CN101429444B - 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统及其方法 - Google Patents
一种催化烃重组制备高质量汽油的系统及其方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101429444B CN101429444B CN2007101699441A CN200710169944A CN101429444B CN 101429444 B CN101429444 B CN 101429444B CN 2007101699441 A CN2007101699441 A CN 2007101699441A CN 200710169944 A CN200710169944 A CN 200710169944A CN 101429444 B CN101429444 B CN 101429444B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gasoline
- hydrogenation
- pipeline
- petroleum naphtha
- distilling apparatus
- 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.)
- Active
Links
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 title claims abstract description 108
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 24
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 24
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 11
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims abstract description 111
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 58
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 41
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 32
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 26
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 22
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 12
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 12
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 9
- 238000010025 steaming Methods 0.000 claims description 6
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 claims description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 32
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 abstract description 21
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 abstract description 19
- 238000004821 distillation Methods 0.000 abstract description 18
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 15
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 abstract description 11
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 abstract description 11
- 238000005215 recombination Methods 0.000 abstract description 3
- 230000006798 recombination Effects 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 54
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 32
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 29
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 22
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 13
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 13
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 12
- LCEDQNDDFOCWGG-UHFFFAOYSA-N morpholine-4-carbaldehyde Chemical compound O=CN1CCOCC1 LCEDQNDDFOCWGG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 description 11
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 230000008521 reorganization Effects 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 4
