CN108300511B - 中低温煤焦油两段加氢处理工艺及其系统 - Google Patents
中低温煤焦油两段加氢处理工艺及其系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108300511B CN108300511B CN201810205483.7A CN201810205483A CN108300511B CN 108300511 B CN108300511 B CN 108300511B CN 201810205483 A CN201810205483 A CN 201810205483A CN 108300511 B CN108300511 B CN 108300511B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- phenol
- oil
- pretreatment
- bed hydrogenation
- pipeline
- 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
- 239000011280 coal tar Substances 0.000 title claims abstract description 57
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 107
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims abstract description 106
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 51
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 73
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 47
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 45
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 39
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 27
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 18
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 18
- 238000011033 desalting Methods 0.000 claims description 16
- 238000007670 refining Methods 0.000 claims description 16
- 238000010992 reflux Methods 0.000 claims description 15
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 14
- QWVGKYWNOKOFNN-UHFFFAOYSA-N o-cresol Chemical compound CC1=CC=CC=C1O QWVGKYWNOKOFNN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 11
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 10
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 10
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 10
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 9
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 8
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 claims description 7
- QWBBPBRQALCEIZ-UHFFFAOYSA-N 2,3-dimethylphenol Chemical compound CC1=CC=CC(O)=C1C QWBBPBRQALCEIZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 14
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 6
- -1 naphtha Substances 0.000 description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 4
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 4
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
- C10G67/14—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including at least two different refining steps in the absence of hydrogen
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C37/00—Preparation of compounds having hydroxy or O-metal groups bound to a carbon atom of a six-membered aromatic ring
- C07C37/68—Purification; separation; Use of additives, e.g. for stabilisation
-
- 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
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/04—Diesel oil
-
- 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
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/26—Fuel gas
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明涉及一种中低温煤焦油两段加氢处理工艺及其系统，技术方案包括依次连接的预处理系统、沸腾床加氢系统和固定床加氢系统，所述预处理系统还与提酚系统连接，所述提酚系统的脱酚油出口与沸腾床加氢系统连接。所述工艺包括预处理工序、提酚工序、沸腾床加氢工序和固定床加氢工序。本发明煤焦油利用率高、设备不易堵塞、使用寿命长、对环境友好、设备投资和生产成本低。
Description
技术领域
本发明涉及一种煤焦油加氢处理工艺及其系统，具体的说是一种中低温煤焦油两段加氢处理工艺及其系统。
背景技术
煤焦油作为煤炭热解过程中产生的主要液体产品，按照热解温度的不同，可以分为高温煤焦油、中温煤焦油和低温煤焦油，其热解温度分别为900～1000℃，650～900℃和450～650℃。
中低温煤焦油的H/C(原子比)分别为1.25～1.42，而煤炭和石油的H/C(原子比)分别在0.2-1.0和1.6-2.0。当H/C(原子比)>0.8时，加氢相对容易且可以减少反应过程的氢耗量，另外，对于煤焦油中一定量的N、O、S等杂原子，加氢脱除是最为有效的工艺方法。
煤焦油加氢制备燃料油的技术始于20世纪30年代的德国，当时由于反应压力很高，没有实现产业化，随后由于石油的发现和大量开采，煤焦油加氢技术的研发工作被迫停止。进入21世纪后，我国煤化工产业的快速发展再一次促进了国内中低温煤焦油加氢技术的研发工作。
CN101629099A公开了一种两段法煤焦油加氢转化方法。煤焦油烃类在加氢精制部分转化为所含烃类常规沸点均低于370℃的加氢精制反应流出物，并经分离得到至少一种加氢精制柴油；至少一部分加氢精制柴油在加氢改质部分转化为加氢改质反应流出物，并经分离得到加氢改质柴油。该方法仅利用煤焦油的沸点低于370℃的馏分，煤焦油利用率低。
CN1676583A介绍了一种中高温煤焦油加氢裂化工艺。工艺过程为：中高温煤焦油经加热炉加热到250～300℃，与氢气混合后进入加氢精制反应器，精制生成油，经蒸馏装置，分馏出汽油、柴油、润混油及加氢尾油，加氢尾油经裂化加热炉加热后，与氢气混合后进入裂化反应器，进一步生产汽柴油馏分。该工艺煤焦油直接进入高温加热炉会导致炉管结焦，影响装置的正常运转周期。
