CN107541243B

CN107541243B - 一种煤焦油加氢的方法

Info

Publication number: CN107541243B
Application number: CN201610478686.4A
Authority: CN
Inventors: 吴昊; 李猛; 胡志海; 牛传峰; 龙湘云; 黄放
Original assignee: Sinopec Research Institute of Petroleum Processing; China Petroleum and Chemical Corp
Current assignee: Sinopec Research Institute of Petroleum Processing; China Petroleum and Chemical Corp
Priority date: 2016-06-27
Filing date: 2016-06-27
Publication date: 2019-05-17
Anticipated expiration: 2036-06-27
Also published as: CN107541243A

Abstract

本发明涉及煤焦油加氢领域，公开了一种煤焦油加氢的方法，包括：(1)分别将蒽油和煤焦油在第一反应区和第二反应区中进行加氢反应；(2)将所述第一反应区的流出物和所述第二反应区的流出物引入第三反应区中进行加氢精制；(3)将所述第三反应区的流出物依次进行气液分离和分馏；在步骤(1)中，控制所述第一反应区的加氢反应条件，使得所述第一反应区的流出物的液体烃类中不含有四环以及四环以上芳烃，以及使得所述第一反应区的流出物的液体烃类中二环芳烃和三环芳烃的总含量不低于70重量％。采用本发明的上述方法进行煤焦油加氢时能够延长煤焦油加氢精制催化剂的运转周期。

Description

一种煤焦油加氢的方法

技术领域

本发明涉及煤焦油加氢领域，具体地，涉及一种煤焦油加氢的方法，更具体地，涉及一种延长煤焦油加氢精制催化剂运转周期的方法。

背景技术

随着现代煤化工(以煤气化为龙头)煤制天然气、煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制芳烃、煤制油等的快速发展，煤焦油尤其是中低温煤焦油产量呈现快速增长的趋势。

近几年，鉴于节能减排与环保要求、煤焦油加氢关键技术突破，以及煤焦油加氢示范装置效益可观等因素影响，国内掀起了煤焦油加氢投资热潮。

截至目前，国内煤焦油加氢装置已投产、在建和拟建的装置数量超过了20家，规模超过了600万吨/年。煤焦油加氢装置规模的扩大，不仅解决了焦化行业的能耗与排放居高不下问题，也大幅提升了该行业的盈利能力、市场竞争力和资源利用效率，促进了焦化行业绿色、健康可持续发展。

目前，国内外对煤焦油的加工利用途径主要分为以下几个方面：一是以提取单体产品为主，例如德国吕格特公司可以从煤焦油中分离出400种产品，其中200多种已经产业化，主要是生产酚、精萘、蒽醌等化工产品；二是以沥青深加工为主，以日本三菱株式会社、美国Rilly公司及澳大利亚Koppars公司为代表，主要目的是生产针状焦、高级路面沥青等；三是作为燃料油直接燃烧；四是以煤焦油为原料油，采用加氢精制或加氢改质的工艺路线生产柴油。

煤焦油中胶质沥青质含量通常高达50％以上，而煤焦油加氢温度通常在380℃以上，造成加氢精制催化剂上容易生焦影响催化剂活性，由此也会造成煤焦油加氢精制催化剂运转周期短的问题。

CN101885984A公开了一种由煤焦油制备石脑油和柴油的方法，其中提及了防止床层压降上升过快的方法。该现有技术以煤焦油为原料，采用加氢精制-加氢改质组合工艺，主要特点在于将原料油与氢气混合进入加氢精制反应器进行脱金属、脱硫、脱氮、脱氧反应，其反应流出物进入加氢改质反应区，反应所得产物经分馏得到石脑油和柴油馏分。为防止催化剂床层压降过快，在加氢精制催化剂之前装入一定量的保护剂，保护剂加入量为加氢精制催化剂体积的5～30％，以延长装置运转周期。然而，该现有技术只是解决了金属堵塞床层的问题，并没有解决胶质沥青质聚合生焦的问题。

