CN102021023B - 一种通过限制加氢规模制备高质量柴油的系统及其方法 - Google Patents
一种通过限制加氢规模制备高质量柴油的系统及其方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102021023B CN102021023B CN200910092957.2A CN200910092957A CN102021023B CN 102021023 B CN102021023 B CN 102021023B CN 200910092957 A CN200910092957 A CN 200910092957A CN 102021023 B CN102021023 B CN 102021023B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- tower
- extraction
- pipeline
- ght
- 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.)
- Expired - Fee Related
Links
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 title claims abstract description 82
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000000284 extract Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 6
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 152
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 60
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 45
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 36
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 30
- 239000006210 lotion Substances 0.000 claims description 30
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 12
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 10
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 9
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 9
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 6
- 238000010992 reflux Methods 0.000 claims description 6
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 5
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 5
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical group O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 20
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 abstract description 17
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 2
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 abstract 4
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 abstract 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 84
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 description 19
- 230000008569 process Effects 0.000 description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000007233 catalytic pyrolysis Methods 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000004231 fluid catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 125000005575 polycyclic aromatic hydrocarbon group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
本发明涉及一种通过限制加氢规模制备高质量柴油的系统及其方法，该系统包括抽提装置；其特征在于：所述抽提装置顶部通过管线与抽余油水洗塔相连接；所述抽余油水洗塔顶部通过管线与抽余油加氢反应系统相连接；所述加氢反应系统底部通过管线与抽余油切割塔相连；所述抽提装置底部通过管线与返洗塔相连接；所述返洗塔顶部通过管线与抽出油水洗塔相连接；所述返洗塔底部通过管线与回收塔相连接；所述抽出油水洗塔顶部通过管线与抽出油切割塔相连接；所述抽出油切割塔顶部通过管线与回收塔和所述抽提装置以及所述返洗塔的下部相连接；所述抽出油切割塔底部通过管线直接采出产品；所述回收塔顶部通过管线分别与所述抽提装置的下部和所述返洗塔的下部相连接；所述回收塔底部通过管线与所述抽提塔的上部相连接。本发明的制备低含硫量和低烯烃含量柴油的系统及其方法的优点是：与普通柴油加氢精制的方式相比，本发明的加氢装置仅针对抽余油或特别要求下的抽出油，规模小，成本低；同时，本发明处理的原料多样化，不仅处理直馏柴油，还可以处理催化柴油和以及焦化柴油的混合物；而且，本发明将芳烃从柴油中分离出来，大大提高了柴油的十六烷值，降低了柴油凝点；最后，本发明可以根据实际情况，在满足柴油凝点及芳烃含量的情况下，将芳烃组分部分或全部调和进入柴油中，增加柴油产量。
Description
技术领域
本发明涉及一种柴油的制备系统及其方法，特别涉及一种通过限制加氢规模制备高质量柴油的系统及其方法。
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、柴油、柴油、重油等产品，其中柴油、柴油占据市场上柴油、柴油供应总量的70％以上。
随着环保要求的越来越严格，石油产品(燃料)的规格也变得越来越严格。以柴油为例，近几年新的柴油规格已在美国、欧洲、日本等国相继实施，我国也在2002年元月实施GB 252-2000柴油新标准。在新标准下，现有的催化柴油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柴油质量有待提高，柴油的十六烷值偏低，安定性不符合要求；二是上述处理方法所需要的加氢规模偏大，造成全厂氢耗过高；三是所生产的柴油十六烷值过低，无法满足市场要求。影响柴油产品质量的主要因素是柴油的硫含量及柴油的十六烷值。柴油的十六烷值是柴油质量的核心问题，目前增加催化柴油十六烷值的主要措施是高压加氢及高压加氢组合技术，经高压加氢及高压加氢组合技术处理后的催化柴油十六烷值有较大幅度提高，但该技术的建设投资巨大、操作成本很高、受氢气资源限制。
上述措施存在下列问题：①建设投资巨大、操作费用高、规模受到原料的限制，同时存在资源的不合理利用；②采用新型催化剂，可增加柴油的十六烷值，但是，会导致氢耗的大幅度增加；③调整柴油馏程范围，增加柴油十六烷值的措施，调整余度不大，也会导致柴油中的硫含量增加。
目前欧洲已经开始实行新的欧VI柴油标准，其中要求柴油的硫含量不大于0.005％(wt)，芳烃含量不大于15％，密度不大于825kg/m3，多环芳烃不大于2％。对于我国的大多数炼油厂而言，同样也必须面对更高的国家IV柴油标准要求：硫含量不大于0.005％(wt)，芳烃含量不大于15％。柴油质量解决方案必须考虑从国家III柴油标准到国家IV柴油标准的过渡，较好的规划方案应该是一次性按照国家IV柴油标准规划方案。
由于我国柴油产品中各调和组分的比例与发达国家差别很大，催化裂化柴油占有很高的比例，而且，这种状况将长期存在。因此，柴油质量升级所要解决的降硫和提高十六烷值的问题亟待解决。
因此，提供一种低成本、低能耗、无污染制备低硫含量且十六烷值高的调和柴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、低能耗、低氢耗、无污染制备低硫含量并且提高柴油十六烷值的系统。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：
一种制备高质量柴油的系统，包括抽提装置；其特征在于：所述抽提装置顶部通过管线与抽余油水洗塔相连接；所述抽余油水洗塔顶部通过管线与抽余油加氢反应系统相连接；所述加氢反应系统底部通过管线与抽余油切割塔相连；所述抽提装置底部通过管线与返洗塔相连接；所述返洗塔顶部通过管线与抽出油水洗塔相连接；所述返洗塔底部通过管线与回收塔相连接；所述抽出油水洗塔顶部通过管线与抽出油切割塔相连接；所述抽出油切割塔顶部通过管线与回收塔和所述抽提装置以及所述返洗塔的下部相连接；所述抽出油切割塔底部通过管线直接采出产品；所述回收塔顶部通过管线分别与所述抽提装置的下部和所述返洗塔的下部相连接；所述回收塔底部通过管线与所述抽提塔的上部相连接。
本发明的另一目的是提供上述高质量柴油的制备方法。
本发明的上述目的是通过以下技术方案达到的：