发明内容
本发明的目的是为了解决上述技术问题，提供一种煤焦油利用率高、设备不易堵塞、使用寿命长、对环境友好、设备投资和生产成本低的中低温煤焦油两段加氢处理工艺。
本发明还提供一种用于上述工艺的中低温煤焦油两段加氢处理系统。
本发明系统包括依次连接的预处理系统、沸腾床加氢系统和固定床加氢系统，所述预处理系统还与提酚系统连接，所述提酚系统的脱酚油出口与沸腾床加氢系统连接。
所述预处理系统包括依次连接的预处理装置和预处理分馏塔，所述提酚系统连接包括依次连接的清洁提酚装置和粗酚精制装置，所述沸腾床加氢系统包括依次连接的沸腾床加氢装置和沸腾床分馏塔，所述固定床加氢系统包括依次连接的固下床加氢装置和固定床分馏塔；所述预处理分馏塔的酚油出口分别与清洁提酚装置和预处理装置连接，所述预处理分馏塔的重油出口和清洁提酚装置的脱酚油出口连接沸腾床加氢装置。
所术沸腾床加氢装置包括顶部设有催化剂接入管线和出口管线，底部设有原料管线、回流管线和催化剂卸出管线的反应器和三相分离器，所述反应器自下而上分为高压室、反应段、扩径段以及沉淀段，所述反应段底部设有气液分布器，所述三相分离器被两块挡板分隔为接入部分、中间部分和输出部分，所述接入部分经所述出口管线与所述反应器顶部连接，所述输出部分经回流管线与所述反应器底部连接，所述输出部分还设有气相输出管线和液相输出管线，所述回流管线上设有循环泵。
所述沉淀段直径为反应段直径的1.5-2倍；所述反应段的高度应为催化剂床层高度的1.1-1.5倍；沉淀段高度为反应段高度的1/3-1/2；扩径段与水平面的角度为40-75°；所述催化剂接入管线的出口端位于催化剂床层高度的1/2-2/3处，所述催化剂卸出管线的入口端位于催化剂床层高度的1/3-1/2处。
所述三相分离器中第一挡板的垂直高度为所述三相分离器垂直高度的2/3-5/6，所述第二挡板的垂直高度为所述三相分离器垂直高度的1/2-2/3。
本发明低温煤焦油两段加氢处理工艺，包括以下步骤：
(1)预处理工序：将煤焦油原料送入预处理系统进行脱渣、电脱盐和分馏处理，得到酚油和重油；
(2)沸腾床加氢工序：将所述重油送入沸腾床加氢系统进行加氢处理、分馏后得到含硫含氨气体、改质重油2和残渣；
(3)固定床加氢工序：将改质重油2送入固定床加氢系统进行加氢处理、分馏后得到液化气、石脑油、柴油和尾油。
还包括有提酚工序：将预处理工序中得到的酚油部分回送预处理系统，其余部分送入提酚系统进行清洁提酚得到粗酚和脱酚油，粗酚进一步精制得到苯酚、邻甲酚、间对苯酚和二甲基苯酚；所述脱酚油送入沸腾床加氢系统。
所述预处理工序中：所述预处理系统包括预处理装置和预处理分馏塔，在预处理装置中所述煤焦油原料首先进行脱渣处理，脱除≥80um的固体微粒后再进行电脱盐处理，得到盐含量≤5ppm的煤焦油送入预处理分馏塔中进行分馏处理，得到酚油和分馏重油。
所述提酚工序中，所述提酚系统包括清洁提酚装置和粗酚精制装置，出所述预处理分馏塔中酚油部分回预处理装置进行电脱盐，其余部分先经清洁提酚装置进行清洁提酚得到粗酚和脱酚油，粗酚送入粗酚精制装置进一步精制得到苯酚、邻甲酚、间对苯酚和二甲基苯酚；所述脱酚油送入沸腾床加氢系统。
所述沸腾床加氢工序中，所述沸腾床加氢系统包括沸腾床加氢装置和沸腾床分馏塔，所述重油和脱酚油先送入沸腾床加氢装置进行加氢预处理，得到改质重油1以及含硫含氨的气体副产品；所述改质重油1进入沸腾床分馏塔进行分馏，得到含硫含氨气体、改质重油2和残渣。
所述固定床加氢工序中，所述固定床加氢系统包括固定床加氢装置和固定床分馏塔，所述改质重油2先在固定床加氢装置中进行加氢处理，得到改质重油3，然后进入固定床分馏塔进行分馏，得到液化气、石脑油、柴油和尾油。
所述沸腾床加氢工序的加氢反应条件为：反应温度为300～500℃，反应压力为10～22MPa，氢油体积比为800～1500，液时体积空速为0.3～5h-1。
所述固定床加氢工序的加氢反应条件为：反应温度为300～450℃，反应压力为5～18MPa，氢油体积比为500～2000，液时体积空速为0.1～5h-1。
由于煤焦油中含固体颗粒较多，一方面造成后续设备和管道的磨蚀，一方面容易吸附在催化剂表面，造成催化剂失活，因此需要先进行预处理，所述预处理系统包括了预处理装置和预处理分馏塔，通过预处理装置先进行除渣，脱除≥80um的固体颗粒，使煤焦油的20℃密度稳定在0.75～1g/cm3，再进行电脱盐，所述电脱盐优选采用三级电脱盐，以脱除煤焦油原料中的水和铁、钙、镁和钠等金属杂质，电脱盐处理后指标要求为盐含量≤5ppm，所述预处理分馏塔酚油最好保证终馏点≤230℃，以保证酚油以及副产品的质量。
