九江石化煤制氢项目引进GE水煤浆气化技术

2011年11月22日,中国石化股份公司九江石化公司与美国通用电气能源集团(GE)、中国石化宁波工程公司共同正式签订《煤制氢项目GE水煤浆气化专利技术附件》,标志着九江石化1.051×10~5Nm~3/h煤制氢项目正式引进GE水煤浆气化技术。该煤制氢项目是8Mt/a油品质量升级改造工程的重要配套项目之一,装置设计制氢能力为1.051×10~5 Nm~3/h。GE为煤制氢项目水煤浆气化技术指定供应商,并与该公司签订合同及技术附件。     

扬子石化硫回收装置建成投产

正扬子石化12.50 Mt/a炼油改造重要配套环保项目———0.14 Mt/a硫回收装置于2014年1月5日一次开车成功,该装置采用先进脱硫、脱硝组合技术,把炼油过程中产生的硫、氮氧化物处理至满足国家标准,硫回收率达99.9%,实现了有害气体资源化利用,成为企业建设绿色化工的又一重要环保项目。扬子石化硫磺回收联合装置由0.14 Mt/a硫磺回收装置、500 t/h溶剂再生装置以及200 t/h酸水汽提装置组成,总投资3.8×108RMB$,是14.00 Mt/a油品质量升级及原油劣质化改造工程的配套环保装置,包括双系列制     

兰州石化柴油质量升级改造项目中交

<正>9月16日,兰州石化公司120万t/a柴油加氢质量升级改造项目顺利中交,标志着这个公司清洁生产、油品升级迈入新阶段。升级改造后,装置年设计生产能力将达到150万t。今年3月,兰州石化开始实施柴油质量升级改造项目,改造涉及装置加氢反应区、炉区、循环氢脱硫、空冷区、压缩机区和公用工程部分。重点项目包括反应器改造、大机组更换、三台压缩机安装调试、高压换热器     

中国石化茂名分公司投运国内单产能力最大的煤制氢装置

<正>2014年1月23日,中国石化茂名分公司2×105 m3/h(标准状态)煤制氢装置成功生产出合格氢气,标志着这套目前国内单产能力最大的煤制氢装置一次投产成功。至此,茂名分公司油品质量升级改造工程全面建成投用。该装置是茂名分公司油品质量升级改造工程的重要配套项目,主要包括水煤浆气化装置、合成气净化装置以及配套设施,以煤、炼油厂副产的高硫石油焦和纯氧为主要原料,生产出压力为4.8MP、纯度达97.5%以上的工业     

九江石化8.0Mt/a油品质量升级改造工程开工

<正>2011年11月25日,中国石化股份有限公司九江石化8.0 Mt/a油品质量升级改造工程奠基仪式在江西九江举行。该改造工程是应对汽、柴油产品质量不断升级的需要,对现有装置和设备进行升级配套改造。主要     

硫磺回收装置超低负荷开工运行及应用研究

介绍了广西石化6×104 t/a硫磺回收装置2014年的超低负荷首次开工过程,在酸气量少、只达到设计负荷13%的条件下,通过采用氢气伴烧、控制夹套伴热温度、优化硫冷器操作等多项超低负荷开工措施,实现装置的低负荷顺利开工,解决一期1×104 t/a向二期6×104 t/a硫磺回收装置切换过程的生产难题。     

茂名石化20万立方米/小时煤制氢装置投产

<正>2014年1月23日,茂名石化公司油品质量升级改造工程的配套项目20万立方米/小时煤制氢装置成功生产出合格氢气。这套目前国内单产能力最大的煤制氢装置顺利投产,标志着茂名石化油品质量升级改造工程全面建成投用。该装置总投资30亿元,采用当前最先进的美国通用能源公司的水煤浆气化工艺技术和德国鲁奇公司的低温甲醇洗工艺技术,主要包括水煤浆气化装置、合成气净化装     

