炼油技术与工程杂志部级期刊

摘要：连续重整装置低温气相脱氯罐原料气中含有300μg/g的水,导致气相脱氯剂JX-5B板结,脱氯罐压力降上升,被迫局部停工换剂,单罐运行寿命只有3.5个月。通过分析脱氯罐内不同部位垢样的元素组成,得出原料气中水与JX-5B气相脱氯剂中活性组分氧化钙,在HCl的环境下,反应生成固体粉末堵塞脱氯罐上部床层,此为压力降上升的主要原因。中国石油天然气股份有限公司克拉玛依石化有限责任公司与脱氯剂生产厂家共同开发的新型复合脱氯剂级配,优化脱氯罐运行方式,解决了压力降问题,且将单罐运行寿命提高到6个月,双罐运行寿命延长至14个月,达到国内一流水平。

摘要：在简要介绍烃类蒸汽转化制氢装置工艺流程的基础上,对制氢装置工艺凝结水产生的原因及回收利用的必要性、工艺凝结水中杂质组成及产生的原因、工艺凝结水回用用途及回用条件等进行了分析。重点分析了4种不同工艺凝结水回收利用的方法:双蒸汽系统、蒸汽汽提、净化处理和全厂水网络集成,比较了各种方法的优劣和使用条件,为制氢装置工艺凝结水回收利用方法的选择提供依据。对采用双蒸汽系统回用工艺凝结水的方案进行了经济性分析。

摘要：以镇海纯催化裂化柴油和催化裂化柴油混兑焦化柴油、加氢处理柴油、渣油加氢柴油以及直馏柴油为原料进行加氢改质试验,考察了不同种类混合劣质柴油对加氢改质产物分布及产品质量的影响。结果表明:在催化裂化柴油中混兑焦化柴油、加氢处理柴油、渣油加氢柴油以及直馏柴油进行加氢改质,可以有效降低精制段所需温度和装置氢耗,优化产物分布以及提高产品质量。在催化裂化柴油中混兑直馏柴油进行加氢改质,得到的重石脑油产品收率为34.8%,芳烃潜含量为65.88%,改质柴油产品收率为56.9%,柴油十六烷指数达到55以上。在实际生产中催化裂化柴油混兑直馏柴油进行加氢改质可有效提高装置经济效益。

摘要：针对渣油加氢装置反应器分配盘充水试验造成反应器底部及相连管道大量存水的问题,提出了3种清除存水的可行方案。通过对比,优选反吹扫干燥法解决方案。该方案利用装置非净化压缩空气,采用反吹扫干燥方式清除塔底及塔底管线中的积水,可达到"符合规程、时间最短、损耗最少"的基本原则,并经过实践检验,效果较好。通过延伸核算研究表明,该方案适用于不同温度及露点的作业地域,在控制非净化压缩空气流速大于13 m/s情况下,随着温度及露点的降低,所需临时管线口径会越小,可选管线半径在25~75 mm范围。针对某个既定地域,当反吹扫干燥温度、露点及管线半径确定情况下,反过来可验证供给条件是否满足要求。

摘要：针对渣油加氢反应的特性,提出了将渣油中的金属划分为易脱、难脱两个集总,并假设易脱的金属组分直接脱除,难脱的金属组分经过反应变为易脱的金属组分后进行脱除。在反应温度为370~410℃、压力为15.0 MPa、氢油体积比600~800、液时空速0.2~2.2 h^-1的条件下,在1 000 mL固定床装置上进行了动力学试验并确定动力学参数,拟合得出的反应动力学方程相关系数的平方R^2>0.9,可信度F检验中F统计》10×FT(α=0.01),由此可以得出,模型无论从局部还是从整体上来看都是高度显著和可信的。用两集总一级反应动力学来描述渣油加氢脱金属反应过程是可靠的,脱镍率、脱钒率的模型计算值与实验值的平均相对误差分别为2.65%,2.61%;同时将金属脱除率与脱硫率、密度、黏度、康氏残炭、沥青质转化率进行了关联,结果表明具有良好的相关性。

摘要：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。

摘要：截至3月15日,中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司(镇海炼化)算山首站2019年输送量累计109万吨。自2013年投入使用六年以来,算山首站输送汽油、柴油突破2000万吨,为镇海炼化疏通出厂后路、保障周边市场供应提供巨大动力,为带动管线途经地区经济发展和百姓生活带来便利。2013年4月,甬绍金衢成品油管道投入运行。2018年3月2日,随着浙江省最长成品油大动脉甬台温成品油管道投入运行,算山首站成为甬绍金衢和甬台温成品油管道共用首站,正式向两条大动脉输油。2018年共输送油品507万吨,年输送量再创新高。

摘要：新年伊始,国家科技奖励大会在京隆重举行,中国石化稀乙烯增值转化高效催化剂及成套技术项目荣获2018年度国家科技进步二等奖。上海石油化工研究院与洛阳工程有限公司、石油化工科学研究院、青岛炼油化工有限公司等单位协力攻关,为中国石化打造又一张亮丽名片。我国稀乙烯有效成分浓度低、组成复杂,通过精制分离回收乙烯流程长且能耗高、投资巨大。考虑到杂质、浓度及工艺流程等原因,上海石油化工研究院杨为民教授领导的科研团队转换思路,使稀乙烯资源不经精制回收,直接通过催化转化生成乙苯等化学品,顺利实现分离和反应耦合,不仅大幅降低能耗,而且充分利用了乙烯资源。