所述提酚工序包含清洁提酚工序和粗酚精制工序，所述清洁提酚工序可以采用现有各种清洁提酚方法，也可以采用加入络合分离剂进行络合分离反应、再进行加热、析出的方法，如申请号为“201711105488.4”的“煤焦油及煤直接液化产物中酚类化合物的分离方法”，该方法具有对环境友好、无废水排放、络合分离剂可循环使用等优点。通过对预处理工序分离出的酚油进行提酚处理后，获得酚类副产品后再将脱酚油和重油一起送入沸腾床加氢系统，从而大大提高了煤焦油的利用率，并获得有利的酚类副产品。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
(1)对中低温煤焦油进行全馏分加工，大幅度提高了中低温煤焦油的利用效率以及轻油的液体收率。
(2)与其它现有固定床加氢工艺相比，采用沸腾床-固定床两段串联加氢工艺流程，在沸腾床加氢装置中催化剂可实现在线加排，从而避免了因原料油在催化剂表面结焦而致使催化剂失活、催化剂床层阻力降增大等问题，减少了后续固定床加氢装置的结焦问题，有力地保证了装置的长周期运行，实现资源的高效利用与转化，总液体产品收率可高达94％。
(3)本发明采用清洁提酚方法，提酚过程中不产生任何废水，同时分离剂可反复再生并循环利用。
(4)本发明中的沸腾床反应装置中将反应器单元和循环单元分开设置，反应器内部不设任何内构件，提高了反应器的空间利用率，增大了反应器的有效体积，避免了催化剂对内构件的磨蚀，进而也避免了内构件对沸腾床催化剂沉降的影响，提高固体颗粒的分离效率。同时也大幅度降低了反应器内部结焦的可能性，进而提高了装置操作的稳定性和灵活性。所述循环单元中的三相分离器设置二级分离，大大降低了进入循环泵的的固体颗粒含量，从而有效地降低了对循环泵的磨损，增加了循环泵的使用寿命。
附图说明
图1为本发明工艺流程图暨系统图。
图2为本发明沸腾床加氢装置的结构示意图。
其中，1-原料管线、2-回流管线、3-催化剂卸出管线、4-气液分布器、5-反应器、6-4反应段、7-4扩径段、8-4沉淀段、9-催化剂接入管线、10-4出口管线、11-接入部分、12-中间部分、13-输出部分、14-第一挡板、15-第二挡板、16-液相输出管线、17-气相输出管线、18-循环泵、19-三相分离器、20-反应器高压室。
A－预处理系统、A1－预处理装置、A2－预处理分馏塔、B－沸腾床加氢系统、B1－沸腾床加氢装置、B2－沸腾床分馏塔、C－提酚系统、C1－清洁提酚装置、C2－粗酚精制装置、D－固定床加氢系统、D1－固定床加氢装置、D2－固定床分馏塔。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步解释说明：
参见图1，本发明系统包括依次连接的预处理系统A、沸腾床加氢系统B和固定床加氢系统D，所述预处理系统A还与提酚系统连接C，所述提酚系统C的脱酚油出口与沸腾床加氢系统B连接。
所述预处理系统A包括依次连接的预处理装置A1和预处理分馏塔A2，所述提酚系统C连接包括依次连接的清洁提酚装置C1和粗酚精制装置C2，所述沸腾床加氢系统B包括依次连接的沸腾床加氢装置B1和沸腾床分馏塔B2，所述固定床加氢系统D包括依次连接的固定床加氢装置D1和固定床分馏塔D2；所述预处理分馏塔A2的酚油出口分别与清洁提酚装置C1和预处理装置A1连接，所述预处理分馏塔A2的重油出口和清洁提酚装置C1的脱酚油出口连接沸腾床加氢装置B1。
参见图2，所述沸腾床加氢装置B1包括反应器5和三相分离器18，所述反应器5顶部设有催化剂接入管线9和出口管线10，底部设有原料管线1、回流管线2和催化剂卸出管线3，所述反应器5自下而上分为高压室20、反应段6、扩径段7以及沉淀段8，所述反应段6底部设有气液分布器4(优选泡帽或浮阀结构)；所述沉淀段8直径为反应段6直径的1.5-2倍；所述反应段6的高度应为催化剂床层高度的1.1-1.5倍；沉淀段8高度为反应段6高度的1/3-1/2；扩径段7与水平面的角度为40-75°，以有利于固体颗粒快速沉淀，有利于催化剂的沉降。所述催化剂接入管线9的出口端位于催化剂床层高度的1/2-2/3处，所述催化剂卸出管线3的入口端位于催化剂床层高度的1/3-1/2处。
所述三相分离器19被两块挡板(第一挡板14和第二挡板15)分隔为接入部分11、中间部分12和输出部分13，三个部分的宽度相等。所述接入部分11经所述出口管线10与所述反应器5顶部连接，所述输出部分13经回流管线2与所述反应器5底部连接，所述输出部分11顶部设有气相输出管线17，底部设液相输出和线16，所述回流管线2上设有循环泵18。所述三相分离器19中第一挡板14的垂直高度为所述三相分离器19垂直高度的2/3-5/6，所述第二挡板15的垂直高度为所述三相分离器19垂直高度的1/2-2/3。
