CN102465016A

CN102465016A - 一种联合加氢工艺方法

Info

Publication number: CN102465016A
Application number: CN2010105391639A
Authority: CN
Inventors: 徐大海; 李扬; 刘继华; 丁贺; 牛世坤
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Fushun Research Institute of Petroleum and Petrochemicals
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Fushun Research Institute of Petroleum and Petrochemicals
Priority date: 2010-11-05
Filing date: 2010-11-05
Publication date: 2012-05-23
Anticipated expiration: 2030-11-05
Also published as: CN102465016B

Abstract

本发明涉及一种联合加氢工艺方法。该方法包括：重整预加氢原料油与氢气充分混合后经加热炉，进入加氢反应器进行脱硫、脱氮反应；油气在分离器分离后，精制油满足重整原料的质量要求；富氢气体直接与航煤加氢原料油混合，经加热炉进入反应器进行加氢反应，产品满足3#喷气燃料的质量指标要求。本发明方法可以同时满足两套加氢装置生产出合格产品的要求，且工艺流程较简单，无需循环氢压缩机和新氢压缩机，具有投资和操作费用低，产品性质好，操作稳定等优点。

Description

一种联合加氢工艺方法

技术领域

本发明涉及一种联合加氢工艺方法，特别是一种重整预加氢和航煤加氢装置联合的工艺方法。

背景技术

重整预加氢装置和航煤加氢装置使炼油企业中常见的加氢装置。重整预加氢装置主要是为重整装置提供合格的进料，而航煤加氢装置主要是生产合格的3#喷气燃料供应航空公司。由于两套装置的用途区别较大，因此目前炼油企业通常将两套装置分开建设。但重整预加氢装置和航煤加氢装置无论在工艺流程上，还是操作条件都十分类似，使用的催化剂也是基本相同的，如果将这两套加氢装置组成联合加氢装置，在装置投资和操作费用上都会有较大幅度的降低，且不影响各自的产品质量。

随着国际原油价格的不断攀升，以及对燃料油质量要求的不断提高，造成炼油企业成本越来越高，企业面临严重的生存压力。因此，如何降低炼油成本是目前广泛关注的问题。而降低成本主要可以从原料采购和装置投资和操作费用两部分来考虑。所以，降低装置投资和操作费时降低炼油成本的较好方法。

现有联合加氢技术中主要采用高压装置和中、低压加氢装置联合的生产方法。例如中国石化天津石化分公司新建千万吨炼油项目采用柴油加氢与航煤加氢联合的方式，主要目的是航煤加氢装置可以利用柴油加氢装置多余的热源，以达到节能的目的。国内其他新建炼油项目如福建联合石化、青岛大炼油项目也均设计了联合加氢装置，从生产情况来看取得了较好的效果。但目前这些方法由于是压力等级不同的加氢装置，所以联合装置的投资和操作费用并没有明显降低。

CN100448956C公开了一种联合加氢工艺方法。该方法利用新氢对劣质航煤馏分进行深度加氢精制，流出物中的富氢气体作为柴油加氢裂化的补充氢气；利用加氢裂化方法来处理劣质柴油，流出物中的劣质柴油循环使用。采用该发明方法加氢精制装置可以得到高质量航煤产品和加氢裂化装置可以得到清洁柴油馏分，并可以副产部分优质航煤和高芳潜的石脑油。由于工艺流程为低压到到高压，一些必要的设备并没有减少，如增压机等。所以，降低的投资成本和操作成本幅度有限。

CN101412924A公开了一种联合加氢工艺方法，特别是蜡油加氢处理、柴油加氢改质、柴油加氢精制的联合加氢工艺方法。该工艺方法以蜡油和劣质柴油为原料，分为三个反应区，虽然可以生产出优质产品，但工艺流程较为复杂。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明提供了一种联合加氢工艺方法，本发明方法工艺流程较简单，无需循环氢压缩机和新氢压缩机，具有投资和操作费用低，产品性质好，操作稳定等优点。

本发明联合加氢工艺方法包括如下内容：

(1)重整预加氢原料油与氢气充分混合后经加热炉，进入加氢反应器进行反应；

(2)步骤(1)的反应流出物进入分离器进行气液分离，富氢气体直接与航煤加氢原料油混合，经加热炉进入反应器进行加氢反应；

(3)步骤(2)的反应流出物进行气液分离，液体产物经过气提得到合格产品，剩余氢气可以直接作为其他加氢装置的补充氢使用，或返回氢气管网。

本发明联合加氢工艺方法中，两套加氢装置的工艺条件相近，如体积空速均在4.0h^-1左右，操作压力可以很好匹配，氢油体积比也很接近，因此，组成联合加氢装置非常适合，且均无需循环氢压缩机和新氢压缩机，可以大幅度降低投资成本。