CN101074381A公开了一种煤焦油加工利用的加氢方法，该方法采用大孔保护催化剂来提高装置的运转周期。其采用的加氢保护剂孔容为0.55-0.95mL/g，比表面积为130-250m²/g，其用量为整个催化剂床层的5v％～15v％。同样的，该现有技术也只是解决了金属堵塞床层的问题，没有解决胶质沥青质聚合生焦的问题。

发明内容

本发明的目的是缓解胶质沥青质在催化剂上聚合生焦而引起的加氢装置运转周期缩短的问题，提供一种新的煤焦油加氢方法以延长煤焦油加氢精制催化剂的运转周期。

为了实现上述目的，本发明提供一种煤焦油加氢的方法，该方法包括：

(1)分别将蒽油和煤焦油在第一反应区和第二反应区中进行加氢反应；

(2)将所述第一反应区的流出物和所述第二反应区的流出物引入第三反应区中进行加氢精制；

(3)将所述第三反应区的流出物依次进行气液分离和分馏；

其中，在步骤(1)中，控制所述第一反应区的加氢反应条件，使得所述第一反应区的流出物的液体烃类中不含有四环以及四环以上芳烃，以及使得所述第一反应区的流出物的液体烃类中二环芳烃和三环芳烃的总含量不低于70重量％。

采用本发明的上述方法进行煤焦油加氢时能够延长煤焦油加氢精制催化剂的运转周期。

具体地，本发明的方法还具有如下优点：

本发明的方法中设置两个保护反应区，一个保护反应区用于脱除煤焦油中的金属，为主加氢反应器提供低金属进料；另一个保护反应区用于蒽油预处理，为煤焦油加氢主反应器提供多芳烃的进料，在该反应器中脱除蒽油中的二烯烃与少量稠环芳烃，预加氢后的蒽油与煤焦油原料一起进行加氢精制，能够明显缓解煤焦油在加氢精制催化剂上结焦的倾向。

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是本发明的煤焦油加氢的方法的工艺流程图。

附图标记说明

1、煤焦油 2、蒽油 3、第一反应器

4、第二反应器 5、第三反应器 6、分离单元

7、尾气 8、循环氢压缩机 9、石脑油馏分

10、柴油馏分 11、尾油馏分

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。

在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。

本发明提供了一种煤焦油加氢的方法，该方法包括：

(3)将所述第三反应区的流出物依次进行气液分离和分馏；

所述蒽油在第一反应区中进行预处理，在该反应器中脱除蒽油中的二烯烃与少量稠环芳烃，预加氢后的蒽油能够明显缓解煤焦油结焦倾向。

所述煤焦油在第二反应区中进行脱金属反应，从而为第三反应区的主加氢反应器提供低金属进料。

优选地，在步骤(1)中，控制所述第一反应区的加氢反应条件，使得所述第一反应区的流出物的液体烃类中二环芳烃和三环芳烃的总含量不低于75重量％。

进一步优选地，在步骤(1)中，控制所述第一反应区的加氢反应条件，使得所述第一反应区的流出物的液体烃类中二烯值不高于0.1gI₂/100g。

优选地，在步骤(1)中，以煤焦油的进料总量为基准，所述蒽油的进料量不低于5重量％。也即，在步骤(1)中，所述蒽油与所述煤焦油的进料重量之比大于等于5：100。

优选地，在步骤(1)中，控制所述第二反应区的加氢反应条件，使得所述第二反应区的流出物的液体烃类中金属含量低于1μg/g。

优选地，所述第一反应区的加氢反应条件包括：温度为200～350℃、压力为8.0～20.0MPa、液时体积空速为1.0～4.0h^-1、氢油体积比为500～3000。

