CN101475833A - 组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统及其方法 - Google Patents

组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统及其方法 Download PDF

Info

Publication number
CN101475833A
CN101475833A CNA2009100775057A CN200910077505A CN101475833A CN 101475833 A CN101475833 A CN 101475833A CN A2009100775057 A CNA2009100775057 A CN A2009100775057A CN 200910077505 A CN200910077505 A CN 200910077505A CN 101475833 A CN101475833 A CN 101475833A
Authority
CN
China
Prior art keywords
hydrogenation
extraction
oil
solvent
cutting
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.)
Granted
Application number
CNA2009100775057A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101475833B (zh
Inventor
丁冉峰
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
JINWEIHUI ENGINEERNIG TECHNOLOGY Co Ltd BEIJING
Beijing Grand Golden Bright Engineering and Technologies Co Ltd
Original Assignee
JINWEIHUI ENGINEERNIG TECHNOLOGY Co Ltd BEIJING
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by JINWEIHUI ENGINEERNIG TECHNOLOGY Co Ltd BEIJING filed Critical JINWEIHUI ENGINEERNIG TECHNOLOGY Co Ltd BEIJING
Priority to CN200910077505A priority Critical patent/CN101475833B/zh
Publication of CN101475833A publication Critical patent/CN101475833A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101475833B publication Critical patent/CN101475833B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

本发明公开了组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统及方法，其特征在于：包括抽提系统，蒸馏系统和加氢装置，所述抽提系统上部通过管线与所述蒸馏系统相连接；所述抽提系统下部通过管线与抽出油加氢装置相连接；所述蒸馏系统上部通过管线采出轻汽油；所述蒸馏系统下部通过管线与重汽油加氢装置相连接，该重汽油加氢装置下部通过管线采出重整料或乙烯料。本发明组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统及方法不仅能脱烯烃，还能脱硫醇和双烯；规模小，成本低。

Description

组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统及其方法
技术领域
本发明涉及一种制备高质量汽油的系统及其方法，特别涉及一种组分炼油烃重组后加氢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，可以分馏出干气、液化气、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的中国发明专利公开了其改进专利，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照国家IV汽油标准规划方案。
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降烯烃转变为降硫的问题。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。
用碱洗脱硫不能脱烯烃，而且还会造成环境污染；通过对轻汽油加氢处理，不仅能耗高，费用也高。
因此，提供一种低成本、低能耗、无污染制备低硫含量、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亟需解决的技术难题。
发明内容
本发明的目的之一是提供一种低成本、低能耗、无污染制备低硫含量、低烯烃含量并且提高辛烷值(RON)的汽油的系统。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：
组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统，其特征在于：包括抽提系统，蒸馏系统和加氢装置，所述抽提系统上部通过管线与所述蒸馏系统相连接；所述抽提系统下部通过管线与抽出油加氢装置相连接；所述蒸馏系统上部通过管线采出轻汽油；所述蒸馏系统下部通过管线与重汽油加氢装置相连接，该重汽油加氢装置下部通过管线采出重整料或乙烯料。
本发明的另一目的是提供组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法。
组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其步骤如下：原料进入抽提系统进行萃取分离，分离出抽余油和抽出油；所述抽提系统分离出的抽余油进入蒸馏系统进行切割分馏，所述蒸馏系统上部蒸出轻汽油，并作为调和汽油采出；所述蒸馏系统下部蒸出重汽油，并进入重汽油加氢装置进行加氢处理；所述重汽油加氢处理后的重汽油作为乙烯料或重整料采出；所述抽提系统分离出的抽出油进入抽出油加氢装置进行加氢处理；加氢后的抽出油与所述轻汽油混合后作为调和汽油采出。
一种优选方案，其特征在于：所述蒸馏系统为蒸馏塔，塔顶温度为77～95℃，塔底温度为173～194℃；塔顶压力为0.15～0.25MPa(绝)，塔底压力为0.20～0.30MPa(绝)；所述轻汽油的馏程控制在30℃～110℃；所述重汽油的馏程为110～205℃。
一种优选方案，其特征在于：所述蒸馏塔的塔顶温度为87℃，塔底温度为187℃；塔顶压力为0.20MPa(绝)，塔底压力为0.25MPa(绝)。
一种优选方案，其特征在于：所述抽提系统中所用溶剂为环丁砜，萃取温度为120℃，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165℃，溶剂回收压力为0.1MPa(绝)。
一种优选方案，其特征在于：所述抽提系统中所用溶剂为N—甲基吡咯烷酮，萃取温度为130℃，溶剂比(溶剂/进料)为2.5(质量)，抽余油水洗比为0.25(质量)，溶剂回收温度为177℃，溶剂回收压力为0.15MPa(绝)。
一种优选方案，其特征在于：所述抽提系统中所用溶剂为N—甲酰基吗啉，萃取温度为150℃，溶剂比(溶剂/进料)为6.0(质量)，抽余油水洗比为0.3(质量)，溶剂回收温度为185℃，溶剂回收压力为0.2MPa(绝)。
一种优选方案，其特征在于：所述重汽油加氢装置和所述抽出油加氢装置中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22；体积空速比为1.0～4.0h-1；氢/油体积比为250～500；操作温度为250～290℃，操作压力为1.0～4.0MPa(绝)。
一种优选方案，其特征在于：所述重汽油加氢装置的体积空速比为2.5h-1；氢/油体积比为300；操作温度为270℃，操作压力为2.50MPa(绝)。
一种优选方案，其特征在于：所述抽出油加氢装置的体积空速比为2.5h-1；氢/油体积比为300；操作温度为285℃，操作压力为2.50MPa(绝)。
一种优选方案，其特征在于：所述重汽油加氢装置和所述抽出油加氢装置中的全部加氢催化剂GHT-22的理化性质如下表所示。
 
