CN105408455B - 用于控制加氢裂化器和精馏塔的方法和系统 - Google Patents
用于控制加氢裂化器和精馏塔的方法和系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105408455B CN105408455B CN201480042129.7A CN201480042129A CN105408455B CN 105408455 B CN105408455 B CN 105408455B CN 201480042129 A CN201480042129 A CN 201480042129A CN 105408455 B CN105408455 B CN 105408455B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- logistics
- flow
- side take
- rectifying column
- column
- 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.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 74
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 61
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 59
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 58
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims description 37
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 28
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 26
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 25
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 13
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 9
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 7
- 239000000284 extract Substances 0.000 claims description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 2
- 238000010992 reflux Methods 0.000 abstract description 7
- 238000004821 distillation Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 description 12
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 8
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 description 7
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 6
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- -1 hydrocarbons Hydrocarbon Chemical class 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- NHDHVHZZCFYRSB-UHFFFAOYSA-N pyriproxyfen Chemical compound C=1C=CC=NC=1OC(C)COC(C=C1)=CC=C1OC1=CC=CC=C1 NHDHVHZZCFYRSB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J19/0006—Controlling or regulating processes
- B01J19/0033—Optimalisation processes, i.e. processes with adaptive control systems
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
- B01D3/42—Regulation; Control
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
- C10G47/36—Controlling or regulating
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
- C10G7/12—Controlling or regulating
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05D—SYSTEMS FOR CONTROLLING OR REGULATING NON-ELECTRIC VARIABLES
- G05D7/00—Control of flow
