CN104987884A - 一种产轻质燃料油的加氢装置和工艺 - Google Patents
一种产轻质燃料油的加氢装置和工艺 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104987884A CN104987884A CN201510268727.2A CN201510268727A CN104987884A CN 104987884 A CN104987884 A CN 104987884A CN 201510268727 A CN201510268727 A CN 201510268727A CN 104987884 A CN104987884 A CN 104987884A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- unit
- separator
- hydrogen
- fractionation
- oil
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 50
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 70
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims description 58
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 3
- 239000010771 distillate fuel oil Substances 0.000 title abstract 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 105
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 105
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 92
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims abstract description 51
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims abstract description 47
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 27
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 22
- 239000011280 coal tar Substances 0.000 claims description 17
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims description 12
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 claims description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 7
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 6
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 6
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 6
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 6
- 238000011033 desalting Methods 0.000 claims description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 6
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 claims description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 6
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 6
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 5
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 5
- 239000003610 charcoal Substances 0.000 claims description 5
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 3
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims description 3
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 3
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 16
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 abstract 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 28
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 20
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 16
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 13
- 239000000047 product Substances 0.000 description 12
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 9
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- -1 Zinc aluminate Chemical class 0.000 description 8
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 8
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 8
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 description 6
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 5
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 5
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 5
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 4
- 229910052596 spinel Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011029 spinel Substances 0.000 description 4
- 230000001839 systemic circulation Effects 0.000 description 4
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 3
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 3
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 150000003303 ruthenium Chemical class 0.000 description 2
- 229960001866 silicon dioxide Drugs 0.000 description 2
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000007701 flash-distillation Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明涉及一种产轻质燃料油的加氢装置和方法。所述加氢装置包括依次连接的预处理单元、加氢精制单元、分馏单元、加氢裂化单元；其中加氢裂化单元与加氢精制单元共用一套分馏单元，加氢裂化单元的热低压分离器和冷低压分离器的液相出口分别与分馏单元连接；分馏单元的尾油出口与加氢裂化单元的加热炉入口之间管道上设一活性炭吸附装置；所述加氢装置还包括新氢压缩机和渣油加氢单元。本发明通过对现有加氢装置调整，更有利于控制反应深度，降低柴油密度，提高汽油的产品收率，更合理的生产出优质的汽柴油，同时减少占地和投资。
Description
技术领域
本发明涉及一种产轻质燃料油的加氢装置和工艺，属于石油、煤焦油深加工技术领域。
背景技术
为了提高煤焦油深加工能力，需要对其加氢精制和裂化装置及工艺不断改进。然而现有技术中，通常在氢气精制单元和氢气裂化单元均配有单独的循环氢系统、分离系统和分馏系统以提高产品质量，但由于设备及连接管线众多，给维护检修带来较大工作量，而且工业设备体积大，占地面积和投资成本均随之增加。
