柴油加氢尾气中氢气的水合物法回收工业侧线试验

常规氢气回收方法的产品氢气压力偏低,需多级增压后才可被高压加氢装置利用,具有较高的氢气增压成本。水合物法回收加氢尾气具有压降损失小、产品氢气压力高的优点,可降低高压加氢装置的氢气增压成本。为降低高压加氢装置的用氢成本,本文开发了高压尾气的水合物法氢气回收技术。针对高压柴油加氢尾气,在茂名炼油厂建立了一套柴油加氢尾气中氢气水合物法回收的工业侧线试验装置,考察了不同条件下连续搅拌釜法回收柴油加氢尾气中氢气的分离效果。试验结果表明,水合物法可高效脱除CH₄和大部分的H₂S。连续进气工况下,处理脱硫后尾气时可将氢气体积分数从83.76%提高至91.65%,处理含硫尾气时可将H₂S体积分数从0.73%降至0.07%。     

环己醇废气中的氢与氯碱副产氢回用系统优化设计

采用低温分离、变温吸附工艺和干燥精滤装置,将环己醇加氢反应系统外排尾气中的氢气和氯碱副产氢气回收,并结合苯精制装置的氢源现状,设计了氢气回用系统、氢气干燥精滤装置、氢气压力调节控制系统和苯精制装置补氢自动控制系统,增加了苯精制加氢单元的补充氢气源,减少了有效资源损失,降低了生产成本,取得了良好的经济和社会效益。     

排放废氢回收脱硫技术改造

为了保证加氢装置循环氢系统氢气纯度,同时回收高附加值氢气,通过新增排放循环氢脱硫系统与原有PSA提纯氢气系统的有效配合,对河北新启元能源技术开发股份有限公司排放氢气回收系统进行了改造。结果表明:装置改造后,循环氢系统的氢纯度有明显提高,氢气回收效益非常可观,达到了改造目的。     

加氢装置排放氢气的回收与利用

河北新启元能源技术开发股份有限公司(简称新启元公司)加氢装置为回收利用氢气循环过程中排放的氢气,开展了排放氢的回收与利用研究。通过采用脱硫和除油系统,对排放氢气进行净化,净化后的氢气送至制氢装置变压吸附提纯(PSA)单元进行吸附提纯,然后继续供给加氢装置使用。通过对氢气回收利用,将作为燃料的排放氢气转化为蒽油装置辅助原料的高纯度氢气,实现了原料的高效利用,降低了成本,提高了经济效益。     

氢源优化及氢气回收

根据中国石化荆门分公司各加氢装置反应条件差异,对全厂氢气依其品质(压力,纯度),按照"氢夹点"进行优化设计,在满足产品质量前提下有效降低装置氢耗和能耗.同时回收各加氢装置低分排放到系统瓦斯的废氢进行脱硫,减少氢气系统损失,有效解决PSA装置原料H_2S含量过高、系统瓦斯热值低、瓦斯硫含量高等问题,产生了良好的经济效益.     

炼油厂氢气成本及利用效率研究

高效利用氢气是提高炼油企业竞争力的关键因素之一。研究不同原油价格体系下常规制氢方式的氢气成本以及炼油装置氢气消耗与氢气产出,结果表明,煤炭或者石油焦POX制氢在较高油价下可以提供相对廉价的氢气来源。在科威特原油基础上设计的渣油脱碳型、渣油加氢型以及两者组合型4个加工方案,采用轻油差值与氢耗差值的比值来表示氢气利用效率,模拟结果表明,渣油加氢型加工流程的氢气利用效率高于渣油脱碳型加工流程,其中渣油加氢、催化裂化、小型焦化炼油加工流程的氢气利用效率最高,渣油加氢、催化裂化、小型溶剂脱沥青加工流程的氢气利用效率居中。     

渣油加氢装置运行中存在问题及对策

渣油加氢处理的化学反应主要是渣油、催化剂、氢气发生的催化加氢反应,具体反应有加氢脱金属反应(HDM)、加氢脱硫反应(HDS)、加氢脱氮反应(HDN)、加氢脱残炭反应(HDC)和不饱和键的加氢饱和(芳烃、烯烃)反应等。本文主要探讨渣油加氢装置运行中存在的问题及对策。     