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J2219/00049—Controlling or regulating processes
- B01J2219/00164—Controlling or regulating processes controlling the flow
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4081—Recycling aspects
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Automation & Control Theory (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
Abstract
公开了用于控制加氢裂化器和精馏塔反应回路的方法和系统。所述方法和系统应用在精馏塔精馏区内在其上面收集液体的侧线采出塔板。该液体作为侧线采出物流抽出。从侧线采出塔板抽出液体通过侧线采出塔板上的液位进行控制,而不是在设定或确定的流量下控制。将所述侧线采出物流分离为第一物流和产品物流。与其中设定产品物流流量和改变内部回流流量的其它方法不同,所述方法包括固定返回精馏塔精馏区的第一物流的流量,和通过设定产品物流的流量从而控制侧线采出塔板上的液位。
Description
技术领域
本发明涉及用于控制包括加氢裂化反应器和相关精馏塔的加氢裂化装置的方法和系统。
背景技术
加氢裂化是其中由原油回收的重油馏分与氢气混合并在一个或多个填充有催化剂的反应器中经受高温和高压的方法。催化剂有助于重油馏分中的长链烃断裂或“裂化”为最终形成煤油、石脑油和粗柴油组分的较小烃分子。
通常将加氢裂化器反应器的流出物进料至蒸馏塔或精馏塔。精馏塔将进料物流分离为分别具有所需沸程的液体烃的不同馏分。概括地讲,从精馏塔的顶部和侧线作为顶部物流和侧线物流采出“较轻”烃(如具有较低沸点的液体烃)。较重馏分(如具有较高沸点的烃)在精馏塔的底部收集并被称为底部物料。将底部物流循环回加氢裂化器反应器或进行其它处理。
加氢裂化器反应器和精馏塔与其它工艺设备如加热器、换热器、相分离器、泵、压缩机等组合起来一起工作,并且任何一个的操作条件可能相互关连或互相依赖。例如,操作人员或自动控制系统监测精馏塔底部的收率,该收率可能反映在精馏塔底部区域中收集的底部物料的液位变化或精馏塔底部流出物的流量变化。在一种情况下,如果加氢裂化装置的操作人员看到了精馏塔底部收率的非预期增加,则操作人员会试图确定增加的原因。精馏塔底部物料的增加可能会由于例如加氢裂化器中转化率(“裂化率”)下降,从而造成将更重的原料送至精馏塔。或者,所述增加可能是由于精馏塔中的分离问题造成。如果增加是由加氢裂化器转化率下降造成的,则通常的调节是增加加氢裂化器的反应床层温度。如果所述增加是由于精馏塔分离问题造成,则通常的调节是增加侧线采出流量。
仔细检查精馏塔操作可以提供一些问题的线索,但这种检查有时可能非常耗时。另外,对于控制连续生产工艺所需的及时方式来说,某些解决方案如对精馏塔操作进行压力校正是比较困难的调节方式。应用增加其侧线采出产品流量来控制精馏塔的方法会造成从精馏塔抽出太多液体,可能会产生不合格产品。另外,为了控制精馏塔而增加加氢裂化器反应温度可能会增加能量成本并造成烃“再裂化”为不想要的轻质馏分如石脑油。
但在这些选项中,通过调节加氢裂化器的反应床层温度控制精馏塔操作有时可能是一种优选的方法,这是由于这样产生不合格产品的风险较低。但随着时间的进展和经过几次温度调节后,“再裂化”的无效性将会增加至由于过度裂化而造成明显经济损失的情况。
考虑到上述问题,对于用于控制加氢裂化方法和系统的加氢裂化器反应器和精馏塔的改进系统和方法存在有需求。这种系统和方法应该为操作人员提供在控制精馏塔底部收率的非预期增加方面更高程度的确定性,并提供用于控制精馏塔和加氢裂化器反应回路的更有效的工艺控制方法。
发明内容
因此,本发明涉及一种控制精馏塔和加氢裂化器反应回路的操作的方法。其中所述方法包括:提供精馏塔,用于接收从加氢裂化器反应器获得的加氢裂化器流出物作为精馏塔进料,其中所述精馏塔确定了包括底部区域、上部区域以及在底部区域和上部区域之间的中部区域的精馏区,其中所述中部区域具有侧线采出塔板;将精馏塔进料引入精馏塔的底部区域;在侧线采出塔板上收集一定液位的具有所需沸程的烃,从侧线采出塔板抽出烃的侧线采出物流;将侧线采出物流分离为第一物流和产品物流,将第一物流引入精馏区;根据第一物流的测量流量与第一物流的所需流量之间的差,控制第一物流的流量;根据侧线采出塔板上的测量液位与侧线采出塔板上的所需液位之间的差,控制产品物流的流量;和将产品物流送至精馏塔的下游。
本发明的另一个方面包括一种用于控制精馏塔和加氢裂化器反应回路的操作的系统。所述系统包括:产生加氢裂化器流出物的加氢裂化器反应器;用于接收加氢裂化器反应器流出物作为精馏塔原料的精馏塔,其中所述精馏塔确定了精馏区;在所述精馏区内的侧线采出塔板,其作为侧线采出物流提供一定体积的具有所需沸程的液体烃,其中所述侧线采出塔板防止在所述精馏区内液体烃溢流;用于分离所述侧线采出物流为第一物流和产品物流的设施;用于比较第一物流的测量流量与第一物流的所需流量并用于根据所述测量流量与所述所需流量的差控制第一物流的流量的第一流量控制系统;和用于将所述产品物流输送至精馏塔下游的管道。
附图说明
附图1的示意图描述了包括加氢裂化反应器、精馏塔和控制系统的本发明的工艺系统和相关工艺流程的一个实施方案。
具体实施方式
如下详细描述不用于限制,而只是为了描述本发明的通用原则。通过参考如下结合附图的详细描述可以更容易地理解本发明的各种特征和优点。