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
CoO m％ 0.15
Na2O m％ <0.09
Fe2O3 m％ <0.06
SiO2 m％ <0.60
载体 m％ 82.4
本发明所用溶剂也可以其它常用溶剂，或者其中两种或两种以上任意比例的混合。
本发明的石脑油、稳定汽油和加氢焦化汽油可以是任意比例。
本发明的轻汽油和重汽油的切割点(馏程)可以调整。如所述轻汽油的馏程控制在30℃～70℃；所述重汽油的馏程为70～205℃；所述轻汽油的馏程控制在30℃～90℃；所述重汽油的馏程为90～205℃。
本发明所用蒸馏系统(蒸馏塔)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。所用的抽提系统(抽提塔)为专利号为200310103541.9和200310103540.4的中国发明专利中公开的抽提系统，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：
本发明的制备低含硫量和低烯烃含量汽油的系统及其方法的优点是：本发明的系统和方法不仅能脱烯烃，还能脱硫醇，双烯；本发明的加氢装置规模小，成本低；最后，本发明处理的原料多样化，不仅处理稳定汽油，还可以处理稳定汽油和石脑油以及加氢焦化汽油的混合物。本发明将抽提分离、蒸馏切割和加氢处理有机结合，使优质乙烯料得到优化，调和汽油中的抽出油增加，辛烷值提高。
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和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1的流程示意图。将馏程为30-205℃，含硫量为100ppm，硫醇含量为5ppm，烯烃含量为30％(v)，二烯烃含量为0.1％(v)，芳烃含量为15％(v)，辛烷值(RON)为89，密度为728千克/米3的稳定汽油(催化汽油)以6万吨/年的流量在抽提塔1中进行萃取分离，分离出抽出油和抽余油；所述抽提塔1中所用溶剂为环丁砜，萃取温度为120℃，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165℃，溶剂回收压力为0.1MPa(绝)；所述抽提塔1的抽余油以4.92万吨/年的流量进入蒸馏塔2中进行切割分馏，蒸馏塔2的塔顶温度为77℃，塔底温度为173℃，塔顶压力为0.15MPa(绝)，塔底压力为0.20MPa(绝)，分别得到轻汽油和重汽油。所述轻汽油(馏程30-110℃)通过蒸馏塔2上部蒸出，以2.21万吨/年的流量作为调和汽油采出。所述重汽油(馏程110-170℃)以2.71万吨/年的流量进入重汽油加氢装置3-1进行加氢处理，所述重汽油加氢装置3-1中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22；所述重汽油加氢装置3-1的体积空速比为4.0h-1；氢/油体积比为500；操作温度为320℃，操作压力为4.0MPa(绝)；所述抽提塔1分离出的抽出油以1.08万吨/年的流量进入抽出油加氢装置3-2进行加氢处理，所述抽出油加氢装置3-2中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22；所述抽出油加氢装置3-2的体积空速比为4.0h-1；氢/油体积比为500；操作温度为290℃，操作压力为4.0MPa(绝)；加氢后的抽出油以1.08万吨/年的流量与所述轻汽油混合后作为调和汽油采出。
所得调和汽油的馏程为30-205℃，含硫量为12.3ppm，硫醇含量小于1.0ppm(痕量，检测不出)，烯烃含量为24.3％(v)，二烯烃含量低于0.01％(v)(痕量，检测不出)；芳烃含量为24.3％(v)，辛烷值(RON)为94.8，密度为727.5千克/米3，采出量为3.29万吨/年。
所得优质乙烯料或重整料的馏程为110-205℃，含硫量为痕量，检测不出，硫醇含量小于1.0ppm(痕量，检测不出)，烯烃为痕量，检测不出，溴指数(溴价)为39(0.039)，芳烃含量为3.7％(v)，辛烷值(RON)为75.0，密度为728.7千克/米3，采出量为2.71万吨/年。
所述各个加氢装置中的全部加氢催化剂GHT-22的理化性质如下表所示。
 
