中韩石化3#柴油加氢大检修改造效果分析

中韩石化3^#柴油加氢设计加工能力为160万t·a^-1，于2008年建成投产，在2020年大检修中为了提高对热量的回收利用降低装置能耗，对3^#柴油加氢装置进行热高低分改造，包括反应系统增加热高分热低分，分馏系统增加1.0 MPa蒸汽发生器，同时对原料进行优化实现热直供。通过改造装置能耗下降3.045 kg EO·t^-1和燃动费用下降7.12元·t^-1，节能效果明显。焦化汽油改出原料后反应器R7101温升由43℃下降至28℃，精制柴油收率由84.62%上升至94.84%，氢耗减少0.4715%。     

液相柴油加氢工艺与普通滴流床柴油加氢工艺的对比

对中海油东方石化有限责任公司60万t/a液相柴油加氢装置与30万t/a催化柴油加氢装置在能耗、物耗、氢耗、催化剂种类、处理量和产品质量等方面进行对比,对两套装置的标定情况进行分析。最终发现,液相柴油加氢在能耗、物耗、氢耗和产品质量上都优于普通滴流床柴油加氢。     

硫酸法烷基化工艺在荆门石化的工业应用

中国石化石油化工科学研究院开发的SINOALKY硫酸法烷基化技术在中国石化荆门石化分公司进行了工业应用。200 kt·a^-1烷基化工业装置在未满负荷条件下,烷基化油辛烷值(RON)达到96.6~97.0,酸耗为95 kg·t^-1。该装置具有反应工艺流程简单、操作简单、设备易维护、酸耗低、产品质量稳定的特点。     

DBS-10超低硫柴油加氢精制催化剂工业应用

DBS-10超低硫柴油加氢精制催化剂首次工业应用于中国石油天然气集团公司大庆石化公司新建1.2 Mt·a^-1柴油加氢精制装置,为了考察DBS-10超低硫柴油加氢精制催化剂的烯烃、芳烃饱和能力和脱硫效果,对装置进行标定。结果表明,采用质量比为43.4∶40.4∶16.2的催化柴油、焦化柴油和焦化汽油混合原料,在反应温度330 ℃、氢分压6.4 MPa、空速2.5 h^-1和氢油体积比为500∶1条件下,超低硫加氢精制催化剂DBS-10催化性能良好,能够满足柴油质量升级要求,精制柴油产品总硫质量分数达到0.003 7%以下,符合国Ⅳ标准要求。催化剂具有良好的烯烃、芳烃饱和能力和脱硫效果。     

以多产化工原料为目的的加氢裂化催化剂级配研究与工业应用

分析炼化化工行业面临的挑战与机遇，为加氢裂化工艺的发展提供了方向。对比了不同种类加氢裂化、不同加氢催化剂级配方案试验阶段的反应效果与工业应用结果。研究结果表明：加氢裂化催化剂级配可以实现目标产品选择性与部分产品性质的提升，同时可以一定程度地降低装置能耗。在保持航空煤油收率为20%时，通过催化剂的级配重石脑油的收率可提升3～4个百分点，同时催化剂级配使用后，装置能耗降低4.78 kgEO·t^-1，表明装置级配催化剂的应用能够有效降低装置能耗。     

HR-626催化剂在北海炼化260万t/a柴油加氢装置上的工业应用

介绍了HR-626催化剂在北海炼化260万t/a柴油加氢装置上的工业应用,分析了催化剂硫化和装置标定情况。催化剂在350℃恒温12 h完成硫化过程,稳定运行了4个月后进行标定实验。标定结果表明,在焦化汽柴油、催化柴油分别占14%和14%,氢分压6.7 MPa,氢油比300(v/v),R101催化剂的平均温度为348℃,R102催化剂平均温度363℃的工艺条件下,能够生产完全满足国Ⅴ质量标准的柴油,其中密度约833.6kg·m~(-3),总硫仅4.8 ppm,且十六烷值达到了51.7,纯氢消耗率为0.85%(wt),远低于设计值。HR-626催化剂在该级配体系中体现出较好的加氢脱硫活性和稳定性。     

1Mt/a混合油加氢装置标定运行分析

1Mt/a混合油加氢装置设计上以蜡油和催化柴油的混合油为原料,但实际生产中以蜡油为原料,不再掺炼催化柴油。并根据公司要求灵活控制加氢深度,装置能够满负荷状态,生产平稳。为了考察装置在加氢深度较浅的情况下物料平衡、能耗、产品质量情况及各设备的运转情况,利用3天时间对装置运行情况进行标定。     

生物酶在临摹纸打浆中的应用

本文通过高倍扫描电镜和实际生产实验,研究了生物酶在临摹纸打浆中的作用,研究结果表明,生物酶能够使临摹纸纤维变得疏松、柔软,在保证成纸物理指标如厚度、紧度、撕裂度和裂断长等符合技术要求的条件下,生物酶的添加量有一个最佳配比(0.12 kg·t^-1浆)。在此用量下,每单位纸浆能耗降低7.5%左右,每吨浆成本降低10.19元左右,可以为生物酶在打浆中的应用提供参考。     