一种制备高质量柴油的方法，其步骤如下：将直馏柴油和/或催化柴油和/或加氢焦化柴油和/或渣油与溶剂加入抽提装置进行抽提，分离出抽余油和抽出油以及溶剂；所述抽余油通过抽提塔上部进入抽余油水洗塔进行水洗分离，分离出柴油抽余油和水洗水；所述柴油抽余油通过管线进入加氢反应系统进行加氢脱硫；所述加氢反应系统底部采出的经加氢后的柴油抽余油进入抽余油切割塔进行切割；分离出的柴油直接从切割塔顶部采出，分离出的溶剂油从切割塔底部采出；所述抽提装置底部分离出的抽出油和溶剂通过管线进入返洗塔进行返洗，上部分离出的混合芳烃与返洗剂的混合物进入抽出油水洗塔，下部分离出的溶剂与返洗剂的混合物进入回收塔；所述抽出油水洗塔顶部分离出的混合芳烃与返洗剂的混合物进入抽出油切割塔进行切割，所述抽出油水洗塔底部分离出的水经处理后循环使用；所述抽出油切割塔顶部分离出的返洗剂与回收塔顶部分离出的返洗剂混合后通过管线进入抽提装置的下部和返洗塔的下部循环使用；所述抽出油切割塔底部分离出的混合芳烃作为产品直接采出；所述回收塔顶部分离出的返洗剂通过管线进入抽提装置的下部和返洗塔的下部循环使用，所述回收塔下部采出的溶剂通过管线进入抽提装置上部循环使用。
一种优选技术方案，其特征在于：所述抽提装置为抽提塔，所述抽提塔的溶剂比为2～6；温度为90～175℃；压力为0.5～0.8MPa(绝)；所述抽余油的馏程控制在160-401℃；所述抽出油的馏程控制在160-449℃，所述抽提塔所用溶剂为环丁砜，N-甲基吡咯烷酮或二甲基亚砜。
一种优选技术方案，其特征在于：所述抽提装置为抽提塔，所述抽提塔的溶剂比为4；温度为150℃；塔顶压力为0.65MPa(绝)，所述抽提塔采用的溶剂为环丁砜。
一种优选技术方案，其特征在于：所述抽余油水洗塔的温度为60～100℃；压力为0.4～0.7MPa(绝)；所述柴油抽余油的馏程控制在160-401℃。
一种优选技术方案，其特征在于：所述抽余油水洗塔的温度为80℃；压力为0.55MPa(绝)。
一种优选技术方案，其特征在于：所述加氢反应系统中的催化剂为加氢催化剂GHT-21，GHT-22和GHT-23；所述加氢反应系统的加氢反应系统的体积空速比为1.5～3.5h-1；氢/油体积比为300；操作温度为300～360℃，操作压力为2.0～4.0MPa(绝)。
一种优选技术方案，其特征在于：所述返洗塔的温度为80～120℃；压力为0.5～0.8MPa(绝)；返洗比为0.3～1.0。
一种优选技术方案，其特征在于：所述返洗塔的温度为98℃；压力为0.6MPa(绝)；返洗比为0.6(对进料)。
一种优选技术方案，其特征在于：所述抽出油水洗塔的温度为60～100℃；压力为0.5～0.7MPa(绝)。
一种优选技术方案，其特征在于：所述抽出油水洗塔的温度为90℃；压力为0.6MPa(绝)。
一种优选技术方案，其特征在于：所述抽余油切割塔的塔顶温度为180～200℃，塔底温度为360～380℃；操作压力为-0.06～-0.04MPa(绝)；所述柴油的馏程控制160-365℃，所述溶剂油的馏程控制在365-449℃。
一种优选技术方案，其特征在于：所述抽出油切割塔中的塔顶温度为110～140℃，塔底温度为370～390℃；塔顶压力为0.15～0.2MPa(绝)，塔底压力为0.18～0.25MPa(绝)，回流比为0.5～2，在所述轻芳烃的馏程控制在160-205℃；所述重芳烃的馏程控制在205-449℃。
一种优选技术方案，其特征在于：所述抽出油切割塔中的塔顶温度为120℃，塔底温度为380℃；塔顶压力为0.17MPa(绝)，塔底压力为0.21MPa(绝)，回流比为1，在所述轻芳烃的馏程控制在160-205℃；所述重芳烃的馏程控制在205-449℃。
一种优选技术方案，其特征在于：所述回收塔的塔顶温度为100～120℃，塔底温度为145～180℃；塔顶压力为0.12～0.20MPa(绝)，塔底压力为0.15～0.24MPa(绝)。
一种优选技术方案，其特征在于：所述回收塔的塔顶温度为110℃，塔底温度为170℃；塔顶压力为0.15MPa(绝)，塔底压力为0.18MPa(绝)。
一种优选技术方案，其特征在于：所述加氢反应系统中的全部加氢催化剂GHT-21，GHT-22和GHT-23从上到下一次堆积，其理化性质分别如下表所示。
GHT-21的理化性质
| 指标名称 | 单位 | GHT-21 |
| 外观 | - | 灰色三叶型 |
| 规格 | mm | Φ1.5-2.0 |
| 强度 | N/cm | 180 |
| 堆密度 | g/ml | 0.75 |
| 比表面积 | m2/g | 180 |
| 孔容 | ml/g | 0.5-0.6 |
| WO3 | m％ | 10 |
| NiO | m％ | 2.1 |
| CoO | m％ | 0.16 |
| Na2O | m％ | ＜0.09 |
| Fe2O3 | m％ | ＜0.06 |
| SiO2 | m％ | ＜0.60 |
| 载体 | m％ | 82.4 |
GHT-22的理化性质
| 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 |
GHT-23的理化性质
| 指标名称 | 单位 | GHT-23 |
| 外观 | - | 圆柱状 |
| 规格 | mm | Φ4.0-4.5 |
| 强度 | N/cm | 250 |
| 堆密度 | g/ml | 0.80 |
| 比表面积 | m2/g | 180 |
| 孔容 | ml/g | 0.5-0.6 |
| WO3 | m％ | 5.5 |
| NiO | m％ | 1.0 |
| CoO | m％ | 0.15 |
| Na2O | m％ | ＜0.09 |
| Fe2O3 | m％ | ＜0.06 |
| SiO2 | m％ | ＜0.60 |
| 载体 | m％ | 82.4 |
本发明的直馏柴油、催化柴油和焦化柴油可以是任意比例。