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
CoO 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(二烯烃)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
10、溴指数检测：GB/T11136—1989。
实施例2
如图2所示，为本发明实施例2的流程示意图。将馏程为30-205℃，含硫量为100ppm，硫醇含量为5ppm，烯烃含量为30％(v)，二烯烃含量为0.1％(v)，芳烃含量为15％(v)，辛烷值(RON)为89，密度为728千克/米3的稳定汽油(催化汽油)以6万吨/年的流量在抽提塔1中进行萃取分离；同时，将馏程为30-205℃，含硫量为200ppm，硫醇含量为1ppm，烯烃含量小于0.1％(v)(痕量，检测不出)，二烯烃含量小于0.01％(v)(痕量，检测不出)，芳烃含量为8％(v)，辛烷值(RON)为82，密度为732千克/米3的石脑油以2万吨/年的流量在抽提塔1中进行萃取分离；与此同时，将馏程为30-205℃，含硫量为150ppm，硫醇含量为1ppm，烯烃含量为6％(v)，二烯烃含量小于0.01％(v)(痕量，检测不出)，芳烃含量为10％(v)，辛烷值(RON)为79，密度为721千克/米3的加氢焦化汽油以2万吨/年的流量在抽提塔1中进行萃取分离，分离出抽出油和抽余油；所述抽提塔1中所用溶剂为N—甲基吡咯烷酮，萃取温度为130℃，溶剂比(溶剂/进料)为2.5(质量)，抽余油水洗比为0.25(质量)，溶剂回收温度为177℃，溶剂回收压力为0.15MPa(绝)；所述抽提塔1分离出的抽余油以8.50万吨/年的流量进入蒸馏塔2中进行切割分馏，蒸馏塔2的塔顶温度为87℃，塔底温度为187℃，塔顶压力为0.20MPa(绝)，塔底压力为0.25MPa(绝)，分别得到轻汽油和重汽油。所述轻汽油(馏程30-110℃)通过蒸馏塔2上部蒸出，以3.74万吨/年的流量作为调和汽油采出。所述重汽油(馏程110-170℃)以4.76万吨/年的流量进入重汽油加氢装置3-1进行加氢处理，所述重汽油加氢装置3-1中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22；所述重汽油加氢装置3-1的体积空速比为1.0h-1；氢/油体积比为250；操作温度为250℃，操作压力为1.0MPa(绝)；加氢后的重汽油以4.76万吨/年的流量作为优质乙烯料或重整料采出。所述抽提塔1中分离出的抽出油以1.50万吨/年的流量进入抽出油加氢装置3-2进行加氢处理，所述抽出油加氢装置3-2中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22；所述抽出油加氢装置3-2的体积空速比为1.0h-1；氢/油体积比为250；操作温度为250℃，操作压力为1.0MPa(绝)；加氢后的抽出油以1.50万吨/年的流量与所述轻汽油混合后作为调和汽油采出。
所得调和汽油的馏程为30-205℃，含硫量为24.0ppm，硫醇含量小于1.0ppm(痕量，检测不出)，烯烃含量为16.4％(v)，二烯烃含量低于0.01％(v)(痕量，检测不出)；芳烃含量为22.3％(v)，辛烷值(RON)为93.1，密度为722.9千克/米3，采出量为5.24万吨/年。
所得优质乙烯料或重整料的馏程为110-205℃，硫含量为4.7ppm，硫醇含量小于1.0ppm(痕量，检测不出)，烯烃含量痕量，检测不出，指数(溴价)为32(0.032)，芳烃含量为1.8％(v)，辛烷值(RON)为73.9，密度为732.4千克/米3，采出量为4.76万吨/年。
