CN112708462B - 一种处理重油的组合工艺方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种处理重油的组合工艺方法。所述方法包括重油原料和循环稀释油的混合物料进入渣油加氢单元与加氢催化剂接触进行反应，所得加氢柴油馏分和/或加氢蜡油馏分作为循环稀释油送至渣油加氢单元入口。所得加氢渣油馏分进入延迟焦化单元进行焦化反应后，得到焦化汽油馏分、焦化柴油馏分、焦化蜡油馏分和低硫石油焦。与现有技术相比，本发明渣油加氢单元的氢耗低，显著降低了生产成本，同时提高了优质低硫石油焦的收率。

Description

一种处理重油的组合工艺方法
技术领域
本发明涉及一种处理重油原料的渣油加氢和延迟焦化的组合工艺方法。
背景技术
近年来，国内对石墨电极等炭素产品的需求量不断增大，导致对相应原材料——低硫石油焦的需求量也日益增长。
石油焦是延迟焦化工艺的主要产物，延迟焦化工艺进料一般为重质油，例如减压渣油，其硫含量偏高，经延迟焦化反应后，大量的硫会富集在石油焦中，导致所生产的石油焦硫含量偏高。在石油焦(生焦)标准(标准号NB/SH/T 0527-2015)中，石油焦按照硫含量3％(重量百分比)以下的等级进行划分。因此，按照该标准，凡是硫含量不大于3％(重量百分比)的石油焦均被视为低硫石油焦。
渣油加氢是重油高效清洁利用的重要技术手段，渣油原料在渣油加氢过程中进行加氢脱金属和加氢脱硫反应等加氢反应，脱除大部分金属化合物和含硫化合物，其加氢渣油馏分可直接作为延迟焦化装置进料，用于生产低硫石油焦。但是，渣油加氢处理受扩散控制，粘度较高的渣油原料在固定床催化剂床层中的流动状态和分布不理想，对加氢反应效果影响较大。通常的处理手段是掺炼部分馏分油对减压渣油进行稀释，以降低渣油加氢装置进料粘度，改善加氢反应效果。现有技术中稀释所采用的馏分油，有的是石油高价值馏分，如减压蜡油(VGO)，其为加氢裂化和催化裂化的主要原料。有的是石油劣质馏分油，如焦化蜡油、催化重循环油等。由于劣质馏分油中芳烃、硫、氮含量均高，其在渣油加氢装置进行加氢处理的过程中，会额外增加装置氢耗，大幅增加了渣油加氢装置生产成本。
CN103102986B提出一种渣油加氢处理与延迟焦化的组合工艺方法，是将渣油、焦化蜡油和氢气混合后进入加氢处理装置进行反应，分离后所得加氢渣油和减压蜡油进行混合或与其他常规原料一起进入延迟焦化装置，后分离焦化产物，其中焦化蜡油全部循环至渣油加氢装置。该方法可以生产低硫石油焦。
因此，如何在获得合格低硫石油焦的同时降低生产成本，是目前迫切需要解决的问题。
发明内容
本发明的目的是在现有技术基础上提供一种低成本的处理重油的组合工艺方法。
本发明提供的方法，包括渣油加氢单元和延迟焦化单元，
(1)重油原料和循环稀释油的混合物料进入渣油加氢单元，在氢气的存在下，与加氢催化剂接触进行反应，反应流出物经气液分离后，所得液体物流经分馏得到加氢汽油馏分、加氢柴油馏分、加氢蜡油馏分和加氢渣油馏分，
(2)步骤(1)所得加氢柴油馏分和/或加氢蜡油馏分进入循环稀释油缓冲罐，循环稀释油缓冲罐中的循环稀释油送至渣油加氢单元入口与重油原料混合，
(3)步骤(1)所得加氢渣油馏分进入延迟焦化单元进行焦化反应后，得到焦化汽油馏分、焦化柴油馏分、焦化蜡油馏分和低硫石油焦。
在本发明其中一种优选的实施方式中，在步骤(3)中所得焦化蜡油馏分作为延迟焦化单元的循环油循环至延迟焦化单元的焦化炉入口，循环油与进入焦化炉的新鲜原料的质量流量之比为0.1～2.0。
在本发明中，所述的重油原料为减压渣油、常压渣油、催化裂化油浆中的一种或几种，优选为减压渣油。
在优选的情况下，渣油加氢单元中重油原料和循环稀释油混合后的混合物料的100℃运动粘度不高于500mm2/s，混合物料的100℃运动粘度优选不高于300mm2/s。
优选地，渣油加氢单元循环稀释油与重油原料的重量比为(0.1～3)：1，进一步优选为(0.2～1)：1。
在本发明中，渣油加氢单元中设置至少一个渣油加氢反应器、至少一个循环稀释油缓冲罐和至少一个分馏塔。优选所述渣油加氢反应器选自固定床反应器、沸腾床反应器、移动床反应器中的一种或几种。在渣油加氢反应器中的加氢催化剂为常规的渣油加氢催化剂和/或重油加氢催化剂。
在优选的情况下，渣油加氢单元中渣油加氢反应器为固定床渣油加氢反应器，所述固定床渣油加氢反应器内级配装填加氢保护剂、加氢脱金属催化剂、加氢脱硫催化剂和/或加氢脱氮催化剂。
在本发明其中一个实施方式中，所述渣油加氢反应器设置一个或多个固定床渣油加氢反应器，所述固定床渣油加氢反应器既可以为下流式反应器也可以为上流式反应器，也可以为逆流式反应器。所述的下流式反应器是指物流自上向下流动的反应器；所述的上流式反应器是指物流自下向上流动的反应器；所述的逆流式反应器是指液体和气体流向相反的反应器。
在本发明中，所述的加氢保护剂、加氢脱金属催化剂、加氢脱硫催化剂和加氢脱氮催化剂可以采用本领域常见的加氢保护剂、加氢脱金属催化剂、加氢脱硫催化剂和加氢脱氮催化剂。例如，所述的加氢保护剂、加氢脱金属催化剂、加氢脱硫催化剂和加氢脱氮催化剂的活性组分可以为选自第VIB族和/或第VIII族非贵金属，优选镍-钨、镍-钴-钨、镍-钼或钴-钼的组合；其载体为选自氧化铝、氧化硅或氧化钛中的一种或几种。载体中可加入磷、硼或氟等元素进行改性。催化剂的形状呈挤出物或球形，其直径为0.5-50.0mm，堆密度为0.3-1.2g/cm3，比表面积为50-300m2/g。例如加氢保护剂、加氢脱金属催化剂、加氢脱硫催化剂、加氢脱氮催化剂可以分别采用中国石化石油化工科学研究院开发的RG系列、RUF系列、RDM系列、RMS系列、RSN系列商业催化剂。
在优选的情况下，渣油加氢单元中的反应条件为：温度330～420℃、反应压力8.0～20.0MPa、液时体积空速0.1～2.5h-1、氢油体积比300～1500。
渣油加氢单元所得的反应流出物经气液分离后，得到液体物流和气体物流，所得液体物流经分馏得到加氢汽油馏分、加氢柴油馏分、加氢蜡油馏分和加氢渣油馏分。优选，加氢汽油馏分和加氢柴油馏分之间的切割点为175～210℃，加氢柴油馏分和加氢蜡油馏分之间的切割点为330～380℃，加氢蜡油馏分和加氢渣油馏分之间的切割点为480～550℃。
本发明的发明人通过深入研究发现，在渣油加氢过程中存在沥青质等强吸附化合物的竞争吸附，单双环芳烃的加氢饱和程度很低，单双环芳烃组成相对稳定。在此研究基础上，本发明将所得加氢柴油馏分和/或加氢蜡油馏分作为循环稀释油在渣油加氢单元内部循环使用。一方面，循环稀释油能较好地促进混合油中饱和烃部分的加氢脱硫反应，降低混合油中硫含量，明显降低了加氢渣油馏分中硫含量，该加氢渣油馏分经延迟焦化后，能得到较低硫含量的焦化蜡油和低硫石油焦。另一方面，循环稀释油不断进行循环加氢反应，其饱和度提高，对稠环芳烃类大分子化合物加氢反应的促进程度下降，有利于稠环芳烃类大分子化合物进入延迟焦化单元参与焦化反应，从而使得低硫石油焦的产率增加。
在渣油加氢单元起始运行阶段，可以采用其他馏分油作为起始稀释油，如减压蜡油、催化裂化重循环油、焦化蜡油等，此时循环稀释油反应氢耗最高，随着装置运转时间延长，渣油加氢过程中得到的加氢柴油馏分和加氢蜡油馏分不断替代了起始稀释油，循环稀释油的烃类组成趋于稳定，循环稀释油反应氢耗逐渐下降后也趋于稳定。因此，与现有技术相比，本发明的渣油加氢装置整体氢耗下降明显。
此外，在本发明中，循环稀释油在渣油加氢单元内部循环加氢，其粘度下降后也趋于稳定。与起始稀释油相比，循环稀释油粘度更低，可以更好地降低整体混合油的粘度，从而改善和优化混合油在渣油加氢反应器内流动状态，有效促进加氢反应的进行。
在优选的情况下，进入延迟焦化单元的加氢渣油馏分的硫含量不大于1.5重量％。
本发明所述延迟焦化单元为本领域常规的延迟焦化单元。延迟焦化原料和循环油一起经过加热炉加热迅速升温至焦化反应温度，进入焦炭塔内进行焦化反应，采用加热炉连续进料，焦化塔轮换操作的方式。所得油气产物进入分馏塔，经分馏后，得到焦化干气、液化气、焦化汽油馏分、焦化柴油馏分、焦化蜡油馏分和未转化油。所得未转化油循环至焦化炉入口。
在本发明优选的实施方式中，来自渣油加氢单元的加氢渣油馏分进入延迟焦化单元的分馏塔塔底，经换热后，和塔底的未转化油一起进入焦化炉。
在本发明中，优选焦化蜡油馏分作为延迟焦化单元的循环油循环至延迟焦化单元的焦化炉入口。待焦炭塔内焦炭陆续装满后，热原料改进入另一焦炭塔，残留在焦炭塔中的焦炭以水力除焦卸出。焦炭塔恢复空塔后再进热原料。所得焦炭为石油焦，是延迟焦化过程的重要产品之一，根据质量不同可用做电极、冶金及燃料等。
通过本发明提供的方法，延迟焦化单元所得低硫石油焦的硫含量不大于3.0重量％。
在本发明中，优选延迟焦化单元的工艺条件为：加热炉出口温度470～520℃、焦炭塔顶压力0.1～0.9MPa。
在本发明中，所述延迟焦化原料为常规的延迟焦化原料，优选减压渣油，也可全部为来自渣油加氢单元的加氢渣油馏分，所述延迟焦化原料的初馏点>538℃。
根据本发明提供的方法，通过将循环稀释油在渣油加氢单元内循环操作，实现了对全减压渣油的加氢处理操作，与现有技术相比，本发明渣油加氢单元的氢耗低，显著降低了生产成本，同时延迟焦化单元获得了更多的优质低硫石油焦。
附图说明
图1本发明提供的处理重油的组合工艺方法流程示意图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明提供的处理重油的组合工艺方法作进一步说明，但并不因此而限制本发明。
图1是本发明提供的所述处理重油的组合工艺方法的流程示意图。如图1所示，重油原料01与循环稀释油09和/或循环稀释油010的混合物料，与氢气02一起进入渣油加氢单元1，与加氢催化剂接触进行反应，反应流出物经气液分离后，所得液体物流03进入分馏塔2进行分馏，经分馏得到气体04、加氢汽油馏分05、加氢柴油馏分06、加氢蜡油馏分07和加氢渣油馏分08。所得加氢柴油馏分06进入循环稀释油缓冲罐3，循环稀释油缓冲罐3中的循环稀释油09送至渣油加氢单元入口与重油原料01混合。所得加氢蜡油馏分07进入循环稀释油缓冲罐4，循环稀释油缓冲罐4中的循环稀释油010送至渣油加氢单元入口与重油原料01混合。
分馏塔2所得加氢渣油馏分08进入延迟焦化单元的分馏塔7，分馏塔7塔底未转化油018与焦化蜡油019混合后进入加热炉5进行加热，热焦化原料011进入焦化塔6进行焦化反应，焦化塔6除焦后得到低硫石油焦012，焦化油气013进入分馏塔7进行分馏，得到焦化干气014、焦化汽油馏分015、焦化柴油馏分016、焦化蜡油馏分017和未转化油018。其中焦化蜡油017可以全部或部分作为延迟焦化单元的循环油019进入加热炉5。
下面结合具体的实施例进一步对本发明的具体特征和使用效果进行说明，但并不因此而限制本发明。
实施例和对比例中使用的加氢催化剂都是由中国石化石油化工科学研究院开发及由中国石化催化剂长岭分公司生产的渣油加氢系列催化剂。
采用固定床渣油加氢反应器，依次级配装填加氢保护剂RG-30B、加氢脱金属催化剂RDM-35和加氢脱硫催化剂RCS-31。所采用加氢保护剂RG-30B，加氢脱金属催化剂RDM-35和加氢脱硫催化剂RCS-31的装填体积比例为1:5.25:7.25。
实施例和对比例所用原料为减压渣油，其性质列于表1。
表1
减压渣油
粘度(100℃)，mm<sup>2</sup>·s<sup>-1</sup> 1406
残炭，重量％ 19.0
S，重量％ 5.8
Ni+V，μg/g 101.0
N，重量％ 1.1
实施例1
减压渣油原料和循环稀释油的混合物料进入渣油加氢单元的固定床加氢反应器，依次与加氢保护剂、加氢脱金属催化剂和加氢脱硫催化剂接触进行反应，反应流出物经气液分离后，所得液体物流经分馏得到加氢汽油馏分、加氢柴油馏分、加氢蜡油馏分和加氢渣油馏分，所得加氢蜡油馏分进入循环稀释油缓冲罐，循环稀释油缓冲罐中的循环稀释油送至渣油加氢单元入口与减压渣油原料混合。循环稀释油占混合物料的体积分数为30％。
渣油加氢单元操作条件：总进料液时体积空速为0.25h-1，平均反应温度为380℃，氢分压为16MPa，氢油体积比为700Nm3/m3。
渣油加氢单元所得加氢渣油馏分进入延迟焦化单元进行焦化反应后，得到焦化汽油馏分、焦化柴油馏分、焦化蜡油馏分和低硫石油焦。所得焦化蜡油作为延迟焦化单元的循环油循环至延迟焦化单元的焦化炉入口，循环油与进入焦化炉的新鲜原料的质量流量之比为0.1。
延迟焦化单元操作条件：加热炉出口温度为500℃，焦化塔压力为0.5MPa。
渣油加氢单元运行500小时后，减压渣油原料和循环稀释油组成的混合物料100℃运动粘度为200.5mm2·s-1，循环稀释油的100℃运动粘度为6.35mm2·s-1，循环稀释油硫含量基本稳定在0.15重量％左右。加氢渣油馏分中硫含量为0.85重量％，氮含量为0.31重量％，残炭含量为10.5重量％，重金属(Ni+V)含量为24μg/g。渣油加氢单元的氢耗为1.21gH2/100g原料油。
延迟焦化单元的总液体收率73.2收率％。焦化蜡油的收率为39.2重量％，焦化蜡油的硫含量为0.96重量％。低硫石油焦的收率为15.8重量％，低硫石油焦的硫含量为1.89重量％，灰分0.4重量％，满足低硫石油焦的质量指标。
实施例2
减压渣油原料和循环稀释油的混合物料进入渣油加氢单元的固定床加氢反应器，依次与加氢保护剂、加氢脱金属催化剂和加氢脱硫催化剂接触进行反应，反应流出物经气液分离后，所得液体物流经分馏得到加氢汽油馏分、加氢柴油馏分、加氢蜡油馏分和加氢渣油馏分，所得加氢柴油馏分和加氢蜡油馏分进入循环稀释油缓冲罐，加氢柴油馏分和加氢蜡油馏分的体积比为1：3。循环稀释油缓冲罐中的循环稀释油送至渣油加氢单元入口与减压渣油原料混合。循环稀释油占混合物料的体积分数为30％。
渣油加氢单元操作条件：总进料液时体积空速为0.25h-1，平均反应温度为380℃，氢分压为16MPa，氢油体积比为700Nm3/m3。
渣油加氢单元所得加氢渣油馏分进入延迟焦化单元进行焦化反应后，得到焦化汽油馏分、焦化柴油馏分、焦化蜡油馏分和低硫石油焦。所得焦化蜡油作为延迟焦化单元的循环油循环至延迟焦化单元的焦化炉入口，循环油与进入焦化炉的新鲜原料的质量流量之比为0.1。
延迟焦化单元操作条件：加热炉出口温度为500℃，焦化塔压力为0.5MPa。
渣油加氢单元运行500小时后，减压渣油原料和循环稀释油组成的混合物料100℃运动粘度为195.5mm2·s-1，循环稀释油100℃运动粘度为6.01mm2·s-1，循环稀释油硫含量基本稳定在0.13重量％左右。加氢渣油馏分中硫含量为0.87重量％，氮含量为0.30重量％，残炭含量为10.7重量％，重金属(Ni+V)含量为26μg/g。渣油加氢单元的氢耗为1.20gH2/100g原料油。
延迟焦化单元的总液体收率72.5收率％。焦化蜡油的收率为38.7重量％，焦化蜡油的硫含量为0.93重量％。低硫石油焦的收率为16.05重量％，低硫石油焦的硫含量为1.91重量％，灰分0.4重量％，满足低硫石油焦的质量指标。
对比例1
对比例1采用与实施例1相同的减压渣油原料，不同的是对比例1采用减压蜡油馏分作为稀释油与减压渣油原料混合，其中稀释油一次通过加氢反应器，稀释油占总进料的体积分数为30％，渣油加氢单元所得加氢柴油馏分和加氢蜡油馏分外排去其他处理装置进行处理。
对比例1采用的稀释油性质在表2中列出。
表2
性质
粘度(100℃)，mm<sup>2</sup>·s<sup>-1</sup> 6.65
残炭，重量％ 0.1
硫，重量％ 3.03
氮，重量％ 0.11
对比例1采用与实施例1相同的渣油加氢单元操作条件和延迟焦化单元操作条件。
渣油加氢单元运行500小时后，减压渣油原料和稀释油组成的混合物料100℃运动粘度为205.8mm2·s-1，加氢渣油馏分中硫含量为0.93重量％，氮含量为0.34重量％，残炭含量为9.8重量％，重金属(Ni+V)含量为25μg/g。渣油加氢单元的氢耗为1.43gH2/100g原料油，明显高于实施例1和实施例2中渣油加氢单元的氢耗。
延迟焦化单元的总液体收率74.3重量％，焦化蜡油收率39.9重量％，焦化蜡油中硫含量为1.04重量％，石油焦的收率14.7重量％，石油焦的硫含量为2.21重量％，灰分为0.4重量％。延迟焦化单元所得石油焦硫含量，明显高于实施例1和实施例2中石油焦硫含量。
对比例2
对比例2采用与实施例1相同的减压渣油原料，不同的是对比例2采用焦化蜡油馏分作为稀释油与减压渣油原料混合，其中稀释油一次通过加氢反应器，稀释油占总进料的体积分数为30％，渣油加氢单元所得加氢柴油馏分和加氢蜡油馏分外排去其他处理装置进行处理。
对比例2采用的稀释油性质在表3中列出。
表3
性质
粘度(100℃)，mm<sup>2</sup>·s<sup>-1</sup> 5.038
残炭，重量％ 0.5
硫，重量％ 2.74
氮，重量％ 0.17
对比例2采用与实施例1相同的渣油加氢单元操作条件和延迟焦化单元操作条件。
渣油加氢单元运行500小时后，减压渣油原料和稀释油组成的混合物料100℃运动粘度为180.6mm2·s-1，加氢渣油馏分中硫含量为0.91重量％，氮含量为0.35重量％，残炭含量为10.0重量％，重金属(Ni+V)含量为25μg/g。渣油加氢单元的氢耗为1.45gH2/100g原料油，明显高于实施例1和实施例2中渣油加氢单元的氢耗。
延迟焦化单元的总液体收率74.1重量％，焦化蜡油收率39.7重量％，焦化蜡油中硫含量为1.01重量％。石油焦的收率14.9重量％，石油焦的硫含量为2.14重量％，灰分为0.4重量％。延迟焦化所得石油焦硫含量，明显高于实施例1和实施例2中石油焦硫含量。

Claims (12)

1.一种处理重油的组合工艺方法，包括渣油加氢单元和延迟焦化单元，
(1)重油原料和循环稀释油的混合物料进入渣油加氢单元，在氢气的存在下，与加氢催化剂接触进行反应，反应流出物经气液分离后，所得液体物流经分馏得到加氢汽油馏分、加氢柴油馏分、加氢蜡油馏分和加氢渣油馏分，重油原料和循环稀释油混合后的混合物料的100℃运动粘度不高于500mm2/s，
(2)步骤(1)所得加氢柴油馏分和/或加氢蜡油馏分进入循环稀释油缓冲罐，循环稀释油缓冲罐中的循环稀释油送至渣油加氢单元入口与重油原料混合，
(3)步骤(1)所得加氢渣油馏分进入延迟焦化单元进行焦化反应后，得到焦化汽油馏分、焦化柴油馏分、焦化蜡油馏分和低硫石油焦，所得焦化蜡油馏分作为延迟焦化单元的循环油循环至延迟焦化单元的焦化炉入口，循环油与进入焦化炉的新鲜原料的质量流量之比为0.1～2.0。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，重油原料和循环稀释油混合后的混合物料的100℃运动粘度不高于300mm2/s。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，循环稀释油与重油原料的质量比为(0.1～3)：1。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，循环稀释油与重油原料的质量比为(0.2～1)：1。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，渣油加氢单元中渣油加氢反应器选自固定床反应器、沸腾床反应器、移动床反应器中的一种或几种。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，渣油加氢单元中渣油加氢反应器为固定床渣油加氢反应器，所述固定床渣油加氢反应器内级配装填加氢保护剂、加氢脱金属催化剂、加氢脱硫催化剂和/或加氢脱氮催化剂。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，渣油加氢单元中的反应条件为：反应温度330～420℃、反应压力8.0～20.0MPa、氢油体积比300～1500、液时体积空速0.1～2.5h-1。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，加氢汽油馏分和加氢柴油馏分之间的切割点为175～210℃，加氢柴油馏分和加氢蜡油馏分之间的切割点为330～380℃，加氢蜡油馏分和加氢渣油馏分之间的切割点为480～550℃。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，延迟焦化单元的工艺条件为：加热炉出口温度470～520℃、焦炭塔顶压力0.1～0.9MPa。
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，加氢渣油馏分进入延迟焦化单元的分馏塔塔底，与分馏塔塔底的未转化油一起进入焦化炉。
11.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的重油原料为减压渣油、常压渣油、催化裂化油浆中的一种或几种。
12.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(3)中进入延迟焦化单元的加氢渣油馏分的硫含量不大于1.5重量％；延迟焦化单元所得低硫石油焦的硫含量不大于3重量％。
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