CN112080321A - 一种燃料油加氢注氨裂解装置及其工艺 - Google Patents
一种燃料油加氢注氨裂解装置及其工艺 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112080321A CN112080321A CN202011096117.6A CN202011096117A CN112080321A CN 112080321 A CN112080321 A CN 112080321A CN 202011096117 A CN202011096117 A CN 202011096117A CN 112080321 A CN112080321 A CN 112080321A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure
- ammonia
- tank
- oil
- fuel oil
- 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
Links
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 73
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 34
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 26
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 26
- 238000005336 cracking Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 31
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 31
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 24
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000007670 refining Methods 0.000 claims abstract description 17
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 16
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 37
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 19
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 19
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 14
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 12
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 11
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 3
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 claims description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 abstract description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- UYJXRRSPUVSSMN-UHFFFAOYSA-P ammonium sulfide Chemical compound [NH4+].[NH4+].[S-2] UYJXRRSPUVSSMN-UHFFFAOYSA-P 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 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
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
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
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
本发明公开了一种燃料油加氢注氨裂解装置及其工艺，本发明的燃料油加氢注氨裂解装置，包括以下结构单元：精制反应器、加氢裂化反应器、高分罐、低分罐、冷高分罐、循环氢缓冲罐、换热器、空冷器、压缩机、氨水罐、高压泵。利用该裂解装置能够降低循环氢中的硫化氢浓度，同时提高了燃料油的加氢裂解效率，降低了加工成本。
Description
技术领域
本发明涉及燃料油加氢裂解领域，特别是涉及一种燃料油加氢注氨装置及其工艺。
背景技术
燃料油加氢装置裂化反应单元设计加工蜡油为低硫蜡油硫含量小于3000mg/kg，加工量设计为53t/h(低硫蜡油38t/h，低硫尾油15t/h)，循环氢中硫化氢浓度小于1000mg/kg；实际生产过程中加工原料蜡油为高硫蜡油硫含量20000mg/kg，因此需要与低硫尾油(硫含量小于100mg/kg)混合进料，高硫蜡油最大加工量为8t/h，低硫尾油45t/h***带入大量的硫，通过加氢后生成硫化氢，使循环氢中硫化氢浓度大于3000mg/kg，高浓度的硫化氢对循环氢压缩机、反应产物换热器等设备安全、长期运行带来很大隐患，并抑制脱硫反应进行，同时也制约着装置原料加工处理能力的提高。
发明内容
基于上述问题，本发明的目的是提供了一种燃料油加氢注氨装置，其是通过在加氢裂化反应器后的注水***中增加一条氨水注入管线流程，使得硫化氢与氨气在水溶液中发生反应生成硫化铵，并溶解在水溶液中从而有效降低循环氢中硫化氢的含量，最终是循环氢中硫化氢浓度降至1000mg/kg以下，含硫化铵的水溶液与反应后油品在分离罐中进行油水分离，水溶液送至酸性水汽提单元进行净化处理。
本发明所述燃料油加氢注氨装置包括以下结构单元：
精制反应器、加氢裂化反应器、高分罐、低分罐、冷高分罐、循环氢缓冲罐、换热器、空冷器、压缩机、氨水罐、高压泵。
优选地，所述精制反应器与所述加氢裂化反应器，所述加氢裂化反应器的另一端与所述高分罐连接，所述高分罐的上端连接所述换热器，所述换热器与所述空冷器连接，所述空冷器与所述冷高分罐连接，所述冷高分罐上端连接所述循环氢缓冲罐，所述冷高分罐下端连接有酸性水气提单元，所述酸性水气提单元的另一端连接有氨气回收装置。
优选地，所述循环氢缓冲罐的另一端连接有所述压缩机，所述压缩机与所述精制反应器管道连接。
优选地，所述高分罐的下端与所述低分罐相连，所述低分罐的另一端与精馏单元相连，所述精馏单元与所述冷高分罐管路连接。
优选地，所述换热器与所述空冷器之间设置有氨水罐，所述氨水罐与高压泵相连。
本发明还提供了一种燃料油加氢注氨裂解工艺，包括以下步骤：
提供本发明所述的燃料油加氢注氨裂解装置；
加热后的高硫原料油与氢气混合后从顶部进入精制反应器进行反应脱除原料油中的硫、氮、芳烃、烯烃、氧，在此过程中会生成大量的硫化氢；
反应后的物料继续进入加氢裂化反应器进行裂化反应大分子有机物被裂化为小分子有机物，反应后产物进入高分罐进行气液相分离；
气相经过换热器，同时将氨水罐中的高浓氨借助高压注水和高压泵注入到反应***中，然后经过空冷器冷却后变为冷的液相油品和氢气；
氢气进入循环氢缓冲罐后继续被压缩机压缩然后与高硫原料油品混合再次进入精制反应器反应，冷的液相油品进入冷高分罐进行油水分离，分离后的油品进入精馏单元生产成品油，而水则进入酸性水汽提单元分离出溶解在水中的硫化氢、氨气，氨气经氨气回收装置收集；
高分罐分离出的液相进入低分罐进行闪蒸和减压，然后将油品送入精馏单元生产成品油。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：利用本发明的裂解装置能够降低循环氢中的硫化氢浓度，最终使得循环氢中硫化氢浓度降至1000mg/kg以下，同时提高了燃料油的加氢裂解效率，燃料油的加工量提升至20t/h，降低了加工成本。
附图说明
图1为本发明所述的燃料油加氢注氨裂解装置，
其中1为精制反应器，2为加氢裂化反应器，3为高分罐，4为低分罐，5为冷高分罐，6为循环氢缓冲罐，7为换热器，8为空冷器，9为压缩机，10为氨水罐，11为高压泵，12为酸性水气提单元，13为氨气回收装置，14为精馏装置。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明作进一步说明。
一种燃料油加氢注氨裂解装置，包括以下结构单元：
精制反应器1、加氢裂化反应器2、高分罐3、低分罐4、冷高分罐5、循环氢缓冲罐6、换热器7、空冷器8、压缩机9、氨水罐10、高压泵11。
所述精制反应器1与所述加氢裂化反应器2，所述加氢裂化反应器2的另一端与所述高分罐3连接，所述高分罐3的上端连接所述换热器7，所述换热器7与所述空冷器8连接，所述空冷器8与所述冷高分罐5连接，所述冷高分罐5上端连接所述循环氢缓冲罐6，所述冷高分罐5下端连接有酸性水气提单元12，所述酸性水气提单元12的另一端连接有氨气回收装置13。所述循环氢缓冲罐6的另一端连接有所述压缩机9，所述压缩机9与所述精制反应器1管道连接。所述高分罐3的下端与所述低分罐4相连，所述低分罐4的另一端与精馏单元14相连，所述精馏单元14与所述冷高分罐5管路连接。所述换热器7与所述空冷器8之间设置有氨水罐10，所述氨水罐10与高压泵11相连。
一种燃料油加氢注氨裂解工艺，包括以下步骤：
提供所述的燃料油加氢注氨裂解装置；
加热后的高硫原料油与氢气混合后从顶部进入精制反应器1进行反应脱除原料油中的硫、氮、芳烃、烯烃、氧，在此过程中会生成大量的硫化氢；
反应后的物料继续进入加氢裂化反应器2进行裂化反应大分子有机物被裂化为小分子有机物，反应后产物进入高分罐3进行气液相分离；
气相经过换热器7，同时将氨水罐10中的高浓氨借助高压注水和高压泵11注入到反应***中，然后经过空冷器8冷却后变为冷的液相油品和氢气；
氢气进入循环氢缓冲罐6后继续被压缩机9压缩然后与高硫原料油品混合再次进入精制反应器1反应，冷的液相油品进入冷高分罐5进行油水分离，分离后的油品进入精馏单元14生产成品油，而水则进入酸性水汽提单元12分离出溶解在水中的硫化氢、氨气，氨气经氨气回收装置13收集；
高分罐3分离出的液相进入低分罐4进行闪蒸和减压，然后将油品送入精馏单元14生产成品油。
本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (6)
1.一种燃料油加氢注氨裂解装置，其特征在于，包括以下结构单元：
精制反应器(1)、加氢裂化反应器(2)、高分罐(3)、低分罐(4)、冷高分罐(5)、循环氢缓冲罐(6)、换热器(7)、空冷器(8)、压缩机(9)、氨水罐(10)、高压泵(11)。
2.根据权利要求1所述的燃料油加氢注氨裂解装置，其特征在于，所述精制反应器(1)与所述加氢裂化反应器(2)，所述加氢裂化反应器(2)的另一端与所述高分罐(3)连接，所述高分罐(3)的上端连接所述换热器(7)，所述换热器(7)与所述空冷器(8)连接，所述空冷器(8)与所述冷高分罐(5)连接，所述冷高分罐(5)上端连接所述循环氢缓冲罐(6)，所述冷高分罐(5)下端连接有酸性水气提单元(12)，所述酸性水气提单元(12)的另一端连接有氨气回收装置(13)。
3.根据权利要求2所述的燃料油加氢注氨裂解装置，其特征在于，所述循环氢缓冲罐(6)的另一端连接有所述压缩机(9)，所述压缩机(9)与所述精制反应器(1)管道连接。
4.根据权利要求2所述的燃料油加氢注氨裂解装置，其特征在于，所述高分罐(3)的下端与所述低分罐(4)相连，所述低分罐(4)的另一端与精馏单元(14)相连，所述精馏单元(14)与所述冷高分罐(5)管路连接。
5.根据权利要求2所述的燃料油加氢注氨裂解装置，其特征在于，所述换热器(7)与所述空冷器(8)之间设置有氨水罐(10)，所述氨水罐(10)与高压泵(11)相连。
6.一种燃料油加氢注氨裂解工艺，其特征在于包括以下步骤：
提供如权利要求1-5任意一项所述的燃料油加氢注氨裂解装置；
加热后的高硫原料油与氢气混合后从顶部进入精制反应器(1)进行反应脱除原料油中的硫、氮、芳烃、烯烃、氧，在此过程中会生成大量的硫化氢；
反应后的物料继续进入加氢裂化反应器(2)进行裂化反应大分子有机物被裂化为小分子有机物，反应后产物进入高分罐(3)进行气液相分离；
气相经过换热器(7)，同时将氨水罐(10)中的高浓氨借助高压注水和高压泵(11)注入到反应***中，然后经过空冷器(8)冷却后变为冷的液相油品和氢气；
氢气进入循环氢缓冲罐(6)后继续被压缩机(9)压缩然后与高硫原料油品混合再次进入精制反应器(1)反应，冷的液相油品进入冷高分罐(5)进行油水分离，分离后的油品进入精馏单元(14)生产成品油，而水则进入酸性水汽提单元(12)分离出溶解在水中的硫化氢、氨气，氨气经氨气回收装置(13)收集；
高分罐(3)分离出的液相进入低分罐(4)进行闪蒸和减压，然后将油品送入精馏单元(14)生产成品油。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011096117.6A CN112080321A (zh) | 2020-10-14 | 2020-10-14 | 一种燃料油加氢注氨裂解装置及其工艺 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011096117.6A CN112080321A (zh) | 2020-10-14 | 2020-10-14 | 一种燃料油加氢注氨裂解装置及其工艺 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112080321A true CN112080321A (zh) | 2020-12-15 |
Family
ID=73730254
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202011096117.6A Pending CN112080321A (zh) | 2020-10-14 | 2020-10-14 | 一种燃料油加氢注氨裂解装置及其工艺 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112080321A (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113845935A (zh) * | 2021-11-22 | 2021-12-28 | 中化长和科技有限责任公司 | 一种应用于加氢裂化开工的液氨上料机构 |
| CN115750043A (zh) * | 2022-11-04 | 2023-03-07 | 东风商用车有限公司 | 用于氨燃料压燃内燃机的车载氨裂解制氢***及控制方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103773481A (zh) * | 2012-10-24 | 2014-05-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加工劣质原料的联合加氢裂化方法 |
| CN103789022A (zh) * | 2012-11-03 | 2014-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢工艺方法 |
| CN103865567A (zh) * | 2014-03-20 | 2014-06-18 | 长岭炼化岳阳工程设计有限公司 | 循环氢脱硫***及方法 |
| CN212669616U (zh) * | 2020-10-14 | 2021-03-09 | 河北新启元能源技术开发股份有限公司 | 一种燃料油加氢注氨裂解装置 |
-
2020
- 2020-10-14 CN CN202011096117.6A patent/CN112080321A/zh active Pending
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103773481A (zh) * | 2012-10-24 | 2014-05-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加工劣质原料的联合加氢裂化方法 |
| CN103789022A (zh) * | 2012-11-03 | 2014-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢工艺方法 |
| CN103865567A (zh) * | 2014-03-20 | 2014-06-18 | 长岭炼化岳阳工程设计有限公司 | 循环氢脱硫***及方法 |
| CN212669616U (zh) * | 2020-10-14 | 2021-03-09 | 河北新启元能源技术开发股份有限公司 | 一种燃料油加氢注氨裂解装置 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 赵由才等: "《生活垃圾处理与资源化技术手册》", 冶金工业出版社, pages: 252 * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113845935A (zh) * | 2021-11-22 | 2021-12-28 | 中化长和科技有限责任公司 | 一种应用于加氢裂化开工的液氨上料机构 |
| CN113845935B (zh) * | 2021-11-22 | 2022-09-30 | 中化长和科技有限责任公司 | 一种应用于加氢裂化开工的液氨上料机构 |
| CN115750043A (zh) * | 2022-11-04 | 2023-03-07 | 东风商用车有限公司 | 用于氨燃料压燃内燃机的车载氨裂解制氢***及控制方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102159675A (zh) | 通过热加压水和采收流体将全原油改质的方法 | |
| CN112080321A (zh) | 一种燃料油加氢注氨裂解装置及其工艺 | |
| CN100548896C (zh) | 一种处理含硫化氢和氨酸性污水的工艺 | |
| CN108722148B (zh) | 含二氧化碳和硫化氢气体的处理方法及装置 | |
| CN110093197B (zh) | 一种用于油田伴生气的脱氮方法和脱氮*** | |
| CN101348235B (zh) | 一种加氢装置的氢气回收方法 | |
| CN212669616U (zh) | 一种燃料油加氢注氨裂解装置 | |
| CN109370641B (zh) | 一种重油高效处理***及工艺 | |
| CN102159679B (zh) | 在石油烃脱硫工艺中回收氢气的方法及装置 | |
| CN109054893B (zh) | 一种煤制氢中氢气提纯与蜡油加氢耦合的*** | |
| CN101134616A (zh) | 一种综合治理炼厂含酸碱废液的设备***及工艺 | |
| CN103496812A (zh) | 一种处理高浓度酚氨废水的方法 | |
| CN113234482A (zh) | 一种生产精制重石脑油的***及方法 | |
| RU56207U1 (ru) | Установка очистки нефти (варианты) | |
| CN104229735A (zh) | 一种集成式回收氢气的装置 | |
| CN101353592B (zh) | 一种柴油脱酸的方法及装置 | |
| EP3511310B1 (en) | Device and method for increasing the content of methane in a current of biogas by means of a low-pressure airlift system | |
| CN103497782A (zh) | 采用全馏分页岩油生产低硫低凝柴油的方法 | |
| CN211470774U (zh) | 一种用于加氢精制生产的脱硫装置 | |
| CN111252839A (zh) | 加氢型废水、废气处理新工艺 | |
| CN215517291U (zh) | 一种液化石油气中硫化氢的脱除*** | |
| CN101538477A (zh) | 脱酸剂及使用该脱酸剂的原油脱酸工艺方法 | |
| CN111454747B (zh) | 一种页岩油分级反序加氢工艺*** | |
| CN105524651A (zh) | 一种液相加氢生产超低硫柴油的方法和装置 | |
| CN114314507B (zh) | 一种甲醇裂解制氢尾气回收利用方法 |
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 |