高含硫天然气净化装置腐蚀特征与典型腐蚀案例分析

相关高含硫天然气净化装置的工程建设、设备制造、材料选型等标准规范较少,多采用或借鉴石油炼制行业标准。普光气田天然气净化厂自2009年投产至今,因高酸性气体腐蚀,以及酸性气体、制造缺欠、材料缺陷等多因素耦合腐蚀,引发装置设备或设施多次泄漏,成为制约工厂安全、高效、长周期运行的主要问题。通过统计分析历年异常事件、设备检维修台账、压力容器管道检测台账等,归纳了高含硫净化装置重点腐蚀区域、影响因素、腐蚀机理,得出湿硫化氢腐蚀、高温硫腐蚀、二氧化硫腐蚀、垢下腐蚀为主要腐蚀形式;从区域、类别、诱因等不同角度归纳了腐蚀分布规律,脱硫、硫磺回收系统腐蚀占比达80%以上;重点剖析了基于硫化氢、液硫、制造缺欠等因素的典型腐蚀案例,提出了高含硫天然气净化装置腐蚀防控措施,为同类酸性气田装置、设备腐蚀监检测和防控提供了借鉴。

连续重整装置混合二甲苯产量最大化策略分析与实践

介绍了某公司1.2 Mt/a连续重整装置的实际生产情况,探讨了影响混合二甲苯产品产量的原因,并提出对应优化措施。以混合二甲苯产量为优化目标时,分别在原料优化、反应过程和产品精馏3个环节探讨相关优化策略。优化措施:原料优化方面,按石脑油资源芳烃潜含量排序,将重整进料芳烃潜含量控制在45%左右;根据装置负荷能力和原料情况,重整进料初馏点从67℃提至74℃,反应进料中C_(8)组分油的质量分数提高了1.8百分点,混合二甲苯产量提高约2 t/h;反应过程方面,反应温度从524℃降至518℃,提高了芳烃的转化率;氯质量分数控制在0.5~0.7μg/g,确保催化剂酸性功能;产品精馏方面,以目标产品质量为目标,优化精馏部分灵敏板温度,优化混合二甲苯分离策略,避免二甲苯资源流入汽油,将C^(+)_(9)石脑油中对二甲苯含量控制至最低。调整结果:避免了混合二甲苯产品含量异常降低,同时混合二甲苯实现产量最大化。

半再生重整装置催化剂硅中毒现象及分析

某炼油企业的半再生重整装置因重整催化剂活性下降而停工,更换了第一反应器和第二反应器的催化剂。对旧催化剂进行分析后发现,第一反应器催化剂二氧化硅质量分数高达20.40%,因此判断重整催化剂发生了硅中毒。在硅中毒期间:第一反应器的温降由初期的73.70℃下降到末期的20.12℃,重整反应后移到第二反应器;循环氢的氢气纯度上升到90%,纯氢产率下降到2.17%;稳定汽油RON(研究法辛烷值)下降到83.7。重整催化剂硅中毒较为罕见,其表现与氮中毒相似,容易误判为催化剂氮中毒。对硅进行溯源,确认是原油携带。分析认为:重整预加氢捕硅剂无法完全捕获所有硅,导致部分硅穿透预加氢系统;硅对预加氢催化剂的影响小于对重整催化剂的影响;硅中毒会导致催化剂的氯流失,需要加大注氯量。

沥青质对蜡油加氢处理装置运行影响分析

某公司3.2 Mt/a蜡油加氢处理装置催化剂失活速率高达2.16℃/月。经分析发现,原料沥青质含量大幅上涨是导致该装置催化剂快速失活的主要原因。根据沥青质分子模型和催化剂失活原理,对比分析了原料中沥青质质量分数分别在200、500、2800μg/g工况以及氢分压分别在9.0、11.0 MPa下的催化剂失活速率,提出了延长装置运转周期的措施。根据催化剂失活原理,提出对氢分压在中压范围(小于10.5 MPa)的蜡油加氢处理装置,原料沥青质质量分数控制在小于500μg/g,装置运转周期可达到4 a。原料沥青质质量分数降低到300μg/g以下且匹配合适的催化剂级配方案,可达到催化剂表面积炭稳态平衡,实现装置超长周期运行。

S Zorb装置反应器接收器脱气线和再生器取热盘管改造

某公司对S Zorb装置首个运行周期内出现的反应器接收器脱气线泄漏、再生器取热盘管泄漏等运行问题开展了技术攻关,提出了工艺优化调整、工程技术改造建议。2019年大检修时对反应器脱气线进行扩径,由DN100扩径为DN150,控制气提量小于670 m^(3)/h,对再生系统取热蒸汽和再生风流控阀等进行了工程技术改造。第二运行周期未出现脱气线减薄泄漏和再生器取热盘管泄漏问题。2023年6月大检修时对上次大检修改造部位进行检查以验证工程改造的有效性,经全面检查,确认脱气线内部未发现冲刷痕迹,再生器取热盘管打压合格,外观正常,证明改造措施有效,可以满足“四年一修”目标要求。

