CN117940535A

CN117940535A - 用于由可再生资源生产煤油的方法

Info

Publication number: CN117940535A
Application number: CN202280059983.9A
Authority: CN
Inventors: B·W·范哈赛尔特; R·L·B·亨科特; M·萨姆森
Original assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Current assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date: 2021-09-16
Filing date: 2022-09-14
Publication date: 2024-04-26

Abstract

一种用于生产煤油的方法，该方法涉及使可再生原料在氢化处理段中在足以引起氢化处理反应的氢化处理条件下反应，以产生氢化处理流出物。将该氢化处理流出物分离，以产生氢化处理液体流和分离系统废气流。该氢化处理液体流被引导至后处理段，在那里气体被汽提，以产生汽提液体产物流和汽提器废气流。将包含该分离系统废气流和/或该汽提器废气流的气体流引导至气体处理段，以获得加压气体流以及在0MPaG至1.5MPaG范围内的压力和0℃至50℃范围内的温度下为液体的烃馏分。将该烃馏分再循环至该后处理段。与常规方法相比，在产物回收单元中分离的煤油流具有更高的产率。

Description

用于由可再生资源生产煤油的方法

技术领域

本发明涉及由可再生资源生产煤油的领域，并且具体地涉及用于改善由可再生资源生产煤油的产率的方法。

背景技术

由于世界经济增长和发展而导致的对能源需求的增加导致了大气中温室气体浓度的增加。这被认为是21世纪人类面临的最重要挑战之一。为了减轻温室气体的影响，人们一直在努力减少全球碳足迹。地球系统吸收温室气体排放物的能力已经消耗殆尽。因此，目标是到2050年达到净零排放。为了实现这些减排目标，世界正在从单纯的传统碳基化石燃料能源载体转型。能量转换的及时实现需要并行的多个方法。例如，不但能量节约、能量效率的改进以及电气化的改进可以发挥作用，而且努力使用可再生资源来生产燃料和燃料组分和/或化学原料也可以发挥作用。

典型的喷气燃料和液体煤油火箭燃料是在精炼厂中以原油为原料制备的。通常，通过蒸馏将原油分离成沸点在航空燃料范围内的蒸馏煤油馏分或更纯化的液体煤油火箭燃料。如果需要，对这些馏分进行氢化处理，以降低硫、氧和氮的水平。由于上述原因，需要探索增加环境友好的燃料来源同时满足喷气燃料规格的方法。

植物油、从藻类获得的油和动物脂肪被视为低碳燃料生产的新来源。同样，解构的材料被视为低碳可再生燃料材料的潜在来源，诸如热解的可回收材料或木材。可再生材料可包括具有非常高的分子量和高粘度的材料诸如甘油三酯，这意味着将它们直接或作为混合物用于燃料基料对于现代发动机来说是有问题的。另一方面，构成例如甘油三酯的烃链基本上是线性的，并且它们的长度(就碳原子数而言)与用于/用作燃料的烃相容。因此，转化包含甘油三酯的进料以获得高质量的燃料组分是有吸引力的。同样，可再生原料可包含不饱和化合物和/或作为不饱和化合物的含氧化合物。

石油衍生的喷气燃料本身含有链烷烃和芳烃。通常，链烷烃为喷气燃料提供最理想的燃烧清洁度特征。使用来自可再生来源的链烷烃的挑战包括由于链长而导致的较高沸点和较高凝固点。这些挑战的解决方案包括裂化以降低链长和/或异构化以增加支化，从而降低凝固点。对于飞机涡轮机燃料来说，芳烃通常具有最不理想的燃烧特征。与其他更饱和的烃相比，某些芳烃(诸如萘)在飞机涡轮机中倾向于燃烧时火焰的烟更重，并且释放更大比例的作为不期望的热辐射的化学能。

目前减少航空排放的最接近的选择是将由费-托合成的或由氢化处理的酯和脂肪酸合成的链烷烃煤油(“SPK”)与常规喷气燃料混合。可供选择的喷气燃料规格ASTM D7566允许SPK最高至50体积％。如果所得共混物满足该规格，则其可被认证并被认为等同于常规的石油衍生喷气燃料。通常，根据ASTM D7566，这些合成的链烷烃煤油含有正链烷烃和支链烷烃的混合物。

Ginestra等人(US11,021,666，2021年6月1日)涉及通过将煤油基础燃料与合成环烷烃煤油燃料共混来改良煤油燃料以满足Jet A-1或JP-8规格的方法。

Brady等人(US8,193,400，2012年6月5日)涉及一种用于通过以下步骤生产富含支链烷烃的柴油产品的方法：将可再生原料加氢/加氢脱氧，在热高压氢气汽提器中将包含H₂、H₂O和碳氧化物的气体流与正链烷烃分离，并将正链烷烃异构化以生成富含支链烷烃的流。将富含链烷烃的流冷却并分离成(i)LPG和石脑油流以及(ii)柴油沸程流。将流(i)、(ii)的一部分或从流(i)分离的LPG和/或石脑油再循环至热高压汽提器的精馏区以提高反应混合物的氢溶解度。然后将来自热高压汽提器的流出物进行异构化。

类似地，Brady等人(US8,198,492，2012年6月12日)涉及一种用于通过将可再生原料加氢/加氢脱氧并在热高压氢气汽提器中将包含H₂、H₂O和碳氧化物的气体流与正链烷烃分离来生产柴油和航空沸点产物的方法。将正链烷烃异构化并选择性裂化以生成富含支链烷烃的流。将富含链烷烃的流冷却并分离成塔顶流、柴油沸程产物和航空沸程产物。将一部分柴油沸程产物、航空沸程产物、石脑油产物和/或LPG再循环至热高压汽提器的精馏区以减少汽提器塔顶馏出物中携带的产物的量。然后将来自热高压汽提器的流出物进行异构化。

在Marker等人(US8,314,274，2012年11月20日)中，将可再生原料加氢/加氢脱氧，然后异构化和选择性加氢裂化，以生成包含支链烷烃的流出物。分离流出物，以提供塔顶流、任选的航空产物流、柴油流和具有更高沸点的流。将柴油沸程产物的一部分再循环至异构化和选择性加氢裂化区。

McCall等人(US8,742,183，2014年6月3日)描述了一种用于由可再生原料通过加氢/加氢脱氧然后同时异构化和选择性裂化生产航空燃料的方法。来自脱氧区、异构化区和裂化区的具有8个或更少碳原子的链烷烃与蒸汽一起被引导至重整区以产生用于再循环至任何反应区的氢气。

仍然需要改善由可再生资源生产煤油的产率。

发明内容

根据本发明的一个方面，提供了一种用于由可再生原料生产煤油的方法，该方法包括以下步骤：使可再生原料在氢化处理段中在足以引起氢化处理反应的氢化处理条件下反应以产生氢化处理流出物；分离氢化处理流出物，以产生至少一种氢化处理液体流和至少一种分离系统废气流；将所述至少一种氢化处理液体流中的一种或多种引导至包括产物汽提器和产物回收单元的后处理段；在产物汽提器中汽提所述至少一种氢化处理液体流中的一种或多种，以从所述至少一种氢化处理液体流中的一种或多种中除去气体，从而产生汽提液体产物流和汽提器废气流；将包含选自由至少一种分离系统废气流、汽提器废气流和它们的组合中的一者或多者组成的组的气体的气体流引导至气体处理段，以获得加压气体流以及在0.5barg至15barg(0MPaG至1.5MPaG)范围内的压力和0℃至50℃范围内的温度下为液体的烃馏分；将该烃馏分再循环至后处理段；以及在产物回收单元中将煤油流与汽提液体产物流分离。

附图说明

通过参考以下优选实施方案的具体实施方式和其中引用的附图可以更好地理解本发明的方法，其中：

图1是示出本发明方法的一个实施方案的示意图；

图2A至图2C示出了用于本发明方法的单阶段氢化处理段的实施方案；

图3A和图3B示出了用于本发明方法的多阶段氢化处理段的实施方案；

图4A至图4C示出了用于本发明方法的分离系统的实施方案；

图5A至图5D示出了用于本发明方法的后处理段的实施方案；并且

图6示出了在本发明方法的一个示例中用于模拟的流程图。

具体实施方式

本发明提供了一种在来自可再生资源的材料的氢化处理中改善煤油产率的方法。

本发明的方法对于能源转型是很重要的，可通过由可再生资源，特别是由可降解废物源生产低碳能源和/或化学品来改善环境，同时改善该方法的能量效率。

在用于由可再生进料生产燃料的常规方法中，来自氢化处理段的流出物倾向于具有较高浓度的重分子。因此，为了满足煤油产品，特别是航空燃料的沸点规格，馏分必须窄，从而限制了常规方法的煤油产率。同时，在可再生进料的加工中产生的较轻组分往往商业价值低和/或市场下滑(例如，LPG)。

本发明的方法具有氢化处理段、后处理段和气体处理段。在气体处理段中处理来自氢化处理段和/或后处理段的气体，以获得加压气体流以及在0.5barg至15barg(0MPaG至1.5MPaG)范围内的压力和0℃至50℃范围内的温度下为液体的烃馏分。优选地，烃馏分包含C5+烃。将烃馏分再循环至后处理段，以向产物流提供较轻的分子。通过向产物流提供增加浓度的较轻分子，可从该方法中回收更宽的射流馏分。

用于实施本发明方法的处理单元的几个实施方案示于附图中。为了便于讨论，未示出可用于由可再生原料生产煤油的方法中的附加设备和工艺步骤。附加设备和/或工艺步骤可包括，例如但不限于预处理器、加热器、冷却器、空气冷却器、热交换器、混合室、阀、泵、压缩机、冷凝器、骤冷流、再循环流、滑流、吹扫流、回流流等。

图1示出了本发明方法10的一个实施方案。可再生原料12在氢化处理段14中反应以产生氢化处理流出物16。氢气可在其被引入氢化处理段14之前与可再生原料12流结合，与可再生原料12共进料，或独立于可再生原料12添加到氢化处理段14。氢气可以是新鲜的和/或从工艺中的另一单元循环的和/或在HMU(未示出)中产生的。在另一个实施方案中，氢气可在反应器或工艺中原位产生，例如但不限于通过水电解产生。水电解过程可由可再生能源(诸如太阳能光伏、风力或水力发电)提供动力，生成绿色氢气、核能，或由来自其他来源的不可再生能源(灰氢)提供动力。

如本文所用，术语“可再生原料”、“可再生进料”和“来自可再生来源的材料”是指来自可再生来源的原料。可再生来源可以是适合于生产燃料、燃料组分和/或化学原料的动物、植物、微生物和/或生物衍生的或矿物衍生的废料。

一类优选的可再生材料是生物可再生脂肪和油，其包含甘油三酯、甘油二酯、甘油单酯、游离脂肪酸和/或衍生自生物可再生脂肪和油的脂肪酸酯。脂肪酸酯的示例包括但不限于脂肪酸甲酯和脂肪酸乙酯。生物可再生脂肪和油包括可食用和不可食用的脂肪和油。生物可再生脂肪和油的示例包括但不限于海藻油、棕色油脂、低芥酸菜籽油、龙骨菜油、蓖麻油、椰子油、菜籽油、玉米油、棉籽油、鱼油、大麻籽油、麻风树油、猪油、亚麻籽油、乳脂、芥末油、橄榄油、棕榈油、花生油、油菜籽油、水黄皮油、污水污泥、豆油、大豆油、向日葵油、妥尔油、牛脂、用过的烹饪油、黄色油脂、白色油脂以及它们的组合。

另一类优选的可再生材料是衍生自生物质和废物液化过程的液体。此类液化方法的示例包括但不限于(氢)热解、水热液化、塑料液化以及它们的组合。衍生自生物质和废物液化过程的可再生材料可以单独使用或与生物可再生脂肪和油组合使用。

在本发明的方法中用作原料的可再生材料可包含杂质。此类杂质的示例包括但不限于固体、铁、氯化物、磷、碱金属、碱土金属、聚乙烯和不能皂化的化合物。如果需要，这些杂质可在引入本发明的方法之前从可再生原料中除去。除去这些杂质的方法是本领域技术人员已知的。

本发明的方法在处理包含基本上100％可再生原料的进料流时是最有利的。然而，在本发明的一个实施方案中，可再生原料可以与石油衍生的烃共加工。石油衍生的烃包括但不限于来自石油原油、天然气凝析油、焦油砂、页岩油、合成原油以及它们的组合的所有馏分。本发明对于包含30重量％至99重量％范围内的可再生进料含量的可再生和石油衍生的组合原料更有利。

在氢化处理(hydroprocessing)段14中，可再生原料12在足以引起选自氢化、加氢处理(hydrotreating)(包括但不限于加氢脱氧、加氢脱氮、加氢脱硫和加氢脱金属)、加氢裂化、选择性裂化、加氢异构化以及它们的组合的反应的氢化处理条件下反应。反应优选地为催化反应，但可包括非催化反应，诸如热处理等。氢化处理段14可以是单阶段或多阶段的。氢化处理段14可由单个反应器或多个反应器构成。在催化反应的情况下，氢化处理段14可在淤浆、流化床和/或固定床操作中操作。在固定床操作的情况下，每个反应器可具有单个催化剂床或多个催化剂床。氢化处理段14可以并流方式、逆流方式或它们的组合操作。

单阶段反应的示例公开于van Heuzen等人(US8,912,374，2014年12月16日)，其中氢和可再生原料与加氢催化剂在加氢脱氧条件下反应。来自加氢脱氧反应的全部流出物与催化剂在加氢异构化条件下接触。单阶段反应可在单个反应器容器中或在两个或更多个反应器容器中进行。该方法可在单个催化剂床中进行，例如使用多功能催化剂。另选地，该方法可在堆叠床构型中进行，其中第一催化剂组合物堆叠在第二催化剂组合物之上。

在整个氢化处理段14中，催化剂可以是相同的、混合物或不同的。氢化处理段14可包括单个催化剂床或多个催化剂床。催化剂在整个单个催化剂床中可以是相同的，任选地存在催化剂的混合物，或者可以在催化剂床中的两层或更多层中提供不同的催化剂。在多个催化剂床的实施方案中，每个催化剂床的催化剂可以相同或不同。

氢化组分可以块体金属形式使用或者可将金属负载在载体上。合适的载体包括难熔氧化物、分子筛以及它们的组合。合适的难熔氧化物的示例包括但不限于氧化铝、无定形二氧化硅-氧化铝、二氧化钛、二氧化硅以及它们的组合。合适的分子筛的示例包括但不限于沸石Y、沸石β、ZSM-5、ZSM-12、ZSM-22、ZSM-23、ZSM-48、SAPO-11、SAPO-41、镁碱沸石以及它们的组合。

氢化处理催化剂可以是本领域已知的适用于氢化处理的任何催化剂。催化剂金属在装入反应器时通常处于氧化物状态，并且优选地通过还原或硫化金属氧化物来活化。优选地，氢化处理催化剂包含第VIII族和/或第VIB族的催化活性金属，包括但不限于Pd、Pt、Ni、Co、Mo、W以及它们的组合。与催化剂的氧化物形式相比，氢化处理催化剂通常在硫化物形式下更具活性。硫化过程用于将催化剂从煅烧的氧化物状态转化为活性硫化状态。催化剂可以预硫化或原位硫化。因为可再生原料通常具有低硫含量，所以经常向进料中添加硫化剂以使催化剂保持硫化形式。

优选地，加氢处理催化剂包含硫化的催化活性金属。合适的催化活性金属的示例包括但不限于硫化镍、硫化钴、硫化钼、硫化钨、硫化CoMo、硫化NiMo、硫化MoW、硫化NiW以及它们的组合。催化剂床/区可具有两种类型的催化剂的混合物和/或连续床/区，包括堆叠床，并且可具有相同或不同的催化剂和/或催化剂混合物。在使用此类硫化的加氢处理催化剂的情况下，通常向催化剂提供硫源以在氢化处理步骤期间使催化剂保持硫化形式。

加氢处理催化剂可以原位或非原位硫化。原位硫化可通过在方法的操作期间向氢化处理催化剂供应硫源，通常为H₂S或H₂S前体(即容易分解成H₂S的化合物，诸如例如二甲基二硫化物、二叔壬基多硫化物或二叔丁基多硫化物)来实现。硫源可以与进料、氢气流一起供应，或单独提供。另一种合适的硫源是与原料共进料的沸点在柴油或煤油沸腾范围内的含硫烃流。此外，进料中添加的硫化合物有利于控制催化剂稳定性，并可降低氢气消耗。

优选地，氢化处理反应包括加氢异构化反应以增加支化，从而降低燃料的凝固点。

氢化处理流出物16被引导至分离系统30以产生至少一种氢化处理液体流32和至少一种分离系统废气流34。

分离系统30具有一个或多个分离单元，包括例如但不限于气/液分离器，包括热高压和低压分离器、中间高压和低压分离器、冷高压和低压分离器、汽提器、集成汽提器以及它们的组合。集成汽提器包括与热高压和低压分离器、中间高压和低压分离器、冷高压和低压分离器集成的汽提器。本领域技术人员将理解，高压分离器在接近氢化处理段14压力的压力下操作，合适地比反应器出口压力低0巴至10巴(0MPa至1MPa)，而低压分离器的操作压力低于氢化处理段14中前一个反应器的压力或前一个高压分离器的压力，合适地为0巴至15巴(0MPaG至1.5MPaG)。类似地，本领域技术人员将理解，热是指热分离器在接近氢化处理段14中的前一个反应器温度的温度下操作，其合适地充分高于水露点(例如，高于水露点≥20℃，优选地≥10℃)和充分高于盐沉积温度(例如，高于盐沉积温度≥20℃，优选地≥10℃)，而中间分离器和冷分离器相对于氢化处理段14中的前一个反应器处于降低的温度。例如，冷分离器合适地处于可通过空气冷却器实现的温度。中间温度应被理解为是指热分离器或冷分离器的温度之间的任何温度。

此外，分离系统30可包括一个或多个处理单元，包括例如但不限于膜分离单元、胺洗涤器、变压吸附(PSA)单元、碱洗以及它们的组合。优选地选择处理单元以分离所需的气相分子。例如，胺洗涤器用于选择性地将H₂S和/或碳氧化物与H₂和/或烃分离。作为另一个示例，PSA单元可用于纯化氢气流，以再循环至氢化处理段14中的汽提器和/或反应器。

为了便于讨论，分离系统30在附图中被简化。本领域技术人员将理解，相同或不同的分离单元和/或处理单元可设置在氢化处理段14中的催化剂区之间和/或之后，以及后处理段50和气体处理段80的部件之间和/或之后。

氢化处理液体流32被引导至后处理段50。后处理段50具有产物汽提器和产物回收单元。

在产物汽提器中，夹带的和/或溶解的气体从氢化处理液体流32中被汽提，以产生汽提器废气流52和汽提液体产物流。

产物汽提器可以低压模式或高压模式操作。在低压模式中，压力优选地在2bara至10bara(0.2MPaA至1.0MPaA)范围内，更优选3bara至7bara(0.3MPa至0.7MPa)。在高压模式中，压力优选地在10bara至20bara(1MPa至2MPa)范围内，更优选12bara至15bara(1.2MPa至1.5MPa)。所选择的压力将影响夹带的和/或溶解的气体从氢化处理液体流32中除去的程度，以及汽提器废气流52的组成。

用于产物汽提器的汽提器气体可以是例如但不限于蒸汽、氢气以及它们的组合。在常规方法中，包含汽提器气体以及夹带的和/或溶解的气体的汽提器废气流52用作方法中的炉或精炼厂综合工厂的其他用户的燃料气体。

汽提器废气流52和/或一种或多种分离系统废气流34被引导至气体处理段80。气体处理段80中的气体流优选地经受加压和/或冷却操作，以获得加压气体流84以及在0.5barg至15barg(0MPaG至1.5MPaG)和0℃至50℃下为液体的烃馏分82。优选地，烃馏分82包含C5+烃。用于气体处理段80的合适设备的示例包括但不限于压缩机、冷凝器、喷射器、分离罐、干燥器、涡轮机以及它们的组合。优选地，气体处理段由具有中间冷却和/或分离罐的多个压缩机阶段，优选地2或3个压缩机阶段构成。烃馏分82优选地包含来自分离罐的全部或部分液体。

将来自气体处理段80的烃馏分82再循环至后处理段50。烃馏分82可再循环到产物汽提器的进料中，引入到汽提液体产物流中，引入到产物回收单元中，和/或再循环到来自产物回收单元的煤油产物流中。如上所述，流82是在0.5barg至15barg(0MPaG至1.5MPaG)和0℃至50℃下为液体72的烃馏分。烃馏分82的压力的选择例如取决于该流被再循环的位置。

煤油流54在后处理段50的产物回收单元中分离。产物回收单元可以是例如但不限于真空塔、真空干燥器和/或常压分馏塔。除了煤油流54之外，产物回收单元优选地还分离较高沸点流和/或较低沸点流。较高沸点产物的示例包括但不限于柴油、轻瓦斯油、重瓦斯油和真空瓦斯油。较低沸点产物的示例包括但不限于丁烷以及较轻的轻石脑油和重石脑油。

通过本发明方法生产的煤油产品有利地单独用作燃料或用作共混组分。在一个优选的实施方案中，煤油产品用作合成链烷烃煤油(SPK)共混组分，以满足或超过ASTM D7566中规定的要求。

在与凝固点、热稳定性、环烷烃含量、金属含量等有关的其他特性中，对于来自氢化处理的烃、酯和脂肪酸的SPK的ASTM D7566-20c要求包括如表I中提供的某些蒸馏温度：

表I

使用可再生原料生产SPK的挑战在于，由氢化处理产生的烃通常比由常规矿物来源产生的那些具有更大的链，其中大多数分子向最终沸点范围(<300℃)集中。本发明的方法通过增加<205℃沸点组分来增加煤油的量，还能够将更多<300℃沸点组分添加到馏分中，从而总体上增加该方法的煤油的量。

在一个优选的实施方案中，氢化处理段14作为单阶段过程操作，采用具有一个或多个固定床的并流模式。图2A至图2C示出了氢化处理段14的单阶段实施方案。在图2A中，氢化处理段14具有单个氢化处理反应器20，其具有一个或多个催化剂床22，所述催化剂床具有用于催化至少一种加氢处理反应(优选加氢脱氧)和加氢异构化反应的相同多功能催化剂组合物。在图2B中，氢化处理段14具有单个氢化处理反应器20，其中具有加氢处理功能的第一催化剂组合物24堆叠在具有异构化功能的第二催化剂组合物26之上。在另一个实施方案中，氢化处理段14具有用于至少两种催化剂组合物的两个或更多个氢化处理反应器20。例如，在图2C的实施方案中，氢化处理段14具有三个氢化处理反应器20a、20b、20c，每个反应器具有一个或多个催化剂床22。在图示的实施方案中，反应器20a、20b具有相同的加氢处理催化剂组合物24。反应器20c具有一个或多个具有异构化催化剂组合物26的催化剂床。在另一个实施方案中，异构化催化剂26还可以包括选择性裂化功能。另选地，可在相同或不同的床中提供选择性裂化催化剂。氢化处理反应器20a、20b和20c中的催化剂床22的数量仅用于说明目的。在每个氢化处理反应器20a、20b和/或20c中可使用不同数量的催化剂床22。

然后氢化处理流出物16被引导至分离系统30和后处理段50，为了强调氢化处理段14的单阶段实施方案，它们未在图2A至图2C中示出。

在另一个优选的实施方案中，氢化处理段14作为多阶段过程操作，采用具有一个或多个固定床的并流模式。图3A和图3B示出了氢化处理段14的多阶段实施方案。

在图3A中，氢化处理段14具有两个氢化处理反应器20a、20b。在图3B的实施方案中，氢化处理反应器20a、20b作为单阶段操作，而反应器20b和20c以具有中间分离系统30的多阶段配置操作。另选地，反应器20a、20b可以具有中间分离系统的多阶段配置操作，中间分离系统可在反应器20b、20c之间共享分离系统30的一些或全部分离器单元。

如图所示，氢化处理反应器20a具有三个催化剂床22，而氢化处理反应器20c具有一个催化剂床22。在图3A的实施方案中，反应器20b具有一个催化剂床22，而图3B示出了两个催化剂床22。提供的催化剂床22的数量仅用于说明目的，并且每个反应器20a、20b、20c可具有相同或不同数量的催化剂床22。每个氢化处理反应器20a、20b、20c中使用的催化剂类型可以相同或不同。在优选的实施方案中，图3B的反应器20a和反应器20b的催化剂床22中的催化剂是加氢处理催化剂24，并且图3A的反应器20b和图3B的反应器20c的催化剂床22中的催化剂是加氢异构化催化剂26。

在图3A中，在氢化处理反应器20a和20b之间提供分离系统30。在图3B中，在氢化处理反应器20b和20c之间提供分离系统30。氢化处理流出物16.1在分离系统30中分离，以产生一种或多种氢化处理液体流32和一种或多种分离系统废气流34。如图所示，将氢化处理液体流32的全部或一部分引导至氢化处理反应器20c。

来自一个或多个分离器单元的氢化处理流出物16和氢化处理液体流32的一部分可例如作为骤冷流(未示出)或作为原料12的稀释剂(未示出)返回到氢化处理反应器20a。来自氢化处理反应器20b、20c的氢化处理流出物16.2可被引导至分离系统30的一个或多个分离单元或引导至不同的分离器(为了便于讨论未示出)，然后被引导至后处理段50(为了便于讨论未示出)。

如以上关于图1所述，氢化处理流出物16被引导至分离系统30以产生至少一种氢化处理液体流32和至少一种分离系统废气流34。图4A至图4C示出了分离系统30的优选实施方案。为了便于讨论，未示出泵、阀、热交换器和本领域技术人员已知的其他期望/需要的单元操作。

氢化处理流出物16、16.1、16.2可各自在分离系统30的单独实施方案中进行处理。在优选的实施方案中，氢化处理流出物16、16.1、16.2可在所有或一些相同的分离单元中处理。

在图4A所示的实施方案中，分离系统30包括热分离器(HS)36，诸如热高压分离器、热低压分离器和/或集成汽提器分离器，以及冷分离器(CS)38，诸如冷高压分离器和/或冷低压分离器。除了轻质烃、CO₂、一氧化碳和H₂S之外，HS 36还从氢化处理流出物16、16.1闪蒸出富氢气体，产生氢化处理液体流32和/或阶段间液体流。阶段间液体流全部或部分地被引导至随后的氢化处理区和/或反应器。氢化处理液体流32的全部或一部分被引导至后处理段50。然后将HS 36废气冷却，例如在空气冷却器(未显示)或热交换器(未显示)中冷却，并引导至CS 38，在此处至少一部分轻质烃作为液体流出物流从HS废气流中分离，优选地与流出物16.2和/或氢化处理液体流32合并。废气流34可被引导至气体处理段80、至气体处理单元(未示出)，或用于另一目的。

来自HS 36和/或CS 38的液体流出物的一部分可再循环和/或用作氢化处理段14中的一个或多个反应器中的催化剂床之间的稀释剂和/或骤冷流。例如，通过从HS 36再循环，可降低来自泵送和/或加热的操作成本。

在图4B所示的实施方案中，分离系统30包括HS 36、CS 38和PSA单元40。来自CS 38的全部或部分废气流被引导至PSA单元40，以从CS废气流中分离富氢流44。可将富氢流44再循环至氢化处理段14中的一个或多个反应器、分离系统30或后处理段50中的汽提器和/或精炼厂中的另一处理单元。可在再循环之前在压缩机(未示出)中压缩富氢流44。废气流34还可包含来自HS 36和/或CS 38的废气的一部分。废气流34可被引导至气体处理段80(未示出)、至另一气体处理单元(未示出)，或用于另一目的。

在图4C所示的实施方案中，分离系统30包括HS 36、CS 38和胺洗涤器42。将来自CS38的废气流引导至胺洗涤器42，以从CS废气流中分离富氢流。

任选地，来自CS 38的全部或部分废气流首先被引导至PSA 40，然后来自PSA 40的尾气被引导至胺洗涤器42。在该实施方案中，来自PSA的尾气通常处于比胺洗涤器42的压力低的压力下。因此，可能期望在将尾气引导至胺洗涤器42之前压缩PSA尾气。另选地，PSA尾气可作为废气流34被引导，以在被引导至胺洗涤器42之前在气体处理段80中进行处理。

来自胺洗涤器42和/或PSA单元40的富氢流44可再循环至氢化处理段14中的一个或多个反应器、分离系统30或后处理段50中的汽提器和/或另一处理单元。可在再循环之前在压缩机(未示出)中压缩富氢流。

胺洗涤器42可以是含有单乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)、甲基二乙醇胺(MDEA)、促进的MEA、DEA和/或MDEA、活化的MEA、DEA和/或MDEA以及它们的组合的用于去除一氧化碳的洗涤器。废气流34还可包含来自HS 36和/或CS 38的废气的一部分。优选地，来自胺洗涤器42的富胺流在低压胺再生器(未示出)中再生，并且来自胺发生器塔顶的废气可被引导至气体处理段80。废气流34可被引导至气体处理段80(未示出)、至另一气体处理单元(未示出)，或用于另一目的。

氢化处理液体流32被引导至后处理段50。后处理段具有产物汽提器56和产物回收单元58。

在产物汽提器56中，夹带的和/或溶解的气体从氢化处理液体流32中被汽提，以产生汽提器废气流52和汽提液体产物流。可在产物汽提器56中用于对气体进行汽提的汽提气体包括例如但不限于蒸汽、氢气、甲烷、氮气以及它们的组合。汽提器废气流52被引导至气体处理段80。汽提液体流被引导至产物回收单元58。

在图5A的实施方案中，汽提液体包括石脑油沸程和更高沸程产物。汽提液体流在产物回收单元58中分馏成煤油产物流54、较低沸点流62(例如石脑油)和较高沸点流64(例如柴油)。

在图5B的实施方案中，石脑油和较低沸程产物在产物汽提器56的塔顶流中被除去。汽提液体流被分馏成煤油产物流54和较高沸点流64，例如柴油。来自产物汽提器56的塔顶流被引导至石脑油汽提器66，以产生汽提器废气流52和石脑油流62。

在图5C的实施方案中，石脑油和较低沸程产物在产物汽提器56的塔顶流中被除去。汽提液体流被分馏成煤油产物流54和较高沸点流64，例如柴油。来自产物汽提器56的塔顶流被引导至石脑油稳定塔68以产生汽提器废气流52和稳定石脑油流，该稳定石脑油流被传递至石脑油精馏塔70以产生石脑油流62和重质塔底流，该重质塔底流被再循环至产物汽提器56。

在图5D的实施方案中，汽提液体包括石脑油沸程和更高沸程产物。汽提液体流被引导至石脑油回收塔72。来自石脑油回收塔72的塔底流被引导至真空分馏器58，以分馏成煤油产物流54、较高沸点流64，例如柴油。来自石脑油回收塔72的塔顶流被引导至塔顶分离器74，以产生石脑油流62。

将来自气体处理段80的液体流82再循环至后处理段50。再循环的实施方案包括将液体流82.1再循环到产物汽提器的进料中，将液体流82.2引入到汽提液体产物流中，引入到产物回收单元82.3中，和/或再循环到来自产物回收单元58的煤油产物流82.4中。

汽提器废气流52和/或一种或多种分离系统废气流34被引导至气体处理段80。气体处理段80中的气流优选地经受加压和/或冷却操作，以获得加压气体流84和烃馏分82。用于气体处理段80的合适设备的示例包括但不限于压缩机、热交换器、喷射器、分离罐、干燥器、涡轮机以及它们的组合。

将来自气体处理段80的烃馏分82再循环至后处理段50。烃馏分82可再循环到产物汽提器56的进料中，引入到汽提液体产物流中，引入到产物回收单元58中，和/或再循环到来自产物回收单元58的煤油产物流中。

实施例

仅为了进行示意性的说明，提供了本文受权利要求书保护的本发明方法的实施方案的以下非限制性实施例。

试验工厂数据用于计算没有和具有来自气体处理段80的烃馏分82的再循环的工艺的煤油流的产率，使用工艺工程模拟软件来提供给定工艺和操作条件的质量和能量平衡。

用于模拟的工艺方案示于图6中。进料12使用两种不同的原料，即牛脂和用过的食用油(UCO)。进料在氢化处理段14中进行加氢脱氧和加氢异构化。氢化处理流出物16被分离成氢化处理液体32和分离系统废气流34。

将氢化处理液体32引导至产物汽提器56。将汽提器塔顶馏出物引导至冷低压分离器76并分离成烃液体流86、酸性水流88和汽提器尾气流52。汽提器尾气流52被引导至压缩机92、热交换器94和分离罐96的三个阶段。

为了便于讨论，未示出泵、阀、热交换器(不同于附图标记94所示的那些)、分离罐(不同于附图标记96所示的那些)。

表II中给出的结果示出了根据本发明(实施例1和2)生产的煤油产率与未使用本发明时(比较例1和2)的煤油产率的比较。实施例1和比较例1的原料是UCO，而实施例2和比较例2的原料是牛脂。

表II

从两个实施例可以看出，本发明导致煤油(流54)的产率提高，并导致液体轻质组分和柴油(流64)的产率降低。此外，实施例1和2不需要比较例1和2所需的石脑油/燃料液体流的输出，从而提高了产品价值。液体轻质组分被定义为来自a)气体处理段至石脑油/燃料和b)轻质石脑油(流62)的合并液体流。

虽然参考各种实施方式和利用方式描述了实施方案，但是应当理解，这些实施方案是例示性的，本发明主题的范围不限于此。许多变型、修改、添加和改进都是可以的。可以使用本文提供的技术的各种组合。

Claims

1.一种用于由可再生原料生产煤油的方法，所述方法包括以下步骤：

使可再生原料在氢化处理段中在足以引起氢化处理反应的氢化处理条件下反应，以产生氢化处理流出物；

分离所述氢化处理流出物，以产生至少一种氢化处理液体流和至少一种分离系统废气流；

将所述至少一种氢化处理液体流中的一种或多种引导至包括产物汽提器和产物回收单元的后处理段；

在所述产物汽提器中汽提所述至少一种氢化处理液体流中的一种或多种，以从所述至少一种氢化处理液体流中的所述一种或多种中除去气体，从而产生汽提液体产物流和汽提器废气流；

将包含选自由所述至少一种分离系统废气流、所述汽提器废气流和它们的组合中的一者或多者组成的组的气体的气体流引导至气体处理段，以获得加压气体流以及在0.5barg至15barg(0MPaG至1.5MPaG)范围内的压力和0℃至50℃范围内的温度下为液体的烃馏分；

将所述烃馏分再循环至所述后处理段；以及

在所述产物回收单元中将煤油流与所述汽提液体产物流分离。

2.根据权利要求1所述的方法，其中所述氢化处理反应选自由加氢、加氢处理、加氢裂化、加氢异构化、选择性裂化以及它们的组合组成的组。

3.根据权利要求1所述的方法，其中所述反应步骤由至少两个阶段构成，并且其中所述流出物分离步骤在每个阶段之后进行。

4.根据权利要求1所述的方法，其中所述反应步骤是一阶段步骤。

5.根据权利要求1所述的方法，其中所述流出物分离步骤包括将所述流出物引导至一个或多个分离器单元，所述分离器单元选自由热高压分离器、热低压分离器、中间高压分离器、中间低压分离器、冷高压分离器、冷低压分离器、汽提器、集成汽提器以及它们的组合组成的组。

6.根据权利要求1所述的方法，其中所述流出物分离步骤还包括选自由膜分离、胺吸附、变压吸附、碱洗以及它们的组合组成的组的气体处理。

7.根据权利要求3所述的方法，其中所述流出物分离步骤包括将所述氢化处理流出物从每个阶段引导至相同或不同的分离器单元，所述分离器单元选自由热高压分离器、热低压分离器、中间高压分离器、中间低压分离器、冷高压分离器、冷低压分离器、汽提器、集成汽提器以及它们的组合组成的组。

8.根据权利要求1所述的方法，其中所述煤油分离步骤还包括分离较高沸点流，优选柴油流。

9.根据权利要求1所述的方法，其中所述煤油分离步骤还包括分离较低沸点流，优选石脑油流。

10.根据权利要求1所述的方法，其中将所述烃馏分在选自由产物汽提器的进料、所述汽提液体产物流、所述产物回收单元的进料、来自所述产物回收单元的所述煤油流以及它们的组合组成的组的点处再循环至所述后处理段。

11.根据权利要求1所述的方法，其中所述可再生原料选自由一种或多种生物可再生脂肪和油、衍生自生物质液化过程的液体、衍生自废物液化过程的液体以及它们的组合组成的组。

12.根据权利要求1所述的方法，还包括优选地以产生包含30重量％至99重量％可再生原料的进料流的量添加用于与所述可再生原料共处理的石油衍生的原料。