所述各个加氢装置中的全部加氢催化剂GHT-22的理化性质以及所用测试方法均与实施例1相同。
实施例3
本发明实施例3的流程示意图同实施例2。将馏程为30-205℃，含硫量为800ppm，硫醇含量为9ppm，烯烃含量为36％(v)，二烯烃含量为0.9％(v)，芳烃含量为17％(v)，辛烷值(RON)为91，密度为731千克/米3的稳定汽油(催化汽油)以6万吨/年的流量在抽提塔1中进行萃取分离；同时，将馏程为30-205℃，含硫量为200ppm，硫醇含量为1ppm，烯烃含量小于0.1％(v)(痕量，检测不出)，二烯烃含量小于0.01％(v)(痕量，检测不出)，芳烃含量为8％(v)，辛烷值(RON)为82，密度为732千克/米3的石脑油以2万吨/年的流量在抽提塔1中进行萃取分离；与此同时，将馏程为30-205℃，含硫量为150ppm，硫醇含量为1ppm，烯烃含量为6％(v)，二烯烃含量小于0.01％(v)(痕量，检测不出)，芳烃含量为10％(v)，辛烷值(RON)为79，密度为721千克/米3的加氢焦化汽油以2万吨/年的流量在抽提塔1中进行萃取分离，分离出抽出油和抽余油；所述抽提塔1中所用溶剂为N—甲酰基吗啉，萃取温度为150℃，溶剂比(溶剂/进料)为6.0(质量)，抽余油水洗比为0.3(质量)，溶剂回收温度为185℃，溶剂回收压力为0.2MPa(绝)；所述抽提塔1的抽余油以8.40万吨/年的流量进入蒸馏塔2中进行切割分馏，蒸馏塔2的塔顶温度为95℃，塔底温度为194℃，塔顶压力为0.25MPa(绝)，塔底压力为0.30MPa(绝)，分别得到轻汽油和重汽油。所述轻汽油(馏程30-110℃)通过蒸馏塔2上部蒸出，以3.86万吨/年的流量作为调和汽油采出。所述重汽油(馏程110-205℃)以4.54万吨/年的流量进入重汽油加氢装置3-1进行加氢处理，所述重汽油加氢装置3-1中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22；所述重汽油加氢装置3-1的体积空速比为2.5h-1；氢/油体积比为300；操作温度为285℃，操作压力为2.5MPa(绝)；加氢后的重汽油以4.54万吨/年的流量作为优质乙烯料或重整料采出。所述抽提塔1中的抽出油以1.60万吨/年的流量进入抽出油加氢装置3-2进行加氢处理，所述抽出油加氢装置3-2中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22；所述抽出油加氢装置3-2的体积空速比为2.5h-1；氢/油体积比为300；操作温度为270℃，操作压力为2.5MPa(绝)；加氢后的抽出油以1.60万吨/年的流量与所述轻汽油混合后作为调和汽油采出。
所得调和汽油的馏程为30-205℃，含硫量为38.1ppm，硫醇含量小于1.0ppm(痕量，检测不出)，烯烃含量为20.3％(v)，二烯烃含量低于0.01％(v)(痕量，检测不出)；芳烃含量为20.9％(v)，辛烷值(RON)为93.7，密度为721.3千克/米3，采出量为5.46万吨/年。
所得优质乙烯料或重整料的馏程为110-205℃，硫含量为4.0ppm，硫醇含量小于1.0ppm(痕量，检测不出)，烯烃含量2.0％(v)，指数(溴价)为25(0.025)，芳烃含量为痕量，检测不出，辛烷值(RON)为74.8，密度为738.9千克/米3，采出量为4.54万吨/年。
所述各个加氢装置中的全部加氢催化剂GHT-22的理化性质以及所用测试方法均与实施例1相同。

