CN107033955A - 一种采用全能床加氢工艺的全厂工艺流程 - Google Patents

一种采用全能床加氢工艺的全厂工艺流程 Download PDF

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Abstract

一种采用全能床加氢工艺的全厂工艺流程，所述全能床工艺是指使油溶性催化剂先与原料互溶混合(对于油煤共同加氢工艺，其后再加入煤粉制备油煤浆、溶胀)、升温、升压、反应、分离和分馏，最终得到目标产品。本发明可用于渣油、原油炼制和油煤共炼，该工艺的核心是全能床反应器和油溶性催化剂，全能床加氢工艺采用空筒式、自然内循环式或强制内循环式反应器处理。装置包括原油蒸馏、渣油全能床加氢裂化(对于油煤共炼是油煤全能床加氢)、馏分油全能床加氢、催化重整、异构化、制氢、轻烃回收、硫磺回收。本发明采用全能床加氢工艺加工原油、或渣油、或渣油和煤粉，全厂设备大幅减少，全厂工艺流程缩短，安全风险低，维修工作量少，增加了经济效益且减少大气污染。

Description

一种采用全能床加氢工艺的全厂工艺流程
技术领域
本发明涉及一种采用全能床加氢工艺的全厂工艺流程，属于炼油化工和煤化工领域。
背景技术
传统原油炼制工艺，通常先采用常减压蒸馏工艺对原油进行处理，常压蒸馏出石脑油、汽油、煤油、柴油和常压渣油，石脑油、汽油、煤油、柴油分别进行加氢精制；常压渣油经减压蒸馏获得蜡油馏分和减压渣油；蜡油采用催化裂化、或加氢裂化、或焦化装置处理，减压渣油通常采用焦化或溶剂脱沥青、或加氢处理+催化裂化等热加工工艺处理，这些装置处理后的馏分油还需要进一步加氢精制或改质。这种工艺的全厂加工装置数量多，检修工作量大；各馏分油分别处理使得出厂成品油的组分油品种多，提高油品质量难度大，且调合工作量大；全厂成品油加芳烃收率低，催化油浆等燃料油不仅价格低，在燃烧过程中的大气污染饱受诟病；柴汽比调节幅度有限，很难做到1.2以下，芳烃产率不超过20％，严重制约企业油品质量升级和经济效益提高；催化裂化、焦化等热加工工艺造成的大气污染较为严重。
发明内容
发明人在对炼油工艺深入研究的基础上，提出一种采用全能床(All-Bed for Oil(plus coal)Processing)加氢工艺的全厂工艺流程。
本发明具体技术方案如下：
一种采用全能床加氢工艺的全厂工艺流程，其特征在于：
(1)原料为油，包括原油、常压渣油、减压渣油、催化油浆、脱油沥青、煤焦油中的一种或几种混合物；
(2)工艺流程：原料油与油溶性催化剂进行混合，再加入氢气，升温升压后进入重油全能床加氢装置，所述重油全能床加氢装置生产的气体组分经气体处理工序处理后成为气体产品，液体组分进行后续加氢、和/或催化重整和/或异构化工艺处理后生产成品油及化工品，油渣占进料质量比不多于5％；
其中所述全能床为不包括固定的床层的筒式反应器；所述油溶性催化剂活性组分为Mo、Ni、Co、W、Fe中的一种或多种组合。
另一种采用全能床加氢工艺的全厂工艺流程，其特征在于：
(1)原料为油煤混合物，其中所述油为原油、常压渣油、减压渣油、催化油浆、脱油沥青、煤焦油中的一种或几种混合物；
(2)工艺流程：
