煤直接和间接液化生产燃料油技术

介绍了煤直接和间接液化生产燃料油技术的发展历程及现状，并比较了煤直接和间接液化的优缺点。煤直接液化投资较低，产物主要由环状烃组成；煤间接液化投资较高，产物主要由链状烃组成；两种方法生产的燃料油性质互补，通过调合可以得到满足《世界燃油规范》Ⅱ类以上标准的柴油产品。     

减压蒸馏技术在煤直接液化装置的应用

本文介绍了减压蒸馏技术作为神华煤直接液化产品的固液分离手段,根据减压蒸馏技术在煤直接液化装置的应用情况,分析了暴露出的问题,总结了实施技术改造的过程。     

煤直接液化装置液化油分离过程的模拟与分析

针对首套工业化煤直接液化项目商业运行时油收率低于设计值的问题,根据煤液化装置最佳工况的生产操作数据,通过对比选择出适宜的热力学物性模型,应用Aspen One软件中的Hysys软件,模拟了高压和中压闪蒸分离工艺的操作效果,分析探讨了提高煤液化装置液化油收率的方法。现有高压分离和中压分离操作灵敏高,造成热高压分离罐和热中压分离罐易形成雾沫夹带,引起液化油的拔出率降低,影响液化油收率。针对这一问题,提出了对热高压分离罐和热中压分离罐的运行工艺、设备设计的优化建议,同时建议两个闪蒸罐间增设液力透平,回收动力,减小管线的摩擦减薄,提高装置运行平稳性。     

膜分离技术在神华煤直接液化工艺中的应用

介绍了膜分离技术在神华煤直接液化工艺中的应用及运行情况。分析了膜分离系统在生产运行及检修中暴露出的气液分离效果差、处理能力不足、膜丝抗冲击能力差、氢气回收率降低、伴热温度高、工艺操作不当造成损坏等问题。通过提高膜分离预处理系统的气液分离效果、过滤精度,膜分离系统增加膜分离组件、升级弹簧垫材质、降低伴热温度及调整工艺操作等优化措施,使膜分离系统液体夹带量从356 dm3/h降低到2 dm3/h;膜芯使用寿命从半年左右提高到了2年以上;氢气回收率从85%提高到88%以上,每年为企业创效约1 250万元。     

煤直接液化工艺技术及工程应用

介绍了目前世界上比较典型的煤直接液化工艺技术(IGOR^ 工艺、NEDOL工艺和HTI工艺)的特点。结合各工艺的特点，对工艺流程中循环溶剂的选择、各单元流程的选择和设计进行了探讨，提出了合理建议。     

煤直接液化油加氢提质RCHU技术的工业应用

介绍中国石化石油化工科学研究院开发的煤直接液化油加氢提质RCHU技术在全球首套百万吨级煤直接液化油加氢提质装置的工业应用及标定情况。结果表明：装置石脑油产品硫质量分数低于0.5μg/g，芳烃潜含量达68%左右；柴油产品密度（20℃）为0.842~0.855 g/cm3，硫质量分数低于0.5μg/g，产品质量达到设计要求；催化剂经过两次再生，累计运行近9年后仍保持较好的反应性能，稳定性好，取得良好的应用效果。     

煤直接液化轻馏分油加氢裂化产品预测

采用加氢裂化催化剂对煤直接液化产物中的轻馏分油进行中型试验,研究了石脑油、喷气燃料馏分和改质柴油产率及性质随温度变化的规律,以及不同切割方案对产品收率及性质的影响。结果表明:在反应总压13.0 MPa,总催化剂体积空速0.73 h~(-1),氢油比800∶1等条件下,反应温度提高20℃对石脑油芳烃潜含量的影响不大,在64%～71%,是优质的重整原料;对喷气燃料烟点影响不大,在25.5～28.6 mm,是优质的喷气燃料;柴油凝点由-47℃提高至-40℃,仍然是优质低凝柴油,柴油BMCI值降幅由1.86增至14.97,链烷烃含量提高,同时芳烃含量降低,十六烷指数增幅由2.02单位提高至6.99单位,十六烷指数提高幅度较大。以此数据为基础,结合六级总动力学模型,实现了重石脑油芳烃潜含量、喷气燃料馏分烟点、柴油凝点等产品性质的预测,与试验值相比,预测误差在5%以内。     

神华煤直接液化装置膜分离系统优化方案

以神华煤直接液化装置膜分离系统为例,分析了膜分离系统运行现状,在对煤直接液化装置膜分离系统进行模拟计算的基础上,对改造方案进行分析和比较,最终提出优化方案。采用该优化方案后,膜分离渗透侧氢气纯度从93%提高到95.5%,回收氢气10800Nm3/h,年节约生产费用4821万元。     

