CN109022013A - 加氢热裂化反应过程及应用于该过程的组合式加氢反应器 - Google Patents
加氢热裂化反应过程及应用于该过程的组合式加氢反应器 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109022013A CN109022013A CN201710446529.XA CN201710446529A CN109022013A CN 109022013 A CN109022013 A CN 109022013A CN 201710446529 A CN201710446529 A CN 201710446529A CN 109022013 A CN109022013 A CN 109022013A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- space
- cre
- hydrogenation
- liquid
- phase
- 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.)
- Withdrawn
Links
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 466
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 title claims abstract description 431
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 134
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 79
- 238000005336 cracking Methods 0.000 title claims abstract description 69
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 162
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims abstract description 145
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 94
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 49
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 47
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000011280 coal tar Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 327
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 321
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 303
- 238000005192 partition Methods 0.000 claims description 115
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 113
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 113
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 claims description 110
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 109
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 97
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 70
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 68
- 230000002411 adverse Effects 0.000 claims description 67
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 48
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 44
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 claims description 24
- 239000010734 process oil Substances 0.000 claims description 24
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 23
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 23
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 23
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 claims description 19
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 18
- 238000004939 coking Methods 0.000 claims description 17
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 17
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 16
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 claims description 15
- 238000007233 catalytic pyrolysis Methods 0.000 claims description 15
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 15
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 13
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 13
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 claims description 12
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 12
- 239000007921 spray Substances 0.000 claims description 12
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 11
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 9
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 9
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 6
- 102200140294 rs137853257 Human genes 0.000 claims description 6
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 claims description 6
- 239000002817 coal dust Substances 0.000 claims description 5
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 claims description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000010883 coal ash Substances 0.000 claims description 3
- 239000003250 coal slurry Substances 0.000 claims description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 3
- 239000010763 heavy fuel oil Substances 0.000 claims description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 3
- 239000011269 tar Substances 0.000 claims description 3
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 claims description 3
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000007667 floating Methods 0.000 abstract description 53
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 15
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 12
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 5
- 238000003541 multi-stage reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000004904 shortening Methods 0.000 abstract description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 37
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 15
- 101100207516 Homo sapiens TRIM34 gene Proteins 0.000 description 9
- 102100029502 Tripartite motif-containing protein 34 Human genes 0.000 description 9
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 7
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 5
- 101100428373 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) POR1 gene Proteins 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 239000002956 ash Substances 0.000 description 3
- 238000009903 catalytic hydrogenation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000012295 chemical reaction liquid Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- 238000010574 gas phase reaction Methods 0.000 description 3
- 101150087557 omcB gene Proteins 0.000 description 3
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 3
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 101100034360 Homo sapiens RILPL1 gene Proteins 0.000 description 2
- 101100462143 Nicotiana tabacum OLPA gene Proteins 0.000 description 2
- 102100033759 RILP-like protein 1 Human genes 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 2
- 230000036632 reaction speed Effects 0.000 description 2
- 101150024106 rlp1 gene Proteins 0.000 description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 2
- -1 CRE Hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 241000772415 Neovison vison Species 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000889 atomisation Methods 0.000 description 1
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009688 liquid atomisation Methods 0.000 description 1
- 230000035800 maturation Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 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
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/06—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by destructive hydrogenation
-
- 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
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/08—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal with moving catalysts
-
- 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
