CN210560278U - 一种加氢裂化和加氢脱硫联合装置 - Google Patents
一种加氢裂化和加氢脱硫联合装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN210560278U CN210560278U CN201921377109.1U CN201921377109U CN210560278U CN 210560278 U CN210560278 U CN 210560278U CN 201921377109 U CN201921377109 U CN 201921377109U CN 210560278 U CN210560278 U CN 210560278U
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pipeline
- reactor
- hydrocracking
- gas
- hydrodesulfurization
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 42
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 30
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 30
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 27
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 16
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 14
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 11
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 9
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 7
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 7
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 6
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 4
- 238000007670 refining Methods 0.000 claims description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 9
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 abstract description 8
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 abstract description 6
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 abstract description 4
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 6
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 6
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 3
- 150000003573 thiols Chemical class 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000010724 circulating oil Substances 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 2
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 239000003317 industrial substance Substances 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 150000003577 thiophenes Chemical class 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本实用新型提供了一种加氢裂化和加氢脱硫联合装置，包括：凝析油加氢脱硫反应区和加氢裂化反应区；其中凝析油加氢脱硫反应区包括加氢脱硫反应器、脱汞反应器和分馏塔I；加氢裂化反应区包括加氢精制反应器、加氢裂化反应器、第一气液分离器、第二气液分离器和分馏塔II。该装置将柴油加氢裂化单元与凝析油加氢脱硫单元进行耦合，消除了原料波动给加氢裂化工艺带来的影响，能够最大量生产化工料‑催化重整进料和蒸汽裂解制乙烯原料，节省了装置投资费用，实现凝析油的高附加值利用。
Description
技术领域
本发明涉及一种加氢裂化和加氢脱硫联合装置。
背景技术
凝析油是指从天然气或油田伴生气凝析出来的液相组分，天然气中某些烃类组成在油藏中的高温、高压条件下呈现气体状态，在开采过程到地面的过程随着压力与温度的下降，这些较重的烃类从气体中凝析出来，即为凝析油。其主要成分是C5~C11组分的混合物，杂质主要是硫醇类、噻吩类或硫醚类的硫杂质，其中的硫醇属于活性硫具有恶臭的气味，同时对金属铜等有严重的腐蚀作用，脱除凝析油中的硫杂质并实现高附加值利用成为了石化领域的重要技术难点。目前凝析油的脱硫工艺分为非加氢脱硫与加氢脱硫两大类，非加氢脱硫包括吸附脱硫、酸碱中和等，凝析油加氢脱硫是在较缓和的工艺条件在催化剂的作用下将硫杂质脱除，加氢脱硫工艺技术高效，适合大处理量的加工情况。将硫杂质脱出后将凝析油分为轻组分与重组分两个部分，轻组分直接成为蒸汽裂解制乙烯的原料，重组分成为其他后续单元的原料。凝析油加氢脱硫也存在明显的问题，目前工业中凝析油加氢脱硫醇装置需要设置新氢压缩机、循环氢压缩机和气体脱硫装置，设备投资大，影响了企业的经济效益，同时凝析油原料来源易波动，对下游生产易带来较大的操作难度，存在生产缺乏灵活性、流程适应性差等问题。
加氢裂化工艺生产方案灵活、产品质量优质等特点，在炼厂中往往起“调节器”的作用。随着国内能源需求结构的转变，各大炼化企业均以降低柴汽比为首要目标，有些炼厂中的加氢裂化装置用于加工柴油，为下游的催化重整等装置的提供进料。由于柴油原料来源并不稳定，对下游重整等装置也会造成一定影响。
实用新型内容
针对现有技术中的不足，本实用新型提供一种加氢裂化和加氢脱硫联合装置，该装置将柴油加氢裂化单元与凝析油加氢脱硫单元进行耦合，消除了原料波动给加氢裂化工艺带来的影响，能够最大量生产化工料-催化重整进料和蒸汽裂解制乙烯原料，节省了装置投资费用，实现凝析油的高附加值利用。
本实用新型提供的加氢裂化和加氢脱硫联合装置，包括：凝析油加氢脱硫反应区和加氢裂化反应区；其中凝析油加氢脱硫反应区包括加氢脱硫反应器、脱汞反应器和分馏塔I；加氢裂化反应区包括加氢精制反应器、加氢裂化反应器、第一气液分离器、第二气液分离器和分馏塔II；
加氢脱硫反应器下部设置氢气进料管线和凝析油原料管线，顶部设置轻组分排出管线，底部设置重组分排出管线，轻组分排出管线与脱汞反应器顶部进料管线连接，重组分排出管线与脱汞反应器底部设置的脱汞产物排出管线合并后与分馏塔I进料管线连接；分馏塔I设置气相排出管线、加氢轻油排出管线和加氢重油排出管线，其中加氢重油排出管线与加氢裂化精制反应器进料管线相连；
加氢精制反应器顶部设置进料管线，进料管线分为五路，一路为新鲜原料管线，另一路为新氢进料管线，第三路为循环氢进料管线，第四路为与分馏塔I塔底的加氢重油排出管线连接的进料管线，第五路为分馏塔II塔底的尾油循环管线；加氢精制反应器底部设置加氢精制产物排出管线，加氢精制产物排出管线与加氢裂化反应器顶部液相进料管线连接；加氢裂化反应器顶部同时设置新氢进料管线和循环氢进料管线，底部设置加氢裂化反应产物排出管线，加氢裂化反应产物排出管线与第一气液分离器进料管线连接；第一气液分离器顶部设置气相排出管线，底部设置液相排出管线，气相排出管线连接氢气压缩机入口，氢气压缩机出口分为两路，分别连接加氢精制反应器和加氢裂化反应器的循环氢进料管线，液相排出管线与第二气液分离器的进料管线连接；第二气液分离器顶部设置气相排出管线，底部设置液相排出管线，气相排出管线与加氢脱硫反应器的氢气进料管线连接，液相排出管线与分馏塔II的进料管线连接；分馏塔II设置气相排出管线、轻石脑油排出管线、重石脑油排出管线、尾油循环管线和尾油排出管线。
本实用新型中，所述的新氢进料管线一般与新氢压缩机连接。
本实用新型中，所述的第一气液分离器进料管线上通常设置有冷却器，用于对加氢裂化反应产物进行冷却降温。
本实用新型中，分馏塔II的气相排出管线与分馏塔I的气相排出管线合并后与后续的脱硫装置连接。
本实用新型中，所述的加氢精制反应器、加氢裂化反应器和加氢脱硫醇反应器可以根据需要设置各反应器内催化剂床层个数，各反应器内一般包括两个以上的催化剂床层。两个以上催化剂床层之间优选设置补充任意来源氢气的进料管线。
本实用新型的联合装置中，在加氢精制反应器的进料管线上通常还可以设置升温装置，以将氢气和混合进料通过升温装置加热至反应器的入口温度。所述的升温装置可以为换热器或加热炉，优选为换热器。
与现有技术相比较，本实用新型的加氢裂化和加氢脱硫联合装置具有以下有益效果：
该联合装置可以同时加工两种原料，共用一套氢气循环系统和后续气体产品的脱硫装置，可以在炼厂的加氢裂化装置的基础上进行简单改造就能投入使用，投资成本低，能够为企业增加经济效益。在两个反应区原料有波动或市场需要变化时，通过两个反应区联合使用能够保证重石脑油产量，同时可以最大量的生产蒸汽裂解制乙烯原料（凝析油加氢轻油、液化气和轻石脑油等），两个反应区对原料的适应性更强，生产灵活性更高。
附图说明
图1为本实用新型的加氢裂化和加氢脱硫联合装置的一种流程示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本实用新型的加氢裂化和加氢脱硫联合装置进行详细的描述。
凝析油加氢脱硫反应区内，凝析油原料1与来自加氢裂化反应区的氢源28混合进入加氢脱硫反应器2进行加氢脱硫反应，反应得到加氢轻组分3和重组分4，轻组分3经脱汞反应器5处理后与重组分4混合进入到分馏塔I 8进行分离，分馏塔I 8分离出加氢轻油10出系统，加氢重油11进入加氢裂化反应区精制反应器13，分离出的气体产品9与加氢裂化反应区的气体产品22混合至后续脱硫装置；
在加氢裂化反应区内，新鲜原料12、氢气37、凝析油加氢重油11和加氢裂化尾油循环油27进入加氢精制反应器13进行加氢精制反应（硫氮等杂质的脱除以及芳烃饱和反应等），加氢精制反应流出物14进入加氢裂化反应器15进行加氢裂化反应，加氢裂化反应生成油16进入第一气液分离器17进行气液分离，分离得到的气体29经氢气压缩机30处理循环回加氢精制反应器和加氢裂化反应器，分离得到的液体流出物18进入第二气液分离器19进行气液分离，分离出的气体28作为氢源送至加氢脱硫反应器2，分离出的液体流出物20进入分馏塔II 21进行分离，得到气体产品和液体产品，其中液体产品为轻石脑油24、重石脑油25和加氢裂化尾油26，加氢裂化尾油26一部分外排，一部分27循环回加氢精制反应器，气体产品22与分馏塔I的气体产品9混合后至后续脱硫装置。
实施例
采用本实用新型的联合装置，当加氢裂化装置原料短缺时通过增加凝析油脱硫反应区的进料，增产凝析油加氢重油作为加氢裂化原料，保证下游连续重整装置原料稳定，凝析油加氢脱硫后的加氢轻油直接作为蒸汽裂解制乙烯原料，在保证灵活生产的同时实现凝析油的高附加值利用，该系统大量生产重石脑油和航煤产品维持炼厂的稳定生产，未转化油既可作为高质量车用柴油调和组分，也是优质的蒸汽裂解制乙烯原料。
当300万吨/年加氢裂化装置原料短缺时（缺口为5t/h）可通过180万吨/年凝析油脱硫装置每小时增加20吨进料来保证下游连续重整装置原料稳定，联合装置可以合计生产重石脑油190万吨/年，可以最大量生产蒸汽裂解制乙烯原料（包括加氢轻油、液化气和轻石脑油等）合计240万吨/年，化工原料总产量为435万吨/年，兼顾生产优质航煤产品38万吨/年，通过优化循环油切割点，可以在重石脑油产量不变的前提下，压减航煤产品，增加未转化油外甩量，增产蒸汽裂解制乙烯原料，提高全厂产品结构调整灵活度。
Claims (4)
1.一种加氢裂化和加氢脱硫联合装置，其特征在于包括：凝析油加氢脱硫反应区和加氢裂化反应区；其中凝析油加氢脱硫反应区包括加氢脱硫反应器、脱汞反应器和分馏塔I；加氢裂化反应区包括加氢精制反应器、加氢裂化反应器、第一气液分离器、第二气液分离器和分馏塔II；加氢脱硫反应器下部设置氢气进料管线和凝析油原料管线，顶部设置轻组分排出管线，底部设置重组分排出管线，轻组分排出管线与脱汞反应器顶部进料管线连接，重组分排出管线与脱汞反应器底部设置的脱汞产物排出管线合并后与分馏塔I进料管线连接；分馏塔I设置气相排出管线、加氢轻油排出管线和加氢重油排出管线，其中加氢重油排出管线与加氢裂化精制反应器进料管线相连；加氢精制反应器顶部设置进料管线，进料管线分为五路，一路为新鲜原料管线，另一路为新氢进料管线，第三路为循环氢进料管线，第四路为与分馏塔I塔底的加氢重油排出管线连接的进料管线，第五路为分馏塔II塔底的尾油循环管线；加氢精制反应器底部设置加氢精制产物排出管线，加氢精制产物排出管线与加氢裂化反应器顶部液相进料管线连接；加氢裂化反应器顶部同时设置新氢进料管线和循环氢进料管线，底部设置加氢裂化反应产物排出管线，加氢裂化反应产物排出管线与第一气液分离器进料管线连接；第一气液分离器顶部设置气相排出管线，底部设置液相排出管线，气相排出管线连接氢气压缩机入口，氢气压缩机出口分为两路，分别连接加氢精制反应器和加氢裂化反应器的循环氢进料管线，液相排出管线与第二气液分离器的进料管线连接；第二气液分离器顶部设置气相排出管线，底部设置液相排出管线，气相排出管线与加氢脱硫反应器的氢气进料管线连接，液相排出管线与分馏塔II的进料管线连接；分馏塔II设置气相排出管线、轻石脑油排出管线、重石脑油排出管线、尾油循环管线和尾油排出管线。
2.根据权利要求1所述的联合装置，其特征在于：所述的第一气液分离器进料管线上设置有冷却器，用于对加氢裂化反应产物进行冷却降温。
3.根据权利要求1所述的联合装置，其特征在于：分馏塔II的气相排出管线与分馏塔I的气相排出管线合并后与后续的脱硫装置连接。
4.根据权利要求1所述的联合装置，其特征在于：在加氢精制反应器的进料管线上设置升温装置，以将氢气和混合进料通过升温装置加热至反应器的入口温度。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201921377109.1U CN210560278U (zh) | 2019-08-23 | 2019-08-23 | 一种加氢裂化和加氢脱硫联合装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201921377109.1U CN210560278U (zh) | 2019-08-23 | 2019-08-23 | 一种加氢裂化和加氢脱硫联合装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN210560278U true CN210560278U (zh) | 2020-05-19 |
Family
ID=70628206
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201921377109.1U Active CN210560278U (zh) | 2019-08-23 | 2019-08-23 | 一种加氢裂化和加氢脱硫联合装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN210560278U (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2022139288A1 (ko) * | 2020-12-23 | 2022-06-30 | 한화솔루션 주식회사 | 프탈레이트계 화합물 수소화 방법 |
| CN114989864A (zh) * | 2022-05-24 | 2022-09-02 | 宁波中金石化有限公司 | 一种石脑油催化重整前的预处理方法 |
-
2019
- 2019-08-23 CN CN201921377109.1U patent/CN210560278U/zh active Active
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2022139288A1 (ko) * | 2020-12-23 | 2022-06-30 | 한화솔루션 주식회사 | 프탈레이트계 화합물 수소화 방법 |
| CN114989864A (zh) * | 2022-05-24 | 2022-09-02 | 宁波中金石化有限公司 | 一种石脑油催化重整前的预处理方法 |
| CN114989864B (zh) * | 2022-05-24 | 2023-08-25 | 宁波中金石化有限公司 | 一种石脑油催化重整前的预处理方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN100371423C (zh) | 一种烃类加氢裂化方法 | |
| CN101724453B (zh) | 一种重烃多段沸腾床加氢方法 | |
| CN102112584A (zh) | 多阶段加氢处理工艺及设备 | |
| CN102120934A (zh) | 一种循环液相加氢方法 | |
| CN103571533B (zh) | 一种煤焦油加氢系统及方法 | |
| CN105647581B (zh) | 催化汽油加氢方法 | |
| CN210560278U (zh) | 一种加氢裂化和加氢脱硫联合装置 | |
| US20080237090A1 (en) | Process and system for redcuing the olefin content of a hydrocarbon feed gas and production of a hydrogen-enriched gas therefrom | |
| CN102234540B (zh) | 一种裂解汽油中心馏分加氢方法和装置 | |
| CN108659882B (zh) | 一种重油加氢方法及其加氢系统 | |
| CN210560277U (zh) | 一种加氢裂化-凝析油加氢脱硫耦合系统 | |
| CN110643391B (zh) | 一种将煤焦油/重油转化为液化气、石脑油及柴油的方法 | |
| CN102115679B (zh) | 一种生产低硫柴油的方法及装置 | |
| CN100419044C (zh) | 一种从煤液化油最大量生产大比重航空煤油的方法 | |
| CN103450933A (zh) | 一种柴油加氢改质组合方法 | |
| CN100510022C (zh) | 一种多产优质柴油的低氢耗加氢方法 | |
| US7300567B2 (en) | Hydrotreating process | |
| CN112877090A (zh) | 煤直接液化循环溶剂及其制备方法和系统 | |
| CN216808706U (zh) | 一种催化柴油加氢改质系统 | |
| CN210065671U (zh) | 煤直接液化油生产白油的装置 | |
| CN107365600B (zh) | 一种非石化类石脑油加氢精制生产催化重整原料的方法及其反应装置 | |
| CN215712822U (zh) | 一种常压热联合液相循环生产低硫航煤加工系统 | |
| CN113563925B (zh) | 一种生产喷气燃料的方法 | |
| CN212833636U (zh) | 石蜡基原油的增产乙烯裂解原料加工系统 | |
| CN102559259A (zh) | 二次加工汽油馏分加氢处理方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20240326 Address after: 100728 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen Patentee after: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp. Country or region after: China Patentee after: Sinopec (Dalian) Petrochemical Research Institute Co.,Ltd. Address before: 100728 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen Patentee before: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp. Country or region before: China Patentee before: DALIAN RESEARCH INSTITUTE OF PETROLEUM AND PETROCHEMICALS, SINOPEC Corp. |
|
| TR01 | Transfer of patent right |