RS-2000催化剂在中国石化镇海炼化分公司柴油加氢装置的工业应用

为配合柴油产品质量整体升级的需要,中国石化镇海炼化分公司Ⅳ套柴油加氢装置采用中国石化石油化工科学研究院最新研发的RS-2000超深度加氢脱硫催化剂进行生产。装置满负荷(357t/h)标定结果表明,对焦化柴油比例为15.5%的混合原料(平均硫质量分数为0.974%～0.999%),在冷高压分离器压力5.3MPa、体积空速2.0h-1、反应器入口温度352～354℃、床层平均温度371～373℃、反应器入口气油体积比约为310的条件下,精制柴油产品的硫质量分数小于20gμ/g,各项性质达到国Ⅳ排放标准对柴油的质量要求。标定期间的平均脱硫率为99.7%,平均脱氮率为98.0%,说明RS-2000催化剂具有较高的脱硫、脱氮活性。同时,柴油产品的十六烷值和多环芳烃含量等性质也得到一定程度的改善。

绩效考核让管理落地有声——中国石化镇海炼化分公司以绩效考核促进管理提升

绩效考核指企业在既定的战略目标下，运用特定的标准和指标，对员工的工作行为及取得的工作业绩进行评估，并运用评估的结果对员工将来的工作行为和工作业绩产生正面引导的过程和方法。通过制订、完善科学的绩效考核体系，中国石化镇海炼化分公司激发企业各部门和员工的能动性，将任务“细”分档，“实”执行，让管理得以层层落实，持续提升企业竞争力。

“家激励”模型在国有企业人力资源管理实践中的运用——以中国石化镇海炼化分公司为案例

员工的激励问题一直是人力资源管理的核心问题。如今世界众多知名企业纷纷采用股权激励这一方式,然而此种方式并未能在中国大型国有企业实施。那么如何采用非股权激励来盘活国有企业人力资源是摆在当今国企人力资源管理者面前的一个问题。本文以中国石化镇海炼化分公司为例,剖析了该企业的人力资源管理机制,即"家激励"模型,并重点阐述了该模型在国企人力资源管理中的应用,以期对类似企业有所借鉴。

镇海炼化分公司硫磺回收生产实践

简要介绍了镇海炼化分公司目前运行的3套硫磺回收装置的工艺技术特点、运行工况、存在问题及技术进步情况。经过多年的发展,镇海炼化分公司硫磺回收能力从最初的14 kt/a逐步扩大到270 kt/a,并在低浓度酸性气回收处理、增压机停运、Claus单元与SCOT单元同步开工及含氨酸性气回收处理、脱硫剂提浓等方面积累了丰富经验。

FH-40 C及FH-FS催化剂在镇海炼化分公司燃料油加氢装置上的应用

介绍了中国石化抚顺石油化工研究院研发的级配装填FH-40 C/FH-FS催化剂在中国石化镇海炼化分公司燃料油加氢装置上的应用情况。结果表明:装置改造和催化剂的使用是成功的;以焦化汽油-直馏煤油混合油为原料,可生产出质量符合乙烯裂解原料的加氢汽油和质量满足GB 6537—2006 3#军用喷气燃料的航空煤油;采用适宜操作条件处理总硫质量分数为159×10-5的直馏煤油,可获得总硫质量分数为6.8×10-6的加氢航空煤油。

