国产催化剂在2×10~4m~3/h制氢装置的应用

介绍国产催化剂在中国石油锦西石化公司2×104m3/h制氢装置的使用情况。详细论述和对比了该装置的操作条件、产品质量和能耗数据。运行结果表明,国产催化剂完全能够满足实际生产需要,生产出的氢气体积含量比设计值高4.15个百分点,副产品二氧化碳体积含量也比设计值高3.5个百分点,同时该装置的总能耗也比设计值低106.7 kg/t。     

80000 m~3/h制氢装置满负荷生产运行总结

通过对80 000 m~3/h制氢装置第二生产周期在天然气和吸附废气混合进料的工况进行标定,对装置在满负荷工况下的运行参数和能耗进行分析,研究了催化剂的性能和运行情况,测算了装置的经济效益。结果表明,装置具备产氢80 000 m~3/h的能力,适应混合原料制氢的工况,催化剂运行性能良好,能耗、动力费用低于设计值,装置可维持长周期运行。     

旋膜除氧器在5×10~4m~3/h制氢装置除氧水系统中的应用

中国石油锦西石化公司在5×10~4m~3/h制氢装置除氧水系统上使用旋膜除氧器。结果表明,除氧水中溶解氧的质量浓度控制在10~15μg/L时,能有效避免因蒸汽品质不合格致余热锅炉蒸发面发生氧腐蚀进而导致装置停工的问题。     

国产催化剂在50dam3/h制氢装置中的应用

介绍了国产催化剂HP-3,JX-5A,JX-4C,Z417/Z418和KBL-101在中国石油天然气股份有限公司锦西石化分公司50 dam3/h制氢装置的首次组合应用情况,并针对装置的设计和实际的操作条件、产品质量和总能耗等方面进行了对比分析.结果表明:①该氢气设计纯度为99.90％(摩尔分数),而实际纯度为99.56％,比设计值低0.34百分点,实际产品中甲烷与氮气的摩尔分数比设计值略高0.34百分点,一氧化碳与二氧化碳的实际值比设计值低,说明变压吸附过程设计合理;②制氢设计总能耗为55 083.2 MJ/t,实际总能耗47 224.6 MJ/t,两者相差不大,其中燃料气单耗占制氢装置总能耗比例较大,而实际燃料气单耗比设计燃料气单耗低7 858.6 MJ/t.该装置实际生产参数与设计参数一致,装置设计合理,满足生产要求.     

40000m~3/h制氢装置技术改造

介绍了第二制氢装置实施增加加氢、脱氯反应器，将脱硫槽换大、增加低变反应器和利用瓦斯代替部分轻油作原料等一系列技术改造情况，不但提高了装置的脱毒能力，保护了转化催化剂，同时还提高了产氢率，降低了轻油消耗，经济效益十分明显。     

Z417D/Z418D催化剂在长岭炼化5×104m3/h制氢装置的应用

介绍中国石化长岭分公司5×10~4 m~3/h制氢装置的工艺特点与生产运行情况,针对该装置检修后提高生产负荷的需要,转化催化剂由原来使用的Z417/Z418催化剂更换为新开发、生产的Z417D/Z418D催化剂组合。通过标定与半年多来的运行证明新催化剂满足高负荷生产运行要求。     

扬子石化芳烃厂制氢装置生产运行分析

通过对制氢装置运行情况分析,得出该装置A/B系列合适的生产负荷。结合该装置长期运行存在的问题,对其工艺流程、设备更新等方面作了论述,提出了制氢装置长周期运行的设想及对策。     

制氢装置转化炉炉管催化剂支托失效分析

对两次检修中所发现的中国石油化工股份有限公司石家庄炼化分公司1号制氢装置转化炉炉管催化剂支托出现损坏的情况做了介绍,并对两种批次的催化剂支托进行了成分分析,对使用Incoloy800H材料、损坏严重的催化剂支托表面宏观照片进行了分析,对损伤支托的横截面进行金相、电镜及能谱检验分析。通过对Cr25Ni20和Incoloy800H两种材料的抗渗碳能力的比较,得出了以下结论:催化剂支托损伤的原因是材料在含氢高温环境下发生了表面渗碳现象,直接导致材料表面组织相变、材料分层、表现材料组织疏松和隆起,并在表面区域晶界上产生了大量的微裂纹,同时引起材料内部有大量的碳化物析出,使得材料的韧性急剧下降,塑性不足。热膨胀后的支托难以回复到原始形态,故在部分破坏的支托管上出现类似"蠕胀"的胀粗现象。结果表明,使用Cr25Ni20材料的抗渗透能力比Incoloy800H要好。     

制氢转化催化剂失活的原因分析及处理对策

对齐鲁石化公司胜利炼油厂第二制氢装置转化催化剂失活的原因进行了分析,并逐步实施处理方案,确保装置长周期安全运行。     

辽河油田120×10~4m~3/d 轻烃回收装置

该轻烃回收装置是辽河油田引进日本的成套设备。其设计规模为日处理天然气量120×10~4m~3,操作弹性为设计能力的80～120%,连续运转周期为8000h/a。本装置具有工艺流程简单、制冷方式先进、能量利用合理、产品收率较高、质量好、设备性能可靠、自动化程度较高、设备布置及工艺安装合理紧凑、占地面积小等特点。通过72h 的性能考核试验,天然气平均流量为设计处理能力的93.7%,乙烷回收率为86.2%,高于设计值.乙烷、液化石油气、轻油的产品质量均超过设计质量指标。     

