神华宁煤研制成功MTP催化剂

<正>神华宁煤集团日前成功研制出符合进口甲醇/二甲醚高选择性制丙烯(MTP)装置要求的国产催化剂,向建党90周年献礼。该项目填补了我国在煤制丙烯技术领域的又一空白,打破了国外企业对煤制烯烃关键技术的垄断。MTP催化剂制备是煤制烯烃工艺的关键技术之一,一直被国外企业垄断。2007年,依托国家科技支撑计划"甲醇/二甲醚高选择性制丙烯国产催化剂研究与开发"课题,神华宁煤集团组织科技人员正式启动了     

石化院低碳烯烃精制催化剂抢占煤化工先机

石油化工研究院兰州中心开发的LY—C2—02催化剂，中标全球首套煤制乙烯工业化示范项目——中国神华年60万吨煤制乙烯工业装置。这标志着石化院低碳烯烃精制催化剂在煤化工领域抢得先机。     

大唐多伦煤化工公司首次采用国产MTP催化剂开车成功

正截至2014年7月10日,大唐多伦煤化工公司甲醇制丙烯(MTP)装置投用国产催化剂的C反应器已经连续运行72h,标志着国内大型工业化MTP装置首次成功使用国产MTP催化剂。MTP装置是大唐多伦煤化工公司整套化工装置的核心,这套装置丙烯产能为国内最大,属于国际上煤制烯烃技术的典型代表。大唐多伦煤化工公司MTP装置3台反应器所使用的催化剂一直以来皆由国外厂家提供,既增加     

乙烯精制催化剂在神华包头煤制烯烃装置稳定运行

截至2014年7月21日,石油化工研究院开发的新型LY-C2-MTO乙烯精制催化剂,在神华包头600 kt/a煤制烯烃装置经过1年的连续工业运行,各项指标均达到装置要求。目前反应器入口配氢量为40μL/L,入口乙炔含量2~5μL/L,入口温度仍然维持在32℃,反应器出口未检测出乙炔,该指标达到同类催化剂领先水平。 神华包头600 kt/a煤制烯烃装置是全球首个大型工业化示范装置,以甲醇为原料,产品气中乙烯丙烯总量达到80%以上,乙烯丙烯生产成本明显低于传统以石脑油等为裂解原料的生产成本,具备市场竞争力。2013年5月,在神华集团举行的乙烯精制催化剂技术招标中,石油化工研究院兰州中心开发的LY-C2-MTO催化剂以其优异性能中标,成为神华600 kt/a煤制烯烃装置乙烯精制催化剂的首装供应商。该装置在当年8月17日投料开车,顺利打通流程,反应器入口乙炔含量为4.5 ml/m3,反应器出口未检出乙炔,初始配氢量为80 ml/m3,此后该装置不断降低配氢量,目前氢气含量仅为45 ml/m3,达到国内外乙烯精制催化剂的领先水平。     

煤制烯烃工艺分离装置的流程分析

阐述了世界首套煤制烯烃项目烯烃分离装置工艺流程和技术特点,说明了烯烃分离装置首次投料试车及生产运行情况。对煤制乙烯和石油制乙烯同类装置进行了对比分析;并根据装置混合碳四产品组成的特点,对混合碳四综合利用深加工方向提出了技术建议。     

国产甲烷化催化剂在煤制天然气项目中的应用

煤制天然气技术的煤炭综合利用率高,是对我国“少气”短板的一个有效补充。但煤制天然气技术的核心甲烷化催化剂被国外垄断,不仅削弱了企业的经济效益,还制约了我国煤制清洁能源的发展。为增加我国的能源供给,打破国外对甲烷化催化剂的垄断,实现我国煤制天然气项目甲烷化催化剂的国产化替代,国内某公司甲烷化催化剂于2021年5月在河南晋控天庆煤化工有限责任公司煤制天然气装置上实现主反应器甲烷化催化剂的国产化替代应用,并通过168 h的满负荷连续运行考核。经过近10个月的运行,证明国产甲烷化催化剂的活性指标达到国外同类产品标准,但甲烷化催化剂床层的阻力升高相对偏快。此外,国产甲烷化催化剂的供货价格和供货周期均优于国外催化剂,具有显著的经济效益。     

甲醇制烯烃催化剂废粉再利用研究

针对甲醇制烯烃(MTO)装置产生的催化剂废粉特性,分别研究了来自反应器和再生器废粉用量对催化剂性能的影响,认为通过对催化剂废粉适当处理可以实现催化剂废粉的有效再利用。     

甲醇制烯烃催化剂研究进展

甲醇制烯烃(MTO)技术是最有希望替代常规石油路线生产低碳烯烃的新兴工艺路线,其技术核心是催化剂。本文综述了甲醇制烯烃反应催化剂的研发历程,总结了合成SAPO-34分子筛的主要影响因素和影响MTO反应的主要因素,分析了近年来MTO催化剂的技术动向,指出了未来可能的发展趋势。     

SMC-1催化剂在1.80Mt/a甲醇制烯烃装置上的工业应用

中国神华煤制油化工有限公司自主研发的甲醇制烯烃(MTO)催化剂SMC-1在中国神华包头煤化工有限责任公司1.80Mt/a MTO工业装置上成功实现工业应用。结果表明:SMC-1催化剂工业应用期间,MTO装置运行平稳,生产能力达到100%设计负荷;甲醇转化率达到99.98%,(乙烯+丙烯)选择性达到79.24%,(乙烯+丙烯+碳四)选择性达到90.25%;与使用对比催化剂时相比,使用SMC-1催化剂时的甲醇转化率、(乙烯+丙烯)选择性、抗磨性能等指标相当,焦炭产率较低。     

1.80Mt/a甲醇进料DMTO工艺技术及其装置特点

甲醇制烯烃技术(DMTO,Dimethylether/Methanol to Olefin)是中科院大连化学物理研究所与中石化洛阳工程有限公司和新兴能源科技公司合作开发的具有自主知识产权的低碳烯烃生产新技术。2010年8月采用DMTO技术的世界上首套甲醇制烯烃工业装置在神华包头投料开车成功;2013年2月宁波禾元的DMTO工业装置也投入运行。这两套装置的甲醇进料量均为1.80 Mt/a,烯烃产量为600 kt/a。本文对DMTO工艺机理、工程设计特点和投料运行进行了介绍。DMTO工业装置运行结果表明,DMTO专用催化剂具有非常好的活性、选择性及抗磨损性能;采用大型浅层密相流化床反应器可以发挥催化剂性能,保障反应床层恒温及提高运行可靠性。为了减少开工阶段喷燃烧油可能对催化剂带来的不利影响,两套工业装置的投料开车均采用首创的利用反应热来进行再生器和反应器升温的方法。DMTO工业装置稳定运行时甲醇转化率接近100%,双烯选择性达到80%。72 h标定结果显示,生产1 t烯烃所需要的甲醇原料约为2.97 t。     

天然气净化厂在役装置HAZOP分析工作实践

从两方面分析了低负荷工况对天然气处理装置的影响。首先,低负荷工况会导致机组运行时发生喘振,还会造成收率下降,直接影响装置的经济效益。其次,针对机组低负荷的危害,根据膨胀制冷的经验公式和节流膨胀公式,采取提高处理气量、提高膨胀机膨胀比、提高节流效应、加大辅助制冷量等方法,降低脱甲烷塔顶温度,达到了提高装置收率的目的。这些措施对同类天然气处理装置的操作有一定的参考意义。     

忠县天然气净化厂低负荷下公用辅助装置优化运行研究

近年来,随着西南油气田川东地区天然气开采进入中后期,作为天然气处理过程中关键环节的天然气净化厂原料气处理量逐年下降,装置在低负荷工况下公用工程消耗量大、能耗高。通过对忠县天然气净化厂低负荷工况下公用辅助装置的运行情况分析,从优化工艺方案、采用先进节能设备、调整现场操作、总结生产运行管理经验等方面,提出了改进措施,并详细阐述了公用辅助装置优化运行举措,充分挖掘了忠县天然气净化厂节能潜力,创造了良好的经济效益和环保效益。      

天然气净化厂SO2达标排放技术适应性分析研究

目的解决国内中小规模天然气净化厂硫磺回收装置烟气中SO₂达标排放及装置在低负荷或低H₂S含量的条件下开工、停工除硫及加氢催化剂预硫化期间高浓度SO₂短时超标排放的问题。 方法统计研究了国内28座天然气净化厂硫磺回收、尾气处理工艺和硫磺产量,分析了现阶段还原吸收、氧化吸收、碱液洗涤及液相氧化还原4种处理工艺在天然气行业的应用情况,介绍了天然气研究院开发的Claus尾气中SO₂催化吸附技术的相关情况。 结果对天然气净化厂SO₂减排技术提出以下建议:①充分重视气田潜硫量变化引起的装置低负荷稳定运行等问题;②现有装置增设尾气处理装置时,避免对原硫磺回收装置工艺进行改变,选择环保、无二次污染物产生且能与工厂智能化建设衔接的工艺技术;③SO₂减排需从源头解决问题,着眼于硫磺回收单元的精细化操作和管理、催化剂正确使用及性能跟踪分析,进而提高硫回收率,减少后端处理的负荷。 结论采用上述研究结果,一方面可保障硫磺回收装置长周期稳定运行,另一方面可在现有排放的基础上进一步减少SO₂排放。      

浅析氨厂脱碳系统在高负荷下的平稳操作

塔西南石化厂的合成氨装置以天然气为原料,脱碳采用本菲尔法,扩能后产能从原来的6万t/a增加到10万t/a。分析了高负荷下脱碳系统遇到的问题,介绍了控制脱碳系统平稳运行的优化操作措施。     

提高天然气轻烃回收装置C_3~+收率的方案比选——以中坝气田为例

中国石油西南油气田公司川西北矿区江油轻烃厂回收装置采用透平膨胀机单机膨胀制冷工艺,回收中坝气田天然气中C_3以上组分,因仅配备了排气量为(16~17)×10~4m~3/d的低压气增压机组,在目前天然气处理量为40×10~4m~3/d、高压原料气量最低时仅有17×10~4m~3/d、原料气压力由3.65 MPa降到2.80 MPa左右的情况下,出现了透平膨胀机的膨胀比和冷凝效率降低、低温制冷系统冷量不足、液烃产品产量和C_3~+收率下降等问题,同时,也直接影响着装置的安全、平稳运行。为了提高回收装置的C_3~+收率,提出了4种工艺改造方案:①残余气循环工艺(RSV);②直接换热工艺(DHX);③原料气增压的单级膨胀(ISS)工艺;④原料气增压+DHX工艺。对比上述4种方案的轻烃收率、能耗和经济性后认为:上述第三种方案,即原料气增压的单级膨胀工艺静态投资回收期较短(0.74年),C_3收率为89.43%、液化气产量为19.04 t/d,分别较原工艺提高了46.32%和42.94%,同时其单位能耗较低,具有更好的经济效益,适合于该装置的工艺改造。     

DHX工艺轻烃合格率低问题分析及工艺优化

目的解决天然气处理能力及轻烃产品质量均未达到设计指标的问题。 方法针对某终端投产至今,天然气制冷单元处理量在接近设计值的工况下,存在DHX工艺轻烃产品合格率低、制冷单元系统易回温、操作稳定性差等问题,通过优化设计操作、重新校核选型关键仪器仪表、制定新的工作制度等方式,对制冷单元DHX工艺处理能力及相关工艺参数进行了分析测试。 结果单套制冷满负荷连续运行90天,轻烃产品中C₃₊C₄回收率始终大于95%,解决了制冷单元DHX工艺轻烃产品合格率低的问题。 结论该方法可为同类型轻烃回收装置提高产品合格率提供经验借鉴。      

高含硫天然气脱酸气装置提效降耗优化

为了提高高含硫天然气脱酸气装置的净化气产量并降低净化过程的综合能耗,依据中国石化普光天然气净化厂脱酸气装置的现场运行数据,采用ProMax建立了相应的工艺仿真模型,针对主要操作参数包括甲基二乙醇胺(MDEA)溶液的循环量,浓度和进入一、二级吸收塔的温度等开展灵敏度分析与优化研究,并结合现场实际,在优化工况下,分析原料气负荷降低、压力降低及H——2S含量升高对净化气气质与收率的影响规律。研究结果表明:①降低MDEA溶液循环量、浓度以及进塔温度可提高胺液吸收的选择性,有利于提高净化气的收率,其中MDEA溶液循环量是影响脱酸气装置综合能耗的主要因素;②当原料气负荷、压力以及H2S含量波动时,在优化工况下能够满足高含硫天然气的净化要求;③在低负荷下可通过减少再生蒸汽量和调整胺液进二级吸收塔位置实现节能;④H2S含量每增加1%,需将MDEA溶液循环量提高约20×10~3 kg/h;⑤经过参数优化,在满负荷工况下净化气收率可以提高0.5%,综合能耗降低19.1%。     

解决重整装置大负荷运行下的瓶颈问题

九江分公司半再生重整装置因存在各种问题,装置一直处于低负荷运行状态。本文介绍了影响装置大负荷运行的各种瓶颈问题,并就有关问题进行了详细分析,以达到消灭瓶颈,提高处理量的目的。     

大涝坝天然气处理装置工艺改造研究

大涝坝天然气处理装置采用膨胀制冷工艺,其设计天然气日处理量为25×10^4m^3。自2005年投产以来,随着大涝坝凝析气田不断开发天然气的日处理逐渐增加至30×10^4m^3左右,超过了设计处理能力,装置处于超负荷运行,造成C3及C3＋收率降低;另外还存在大约每天10×10^4m^3未经过严格脱烃的天然气直接进入了外输管网,造成外输气烃露点无法保证以及C3＋资源未能充分回收。针对大涝坝天然气处理装置超负荷运行问题,在原有流程的基础上将分子筛脱水系统改造为四塔流程;制冷系统改造为副冷箱加双膨胀机流程,并进行了计算机模拟。结果表明：改造后装置的处理能力增加了15×10^4m^3/d,外输干气的烃露点下降了25℃,C3的收率增加了17.4%,C3＋收率增加11.8%;液化气产量增加了18.6t/d,稳定轻烃产量增加了2.6t/d。     

膨胀制冷轻烃回收工艺参数优化分析

根据广安气田原料气气质条件及邻近工厂操作工况,采用HYSYS等软件对膨胀机制冷轻烃回收工艺中液烃收率、装置能耗等重要工艺参数进行参数优化,以达到提高液烃产量与节约能耗的目的。经参数优化,装置可生产液化气141．9t／d,轻油41．8t／d,具有较好的经济效益。