同时，大型炼油企业每年会产生大量的渣油、重油，但由于渣油、重油自身特点，处理难度较大，而单独建立一套针对渣油、重油的加氢设备，成本太高。
发明内容
本发明的目的是提供一种产轻质燃料油的加氢装置，其可同时处理中低温煤焦油、馏程在440℃以下的高温煤焦油以及石油系渣油、重油，提高了裂化深度，改善了产品质量，且占地少、投资小。
为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种产轻质燃料油的加氢装置，包括依次连接的预处理单元、加氢精制单元、分馏单元、加氢裂化单元；
其中，加氢裂化单元与加氢精制单元共用一套分馏单元，加氢裂化单元的热低压分离器和冷低压分离器的液相出口分别与分馏单元连接；且分馏单元的尾油出口与加氢裂化单元的加热炉入口之间管道上设一活性炭吸附装置；
本发明所述加氢装置还包括新氢压缩机和渣油加氢单元；
其中，所述新氢压缩机包括4段压缩，其第3段出口分别与加氢精制单元的加热炉入口和压缩机出口管道相连；第4段为第3段的进一步升压压缩，其第4段出口分别与加氢裂化单元的压缩机出口、加热炉入口以及渣油加氢单元的过滤器出口管道连接。采用本发明所述的两段不同压力等级的新氢压缩机组为加氢精制单元、加氢裂化单元、渣油加氢单元补充新氢，既可使加氢精制单元更节能，又可提高加氢裂化单元压力等级，深度裂化，改善产品质量；
所述渣油加氢单元包括依次连接的过滤器、加热炉、6号反应器、以及与加氢裂化单元共用的循环氢系统和分离器组。
本发明对现有加氢装置做出改进，使其可同时处理中低温煤焦油、馏程在440℃以下的高温煤焦油以及石油系渣油、重油，而且改进后的加氢装置通过两段不同压力等级的新氢压缩机组为加氢精制单元、加氢裂化单元、渣油加氢单元补充新氢，既可使加氢精制单元更节能，又可提高加氢裂化单元压力等级，更有利于控制反应深度，降低柴油密度，提高汽油的产品收率，生产出更优质的汽柴油，同时改进的加氢装置设备及连接管道数量远远少于现有煤焦油、重油、渣油的加氢装置总量，占地面积小，减少维护检修工作量和投建成本。
本发明中，所述原料预处理单元包括依次连接的I过滤器、II过滤器、三级电脱盐装置、闪蒸罐、精过滤器。采用这种组合方式可使全馏分煤焦油原料通过净化处理完全符合精制反应器对原料的要求。
本发明中，所述加氢精制单元包括依次连接的加热炉、1号反应器、2号反应器、3号反应器、分离器组；其中，分离器组中的冷高压分离器的气相出口通过循环压缩机分别与加热炉入口、新氢压缩机3段出口相连，使冷高压分离器的氢气通过循环压缩机升压后作为系统循环氢，并与新氢压缩机3段的补充氢在加热炉前混合，以防止结焦，从而整体上构成循环氢系统；而热低压分离器的液相出口与冷低压分离器的液相出口分别与分馏单元连接。
本发明中，所述加氢裂化单元包括依次连接加热炉、4号反应器、5号反应器、分离器组；其中，分离器组中的冷高压分离器的气相出口通过循环压缩机分别与加热炉入口、新氢压缩机4段出口连接，使冷高压分离器的氢气通过循环压缩机升压后作为系统循环氢，并与新氢压缩机4段的补充氢在加热炉前混合，以防止结焦，从而形成循环氢系统；而热低压分离器的液相出口与冷低压分离器的液相出口分别与分馏单元连接。
本发明中，所述分馏单元为五塔组合结构，分别是脱气塔、吸收塔、稳定塔、分馏塔、柴油汽提塔，可一次分离出产品LPG、汽油、柴油、尾油产品；在分馏单元的柴油出口处还增设一管道与加氢裂化单元的加热炉入口相连；并且所述分馏单元的尾油出口与加氢裂化单元的加热炉入口之间管道上设一活性炭吸附装置，用于吸附尾油中的灰分，降低尾油粘度和粒度，更有利于后续的加氢裂化，而吸附后的焦炭还可作为燃料供热副产品回收利用。
本发明还提供采用上述加氢装置生产轻质燃料油的方法，包括以下步骤：
1)煤焦油原料进入预处理单元后依次经过I过滤器、II过滤器、三级电脱盐装置、闪蒸罐、精过滤器，得到杂质粒径小于10um的煤焦油；
2)将所得煤焦油与来自循环氢系统的氢气混合，依次进入加热炉、1号反应器、2号反应器、3号反应器、分离器组，其中，冷高压分离器冷凝后得到的氢气通过循环氢系统与新氢混合进入加热炉被再次循环利用；冷低压分离器分离得到的气体作为燃料气送入管网；而冷低压分离器分离得到的液体与热低压分离得到的液体均进入分馏单元进行分馏，得到燃料气、LPG、汽油、柴油；
3)分馏后的尾油、部分柴油与来自循环氢系统的氢气混合依次进入加氢裂化单元的加热炉、4号反应器、5号反应器、分离器组；其中，冷高压分离器冷凝后得到的氢气通过循环氢系统与新氢混合进入加热炉被再次循环利用；冷低压分离器分离得到的气体作为燃料气送入管网；而冷低压分离器分离得到的液体与热低压分离得到的液体均进入分馏单元进行分馏，得到燃料气、LPG、汽油、柴油；
4)同时，石油系渣油、重油作为原料油，经渣油加氢单元的过滤器过滤后与来自加氢裂化单元的循环氢系统的氢气混合，依次进入加氢裂化单元的加热炉、6号反应器，经6号反应器脱硫、氮、金属后进入加氢裂化单元的分离器组；分离后的产物与上述步骤3)一致。
其中，步骤2)中，各反应器工艺参数如下：
1号反应器内反应条件：温度210～270℃，氢分压8～13MPa，氢油体积比为1000～2200:1，液时体积空速1.3/h；
