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[摘 要]通过加强生产运行监督管控，优化绩效考核指标，使资源得到合理利用，加强源头治理，原料及公用工程消耗大幅度降低，既节约了生产成本，又提高了公司经济效益，为公司的长远发展奠定了坚实基础。
[关键词]生产管控 挖潜增效 经济效益
中图分类号：F014.35 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）27-0399-02
前言
神华集团煤直接液化先期工程（第一条生产线）空分装置、自备热电站等及其他公用工程分别在07年12月至08年5月实现开工试车。经过冬季整改和低温环境联动试车考验，2008年5月份105单元（第一煤制氢）首次开车成功，并连续运行超过100小时，创国内壳牌气化装置首次开车最好记录；2008年7月份106单元（第二煤制氢）开车成功，满足了三套加氢装置气密和开车需要。2008年11月份开始加工外购油生产起始溶剂油，12月30日加氢稳定装置引入煤液化油，并且顺利生产煤液化粗石脑油、柴油组分。这标志着T-STAR装置首次加工煤液化油、首次生产提供供氢溶剂油获得成功，表明我国对悬浮床反应器加氢技术的掌握达到世界水平，填补了国内在该项技术领域的空白。2008年12月30日14时46分，在达到设定的试车条件下，煤液化单元开始投煤试车，从投煤试车开始16个小时打通主流程，24小时打通全厂流程。2008年12月31日加氢改质装置引入煤液化油，并成功产出合格柴油、石脑油，标志着世界上首套煤直接液化商业化工程首次投煤試车取得成功。煤直接液化自打通全流程以来至2011年5月历经9个试生产周期，从2011年开始煤液化装置运行逐渐平稳，生产计划可控。
至2014年以来，一直由中国神华鄂尔多斯煤制油分公司负责煤直接液化项目的商业化运营工作，公司通过加强生产运行管控，不断摸索、优化技术指标，加强绩效考核力度，强化现场管理提升工作，及时纠偏生产运行中存在的问题。通过日统计、日分析，及时调整公用工程消耗，合理优化天然气、干气、煤泥及蒸汽的回收循环再利用，实现了降本增效的目的。通过组织召开月度综合计划对接会与经营活动分析会，及时固化经营管理中发现的优秀经验与亮点，按照四不放过的原则分析事故原因，使公司生产经营水平稳步提升，挖潜增效成果显著，公司基础管理工作再上新台阶。本文作者将从以下两大方面加以分析
一、提高公司经济效益
1.提高了产品收率
重点考核装置加工损失指标，装置加工损失率大幅下降，提高了产品收率。2013年煤液化联合中心加工损失平均为13.2%，2014年一季度加工损失为12.3%，加工损失率下降0.9%。煤制氢、环保等中心加工损失率均有所下降。装置加工损失率下降，能有效提高装置产品收率，最终实现公司经济效益的增加。（见附图一）。
2.缓解煤泥销售压力
组织电厂掺烧煤泥，节省原煤消耗，缓解了煤泥销售压力。公司外购煤泥小部分供热电锅炉掺烧，大部分无法掺烧需外销，煤泥含水量一般在30%左右，销售困难，热电锅炉仅能掺烧2.5-3%，大量掺烧会堵塞锅炉落煤管，煤泥掺烧受到很大局限。依据煤泥粒度及水含量特性，公司生产部提出，利用原煤与煤泥按照1比1比例混合后送电厂掺烧，降低了堵塞落煤管风险，极大地提高了掺烧比例，在气温相对较低的情况下，每日平均掺烧314.4吨，未混合原煤之前，日仅掺烧106.9吨，每日多掺烧煤泥207.5吨，全月将多掺烧煤泥6225吨，煤泥发热量平均4400大卡/吨，热电掺矸石后混煤发热量5000大卡/吨，按热值折算，每月节约原煤5478吨，外购每吨煤泥不含税价格70.9元，外购原煤不含税价279.93元/吨，差价209.03元/吨，月节约成本114.5万元。
