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摘 要：隨着人们对资源和环境保护意识的提高，以及企业生产对成本的控制加强，节能降耗越来越受到重视。节能要靠三个方面来完成：结构、技术和管理。结构节能是长期的，管理节能是有限的，加快工业技术进步，大力推广节能先进技术，大幅度降低单位产品能耗，是当前和今后相当长时期工业节能的主攻方向。本文重点分析了垫江分厂节能降耗的具体措施，同时从锅炉水处理技术和中水回用两方面进行了探讨。
关键词：节能降耗 天然气净化 中水 离子交换
一、节能降耗现状分析
重庆天然气净化总厂垫江分厂从1973年投产后，历经3次技术改造，装置的处理能力由250万立方米/日增加至420万立方米/日。在生产能力提高、工艺技术水平提高的同时，装置总体用能消耗得到了有效的控制，并维持在一个相对较低的水平上。该厂使用的能源有天然气、电力与新鲜水，同时配备了相应的能源计量器具，定期对能源数据进行统计、分析，制定节能措施。
1.节能技术采用
1.1脱硫装置采用MDEA脱硫工艺， 由于MDEA水溶液与同时含有CO2与H2S的气体接触时，MDEA和H2S的反应是受气膜控制的瞬时化学反应，而MDEA和CO2无直接反应，只能与其水溶液进行反应，这个反应与CO2在水溶液中的溶解度有很大的关系，这种反应机理构成了选择性吸收的基础，我们合理的利用了该反应的不同速率，在CO2与H2S共存的情况下达到选择性吸收H2S的目的。MDEA溶剂在脱除H2S的同时仅部分脱除CO2，单位体积MDEA溶剂的酸气负荷量较高，需要的溶液循环量很少（仅为单乙醇胺法的1/4），因而贫胺液增压的电力消耗、冷却贫胺液耗用的循环冷却水量及再生胺液的蒸汽消耗量均较低，有效的节约了能源。
1.2锅炉系统改造使原燃烧热效率由原有的70%上升到80～90%。该厂凝结水回收采用凝结水回收器方式，疏水阀的使用让蒸汽潜热得以进一步的发挥，减少凝结水二次蒸发损失，提高了回收率。同时，提高锅炉给水温度，减少了锅炉的燃料气消耗，增加了硫磺回收装置的蒸汽产量。
1.3对动设备电机选用变频技术，对溶液泵采用节电器技术，提高供电网络的功率因素，降低电网和电气设备自身的能耗。以该厂脱硫单元溶液循环泵为例：
1.4脱水装置套管换热器改为换热效率更高的板式换热器，节能效果更加明显。将脱硫装置和脱水装置的闪蒸气回收用作燃料气，降低了工厂燃料气耗量。
1.5将6KV和35KV站各两台主变压器和35KV站用变压器由原来淘汰的高能耗设备改为了新型低能耗设备，降低了变压器能耗。
1.6将火炬助燃气由原来的现场手动控制改为自动控制，增加计量和调节机构，对尾气灼烧炉、锅炉燃料气等5个燃气回路和2个蒸汽回路增加了累计计量，为准确地分析气耗和控制气单耗提供了保障。
1.7硫磺回收装置采用德国Linde公司等温亚露点技术（ClinsulfSDP），酸气和空气入主燃烧炉前采用余热锅炉产生的4.0MPa的中压蒸汽预热，以保证燃烧炉内火焰燃烧的稳定性。在新的节能压力下，该厂于2011年装置检修时将酸气、空气预热器加热蒸汽改为低压蒸汽（0.4MPa）预热。通过实际运行来看，余热温度能够保证主燃烧炉火焰燃烧稳定。从节能降耗方面来看，改造后，回收装置余热锅炉产生的中压蒸汽可以作为锅炉单元产生的低压蒸汽的补充，降低了锅炉负荷，节约了燃料气。
2.节能管理
该厂对净化装置的节能主要从降低能耗、物耗，优化操作，减少污染物、废物产生，提高员工的节能意识等方面来控制。