2号反应器内反应条件：温度320～360℃，氢分压8～13MPa，氢油体积比为1000～2400:1，液时体积空速0.8/h；
3号反应器内反应条件：温度340～360℃，，氢分压8～13MPa，氢油体积比为1000～2800:1，液时体积空速0.8/h。
其中，步骤3)中，各反应器工艺参数如下：
4号反应器内反应条件：温度370～460℃；氢分压14～19Mpa；氢油体积比1600～2850:1；液时体积空速1.0/h；
5号反应器内反应条件：反应温度370～460℃；氢分压14～19Mpa；氢油体积比1600～2850:1；液时体积空速1.0/h。
其中，步骤3)中，进入加氢裂化单元的柴油不超过分馏单元所得柴油质量的12％。
本发明所述的加氢工艺可同时处理中低温煤焦油、馏程在440℃以下的高温煤焦油以及石油系渣油、重油，并且在保证轻质油产品的质量同时，节约新氢用量，缩小占地面积，降低生产维护检修工作量和运行成本，更加合理化的生产出优质的轻质燃料油。
附图说明
图1本发明所述的产轻质燃料油的加氢工艺流程图。
具体实施方式
以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。
实施例1一种产轻质燃料油的加氢装置
一种产轻质燃料油的加氢装置，包括依次连接的预处理单元、加氢精制单元、分馏单元、加氢裂化单元；
其中，加氢裂化单元与加氢精制单元共用一套分馏单元，加氢裂化单元的热低压分离器和冷低压分离器的液相出口分别与分馏单元连接；且分馏单元的尾油出口与加氢裂化单元的加热炉入口之间管道上设一活性炭吸附装置；
本发明所述加氢装置还包括新氢压缩机和渣油加氢单元；
其中，所述新氢压缩机包括4段压缩，其第3段出口分别与加氢精制单元的加热炉入口和压缩机出口管道相连；第4段为第3段的进一步升压压缩，其第4段出口分别与加氢裂化单元的压缩机出口、加热炉入口以及渣油加氢单元的过滤器出口管道连接。采用本发明所述的两段不同压力等级的新氢压缩机组为加氢精制单元、加氢裂化单元、渣油加氢单元补充新氢，既可使加氢精制单元更节能，又可提高加氢裂化单元压力等级，深度裂化，改善产品质量；
所述渣油加氢单元包括依次连接的过滤器、加热炉、6号反应器、以及与加氢裂化单元共用的循环氢系统和分离器组。
在上述加氢装置中，所述原料预处理单元包括依次连接的I过滤器、II过滤器、三级电脱盐装置、闪蒸罐、精过滤器。
在上述加氢装置中，所述加氢精制单元包括依次连接的加热炉、1号反应器、2号反应器、3号反应器、分离器组；其中，分离器组中的冷高压分离器的气相出口通过循环压缩机分别与加热炉入口、新氢压缩机3段出口相连，使冷高压分离器的氢气通过循环压缩机升压后作为系统循环氢，并与新氢压缩机3段的补充氢在加热炉前混合，以防止结焦，从而整体上构成循环氢系统；而热低压分离器的液相出口与冷低压分离器的液相出口分别与分馏单元连接。
在上述加氢装置中，所述加氢裂化单元包括依次连接加热炉、4号反应器、5号反应器、分离器组；其中，分离器组中的冷高压分离器的气相出口通过循环压缩机分别与加热炉入口、新氢压缩机4段出口连接，使冷高压分离器的氢气通过循环压缩机升压后作为系统循环氢，并与新氢压缩机4段的补充氢在加热炉前混合，以防止结焦，从而形成循环氢系统；而热低压分离器的液相出口与冷低压分离器的液相出口分别与分馏单元连接。
在上述加氢装置中，所述分馏单元为五塔组合结构，分别是脱气塔、吸收塔、稳定塔、分馏塔、柴油汽提塔，可一次分离出产品LPG、汽油、柴油、尾油产品；在分馏单元的柴油出口处还增设一管道与加氢裂化单元的加热炉入口相连；并且所述分馏单元的尾油出口与加氢裂化单元的加热炉入口之间管道上设一活性炭吸附装置，用于吸附尾油中的灰分。
实施例2一种产轻质燃料油的加氢方法
利用实施例1所述加氢装置生产轻质燃料油的工艺，包括如下步骤：
1)煤焦油原料依次经过I过滤器除去粒径大于20um的杂质、II过滤器除去粒径大于15um的杂质、三级电脱盐处理、闪蒸罐闪蒸出水和轻油、精过滤器，得到杂质粒径小于10um的煤焦油；净化后的煤焦油指标如下：
| 项目 | 性质 |
| 密度，g/ml(20) | ≯1.05 |
| 总氮，ug/g | ≯9000 |
| 碱氮，ug/g | ≯4000 |
| 灰分，m％ | ≤0.01 |
| 残碳，m％ | ≤8.5 |
| 水，m％ | ≤0.1 |
| Fe，ug/g | ≤35 |
| Ca，ug/g | ≤5 |
| Na、Mg，ug/g | ≤2 |
| Ni+V，ug/g | ≯1 |
2)将所得煤焦油与来自循环氢系统的氢气混合，依次进入加热炉、1号反应器、2号反应器、3号反应器、分离器组，其中，冷高压分离器冷凝后得到的氢气通过循环氢系统与新氢混合进入加热炉被再次循环利用；冷低压分离器分离得到的气体作为燃料气送入管网；而冷低压分离器分离得到的液体与热低压分离得到的液体均进入分馏单元进行分馏，得到燃料气、LPG、汽油、柴油；
其中，各反应器内反应条件如下：