400万t/a渣油加氢脱硫装置能耗分析及生产运行探讨

加氢装置能耗是各炼油企业的一个重要经济指标,节能降耗是降低企业经营成本的重要途径。对渣油加氢装置开工后能耗特点进行了分析,通过执行加氢渣油热直供料方案,停用加氢渣油空冷全部电机,节省电能;制定加热炉余热回收调整方案,将加热炉效率提高至93.0%;优化换热流程,提升原料油预热温度,降低燃料气消耗;增大排放废氢量,调整循环气量和循环机负荷,降低中压蒸汽用量等,有效地降低了装置能耗,实际能耗比设计能耗降低5%～10%。     

沸腾床渣油加氢柴油馏分加氢生产国Ⅵ标准柴油工艺研究

对沸腾床渣油加氢柴油馏分加氢生产国Ⅵ标准柴油进行了加氢工艺试验考察。结果表明,以沸腾床渣油加氢柴油馏分为原料,在反应压力6.5～7.5 MPa、体积空速1.0～1.5 h^-1、平均反应温度350～375℃、氢油体积比400的工艺条件下,精制柴油各项指标（除十六烷值外）可以满足国Ⅵ车用柴油标准。随着沸腾床渣油加氢柴油馏分馏程变重,加氢脱硫难度大幅度升高。建议生产国Ⅵ标准柴油时,控制终馏点不大于340℃,有利于加氢装置在较缓和的操作条件下实现长周期运行。需要加工馏程较重的沸腾床加氢柴油馏分时,建议按一定比例掺炼到现有柴油加氢精制装置或柴油加氢改质装置中,降低加工难度。     

氢气资源优化利用

通过对洛阳石化氢资源利用现状及氢气产量偏低存在的问题进行分析,回收利用加氢装置尾气中的氢资源,从富氢气体中回收利用氢气的技术方案进行探讨,达到优化氢气资源利用提高氢气产量的目的。     

新一代高性能渣油加氢催化剂的工业应用

随着原油劣质化趋势的加剧及环保法规的日益严格,渣油加氢技术已成为炼厂提高轻油收率的关键技术,而催化剂是渣油加氢技术的核心。主要介绍了新一代高性能渣油加氢催化剂在中国石油四川石化300万t/a渣油加氢脱硫装置的应用情况。     

Selectivity improvement in the SRC process

The selectivity for hydrodesulfurization over hydrogenation has been examined in a new short residence time catalytic two-stage SRC process, which has the potential of producing a low-sulfur solid SRC product to meet the newly proposed EPA new point source emission standards (NPSES). In the first stage of the process, residence time and hydrogen consumption are minimized through the use of an inexpensive mineral catalyst (SRC residue ash) that has been treated under a combustion environment to improve its selectivity for hydrodesulfurization over hydrogenation. The second stage of the process involves hydrotreating the filtered liquid product with a commercial Co-Mo-Al catalyst, before splitting into a solid SRC and solvent recycle by distillation. Several process variables — such as type of coal, catalyst, temperature, hydrogen partial pressure, and reaction time — have been examined to provide information on hydrogen consumption, product distribution, sulfur removal, SRC yield and solvent quality. The results show that the ash of SRC residue can be used to selectively catalyze desulfurization over hydrogenation in SRC processing. Selectivity for desulfurization in two stage hydrodesulfurization of coal is improved by using high reaction temperatures, short residence times, the ash of SRC residue as a first stage catalyst, and Co-Mo-Al as a second stage catalyst. Two stage catalytic SRC processing is more selective for hydrodesulfurization than catalytic or non-catalytic single stage SRC processing.     