PHF-101加氢催化剂在乌鲁木齐石化的工业应用

主要介绍PHF-101加氢催化剂在乌鲁木齐石化公司200万吨/年柴油加氢装置的首次应用情况。工业应用表明:PHF-101加氢催化剂具有良好的脱硫性能,能够满足柴油加氢装置生产低硫柴油的要求,可以生产出硫含量小于50 mg/kg超低硫柴油。     

蜡油液相加氢装置处理催化柴油可行性研究

国内某石化企业在加氢裂化装置检修期间催化柴油无法处理,为解决柴油物料平衡问题,考虑将催化柴油临时进入蜡油液相加氢装置处理。为验证该方案的可行性,中国石化大连石油化工研究院在液相加氢中试装置进行可行性试验研究。结果表明：利用蜡油液相加氢装置处理催化柴油是可行的,在反应压力13.8 MPa、平均反应温度350℃、新鲜进料体积空速0.37 h^-1、循环比为1∶1的条件下,精制柴油可以满足国Ⅵ标准柴油调和组分的要求。     

催化油浆沉降-无机膜脱固组合技术研究

催化油浆中含有催化剂粉末等固体杂质,且分离困难,严重限制了催化油浆的综合利用。中石化大连院开发的催化油浆无机膜脱固技术已在中石化、中石油、中海油等多家企业应用,净化油浆满足调和低硫船用燃料油和生产高端碳材料的要求,且装置实现长周期稳定运行。为进一步降低催化油浆无机膜脱固装置投资成本,提高装置运行周期,考察了催化油浆沉降在不同工艺条件下的脱固效果,对比了催化油浆沉降-无机膜组合脱固技术和无机膜脱固技术的经济性,提出了一种经济高效的催化油浆组合脱固技术。采用该组合工艺,净化油浆固相质量分数42 mg·kg^-1,灰分为<0.01%,金属质量分数为3.02 mg·kg^-1,各项指标满足催化油浆综合利用要求。据测算,30万t·a^-1催化油浆无机膜脱固装置采用该组合工艺,无机膜膜管使用数量减少40%,无机膜装置投资减少26.7%,同时可进一步降低无机膜装置的运行费用,延长装置的运行周期。     

3.0Mt·a-1渣油加氢装置不同加工方案对催化剂影响的标定

介绍了中石油四川石化公司3.0Mt·a-1渣油加氢脱硫装置在掺渣比为80%的工况下,不同加工方案的对比标定情况。当前该装置正在第六期运行,为延长催化剂运行周期,对比标定分析掺炼催化柴油和重循环油（聚地蜡油）对催化剂长周期运行的影响。标定表明掺炼催化柴油可以改善原料性质,提高渣油的脱残炭率,降低床层压降,有利于催化剂长周...     

石油与煤路线制乙二醇过程的技术经济分析

传统石油制乙二醇（OtEG）路线严重依赖于石油资源且生产成本高,而我国拥有丰富的煤炭资源,使得煤制乙二醇（CtEG）技术日益受到重视。基于全流程模拟结果,对OtEG和CtEG路线进行了详细的技术经济分析。结果表明,CtEG路线单位产品的能耗比OtEG高2.62 t-ce标准煤;但CtEG具有较好的成本优势,约可节省成本802 CNY?t^-1,但其总投资约为OtEG的2.58倍。适当扩大生产规模可明显提高OtEG和CtEG工艺的经济效益,尤其是降低CtEG的总投资。通过分析原料价格波动对两条路线竞争力的影响发现,当油价低于40 USD?bbl^-1(美元/桶),且煤价高于500 CNY?t^-1时,CtEG与OtEG的生产成本比将高于1.0;当油价高于60 USD?bbl^-1,即使煤价高达850 CNY?t^-1,生产成本比也将低于1.0。此外,CtEG的CO₂排放量和水耗分别比OtEG高约5 t?t^-1和20 t?t^-1。因此,在大力发展CtEG产业的同时,亟需解决其高能耗、高排放等问题。     

FH-98A型与FHUDS-6型催化剂级配技术生产国Ｖ柴油的工业应用

陕西延长石油（集团）有限责任公司炼化公司延安石油化工厂1.4 Mt·a-1柴油加氢装置在不全部更换催化剂情况下,采用FH-98A型与FHUDS-6型催化剂级配技术生产国Ⅴ柴油。工业应用结果表明,相同操作条件下,柴油产品硫含量由28 μg·g^-1降至小于10 μg·g^-1,氮含量由26 μg·g^-1降至小于10 μg·g^-1,脱硫和脱氮率由97.0%提高至99.0%,装置单位能耗基本持平,较设计值约降30%,柴油质量达国Ⅴ标准要求。     

FHUDS-8催化剂在天津分公司320万t/a柴油加氢装置上的工业应用

介绍了低成本FHUDS-8催化剂在天津分公司320万t/a柴油加氢装置上的工业应用,分析了装置标定以及长周期生产国Ⅴ标准柴油的运行情况。标定结果表明,进料量310 t/h满负荷运行,体积空速1.15 h~(-1),氢分压6.4 MPa,氢油比300(v/v),入口温度311℃,出口温度352℃,平均反应温度332℃,精制柴油质量良好完全满足国Ⅴ柴油质量标准,其中密度约823.3 kg/m3,总硫仅4.5μg/g,且十六烷值达到了56。低成本FHUDS-8催化剂可以实现长周期稳定生产国V标准清洁柴油,装置已经稳定运行19个月。     