项目·工程

<正>九江油品质量升级改造工程EPC框架协议签订日前,九江分公司油品质量升级改造工程150万吨/年柴油加氢和120万吨/年连续重整装置及系统配套项目EPC框架协议在洛签订。     

CT6系列催化剂在硫磺回收装置的长周期工业应用

介绍了CT6-4B抗漏氧保护催化剂、CT6-8钛基硫磺回收催化剂、CT6-2B硫磺回收催化剂和CT6-5B尾气加氢水解催化剂在中国石油四川石化有限责任公司两套5×104 t/a硫磺回收装置的长周期工业应用情况.自开工以来的6年运行时间中,在单套硫磺回收装置高负荷运行、高温掺和阀多次故障、开停工期间反应器飞温、比值分析仪...     

煤制氢气——当今全加氢型炼油厂的发展方向

炼油厂常规的3种制氢工艺为烃类蒸汽转化法(SMR)、原料部分氧化法(POX)和变压吸附法。介绍了煤制氢气技术的工艺方法、"三废"处理、及应用实例,并将煤制氢与天然气制氢的技术、经济指标进行了全面对比,结果表明,对于150 kt/a的煤气化制氢装置,煤的用量为1.3 Mt/a;若用天然气代替煤来生产氢气,则达到同样规模需要天然气510 kt/a。煤和天然气的价格分别以1 270和6 500 RMB$/t计算,则从原料成本看,煤制氢比天然气制氢低16.6×108RMB$/a。据Shell Global Solution的研究结果,国际油价在377.39 US$/m3以下时,天然气制氢更具有优势;国际油价在377.39～503.19 US$/m3时,煤制氢和天然气制氢的成本基本相当;当国际油价高于503.19US$/m3时,煤制氢的成本优势会随着原油价格上升表现得更为明显。惠州炼油分公司天然气制氢装置天然气原料平均价格为4.2 RMB$/m3,所生产的氢气成本为1.86×104RMB$/t;煤炭价格以到厂价950 RMB$/t计算,煤制氢的产氢价格应为1.4×104RMB$/t。可见,煤制氢成本远远低于天然气制氢。指出选择煤制氢技术生产氢气具有较强的抗风险能力和核心竞争力,是国内全加氢型炼油厂的发展方向。     

金陵石化首套180×10~4t/a渣油加氢装置成功点火烘炉

2012年7月20日21时58分,金陵石化公司首套180×104 t/a渣油加氢装置成功点火烘炉,时至22时30分,反应炉8个长明灯,分馏炉16个长明灯相继点燃,迈出了渣油加氢装置开工的关键一步。     

炼油厂硫磺回收工艺及催化剂的改进和优化

中国石油宁夏石化分公司炼油厂5000 t/a硫磺回收装置改造前采用两级克劳斯+低温加氢还原吸收工艺,加氢后的尾气经过MDEA吸收,其排放烟气中SO_2质量浓度为500～800 mg/m~3。其中,溶剂再生系统采用集中再生。根据中国石油西南油气田公司天然气研究院的设计工艺,工厂进行了全新的工艺改造,即采用天然气研究院生产的钛基催化剂增强水解和双段吸收工艺,成功解决了硫磺回收装置烟气中SO_2质量浓度达标排放的问题,排放烟气中SO_2质量浓度约50 mg/m~3,可为小型硫磺回收装置,尤其是碱液碱渣处理困难的工厂的尾气达标排放提供技术思路及解决方案。     

九江石化油品质量升级改造工程项目环评报告获国家环保部批复

2011年7月21日,九江石化8 000 kt/a油品质量升级改造项目环评报告获得国家环保部批复,标志着九江石化建设千万吨级炼化企业正式进入实施阶段。通过改造,九江石化将淘汰落后产能、采用先进工艺,达到增产减污、节能减     

基于夹点技术的汽油加氢装置换热网络节能研究

针对某石化企业70×104 t/a汽油加氢装置,采用夹点技术对汽油加氢装置的换热网络进行分析与节能优化,实现装置内高品质热源的梯级利用,消除了违背夹点规则的不合理传热现象.以最小传热温差18℃确定换热网络能量目标,该装置现最小传热温差为50℃,现热公用工程能耗3.48×107 kJ/h,冷公用工程能耗5.24×107 ...     