附图1示意性描述了作为本发明的一个实施方案的包括加氢裂化反应器2和精馏塔4的工艺系统1。本领域的熟练技术人员理解象泵、加热器、换热器、相分离器、压缩机、气体回收单元、管道、控制器、仪表等附加组件可以是任何特定炼制工艺的一部分。所有这些组件在本详细描述中不作具体讨论,这是因为本发明的实施不局限于这里所描述的包括加氢裂化反应器、精馏塔单元和各种控制系统元件的工艺单元的任何一种具体设计。但本领域的熟练技术人员可以很容易地调整本发明的概念和实施以适应特定加氢裂化反应器的设计和精馏塔的工艺排布的设计。
在工艺系统1的操作中,流过管线6的重烃进料物流和流过管线8的氢进料物流混合并作为原料引入加氢裂化反应区9。加氢裂化反应区9由加氢裂化反应器2确定。
适合用作本发明的重烃进料物流的烃原料包括所有的矿物油和合成油(如页岩油、焦油砂产品等)及其馏分。合适烃原料的非限定性例子包括含沸点大于288℃(550℉)的烃组分的那些物质,如常压粗柴油、减压粗柴油、脱沥青渣油、减压渣油、常压渣油和来自转化单元如流化催化裂化装置、焦化装置或减粘裂化装置的粗柴油。
通常,重烃原料物流应该包含至少20vol%的沸点高于288℃(550℉)的重烃。但对于重烃原料物流更希望它包含至少50vol%的沸点大于288℃(550℉)的重烃,和对于重烃原料物流特别希望它包含至少75vol%的沸点大于288℃(550℉)的重烃。这些重烃在加氢裂化反应器2中被转化为沸点小于288℃(550℉)的低沸点烃。
通常,加氢裂化反应区9中重烃向低沸点烃的单次通过转化率超过15%,例如为15-75%,但优选该单次通过转化率超过20%,如为20-60%。
在加氢裂化反应区9中包含的是有利于重烃转化为更轻烃的加氢裂化催化剂。对本领域的熟练技术人员来说各种加氢裂化催化剂组合物是公知的,和可以在加氢裂化反应区9内负载任何合适的加氢裂化催化剂。例如,在US 7,419,582中描述的加氢裂化催化剂(所述专利在这里作为参考引入)包括一些可能适合应用的催化剂组合物。可能适合应用的加氢裂化催化剂组合物的其它例子在US 7,041,211和US 6,402,935中进行了描述,这些专利在这里作为参考引入。
加氢裂化反应器2在一定的条件如温度、压力、氢与烃原料比和小时空速下操作,所述条件适合于特定的待处理原料物流、所应用的特定催化剂组合物和最终所需产品。本领域的熟练技术人员清楚特定的加氢裂化器装置所需要的操作条件。
但重烃原料物流通常在加氢裂化反应区9内在氢气的存在下在超过200℃(392℉)的温度下与加氢裂化催化剂接触。温度通常为250-480℃(482-896℉),但有利地为320-450℃(392-842℉),和优选为330-435℃(626-815℉)。
加氢裂化反应区9的操作压力通常大于1MPa(145psi)和通常为2-25MPa(290-3626psi),和优选为3-20MPa(435-2900psi)。
加氢裂化反应器2的操作空速通常为0.1-20hr-1,优选为0.1-6hr-1,和更优选为0.2-3hr-1。引入到加氢裂化反应区9中以升表示的氢与以升表示的重烃原料物流的体积比为80-5000升/升,和通常为100-2000升/升。
为了有利于在这里描述本发明,应用用于柴油粗柴油生产的示例性反应条件来提供有关本发明所获得的好处和改进的内容。这里讨论的任何的反应条件(如温度、压力、流量等)均不应该理解为对本发明范围的限制。在这里的前述专利中所述的加氢裂化反应条件也可能是本发明方法的加氢裂化反应器2操作中的描述性的合适条件。
在柴油粗柴油生产操作模式中,取决于所应用的催化剂组合物、原料组成和其它因素,处理重原料的加氢裂化器装置可以在约232-468℃(450-875℉)的温度下操作。
所形成的加氢裂化器产品物流或加氢裂化反应器流出物通过管线10由加氢裂化反应区9获得,和它包含沸点比重加氢裂化器进料物流的沸点低的烃混合物。加氢裂化器反应器流出物物流构成精馏塔进料物流的基础,它通过管线11作为精馏塔进料引入精馏塔4。
在一些生产过程中,在到达精馏塔4之前,加氢裂化器流出物物流可能经过附加反应、分离、泵送、加热或各种工艺步骤的组合的各种处理。这些步骤对本领域的熟练技术人员来说是公知的,不需要在这里详细讨论。这些中间步骤一般由工艺单元14来代表。工艺单元14也示意性表示了加氢裂化反应器流出物物流转化为流过管线11的精馏塔进料物流。
在管线11中插入流量控制阀16,它控制流过管线11且进入精馏塔4的精馏塔进料物流的流量。这里讨论的阀指本领域的熟练技术人员通常应用的那些,除非特别指出。另外,这里描述的阀和流量控制机构通过对本领域的熟练技术人员已知的工艺控制设备或系统控制,和包括自动和手动设备或系统。
精馏塔4配备有多块精馏塔板17。在精馏塔板中间有侧线采出塔板22。在这里应用的“侧线采出塔板”指收集和维持具有所需沸程的烃的液位的精馏塔塔板,和设计用来脱除在塔板上收集的液体。
精馏塔4用作精馏塔,在其体积内其确定了整个精馏区28。精馏塔4将精馏塔原料分离为分别具有所需沸程的几个烃馏分。例如,轻烃(它可能还包括一部分通常为气态的烃)通过管线29从精馏区28脱除并随后回收。石脑油沸程的烃或者甚至煤油沸程的烃通过管线30从精馏区28脱除。
由精馏塔4获得包含沸程在柴油或粗柴油沸点范围内的烃的液态烃馏分,该液态烃馏分作为产品由管线31送至下游。
包含沸程大于柴油沸程的烃、和更典型地包含原料未转化烃的重烃馏分在精馏塔4的精馏区28的底部区域32中收集。该重烃馏分从精馏区28通过管线33作为底部产品物流流出或者作为循环物流流至加氢裂化反应器2或者为这两者的组合。