PS-Ⅵ重整催化剂在镇海炼化公司的工业应用

介绍了PS-Ⅵ催化剂在中国石化镇海炼化分公司800 kt/a连续催化重整装置上的首次工业应用。结果表明,在重整进料量为101.47 t/h、反应温度(WAIT)为528.1℃的标定工况下,使用PS-Ⅵ时,稳定汽油研究法辛烷值保持为102,而氢气及稳定汽油收率(经原料组分差异校正)分别为4.03%和90.94%,皆高于相应的设计值3.52%和90.20%。在5年多的工业应用中,PS-Ⅵ再生了576次,远远超过350次的保证值;在其使用末期(即运转1 918 d后),WAIT只比初期提高了4.8℃,稳定汽油收率比初期下降了1.287个百分点,而其比表面积为145 m2/g,粉尘生成量为1.0 kg/d左右,远低于催化剂技术协议指标(6.5 kg/d);在同等标定工况下,PS-Ⅵ对稳定汽油、氢气的选择性高于原使用催化剂R-134,且其稳定汽油、氢气收率较使用R-134时的分别高1.32,0.35个百分点,积炭速率比R-134的低26.3个百分点;PS-Ⅵ具有良好的活性、耐磨性能和强度、水热稳定性和比表面积稳定性和对稳定汽油及氢气的选择性。

镇海炼化PX装置脱烯烃改性催化剂工业应用试验

论述了100t ROC-Z1催化剂在镇海炼化重整装置上取代工业白土的工业试验过程。工业试验结果表明:相对于普通白土颗粒,催化剂ROC-Z1脱烯烃效果优异,使用寿命长,单操作周期内产品质量达标时长为普通白土的3.5倍,反应前后重整油组分中苯、甲苯、C8芳烃、C9芳烃以及非芳烃组分均无明显变化。ROC-Z1催化剂替代白土脱除PX生产原料中烯烃的新技术不但可以促进PX装置本身的清洁生产,而且将有力地减少白土的消耗,减轻对矿产资源的依赖,大幅度地减少废弃物的处置量。在催化剂脱除芳烃中烯烃的机理研究过程中,通过采用色谱-质谱联用的方法,分析了催化剂处理前后原料的变化,研究证实了ROC-Z1催化剂脱除芳烃中烯烃的反应为烷基化反应,遵循正碳离子机理。

镇海炼化4号柴油加氢装置流程模拟应用

镇海炼化4号柴油加氢装置设计处理能力为300×104t/a,进料由焦化汽柴油、催化柴油、直馏柴油组成,装置反应部分采用炉前混氢流程,设置热高分、热低分流程。热低分油、冷低分油混合后进入脱硫化氢汽提塔(T-2101)。装置分馏部分为双塔汽提流程。从2002年开工至今,运行情况总体良好。装置希望通过流程模拟,对目前运行参数和换热流程进行优化,改善装置运行工况。应用Aspen Plus软件,对装置分馏部分进行流程模拟,得到了与装置实际操作工况接近的理想模型,为装置优化操作、节能降耗及寻找生产瓶颈提供依据。本次模拟目标为初步应用,主要以模型为指导,研究增产石脑油时分馏塔顶回流比对汽油干点、柴油闪点温度的影响,以及提高T-2101塔汽提蒸汽量对塔顶硫化氢量的影响,实现了汽油产量增加2.37%和T-2101塔汽提蒸汽降低0.1t/h的目标。实施流程模拟优化后,装置全年共产生经济效益132.6万元,表明镇海炼化4号柴油加氢装置流程模拟优化取得成功。

FHUDS-2/FHUDS-5组合催化剂在镇海炼化300万t/a柴油加氢装置的应用

介绍了由抚顺石油化工研究院(FRIPP)开发的FHUDS-2/FHUDS-5柴油深度加氢组合催化剂在镇海炼化新建300万t/a柴油加氢装置上的工业应用情况。应用结果表明:FHUDS-2/FHUDS-5催化剂组合具有良好的加氢脱硫活性和稳定性,在高空速条件下加工直馏柴油和45%左右的催化柴油、减压柴油的混合油,可以长周期稳定生产符合沪Ⅳ硫含量排放标准要求的清洁柴油产品。同时,能够加工以直馏柴油为原料生产符合欧Ⅴ排放标准要求的清洁柴油产品。