优选地，所述第二反应区的加氢反应条件包括：温度为200～350℃、压力为8.0～20.0MPa、液时体积空速为0.2～1.0h^-1、氢油体积比为500～3000。

优选地，所述第三反应区的加氢反应条件包括：温度为350～430℃、压力为8.0～20.0MPa、液时体积空速为0.2～1.0h^-1、氢油体积比为500～3000。

所述第一反应区和所述第二反应区中可以装填有加氢保护催化剂。

优选地，所述第一反应区中的加氢保护催化剂的加氢活性低于所述第二反应区中的加氢保护催化剂的加氢活性。

所述第一反应区的加氢保护催化剂可以为加氢保护催化剂I，以及所述第二反应区的加氢保护催化剂可以为加氢保护催化剂II。

优选地，所述加氢保护催化剂I和所述加氢保护催化剂II的孔容为0.5-1.0mL/g，比表面积为90-120m²/g。

优选地，所述加氢保护催化剂I中含有载体和负载在所述载体上的活性金属元素，所述载体为氧化铝和/或氧化硅，所述活性金属元素选自Ni、Mo、W、Co中的至少一种；更优选地，以所述加氢保护催化剂I的总重量为基准，所述活性金属元素以氧化物计的含量为1-5重量％。

所述加氢保护催化剂II中含有的载体和活性金属元素可以分别与所述加氢保护催化剂I的载体和活性金属元素相同或不同。优选地，所述加氢保护催化剂II的载体为氧化铝和/或氧化硅，活性金属元素选自Ni、Mo、W、Co中的至少一种；更优选地，以所述加氢保护催化剂II的总重量为基准，所述活性金属元素以氧化物计的含量为3-10重量％。

并且，优选地，所述加氢保护催化剂II中的活性金属元素在所述加氢保护催化剂II中的重量占比比所述加氢保护催化剂I中的活性金属元素在所述加氢保护催化剂I中的重量占比大。

在所述第一反应区和所述第二反应区中分别含有的加氢保护催化剂I和加氢保护催化剂II的装填体积比为1：5-100；优选装填体积比为1：10-50。

所述第三反应区中可以装填加氢精制催化剂，本发明对所述加氢精制催化剂的种类没有特别的要求，可以为本领域内常规使用的各种加氢精制催化剂，本发明示例性地提供如下加氢精制催化剂：

加氢精制催化剂，包括载体和负载在所述载体上的活性金属元素，以及任选含有的活性助剂；所述载体选自氧化铝和氧化硅中的至少一种，所述活性金属元素选自Co、Mo、Ni、W中的至少一种。优选地，所述加氢精制催化剂的孔容为0.2-0.4mL/g，比表面积为135-160m²/g。

所述蒽油可以为初馏点不低于230℃、终馏点不高于420℃的蒽油。

所述煤焦油可以为低温煤焦油、中温煤焦油和高温煤焦油中的至少一种。

本发明的方法对所述分离和分馏的方法没有特别的限定，可以采用本领域内常规使用的方法进行分离和分馏，所述分馏例如可以在分馏塔中进行。经分馏塔分馏后能够得到石脑油馏分、柴油馏分和尾油馏分。

本发明中，所述第一反应区、第二反应区和第三反应区中分别可以含有至少一个反应器，也可以含有至少两个串联或并联的反应器。

根据一种优选的具体实施方式，本发明的方法采用图1所示的工艺流程进行，具体地：

将蒽油2引入第一反应器3中进行加氢反应，以及将煤焦油1引入第二反应器4中进行加氢反应，然后将所述第一反应器3的流出物和所述第二反应器4的流出物引入第三反应器5中进行加氢精制；然后将所述第三反应器5的流出物引入分离单元6中依次进行气液分离，经分离得到的气相物料经外排出尾气7之后进入循环氢压缩机8，获得循环氢进入系统进行循环，经分离得到的液相物料进入分馏塔中进行分馏，分别得到石脑油馏分9、柴油馏分10和尾油馏分11。