对于加氢裂化反应器2,每个单个精馏塔的操作条件随原料和所应用的设备变化。但在典型的柴油粗柴油操作中,精馏塔4按常压精馏单元操作,所需要的精馏条件提供想要的各种产品馏分。精馏塔4的顶部操作压力可以典型地为25-500kPa(3.6-73psia),和顶部温度可以至多为约125℃(257℉)。精馏塔4的底部物流通过管线33和34循环作为加氢裂化反应器2的进料。
精馏塔4也可以具有与之相关的附加设备如换热器、泵、进料加热器等。本领域的熟练技术人员能够添加对于特定系统来说所需要的任何附加组件(例如添加泵以提供液压压头)。
附图1示意性给出了加氢裂化反应器2和精馏塔4如何一起工作形成加氢裂化器反应回路。如下段落将描述本发明如何改进精馏塔和加氢裂化器反应回路的操作控制。从广义上讲,本发明包括在包括加氢裂化反应器2的加氢裂化器反应回路中控制精馏塔4的操作的方法。
在一个方面,本发明方法包括通过管线11提供加氢裂化器流出物作精馏塔4的原料物流的步骤。从侧线采出塔板22抽出液态的侧线采出物流,并通过管线36离开精馏区28。所述侧线采出物流包含具有所需沸程的液态烃。然后将所述侧线采出物流分割为第一物流和产品物流。将所述第一物流通过管线38返回至精馏区28。通过流量计或测量设施40确定和测量第一物流的流量。
测量设施40向流量控制器44提供输入信号42,其中所述输入信号42指示流过管线38的第一物流的实际或测量流量。流量控制器44将输入信号42与设定值(图中未示出)进行比较,并为在管线38中插入的流量控制阀48提供控制信号46,其中所述设定值指示流过管线38的第一物流的所需流量。控制信号46与管线38的第一物流的测量流量与所需流量之差成正比。流量控制阀48响应于控制信号46而驱动或操作,从而维持第一物流的流量处于所需流量。
在本发明的一个实施方案中,控制第一物流的流量至所需流量,而允许流过管线31的产品物流的流量发生变化,从而控制侧线采出塔板22上的液位39。在该流程设计中,第一物流的流量按上述控制为所需固定流量,和设定管线31的产品物流的流量,从而控制侧线采出塔板22上的液位39为所需固定液位。
测量设施50向液位控制器52提供输入信号54,其中所述输入信号54指示侧线采出塔板22上的实际或测量液位39。液位控制器52将输入信号54与设定值(图中未示出)进行比较,并为在管线31中插入的流量控制阀58提供控制信号56,其中所述设定值指示侧线采出塔板22上的所需液位。控制信号56与侧线采出塔板22上的测量液位39与侧线采出塔板22上的所需液位之差成正比。流量控制阀58响应于控制信号56而驱动或操作,从而维持侧线采出塔板22上的液位39处于所需液位39。
在另一个方面,本发明是控制精馏塔4和加氢裂化反应器2的操作的方法,所述方法应用包括如下的多步过程:提供用于通过管线10和11接收加氢裂化流出物作为精馏塔进料的精馏塔4,其中所述精馏塔4确定了包括底部区域62、上部区域64、以及在所述底部区域62和所述上部区域64之间的中部区域66的整个精馏区28。在中部区域66内包括侧线采出塔板22。
在本发明的这个方面中,将精馏塔原料引入精馏塔4的底部区域62。在精馏塔4的操作中,在侧线采出塔板22上收集或积累一定液位39的具有所需沸程的烃。通过从侧线采出塔板22抽出液体侧线采出物流控制和维持液位39,所述物流通常通过管线36送至循环泵68。
将侧线采出物流分割为流过管线38的第一物流和流过管线31的产品物流。以可控模式将第一物流再次引入精馏区28,从而根据第一物流的测量流量与第一物流的所需流量之间的差,应用包括测量设施40、流量控制器44和控制产品物流流量的流量控制阀48的控制系统控制第一物流的流量。
根据侧线采出塔板22上的测量液位39与侧线采出塔板22上的所需液位的差,应用包括液位测量设施50、控制产品物流流量的液位控制器的液位控制系统52控制产品物流的流量,和因此在精馏塔4的操作过程中产品流量是变化的。产品物流通过管线31流至精馏塔4的下游用于销售或进一步处理。
在精馏塔4的操作中,加氢裂化反应器流出物通过管线10和管线11离开加氢裂化反应器2,并经过工艺单元14作为原料物流提供给精馏塔4。通常将精馏塔进料物流朝精馏区28的底部引入精馏塔4进入底部区域62。
正如通常在精馏塔中那样,精馏区28包含多块塔板17。如上所述,精馏塔4在精馏区28内进一步确定了用于分离轻质馏分的上部精馏区64、用于分离重质馏分的底部精馏区62和用于分离中间馏分的位于上部精馏区64和底部精馏区62之间的中间精馏区66。每一个区包含至少一块精馏塔塔板。
操作精馏塔4,从而在中间精馏区66中在侧线采出塔板22上累积柴油粗柴油馏分。另外,在精馏塔4的底部累积起重液体馏分以形成底部液位70。正如本领域已知的那样,通常应用液位传感器或液位测量设施72监测精馏塔4底部区域32中收集的底部液位70。底部产品通过管线33离开精馏塔4的底部,和可以通过管线34循环作为加氢裂化反应器4的原料,或者部分或全部底部产品可以通过管线72送至下游。
传统的加氢裂化器和精馏塔的控制系统以监测多个工艺变量(如精馏塔底部液位)并响应于测量值而改变其它变量(如温度和流量)为基础。这些系统经常以固定的侧线采出产品物流流量为基础。在这个系统中,侧线采出塔板与大多数精馏塔塔板一样起作用,并收集一定体积的具有所需沸程的液态烃。该体积的一部分作为产品物流以由流量控制器控制的固定流量抽出,和剩余的溢流出收集塔板作为塔内回流。因为从精馏塔移除的产品量基本恒定,调节其它物流(如内部回流)或工艺参数以保持产品物流流动且在规格要求内。
要求保护的本发明的控制系统和方法通过改变典型的精馏塔结构和控制动力学而改变了控制加氢裂化器和精馏塔的传统加氢裂化器和精馏塔的传统方法。在按照本发明的方法和系统中,从精馏塔4将在侧线采出塔板22上收集的液体烃的全部体积作为侧线采出物流通过管线36抽出,和将其分割为管线31的产品物流和管线38的第一物流。换句话说,采出塔板不象典型精馏塔中那样溢流。另外,固定第一物流的第一流量,从而产品物流的流量由于用于控制液位39而可变。关于此控制机理,如下段落提供了更为详细的描述。
