CN105542851A - 一种生产航煤的方法 - Google Patents
一种生产航煤的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105542851A CN105542851A CN201410594510.6A CN201410594510A CN105542851A CN 105542851 A CN105542851 A CN 105542851A CN 201410594510 A CN201410594510 A CN 201410594510A CN 105542851 A CN105542851 A CN 105542851A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- hydrocracking
- fraction
- kerosene
- catalyst
- 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
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明公开了一种生产航煤的方法，该方法包括：(1)在氢气存在下，将原料油依次通过加氢精制区和加氢裂化区进行反应，得到加氢裂化流出物；(2)将所述加氢裂化流出物依次进行气液分离和分馏，得到轻石脑油馏分、重石脑油馏分、柴油馏分、尾油馏分和煤油馏分；(3)将至少部分所述煤油馏分引入所述加氢裂化反应区的后精制催化剂床层用于循环；其中，所述煤油馏分的馏程为145-275℃。本发明的方法简便，且能够生产高质量的航煤，尤其适用于中压加氢裂化工艺过程。
Description
技术领域
本发明涉及一种生产航煤的方法。
背景技术
随着原油质量的逐年变差和世界范围内环保要求的日趋严格，作为原油二次加工、重油轻质化的主要手段之一的加氢裂化工艺，由于对原料的适应性强，生产方案灵活，液体产品收率高，产品质量好，在含硫和高硫原油深度加工生产清洁燃料过程中发挥着越来越重要的作用，其应用范围也日益广泛。
近些年来，航空业发展迅猛，航空煤油的需求量不断增加，而一般来说航煤馏分主要来源于蒸馏装置和加氢裂化装置。对于蒸馏装置来说，需要进行脱硫醇才能得到合格的航煤馏分；对于加氢裂化装置来说，则需要通过调整操作条件、改善催化剂的选择性或是工艺流程的改进等，从而获得高收率的航煤馏分。
现有技术生产航煤一般采用高压加氢裂化技术，该高压加氢裂化技术的压力等级一般为15.0MPa，具有操作弹性大、产品质量好等优点。但是，该高压加氢裂化技术对于设备投资高、氢耗大，是其主要的不利因素。而中压加氢裂化技术(7-13MPa)虽然克服了上述缺点，但由于受热力学平衡的限制，芳烃饱和深度较低，产品质量受到一定的影响。尤其是对航煤馏分，其烟点等性质在该操作条件下很难达到质量指标的要求，这也大大影响了中压加氢裂化技术的广泛应用。
CN1072707C公开了一种能够生产合格航煤产品的中压加氢裂化工艺方法，该中压加氢裂化过程所需的补充氢首先经过一个航煤加氢饱和单元，然后再进入中压加氢裂化单元，利用新氢资源对中压加氢裂化所得的航煤馏分进行选择性的深度加氢饱和反应，从而使航煤馏分的质量达到指标要求。但该工艺方法需要与航煤加氢饱和单元组合使用，而不能仅仅通过中压加氢裂化单元直接得到合格的航煤产品。
CN1224678C公开了一种生产航煤的方法，该方法将重质原料先经加氢裂化，分离加氢裂化反应产物得到中间馏分油，该中间馏分油与轻质原料经加氢处理后，分离加氢处理反应的反应生成物，得到目的产物—航煤，新鲜氢气可补充到加氢裂化反应区和/或加氢处理反应区。该发明可在相对较低的反应压力下，生产烟点、芳烃含量等指标均合格的航煤，但该工艺方法仍需要与采用与直馏煤油混合的加氢精制工艺。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术的缺陷，特别是克服现有技术中航煤烟点及芳烃含量不合格而引起的航煤质量差的问题，提供一种生产高质量航煤的加氢裂化工艺，本发明的方法简便，尤其适用于中压加氢裂化工艺过程。
为了实现上述目的，本发明提供一种生产航煤的方法，该方法包括：
(1)在氢气存在下，将原料油依次通过加氢精制区和加氢裂化区进行反应，得到加氢裂化流出物；
(2)将所述加氢裂化流出物依次进行气液分离和分馏，得到轻石脑油馏分、重石脑油馏分、柴油馏分、尾油馏分和煤油馏分；
(3)将部分所述煤油馏分引入所述加氢裂化区的后精制催化剂床层用于循环，剩余部分煤油馏分作为航煤产品馏出；
其中，所述煤油馏分的馏程为145-275℃。