以下将通过实施例对本发明进行详细描述。

在没有特别说明的情况下，以下使用的各种原料均来自商购。

以下使用的煤焦油和蒽油的性质见表1。

加氢保护催化剂RGC-10A的组成为：以加氢保护催化剂RGC-10A的总重量为基准，0.5重量％的NiO、2.5重量％的MoO₃以及余量的氧化铝载体；

加氢保护催化剂RGC-10B的组成为：以加氢保护催化剂RGC-10B的总重量为基准，1.0重量％的NiO、5.5重量％的MoO₃以及余量的氧化铝载体；

加氢保护催化剂RGO-2的组成为：以加氢保护催化剂RGO-2的总重量为基准，2.5重量％的NiO、5.0重量％的MoO₃以及余量的氧化铝载体；

加氢精制催化剂RTC-2的组成为：以加氢精制催化剂RTC-2的总重量为基准，2.4重量％的NiO、2.3重量％的MoO₃、23.0重量％的WO₃以及余量的氧化铝载体。

以上催化剂均由石油化工科学研究院开发，中石化催化剂长岭分公司生产。

采用热重法(TG)测定催化剂的积炭量(RIPP 148-90)。

表1

项目	煤焦油	蒽油
			密度(20℃)/(g/cm<sup>3</sup>)	1.0603	1.1103
硫含量/(μg/g)	2400	4400
			氮含量/(μg/g)	5000	6000
残炭值/重量％	6.61	1.26
			四组分组成/重量％
饱和烃	8.1	0.4
			芳烃	20.9	73.4
胶质	51.6	24.6
			沥青质	19.4	1.6
金属含量/(ug/g)
			Fe	109.0	1.3
Ni	1.6	<0.1
			V	1.0	<0.1
Na	15.2	0.9
			Ca	333	2.0

实施例1

采用图1所示的工艺流程进行煤焦油加氢。

在第一反应器中装填RGC-10A催化剂5mL，在第二反应器中装填RGC-10B催化剂180mL，在第三反应器中装填RTC-2催化剂200mL。蒽油从第一反应器入口进入系统，进料量为10mL/h；煤焦油从第二反应器入口进入系统，进料量为90mL/h。

第一反应器操作条件为：反应温度为240℃，氢分压为15.0MPa，液时体积空速为2.0h^-1，氢油体积比为1000。

第二反应器操作条件为：反应温度为340℃，氢分压为15.0MPa，液时体积空速为0.5h^-1，氢油体积比为1800。

第三反应器操作条件为：反应温度为380℃，氢分压为15.0MPa，液时体积空速为0.5h^-1，氢油体积比为1720。

对第一反应器出口流出物进行取样分析，其主要性质见表2。对第二反应器出口流出物进行取样分析，其液体烃类中的总金属含量小于1μg/g。对第三反应器加氢生成油进行切割得到<150℃石脑油馏分、150-330℃柴油馏分和>330℃尾油馏分，各馏分性质见表3。

表2

	蒽油原料	第一反应器生成油
			密度(20℃)/(g/cm<sup>3</sup>)	1.1103	0.9553
二烯值/gI<sub>2</sub>/100g	0.51	<0.01
			总链烷烃/重量％	0	0
总环烷烃/重量％	0	5.2
			单环芳烃/重量％	19.6	18.6
双环芳烃/重量％	50.9	54.0
			三环芳烃/重量％	25.3	22.2
四环以上芳烃/重量％	4.2	0

表3

	石脑油馏分	柴油馏分	尾油馏分
				馏程范围/℃	<150	150-330	>330
密度(20℃)/(g/cm<sup>3</sup>)	0.765	0.845	0.872
				硫含量/(μg/g)	<1	<5	12
氮含量/(μg/g)	<1	<2	33
				粘度(20℃)/(mm<sup>2</sup>/s)	/	4.73	/
凝点/℃	/	-22	/
				实测十六烷值	/	42.2	/

