。