系统的精馏塔4包含精馏区28内的至少一个侧线采出塔板22,该塔板收集一定体积具有所需沸程的液体烃。该液体烃体积通过管线36提供侧线采出物流,所述侧线采出物流被分割或分配以提供管线31的产品物流和管线38的第一物流。侧线采出塔板22按传统的精馏塔塔板操作,只是其被设计为防止所收集的液体烃溢流。因此,侧线采出塔板22相对精馏塔4的内壁密封,从而不允许液体溢流至侧线采出塔板22下部的精馏塔塔板17。提供多个升气通道74用作从底部区域62通过侧线采出塔板22至中部区域66和至上部区域64的气流通道。在侧线采出塔板22上收集的液体烃体积被描述为液位39。
设计系统从而使得在侧线采出塔板22上累积的液体烃通过管线36抽出,并被送至循环泵68。带有液位控制器52的流量控制阀58控制在侧线采出塔板22上收集的液体烃的排放。在管线31中插入的流量控制阀58控制产品物流的流量以维持液位39的液位。该控制平衡了系统且保护了泵68和设置在侧线采出塔板22和产品出口之间的其它设备。带有液位控制器52的液位测量设施50与控制阀58联通,并响应于侧线采出塔板22上的液位39的变化调节产品物流流量。
侧线采出物流流过管线36经循环泵68进入分割或分配设备76。正如上文所述,本领域的熟练技术人员可以添加中间步骤或设备如冷却器。分割或分配设备76将管线36的侧线采出物流分割为通过管线38引入底部区域62的第一物流和通过管线31至下游的产品物流。
对于精馏塔4的有效操作来说必须的第一物流的流量由操作人员(或算法)确定和固定。在本发明实施方案中,希望将管线36的侧线采出物流进一步分割或分配为附加物流或第二物流,该第二物流沿精馏区28的不同点返回或引入精馏塔4。因此,在这个实施方案中,通过分割或分配设施(其可以是分割设施76或其它独立的分割设施(图中未示出))将管线36的侧线采出物流进一步分割或分配为第二物流。分割设施76或其它独立的分割设施提供将通过管线36的侧线采出物流分割为除了管线38的第一物流外的通过管线78的第二物流。两个物流均返回精馏塔4。
管线78的第二物流的流量由操作人员(或算法)以精馏塔4的所需操作条件和产品物流的所需特性为基础设定。在控制第二物流的流量中,流量测量设施80为流量控制器82提供输入信号84,所述信号指示流过管线78的第二物流的实际或测量流量。流量控制器82将输入信号84与指示流过管线78的第二物流的所需流量的设定值(图中未示出)进行比较,并为插入管线78的流量控制阀88提供控制信号86。控制信号86与管线78的第二物流的测量流量与所需流量的差成正比。流量控制阀88响应于控制信号86而驱动或操作,从而将第二物流的流量保持在第二物流的所需流量。包含流量测量设施80、流量控制器82和流量控制阀88的控制系统响应于第二物流的测量流量与所需流量的差控制第二物流的流量。
虽然第一物流和第二物流的流量被描述为“固定”的,但实际上这些物流的流量在“设定值”即各个物流的所需流量处正负变化。通过工艺控制方案维持每个流量在其设定值,其中所述工艺控制方案基于测量物流的流量并将物流的实际或测量流量与所需流量相比较,和应用控制阀进行必要的调节,以保持所述流量在设定值处可接受的范围内。
在本发明方法的一个替代的实施方案中,除了控制管线38的第一物流的流量的步骤外,所述方法还包括根据管线78的第二物流的测量流量与管线78的第二物流的所需流量之间的差控制管线78的第二物流的流量的步骤。用于计量和控制每股物流流量的工艺控制设备对于本领域的熟练技术人员来说是已知的(如流量计、控制器和控制阀),和可以用于监测、调节和控制流量。
以传统方式向精馏塔4引入第一物流和第二物流,优选在侧线采出塔板22之上和之下的点处引入。在一个替代的方式中,将管线38的第一物流引入精馏塔4的底部区域62,和将管线78的第二物流引入上部区域66。
虽然第一物流和第二物流的流量被固定和通过流量控制器系统控制,从侧线采出塔板22抽出的液体烃的总流量最终设定以控制液位39。
因为设计侧线采出塔板22来防止溢流,所述方法抽出侧线采出塔板22上收集的液体烃的全部体积,而不是使其一部分流过塔板降液管进入底部区域62。因为第一和第二物流流量固定,正如上文所解释的,塔内液体流量的变化通过管线31的产品物流的流量变化反映。
但如果侧线采出塔板22上的液位39变得太低,将会产生问题。在这种情况下,侧线采出物流的液体体积可能不足以充入循环泵68,这可能会造成泵的损坏。通过设定管线31的产品物流的流量为液位控制来防止这一问题,所述液位控制控制从侧线采出塔板22抽出的液体流量来控制液位39。
作为如何起作用的一个例子,如果测量液位39低于所需液位,则减小产品物流的流量以使液位39升至所需液位。这防止了泵68的损坏并有助于维持所需的塔内回流流量。
从工艺控制的角度看,该控制系统致力于解决传统加氢裂化器装置精馏塔的操作人员面对的困惑,因为它消除了在处理问题“为什么底部液位升高”或“为什么底部收率增加”时与精馏塔相关的变量。精馏塔底部物料的质量(如初沸点)和侧线采出物流的质量(如终沸点)由温度固定。系统产生产品的总体积作为侧线采出物流抽出。这消除了侧线采出塔板的产品抽出量是否不足的问题。设定内部回流流量,且允许产品物流的流量根据采出塔板上液体的体积和内部回流流量变化。因此,如果观察到精馏塔底部收率增加,操作人员(或算法)知道增加的原因是加氢裂化器内的转化不足,而不是精馏塔的分离不足。
换言之,本发明方法和系统的一个特别的优点是塔内液体流量的变化表示为产品的流量,而不是应用带有溢流的系统中通常的塔内回流流量。本发明的方法和系统的早期试验原型已经证实本发明的实施可以将加氢裂化器未转化油循环馏分中发现的粗柴油百分比减小10-25%。
