100万t/a焦化装置与50万t/a焦油加氢装置联产——焦炉煤气制氢新工艺探讨

50万t/a焦油加氢装置以100万t/a焦化装置的焦油及外购焦油为原料,并利用焦化装置的焦炉煤气采用新工艺制取氢气,重点介绍了制氢工艺流程。通过新工艺,可以从50 000 m3/h的焦炉煤气中产出40 110 m3/h纯度为99.9%的氢气,氢气产量增加1倍,能够满足50万t/a焦油加氢项目的氢气用量;同时副产出22 508 m3/h热值为17.9 MJ/m3～19.4 MJ/m3的混合解吸气,满足焦炉燃料使用需求。     

年产10万吨乙二醇装置富氢气提纯改造

以淮化集团10万吨/年合成气制乙二醇为例,介绍了乙二醇装置驰放气(富含大量氢气)经过技术改造提纯后,返回加氢装置作为原料参与乙二醇反应,避免了驰放气的无序排放,通过回收利用,进一步降低了乙二醇成本。     

具有开发价值的山梨糖醇

山梨糖醇除固体外,一般常以其70％溶液形式生产和经营,我国生产工业用山梨糖醇约有工厂十余个,其中上海吴淞化肥厂利用本厂合成氨生产中尾气所含氢气进行葡萄糖加氢制山梨醇已有多年,最近以变压吸附后回收合成氨驰放气中氢气作加氢原料,由     

三套装置节氢工业试验

针对炼厂没有制氢装置,通过优化现有三套装置的操作,进行工业试验以确认能否节余出一定量的氢气用于航煤加氢。试验结果表明：通过提高PSA吸附时间,增加氢气回收率,提高催化重整反应温度,增加副产氢量和降低柴油加氢反应深度,减少氢气消耗,可以节余至少500 Nm3/h氢气用于航煤加氢,解决了后续炼厂发展的瓶颈问题。     

浅析氢回收装置的运行及存在问题处理

<正>近年来,由于石油化工行业对廉价高纯度氢气的需求量日益增加,除了天然气蒸汽转化精制取得高纯度氢气外,还可从各种合成氨弛放气和尾气中,经变压吸附(以下简称PSA)脱除各种杂质取得高纯度氢气。塔西南勘探开发公司(以下简称塔西南公司)合成氨装置的PSA制氢装置是从氨罐弛放气和合成氨吹除气中提取纯度高达98.50%~99.90%(体积分数,下同)氢气。该套装置于1995年10月底投产,采用四塔二均PSA     

制氢驰放气优化利用方案的研究

制氢装置PSA单元产生的驰放气中含有高浓度的甲烷、氢气、一氧化碳、二氧化碳。比较了变压吸附法、溶剂吸收法和膜分离法分离驰放气中的二氧化碳,从净化气指标、总能耗、运行费用和装置投资方面进行比较,得出变压吸附法分离优于其它两种方案。另外,变压吸附法分离没有涉及化学过程,相比操作运行更简单方便,可实现在线切换吸附器,有利于装置长周期运行。     

4×104Nm3/h制氢装置扩能改造的可行性分析

东营联合石化有限责任公司4×104 Nm3/h制氢装置由LPEC设计。自2014年开工运行后,装置催化剂和吸附剂性能明显下降,氢气产量与纯度偏离了设计要求,以及转化气蒸汽发生器出现问题、管板腐蚀严重,严重影响装置的正常生产。此外,新建260万t/a重油加氢裂化项目会导致全厂氢气不平衡,出现供氢不足,而新建项目中重整PSA装置的解吸气(含烷烃高)与现有原料焦化干气相比,能为制氢装置更提供更优质的原料。通过对装置的扩能改造,既能解决供氢能力不足的问题,又能优化资源利用,同时可保证装置长期稳定安全运行。     

