加氢站的能耗与节能分析

基于35 MPa加氢站的主要设备功率和3个35 MPa加氢站运营过程中的单位加氢量的耗能情况,提出了现在加氢站运营中节能的方向。主要可以从减少压缩机的空转,根据进气压力由站控系统自动选择合适压缩比进行氢气压缩及储气,综合加氢速度、氢气换热等情况,合理设置加氢机的氢气预冷温度。     

送风温度对苹果差压预冷降温效果的影响

果品采后预冷是现代冷链物流不可缺少的必备环节之一,差压预冷由于其冷却速度快、冷却均匀以及适用性广,已经得到了广泛的应用与发展。以2层箱装红富士苹果为研究对象,建立了考虑其呼吸热与蒸腾热影响的数值模型,利用FLUENT软件模拟在不同送风温度下果品预冷降温过程的温度分布情况。结果表明,预冷初温并不是越低越好,当送风温度低于2℃时,预冷时间没有明显的缩短,而预冷的不均匀性却明显增加,因此建议此规格包装的苹果差压预冷送风温度取2℃较宜。该模拟结果可为合理控制苹果差压预冷时间及降低预冷装置能耗提供一定的理论依据。     

加氢站流程和配置技术现状与展望

加氢站（HRS）是氢能高效利用的重要环节,是促进燃料电池汽车行业发展的重要基础设施。本文介绍了外供氢加氢站一般系统流程及配置方法;整理了国内外关于系统流程的优化措施,其中包括常规系统的部件（如长管拖车、站侧储罐配置及预冷系统）的配置优化,以及非常规部件的新型系统（如喷射器、涡流管或膨胀机）的集成;最后对未来优化方向进行了展望。     

催化裂化装置直接掺炼焦化蜡油的工业运行

炼厂延迟焦化装置的产品焦化蜡油(CGO),因碱性氮和芳烃含量较高,可裂化性较差,一般要先进加氢处理装置经加氢后再进催化裂化装置加工,这样可提高催化裂化装置加工CGO的经济性.在某炼厂蜡油加氢装置停运期间,焦化装置正常开工,两个月CGO产量达到36000t,因储罐容量有限,只能采用催化裂化装置直接掺炼未经加氢的CGO,为此探索了催化裂化装置直接加工CGO的新工艺路线,经中试和工业运行初期工艺数据的摸索,确定了工业运行的方案.工业运行方案如下:一是采用抗碱氮催化剂RSC-2006(JM),其初始活性比原催化剂RSC-2006高1％-3％,反再平衡催化剂微反活性由65％～ 66％提高到68％～69％,大幅度提高了抗碱氮能力.二是调整工艺操作条件,提高剂油比和反应温度.通过提升管底部注入重整拔头油提高剂油比(注入量为13.15m3/h);原料反应温度从524℃提高到528℃.其综合结果为:催化剂循环量提高了224t/h,剂油比增加了 2.07,重质油总反应时间增加了1.11s,反再催化剂总藏量增加了4.79t,提升管底部和中部温度提高4～6℃,油剂接触机会增加25％以上,原料反应的裂化反应热增加了75.69kJ/kg.经工业运行证明,催化裂化装置直接加工未加氢CGO的工业试验是成功的.但由于该方案导致催化液体收率明显下降,相比之下,CGO经加氢处理后再进催化裂化装置经济效益更好,所以蜡油加氢装置仍有必要开工运行.催化裂化装置直接掺炼未加氢CGO的工艺方案只有在蜡油加氢装置停运期间,焦化装置正常开工的情况下,为解决CGO出路时采用的权宜之计.     

2021年全球与中国加氢基础设施发展评估

以交通为突破口的氢能产业化应用在全球得以快速发展。中国氢能联盟研究院研究显示,截至2021年底,全球在营加氢站达到659座。东亚地区在营加氢站数量继续领跑全球,全球尤其是欧洲加氢站覆盖的区域进一步提升。我国已建成加氢站255座,累计建成加氢站数量、在营加氢站数量、新建成加氢站数量在全球首次实现三个“第一”,首批入选的五个燃料电池汽车示范应用城市群拥有加氢站数量占比超过50%。2021年,我国加氢技术路线应用丰富多元,国家标准进一步完善,自主化水平持续提升,但在管理体系、商业运营、品质检测、清洁低碳等方面存在诸多问题,需要对症施策,以推动我国加氢基础设施高质量发展。     

