我国煤油共炼工业化技术世界领先

<正>2015年9月15日,陕西延长石油集团自主开发的煤油共炼(Y-CCO)成套工业化技术通过了由中国石油和化学工业联合会组织的技术鉴定。鉴定专家认为,该技术总体达到世界领先水平。其开发和工业应用突破了煤化工行业煤炭清洁高效转化和石化行业重(劣)质油轻质化两个领域的技术难题,对减少石油资源依赖、保障国家能源安全具有重要意义。鉴定专家认为,延长石油集团以中低阶煤与重(劣)质     

煤／油共炼技术改质重油的前景

介绍了近年发展起来的石油化工和煤化工领域的新技术－煤／油共炼，探讨了煤／油共炼技术改质重油的机理及国内外研究和开发情况，一系列研究和试验结果表明，煤／油共炼技术是改质重油的一种有效途径。     

FCC油浆与煤共炼试验研究

通过在150 kg/d悬浮床加氢试验评价装置上开展某炼油厂FCC油浆与西湾煤共炼试验,研究FCC油浆与西湾煤共炼时的匹配性,剖析油煤浆成浆性和油煤共炼的试验结果,为煤直接液化新途径的开发提供基础数据.试验结果表明,该炼油厂FCC油浆与西湾煤共炼时,油煤浆浓度高达45％时,依然具有稳定的成浆性,油煤浆中加入0.55％活性炭添加剂、1.80％赤泥催化剂(以原料量为基准),在反应空速为0.5 h-1、反应温度468℃、氢油比3000 L/kg的反应条件下,整体液体收率为72.93％,煤转化率为88.8％.与传统煤直接液化相比,FCC油浆与西湾煤共炼具有耗氢量低、液体收率高、煤转化率高的优势.     

国内首套VCC中试装置在延长石油集团试验成功

正我国首套悬浮床加氢裂化(VCC)中试评价装置——延长石油集团悬浮床加氢裂化中试评价装置于2014年8月初获得油煤浆进料试验重大突破,进料油煤浆中煤粉浓度达到45%,反应温度468℃,转化率、液体收率均超过预期值,实现了重油轻质化和煤油共炼的重大技术突破。本次试验为延长石油集团2014年10月即将投产的煤油共炼示范项目提供了重要的技术支持,也将对国内和国际能源格局的优化提供重要的技术支撑。延长石油集团VCC中试评价装置建设于陕西省兴平     

中国石化石油化工科学研究院两项煤基液体加氢提质技术通过技术鉴定

<正>2019年1月15日,由中国石化石油化工科学研究院(简称石科院)牵头的"煤基浆态床低温费-托合成产物加氢提质CFHL技术的开发与应用"和"煤直接液化油加氢提质RCHU技术的开发与应用"两个项目分别通过中国石油和化学工业联合会组织的技术鉴定。鉴定委员会由曹湘洪院士以及来自国内石油化工和煤化工领域的专家组成。经过评审,参会专家一致认为该两项技术具有创新性和自主知识产权,达到国际先进水平,其中"煤直接液化油加氢提质RCHU技术的开发与应用"属     

炼化企业在“双碳”背景下的技术探讨

在我国正式提出“碳达峰、碳中和”宏伟目标的背景下，结合炼化企业的发展现状，针对原油炼化前、中、后端的潜在问题，介绍了炼化企业可以着力发展的方向和应用的技术，包括生物质油与化石原油共炼技术、低温热利用技术以及碳捕集技术，并对其应用前景进行了分析。指出炼化企业既需要保持稳定、可持续发展的战略定力，保障国家能源安全，也需要着眼于行业未来发展的潜力，引领创新，完成关键技术攻关和关键材料产业化布局。     

我国石油化工行业发展面临的机遇、挑战及其技术进步战略

阐述了世界能源化工行业的基本状况及发展趋势,分析了我国石油化工行业发展所面临的新机遇与新挑战。指出我国石油化工行业应通过技术创新,不断提升劣质油加工水平,提高油品质量;发展高端化工业务,提升竞争能力;发挥技术与产业优势,积极发展煤化工,推进资源多元化;发挥一体化优势,统筹多种资源的有效利用。     

我国煤制油技术发展现状与产业发展方向

介绍了煤直接液化和间接液化2种煤制油技术的发展现状及其代表性工艺路线,总结了煤制油技术在我国的产业化发展情况及重点项目运行情况,分析了当前煤制油技术的经济性,并对未来我国煤制油产业发展方向提出了若干建议:(1)做好项目升级示范与运行,积极应对国际油价下跌冲击;(2)做好煤制油产品结构调整,加快油品质量升级;(3)有效控制煤制油产能过快增长,推动煤制油行业有序发展;(4)加大先进煤制油技术开发应用,提升核心竞争力;(5)理性认识煤制油行业面临的问题,支持煤制油企业快速发展。     