20×104 t/a硫磺回收装置国产催化剂应用评价

普光气田硫磺回收装置原设计全部装填进口硫磺回收催化剂。2018年,某联合装置在第3轮大检修过程中,对一、二级反应器级配装填国产制硫催化剂,取得了良好的工业应用效果。提高了床层温度,增强了有机硫水解活性,降低了催化剂硫酸盐化的风险。装置已平稳运行1年,催化剂床层温度分布均匀,系统压差稳定。在运行5个月和运行1年的时间节点分别对催化剂进行标定,单程硫回收率达到96%以上,COS水解率在95%以上,CS2水解率达到100%,装置总体运行效果达到进口催化剂水平。     

5000m~3/h制氢装置转化气废热锅炉的设计改进

介绍了某厂制氢装置转化气废热锅炉在生产过程中出现的问题，分析了问题产生的原因。在设备更新设计时，采用了较为合理的结构，克服了原设计中存在的不足。设备制造投用后运行情况良好，证明了这种改进设计是成功的。     

100×10~4m~3/d天然气集气一体化集成装置

为解决长庆气田建设面临的有效建设时间短、投资控制难度大、管理区域广等问题,研发了天然气集气一体化集成装置。研发中对苏里格气田数字化集气站的流程和运行管理进行分析,将数字化集气站的工艺区域的功能进行组合优化,研制新的三通阀及压力容器,并将各类管件、工艺设备、压力容器、仪表智能控制系统、电气设备等集成组合成橇。装置主要功能为气液分离、流程切换、闪蒸、自动排液、计量、清管、自用气供给,适用于中低压、非酸性集气站场,能够代替气田常规非增压集气站。应用后集气站施工周期缩短12d以上,征地面积较数字化集气站减少35%以上,实现了无人值守减少了生产定员,单座集气站可降低工程投资100余万元。     

西南油气田入市页岩气突破1×10~8m~3

<正>截至2014年12月18日9时20分,中国石油西南油气田公司已累计有1.01×108m3页岩气通过自贡输气作业区纳安线进入川滇渝用户管网。2014年4月23日长宁区块页岩气、10月29日威204井页岩气进入主管道,8个月时间,进入市场的页岩气突破1×108m3。2014年4月18日,长宁区块页岩气产区与双河阀室之间的页岩气管道顺利开启,西南油气田页岩气市场化的"第     

国产50×10~4m~3/d气体处理装置的技术改造

胜利油田东营压气站国产50×104m3/d气体处理装置由于进站伴生气量降低,膨胀机偏离设计工况,导致装置的C3收率下降,能耗增加。通过工艺流程模拟,分析了不同气体处理工艺对装置C3收率的影响,提出了采用正升压膨胀制冷和增设DHX塔相结合的工艺方法,对气体处理装置进行技术改造。在相同条件下,DHX工艺可使装置C3收率由原来的72%提升至95%。当压力为3.3 MPa时,轻烃产量达到最大值。此时膨胀机增压段的出口压力为4.27 MPa。     

8万m~3/h制氢装置转化炉炉管泄漏分析与预防措施

针对制氢转化炉炉管破裂失效的情况,进行了宏观分析、金相组织分析及检修处理。分析结果表明,转化炉在低负荷以及负荷经常变化的情况下,温度变化较大,导致炉管高温性能下降,在高温环境下产生蠕变开裂。针对负荷变化对转化炉的影响,制定了相应的改造措施。     

10×10~4m~3/d辛安净化站设计概况

辛安净化站是胜利油田东营地区东部目前唯一的一座净化站,它以辛安水库为水源,经该站处理后的合格水供东辛、永安、广利、王家岗等地区注水、生产及生活用水,尚担负东营、纯梁、稠油处理厂、油田自备电厂部分用水及东城的生产、生活用水。自1987年底投产后,由于取水量大,将原水库水循环周期由12个月缩短为4个月,且分层取水,改善了水质,提高了饮用水的合格率。尚为该地区提供了3×10~4m~3/d 的注水用清水,为油田稳产创造了有利条件。该站全部投资5年可全部收回。     

抗硫中毒Pt/CeO_2/Al_2O_3催化剂 Ⅰ.汽油蒸汽重整制氢反应性能及催化剂表征

考察了 Pt/CeO_2/Al_2O_3 催化剂在含硫和无硫的条件下对汽油典型模型组分(甲苯、正庚烷、1-辛烯和环己烷)的蒸汽重整反应性能,并用 X 射线衍射、程序升温还原和热重分析等方法对催化剂进行了表征,探讨了该催化剂在零售汽油蒸汽重整反应中失活的原因。实验结果表明,无硫时,该催化剂对各模型组分均表现出良好的活性及稳定性;但在硫含量为300μg/g 时,该催化剂上甲苯和环己烷的转化率显著降低;1-辛烯的初始转化率略有降低,但反应稳定性较差;只有正庚烷的转化率没有明显变化。含硫条件下,催化剂对烯烃、芳烃和环烷烃的蒸汽重整性能显著下降的原因是催化剂中 Pt-CeO_2 键被破坏,导致催化剂硫中毒,而硫中毒加速了催化剂表面积碳。     

普光气田投产四年生产天然气300×10~8m~3

正截至目前,中原油田普光气田已安全高效平稳运行四年,累计生产混合气317×108m3,外输商品气223×108m3,生产硫黄635×104t。气田产能产量稳步提升,生产规模突破每年100×108m3,主要经济技术指标达到世界一流水平。     

2011年上半年我国天然气产量达505×10~8m~3

国家发改委近日公布了2011年上半年天然气产销运行情况。上半年,国内天然气产量稳定增长,中亚天然气、LNG进口持续扩大,新建管线陆续投产,资源供应保障能力进一步增强。表观消费量保持较高增速,居民生活、发电、化肥生产等用气得到较好保障,供需总体平稳。