本发明所用返洗塔、水洗塔、回收塔以及切割塔为常规的返洗塔、水洗塔、回收塔以及切割塔。所用的抽提装置为专利号为200310103541.9和200310103540.4中公开的抽提系统，包括溶剂回收及水洗系统。
本发明所用加氢反应系统为现有的加氢系统，包括加热炉，换热器，高压分离器，空气冷凝器、水冷凝器、稳定塔等。
有益效果：
本发明的制备低含硫量和低烯烃含量柴油的系统及其方法的优点是：与普通柴油加氢精制的方式相比，本发明的加氢装置仅针对抽余油或特别要求下的抽出油，规模小，成本低；同时，本发明处理的原料多样化，不仅处理直馏柴油，还可以处理催化柴油和以及焦化柴油的混合物；而且，本发明将芳烃从柴油中分离出来，大大提高了柴油的十六烷值，降低了柴油凝点；最后，本发明可以根据实际情况，在满足柴油凝点及芳烃含量的情况下，将芳烃组分部分或全部调和进入柴油中，增加柴油产量。
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为本发明实施例的流程示意图。
下面通过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。
具体实施方式
实施例1
图1是本实施例的流程示意图，图中的一些辅助设备如分离罐、泵等未标出，但这对本领域普通技术人员是公知的。
如图1所示，将馏程为160-423℃，硫含量为3500ppm，密度为813.7kg/m3，芳烃含量为28％，十六烷值为46的直馏柴油与渣油的混合物(原料性质见表1-1)以100吨/小时的流量和溶剂以500吨/小时的流量一起加入抽提塔1进行抽提，抽提塔1的温度为175℃，压力为0.8MPa，溶剂比为6，所用溶剂为环丁砜，所得抽余油的馏程为160-397℃，硫含量为933.3ppm，密度为798.9kg/m3，芳烃含量为7.3％，十六烷值为55.0；所得抽出油的馏程为160-449℃，硫含量为11200ppm，密度为861.6kg/m3，芳烃含量为90.2％，十六烷值为19。所得抽余油以75吨/小时的流量通过抽提塔1的顶部进入抽余油水洗塔2-1中部，同时，水洗水以6.8吨/小时的流量进入抽余油水洗塔2-1上部，抽余油水洗塔2-1的顶部温度为60℃，顶压力为0.4MPa，所得水洗后的抽余油以75吨/小时的流量通过水洗塔2-1顶部混合0.64吨/小时的氢气进入加氢反应系统3进行加氢脱硫，经过使用的水洗水以6.8吨/小时的流量通过抽余油水洗塔底部直接排出。所述加氢反应系统3中的加氢反应器的反应温度为360℃，反应压力为4.0MPa，氢油比为300，空速为3.5h-1，所得加氢抽余油以75吨/小时的流量进入抽余油切割塔4-1进行处理；所述加氢抽余油的馏程为160-394℃，硫含量为160ppm，密度为797.8kg/m3，芳烃含量为7.3％，十六烷值为55.9。所述抽余油切割塔4-1的塔顶温度为180℃，塔底温度为360℃，操作压力为-0.06MPa。抽余油切割塔4-1塔顶采出流量为65.71吨/小时的柴油直接作为产品，塔底采出流量为9.29吨/小时的溶剂油直接作为产品。从抽提塔1得到的抽出油和溶剂的混合物以525吨/小时的流量通过抽提塔1塔底进入返洗塔5，同时流量为75吨/小时的返洗剂通过返洗塔5下部进入，返洗塔5的操作温度为80℃，操作压力为0.5MPa，返洗比0.3。返洗塔5塔顶采出的抽出油与返洗剂的混合物以40吨/小时的流量通过管线进入抽出油水洗塔2-2中部，与此同时，水洗水7.6吨/小时进入抽出油水洗塔2-2上部，所述抽出油水洗塔2-2的操作温度为60℃，操作压力为0.5MPa。水洗后的抽出油通过抽出油水洗塔2-2塔顶采出，进入抽出油切割塔4-2处理，经过使用的水洗水7.6吨/小时通过抽出油水洗塔2-2底部直接排出。所述抽出油切割塔4-2塔顶温度110℃，塔底温度为370℃，塔顶压力0.15MPa，塔底压力0.18MPa，回流比为0.5。流量为15.0吨/小时的返洗剂从所述抽出油切割塔4-2顶部采出，与回收塔6顶部采出的返洗剂混合后循环使用(进入返洗塔5下部及抽提塔1的下部)；混合芳烃从所述抽出油切割塔4-2塔的底部以25吨/小时的流量作为产品直接采出。返洗塔5塔底采出的溶剂和返洗剂的混合物以560吨/小时的流量进入回收塔6，回收塔6的塔顶温度120℃，塔底温度180℃，塔顶压力0.20MPa，塔底压力0.24MPa。回收塔6塔顶采出的返洗剂以60吨/小时的流量进入返洗塔5下部及抽提塔1的下部，回收塔6塔底采出的溶剂以500吨/小时的流量进入抽提塔1上部。所得产品的性质见表1-2、1-3、1-4。
实施例2
图1所示，是本发明实施例的流程示意图，图中的一些辅助设备如罐、泵、换热器、冷凝器等未标出，但这对本领域普通技术人员是公知的。
如图1所示，将馏程为160-424℃，硫含量为4200ppm，密度为866.2kg/m3，芳烃含量为45％，十六烷值为34.8的直馏柴油与渣油的混合物(原料性质见表2-1)以100吨/小时的流量和溶剂以740吨/小时的流量一起加入抽提塔1进行抽提，抽提塔1的温度为150℃，压力为0.65MPa，溶剂比为4，所用溶剂为N-甲基吡咯烷酮，所得抽余油的馏程为160-399℃，硫含量为1333.3ppm，密度为849.8kg/m3，芳烃含量为17.3％，十六烷值为45.7；所得抽出油的馏程为160-447℃，硫含量为9081.1ppm，密度为895.6kg/m3，芳烃含量为92.1％，十六烷值为16.2。所得抽余油以63吨/小时的流量通过抽提塔1的顶部进入抽余油水洗塔2-1中部，同时，水洗水以5.8吨/小时的流量进入抽余油水洗塔2-1上部，抽余油水洗塔2-1的操作温度为80℃，操作压力为0.55MPa，所得水洗后的抽余油以63吨/小时的流量通过水洗塔2-1顶部混合0.79吨/小时的氢气进入加氢反应系统3进行加氢脱硫，经过使用的水洗水以5.8吨/小时的流量通过抽余油水洗塔底部直接排出。所述加氢反应系统3中的加氢反应器的反应温度为330℃，反应压力为3.0MPa，氢油比为300，空速为2.5h-1，所得加氢抽余油以63吨/小时的流量进入抽余油切割塔4-1进行处理；所述抽余油切割塔4-1的塔顶温度为190℃，塔底温度为370℃，操作压力为-0.05MPa。抽余油切割塔4-1塔顶采出流量为54.96吨/小时的柴油直接作为产品，塔底采出流量为8.04吨/小时的溶剂油直接作为产品。从抽提塔1得到的抽出油和溶剂的混合物以777吨/小时的流量通过抽提塔1塔底进入返洗塔5，同时流量为111吨/小时的返洗剂通过返洗塔5下部进入，返洗塔5的操作温度为100℃，操作压力为0.65MPa，返洗比0.7。返洗塔5塔顶采出的抽出油与返洗剂的混合物64.75吨/小时通过管线进入抽出油水洗塔2-2中部，与此同时，水洗水11.3吨/小时进入抽出油水洗塔2-2上部，所述抽出油水洗塔2-2的操作温度为80℃，操作压力为0.65MPa。水洗后的抽出油通过抽出油水洗塔2-2塔顶采出，进入抽出油切割塔4-2，经过使用的水洗水11.3吨/小时通过抽出油水洗塔2-2底部直接排出。所述抽出油切割塔4-2塔顶温度125℃，塔底温度为380℃，塔顶压力0.18MPa，塔底压力0.21MPa，回流比为1.0。流量为27.75吨/小时的返洗剂从所述抽出油切割塔4-2顶部采出，与回收塔6顶部采出的返洗剂混合后循环使用；混合芳烃从所述抽出油切割塔4-2塔的底部以37.0吨/小时的流量作为产品直接采出。返洗塔5塔底采出的溶剂和返洗剂的混合物以823.25吨/小时的流量进入回收塔6，回收塔6的塔顶温度110℃，塔底温度160℃，顶压力0.15MPa，塔底压力0.17MPa。回收塔6塔顶采出的返洗剂以83.25吨/小时的流量进入返洗塔5下部及抽提塔1的下部，回收塔6塔底采出的溶剂以740吨/小时的流量进入抽提塔1上部。所得产品的性质见表2-2、2-3、2-4。
实施例3
如图1所示，是本发明实施例的流程示意图，图中的一些辅助设备如罐、泵、换热器、冷凝器等未标出，但这对本领域普通技术人员是公知的。
将馏程为160-424℃，硫含量为1600ppm，密度为836.5kg/m3，芳烃含量为31％，十六烷值为41.3的直馏柴油、渣油、催化柴油、油浆的混合物(原料性质见表3-1)以100吨/小时的流量和溶剂以500吨/小时的流量一起加入抽提塔1进行抽提，抽提塔1的温度为90℃，压力为0.65MPa，溶剂比为2，所用溶剂为二甲基亚砜，所得抽余油的馏程为160-401℃，硫含量为426.7ppm，密度为819.8kg/m3，芳烃含量为10.8％，十六烷值为49.9；所得抽出油的馏程为160-445℃，硫含量为5120ppm，密度为891.0kg/m3，芳烃含量为91.6％，十六烷值为15.6。所得抽余油以75吨/小时的流量通过抽提塔1的顶部进入抽余油水洗塔2-1中部，同时，水洗水以6.9吨/小时的流量进入抽余油水洗塔2-1上部，抽余油水洗塔2-1的操作温度为100℃，操作压力为0.7MPa，所得水洗后的抽余油以75吨/小时的流量通过水洗塔2-1顶部混合0.29吨/小时的氢气进入加氢反应系统3进行加氢脱硫，经过使用的水洗水以6.9吨/小时的流量通过抽余油水洗塔底部直接排出。所述加氢反应系统3中的加氢反应器的反应温度为300℃，反应压力为2.0MPa，氢油比为300，空速为1.5h-1，所得加氢抽余油以75吨/小时的流量进入抽余油切割塔4-1进行处理；所述抽余油切割塔4-1的塔顶温度为200℃，塔底温度为380℃，操作压力为-0.04MPa。抽余油切割塔4-1塔顶采出流量为64.6吨/小时的柴油直接作为产品，塔底采出流量为10.4吨/小时的溶剂油直接作为产品。从抽提塔1得到的抽出油和溶剂的混合物以525吨/小时的流量通过抽提塔1塔底进入返洗塔5，同时流量为75吨/小时的返洗剂通过返洗塔5下部进入，返洗塔5的操作温度为120℃，操作压力为0.8MPa，返洗比1.0。返洗塔5塔顶采出的抽出油与返洗剂的混合物47.5吨/小时通过管线进入抽出油水洗塔2-2中部，与此同时，水洗水7.7吨/小时进入抽出油水洗塔2-2上部，所述抽出油水洗塔2-2的操作温度为100℃，操作压力为0.8MPa。水洗后的抽出油通过抽出油水洗塔2-2塔顶采出，进入抽出油切割塔4-2，经过使用的水洗水7.7吨/小时通过抽出油水洗塔2-2底部直接排出。所述抽出油切割塔4-2塔顶温度140℃，塔底温度为390℃，塔顶压力0.20MPa，塔底压力0.25MPa，回流比为2.0。流量为22.5吨/小时的返洗剂从所述抽出油切割塔4-2顶部采出，与回收塔6顶部采出的返洗剂混合后循环使用；混合芳烃从所述抽出油切割塔4-2塔的底部以25.0吨/小时的流量作为产品直接采出。返洗塔5塔底采出的溶剂和返洗剂的混合物以552.5吨/小时的流量进入回收塔6，回收塔6的塔顶温度100℃，塔底温度145℃，顶压力0.12MPa，塔底压力0.14MPa。回收塔6塔顶采出的返洗剂以52.5吨/小时的流量进入返洗塔5下部及抽提塔1的下部，回收塔6塔底采出的溶剂以500吨/小时的流量进入抽提塔1上部。所得产品的性质见表3-2、3-3、3-4。
表1实施例1原料及产品性质表
表1-1原料性质
表1-2加氢柴油产品性质表