采用本发明的上述方法能够克服现有技术的缺陷，特别是克服现有技术中航煤烟点及芳烃含量不合格而引起的航煤质量差的缺陷，提供一种生产高质量航煤的加氢裂化工艺方法，本发明的方法尤其适用于中压加氢裂化工艺过程。特别地，本发明的方法能够处理重质馏分油，有效提高生产得到的航煤的质量。本发明的方法同现有技术相比较，能够在不改变基本的工艺流程和操作压力等级的前提下，通过将所述煤油馏分直接引入加氢裂化后的后精制催化剂床层，而能够使得所得到的航煤烟点等性质满足产品指标要求。
通过本发明的实施例的结果可以看出：通过采用本发明提供的方法能够简便地生产芳烃含量、烟点等均在合格范围内的优质航煤，而且，通过调整优化操作参数，能够使得产品航煤的质量更佳。
本发明的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
附图是用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明，但并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1是本发明的实施例1所采用的工艺流程示意图。
具体实施方式
以下对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
本发明提供了一种生产航煤的方法，该方法包括：
(1)在氢气存在下，将原料油依次通过加氢精制区和加氢裂化区进行反应，得到加氢裂化流出物；
(2)将所述加氢裂化流出物依次进行气液分离和分馏，得到轻石脑油馏分、重石脑油馏分、柴油馏分、尾油馏分和煤油馏分；
(3)将部分所述煤油馏分引入所述加氢裂化区的后精制催化剂床层用于循环，剩余部分煤油馏分作为航煤产品馏出；
其中，所述煤油馏分的馏程为145-275℃。
在本发明中，通过上述方法获得的煤油馏分中除用于循环的部分煤油馏分以外，其余煤油馏分作为航煤产品进行出装置处理。
通过采用本发明的上述方法就可以克服现有技术由于芳烃饱和不足而带来的航煤质量差的缺陷。利用重质馏分油，有效提高生产得到的航煤的质量。
根据本发明所述的方法，引入所述加氢裂化区的后精制催化剂床层用于循环的煤油馏分可以占全部煤油馏分的10-85重量％。
优选情况下，引入所述加氢裂化区的后精制催化剂床层用于循环的煤油馏分占全部煤油馏分的25-75重量％。
在本发明所述的方法中，所述加氢精制区中可以含有加氢精制催化剂。
在本发明所述的方法中，沿物流方向，所述加氢裂化区中可以依次含有加氢裂化催化剂和后精制催化剂。
在本发明中，需要特别说明的是，所述后精制催化剂可以装填在所述加氢裂化区的后精制催化剂床层中。
根据本发明所述的方法，所述加氢精制催化剂、加氢裂化催化剂和后精制催化剂的装填体积比可以为3-25：2-15：1；优选为5-20：4-12：1。
在本发明所述的方法中，所述原料油在加氢精制区进行反应的条件包括：反应温度为300-450℃；优选为320-420℃。
在本发明所述的方法中，所述原料油在加氢精制区进行反应的条件包括：反应压力为5-13MPa；优选为6-12MPa。
在本发明所述的方法中，所述原料油在加氢精制区进行反应的条件包括：氢油体积比为300-2000：1；优选为450-1800：1。
在本发明所述的方法中，所述原料油在加氢精制区进行反应的条件包括：体积空速为0.1-5h-1；优选为0.5-4h-1。
在本发明所述的方法中，优选所述原料油在加氢裂化区进行反应的条件包括：反应温度为300-450℃；更优选为330-420℃。
在本发明所述的方法中，优选所述原料油在加氢裂化区进行反应的条件包括：反应压力为5-13MPa；更优选为6.5-12MPa。
在本发明所述的方法中，优选所述原料油在加氢裂化区进行反应的条件包括：氢油体积比为300-2000：1；更优选为500-1500：1。
在本发明所述的方法中，优选所述原料油在加氢裂化区进行反应的条件包括：体积空速为0.5-20h-1；更优选为1-10h-1。
在本发明所述的方法中，需要特别说明的是，所述原料油在加氢裂化区进行反应的条件包括：所述加氢裂化区的后精制催化剂床层的体积空速大于所述加氢裂化催化剂床层的体积空速。在本发明中，所述加氢裂化催化剂床层是指加氢裂化区中，装填加氢裂化催化剂的区域。
在本发明所述的方法中，所述后精制催化剂中可以包括载体和负载在所述载体上的活性金属。
根据本发明所述的方法，所述载体可以包括无定形氧化铝和/或硅铝，常用的载体也可以为γ-Al2O3。
根据本发明所述的方法，所述活性金属可以包括第VIB族非贵金属和第VIII族非贵金属中的至少一种，常用的活性金属可以包括Mo、W、Co和Ni中的至少一种。