由表3可以看出，通过本发明的方法对煤焦油进行加氢处理，得到的柴油馏分能够满足车用轻柴油指标要求。

测试例1

对实施例1的方法中使用的催化剂进行催速老化试验。将试验氢分压降至8MPa，为了使第一反应器出口产物烃类组成达到本发明的方法的要求，将第一反应器的温度升高至300℃进行操作，其他操作条件保持不变。在该条件下第三反应器主催化剂运行500h后卸出，分析其积炭量为3.6重量％。

对比例1

本对比例采用图1所示的工艺流程进行煤焦油加氢。为了考察在第一反应器无蒽油原料加工时，第三反应器加氢精制催化剂的积炭速度，试验时将第一反应器切出系统。

在第二反应器中装填RGC-10B催化剂180mL，在第三反应器中装填RTC-2催化剂180mL。煤焦油从第二反应器入口进入系统，进料量为90mL/h。

第三反应器操作条件为：反应温度为380℃，氢分压为15.0MPa，液时体积空速为0.5h^-1，氢油体积比为1800。

对第三反应器出口生成油进行切割，得到石脑油馏分、柴油馏分和尾油馏分，各馏分的性质见表4。由表4可以看出，对比例中得到的柴油馏分也可以满足车用轻柴油指标要求。

表4

	石脑油馏分	柴油馏分	尾油馏分
				馏程范围/℃	<150	150-330	>330
密度(20℃)/(g/cm<sup>3</sup>)	0.766	0.844	0.872
				硫含量/(μg/g)	<1	<5	10
氮含量/(μg/g)	<1	<2	31
				粘度(20℃)/(mm<sup>2</sup>/s)	/	4.76	/
凝点/℃	/	-20	/
				实测十六烷值	/	42.5	/

对比测试例1

对对比例1的方法中使用的催化剂进行催速老化试验。

将试验氢分压降至8MPa，其他操作条件保持不变。在该条件下第三反应器的加氢精制催化剂运行500h后卸出，分析其积炭量为5.3重量％。与测试例1催速老化后的催化剂积炭量3.6重量％相比，对比测试例1的5.3重量％的积炭量更高，说明本发明的方法能够减少主加氢精制催化剂上的积炭量。

实施例2

采用图1所示的工艺流程进行煤焦油加氢。

在第一反应器中装填RGC-10A和RGC-10B化剂各2.5mL，在第二反应器中装填RGC-10B和RGO-2催化剂各90mL，在第三反应器中装填RTC-2催化剂200mL。蒽油从第一反应器入口进入系统，进料量为15mL/h；煤焦油从第二反应器入口进入系统，进料量为85mL/h。

第一反应器操作条件为：反应温度为255℃，氢分压为13MPa，液时体积空速为3.0h^-1，氢油体积比为1500。第二反应器操作条件为：反应温度为348℃，氢分压为13MPa，液时体积空速为0.47h^-1，氢油体积比为1500。第三反应器操作条件为：反应温度为390℃，氢分压为13MPa，液时体积空速为0.5h^-1，氢油体积比为1500。

对第一反应器出口流出物进行取样分析，其主要性质见表5。对第二反应器出口流出物进行取样分析，其液体烃类中的总金属含量小于1μg/g。对第三反应器加氢生成油进行切割得到<150℃石脑油馏分、150-330℃柴油馏分和>330℃尾油馏分，各馏分性质见表6。

表5

	蒽油原料	第一反应器生成油
			密度(20℃)/(g/cm<sup>3</sup>)	1.1103	0.9601
二烯值/gI<sub>2</sub>/100g	0.51	<0.01
			总链烷烃/重量％	0	0
总环烷烃/重量％	0	4.2
			单环芳烃/重量％	19.6	18.5
双环芳烃/重量％	50.9	53.8
			三环芳烃/重量％	25.3	23.5
四环以上芳烃/重量％	4.2	0