在腾床加氢装置B1中：新鲜煤焦油与氢气经原料管线1进入反应器5高压室20，与循环泵18返回的煤焦油一同向上均匀通过气液分布器4进入反应器的反应段6、继续向上经过扩径段7以及沉淀段8进行反应和沉淀后，最后经反应器出口管线10进入三相分离器19的接入部分11，经气液分离和沉淀后进入分离器中间部分12，再经气液分离和沉淀后进入分离器输出部分13，气相在输出部分顶部经气相输出管线17送下游装置，液相分为两部分，一部分经输出管线16送下游装置，另一部分作为回流液体经循环泵18、回流管线2回送入反应器5底部。
工艺流程实施例1
将煤焦油原料送入预处理系统A的预处理装置A1中先进行脱渣处理，脱除≥60um的固体微粒，控制20℃密度为0.75～0.85g/cm3；再进行电脱盐(电脱盐后盐含量≤5ppm)处理，最后送入预处理分馏塔A2进行分馏处理得到酚油和分馏重油。一部分酚油返回进行电脱盐，另一部分酚油进入提酚系统C，分馏重油进入沸腾床加氢系统B。
进入提酚系统C的酚油首先送入清洁提酚装置C1中进行清洁提酚，产出粗酚和脱酚油；脱酚油进入沸腾床加氢系统B。粗酚进入粗酚精制装置C2进行多次分馏，得到苯酚、邻甲酚、间对苯酚和二甲基苯酚等高附加值产品。
来自预处理分馏塔A2的重油和清洁提酚装置C1的脱酚油以及返回的残渣一同进入沸腾床加氢装置B1进行加氢反应，得到改质重油1以及含硫含氨的气体副产品，改质重油1进入沸腾床分馏塔B2进行分馏，得到含硫含氨气体、改质重油2和残渣；改质重油2进入固定床加氢系统D，残渣一部分外甩，另一部分返回沸腾床加氢装置A1。沸腾床加氢反应条件为：反应温度为360℃，反应压力为13MPa，氢油体积比为900，液时体积空速为1.2h-1。
来自沸腾床分馏塔B2的改质重油2及返回的尾油一同进入固定床加氢装置D1中进行加氢处理，得到改质重油3，随后进入固定床分馏塔D2进行分馏，得到液化气、石脑油、柴油和尾油。尾油一部分外甩，另一部分返回固定床加氢装置D1入口。固定床加氢反应条件为：反应温度为380℃，反应压力为13MPa，氢油体积比为1000，液时体积空速为0.5h-1。
工艺流程实施例2
将煤焦油原料送入预处理系统A的预处理装置A1中先进行脱渣处理，脱除≥80um的固体微粒，控制20℃密度为0.85～0.95g/cm3；再进行电脱盐(电脱盐后盐含量≤5ppm)处理，最后送入预处理分馏塔A2进行分馏处理得到酚油和分馏重油。一部分酚油返回进行电脱盐，另一部分酚油进入提酚系统C，分馏重油进入沸腾床加氢系统B。
进入提酚系统C的酚油首先送入清洁提酚装置C1中进行清洁提酚，产出粗酚和脱酚油；脱酚油进入沸腾床加氢系统B。粗酚进入粗酚精制装置C2进行多次分馏，得到苯酚、邻甲酚、间对苯酚和二甲基苯酚等高附加值产品。
来自预处理分馏塔A2的重油和清洁提酚装置C1的脱酚油以及返回的残渣一同进入沸腾床加氢装置B1进行加氢反应，得到改质重油1以及含硫含氨的气体副产品，改质重油1进入沸腾床分馏塔B2进行分馏，得到含硫含氨气体、改质重油2和残渣；改质重油2进入固定床加氢系统D，残渣一部分外甩，另一部分返回沸腾床加氢装置A1。沸腾床加氢反应条件为：反应温度为380℃，反应压力为17MPa，氢油体积比为1000，液时体积空速为1.5h-1。
来自沸腾床分馏塔B2的改质重油2及返回的尾油一同进入固定床加氢装置D1中进行加氢处理，得到改质重油3，随后进入固定床分馏塔D2进行分馏，得到液化气、石脑油、柴油和尾油。尾油一部分外甩，另一部分返回固定床加氢装置D1入口。固定床加氢反应条件为：反应温度为400℃，反应压力为17MPa，氢油体积比为1300，液时体积空速为0.8h-1。
两个实施例中煤焦油原料的主要性质和产品性质见表1及表2。
表1中低温煤焦油原料的主要性质
| 原料 | 中低温煤焦油 |
| 密度(20℃)，g/cm3 | 1.03 |
| S，wt％ | 0.14 |
| N，ug/g | 8800 |
| 馏程，℃ | |
| 初馏点 | 158 |
| 10％ | 237 |
| 30％ | 307 |
| 50％ | 360 |
| 70％ | 415 |
| 90％ | 476 |
| 终馏点 | 522 |
表2产品性质
Claims (9)
1.一种中低温煤焦油两段加氢处理系统，其特征在于，包括依次连接的预处理系统、沸腾床加氢系统和固定床加氢系统，所述预处理系统还与提酚系统连接，所述提酚系统的脱酚油出口与沸腾床加氢系统连接；所述预处理系统包括依次连接的预处理装置和预处理分馏塔，所述提酚系统连接包括依次连接的清洁提酚装置和粗酚精制装置，所述沸腾床加氢系统包括依次连接的沸腾床加氢装置和沸腾床分馏塔，所述固定床加氢系统包括依次连接的固下床加氢装置和固定床分馏塔；所述预处理分馏塔的酚油出口分别与清洁提酚装置和预处理装置连接，所述预处理分馏塔的重油出口和清洁提酚装置的脱酚油出口连接沸腾床加氢装置；