液氮、液氢加注系统数值仿真与试验研究

以低温液氮加注系统为研究对象,通过FLUENT仿真与试验研究,结果表明：数值仿真与试验结果吻合良好,小流量预冷液氮温度升高约5 K,一定过冷度与低漏热率对单相加注具有重要作用。以低温储液瓶为研究对象,对“加注过程”进行仿真与试验,结果表明：加注初期液位高度低于临界液位,加注对整个流场扰动较大,加剧了储液瓶内部对流换热,液相区有气泡形成,部分气相二次液化,瓶内暂无温度分层;加注中后期,气液交界面趋于稳定,液相区无明显气泡,气相区无明显二次液化且温度逐渐形成分层;数值仿真与试验的液氮蒸发率分别约为1.7%和1.5%,具有较好一致性。基于液氮分析经验,对液氢“加注过程”进行仿真预测,结果表明：液氮、液氢加注过程储液瓶内部液相率与温度具有相似变化规律,液氮加注分析对液氢加注具有一定参考意义。     

长庆石化连续重整装置低温热回收利用浅析

中国石油长庆石化公司60×104t/a连续重整装置预处理系统原设计流程为先加氢、再汽提、后分馏,这种工艺解决了预分馏塔顶拔头油的质量问题,减缓了设备腐蚀。但是运行过程中,由于预加氢原料性质变化较大,造成预加氢进料加热炉负荷较高,炉膛温度较高,给装置长周期运行带来隐患;同时,拔头油低温热不能合理回收利用,增加了装置电耗和水耗。通过对预处理工艺流程进行优化分析,在常压石脑油进预加氢混合进料换热器前新增一台预加氢进料油与石脑油分馏塔顶拔头油换热器,充分利用预处理石脑油分馏塔顶低温热源,提高预加氢进料温度,降低预加氢进料炉炉膛温度,确保进料加热炉安全平稳运行。分馏塔顶低温热源回收利用后,连续重整装置综合能耗下降了3.52kg标油/t,每年可产生经济效益约576万元。     

冷凝法油气回收装置的优化运行

针对冷凝法油气回收装置在运行过程中的高能耗问题,利用理论分析的方法,采用流程模拟软件HYSYS对系统回收流程进行了模拟,分析了各种工况下的能耗和回收率状况.通过对比分析,得到了冷凝法油气回收系统的最佳运行工况:预冷阶段冷凝压力800 kPa、冷凝温度4 ℃,中冷阶段冷凝压力2 600 kPa、冷凝温度-35 ℃.最佳运行工况下可以回收90%以上的非甲烷类油气.     

加氢站高压储氢瓶分级方法

应用真实气体状态方程,拟合了常用温度压力范围内的氢气压缩因子,建立了加氢站高压氢气多级加注的计算方法。以取气率作为指标,研究比较了二级加注和三级加注方式,讨论了等质量加注和变质量加注两种模式及储气压力和储气容积对取气率的影响。通过计算,发现三级变质量加注是最佳模式,可获得较高的取气率。研究表明:三级加注加氢站储氢瓶组的通用最佳容积比是4:3:2和2:2:1,研究结果对加氢站的设计和操作具有重要参考价值。     

天津石化炼油节能优化措施及潜力分析

天津石化1000×104t/a炼油工程由3号常减压、2号加氢裂化、重整抽提、2号延迟焦化、2号柴油加氢、蜡油加氢、航煤加氢、2号硫磺回收等装置及储运系统和公用工程系统组成。炼油新区在设计中进行了能量综合优化,采取了一系列节能措施。在流程设置上,加氢装置采用热高压分离器流程和循环氢脱硫流程,一些装置采用热直供料,2号柴油加氢装置与航煤加氢装置实现了热联合。在低温热利用方面,设立高温热媒水系统,回收新区加氢装置低温热,用来加热热电部除盐水。设立低温热媒水系统,回收2号延迟焦化装置的低温热,冬季为新区装置采暖伴热提供热源,夏季为溴化锂机组供热。炼油新区各装置实施了节能优化,主要项目有:重整抽提装置蒸汽凝结水热能利用,2号延迟焦化和重整抽提装置部分蒸汽伴热改为水伴热,2号延迟焦化装置热出料流程优化。针对炼油新区在低压蒸汽平衡、中压蒸汽管网运行方面存在的问题,提出优化措施。