沸腾床渣油加氢柴油馏分加氢生产国Ⅵ标准柴油工艺研究

对沸腾床渣油加氢柴油馏分加氢生产国Ⅵ标准柴油进行了加氢工艺试验考察。结果表明,以沸腾床渣油加氢柴油馏分为原料,在反应压力6.5～7.5 MPa、体积空速1.0～1.5 h^-1、平均反应温度350～375℃、氢油体积比400的工艺条件下,精制柴油各项指标（除十六烷值外）可以满足国Ⅵ车用柴油标准。随着沸腾床渣油加氢柴油馏分馏程变重,加氢脱硫难度大幅度升高。建议生产国Ⅵ标准柴油时,控制终馏点不大于340℃,有利于加氢装置在较缓和的操作条件下实现长周期运行。需要加工馏程较重的沸腾床加氢柴油馏分时,建议按一定比例掺炼到现有柴油加氢精制装置或柴油加氢改质装置中,降低加工难度。     

SRH液相循环加氢技术的开发及工业应用

SRH柴油液相循环加氢技术是利用油品中的溶解氢来满足加氢反应的需要,以油品中氢浓度的梯度变化作为反应的推动力。该技术催化剂床层处于全液相中、接近等温操作,反应效率高、目的产品收率高;整套装置高压设备少,热量损失小,装置投资和操作费用均低。中型装置试验结果证明,SRH液相循环加氢技术可以在适宜的工艺条件下加工各种柴油原料,对原料适应性强、产品质量好。长岭20万吨/年SRH液相循环加氢装置工业应用结果表明:以煤油为原料可以生产合格的3#喷气燃料;以常二柴油、催化柴油和常二柴油、焦化柴油的混合油为原料可以生产满足国Ⅲ质量标准的清洁柴油;以常二线柴油为原料,可以生产满足欧Ⅳ质量标准的清洁柴油,同时该装置长期稳定生产运行表明SRH液相循环加氢技术和关键设备成熟可靠。     

350万t·a-1柴油加氢裂化装置节能优化及应用

介绍了浙江石油化工有限公司二期新建350万t·a^-1柴油加氢裂化装置有关节能方面的设计优化以及装置开工后实际应用效果,针对装置主要能耗,如电、燃料气、水等在设计上分别做了节能优化,有效降低了装置电耗、燃料气消耗以及除盐水等消耗量,从而降低了整个装置能源消耗,并从开工后的实际应用效果加以印证,同时针对装置特点,提出了装置后续节能改造优化方案。     

电渗析技术清洁分离纯化肌氨酸

肌氨酸作为一种高附加值的精细化工产品具有广泛的应用前景。目前肌氨酸的生产过程中存在肌氨酸产品与无机盐的分离过程。传统的分离方法为分步结晶法,存在能耗高、消耗的化学试剂多、污染大等缺点。为实现肌氨酸的清洁生产,本文采用自制电渗析装置对肌氨酸进行分离纯化,考察了操作电流以及溶液起始pH对整个分离效果的影响。结果表明,当操作电流为2 A,起始pH为6.5时,电渗析过程中无机盐的去除率大于99%,其产品得率为71.5%,电渗析工艺生产肌氨酸的能耗为26.4 kW·h·t^-1,总成本仅为311元·t^-1,大大优于传统的生产工艺。由此可见,电渗析工艺可实现肌氨酸产品的节能、环保生产。     

基于RHDS-SIM的固定床渣油加氢装置全流程模拟与应用

基于RHDS-SIM反应模块和Petro-SIM模拟软件建立了2.4×10⁶t/a固定床渣油加氢装置的反应器模型和全流程模型,用于深度工艺分析及优化操作条件,解决装置生产瓶颈,提高产品收率和质量,实现降本增效。本文以两种不同反应器入口温度工况下的运行参数和产品性质对模型进行了准确性验证。应用全流程模型分别对改变氢分压和反应器入口温度进行了工艺分析。模拟结果显示,在维持脱硫率不变的前提下,将氢分压从12.76MPa增加至13.34MPa,R1、R2、R3催化剂预测剩余寿命分别增加了6天、36天和33天。将R1入口温度分别提高1℃、3℃、5℃,脱硫率、脱金属率和脱残炭率分别提高了0.78%、3.72%、0.64%,化学氢耗由141.3m³/m3增加至144.7m³/m3。将R3入口温度由384℃提高至390℃,加氢渣油硫含量由5514μg/g下降至4880μg/g。通过实施优化措施,减少汽提塔底中压蒸汽流量0.4t/h,可在满足产品指标的前提下实现节能降耗,提升装置年经济效益约137.2万元;在多产柴油工况下侧线柴油抽出率应控制在23t/h以下,柴油及加氢渣油产品性质能够满足产品规格及下游装置进料要求。