中国企业涉外能源工程项目群地缘政治风险分析

地缘政治风险对涉外能源工程项目群影响较大,成本超支和进度延误现象频现。为解决此问题,首先,将能源工程项目风险因素划分为复杂性、压力源和非常规风险,指出了项目成本具备三峰分布特征。其次,构建了中国企业涉外能源工程项目群地缘政治风险分析框架,剖析地缘政治风险影响项目成本的演化机理,并考虑“不可抗力”条款,提出了基于参数模型、蒙特卡罗和混沌理论集成的涉外能源工程项目群风险储备测算模型。最后,通过案例验证本研究的有效性。研究发现涉外项目群总成本分布并不呈现无序状态,但具有长尾风险的显著特征,表明政治风险一旦发生,对企业整个项目群负面影响较大。敏感性分析显示影响较高的3大风险是工期风险、经营风险和地缘政治风险。经过合理索赔,发现有利于项目群的机会在增加,如接手一些原先由西方企业承揽的总承包或施工项目。

大型硫回收装置多功能CO变换加氢催化剂应用总结

普光气田是国内成功开发的首个高含硫气田,原料气(天然气)碳硫比高,再生酸性气CO_(2)含量高,会反应生成CO继而生成COS、CS_(2)等有机物,成为影响装置达标排放的关键因素之一。研究开发了具有CO变换功能的克劳斯尾气加氢催化剂,并成功应用于中国石化中原油田普光气田天然气净化厂200 kt/a硫回收装置。工业应用结果表明:加氢反应器过程气CO变换率超过90%,在线炉制氢天然气消耗量减少279 m^(3)/h,催化剂加氢转化率、有机硫水解率均超过99%,烟气SO_(2)排放浓度降至200 mg/m^(3)以下,CO排放浓度降低了90%,效益显著。

低温加氢催化剂CT6-13在硫磺尾气处理系统的应用

中国石油四川石化有限责任公司硫磺回收装置采用加氢还原吸收工艺及专用加氢催化剂进行尾气处理。将低温加氢催化剂CT6-13与常规加氢催化剂CT6-5B从物性、装填方法及预硫化、技术性能等方面进行了对比。深入对比分析CT6-5B和CT6-13在尾气加氢反应器的应用情况,发现采用CT6-13催化剂,节能降耗效果明显,尾气排放满足总硫不大于50μL/L、SO_(2)排放浓度不大于100 mg/m^(3)的设计要求。配套高效脱硫剂CT8-26及烟气洗涤技术,可实现开工过程尾气达标排放及日常运行过程尾气SO_(2)排放浓度不大于5 mg/m^(3)的超低排放。在节能降耗的同时解决了开停工及异常工况下的绿色生产及制约硫磺回收装置尾气焚烧炉长周期运行瓶颈问题。

硫磺回收装置尾气焚烧炉异常分析与对策

某硫磺回收装置尾气焚烧流程出现尾气加热器泄漏、频繁熄炉及尾气管线积硫等问题,造成尾气硫排放超标。深入分析问题发生的原因,制定了一系列针对性措施:对尾气加热器泄漏问题,切换尾气处理部分跨线流程,建立尾气加氢系统氮气循环,同时升级材质;对频繁熄炉问题,控制尾气提标净化单元氧化反应器顶部含硫废气杂质含量;对尾气管线积硫问题,采取开工烟气线加盲板、尾气焚烧炉跨线增设氮气密封或停用、氧化反应器顶部废气水洗后排放等措施。尾气焚烧炉异常得到解决,其SO2排放浓度满足工艺加热炉大气污染物特别排放限值(不高于50 mg/m^(3))的要求。硫磺回收装置尾气焚烧炉实现长周期运行。

高性能LC-02碳基吸附剂开发总结

中国石油化工股份有限公司齐鲁分公司开发了高性能LC-02碳基吸附剂,并对吸附剂进行了性能评价。以活性炭作为载体原料,采用挤出成型法制备了LC-02吸附剂,吸附剂制备工艺合理,重复性好。对LC-02吸附剂进行了详细的物化性能表征,LC-02吸附剂比表面积大于1000 m^(2)/g、孔体积大于0.7 mL/g,具有较多的碱性中心和丰富的表面官能团。考察了不同反应温度、反应空速、SO_(2)浓度对吸附剂性能的影响,在温度150℃、体积空速2500 h^(-1)、O_(2)的体积分数为3%、SO_(2)的体积分数为35~1000μL/L条件下,吸附剂穿透硫容可达22.0%以上,可以满足工业装置应用要求。考察了吸附剂再生性能,适宜的再生温度为350~380℃,吸附剂再生10次硫容保留率达90.2%,吸附剂易于再生并且具有良好的再生稳定性。