3.节约天然气消耗
合理使用自产干气，减少排放量，节约天然气消耗。干气作为煤直接液化一种副产品被用作燃料使用，煤液化85%负荷产干气5至6万标立/时，冬季燃料使用量为3万立/时，富裕2至3万立/时干气白白放火炬燃烧，造成效益流失，现将2万立左右干气用作天然气制氢作原料替代天然气生产氢气，冬季干气完全实现平衡，不需要放空，年节约天然气720万标立，节省生产成本1104万元，夏季由于蒸汽富裕，天然气仍有1万标立/时富裕量，目前正在增加一台干气原料压缩机，届时，干气将全部回收利用，年节约天然气1657万元。
4.节省天然气使用
关闭天然气界区手阀，节省天然气使用。气制氢装置正常情况不使用天然气，完全利用自产干气产氢，由于天然气制氢入装置天然气调节阀内漏，造成1500标立/时天然气漏入瓦斯系统，将调节阀前手阀关闭，紧急情况中心能及时打开手阀，不影响装置安全运行，每小时节约天然气1500标立，年节约天然气900万标立，节省费用1386万元。
5.实现高压蒸汽并网
蒸汽作为煤直接液化公司一种最重要的公用物料，冬季实现自产自用，不存在富裕，夏季采暖停用后，每小时富裕蒸汽50吨左右，白白放空，造成浪费。煤制氢自产高压蒸汽温度稍低于管网蒸汽，直接并网会影响冰机运行，针对这种情况，公司生产部提出，利用大检修机会，将煤制氢冰机使用蒸汽与煤制氢外送高压蒸汽管线接口调换位置，实现将煤制氢自产30吨左右高压蒸汽并网，选择这样并网，将不会影响冰机正常运行，通过并网后减少放空，年减少蒸汽放空10.8万吨，节省费用864万元。
6.降低绿化水消耗
加强绿化水使用管控，有效降低绿化水消耗。2014年4月中旬生产部提出绿化水管理规定，杜绝绿化水多浇、乱浇现象，4月10日至4月25日消耗绿化水8305吨，日均553.7吨，4月1日至4月10日消耗绿化水23284吨，日均2328.4吨，日节约绿化水1774.7吨。
二、及时发现并消除安全生产隐患
1.膜分离尾气 通过分析煤直接液化装置膜分离尾气氢含量变化，及时发现膜分离效果变差，并提出解决建议。通过分析2013年与2014年膜分离尾气中氢气含量变化趋势，发现2014一季度膜分离尾气中氢气含量明显高于2013年，膜分离分离效果开始变差，膜分离效果变差，将导致有效氢气泄漏至干气系统，造成氢气损失，建议大检修及时更换膜组件，提高膜分离效果（见附图二）。
2.滤饼碳的使用
通过对比分析煤制氢滤饼碳含量，发现气化原煤转化率下降。煤气化滤饼中碳含量是反应气化原煤转化效率最直观的评价手段之一，正常滤饼碳含量为30%左右，碳含量超35%，甚至高于40%，说明碳转化率较低，碳含量低于25%，说明气化炉炉温控制较高，就SHELL气化炉而言，过高的炉温会减少煤烧嘴及水冷壁使用寿命，这一点已在国内现有SHELL气化炉工厂得到验證。2013年神华鄂尔多斯煤制油分公司105单元滤饼平均碳含量为33.6%，2014年一季度滤饼平均碳含量为50.8%，106单元2013年滤饼含碳量平均为33.3%，2014年一季度滤饼平均含碳量为45.8%。2013年下半年开始两套气化炉烧嘴及烧嘴罩泄漏率增大，2014年开始调整气化炉温度，将炉温下调后有所好转，这也说明了较低的气化炉控制温度会导致滤饼碳含量增高，滤饼碳含量增高，说明碳转化率下降，碳转化率降低导致氢气收率会有一定下降，但是为了保护烧嘴及烧嘴罩，维持适宜的气化炉控制温度能有效延长装置运行周期，目前正在通过配煤摸索气化炉温度与碳转化率最佳平衡点，既能保护烧嘴又不至于牺牲太多的碳转化率。