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 238000004737 colorimetric analysis Methods 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000007233 catalytic pyrolysis Methods 0.000 description 2
- 239000003269 fluorescent indicator Substances 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 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
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 239000010771 distillate fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000002795 fluorescence method Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- -1 liquefaction vapour Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000003918 potentiometric titration Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000000207 volumetry Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明公开了一种催化烃重组制备高质量汽油的系统及方法，包括蒸馏装置和抽提系统，其特征在于：蒸馏装置的上部通过管线与轻汽油加氢装置相连接；所述蒸馏装置下部设有重汽油管线；所述蒸馏装置的中部设有中汽油管线；所述中汽油管线和重汽油管线分别与抽提系统相连接；所述中汽油经过抽提后分别设有加氢装置。与现有的技术相比，本发明的催化烃重组制备高质量汽油的系统中所用加氢装置中的催化剂和参数更具针对性，降硫和降烯烃的效果明显。
Description
技术领域
本发明涉及一种催化烃重组制备高质量汽油的系统及其方法。
背景技术
催化裂化、催化裂解及重油催化裂解技术是炼油的核心技术，催化裂化分为蜡油催化裂化、重油催化裂化；从这些工艺生产的生成油统称为催化烃，所得催化烃经过加工处理，一般是分馏塔分馏，可以分馏出干汽、液化汽、汽油、柴油、重油等产品，其中汽油、柴油占据市场上汽油、柴油供应总量的70％以上。
随着环保要求的越来越严格，汽油、柴油的标准不断提高，现有的催化烃经过分馏塔分馏的加工处理方法显出以下不足：一个是该处理方法所生产的汽油和柴油的质量有待提高：汽油的烯烃含量偏高，辛烷值(RON)偏低，柴油的十六烷值偏低，安定性不符合要求；二是上述处理方法不能同时生产多种标号的汽油，而且产品品种单一；三是所生产的柴油、汽油的比例与市场的需求不匹配，柴油不能满足需求，而汽油供大于求。
为了解决上述问题，专利号为03148181.7的“催化烃重组处理方法”的中国发明专利提供了一种催化烃重组处理方法，并且专利号分别为200310103541.9和200310103540.4公开了其改进专利，涉及水洗系统及溶剂回收，但这些公开的专利中均未涉及如何降硫和降烯烃的问题。
目前的GB17930汽油标准要求硫含量不大于0.05％(wt)、烯烃含量不大于35％(v)、苯含量不大于2.5％(v)，绝大部分炼油厂可以保证汽油质量。但是，即将于2010年实施的国家III汽油标准要求：硫含量不大于0.015％(wt)、烯烃含量不大于30％(v)，苯含量不大于1％(v)。对大多数炼油厂而言，必须面对更高的国家IV汽油标准要求：硫含量不大于0.005％(wt)、烯烃不大于25％(v)或更低。汽油质量解决方案必须考虑从国家III汽油标准到国家IV汽油标准的过渡，较好的规划方案应该是一次性按
由于我国汽油产品中各调和组分的比例与发达国家差别很大，催化裂化汽油占有很高的比例，重整汽油、烷基化汽油所占比例较小，而且，这种状况将长期存在。因此，汽油质量升级所要解决的降硫和降烯烃的问题主要涉及催化汽油的问题。
一般认为，催化裂化原料中总硫的5-10％将进入汽油馏分，根据我国炼油厂催化原料加氢精制能力很小、二次加工催化裂化能力较大并有渣油焦化的特点，加工低硫(含硫0.3％)原油的炼油厂催化汽油硫含量约200ppm，加工含硫0.8％的原油，催化汽油中硫含量约900ppm，因此，汽油质量升级的难点从烯烃转变为硫的问题。催化裂化工艺或催化剂的改进不可能从根本上解决硫的问题，催化裂化原料加氢脱硫由于投资大、运行费用高、现有炼油厂条件有限而不可能大规模应用，而且对于加工较低含硫原油的炼油厂并不适用，同时，催化裂化装置过度降低烯烃还会加剧轻质产品及汽油辛烷值(RON)的损失。
因此，提供一种低成本制备低硫含量、低烯烃含量并且辛烷值(RON)高的调和汽油的处理系统及其方法就成为该技术领域急需解决的技术难题。
发明内容
本发明的目的之一是提供一种低成本制备低硫含量、低烯烃含量并且提高辛烷值(RON)的汽油的催化烃重组系统。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：
一种催化烃重组制备高质量汽油的系统，包括蒸馏装置和抽提系统，其特征在于：蒸馏装置的上部通过管线与轻汽油加氢装置相连接；所述蒸馏装置下部设有重汽油管线；所述蒸馏装置的中部设有中汽油管线；所述中汽油管线与中汽油抽提系统相连接；所述中汽油抽提系统上部通过管线与中汽油抽余油加氢装置相连接；所述中汽油抽提系统的下部通过管线与中汽油芳烃加氢装置相连接，然后再通过管线与蒸馏装置上部加氢装置后的轻汽油管线相连接；所述重汽油管线与重汽油抽提系统相连接；所述重汽油抽提系统的下部通过管线与所述中汽油芳烃加氢装置相连接；所述重汽油抽提系统上部通过管线和所述中汽油的抽余油加氢装置相连接，或者 直接出低凝柴油产品。
一种优选技术方案，其特征在于：所述蒸馏装置的上部还设有管线绕过轻汽油加氢装置直接采出轻汽油。
本发明的另一目的是提供制备低含硫量和低烯烃含量汽油的催化烃重组处理方法。