镇海炼化80×10 4t／a汽柴油加氢装置能耗现状与对策

镇海炼化Ⅱ套加氢装置，系处理30×10 4t／a焦化汽油与50×10 4t／a直馏煤油的混合装置，加工能力达80×10 4t／a。近期，装置反应炉消耗燃料上升，催化剂活性下降，换热器换热效果变差，电耗增加，装置综合能耗已接近13kg标油／t。分析显示，装置综合能耗构成中，燃料气占50％，蒸汽占19％，电耗占23％。通过实施更换反应器上部催化剂，稳定催化剂活性，适当提高加工量以降低单耗，对换热器进行抽芯清洗堵漏，改变加氢反应的混氢点，停用反应加热炉，加强管理和优化操作等节能措施，装置能耗由2008年1～5月份的月均12．88kg标油／t，下降到9．434kg标油／t。但长远来看。装置仍存在能源的不合理利用因素，主要表现为：由于实际工况与设计有很大偏离，反应器后的换热器E201、E202／ABC换热面积不能满足换热要求，反应器出口温度升高，尚有部分热能浪费；汽提塔进料换热器E204／ABCD总换热面积为840m2，但在当前工况下，冷、热料温度均在165℃上下，二者温差很小，换热效果不理想。

镇海炼化100 kt/a硫磺回收装置标定考核及技术分析

介绍了采用ZHSR工艺技术的镇海炼化100kt/a硫磺回收装置工艺技术特点及连续运行48h的性能标定考核、工艺计算和技术分析情况。该装置满负荷运行工况良好,关键操作数据与设计数据基本一致,设备运行正常,硫磺产品质量达到GB/T2449—2006标准优等品指标,烟道气SO_2排放浓度与排放速率都远低于GB 16297—1996标准限值,排放烟气p(SO_2)小于500mg/m^3。

镇海炼化两套加氢装置脱硫系统工况分析与优化

镇海炼化Ⅳ,Ⅴ加氢装置脱硫系统因长期加工高硫原油,造成循环氢脱硫塔看窗引出法兰根部泄漏、底部液控阀内漏、富液管线泄漏、贫富液换热器内漏等一系列问题。通过对脱硫系统优化,富液管线升级(更换为304不锈钢材质),底部液控阀更换为多级减压型式,贫富液换热器管束升级为316L,胺液缓冲罐停工时清洗,投用活性炭过滤器及袋式过滤器,补充新鲜溶剂,增加缓冲罐排油线等措施,脱硫系统工况明显改善。通过调整,大幅减少了胺液系统携带的固体颗粒、碳粉及轻烃携带量,两个循环氢脱硫跨线关闭,脱后循环氢中硫化氢含量大幅下降,硫化氢含量分别为100mL/m3、500mL/m3,脱后低分气中硫化氢、脱后燃料气中硫化氢含量分别下降至5mL/m3、5mL/m3。此外,低分气脱硫塔、燃料气脱硫塔胺液循环量大幅下降。更换贫富液换热器后,换热效果良好,富液进再生塔温度提高,空冷后贫液温度下降10℃,溶剂再生塔运行稳定。

FF-24催化剂在镇海炼化蜡油加氢装置的工业应用

中国石化镇海炼化分公司为了提高180万t/a蜡油加氢装置运行效果(尤其是提高加氢脱氮率),于2012年换用抚顺石油化工研究院最新开发的蜡油加氢处理专用催化剂(FF-24)。要介绍了FF-24催化剂在中国石化镇海分公司180万t/a蜡油加氢装置的工业应用情况。工业应用结果表明:FF-24催化剂生产方案灵活,活性稳定性好,能满足生产优质低硫催化裂化原料及精制柴油的需要。

探讨镇海炼化MTBE催化剂活性的影响因素

对镇海炼化15万t/aMTBE装置的催化剂运行状况进行分析,从MTBE装置原料、运行工况等方面着手,探讨MTBE催化剂活性的影响因素并提出相应的措施,为进一步优化生产延长催化剂寿命指出方向。