神华煤直接液化循环溶剂的催化加氢

采用百万吨级神华煤直接液化示范装置加氢稳定单元进料为加氢原料,在处理量300 mL加氢实验装置上考察了反应温度对煤直接液化循环溶剂性质的影响,并采用0.5 L搅拌式高压釜研究了煤在不同加氢深度循环溶剂中的液化效果。结果表明,随着溶剂加氢反应温度的升高,循环溶剂的硫、氮含量逐渐降低,氢/碳原子比增加;加氢反应温度由340℃升至380℃时,循环溶剂的芳碳率（f_a）不断减小,供氢指数（PDQI）逐渐增大,供氢能力增强。采用380℃加氢反应的循环溶剂进行煤液化时,煤的转化率和油收率均达到最大值,分别为88.64％和57.63％。当溶剂加氢反应温度达到390℃时,循环溶剂的供氢指数出现降低,芳碳率增加,供氢能力减弱,煤在此溶剂中加氢液化的转化率和油收率均有所降低,分别为88.22％和55.17％。     

沸腾床加氢技术在煤直接液化油加氢改质中的应用

为解决煤直接液化油由于胶质、沥青质含量高且含固体杂质而较难进行加氢稳定处理的问题,采用沸腾床加氢技术对煤直接液化工艺得到的生成油进行加氢稳定处理。工业化应用结果表明：在实际原料明显较设计原料偏重的情况下,目的产品的性质仍然与设计值相符,装置的加氢效果符合设计要求;经过沸腾床加氢工艺处理后,煤直接液化重油的硫、氮含量大幅降低,胶质脱除效果明显,碳率从55.86%降低到38.30%,降低了17.56百分点,装置的芳烃饱和反应深度符合设计要求;催化剂国产化后,性能优于进口催化剂,且保持较高的长周期运转活性。沸腾床加氢技术能够很好地解决煤直接液化油加氢改质的难题,该技术在煤直接液化工艺中应用成功。     

强制内循环反应器在煤直接液化工艺中的应用

神华集团有限责任公司煤直接液化工艺采用了两台带强制内循环的反应器,小型试验装置（BSU）、工艺开发装置（PDU）和工业示范装置的实际运转结果表明,该反应器与传统鼓泡床反应器相比,由于反应器内空塔液速大大增加,改善了反应器内气、固、液的接触效果,具有反应器内部温度分布均匀、反应器温度控制简单、反应器底部没有固体颗粒沉积、煤液化气体产率低、单系列装置加工规模大、不需要冷氢等优点。     

神华煤直接液化装置分馏系统改造效果分析

本文对神华煤直接液化装置分馏系统的常压分馏塔及减压分馏塔进料加热炉改造前后效果进行了对比分析。技术改造后的常压分馏塔提高了侧线油品拔出,降低了减压塔的进料负荷,延长了减压塔进料加热炉的运转周期。减压塔进料加热炉的投用使得减压塔塔底温度提高了28.8℃,煤液化生成油产量提高了8.6 t/h,减压塔塔底油渣的固含量提高了13.5%、软化点提高了53.5℃。煤直接液化装置分馏系统的技术改造使装置平均油收率提高了4.96%,增加企业年收益2亿元以上。     

神华煤直接液化项目反应系统优化改造及效果分析

介绍了神华煤直接液化项目反应系统的工艺.提出了该工艺反应系统运行中的问题,包括高压紧急冲洗油流量波动大、反应器分离器焦炭沉积、高压差角阀的热备操作性差、膜分离效率下降、反吹氢气带液严重、开工升温过程慢等.分析了出现问题的原因.通过高压紧急冲洗油泵增加变频稳定了流量,节约了电能;反应器分离器内采取防沉积措施,减少了结焦物的沉积;高压差角阀增加单项阀跨线,优化伴热,达到高温减压管路的在线热备;膜分离优化流程,提高了氢气回收率,年创造效益2 232万元.反吹扫氢增加脱液罐,脱出气相积液,稳定液位测量,增加了装置运行的安全性.开工过程增加升温线,缩短开工时间14 h,效果显著.     

含氧煤层气液化精馏提纯技术模拟研究

煤矿开采过程中产生的煤层气由于含有氧气,很难加工利用,绝大部分被放空。本文针对典型的含氧煤层气气源,设计了一种液化精馏工艺流程,并采用流程处理软件HYSYS对流程进行模拟分析。结果表明,该工艺总能耗低,可彻底除去氧、氮杂质,获得高纯的液态甲烷产品。     

BPMB生产工艺技术的探讨

BPMB是高效荧光增白剂CBS系列产品中间体,目前国内外需求量非常大,现在国内没有企业能够大批量生产该产品,因此有着非常广阔的市场前景.文中通过小试和中试工艺的研究,确定了4,4'-双(二乙氧基磷酰甲基)联苯的生产工艺路线和主要工艺参数,为该产品的工业化生产提供了理论依据.     

小环状掺输流程油井计量技术探讨

吉林油田乾安采油厂目前共有1359口油井采用小环状掺输集油流程。在这种流程中,油井采用翻斗分离器＋电子水表的计量方式,计量误差一般较大,计量液量为负值的状况时有发生。现场试验验证了水表与翻斗分离器之间存在系统误差。计算单井产量时,若校正系统误差,并确定合理的掺水量,那么计量结果就会控制在误差范围内。