一种催化烃重组制备高质量汽油的方法，其步骤如下：稳定汽油进入蒸馏装置进行分馏，分馏出轻汽油、中汽油和重汽油；所述轻汽油通过蒸馏装置上部通过加氢后蒸出；所述中汽油通过管线进入中汽油抽提系统进行萃取分离，分离出芳烃和抽余油；所述芳烃通过芳烃加氢装置加氢后再与蒸馏装置上部蒸出的轻汽油调和使用；所述中汽油抽余油加氢后直接作为乙烯料；所述重汽油通过管线进入重汽油抽提系统萃取分离，分离出芳烃和抽余油；所述芳烃与中汽油抽提后的芳烃混合后经加氢处理，再与蒸馏上部蒸出的加氢后的轻汽油调和；所述重汽油萃取后所得抽余油与中汽油经抽提后的抽余油调和后经过加氢处理作为优质乙烯料。
一种优选方案，其特征在于：所述蒸馏装置的上部蒸馏出的轻汽油有50重量％绕过轻汽油加氢装置直接采出。
一种优选方案，其特征在于：所述蒸馏装置的塔顶温度为67～68℃，塔底温度为186～188℃；所述蒸馏装置的塔顶压力为0.2MPa(绝)，塔底压力为0.25MPa(绝)；所述轻汽油的馏程控制在30℃～65℃；所述中汽油的馏程控制在65℃～160℃；所述重汽油的馏程控制在160℃～205℃。
一种优选方案，其特征在于：所述蒸馏装置的塔顶温度为67～68℃，塔底温度为186～188℃；所述蒸馏装置的塔顶压力为0.2MPa(绝)，塔底压力为0.25MPa(绝)；所述轻汽油的馏程控制在30℃～80℃；所述中汽油的馏程控制在80℃～160℃；所述重汽油的馏程控制在160℃～205℃。
一种优选方案，其特征在于：所述轻汽油加氢装置中的选择性加氢催化剂GHT-20；所述轻汽油加氢装置的体积空速比为2；氢/油体积比为150；操作温度为230℃，操作压力为1.0MPa(绝)。
一种优选方案，其特征在于：所述选择性加氢催化剂GHT-20的理化性质如下表1所示。
表1
| 指标名称 | 单位 | 指标 |
| 外观 | 灰色三叶型 | |
| 规格 | mm | Φ1.5-2.0 |
| 强度 | N/cm | 170 |
| 堆密度 | g/ml | 0.70 |
| 比表面 | m2/g | 180 |
| 孔容 | ml/g | 0.5-0.6 |
| WO3 | m％ | 6.6 |
| NiO | m％ | 2.1 |
| C0O | m％ | 0.16 |
一种优选方案，其特征在于：所述抽余油加氢装置中的催化剂为选择性加氢催化剂GHT-20；所述抽余油加氢装置的体积空速比为2～4；氢/油体积比为250～350；操作温度为285～325℃，操作压力为1.5～2.5MPa(绝)。
一种优选方案，其特征在于：所述芳烃加氢装置中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22；所述芳烃加氢装置的体积空速比为2～4；氢/油体积比为250～350；操作温度为285～325℃，操作压力为1.5～2.5MPa(绝)。
一种优选方案，其特征在于：所述全部加氢催化剂GHT-22的理化性质如下表2所示。
表2
| 指标名称 | 单位 | GHT-22 |
| 外观 | - | 灰色三叶型 |
| 规格 | mm | Φ1.5-2.0 |
| 强度 | N/cm | ≥180 |
| 堆密度 | g/ml | ≥0.73 |
| 比表面积 | m2/g | ≥180 |
| 孔容 | ml/g | 0.5-0.6 |
| WO3 | m％ | ≥15 |
| NiO | m％ | ≥1.7 |
| C0O | m％ | ≥0.15 |
| Na2O | m％ | ＜0.09 |
| Fe2O3 | m％ | ＜0.06 |
| SiO2 | m％ | ＜0.60 |
| 载体 | m％ | 82.4 |
本发明所用蒸馏装置为专利号为03148181.7的“催化烃重组处理方法” 的中国发明专利中公开的蒸馏系统。所述抽提系统使用专利号为200310103541.9和200310103540.4中公开的抽提系统，包括溶剂回收及水洗系统。
本发明所用加氢装置为现有的加氢装置，包括加热炉，换热器，高压分离器，空气冷凝器、水冷凝器等。
有益效果：
与现有的技术相比，本发明的催化烃重组制备高质量汽油的系统及其方法的优点是：先经过重组后，再加氢，所用加氢装置中的催化剂和参数更具针对性，所得调和汽油的含硫量更低，烯烃含量也更低，且成本低廉。
下面通过附图和具体实施方式对本发明做进一步说明，但并不意味着对本发明保护范围的限制。
附图说明
图1为本发明实施例1的流程示意图。
图2为本发明实施例2的流程示意图。
图3为本发明实施例3的流程示意图。
具体实施方式
实施例1
如图1所示，为本发明实施例的流程示意图。将馏程为30-205℃，含硫量为2000ppm，硫醇含量为50ppm，烯烃含量为40％(v)，二烯烃含量为1％(v)，芳烃含量为19％(v)，辛烷值(RON)为91，密度为728千克/米3的稳定汽油(催化汽油)以10万吨/年的流量在蒸馏塔1中进行切割分馏，蒸馏塔1的塔顶温度为67℃，塔底温度为186℃，塔顶压力为0.2MPa(绝)，塔底压力为0.25MPa(绝)，分馏分别得到轻汽油、中汽油和重汽油，所述轻汽油(馏程为30-65℃)通过蒸馏塔1上部蒸出，其蒸出量为3万吨/年，通过加氢装置3-3加氢后采出，所述加氢装置3-3中的催化剂为选择性加氢催化剂GHT-20；所述加氢装置3-3的体积空速比为2；氢/油体积比为150；操作温度为230℃，操作压力为1.0MPa(绝)；所述中汽油(馏程为65-160℃)以3万吨/年的流量通过管线进入中汽油抽提系统2-1中进行萃取分离，分离出芳烃和抽余油；所述抽提系统2-1中萃取所用溶剂为N-甲酰基吗啉，萃取温度为95℃，溶剂比(溶剂/进料)为2.5(质量)，抽余油水洗比为 0.2(质量)，溶剂回收温度为155℃，溶剂回收压力为0.13MPa(绝)；所述芳烃以0.7万吨/年的流量通过管线在芳烃加氢装置3-2中加氢后，再通过管线与蒸馏塔1上部蒸出的经加氢后轻汽油调和，所述芳烃加氢装置3-2中的催化剂为选择性加氢催化剂GHT-20；所述芳烃加氢装置3-2的体积空速比为2；氢/油体积比为250；操作温度为285℃，操作压力为1.5MPa(绝)；所述抽余油以2.3万吨/年的流量通过抽余油加氢装置3-1加氢后接作为优质乙烯料，所述抽余油加氢装置3-1中的催化剂为选择性加氢催化剂GHT-20；所述抽余油加氢装置3-1的体积空速比为2；氢/油体积比为250；操作温度为285℃，操作压力为1.5MPa(绝)；所述重汽油(馏程为160-205℃)以4万吨/年的流量通过管线进入重汽油抽提系统2-2中萃取分离，分离出芳烃和抽余油；所述抽提系统2-2中萃取所用溶剂为N-甲酰基吗啉，萃取温度为115℃，溶剂比(溶剂/进料)为3.5(质量)，抽余油水洗比为0.2(质量)，溶剂回收温度为151℃，溶剂回收压力为0.112MPa(绝)；所述芳烃以1万吨/年的流量与所述中汽油抽提后的芳烃混合后，进入芳烃加氢装置3-2加氢，然后再与所述加氢后轻汽油调和，所述芳烃加氢装置3-2中的催化剂为选择性加氢催化剂GHT-20；所述芳烃加氢装置3-2的体积空速比为2；氢/油体积比为250；操作温度为285℃，操作压力为1.5MPa(绝)；所述抽余油以3万吨/年的流量与中汽油经抽提后的抽余油混和后经过加氢处理作为优质乙烯料。