3.提高了氢气收率
通过分析煤制氢装置PSA解吸气氢含量，提高了氢气收率。通过分析两套煤制氢PSA解吸气氢含量变化数据，发现，2013年1季度105、106单元解吸气氢含量明显高于2014年一季度，解吸气氢含量增加，说明PSA提纯效果变差，2013年开始两套气化PSA氢气提纯效果开始下降，后及时调整吸附时间，降低了解吸气氢含量，提高了氢气提纯效果（见附图三），最终提高了氢气回收效率。
4.降低污水处理成本
通过分析酚回收装置脱酚水氨氮含量变化趋势，及时降低污水处理成本。通过分析2013年与2014年一季度酚回收单元脱酚水氨氮含量数据，发现2014年一季度脱酚水氨氮含量明显高于2013年一季度。脱酚水氨氮主要来源洗精煤及外购油，洗精煤质量指标相对稳定，外购油氨氮含量增加且脱酚效果变差会导致脱酚水氨氮含量增加，脱酚水氨氮增加，一方面会加剧设备腐蚀，最主要是会增加下游高浓度污水处理成本，要降低脱酚水氨氮含量，一方面要控制外购油氨氮含量，同时要提高酚回收装置脱酚效果。
三、结束语
通过以上对优化前后的对比，可以看出从加强生产管控及绩效考核力度，优化煤泥、干气、天然气及蒸汽的合理循环再利用，通过加强经济活动分析，及时发现生产安全存在的隐患问题，多方面阐述管理提升工作，凸显挖潜增效成果，同时数据也说明，通过加强生产运行监督管控，优化绩效考核指标，使资源得到合理利用，加强源头治理，原料及公用工程消耗大幅度降低，既节约了生产成本，又提高了公司经济效益，为公司的长远发展奠定了坚实基础。
参考文献
[1] 《中国神华鄂尔多斯煤制油分公司调度操作手册》.
[关键词]生产管控 挖潜增效 经济效益
中图分类号：F014.35 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）27-0399-02
前言
神华集团煤直接液化先期工程（第一条生产线）空分装置、自备热电站等及其他公用工程分别在07年12月至08年5月实现开工试车。经过冬季整改和低温环境联动试车考验，2008年5月份105单元（第一煤制氢）首次开车成功，并连续运行超过100小时，创国内壳牌气化装置首次开车最好记录；2008年7月份106单元（第二煤制氢）开车成功，满足了三套加氢装置气密和开车需要。2008年11月份开始加工外购油生产起始溶剂油，12月30日加氢稳定装置引入煤液化油，并且顺利生产煤液化粗石脑油、柴油组分。这标志着T-STAR装置首次加工煤液化油、首次生产提供供氢溶剂油获得成功，表明我国对悬浮床反应器加氢技术的掌握达到世界水平，填补了国内在该项技术领域的空白。2008年12月30日14时46分，在达到设定的试车条件下，煤液化单元开始投煤试车，从投煤试车开始16个小时打通主流程，24小时打通全厂流程。2008年12月31日加氢改质装置引入煤液化油，并成功产出合格柴油、石脑油，标志着世界上首套煤直接液化商业化工程首次投煤試车取得成功。煤直接液化自打通全流程以来至2011年5月历经9个试生产周期，从2011年开始煤液化装置运行逐渐平稳，生产计划可控。