FRS全馏分FCC汽油加氢脱硫技术开发及工业应用

抚顺石油化工研究院(FRIPP)开发的FRS全馏分FCC汽油加氢脱硫技术具有大幅度降低催化汽油硫含量和烯烃含量而辛烷值损失较低的特点.在中国石油化工股份有限公司九江分公司0.4 Mt/a装置上的工业应用结果表明,FRS技术能够为我国炼油厂生产清洁汽油提供灵活、经济的技术解决方案.     

Prime-G~+汽油加氢技术改造30万t/a柴油加氢装置

山东恒源石油化工股份有限公司采用AXENS公司的Prime-G+催化裂化汽油固定床选择性加氢脱硫处理技术,对30万t/a柴油加氢装置进行改造。在充分利用现有资源的基础上,增加了导热油系统、全馏分选择性加氢(SHU)反应分馏系统及循环氢脱硫系统。改造工艺选用AXENS公司的选择性加氢催化剂HR-845、HR-806和R-841,在保征脱硫水平的同时,使辛烷值损失最低,完全满足汽油硫质量分数不大于50μg/g、辛烷值损失不大于1.5设计指标的要求。     

双氧水生产节能减排技术措施

结合作者的生产实践经验,对近年来在双氧水生产方面为节约能源和减少污染排放等采取的技术措施,进行了分析和归纳,主要有增设氢化液/工作液换热器,省略氧化液泵和磷酸泵,提高空气和氢气的利用率,合理处置氧化残液,氧化尾气节能回收,浓缩装置塔顶冷凝液回收利用等,对双氧水生产和装置设计工作具有一定的参考价值。     

Hydrodesulfurization of JP-8 fuel and its microchannel distillate using steam reformate

A field-deployable process for generation of clean desulfurized fuel from JP-8 feedstock is described. The process employs a compact hydrodesulfurization unit, operated in the vapor phase using steam reformate provided by an integrated steam reformer, as a replacement for hydrogen co-feed gas. The process includes a microchannel distillation unit upstream of the hydrodesulfurizer unit, which allows use of a lighter feed fraction to be processed in place of the full JP-8. The novel microchannel distillation concept is described and performance data for the unit, operating as a rectifier, are provided. Since the generated light fraction fuel from microchannel distillation contains fewer refractory sulfur components, the subsequent HDS process can readily achieve a significant sulfur reduction. The overall process can generate an ultra-clean JP-8 light fraction fuel with approximately 300 ppb sulfur residual. Hydrodesulfurization of full JP-8 fuel without the microchannel distillation unit was also studied. The effect of various operating parameters on the overall hydrodesulfurization performance, as well as the conversion of some individual sulfur components such as 2,3-dimethyl-benzothiophene, 2,3,5-trimethyl-benzothiophene and 2,3,7-trimethyl-benzothiophene, were investigated. Steam content in reformate at 30 mol% or less was found to improve HDS performance compared with dry reformate, despite a decrease in hydrogen partial pressure. However, at even higher concentrations of steam, hydrodesulfurization performance decreased.     

煤制甲醇和合成氨废气作为天然气生产甲醇补加CO_2源

该公司30万t/a以天然气为原料生产甲醇产品的过程中,产生过剩的氢随弛放气排放,另一处装置20万t/a煤制甲醇和10万t/a合成氨排放二氧化碳,造成资源浪费。通过技术改造,将原先作为废气排放的二氧化碳作为甲醇生产装置的补充碳源,该装置由蒸汽转化工艺改造为蒸汽转化前补碳工艺,从而大幅度降低天然气消耗和生产成本。在提高甲醇产品市场竞争力的同时,实现CO2减排。     

煤制甲醇和合成氨废气作为天然气生产甲醇补加CO2源

该公司30万t/a以天然气为原料生产甲醇产品的过程中,产生过剩的氢随弛放气排放,另一处装置20万t/a煤制甲醇和10万t/a合成氨排放二氧化碳,造成资源浪费.通过技术改造,将原先作为废气排放的二氧化碳作为甲醇生产装置的补充碳源,该装置由蒸汽转化工艺改造为蒸汽转化前补碳工艺,从而大幅度降低天然气消耗和生产成本.在提高甲醇产品市场竞争力的同时,实现CO2减排.