本发明的方法还包括通过监测精馏塔4中的底部液位70和通过管线33的底部产品的流量而监测精馏塔底部的收率和然后基于底部产品的测量收率的变化调节加氢裂化反应器2的温度或其它操作条件的步骤。应用现有技术中已知的控制系统可以手动(这是经常的工况)或自动或这两者的组合进行温度调节。
总之,当精馏塔4的底部收率增加(反映为底部液位70的增加或通过管线33的底部产品流量即通过管线34和72的总流量的增加)时,根据底部收率的变化调节加氢裂化反应器2的操作条件,从而增加通过管线6的重烃原料物流的转化率。替代地,响应于精馏塔4的底部收率的降低,调节加氢裂化反应器2的操作条件,从而减小重烃原料物流的转化率。
Claims (7)
1.一种控制精馏塔和加氢裂化器反应回路操作的方法,其中所述方法包括:
提供精馏塔,用于接收从加氢裂化器反应器获得的加氢裂化器流出物作为精馏塔进料,其中所述精馏塔确定了包括底部区域、上部区域以及在所述底部区域和所述上部区域之间的中部区域的精馏区,其中所述中部区域具有侧线采出塔板;
将所述精馏塔进料引入所述精馏塔的所述底部区域;
在所述侧线采出塔板上收集一定液位的具有所需沸程的烃;
从所述侧线采出塔板抽出所述烃的侧线采出物流;
将所述侧线采出物流分离为第一物流和产品物流;
将所述第一物流引入所述精馏区;
根据所述第一物流的测量流量与所述第一物流的所需流量之间的差,控制所述第一物流的流量;
根据所述侧线采出塔板上的测量液位与所述侧线采出塔板上的所需液位之间的差,控制所述产品物流的流量;和
将所述产品物流送至所述精馏塔的下游。
2.权利要求1的方法,其中分离所述侧线采出物流的步骤还包括:将所述侧线采出物流分离为第二物流;和根据所述第二物流的测量流量与所述第二物流所需流量之间的差,控制所述第二物流的流量。
3.权利要求2的方法,还包括:将所述第一物流引入所述底部区域;和将所述第二物流引入所述上部区域。
4.权利要求1的方法,还包括:监控所述精馏塔的底部收率;和根据所述底部收率的变化调节所述加氢裂化器反应器的条件。
5.权利要求1的方法,其中对所述侧线采出塔板进行密封和不允许液体溢流。
6.一种用于控制精馏塔和加氢裂化装置操作的系统,包括:
产生加氢裂化器流出物的加氢裂化器反应器;
用于接收所述加氢裂化器反应器流出物作为精馏塔原料的精馏塔,其中所述精馏塔确定了精馏区;
在所述精馏区内的侧线采出塔板,其作为侧线采出物流提供一定体积的具有所需沸程的液体烃,其中所述侧线采出塔板防止在所述精馏区内液体烃溢流;
用于分离所述侧线采出物流为第一物流和产品物流的设施;
用于比较所述第一物流的测量流量与所述第一物流的所需流量并根据所述测量流量与所述所需流量的差控制所述第一物流流量的第一流量控制系统;
用于输送所述产品物流至所述精馏塔下游的管道;和
用于监测所述侧线采出塔板上的液位并根据所述侧线采出塔板上的液位变化调节所述产品物流流量的液位控制系统。
7.权利要求6的系统,还包括控制反馈回路,其中根据所述精馏塔中收集的底部馏分的液位调节加氢裂化器的反应温度。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201361858774P | 2013-07-26 | 2013-07-26 | |
US61/858,774 | 2013-07-26 | ||
PCT/US2014/047935 WO2015013476A1 (en) | 2013-07-26 | 2014-07-24 | Method and system for controlling a hydrocracker and fractionator |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN105408455A CN105408455A (zh) | 2016-03-16 |
CN105408455B true CN105408455B (zh) | 2017-10-24 |
Family
ID=51422127
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201480042129.7A Active CN105408455B (zh) | 2013-07-26 | 2014-07-24 | 用于控制加氢裂化器和精馏塔的方法和系统 |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9687808B2 (zh) |
EP (1) | EP3024911B1 (zh) |
JP (1) | JP6434975B2 (zh) |
KR (1) | KR102335661B1 (zh) |
CN (1) | CN105408455B (zh) |
CA (1) | CA2919519C (zh) |
RU (1) | RU2678107C2 (zh) |
SG (1) | SG11201600231QA (zh) |
WO (1) | WO2015013476A1 (zh) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108927081B (zh) * | 2017-05-27 | 2020-10-27 | 蓝星(北京)技术中心有限公司 | 一种用于化工生产进料的液位优化控制方法及系统 |
CN110180202B (zh) * | 2019-07-05 | 2021-10-26 | 黄河三角洲京博化工研究院有限公司 | 一种宽馏程低色度高沸点芳烃溶剂的生产系统和生产方法 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3214366A (en) * | 1964-07-20 | 1965-10-26 | Standard Oil Co | Hydrocarbon conversion process |