表1-3加氢溶剂油产品性质表
表1-4混合芳烃产品主要遵循GB252-2000标准，具体性质如下：
柴油中的芳烃含量用GB11132-2002方法测试；柴油十六烷值用GB/T386测试；柴油的密度用GB/T1884-1885测试；柴油馏程范围用GB/T6536测试。
表2实施例2原料及产品性质表
表2-1原料性质
表2-2加氢柴油产品性质表
表2-3加氢溶剂油产品性质表
表2-4混合芳烃产品主要遵循GB252-2000标准，具体性质如下：
柴油中的芳烃含量用GB11132-2002方法测试；柴油十六烷值用GB/T386测试；柴油的密度用GB/T1884-1885测试；柴油馏程范围用GB/T6536测试。
表3实施例3原料及产品性质表
表3-1原料性质
| 项目 | 单位 | 数值 | 方法 |
| 流量 | 吨/小时 | 100.0 | |
| 硫含量 | ppm | 1600 | GB/T261 |
表3-2加氢柴油产品性质表
表3-3加氢溶剂油产品性质表
表3-4混合芳烃产品主要遵循GB252-2000标准，具体性质如下：
柴油中的芳烃含量用GB11132-2002方法测试；柴油十六烷值用GB/T386测试；柴油的密度用GB/T1884-1885测试；柴油馏程范围用GB/T6536测试。
Claims (10)
1.一种制备高质量柴油的系统，包括抽提装置；其特征在于：所述抽提装置顶部通过管线与抽余油水洗塔相连接；所述抽余油水洗塔顶部通过管线与抽余油加氢反应系统相连接；所述加氢反应系统底部通过管线与抽余油切割塔相连；所述抽提装置底部通过管线与返洗塔相连接；所述返洗塔顶部通过管线与抽出油水洗塔相连接；所述返洗塔底部通过管线与回收塔相连接；所述抽出油水洗塔顶部通过管线与抽出油切割塔相连接；所述抽出油切割塔顶部通过管线与回收塔相连接，并且通过管线与返洗塔的下部和抽提装置的下部分别相连接；所述抽出油切割塔底部通过管线直接采出产品；所述回收塔顶部通过管线分别与所述抽提装置的下部和所述返洗塔的下部相连接；所述回收塔底部通过管线与所述抽提装置的上部相连接。
2.一种制备高质量柴油的方法，其步骤如下：将直馏柴油和/或催化柴油和/或加氢焦化柴油和/或渣油与溶剂加入抽提装置进行抽提，分离出抽余油和抽出油以及溶剂；所述抽余油通过抽提装置顶部进入抽余油水洗塔进行水洗分离，分离出柴油抽余油和水洗水；所述柴油抽余油通过管线进入加氢反应系统进行加氢脱硫；所述加氢反应系统底部采出的经加氢后的柴油抽余油进入抽余油切割塔进行切割；分离出的柴油直接从切割塔顶部采出，分离出的溶剂油从切割塔底部采出；所述抽提装置底部分离出的抽出油和溶剂通过管线进入返洗塔进行返洗，塔顶分离出的混合芳烃与返洗剂的混合物进入抽出油水洗塔，塔底分离出的溶剂与返洗剂的混合物进入回收塔；所述抽出油水洗塔顶部分离出的混合芳烃与返洗剂的混合物进入抽出油切割塔进行切割，所述抽出油水洗塔底部分离出的水经处理后循环使用；所述抽出油切割塔顶部分离出的返洗剂与回收塔顶部分离出的返洗剂混合后通过管线进入抽提装置的下部和返洗塔的下部循环使用；所述抽出油切割塔底部分离出的混合芳烃作为产品直接采出；所述回收塔顶部分离出的返洗剂通过管线进入抽提装置的下部和返洗塔的下部循环使用，所述回收塔底部采出的溶剂通过管线进入抽提装置上部循环使用。
3.根据权利要求2所述的制备高质量柴油的方法，其特征在于：所述抽提装置为抽提塔，所述抽提塔的溶剂比为2~6；温度为90~175℃；压力为0.5~0.8MPa绝对大气压；所述抽余油的馏程控制在160-401℃；所述抽出油的馏程控制在160-449℃，所述抽提塔所用溶剂为环丁砜，N-甲基吡咯烷酮或二甲基亚砜。
4.根据权利要求2所述的制备高质量柴油的方法，其特征在于：所述抽余油水洗塔的温度为60~100℃；压力为0.4~0.7MPa绝对大气压；所述柴油抽余油的馏程控制在160-401℃。
5.根据权利要求2所述的制备高质量柴油的方法，其特征在于：所述加氢反应系统中的催化剂为加氢催化剂GHT-21，GHT-22和GHT-23；所述加氢反应系统的体积空速比为1.5~3.5h-1；氢/油体积比为300；操作温度为300~360℃，操作压力为 2.0~4.0MPa绝对大气压；所述返洗塔的温度为80~120℃；压力为0.5~0.8MPa绝对大气压；返洗比为0.3~1.0；所述加氢催化剂GHT-21，GHT-22和GHT-23其理化性质分别如下表所示：
GHT-21的理化性质
GHT-22的理化性质
GHT-23的理化性质
。
6.根据权利要求2所述的制备高质量柴油的方法，其特征在于：所述抽出油水洗塔的温度为60~100℃；压力为0.5~0.7MPa绝对大气压。
7.根据权利要求2所述的制备高质量柴油的方法，其特征在于：所述抽余油切割塔的塔顶温度为180~200℃，塔底温度为360~380℃；操作压力为-0.06~-0.04MPa绝对大气压；所述柴油的馏程控制160-365℃，所述溶剂油的馏程控制在365-449℃。
8.根据权利要求2所述的制备高质量柴油的方法，其特征在于：所述抽出油切割塔中的塔顶温度为110~140℃，塔底温度为370~390℃；塔顶压力为0.15~0.2MPa绝对大气压，塔底压力为0.18~0.25MPa绝对大气压，回流比为0.5~2，在所述轻芳烃的馏程控制在160-205℃；所述重芳烃的馏程控制在205-449℃。
9.根据权利要求2所述的制备高质量柴油的方法，其特征在于：所述回收塔的塔顶温度为100~120℃，塔底温度为145~180℃；塔顶压力为0.12~0.20MPa绝对大气压，塔底压力为0.15~0.24MPa绝对大气压。