- C10G47/22—Non-catalytic cracking in the presence of hydrogen
-
- 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
- C10G47/24—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
- C10G47/26—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
-
- 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
- C10G47/24—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
- C10G47/30—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles according to the "fluidised-bed" technique
-
- 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
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
加氢热裂化反应过程及应用于该过程的组合式加氢反应器，基于成熟的大型化加氢反应器制造技术，构建新型组合式煤加氢直接液化反应器和新型煤液化反应系统，将2段或多段反应区功能甚至液化产物高压分离功能集中在一台反应器壳体内的不同空间分区进行，具有减少反应器数量、使反应器壳体直径大型化、便于布置设备开口、便于制造、便于检修、使反应过程紧密衔接即缩短热物料输送时间的优点；也可用于油品特别是劣质重油、煤焦油的悬浮床加氢反应过程。
Description
技术领域
本发明涉及加氢热裂化反应过程及应用于该过程的组合式加氢反应器，基于成熟的大型化加氢反应器制造技术，构建新型组合式煤加氢直接液化反应器和新型煤液化反应系统，将2段或多段反应区功能甚至液化产物高压分离功能集中在一台反应器壳体内的不同空间分区进行，具有减少反应器数量、使反应器壳体直径大型化、便于布置设备开口、便于制造、便于检修、使反应过程紧密衔接即缩短热物料输送时间的优点；也可用于油品特别是劣质重油、煤焦油的悬浮床加氢反应过程。
背景技术
本文所述的加氢热裂化反应，指的是组分先发生不依赖催化剂作用的热裂化反应生成自由基，然后自由基进行加氢稳定反应形成稳定分子。在组分的加氢热裂化的总体反应过程中，裂化反应先于加氢稳定反应发生，因此，热裂化反应可以利用原料的分子结构特征，形成反应的选择性；另外，自由基与活性氢的加氢稳定反应是一种不同于常规加氢精制反应的特殊反应过程。典型的油品加氢热裂化反应是发生在悬浮床加氢热裂化反应器中的重质油或煤焦油或煤液化油的加氢热裂化反应，热裂化反应速度和产物分布主要受反应温度支配，而加氢稳定反应形成稳定分子的目的是抑制热缩合生焦反应；煤加氢直接液化反应中，煤的热溶反应产物进行典型的油品加氢热裂化反应。而在“催化加氢精制-催化加氢裂化一段串联流程”的总体反应过程中，催化加氢精制、催化加氢脱残碳反应先于催化加氢裂化反应发生，目的是通过加氢精制反应脱除金属、脱除硫、脱除氮、脱除氧、饱和烯烃、饱和芳烃，为催化加氢裂化反应生产合适的净化原料，以延长加氢裂化催化剂寿命和或优化产品分布；因此，催化加氢裂化反应的原料烃是经过“加氢精制、加氢脱残碳反应”改造过的烃分子，催化加氢裂化反应已经不可能利用原料的分子结构特征，形成裂化反应的选择性；另外，催化加氢裂化反应是一种不同于热裂化反应的必须依靠加氢裂化催化剂作用的加氢裂化反应，催化加氢裂化反应产物的选择性受加氢裂化催化剂的内孔道结构、表面性质等的影响极大；典型的蜡油“催化加氢精制-催化加氢裂化一段串联流程”是发生在由2个或多个串联的固定床加氢催化剂床层组成的反应器系统中的蜡油的加氢裂化反应过程，催化加氢精制过程用作催化加氢裂化过程的原料预处理过程，催化加氢精制反应生成油作为催化加氢裂化原料油，在加氢裂化催化剂的作用下进行预期的催化加氢裂化反应。因此，与油品“催化加氢精制-催化加氢裂化过程”发生的反应相比，油品加氢热裂化反应，是一个在主体原料性质、反应机理、催化剂作用、目标产物种类、反应器形式等多方面均存在显著不同的两类反应过程。
本发明所述碳氢固体料液化反应过程，指的是碳氢固体料加氢直接液化反应过程，如煤加氢直接液化反应过程。
煤加氢直接液化反应过程，通常在煤加氢液化反应器内进行，在供氢物(氢气、供氢剂、富氢油)、高温、一定压力和催化剂等条件的共同作用下使煤粉发生加氢热解和加氢稳定反应转化为液体油品，其中煤加氢直接液化反应器结构形式在很大程度上决定了煤液化工艺的技术特征。
煤加氢直接液化工业技术，经过了一个世纪的研究和发展，已基本成熟，今后的一个发展方向是实现商业装置的大型化，以降低工程投资、简化操作、提高液化油收率，其中作为煤加氢直接液化工艺的核心设备，煤加氢直接液化反应器的大型化或多功能化技术是关键性支撑技术；而大型化煤加氢直接液化反应器结构技术的开发，是一个设备技术任务，然而从本质上讲更是一个工艺技术任务，或者说，是一个工艺设备综合性技术任务。
通常，煤加氢直接液化反应系统使用多台进行着煤液化反应的高压容器(反应器、热高压分离器)，导致系统复杂、投资巨大，因此，为了显著降低煤液化反应系统单位加工能力的投资额，希望通过提高单壳体反应器的加工量或增加单壳体反应器的功能，减少反应器的个数来简化反应系统，也就是说需要出现功能组合、空间利用率高、通量大、易于制造、易于维修操作的新型大型化煤加氢直接液化反应器。
目前，煤加氢直接液化工艺有多种，使用的煤加氢直接液化反应器形式有许多种，其中常见的煤加氢直接液化反应器为上流式顺流鼓泡床反应器或带内循环筒的内环流反应器或带强制循环的环流反应器或带强制循环的设置顶部集液杯的上流式悬浮床反应器或逆流反应器等，为了实现煤的深度液化则通常使用2～3个反应器，这些现有的煤液化反应系统技术均存在“串联使用的反应器个数少时煤液化率低、煤液化率高时必然串联使用多台小加工量反应器”的技术缺陷，至少无法在增加煤液化率与简化反应系统即减少反应器个数两个方面同时实现优化。现有结构的煤加氢直接液化反应器结构和煤加氢液化反应系统，不能同时实现以下多个技术目标的优化：
①防止过度的二次热解，及时排出反应过程的中间产物气体、轻质烃，抑制中间产物轻质烃发生不期望的二次裂化反应而降低氢耗、降低气体产率、增加液收；
②防止结焦、提高煤液化率，及时排出反应过程的中间产物气体、轻质烃，使用高纯度氢气进入后续深度液化反应过程，有效提高后续深度液化反应过程氢气分压而提高重质烃轻质化深度、提高煤液化转化深度、增加液收，利于提高煤液化深度，降低反应总压；
③实现原料煤粉反应时间的均一性，降低低液化深度的半焦产物产率而提高油品收率；
④减少不必要的反应中间混相产物的气液分离-再混合-气液再分离过程，减少无效空间，提高空间效率；
缩短不必要的反应过程间的物料输送时间特别是缺氢的液料的输送时间，最大限度抑制热缩合；
⑤简化系统、简化操作，使用结构简明的大型化反应器和反应系统，简化外部辅助系统；
⑥便于制造、便于维修、降低投资，即减少反应器个数、实现反应器壳体大型化；
⑦便于在反应器的顶部或底部半球形结构区布置开口，要求展开线较长；
⑧提高原料煤灰含量的上限值，拓展煤的原料范围。
上述问题，已经成为构建理想化的先进的煤加氢直接液化反应系统的重大制约因素，为了突破上述限制，迫切需要出现一种结构简明、功能集成的新型结构的煤加氢直接液化反应器，并通过新型煤加氢直接液化反应器与工艺流程技术的融合，形成新型煤液化工艺，其目标是构成反应器空间效率高即通量大、系统不易结焦、液化油收率高、氢耗低、反应热回收率高、操作温度平稳的新型煤液化反应系统。
对于相同的煤液化反应过程，与小直径反应器相比，大直径反应器具有以下优势：
①第一个优势是具有温度场梯度较小的优点，而目前公认的最适宜的煤加氢直接液化反应操作方式即悬浮床加氢技术具有主反应区操作温度相对均一的特点(适宜操作温度区间较窄约410～460℃)，使得反应器壁温的差异不再成为制约反应器分区执行不同功能的限制性条件；
②第二个优势是具有边壁效应影响较小的优点，而目前公认的最适宜的煤加氢直接液化反应操作方式即悬浮床加氢技术的主反应区为贯通式反应空间，借助于成熟和不断提高的物流分配技术，在半圆截面或少半圆截面的流道中的物料分布可以实现较为理想的均布，能够有效降低边壁效应影响；
③第三个优势是煤加氢直接液化悬浮床加氢反应器内的反应区具有空间贯穿性特点，即通常反应器内除了必要的物料分布器、液体收集杯外，没有多余的固定不动的其它内件，这种空间贯穿性特点，使得反应区始末两点间的压力降总额较小并且主要由物料重力位差和物料分布器压损构成；在气含率大体相等、操作温度大体相等、反应区始末两点间的重力位差基本相等、物料分布器压损基本相等的条件下，串联的反应区具有操作压力接近或基本相同的较大概率；
④第四个优势是，尺寸和重量超过整体产品运输限制后的煤加氢直接液化反应器，必须考虑现场制作，这样，即使尺寸和重量进一步增加，也不会改变现场制作方式，因此可以追求设备尺寸和重量的可行的最大化，通过增大反应器壳体尺寸提高单系列加工规模，或者通过增加反应器壳体内的功能区减少反应器数量来大幅度增大反应器壳体尺寸，最终实现显著降低反应系统工程投资的目的，降低投资。
至此，已经提出本发明的基本构想：加氢热裂化反应过程及应用于该过程的组合式加氢反应器，基于成熟的大型化加氢反应器制造技术，构建新型组合式煤加氢直接液化反应器和新型煤液化反应系统，将2段或多段反应区功能甚至液化产物高压分离功能集中在一台反应器壳体内的不同空间分区进行，具有减少反应器数量、使反应器壳体直径大型化、便于布置设备开口、便于制造、便于检修、使反应过程紧密衔接即缩短热物料输送时间的优点；也可用于油品特别是劣质重油、煤焦油的悬浮床加氢反应过程。
本发明煤加氢直接液化反应器，可以实施以下目的，构成对应类型的煤加氢液化反应系统：
①对于大直径反应器会产生严重边壁效应因而难以实现大型化操作的反应器内物料的操作方式，通过使用垂直隔板设置2个或多个并联的子反应空间，使子反应空间截面积小型化，增强子反应空间局部物流流型的可控性、整体反应器内反应空间的均一性，相当于将多台反应器筒体的反应空间，“集束”式并联组合在一台反应器内，实现了反应器壳体的大型化，比如对于大加工量的鼓泡床反应过程、内环流反应过程等，可以使用有多个并联的子反应空间的组合反应器；
②对于中小规模加工量的煤加氢直接液化反应过程等，可以将2台或多台反应器的功能甚至液化产物高压分离器的功能，集中在一台组合式反应器的壳体内的不同空间分区串联“序贯”式进行，实现减少反应器壳体数量、使反应器壳体直径大型化、使反应过程紧密衔接即缩短热物料输送时间的目标，可以简化系统、优化操作；
③最后一个煤加氢直接液化反应区即深度煤加氢直接液化反应区，采用逆流反应模式，利于加工高灰煤，防止反应器内发生灰沉积、利于提高煤的液化率，利于提高氢气分压或降低操作总压，同时具有热高压分离器的气液分离功能，可以简化系统、优化操作；
④在组合式反应器内，采用2个或多个液相串联操作的子反应空间，其中的2个相邻反应空间的顶部气相可以采用空间连通的操作模式，可实现反应过程的简单直接衔接，可以提高气相空间的体积利用率；
⑤组合式反应器实现了设备尺寸大型化，增加了封头部分渐开线长度，便于增加设备开口、便于检修；
⑥组合式反应器实现了设备尺寸大型化，便于在顶部气相空间布置针对气体产物的油品喷雾洗涤或油品喷雾冷却洗涤过程及设备部件，含尘洗涤液可以作为煤液化液体产物冷却液料二次使用。
与本发明类似的技术方案未见报道。
本发明的目的在于提出加氢热裂化反应过程及应用于该过程的组合式加氢反应器，可用于煤加氢液化过程。
发明内容
本发明加氢热裂化反应过程及应用于该过程的组合式加氢反应器，其特征在于包括以下步骤：
在加氢热裂化反应过程R10，含常规液态烃的原料R10F转化为主要由氢气、常规气态烃、常规液态烃和可能存在的固体组成的加氢产物R10P；
在热高压分离部分S1，加氢产物R10P分离为热高分气S1V和热高分液料S1L；
加氢热裂化反应系统R10U，使用至少一台组合式加氢反应器CRE，使用可能存在的其他反应器和或其它热高压分离器；
组合式加氢反应器CRE，包含至少两个功能区，最后一个功能区为加氢反应区或热高压分离区，其它功能区为加氢反应区；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB；
VA、VB之间流动的物料为同源物料的分支物料，VA、VB为相同功能加工区时，形成并联操作式“集束”反应器；
VA、VB之间流动的液相物料为上下游关系时，形成串联操作式“序贯”反应器。
本发明，通常，加氢热裂化反应过程R10，选自下列加氢反应过程的一种或几种：
①煤加氢直接液化制油过程，包括使用供氢溶剂油的煤加氢直接液化制油过程、油煤共炼过程、煤临氢热溶液化过程；
②煤加氢直接液化制油过程所得液化油的加氢过程；
③中低温煤焦油或其馏分油或其热加工过程所得油品的加氢过程；所述热加工过程是重油焦化过程或重油催化裂化过程或重油催化裂解过程或加氢过程；
④高温煤焦油或其馏分油或其热加工过程所得油品的加氢过程；所述热加工过程是重油焦化过程或重油催化裂化过程或重油催化裂解过程或加氢过程；
⑤页岩油重油或页岩油热加工过程所得油品的加氢过程；所述热加工过程是重油焦化过程或重油催化裂化过程或重油催化裂解过程或加氢过程；
⑥石油砂基重油热加工过程所得油品的加氢过程；所述热加工过程是重油焦化过程或重油催化裂化过程或重油催化裂解过程或加氢过程；
⑦石油基重油热加工过程所得油品的加氢过程；所述热加工过程是重油焦化过程或重油催化裂化过程或重油催化裂解过程或加氢过程。
本发明，操作方式可以是，组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB；
VA、VB之间流动的物料为同源物料的分支物料，VA、VB为相同功能加工区，形成并联操作式“集束”反应器；
相互独立的空间VA、VB之间，用垂直的隔板GB分割，隔板形式选自下列类型的一种：
①贯通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB之间互不连通；
②上部连通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB的上部空间相互连通；
③下部连通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB的下部空间相互连通；
④分布压力平衡孔的隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB之间通过分布在隔板上的连通孔GBH平衡VA、VB之间的压力，连通孔GBH开孔面积占隔板GB板面面积的1％以下。
本发明，操作方式可以是，组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB；
VA、VB之间流动的物料为同源物料的分支物料，VA、VB为相同功能加工区时，形成并联操作式“集束”反应器；
相互独立的空间VA、VB之中，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相并流向上；空间VB中，气相、液相并流向上；
②空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动；
③空间VA中，气相、液相并流向上；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动；
④空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动；
空间VB中，气相、液相并流向上。
本发明，操作方式可以是，组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB，离开空间VA的包含液体物料的物流进入空间VB中；
VA、VB之间流动的液相物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
相互独立的空间VA、VB之间，用垂直的隔板GB分割，隔板形式选自下列类型的一种：
①贯通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB之间互不连通；
②上部连通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB的上部空间相互连通；
③下部连通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB的下部空间相互连通；
④使用内部导流通道，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB之间实现连通。
本发明，操作方式可以是，组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB，离开空间VA的包含液体物料的物流进入空间VB中；
VA、VB之间流动的液体物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
相互独立的空间VA、VB之中，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中；
②空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中；
③空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相分离，气相向上流动，液相向下流动，进行热高压分离过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中；
④空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相分离，气相向上流动，液相向下流动，进行热高压分离过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中；
⑤空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA上部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的顶部溢流板，进入空间VB中；
⑥空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相分离，气相向上流动，液相向下流动，进行热高压分离过程；
离开空间VA上部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的顶部溢流板，进入空间VB中。
本发明，操作方式可以是，组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB，离开空间VA的包含液体物料的物流进入空间VB中；
VA、VB之间流动的液相物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
相互独立的空间VA、VB之中，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中；
②空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中。
本发明，操作方式可以是，组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB，离开空间VA的包含液体物料的物流进入空间VB中；
VA、VB之间流动的液相物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
相互独立的空间VA、VB之中，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
②空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中进行加氢反应。
本发明，操作方式可以是，在组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，用隔板GB分割出相互独立的至少二个空间VA、VB，空间VA、VB的上部气相空间相互连通；
正常生产时，离开空间VA的包含液体物料的物流从VA底部流过，进入空间VB液相存在区的上部中；
VA、VB之间流动的物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
相互独立的空间VA、VB之中，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
②空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中进行加氢反应。
本发明，操作方式可以是，在组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，用隔板GB分割出相互独立的至少二个空间VA、VB，空间VA、VB的上部气相空间相互连通；
正常生产时，离开空间VA的包含液体物料的物流从VA底部流过，进入空间VB液相存在区的中；
VA、VB之间流动的包含液相的物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
相互独立的空间VA、VB的内部，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
隔板GB为全封闭隔板，将空间VA、VB完全隔离；
②空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
隔板GB的底部设有导流孔，供离开空间VA下部的液体物料进入空间VB中；
③空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
隔板GB的上部设有通气孔和或溢流堰，空间VA、VB的上部气相空间相互连通；
④空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
隔板GB的底部设有导流孔，供离开空间VA下部的液体物料进入空间VB中；
隔板GB的上部设有通气孔和或溢流堰，空间VA、VB的上部气相空间相互连通；
⑤空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
隔板GB的上部设有通气孔和或溢流堰，空间VA、VB的上部气相空间相互连通。
本发明，操作方式可以是，在组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，用隔板GB分割出相互独立的至少二个空间VA、VB；
正常生产时，离开空间VA的包含液体物料的物流从VA底部流过，进入空间VB液相存在区的中；
VA、VB之间流动的包含液相的物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
空间VB，是加氢热裂化反应过程R10的最后一个加氢反应区；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB内部的上部产品物料，排出组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S的操作方式选自下列类型的一种：
①气相、液相及可能存在的固相，以混相物流方式排出壳体CRE-S；
②气相、液相及可能存在的固相，完成部分脱液分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个包含气相、液相及可能存在的固相的混相物流；
③气相、液相及可能存在的固相，完成气相与液相分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个气相物流；
④气相、液相及可能存在的固相，完成气相与液相分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个夹带液滴的气相物流。
本发明，操作方式可以是，在组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，用隔板GB分割出相互独立的至少二个空间VA、VB，空间VA、VB的上部气相空间相互连通；
正常生产时，离开空间VA的包含液体物料的物流从VA底部流过，进入空间VB液相存在区的中；
VA、VB之间流动的包含液相的物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
空间VB，是加氢热裂化反应过程R10的加氢反应产物的热高压分离区；
空间VB中，气相、液相分离，气相向上流动，液相向下流动，进行热高压分离过程，操作方式选自下列类型的一种：
①气相、液相及可能存在的固相，以混相物流方式排出壳体CRE-S；
②气相、液相及可能存在的固相，完成部分脱液分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个包含气相、液相及可能存在的固相的混相物流；
③气相、液相及可能存在的固相，完成气相与液相分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个气相物流；
④气相、液相及可能存在的固相，完成气相与液相分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个夹带液滴的气相物流。
本发明，通常，组合式加氢反应器CRE，包含至少1个加氢反应区，包含的任一加氢反应区的操作方式选自下列的1种或几种的组合：
①上流式鼓泡床悬浮床反应区；
②含碳氢固体液料上进料、液体产物下排料的气液逆流反应区；
③带液体产物循环的上流式悬浮床反应区；
④上流式沸腾床反应区；
⑤带液体产物循环的上流式沸腾床反应区；
⑥设置内部环流筒的内环流悬浮床反应区；
⑦其它合适形式的含碳氢固体液料上流式反应区。
本发明，特别地，加氢热裂化反应过程R10，指的是高灰煤的加氢直接液化反应过程，煤中灰含量一般为5～35重量％、通常为为10～20重量％。
本发明，通常，加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，组合式加氢反应器CRE使用串联操作的2～4个加氢液化反应区，最后一个加氢液化反应区为上进料、下排料的逆流反应区。
本发明，通常，加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用供氢溶剂油。
本发明，通常，加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，操作条件为：温度为390～480℃、压力为1.0～28.0MPa、氢气/原料油体积比为200～1500、煤浆停留时间20～200min、加氢催化剂R1-CAT添加量为煤粉的0.2～3重量％。
本发明，操作方式可以是，加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用液相物流串联操作的至少2个加氢液化反应区，最后一个加氢液化反应区为上进料、下排料的逆流反应区，最后一个加氢液化反应区使用的氢气原料为高纯度氢气。
本发明，操作方式可以是，加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用液相物流串联操作的至少2个加氢液化反应区，最后一个加氢液化反应区为上进料、下排料的逆流反应区；
最后一个加氢液化反应区，使用氢气分配器分布氢气，对来自上游油浆产物的进料物料使用分配器进行物流分布；
将最后一个加氢液化反应区的氢气分配器下部的液料，输入泵PL加压后，经过旋流分离器LSV分离为富气的物料LSV-V和贫气的物料LSV-L，贫气的物料LSV-L返回反应器底部空间XD中，作为反应生成油浆使用；富气的物料LSV-V，返回反应器R2中的氢气分配器以上的位置，进行气液分离。
本发明，操作方式可以是，加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用液相物流串联操作的至少2个加氢液化反应区，最后一个加氢液化反应区为上进料、下排料的逆流反应区；
最后一个加氢液化反应区，使用氢气分配器分布氢气，对来自上游油浆产物的进料物料使用分配器进行物流分布；
用隔板ZGB将最后一个加氢液化反应区的氢气分配器下部的空间分为上段空间UD和下段空间XD，上段空间UD与下段空间XD之间通过通道XP连通，液体可以通过XP上下运动；
将最后一个加氢液化反应区的氢气分配器下部的空间UD中的液料，输入泵PL加压后，经过旋流分离器LSV分离为富气的物料LSV-V和贫气的物料LSV-L，贫气的物料LSV-L返回反应器底部的相对独立空间XD中，作为反应生成油浆使用；富气的物料LSV-V，返回反应器R2中的氢气分配器以上的位置，进行气液分离。
本发明，操作方式可以是，将最后一个加氢液化反应区的氢气分配器下部的空间，用隔板ZGB隔成上段空间UD与下段空间XD，隔板ZGB使用隔热材料，在上段空间UD与下段空间XD之间用作隔热板；
将最后一个加氢液化反应区的氢气分配器下部的空间中的液料，输入泵PL加压后，经过旋流分离器LSV分离为富气的物料LSV-V和贫气的物料LSV-L，贫气的物料LSV-L注入冷却油冷却降温后，返回反应器底部的相对独立空间XD中，以抑制反应生成油在空间XD中滞流过程中的热缩合反应。
本发明，操作方式可以是，加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用液相物流串联操作的至少2个功能区，最后一个功能区为逆流反应区或热高压分离区，最后一个功能区的上部存在气相脱液空间；
在最后一个功能区的顶部气相空间设置气体产物的油液喷雾洗涤脱尘结构。
本发明，操作方式可以是，加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用液相物流串联操作的至少2个功能区，最后一个功能区为逆流反应区或热高压分离区，最后一个功能区的上部存在气相脱液空间；
在最后一个功能区的顶部气相空间设置气体产物的油液喷雾洗涤脱尘结构；
在最后一个功能区的顶部气相空间的顶部，设置筒节，筒节内布置有填料层，洗涤油液进入分布器经过雾化喷头喷洒在填料层上部的水平界面上，气体产物与洗涤液逆流接触脱尘后排出组合式加氢反应器CRE的壳体，洗涤油液下降流过填料层后流入最后一个功能区的液相空间中。
附图说明
图1是本发明组合式加氢反应器的第1种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“集束”式气液并流上流式子反应区并联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统。
如图1所示，经管道IP1、管道IP2输送的反应进料，进入反应器壳体CRE的两个彼此独立的并联子反应区并联操作，采用鼓泡床式气液并流上流式悬浮床操作方式，反应产物分别从2个子反应区的顶部经管道OP1、OP2排出。如图1所示，垂直隔板GB将反应器的内部空间分割为左、右两侧对称的两个并联子反应区。
图2是本发明组合式加氢反应器的第2种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“集束”式子反应区并联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图1所示反应器结构的不同之处在于，垂直隔板GB为顶部开口型，如图2所示，垂直隔板GB分割出的左、右两侧对称的两个并联子反应区的反应产物，汇合后经管道OP排出。
