本公开涉及航煤加氢精制
技术领域：
，具体地，涉及一种航煤液相加氢系统和航煤液相加氢方法。
背景技术：
：航空煤油主要用作喷气式发动机的燃料，由于其特殊的应用场所和环境，不仅需要具有良好的低温流动性能、较高的净热值和密度、较快的燃烧速度和较高的燃烧程度，而且还要具有良好的安定性(包括储存安定性和热氧化安定性)。随着社会经济和航空技术的高速发展，航空煤油的需求量日益增加，产品质量的要求也更趋于严格。航空煤油馏分主要有两个来源：直接从常压精馏装置切割获得的直馏组分以及从重油经催化裂化和加氢裂化所得的馏分。目前，航空煤油馏分的比重、冰点、烟点和硫含量基本能够符合航空煤油产品的指标要求，但是航空煤油馏分中的硫醇硫含量高、酸度高、颜色较深等问题，仍需要后续精制加工来解决。航煤的精制工艺主要包括非临氢法和临氢法两类。非临氢法主要有抽提、吸附、氧化及抽提和氧化组合等工艺技术，非临氢法航煤精制装置投资费用较低，技术成熟，但存在着不同程度的环境污染。非临氢方法(如氧化抽提工艺)的产物还需水洗、盐脱水、白土脱色等工艺过程，特别是在加工硫醇含量高的原料油时，由于氧化深度高，需要经常更换白土，不仅增加了操作费用，而且带来了新的环境污染。此外，非临氢方法对原料的适应性较差，在加工性质差的原料时产品的合格率低。临氢法是以煤油馏分为原料，与氢气混合经加热炉加热至反应温度后进入反应器，在专用催化剂作用下，一方面是脱除航空煤油馏分中的硫醇硫，以降低航空煤油对喷气式发动机燃料系统的腐蚀性；另一方面是脱除航空煤油馏分中产生颜色的杂质组分(如碱性氮)，以提高航空煤油的安定性。反应后的产物经冷凝与氢气分离，进入汽提塔，脱除加氢生成的硫化氢和水，得到符合3#喷气燃料质量指标的喷气燃料产品。常规的煤油加氢精制工艺虽然能达到脱硫醇的目的，总硫、烟点、色度等指标有所改善，但由于加工流程设置了循环氢系统，因而其投资、能耗、操作费用也较高。技术实现要素：本公开的目的是提供一种航煤液相加氢系统和航煤液相加氢方法，以解决现有技术中装置能耗高和投资成本高的问题。为了实现上述目的，本公开第一方面：提供一种航煤液相加氢系统，该系统包括按物料流向通过管线依次串联的进料泵、第一氢气混合器、加热炉、第二氢气混合器、液相加氢反应器和产物分馏器，液相加氢反应器的中上部侧壁上具有含氢产物出口，含氢产物出口向外连接有含氢产物冷却器，含氢产物冷却器的物料出口连接有气液分离罐，气液分离罐顶部的含氢气体出口与燃料气管网连接，气液分离罐底部的液体出口与产物分馏器的进料口连接；所述第一氢气混合器和第二氢气混合器还各自具有可与氢气气源连接的氢气入口。优选地，该系统还包括按物料流向位于所述进料泵之前的进料预热器和进料缓冲罐。优选地，该系统还包括串接在所述第一氢气混合器和所述加热炉之间的进料-产物换热器，所述液相加氢反应器的底部加氢产物穿过该进料-产物换热器以使原料和产物进行热量交换。优选地，所述液相加氢反应器上设置有液位监控器，所述液相加氢反应器和所述产物分馏器之间还串接有产物缓冲罐，所述产物缓冲罐与产物分馏器之间的管线上设置有控制阀，所述液位监控器将控制信号传输至所述控制阀。本公开第二方面：提供一种航煤液相加氢方法，该方法包括以下步骤：使原料航空煤油经进料泵提压后得到提压后的原料航空煤油，使所述提压后的原料航空煤油进入第一氢气混合器并与通入所述第一氢气混合器内的氢气混合，得到一次混氢后的原料航空煤油，使所述一次混氢后的原料航空煤油进入加热炉进行升温，得到升温后的原料航空煤油，使所述升温后的原料航空煤油进入第二氢气混合器并与通入所述第二氢气混合器内的氢气混合，得到二次混氢后的原料航空煤油；使所述二次混氢后的原料航空煤油进入液相加氢反应器进行液相加氢反应，得到顶部含氢物流和底部加氢产物，使所述顶部含氢物流经含氢产物冷却器冷却后进入气液分离罐进行分液，得到含氢气体和烃类凝液；使所述液相加氢反应器的底部加氢产物进入产物分馏器进行分馏后得到产品；其中，原料氢气一次通过而不设置氢气循环系统。优选地，该方法还包括：使所述一次混氢后的原料航空煤油进入加热炉进行升温前，先进入进料-产物换热器，得到换热后的原料航空煤油，然后再使所述换热后的原料航空煤油进入所述加热炉进行升温；使所述液相加氢反应器的底部加氢产物作为所述进料-产物换热器的换热热源通过所述进料-产物换热器，得到换热后的加氢产物，使所述换热后的加氢产物进入产物分馏器进行分馏后得到产品。优选地，通过控制产物缓冲罐的出口物流流量将所述液相加氢反应器内的液体体积控制在反应器总体积的50-90％之间。优选地，所述液相加氢反应器中的液相加氢反应压力为1.5-4.5mpa，反应的温度为200-350℃，催化剂体积空速为2-7/小时，化学氢耗摩尔比为0.01-0.5％。优选地，氢气的用量为在化学氢耗的基础上增加反应条件下反应系统溶解氢量的1-5倍。优选地，该方法还包括使所述含氢产物分液罐得到的含氢气体进入燃料气管网作为燃料使用的步骤。通过上述技术方案，本公开提供的航煤液相加氢系统不设置循环氢压缩机和循环氢脱硫化氢塔，原料氢气一次通过而不设置氢气循环系统，大幅降低了装置的能耗和设备投资运行成本。本公开的其他特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。附图说明附图是用来提供对本公开的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本公开，但并不构成对本公开的限制。在附图中：图1是本公开提供的航煤液相加氢系统流程示意图；图2是常规航煤液相加氢系统的流程示意图。附图标记说明1进料预热器2进料缓冲罐3进料泵4第一氢气混合器5进料-产物换热器6加热炉7第二氢气混合器8液相加氢反应器9含氢产物冷却器10气液分离罐11燃料气管网12液位监控器13产物缓冲罐14控制阀15产物分馏器16氢气17进入第一氢气混合器的氢气18进入第二氢气混合器的氢气19原料航空煤油20预热后的原料航空煤油21缓冲后的原料航空煤油22提压后的原料航空煤油23一次混氢后的原料航空煤油24换热后的原料航空煤油25升温后的原料航空煤油26二次混氢后的原料航空煤油27底部加氢产物28换热后的底部加氢产物29顶部含氢物流30冷却后的顶部含氢物流31含氢气体32烃类凝液33产物缓冲罐出口的反应产物34产物冷却器35低压分离器36含氢气体冷却器37含氢气体分液罐38循环氢压缩机39冷却后的反应产物40分离器顶部含氢气体41冷却后的含氢气体42循环氢气43压缩后的循环氢气具体实施方式以下结合附图对本公开的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本公开，并不用于限制本公开。本公开第一方面：提供一种航煤液相加氢系统，如图1所示，该系统包括按物料流向通过管线依次串联的进料泵3、第一氢气混合器4、加热炉6、第二氢气混合器7、液相加氢反应器8和产物分馏器15，液相加氢反应器8的中上部侧壁上具有含氢产物出口，含氢产物出口向外连接有含氢产物冷却器9，含氢产物冷却器9的物料出口连接有气液分离罐10，气液分离罐10顶部的含氢气体出口与燃料气管网11连接，气液分离罐10底部的液体出口与产物分馏器15的进料口连接；所述第一氢气混合器4和第二氢气混合器7还各自具有可与氢气气源连接的氢气入口。本公开第一方面提供的航煤液相加氢系统在航煤液相加氢反应部分采用炉前混氢热高分方案，在原料油换热前设置一台氢气混合器，在加热炉与液相加氢反应器之间设置一台氢气混合器，不设置氢气循环系统，大幅降低了设备的投资运行成本。本公开提供的航煤液相加氢系统采用的氢气体积浓度可介于0.7-0.999之间。为了提高原料航空煤油的温度并使原料航空煤油平稳持续进料，该系统还可以包括按物料流向位于所述进料泵3之前的进料预热器1和进料缓冲罐2。进料预热器1可以为本领域常规使用的用于提高原料温度的装置，进料缓冲罐2可以为本领域常规使用的用于与进料泵3配合以达到使原料平稳持续进料的目的的装置，本公开不做特殊的限制。为了更有效地利用系统中的热量，降低装置能耗，该系统还包括串接在所述第一氢气混合器4和所述加热炉6之间的进料-产物换热器5，所述液相加氢反应器8的底部加氢产物27穿过该进料-产物换热器5以使原料和产物进行热量交换。为了使液相加氢反应器中的催化剂床层处于全液相中从而促进液相加氢反应的进行，所述液相加氢反应器8上设置有液位监控器12，所述液相加氢反应器8和所述产物分馏器15之间还串接有产物缓冲罐13，所述产物缓冲罐13与产物分馏器15之间的管线上设置有控制阀14，所述液位监控器12与所述控制阀14电连接，所述液位监控器12将控制信号传输至所述控制阀14。液位监控器12用于监控液相加氢反应器8内的液面高度，并将该高度信号实时反馈给控制阀14，控制阀14中预设有第一液位阈值和第二液位阈值。正常运行时，液位监控器12检测到液相加氢反应器8内的液位高于第一液位阈值，控制阀14处于打开状态，使得产物缓冲罐13内的液体进入产物分馏器15中。当液位监控器12检测到液相加氢反应器8内的液位低于第一液位阈值，并逐步接近第二液位阈值时，控制阀14开度逐渐减小，避免液相加氢反应器8内的液位进一步降低；当液位监控器12检测到液相加氢反应器8内的液位低于第二液位阈值时，控制阀14关闭，系统处于非正常工况。为了控制液相加氢反应器8内的压力，所述液相加氢反应器顶部还可以设置有可开关的排气口，反应器内过剩的氢气可以通过该排气口排出。本公开第二方面：提供一种航煤液相加氢方法，该方法包括以下步骤：使原料航空煤油19经进料泵3提压后得到提压后的原料航空煤油22，使所述提压后的原料航空煤油22进入第一氢气混合器4并与通入所述第一氢气混合器4内的氢气混合，得到一次混氢后的原料航空煤油23，使所述一次混氢后的原料航空煤油23进入加热炉6进行升温，得到升温后的原料航空煤油25，使所述升温后的原料航空煤油25进入第二氢气混合器7并与通入所述第二氢气混合器7内的氢气混合，得到二次混氢后的原料航空煤油26；使所述二次混氢后的原料航空煤油26进入液相加氢反应器8进行液相加氢反应，得到顶部含氢物流29和底部加氢产物27，使所述顶部含氢物流29经含氢产物冷却器9冷却后进入气液分离罐10进行分液，得到含氢气体31和烃类凝液32；使所述液相加氢反应器8的底部加氢产物27进入产物分馏器15进行分馏后得到产品；其中，原料氢气一次通过而不设置氢气循环系统。在航煤液相加氢反应部分采用炉前混氢热高分方案，原料航空煤油在换热前进行一次混氢，在进入液相加氢反应器之前再进行一次混氢，原料氢气一次通过而不设置氢气循环系统，大幅降低了装置的能耗和设备的投资运行成本。本公开提供的航煤液相加氢方法采用的氢气体积浓度可介于0.7-0.999之间。为了提高原料航空煤油的温度并使原料航空煤油平稳持续进料，该方法还可以包括：使原料航空煤油19进入进料泵3前，先通过进料预热器1和进料缓冲罐2。原料航空煤油通过进料预热器后温度可以达到50-200℃，压力可以为0.5-1.5mpa。进料缓冲罐2的作用为本领域技术人员所熟知，用于与进料泵3相配合使原料航空煤油平稳持续地进料。为了更有效地利用航煤液相加氢反应物的热量，降低装置能耗，该方法还可以包括：使所述一次混氢后的原料航空煤油23进入加热炉6进行升温前，先进入进料-产物换热器5，得到换热后的原料航空煤油24，然后再使所述换热后的原料航空煤油24进入所述加热炉6进行升温；使所述液相加氢反应器8的底部加氢产物27作为所述进料-产物换热器5的换热热源通过所述进料-产物换热器5，得到换热后的加氢产物28，使所述换热后的加氢产物28进入产物分馏器15进行分馏后得到产品。为了使液相加氢反应器中的催化剂床层处于全液相中从而促进液相加氢反应的进行，该方法还可以包括：所述液相加氢反应器8上设置有液位监控器12，所述液相加氢反应器8和所述产物分馏器15之间还串接有产物缓冲罐13，所述产物缓冲罐13与产物分馏器15之间的管线上设置有控制阀14，所述液位监控器12与所述控制阀14电连接。液位监控器12用于监控液相加氢反应器8内的液面高度，并将该高度信号实时反馈给控制阀14，控制阀14中预设有第一液位阈值和第二液位阈值。正常运行时，液位监控器12检测到液相加氢反应器8内的液位高于第一液位阈值，控制阀14处于打开状态，使得产物缓冲罐13内的液体进入产物分馏器15中。当液位监控器12检测到液相加氢反应器8内的液位低于第一液位阈值，并逐步接近第二液位阈值时，控制阀14开度逐渐减小，避免液相加氢反应器8内的液位进一步降低；当液位监控器12检测到液相加氢反应器8内的液位低于第二液位阈值时，控制阀14关闭，系统处于非正常工况。产物缓冲罐13始终控制为满液位。通过控制产物缓冲罐13的出口物流流量可以将所述液相加氢反应器8内的液体体积控制在反应器总体积的50-90％之间。根据本公开的第二方面，所述液相加氢反应器8中的液相加氢反应压力可以为1.5-4.5mpa，反应的温度可以为200-350℃，催化剂体积空速可以为2-7/小时，化学氢耗摩尔比可以为0.01-0.5％。其中，化学氢耗摩尔比的含义为反应器中参与化学反应所消耗氢气与反应器总进料的摩尔比。液相加氢反应器8内的压力可以通过液相加氢反应器顶部设置的可开关的排气口进行控制，反应器内过剩的氢气可以通过该排气口排出。与传统的航煤液相加氢工艺相比，本公开第二方面所提供的方法降低了反应条件的苛刻度，反应更易进行。本公开第二方面所提供的方法中，由于原料氢气一次通过而不设置氢气循环系统，大幅降低了装置的能耗和设备投资运行成本，因此，为了达到航煤液相加氢反应所需的氢气用量，氢气的用量为在化学氢耗的基础上增加反应条件下反应系统溶解氢量的1-5倍。其中，反应系统溶解氢量是指反应系统中溶解在原料油中的氢气摩尔量。根据反应系统溶解氢量计算出氢气的用量，并使充入第一氢气混合器和第二氢气混合器的氢气的总量满足该用量即可。根据本公开的第二方面，气液分离罐10中的压力可以为1.5-4.5mpa，温度可以为50-350℃。根据本公开的第二方面，该方法还包括使所述气液分离罐10得到的含氢气体31进入燃料气管网11作为燃料使用的步骤。此外，气液分离罐10中分液得到的烃类凝液32也可以进入产物分馏器15进行分馏。根据本公开的第二方面，产物分馏器15可以为本领域常规的用于分离航煤液相加氢产物的装置，分馏的条件可以为本领域的常规条件，本公开不做特殊的限制。下面将结合附图通过实施例来进一步说明本发明，但是本发明并不因此而受到任何限制。实施例本实施例用于说明本公开提供的航煤液相加氢系统和方法。如图1所示，原料航空煤油19经进料预热器1预热后得到预热后的原料航空煤油20，使预热后的原料航空煤油20进入进料缓冲罐2进行缓冲，得到缓冲后的原料航空煤油21，缓冲后的原料航空煤油21由进料泵3升压，提压后的原料航空煤油22送至第一氢气混合器4，氢气16分两股，提压后的原料航空煤油22在第一氢气混合器4内与进入第一氢气混合器的氢气17混合，一次混氢后的原料航空煤油23进入进料-产物换热器5换热，换热后的原料航空煤油24进入加热炉6进行升温，升温后的原料航空煤油25进入第二氢气混合器7并与进入第二氢气混合器的氢气18混合，二次混氢后的原料航空煤油26进入液相加氢反应器8发生加氢反应，得到顶部含氢物流29和底部加氢产物27，底部加氢产物27作为进料-产物换热器5的换热热源通过进料-产物换热器5，与一次混氢后的原料航空煤油23换热降温后得到换热后的底部加氢产物28，换热后的底部加氢产物28进入进入产物缓冲罐13，产物缓冲罐13出口通过控制阀14与产物分馏器15相连，产物缓冲罐出口的反应产物33进入产物分馏器15进行分馏后得到产品。使液相加氢反应器8的顶部含氢物流29经含氢产物冷却器9冷却，冷却后的顶部含氢物流30进入气液分离罐10进行分液，得到含氢气体31和烃类凝液32，烃类凝液进入产物分馏器15进行分馏，含氢气体31进入燃料气管网11作为燃料使用。液相加氢反应器8设置有液位监控器12，液位监控器12可以监控液相加氢反应器8内的液面高度，并将该高度信号实时反馈给控制阀14，控制阀14中预设有第一液位阈值(反应器高度的90％)和第二液位阈值(反应器高度的50％)。正常运行时，液位监控器12检测到液相加氢反应器8内的液位高于第一液位阈值，控制阀14处于打开状态，使得产物缓冲罐13内的液体进入产物分馏器15中。当液位监控器12检测到液相加氢反应器8内的液位低于第一液位阈值，并逐步接近第二液位阈值时，控制阀14开度逐渐减小，避免液相加氢反应器8内的液位进一步降低；当液位监控器12检测到液相加氢反应器8内的液位低于第二液位阈值时，控制阀14关闭，系统处于非正常工况。通过控制产物缓冲罐13出口物流流量将液相加氢反应器8内的液体体积控制在反应器总体积的50-90％之间。本实施例的加工规模为70万吨/年，原料和产品性质分别见表1和表2，过程参数见表3，能耗及投资见表4。对比例本对比例用于说明传统的航煤液相加氢系统和方法。如图2所示，本对比例采用与实施例相同原料，原料航空煤油19首先进入进料缓冲罐2，由进料泵3升压送至第一氢气混合器4与氢气17混合，然后进入进料-产物换热器5，换热后的原料航空煤油24进入加热炉6，升温后的原料航空煤油25进入液相加氢反应器8发生加氢反应。底部加氢产物27进入进料-产物换热器5，换热后进入产物冷却器34，冷却后的反应产物39进入低压分离器35，低压分离器35顶部分离出分离器顶部含氢气体40，经含氢气体冷却器36冷却后得到冷却后的含氢气体41，冷却后的含氢气体41进入含氢气体分液罐37。含氢气体分液罐37顶部分离出循环氢气42，经循环氢压缩机38压缩，压缩后的循环氢气43与新氢混合，进入第一氢气混合器4循环使用。低压分离器35底部产物和含氢气体分液罐37的底部产物送至产物分馏器15。本对比例的加工规模也为70万吨/年，原料和产品性质分别见表1和表2，过程参数见表3，能耗及投资见表4。表1原料航空煤油性质表2产品性质项目初期末期密度(20℃)，kg/m3789.5788.9硫含量，wppm1100900硫醇硫，wppm1013馏程(astmd86)，℃ibp/10％150/172150/17250％/90％194/219194/219fbp235235表3实施例与对比例的过程参数对比表4实施例与对比例的能耗和投资对比项目实施例对比例装置能耗，kgoe/t8.29.5设备投资比例，％85100由实施例和对比例的结果可见，与传统方法相比，本公开的方法避免设置新氢压缩机和循环氢压缩机，设备投资降低约15％，装置能耗降低约14％，节能降耗效果显著。以上结合附图详细描述了本公开的优选实施方式，但是，本公开并不限于上述实施方式中的具体细节，在本公开的技术构思范围内，可以对本公开的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本公开的保护范围。另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本公开对各种可能的组合方式不再另行说明。此外，本公开的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本公开的思想，其同样应当视为本公开所公开的内容。当前第1页12