摘要：九年新增动用薄储层超稠油储量1.88亿吨,连续4年稳产原油百万吨以上,中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司(胜利油田)利用新技术在春风油田浅薄层超稠油开发中实现突破,并荣获中国石化科技进步奖特等奖。新疆准噶尔盆地的春风油田,是胜利油田发现的第77个油田,是典型的低品位稠油。科研人员从稠油致稠的机理入手,研究形成适合西部稠油的化学降黏剂,通过集成创新形成热、剂协同驱替浅层稠油的热化学采油技术,实现储层热损失率降低53.3个百分点,单井有效生产时间从28天延长至272天,单井动用储量提高6.9倍,单井产能提高17.1倍。油田还研发水平井热力开采裸眼筛管防砂完井工艺,研制出空心地锚、热力补偿器、打捞式免钻塞、热力采油套管头等专用工具,形成7项企业技术标准。

摘要：3月25日,由国际能源论坛(IEF)和中国石化联合主办的《2019中国能源化工产业发展报告》会在沙特利雅得成功举行,这是中国企业首次在海外覆盖能源化工全产业链的发展研究报告。中国石化经济技术研究院有关专家分别就中国能源行业40年发展轨迹及未来趋势、国际石油市场走向、能源结构转型等议题作了分享,全面展示了中国石化的行业洞见。

摘要：经过一年半的运行,集团公司首套采用低温等离子体废气治理技术的中原石化乙烯污水池废气治理效果明显,共计处理废气300多万立方米,对于绿色发展和绿色企业创建具有较强的示范推广意义。乙烯装置污水池在使用过程中,会逸散出少量挥发性有机物气体,为了实现清洁生产、达到环保要求,中原石化新建了处理能力为标准状态每小时700立方米的废气治理装置。这套装置采用青岛安全工程研究院研发的高效防爆型低温等离子体废气治理技术。2017年10月,该装置顺利完成标定和环保验收监测,进入试运行阶段,保持了安全稳定长周期运行。

摘要：2018年3月中国石油化工股份有限公司武汉分公司12 kt/a制氢装置出现蒸汽发生器BE101出口转化气温度快速下降、汽包上水量和产汽量差值逐渐变大的现象,判断为BE101内漏。通过降低BE101和转化系统压力降、配入3.5 MPa蒸汽、降低处理量,控制水碳比不小于3.5,BE101出口转化气温度不小于285℃、对流Ⅱ段出口蒸汽温度不大于405℃以维持生产。3月26日BE101出口转化气温度降至281℃,装置停工。根据管束内窥镜检查情况和垢样分析,得出因转化催化剂粉末聚集于BE101管束内,导致管束结垢日趋严重,进而引起垢下腐蚀,造成管束减薄穿孔。提出蒸汽发生器运行期间监控重点及检修建议,以及出现内漏后工艺应对关注点。

摘要：介绍了中国石油化工股份有限公司天津分公司炼油部1.0 Mt/a连续重整装置催化剂再生单元再生器约翰逊内网破损的现象和处理经过。分析认为,热应力和金属疲劳是造成约翰逊内网断裂和破损的直接原因,而较高的烧炭温度造成贴壁催化剂局部"超温"是导致内网表面出现微熔缺陷的主要原因。结合装置的现状提出了适当降低再生烧炭气氧含量,使再生器烧炭区峰值温度由第4点逐渐移至第5点,增大再生器的烧炭区域;控制重整反应氢油摩尔比不低于2.5,同时适当降低第四反应器操作温度;控制重整进料干点不大于170℃等预防措施。有效减少催化剂积炭,从而降低再生器烧炭区峰值温度。

摘要：中国石油化工股份有限公司金陵分公司加氢裂化装置采用单段串联部分循环加氢工艺,以直馏蜡油为原料,最大量生产优质中间馏分油。装置上一周期采用FF-26精制剂,级配FC-16B/FC-14组合裂化剂,装置运行31个月后,裂化剂再生。2017年6月,首次应用FF-66精制剂,并级配再生后的裂化剂。通过对装置两周期标定数据的分析,发现本周期R1001精制油、汽提塔底油、石脑油和尾油硫含量均高于上周期,而氮含量低于上周期,说明FF-66加氢脱硫活性稍低于FF-26,加氢脱氮能力比FF-26稍强;本周期干气收率与上周期相同,液体收率稍低于上周期,主要原因是本周期原料较轻,为了提高产品液体收率,降低反应裂解深度,从而导致轻、重石脑油和喷气燃料收率均低于上周期;柴油和尾油收率高于上周期,说明轻油在低裂解温度下,再生剂的中间馏分油选择性严重偏离催化剂最初设计;变压器油倾点和凝点高于上周期,说明再生剂的异构化性能严重降低。

摘要：以中海沥青股份有限公司生产的加氢改质石脑油为原料,评价了两种加氢催化剂的脱芳烃(脱芳)性能,并考察反应温度、反应压力以及氢油体积比对石脑油加氢脱苯反应的影响。结果表明,加氢脱芳催化剂A,B均为Ni金属催化剂,且催化剂B的Ni金属含量、孔容、比表面积、最可几孔径均大于催化剂A;以加氢改质石脑油为原料,A,B为加氢催化剂,随着加氢反应温度、反应压力以及氢油体积比的增大, 90℃以下馏分苯含量逐渐降低,90~120℃及120℃以上馏分段芳烃含量逐渐降低;以B为催化剂,在反应压力5.0 MPa,空速0.5 h^-1,氢油比400∶1,反应温度150℃条件下,可生产出苯质量分数低于0.005%的石油醚产品,以A为催化剂在相同工艺条件下难以生产出合格的石油醚产品。