10.根据权利要求2所述的制备高质量柴油的方法，其特征在于：所述加氢反应系统中的全部加氢催化剂GHT-21，GHT-22和GHT-23从上到下一次堆积，其理化性质分别如下表所示：
GHT-21的理化性质
GHT-22的理化性质
GHT-23的理化性质
。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN200910092957.2A CN102021023B (zh) | 2009-09-18 | 2009-09-18 | 一种通过限制加氢规模制备高质量柴油的系统及其方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN200910092957.2A CN102021023B (zh) | 2009-09-18 | 2009-09-18 | 一种通过限制加氢规模制备高质量柴油的系统及其方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN102021023A CN102021023A (zh) | 2011-04-20 |
| CN102021023B true CN102021023B (zh) | 2014-04-09 |
Family
ID=43862812
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN200910092957.2A Expired - Fee Related CN102021023B (zh) | 2009-09-18 | 2009-09-18 | 一种通过限制加氢规模制备高质量柴油的系统及其方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN102021023B (zh) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5527448A (en) * | 1993-04-23 | 1996-06-18 | Institut Francais Du Petrole | Process for obtaining a fuel through extraction and hydrotreatment of a hydrocarbon charge, and the gas oil obtained |
| CN1356375A (zh) * | 2000-12-05 | 2002-07-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 利用溶剂抽提脱除汽油馏份中硫化物的方法 |
| CN1769392A (zh) * | 2004-10-29 | 2006-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种劣质柴油的改质方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN201506774U (zh) * | 2009-09-18 | 2010-06-16 | 北京金伟晖工程技术有限公司 | 一种通过限制加氢规模制备高质量柴油的系统 |
-
2009
- 2009-09-18 CN CN200910092957.2A patent/CN102021023B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5527448A (en) * | 1993-04-23 | 1996-06-18 | Institut Francais Du Petrole | Process for obtaining a fuel through extraction and hydrotreatment of a hydrocarbon charge, and the gas oil obtained |
| CN1356375A (zh) * | 2000-12-05 | 2002-07-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 利用溶剂抽提脱除汽油馏份中硫化物的方法 |
| CN1769392A (zh) * | 2004-10-29 | 2006-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种劣质柴油的改质方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| "芳烃抽提工艺发展的回顾";李族光等;《石油炼制》;19861231(第8期);第16-21页 * |
| 李族光等."芳烃抽提工艺发展的回顾".《石油炼制》.1986,(第8期),第16-21页. |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN102021023A (zh) | 2011-04-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101024780A (zh) | 一种蒽油加氢裂化方法 | |
| CN101914389B (zh) | 一种带有双加氢系统的制备高质量柴油的方法 | |