1号反应器内反应条件：温度210～270℃，氢分压8～13MPa，氢油体积比为1000～2200:1，液时体积空速1.3/h；
2号反应器内反应条件：温度320～360℃，氢分压8～13MPa，氢油体积比为1000～2400:1，液时体积空速0.8/h；
3号反应器内反应条件：温度340～360℃，，氢分压8～13MPa，氢油体积比为1000～2800:1，液时体积空速0.8/h；
3)分馏后的尾油、部分柴油与来自循环氢系统的氢气混合依次进入加氢裂化单元的加热炉、4号反应器、5号反应器、分离器组；其中，冷高压分离器冷凝后得到的氢气通过循环氢系统与新氢混合进入加热炉被再次循环利用；冷低压分离器分离得到的气体作为燃料气送入管网；而冷低压分离器分离得到的液体与热低压分离得到的液体均进入分馏单元进行分馏，得到燃料气、LPG、汽油、柴油；
其中，步骤3)中，各反应器工艺参数如下：
4号反应器内反应条件：温度370～460℃；氢分压14～19Mpa；氢油体积比1600～2850:1；液时体积空速1.0/h；
5号反应器内反应条件：反应温度370～460℃；氢分压14～19Mpa；氢油体积比1600～2850:1；液时体积空速1.0/h。
所述各反应器催化剂级配方案如下：
其中，所述1号反应器各床层及催化剂装填比例为：第一床层装填60V％的脱金属剂，第二床层装填20V％的ZDL-T1剂，第三床层装填20V％的ZDL-T2剂；
所述2号反应器各床层及催化剂装填比例为：第一床层装填20V％的ZDL-J1剂，第二床层装填15V％的ZDL-J1剂和20V％的ZDL-J2剂，第三床层装填45V％的ZDL-J2剂；
所述3号反应器各床层及催化剂装填比例为：第一床层装填25V％的ZDL-G1剂，第二床层装填15V％的ZDL-G1剂和25V％的ZDL-G2剂，第三床层装填35V％的ZDL-G2剂；
所述4号反应器各床层及催化剂装填比例为：第一床层装填20V％的ZDL-J1剂，第二床层装填15V％的ZDL-J1剂和20V％的ZDL-J2剂，第三床层装填45V％的ZDL-J2剂；
所述5号反应器各床层及催化剂装填比例为：第一床层装填25V％的ZDL-L1剂，第二床层装填15V％的ZDL-L1剂和10V％的ZDL-L2剂的混合物，第三床层装填10V％的ZDL-L1剂和15V％的ZDL-L2剂，第四床层装填25V％的ZDL-L2剂。
上述催化剂级配方法中，各催化剂具体成分如下：
所述ZDL-T1剂组分为：以催化剂重量计，载体MCM-41介孔分子筛占70-80％，活性组分MoO3占7-8％，助剂NiO、P2O5分别8-10％、2-7％；其孔容1.0-1.2mL/g，比表面积140-160m2/g，孔直径为25-100nm，30-50nm占80V％以上；
所述ZDL-T2剂组分为：以催化剂重量计，载体Al2O3和MCM-41介孔分子筛占70-80％，活性组分MoO3占7-8％，助剂NiO、P2O5分别8-10％、2-7％；其孔容1.0-1.2mL/g，比表面积140-160m2/g，孔直径为25-100nm，20-40nm占80V％以上；
所述ZDL-J1剂组分为：以催化剂重量计，载体由二氧化钛和氧化铝组成的复合载体，其中二氧化钛占3-5％、载体氧化铝占60-67％，活性组分MoO3、WO3分别占3-9％、5-10％，助剂NiO、P2O5、CO2O3、MgO、钌盐分别占4-5％、6.5-8％、1-3％、2-7％、2-3％；其孔容0.5-0.7mL/g，比表面积165-175m2/g，孔直径为8-100nm，20-40nm占80V％以上。
所述ZDL-J2剂组分为：以催化剂重量计，载体由二氧化钛和氧化铝组成的复合载体，其中二氧化钛占3-5％、氧化铝占62-65％，活性组分MoO3、WO3分别占4-8％、4-6％，助剂NiO、P2O5、CO2O3、MgO、钌盐分别占5-7％、5-6％、2-5％、2-4％、3-4％；其孔容0.6-0.8mL/g，比表面积160-180m2/g，孔直径为9-100nm，15-25nm占80V％以上。
所述ZDL-G1剂组分为：以催化剂重量计，载体氧化铝占65-75％，Zn、Mg与氧化铝反应生成尖晶石结构的载体铝酸锌或铝酸镁占5-7％，活性组分NiO、WO3、MoO3分别占5-8％，2-8％，6-20％；其孔容0.58-0.8mL/g，比表面积310-330m2/g，孔直径为8-100nm，20-40nm占80V％以上。
所述ZDL-G2剂组分为：以催化剂重量计，载体氧化铝占60-70％，Zn、Mg与氧化铝反应生成尖晶石结构的载体铝酸锌或铝酸镁6-8％，活性组分NiO、WO3、MoO3分别占5-10％，5-8％，17-22％；其孔容0.62-0.9mL/g，比表面积300-330m2/g，孔直径为7-100nm，15-25nm占80V％以上。
所述ZDL-L1剂组分为：以催化剂重量计，载体氧化铝占64-72％和二氧化硅占4-6％，Zn、Mg与氧化铝反应生成尖晶石结构的载体铝酸锌或铝酸镁5-7％，活性组分WO3、MoO3分别占3-8％、12-21％，助剂NiO占8-12％、CO2O3占7-9％；其孔容0.61-0.9mL/g，比表面积330-350m2/g，孔直径为8-100nm，20-40nm占80V％以上。