本发明所述的加氢裂化催化剂可以由载体和负载在所述载体上的活性金属组成，所述载体可以由无定形硅铝或沸石组成，其中，无定形硅铝包括氧化硅、氧化铝或它们的组合，沸石则选自八面沸石、丝光沸石、L型沸石、Ω沸石、Y型沸石和Beta沸石中的至少一种。所述活性金属组分可以为元素周期表中第VIB族和第VIII族金属元素中的Mo、W、Co和Ni的至少一种。
在本发明中，所述加氢精制催化剂可以装填在加氢精制区，且所述加氢精制区的顶部可以装填本领域技术人员公知的各种加氢保护催化剂。所述加氢精制区中可以包括一个或者多个催化剂床层，各个所述催化剂床层可以装填相同或者不同种类的催化剂。
在本发明中，所述加氢裂化催化剂可以装填在加氢裂化区。所述加氢裂化区中可以包括一个或者多个催化剂床层，各个所述催化剂床层可以装填相同或者不同种类的催化剂。
更加优选的情况下，本发明的方法还可以包括将依次通过加氢精制区和加氢裂化区进行反应后得到的加氢裂化流出物首先引入高压分离器中进行气液分离，并将所得到的液相物流引入低压分离器中再次进行气液分离，然后再将所得到的液体物流引入分馏系统中进行分馏。
本发明的方法对所述高压分离器和低压分离器中的操作条件没有特别的限定，本领域技术人员在理解了本发明的技术方案后可以根据本领域常规使用的各种参数选择而进行分离，本发明对此不再赘述。
在本发明所述的方法中，所述原料油可以包括直馏减压瓦斯油、焦化蜡油和脱沥青油中的至少一种。
根据本发明所述的方法，优选所述原料油的馏程为200-700℃。
在本发明所述的方法中，优选所述原料油中的硫含量低于50000μg/g；更优选所述原料油中的硫含量低于40000μg/g。
在本发明所述的方法中，优选所述原料油中的氮含量低于5000μg/g；更优选所述原料油中的氮含量低于2000μg/g。
本发明对所述分馏的方法没有特别的限定，该分馏的操作条件及参数为本领域技术人员所公知，本发明在此不再赘述。
本发明的上述方法优选可以在加氢裂化装置中进行。
本发明的上述生产航煤的方法以及通过该方法生产得到的航煤具有以下优点：
1、在将煤油馏分循环回加氢裂化反应区的后精制催化剂床层后，可在不存在H2S、NH3及有机硫、氮等毒物的条件下，利用新氢再次在加氢催化剂的作用下进行加氢饱和，从而完成改善航煤产品质量的目的；
2、可用于已建的中压加氢裂化工艺装置上，基本无需增加设备投资；
3、由于催化剂床层间有循环煤油，因此可节约催化剂床层间冷氢的用量，从而有效降低能耗。
以下将通过实施例对本发明进行详细描述。以下实施例和对比例中，在没有特别说明的情况下，所使用的各种原料均为市售品。
以下实施例和对比例中所使用的加氢保护催化剂的商品牌号为RG-1，加氢精制催化剂的商品牌号为RN-32V，均为中国石化股份有限公司催化剂长岭分公司生产。
在以下实施例和对比例中，所述后精制催化剂床层均设置在加氢裂化反应区的下游。
所使用的加氢裂化催化剂RHC-3的组成为：干胶粉30重量％，硅铝粉10重量％，Y分子筛20重量％，Mo为32重量％和Co为8重量％。
实施例和对比例中所用的原料油A为直馏减压瓦斯油(VGO)，其主要性质如表1所示。
以下实施例和对比例中的产品为采用相应的方法连续运行2天后所得到的产品。
表1
| 原料油 | A |
| 密度(20℃)/(g/cm3) | 0.9140 |
| S含量/(μg/g) | 22000 |
| N含量/(μg/g) | 927 |
| 凝点/℃ | 28 |
| 馏程(D-1160) | |
| 初馏点(℃) | 216 |
| 10体积％(℃) | 326 |
| 50体积％(℃) | 423 |
| 90体积％(℃) | 489 |
| 终馏点(℃) | 522 |
实施例1
本实施例采用图1所示的工艺进行，具体地：
原料油经管线10进入原料油储罐1，新氢依次经管线11和气体压缩机2后与原料油混合，通过管线12引入加热炉3，再由管线13进入加氢精制反应区4，部分混油氢由管线14进入加氢裂化反应区5。原料油和氢气依次在加氢精制反应区、加氢裂化反应区中发生反应，反应流出物经换热、冷却后由管线15引入高压分离器6进行气液分离，高压分离器顶部的富氢气流由管线16进入循环氢压缩机7，经循环氢压缩机增压后分两路沿管线19和管线20分别进入加氢精制反应区和加氢裂化反应区。高压分离器底部排出酸性水经管线18排出，下部液相物流经管线17进入低压分离器8，在此进行进一步的气液分离，分离出的气体经管线21抽出；低压分离器底部的物流由管线23排出，低压分离器下部的液体物流经管线22进入分馏塔9。塔顶24分出轻烃及轻石脑油馏分，上部侧线25抽出重石脑油馏分，中部侧线26抽出煤油馏分，至少部分煤油馏分经管线28循环回加氢裂化反应区的后精制催化剂床层，剩余部分煤油馏分作为航煤产品经管线27出装置，下部侧线29抽出柴油馏分，塔底30为尾油馏分。