煤直接液化加氢工艺氢气系统优化研究

介绍了煤直接液化加氢工艺的氢气需求和为提高氢气利用率所采取的措施。该工艺采用两套煤气化制氢、一套天然气制氢和一套重整装置制氢为煤炭液化和液化油品加氢等提供所需的氢气。煤直接液化装置采用膜分离系统将循环氢中的氢气含量从86%提高到96%。同时,采用变压吸附装置(PSA)回收煤直接液化加氢工艺的富氢排放气中的氢气。因膜分离系统受原料制约,其使用效率随运行周期逐渐降低,致使氢气回收率下降、尾气中氢气含量逐渐升高,即降低了膜分离效率,又增加了后续PSA运行能耗;各工段塔顶气经过轻烃回收后所产干气含氢量在49～61%之间,氢气没有得到有效回收利用,直接进入燃料气管网用于燃烧加热,造成了氢气的浪费。因此膜分离系统进行优化配置、干气系统进行氢气回收,对提高煤直接液化加氢工艺的氢气利用率及整个工艺过程的节能降耗具有重要意义。     

高纯度氢气制备方案的选择

简要介绍通过对甲醇-蒸汽转化制氢、膜分离及变压吸附技术制氢的比较,最终选出从气源②即低温甲醇洗后接气,采用膜+变压吸附的联合工艺制氢为最优方案,能确保氢气产品中氢的体积分数达99.5%以上,氢气产量达25000Nm3/h,且能耗和投资最低。     

PSA变压吸附分子筛粉倾原因分析

我公司甲醇车间采用合成氨弛放气中的氢气作原料。 1 987年甲醇装置投产时制氢采用的是西南院 PSA所的四塔一均 PSA工艺 ,两套处理量为 3 0 0 0 m3 /h。 1 993年根据实际生产的需要 ,由西南化工研究院变压吸附研究所设计改造成了处理量为 70 0 0 m3 /h的八塔三均工艺 (也可切换成A、 B两个处理量为 3 5 0 0 m3 /h的四塔二均单系列操作 )。同时八个吸附塔内的吸附剂也由青岛的球状 5 分子筛全部更换成上海环球联碳 (UOP)分子筛公司的条状分子筛。但是 PSA在 1 993年 1 1月改造完仅仅投运了一个多月分子筛就出现大量粉化现象 ,我们随即…     

膜分离回收系统在渣油加氢装置的应用

四川石化有限责任公司300×104 t/a渣油加氢脱硫装置采用CLG公司的固定床渣油加氢脱硫工艺技术,高压分离器顶出的循环氢排放量约13000 Nm3/h,尾气氢含量在80%以上。利用气体膜分离技术回收氢气,并将回收氢气作为装置的补充氢源,这不仅提高了氢源的利用率,降低制氢装置的生产负荷,缓解供氢矛盾,而且也降低了渣油加氢装置的成本。     

加氢站供氢模式的选择及制氢技术的 研究现状分析

通过对集中式供氢和分布式供氢两种供氢模式的技术进展和成本的分析,说明分布式供氢模式是加氢站氢气来源的首选。对天然气制氢、甲醇制氢和电解水制氢的成本和原料供应情况进行了对比,阐述了甲醇制氢的优势。总结了近年甲醇制氢技术的发展趋势,包括传统甲醇制氢技术以及甲醇制氢的一些新技术,通过相关阐述,为加氢站供氢模式的选择和氢能产业的发展提供参考。     

霍尼韦尔携手上海宝氢布局氢能源市场 助力实现“双碳”目标

正霍尼韦尔最近宣布与中国宝武钢铁集团(简称"宝武集团")旗下的上海宝氢气体工业有限公司(简称"上海宝氢")达成合作,为上海宝氢提供先进的氢气净化提纯技术和整体解决方案,共同推动氢能在中国市场的生产与开发,促进钢铁行业实现节能减排并助力达成"双碳"目标。霍尼韦尔UOP将为上海宝氢提供一套高纯氢产量为6 000 m3/h的制氢站,其中氢气产品将用于宝武集团无取向硅钢生产线和氢燃料汽车加氢站。     