洛阳石化迈入千万吨级炼化企业行列

<正>10月16日,洛阳石化新建260万吨/年柴油加氢装置生产出合格产品,实现装置开车一次成功。这标志着洛阳石化油品质量升级改造工程的全面告捷,公     

惠州石化与SEI的精诚合作,多套装置创全国之最、世界之最

正继180万t/a连续重整装置7月1日一次开车成功后,SEI设计的惠州石化二期炼油项目又捷报频传。9月24日9时,1000万t/a常减压装置引原油开工,至13时30分侧线产品全部合格,装置一次开车成功为全流程打通奠定了坚实基础;9月25日23时,国内加工能力最大的渣油加氢装置———400万t/a渣油加氢装置顺利产出     

中型炼油厂碳排放评估与碳减排措施

针对某中型炼油厂，依照SH/T 5000—2011和SH/T 3110—2001核算其碳排放量，考察了不同生产工艺和不同碳捕集技术对碳减排的作用效果。结果表明:该炼油厂碳排放量列前3位的装置依次为煤制氢装置、催化裂化装置和延迟焦化装置，占比分别为21.37%，16.00%，11.96%；制氢装置的主要碳排放源为工艺排放CO2，约占装置总排放量的95.0%以上，采用膜法回收制氢解吸气中H2与CO2的耦合工艺，可实现直接碳排放减排量为152.86 kmol/h，回收CO2为5 380 t/a；通过减少以电力和蒸汽为主的公用工程消耗，可降低CO2的间接排放；新型悬浮床渣油加氢工艺装置较传统焦化装置具有显著降低碳排放的作用。     

CT6-4B硫磺回收催化剂的应用探讨

根据大连西太平洋石油化工有限公司8×104 t/a硫磺回收装置的生产运行现状及催化剂在装置上的应用情况,研究了催化剂的变化规律。通过进一步的装置标定和操作参数优化,并将研究成果应用于大连西太平洋石油化工有限公司8×104 t/a硫磺回收装置,使得该装置的操作稳定性大幅度提高,达到国内同类装置的最好水平,部分指标达到国际炼油行业公允的优秀标准。应用实践表明,CT6-4B系列硫磺回收催化剂的活性及Claus转化率较高,从硫磺回收及尾气处理的物料平衡来看,其总硫磺收率较高。     

神华煤炭直接液化项目氢气系统优化

阐述了神华煤炭直接液化项目的氢气需求和为提高氢气利用率采取的措施。该项目采用两套干煤处理能力为2 000 t/d的煤气化制氢装置提供煤炭液化和液化油品加氢等所需的氢气。煤炭液化装置采用膜分离系统将循环氢的H2纯度从86.64%提高到96.95%，在满足第二液化反应器采用内循环的要求外，补充氢量从28.934t/h降低到19.186t/h。采用变压吸附装置（PSA）回收煤炭液化、溶剂加氢稳定和加氢改质装置的富氢排放气中的氢气。建议对PSA尾气中的氢气进一步回收利用，提高项目的氢气利用率。     

精细管理,煤化工制胜之道

<正>通过精心管控、借鉴经验、创造条件,茂名石化煤制氢装置实现一次开车成功。1月23日,茂名石化煤制氢装置一次开车成功。该装置是该公司油品质量升级工程的配套工程,是炼油改扩建项目的重点建设装置。装置投产后对于公司优化资源、调整结构、降本增效有重要作用。煤制氢装置在茂名石化没有同类装置的操作经验可借鉴,车间60%的职工是近三年刚刚参加工作的"新兵",基层生产操作经验较少。那么,为什么装置