本实施例所采用的反应条件分别如下：
加氢精制反应区：反应温度为372℃；反应压力为12MPa；氢油体积比为800：1；体积空速为1h-1；顶部床层装加氢保护催化剂RG-1(占加氢精制反应区装填的催化剂的总量的15％)，其余装加氢精制催化剂RN-32V；
加氢裂化反应区：反应温度为375℃；反应压力为12MPa；氢油体积比为1200：1；体积空速为1.3h-1(除后精制催化剂床层以外，下同)；分三个催化剂床层，前两个催化剂床层装填含Y分子筛的加氢裂化催化剂RHC-3，第三个床层装填后精制催化剂RN-32V，其中，与后精制催化剂接触的体积空速为5h-1。
加氢精制催化剂、加氢裂化催化剂和后精制催化剂的装填体积比为5：4：1。
所述用于循环回所述加氢裂化反应区的煤油馏分和作为产品出装置的煤油馏分的重量比为2：1。
本实施例所得到的产品性质如表2所示。
表2
| 产品 | 石脑油馏分 | 航煤馏分 | 柴油馏分 | 尾油馏分 |
| 馏程范围/℃ | <165 | 165-260 | 260-370 | >370 |
| 产品质量收率/％ | 30.4 | 25.2 | 17.8 | 26.6 |
| 密度(20℃)/(g/cm3) | 0.742 | 0.810 | 0.825 | 0.837 |
| 总硫/(μg/g) | <1 | <10 | <10 | <10 |
| 总氮/(μg/g) | <0.5 | <1 | <1 | <1 |
| 芳烃潜含量/％ | >50 | / | / | / |
| 烟点/mm | / | 27 | / | / |
| 十六烷值 | / | / | >53 | / |
| BMCI值 | / | / | / | 11.0 |
实施例2
本实施例采用与实施例1相同的工艺进行，所不同的是：
本实施例所采用的反应条件分别如下：
加氢精制反应区：反应温度为375℃；反应压力为8MPa；氢油体积比为800：1；体积空速为0.5h-1；顶部床层装加氢保护催化剂RG-1(占加氢精制反应区装填的催化剂的总量的15％)，其余装加氢精制催化剂RN-32V；
加氢裂化反应区：反应温度为378℃；反应压力为8MPa；氢油体积比为1200：1；体积空速为1.0h-1；分三个催化剂床层，前两个催化剂床层装填含Y分子筛的加氢裂化催化剂RHC-3，第三个床层装填后精制催化剂RN-32V，其中，与后精制催化剂接触的体积空速为10h-1。
加氢精制催化剂、加氢裂化催化剂和后精制催化剂的装填体积比为20：10：1。
所述用于循环回所述加氢裂化反应区的煤油馏分和作为产品出装置的煤油馏分的重量比为1：1。
本实施例所得到的产品性质如表3所示。
表3
| 产品 | 石脑油馏分 | 航煤馏分 | 柴油馏分 | 尾油馏分 |
| 馏程范围/℃ | <165 | 165-260 | 260-370 | >370 |
| 产品质量收率/％ | 30.3 | 26.3 | 17.9 | 24.5 |
| 密度(20℃)/(g/cm3) | 0.743 | 0.810 | 0.824 | 0.836 |
| 总硫/(μg/g) | <1 | <10 | <10 | <10 |
| 总氮/(μg/g) | <0.5 | <1 | <1 | <1 |
| 芳烃潜含量/％ | >50 | / | / | / |
| 烟点/mm | / | 25 | / | / |
| 十六烷值 | / | / | >53 | / |
| BMCI值 | / | / | / | 11.0 |
实施例3
本实施例采用与实施例1相同的工艺进行，所不同的是：
本实施例所采用的反应条件分别如下：
加氢精制反应区：反应温度为375℃；反应压力为10MPa；氢油体积比为800：1；体积空速为0.8h-1；顶部床层装加氢保护催化剂RG-1(占加氢精制反应区装填的催化剂的总量的15％)，其余装加氢精制催化剂RN-32V；
加氢裂化反应区：反应温度为376℃；反应压力为10MPa；氢油体积比为1200：1；体积空速为1.6h-1；分三个催化剂床层，前两个催化剂床层装填含Y分子筛的加氢裂化催化剂RHC-3，第三个床层装填后精制催化剂RN-32V，其中，与后精制催化剂接触的体积空速为8.0h-1。
加氢精制催化剂、加氢裂化催化剂和后精制催化剂的装填体积比为10：5：1。
所述用于循环回所述加氢裂化反应区的煤油馏分和作为产品出装置的煤油馏分的重量比为1.5：1。
