CN110862837A - 一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统和方法 - Google Patents

一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统和方法 Download PDF

Info

Publication number
CN110862837A
CN110862837A CN201911356048.5A CN201911356048A CN110862837A CN 110862837 A CN110862837 A CN 110862837A CN 201911356048 A CN201911356048 A CN 201911356048A CN 110862837 A CN110862837 A CN 110862837A
Authority
CN
China
Prior art keywords
oil
coal tar
hydrogen
outlet
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.)
Pending
Application number
CN201911356048.5A
Other languages
English (en)
Inventor
朱永红
黄传峰
杨天华
李伟
杨涛
杨程
刘亚青
戴鑫
任彩玲
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Shaanxi Yanchang Petroleum Group Co Ltd
Original Assignee
Shaanxi Yanchang Petroleum Group Co Ltd
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Shaanxi Yanchang Petroleum Group Co Ltd filed Critical Shaanxi Yanchang Petroleum Group Co Ltd
Priority to CN201911356048.5A priority Critical patent/CN110862837A/zh
Publication of CN110862837A publication Critical patent/CN110862837A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

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
    • 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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • 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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/205—Metal content
    • C10G2300/206—Asphaltenes
    • 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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/208—Sediments, e.g. bottom sediment and water or BSW
    • 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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/305—Octane number, e.g. motor octane number [MON], research octane number [RON]
    • 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
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4006—Temperature
    • 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
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4012—Pressure
    • 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
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4018—Spatial velocity, e.g. LHSV, WHSV

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)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

本发明涉及一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统和方法，该系统主要由焦油精制部分、石脑油催化重整部分、航空煤油加氢改质部分以及油渣气化制氢部分构成，主要工艺过程为：以全馏分煤焦油为原料，油气混合后通过加氢精制得到石脑油馏分、航空煤油馏分、船舶残渣燃料油产品以及尾油，之后石脑油馏分经催化重整得到BTX产品，航空煤油馏分经过加氢改质得到合格航空煤油产品，尾油采用油渣气化工艺制氢气，本发明能够在显著降低反应苛刻度的条件下，实现装置低成本、目标产品高转化率、处理量增大的目的，大大提高了煤焦油利用的经济价值。

Description

一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统和方法
技术领域
本发明涉及煤焦油加氢技术领域，特别涉及一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统和方法。
背景技术
煤焦油是煤热解等低阶煤加工改质过程中的液体产物，含有大量的硫、氮、氧等杂原子以及金属、稠环芳香物，其中胶质、沥青质占到50％以上。目前，煤焦油加氢技术已成为一种对其进行利用的有效方法，具有显著的经济效益和社会效益。煤焦油加氢技术主要是通过加氢反应脱除硫、氮、氧和金属等杂质，生产清洁燃料油或精细化工原料，主要包括煤焦油全馏分固定床加氢技术、宽馏分加氢技术、延迟焦化加氢裂化技术、悬浮床加氢技术等。生焦反应是烯烃过度脱氢以及沥青质等稠环芳香分缩聚引起的加氢过程副反应，现阶段随着国家环保和安全政策的陆续实施，如何抑制生焦实现装置长周期稳定运转和高压反应条件下安全生产是各种煤焦油加氢技术，尤其是全馏分煤焦油加氢技术亟需解决的问题。
苯、甲苯、二甲苯(BTX)是重要的基础有机化工原料，全世界所需的BTX约有70％来自催化重整。煤焦油加氢制石脑油馏分中富含大量芳烃和环烷烃，芳潜值很大，其芳潜值一般能达到70％～85％，远远高于直馏石脑油和加氢裂化石脑油等，是催化重整理想的原料。煤基石脑油组成和性质与传统石油基石脑油存在很大差别，其组分更加复杂，但同时也说明其可开发的产品种类将更多。目前已能延伸分离出的产品有纯苯、甲苯、二甲苯、三甲苯，汽油调和料等，产品链得到了进一步延伸，应用领域也更加广泛。
航空煤油主要作为喷气式发动机的燃料，要求其具有良好的低温流动性能、较高的净热值和密度、较高的燃烧程度以及良好的安定性。随着国民经济和航空技术的高速发展，对航空煤油的需求量日益增加，对产品质量的要求也更趋于严格。航空煤油馏分主要来源于常压精馏装置切割组分和重油催化或加氢裂化馏分。航空煤油馏分需要进行加氢精制脱除硫醇硫和杂质组分，降低对喷气式发动机燃料系统的腐蚀性，提高航空煤油的安定性。
近年来，为降低燃油成本不断上升的压力，船舶燃料逐步向重质化、劣质化和调和油的方向发展。船舶燃料油质量必须遵行国际海事组织制定的标准，与航空煤油的情况较为相似。2020年起国际海事组织(IMO)即将对全球所有船舶实行的环保限制，从2020年1月1日全球海域开始执行0.5％的燃油硫含量标准，控制排放区(ECAs)仍然执行0.1％的燃油硫含量标准。目前中国对沿海停泊的船只的环保限制，比IMO的要求更为严格。自2019年1月1日起，海船进入排放控制区，应使用硫含量不大于0.5％的船用燃油，2020年1月1日起，海船进入内河控制区，应使用硫含量不大于0.1％的船用燃油。随着船舶燃料油消费迅速增长和环保政策的限制，国内外市场对低硫船舶燃料油的需求量将进一步增加。
CN105419864 A公开了一种全氢型煤焦油制备高辛烷值汽油、航煤和环烷基基础油的系统及方法，该系统由煤焦油精制装置、馏分油深度精制、异构降凝和后精制装置、石脑油脱氢和芳烃抽提装置构成。该工艺技术流程复杂，反应条件苛刻度非常高，这也导致系统装置成本比较高。
CN101892078 A公开了一种用于生产催化重整高芳香潜含量石脑油的方法，但其仅限于生产用于催化重整的石脑油原料，并没有对催化重整工艺以及后期高含量芳烃的液体产品进行研究。另外该方法在将煤直接液化生产的全馏分液化油进行了两次加氢精制且初次加氢精制时采用的是膨胀床与固定床结合的加氢精制方式，投资较高，取得的效果并不明显。
CN103789034 B公开了一种以中低温煤焦油加氢生产大比重航空煤油的方法，将本中低温煤焦油分馏得到轻馏分和重馏分，轻馏分进行加氢精制反应得到140～290℃煤油馏分，经过加氢改质和补充精制反应后分离得到大比重航空煤油。
CN 102888244 B公开了一种船舶燃料油生产方法，包括催化油浆过滤、加氢精制、加氢裂化等工艺过程。该方法工艺过程繁琐，油浆利用率低，调和油各项指标和性能不够出色。
发明内容
为了克服上述现有技术的不足，本发明的目的在于提供一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统和方法，旨在低苛刻度条件下，开发一种低成本、高效的全馏分煤焦油分级加工利用的系统和方法来生产芳烃、航空煤油、船舶燃料油产品以及氢气。
为了实现上述目的，本发明采用的技术方案是：
一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统，包括煤焦油预处理装置1，煤焦油预处理装置1的入口与煤焦油管线连通，出口与新氢管线和焦油加热炉2输入口连通，所述焦油加热炉2出口与一级超扩散气液混合装置3油路入口连通，所述一级超扩散气液混合装置3气路入口与氢气加热炉4出口管线连通，所述氢气加热炉4入口和新氢管线连通；所述一级超扩散气液混合装置3油气混合出口与煤焦油一级反应器5入口连通，所述煤焦油一级反应器5出口与焦油加热炉6入口连通，所述焦油加热炉6与二级超扩散气液混合装置7油路入口连通，所述二级超扩散气液混合装置7气路入口与所述氢气加热炉4出口管线连通，所述二级超扩散气液混合装置7油气混合出口与煤焦油二级反应器8入口连通，所述煤焦油二级反应器8出口通过生成油管线连接高压分离塔9入口，高压分离塔9顶端出口连接循环氢管线，高压分离塔9底端出口连接常压分馏塔10入口；所述常压分馏塔10上部设置有小于145℃馏分输出管线，中部设置有145～280℃馏分输出管线，下部设置有大于280℃馏分输出管线；
所述小于145℃馏分管线出口连接催化重整装置11入口，所述催化重整装置11上部氢气出口与循环氢管线连接，下部液体产物出口与BTX(苯、甲苯和二甲苯)抽提塔12入口连接，所述BTX抽提塔12设置有BTX产物出口管线和高辛烷值汽油组分即抽余油出口管线；
所述145～280℃馏分管线出口与新氢管线连接，混氢后连通航煤加氢改质装置13入口，所述航煤加氢改质装置13出口与常压分馏塔14入口连接，所述常压分馏塔14上部出口设置有副产品出口管线，下部设置有航空煤油产品出口管线；
所述大于280℃馏分管线出口与减压分馏塔15连接，所述减压分馏塔15上部设置有280～510℃馏分即船舶残渣燃料油产品输出管线，下部设置有大于510℃馏分即尾油输出管线；
所述尾油输出管线出口与油渣气化装置16入口连接，所述油渣气化装置16出口与循环氢管线连接。
所述煤焦油预处理装置1包括电脱盐、脱水、脱渣处理工艺，经过预处理后焦油满足系统进料要求(水含量≤0.3％，盐含量≤3mg/L，金属含量≤50μg/g)。
所述煤焦油一级反应器5和二级反应器8为固定床反应器。
所述煤焦油一级反应器5下部装填有保护剂，上部装填有脱金属剂，主要进行烯烃饱和脱金属反应，所述煤焦油二级反应器8上部装有精制剂1，下部装有精制剂2，主要进行脱硫、脱氮、芳烃饱和以及少量脱沥青、脱残炭反应。
一种全馏分煤焦油分级加工利用的方法，包括以下步骤；
(1)将预处理后的煤焦油与氢气一次混合后加热到220～260℃，之后进入一级超扩散气液混合装置3进行二次气液高效扩散混合；将混合后油气通入煤焦油一级反应器5中进行初步加氢精制，得到一级加氢精制油；
(2)将步骤(1)得到的一级加氢精制油加热到290～320℃通入二级超扩散气液混合装置7进行三次气液高效扩散混合；将混合后油气通入煤焦油二级反应器8中进行深度加氢精制，得到二级加氢精制油；
(3)将步骤(2)得到的二级加氢精制油在温度为30～50℃条件下经高压分离器9分离出氢气接入循环氢管网，分离油进入常压分馏塔10，经常压分馏塔10分离为塔顶驰放气、侧线小于145℃馏分油、145～280℃馏分油和塔底大于280℃馏分油；
(4)将步骤(3)得到的小于145℃馏分油混氢后通入催化重整装置11，经催化重整反应后得到富芳重整生成油；再将富芳重整生成油通入芳烃抽提塔12进行芳烃抽提，从芳烃抽提塔12侧线得到BTX产品，塔底得到抽余油(高辛烷值汽油组分)；
(5)将步骤(3)得到的145～280℃馏分油混氢后通入航煤加氢改质装置13，经加氢改质后油品通入常压分馏塔14，从常压分馏塔14上部出口排出副产品，下部出口得到优质航空煤油产品；
(6)将步骤(3)得到的塔底大于280℃馏分油通入减压分馏塔15，从减压分馏塔15侧线得到280～510℃馏分油即船舶残渣燃料油产品，底部得到大于510℃馏分即尾油馏分；再将所得尾油馏分通入油渣(渣油、重劣质煤焦油)气化装置16，经气化反应装置得到高纯度氢气和高附加值超高压蒸汽。
所述的步骤(1)中煤焦油一级反应器5压力为4～12MPa、氢油体积比为300～2000，液体空速为0.2～2h-1，平均反应温度为230～290℃。
所述的步骤(2)中煤焦油二级反应器8压力为4～12MPa、氢油体积比为300～2000，液体空速为0.2～2h-1，平均反应温度为300～410℃。
本发明的有益效果：
本发明采用分段和超扩散气液混氢技术，大大促进了氢气在煤焦油中的高效溶解和均匀分配。采用超扩散气液混氢技术可在短时间内提供足够的活化氢，这有助于加氢精制和加氢裂化反应进行，并且起到抑制缩合生焦反应的作用，有利于装置的长周期运转。
本发明在煤焦油加氢反应段只采用两个串联的固定床反应器，加氢系统的整体设备成本远低于现阶段已有固定床加氢技术，这一优势在低油价时期会更加显著。
本发明中原料煤焦油经加工后完全转化为芳烃、航煤、船舶残渣燃料油和氢气等产品，其中芳烃为重要的化工和纺织行业原料，航煤和船舶残渣燃料油为目前国家重要的战略油品，氢气也实现了高效循环利用。整个煤焦油分级加工利用方法的经济性高、产品附加值高。
本发明采用了高效气液混合装置，因此该煤焦油分级加工利用系统的工艺条件苛刻度显著下降，可在较低氢油比、较低压力和较高空速下达到理想的反应效果，得到合格的目标产品。工艺条件苛刻度的下降一方面可显著降低装置成本，提高装置处理量，另一方面也大幅度提高和确保了装置的操作安全性。
附图说明
图1为一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统和方法结构示意图(实施例1和实施例2)。
图2为一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统和方法结构示意图(对比例1)。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步详细说明。
如图1所示，本发明的全馏分煤焦油分级加工利用系统是由焦油精制部分、石脑油催化重整部分、航空煤油加氢改质部分以及油渣气化制氢部分构成。
具体是：本实施例的煤焦油预处理装置入口与煤焦油管线连通，出口与新氢管线和焦油加热炉输入口连通，焦油加热炉出口与一级超扩散气液混合装置油路入口连通，一级超扩散气液混合装置气路入口与氢气加热炉出口管线连通，氢气加热炉入口和新氢管线连通；一级超扩散气液混合装置油气混合出口与煤焦油一级反应器入口连通，煤焦油一级反应器出口与焦油加热炉入口连通，焦油加热炉与高效混合装置油路入口连通，超扩散气液混合装置气路入口与氢气加热炉出口管线连通，高效混合装置油气混合出口与煤焦油二级反应器入口连通；煤焦油一级反应器和二级反应器为固定床反应器，其中煤焦油一级反应器下部装填有保护剂，上部装填有脱金属剂，主要进行烯烃饱和脱金属反应，所述煤焦油二级反应器上部装有精制剂1，下部装有精制剂2，主要进行脱硫、脱氮、芳烃饱和以及少量脱沥青、脱残炭反应；一级和二级超扩散气液混合装置通过控制气泡形成过程中聚并与破碎等步骤，抑制大气泡形成，促进小分子氢气在焦油分子中均匀分配，增大氢气-焦油接触面积，提高焦油溶氢能力，减小气液传质传热阻力。煤焦油二级反应器出口通过生成油高压分离塔分别与循环氢管线和常压分馏塔入口连接；常压分馏塔上部设置有小于145℃馏分输出管线，中部设置有145～280℃馏分输出管线，下部设置有大于280℃馏分输出管线；其中小于145℃馏分管线出口连接催化重整装置入口，催化重整装置上部氢气出口与循环氢管线连接，下部液体产物出口与BTX抽提塔入口连接，BTX抽提塔设置有BTX产物出口管线和高辛烷值汽油组分即抽余油出口管线；145～280℃馏分管线出口与新氢管线连接，混氢后连通航煤加氢改质装置入口，航煤加氢改质装置出口与常压分馏塔入口连接，常压分馏塔上部出口设置有副产品出口管线，下部设置有航空煤油产品出口管线；大于280℃馏分管线出口与减压分馏塔连接，减压分馏塔上部设置有280～510℃馏分即船舶残渣燃料油产品输出管线，下部设置有大于510℃馏分即尾油输出管线；尾油输出管线出口与油渣气化装置入口连接，油渣气化装置出口与循环氢管线连接。
利用上述系统实现全馏分煤焦油分级加工利用方法，具体可由以下步骤实现：
(1)将预处理后的煤焦油与氢气一次混合后加热到220～260℃，之后进入超扩散气液混合装置进行一级气液高效扩散混合；将混合后油气通入煤焦油一级反应器中进行初步加氢精制，得到一级加氢精制油；
(2)将步骤得到的一级加氢精制油加热到290～320℃通入混合装置进行二级气液高效扩散混合；将混合后油气通入煤焦油二级反应器中进行深度加氢精制，得到二级加氢精制油；
(3)将步骤得到的二级加氢精制油在温度为30～50℃条件下经高压分离器分离出氢气接入循环氢管网，分离油进入常压分馏塔，经常压分馏塔(分离为塔顶驰放气、侧线小于145℃馏分油、145～280℃馏分油和塔底大于280℃馏分油；
(4)将步骤得到的小于145℃馏分油混氢后通入催化重整装置，经催化重整反应后得到富芳重整生成油；再将富芳重整生成油通入芳烃抽提塔进行芳烃抽提，从芳烃抽提塔侧线得到BTX产品，塔底得到抽余油(高辛烷值汽油组分)；
(5)将步骤得到的145～280℃馏分油混氢后通入航煤加氢改质装置，经加氢改质后油品通入常压分馏塔，从常压分馏塔上部出口排出副产品，下部出口得到优质航空煤油产品；
(6)将步骤得到的塔底大于280℃馏分油通入减压分馏塔，从减压分馏塔侧线得到280～510℃馏分油即船舶残渣燃料油产品，底部得到大于510℃馏分即尾油馏分；再将所得尾油馏分通入油渣(渣油、重劣质煤焦油)气化装置，经气化反应装置得到高纯度氢气和高附加值超高压蒸汽。
实施例1
本实施例全馏分煤焦油分级加工利用系统主要由煤焦油精制部分、石脑油催化重整部分、航空煤油加氢改质部分以及油渣气化制氢部分构成，见图1。
采用上述的系统制备芳烃、航空煤油、船舶残渣燃料油和氢气的方法由以下步骤实现：
(1)煤焦油精制和分离
经脱渣、脱水、脱盐预处理后的全馏分煤焦油与氢气一次混合后加热到240℃，之后进入一级超扩散气液混合装置进行气液高效扩散混合；将混合后油气通入煤焦油一级反应器中进行初步加氢精制，压力为8MPa、氢油体积比为800，液体空速为0.5h-1，平均反应温度为250℃，得到一级加氢精制油；将一级加氢精制油加热到320℃通入二级超扩散气液混合装置再次进行气液高效扩散混合，然后将混合后油气通入煤焦油二级反应器中进行深度加氢精制，压力为8MPa、氢油体积比为800，液体空速为0.5h-1，平均反应温度为360℃，得到二级加氢精制油；将得到的二级加氢精制油在温度为35℃条件下经高压分离器分离出氢气接入循环氢管网，分离油进入常压分馏塔，经常压分馏塔分离为塔顶驰放气、侧线小于145℃馏分油、145～280℃馏分油和塔底大于280℃馏分油；
(2)催化重整和芳烃抽提
将得到的小于145℃馏分油混氢后通入催化重整装置，催化重整装置反应器的平均入口温度为495℃，平均反应压力为1.4MPa，液体体积空速为2h-1，氢油体积比为1500Nm3/m3，经催化重整反应后得到富芳重整生成油和重整氢气；将富芳重整生成油通入芳烃抽提塔进行芳烃抽提，选用环丁砜和N-甲基甲酰胺作为溶剂进行抽提，分离出芳烃混合物和抽余油(高辛烷值汽油组分)；重整氢气一部分用于催化重整自身反应，一部分作为重整产氢。
(3)航空煤油馏分加氢改质
将得到的145～280℃馏分油混氢后通入航煤加氢改质装置，加氢改质反应压力为4.0MPa，反应温度为250℃，液时体积空速为8h-1，经加氢改质后油品通入常压分馏塔，从常压分馏塔上部出口排出副产品，下部出口得到优质航空煤油产品。
(4)船舶残渣燃料油分离及油渣气化制氢
将步骤得到的塔底大于280℃馏分油通入减压分馏塔，从减压分馏塔侧线得到280～510℃馏分油即船舶残渣燃料油产品，底部得到大于510℃馏分即尾油馏分；再将所得尾油馏分通入油渣(渣油、重劣质煤焦油)气化装置，经气化反应装置得到高纯度氢气和高附加值超高压蒸汽。
实施例2
本实施例全馏分煤焦油分级加工利用系统主要由煤焦油精制部分、石脑油催化重整部分、航空煤油加氢改质部分以及油渣气化制氢部分构成，见图1。
采用上述的系统制备芳烃、航空煤油、船舶残渣燃料油和氢气的方法由以下步骤实现：
(1)煤焦油精制和分离
经脱渣、脱水、脱盐预处理后的全馏分煤焦油与氢气一次混合后加热到240℃，之后进入一级超扩散气液混合装置进行气液高效扩散混合；将混合后油气通入煤焦油一级反应器中进行初步加氢精制，压力为6MPa、氢油体积比为1000Nm3/m3，液体空速为0.5h-1，平均反应温度为240℃，得到一级加氢精制油；将一级加氢精制油加热到310℃通入二级超扩散气液混合装置再次进行气液高效扩散混合，然后将混合后油气通入煤焦油二级反应器中进行深度加氢精制，压力为6MPa、氢油体积比为1000Nm3/m3，液体空速为0.5h-1，平均反应温度为355℃，得到二级加氢精制油；将得到的二级加氢精制油在温度为35℃条件下经高压分离器分离出氢气接入循环氢管网，分离油进入常压分馏塔，经常压分馏塔分离为塔顶驰放气、侧线小于145℃馏分油、145～280℃馏分油和塔底大于280℃馏分油；
(2)催化重整和芳烃抽提
将得到的小于145℃馏分油混氢后通入催化重整装置，催化重整装置反应器的平均入口温度为490℃，平均反应压力为1.2MPa，液体体积空速为2.5h-1，氢油体积比为1800Nm3/m3，经催化重整反应后得到富芳重整生成油和重整氢气；将富芳重整生成油通入芳烃抽提塔进行芳烃抽提，选用环丁砜和N-甲基甲酰胺作为溶剂进行抽提，分离出芳烃混合物和抽余油(高辛烷值汽油组分)；重整氢气一部分用于催化重整自身反应，一部分作为重整产氢。
(3)航空煤油馏分加氢改质
将得到的145～280℃馏分油混氢后通入航煤加氢改质装置，加氢改质反应压力为6.0MPa，反应温度为255℃，液时体积空速为6h-1，经加氢改质后油品通入常压分馏塔，从常压分馏塔上部出口排出副产品，下部出口得到优质航空煤油产品。
(4)船舶残渣燃料油分离及油渣气化制氢
将步骤得到的塔底大于280℃馏分油通入减压分馏塔，从减压分馏塔侧线得到280～510℃馏分油即船舶残渣燃料油产品，底部得到大于510℃馏分即尾油馏分；再将所得尾油馏分通入油渣(渣油、重劣质煤焦油)气化装置，经气化反应装置得到高纯度氢气和高附加值超高压蒸汽。
对比例1
本实施例全馏分煤焦油分级加工利用系统主要由煤焦油精制部分、石脑油催化重整部分、航空煤油加氢改质部分以及油渣气化制氢部分构成，见图2。
采用上述的系统制备芳烃、航空煤油、船舶残渣燃料油和氢气的方法由以下步骤实现：
(1)煤焦油精制和分离
经脱渣、脱水、脱盐预处理后的全馏分煤焦油与氢气一次混合后加热到240℃，之后通入煤焦油一级反应器中进行初步加氢精制，压力为14MPa、氢油体积比为2000Nm3/m3，液体空速为0.5h-1，平均反应温度为250℃，得到一级加氢精制油；将一级加氢精制油加热到320℃通入煤焦油二级反应器中进行深度加氢精制，压力为14MPa、氢油体积比为2000Nm3/m3，液体空速为0.5h-1，平均反应温度为360℃，得到二级加氢精制油；将得到的二级加氢精制油在温度为35℃条件下经高压分离器分离出氢气接入循环氢管网，分离油进入常压分馏塔，经常压分馏塔分离为塔顶驰放气、侧线小于145℃馏分油、145～280℃馏分油和塔底大于280℃馏分油；
(2)催化重整和芳烃抽提
将得到的小于145℃馏分油混氢后通入催化重整装置，催化重整装置反应器的平均入口温度为495℃，平均反应压力为1.4MPa，液体体积空速为2h-1，氢油体积比为1500Nm3/m3，经催化重整反应后得到富芳重整生成油和重整氢气；将富芳重整生成油通入芳烃抽提塔进行芳烃抽提，选用环丁砜和N-甲基甲酰胺作为溶剂进行抽提，分离出芳烃混合物和抽余油(高辛烷值汽油组分)；重整氢气一部分用于催化重整自身反应，一部分作为重整产氢。
(3)航空煤油馏分加氢改质
将得到的145～280℃馏分油混氢后通入航煤加氢改质装置，加氢改质反应压力为4.0MPa，反应温度为250℃，液时体积空速为8h-1，经加氢改质后油品通入常压分馏塔，从常压分馏塔上部出口排出副产品，下部出口得到优质航空煤油产品。
(4)船舶残渣燃料油分离及油渣气化制氢
将步骤得到的塔底大于280℃馏分油通入减压分馏塔，从减压分馏塔侧线得到280～510℃馏分油即船舶残渣燃料油产品，底部得到大于510℃馏分即尾油馏分；再将所得尾油馏分通入油渣(渣油、重劣质煤焦油)气化装置，经气化反应装置得到高纯度氢气和高附加值超高压蒸汽。
对比例1和实施例1的主要区别：(1)对比例1煤焦油分级加工利用工艺流程中没有设置气液高效扩散混合装置；(2)对比例1焦油加氢精制平均反应压力为14MPa，实施例1焦油加氢精制平均反应压力为8MPa；(3)对比例1焦油加氢精制氢油体积比为2000Nm3/m3，实施例1焦油加氢精制氢油体积比为800Nm3/m3。
上述实施例中未详细描述的催化剂类型以及反应器等均属于常规技术，本领域技术人员根据实际处理需要可以在常用催化剂以及反应器中选择。
实施例1-2和对比例1中采用的原料全馏分煤焦油基本性质见表1。
表1实施例1-2和对比例1中采用的原料全馏分煤焦油基本性质
Figure BDA0002335946990000141
实施例1和对比例1催化重整后产物性质见表2。
表2实施例1和对比例1催化重整后产物性质
Figure BDA0002335946990000142
Figure BDA0002335946990000151
实施例1和对比例1制备的航空煤油，按国家标准进行了测试，实验结果见表3。
表3实施例1和对比例1制备的航空煤油检测结果及国家标准对照
Figure BDA0002335946990000152
Figure BDA0002335946990000161
实施例1和对比例1制备的船舶残渣燃料油，按国家标准进行了测试，实验结果见表4。
表4实施例1和对比例1制备的船舶残渣燃料油检测结果及国家标准对照
Figure BDA0002335946990000171

Claims (8)

1.一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统，其特征在于，包括煤焦油预处理装置(1)，煤焦油预处理装置(1)的入口与煤焦油管线连通，出口与新氢管线和焦油加热炉(2)输入口连通，所述焦油加热炉(2)出口与一级超扩散气液混合装置(3)油路入口连通，所述一级超扩散气液混合装置(3)气路入口与氢气加热炉(4)出口管线连通，所述氢气加热炉(4)入口和新氢管线连通；所述一级超扩散气液混合装置(3)油气混合出口与煤焦油一级反应器(5)入口连通，所述煤焦油一级反应器(5)出口与焦油加热炉(6)入口连通，所述焦油加热炉(6)与二级超扩散气液混合装置(7)油路入口连通，所述二级超扩散气液混合装置(7)气路入口与所述氢气加热炉(4)出口管线连通，所述二级超扩散气液混合装置(7)油气混合出口与煤焦油二级反应器(7)入口连通，所述煤焦油二级反应器(8)出口通过生成油高压分离塔(9)分别与循环氢管线和常压分馏塔(10)入口连接；所述常压分馏塔(10)上部设置有小于145℃馏分输出管线，中部设置有145～280℃馏分输出管线，下部设置有大于280℃馏分输出管线；
所述小于145℃馏分管线出口连接催化重整装置(11)入口，所述催化重整装置(11)上部氢气出口与循环氢管线连接，下部液体产物出口与BTX抽提塔(12)入口连接，所述BTX抽提塔(12)设置有BTX产物出口管线和高辛烷值汽油组分即抽余油出口管线；
所述145～280℃馏分管线出口与新氢管线连接，混氢后连通航煤加氢改质装置(13)入口，所述航煤加氢改质装置(13)出口与常压分馏塔(14)入口连接，所述常压分馏塔(14)上部出口设置有副产品出口管线，下部设置有航空煤油产品出口管线；
所述大于280℃馏分管线出口与减压分馏塔(15)连接，所述减压分馏塔(15)上部设置有280～510℃馏分即船舶残渣燃料油产品输出管线，下部设置有大于510℃馏分即尾油输出管线。
2.根据权利要求1所述的一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统，其特征在于，所述尾油输出管线出口与油渣气化装置(16)入口连接，所述油渣气化装置(16)出口与循环氢管线连接。
3.根据权利要求1所述的一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统，其特征在于，所述煤焦油预处理装置(1)包括电脱盐、脱水、脱渣处理工艺，经过预处理后焦油满足系统进料要求。
4.根据权利要求1所述的一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统，其特征在于，所述煤焦油一级反应器(5)和二级反应器(8)为固定床反应器。
5.根据权利要求1所述的一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统，其特征在于，所述煤焦油一级反应器(5)下部装填有保护剂，上部装填有脱金属剂，主要进行烯烃饱和脱金属反应，所述煤焦油二级反应器(8)上部装有精制剂1，下部装有精制剂2，主要进行脱硫、脱氮、芳烃饱和以及少量脱沥青、脱残炭反应。
6.一种全馏分煤焦油分级加工利用的方法，其特征在于，包括以下步骤；
(1)将预处理后的煤焦油与氢气一次混合后加热到220～260℃，之后进入一级超扩散气液混合装置(3)进行二次气液高效扩散混合；将混合后油气通入煤焦油一级反应器(5)中进行初步加氢精制，得到一级加氢精制油；
(2)将步骤(1)得到的一级加氢精制油加热到290～320℃通入二级超扩散气液混合装置(7)进行三次气液高效扩散混合；将混合后油气通入煤焦油二级反应器8中进行深度加氢精制，得到二级加氢精制油；
(3)将步骤(2)得到的二级加氢精制油在温度为30～50℃条件下经高压分离器9分离出氢气接入循环氢管网，分离油进入常压分馏塔(10)，经常压分馏塔(10)分离为塔顶驰放气、侧线小于145℃馏分油、145～280℃馏分油和塔底大于280℃馏分油；
(4)将步骤(3)得到的小于145℃馏分油混氢后通入催化重整装置(11)，经催化重整反应后得到富芳重整生成油；再将富芳重整生成油通入芳烃抽提塔(12)进行芳烃抽提，从芳烃抽提塔(12)侧线得到BTX产品，塔底得到抽余油；
(5)将步骤(3)得到的145～280℃馏分油混氢后通入航煤加氢改质装置(13)，经加氢改质后油品通入常压分馏塔(14)，从常压分馏塔(14)上部出口排出副产品，下部出口得到优质航空煤油产品；
(6)将步骤(3)得到的塔底大于280℃馏分油通入减压分馏塔(15)，从减压分馏塔(15)侧线得到280～510℃馏分油即船舶残渣燃料油产品，底部得到大于510℃馏分即尾油馏分；再将所得尾油馏分通入油渣气化装置(16)，经气化反应装置得到高纯度氢气和高附加值超高压蒸汽。
7.根据权利要求6所述的一种全馏分煤焦油分级加工利用的方法，其特征在于，所述的步骤(1)中煤焦油一级反应器5压力为4～12MPa、氢油体积比为300～2000，液体空速为0.2～2h-1，平均反应温度为230～290℃。
8.根据权利要求6所述的一种全馏分煤焦油分级加工利用的方法，其特征在于，所述的步骤(2)中煤焦油二级反应器(8)压力为4～12MPa、氢油体积比为300～2000，液体空速为0.2～2h-1，平均反应温度为300～410℃。
CN201911356048.5A 2019-12-25 2019-12-25 一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统和方法 Pending CN110862837A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201911356048.5A CN110862837A (zh) 2019-12-25 2019-12-25 一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统和方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201911356048.5A CN110862837A (zh) 2019-12-25 2019-12-25 一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统和方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN110862837A true CN110862837A (zh) 2020-03-06

Family

ID=69659944

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201911356048.5A Pending CN110862837A (zh) 2019-12-25 2019-12-25 一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统和方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN110862837A (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112708485A (zh) * 2020-12-27 2021-04-27 陕西延长石油（集团）有限责任公司 一种煤油混合原料制备高热值高密度喷气燃料的方法
CN113372952A (zh) * 2021-06-07 2021-09-10 西北大学 利用煤焦油富环状烃馏分生产航空煤油的方法

Citations (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101173189A (zh) * 2006-11-01 2008-05-07 中国石油化工股份有限公司 一种生产化工原料的两段加氢裂化方法
CN101333459A (zh) * 2007-06-26 2008-12-31 中国石油化工股份有限公司 一种加氢转化方法
CN102585899A (zh) * 2012-03-08 2012-07-18 长岭炼化岳阳工程设计有限公司 一种煤焦油的全液相加氢方法
CN103695031A (zh) * 2013-12-27 2014-04-02 成都博晟能源科技有限公司 一种由煤焦油生产柴油兼产船用燃料油调和组分的方法
CN104927916A (zh) * 2014-03-21 2015-09-23 湖南长岭石化科技开发有限公司 一种煤焦油加氢处理方法和一种煤焦油加工方法
CN105087066A (zh) * 2015-09-09 2015-11-25 陕西美斯林能源科技研究院 一种煤焦油全馏分液相加氢系统及方法
CN105296001A (zh) * 2015-11-16 2016-02-03 西北大学 一种煤焦油加氢催化重整制备芳烃的系统及方法
CN106609149A (zh) * 2015-10-27 2017-05-03 中国石油化工股份有限公司 一种渣油和煤焦油全馏分加氢方法
CN108300510A (zh) * 2017-01-12 2018-07-20 中国石油化工股份有限公司 一种煤焦油加氢生产燃料油的方法
CN109593554A (zh) * 2018-12-29 2019-04-09 青岛汇益明催化新材料科技有限公司 用于加氢处理煤焦油的催化剂级配方法
CN110257102A (zh) * 2019-07-17 2019-09-20 胜帮科技股份有限公司 一种富含多环芳烃的原料分级临氢热解制取轻质芳烃的生产系统及方法

Patent Citations (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101173189A (zh) * 2006-11-01 2008-05-07 中国石油化工股份有限公司 一种生产化工原料的两段加氢裂化方法
CN101333459A (zh) * 2007-06-26 2008-12-31 中国石油化工股份有限公司 一种加氢转化方法
CN102585899A (zh) * 2012-03-08 2012-07-18 长岭炼化岳阳工程设计有限公司 一种煤焦油的全液相加氢方法
CN103695031A (zh) * 2013-12-27 2014-04-02 成都博晟能源科技有限公司 一种由煤焦油生产柴油兼产船用燃料油调和组分的方法
CN104927916A (zh) * 2014-03-21 2015-09-23 湖南长岭石化科技开发有限公司 一种煤焦油加氢处理方法和一种煤焦油加工方法
CN105087066A (zh) * 2015-09-09 2015-11-25 陕西美斯林能源科技研究院 一种煤焦油全馏分液相加氢系统及方法
CN106609149A (zh) * 2015-10-27 2017-05-03 中国石油化工股份有限公司 一种渣油和煤焦油全馏分加氢方法
CN105296001A (zh) * 2015-11-16 2016-02-03 西北大学 一种煤焦油加氢催化重整制备芳烃的系统及方法
CN108300510A (zh) * 2017-01-12 2018-07-20 中国石油化工股份有限公司 一种煤焦油加氢生产燃料油的方法
CN109593554A (zh) * 2018-12-29 2019-04-09 青岛汇益明催化新材料科技有限公司 用于加氢处理煤焦油的催化剂级配方法
CN110257102A (zh) * 2019-07-17 2019-09-20 胜帮科技股份有限公司 一种富含多环芳烃的原料分级临氢热解制取轻质芳烃的生产系统及方法

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112708485A (zh) * 2020-12-27 2021-04-27 陕西延长石油（集团）有限责任公司 一种煤油混合原料制备高热值高密度喷气燃料的方法
CN112708485B (zh) * 2020-12-27 2023-04-11 陕西延长石油（集团）有限责任公司 一种煤油混合原料制备高热值高密度喷气燃料的方法
CN113372952A (zh) * 2021-06-07 2021-09-10 西北大学 利用煤焦油富环状烃馏分生产航空煤油的方法
CN113372952B (zh) * 2021-06-07 2022-09-02 西北大学 利用煤焦油富环状烃馏分生产航空煤油的方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP7465248B2 (ja) 舶用重質燃料油中の環境汚染物を低減するプロセス及び装置
CN1876767B (zh) 煤焦油加氢裂化方法
CN102585897B (zh) 一种使用供氢烃的低氢含量重油的加氢轻质化方法
CN103695031B (zh) 一种由煤焦油生产柴油兼产船用燃料油调和组分的方法
CN109722303B (zh) 一种高硫重油生产低硫船用燃料油调和组分的方法
CN106047404B (zh) 一种劣质催化裂化柴油增产高辛烷值汽油的组合工艺方法
CN102888244B (zh) 一种船舶燃料油生产方法
CN102443424A (zh) 一种由煤焦油生产清洁柴油的方法
CN110862837A (zh) 一种全馏分煤焦油分级加工利用的系统和方法
CN104277879B (zh) 一种中低温煤焦油的两级浆态床加氢工艺
CN105694966B (zh) 一种由催化裂化柴油生产石脑油和清洁汽油的方法
CN109705909B (zh) 由煤焦油生产船用燃料油的方法
CN101724455B (zh) 一种联合加氢方法
CA2840100A1 (en) A device of producing low-sulfur high-octane-number gasoline with low cost and method thereof
CN100404646C (zh) 一种劣质柴油馏分改质的方法
CN109355100B (zh) 一种煤焦油加工与煤共炼组合工艺
CN108300510B (zh) 一种煤焦油加氢生产燃料油的方法
RU128612U1 (ru) Установка для получения моторных топлив
CN102311782A (zh) 一种煤焦油加氢提质生产柴油的方法
CN104277878B (zh) 一种高温煤焦油的两级浆态床加氢工艺
CN101429442B (zh) 一种催化烃重组制备高质量汽油的设备及其方法
CN105001907B (zh) 一种石蜡基劣质原油多联产的方法及系统
CN206204242U (zh) 一种煤焦油生产轻质燃料和针状焦的系统
CN201512505U (zh) 一种制备高质量柴油的系统
CN101497806B (zh) 一种制备高质量汽油的设备及其方法

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
RJ01 Rejection of invention patent application after publication

Application publication date: 20200306

RJ01 Rejection of invention patent application after publication