| CN102021010A (zh) | 一种中低温煤焦油加工方法 | |
| CN101020846A (zh) | 一种多产柴油的煤焦油加氢方法 | |
| CN104277879B (zh) | 一种中低温煤焦油的两级浆态床加氢工艺 | |
| CN101921622B (zh) | 一种针对抽余油加氢制备高质量柴油的方法 | |
| CN201506771U (zh) | 一种低成本制备高质量柴油的系统 | |
| CN102433156B (zh) | 一种不同沸程高芳烃高密度烃油加氢转化组合方法 | |
| CN201512505U (zh) | 一种制备高质量柴油的系统 | |
| CN201506772U (zh) | 一种双加氢装置制备高质量柴油的系统 | |
| CN102021024B (zh) | 一种制备高质量柴油的系统及其方法 | |
| CN101921624B (zh) | 一种抽出油加氢制备高质量柴油的方法 | |
| CN102021023B (zh) | 一种通过限制加氢规模制备高质量柴油的系统及其方法 | |
| CN201506774U (zh) | 一种通过限制加氢规模制备高质量柴油的系统 | |
| CN201506775U (zh) | 一种针对抽余油加氢制备高质量柴油的系统 | |
| CN102021025B (zh) | 一种低成本制备高质量柴油的系统及其方法 | |
| CN102021022B (zh) | 一种双加氢装置制备高质量柴油的系统及其方法 | |
| CN102517074B (zh) | 一种环保型橡胶填充油的生产方法 | |
| CN103059954B (zh) | 一种降低催化裂化汽油硫含量的方法 | |
| WO2010083642A1 (zh) | 催化烃重组后加氢制备高质量汽油的系统和方法 | |
| CN101921623B (zh) | 一种带有双加氢装置制备高质量柴油的方法 | |
| CN101429442B (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的设备及其方法 | |
| CN201506773U (zh) | 一种带有双加氢装置制备高质量柴油的系统 | |
| CN201506776U (zh) | 一种抽出油加氢制备高质量柴油的系统 | |
| CN201506778U (zh) | 一种高质量柴油的制备系统 |
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 preparing high-quality diesel oil by limiting hydrogenation scale Effective date of registration: 20140924 Granted publication date: 20140409 Pledgee: Zhongguancun Beijing technology financing Company limited by guarantee Pledgor: Beijing Golden Dragon Engineering Technology Co., Ltd.|Ding Ranfeng Registration number: 2014990000793 |
|
| 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: 20160517 Granted publication date: 20140409 Pledgee: Zhongguancun Beijing technology financing Company limited by guarantee Pledgor: Beijing Golden Dragon Engineering Technology Co., Ltd.|Ding Ranfeng Registration number: 2014990000793 |
|
| 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 | ||
| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right |
Denomination of invention: System and method for preparing high-quality diesel oil by limiting hydrogenation scale Effective date of registration: 20170508 Granted publication date: 20140409 Pledgee: Zhongguancun Beijing technology financing Company limited by guarantee Pledgor: Jinweihui Engineernig Technology Co., Ltd., Beijing Registration number: 2017990000385 |
|
| 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: 20140409 Termination date: 20190918 |