至2014年以来，一直由中国神华鄂尔多斯煤制油分公司负责煤直接液化项目的商业化运营工作，公司通过加强生产运行管控，不断摸索、优化技术指标，加强绩效考核力度，强化现场管理提升工作，及时纠偏生产运行中存在的问题。通过日统计、日分析，及时调整公用工程消耗，合理优化天然气、干气、煤泥及蒸汽的回收循环再利用，实现了降本增效的目的。通过组织召开月度综合计划对接会与经营活动分析会，及时固化经营管理中发现的优秀经验与亮点，按照四不放过的原则分析事故原因，使公司生产经营水平稳步提升，挖潜增效成果显著，公司基础管理工作再上新台阶。本文作者将从以下两大方面加以分析
一、提高公司经济效益
1.提高了产品收率
重点考核装置加工损失指标，装置加工损失率大幅下降，提高了产品收率。2013年煤液化联合中心加工损失平均为13.2%，2014年一季度加工损失为12.3%，加工损失率下降0.9%。煤制氢、环保等中心加工损失率均有所下降。装置加工损失率下降，能有效提高装置产品收率，最终实现公司经济效益的增加。（见附图一）。
2.缓解煤泥销售压力
组织电厂掺烧煤泥，节省原煤消耗，缓解了煤泥销售压力。公司外购煤泥小部分供热电锅炉掺烧，大部分无法掺烧需外销，煤泥含水量一般在30%左右，销售困难，热电锅炉仅能掺烧2.5-3%，大量掺烧会堵塞锅炉落煤管，煤泥掺烧受到很大局限。依据煤泥粒度及水含量特性，公司生产部提出，利用原煤与煤泥按照1比1比例混合后送电厂掺烧，降低了堵塞落煤管风险，极大地提高了掺烧比例，在气温相对较低的情况下，每日平均掺烧314.4吨，未混合原煤之前，日仅掺烧106.9吨，每日多掺烧煤泥207.5吨，全月将多掺烧煤泥6225吨，煤泥发热量平均4400大卡/吨，热电掺矸石后混煤发热量5000大卡/吨，按热值折算，每月节约原煤5478吨，外购每吨煤泥不含税价格70.9元，外购原煤不含税价279.93元/吨，差价209.03元/吨，月节约成本114.5万元。
3.节约天然气消耗
合理使用自产干气，减少排放量，节约天然气消耗。干气作为煤直接液化一种副产品被用作燃料使用，煤液化85%负荷产干气5至6万标立/时，冬季燃料使用量为3万立/时，富裕2至3万立/时干气白白放火炬燃烧，造成效益流失，现将2万立左右干气用作天然气制氢作原料替代天然气生产氢气，冬季干气完全实现平衡，不需要放空，年节约天然气720万标立，节省生产成本1104万元，夏季由于蒸汽富裕，天然气仍有1万标立/时富裕量，目前正在增加一台干气原料压缩机，届时，干气将全部回收利用，年节约天然气1657万元。
4.节省天然气使用
关闭天然气界区手阀，节省天然气使用。气制氢装置正常情况不使用天然气，完全利用自产干气产氢，由于天然气制氢入装置天然气调节阀内漏，造成1500标立/时天然气漏入瓦斯系统，将调节阀前手阀关闭，紧急情况中心能及时打开手阀，不影响装置安全运行，每小时节约天然气1500标立，年节约天然气900万标立，节省费用1386万元。
5.实现高压蒸汽并网
蒸汽作为煤直接液化公司一种最重要的公用物料，冬季实现自产自用，不存在富裕，夏季采暖停用后，每小时富裕蒸汽50吨左右，白白放空，造成浪费。煤制氢自产高压蒸汽温度稍低于管网蒸汽，直接并网会影响冰机运行，针对这种情况，公司生产部提出，利用大检修机会，将煤制氢冰机使用蒸汽与煤制氢外送高压蒸汽管线接口调换位置，实现将煤制氢自产30吨左右高压蒸汽并网，选择这样并网，将不会影响冰机正常运行，通过并网后减少放空，年减少蒸汽放空10.8万吨，节省费用864万元。
6.降低绿化水消耗