所述沸腾床加氢装置包括顶部设有催化剂接入管线和出口管线，底部设有原料管线、回流管线和催化剂卸出管线的反应器和三相分离器，所述反应器自下而上分为高压室、反应段、扩径段以及沉淀段，所述反应段底部设有气液分布器，所述三相分离器被两块挡板分隔为接入部分、中间部分和输出部分，所述接入部分经所述出口管线与所述反应器顶部连接，所述输出部分经回流管线与所述反应器底部连接，所述输出部分还设有气相输出管线和液相输出管线，所述回流管线上设有循环泵；所述沉淀段直径为反应段直径的1.5-2倍；所述反应段的高度应为催化剂床层高度的1.1-1.5倍；沉淀段高度为反应段高度的1/3-1/2；扩径段与水平面的角度为40-75°；所述催化剂接入管线的出口端位于催化剂床层高度的1/2-2/3处，所述催化剂卸出管线的入口端位于催化剂床层高度的1/3-1/2处。
2.如权利要求1所述的中低温煤焦油两段加氢处理系统，其特征在于，所述三相分离器中第一挡板的垂直高度为所述三相分离器垂直高度的2/3-5/6，第二挡板的垂直高度为所述三相分离器垂直高度的1/2-2/3。
3.一种中低温煤焦油两段加氢处理工艺，其特征在于，包括以下步骤：
(1)预处理工序：将煤焦油原料送入预处理系统进行脱渣、电脱盐和分馏处理，得到酚油和重油；
(2)沸腾床加氢工序：将所述重油送入沸腾床加氢系统进行加氢处理、分馏后得到含硫含氨气体、改质重油2和残渣；
所述沸腾床加氢工序中，所述沸腾床加氢系统包括沸腾床加氢装置和沸腾床分馏塔，所述重油和脱酚油先送入沸腾床加氢装置进行加氢预处理，得到改质重油1以及含硫含氨的气体副产品；所述改质重油1进入沸腾床分馏塔进行分馏，得到含硫含氨气体、改质重油2和残渣；
所述沸腾床加氢装置包括顶部设有催化剂接入管线和出口管线，底部设有原料管线、回流管线和催化剂卸出管线的反应器和三相分离器，所述反应器自下而上分为高压室、反应段、扩径段以及沉淀段，所述反应段底部设有气液分布器，所述三相分离器被两块挡板分隔为接入部分、中间部分和输出部分，所述接入部分经所述出口管线与所述反应器顶部连接，所述输出部分经回流管线与所述反应器底部连接，所述输出部分还设有气相输出管线和液相输出管线，所述回流管线上设有循环泵；所述沉淀段直径为反应段直径的1.5-2倍；所述反应段的高度应为催化剂床层高度的1.1-1.5倍；沉淀段高度为反应段高度的1/3-1/2；扩径段与水平面的角度为40-75°；所述催化剂接入管线的出口端位于催化剂床层高度的1/2-2/3处，所述催化剂卸出管线的入口端位于催化剂床层高度的1/3-1/2处；
(3)固定床加氢工序：将改质重油2送入固定床加氢系统进行加氢处理、分馏后得到液化气、石脑油、柴油和尾油。
4.如权利要求3所述的中低温煤焦油两段加氢处理工艺，其特征在于，还包括有提酚工序：将预处理工序中得到的酚油部分回送预处理系统，其余部分送入提酚系统进行清洁提酚得到粗酚和脱酚油，粗酚进一步精制得到苯酚、邻甲酚、间对苯酚和二甲基苯酚；所述脱酚油送入沸腾床加氢系统。
5.如权利要求4所述的中低温煤焦油两段加氢处理工艺，其特征在于，所述预处理工序中：所述预处理系统包括预处理装置和预处理分馏塔，在预处理装置中所述煤焦油原料首先进行脱渣处理，脱除≥80um的固体微粒后再进行电脱盐处理，得到盐含量≤5ppm的煤焦油送入预处理分馏塔中进行分馏处理，得到酚油和分馏重油。
6.如权利要求5所述的中低温煤焦油两段加氢处理工艺，其特征在于，所述提酚工序中，所述提酚系统包括清洁提酚装置和粗酚精制装置，所述预处理分馏塔中酚油部分回送预处理装置进行电脱盐，其余部分先经清洁提酚装置进行清洁提酚得到粗酚和脱酚油，粗酚送入粗酚精制装置进一步精制得到苯酚、邻甲酚、间对苯酚和二甲基苯酚；所述脱酚油送入沸腾床加氢系统。
7.如权利要求3所述的中低温煤焦油两段加氢处理工艺，其特征在于，所述固定床加氢工序中，所述固定床加氢系统包括固定床加氢装置和固定床分馏塔，所述改质重油2先在固定床加氢装置中进行加氢处理，得到改质重油3，然后进入固定床分馏塔进行分馏，得到液化气、石脑油、柴油和尾油。
8.如权利要求3所述的中低温煤焦油两段加氢处理工艺，其特征在于，所述沸腾床加氢工序的加氢反应条件为：反应温度为300～500℃，反应压力为10～22MPa，氢油体积比为800～1500，液时体积空速为0.3～5h-1。