图3是本发明组合式加氢反应器的第3种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“集束”式子反应区并联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图1所示反应器结构的不同之处在于，垂直隔板GB为底部开口型，如图3所示，垂直隔板GB分割出的左、右两侧对称的两个并联子反应区的反应进料，经管道IP进入反应器壳体CRE内。
图4是本发明组合式加氢反应器的第4种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“集束”式子反应区并联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图1所示反应器结构的不同之处在于，垂直隔板GB为底部开口型且氢气分别导入子反应区，如图4所示，垂直隔板GB分割出的左、右两侧对称的两个并联子反应区的氢气进料，经管道IHP1、IHP2进入反应器壳体CRE内的两个并联子反应区的氢气分布器分布，液流进料经管道ILP进入反应器壳体CRE的底部后向上流动。
图5是本发明组合式加氢反应器的第5种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“集束”式子反应区并联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图1所示反应器结构的不同之处在于，垂直隔板GB为顶部开口、底部开口型，如图5所示，垂直隔板GB分割出的左、右两侧对称的两个并联子反应区的反应进料，经管道IP进入反应器壳体CRE内，两个并联子反应区的反应产物汇合后经管道OP排出。
图6是本发明组合式加氢反应器的第6种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“集束”式子反应区并联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图1所示反应器结构的不同之处在于，垂直隔板GB为顶部开口、底部开口型且氢气分别导入子反应区，如图6所示，垂直隔板GB分割出的左、右两侧对称的两个并联子反应区的氢气进料，经管道IHP1、IHP2进入反应器壳体CRE内的两个并联子反应区分布器分部，液流进料经管道ILP进入反应器壳体CRE的底部后向上流动，两个并联子反应区的反应产物汇合后经管道OP排出。
图7是本发明组合式加氢反应器的第7种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“集束”式子反应区并联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图1至图6所示反应器结构的不同之处在于，并联操作的子反应区的个数为图7A所示的3个、图7B所示的4个、图7C所示的6个。
图8是本发明组合式加氢反应器的第8种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“集束”式逆流式子反应区并联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统。
如图8所示，经管道IFP1、IFP2输送的包含液料的进料，进入反应器壳体CRE的两个彼此独立的并联子反应区的上中部并联操作，经管道IHP1、IHP2输送的氢气进料，进入反应器壳体CRE的两个彼此独立的并联子反应区的下中部并联操作；采用气液逆流式操作方式，反应气相产物分别从2个子反应区的顶部经管道OVP1、OVP2排出，反应液相产物分别从2个子反应区的底部经管道OLP1、OLP2排出。如图8所示，垂直隔板GB将反应器的内部空间分割为左、右两侧对称的两个并联子反应区。
图9是本发明组合式加氢反应器的第9种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“集束”式子反应区并联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图8所示反应器结构的不同之处在于，垂直隔板GB为顶部开口型，如图9所示，垂直隔板GB分割出的左、右两侧对称的两个并联子反应区的气相反应产物，汇合后经管道OVP排出。
图10是本发明组合式加氢反应器的第10种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“集束”式子反应区并联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图8所示反应器结构的不同之处在于，垂直隔板GB为底部开口型；操作稳定时，液体产物排出系统和液位控制系统，可以共用一套系统。
图11是本发明组合式加氢反应器的第11种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“集束”式子反应区并联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图8所示反应器结构的不同之处在于，垂直隔板GB为顶部开口、底部开口型；操作稳定时，液体产物排出系统和液位控制系统，可以共用一套系统。
图12是本发明组合式加氢反应器的第12种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“集束”式子反应区并联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图8至图11所示反应器结构的不同之处在于，并联操作的子反应区的个数为图12A所示的3个、图12B所示的4个、图12C所示的6个。
图13是本发明组合式加氢反应器的第13种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式上流悬浮床加氢反应区与逆流式加氢反应区串联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统。
如图13所示，经管道IFP1输送的液化反应原料，进入反应器壳体CRE的两个彼此独立的串联子反应区的上游的上流悬浮床加氢反应区的底部，上流悬浮床加氢反应区顶部产物经反应器内置导流通道下流进入逆流式加氢反应区的上中部的分配器后进入反应空间下行流动，经管道IHP2输送的氢气进料，进入反应器壳体CRE的逆流式加氢反应区的下中部的分配器后进入反应空间上行流动，采用气液逆流式操作方式，反应气相产物从下游子反应区的顶部经管道OVP2排出，反应液相产物从下游子反应区的底部经管道OLP2排出。如图13所示，垂直隔板GB将反应器的内部空间分割为左、右两侧的两个串联子反应区。反应器内置导流通道，可以是管道式通道，可以是隔板GB与导流板组成的导流室。
图14是本发明组合式加氢反应器的第14种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式上流悬浮床加氢反应区与逆流式加氢反应区串联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图13所示反应器结构的不同之处在于，上流悬浮床加氢反应区顶部产物经反应器外的管道OP1后，进入下游反应空间内布置的导流通道下流进入逆流式加氢反应区的上中部的分配器后进入反应空间下行流动。
图15是本发明组合式加氢反应器的第15种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式上流悬浮床加氢反应区与逆流式加氢反应区串联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图13所示反应器结构的不同之处在于，垂直隔板GB为顶部开口型，反应器内部的两个串联子反应区的上部的气相空间相互连通，上游反应区产物溢流通过隔板GB顶部进入下游反应区。
图16是本发明组合式加氢反应器的第16种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“集束”式并联操作的上游子反应区与逆流式下游子反应区串联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图13至图15所示反应器结构的不同之处在于，并联操作的上游子反应区的个数为图16A所示的2个、图16B所示的3个。
图17是本发明组合式加氢反应器的第17种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式串联操作的3个上流悬浮床加氢反应区的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统。
如图17所示，经管道IFP1输送的液化反应原料，进入反应器壳体CRE的第一子反应区即上游的上流悬浮床加氢反应区的底部，上流悬浮床加氢反应区顶部产物经反应器内置导流通道TP1下流进入第二子反应区即中游的上流悬浮床加氢反应区的底部，与经IFP2输送的进料混合后进行上流悬浮床加氢反应，第二子反应区顶部产物经反应器内置导流通道TP2下流进入第三子反应区即下游的上流悬浮床加氢反应区的底部，与经IFP3输送的进料混合后进行上流悬浮床加氢反应，第三子反应区反应产物从第三子反应区的顶部经管道OP3排出
图18是本发明组合式加氢反应器的第18种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式串联操作的3个上流悬浮床加氢反应区的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图17所示反应器结构的不同之处在于，上游子反应区顶部产物经反应器外的管道OTP2后下流进入第二子反应区的底部，中游子反应区顶部产物经反应器外的管道OTP3后下流进入第三子反应区的底部。
图19是本发明组合式加氢反应器的第19种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式串联操作的2个逆流加氢反应区的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统。
如图19所示，经管道IFP1输送的液化反应原料，进入反应器壳体CRE的第一子反应区即上游的逆流悬浮床加氢反应区的上中部的分配器后进入反应空间下行流动，经管道IHP1输送的氢气进料，进入反应器壳体CRE的第一逆流式加氢反应区的下中部的分配器后进入反应空间上行流动，采用气液逆流式操作方式，反应气相产物从上游子反应区的顶部经管道OVP1排出；第一子反应区底部液流产物经反应器内置导流通道TP1上流进入第二子反应区即下游的逆流悬浮床加氢反应区的上部后进入第二反应空间下行流动，经管道IHP2输送的氢气进料，进入第二逆流式加氢反应区的下中部的分配器后进入反应空间上行流动，采用气液逆流式操作方式，反应气相产物从下游子反应区的顶部经管道OVP2排出，反应液相产物从下游子反应区的底部经管道OLP2排出。如图19所示，垂直隔板GB将反应器的内部空间分割为左、右两侧的两个串联子反应区。反应器内置导流通道，可以是管道式通道，可以是隔板GB与导流板组成的导流室。
图20是本发明组合式加氢反应器的第20种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式串联操作的2个逆流加氢反应区的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图19所示反应器结构的不同之处在于，第一加氢反应区底部液相产物经反应器外的管道OPL1、泵PL、管道OPL13后，进入下游逆流式加氢反应区的上中部的分配器后进入反应空间下行流动。
图21是本发明组合式加氢反应器的第21种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式串联操作的2个逆流加氢反应区的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图19所示反应器结构的不同之处在于，垂直隔板GB为顶部开口型，如图21所示，垂直隔板GB分割出的左、右两侧的两个液相串联子反应区的气相反应产物，汇合后经管道OP排出。
图22是本发明组合式加氢反应器的第22种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式串联操作的2个逆流加氢反应区的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图20所示反应器结构的不同之处在于，垂直隔板GB为顶部开口型，如图22所示，垂直隔板GB分割出的左、右两侧的两个液相串联子反应区的气相反应产物，汇合后经管道OP排出。
图23是本发明组合式加氢反应器的第23种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式串联操作的上游逆流加氢反应区和下游上流悬浮床加氢反应区的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统。
如图23所示，经管道IFP1输送的液化反应原料，进入反应器壳体CRE的第一子反应区即上游的逆流悬浮床加氢反应区的上中部的分配器后进入反应空间下行流动，经管道IHP1输送的氢气进料，进入反应器壳体CRE的第一逆流式加氢反应区的下中部的分配器后进入反应空间上行流动，采用气液逆流式操作方式，反应气相产物从上游子反应区的顶部经管道OVP1排出；第一子反应区底部液流产物经反应器内隔板GB底部开口进入第二子反应区底部后上流，与经管道IHP2输送第二加氢反应区底部的氢气进料混合后通过第二子反应空间上行流动，反应产物从下游子反应区的顶部经管道OVP2排出。
图24是本发明组合式加氢反应器的第24种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式串联操作的上游逆流加氢反应区和下游上流悬浮床加氢反应区的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图23所示反应器结构的不同之处在于，第一加氢反应区底部液相产物经反应器外的管道OPL1、泵PL、管道OPL13后，与经管道1HP2输送的氢气混合后经管道IF2进入下游上流悬浮床加氢反应区的底部后，经分配器进入反应空间上行流动。
图25是本发明组合式加氢反应器的第25种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式串联操作的上游逆流加氢反应区和下游上流悬浮床加氢反应区的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图24所示反应器结构的不同之处在于，垂直隔板GB为顶部开口型，如图25所示，垂直隔板GB分割出的左、右两侧的两个液相串联子反应区，第一子反应区气相产物与第二子反应区总产物汇合后经管道OP2排出。
图26是本发明组合式加氢反应器的第26种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式串联操作的上游逆流加氢反应区和下游上流悬浮床加氢反应区的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图23所示反应器结构的不同之处在于，垂直隔板GB同时为顶部开口型，如图26所示，垂直隔板GB分割出的左、右两侧的两个液相串联子反应区，第一子反应区气相与第二子反应区总产物汇合后经管道OP2排出。