所述ZDL-L2剂组分为：以催化剂重量计，载体氧化铝占65-70％，二氧化硅占6-8％，Zn、Mg与氧化铝反应生成尖晶石结构的铝酸锌或铝酸镁8-10％，活性组分WO3、MoO3分别占8-10％、5-15％，助剂NiO占12-15％、CO2O3占7-9％；其孔容0.57-0.7mL/g，比表面积320-330m2/g，孔直径为6-100nm，15-25nm占80V％以上。
4)同时，石油系渣油、重油作为原料油，经渣油加氢单元的过滤器过滤后与来自加氢裂化单元的循环氢系统的氢气混合，依次进入加氢裂化单元的加热炉、6号反应器；其中，6号反应器为劣质油加氢炼制工艺中常用的反应器，经其脱硫、脱氮、脱金属后进入加氢裂化单元的分离器组；分离后的产物与上述步骤3)一致。
运行上述工艺一段时间后发现，新氢用量明显减少，轻质燃油产率得到明显提高；因处理的原料更多样化，所得轻质燃料油收率大大提高，且副产品焦炭还可被回收利用，进一步提高经济效益。同时，设备及管道总量明显缩减，占地面积少，减轻维护检修工作量，降低了投建及运营成本，取得了多重有益效果。
虽然，上文中已经用一般性说明及具体实施方案对本发明作了详尽的描述，但在本发明基础上，可以对之作一些修改或改进，这对本领域技术人员而言是显而易见的。因此，在不偏离本发明精神的基础上所做的这些修改或改进，均属于本发明要求保护的范围。
Claims (7)
1.一种产轻质燃料油的加氢装置，其特征在于，包括依次连接的预处理单元、加氢精制单元、分馏单元、加氢裂化单元；
其中，加氢裂化单元与加氢精制单元共用一套分馏单元，加氢裂化单元的热低压分离器和冷低压分离器的液相出口分别与分馏单元连接；
其中，分馏单元的尾油出口与加氢裂化单元的加热炉入口之间管道上设一活性炭吸附装置；
其中，所述加氢装置还包括新氢压缩机和渣油加氢单元；所述新氢压缩机包括4段压缩，其第3段出口分别与加氢精制单元的加热炉入口和压缩机出口管道相连；第4段为第3段的进一步升压压缩，其第4段出口分别与加氢裂化单元的压缩机出口、加热炉入口以及渣油加氢单元的过滤器出口管道连接；
所述渣油加氢单元包括依次连接的过滤器、加热炉、6号反应器、以及与加氢裂化单元共用的循环氢系统和分离器组。
2.根据权利要求1所述的加氢装置，其特征在于，所述预处理单元包括依次连接的I过滤器、II过滤器、三级电脱盐装置、闪蒸罐、精过滤器。
3.根据权利要求1所述的加氢装置，其特征在于，所述加氢精制单元包括依次连接的加热炉、1号反应器、2号反应器、3号反应器、分离器组；
其中，分离器组中的冷高压分离器的气相出口通过循环压缩机分别与加热炉入口、新氢压缩机3段出口相连，从而整体上构成循环氢系统；
而热低压分离器的液相出口与冷低压分离器的液相出口分别与分馏单元连接。
4.根据权利要求1所述的加氢装置，其特征在于，所述加氢裂化单元包括依次连接加热炉、4号反应器、5号反应器、分离器组；
其中，分离器组中的冷高压分离器的气相出口通过循环压缩机分别与加热炉入口、新氢压缩机4段出口连接，从而形成循环氢系统；
而热低压分离器的液相出口与冷低压分离器的液相出口分别与分馏单元连接。
5.根据权利要求1所述的加氢装置，其特征在于，所述分馏单元为五塔组合结构，分别是脱气塔、吸收塔、稳定塔、分馏塔、柴油汽提塔；
在分馏单元的柴油出口处还增设一管道与加氢裂化单元的加热炉入口相连。
6.权利要求1-5任一所述加氢装置产轻质燃料油的加氢方法，其特征在于，包括以下步骤：
1)煤焦油原料进入预处理单元后依次经过I过滤器、II过滤器、三级电脱盐装置、闪蒸罐、精过滤器，得到杂质粒径小于10um的煤焦油；
2)将所得煤焦油与来自循环氢系统的氢气混合，依次进入加热炉、1号反应器、2号反应器、3号反应器、分离器组；
其中，冷高压分离器冷凝后得到的氢气通过循环氢系统与新氢混合进入加热炉被再次循环利用；冷低压分离器分离得到的气体作为燃料气送入管网；而冷低压分离器分离得到的液体与热低压分离得到的液体均进入分馏单元进行分馏，得到燃料气、LPG、汽油、柴油；
3)分馏后的尾油、部分柴油与来自循环氢系统的氢气混合依次进入加氢裂化单元的加热炉、4号反应器、5号反应器、分离器组；
其中，冷高压分离器冷凝后得到的氢气通过循环氢系统与新氢混合进入加热炉被再次循环利用；冷低压分离器分离得到的气体作为燃料气送入管网；而冷低压分离器分离得到的液体与热低压分离得到的液体均进入分馏单元进行分馏，得到燃料气、LPG、汽油、柴油；
4)同时以石油系渣油、重油作为原料油，经渣油加氢单元的过滤器过滤后与来自加氢裂化单元的循环氢系统的氢气混合，依次进入加氢裂化单元的加热炉、6号反应器，经6号反应器脱硫、氮、金属后进入加氢裂化单元的分离器组；分离后的产物与上述步骤3)一致。