加强绿化水使用管控，有效降低绿化水消耗。2014年4月中旬生产部提出绿化水管理规定，杜绝绿化水多浇、乱浇现象，4月10日至4月25日消耗绿化水8305吨，日均553.7吨，4月1日至4月10日消耗绿化水23284吨，日均2328.4吨，日节约绿化水1774.7吨。
二、及时发现并消除安全生产隐患
1.膜分离尾气 通过分析煤直接液化装置膜分离尾气氢含量变化，及时发现膜分离效果变差，并提出解决建议。通过分析2013年与2014年膜分离尾气中氢气含量变化趋势，发现2014一季度膜分离尾气中氢气含量明显高于2013年，膜分离分离效果开始变差，膜分离效果变差，将导致有效氢气泄漏至干气系统，造成氢气损失，建议大检修及时更换膜组件，提高膜分离效果（见附图二）。
2.滤饼碳的使用
通过对比分析煤制氢滤饼碳含量，发现气化原煤转化率下降。煤气化滤饼中碳含量是反应气化原煤转化效率最直观的评价手段之一，正常滤饼碳含量为30%左右，碳含量超35%，甚至高于40%，说明碳转化率较低，碳含量低于25%，说明气化炉炉温控制较高，就SHELL气化炉而言，过高的炉温会减少煤烧嘴及水冷壁使用寿命，这一点已在国内现有SHELL气化炉工厂得到验證。2013年神华鄂尔多斯煤制油分公司105单元滤饼平均碳含量为33.6%，2014年一季度滤饼平均碳含量为50.8%，106单元2013年滤饼含碳量平均为33.3%，2014年一季度滤饼平均含碳量为45.8%。2013年下半年开始两套气化炉烧嘴及烧嘴罩泄漏率增大，2014年开始调整气化炉温度，将炉温下调后有所好转，这也说明了较低的气化炉控制温度会导致滤饼碳含量增高，滤饼碳含量增高，说明碳转化率下降，碳转化率降低导致氢气收率会有一定下降，但是为了保护烧嘴及烧嘴罩，维持适宜的气化炉控制温度能有效延长装置运行周期，目前正在通过配煤摸索气化炉温度与碳转化率最佳平衡点，既能保护烧嘴又不至于牺牲太多的碳转化率。
3.提高了氢气收率
通过分析煤制氢装置PSA解吸气氢含量，提高了氢气收率。通过分析两套煤制氢PSA解吸气氢含量变化数据，发现，2013年1季度105、106单元解吸气氢含量明显高于2014年一季度，解吸气氢含量增加，说明PSA提纯效果变差，2013年开始两套气化PSA氢气提纯效果开始下降，后及时调整吸附时间，降低了解吸气氢含量，提高了氢气提纯效果（见附图三），最终提高了氢气回收效率。
4.降低污水处理成本
通过分析酚回收装置脱酚水氨氮含量变化趋势，及时降低污水处理成本。通过分析2013年与2014年一季度酚回收单元脱酚水氨氮含量数据，发现2014年一季度脱酚水氨氮含量明显高于2013年一季度。脱酚水氨氮主要来源洗精煤及外购油，洗精煤质量指标相对稳定，外购油氨氮含量增加且脱酚效果变差会导致脱酚水氨氮含量增加，脱酚水氨氮增加，一方面会加剧设备腐蚀，最主要是会增加下游高浓度污水处理成本，要降低脱酚水氨氮含量，一方面要控制外购油氨氮含量，同时要提高酚回收装置脱酚效果。
三、结束语
通过以上对优化前后的对比，可以看出从加强生产管控及绩效考核力度，优化煤泥、干气、天然气及蒸汽的合理循环再利用，通过加强经济活动分析，及时发现生产安全存在的隐患问题，多方面阐述管理提升工作，凸显挖潜增效成果，同时数据也说明，通过加强生产运行监督管控，优化绩效考核指标，使资源得到合理利用，加强源头治理，原料及公用工程消耗大幅度降低，既节约了生产成本，又提高了公司经济效益，为公司的长远发展奠定了坚实基础。
参考文献
[1] 《中国神华鄂尔多斯煤制油分公司调度操作手册》.