所述原料油先在原料油/催化剂混合系统与油溶性催化剂进行混合，原料油/催化剂混合物和煤粉再进行溶胀处理，然后再加入氢气，升温升压后进入油煤全能床加氢装置，所述油煤全能床加氢装置生产的气体组分经气体处理工序处理后成为气体产品，液体组分分别经过后续加氢、和/或催化重整和/或异构化工艺处理后生产成品油及化工品，油渣占进料质量比不多于5％；
其中所述全能床为不包括固定的床层的筒式反应器；所述油溶性催化剂为：所述油溶性催化剂活性组分为Mo、Ni、Co、W、Fe中的一种或多种组合。
上述两种全厂工艺流程中，优选的所述全能床加氢装置所产液体组分为≤500℃的馏分油，分为石脑油馏分和柴油馏分。
优选的所述后续加氢为柴油馏分与油溶性催化剂进行混合，再加入氢气，进入柴油全能床加氢装置，生产的液体产品包括第一轻石脑油、第一重石脑油、和柴油和/或煤油成品油。
进一步所述第一重石脑油与所述石脑油馏分共同进行催化重整工艺得到的产品包括第二轻石脑油、汽油和芳烃。
进一步所述第二轻石脑油与第一轻石脑油共同进行异构化工艺得到汽油。
另一种采用全能床加氢工艺的全厂工艺流程，其特征在于：
(1)原料为原油；
(2)工艺流程：原油在不小于150℃蒸馏，蒸馏出的轻组分为油馏分油和气体组分，重组分为渣油馏分；所述渣油馏分先与油溶性催化剂进行混合，再加入氢气，升温升压后进入渣油全能床加氢装置，所述渣油全能床加氢装置生产的气体组分和蒸馏装置生产的气体组分经气体处理工序处理后成为气体产品，所述渣油全能床加氢装置生产的液体组分和蒸馏出的对应的馏分油组分共同经过后续加氢、和/或催化重整和/或异构化工艺处理后生产成品油及化工品，油渣占进料质量比不多于5％；
其中所述全能床内为不包括固定的床层的筒式反应器；所述油溶性催化剂为：所述油溶性催化剂活性组分为Mo、Ni、Co、W、Fe中的一种或多种组合。
另一种采用全能床加氢工艺的全厂工艺流程，其特征在于：
(1)原料为油煤混合物，其中所述油为原油；
(2)工艺流程：原油在不小于150℃蒸馏，蒸馏出的轻组分为油馏分油和气体组分，重组分为渣油馏分；所述渣油馏分先在原料油/催化剂混合系统与油溶性催化剂进行混合，原料油/催化剂混合物和煤粉再进行溶胀处理，然后再加入氢气，升温升压后进入油煤全能床加氢装置，所述油煤全能床加氢装置生产的气体组分和蒸馏装置生产的气体组分经气体处理工序处理后成为气体产品，所述油煤全能床加氢装置生产的液体组分和蒸馏出的对应的馏分油组分共同经过后续加氢、和/或催化重整和/或异构化工艺处理后生产成品油及化工品，油渣占进料质量比不多于5％；
其中所述全能床内为不包括固定的床层的筒式反应器；所述油溶性催化剂活性组分为Mo、Ni、Co、W、Fe中的一种或多种组合。
上述两种全厂工艺流程，优选的蒸馏出的所述油馏分油包括第一石脑油馏分和第一柴油馏分，所述全能床加氢装置所产液体组分为≤500℃的第二石脑油馏分和第二柴油馏分。
优选的所述后续加氢为所述第一柴油馏分与第二柴油馏分共同进入柴油全能床加氢装置加氢生成第一轻石脑油、第一重石脑油、和柴油和/或煤油成品油。
进一步所述第一重石脑油与所述第一石脑油馏分和第二石脑油馏分共同进行催化重整工艺得到的产品包括第二轻石脑油、汽油和芳烃。
进一步所述第二轻石脑油与第一轻石脑油共同进行异构化工艺得到汽油。
优选的本专利的所述全能床为空筒结构或带内循环结构的筒式反应器。
此外优选的所述全能床加氢装置的产物还包括占进料质量比10-25％的回流蜡油。