表6

	石脑油馏分	柴油馏分	尾油馏分
				馏程范围/℃	<150	150-330	>330
密度(20℃)/(g/cm<sup>3</sup>)	0.766	0.856	0.882
				硫含量/(μg/g)	<1	<5	20
氮含量/(μg/g)	<1	<2	38
				粘度(20℃)/(mm<sup>2</sup>/s)	/	4.36	/
凝点/℃	/	-27	/
				实测十六烷值	/	41.6	/

测试例2

对实施例2的方法中使用的催化剂进行催速老化试验。将试验氢分压降至8MPa，为了使第一反应器出口产物烃类组成达到本发明的方法的要求，将第一反应器的温度升高至300℃进行操作，其他操作条件保持不变。在该条件下第三反应器主催化剂运行500h后卸出，分析其积炭量为3.9重量％。该积炭量低于对比测试例1的积炭量，说明本发明的方法能够有效的缓解加氢精制催化剂的积炭。

实施例3

采用图1所示的工艺流程进行煤焦油加氢。

在第一反应器中装填RGC-10A催化剂5mL，在第二反应器中装填RGO-2催化剂180mL，在第三反应器中装填RTC-2催化剂200mL。蒽油从第一反应器入口进入系统，进料量为20mL/h；煤焦油从第二反应器入口进入系统，进料量为80mL/h。

第一反应器操作条件为：反应温度为280℃，氢分压为17MPa，液时体积空速为4.0h^-1，氢油体积比为1200。

第二反应器操作条件为：反应温度为370℃，氢分压为17MPa，液时体积空速为0.44h^-1，氢油体积比为1200。

第三反应器操作条件为：反应温度为385℃，氢分压为17MPa，液时体积空速为0.5h^-1，氢油体积比为1200。

对第一反应器出口流出物进行取样分析，其主要性质见表7。对第二反应器出口流出物进行取样分析，其液体烃类中的总金属含量小于1μg/g。对第三反应器加氢生成油进行切割得到<150℃石脑油馏分、150-330℃柴油馏分和>330℃尾油馏分，各馏分性质见表8。

表7

	蒽油原料	第一反应器生成油
			密度(20℃)/(g/cm<sup>3</sup>)	1.1103	0.9612
二烯值/gI<sub>2</sub>/100g	0.51	<0.01
			总链烷烃/重量％	0	0
总环烷烃/重量％	0	3.9
			单环芳烃/重量％	19.6	18.8
双环芳烃/重量％	50.9	53.6
			三环芳烃/重量％	25.3	23.7
四环以上芳烃/重量％	4.2	0

表8

	石脑油馏分	柴油馏分	尾油馏分
				馏程范围/℃	<150	150-330	>330
密度(20℃)/(g/cm<sup>3</sup>)	0.767	0.860	0.882
				硫含量/(μg/g)	<1	<5	21
氮含量/(μg/g)	<1	<2	34
				粘度(20℃)/(mm<sup>2</sup>/s)	/	4.31	/
凝点/℃	/	-29	/
				实测十六烷值	/	41.3	/

测试例3

对实施例3的方法中使用的催化剂进行催速老化试验。将试验氢分压降至8MPa，为了使第一反应器出口产物烃类组成达到本发明的方法的要求，将第一反应器的温度升高至300℃进行操作，其他操作条件保持不变。在该条件下第三反应器主催化剂运行500h后卸出，分析其积炭量为2.9重量％。该积炭量低于对比测试例1的积炭量，说明本发明的方法能够有效的缓解加氢精制催化剂的积炭。

实施例4

本实施例采用与实施例1相似的方法进行，所不同的是：

本实施例的第一反应器和第二反应器中均装填RGC-10A催化剂，并且第一反应器和第二反应器的催化剂的装填量分别与实施例1中的第一反应器和第二反应器的催化剂的装填量相同。