生产100号道路沥青影响因素分析及应对措施

某公司溶剂脱沥青装置利用重油浆和脱油沥青调合法生产道路沥青。在装置进料性质发生改变后,调合100号道路沥青时经常出现产品不合格的情况,严重影响了脱油沥青和重油浆的生产后路,不利于装置的安全平稳生产。基于生产现状,深入分析了影响100号道路沥青调合的因素,包括重油浆小于350℃含量、脱油沥青软化点、重油浆和脱油沥青调合比例等。研究得出快速生产100号道路沥青的方法:在保证脱油沥青性质、进罐量稳定的基础上,按照“宁重勿轻”的原则进行一次调合;结合一次调合的针入度结果,按比例加入重油浆进行二次调合。该方法有效提高了100号道路沥青的产量,为同类装置利用调合法生产100号道路沥青提供了借鉴。

炼化企业管道供氢加氢站加注流程优化

对炼化企业依托副产氢资源,建设管道供氢加氢站的技术和流程进行研究,提出了简化流程、节省投资、降低能耗等方面的设计优化措施。取消加氢站内储氢瓶组、顺控柜系统、加氢机预冷流程后,仍可满足加氢站进行氢能车辆加氢时车载瓶内温度不超85℃的安全要求,同时可满足加注效率和较好的用户体验要求。优化设计的35 MPa压力等级的3000 kg/12 h管道供氢加氢站,较常规典型流程的同样压力等级和功能的2000 kg/12 h管道供氢加氢站:单位加氢规模的站内主要设备投资降低50%以上;单位加氢规模的主要设备装机功率由1025 kW降至630 kW,降幅38.5%;单位加氢规模的主要能耗由6.15 kW·h/kg降至2.52 kW·h/kg,降幅50%以上。

锂离子电池负极材料技术现状和发展趋势

锂离子电池在动力电池、消费电子和储能领域应用广泛。负极材料是锂离子电池的重要组成部分,其性能决定了锂离子电池的储能容量、能量密度以及安全性、循环性、倍率性。文中简要概述了锂离子电池的组成和工作原理,归纳总结了负极材料的分类及特点,对石墨负极材料进行了详细介绍,包括其原材料的生产工艺和石墨化过程等,并研判了石墨负极材料的市场需求及技术发展趋势。

特大型硫磺储运系统粉尘防控技术应用总结

普光天然气净化厂设计硫磺产能2.4 Mt/a,是亚洲最大的硫磺生产基地。针对该厂特大型硫磺储运系统存在的皮带输送单元落地硫磺粉尘扩散、地下廊道硫磺粉尘超标、装车单元粉尘闪爆等安全隐患,围绕固体硫磺仓储、输送、装车环节开展粉尘风险防控难题攻关,研究皮带机集成清扫、地下廊道粉尘消减及粉尘闪爆综合治理技术,形成了特大型固体硫磺储运系统全流程粉尘防控关键技术,实现了安全清洁生产,提高了装置本质安全水平。

石油焦锂离子电池负极材料电化学性能研究

负极材料是决定锂离子电池性能的关键因素,人造石墨是重要的锂离子电池负极材料。石油焦的热膨胀系数低,空隙度低,灰分、硫、金属元素含量低,导电率高,易石墨化。此次研究选择3种普通石油焦,并通过石墨化制备人造石墨。对3种石油焦原样和石墨化样品进行分析表征,比较其各种性能,研究石油焦石墨化后的变化,并通过电化学分析验证石油焦石墨化后其性能是否达到商用锂电池负极材料水平。实验结果表明:在2750℃石墨化处理后,相较于原石油焦样品,3种石墨化样品结构重排,拥有更明显的规整层状结构;含碳量提升,其他例如氢、氧等杂元素和金属元素含量下降;均显现出较低的电极电位和稳定的充放电平台,首次库伦效率分别为85.00%、78.20%、82.96%。经过150次循环后,比容量分别保持在273.00、259.00、226.20 mAh/g,库伦效率接近100%,是锂离子电池负极材料的潜在前驱体。