US4247368A (en) * | 1979-11-23 | 1981-01-27 | Shell Oil Company | Apparatus for distillation column side stream withdrawal |
CN102078702A (zh) * | 2011-01-14 | 2011-06-01 | 南京大学 | 一种精馏塔流量可控型侧线出料组合装置 |
CN102250635A (zh) * | 2010-05-21 | 2011-11-23 | 中国石油化工集团公司 | 一种分馏塔洗盐方法及装置 |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU517309A1 (ru) * | 1974-09-05 | 1976-06-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтеперерабатывающей И Нефтехимической Промышленности | Способ автоматического управлени сложной ректификационной колонной |
DE3172528D1 (en) * | 1981-07-30 | 1985-11-07 | Shell Int Research | Process for the fractional distillation of crude oil |
JPH09157660A (ja) * | 1995-12-07 | 1997-06-17 | Yokogawa Electric Corp | 自動しきい値変更装置 |
JP2000282056A (ja) * | 1999-03-29 | 2000-10-10 | Chiyoda Corp | 熱分解油の蒸留装置 |
US6402935B1 (en) | 1999-11-23 | 2002-06-11 | Uop Llc | Hydrocracking process |
US7041211B2 (en) | 2001-06-28 | 2006-05-09 | Uop Llc | Hydrocracking process |
US7419582B1 (en) | 2006-07-11 | 2008-09-02 | Uop Llc | Process for hydrocracking a hydrocarbon feedstock |
US8864951B2 (en) * | 2010-03-19 | 2014-10-21 | ThioSolv, LLC | Systems and processes for improving distillate yield and quality |
CN103261374B (zh) | 2010-10-20 | 2015-03-25 | 赫多特普索化工设备公司 | 用于氢化裂解烃进料的方法 |
CN102891939B (zh) * | 2011-07-20 | 2017-05-10 | 中兴通讯股份有限公司 | 呼叫转接方法、系统及网页服务器 |
-
2014
- 2014-07-24 WO PCT/US2014/047935 patent/WO2015013476A1/en active Application Filing
- 2014-07-24 CA CA2919519A patent/CA2919519C/en active Active
- 2014-07-24 US US14/339,739 patent/US9687808B2/en active Active
- 2014-07-24 KR KR1020167004922A patent/KR102335661B1/ko active IP Right Grant
- 2014-07-24 RU RU2016106657A patent/RU2678107C2/ru active
- 2014-07-24 CN CN201480042129.7A patent/CN105408455B/zh active Active
- 2014-07-24 EP EP14756141.9A patent/EP3024911B1/en active Active
- 2014-07-24 JP JP2016530044A patent/JP6434975B2/ja active Active
- 2014-07-24 SG SG11201600231QA patent/SG11201600231QA/en unknown
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3214366A (en) * | 1964-07-20 | 1965-10-26 | Standard Oil Co | Hydrocarbon conversion process |
US4247368A (en) * | 1979-11-23 | 1981-01-27 | Shell Oil Company | Apparatus for distillation column side stream withdrawal |
CN102250635A (zh) * | 2010-05-21 | 2011-11-23 | 中国石油化工集团公司 | 一种分馏塔洗盐方法及装置 |