Claims (10)

1、组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统，其特征在于：包括抽提系统，蒸馏系统和加氢装置，所述抽提系统上部通过管线与所述蒸馏系统相连接；所述抽提系统下部通过管线与抽出油加氢装置相连接；所述蒸馏系统上部通过管线采出轻汽油；所述蒸馏系统下部通过管线与重汽油加氢装置相连接，该重汽油加氢装置下部通过管线采出重整料或乙烯料。
2、组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其步骤如下：原料进入抽提系统进行萃取分离，分离出抽余油和抽出油；所述抽提系统分离出的抽余油进入蒸馏系统进行切割分馏，所述蒸馏系统上部蒸出轻汽油，并作为调和汽油采出；所述蒸馏系统下部蒸出重汽油，并进入重汽油加氢装置进行加氢处理；所述重汽油加氢处理后的重汽油作为乙烯料或重整料采出；所述抽提系统分离出的抽出油进入抽出油加氢装置进行加氢处理；加氢后的抽出油与所述轻汽油混合后作为调和汽油采出。
3、根据权利要求2所述的组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其特征在于：所述蒸馏系统的蒸馏塔的塔顶温度为77～95℃，塔底温度为173～194℃；塔顶压力为0.15～0.25MPa(绝)，塔底压力为0.20～0.30MPa(绝)；所述轻汽油的馏程控制在30℃～110℃；所述重汽油的馏程为110～170℃。
4、根据权利要求3所述的组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其特征在于：所述蒸馏系统的蒸馏塔的塔顶温度为87℃，塔底温度为187℃；塔顶压力为0.20MPa(绝)，塔底压力为0.25MPa(绝)。
5、根据权利要求4所述的组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其特征在于：所述抽提系统中所用溶剂为环丁砜，萃取温度为120℃，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165℃，溶剂回收压力为0.1MPa(绝)。
6、根据权利要求4所述的组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其特征在于：所述抽提系统中所用溶剂为N—甲基吡咯烷酮，萃取温度为130℃，溶剂比(溶剂/进料)为2.5(质量)，抽余油水洗比为0.25(质量)，溶剂回收温度为177℃，溶剂回收压力为0.15MPa(绝)。
7、根据权利要求4所述的组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其特征在于：所述抽提系统中所用溶剂为N—甲酰基吗啉，萃取温度为150℃，溶剂比(溶剂/进料)为6.0(质量)，抽余油水洗比为0.3(质量)，溶剂回收温度为185℃，溶剂回收压力为0.2MPa(绝)。
8、根据权利要求5—7中任一项所述的组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其特征在于：所述重汽油加氢装置和所述抽出油加氢装置中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22；体积空速比为1.0～4.0h-1；氢/油体积比为250～500；操作温度为250～320℃，操作压力为1.0～4.0MPa(绝)。
9、根据权利要求8所述的组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其特征在于：所述重汽油加氢装置的体积空速比为2.5h-1；氢/油体积比为300；操作温度为270℃，操作压力为2.50MPa(绝)；所述抽出油加氢装置的体积空速比为2.5h-1；氢/油体积比为300；操作温度为285℃，操作压力为2.50MPa(绝)。
10、根据权利要求9所述的组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其特征在于：所述重汽油加氢装置和所述抽出油加氢装置中的全部加氢催化剂GHT-22的理化性质如下表所示。
  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 COO m％ 0.15 Na2O m％ <0.09 Fe2O3 m％ <0.06 SiO2 m％ <0.60 载体 m％ 82.4
CN200910077505A 2009-01-22 2009-01-22 组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法 Expired - Fee Related CN101475833B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN200910077505A CN101475833B (zh) 2009-01-22 2009-01-22 组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN200910077505A CN101475833B (zh) 2009-01-22 2009-01-22 组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101475833A true CN101475833A (zh) 2009-07-08
CN101475833B CN101475833B (zh) 2012-09-05