本实施例所得到的产品性质如表4所示。
表4
| 产品 | 石脑油馏分 | 航煤馏分 | 柴油馏分 | 尾油馏分 |
| 馏程范围/℃ | <165 | 165-260 | 260-370 | >370 |
| 产品质量收率/％ | 30.5 | 25.3 | 17.6 | 26.6 |
| 密度(20℃)/(g/cm3) | 0.742 | 0.811 | 0.824 | 0.835 |
| 总硫/(μg/g) | <1 | <10 | <10 | <10 |
| 总氮/(μg/g) | <0.5 | <1 | <1 | <1 |
| 芳烃潜含量/％ | >50 | / | / | / |
| 烟点/mm | / | 26 | / | / |
| 十六烷值 | / | / | >53 | / |
| BMCI值 | / | / | / | 11.0 |
对比例1
本对比例采用单线串联的方法进行，也即不采用煤油馏分进入后精制区循环的方法进行，具体地采用如下工艺方法进行：
原料油进入原料油储罐，新氢经气体压缩机后与原料油混合，引入加热炉，再进入加氢精制反应区，部分混油氢进入加氢裂化反应区。原料油和氢气依次在加氢精制反应区、加氢裂化反应区中发生反应，反应流出物经换热、冷却后引入高压分离器进行气液分离，高压分离器顶部的富氢气流进入循环氢压缩机，经循环氢压缩机增压后分两路分别进入加氢精制反应区和加氢裂化反应区。高压分离器底部排出酸性水排出，下部液相物流进入低压分离器，在此进行进一步的气液分离，分离出的气体抽出；低压分离器底部的物流排出，低压分离器下部的液体物流进入分馏塔。塔顶分出轻烃及轻石脑油馏分，上部抽出重石脑油馏分，中部抽出煤油馏分，煤油馏分作为航煤产品出装置，下部抽出柴油馏分，塔底为尾油馏分。
本对比例所采用的反应条件分别如下：
加氢精制反应区：反应温度为372℃；反应压力为12MPa；氢油体积比为800：1；体积空速为1h-1；顶部床层装加氢保护催化剂RG-1(占加氢精制反应区装填的催化剂的总量的15％)，其余装加氢精制催化剂RN-32V；
加氢裂化反应区：反应温度为375℃；反应压力为12MPa；氢油体积比为1200：1；体积空速为1.3h-1；分三个催化剂床层，前两个催化剂床层装填含Y分子筛的加氢裂化催化剂RHC-3，第三个床层装填后精制催化剂RN-32V。
加氢精制催化剂、加氢裂化催化剂和后精制催化剂的装填体积比为5：4：1。
本对比例所得到的产品性质如表5所示。
表5
| 产品 | 石脑油馏分 | 航煤馏分 | 柴油馏分 | 尾油馏分 |
| 馏程范围/℃ | <165 | 165-260 | 260-370 | >370 |
| 产品质量收率/％ | 30.3 | 25.3 | 17.9 | 26.5 |
| 密度(20℃)/(g/cm3) | 0.740 | 0.812 | 0.827 | 0.838 |
| 总硫/(μg/g) | <1 | <10 | <10 | <10 |
| 总氮/(μg/g) | <0.5 | <1 | <1 | <1 |
| 芳烃潜含量/％ | >50 | / | / | / |
| 烟点/mm | / | 22 | / | / |
| 十六烷值 | / | / | >53 | / |
| BMCI值 | / | / | / | 11.0 |
实施例4
本实施例采用与实施例1相同的方法进行，所不同的是：
所述用于循环回所述加氢裂化反应区的煤油馏分和作为产品出装置的煤油馏分的重量比为0.3：1。
本实施例所得到的产品性质如表6所示。
表6
| 产品 | 石脑油馏分 | 航煤馏分 | 柴油馏分 | 尾油馏分 |
| 馏程范围/℃ | <165 | 165-260 | 260-370 | 260-370 |
| 产品质量收率/％ | 30.4 | 23.3 | 17.7 | 28.6 |
| 密度(20℃)/(g/cm3) | 0.743 | 0.812 | 0.824 | 0.839 |
| 总硫/(μg/g) | <1 | <10 | <10 | <10 |
| 总氮/(μg/g) | <0.5 | <1 | <1 | <1 |
| 芳烃潜含量/％ | >50 | / | / | / |
| 烟点/mm | / | 24 | / | / |
| 十六烷值 | / | / | >53 | / |
| BMCI值 | / | / | / | 11.0 |
实施例5
本实施例采用与实施例2相同的方法进行，所不同的是：
所述用于循环回所述加氢裂化反应区的煤油馏分和作为产品出装置的煤油馏分的重量比为5：1。
本实施例所得到的产品性质如表7所示。
表7
| 产品 | 石脑油馏分 | 航煤馏分 | 柴油馏分 | 尾油馏分 |
| 馏程范围/℃ | <165 | 165-260 | 260-370 | 260-370 |
| 产品质量收率/％ | 31.3 | 23.5 | 17.8 | 27.4 |
| 密度(20℃)/(g/cm3) | 0.744 | 0.812 | 0.824 | 0.837 |
| 总硫/(μg/g) | <1 | <10 | <10 | <10 |
| 总氮/(μg/g) | <0.5 | <1 | <1 | <1 |
| 芳烃潜含量/％ | >50 | / | / | / |
| 烟点/mm | / | 23 | / | / |
| 十六烷值 | / | / | >53 | / |
| BMCI值 | / | / | / | 11.0 |
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。
Claims (11)
1.一种生产航煤的方法，该方法包括：
(1)在氢气存在下，将原料油依次通过加氢精制区和加氢裂化区进行反应，得到加氢裂化流出物；
(2)将所述加氢裂化流出物依次进行气液分离和分馏，得到轻石脑油馏分、重石脑油馏分、柴油馏分、尾油馏分和煤油馏分；
(3)将部分所述煤油馏分引入所述加氢裂化区的后精制催化剂床层用于循环，剩余部分煤油馏分作为航煤产品馏出；
其中，所述煤油馏分的馏程为145-275℃。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，引入所述加氢裂化区的后精制催化剂床层用于循环的煤油馏分占全部煤油馏分的10-85重量％。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，引入所述加氢裂化区的后精制催化剂床层用于循环的煤油馏分占全部煤油馏分的25-75重量％。
4.根据权利要求1所述的方法，其中，所述加氢精制区中含有加氢精制催化剂；沿物流方向，所述加氢裂化反应区中依次含有加氢裂化催化剂和后精制催化剂。
5.根据权利要求4所述的方法，其中，所述加氢精制催化剂、加氢裂化催化剂和后精制催化剂的装填体积比为3-25：2-15：1。
6.根据权利要求1所述的方法，其中，所述原料油在加氢精制区进行反应的条件包括：反应温度为300-450℃，反应压力为5-13MPa，氢油体积比为300-2000：1，体积空速为0.1-5h-1。
7.根据权利要求1所述的方法，其中，所述原料油在加氢裂化区进行反应的条件包括：反应温度为300-450℃，反应压力为5-13MPa，氢油体积比为300-2000：1，体积空速为0.5-20h-1。
8.根据权利要求4或5所述的方法，其中，所述后精制催化剂中包括载体和负载在所述载体上的活性金属，所述载体包括无定形氧化铝和/或硅铝；所述活性金属包括第VIB族非贵金属和第VIII族非贵金属中的至少一种。
9.根据权利要求1所述的方法，其中，所述原料油包括直馏减压瓦斯油、焦化蜡油和脱沥青油中的至少一种。
10.根据权利要求1或9所述的方法，其中，所述原料油的馏程为200-700℃；原料油中硫含量低于50000μg/g，氮含量低于5000μg/g。
11.根据权利要求10所述的方法，所述原料油中硫含量低于40000μg/g，氮含量低于2000μg/g。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410594510.6A CN105542851B (zh) | 2014-10-29 | 2014-10-29 | 一种生产航煤的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410594510.6A CN105542851B (zh) | 2014-10-29 | 2014-10-29 | 一种生产航煤的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN105542851A true CN105542851A (zh) | 2016-05-04 |
| CN105542851B CN105542851B (zh) | 2017-05-24 |
Family
ID=55822421
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201410594510.6A Active CN105542851B (zh) | 2014-10-29 | 2014-10-29 | 一种生产航煤的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN105542851B (zh) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114437821A (zh) * | 2020-11-06 | 2022-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产航煤的加氢裂化方法 |
| CN114437819A (zh) * | 2020-11-06 | 2022-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产航煤的加氢裂化方法 |
| CN114437820A (zh) * | 2020-11-06 | 2022-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产航煤的加氢裂化方法 |
| CN115232644A (zh) * | 2022-05-09 | 2022-10-25 | 北京航空航天大学 | 生物油与重油共炼制航油的方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1257105A (zh) * | 1998-12-16 | 2000-06-21 | 中国石油化工集团公司 | 一种中压加氢裂化方法 |
| CN1343758A (zh) * | 2000-09-15 | 2002-04-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产喷气燃料和/或柴油、尾油的方法 |
| CN1966617A (zh) * | 2005-11-16 | 2007-05-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种多产中间馏分油的加氢裂化方法 |
| CN101210198A (zh) * | 2006-12-27 | 2008-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产优质柴油和优质重整原料的加氢方法 |
| CN102399586A (zh) * | 2010-09-09 | 2012-04-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产喷气燃料的中压加氢裂化方法 |
-
2014
- 2014-10-29 CN CN201410594510.6A patent/CN105542851B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1257105A (zh) * | 1998-12-16 | 2000-06-21 | 中国石油化工集团公司 | 一种中压加氢裂化方法 |
| CN1343758A (zh) * | 2000-09-15 | 2002-04-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产喷气燃料和/或柴油、尾油的方法 |
| CN1966617A (zh) * | 2005-11-16 | 2007-05-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种多产中间馏分油的加氢裂化方法 |
| CN101210198A (zh) * | 2006-12-27 | 2008-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产优质柴油和优质重整原料的加氢方法 |
| CN102399586A (zh) * | 2010-09-09 | 2012-04-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产喷气燃料的中压加氢裂化方法 |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114437821A (zh) * | 2020-11-06 | 2022-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产航煤的加氢裂化方法 |
| CN114437819A (zh) * | 2020-11-06 | 2022-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产航煤的加氢裂化方法 |
| CN114437820A (zh) * | 2020-11-06 | 2022-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产航煤的加氢裂化方法 |
| CN114437820B (zh) * | 2020-11-06 | 2023-04-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产航煤的加氢裂化方法 |
| CN114437821B (zh) * | 2020-11-06 | 2023-04-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产航煤的加氢裂化方法 |
| CN114437819B (zh) * | 2020-11-06 | 2023-04-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产航煤的加氢裂化方法 |
| CN115232644A (zh) * | 2022-05-09 | 2022-10-25 | 北京航空航天大学 | 生物油与重油共炼制航油的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105542851B (zh) | 2017-05-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7622034B1 (en) | Hydrocarbon conversion process | |
| CN103013559B (zh) | 一种选择性增产航煤的加氢裂化方法 | |
| CN1876767B (zh) | 煤焦油加氢裂化方法 | |
| US10760015B2 (en) | Installation and integrated hydrotreatment and hydroconversion process with common fractionation section | |
| JP2008524386A (ja) | 高転化率水素化処理 | |
| US20190201882A1 (en) | Wax Oil Hydrocracking Method and System | |
| KR20140017648A (ko) | 탄화수소를 수소화공정으로 처리하기 위한 방법 및 장치 | |
| US7803334B1 (en) | Apparatus for hydrocracking a hydrocarbon feedstock | |
| CN105542851A (zh) | 一种生产航煤的方法 | |
| CN103525461B (zh) | 一种加氢裂化方法 | |
| US20140027347A1 (en) | Dual stripper column apparatus and methods of operation | |
| CN108003927B (zh) | 一种生产航煤的加氢裂化方法 | |
| CN103773450A (zh) | 一种加工劣质原料的加氢裂化方法 | |
| CN109988609B (zh) | 一种灵活页岩油加氢裂化工艺 | |
| CN102344826B (zh) | 一种生产催化原料与优质柴油的加氢组合方法 | |
| CN103305272B (zh) | 一种降低焦炭产率的催化转化方法 | |
| CN103509599B (zh) | 一种生产中间馏分油的并流式加氢方法 | |
| CN104611039B (zh) | 劣质原料加氢裂化方法 | |
| CN1128859C (zh) | 烃加氢转化组合方法 | |
| CN103695032A (zh) | 一种重质柴油的改质方法 | |
| CN103305273A (zh) | 一种降低焦炭和干气产率的催化转化方法 | |
| CN102839018B (zh) | 一种加氢裂化方法 | |
| CN102807893B (zh) | 一种并流式加氢裂化方法 | |
| CN103059944A (zh) | 一种加工劣质原料的加氢裂化工艺方法 | |
| CN109988635B (zh) | 一种加氢处理和加氢裂化组合工艺 |
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 |