2.1能耗方面：合理控制水、电、气、汽的消耗。在日常的生产管理中合理的控制循环量、空冷器的运行时间以及照明用电等消耗；做好原料气和净化气的计量，降低输差，控制好自用气量，加强闪蒸操作，提高酸气质量等；控制好蒸汽的用量，加强保温管线和再生温度的控制，节约蒸汽耗量。
2.2物耗方面：包括溶液的损失，设备的损坏等。防止净化气夹带损失，防止溶液跑、冒、滴、漏损失，检修中回收溶液不彻底的损失，生产中不乱排乱放；加强巡回检查，严格按照操作规程操作，提高设备使用周期和使用寿命，确保设备处于最加的工作状态，不违章操作，损坏设备和阀门。操作中要操作平稳，优化操作参数，确保各控制点的参数在最合理的范围内。
从以上两方面可以看到，该厂在节能降耗方面确实取得了很多值得推广的技术和节能降耗管理经验。
二、节能降耗潜力分析及建议
近年来、随着四川油气田川东地区天然气开采进入中、后期，作为天然气生产过程中关键环节的天然气净化厂原料气处理量逐年下降，装置负荷率逐减。因此，给节能降耗工作提出了新的挑战。
目前，天然气净化厂普遍采用富液能量回收透平回收脱硫吸收塔至闪蒸罐段压力能，以达到工厂节能的目的。通过分析发现，能量回收透平的回收率和溶液循环量成正相关关系，以国内某天然气净化装置为例：循环量136方每小时，吸收压力5.9兆帕，闪蒸压力0.4兆帕，按度电0.55元计算每年约节约电费92万元[1]，若垫江分厂采用该技术，笔者认为有两点不妥：1、循环量低（以目前280万方/天看，循环量25吨/小时），对应的透平能量回收率低，2、富液压力低，富液压力4.0MPa闪蒸压力0.7MPa，综合计算每年约节约电费不到5万元。从经济方面考虑，加上设备投资、设备维护保养、设备折旧等，基本上没有投资价值。因此，笔者认为该厂节能降耗可以从工厂水处理方面突破，原因如下：
1.垫江分厂锅炉上水为新鲜水经过脱盐除氧后的高纯水。采用阴阳床离子交换和混合离子交换装置组合方式进行。离子交换除盐是利用离子交换树脂上可交换的氢离子和氢氧根离子，与水中溶解盐发生离子交换，达到去除水中盐的目的。离子交换过程可以看作是固相的离子交换树脂与液相中电解质之间的化学置换反应，由于离子交换树脂交换容量有限和离子交换反应的可逆性，离子交换树脂可以通过交换吸附和再生反复利用。离子交换反应速度很快，当离子交换树脂达到吸附饱和时，采用强酸或强碱与被吸附的离子进行交换，实现离子交换树脂的再生。离子交换树脂技术用于除盐水制备虽然具有水质好、技术成熟等突出优点，但再生树脂产生大量废酸废碱液造成环境污染。从该厂生产实际来看，每月这两套装置树脂再生所消耗的酸碱分别为：盐酸5吨：氢氧化钠6吨，酸碱消耗量较大。同时再生后排放到废水池内的废酸废碱还必须中和后才能通过泵打入污水处理单元进行处理。采用该技术存在酸碱消耗，增加了污水处理单元负荷。
2.垫江分厂污水处理采用技术成熟可靠的好氧、厌氧相结合工艺技术，经处理后达标的污水直接外排，以2009年数据为例，全年达标排放废水18936吨。造成了水资源的浪费。
基于此，笔者认为可以从革新锅炉水处理技术和合理利用处理合格后的污水两方面进一步挖掘该厂节能降耗的潜能。即采用膜分离技术、EDI技术、EST技术和组合工艺以实现无浓水的“液体零排放（ZLD）”；引入中水回用技术将处理后达标的废水作为工厂绿化，场地冲洗等用水，以达到降低成本和资源回用的目的。
参考文献
[1]天然气脱硫脱碳富液能量回收方法的研究与选择 王遇冬等 石油与天然气化工 2006.
作者简介：杨铁林（1977-），男，工程师，2000年毕业于华东石油大学化学工程专业，现在重庆天然气净化总厂垫江分厂从事天然气净化生产管理工作。
关键词：节能降耗 天然气净化 中水 离子交换
一、节能降耗现状分析
重庆天然气净化总厂垫江分厂从1973年投产后，历经3次技术改造，装置的处理能力由250万立方米/日增加至420万立方米/日。在生产能力提高、工艺技术水平提高的同时，装置总体用能消耗得到了有效的控制，并维持在一个相对较低的水平上。该厂使用的能源有天然气、电力与新鲜水，同时配备了相应的能源计量器具，定期对能源数据进行统计、分析，制定节能措施。
1.节能技术采用
1.1脱硫装置采用MDEA脱硫工艺， 由于MDEA水溶液与同时含有CO2与H2S的气体接触时，MDEA和H2S的反应是受气膜控制的瞬时化学反应，而MDEA和CO2无直接反应，只能与其水溶液进行反应，这个反应与CO2在水溶液中的溶解度有很大的关系，这种反应机理构成了选择性吸收的基础，我们合理的利用了该反应的不同速率，在CO2与H2S共存的情况下达到选择性吸收H2S的目的。MDEA溶剂在脱除H2S的同时仅部分脱除CO2，单位体积MDEA溶剂的酸气负荷量较高，需要的溶液循环量很少（仅为单乙醇胺法的1/4），因而贫胺液增压的电力消耗、冷却贫胺液耗用的循环冷却水量及再生胺液的蒸汽消耗量均较低，有效的节约了能源。
1.2锅炉系统改造使原燃烧热效率由原有的70%上升到80～90%。该厂凝结水回收采用凝结水回收器方式，疏水阀的使用让蒸汽潜热得以进一步的发挥，减少凝结水二次蒸发损失，提高了回收率。同时，提高锅炉给水温度，减少了锅炉的燃料气消耗，增加了硫磺回收装置的蒸汽产量。
1.3对动设备电机选用变频技术，对溶液泵采用节电器技术，提高供电网络的功率因素，降低电网和电气设备自身的能耗。以该厂脱硫单元溶液循环泵为例：
1.4脱水装置套管换热器改为换热效率更高的板式换热器，节能效果更加明显。将脱硫装置和脱水装置的闪蒸气回收用作燃料气，降低了工厂燃料气耗量。
1.5将6KV和35KV站各两台主变压器和35KV站用变压器由原来淘汰的高能耗设备改为了新型低能耗设备，降低了变压器能耗。
1.6将火炬助燃气由原来的现场手动控制改为自动控制，增加计量和调节机构，对尾气灼烧炉、锅炉燃料气等5个燃气回路和2个蒸汽回路增加了累计计量，为准确地分析气耗和控制气单耗提供了保障。
1.7硫磺回收装置采用德国Linde公司等温亚露点技术（ClinsulfSDP），酸气和空气入主燃烧炉前采用余热锅炉产生的4.0MPa的中压蒸汽预热，以保证燃烧炉内火焰燃烧的稳定性。在新的节能压力下，该厂于2011年装置检修时将酸气、空气预热器加热蒸汽改为低压蒸汽（0.4MPa）预热。通过实际运行来看，余热温度能够保证主燃烧炉火焰燃烧稳定。从节能降耗方面来看，改造后，回收装置余热锅炉产生的中压蒸汽可以作为锅炉单元产生的低压蒸汽的补充，降低了锅炉负荷，节约了燃料气。
2.节能管理
该厂对净化装置的节能主要从降低能耗、物耗，优化操作，减少污染物、废物产生，提高员工的节能意识等方面来控制。
2.1能耗方面：合理控制水、电、气、汽的消耗。在日常的生产管理中合理的控制循环量、空冷器的运行时间以及照明用电等消耗；做好原料气和净化气的计量，降低输差，控制好自用气量，加强闪蒸操作，提高酸气质量等；控制好蒸汽的用量，加强保温管线和再生温度的控制，节约蒸汽耗量。
2.2物耗方面：包括溶液的损失，设备的损坏等。防止净化气夹带损失，防止溶液跑、冒、滴、漏损失，检修中回收溶液不彻底的损失，生产中不乱排乱放；加强巡回检查，严格按照操作规程操作，提高设备使用周期和使用寿命，确保设备处于最加的工作状态，不违章操作，损坏设备和阀门。操作中要操作平稳，优化操作参数，确保各控制点的参数在最合理的范围内。
从以上两方面可以看到，该厂在节能降耗方面确实取得了很多值得推广的技术和节能降耗管理经验。
二、节能降耗潜力分析及建议
近年来、随着四川油气田川东地区天然气开采进入中、后期，作为天然气生产过程中关键环节的天然气净化厂原料气处理量逐年下降，装置负荷率逐减。因此，给节能降耗工作提出了新的挑战。
目前，天然气净化厂普遍采用富液能量回收透平回收脱硫吸收塔至闪蒸罐段压力能，以达到工厂节能的目的。通过分析发现，能量回收透平的回收率和溶液循环量成正相关关系，以国内某天然气净化装置为例：循环量136方每小时，吸收压力5.9兆帕，闪蒸压力0.4兆帕，按度电0.55元计算每年约节约电费92万元[1]，若垫江分厂采用该技术，笔者认为有两点不妥：1、循环量低（以目前280万方/天看，循环量25吨/小时），对应的透平能量回收率低，2、富液压力低，富液压力4.0MPa闪蒸压力0.7MPa，综合计算每年约节约电费不到5万元。从经济方面考虑，加上设备投资、设备维护保养、设备折旧等，基本上没有投资价值。因此，笔者认为该厂节能降耗可以从工厂水处理方面突破，原因如下：
1.垫江分厂锅炉上水为新鲜水经过脱盐除氧后的高纯水。采用阴阳床离子交换和混合离子交换装置组合方式进行。离子交换除盐是利用离子交换树脂上可交换的氢离子和氢氧根离子，与水中溶解盐发生离子交换，达到去除水中盐的目的。离子交换过程可以看作是固相的离子交换树脂与液相中电解质之间的化学置换反应，由于离子交换树脂交换容量有限和离子交换反应的可逆性，离子交换树脂可以通过交换吸附和再生反复利用。离子交换反应速度很快，当离子交换树脂达到吸附饱和时，采用强酸或强碱与被吸附的离子进行交换，实现离子交换树脂的再生。离子交换树脂技术用于除盐水制备虽然具有水质好、技术成熟等突出优点，但再生树脂产生大量废酸废碱液造成环境污染。从该厂生产实际来看，每月这两套装置树脂再生所消耗的酸碱分别为：盐酸5吨：氢氧化钠6吨，酸碱消耗量较大。同时再生后排放到废水池内的废酸废碱还必须中和后才能通过泵打入污水处理单元进行处理。采用该技术存在酸碱消耗，增加了污水处理单元负荷。
2.垫江分厂污水处理采用技术成熟可靠的好氧、厌氧相结合工艺技术，经处理后达标的污水直接外排，以2009年数据为例，全年达标排放废水18936吨。造成了水资源的浪费。
基于此，笔者认为可以从革新锅炉水处理技术和合理利用处理合格后的污水两方面进一步挖掘该厂节能降耗的潜能。即采用膜分离技术、EDI技术、EST技术和组合工艺以实现无浓水的“液体零排放（ZLD）”；引入中水回用技术将处理后达标的废水作为工厂绿化，场地冲洗等用水，以达到降低成本和资源回用的目的。
参考文献
[1]天然气脱硫脱碳富液能量回收方法的研究与选择 王遇冬等 石油与天然气化工 2006.
作者简介：杨铁林（1977-），男，工程师，2000年毕业于华东石油大学化学工程专业，现在重庆天然气净化总厂垫江分厂从事天然气净化生产管理工作。