所得调和汽油的馏程为30-205℃，含硫量为33.6ppm，硫醇含量为小于1ppm，烯烃含量为15％(v)，二烯烃含量为小于0.01％(v)，芳烃含量为37.4％(v)，辛烷值(RON)为95.6，密度为695千克/米3，流量为4.7万吨/年。
所得优质乙烯料的馏程为65-205℃，含硫量为5.0ppm，硫醇含量为小于1ppm，烯烃含量为1.0％(v)，二烯烃含量为小于0.01％(v)，芳烃含量为4.0％(v)，辛烷值(RON)为77.6，密度为760.0千克/米3，流量为5.3万吨/年。
所述选择性加氢催化剂GHT-20的理化性质如下表3所示。
表3
| 指标名称 | 单位 | 指标 |
| 外观 | 灰色三叶型 | |
| 规格 | mm | Φ1.7 |
| 强度 | N/cm | 170 |
| 堆密度 | g/ml | 0.70 |
| 比表面 | m2/g | 180 |
| 孔容 | ml/g | 0.55 |
| WO3 | m％ | 6.6 |
| NiO | m％ | 2.1 |
| C0O | m％ | 0.16 |
所述全部加氢催化剂GHT-22的理化性质如下表4所示。
表4
| 指标名称 | 单位 | GHT-22 |
| 外观 | - | 灰色三叶型 |
| 规格 | mm | Φ1.7 |
| 强度 | N/cm | 180 |
| 堆密度 | g/ml | 0.73 |
| 比表面积 | m2/g | 180 |
| 孔容 | ml/g | 0.57 |
| WO3 | m％ | 15 |
| NiO | m％ | 1.7 |
| C0O | m％ | 0.15 |
| Na2O | m％ | ＜0.09 |
| Fe2O3 | m％ | ＜0.06 |
| SiO2 | m％ | ＜0.60 |
| 载体 | m％ | 82.4 |
本发明所用测定方法为(下同)：
1、馏程：GB/T6536-1997石油产品蒸馏测定法；
2、硫含量：SH/T0689-2000轻质烃及发动机燃料和其他油品的总硫含量测定法(紫外荧光法)；
3、硫醇硫：GB/T1792-1988馏分燃料油中硫醇硫测定法(电位滴定法)；
4、烯烃：GB/T11132-2002液体石油产品烃类测定法(荧光指示剂吸附法)；
5、芳烃：GB/T11132-2002液体石油产品烃类测定法(荧光指示剂吸附 法)；
6、辛烷值：GB/T5487汽油辛烷值测定法(研究法)；
7、密度：GB/T1884-2000原油和液体石油产品密度实验室测定法(密度计法)；
8、双烯的测定：滴定法。
9、加氢催化剂分析方法：
| 化学组成 | 分析方法 | 采用的石化行业标准 |
| NiO | 比色法 | SH/T0346-1992 |
| CoO | 比色法 | SH/T0345-1992 |
| WO3 | 比色法 | |
| 物理特性 | 分析方法 | 使用的仪器 |
| 表面积 | 低温氮吸附法 | 2400型吸附仪 |
| 孔容 | 压汞法 | Auto Pore II 9200 |
| 强度 | 抗压碎强度测定法 | DL II型智能颗粒强度测定仪 |
| 堆密度 | 称量法 |
实施例2
如图2所示，为本发明实施例的流程示意图。将馏程为30-205℃，含硫量为600ppm，硫醇含量为20ppm，烯烃含量为30％(v)，二烯烃含量为0.5％(v)，芳烃含量为13％(v)，辛烷值(RON)为87，密度为722千克/米3 的稳定汽油以10万吨/年的流量在蒸馏塔1中进行切割分馏，蒸馏塔1的塔顶温度为67℃，塔底温度为186℃，塔顶压力为0.2MPa(绝)，塔底压力为0.25MPa(绝)，分馏分别得到轻汽油、中汽油和重汽油，所述轻汽油(馏程为30-65℃)通过蒸馏塔1上部蒸出，其蒸出量为3万吨/年，通过加氢装置3-3加氢后采出，所述加氢装置3-3中的催化剂为选择性加氢催化剂GHT-20；所述加氢装置3-3的体积空速比为2；氢/油体积比为150；操作温度为230℃，操作压力为1.0MPa(绝)；所述中汽油(馏程为65-160℃)以3万吨/年的流量通过管线进入中汽油抽提系统2-1中进行萃取分离，分离出芳烃和抽余油；所述抽提系统2-1中萃取所用溶剂为N-甲酰基吗啉，萃取温度为95 ℃，溶剂比(溶剂/进料)为2.5(质量)，抽余油水洗比为0.2(质量)，溶剂回收温度为155℃，溶剂回收压力为0.13MPa(绝)；所述芳烃以0.7万吨/年的流量通过管线在芳烃加氢装置3-2中加氢后，再通过管线与蒸馏塔1上部蒸出的经加氢后轻汽油调和，所述芳烃加氢装置3-2中的催化剂为选择性加氢催化剂GHT-20；所述芳烃加氢装置3-2的体积空速比为3；氢/油体积比为300；操作温度为305℃，操作压力为2.0MPa(绝)；所述抽余油以2.3万吨/年的流量通过抽余油加氢装置3-1加氢后接作为乙烯料，所述抽余油加氢装置3-1中的催化剂为选择性加氢催化剂GHT-20；所述抽余油加氢装置3-1的体积空速比为3；氢/油体积比为300；操作温度为305℃，操作压力为2.0MPa(绝)；所述重汽油(馏程为160-205℃)以4万吨/年的流量通过管线进入重汽油抽提系统2-2中萃取分离，分离出芳烃和抽余油；所述抽提系统2-2中萃取所用溶剂为N-甲酰基吗啉，萃取温度为115℃，溶剂比(溶剂/进料)为3.5(质量)，抽余油水洗比为0.2(质量)，溶剂回收温度为151℃，溶剂回收压力为0.112MPa(绝)；所述芳烃以1万吨/年的流量与所述中汽油抽提后的芳烃混合后，进入芳烃加氢装置3-2加氢，然后再与所述加氢后轻汽油调和，所述抽余油以3万吨/年的流量直接采出做为低凝柴油。
所得调和汽油的馏程为30-205℃，含硫量为10.0ppm，硫醇含量为小于1ppm，烯烃含量为10.4％(v)，二烯烃含量为小于0.01％(v)，芳烃含量为32.5％(v)，辛烷值(RON)为94.5，密度为664.6千克/米3，流量为4.0万吨/年。
所得优质乙烯料的馏程为65-160℃，含硫量为5.0ppm，硫醇含量为小于1ppm，烯烃含量为1.0％(v)，二烯烃含量为小于0.01％(v)，芳烃含量为1.0％(v)，辛烷值(RON)为75.0，密度为745.0千克/米3，流量为2.5万吨/年。