7.根据权利要求6所述的加氢方法，其特征在于，步骤3)中，进入加氢裂化单元的柴油不超过分馏单元所得柴油质量的12％。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510268727.2A CN104987884B (zh) | 2015-05-22 | 2015-05-22 | 一种产轻质燃料油的加氢装置和工艺 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510268727.2A CN104987884B (zh) | 2015-05-22 | 2015-05-22 | 一种产轻质燃料油的加氢装置和工艺 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN104987884A true CN104987884A (zh) | 2015-10-21 |
| CN104987884B CN104987884B (zh) | 2019-04-23 |
Family
ID=54299783
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510268727.2A Active CN104987884B (zh) | 2015-05-22 | 2015-05-22 | 一种产轻质燃料油的加氢装置和工艺 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN104987884B (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112831347A (zh) * | 2020-12-30 | 2021-05-25 | 宁夏宝利科技设计研究院有限公司 | 一种通用原料油的加氢改质方法及系统 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101629085A (zh) * | 2008-09-24 | 2010-01-20 | 何巨堂 | 一种烃类加氢装置循环氢压缩机驱动系统设计方法 |
| CN201620138U (zh) * | 2009-12-29 | 2010-11-03 | 上海九元石油化工有限公司 | 柴油加氢装置至汽油加氢装置的氢气梯级利用装置 |
| CN202016991U (zh) * | 2010-12-20 | 2011-10-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种组合加氢装置 |
| CN202170246U (zh) * | 2011-07-11 | 2012-03-21 | 河南晋开集团武陟绿宇化工有限公司 | 一种六级氮氢压缩机系统 |
| CN102399584A (zh) * | 2011-10-12 | 2012-04-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢装置氢气联合优化利用工艺 |
| CN104946307A (zh) * | 2014-03-30 | 2015-09-30 | 胡翠 | 一种沸腾床加氢装置 |
-
2015
- 2015-05-22 CN CN201510268727.2A patent/CN104987884B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101629085A (zh) * | 2008-09-24 | 2010-01-20 | 何巨堂 | 一种烃类加氢装置循环氢压缩机驱动系统设计方法 |
| CN201620138U (zh) * | 2009-12-29 | 2010-11-03 | 上海九元石油化工有限公司 | 柴油加氢装置至汽油加氢装置的氢气梯级利用装置 |
| CN202016991U (zh) * | 2010-12-20 | 2011-10-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种组合加氢装置 |
| CN202170246U (zh) * | 2011-07-11 | 2012-03-21 | 河南晋开集团武陟绿宇化工有限公司 | 一种六级氮氢压缩机系统 |
| CN102399584A (zh) * | 2011-10-12 | 2012-04-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢装置氢气联合优化利用工艺 |
| CN104946307A (zh) * | 2014-03-30 | 2015-09-30 | 胡翠 | 一种沸腾床加氢装置 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112831347A (zh) * | 2020-12-30 | 2021-05-25 | 宁夏宝利科技设计研究院有限公司 | 一种通用原料油的加氢改质方法及系统 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104987884B (zh) | 2019-04-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5651281B2 (ja) | 硫黄含有量が非常に少ない中間留分の製造を伴う沸騰床での重質石油フラクションの転化方法および装置 | |
