CN109777506B

CN109777506B - 炼厂气加氢组合加工方法

Info

Publication number: CN109777506B
Application number: CN201711118881.7A
Authority: CN
Inventors: 刘涛; 李宝忠; 周勇; 牛世坤; 艾抚宾; 李扬
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Dalian Research Institute of Petroleum and Petrochemicals
Current assignee: Sinopec Dalian Petrochemical Research Institute Co ltd; China Petroleum and Chemical Corp
Priority date: 2017-11-14
Filing date: 2017-11-14
Publication date: 2021-02-05
Anticipated expiration: 2037-11-14
Also published as: CN109777506A

Abstract

本发明公开一种炼厂气加氢组合加工方法，包括如下内容：（a）航煤原料油与循环油在溶氢设备中与氢气混合，然后进入航煤加氢反应器内的加氢催化剂床层在液相加氢操作条件下进行反应；（b）步骤（a）得到的反应物流在溶气设备中与炼厂气和氢气混合后进入补充加氢反应器内的加氢催化剂床层在液相加氢操作条件下进行反应；（c）步骤（b）加氢反应流出物分离为气相和液相，分离得到的气相脱除硫化氢后继续分离得到氢气、加氢处理后的炼厂气，分离得到的液相分馏得到石脑油和航煤产品，部分步骤（a）得到的加氢反应流出物和/或部分步骤（b）得到的加氢反应物流和/或部分高压分离器分离得到的液相作为循环油返回溶氢设备中。该方法能够同时加氢处理炼厂气和生产清洁航煤。

Description

炼厂气加氢组合加工方法

技术领域

本发明属炼油技术的加氢工艺，涉及一种炼厂气加氢组合方法，具体地说涉及一种炼厂气加氢处理和生产清洁航煤的加氢组合方法。

背景技术

目前全球范围内的能源主要来源于化石能源，其中石油是马达燃料的最主要来源。随着世界经济持续发展、环保法规日益严格需要生产大量轻质清洁马达燃料，这些都要求对现有的炼油技术进行完善和改进。作为重要马达燃料的航煤质量要求更是越来越高，尤其对硫含量、密度、烟点、硫醇硫含量等的含量都有严格的限制。

煤油加氢技术是提高航煤产品质量的最重要手段，液相煤油加氢技术可以在大幅度降低能耗的情况下达到清洁煤油生产的要求。US6213835和US6428686公开了一种预先溶氢的加氢工艺，CN104611057A公开了一种直馏煤油加氢方法，原油常减压分馏后得到的直馏煤油直接使用管网的氢气进行液相加氢的方法，CN103666546A公开了一种航空煤油液相加氢精制方法，它更着重于氢气混合进入煤油液体的方法，这些方法都是都是将氢气溶于煤油原料中进行加氢反应，并没有对反应剩余的氢气进行利用，分离后直接另外处理。

炼厂气一般包括干气和液化气等，它的利用有多种路径。其中主要的用途包括干气加氢后作为蒸汽裂解制乙烯的原料，液化气加氢后作为蒸汽裂解制乙烯的原料、合成顺酐的原料、车用液化气等。现有的炼厂气加氢技术中，CN201410271572.3公开了一种焦化干气加氢催化剂及催化剂级配方法。该方法只是解决了焦化干气加氢时反应温度的控制方法，但是反应过程温升较大。CN201010221244.4 公开了一种液化石油气加氢制备乙烯裂解料的方法，设置两个反应器，反应器之间设置冷却设施，CN201310628425.2公开了一种液化气物料的高温加氢净化工艺，通过加氢的方法进行烯烃饱和及加氢脱除杂质。众所周知，烯烃、二烯烃、炔烃等不饱和烃的加氢反应是强放热反应，气体加氢过程中温升都非常大，通常100~200℃，随着温度的升高破坏了加氢反应的平衡，而且严重增加了积碳的生成，从而降低了催化剂的使用周期。

CN201010221263.7公开了一种液化石油气-焦化汽油加氢组合工艺方法，该方法为组合方法，但并不是使用液相加氢的方法，焦化汽油首先与氢气混合进行固定床加氢反应，加氢生成物与液化气混合进入另外的反应器，仅仅解决了液化气加氢温升的问题。

综上所述，现有技术中炼厂气加氢处理过程均为气相反应，航煤加氢为液相反应，二者反应类型完全不同，因此，炼厂气加氢处理和航煤液相加氢组合方法鲜有报道。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明提供一种加氢组合加工方法。该方法能够同时加氢处理炼厂气和生产清洁航煤。在进一步提高航煤产品质量的前提下提高氢气的利用效率并有效解决了炼厂气加氢处理过程中的温升问题，总体减少设备投资和降低操作能耗。

本发明炼厂气加氢组合加工方法，包括如下内容：

（a）航煤原料油单独或与循环油在溶氢设备中与氢气混合，然后进入航煤加氢反应器内的加氢催化剂床层在液相加氢操作条件下进行反应；

（b）步骤（a）得到的反应物流在溶气设备中与炼厂气和氢气混合后进入补充加氢反应器内的加氢催化剂床层在液相加氢操作条件下进行反应；

（c）步骤（b）加氢反应流出物分离为气相和液相，分离得到的气相脱除硫化氢后继续分离得到氢气、加氢处理后的炼厂气，分离得到的液相分馏得到石脑油和航煤产品，也可以将部分步骤（a）得到的加氢反应流出物和/或部分步骤（b）得到的加氢反应物流和/或部分高压分离器分离得到的液相作为循环油返回溶氢设备中。

上述方法中，使用的航煤原料油可以包括直馏航煤、催化航煤、焦化航煤、热裂化航煤、减粘裂化航煤、合成航煤、煤焦油航煤馏分、煤直接液化航煤、页岩油航煤等航煤馏分中的一种或几种。

上述方法中，加氢操作条件一般为反应压力0.5MPa~12.0MPa，航煤原料油体积空速为0.1h^-1~12.0h^-1，平均反应温度150℃~350℃，循环油与航煤原料油的比例为0:1~8:1；优选的操作条件为反应压力0.8MPa~10.0MPa，航煤原料油体积空速为0.2h^-1~10.0h^-1，平均反应温度160℃~320℃，循环油与航煤原料油的比例为0:1~6:1。

上述方法中，补充加氢操作条件一般为反应压力0.5MPa~12.0MPa，航煤原料油体积空速为0.5h^-1~50.0h^-1，平均反应温度150℃~350℃；优选的操作条件为反应压力0.8MPa~10.0MPa，航煤原料油体积空速为1.0h^-1~40.0h^-1，平均反应温度160℃~320℃。

上述方法中，加氢催化剂中加氢活性组分为Co、Mo、W、Ni中的一种或几种，以氧化物计的重量含量为5%～40%，加氢催化剂的载体一般为氧化铝、无定型硅铝、氧化硅、氧化钛等，同时可以含有其它助剂，如P、Si、B、Ti、Zr等。可以采用市售催化剂，也可以按本领域现有方法制备。加氢活性组分为氧化态的催化剂，在使用之前进行常规的硫化处理，使加氢活性组分转化为硫化态。商业加氢催化剂主要有，如抚顺石油化工研究院（FRIPP）研制开发的FH-40A、FH-40B、FH-40C、FDS-4A、FH-98等加氢催化剂，IFP公司的HR-354、HR-406、HR-416等加氢催化剂， UOP公司的S-19、S-120等加氢催化剂，AKZO公司的KF-842、KF-756、KF-757等加氢催化剂。

上述方法中，步骤（a）加氢反应器催化剂床层设置为多层，优选2-6层，相邻催化剂床层间设置溶气设备；引入的氢气在溶气设备内同反应物流混合后进入下一催化剂床层进行反应。

上述方法中，补充加氢反应器内可以设置一个催化剂床层，也可以设置多个催化剂床层，优选2-6层。若补充加氢反应器内只设置一个催化剂床层，液相加氢反应物流在溶气器中与炼厂气混合后进入补充加氢反应器的顶部并通过催化剂床层；若补充加氢反应器内设置多个催化剂床层，床层间设置溶气设备，炼厂气和氢气混合后进入任一相邻催化剂床层间设置的溶气设备，同来自上一催化剂床层的反应物流混合后进入下一催化剂床层进行反应。

优选的一种实施方式如下：航煤加氢反应器催化剂床层设置为三层，补充加氢反应器催化剂床层设置为二层，航煤加氢反应器第二催化剂和第三催化剂床层之间引入氢气，补充加氢反应器催化剂床层间引入氢气和炼厂气。

上述方法中，航煤原料油与循环油混合后从航煤加氢反应器的顶部进入，此时溶解了氢气的混合物流可以自上向下下行穿过催化剂床层，航煤原料油与循环油混合后也可以从加氢反应器的底部进入，此时溶解了氢气的混合物流可以自下向上上行穿过催化剂床层。

上述方法中，航煤加氢反应流出物溶解了炼厂气的混合物流从补充加氢反应器的顶部进入，此时溶解了炼厂气的混合物流可以自上向下下行穿过催化剂床层，航煤加氢反应流出物溶解了炼厂气的混合物流也可以从补充加氢反应器的底部进入，此时溶解了炼厂气的混合物流可以自下向上上行穿过催化剂床层。

上述方法中，所述的上一催化剂床层或下一催化剂床层以反应物流的流动方向为基准，无论是上流式还是下流式加氢反应，相邻床层中与反应物流先接触的床层为上、后接触的为下。

上述方法中，所述的炼厂气可以包括干气、液化气等气体中的一种或者几种。气体的来源可以是焦化、催化裂化、热裂化、减粘裂化等反应中的一种或几种。

上述方法中，任一过程中若同时引入氢气和炼厂气，引入的氢气与炼厂气体积比为1:1~100:1，优选1:1~50:1。

上述方法中，加氢反应流出物分离采用高压分离器和/或低压分离器。所述的高压分离器为常规的气液分离器。所述的加氢反应物流在高压分离器中分离得到气体和液体。所述的低压分离器为常规的气液分离器。所述的高压分离器中分离得到液体在高低压分离器中分离得到气体和液体。

上述方法中，分馏采用的分馏***包括汽提塔和/或分馏塔。所述的低压分离器中分离得到液体在分馏***中汽提和/或分馏得到石脑油产品和航煤产品。

上述方法中，气体分离所采用的气体分离器为常规的分离器。所述的高压分离器中分离得到的气体和低压分离器中分离得到气体混合并经过脱除硫化氢后在气体分离器中分离得到氢气、干气和液化气等，若有液体产物则直接进入汽提塔和/或分馏塔。

气体加氢过程中，因反应放热量大使得催化剂床层的温升大，导致加氢反应温度区间大，不仅影响了加氢反应的效果，而且加速了催化剂积碳的生成，降低了催化剂的使用周期。航煤液相加氢工艺中通过溶解在油中的氢气来实现加氢反应，达到生产清洁航煤产品的目的，但是溶解的氢气是过量的，并不能完全反应，反应完成后的加氢生成油中会溶解的氢气，通常可以剩余溶入氢气的20%~70%，从而造成了氢气的无效使用，即增加了能耗。

本发明通过充分利用航煤液相循环加氢工艺生成油中依然溶解大量氢气的特点，在航煤加氢反应器后续再设置一台补充加氢反应器，将炼厂气原料溶解于航煤加氢反应物流中并进入补充加氢反应器催化剂床层，利用溶解的氢气和催化剂的氛围完成气体的加氢反应，不仅解决了气体加氢温升大的问题，而且将航煤中溶解的氢气用于气体加氢反应，降低了氢耗；或者更进一步的补充加氢反应器设置多个催化剂床层，将混合气体中的部分干气或者全部干气原料与航煤加氢生成油混合进入第一催化剂床层，将剩余的气体和/或氢气混合混合物进入后续催化剂床层，这主要是让氢耗低，切最容易反应的干气首先进行加氢反应，然后让氢耗略高的液化气进入后续的催化剂床层进行反应，而且需要补充氢气的时候在后续的催化剂床层入口补充进入。组合方法总体表现为在不影响航煤产品质量或者进一步提高航煤产品质量的前提下完成了气体加氢过程，得到航煤产品和气体产品，而且两种技术优化组合，减低了航煤产品溶解的氢气即减少了氢耗和能耗，而且节省了设备投资和降低操作费用。

附图说明

图1是本发明加氢组合加工方法的流程图。

其中：1-原料油，2-原料油泵，3-循环油，4-溶氢器，5-新氢，6-炼厂气原料，7-航煤加氢反应器，8-排气阀，9-航煤加氢反应物流，10-高压分离器，11-低压分离器，12-汽提/分馏***，13-汽提气，14-石脑油，15-航煤，16-高压分离器气体，17-低压分离器气体，18-气体分离器，19-氢气，20-干气，21-液化气，22-溶气器，23-补充加氢反应器，24-补充加氢反应物流。

具体实施方式

下面结合实施例来进一步说明本发明加氢组合方法的流程及效果，但以下实施例不构成对本发明方法的限制。

本发明一种加氢组合方法具体实施方式如下：原料油1与循环油3混合，混合后的物料与氢气在溶氢器4中混合后进入航煤加氢反应器7，航煤加氢反应物流9与炼厂气原料在溶气器22中混合后进入补充加氢反应器23，补充加氢反应物流24进入高压分离器10，在高压分离器10中分离得到高压分离器气体16和液体，液体进入低压分离器11，在低压分离器11中分离得到低压分离器气体17和液体，液体与气体分离器18分离得到的液体组分混合后进入汽提/分馏***12，在分馏***中在汽提气13的作用下分馏得到石脑油14和航煤15，高压分离器气体16和低压分离器气体17混合后进入气体分离器18，在气体分离器18中分离得到氢气、干气和液化气产品。循环油3可以直接从航煤加氢反应物流9中得到，也可以在高压分离器10分离得到的液体中得到。

下面通过实施例来进一步说明本发明的具体情况。使用FRIPP研制开发和生产的FH-40A催化剂进行了试验研究。

表1 航煤原料主要性质

航煤原料	直馏航煤
		密度，g/cm<sup>3</sup>	0.787
馏程范围，℃	132~241
		硫含量，µg/g	1075
硫醇硫含量，µg/g	100

表2 炼厂气原料主要性质

炼厂气原料	干气	液化气	混合气体
				气体组成
H<sub>2</sub>	7.0	0	3.5
				CH<sub>4</sub>	12.6	0	2.9
C<sub>2</sub>H<sub>6</sub>	55.3	0	27.1
				C<sub>2</sub>H<sub>4</sub>	5.6	0.1	4.6
C<sub>3</sub> H<sub>8</sub>	10.8	16.0	13.6
				C<sub>3</sub> H<sub>6</sub>	2.7	6.5	4.5
C<sub>3</sub> H<sub>4</sub>	0	0	0
				C<sub>4</sub> H<sub>10</sub>	5.3	34.5	20.5
C<sub>4</sub> H<sub>8</sub>	0.5	33.1	19.1
				C<sub>4</sub> H<sub>6</sub>	0	1.2	0.5
C<sub>5</sub><sup>+</sup>	0.1	8.6	3.6
				CO	0.005	0	0.002
CO<sub>2</sub>	0.01	0	0.008

表3 实施例工艺条件和主要产品性质

工艺条件	实施例1	实施例2	实施例3
				加氢反应器操作条件
原料油	直馏航煤	直馏航煤	直馏航煤
				航煤加氢反应器操作条件
反应压力，MPa	4.0	2.0	2.0
				平均反应温度，℃	300	290	290
新鲜原料油体积空速，h<sup>-1</sup>	3	4.0	4.0
				循环比	2:1	1:1	1:1
补充加氢反应器操作条件
				反应器入口炼厂气原料	干气	混合气体	干气
反应压力，MPa	4.0	2.0	2.0
				平均反应温度，℃	300	290	290
新鲜原料油体积空速，h<sup>-1</sup>	15	30	30
				二床层入口炼厂气原料	—	—	液化气
二床层入口溶入的氢气与炼厂气原料体积比	—	—	95:5
				干气产品
烯烃含量，v%	0	0	0
				液化气产品
烯烃含量，v%	0	0	0
				CO+CO<sub>2</sub>，µg/g	0	0	0
石脑油产品
				硫含量，µg/g	0.1	0.1	0.1
航煤产品
				密度，g/cm<sup>3</sup>	0.786	0.787	0.787
硫含量，µg/g	2	14	14
				硫醇硫含量，µg/g	0.1	0.8	0.8

由实施例可以看出，航煤原料和炼厂气原料通过本技术的加氢组合方法可以直接生产清洁航煤产品和清洁气体产品。

Claims

1.炼厂气加氢组合加工方法，其特征在于：包括如下内容：

（c）步骤（b）加氢反应流出物分离为气相和液相，分离得到的气相脱除硫化氢后继续分离得到氢气、加氢处理后的炼厂气，分离得到的液相分馏得到石脑油和航煤产品；步骤（a）中所述循环油为部分步骤（a）得到的加氢反应流出物和/或部分步骤（b）得到的加氢反应物流和/或部分高压分离器分离得到的液相。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：航煤原料油为直馏航煤、催化航煤、焦化航煤、热裂化航煤、减粘裂化航煤、合成航煤、煤焦油航煤馏分、煤直接液化航煤、页岩油航煤馏分中的一种或几种。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：航煤加氢操作条件为反应压力0.5MPa~12.0MPa，航煤原料油体积空速为0.1h^-1~12.0h^-1，平均反应温度150℃~350℃，循环油与航煤原料油的比例为0:1~8:1。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于：航煤加氢操作条件为反应压力0.8MPa~10.0MPa，航煤原料油体积空速为0.2h^-1~10.0h^-1，平均反应温度160℃~320℃，循环油与航煤原料油的比例为0:1~6:1。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：补充加氢操作条件为反应压力0.5MPa~12.0MPa，航煤原料油体积空速为0.5h^-1~50.0h^-1，平均反应温度150℃~350℃。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于：补充加氢操作条件为反应压力0.8MPa~10.0MPa，航煤原料油体积空速为1.0h^-1~40.0h^-1，平均反应温度160℃~320℃。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：航煤加氢反应器内使用的加氢催化剂与补充加氢反应器内使用的加氢催化剂加氢活性组分为Co、Mo、W、Ni中的一种或几种，以氧化物计的重量含量为5%～40%，加氢催化剂的载体为氧化铝、无定型硅铝、氧化硅、氧化钛中的一种或几种。

8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：航煤加氢反应器内和/或补充加氢反应器内设置1-6个催化剂床层。

9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于：航煤加氢反应器内设置三个催化剂床层，补充加氢反应器内设置二个催化剂床层，所述床层间设置溶气设备，氢气进入航煤加氢反应器床层间的溶气设备，氢气和炼厂气进入补充加氢反应器床层间的溶气设备。

10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述的炼厂气为干气、液化气中的一种或者几种，气体来源于焦化、催化裂化、热裂化反应中的一种或几种。

11.根据权利要求1或9所述的方法，其特征在于：同时引入氢气和炼厂气时，引入的氢气与炼厂气体积比为1:1~100:1。