其余均与实施例1中相同。

对第一反应器出口流出物进行取样分析，其主要性质与实施例1的表2中相同，而第二反应器出口处的液相产物中的金属含量为8μg/g。

对第三反应器加氢生成油进行切割得到<150℃石脑油馏分、150-330℃柴油馏分和>330℃尾油馏分，各馏分性质见表9。

从表格中的结果可以看出，虽然第二反应器中加氢保护催化剂剂活性并不比第一反应器中的加氢保护催化剂的活性高，但是并没有对最终产品的性质产生较大的影响。

表9

	石脑油馏分	柴油馏分	尾油馏分
				馏程范围/℃	<150	150-330	>330
密度(20℃)/(g/cm<sup>3</sup>)	0.765	0.846	0.872
				硫含量/(μg/g)	<1	<5	13
氮含量/(μg/g)	<1	<2	35
				粘度(20℃)/(mm<sup>2</sup>/s)	/	4.73	/
凝点/℃	/	-22	/
				实测十六烷值	/	42.2	/

测试例4

对实施例4的方法中使用的催化剂进行催速老化试验。将试验氢分压降至8MPa，为了使第一反应器出口产物烃类组成达到本发明的方法的要求，将第一反应器的温度升高至300℃进行操作，其他操作条件保持不变。在该条件下第三反应器主催化剂运行500h后卸出，分析其积炭量为4.0重量％。该积炭量低于对比测试例1的积炭量，说明本发明的方法中，即使第一反应器和第二反应器中采用相同活性的催化剂，也能够有效缓解加氢精制催化剂的积炭。

从本发明的上述测试例和对比测试例的结果可以看出，采用本发明的方法，能够显著降低煤焦油加氢过程中加氢精制催化剂的积炭速度，进而延长装置运行周期。

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

1.一种煤焦油加氢的方法，该方法包括：

(3)将所述第三反应区的流出物依次进行气液分离和分馏；

其中，在步骤(1)中，控制所述第一反应区的加氢反应条件，使得所述第一反应区的流出物的液体烃类中不含有四环以上芳烃，以及使得所述第一反应区的流出物的液体烃类中二环芳烃和三环芳烃的总含量不低于70重量％。

2.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤(1)中，控制所述第一反应区的加氢反应条件，使得所述第一反应区的流出物的液体烃类中二环芳烃和三环芳烃的总含量不低于75重量％。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(1)中，控制所述第一反应区的加氢反应条件，使得所述第一反应区的流出物的液体烃类中二烯值不高于0.1gI₂/100g。

4.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(1)中，以煤焦油的进料总量为基准，所述蒽油的进料量不低于5重量％。

5.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(1)中，控制所述第二反应区的加氢反应条件，使得所述第二反应区的流出物的液体烃类中金属含量低于1μg/g。

6.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述第一反应区的加氢反应条件包括：温度为200～350℃、压力为8.0～20.0MPa、液时体积空速为1.0～4.0h^-1、氢油体积比为500～3000。

7.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述第二反应区的加氢反应条件包括：温度为200～350℃、压力为8.0～20.0MPa、液时体积空速为0.2～1.0h^-1、氢油体积比为500～3000。

8.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述第三反应区的加氢反应条件包括：温度为350～430℃、压力为8.0～20.0MPa、液时体积空速为0.2～1.0h^-1、氢油体积比为500～3000。

9.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述第一反应区和所述第二反应区中装填有加氢保护催化剂。

10.根据权利要求9所述的方法，其中，所述第一反应区中的加氢保护催化剂的加氢活性低于所述第二反应区中的加氢保护催化剂的加氢活性。

11.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述蒽油的初馏点不低于230℃、终馏点不高于420℃。

12.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述煤焦油为低温煤焦油、中温煤焦油和高温煤焦油中的至少一种。