本发明联合加氢工艺方法中，工艺流程采用本领域现有技术形式，如单段加氢工艺(一个加氢处理反应器)、单段串联加氢工艺(两个加氢处理反应器串联)等。加氢处理操作条件和催化剂也与现有技术相近。如重整预加氢操作条件为：氢分压1.0MPa～6.0MPa，最好为1.5MPa～4.0MPa；反应温度为220℃～360℃，最好为260℃～330℃；体积空速为1.0h^-1～12.0h^-1，最好为2.0h^-1～8.0h^-1；氢油体积比为5～500，最好在30～200；航煤加氢操作条件为：氢分压1.0MPa～6.0MPa，最好为1.0MPa～3.5MPa；反应温度为220℃～360℃，最好为240℃～330℃；体积空速为1.0h^-1～12.0h^-1，最好为2.0h^-1～8.0h^-1；氢油体积比为5～500，最好在30～200。本发明加氢处理方法中，可以将两套加氢装置有机的结合起来，以达到最佳的效果。

本发明联合加氢工艺方法中，使用的加氢处理催化剂可以是商品加氢处理催化剂，如抚顺石油化工研究院研制生产的FH系列加氢处理催化剂，也可以按本领域方法制备。对两套联合加氢装置来说，使用现有常规加氢精制催化剂可以分别满足各自生产要求，产品质量完全可以满足要求。选用加氢精制催化剂：如催化剂为W-Mo-Ni系加氢催化剂，催化剂的组成包括：氧化钨+氧化钼不小于25wt％，氧化镍不小于2wt％，以氧化物计活性金属总含量为不小于27wt％；或Mo-Co系加氢催化剂，催化剂的组成包括：氧化钼不小于15wt％，氧化钴不小于5wt％，以氧化物计活性金属总含量为不小于20wt％。两套装置可以选择相同的加氢精制催化剂，也可以选择不同的加氢精制催化剂。

本发明方法与常规加氢精制工艺流程相比较，工艺流程较为简单，可以省略新氢压缩机和循环氢压缩机，氢气利用率较高。因此，无论投资费用，还是加工成本都比较低。石脑油馏分和煤油馏分加氢处理通常氢油体积比较低，氢耗也较低，完全可以取消循环氢压缩机。而循环氢压缩机的投资成本占整个装置投资成本的比例较大，所以本方法可以明显降低装置投资成本。通过优化工艺流程，本发明方法可以在投资和操作费用较低的条件下，获得与现有加工工艺相当的技术效果。

附图说明

图1是本发明联合加氢方法一种具体的工艺流程示意图。

其中：1-重整预加氢原料油，2-管网新氢，3-加热炉，4-重整预加氢反应器，5-气液分离器，6-气提塔，7-精制油，8-富氢气体，9-航煤加氢原料油，10-加热炉，11-航煤加氢反应器，12-气液分离器，13-气提塔，14-航煤产品，15-反应剩余氢气。

具体实施方式

下面结合附图进一步说明本发明联合加氢工艺方法的具体过程和效果。

如图1所述，本发明联合加氢工艺方法的一个具体方式包括如下内容：采用单段工艺流程，重整预加氢装置原料油1与氢气混合后进入加热炉3，然后在较缓和的工艺条件下与加氢催化剂接触，进行常规的加氢精制处理，反应器4中使用催化剂为Mo-Co系加氢精制催化剂，催化剂的组成一般包括：氧化钼不小于15wt％，氧化钴不小于5wt％，以氧化物计活性金属总含量为不小于20wt％(“不小于”即“大于或等于”)。反应物在气液分离器5中进行分离，液相产品进入气提塔6，富氢气体8直接作为航煤加氢装置的补充氢使用，气提塔6塔底油为合格重整装置进料。富氢气体8和航煤原料油9经混合后，进入加热炉10，然后在较缓和的工艺条件下与加氢催化剂接触，进行常规的加氢精制处理，反应器11中使用催化剂与反应器4使用的催化剂一致，反应流出物在气液分离器12中进行分离，液相产品进入气提塔13，反应剩余氢气15直接作为其他加氢装置的补充氢或返回氢气管网使用，气提塔13塔底油为优质3#喷气燃料。

本发明方法中，重整预加氢装置和航煤加氢装置联合后，在工艺流程较为简单和设备简化，省略了循环氢压缩机和新氢压缩机，以及相应管线。

催化剂采用Mo-Co系的非贵金属加氢催化剂，具有加氢脱硫性能较高的特点。催化剂为Mo-Co系加氢催化剂的组成一般包括：氧化钼不小于15wt％，氧化钴不小于5wt％，以氧化物计活性金属总含量为不小于20wt％。催化剂载体一般为耐熔多孔氧化物，如氧化铝、氧化硅等，可以含有其它助剂组分。

经过本发明方法处理后，产品可以达到如下性质：重整预加氢精制油满足硫、氮含量小于0.5μg/g其他性质满足重整装置进料的要求；航煤加氢装置产品各项指标满足3#喷气燃料要求。

在本发明方法中，所述的航煤原料为原油分馏得到的直馏煤油馏分，重整预加氢原料为直馏石脑油馏分或直馏石脑油馏分与部分二次加工石脑油的混合油。具体工艺条件等内容可以根据原料的性质等具体因素由本领域技术人员确定。

本发明的优点在于：工艺流程简单，操作简便，投资较少，过剩的富氢气体可以回收利用，降低了加工成本，产品质量完全可以满足质量指标要求。对于炼油企业的新建加氢装置，可以大大降低装置的建设费用，从而降低投资成本，并且可以降低操作成本。本发明方法氢气利用率较高，在一定程度上降低了加工成本，缓解了氢源紧张的问题。

下面的实施例将对本发明作进一步说明。

实验使用催化剂为抚顺石油化工研究院研制开发的FH-40B加氢精制催化剂，其理化性质指标见表1。

实施例1

采用本发明方法处理石脑油原料1和煤油馏分原料1，重整预加氢反应条件为：氢分压力1.8MPa、体积空速4.0h^-1、反应温度278℃，氢油体积比为100∶1；航煤加氢反应条件为：氢分压力1.5MPa、体积空速4.2h^-1、反应温度265℃，氢油体积比为95∶1。原料油性质及产品性质列于表2。

由表2可见，采用该工艺技术可以满足重整预加氢装置产品的硫、氮含量在0.5μg/g以下，航煤加氢装置产品满足3#喷气燃料质量要求。

实施例2

采用本发明方法处理石脑油原料2和煤油馏分原料2，重整预加氢反应条件为：氢分压力2.1MPa、体积空速4.6h^-1、反应温度281℃，氢油体积比为120∶1；航煤加氢反应条件为：氢分压力1.7MPa、体积空速3.5h^-1、反应温度260℃，氢油体积比为158∶1。原料油性质及产品性质列于表3。

由表3可见，采用该工艺技术可以满足重整预加氢装置产品的硫、氮含量在0.5μg/g以下，航煤加氢装置产品满足3#喷气燃料质量要求。

实施例3

采用本发明方法处理石脑油原料3和煤油馏分原料3，重整预加氢反应条件为：氢分压力2.3MPa、体积空速3.8h^-1、反应温度280℃，氢油体积比为150∶1；航煤加氢反应条件为：氢分压力1.9MPa、体积空速3.5h^-1、反应温度252℃，氢油体积比为163∶1。原料油性质及产品性质列于表4。

由表4可见，采用该工艺技术可以满足重整预加氢装置产品的硫、氮含量在0.5μg/g以下，航煤加氢装置产品满足3#喷气燃料质量要求。

表1催化剂的理化性质指标

表2实施例1原料油性质及试验结果

续表2实施例1原料油性质及试验结果

表3实施例2原料油性质及试验结果

续表3实施例2原料油性质及试验结果

表4实施例3原料油性质及试验结果

续表4实施例3原料油性质及试验结果

Claims

1.一种联合加氢工艺方法，包括：

(2)步骤(1)反应流出物进入分离器进行分离，富氢气体直接与航煤加氢原料油混合，经加热炉进入加氢反应器进行反应；

(3)步骤(2)的反应流出物进行气液分离，液体产物经过气提得到合格产品。

2.按照权利要求1所述的工艺方法，其特征在于，步骤(3)中气液分离得到的气体可以直接作为其他加氢装置的补充氢使用，或返回氢气管网。

3.按照权利要求1所述的工艺方法，其特征在于，步骤(1)中的反应条件为：氢分压为1.0MPa～6.0MPa，反应温度为220℃～360℃，体积空速为1.0h^-1～12.0h^-1，氢油体积比为5～500。

4.按照权利要求3所述的工艺方法，其特征在于，步骤(1)中所述的反应条件为：氢分压为1.5MPa～4.0MPa，反应温度为260℃～330℃，体积空速为2.0h^-1～8.0h^-1，氢油体积比为30～200。

5.按照权利要求1所述的工艺方法，其特征在于，步骤(2)中所述的反应条件为：氢分压为1.0MPa～6.0MPa，反应温度为220℃～360℃，体积空速为1.0h^-1～3.5h^-1，氢油体积比为5～500。

6.按照权利要求5所述的工艺方法，其特征在于：步骤(2)中所述的反应条件为：氢分压为1.0MPa～3.5MPa，反应温度为240℃～330℃，体积空速为2.0h^-1～8.0h^-1，氢油体积比为30～200。

7.按照权利要求1所述的工艺方法，其特征在于：所述的重整预加氢原料油为直馏石脑油馏分或直馏石脑油馏分与部分二次加工石脑油的混合油，所述的航煤加氢原料为直馏煤油馏分。

8.按照权利要求1所述的工艺方法，其特征在于，所述的重整预加氢或航煤加氢的工艺流程采取单段加氢工艺或单段串联加氢工艺。

9.按照权利要求1所述的工艺方法，其特征在于，步骤(1)和步骤(2)中所述的加氢反应器中使用的加氢精制催化剂为W-Mo-Ni系加氢催化剂，催化剂的组成包括：氧化钨+氧化钼不小于25wt％，氧化镍不小于2wt％，以氧化物计活性金属总含量为不小于27wt％。

10.按照权利要求1所述的工艺方法，其特征在于，步骤(1)和步骤(2)中所述的加氢反应器中使用的加氢精制催化剂为Mo-Co系加氢催化剂，催化剂的组成包括：氧化钼不小于15wt％，氧化钴不小于5wt％，以氧化物计活性金属总含量为不小于20wt％。