第二代LTAG技术开发

为进一步提高汽油辛烷值并降低氢耗,通过色 质联用技术与实沸点切割分析相结合的方法研究催化裂化轻循环油(LCO)轻、重馏分切割方案,并进一步考察LCO不同馏分的加氢和裂化性能;开发了LCO轻、重馏分切割后LCO轻馏分直接催化裂化回炼而LCO重馏分定向加氢后再回炼的第二代LTAG技术(LTAG-Ⅱ)。工业应用结果表明：第二代LTAG技术LCO轻馏分与加氢后的LCO重馏分催化裂化回炼的表观转化率达到74.12%,汽油+液化气表观选择性达到88.00%;与LCO全馏分加氢回炼的第一代LTAG技术相比,汽油研究法辛烷值(RON)、马达法辛烷值(MON)分别提高0.6、0.7个单位,且LCO加氢的氢耗降低22.70%,经济效益显著。     

现代煤化工与绿电和绿氢耦合发展现状及展望

现代煤化工与绿电和绿氢耦合发展可以促进煤化工行业源头大幅度减少碳排放,同时也能为绿电绿氢提供大的应用场景,是中国如期实行双碳目标的重要路径。目前,现代煤化工与绿电和绿氢耦合发展还处于研发和产业化示范阶段,为促进相关产业示范,尽快形成产业优势和经济优势,介绍了现代煤化工、绿电绿氢产业发展现状,分析了二者耦合发展的必要性、发展潜力及存在的问题,并就如何耦合发展提出合理的建议。     

煤与劣质油制备的油煤浆的流变性及溶胀特性

探讨了煤油共炼过程中煤与不同劣质油配制油煤浆的适应性；考察了不同溶胀时间下煤的溶胀度、表观黏度的变化，探讨管道运输温度条件下溶胀对油煤浆流变性的影响。结果表明：以馏出温度高于310 ℃重油为溶剂与白石湖煤制得油煤浆，浆体表现出剪切稀化行为；以减压渣油和高温煤焦油为溶剂制得油煤浆，浆体出现非连续性剪切增稠现象；具有剪切增稠趋势的体系不适用于作为煤油共炼油煤浆制备的溶剂。以馏出温度高于310 ℃重油为溶剂的油煤浆在工况温度（80 ℃）条件下出现溶胀行为，且溶胀后表观黏度增大；在较高温度（不低于90 ℃）条件下溶胀行为对油煤浆的流变性影响不大。     

煤与劣质油制备的油煤浆的流变性及溶胀特性

探讨了煤油共炼过程中煤与不同劣质油配制油煤浆的适应性;考察了不同溶胀时间下煤的溶胀度、表观黏度的变化,探讨管道运输温度条件下溶胀对油煤浆流变性的影响。结果表明：以馏出温度高于310 ℃重油为溶剂与白石湖煤制得油煤浆,浆体表现出剪切稀化行为;以减压渣油和高温煤焦油为溶剂制得油煤浆,浆体出现非连续性剪切增稠现象;具有剪切增稠趋势的体系不适用于作为煤油共炼油煤浆制备的溶剂。以馏出温度高于310 ℃重油为溶剂的油煤浆在工况温度（80 ℃）条件下出现溶胀行为,且溶胀后表观黏度增大;在较高温度（不低于90 ℃）条件下溶胀行为对油煤浆的流变性影响不大。     

世界能源趋势预测及能源技术革命特征分析

为了做好中国2050年能源技术发展战略研究,基于对世界能源趋势预测的结果,分析了世界能源体系演替规律,结果表明:①2035,2050年世界一次能源消费量将达到186.24×10~8吨油当量和209.52×10~8吨油当量;②天然气可能在2038年前后取代石油成为世界主导性能源;③2050年石油、天然气、煤炭在全球一次能源结构中的占比分别为25.16%、27.53%和24%,核能可能升至8.51%;④油气作为世界主导性能源的战略地位还将保持相当长的一段时间。历史上主导性能源更替时期与世界新能源技术革命、科技革命、工业革命基本同期。据此推断,世界新能源技术革命可能出现在2038年前后的核能领域,其将决定下一个世纪的世界能源制高点,并带动新一轮世界科技和工业革命;新世界科技革命将带来传统主导性能源一系列重大技术创新,故分析认为2035-2050年将是中国油气工业从"跟随"到"引领"的重大历史机遇期。据此提出中国能源战略发展建议:①在核能技术领域,做好未来多期技术换代的产业布局及产能接替的优化设计;②在油气技术领域,稳油兴气、陆海并举;③在煤炭技术领域,控量提质,坚持走高效洁煤绿色发展之路;④在可再生能源领域,充分利用不同地区的资源结构特征,走差异化务实发展之路。     