所得低凝柴油的馏程为160-205℃，含硫量为20.0ppm，硫醇含量为2.0ppm，烯烃含量为36.8％(v)，二烯烃含量为0.1％(v)，芳烃含量为2.0％(v)，密度为782.0千克/米3，流量为3.5万吨/年。
实施例3
如图3所示，为本发明实施例的流程示意图。将馏程为30-205℃，含 硫量为100ppm，硫醇含量为10ppm，烯烃含量为20％(v)，二烯烃含量为0.8％(v)，芳烃含量为10％(v)，辛烷值(RON)为84，密度为726千克/米3 的稳定汽油以10万吨/年的流量在蒸馏塔1中进行切割分馏，蒸馏塔1的塔顶温度为68℃，塔底温度为188℃，塔顶压力为0.11MPa(绝)，塔底压力为0.12MPa(绝)，分馏分别得到轻汽油、中汽油和重汽油，所述轻汽油(馏程为30-65℃)通过蒸馏塔1上部蒸出，其总的蒸出量为2.5万吨/年，其中50％的蒸出量通过加氢装置3-3加氢后采出，另50％的蒸出量直接采出；所述加氢装置3-3中的催化剂为选择性加氢催化剂GHT-20；所述加氢装置3-3的体积空速比为2；氢/油体积比为150；操作温度为230℃，操作压力为1.0MPa(绝)；所述中汽油(馏程为65-160℃)以3万吨/年的流量通过管线进入中汽油抽提系统2-1中进行萃取分离，分离出芳烃和抽余油；所述抽提系统2-1中萃取所用溶剂为N-甲酰基吗啉，萃取温度为95℃，溶剂比(溶剂/进料)为2.5(质量)，抽余油水洗比为0.2(质量)，溶剂回收温度为155℃，溶剂回收压力为0.13MPa(绝)；所述芳烃以0.4万吨/年的流量通过管线在芳烃加氢装置3-2中加氢后，再通过管线与蒸馏塔1上部蒸出的经加氢后轻汽油调和，所述芳烃加氢装置3-2中的催化剂为选择性加氢催化剂GHT-20；所述芳烃加氢装置3-2的体积空速比为4；氢/油体积比为350；操作温度为325℃，操作压力为2.5MPa(绝)；所述抽余油以2.3万吨/年的流量通过抽余油加氢装置3-1加氢后接作为优质乙烯料，所述抽余油加氢装置3-1中的催化剂为选择性加氢催化剂GHT-20；所述抽余油加氢装置3-1的体积空速比为2；氢/油体积比为250；操作温度为285℃，操作压力为1.5MPa(绝)；所述重汽油(馏程为160-205℃)以4.5万吨/年的流量通过管线进入重汽油抽提系统2-2中萃取分离，分离出芳烃和抽余油；所述抽提系统2-2中萃取所用溶剂为N-甲酰基吗啉，萃取温度为115℃，溶剂比(溶剂/进料)为3.5(质量)，抽余油水洗比为0.2(质量)，溶剂回收温度为151℃，溶剂回收压力为0.112MPa(绝)；所述芳烃以1万吨/年的流量与所述中汽油抽提后的芳烃混合后，进入芳烃加氢装置3-2加氢，然后再与所述加氢后轻汽油调和；所述抽余油以3.9万吨/年的流量与中汽油经抽提后的抽余油混和后经过加氢处理作为优质乙烯料。
所得调和汽油的馏程为30-205℃，含硫量为16.4ppm，硫醇含量为 1.7ppm，烯烃含量为13.7％(v)，二烯烃含量为0.1％(v)，芳烃含量为27.0％(v)，辛烷值(RON)为91.6，密度为664.1千克/米3，采出量为3.5万吨/年。
所得优质乙烯料的馏程为65-205℃，含硫量为5.0ppm，硫醇含量为小于1ppm，烯烃含量为1.0％(v)，二烯烃含量为小于0.01％(v)，芳烃含量为2.0％(v)，辛烷值(RON)为71.2，密度为764.4千克/米3，采出量为6.5万吨/年。
Claims (5)
1.一种催化烃重组制备高质量汽油的装置，包括蒸馏装置和抽提系统，其特征在于：蒸馏装置的上部通过管线与轻汽油加氢装置相连接；所述蒸馏装置下部设有重汽油管线；所述蒸馏装置的中部设有中汽油管线；所述中汽油管线与中汽油抽提系统相连接；所述中汽油抽提系统上部通过管线与中汽油抽余油加氢装置相连接；所述中汽油抽提系统的下部通过管线与中汽油芳烃加氢装置相连接，然后再通过管线与蒸馏装置上部加氢装置后的轻汽油管线相连接；所述重汽油管线与重汽油抽提系统相连接；所述重汽油抽提系统的下部通过管线与所述中汽油芳烃加氢装置相连接；所述重汽油抽提系统上部通过管线和所述中汽油的抽余油加氢装置相连接，或者直接出低凝柴油产品。
2.根据权利要求1所述的催化烃重组制备高质量汽油的装置，其特征在于：所述蒸馏装置的上部还设有管线绕过轻汽油加氢装置直接采出轻汽油。
3.一种催化烃重组制备高质量汽油的方法，其步骤如下：稳定汽油进入蒸馏装置进行分馏，分馏出轻汽油、中汽油和重汽油；所述轻汽油通过蒸馏装置上部的轻汽油加氢装置加氢后蒸出；或者将50％的所述轻汽油通过蒸馏装置上部的轻汽油加氢装置加氢后蒸出，另50％的所述轻汽油绕过所述轻汽油加氢装置直接采出；所述中汽油通过管线进入中汽油抽提系统进行萃取分离，分离出芳烃和抽余油；所述芳烃通过芳烃加氢装置加氢后再与蒸馏装置上部蒸出的轻汽油调和使用；所述中汽油抽余油通过抽余油加氢装置加氢后直接作为乙烯料；所述重汽油通过管线进入重汽油抽提系统萃取分离，分离出芳烃和抽余油；所述重汽油抽提后的芳烃与中汽油抽提后的芳烃混合后经加氢处理，再与蒸馏装置上部蒸出的加氢后的轻汽油调和；所述重汽油萃取后所得抽余油与中汽油经抽提后的抽余油调和后经过加氢处理作为优质乙烯料。
4.根据权利要求3所述的催化烃重组制备高质量汽油的方法，其特征在于：所述蒸馏装置的塔顶温度为67～68℃，塔底温度为186～188℃；所述蒸馏装置的塔顶压力为0.2MPa绝压，塔底压力为0.25MPa绝压；所述轻汽油的馏程控制在30℃～65℃；所述中汽油的馏程控制在大于65℃小于160℃；所述重汽油的馏程控制在160℃～205℃。
5.根据权利要求3所述的催化烃重组制备高质量汽油的方法，其特征在于：所述蒸馏装置的塔顶温度为67～68℃，塔底温度为186～188℃；所述蒸馏装置的塔顶压力为0.2MPa绝压，塔底压力为0.25MPa绝压；所述轻汽油的馏程控制在30℃～80℃；所述中汽油的馏程控制在大于80℃小于160℃；所述重汽油的馏程控制在160℃～205℃。
Priority Applications (7)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2007101699441A CN101429444B (zh) | 2007-11-09 | 2007-11-09 | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统及其方法 |
