马士越
（中国石油化工股份有限公司金陵分公司，江苏 南京210033）
［摘 要］中国石油化工股份有限公司金陵分公司100 kt/a煤制氢装置（原300 kt/a合成氨装置技改而成）于2005年9月一次点火成功，2005年10月实现达产达标；其GE（原德士古）水煤浆加压气化系统（3台气化炉两开一备）所产粗合成气经耐硫变换、低温甲醇洗脱硫脱碳、甲烷化反应后得到的产品H2（纯度＞98.1%）送炼油装置供加氢系统使用。统计本煤制氢装置各系统用能占比及原料与公用工程介质消耗在总能耗中的占比，找到节能工作的切入点，近年来实施了包括蒸汽系统优化、干气系统优化、蒸汽加热炉烟气余热回收利用及低氮燃烧、循环水回水压力能回收及工艺参数优化调整等一系列节能降耗措施，装置综合能耗持续降低。同时，为进一步挖掘节能潜力，对装置用能进行分析与梳理，经调研与计算，提出了变换系统低温余热利用、水煤浆提浓、空分装置液体膨胀机与节流阀（FV1521）互备发电、蒸汽喷射式热泵技术应用等后续节能建议，这些节能措施实施后，预期煤制氢装置能耗还将进一步降低，工艺操作水平及装置运行的稳定性亦可得以提升。
［关键词］煤制氢装置；节能技术应用；蒸汽系统优化；干气系统优化；水轮机；烟气余热回收；效益分析；节能潜力分析
［中图分类号］TQ54 ［文献标志码］B ［文章编号］1004-9932（2026）04-0068-04
0 引 言
面对国家提出的“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”目标，煤化工装置作为碳排放大户，其碳减排形势严峻，一方面应加大清洁及可再生能源开发力度，另一方面要采用更加节能的技术措施以降低生产能耗。相较于炼油装置，煤化工装置如煤制氢装置存在投资大、流程长、能耗高、循环水用量大、污水量大等特点，其流程越长，能耗越高、能效越低[1]。
中国石油化工股份有限公司金陵分公司（简称金陵石化）300 kt/a合成氨装置、520 kt/a尿素装置以石脑油为原料，于1978年10月正式投产；2000年，金陵石化结合自身特点，实施资源配置重组、优化产品结构，决定将300 kt/a合成氨装置技改为100 kt/a煤制氢装置，2003年10月本技改项目动工，2005年9月煤制氢装置一次点火成功，2005年10月装置实现达产达标。本煤制氢装置采用GE（原德士古）水煤浆加压气化工艺（设置3台气化炉，正常生产中两开一备），水煤浆与氧气在气化炉内（设计操作压力4.0 MPa、温度1 300～1 400 ℃）发生一系列化学反应，生成粗合成气，粗合成气送净化系统，经耐硫变换、低温甲醇洗脱硫脱碳、甲烷化反应后得到的产品H2（H2纯度＞98.1%）送炼油装置供加氢系统使用。经统计，金陵石化煤制氢装置之空分装置、气化系统、净化系统（含耐硫变换系统、低温甲醇洗系统、甲烷化系统）用能占比大致分别为20%、77%、3%；原料与公用工程介质消耗在总能耗中的占比大致分别为煤76.46%、中压蒸汽24.79%、电2.53%、炼厂气0.49%、低压蒸汽0.35%、新鲜水0.20%、仪表空气0.00%、中压氮气-3.43%（负数意指外供，下同）、电厂返水-1.40%。可以看到，煤耗在总能耗中的占比为76.46%、中压蒸汽消耗在总能耗中的占比为24.79%，换言之，这些耗能因素皆应成为节能工作的切入点，应通过深挖系统节能潜力，采取优化工艺操作、设备革新、系统优化改进等措施，降低装置综合能耗。以下基于金陵石化100 kt/a煤制氢装置的实际情况，介绍近年来装置实施的节能降耗措施，同时对装置节能潜力进行分析与梳理，提出新的节能建议，以期不断降低煤制氢装置的能耗。
1 煤制氢装置节能技术应用情况
1.1 蒸汽系统优化
金陵石化煤制氢装置共使用0.25 MPa蒸汽（用于发电及装置伴热）、0.5 MPa蒸汽（驱动汽轮机及再沸器用汽）、4.0 MPa蒸汽（驱动空分装置空压机组汽轮机）三种等级的蒸汽，当低位蒸汽有缺口时，由高一级的蒸汽减温减压后进行补给，其中，4.0 MPa蒸汽由热电锅炉（供汽量140 t/h）及煤制氢装置变换系统高压废锅\[供汽量31 t/h，经蒸汽加热炉（F6202）过热\]提供。由于热电锅炉至煤制氢装置的4.0 MPa蒸汽输送管线距离较长且管线布局不合理，其保温层损坏、管线下沉、热通道及局部过热等现象较为普遍，加之减压阀内漏严重、空压机组汽轮机凝汽器真空度差、管线保温不能满足生产要求等，造成不少能量损失。2024年4月装置大修期间，对蒸汽管网及用汽设备进行节能优化改造等，具体如下。
1）4.0 MPa蒸汽管线路径改造，即摒弃原装置绕路蒸汽管线路径，减少中压蒸汽管线传输距离约300 m，并修复损坏的保温层（保温棉使用岩棉）。以4.0 MPa蒸汽温度420 ℃、环境温度10 ℃、保温棉导热系数0.043 W/（m·K）、保温层内径350 mm、保温层外径370 mm计，经计算，室外架空管线保温层外表面（向大气）的散热系数为10.99 W/（m·K），则蒸汽管线热损失为433.711 kW，即4.0 MPa蒸汽管线路径改造后可减少热量损失433.711 kW。
2）减温减压器返厂维修，更换减温减压器前截止阀，阀门内漏问题得到彻底解决。
3）将变换系统原料气（粗合成气）水气比（汽气比）由原1.20提高至1.25，变换系统低压废锅（E6207）增产0.5 MPa蒸汽10 t/h，煤制氢装置0.5 MPa蒸汽供需基本平衡，4.0 MPa蒸汽减温减压后补给0.5 MPa蒸汽管网的蒸汽量减少约8 t/h。
4）对空压机组汽轮机凝汽系统漏点进行排查，清理凝汽器及管线死区，凝汽器压力由原来的18.8 kPa降至10.4 kPa，凝汽器真空度提高，蒸汽利用率提高，此举可节约4.0 MPa蒸汽约10 t/h；空压机组汽轮机保温材料更新为高效纳米保温材料，汽轮机表面温度平均降低10 ℃。
5）将变换系统第一中变炉入口温度提高2 ℃，4.0 MPa废锅增产中压蒸汽2 t/h，送空分装置自产中压蒸汽由31 t/h增至33 t/h，系统自产蒸汽供给率提升。
蒸汽系统节能优化后，在相同气化系统负荷（投煤量约105 t/h）及相似环境温度下，煤制氢装置4.0 MPa蒸汽消耗由2020年1月的155 t/h（平均值，下同）降至2021年1月的约130 t/h，减少约25 t/h，蒸汽单耗（吨H2产品蒸汽消耗量）由原17.54 t降至13.43 t。
1.2 干气系统优化
更多内容详见《中氮肥》2026年第4期