本发明所述的油溶性催化剂为包括以下成分：作为活性成分的金属Mo、Ni、Co、W、Fe中的一种或几种、羧酸类有机物和醇类有机物中的一种或几种、和硫化剂，其中金属元素的质量在催化剂中的重量含量为0.5-15％，所述硫化剂为液硫或能在硫化条件下分解成H2S的硫化物，硫化剂中元素硫的质量为催化剂中金属元素质量的0.8-4倍,所述羧酸类有机物和醇类有机物为：C2-C6的羧酸，C2-C5的单醇、二醇、三醇中的一种或几种，金属元素分散在液态有机物中。
本发明的技术效果如下：
本发明的全能床工艺是指使油溶性催化剂先与原料互溶混合(对于油煤共同加氢工艺，其后再加入煤粉制备油煤浆、溶胀)、升温、升压、进入全能床反应、分离和分馏，最终得到目标产品。本发明可用于渣油、原油炼制和油煤共炼，用于原油炼制时对原油性质没有限制性要求。该工艺的核心是全能床反应器和油溶性催化剂，全能床加氢工艺采用空筒式、自然内循环式或强制内循环式反应器处理，不包括固定床层，催化剂随进料进入并跟随油渣排出。装置包括原油蒸馏、渣油全能床加氢裂化(对于油煤共炼是油煤全能床加氢)、馏分油全能床加氢、催化重整、异构化、制氢、轻烃回收、硫磺回收。本发明采用全能床加氢工艺加工原油、或渣油、或渣油和煤粉，具有如下述突出优势：
1、采用该发明，全厂设备大幅减少，只有蒸馏(需处理原油时)、重油全能床加氢(对于共炼工艺，则是油煤全能床加氢)、馏分油全能床加氢、催化重整、异构化(如果不产汽油，则可取消该装置)，轻烃回收、制氢、硫磺回收装置，全厂工艺流程短，安全风险低，维修工作量少。
2、该工艺对原料油无限制性要求，加工重(劣)质油和低阶煤的经济效益最好。
3、采用该工艺，成品油+芳烃收率高达85％，能够最大程度地发挥高资源利用效率。
4、该工艺的组分油少，柴油和煤油分别只有一种，汽油只有重整汽油和异构化汽油，不需要油品调合系统。
5、该工艺的成品油质量高，无重柴油、催化油浆、燃料油等低质油品和石油焦，油品在使用过程中的大气污染少，柴汽比可小于1。原油炼制全能床加氢工艺的产品主要指标见下表：
油品 质量指标
汽油 辛烷值95，烯烃含量≤5％，硫含量≤2ppm，不含MTBE。
航煤 烯烃含量≤3％，硫含量≤4ppm，冰点≤-48℃。
柴油 十六烷值≥51，硫含量≤5ppm。
对于油煤共炼全能床加氢工艺，产品性质见下表：
油品 质量指标
汽油 辛烷值95，烯烃含量≤5％，硫含量≤2ppm，不含MTBE。
航煤 密度≥0.83g/cm3，烯烃含量≤3％，硫含量≤4ppm，冰点≤-48℃。
柴油 十六烷值≥51，自然凝点≤-20℃，硫含量≤5ppm。
6、全厂无催化、焦化、溶剂脱沥青等热加工工艺，大气污染和固废产生量少。
对于包括原油蒸馏的工艺来说，进一步具有以下优点：对比传统工艺，由于设备、催化剂等综合的原因，在常减压蒸馏阶段就需要分离出石脑油、汽油、煤油、柴油等馏分和常压渣油，接下来首先对于每一种馏分都需要单独的设备来进行加氢精制，而常压渣油在减压蒸馏获得蜡油和减压渣油后，又要分别加氢、催化裂化等获得进一步处理的馏分油，而这些馏分油与常减压蒸馏出的馏分的加氢精制产物性质差别较大，即使是同样的馏分也不能混合共同加氢精制，必须再进行单独的加氢精制或改质，因此需要更多的、繁琐的设备。