芳樟醇减压精馏残液合成四氢芳樟醇工艺

以脱氢芳樟醇选择性加氢合成芳樟醇减压精馏残液为原料,在不同反应温度、氢气压力、催化剂用量等实验条件下,考察Lindlar催化剂、RaneyNi、5%Pd/C对残液中的芳樟醇、二氢芳樟醇加氢反应合成四氢芳樟醇的影响,通过GC/MS、1HNMR确定了反应主要产物。以5%Pd/C为催化剂,反应温度90～92℃,氢气压力2.0MPa,反应时间4h,m(催化剂)∶m(芳樟醇减压精馏残液)=1.2∶100,残液中的芳樟醇、二氢芳樟醇质量分数分别为59.2%、38.3%,残液合成四氢芳樟醇反应收率96.3%,反应液中的四氢芳樟醇质量分数为96.5%。     

焦炉气制甲醇联合弛放气合成氨过程模拟和分析

针对焦炉气制甲醇驰放气中大量氢气及其空分单元中大量氮气未被有效利用这一问题,建立了焦炉气制甲醇联合驰放气合成氨过程模型,并采用氢资源利用率、?效率和产品成本等技术指标分析比较2种工艺流程的技术经济性能。在新流程中,焦炉气制甲醇驰放气通过变压吸附分离得到氢气和其它可燃气体,其中氢气与空分单元的氮气用于合成氨。焦炉气联产甲醇和氨过程将氢利用率由63.4%提高到91.9%,其?效比焦炉气单产甲醇过程提高约10%。尽管焦炉气联产过程投资比单产甲醇过程高81.3%,但其产品成本低11.2%。     

甲醇弛放气提氢CO微量超标处理总结

<正>0前言山东临沂恒昌化工科技有限公司(以下简称恒昌公司)100 kt/a焦化废气制合成氨项目的15 000 m~3/h(标态)甲醇弛放气提氢装置于2012年9月13日开车成功,生产出合格的产品氢气。该装置共设8台提氢吸附塔(Φ1 800 mm×9795 mm×18 mm),开车运行一直非常稳定,阀门、系统及气体成分等均正常。1存在的问题2013年3月6日至8日,产品氢气中连续出现CO微量超标现象(CO体积分数最高达120×     

燕山石化炼油废气膜法制氢气装置中交

2012年5月上旬,燕山石化公司炼油废气制氢气装置顺利中交。装置投产后,将改变以往炼油废气只能作燃料烧掉的现状,每年可加工废气11.2万t,氢气回收率达79%,预计年增效多达8 000万元。据悉,该装置以炼油二厂各临氢装置的废气为原料．通过膜分离技术进行选择性分离,制得高浓度氢气。装置规模20000Nm^3／h,于2011年10月破土动工,历时7个月建成。据介绍。     

制氢CB-5型低变催化剂还原技术刍议

介绍了CB-5型低变催化剂的理化性质和还原原理,总结了12 000 m3/h制氢装置低变催化剂CB-5的还原过程和技术要点。结果表明,以99.8%的循环氮气作载体,选择99.9%的氢气作为还原介质,依靠配氢阀门开度控制氢气浓度,将反应器入口温度控制在170℃左右,还原过程中反应器床层温度最高不超过230℃,且床层温度变化平稳。     

利用焦化干气制氢的可行性研究

对焦化干气作为低价原料在中国石油辽河石化分公司制氢装置上的应用进行了可行性研究,并对改造方案的选择和优化进行了讨论,结果表明,通过对原天然气制氢装置进行原料精制部分和压缩机系统改造,采用等温-绝热加氢-脱硫工艺和西北化工研究院开发的JT-1G/JT-4加氢精制催化剂,可满足焦化干气作制氢原料的要求;以产氢能力15 000 m3·h^－1计,焦化干气的制氢成本为0.441元·m^－3,与以天然气为原料制氢相比,每年可节约1 380万元。     

焦化干气制氢装置提高制氢量研究

通过六西格玛方法探讨了制氢装置提高制氢量的影响因素。结果表明正和集团焦化干气制氢装置转化出口温度在755~762℃、原料气量在3 360~3 400 Nm~3/h范围内,可以满足制氢量≥9 500 Nm~3/h,氢气纯度≥99%,产品氢CO含量10×10~(-6),产品氢CO_2含量10×10-6要求。