CN102031135A - 重油综合加工利用方法 - Google Patents
重油综合加工利用方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102031135A CN102031135A CN2009101968451A CN200910196845A CN102031135A CN 102031135 A CN102031135 A CN 102031135A CN 2009101968451 A CN2009101968451 A CN 2009101968451A CN 200910196845 A CN200910196845 A CN 200910196845A CN 102031135 A CN102031135 A CN 102031135A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- advance
- gas
- carrier
- making charcoal
- 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
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 64
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 49
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 82
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 76
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims abstract description 44
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 39
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 39
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000000571 coke Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000003610 charcoal Substances 0.000 claims description 65
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 35
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 33
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 25
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 25
- 238000010504 bond cleavage reaction Methods 0.000 claims description 15
- 230000007017 scission Effects 0.000 claims description 15
- 241000772415 Neovison vison Species 0.000 claims description 14
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 13
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 12
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 11
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 claims description 5
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 3
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 claims description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 2
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 19
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 8
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 abstract description 4
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 abstract 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical group [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 5
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 5
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 238000004231 fluid catalytic cracking Methods 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 4
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 3
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 2
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 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
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000282326 Felis catus Species 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005262 decarbonization Methods 0.000 description 1
- 238000005261 decarburization Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000036284 oxygen consumption Effects 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明属于石油加工利用领域，涉及一种重油综合加工利用方法。具体地说，本发明将重油快速裂解、所产焦炭预燃烧并气化、未转化重质油回炼、气化产生的合成气制氢及裂解油品加氢精制工艺进行有机组合，使重油不仅能最大限度地得到轻油，轻油加氢后可得到优质清洁油品，还能通过气化产生合成气，合成气可作为制氢原料为油品加氢精制提供廉价氢源，也可作为燃料气为炼厂提供清洁燃料。本发明是一种低成本将重油最大限度地转化为清洁轻油产品的综合加工利用方法。
Description
技术领域
本发明属于石油加工利用领域，涉及一种重油综合加工利用方法。具体地说，本发明将重油快速裂解、所产焦炭预燃烧并气化、未转化重质油回炼、气化产生的合成气制氢及裂解油品加氢精制工艺进行有机组合，使重油不仅能最大限度地得到轻油，轻油加氢后可得到优质清洁油品，还能通过气化产生合成气，合成气可作为制氢原料为油品加氢精制提供廉价氢源，也可作为燃料气为炼油厂等提供清洁燃料。本发明是一种低成本将重油最大限度地转化为清洁轻油产品的综合加工利用方法。
背景技术
随着原油的不断变重、变劣，在国际石油价格处于高位且继续攀升的情况下，越来越多的劣质重油的需要综合加工利用。重(渣)油的综合加工利用，已成为石油化工行业不断追求改进和完善的关键技术。
传统的重油加工方法主要有两类：脱碳和加氢，都是以改变重油的碳多、氢少特点的方法来实现重油的轻质化。经典的脱碳工艺主要有：延迟焦化、重油催化裂化；加氢工艺有：重油加氢脱硫(改质)、重油加氢裂化。这些传统的工艺在加工劣质重油时都还存在一定的问题。重油催化裂化是一项十分有效的重油加工工艺，为世界炼油工业做出了巨大的贡献，但对原料的性质有较严格的限制，如残炭≯12％、重金属≯20ppm等，无法加工日益增多的劣质重油；延迟焦化工艺对原料几乎没有限制，但其生焦率过高而在原油价格处于高位的情况下缺乏经济性，并且其主要产品之一的含硫石油焦还不是目的产品；重油加氢裂化的产品均是理想的目的产品，但其装备昂贵使很多用户望而却步，同时另一个问题是它需要大量的氢气，这些氢气如何获得也成为重油加氢裂化应用时不可回避的问题。重油加氢脱硫(改质)可以生产清洁的低硫液体燃料油或为重油催化裂化提供原料，但对原料的性质也有一定的限制，如重金属≯120ppm等，同时也存在装备昂贵及氢气来源问题。过去人们也曾将上述工艺进行组合，或在辅以溶剂脱沥青、热裂化、CFB锅炉发电、水焦浆气化等方法进行组合，但或因流程长、投资高，或因热电的用、产不匹配等，均难以理想地广泛应对日益增多的劣质重油进行综合加工利用。
当前大型石油化工厂较普遍采用的延迟焦化--CFB锅炉热电联产组合工艺及延迟焦化-水焦浆气化多联产组合工艺等，都使劣质重油得到了综合加工利用，但因石油焦须经冷却、加工、再升温的过程，造成能耗较高，流程较长，并且重油原料的轻质化转化率也比较低。
因此，本领域需要开发出一种低成本将重油最大限度地转化为清洁轻质产品的综合加工利用方法。
发明内容
本发明提供了一种新的重油综合加工利用方法，通过重油快速裂解、所产焦炭预燃烧并气化、未转化重质油回炼、气化产生的合成气制氢及裂解轻质油品加氢精制工艺进行有机组合，将重油最大限度地转化为清洁轻油产品。
一方面，本发明提供了一种重油综合加工利用方法，该方法包括以下步骤：
(A)重油进入裂解反应器与来自预烧炭器的高温预烧炭载体混合并发生裂解反应，其中，所述裂解反应器的操作条件为：压力(表压)为0～1.0MPa，温度为450～680℃；
(B)反应产物进入沉降器后分离出油气和带焦载体，油气经过沉降器气固分离器分离出带焦载体粉粒后进入分馏塔，带焦载体从沉降器下部至预烧炭器，其中，所述沉降器的操作条件为：压力(表压)为0～1.0MPa，温度为440～670℃；
沉降器出来的油气进入分馏塔分离成气体、轻质油、中质油和重质油；
沉降器出来的带焦载体至预烧炭器烧炭，部分预烧炭后带焦载体载热返回裂解反应器供热，其余预烧炭后带焦载体进入气化器，其中，所述预烧炭器操作条件为：压力(表压)为0～1.0MPa，温度为560～900℃，过剩氧浓度为0～5体积％；
(C)进入气化器的预烧炭后载体上焦炭与蒸汽和/或含氧气体进行气化反应生成合成气，其中，所述气化器的操作条件为：压力(表压)为0～1.0MPa，温度为600～1150℃，过剩水浓度为0～25体积％；以及
(D)气化后的载体返回预烧炭器中循环。
在一个优选的实施方式中，将步骤(B)中分馏塔分馏出的重质油返回所述步骤(A)中的裂解反应器继续进行裂解反应。
在另一个优选的实施方式中，将步骤(B)中分馏塔分馏出的轻质油至加氢装置加氢获得石脑油和燃料油产品，部分合成气去制氢装置制取氢气满足加氢装置的需要。
在另一个优选的实施方式中，将步骤(B)中分馏塔分馏出的中质油至加氢装置加氢获得清洁油品，部分合成气去制氢装置制取氢气满足加氢装置的需要。
在另一个优选的实施方式中，在所述步骤(A)中，载体主要化学成分为硅铝酸盐，比表面5～1000m2/g，孔体积0.03～1.0ml/g，粒径为20～1000μm。
在另一个优选的实施方式中，在所述步骤(B)中，所述裂解反应器内部设置带分流、折流功能的返混结构。
在另一个优选的实施方式中，在所述步骤(A)中，裂解反应时间为1～100秒；在所述步骤(B)中，预烧炭时间为2～100分钟；在所述步骤(C)中，气化时间为2～80分钟。
在另一个优选的实施方式中，在所述步骤(C)中，气化器停用，进入气化器的预烧炭后带焦载体全部返回裂解反应器；当气化器停用时，制氢原料采用干气、天然气或其它原料。
另一方面，本发明提供了一种用于重油综合加工利用(尤其是上述重油综合加工利用方法)的装置，该装置包括：
用于裂解的裂解反应器；
与所述裂解反应器连接的、用于装载裂解反应产物的沉降器，与所述沉降器连接的、用于分馏的分馏塔和用于烧炭的预烧炭器；
用于进行气化反应的气化器。
附图说明
图1是根据本发明的一个实施方式的重油综合加工利用成套工艺流程示意图。
具体实施方式
本发明的发明人在经过了广泛而深入的研究之后发现，通过将重油快速裂解、所产焦炭预燃烧并气化、未转化重质油回炼、气化产生的合成气制氢及裂解油品加氢精制工艺进行有机组合，使重油不仅能最大限度地得到轻油，轻油加氢后可得到优质清洁油品，还能通过气化产生合成气，合成气可作为制氢原料为油品加氢精制提供廉价氢源，也可作为燃料气为炼厂提供清洁燃料。基于上述发现，本发明得以完成。
在本发明的第一方面，提供了一种重油综合加工利用成套工艺，其包括以下步骤：重油进入裂解反应器与来自预烧炭器的高温预烧炭载体混合，并由提升干气进入裂解反应器进行裂解反应；裂解反应产物进入沉降器分离，油气进分馏塔分馏出的轻、中质油至油品加氢精制后得到优质油品，分馏出的重质油返回裂解反应器继续进行裂解反应；带焦载体经汽提后送至预烧炭器烧炭；预烧炭后带焦载体一部分返回裂解反应器提供反应用热，其余进入气化器，在水蒸汽和/或含氧气体的条件下气化生成合成气，合成气经制氢装置后获得油品加氢装置所需的氢气，多余合成气作为产品；预烧炭器和气化器顶部排出的高温烟气经废热回收设施产生蒸汽在满足自用后，直接外输或发电外输。
较佳地，本发明的重油综合加工利用方法包括以下步骤：
(A)重油进入裂解反应器与来自预烧炭器的高温预烧炭载体混合并发生裂解反应，其中，所述裂解反应器的操作条件为：压力(表压)为0～1.0MPa，温度为450～680℃。裂解反应所需热量由来自预烧炭器的高温带焦载体提供，通过高温带焦载体和冷原料之间的传热，在裂解反应器中实现一个比较均匀的反应温度，使裂解反应达到最高的轻油产率；
(B)反应产物进入沉降器后分离出油气和带焦载体，油气经过沉降器气固分离器分离出带焦载体粉粒后进入分馏塔，带焦载体从沉降器下部至预烧炭器，其中，所述沉降器的操作条件为：压力(表压)为0～1.0MPa，温度为440～670℃。沉降器的目的是实现油气和固体带焦载体的分离，在油气上升过程中，设置气固分离器对油气中的固体颗粒进行强制分离大大减少了油气中的固体含量，有利于后续分馏塔的长期稳定运行，在固体半焦下降过程中，可注入少量蒸汽汽提脱除固体带焦载体中夹带的大部分油气；
沉降器出来的油气进入分馏塔分离成气体、轻质油、中质油和重质油；
沉降器出来的带焦载体至预烧炭器烧炭，部分预烧炭后带焦载体载热返回裂解反应器供热，其余预烧炭后带焦载体进入气化器，其中，所述预烧炭器操作条件为：压力(表压)为0～1.0MPa，温度为560～900℃，过剩氧浓度为0～5体积％。预烧炭器一方面通过预烧炭为裂解反应器提供热量，另一方面也是对带焦载体进入气化器进行气化反应前的预处理，带焦载体通过在预烧炭器的燃烧，降低了进入气化器中的硫、氮等杂质含量，使气化器中生产的合成气将更清洁；
(C)进入气化器的预烧炭后载体上焦炭与蒸汽和/或含氧气体进行气化反应生成合成气，其中，所述气化器的操作条件为：压力(表压)为0～1.0MPa，温度为600～1150℃，过剩水浓度为0～25体积％；气化反应是载体上的碳与蒸汽和/或含氧气体的反应，蒸汽来自预烧炭器和气化器废热回收设施所产蒸汽，含氧气体可以是空气，也可以是纯氧，氧气纯度越高，合成气杂质含量越低，合成气热值越高；
(D)气化后的载体返回预烧炭器中循环，系统中载体的存在一方面实现了系统的流化功能，另一方面起到附载焦炭和热量传递的作用。
在所述步骤(B)中，分馏塔分馏出的重质油返回裂解反应器继续进行裂解反应，重质油回炼可显著提高轻质油的产率。对于这部分重质油，如作为产品用途不大，因此，返回裂解反应器进一步裂解生成轻质油品，一方面解决了重质油的用途问题，另一方面又提高了轻质油产品，达到一举两得的效果；
在所述步骤(B)中，分馏塔分馏出的轻质油至加氢装置加氢获得石脑油和燃料油产品，分馏塔分馏出的中质油至加氢装置加氢获得清洁产品，部分合成气去制氢装置制取氢气满足加氢装置的需要，多余合成气作为产品。
在所述步骤(A)中，裂解反应时间较佳为1～100秒，最佳为3～30秒；在所述步骤(B)中，预烧炭时间较佳为5～100分钟，最佳为20～60分钟；在所述步骤(C)中，气化时间较佳为2～80分钟，最佳为20～50分钟。
以下参看附图。
如图1所示，重油1进入裂解反应器15与来自预烧炭器37的高温预烧炭载体38混合反应，预烧炭载体38由提升气31提升，同时，回炼重油22也进入裂解反应器15中进行快速裂解反应，裂解反应产物进入沉降器16进行气固分离，底部排出经蒸汽7汽提脱除所夹带油气的带焦载体17，裂解油气18经过沉降器16分离出大部分固体粉粒后进入分馏塔19下部；
分馏塔19塔底重油经过输送泵20和脱固器21后，回炼重油22返回干馏反应器15进一步裂解，塔底循环重油23经过换热器24后，回塔重油25返回分馏塔19，部分重油作为重油产品26；分馏塔顶油气27经过塔顶冷凝器28冷凝后进入回流罐29进行气、油、水三相分离；分离出的气相经过压缩机30压缩后作为气体产品32进一步分离成干气和液化气，循环气作为提升气31；分离出的油相经过塔顶回流泵33，部分为塔顶回流34，其余为轻质油35，分离出的污水48送污水处理设施；分馏塔19抽出的轻质油35和36至加氢装置11-1加氢后得到石脑油产品45和燃料油产品46；分馏塔19抽出的中质油39至加氢装置11-2加氢后得到蜡油产品47。
沉降器16底部排出带焦载体17通过空气2输送至预烧炭器37与空气2发生烧炭反应，含氧气体8对烧炭过程进行温度调节；底部排出的高温预烧炭后载体38部分返回裂解反应器，提供裂解反应所需热量，其余进入气化器42；预烧炭器顶部产生的高温烟气40经废热回收设施4后根据需要进行脱硫处理后排放；
预烧炭后载体41通过蒸汽7输送至气化器42与通入的蒸汽7和含氧气体8进行气化反应，气化器顶部产出的合成气44经废热回收设施5后送入制氢装置9作为优质廉价的制氢原料，产出的氢气10为加氢装置11-1和11-2提供氢源，多余为合成气产品6；气化后载体43通过输送空气2返回至预烧炭器37循环使用。
根据需要，运行过程中预烧炭器37间断排出废载体13，气化器42间断排出废载体12，间断排出废载体的同时，补充新鲜载体3至预烧炭器37。
本发明的主要优点是：
1、本发明实现了重油快速裂解提高轻油产率、所产焦炭预燃烧并气化生产合成气、未转化重质油回炼进一步提高轻油产率。
2、本发明中预烧炭带焦载体进入气化器进行气化反应，可获得清洁的合成气作为优质廉价的制氢原料为油品加氢提供氢源或作为清洁燃料气产品，所产氢气的成本比常规制氢下降50％。
3、本发明与重油加氢裂化工艺相比，具有投资低、不需要外来氢同时还可向外供氢的优点。
4、本发明与重油加氢脱硫-重油催化裂化组合工艺相比，具有原料适应性强、柴汽比高、柴油产品质量好的优点，有利于满足未来市场对柴油需求量的增长。
5、本发明与延迟焦化-CFB锅炉气电联产组合工艺、延迟焦化-水焦浆气化多联产组合工艺或溶剂脱沥青-沥青气化多联产组合工艺相比，轻油产率高、热损失小、氧耗量低、流程短、投资低等优点。
6、本发明具有较好的操作灵活性，可根据炼油厂的配置或生产方案的需要，灵活调整中间馏分油的回炼量与产出量，使其在最大轻油产率和最大改质液体产品产率之间运行。
7、本发明的应用，能使全厂更环保。在加工含硫油时，只需要对烧炭烟气采用适当的方法进行脱硫，原料中全部的硫则都能很容易得到控制。尤其对于原油较重的炼油厂，重油较多时，使用该工艺所产出的清洁合成气可供全厂使用，所有的加热炉不再有环保问题，也不再需要考虑吹灰及硫腐蚀问题。
8、本发明在炼厂的应用，将使炼油厂能够应对所有种类原油的加工，产品方案更灵活、加工成本更低和投资更少。
下面结合具体的实施例进一步阐述本发明。但是，应该明白，这些实施例仅用于说明本发明而不构成对本发明范围的限制。下列实施例中未注明具体条件的试验方法，通常按照常规条件，或按照制造厂商所建议的条件。
实施例
本实施例为建设于某炼厂的50万吨/年重油综合利用加工装置，处理重油为石油常压渣油。
原料性质：
石油常压渣油的主要性质分别见表1。
表1重油主要性质
| 项目 | 单位 | 数值 | 备注 |
| 相对密度 | d4 20 | 0.923 | |
| 残炭值 | 重量％ | 13.0 | 康氏残炭 |
| 粘度 | 厘沱，100℃ | 2580 | |
| S含量 | 重量％ | 1.5 |
| N含量 | 重量％ | 0.43 | |
| Ni | ppm | 36 | |
| V | ppm | 14 |
主要操作条件：
裂解反应器的操作条件为：压力为0.12MPa(G)，温度为490～500℃；
沉降器的操作条件为：压力为0.1MPa(G)，温度为480～490℃；
预烧炭器的操作条件为：压力为0.1MPa(G)，温度为690～710℃，过剩氧浓度为0.5体积％；
气化器的操作条件为：压力为0.1MPa(G)，温度为700～750℃，过剩水浓度为8.0体积％；
产品分布及产品主要性质或组成：
产品分布情况见表2。
表2产品分布
石脑油作为汽油调和组份，燃料油作为车用柴油产品，蜡油作为优质催化裂化原料，合成气和干气作为清洁燃料，液化气作为产品，蒸汽作为产品外供。
表3石脑油主要性质
| 项目 | 数据 |
| 相对密度，d4 20 | 0.745 |
| 硫含量，ppm | 33.0 |
| 馏程，℃ | |
| IP/10％ | 96/107 |
| 30％/50％ | 114/124 |
| 70％/90％ | 139/157 |
| 95％/EP | 168/188 |
表4燃料油主要性质
| 项目 | 数据 |
| 相对密度，d4 20 | 0.854 |
| 硫含量，ppm | 46 |
| 十六烷值 | 49 |
| 馏程，℃ | |
| IP/10％ | 194/208 |
| 30％/50％ | 229/248 |
| 70％/90％ | 274/322 |
| 95％/EP | 344/365 |
表5蜡油主要性质
| 项目 | 数据 |
| 相对密度，d4 20 | 0.904 |
| 凝点，℃ | 27 |
| 馏程，℃ | |
| IP/10％ | 340/383 |
| 30％/50％ | 417/444 |
| 70％/90％ | 477/500 |
| 95％/EP | 515/525 |
表6合成气主要组成
| 组分(体积％) | 数据 |
| 一氧化碳 | 25.0 |
| 二氧化碳 | 10.0 |
| 氢气 | 53.0 |
| 水 | 10.5 |
| 甲烷 | 1.5 |
表7干气主要组成
| 组分(体积％) | 数据 |
| 氢气 | 16.55 |
| 甲烷 | 46.07 |
| 乙烷 | 14.85 |
| 丙烷 | 1.78 |
| 氮气 | 14.36 |
| 硫化氢 | 0.65 |
表8液化气主要组成
| 组分(体积％) | 数据 |
| 丙烷 | 43.89 |
| 丙烯 | 18.30 |
| 乙烷 | 18.30 |
| 乙烯 | 15.64 |
在本发明提及的所有文献都在本申请中引用作为参考，就如同每一篇文献被单独引用作为参考那样。此外应理解，在阅读了本发明的上述讲授内容之后，本领域技术人员可以对本发明作各种改动或修改，这些等价形式同样落于本申请所附权利要求书所限定的范围。
Claims (8)
1.一种重油综合加工利用方法，该方法包括以下步骤：
(A)重油进入裂解反应器与来自预烧炭器的高温预烧炭载体混合并发生裂解反应，得到裂解反应产物，其中，所述裂解反应器的操作条件为：压力为0～1.0MPa表压，温度为450～680℃；
(B)所述裂解反应产物进入沉降器后分离出油气和带焦载体，油气经过沉降器气固分离器分离出带焦载体粉粒后进入分馏塔，带焦载体从沉降器下部至预烧炭器，其中，所述沉降器的操作条件为：压力为0～1.0MPa表压，温度为440～670℃；
沉降器出来的所述油气进入分馏塔分离成气体、轻质油、中质油和重质油；
沉降器出来的所述带焦载体至预烧炭器烧炭，部分预烧炭后带焦载体载热返回裂解反应器供热，其余预烧炭后带焦载体进入气化器，其中，所述预烧炭器操作条件为：压力为0～1.0MPa表压，温度为560～900℃，过剩氧浓度为0～5体积％；
(C)进入气化器的预烧炭后载体上的焦炭与蒸汽和/或含氧气体进行气化反应生成合成气，其中，所述气化器的操作条件为：压力为0～1.0MPa表压，温度为600～1150℃，过剩水浓度为0～25体积％；以及
(D)气化后的载体返回预烧炭器中循环。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，该方法还包括：将步骤(B)中分馏塔分馏出的重质油返回所述步骤(A)中的裂解反应器继续进行裂解反应。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，该方法还包括：将步骤(B)中分馏塔分馏出的轻质油至加氢装置加氢获得石脑油和燃料油产品，部分合成气去制氢装置制取氢气。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，该方法还包括：将步骤(B)中分馏塔分馏出的中质油至加氢装置加氢获得清洁油品，部分合成气去制氢装置制取氢气。
5.如权利要求1-4中任一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤(A)中，载体为硅铝酸盐基载体，比表面积为5～1000m2/g，孔体积为0.03～1.0ml/g，粒径为20～1000μm。
6.如权利要求1-4中任一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤(B)中，在所述裂解反应器内部设置带分流、折流功能的返混结构。
7.如权利要求1-4中任一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤(A)中，裂解反应时间为1～100秒；在所述步骤(B)中，预烧炭时间为2～100分钟；在所述步骤(C)中，气化时间为2～80分钟。
8.一种用于重油综合加工利用的装置，其特征在于，它包括：
用于重油裂解的裂解反应器(15)；
与所述裂解反应器连接的、用于装载裂解的反应产物的沉降器(16)，与所述沉降器连接的、用于分馏的分馏塔(19)和用于烧炭的预烧炭器(37)；以及
与所述预烧炭器连接的、用于进行气化反应的气化器(42)。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2009101968451A CN102031135A (zh) | 2009-09-29 | 2009-09-29 | 重油综合加工利用方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2009101968451A CN102031135A (zh) | 2009-09-29 | 2009-09-29 | 重油综合加工利用方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN102031135A true CN102031135A (zh) | 2011-04-27 |
Family
ID=43884602
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN2009101968451A Pending CN102031135A (zh) | 2009-09-29 | 2009-09-29 | 重油综合加工利用方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN102031135A (zh) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103224808A (zh) * | 2013-01-10 | 2013-07-31 | 上海河图工程股份有限公司 | 一种劣质重油流化转化工艺 |
| CN104232147A (zh) * | 2013-06-21 | 2014-12-24 | 中国科学院过程工程研究所 | 一种重油轻质化处理工艺 |
| CN106753557A (zh) * | 2016-12-09 | 2017-05-31 | 上海河图工程股份有限公司 | 一种高效重油转化工艺 |
| CN109536207A (zh) * | 2018-11-23 | 2019-03-29 | 龙正环保股份有限公司 | 一种常压固定床生物质气化炉及生物质常压气化方法 |
| CN110283626A (zh) * | 2019-07-10 | 2019-09-27 | 北京石油化工工程研究院 | 油煤浆裂解气化反应装置和方法 |
| CN110396426A (zh) * | 2019-07-26 | 2019-11-01 | 南京绿帝环保能源科技有限公司 | 重油连续式生产燃料油装置 |
| CN111704934A (zh) * | 2020-07-21 | 2020-09-25 | 洛阳石化工程设计有限公司 | 一种利用粉煤和石油焦气化热裂解重油装置 |
-
2009
- 2009-09-29 CN CN2009101968451A patent/CN102031135A/zh active Pending
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103224808A (zh) * | 2013-01-10 | 2013-07-31 | 上海河图工程股份有限公司 | 一种劣质重油流化转化工艺 |
| CN103224808B (zh) * | 2013-01-10 | 2015-04-22 | 上海河图工程股份有限公司 | 一种劣质重油流化转化工艺 |
| CN104232147A (zh) * | 2013-06-21 | 2014-12-24 | 中国科学院过程工程研究所 | 一种重油轻质化处理工艺 |
| CN104232147B (zh) * | 2013-06-21 | 2016-04-13 | 中国科学院过程工程研究所 | 一种重油轻质化处理工艺 |
| CN106753557A (zh) * | 2016-12-09 | 2017-05-31 | 上海河图工程股份有限公司 | 一种高效重油转化工艺 |
| CN109536207A (zh) * | 2018-11-23 | 2019-03-29 | 龙正环保股份有限公司 | 一种常压固定床生物质气化炉及生物质常压气化方法 |
| CN110283626A (zh) * | 2019-07-10 | 2019-09-27 | 北京石油化工工程研究院 | 油煤浆裂解气化反应装置和方法 |
| CN110283626B (zh) * | 2019-07-10 | 2024-04-26 | 北京石油化工工程研究院 | 油煤浆裂解气化反应装置和方法 |
| CN110396426A (zh) * | 2019-07-26 | 2019-11-01 | 南京绿帝环保能源科技有限公司 | 重油连续式生产燃料油装置 |
| CN111704934A (zh) * | 2020-07-21 | 2020-09-25 | 洛阳石化工程设计有限公司 | 一种利用粉煤和石油焦气化热裂解重油装置 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2736006C (en) | Method and equipment for multistage liquefying of carbonaceous solid fuel | |
| JP7220021B2 (ja) | 水素化熱分解プロセスの制御のための共処理及びその生成物 | |
| CN102260529B (zh) | 一种加工劣质重油的组合方法 | |
| JP6501898B2 (ja) | フィッシャー・トロプシュ合成油を使用するディーゼル燃料およびジェット燃料製造システムおよび方法 | |
| CN101580728B (zh) | 一种不粘结性煤或弱粘结性煤的加工工艺 | |
| CN102031153B (zh) | 油页岩综合利用方法 | |
| CN102031135A (zh) | 重油综合加工利用方法 | |
| CN103146411A (zh) | 用于制造芳烃的包括至少一个液化步骤的煤炭转化方法 | |
| CN104140847A (zh) | 一种费托合成石脑油改质生产高辛烷值汽油的方法 | |
| CN102234534B (zh) | 一种加工劣质重油的方法 | |
| US20140262965A1 (en) | Liquid Fuel Production Process and Apparatus Employing Direct and Indirect Coal Liquefaction | |
| CN102031154B (zh) | 褐煤综合利用方法 | |
| CN113337310B (zh) | 一种生物质渣油深加工制取生物柴油的方法 | |
| CN109111950B (zh) | 全馏分焦油加氢生产液体燃料的方法 | |
| CN105038853B (zh) | 一种利用fcc油浆和煤共炼制油的方法 | |
| CN105936834A (zh) | 一种低阶煤热解油气加工组合系统及方法 | |
| CN114517110A (zh) | 一种联产优质液体燃料的方法及用于实施该方法的系统 | |
| CN116004275B (zh) | 一种催化制氢和富集二氧化碳的方法 | |
| CN112538379B (zh) | 一种重油轻质化-联产合成气的加工方法和装置 | |
| CN203845992U (zh) | 一种石蜡基劣质原油多联产的系统 | |
| CN116004276A (zh) | 一种劣重质油预处理和制氢的方法 | |
| CN105001907A (zh) | 一种石蜡基劣质原油多联产的方法及系统 | |
| CN104371756A (zh) | 劣质重油加工兼产合成气的方法 | |
| CN102382667B (zh) | 一种煤裂解和重质油裂解的联合生产方法 | |
| CN116004277B (zh) | 一种采用烃类原料同时制取氢气和低碳烯烃的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C12 | Rejection of a patent application after its publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20110427 |