图27是本发明组合式加氢反应器的第27种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式串联操作的上游逆流加氢反应区和下游上流悬浮床加氢反应区的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图25所示反应器结构的不同之处在于，第二子反应区设置集液杯2LD后，气液混相产物经管道OMP2排出，液料产物经管道OLP2排出。
图28是本发明组合式加氢反应器的第28种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式串联操作的上游逆流加氢反应区和下游上流悬浮床加氢反应区的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图26所示反应器结构的不同之处在于，第二子反应区设置集液杯2LD后，气液混相产物经管道OMP2排出，液料产物经管道OLP2排出。
图29是本发明组合式加氢反应器的第29种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式串联操作的上游逆流加氢反应区和下游上流悬浮床加氢反应区的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图23所示反应器结构的不同之处在于，第二子反应区设置集液杯2LD后，气液混相产物经管道OMP2排出，液料产物经管道OLP2排出。
图30是本发明组合式加氢反应器的第30种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式串联操作的上游逆流加氢反应区和下游上流悬浮床加氢反应区的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图27所示反应器结构的不同之处在于，第一子反应区、第二子反应区气相产物汇合后经管道OVP2排出。
图31是本发明组合式加氢反应器的第31种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式串联操作的上游逆流加氢反应区和下游上流悬浮床加氢反应区的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图28所示反应器结构的不同之处在于，第一子反应区、第二子反应区气相产物汇合后经管道OP2排出。
图32是本发明组合式加氢反应器的第32种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式串联操作的上游逆流加氢反应区和下游上流悬浮床加氢反应区的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图29所示反应器结构的不同之处在于，第二子反应区气相产物经管道OVP2排出。
图33是本发明组合式加氢反应器的第33种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式上流悬浮床加氢反应区与热高压分离区串联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统。
如图33所示，经管道IFP1输送的液化反应原料，与管道RLP1输送的循环油混合为混合原料经管道IFP11，进入反应器壳体CRE的两个彼此独立的串联操作区的上游的上流悬浮床加氢反应区的底部，上流悬浮床加氢反应区顶部产物经反应器内置隔板GB顶部的开口区的溢流堰进入热高压分离区的上部后，气相上行，液相下流进入热高压分离区空间下行流动，进行脱气操作方式，反应气相产物从反应器的顶部经管道OVP1排出，反应液相产物从热高压分离区的底部经管道OLP1排出。
图33中还表示了热高分油脱气流程，如图33所示，将热高分油含气液料，经管道293输入泵PL加压后，经管道295、2951输入并经过旋流分离器LSV分离为富气的物料LSV-V和贫气的物料LSV-L，贫气的物料LSV-L经管道299返回反应器底部的相对独立空间XD中，作为反应生成油(浆液)使用，以减少反应生成油中夹带的氢气数量，利于氢气循环利用，利于降低热高分油降压阀的磨损速度即延长操作寿命。泵PL，通常使用屏蔽电泵。富气的物料LSV-V，经过管道296返回热高压分离区空间比如气相空间，进行气液分离。
如图33所示，用隔板255将热高压分离区空间分为上段空间UD和下段空间XD，上段空间UD与下段空间XD之间通过通道XP连通，液体可以通过XP上下运动，隔板255的最低处通常开有放净孔。
如图33所示，隔板255可以复合使用隔热材料，形成上段空间UD与下段空间XD之间的隔热板，在管道299上注入冷却油冷却降温比如降低温度20～50℃或降低温度至低于420℃后，返回反应器底部的相对独立空间XD中，以抑制反应生成油在空间XD中滞流过程中的热缩合反应。
如图33所示，泵PL加压后输送的液料，沿管道RLP1返回上流悬浮床加氢反应区的进料IFP1中，此时，泵PL也是液体产物循环泵。
如图33所示，在组合式加氢反应器顶部，设置气体产物的油液喷雾洗涤脱尘结构。
如图33所示，在组合式加氢反应器顶部，设置筒节SH1，筒节SH1内布置有填料PA1比如大孔隙率、不易堵塞通道的格栅填料等；洗涤油液经管道WO进入分布器后经过雾化喷头喷洒在水平界面上，在填料层PA1上部的空间中布置分布器，分布器设置有多个液体雾化喷头。
图34是是本发明组合式加氢反应器的第34种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式上流悬浮床加氢反应区与热高压分离区串联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图33所示反应器结构的不同之处在于，气体产物的油液喷雾洗涤脱尘结构，布置在热高压分离区的上部空间。
图35是本发明组合式加氢反应器的第35种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式2个串联操作的上流悬浮床加氢反应区与热高压分离区串联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统。
如图35所示，经管道IFP1输送的液化反应原料，进入反应器壳体CRE的隔板GB1分割出的第一子反应区即上游的上流悬浮床加氢反应区的底部，上流悬浮床加氢反应区顶部产物经反应器内置导流通道TP1下流进入第二子反应区即中游的上流悬浮床加氢反应区的底部，与经IHP2输送的进料混合后进行上流悬浮床加氢反应，第二子反应区顶部产物经反应器内置隔板GB2顶部的开口区的溢流堰进入热高压分离区的上部后，气相上行，液相下流进入热高压分离区空间下行流动，进行脱气操作方式，反应气相产物从反应器的顶部经管道OVP2排出，反应液相产物从热高压分离区的底部经管道OLP2排出。
图36是本发明组合式加氢反应器的第36种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式的上游逆流加氢反应区、中游上流悬浮床加氢反应区、下游热高压分离区串联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统。
如图36所示，经管道IFP1输送的液化反应原料，进入反应器壳体CRE的第一子反应区即上游的逆流悬浮床加氢反应区的上中部的分配器后进入反应空间下行流动，经管道IHP1输送的氢气进料，进入反应器壳体CRE的第一逆流式加氢反应区的下中部的分配器后进入反应空间上行流动，采用气液逆流式操作方式，反应气相产物从上游子反应区的顶部经管道OVP1排出；第一加氢反应区底部液相产物经反应器外的管道OPL1、泵PL、管道OPL13后，与经管道1HP2输送的氢气混合后经管道IF2进入中游上流悬浮床加氢反应区的底部后，经分配器进入反应空间上行流动；第二子反应区顶部产物经反应器内置隔板GB2顶部的开口区的溢流堰进入热高压分离区的上部后，气相上行，液相下流进入热高压分离区空间下行流动，进行脱气操作方式，反应气相产物从反应器的顶部经管道OVP2排出，反应液相产物从热高压分离区的底部经管道OLP2排出。
图37是本发明组合式加氢反应器的第37种功能结构图和工作原则流程示意图，属于“序贯”式的上游逆流加氢反应区、中游上流悬浮床加氢反应区、下游热高压分离区串联操作的组合式加氢反应器，用于煤加氢直接液化反应系统，与图36所示反应器结构的不同之处在于，第一子反应区与第二子反应区、热高压分离区的上部气相空间，相互连通，全部气体产物汇合后经管道OVP2排出反应器
具体实施方式
本发明加氢热裂化反应过程及应用于该过程的组合式加氢反应器，其特征在于包括以下步骤：
在加氢热裂化反应过程R10，含常规液态烃的原料R10F转化为主要由氢气、常规气态烃、常规液态烃和可能存在的固体组成的加氢产物R10P；
在热高压分离部分S1，加氢产物R10P分离为热高分气S1V和热高分液料S1L；
加氢热裂化反应系统R10U，使用至少一台组合式加氢反应器CRE，使用可能存在的其他反应器和或其它热高压分离器；
组合式加氢反应器CRE，包含至少两个功能区，最后一个功能区为加氢反应区或热高压分离区，其它功能区为加氢反应区；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB；
VA、VB之间流动的物料为同源物料的分支物料，VA、VB为相同功能加工区时，形成并联操作式“集束”反应器；
VA、VB之间流动的液相物料为上下游关系时，形成串联操作式“序贯”反应器。
本发明，通常，加氢热裂化反应过程R10，选自下列加氢反应过程的一种或几种：
①煤加氢直接液化制油过程，包括使用供氢溶剂油的煤加氢直接液化制油过程、油煤共炼过程、煤临氢热溶液化过程；
②煤加氢直接液化制油过程所得液化油的加氢过程；
③中低温煤焦油或其馏分油或其热加工过程所得油品的加氢过程；所述热加工过程是重油焦化过程或重油催化裂化过程或重油催化裂解过程或加氢过程；
④高温煤焦油或其馏分油或其热加工过程所得油品的加氢过程；所述热加工过程是重油焦化过程或重油催化裂化过程或重油催化裂解过程或加氢过程；
⑤页岩油重油或页岩油热加工过程所得油品的加氢过程；所述热加工过程是重油焦化过程或重油催化裂化过程或重油催化裂解过程或加氢过程；
⑥石油砂基重油热加工过程所得油品的加氢过程；所述热加工过程是重油焦化过程或重油催化裂化过程或重油催化裂解过程或加氢过程；
⑦石油基重油热加工过程所得油品的加氢过程；所述热加工过程是重油焦化过程或重油催化裂化过程或重油催化裂解过程或加氢过程。
本发明，操作方式可以是，组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB；
VA、VB之间流动的物料为同源物料的分支物料，VA、VB为相同功能加工区，形成并联操作式“集束”反应器；
相互独立的空间VA、VB之间，用垂直的隔板GB分割，隔板形式选自下列类型的一种：
①贯通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB之间互不连通；
②上部连通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB的上部空间相互连通；
③下部连通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB的下部空间相互连通；
④分布压力平衡孔的隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB之间通过分布在隔板上的连通孔GBH平衡VA、VB之间的压力，连通孔GBH开孔面积占隔板GB板面面积的1％以下。
本发明，操作方式可以是，组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB；
VA、VB之间流动的物料为同源物料的分支物料，VA、VB为相同功能加工区时，形成并联操作式“集束”反应器；
相互独立的空间VA、VB之中，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相并流向上；空间VB中，气相、液相并流向上；
②空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动；
③空间VA中，气相、液相并流向上；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动；
④空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动；
空间VB中，气相、液相并流向上。
本发明，操作方式可以是，组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB，离开空间VA的包含液体物料的物流进入空间VB中；
VA、VB之间流动的液相物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
相互独立的空间VA、VB之间，用垂直的隔板GB分割，隔板形式选自下列类型的一种：
①贯通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB之间互不连通；
②上部连通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB的上部空间相互连通；
③下部连通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB的下部空间相互连通；
④使用内部导流通道，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB之间实现连通。
本发明，操作方式可以是，组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB，离开空间VA的包含液体物料的物流进入空间VB中；
VA、VB之间流动的液体物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
相互独立的空间VA、VB之中，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中；
②空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中；
③空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相分离，气相向上流动，液相向下流动，进行热高压分离过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中；
④空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相分离，气相向上流动，液相向下流动，进行热高压分离过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中；
⑤空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA上部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的顶部溢流板，进入空间VB中；
⑥空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相分离，气相向上流动，液相向下流动，进行热高压分离过程；
离开空间VA上部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的顶部溢流板，进入空间VB中。
本发明，操作方式可以是，组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB，离开空间VA的包含液体物料的物流进入空间VB中；
VA、VB之间流动的液相物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
相互独立的空间VA、VB之中，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中；
②空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中。
本发明，操作方式可以是，组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB，离开空间VA的包含液体物料的物流进入空间VB中；
VA、VB之间流动的液相物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
相互独立的空间VA、VB之中，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
②空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中进行加氢反应。
本发明，操作方式可以是，在组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，用隔板GB分割出相互独立的至少二个空间VA、VB，空间VA、VB的上部气相空间相互连通；
正常生产时，离开空间VA的包含液体物料的物流从VA底部流过，进入空间VB液相存在区的上部中；
VA、VB之间流动的物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
相互独立的空间VA、VB之中，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
②空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中进行加氢反应。
本发明，操作方式可以是，在组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，用隔板GB分割出相互独立的至少二个空间VA、VB，空间VA、VB的上部气相空间相互连通；
正常生产时，离开空间VA的包含液体物料的物流从VA底部流过，进入空间VB液相存在区的中；
VA、VB之间流动的包含液相的物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
相互独立的空间VA、VB的内部，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
隔板GB为全封闭隔板，将空间VA、VB完全隔离；
②空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
隔板GB的底部设有导流孔，供离开空间VA下部的液体物料进入空间VB中；
③空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
隔板GB的上部设有通气孔和或溢流堰，空间VA、VB的上部气相空间相互连通；
④空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
隔板GB的底部设有导流孔，供离开空间VA下部的液体物料进入空间VB中；
隔板GB的上部设有通气孔和或溢流堰，空间VA、VB的上部气相空间相互连通；
⑤空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
隔板GB的上部设有通气孔和或溢流堰，空间VA、VB的上部气相空间相互连通。
本发明，操作方式可以是，在组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，用隔板GB分割出相互独立的至少二个空间VA、VB；
正常生产时，离开空间VA的包含液体物料的物流从VA底部流过，进入空间VB液相存在区的中；
VA、VB之间流动的包含液相的物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
空间VB，是加氢热裂化反应过程R10的最后一个加氢反应区；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB内部的上部产品物料，排出组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S的操作方式选自下列类型的一种：
①气相、液相及可能存在的固相，以混相物流方式排出壳体CRE-S；
②气相、液相及可能存在的固相，完成部分脱液分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个包含气相、液相及可能存在的固相的混相物流；
③气相、液相及可能存在的固相，完成气相与液相分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个气相物流；
④气相、液相及可能存在的固相，完成气相与液相分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个夹带液滴的气相物流。
本发明，操作方式可以是，在组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，用隔板GB分割出相互独立的至少二个空间VA、VB，空间VA、VB的上部气相空间相互连通；
正常生产时，离开空间VA的包含液体物料的物流从VA底部流过，进入空间VB液相存在区的中；
VA、VB之间流动的包含液相的物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
空间VB，是加氢热裂化反应过程R10的加氢反应产物的热高压分离区；
空间VB中，气相、液相分离，气相向上流动，液相向下流动，进行热高压分离过程，操作方式选自下列类型的一种：
①气相、液相及可能存在的固相，以混相物流方式排出壳体CRE-S；
②气相、液相及可能存在的固相，完成部分脱液分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个包含气相、液相及可能存在的固相的混相物流；
③气相、液相及可能存在的固相，完成气相与液相分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个气相物流；
④气相、液相及可能存在的固相，完成气相与液相分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个夹带液滴的气相物流。
本发明，通常，组合式加氢反应器CRE，包含至少1个加氢反应区，包含的任一加氢反应区的操作方式选自下列的1种或几种的组合：
①上流式鼓泡床悬浮床反应区；
②含碳氢固体液料上进料、液体产物下排料的气液逆流反应区；
③带液体产物循环的上流式悬浮床反应区；
④上流式沸腾床反应区；
⑤带液体产物循环的上流式沸腾床反应区；
⑥设置内部环流筒的内环流悬浮床反应区；
⑦其它合适形式的含碳氢固体液料上流式反应区。
本发明，特别地，加氢热裂化反应过程R10，指的是高灰煤的加氢直接液化反应过程，煤中灰含量一般为5～35重量％、通常为为10～20重量％。
本发明，通常，加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，组合式加氢反应器CRE使用串联操作的2～4个加氢液化反应区，最后一个加氢液化反应区为上进料、下排料的逆流反应区。
本发明，通常，加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用供氢溶剂油。
本发明，通常，加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，操作条件为：温度为390～480℃、压力为1.0～28.0MPa、氢气/原料油体积比为200～1500、煤浆停留时间20～200min、加氢催化剂R1-CAT添加量为煤粉的0.2～3重量％。
本发明，操作方式可以是，加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用液相物流串联操作的至少2个加氢液化反应区，最后一个加氢液化反应区为上进料、下排料的逆流反应区，最后一个加氢液化反应区使用的氢气原料为高纯度氢气。
本发明，操作方式可以是，加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用液相物流串联操作的至少2个加氢液化反应区，最后一个加氢液化反应区为上进料、下排料的逆流反应区；
最后一个加氢液化反应区，使用氢气分配器分布氢气，对来自上游油浆产物的进料物料使用分配器进行物流分布；
将最后一个加氢液化反应区的氢气分配器下部的液料，输入泵PL加压后，经过旋流分离器LSV分离为富气的物料LSV-V和贫气的物料LSV-L，贫气的物料LSV-L返回反应器底部空间XD中，作为反应生成油浆使用；富气的物料LSV-V，返回反应器R2中的氢气分配器以上的位置，进行气液分离。
本发明，操作方式可以是，加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用液相物流串联操作的至少2个加氢液化反应区，最后一个加氢液化反应区为上进料、下排料的逆流反应区；
最后一个加氢液化反应区，使用氢气分配器分布氢气，对来自上游油浆产物的进料物料使用分配器进行物流分布；
用隔板ZGB将最后一个加氢液化反应区的氢气分配器下部的空间分为上段空间UD和下段空间XD，上段空间UD与下段空间XD之间通过通道XP连通，液体可以通过XP上下运动；
将最后一个加氢液化反应区的氢气分配器下部的空间UD中的液料，输入泵PL加压后，经过旋流分离器LSV分离为富气的物料LSV-V和贫气的物料LSV-L，贫气的物料LSV-L返回反应器底部的相对独立空间XD中，作为反应生成油浆使用；富气的物料LSV-V，返回反应器R2中的氢气分配器以上的位置，进行气液分离。
本发明，操作方式可以是，将最后一个加氢液化反应区的氢气分配器下部的空间，用隔板ZGB隔成上段空间UD与下段空间XD，隔板ZGB使用隔热材料，在上段空间UD与下段空间XD之间用作隔热板；
将最后一个加氢液化反应区的氢气分配器下部的空间中的液料，输入泵PL加压后，经过旋流分离器LSV分离为富气的物料LSV-V和贫气的物料LSV-L，贫气的物料LSV-L注入冷却油冷却降温后，返回反应器底部的相对独立空间XD中，以抑制反应生成油在空间XD中滞流过程中的热缩合反应。
本发明，操作方式可以是，加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用液相物流串联操作的至少2个功能区，最后一个功能区为逆流反应区或热高压分离区，最后一个功能区的上部存在气相脱液空间；
在最后一个功能区的顶部气相空间设置气体产物的油液喷雾洗涤脱尘结构。
本发明，操作方式可以是，加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用液相物流串联操作的至少2个功能区，最后一个功能区为逆流反应区或热高压分离区，最后一个功能区的上部存在气相脱液空间；
在最后一个功能区的顶部气相空间设置气体产物的油液喷雾洗涤脱尘结构；
在最后一个功能区的顶部气相空间的顶部，设置筒节，筒节内布置有填料层，洗涤油液进入分布器经过雾化喷头喷洒在填料层上部的水平界面上，气体产物与洗涤液逆流接触脱尘后排出组合式加氢反应器CRE的壳体，洗涤油液下降流过填料层后流入最后一个功能区的液相空间中。
实施例
实施例一
120万吨/年中温煤焦油悬浮床加氢装置的加氢反应系统，采用鼓泡床悬浮床加氢方式，为了提高鼓泡床悬浮床流场的可控制性能，常规方案使用2×60万吨/年双系列反应系统，双系列反应产物进入共用的热高压分离器进行气液分离。每个系列使用3台串联操作的鼓泡床悬浮床加氢反应器。
采用本发明“集束”反应器，采用单系列反应系统，使用3台串联操作的“集束”组合鼓泡床悬浮床加氢反应器的方案，“集束”反应器结构是每台反应器用1～2块垂直隔板分割为2个或3个全等型的并联子反应空间，单台反应器内的并联子反应空间的上部、上部相互连通；本实施例，节省了反应器内壁耐腐蚀层的材料用量、减少了反应器数量，高压输送管道、仪表控制系统、反应器构架、基础的费用均实现节省。
实施例二
30万吨/年煤焦油悬浮床加氢装置的加氢反应系统，常规方案使用2台上流式鼓泡床加氢反应器和1台热高压分离器。
采用结构如图3的本发明“序贯”反应器，将第二台上流式鼓泡床加氢反应器和热高压分离器的功能组合在一台组合式“序贯”加氢反应器内进行。
实施例三
5万吨/年高灰煤的加氢直接液化中试装置的反应系统，常规方案使用1台上流式鼓泡床煤加氢直接液化反应器、1台逆流式煤加氢直接液化反应器。
采用结构如图4的本发明“序贯”反应器，将2台加氢反应器的功能组合为一台组合式“序贯”加氢反应器内进行，可以简化操作、节省投资、减少反应区占地面积。
实施例四
200万吨/年煤加氢直接液化装置的煤加氢直接液化反应系统，常规方案使用3台带液体产物循环泵强制循环的上流式悬浮床煤加氢直接液化反应器和一台热高压分离器。
采用本发明，将第一液化反应器、第二液化反应器组合为一台结构如图21的第一组合加氢反应器；将第三液化反应器、热高压分离器组合为一台结构如图22的第二组合加氢反应器。
第二组合加氢反应器，其中的热高压分离功能区，与被代替的热高压分离器相比，有以下优点：
①第二组合加氢反应器的热高压分离功能区，可以是第三反应器顶部气液分离区和热高压分离器的组合功能区，可以减少气液分离空间体积；
②第二组合加氢反应器的热高压分离功能区，可以是第三反应器顶部气液分离区和热高压分离器的组合功能区，可以提高第三反应器循环液体的脱气率；
③第二组合加氢反应器的热高压分离功能区，可以是第三反应器顶部气液分离区和热高压分离器的组合功能区，由于循环液体的存在，可以提高液相流速，缩短生成油的缓冲停留时间，降低热缩合生成物的沉积概率；
④第二组合加氢反应器的热高压分离功能区，充当了液体产物循环系统通道，可以缩短液体产物循环系统专用通道长度，提高反应器空间效率；
⑤第二组合加氢反应器的热高压分离功能区的底部，利用半球形封头的截面积快速缩小的自然结构，加快液体流速，可以提高液相流速，缩短生成油的缓冲停留时间，降低热缩合生成物的沉积概率；
⑥第二组合加氢反应器的热高压分离功能区，可以是第三反应器顶部气液分离区和热高压分离器的组合功能区，可以使用顶部气相脱尘洗涤油直接冷却循环液体和外排生成油，降低热缩合反应速度；
⑦由于使用反应器壳体的半部分，在保证热高压分离功能(液体脱气、液体缓冲、气体脱液)前提下，可以灵活调整热高压分离功能区上部气体脱液段、下部液体脱气段的水平截面积，比如上部气体脱液段可以使用截面积小但是高度高的有利于气体油液洗涤(喷雾洗涤)的脱尘结构，而中部液体脱气段可以使用截面积大的缓冲区，底部快速流动段可以使用截面积小的底部流动区的结构，由于这些结构在第二组合加氢反应器壳体内使用不承压的隔板与承压的壳体组合而成，不像独立的热高压分离器那样全部使用承压的壳体构成，因此其结构形式可以多种多样、且易于加工制作；相应地，热高压分离功能区的异形结构导致第三加氢反应功能区出现了异形结构，但是，这些异性结构可以被处理的基本不影响其有效使用性能，如此，反应器的空间使用效率进一步得到提高；
⑧为了最大限度利用反应器壳体内的空间效率，可以提高热高压分离功能区的液体存在区(缓冲区即提供足够仪表调节用的停留时间)的效率，可以将热高压分离功能区的上部部分空间按照逆流反应器模式操作，有以下益处：进行深度煤液化反应充当部分有效反应空间、充分接触氢气可以抑制热缩合进行深度煤液化反应、可以灵活地提高较多的缓冲时间，如此，反应器的空间使用效率进一步得到提高。
Claims (25)
1.加氢热裂化反应过程及应用于该过程的组合式加氢反应器，其特征在于包括以下步骤：
在加氢热裂化反应过程R10，含常规液态烃的原料R10F转化为主要由氢气、常规气态烃、常规液态烃和可能存在的固体组成的加氢产物R10P；
在热高压分离部分S1，加氢产物R10P分离为热高分气S1V和热高分液料S1L；
加氢热裂化反应系统R10U，使用至少一台组合式加氢反应器CRE，使用可能存在的其他反应器和或其它热高压分离器；
组合式加氢反应器CRE，包含至少两个功能区，最后一个功能区为加氢反应区或热高压分离区，其它功能区为加氢反应区；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB；
VA、VB之间流动的物料为同源物料的分支物料，VA、VB为相同功能加工区时，形成并联操作式“集束”反应器；
VA、VB之间流动的液相物料为上下游关系时，形成串联操作式“序贯”反应器。
2.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
加氢热裂化反应过程R10，选自下列加氢反应过程的一种或几种：
①煤加氢直接液化制油过程，包括使用供氢溶剂油的煤加氢直接液化制油过程、油煤共炼过程、煤临氢热溶液化过程；
②煤加氢直接液化制油过程所得液化油的加氢过程；
③中低温煤焦油或其馏分油或其热加工过程所得油品的加氢过程；所述热加工过程是重油焦化过程或重油催化裂化过程或重油催化裂解过程或加氢过程；
④高温煤焦油或其馏分油或其热加工过程所得油品的加氢过程；所述热加工过程是重油焦化过程或重油催化裂化过程或重油催化裂解过程或加氢过程；
⑤页岩油重油或页岩油热加工过程所得油品的加氢过程；所述热加工过程是重油焦化过程或重油催化裂化过程或重油催化裂解过程或加氢过程；
⑥石油砂基重油热加工过程所得油品的加氢过程；所述热加工过程是重油焦化过程或重油催化裂化过程或重油催化裂解过程或加氢过程；
⑦石油基重油热加工过程所得油品的加氢过程；所述热加工过程是重油焦化过程或重油催化裂化过程或重油催化裂解过程或加氢过程。
3.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB；
VA、VB之间流动的物料为同源物料的分支物料，VA、VB为相同功能加工区，形成并联操作式“集束”反应器；
相互独立的空间VA、VB之间，用垂直的隔板GB分割，隔板形式选自下列类型的一种：
①贯通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB之间互不连通；
②上部连通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB的上部空间相互连通；
③下部连通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB的下部空间相互连通；
④分布压力平衡孔的隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB之间通过分布在隔板上的连通孔GBH平衡VA、VB之间的压力，连通孔GBH开孔面积占隔板GB板面面积的1％以下。
4.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB；
VA、VB之间流动的物料为同源物料的分支物料，VA、VB为相同功能加工区时，形成并联操作式“集束”反应器；
相互独立的空间VA、VB之中，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相并流向上；空间VB中，气相、液相并流向上；
②空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动；
③空间VA中，气相、液相并流向上；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动；
④空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动；
空间VB中，气相、液相并流向上。
5.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB，离开空间VA的包含液体物料的物流进入空间VB中；
VA、VB之间流动的液相物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
相互独立的空间VA、VB之间，用垂直的隔板GB分割，隔板形式选自下列类型的一种：
①贯通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB之间互不连通；
②上部连通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB的上部空间相互连通；
③下部连通式隔板，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB的下部空间相互连通；
④使用内部导流通道，在组合式加氢反应器CRE内，空间VA、VB之间实现连通。
6.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB，离开空间VA的包含液体物料的物流进入空间VB中；
VA、VB之间流动的液体物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
相互独立的空间VA、VB之中，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中；
②空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中；
③空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相分离，气相向上流动，液相向下流动，进行热高压分离过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中；
④空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相分离，气相向上流动，液相向下流动，进行热高压分离过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中；
⑤空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA上部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的顶部溢流板，进入空间VB中；
⑥空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相分离，气相向上流动，液相向下流动，进行热高压分离过程；
离开空间VA上部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的顶部溢流板，进入空间VB中。
7.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB，离开空间VA的包含液体物料的物流进入空间VB中；
VA、VB之间流动的液相物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
相互独立的空间VA、VB之中，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中；
②空间VA中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA上部的包含液体物料的物流，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中。
8.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内分割出供不同物料工作的相互独立的至少二个空间VA、VB，离开空间VA的包含液体物料的物流进入空间VB中；
VA、VB之间流动的液相物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
相互独立的空间VA、VB之中，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
②空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中进行加氢反应。
9.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
在组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，用隔板GB分割出相互独立的至少二个空间VA、VB，空间VA、VB的上部气相空间相互连通；
正常生产时，离开空间VA的包含液体物料的物流从VA底部流过，进入空间VB液相存在区的上部中；
VA、VB之间流动的物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
相互独立的空间VA、VB之中，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
②空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中进行加氢反应。
10.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
在组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，用隔板GB分割出相互独立的至少二个空间VA、VB，空间VA、VB的上部气相空间相互连通；
正常生产时，离开空间VA的包含液体物料的物流从VA底部流过，进入空间VB液相存在区的中；
VA、VB之间流动的包含液相的物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
相互独立的空间VA、VB的内部，物料主体流向的操作方式选自下列类型的一种：
①空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
隔板GB为全封闭隔板，将空间VA、VB完全隔离；
②空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
隔板GB的底部设有导流孔，供离开空间VA下部的液体物料进入空间VB中；
③空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
隔板GB的上部设有通气孔和或溢流堰，空间VA、VB的上部气相空间相互连通；
④空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
隔板GB的底部设有导流孔，供离开空间VA下部的液体物料进入空间VB中；
隔板GB的上部设有通气孔和或溢流堰，空间VA、VB的上部气相空间相互连通；
⑤空间VA中，气相、液相逆流，气相向上流动，液相向下流动，进行加氢反应过程；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
离开空间VA下部的液体物料，通过组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S外的导流通道进入空间VB中进行加氢反应；
隔板GB的上部设有通气孔和或溢流堰，空间VA、VB的上部气相空间相互连通。
11.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
在组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，用隔板GB分割出相互独立的至少二个空间VA、VB；
正常生产时，离开空间VA的包含液体物料的物流从VA底部流过，进入空间VB液相存在区的中；
VA、VB之间流动的包含液相的物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
空间VB，是加氢热裂化反应过程R10的最后一个加氢反应区；
空间VB中，气相、液相并流向上，进行加氢反应过程；
空间VB内部的上部产品物料，排出组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S的操作方式选自下列类型的一种：
①气相、液相及可能存在的固相，以混相物流方式排出壳体CRE-S；
②气相、液相及可能存在的固相，完成部分脱液分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个包含气相、液相及可能存在的固相的混相物流；
③气相、液相及可能存在的固相，完成气相与液相分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个气相物流；
④气相、液相及可能存在的固相，完成气相与液相分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个夹带液滴的气相物流。
12.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
在组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，用隔板GB分割出相互独立的至少二个空间VA、VB，空间VA、VB的上部气相空间相互连通；
正常生产时，离开空间VA的包含液体物料的物流从VA底部流过，进入空间VB液相存在区的中；
VA、VB之间流动的包含液相的物料为上下游关系，形成串联操作式“序贯”反应器；
组合式加氢反应器CRE的壳体CRE-S内，可能存在位于空间VA上游的其它操作区；
空间VB，是加氢热裂化反应过程R10的加氢反应产物的热高压分离区；
空间VB中，气相、液相分离，气相向上流动，液相向下流动，进行热高压分离过程，操作方式选自下列类型的一种：
①气相、液相及可能存在的固相，以混相物流方式排出壳体CRE-S；
②气相、液相及可能存在的固相，完成部分脱液分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个包含气相、液相及可能存在的固相的混相物流；
③气相、液相及可能存在的固相，完成气相与液相分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个气相物流；
④气相、液相及可能存在的固相，完成气相与液相分离，排出一个可能存在固相的液相物料和一个夹带液滴的气相物流。
13.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
组合式加氢反应器CRE，包含至少1个加氢反应区，包含的任一加氢反应区的操作方式选自下列的1种或几种的组合：
①上流式鼓泡床悬浮床反应区；
②含碳氢固体液料上进料、液体产物下排料的气液逆流反应区；
③带液体产物循环的上流式悬浮床反应区；
④上流式沸腾床反应区；
⑤带液体产物循环的上流式沸腾床反应区；
⑥设置内部环流筒的内环流悬浮床反应区；
⑦其它合适形式的含碳氢固体液料上流式反应区。
14.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
加氢热裂化反应过程R10，指的是高灰煤的加氢直接液化反应过程。
15.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
加氢热裂化反应过程R10，指的是高灰煤的加氢直接液化反应过程，煤中灰含量为5～35重量％。
16.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
加氢热裂化反应过程R10，指的是高灰煤的加氢直接液化反应过程，煤中灰含量为10～20重量％。
17.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，组合式加氢反应器CRE使用串联操作的2～4个加氢液化反应区，最后一个加氢液化反应区为上进料、下排料的逆流反应区。
18.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用供氢溶剂油。
19.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，操作条件为：温度为390～480℃、压力为1.0～28.0MPa、氢气/原料油体积比为200～1500、煤浆停留时间20～200min、加氢催化剂R1-CAT添加量为煤粉的0.2～3重量％。
20.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用液相物流串联操作的至少2个加氢液化反应区，最后一个加氢液化反应区为上进料、下排料的逆流反应区，最后一个加氢液化反应区使用的氢气原料为高纯度氢气。
21.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用液相物流串联操作的至少2个加氢液化反应区，最后一个加氢液化反应区为上进料、下排料的逆流反应区；
最后一个加氢液化反应区，使用氢气分配器分布氢气，对来自上游油浆产物的进料物料使用分配器进行物流分布；
将最后一个加氢液化反应区的氢气分配器下部的液料，输入泵PL加压后，经过旋流分离器LSV分离为富气的物料LSV-V和贫气的物料LSV-L，贫气的物料LSV-L返回反应器底部空间XD中，作为反应生成油浆使用；富气的物料LSV-V，返回反应器R2中的氢气分配器以上的位置，进行气液分离。
22.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用液相物流串联操作的至少2个加氢液化反应区，最后一个加氢液化反应区为上进料、下排料的逆流反应区；
最后一个加氢液化反应区，使用氢气分配器分布氢气，对来自上游油浆产物的进料物料使用分配器进行物流分布；
用隔板ZGB将最后一个加氢液化反应区的氢气分配器下部的空间分为上段空间UD和下段空间XD，上段空间UD与下段空间XD之间通过通道XP连通，液体可以通过XP上下运动；
将最后一个加氢液化反应区的氢气分配器下部的空间UD中的液料，输入泵PL加压后，经过旋流分离器LSV分离为富气的物料LSV-V和贫气的物料LSV-L，贫气的物料LSV-L返回反应器底部的相对独立空间XD中，作为反应生成油浆使用；富气的物料LSV-V，返回反应器R2中的氢气分配器以上的位置，进行气液分离。
23.根据权利要求22所述方法，其特征在于：
将最后一个加氢液化反应区的氢气分配器下部的空间，用隔板ZGB隔成上段空间UD与下段空间XD，隔板ZGB使用隔热材料，在上段空间UD与下段空间XD之间用作隔热板；
将最后一个加氢液化反应区的氢气分配器下部的空间中的液料，输入泵PL加压后，经过旋流分离器LSV分离为富气的物料LSV-V和贫气的物料LSV-L，贫气的物料LSV-L注入冷却油冷却降温后，返回反应器底部的相对独立空间XD中，以抑制反应生成油在空间XD中滞流过程中的热缩合反应。
24.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用液相物流串联操作的至少2个功能区，最后一个功能区为逆流反应区或热高压分离区，最后一个功能区的上部存在气相脱液空间；
在最后一个功能区的顶部气相空间设置气体产物的油液喷雾洗涤脱尘结构。
25.根据权利要求1所述方法，其特征在于：
加氢热裂化反应过程R10是煤加氢直接液化反应过程，使用液相物流串联操作的至少2个功能区，最后一个功能区为逆流反应区或热高压分离区，最后一个功能区的上部存在气相脱液空间；
在最后一个功能区的顶部气相空间设置气体产物的油液喷雾洗涤脱尘结构；
在最后一个功能区的顶部气相空间的顶部，设置筒节，筒节内布置有填料层，洗涤油液进入分布器经过雾化喷头喷洒在填料层上部的水平界面上，气体产物与洗涤液逆流接触脱尘后排出组合式加氢反应器CRE的壳体，洗涤油液下降流过填料层后流入最后一个功能区的液相空间中。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710446529.XA CN109022013A (zh) | 2017-06-09 | 2017-06-09 | 加氢热裂化反应过程及应用于该过程的组合式加氢反应器 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710446529.XA CN109022013A (zh) | 2017-06-09 | 2017-06-09 | 加氢热裂化反应过程及应用于该过程的组合式加氢反应器 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109022013A true CN109022013A (zh) | 2018-12-18 |
Family
ID=64628495
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710446529.XA Withdrawn CN109022013A (zh) | 2017-06-09 | 2017-06-09 | 加氢热裂化反应过程及应用于该过程的组合式加氢反应器 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109022013A (zh) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112410052A (zh) * | 2020-11-11 | 2021-02-26 | 上海建元生物技术有限公司 | 一种生物质直接液化反应器、反应器系统及生物质直接液化方法 |
| CN112852477A (zh) * | 2021-04-13 | 2021-05-28 | 海南贝朗生物科技有限公司 | 一种设置多个分区的上流式加氢反应器、反应器系统及催化加氢工艺 |
| WO2022083714A1 (zh) * | 2020-10-22 | 2022-04-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 多相态组合的反应系统和反应方法 |
| CN114471375A (zh) * | 2020-10-23 | 2022-05-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 混合c4物流全加氢的装置和方法 |
| CN115301164A (zh) * | 2021-05-08 | 2022-11-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种多区聚乙烯流化床反应器 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104162384A (zh) * | 2014-08-25 | 2014-11-26 | 何巨堂 | 一种直立上流式反应器 |
| CN203971920U (zh) * | 2014-06-24 | 2014-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种沙浴炉中的反应器 |
| CN105602616A (zh) * | 2016-01-30 | 2016-05-25 | 何巨堂 | 一种碳氢料加氢方法及其组合式膨胀床加氢反应器 |
-
2017
- 2017-06-09 CN CN201710446529.XA patent/CN109022013A/zh not_active Withdrawn
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN203971920U (zh) * | 2014-06-24 | 2014-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种沙浴炉中的反应器 |
| CN104162384A (zh) * | 2014-08-25 | 2014-11-26 | 何巨堂 | 一种直立上流式反应器 |
| CN105602616A (zh) * | 2016-01-30 | 2016-05-25 | 何巨堂 | 一种碳氢料加氢方法及其组合式膨胀床加氢反应器 |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2022083714A1 (zh) * | 2020-10-22 | 2022-04-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 多相态组合的反应系统和反应方法 |
| CN114471375A (zh) * | 2020-10-23 | 2022-05-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 混合c4物流全加氢的装置和方法 |
| CN114471375B (zh) * | 2020-10-23 | 2023-02-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 混合c4物流全加氢的装置和方法 |
| CN112410052A (zh) * | 2020-11-11 | 2021-02-26 | 上海建元生物技术有限公司 | 一种生物质直接液化反应器、反应器系统及生物质直接液化方法 |
| CN112410052B (zh) * | 2020-11-11 | 2023-09-12 | 山东汇邦新材料有限公司 | 一种生物质直接液化反应器、反应器系统及生物质直接液化方法 |
| CN112852477A (zh) * | 2021-04-13 | 2021-05-28 | 海南贝朗生物科技有限公司 | 一种设置多个分区的上流式加氢反应器、反应器系统及催化加氢工艺 |
| CN112852477B (zh) * | 2021-04-13 | 2023-12-26 | 上海科瑞德能源科技有限公司 | 一种设置多个分区的上流式加氢反应器、反应器系统及催化加氢工艺 |
| CN115301164A (zh) * | 2021-05-08 | 2022-11-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种多区聚乙烯流化床反应器 |
| CN115301164B (zh) * | 2021-05-08 | 2023-12-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种多区聚乙烯流化床反应器 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109022013A (zh) | 加氢热裂化反应过程及应用于该过程的组合式加氢反应器 | |
| CN101045881B (zh) | 一种催化转化装置 | |
| CN101955788B (zh) | 一种费托合成方法及系统 | |
| CN103540345B (zh) | 一种催化裂化方法 | |
| CN101280208B (zh) | 一种多用煤液化装置及煤液化工艺 | |
| CN110013801A (zh) | 含上流反应区和产物气液分离区的套筒型碳氢料加氢反应器系统 | |
| CN103540346B (zh) | 一种下行式催化裂化装置 | |
| CN103627427B (zh) | 一种两段加氢系统及加氢方法 | |
| CN110066687A (zh) | 液体产物循环氢化级中间加富芳料的碳氢料膨胀床加氢方法 | |
| CN109957416A (zh) | 用液料产物循环式逆流反应器的碳氢料加氢反应方法 | |
| CN109504432A (zh) | 超平衡液洗涤上游碳氢料膨胀床气相产物的二段加氢方法 | |
| CN104419457A (zh) | 一种双提升管催化裂化方法及装置 | |
| CN104419458A (zh) | 一种催化裂化方法及装置 | |
| CN104513670B (zh) | 一种催化裂化方法与装置 | |
| CN104560098B (zh) | 一种煤直接液化方法 | |
| CN109929585A (zh) | 冷凝回用反应产物的气相内中质烃的碳氢料加氢反应方法 | |
| CN109777465A (zh) | 反应段间含气产物逆向流动的碳氢料加氢反应方法 | |
| CN210683692U (zh) | 一种防止催化剂沉降的浆态床反应装置 | |
| CN210434485U (zh) | 一种用于费托合成的浆态床反应器及反应系统 | |
| CN104403686B (zh) | 一种重油的加氢裂化方法 | |
| CN109722266B (zh) | 用强制循环热壁反应器与鼓泡床冷壁反应器的煤液化系统 | |
| CN110066688A (zh) | 使用反应产物综合热高分器的碳氢料膨胀床加氢方法 | |
| CN108977219A (zh) | 一种含碳氢固体液料的分级加氢液化方法 | |
| CN108640889A (zh) | 一种低碳烯烃氧化制备低碳环氧烃类化合物的装置及方法 | |
| CN105885938B (zh) | 一种流化催化裂化装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| TA01 | Transfer of patent application right | ||
| TA01 | Transfer of patent application right |
Effective date of registration: 20190412 Address after: 471003 Ruize Building 2107, 215 Heluo Road, Luoyang High-tech Development Zone, Luoyang China (Henan) Free Trade Experimental Zone, Henan Province Applicant after: Luoyang Rui Hua new energy technology development Co., Ltd. Address before: 471003 room 1503, Shen Tai Building, south section of Nanchang Road, Jianxi District, Luoyang, Henan Applicant before: He Jutang |
|
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| WW01 | Invention patent application withdrawn after publication | ||
| WW01 | Invention patent application withdrawn after publication |
Application publication date: 20181218 |