| US12/682,031 US8940154B2 (en) | 2007-11-09 | 2008-11-06 | System and process for producing high quality gasoline by catalytic hydrocarbon recombination |
| CA2705036A CA2705036C (en) | 2007-11-09 | 2008-11-06 | A system and a process for recombining catalytic hydrocarbon to produce high quality gasoline |
| PCT/CN2008/072965 WO2009067893A1 (fr) | 2007-11-09 | 2008-11-06 | Système et procédé de recombinaison d'hydrocarbure catalytique pour produire une essence de haute qualité |
| EA201070500A EA017164B1 (ru) | 2007-11-09 | 2008-11-06 | Система и способ для получения высококачественного бензина в результате каталитической рекомбинации углеводорода |
| EP08854145.3A EP2233550B1 (en) | 2007-11-09 | 2008-11-06 | A system and a process for recombining catalytic hydrocarbon to produce high quality gasoline |
| JP2010532412A JP5438683B2 (ja) | 2007-11-09 | 2008-11-06 | 触媒作用により炭化水素を組み換えて高品質のガソリンを製造するシステム及び方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2007101699441A CN101429444B (zh) | 2007-11-09 | 2007-11-09 | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统及其方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN101429444A CN101429444A (zh) | 2009-05-13 |
| CN101429444B true CN101429444B (zh) | 2012-11-14 |
Family
ID=40645085
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN2007101699441A Active CN101429444B (zh) | 2007-11-09 | 2007-11-09 | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统及其方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN101429444B (zh) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1206908A (en) * | 1982-04-08 | 1986-07-02 | Alfons Jankowski | Carburetion fuel |
| CN1144259A (zh) * | 1995-08-29 | 1997-03-05 | 巴陵石化长岭炼油化工总厂 | 催化重整装置生产抽提溶剂油的工艺方法 |
| CN1253993A (zh) * | 1998-11-18 | 2000-05-24 | 法国石油公司 | 低硫汽油的制法 |
| CN1470607A (zh) * | 2003-07-04 | 2004-01-28 | 北京金伟晖工程技术有限公司 | 一种催化烃重组处理方法 |
| CN1613976A (zh) * | 2003-11-07 | 2005-05-11 | 丁冉峰 | 一种催化烃重组处理方法 |
| CN201154954Y (zh) * | 2007-11-09 | 2008-11-26 | 丁冉峰 | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 |
-
2007
- 2007-11-09 CN CN2007101699441A patent/CN101429444B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1206908A (en) * | 1982-04-08 | 1986-07-02 | Alfons Jankowski | Carburetion fuel |
| CN1144259A (zh) * | 1995-08-29 | 1997-03-05 | 巴陵石化长岭炼油化工总厂 | 催化重整装置生产抽提溶剂油的工艺方法 |
| CN1253993A (zh) * | 1998-11-18 | 2000-05-24 | 法国石油公司 | 低硫汽油的制法 |
| CN1470607A (zh) * | 2003-07-04 | 2004-01-28 | 北京金伟晖工程技术有限公司 | 一种催化烃重组处理方法 |
| CN1613976A (zh) * | 2003-11-07 | 2005-05-11 | 丁冉峰 | 一种催化烃重组处理方法 |
| CN201154954Y (zh) * | 2007-11-09 | 2008-11-26 | 丁冉峰 | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN101429444A (zh) | 2009-05-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN201186917Y (zh) | 一种制备高质量汽油的系统 | |
| CN102337153A (zh) | 一种汽油馏分油的加氢处理方法 | |
| CN201158633Y (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 | |