9.根据权利要求3所述的中低温煤焦油两段加氢处理工艺，其特征在于，所述固定床加氢工序的加氢反应条件为：反应温度为300～450℃，反应压力为5～18MPa，氢油体积比为500～2000，液时体积空速为0.1～5h-1。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810205483.7A CN108300511B (zh) | 2018-03-13 | 2018-03-13 | 中低温煤焦油两段加氢处理工艺及其系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810205483.7A CN108300511B (zh) | 2018-03-13 | 2018-03-13 | 中低温煤焦油两段加氢处理工艺及其系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN108300511A CN108300511A (zh) | 2018-07-20 |
| CN108300511B true CN108300511B (zh) | 2023-12-15 |
Family
ID=62849912
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201810205483.7A Active CN108300511B (zh) | 2018-03-13 | 2018-03-13 | 中低温煤焦油两段加氢处理工艺及其系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN108300511B (zh) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111378490B (zh) * | 2018-12-28 | 2021-07-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种煤焦油全馏分沸腾床-固定床组合处理工艺 |
| CN114437824B (zh) * | 2020-10-30 | 2023-01-17 | 中国科学院宁波材料技术与工程研究所 | 一种煤焦油全馏分生产清洁燃料的方法 |
| CN112725030A (zh) * | 2020-11-30 | 2021-04-30 | 中能源(广东)化学科技有限公司 | 一种煤焦油精深加工工艺系统及工艺方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101591563A (zh) * | 2009-06-25 | 2009-12-02 | 中国石油化工集团公司 | 一种沸腾床加氢与固定床加氢的组合工艺 |
| CN103695036A (zh) * | 2013-12-31 | 2014-04-02 | 上海新佑能源科技有限公司 | 中低温煤焦油加工处理方法 |
| CN103769014A (zh) * | 2014-01-24 | 2014-05-07 | 神华集团有限责任公司 | 一种沸腾床反应器 |
| CN203602562U (zh) * | 2013-12-13 | 2014-05-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种煤焦油加氢系统 |
| CN105296002A (zh) * | 2015-11-17 | 2016-02-03 | 中国五环工程有限公司 | 煤焦油清洁提酚后加氢生产燃料油品的方法及系统 |
| CN208362263U (zh) * | 2018-03-13 | 2019-01-11 | 中国五环工程有限公司 | 中低温煤焦油两段加氢处理系统 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2981659B1 (fr) * | 2011-10-20 | 2013-11-01 | Ifp Energies Now | Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape d'hydroconversion en lit bouillonnant et une etape d'hydrotraitement en lit fixe pour la production de fiouls a basse teneur en soufre |
-
2018