Family

ID=40836610

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200910077505A Expired - Fee Related CN101475833B (zh) 2009-01-22 2009-01-22 组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN101475833B (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102382677A (zh) * 2010-08-25 2012-03-21 中国石油化工股份有限公司 一种脱除烃油中环丁砜的方法
CN102839021A (zh) * 2011-06-22 2012-12-26 北京金伟晖工程技术有限公司 一种低成本制造低硫高辛烷值汽油的装置及其方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
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
CN201334457Y (zh) * 2009-01-22 2009-10-28 北京金伟晖工程技术有限公司 组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
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
CN201334457Y (zh) * 2009-01-22 2009-10-28 北京金伟晖工程技术有限公司 组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102382677A (zh) * 2010-08-25 2012-03-21 中国石油化工股份有限公司 一种脱除烃油中环丁砜的方法
CN102382677B (zh) * 2010-08-25 2013-11-27 中国石油化工股份有限公司 一种脱除烃油中环丁砜的方法
CN102839021A (zh) * 2011-06-22 2012-12-26 北京金伟晖工程技术有限公司 一种低成本制造低硫高辛烷值汽油的装置及其方法
WO2012174860A1 (zh) * 2011-06-22 2012-12-27 北京金伟晖工程技术有限公司 一种低成本制造低硫高辛烷值汽油的装置及其方法
EA024334B1 (ru) * 2011-06-22 2016-09-30 Бейджин Гранд Голден-Брайт Инджиниринг Энд Текнолоджиз Ко., Лтд. Способ и установка для экономичного получения малосернистого высокооктанового бензина
US9657245B2 (en) 2011-06-22 2017-05-23 Beijing Grand Golden-Bright Engineering & Technologies Co., Ltd. Device of producing low-sulfur high-octane-number gasoline with low cost and method thereof

Also Published As

Publication number Publication date
CN101475833B (zh) 2012-09-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN201186917Y (zh) 一种制备高质量汽油的系统
CN201158633Y (zh) 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统
CN201154953Y (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
CN201144231Y (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
CN101429442B (zh) 一种催化烃重组制备高质量汽油的设备及其方法
CN101475833B (zh) 组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法
US8419930B2 (en) System for preparing high-quality gasoline through component oil refining hydrocarbon recombination hydrogenation and method thereof
CN101497806B (zh) 一种制备高质量汽油的设备及其方法
CN201144228Y (zh) 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统
CN201334457Y (zh) 组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统
CN101429443B (zh) 一种催化烃重组制备高质量汽油的装置及其方法
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
CN201334459Y (zh) 一种组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统
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
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
CN201144230Y (zh) 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统
CN101497808B (zh) 一种制备高质量汽油的设备及其方法
CN201241096Y (zh) 一种制备高质量汽油的系统
CN101429448B (zh) 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统及其方法
CN101497807B (zh) 一种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
CN101429444B (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

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: Method for preparing high quality petrol by hydrogenation after component oil refining hydrocarbon recombination

Effective date of registration: 20140519

Granted publication date: 20120905

Pledgee: Bank of Hebei, Limited by Share Ltd, Tianjin branch

Pledgor: Jinweihui Engineernig Technology Co., Ltd., Beijing

Registration number: 2014990000368

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: 20151216

Granted publication date: 20120905

Pledgee: Bank of Hebei, Limited by Share Ltd, Tianjin branch

Pledgor: Jinweihui Engineernig Technology Co., Ltd., Beijing

Registration number: 2014990000368

PLDC Enforcement, change and cancellation of contracts on pledge of patent right or utility model
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20120905

Termination date: 20190122