| US6869576B2 (en) | Process for hydrotreating a hydrocarbon feedstock and apparatus for carrying out same | |
| CN201154953Y (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 | |
| CN201154954Y (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 | |
| CN201144231Y (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 | |
| CN201144229Y (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 | |
| CN101429442B (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的设备及其方法 | |
| CN101429443B (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的装置及其方法 | |
| CN201144228Y (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 | |
| CN101475833B (zh) | 组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法 | |
| CN101497806B (zh) | 一种制备高质量汽油的设备及其方法 | |
| CN201144230Y (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 | |
| CN101429444B (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统及其方法 | |
| EA019489B1 (ru) | Система и способ получения высококачественного бензина гидрированием с рекомбинацией углеводородного компонента перегонки нефти | |
| CN101475835B (zh) | 一种组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统和方法 | |
| CN201334458Y (zh) | 一种组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽柴油的系统 | |
| CN201334457Y (zh) | 组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统 | |
| CN201334459Y (zh) | 一种组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统 | |
| CN101475834B (zh) | 一种组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽柴油的系统及其方法 | |
| CN101429447B (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统及其方法 | |
| CN101429446B (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的设备及其方法 | |
| CN101429448B (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统及其方法 | |
| CN101429445B (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的装置及其方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right |
Denomination of invention: System and method for catalyzing hydrocarbon for recombinant production of high-quality gasoline Effective date of registration: 20150720 Granted publication date: 20121114 Pledgee: Tianjin Rongxin small loan Co.,Ltd. Pledgor: Ding Ranfeng Registration number: 2015990000578 |
|
| PLDC | Enforcement, change and cancellation of contracts on pledge of patent right or utility model | ||
| PC01 | Cancellation of the registration of the contract for pledge of patent right |
Date of cancellation: 20150930 Granted publication date: 20121114 Pledgee: Tianjin Rongxin small loan Co.,Ltd. Pledgor: Ding Ranfeng Registration number: 2015990000578 |
|
| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right |
Denomination of invention: System and method for catalyzing hydrocarbon for recombinant production of high-quality gasoline Effective date of registration: 20151010 Granted publication date: 20121114 Pledgee: Tianjin Rongxin small loan Co.,Ltd. Pledgor: Ding Ranfeng Registration number: 2015990000854 |
|
| PLDC | Enforcement, change and cancellation of contracts on pledge of patent right or utility model | ||
| PC01 | Cancellation of the registration of the contract for pledge of patent right |
Date of cancellation: 20160922 Granted publication date: 20121114 Pledgee: Tianjin Rongxin small loan Co.,Ltd. Pledgor: Ding Ranfeng Registration number: 2015990000854 |
|
| PLDC | Enforcement, change and cancellation of contracts on pledge of patent right or utility model | ||
| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right |
Denomination of invention: System and method for catalyzing hydrocarbon for recombinant production of high-quality gasoline Effective date of registration: 20160930 Granted publication date: 20121114 Pledgee: Tianjin Rongxin small loan Co.,Ltd. Pledgor: Ding Ranfeng Registration number: 2016990000847 |
|
| PLDC | Enforcement, change and cancellation of contracts on pledge of patent right or utility model | ||
| PC01 | Cancellation of the registration of the contract for pledge of patent right | ||
| PC01 | Cancellation of the registration of the contract for pledge of patent right |
Date of cancellation: 20171211 Granted publication date: 20121114 Pledgee: Tianjin Rongxin small loan Co.,Ltd. Pledgor: Ding Ranfeng Registration number: 2016990000847 |
|
| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right | ||
| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right |
Denomination of invention: System and method for catalyzing hydrocarbon for recombinant production of high-quality gasoline Effective date of registration: 20180222 Granted publication date: 20121114 Pledgee: Tianjin Rongxin small loan Co.,Ltd. Pledgor: Ding Ranfeng Registration number: 2018120000005 |
|
| PP01 | Preservation of patent right | ||
| PP01 | Preservation of patent right |
Effective date of registration: 20190215 Granted publication date: 20121114 |
|
| PD01 | Discharge of preservation of patent | ||
| PD01 | Discharge of preservation of patent |
Date of cancellation: 20220215 Granted publication date: 20121114 |
|
| DD01 | Delivery of document by public notice |
Addressee: Ding Ranfeng Document name: Notice of termination of proceedings |
|
| DD01 | Delivery of document by public notice | ||
| PP01 | Preservation of patent right |
Effective date of registration: 20220323 Granted publication date: 20121114 |
|
| PP01 | Preservation of patent right | ||
| DD01 | Delivery of document by public notice |
Addressee: Ding Ranfeng Document name: Notice of commencement of preservation proceedings |
|
| DD01 | Delivery of document by public notice | ||
| DD01 | Delivery of document by public notice |
Addressee: Ding Ranfeng Document name: payment instructions |
|
| DD01 | Delivery of document by public notice |