- 2018-03-13 CN CN201810205483.7A patent/CN108300511B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101591563A (zh) * | 2009-06-25 | 2009-12-02 | 中国石油化工集团公司 | 一种沸腾床加氢与固定床加氢的组合工艺 |
| CN203602562U (zh) * | 2013-12-13 | 2014-05-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种煤焦油加氢系统 |
| CN103695036A (zh) * | 2013-12-31 | 2014-04-02 | 上海新佑能源科技有限公司 | 中低温煤焦油加工处理方法 |
| CN103769014A (zh) * | 2014-01-24 | 2014-05-07 | 神华集团有限责任公司 | 一种沸腾床反应器 |
| CN105296002A (zh) * | 2015-11-17 | 2016-02-03 | 中国五环工程有限公司 | 煤焦油清洁提酚后加氢生产燃料油品的方法及系统 |
| CN208362263U (zh) * | 2018-03-13 | 2019-01-11 | 中国五环工程有限公司 | 中低温煤焦油两段加氢处理系统 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN108300511A (zh) | 2018-07-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN1876767B (zh) | 煤焦油加氢裂化方法 | |
| RU2673803C1 (ru) | Способ облагораживания частично подвергнутого конверсии вакуумного остатка | |
| CN108300511B (zh) | 中低温煤焦油两段加氢处理工艺及其系统 | |
| JP2004514021A (ja) | 改善された水素化処理方法及び既存の水素化処理反応器の改装方法 | |
| JP2008513545A (ja) | 中間フラッシュゾーンを有する多重床中でのハイドロプロセス | |
| CN103562354B (zh) | 用于含烃原料加氢转化的多级加氢裂化方法 | |
| CN107557064B (zh) | 煤焦油组合床加氢方法和用于煤焦油组合床加氢的系统 | |
| CN113717754B (zh) | 生产高芳烃油料和多产液化气的催化裂化方法 | |
| CN103740404A (zh) | 一种高氮高芳烃加氢改质方法 | |
| CN110643391B (zh) | 一种将煤焦油/重油转化为液化气、石脑油及柴油的方法 | |
| CN115537231B (zh) | 一种改变物料流向而实现减油增化的方法 | |
| CN113897220B (zh) | 高芳烃油料及其制备方法和应用 | |
| CN113773874B (zh) | 高芳烃油料及其制备方法和应用 | |
| CN113755208B (zh) | 高芳烃油料及其制备方法和应用 | |
| WO2003078549A1 (fr) | Procédé et appareil de raffinage du pétrole | |
| CN113717752B (zh) | 高芳烃油料及其制备方法和应用 | |
| CN113717753B (zh) | 高芳烃油料及其制备方法和应用 | |
| CN103059944B (zh) | 一种加工劣质原料的加氢裂化工艺方法 | |
| CN208362263U (zh) | 中低温煤焦油两段加氢处理系统 | |
| CN101343567B (zh) | 焦化-焦化全馏分加氢处理联合工艺方法 | |
| CN111378491B (zh) | 一种劣质重油加氢处理工艺 | |
| CN111349459A (zh) | 混合芳烃及其制备方法和装置 | |
| CN113801692B (zh) | 一种渣油生产乙烯装置原料的系统及方法 | |
| CN104650972B (zh) | 降低轻馏分产品硫含量的加氢裂化方法 | |
| CN112745955B (zh) | 一种利用催化裂化油浆的方法和系统 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |