煤焦油目前主要用作低端燃料油或防腐原料等，存在污染环境和附加值低等问题。传统煤焦油处理采用化工综合利用方法，存在工艺流程复杂，规模效益低，产品市场容量有限等问题。而采用煤焦油加氢裂化技术，可以充分利用煤焦化的副产品煤焦油和荒煤气，生产清洁燃料油调和组分，为炼焦副产品综合利用提供了一个比较好的方案。

首先，美国制裁伊朗全面生效前市场预期的紧张程度过高，驱动国际原油价格一路震荡攀升，并于10月3日达到年内最高的86.29美元/桶。在制裁全面生效前，市场普遍认为伊朗石油出口将受到美国制裁的强力阻击，这样一来伊朗石油出口将急剧下降，最终伊朗将奋起反击，进而引发世界重要的石油海运通道霍尔木兹海峡不安定。在此预期下，有机构甚至称国际原油价格将再次突破100美元/桶。

某焦化厂位于该地区工业园，园区内煤炭深加工企业数量众多，副产品煤焦油和焦炉煤气资源丰富，当地目前无煤焦油深加工企业，焦化副产品以外输为主。该焦化厂产冶金焦1000kt/a，煤气3.9×108Nm3/a；回收副产品焦油35kt/a，粗苯9kt/a。配套冷鼓、电捕、脱硫、洗脱苯、洗蒸氨等回收煤气净化设施和相应的公用工程设施。

1 煤焦油加氢裂化工艺流程及产品

该焦化厂拟建设150kt/a煤焦油加氢裂化装置，其中本厂焦化自产高温焦油35kt/a，园区购买焦油115kt/a。煤焦油加氢裂化装置由预处理单元、反应单元、分馏单元组成。煤焦油在罐区预先沉降脱水，然后采用高速离心机脱除固体颗粒，再进减压塔脱水、脱沥青。经过预处理的馏分油进加氢精制反应段，加氢精制生成油经换热冷却后，进高压和低压分离器，分离出的液体通过汽提塔和分馏塔产出合格油品。分馏塔底尾油进加氢裂化反应段，使尾油充分裂化，裂化反应产物去分馏单元，最终切割的煤焦油馏分油可以全部转化成清洁燃料油组分。装置产生的含硫干气送至化产脱硫，含硫含氨废水送至化产蒸氨单元预处理，再经过污水处理站生化处理达标后外排。煤焦油加氢裂化装置工艺流程见图1。

  

图1 煤焦油加氢裂化装置工艺流程

煤焦油具有富含芳烃以及含酚类、盐类、焦粒等特点，传统的催化裂化和延迟焦化等脱碳加工工艺不适合于煤焦油。煤焦油富含芳烃，性质与催化裂化油浆类似，残炭值高，金属含量高，不适合采用催化裂化加工。延迟焦化生焦率高，焦炭难以处理；油品收率低，质量差，需要后续加氢处理，而且工艺流程长，投资相对较高。因而一般选用煤焦油加氢裂化工艺。在煤焦油加氢处理过程中，如果选用单段串联加氢裂化工艺，加氢生成的水和氨会使裂化催化剂的活性受到影响，无法充分发挥其作用，因此优先选用两段加氢工艺。

在加氢裂化反应段，主要进行循环尾油深度加氢饱和和开环裂化反应，使已部分饱和的多环芳烃进一步饱和、开环，最大目标生成带有侧链的单环烃类，最终转化为柴油理想组分。加氢裂化催化剂为具有加氢、脱氢功能和酸性功能的双功能催化剂。加氢功能由贵金属Pt、Pd或非贵金属W、Ni、Mo等及其氧化物或硫化物提供，酸性功能由具有大比表面积的无定形或晶型硅铝载体提供。加氢裂化的裂解、异构化等反应发生在酸性中心。加氢裂化反应压力为17MPa，反应平均温度为380℃，氢油体积比900，体积空速为0.2h-1。在加氢裂化后段可以装填后加氢精制剂以饱和烯烃以及脱除硫醇。

在加氢精制反应段，主要进行加氢脱硫、脱氮、脱氧反应，同时使部分芳烃饱和。加氢精制催化剂主要由金属组分和载体组成。金属组分主要提供加氢活性，典型的二组分搭配有Co-Mo、Ni-W、Ni-Mo等；载体Al2O3提供适宜反应和扩散所需的孔结构，并具有一定的弱酸性。加氢精制反应压力为17MPa，反应平均温度为360℃，氢油体积比1000，体积空速为0.4h-1。较高的反应压力有助于煤焦油脱氮以及芳烃加氢饱和，较高的反应温度有利于提高反应速率和转化率。为控制加氢床层温升和维持反应所需要的氢分压，并促使煤焦油雾化以确保催化剂的外扩散速率，需要加大氢油体积比。在加氢精制前段一般根据原料性质装填合适的保护剂，脱除机械杂质、胶质、沥青质及金属化合物，保护加氢催化剂的活性和稳定性，延长催化剂运转周期[1]。

提氢规模约为10000Nm3/h，需要原料煤气(不考虑变换)约为28500Nm3/h，提氢产生的解析气(富含甲烷)加压后送回焦化厂做燃料。若后续上转化变换工段，并兼顾焦化燃料气用量，最多可副产40000Nm3/h纯度为99.9%的氢气，可配套约500kt/a的煤焦油加氢裂化装置，实现规模加工效益。

新建煤焦油加氢裂化项目需要氢气条件为：氢气纯度≥99.9%，边界压力≥1.5MPa。150kt/a煤焦油加氢裂化装置反应进料按100kt/a考虑，年开工8000h，综合氢耗约为7.1%，变压吸附(PSA)单元氢气回收率≥80%，根据条件计算:

“放心吧，底连长，那个鬼子已经死了。”孔老一眯着眼左右一跳，迅速测好距离，再右手一伸，拉抬了一格标尺，把那鬼子套进了准星。

 

表1 石脑油、柴油及尾油产品基本性质

  

规格石脑油柴油尾油馏分范围,℃≤170171～320>320密度(20℃),g/cm30.780.870.89馏程(IBP/),℃56171321馏程(10%),℃98210343馏程(50%),℃120248371馏程(90%),℃158308428馏程(EBP),℃170320457硫含量,ppm<5<10凝点,℃-<-2520辛烷值70--十六烷指数-40-

2 提氢工艺流程

渠道汛期不输水时，闸站闸门应处在关闭状态，以拦蓄雨水增加渠道衬砌盖重，确保渠道衬砌的运行安全。当地下水水位高于运行水位，且水位差超过15 cm时应及时下落其下游节制闸门，以壅高渠道内的水位。

 

表2 焦炉煤气组分 (%)

  

组分H2CH4COCO2CmHnNH3H2SO2含量44～5524～281～1.53～3.5310～1510～150.5～0.6

分馏部分采用常压分馏塔方案。加氢反应油品先经过汽提塔脱除反应生成气体以及≤C4轻烃，塔底油经加热炉升温后进分馏塔。塔顶产出石脑油，侧线抽出柴油，塔底产出尾油。在塔底设有吹扫蒸汽，可以降低油气分压，从而提高汽柴油的拔出率；同时可以降低塔底温度，起到延缓结焦作用。

10×1010×0.071÷2×0.0224÷8000=9940 Nm3/h

加氢裂化反应为强放热反应。需要将反应热及时排除，否则将导致热量积聚，床层反应温度骤然上升，即出现所谓“飞温”现象，造成催化剂损坏，设备损伤，进一步可能造成安全事故[1]。因此要控制各床层温度，采用加大氢油体积比，各床层采用注冷氢方法，同时可以保证每个床层反应负荷尽量平均。

2.2.2.1 参评因素的选取 结合实际环境以及区域特点，采用DELPHI法，选取了灌溉保证率、地貌类型、耕层质地、土层厚度、障碍层、有机质、有效磷、速效钾8项参评因素。

加氢反应的液收为99.5%，综合氢耗约为7.1%。目标产品基本性质见表1，其中石脑油硫含量低，芳潜含量高，可以作为催化重整装置原料或者汽油的调和组分；柴油硫含量低，凝点为-25℃，是良好的低凝点柴油调和组分；尾油可以作为润滑油基础油原料。

该焦化厂焦炉煤气产量3.9×108Nm3/a，约合50000Nm3/h，在未上煤焦油加氢裂化装置以前23000Nm3/h作为焦炉、锅炉等燃料，外送剩余27000Nm3/h给园区其他用气企业。焦炉煤气组分见表2。

提氢装置工艺流程由脱硫、预净化单元、压缩单元、变压吸附单元和净化单元组成。原料气采

用原厂脱硫系统，为满足提氢装置进料要求需要再增加一级脱硫脱氨系统。然后去气柜升压至30kPa，进预净化系统脱除原料中部分的萘、焦油、氨、苯及有机硫等。经过预处理的煤气进压缩单元加压，进变压吸附(PSA)单元，再经过脱氧干燥后产出合格氢气。焦炉煤气提氢装置工艺流程见图2。

糖尿病周围神经病变（DPN）是糖尿病常见的并发症，患病率高达50%［1］。以往DPN常被认为是仅累及外周神经系统的疾病，近年有研究［2-3］证实DPN患者存在中枢神经系统的结构性异常，包括：脊髓横截面积及体积减少、躯体感觉区域灰质体积减少等。静息态功能磁共振（rs-fMRI）相关研究［4-5］发现DPN患者可能存在中枢脑功能活动的异常，但其确切的中枢脑功能改变仍然未明。

  

图2 焦炉煤气提氢装置工艺流程

3 结语

采用煤焦油加氢裂化技术，可以有效利用焦化过程的副产品，实现了焦化副产品的资源化。该方案可以部分依托原焦化公辅设施，例如污水处理站、循环水站、锅炉房等，节约了大量建设费用和运行费用，为延伸焦化的产业链，提高装置的经济效益提供了一个较好的方案。

参 考 文 献

1 李立权. 加氢裂化装置操作指南[M]. 北京:中国石化出版社,2005.

2 高晋生. 煤的热解、炼焦和煤焦油加工[M]. 北京:化学工业出版社,2010.

3 许 杰，刘 平，王立言. 蒽油加氢转化为轻质燃料油技术研究[J]. 煤化工,2008,(5).