CN102078702A (zh) * | 2011-01-14 | 2011-06-01 | 南京大学 | 一种精馏塔流量可控型侧线出料组合装置 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2919519C (en) | 2021-11-09 |
JP2016532744A (ja) | 2016-10-20 |
EP3024911A1 (en) | 2016-06-01 |
RU2016106657A3 (zh) | 2018-05-22 |
US9687808B2 (en) | 2017-06-27 |
EP3024911B1 (en) | 2018-07-11 |
CN105408455A (zh) | 2016-03-16 |
CA2919519A1 (en) | 2015-01-29 |
WO2015013476A1 (en) | 2015-01-29 |
US20150076036A1 (en) | 2015-03-19 |
KR102335661B1 (ko) | 2021-12-06 |
SG11201600231QA (en) | 2016-02-26 |
JP6434975B2 (ja) | 2018-12-05 |
RU2016106657A (ru) | 2017-08-31 |
RU2678107C2 (ru) | 2019-01-23 |
KR20160036047A (ko) | 2016-04-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN102037101B (zh) | 整合有直馏和转化瓦斯油加氢转化步骤的多级渣油加氢转化的方法 | |
CN104254590B (zh) | 对原油进行集成浆液加氢处理和蒸汽热解来生产石油化学产品 | |
CN105164233B (zh) | 从减压渣油生产馏分油燃料和阳极等级焦的方法 | |
CN107109250A (zh) | 联合加氢处理和浆料加氢裂化方法 | |
CN103797094B (zh) | 用于包含重质烃的非沥青质的催化蒸汽裂化的系统和方法 | |
US20140262941A1 (en) | Two Stage Hydrocracking Process and Apparatus for Multiple Grade Lube Oil Base Feedstock Production | |
CN107177378A (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 | |
CN107532089A (zh) | 使用两个汽提塔回收加氢处理烃的方法和装置 | |
CN105408455B (zh) | 用于控制加氢裂化器和精馏塔的方法和系统 | |
WO2018235113A1 (en) | HEAVY OIL HYDROCONVERSION SYSTEM AND METHOD USING A SUSPENSION CATALYST BUBBLE COLUMN REACTOR, IN A SINGLE REACTION STAGE AND RECYCLING, ENHANCED CAPACITY AND REDUCED CATALYST CONSUMPTION BY EXTRACTING THE REACTION LIQUID FROM THE PRODUCTION AREA REACTOR BARBOT | |
CA2772095C (en) | Method for producing upgraded oil, and apparatus for producing upgraded oil | |
CN105273751B (zh) | 一种多重优化的分离器组合系统及其设计方法和用途 | |
US10614533B2 (en) | Methods for optimizing petrochemical facilities through stream lined transferal | |
US8608947B2 (en) | Two-stage hydrotreating process | |
US10344219B2 (en) | Crude stabilizer process | |
EP2354212A1 (en) | Crude treatment system | |
CN106590740A (zh) | 一种劣质原料油的处理方法 | |
US9410090B2 (en) | Method of operating crude treatment system | |
EP2970770B1 (en) | Delayed coking drum quench overflow systems and methods | |
JP2023508609A (ja) | ニードルコークスを製造するためのシステムおよび方法 | |
Golden | Crude unit preflash drums and columns | |
CN109312235B (zh) | 精炼预热生产线系统和方法 | |
US20210017454A1 (en) | Crude oil fractionation without a vacuum distillation unit | |
DE112013001549T5 (de) | Selektive Trennung von schwerem Kokereigasöl | |
CN110218581A (zh) | 一种油砂沥青的改质方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |