CN202063881U - 一种液相加氢反应器 - Google Patents
一种液相加氢反应器 Download PDFInfo
- Publication number
- CN202063881U CN202063881U CN2011201040690U CN201120104069U CN202063881U CN 202063881 U CN202063881 U CN 202063881U CN 2011201040690 U CN2011201040690 U CN 2011201040690U CN 201120104069 U CN201120104069 U CN 201120104069U CN 202063881 U CN202063881 U CN 202063881U
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- reactor
- mixing tank
- hydrogen
- liquid phase
- outlet
- 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.)
- Expired - Lifetime
Links
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 50
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 title claims abstract description 36
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 84
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 84
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 75
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 71
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 8
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims description 5
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 25
- 239000012071 phase Substances 0.000 abstract description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 50
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 14
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 14
- 239000000047 product Substances 0.000 description 12
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 4
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 3
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 3
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 2
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 description 1
- PFRUBEOIWWEFOL-UHFFFAOYSA-N [N].[S] Chemical compound [N].[S] PFRUBEOIWWEFOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本实用新型公开了一种液相加氢反应器,反应器顶部封头内设置混合器,混合器有混合油进料口和氢气入口,溶氢混合物出口和气体出口,混合器溶氢混合物出口插到反应器液相中。该混合器可有效地增加气液相间接触面,结构简单,使氢气溶解在混合油中,促进反应,大大提高加氢的效率。
Description
技术领域
本发明涉及烃油加氢技术,特别涉及一种液相加氢反应器。
背景技术
目前世界经济的持续发展和环保法规的日益严格,需要生产大量轻质清洁燃料,这些都要求对现有的炼油技术进行完善和改进,以最低的成本生产出符合要求的产品。随着原油资源的日益短缺和重质化、劣质化发展,催化裂化和焦化成为生产轻质燃料产品的重要手段,但这两种工艺得到的产品质量一般难以达到严格的质量指标要求。轻质燃料产品质量体系中,硫含量是最重要的指标,如何降低石油产品中硫含量是当前石油化工行业面对的最重要问题之一,另外柴油产品的十六烷值一直受到关注,其规格要求也越来越严格。目前,以脱硫和改质为主要目的加氢工艺在清洁燃料生产中获得了广泛应用。
加氢技术是改善烃油质量常用的技术之一,随着全球原油市场供应趋于较高硫含量的原油,炼厂需加工含硫较高的劣质烃油,将硫、氮、氧和金属等杂质在炼制过程中脱除,通过改变烃油的分子结构改变其品质,从而使各种产品满足规范要求。烃油加氢过程实际上参与反应的氢气只有用于化学氢耗的氢气,而传统滴流床反应器加氢技术,需要有大量过剩的氢气存在,使得反应器的体积比较大,并且维持过剩氢气需要用循环氢压缩机。
在传统的加氢工艺中氢需要从气相传递到液相,然后共同吸附在催化剂的表面,在催化剂活性中心的作用下进行反应。由于加氢反应是一个强放热反应,为了维持反应温度,利用大量的氢气和原料油通过催化剂床层带走反应产生的热量,而在加氢反应过程中实际需要的氢(化学氢耗)比较少,没有参加反应的氢气,循环到加氢反应器继续参与反应;传统烃油加氢技术采用大量过剩氢气的另一个主要原因是维持烃油加氢反应的氢分压,维持较高的氢分压在热力学上有利于加氢精制和加氢裂化反应,抑制生成焦炭的缩合反应。
没有参加反应的氢气通过分离器与液相分离并除去杂质后,通过循环氢压缩机将其压力升高到反应所需的压力送到反应器继续参加加氢反应。循环氢压缩机的作用就是将没有参与加氢反应的氢气提高压力使其循环使用,因此循环氢气压缩机在现有加氢技术中成为必不可少的设备,业内称其为加氢装置的心脏。
传统的固定床加氢反应器内是气、液、固三相并存,气相为氢气和烃类原料的蒸气,液相为未汽化的烃类原料,固相为催化剂。气液两相是以滴流的形式通过催化剂床层,因此也称滴流床反应器。
在滴流床反应器中,为了加大传质力度,氢气与原料油的体积比一般为50~2000∶1,因此加氢反应器设计的比较大,而实际参加反应的原料油与液时空速有关,空速反映了装置的处理能力,工业上希望采用较大的空速操作,但空速受到反应速度的制约。空速根据催化剂活性、原料性质、反应深度的不同一般在0.5~10h-1之间波动。目前工业应用的加氢精制过程在一定反应温度条件下降低空速会提高烯烃饱和率、加氢脱硫率和加氢脱氮率。在加氢裂化条件下,提高空速对总的转化率影响不大,但反应产物中的轻组分含量下降较多。
采用过剩氢气的目的是加强传质和带走因加氢反应而产生的大量热量,循环氢压缩机作为加氢过程的心脏,投资和操作费用均较高,为了取消循环氢压缩机,人们开始考虑利用供氢剂为烃油加氢过程提供氢源,USP4698147公开了利用供氢剂减小停留时间,反应后供氢剂利用氢气进行再生,再生后循环使用。为了加强裂化反应,USP4857168公开了利用供氢剂和氢气为重油加氢提供氢源的重油加氢裂化方法,供氢剂主要起抑制生成焦炭的缩合反应的作用。
上述改进仍然需要循环氢和循环氢压缩机,CN200810141293.X提出了一种两相加氢方法,取消了循环氢和循环氢压缩机,将氢气在溶剂或者稀释剂的存在下与新鲜原料油和部分循环油混合形成混合物流,混合物流在分离罐中将气体分离后,液相进入反应器与催化剂接触进行反应,反应流出物一部分作为循环油,另一部分去气液分离器进行分离后得到产品,但液相加氢反应器的内构件尚未提起,而液相加氢反应器内构件是反应器的核心,决定着加氢反应的传质及反应速度,以及加氢的效率。
发明内容
本实用新型的目的在于提供一种液相加氢反应器,反应器包括反应器筒体和催化剂床层,反应器出口、反应器入口和循环油入口,反应器顶部封头内和催化剂床层间设置混合器,反应器内设置有内循环油管,内循环油管一端与封头内混合器进料入口相连,内循环油管另一端从反应器底部伸出,作为循环油入口,依靠循环油携带的溶解氢为新鲜原料提供加氢反应所需的部分氢气。
本实用新型一种液相加氢反应器,反应器顶部封头内设置混合器,混合器有混合油进料口和氢气入口,溶氢混合物出口和气体出口,混合器溶氢混合物出口插到反应器液相中。该混合器可有效地增加气液相间接触面,结构简单,使氢气溶解在混合油中,促进反应,大大提高加氢的效率。
所述的一种液相加氢反应器入口设置在反应器上部,特别是顶部或者上部侧面,反应器出口设置在反应器下部,特别是在底部或者下部侧面。
所述的一种液相加氢反应器,反应器顶部设有气体排出口。
所述的一种液相加氢反应器,反应器顶部封头内设有混合器,新鲜原料、循环油、氢气在混合器中混合。
所述的一种液相加氢反应器,混合器有混合油进料口、氢气入口和气体出口,混合器溶氢混合物出口浸在反应器液相中。
本实用新型所述一种液相加氢反应器,至少脱除其硫、氮、氧、金属杂质中一种污染物,并饱和芳烃,改变烃油分子结构。
本实用新型所述一种液相加氢反应器中催化剂可以是单床层或多床层装填,反应器顶部封头设有混合器,使新鲜进料、循环油和氢气混合溶解,排出部分气体后,溶氢混合物进入催化剂床层与催化剂接触进行反应,对多床层反应器来说,床层间也设有混合器,从第一段催化剂床层出来的流出物进入床层混合器使床层间注入的氢气溶解其中,排出部分气体后,液体进入第二段催化剂床层,与催化剂接触继续进行反应,依此类推,反应流出物从反应器出口引出,部分反应流出物作为循环油通过内循环油管返回到反应器顶部混合器与新鲜原料混合。
本实用新型所述一种液相加氢反应器的新鲜原料油为烃油或者烃油馏分油,如石油馏分、馏分油、柴油、脱沥青油、渣油、润滑油、煤液化油和页岩油或者其产品。
本实用新型一种液相加氢反应器利用混合器使氢气溶解在混合原料油中为烃油的加氢反应提供氢源。
本实用新型一种液相加氢反应器可用于直馏馏分油、FCC循环油、焦化瓦斯油CGO,或者其混合煤油和柴油加氢处理,还可用于FCC原料预处理,用于新建装置和缓和加氢裂化改造,用于生产ULSD,用于原料预处理或者产品的后处理。
本实用新型液相加氢反应器有以下优点:
1)催化剂用量少;
2)氢损失较小;
3)较低的操作费用;
4)液体收率较高;
5)较大的操作灵活性;
6)产品的硫氮含量非常低;
7)较低的投资;
8)减小了反应器体积;
9)对于生产超低硫柴油而言,改造费用很低。
与滴流床加氢反应器的现有技术相比,本发明:可脱硫90%~98%,而氢耗仅是滴流床加氢反应器的70%~90%,催化剂总用量仅为15%~30%。
附图说明
图1、图2分别为本实用新型一种液相加氢反应器。
图中:1.反应器入口,2.反应器筒体,3.混合油进料口,4.混合器,5.反应器顶气体出口,6.混合器气体出口,7.混合器氢气入口,8.催化剂床层,9.内循环油管,10.混合器溶氢混合物出口,11.反应器出口,12.循环油入口,13.新鲜原料油,14.混合器气体,15.氢气,16.反应流出物,17.循环油
具体实施方式
如图1所示为本发明第一种实施方式,图中所示反应器为两段催化剂床层。由反应器筒体2、反应器入口1、混合器4,反应器顶气体出口5、催化剂床层8、反应器出口11和循环油入口12组成,混合器4设置有混合油进料口3和氢气入口7、溶氢混合物出口10和混合器气体出口6。
新鲜原料油13从反应器入口1进入反应器,与循环油17混合后进入混合器4,在混合器内与注入的氢气15充分混合后形成混合物流,气体14从混合器气体出口6及反应器顶部气体出口5排出,液体通过混合器溶氢混合物出口10进入反应器第一段催化剂床层与催化剂接触反应,从第一段催化剂床层间出来的反应器物流,从混合器进料入口进入床层间混合器,氢气从混合器氢气入口进入混合器,氢气进行溶解后、溶氢混合物从混合器溶氢混合物出口流出进入第二段催化剂床层液相继续进行反应,气体从混合器气体出口排出,从第二段催化剂床层出来的反应流出物16经反应器出口11流出反应器,部分反应流出物作为循环油17通过内循环油管9返回到反应器顶部混合器4中与新鲜原料混合,另一部分进行分离得到产品。
如图2所示为本发明第二种实施方式,图中所示反应器为两段催化剂床层。由反应器筒体2、反应器入口1、混合器4,反应器顶气体出口5、催化剂床层8、反应器出口11和循环油入口12组成,混合器4设置有混合油进料口3和氢气入口7、溶氢混合物出口10和混合器气体出口6。
新鲜原料油从反应器入口1进入反应器,与循环油17混合后进入混合器4,在混合器内与注入的氢气15充分混合后形成混合物流,气体14从混合器气体出口6及反应器顶部气体出口5排出,液体通过混合器溶氢混合物出口10进入反应器第一段催化剂床层与催化剂接触反应,从第一段催化剂床层间出来的反应物流,从混合器进料入口进入床层间混合器,与循环油17混合,氢气从混合器氢气入口进入混合器,氢气进行溶解后,溶氢混合物从混合器溶氢混合物出口流出进入第二段催化剂床层液相继续进行反应,气体从混合器气体出口排出,从第二段催化剂床层出来的反应流出物16经反应器出口11流出反应器,部分反应流出物作为循环油17通过内循环油管9返回到反应器顶部混合器及床层间混合器中与反应物流混合,另一部分进行分离得到产品。
Claims (5)
1.一种液相加氢反应器,反应器包括反应器筒体(2)和催化剂床层(8),反应器出口(11)、反应器入口(1)和循环油入口(12),反应器顶部封头内和催化剂床层间设置混合器(4),其特征在于:反应器内设置有内循环油管(9),内循环油管一端与封头内混合器进料口(3)相连,内循环油管另一端从反应器底部伸出,作为循环油入口(12)。
2.根据权利要求1所述的一种液相加氢反应器,其特征在于:所述混合器(4)有混合油进料口(3)、混合器氢气入口(7)、混合气气体出口(6)和混合器溶氢混合物出口(10),混合器溶氢混合物出口浸在反应器液相中。
3.根据权利要求1所述的一种液相加氢反应器,其特征在于:所述液相加氢反应器中催化剂(8)是单床层或多床层装填。
4.根据权利要求1所述的一种液相加氢反应器,其特征在于:所述内循环油管(9)与催化剂床层间混合器(4)的混合器进料口(3)相连。
5.根据权利要求1所述的一种液相加氢反应器,其特征在于:所述反应器顶部设有气体排出口(5)。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN2011201040690U CN202063881U (zh) | 2011-04-12 | 2011-04-12 | 一种液相加氢反应器 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN2011201040690U CN202063881U (zh) | 2011-04-12 | 2011-04-12 | 一种液相加氢反应器 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN202063881U true CN202063881U (zh) | 2011-12-07 |
Family
ID=45057750
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN2011201040690U Expired - Lifetime CN202063881U (zh) | 2011-04-12 | 2011-04-12 | 一种液相加氢反应器 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN202063881U (zh) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103789005A (zh) * | 2012-11-03 | 2014-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种两相加氢反应器中的溶氢方法 |
CN111534329A (zh) * | 2020-05-25 | 2020-08-14 | 盘锦浩业化工有限公司 | 一种汽油加氢脱烯烃处理方法及装置 |
WO2021078186A1 (zh) | 2019-10-25 | 2021-04-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 液相反应器及其应用 |
-
2011
- 2011-04-12 CN CN2011201040690U patent/CN202063881U/zh not_active Expired - Lifetime
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103789005A (zh) * | 2012-11-03 | 2014-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种两相加氢反应器中的溶氢方法 |
CN103789005B (zh) * | 2012-11-03 | 2016-03-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种两相加氢反应器中的溶氢方法 |
WO2021078186A1 (zh) | 2019-10-25 | 2021-04-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 液相反应器及其应用 |
US12037551B2 (en) | 2019-10-25 | 2024-07-16 | China Petroleum & Chemical Corporation | Liquid-phase reactor and application thereof |
CN111534329A (zh) * | 2020-05-25 | 2020-08-14 | 盘锦浩业化工有限公司 | 一种汽油加氢脱烯烃处理方法及装置 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN201644076U (zh) | 一种液相加氢反应器 | |
CN104560132B (zh) | 一种连续液相蜡油加氢处理方法 | |
CN102732298A (zh) | 一种液相加氢方法 | |
CN101280217A (zh) | 一种烃油液固两相加氢方法 | |
CN101992048A (zh) | 一种反应器及其在烃油液固两相加氢中的应用 | |
CN103509598B (zh) | 一种生产超低硫柴油的加氢***及方法 | |
CN101993720A (zh) | 一种烃油液相加氢方法 | |
CN103965953A (zh) | 一种馏分油两相加氢反应器和加氢工艺方法 | |
CN202063881U (zh) | 一种液相加氢反应器 | |
CN101381623B (zh) | 一种液固两相加氢方法 | |
CN101338219A (zh) | 一种两相加氢方法 | |
CN101275083A (zh) | 一种烃油加氢方法 | |
CN101210195B (zh) | 一种由劣质重质原料多产化工轻油的加氢裂化方法 | |
CN102732299A (zh) | 一种烃油两相加氢方法 | |
CN101376841B (zh) | 一种重质馏分油加氢处理方法 | |
CN101280218A (zh) | 烃油两相加氢方法 | |
CN101280219A (zh) | 一种烃油两相加氢方法 | |
CN100419044C (zh) | 一种从煤液化油最大量生产大比重航空煤油的方法 | |
CN101724444A (zh) | 一种低成本的加氢工艺方法 | |
CN103059954B (zh) | 一种降低催化裂化汽油硫含量的方法 | |
CN101358146B (zh) | 一种烃油加氢工艺 | |
CN102796556B (zh) | 一种石油烃的催化转化方法 | |
CN103965960B (zh) | 一种重油加氢制备柴油和石脑油的工艺 | |
CN101993719A (zh) | 一种烃油加氢方法及其反应器 | |
CN101338220B (zh) | 一种烃油加氢方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
C56 | Change in the name or address of the patentee | ||
CP01 | Change in the name or title of a patent holder |
Address after: 100728 Beijing, Chaoyangmen, North Street, No. 22, No. Co-patentee after: Luoyang Petrochemical Engineering Corporation /SINOPEC Patentee after: Sinopec Corp. Address before: 100728 Beijing, Chaoyangmen, North Street, No. 22, No. Co-patentee before: Luoyang Petrochemical Engineering Co., China Petrochemical Group Patentee before: Sinopec Corp. |
|
CX01 | Expiry of patent term |
Granted publication date: 20111207 |
|
CX01 | Expiry of patent term |