富氢气体梯级回收技术的工业应用

针对全加氢型炼油厂大量富氢气体作为低价值燃料进入燃料气管网的问题,提出不同浓度富氢气体的梯级回收利用方案：低浓度的含氢气体先经过膜回收二期装置进行初步分离,其产品氢与轻烃回收干气、异构化干气、火炬回收气一起作为膜回收一期装置的原料,进行二次分离,产品氢再与连续催化重整产品氢、渣油加氢低压分离气(低分气)、蜡油加氢裂化低分气、柴油加氢低分气一起进行变压吸附三次分离,产出体积分数99.54%的高纯度氢气。工业应用结果表明,对于加工能力10.0 Mt/a的炼油厂,采用富氢气体梯级回收技术后,回收氢气13.1 kt/a,降低天然气消耗21.2 kt/a,降低碳排放150 kt/a,吨油加工成本降低4.62元。     

预转化技术在制氢装置的应用

介绍了预转化技术在中海炼化惠州炼油分公司制氢装置的成功应用、预转化技术较传统的一段式转化炉技术的技术优势及经济优势、庄信万丰（Johnson Matthey Catalysts,简称JMC）预转化催化剂特点以及预转化反应器开车投用过程,分析了其应用过程中涉及到的问题,如选择合适开停工流程和方法,降低反应操作的苛刻度,优化水碳比控制等。同时介绍了一些常见问题的处理,尽可能地维持预转化反应系统的平稳运行,降低装置运行费用,按一年运行8 400 h计,可节省燃料气成本约2 480×104 RMB$,预转化催化剂预计寿命可达4 a。     

加氢处理装置掺炼FCC柴油面临的问题及对策

福建联合石油化工有限公司加氢处理装置以重质减压蜡油和脱沥青油为主要原料,生产低硫蜡油作为催化裂化装置优质进料。该公司充分利用原有的加氢处理装置将FCC柴油进行改质后,进催化裂化装置生产富含芳烃的汽油组分。因加工FCC柴油,装置出现了反应器入口氢油比低、氢耗上升、循环量不足以及汽油中苯含量上升等问题。对此提出了相应的对策:降低反应器入口床层温度提高反应器入口氢油比;控制换热器铵盐结垢、适当提高脱硫深度以提高循环氢量。     

异构化装置排放气回收氢气可行性分析

中国石化塔河炼化有限责任公司300 kt/a临氢异构化装置采用氢气一次通过流程,反应尾气富含70％左右的氢气经碱洗塔后排入燃料气系统,造成大量氢源浪费.为此提出三种氢气回收可行性方案.方案1:尾气进1号加氢膜分离装置氢气提纯装置后并入全厂氢气管网;方案2:尾气进2号制氢装置作为制氢的原料之一,经工艺流程后产出氢纯度99...     

常减压蒸馏装置加热炉空气预热器改造

针对中国石油天然气股份有限公司兰州石化分公司5.0 Mt/a常减压蒸馏装置加热炉排烟温度高、热效率低的问题,结合该公司实际生产平衡状况、投资费用及检修工期等方面的情况,提出了空气预热器技术改造方案。在不改变加热炉原工艺参数、工艺管道的原则下,合理利用原设备对空气预热系统进行改造,采用先进、成熟、合理的技术回收烟气余热。改造后常压炉排烟温度由改造前的209℃下降至120℃,减压炉排烟温度由改造前的198℃下降至140℃,常压炉热效率由改造前的87.33%上升至92.30%,减压炉热效率由改造前的88.45%上升至91.57%,取得较好的效果。     

一种制氢预转化催化剂还原的新方法

对上海高桥分公司2×10~4m~3/h(标准状态)制氢装置原设计的预转化催化剂还原流程进行了改进。先跳开预转化反应器,利用转化炉制取氢气,再用自产的高纯氢气代替重整氢,对预转化催化剂进行单独升温还原,避免了催化剂在还原初期因发生甲烷化反应而超温失活的问题,使催化剂具有更好的活性和稳定性。     

RFS09硫转移剂在催化裂化装置上的工业应用

为了降低催化裂化装置再生烟气中SOx含量,通过反应机理的研究,研制开发了一种新型的RFS09硫转移剂,将该剂加入到催化裂化催化剂中,可将烟气中SOx以H2S的形式转移到产品气体中。RFS09硫转移剂在催化裂化装置上的工业应用结果表明:当添加2.3%左右的RFS09硫转移剂后,烟气中SOx(SO2+SO3)质量浓度由空白标定的1 041 mg/m3降低到166 mg/m3,转移率达84.1%,使用硫转移剂可显著降低烟气中SOx的排放,有效减轻了再生烟气中SOx对环境的污染,并经后续处理可回收高价值的硫产品,经济效益和社会效益显著。同时该硫转移剂对产物分布和产品理化性质影响不大。由于加入硫转移剂,产品中干气和液化石油气的H2S含量明显增加,且汽油和柴油中的硫占原料硫的比例有所降低,说明烟气中SOx主要转移到反应系统的气相之中。     

制氢装置转化系统用能优化

介绍了中国石油克拉玛依石化公司制氢Ⅱ套装置转化系统节能降耗优化方案及实施情况。通过降低天然气用量、提高转化炉余热回收利用率,以及增加副产蒸汽等措施有效实现了制氢装置节能,优化改进后制氢装置能耗下降48 445.64 MJ/h,达到了良好的节能效果。工业运行结果表明：改进后方案能保证系统安全平稳运行,质量指标控制稳定,经济效益显著。     

加氢裂化装置掺炼二次加工柴油多产喷气燃料的技术应用

中国石化北京燕山分公司为解决加氢裂化装置负荷低、厂内劣质柴油品质差的问题,在加氢裂化装置原料中掺炼一定比例的催化裂化柴油(催柴)或焦化柴油(焦柴)。介绍了加氢裂化装置分别掺炼催柴和焦柴的技术对比,由催柴改至焦柴后：精制反应器二床层出口温度下降8.6 ℃,精制反应器总温升下降19.4 ℃,精制反应器和裂化反应器总压降均减小;在转化率约为68%时,掺炼催柴时的氢耗为3.48%,掺炼焦柴时的氢耗约为3.10%;喷气燃料中芳烃体积分数由15.7%降至6.1%,烟点上升1.5 mm,柴油收率增加7.26百分点,十六烷值增加3个单位,尾油BMCI值降低0.7,综合能耗上升1.6 MJ/t。     

延迟焦化装置加热炉理论配比燃烧优化技术

加热炉是焦化装置的主要耗能设备,本文为降低装置能耗,提出加热炉技术改造方案,烟气新增CO在线分析仪,通过对CO的控制来实现燃料和空气的最佳配比,提高加热炉的热效率。     

重油催化裂化装置挖潜增效的措施

针对青岛石油化工厂 1.0Mt/a重油催化裂化装置原料性质不稳定、负荷率低、部分主风放空、烟气轮机效率低等问题 ,提出了挖潜增效的措施 :①筛选原油种类 ,降低原油重金属含量和硫含量 ,使柴油达到清洁燃料产品新标准 ;②优化提升管操作 ,增加预提升干气量和雾化蒸汽量 ,用酸性水代替石脑油作终止剂 ;③加大催化剂置换速率 ,保证催化剂活性 ;④将不完全再生改为完全再生 ,提高烟气轮机效率 ;⑤更换为适当的小叶片烟气轮机转子 ,再生器压力改由双动滑阀控制 ;⑥对气压机组调优等。采取前两项措施后 ,在汽油辛烷值基本不变的情况下 ,轻质油收率提高了 1.2 9个百分点     

FHUDS-2催化剂在焦化汽柴油加氢装置上的应用

介绍了FHUDS-2加氢催化剂在中国石油兰州石化公司焦化汽柴油加氢装置上的工业应用情况。结果表明, FHUDS-2加氢催化剂加氢脱硫活性超过原使用进口催化剂,采用该催化剂后,当处理量在75 t/h、反应器入口温度控制在300 ℃、循环氢纯度在86%以上、焦化汽油比例调整为10%~20%时,脱硫率在92%~95%之间,生产的精制柴油硫质量分数在0.035%以下,可满足国Ⅲ排放标准对柴油硫含量的要求。     

气田燃气式增压机烟气余热发电初探

为了提高气田增压机的能量利用效率、减少热排放污染,采用?分析方法,对烟气余热品质(做功能力)进行了评价。基于气田增压站地理位置普遍较偏僻、供电成本高、电力供应稳定性较差的实际情况,拟采用有机朗肯循环(ORC)对气田增压机烟气余热进行回收利用发电;根据现场测试的烟气参数,利用热力学模型、传热模型和系统经济性模型对烟气余热发电技术方案进行了优化。研究结果表明:①四冲程燃气式增压机能量利用率较低,输入能量仅有30%转化为有用功,约有33%的热量以烟气形式排出;②烟气值为342 kW,?百分比为34.8%,具有较高的品质,若被充分利用可使得增压机能量利用效率提高10%;③利用增压机烟气余热发电的功率和投资回收周期受工质种类、工质蒸发压力、冷凝温度和烟气换热后温度的影响较为明显,发电功率变化范围为10～80 kW,投资回收周期为3.0～6.5年;⑤对ORC工作参数进行优化后的余热发电功率为66.73～82.00 kW,可满足增压机工作的基本供电需求,投资回收周期为3.2～3.8年。结论认为,该研究成果可以为气田增压站烟气余热回收利用提供一项选择方案。     

发展谷电制氢提高可再生能源部署能力的探讨

介绍了谷电制氢的必要性,并进行了谷电制氢的经济性分析。制氢装置可根据电网需求调节负荷,提高可再生能源部署能力,同时保障国家能源安全,并有效减排二氧化碳。所制氢气可用于氢气储能,注入天然气作为燃料气,用于炼油厂油品精制或炼钢,以及用于燃料电池汽车等。谷电制氢具有一定的经济性。应加大低成本、高能效电解槽的研发投入,开展管道掺氢输送的相关研究,以及可再生能源制氢在炼化企业应用的方案研究。     

发电厂烟气开采天然气水合物过程能效模拟

利用发电厂烟道气(以下简称烟气,主要成分为CO_2与N_2)开采天然气水合物(以下简称水合物)是一种安全、环保的方法,但目前对于该开采方法的能耗及能效情况仍缺乏深入的研究。为此,建立了一种烟气开采水合物的流程:烟气通过增压注入到水合物储层,储层中的水合物一部分发生热分解,另一部分与烟气置换得到CH_4-CO_2-N_2混合气,再经膜组件分离除去N_2得到提浓后的CH_4-CO_2混合气,最后将CH_4-CO_2混合气输送至原发电厂发电。进而采用Aspen Plus软件对这一过程进行了模拟,分析了不同注入压力下烟气置换过程的采注比、置换采出CH_4的比例以及整个过程的能耗与能效。结果表明:(1)烟气开采水合物过程的主要能耗在增压注入阶段,注入压力的增加会导致增压阶段与膜分离阶段的能耗相应增加,但在一定程度上也可提高压力能回收率;(2)注入压力在5~16 MPa条件下,烟气置换过程的采注比为0.03~0.26,置换采出CH_4的比例为19.9%~56.2%,烟气开采水合物全过程的单位能耗为2.15~1.05(k W·h)/kgCH_4,能源投入回报值(EROI)介于7.2~14.7。结论认为:在5~10 MPa范围内增加注入压力可有效地提高烟气开采水合物过程的能效。     

渣油加氢装置加热炉优化调整及改造

为提高加热炉热效率及整体运行水平,采取3个阶段性调整操作,调整炉膛氧体积分数在0.5％ ～2.0％,烟气CO质量分数不大于50μg/g,排烟温度降至123℃,加热炉平均热效率达92.8％以上.停工检修期间对余热回收炉炉管进行检修改造,提高了烟气换热效率和配风温度,提高了加热炉热效率.对装置燃料气消耗、低低压蒸汽产量、工...     

加氢裂化装置掺炼不同二次加工油的研究

对比了中国石化北京燕山分公司2.0 Mt/a加氢裂化装置分别掺炼催化裂化柴油（简称催化柴油）和焦化蜡油对工艺参数、设备、产品以及能耗的影响。结果表明：与掺炼催化柴油相比,装置掺炼焦化蜡油后,加氢精制反应器和加氢裂化反应器的平均温度均有所升高,加氢精制反应器的总温升降低;高压换热器结盐速率加快;相同喷气燃料收率下,总氢耗降低,重石脑油芳烃潜含量降低,喷气燃料、柴油和尾油质量得到改善,综合能耗增加。两种工况下,通过工艺参数的调整,均可得到优质石脑油、喷气燃料、柴油和尾油。     

SLHT连续液相加氢技术的工业应用

中海油东方石化有限责任公司采用SLHT连续液相加氢技术,新建一套600 kt/a柴油加氢装置。该技术采用配套新型超深度柴油加氢脱硫RS-2000催化剂,上流式反应器,并将热高压分离器整合进反应器,取消循环氢系统,使得工艺流程简化,投资省、占地少,耗能低。装置以直馏柴油和少量催化裂解柴油为混合原料,生产硫质量分数不大于10 μg/g、氮质量分数不大于5 μg/g、十六烷值60左右的满足国Ⅴ排放标准要求的超低硫柴油产品,装置能耗相比滴流床工艺降低了25%,具有良好的经济效益。     

汽柴油加氢精制装置的运转及优化

对1 Mt/a汽柴油加氢精制装置运行中出现的汽提塔塔底热源不足,加热炉排烟温度高,风机烟气轮机设计偏大,汽提塔顶外排气调节阀及副线偏小,装置靠外排氢气来保证循环氢纯度及硫化氢含量要求等问题提出了优化方案,方案实施后,相应问题均得到解决。     

增强型RFS09硫转移助剂在催化裂化装置的工业应用

增强型RFS09硫转移助剂(简称硫转移剂)在中国石化镇海炼化分公司3.4 Mt/a MIP-CGP催化裂化装置上进行了工业应用.结果表明,当增强型RFS09硫转移剂在反应器-再生器催化剂总藏量中的质量分数达到1.6％后,蓝烟问题基本消除,再生烟气SOx含量下降约80％,脱硫用碱量下降58％,装置降本增效270万元/a,...