沸腾床渣油加氢裂化装置结焦情况分析与操作优化

分析了沸腾床渣油加氢裂化装置易结焦堵塞的原因,介绍了某炼化公司沸腾床渣油加氢裂化装置易结焦区域和结焦典型症状,从原料、催化剂、反应和分馏工况等方面进行了优化。通过将原料渣油引入脱固油浆减缓结焦,动态调整渣油转化率控制装置结焦:加工中东高硫低氮原油所产渣油时,转化率可控制在75%以上;加工低硫中东原油所产渣油时,转化率控制在不大于70%;加工低硫高氮原油所产渣油时,转化率控制在不大于65%。每吨渣油原料置换新鲜催化剂0.90~0.95 kg,低控减压塔塔底液位(25%~30%),提高塔底物料返混流量以减少沥青质在塔底器壁生焦。优化操作后,常压塔底油总沉积物质量分数稳定小于0.2%,确保了装置在渣油高转化率下的长周期稳定运行。

高压储氢容器用高强度可焊接钢板Q690DR的研发

以ASME SA517 Gr.F为对标材料,设计高压储氢压力容器用可焊接高强度钢板Q690DR。通过优化化学成分、热处理工艺精准调控,可获得屈服强度不小于690 MPa,抗拉强度800~900 MPa,冲击性能良好的高强度可焊接Q690DR钢板。经系列抗氢性能评价试验,Q690DR具有良好的抗氢脆性能,较低的氢脆敏感性。对比10 MPa氢气与同压力的氮气环境下的慢拉伸试验结果,Q690DR的相对延伸率约为96.4%,相对断面收缩率约为97.0%,具有较低的氢脆敏感性。10 MPa氢气环境下Q690DR测得的断裂韧度K_(IH)约为305 MPa·m^(0.5)。整体看,工业试制的Q690DR钢板各项指标性能优良稳定,符合相关标准及用户技术条件,可以用于实际工程项目高压储氢容器的建造。

CO_(2)加氢制甲醇Cu/CeO_(2)催化剂实验研究

考察了第二金属Ni改性对CO_(2)加氢制甲醇Cu/CeO_(2)催化剂活性的影响,并通过XRD、BET、XPS、H_(2)-TPR等手段对改性前后催化剂结构进行了表征。结果表明:金属负载量为20%时,Cu/CeO_(2)的比表面积最大;Cu与Ni质量比为3∶1时,催化剂碱度最大,氧空位含量最高,Cu-Ni协同作用最强;该催化剂在反应温度240℃、反应压力3 MPa、液时空速2400 mL/(g·h)、H_(2)与CO_(2)体积比为3∶1时催化CO_(2)加氢制甲醇效果较优,CO_(2)转化率为18.5%,甲醇时空产率为40.43 g/(kg·h)。

低生焦催化裂化催化剂LIP-500的工业应用

为满足加工高钒中间基原料的催化裂化装置减少生焦的需求,开发了加工高钒中间基原料的催化裂化多产丙烯催化剂LIP-500,并于中国石油某石化公司2.5 Mt/a重油催化裂化装置上开展了工业应用。结果表明,与空白标定相比,采用LIP-500催化剂VRDS(加氢脱硫减压渣油)处理量可提高16.28%,达到300 t/h,总液体收率增加2.30百分点,生焦率降低1.90百分点,丙烯收率增加1.00百分点,稳定汽油烯烃体积分数降低2.60百分点,辛烷值基本相当。LIP-500催化剂表现出了优异的抗钒性能,在富氧再生装置平衡剂钒质量分数达7 000μg/g时,仍能维持较高的活性、良好的焦炭选择性。LIP-500催化剂适用于高环烷芳烃VRDS的加工,可提高渣油处理量,降低装置碳排放。

硫转移剂应用与改善催化裂化烟气蓝烟拖尾情况总结

中国石油天然气股份有限公司兰州石化分公司1.2 Mt/a重油催化裂化装置因原料性质变化导致再生烟气中SO_(x)含量上升,外排烟气蓝烟拖尾现象愈发严重。为改善烟羽外观、避免外排废水TDS(溶解性固体总量)超标并降低湿法脱硫塔操作负荷,开展了运用增强型RFS09硫转移剂并优化装置操作、消除外排烟气蓝烟拖尾的工业试验。结果表明:当原料硫质量分数为0.4%~0.7%、硫转移剂藏量占系统藏量的3.5%时,蓝烟拖尾现象得以控制,脱硫塔入口烟气SO_(2)的质量浓度稳定控制在500 mg/m^(3)以下、碱液消耗量降低48.5%、外排废水TDS由41400 mg/L降至6400 mg/L,废水COD(化学需氧量)减小,烟气中的硫大幅向气体产品中转移。增强型RFS09硫转移剂的应用对产物分布、产品性质和装置运行均无负面影响。该工业试验也进一步表明:增强型RFS09硫转移剂能很好地实现催化裂化再生烟气污染物源头减排,并减少二次污染。