而采用本发明，由于全能床和催化剂的特性，在蒸馏阶段无需将柴油分离成汽油、煤油等，可在柴油全能床加氢装置中统一加氢后再重整或异构，且所述渣油全能床加氢装置生产的每个液体组分和蒸馏出的对应的馏分油组分可以共同进行处理，例如渣油全能床加氢的柴油馏分与蒸馏获得的柴油馏分性质均较好较接近，可以合并进行柴油全能床加氢，无需针对每个馏分单独设置加氢装置，同时渣油全能床加氢的石脑油也可以与蒸馏获得的石脑油合并共同进入轻烃回收后催化重整等。因此全厂只有蒸馏、渣油全能床加氢(对于共炼工艺，则是油煤全能床加氢)、馏分油全能床加氢、催化重整、异构化(如果不产汽油，则可取消该装置)，轻烃回收、制氢、硫磺回收装置，全厂工艺流程短，设备大幅减少，安全风险低，维修工作量少。
附图说明
图1为本发明实施例1的流程简图，
图2为本发明实施例2的流程简图。
具体实施方式
为了更好的理解本发明，下面根据实施例结合附图进行进一步的解释。
实施例1
本实施例为采用全能床加氢工艺的原油炼制。
1、原料：沙特重质原油，性质见表1。
表1原油性质表
2、工艺流程，见图1。
(1)原油蒸馏：将原油蒸馏至350℃，轻组分为干气、液化气、石脑油和柴油馏分，重组分为渣油，渣油约占原油的70％。
(2)渣油全能床加氢：渣油与活性金属为Mo和Fe的油溶性催化剂充分混合(200℃，30min)后升温至380℃，升压至19MPa，再混入氢气，进入渣油全能床加氢反应器，反应产物经分离、分馏处理后获得干气、液化气、石脑油馏分和柴油馏分，分别占进料的18％和72％，此外还有不多于2％的油渣和可用来反冲洗等的循环蜡油。
(3)柴油全能床加氢：渣油全能床加氢和原油蒸馏工艺所产柴油馏分共同与活性金属为Mo和W的油溶性催化剂充分混合(180℃，30min)后升温至320℃，升压至8MPa进入柴油全能床加氢反应器，反应产物经分离、分馏处理后获得干气、液化气、轻石脑油、重石脑油和柴油馏分。
(4)催化重整：原油蒸馏和渣油全能床加氢工艺所产石脑油馏分经轻烃回收脱硫处理后获得石脑油，或进入催化预加氢工艺(未示出)获得精制石脑油，催化预加氢采用全能床完成，生成的石脑油(精制石脑油)和柴油全能床加氢生成的重石脑油共同经催化重整工艺处理，生产干气、液化气、戊烷油、轻石脑油、高辛烷值汽油、苯、甲苯、混合二甲苯、C9芳烃等成品油、化工品和抽余油。
(5)异构化：柴油全能床加氢生成的轻石脑油和催化重整的轻石脑油(未示出)及抽余油共同进行异构化生成汽油。
(6)其它：各装置所产酸性气、酸性水经硫回收工艺处理，全厂所需氢气由自产干气制备。
3、产品方案，见表2。
液化气，wt％ 6.8
干气 4.2
成品油+芳烃收率，wt％ 85.6
液体产品占比，wt％
汽油 40.3
柴油 40.9
芳烃 18.8
其它
4、主要产品性质，见表3和4。
表3汽油主要质量指标
项目 质量指标
研究法辛烷值(RON) 95.4
硫含量(mg/kg) 2.5
硫醇硫含量(质量分数)/％ 0.0001
烯烃含量(体积分数)/％ 4.8
密度/(20℃)/(kg/m3) 756
表4柴油主要质量指标
项目 质量指标
硫含量/(mg/kg) 4.5
十六烷值 51
十六烷指数 46
密度/(20℃)/(kg/m3) 815
实施例2
本实施例为采用全能床加氢的煤油共炼工艺。
1、原料：原油为沙特重质原油，主要性质见表1，煤为中国新疆哈密烟煤，主要性质见表5.
试验原料为胜利原油和新疆烟煤，其性质见表1和表2。将原油进行常压蒸馏，使用蒸馏后>310℃重油与煤粉进行共炼，胜利原油>310℃重油的性质见表5。
表5哈密烟煤性质表
2、工艺流程：
(1)原油蒸馏和备煤：原油在350℃蒸馏，渣油性质见表6，煤经破碎、干燥、研磨至100-150μm，将煤干燥后研磨至150μm以下，供连续试验时使用，灰分为5.59％(Mad)，水分为4.46％(Mad)，挥发分为52.38％(Vdaf)。
表6渣油主要性质表
(2)油煤浆态床加氢：将渣油与活性金属为Mo和Fe的油溶性催化剂充分混合(200℃，30min)，混合物与煤粉进行混合预处理，采用两级混捏、两级溶胀扩散(250℃，120min)，升温至380℃，升压至19MPa，再混入氢气，进入油煤全能床加氢反应器，反应产物经分离、分馏处理后获得干气、液化气、石脑油馏分和柴油馏分，分别占进料的11％和64％，此外还有不超过2％的油渣和可用来反冲洗等的循环蜡油。
(3)柴油全能床加氢：原油蒸馏和油煤全能床加氢工艺所产柴油馏分与活性金属为Mo和W的油溶性催化剂充分混合(180℃，30min)后升温至320℃，升压至10MPa进入柴油全能床加氢反应器，反应产物经分离、分馏处理后获得干气、液化气、轻石脑油、重石脑油和柴油、煤油馏分。
(4)催化重整：原油蒸馏和油煤全能床加氢工艺所产石脑油馏分经轻烃回收脱硫处理后获得石脑油，或进入催化预加氢工艺(未示出)获得精制石脑油，催化预加氢采用全能床完成，生成的石脑油(精制石脑油)和柴油全能床加氢生成的重石脑油经催化重整工艺处理，生产干气、液化气、戊烷油、轻石脑油、高辛烷值汽油、苯、甲苯、混合二甲苯、C9芳烃等成品油和化工品及抽余油。
(5)异构化：柴油全能床加氢生成的轻石脑油和催化重整的轻石脑油(未示出)及抽余油共同进行异构化生成汽油。
(6)其它：各装置所长酸性气、酸性水经硫回收工艺处理，全厂所需氢气由自产干气制氢和煤制氢工艺提供。
3、产品方案，见表7。
液化气，wt％ 6.2
干气 3.9
成品油+芳烃收率，wt％ 73.1
液体产品占比，wt％
汽油 28
煤油 27
芳烃 45
其它 16.8
4、主要产品性质，见表8和9。
表8汽油主要质量指标
项目 质量指标
研究法辛烷值(RON) 95.4
硫含量(mg/kg) 2.5
硫醇硫含量(质量分数)/％ 0.0001
烯烃含量(体积分数)/％ 4.8
密度/(20℃)/(kg/m3) 778
表9航煤主要质量指标
项目 质量指标
烯烃含量(体积分数)/％ 3
总硫含量(质量分数) 4ppm
密度(20℃)/(kg/m3) 835
冰点/℃ -48
烟点/mm 25.8
实施例3
本实施例为实施例1去掉原油蒸馏的部分，仅对渣油进行全能床加氢的部分。
工艺流程为：
(1)渣油全能床加氢：渣油与活性金属为Mo和Fe的油溶性催化剂充分混合(200℃，30min)后升温至380℃，升压至19MPa，再混入氢气，进入渣油全能床加氢反应器，反应产物经分离、分馏处理后获得干气、液化气、石脑油馏分和柴油馏分，分别占进料的18％和72％，此外还有不多于2％的油渣和可用来反冲洗等的循环蜡油。
(2)柴油全能床加氢：渣油全能床加氢所产柴油馏分与活性金属为Mo和W的油溶性催化剂充分混合(180℃，30min)后升温至320℃，升压至8MPa进入柴油全能床加氢反应器，反应产物经分离、分馏处理后获得干气、液化气、轻石脑油、重石脑油和柴油馏分。
(3)催化重整：渣油全能床加氢工艺所产石脑油馏分经轻烃回收脱硫处理后获得石脑油，或进入催化预加氢工艺(未示出)获得精制石脑油，催化预加氢采用全能床完成，生成的石脑油(精制石脑油)和柴油全能床加氢生成的重石脑油共同经催化重整工艺处理，生产干气、液化气、戊烷油、轻石脑油、高辛烷值汽油、苯、甲苯、混合二甲苯、C9芳烃等成品油、化工品和抽余油。
(5)异构化：柴油全能床加氢生成的轻石脑油和催化重整的轻石脑油(未示出)及抽余油共同进行异构化生成汽油。
(6)其它：各装置所产酸性气、酸性水经硫回收工艺处理，全厂所需氢气由自产干气制备。
其产品方案和性质与实施例1基本相同。
实施例4
本实施例为实施例2去掉原油蒸馏的部分，仅对渣油和煤进行油煤混炼全能床加氢的部分。
原油蒸馏和备煤：原油在350℃蒸馏，渣油性质见表6，煤经破碎、干燥、研磨至100-150μm，将煤干燥后研磨至150μm以下，供连续试验时使用，灰分为5.59％(Mad)，水分为4.46％(Mad)，挥发分为52.38％(Vdaf)。
(2)油煤浆态床加氢：将渣油与活性金属为Mo和Fe的油溶性催化剂充分混合(200℃，30min)，混合物与煤粉进行混合预处理，采用两级混捏、两级溶胀扩散(250℃，120min)，升温至380℃，升压至19MPa，再混入氢气，进入油煤全能床加氢反应器，反应产物经分离、分馏处理后获得干气、液化气、石脑油馏分和柴油馏分，分别占进料的11％和64％，此外还有不超过2％的油渣和可用来反冲洗等的循环蜡油。
(3)柴油全能床加氢：油煤全能床加氢工艺所产柴油馏分与活性金属为Mo和W的油溶性催化剂充分混合(180℃，30min)后升温至320℃，升压至10MPa进入柴油全能床加氢反应器，反应产物经分离、分馏处理后获得干气、液化气、轻石脑油、重石脑油和柴油、煤油馏分。
(4)催化重整：油煤全能床加氢工艺所产石脑油馏分经轻烃回收脱硫处理后获得石脑油，或进入催化预加氢工艺(未示出)获得精制石脑油，催化预加氢采用全能床完成，生成的石脑油(精制石脑油)和柴油全能床加氢生成的重石脑油经催化重整工艺处理，生产干气、液化气、戊烷油、轻石脑油、高辛烷值汽油、苯、甲苯、混合二甲苯、C9芳烃等成品油和化工品及抽余油。
(5)异构化：柴油全能床加氢生成的轻石脑油和催化重整的轻石脑油(未示出)及抽余油共同进行异构化生成汽油。
(6)其它：各装置所长酸性气、酸性水经硫回收工艺处理，全厂所需氢气由自产干气制氢和煤制氢工艺提供。
其产品方案和性质与实施例2基本相同。
以上各实施例的反应条件例如温度和压力视反应物不同在上下百分之十的范围内均可进行选择，不影响实验的结论。
结论：
从实施例可以看出，采用该发明用于原油、渣油炼制或油煤共炼，均能够取得较好的效果：缩短工艺流程、优化产品结构、提升油品质量、增加经济效益、减少大气污染。
以上所述仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，例如反应条件的变化或产物馏分的选择，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求书的保护范围为准。

Claims (10)

1.一种采用全能床加氢工艺的全厂工艺流程，其特征在于：
(1)原料为油，包括原油、常压渣油、减压渣油、催化油浆、脱油沥青、煤焦油中的一种或几种混合物；
(2)工艺流程：原料油与油溶性催化剂进行混合，再加入氢气，升温升压后进入重油全能床加氢装置，所述重油全能床加氢装置生产的气体组分经气体处理工序处理后成为气体产品，液体组分进行后续加氢、和/或催化重整和/或异构化工艺处理后生产成品油及化工品，油渣占进料质量比不多于5％；
其中所述全能床为不包括固定的床层的筒式反应器；所述油溶性催化剂活性组分为Mo、Ni、Co、W、Fe中的一种或多种组合。
2.一种采用全能床加氢工艺的全厂工艺流程，其特征在于：
(1)原料为油煤混合物，其中所述油为原油、常压渣油、减压渣油、催化油浆、脱油沥青、煤焦油中的一种或几种混合物；
(2)工艺流程：
所述原料油先在原料油/催化剂混合系统与油溶性催化剂进行混合，原料油/催化剂混合物和煤粉再进行溶胀处理，然后再加入氢气，升温升压后进入油煤全能床加氢装置，所述油煤全能床加氢装置生产的气体组分经气体处理工序处理后成为气体产品，液体组分分别经过后续加氢、和/或催化重整和/或异构化工艺处理后生产成品油及化工品，油渣占进料质量比不多于5％；
其中所述全能床为不包括固定的床层的筒式反应器；所述油溶性催化剂活性组分为Mo、Ni、Co、W、Fe中的一种或多种组合。
3.一种采用全能床加氢工艺的全厂工艺流程，其特征在于：
(1)原料为原油；
(2)工艺流程：原油在不小于150℃蒸馏，蒸馏出的轻组分为油馏分油和气体组分，重组分为渣油馏分；所述渣油馏分先与油溶性催化剂进行混合，再加入氢气，升温升压后进入渣油全能床加氢装置，所述渣油全能床加氢装置生产的气体组分和蒸馏装置生产的气体组分经气体处理工序处理后成为气体产品，所述渣油全能床加氢装置生产的液体组分和蒸馏出的对应的馏分油组分共同经过后续加氢、和/或催化重整和/或异构化工艺处理后生产成品油及化工品，油渣占进料质量比不多于5％；
其中所述全能床内为不包括固定的床层的筒式反应器；所述油溶性催化剂活性组分为Mo、Ni、Co、W、Fe中的一种或多种组合。
4.一种采用全能床加氢工艺的全厂工艺流程，其特征在于：
(1)原料为油煤混合物，其中所述油为原油；
(2)工艺流程：原油在不小于150℃蒸馏，蒸馏出的轻组分为油馏分油和气体组分，重组分为渣油馏分；所述渣油馏分先在原料油/催化剂混合系统与油溶性催化剂进行混合，原料油/催化剂混合物和煤粉再进行溶胀处理，然后再加入氢气，升温升压后进入油煤全能床加氢装置，所述油煤全能床加氢装置生产的气体组分和蒸馏装置生产的气体组分经气体处理工序处理后成为气体产品，所述油煤全能床加氢装置生产的液体组分和蒸馏出的对应的馏分油组分共同经过后续加氢、和/或催化重整和/或异构化工艺处理后生产成品油及化工品，油渣占进料质量比不多于5％；
其中所述全能床内为不包括固定的床层的筒式反应器；所述油溶性催化剂活性组分为Mo、Ni、Co、W、Fe中的一种或多种组合。
5.根据权利要求1或2所述的全厂工艺流程，其特征在于所述全能床加氢装置所产液体组分包括≤500℃的馏分油的石脑油馏分和柴油馏分。
6.根据权利要求5所述的全厂工艺流程，其特征在于所述后续加氢为柴油馏分与油溶性催化剂进行混合，再加入氢气，进入柴油全能床加氢装置，生产的液体产品包括第一轻石脑油、第一重石脑油、和柴油和/或煤油成品油。
7.根据权利要求6所述的全厂工艺流程，其特征在于所述第一重石脑油与所述石脑油馏分共同进行催化重整工艺得到的产品包括第二轻石脑油、汽油和芳烃。
8.根据权利要求7所述的全厂工艺流程，其特征在于所述第二轻石脑油与第一轻石脑油共同进行异构化工艺得到汽油。
9.根据权利要求3或4所述的全厂工艺流程，其特征在于蒸馏出的所述油馏分油包括第一石脑油馏分和第一柴油馏分，所述全能床加氢装置所产液体组分包括≤500℃的第二石脑油馏分和第二柴油馏分。
10.根据权利要求9所述的全厂工艺流程，其特征在于所述后续加氢为所述第一柴油馏分与第二柴油馏分共同进入柴油全能床加氢装置加氢生成包括第一轻石脑油、第一重石脑油、和柴油和/或煤油成品油。
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