基于预加氢的煤焦油重质馏分油供氢性能研究

对煤焦油重质馏分油进行预加氢处理,利用红外光谱、核磁共振和元素分析等方法,从分子结构角度深入探讨煤焦油重质馏分油的理化性质和供氢性能的变化规律。结果表明,通过预加氢处理,煤焦油重质馏分油的芳碳率（fa）由加氢前的0.89下降到加氢后的0.80,芳环取代度（σ）由加氢前的0.12提高到0.20,供氢指数（PDQI）由3.21 mg/g提高到4.02 mg/g;预处理后的煤焦油重质馏分油在煤油共炼中的氢耗由4.03%下降到3.74%,转化率和油产率均得到提高,产物油中的沥青质含量明显下降,油品质量有明显改善。     

炼油结构转型下沸腾床加氢技术

STRONG技术是中国石油化工股份有限公司自主开发的沸腾床加氢技术,其创造性提出了气-液-固自分离的三相分离器替代高温高压沸腾泵,实现了气-液-固高效分离和自持流化;创制的适宜不同反应分区的球形催化剂,具有良好流化性能和较高的杂质脱除率,实现了劣质渣油的高效提质和产物分布的灵活调变,而且适应不同原料加工场景（如渣油、煤焦油等）和目标产物（如清洁油品、化工原料、低硫船用燃料油和低硫石油焦等）。目前已建成50 kt/a示范装置和500 kt/a工业装置,并完成百万吨规模的工艺包编制工作。为应对炼油结构转型,在STRONG沸腾床加氢技术基础上,开发出沸腾床-固定床复合床（SiRUT）技术,该新技术具有原料适应性强、装置运行周期长和加氢重油性质显著提升等优点,在现有及未来炼油企业提质增效方面具有竞争优势。     

提高稠油采收率技术研究现状及发展趋势

热采是目前开采稠油的常规方法,但是其采收率较低。为提高稠油采收率,近年来发展了新的稠油开采技术。主要包括:稠油热/化学驱,蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)及配套技术,超稠油HDCS强化采油技术,稠油化学驱等技术。文中详细阐述了这几种采油技术的国内外发展现状及其作用机理和特点。     

我国发展生物柴油产业的挑战与对策

从长远来看，矿物燃料（煤、石油、天然气）终将枯竭，而利用取之不尽、用之不竭的可再生资源生产能源必将兴起。生物柴油就是一种由可再生资源生产的优质清洁燃料，发展生物柴油不仅可以保护环境，减少温室气体排放量，而且可以缓解我国石油进口的压力，推动新农村建设。但由于植物油脂价格飙升，生物柴油产业发展也面临仅生产生物柴油燃料在经济上难以立足的挑战。对发展我国生物柴油的原料资源、生产技术以及生物柴油化工技术开发的现状与未来发展动态进行了分析，提出了促进我国生物柴油产业健康发展的对策：①如果以进口棕榈油等量大植物油为原料，则应采用连续化、大型化生产技术，并配套开发相应的生物柴油化工技术，形成生物柴油化工炼油厂；②如果采用廉价、量小的垃圾油等为原料，则应采用小型、多样化（固定或可移动）并与周边设施（如水、电、蒸气、污水排放等）相适应的技术。     

化工型炼油厂反应基础与核心技术开发

近年来,化工转型及相关核心技术的开发已成为炼油化工行业关注的热点。中国石化石油化工科学研究院基于对石油中烃类结构和反应特性的认识,开发了促进目标反应物定向转化的催化材料制备以及反应环境优化调控的工艺,形成了化工型炼油厂核心技术。其中,重油定向加氢处理 选择性催化裂解集成技术可将重质原料转化为低碳烯烃;增产航煤和优质化工原料的蜡油加氢裂化技术将蜡油馏分转化为航煤的同时还能灵活增产芳烃和烯烃原料。这些技术从组分炼油的角度实现了石油分子的高效利用,为化工转型发展提供了技术支撑。