| CN107177378B (zh) | 重油原料的超临界萃取与悬浮床加氢的组合系统及方法 | |
| CN1923972A (zh) | 一种烃类加氢裂化方法 | |
| CN101376828A (zh) | 一种焦化汽油加氢精制方法 | |
| CN104277879A (zh) | 一种中低温煤焦油的两级浆态床加氢工艺 | |
| CN104987884A (zh) | 一种产轻质燃料油的加氢装置和工艺 | |
| CN105985803B (zh) | 一种制备针状焦原料的方法 | |
| WO2023046081A1 (zh) | 高芳烃油料及其制备方法和应用 | |
| CN110526823A (zh) | 高纯度三正丁胺生产方法及所用装置 | |
| CN103059954B (zh) | 一种降低催化裂化汽油硫含量的方法 | |
| CN209636177U (zh) | 一种轻质煤焦油掺炼蜡油加工装置 | |
| CN105733669A (zh) | 油品加氢方法 | |
| CN101333459A (zh) | 一种加氢转化方法 | |
| CN213085891U (zh) | 一种重油多产石脑油的生产系统 | |
| CN105985791B (zh) | 一种制备针状焦原料的方法 | |
| CN104611005A (zh) | 一种增产焦化柴油的工艺方法 | |
| CN111378491B (zh) | 一种劣质重油加氢处理工艺 | |
| CN101993740A (zh) | 蒽油加氢制柴油的方法 | |
| CN102453536B (zh) | 一种生产清洁柴油的集成加氢方法 | |
| CN103059949B (zh) | 一种催化裂化汽油脱硫方法 | |
| CN205662494U (zh) | 一种重油加氢处理系统 | |
| CN102453509A (zh) | 一种烃油催化转化方法 | |
| CN104419461A (zh) | 一种煤焦油的浆态床和固定床串联加氢工艺 | |
| CN111088072A (zh) | 一种降低重石脑油溴指数与增加航煤烟点的加氢裂化方法 | |
| CN111518590B (zh) | 一种多产汽油和芳烃的工艺及其系统 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| TA01 | Transfer of patent application right | ||
| TA01 | Transfer of patent application right |
Effective date of registration: 20171201 Address after: 214000 Jiangsu Wuxi Binhu District Financial Street 15-906 Applicant after: JIANGSU HUDA CHEMICAL TECHNOLOGY Co.,Ltd. Applicant after: Tianjin Univtech Co.,Ltd. Address before: Room 2, room 3, building No. 3, courtyard 30, Shixing Avenue, Shijingshan District, Beijing, Beijing Applicant before: ZHONGSHI HUANQIU (BEIJING) PROJECT MANAGEMENT CONSULTING CO.,LTD. Applicant before: Zhang Wanqiu Applicant before: Shen Yanmei Applicant before: Lin Libing |
|
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20231017 Address after: 214000 6-908, JIAYE wealth center, financial Third Street, Wuxi Economic Development Zone, Jiangsu Province Patentee after: JIANGSU HUDA CHEMICAL TECHNOLOGY Co.,Ltd. Address before: 214000 15-906, financial 1st Street, Binhu District, Wuxi City, Jiangsu Province Patentee before: JIANGSU HUDA CHEMICAL TECHNOLOGY Co.,Ltd. Patentee before: Tianjin Univtech Co.,Ltd. |