公众互动打造镇海炼化“正”形象

企业社会形象是社会公众与企业接触和交往过程中所感受到的总体印象，是企业文化的外在表现。由于社会公众是企业产品和服务直接或简接的消费群体，因此，加强与社会公众的良性互动，在社会公众心目中树立负责任、讲信誉的良好形象，是企业在激烈的市场竞争中脱颖而出并得以持续发展的关键。

培育一支精神如火的员工队伍——记镇海炼化产业结构转型升级中的思想政治工作

一个面对困难奋发向上,永远追求卓越的企业,一定有一支精神如火的员工队伍。镇海炼化党委坚持＂炼油先炼人,炼人先炼带头人＂,始终把做好人的思想政治工作放在首位,激发员工昂扬的斗志和奋发向上的精神,积极应对挑战。面对全球金融危机的冲击,

镇海炼化外购燃料用石油焦探索

为在用煤指标受限的情况下,坚持效益优先,维持焦化装置优化运行,镇海炼化经营部门突破常规,通过效益测算和煤焦价格走势分析,适时锁定有竞争力的外部石油焦资源,合理安排物流方式,细化数、质量交接程序和结算办法,及时跟踪总结外购燃料焦掺烧适用情况,确保了物料及时进厂和电站的平稳运行以及炼油装置的整体优化运行,并取得较好的经济效益。

镇海炼化Ⅰ套常减压装置流程模拟优化应用

镇海炼化Ⅰ套常减压装置设计加工规模为8.0Mt/a,采用闪蒸、常压蒸馏和减压蒸馏工艺流程。以该装置为研究对象,以标定数据为基准,应用Aspen Plus流程模拟软件,建立了与装置实际工况相符合的稳态流程模拟模型。利用此模型,对常减压装置常压塔和减压塔进行了灵敏度分析,研究了加热炉出口温度与轻油收率和总拔出率之间的关系、常一线汽提吹汽量与常一线5%点馏出温度的关系。以模型为指导,对常减压装置进行优化调整:常一线汽提蒸汽量由1.5t/h提高到2.5t/h,常顶油收率提高0.46%;减压炉出口分支温度由400℃提高到403℃,降低了渣油530℃前馏分含量,减压渣油收率降低0.80%。以模型为指导,优化常减压装置操作后,提高了常顶油收率和减压深拔率,每年实现装置增效432.2万元,本次流程模拟项目优化取得成功。

镇海炼化烟机发电的探索与实践

介绍了中国石化镇海炼化分公司的300×104t/a催化裂化联合装置的三机组参数及运行情况,从机组效率、机组机械性能、机组的完全控制能力和工艺参数等方面分析了机组未发电的原因。机组改造后,优化了主风机出口到烟机入口线路压降、防喘振裕度、烟机出口背压等参数,实现了持续发电,最大发电功率达800kW,平均为500kW。

镇海炼化连续重整装置流程模拟与优化

中国石化镇海炼化Ⅳ套连续重整装置处理能力为120×104t/a,重整、催化剂再生部分采用美国UOP公司专利技术,其中预加氢分馏部分采用先汽提后分馏的两塔流程,重整油后分馏部分采用先脱丁烷的三塔流程:脱丁烷塔、脱己烷塔、脱戊烷塔,主要产品为高辛烷值重整汽油(芳烃)以及大量副产氢气。以该连续重整装置为研究对象,采用Aspen Plus流程模拟软件,建成了装置预分馏部分以及重整后分馏部分与实际工况相吻合的稳态流程模拟模型。利用此模型,对重整装置的汽提塔、石脑油分馏塔、稳定塔、脱己烷塔、脱戊烷塔进行综合分析。以节能降耗为目标,对稳定塔和脱己烷塔进行如下操作参数优化:脱丁烷塔顶压力由0.92MPa降至0.80MPa,脱己烷塔顶压力由0.03MPa降至0.01MPa。装置优化后,脱丁烷塔底蒸汽消耗减少2.2t/h,脱己烷塔底蒸汽消耗减少3.0t/h,合计装置节能2.55kg标油/t,全年可产生经济效益727万元。