CN102950034A - 一种由碱液再生过程副产的脱硫醇废液制备的硫化剂 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种由碱液再生过程副产的脱硫醇废液制备的硫化剂，主要由碱液再生过程副产的脱硫醇废液经精制而成。该硫化剂的硫化效果与纯二甲基二硫的效果相当，可替代纯二甲基二硫作硫化剂使用，还实现脱硫醇废液的再利用，及充分利用该废液自身的价值，产生较高的经济效益，也避免了直接焚烧对环境的污染。
Description
技术领域
本发明涉及一种硫化剂，尤其涉及一种由碱液再生过程副产的脱硫醇废液制备的硫化剂。
背景技术
炼油厂生产的液化石油气在出厂前均需经过脱硫醇处理，处理方法为用碱液与液化气接触。液化气中的硫醇与碱液中的NaOH反应生成硫醇钠，生成的硫醇钠溶解于碱液中，实现液化气中硫醇的脱除，在早期的脱硫醇工艺中，当碱液中的NaOH消耗完全后，碱液被送去废水处理装置处理，造成废水处理成本很大。近年来，宁波中一公司开发了碱液富氧氧化再生技术，并在国内多家炼油厂应用，该技术利用炼油厂空分装置生产的富氧气对反应后的碱液进行氧化再生，其化学反应过程为：
再生过程是硫醇钠与氧气反应生成二硫化物和NaOH，生成的二硫化物与碱液互不相溶、经静置分层后，分离碱液，实现碱液再生和循环使用。分离出来的废液的主要成分为二硫化物。由于二硫化物是一种高含硫的剧毒物，如散发到环境中，会造成严重污染，因此需作特殊处理，破坏其分子结构以消除或降低毒性。由于该废液是在采用了碱液氧化再生技术后才产生，碱液氧化再生技术在生产中应用只有3年左右时间，目前还没有更好的处理方法。因此，炼厂主要用焚烧的方法进行处理，然而该处理方法不仅需要投入大量的处理费用，而且焚烧过程产生大量二氧化硫，仍然对环境产生严重的污染，未能彻底解决对环境的污染。
而由于现有的碱液再生过程副产的脱硫醇废液多数以焚烧进行处理，人们对脱硫醇废液成分及性质未有充分的认识，因而，往往只能作为废物进行处理，致使脱硫醇废液的价值未得到开发利用。
发明内容
本发明的目的是提供一种由碱液再生过程副产的脱硫醇废液制备的硫化剂。
本发明的目的是通过以下技术方案来实现的：一种由碱液再生过程副产的脱硫醇废液制备的硫化剂，主要由碱液再生过程副产的脱硫醇废液经精制而成。
在加氢装置的催化剂的硫化操作进程中，先是在有氢气循环下按一定速度对催化剂床层进行升温，当升温到160℃时开始进硫化油，升温至230℃时停止升温，使催化剂床层充分硫化，在硫化氢穿透床层后再逐步升温至320℃左右使催化剂床层完全硫化。在硫化进程中，要求在160℃~230℃初步硫化阶段中，催化剂具备一定的活性，并积累足够的硫化氢，以便后续硫化进程中有足够的硫化氢。如果在此阶段中，硫化剂中的一些组分在230℃时不能分解，则无法确定硫化剂的加注量，从而导致在初步硫化阶段没有累积足够的硫化氢产生，硫化操作无法按预定计划进行，影响最终硫化效果。因此，在加氢装置的催化剂预硫化中，所用的硫化剂要求在160℃开始分解，并且在230℃以前所有组分均能够分解，才能确定硫化剂加注量，才能达到良好的硫化效果。
通过对碱液再生过程副产的脱硫醇废液的成份分析，发现碱液再生过程副产的脱硫醇废液中含有以下化合物：二甲基二硫、甲基乙基二硫、二甲基三硫、二乙基二硫及少量其它硫化物，同时带有微量的氢氧化钠、璜化酞氰钴等高沸点杂质，说明脱硫醇废液是二硫化物、三硫化物以及微量的钠和钴金属离子的混合溶液。虽然纯二甲基二硫是常用的硫化剂，但是脱硫醇废液中除了二甲基二硫外，还有其他硫化物及金属杂质共存，其中的金属杂质会影响硫化效果。而脱硫醇废液中还存在其他二硫化物和三硫化物以及部分未确定的硫，这些不同的含硫化合物在临氢条件下分解出硫化氢的温度各不相同，且大量的含硫组分的分解温度未能确定，因此，即使通过精制去除金属杂质后，也是不能确定脱硫醇废液必然适合用作硫化剂。不过，本发明中经过精制的脱硫醇废液中的含硫化合物能够在160℃开始分解，并且在230℃时所有组分均能够迅速分解，符合硫化剂的要求，且硫化效果与纯二甲基二硫相当。因此，经过精制的碱液再生过程副产的脱硫醇废液能够作为硫化剂，并且能够确定其在各阶段的加注量，不影响硫化操作的进程，使硫化操作能按预定计划进行。
本发明所述的精制是指通过精馏、蒸馏、吸附、离子交换等一种或两种以上的技术手段结合，对脱硫醇废液脱除钠、钴等金属。
在实际生产中，要求在160℃时，须有硫化剂分解成硫化氢以起到硫化作用，因此，本发明中要求所述的硫化剂中二甲基二硫含量为35~50wt%。由于脱硫醇废液的组成随加工原料不同而有所变化，当采用碱液再生过程产生的脱硫醇废液经精制后所得产品的二甲基二硫的含量低于35wt%时，有可能在初步硫化阶段不能产生足够的硫化氢而使硫化操作的进程受到影响，因此，应添加纯二甲基二硫将其含量调整至35~50wt%范围内。
本发明中所述的硫化剂的性质指标符合以下要求：
表1本发明的性质指标
作为本发明的一个实施方式，所述的精制采用精馏方法，其具体操作为：将脱硫醇废液投入精馏装置中，将精馏装置的系统绝对压力调整为0.03MPa~0.05Mpa，然后精馏釜加热升温，当塔顶冷凝管收集到冷凝液后，调整冷凝液回流比为1:1~3:1，接收馏出产品，当塔釜温度上升到110℃~130℃时停止加热，塔顶接收的馏出产品作为硫化剂。
本发明所述的硫化剂是指加氢装置催化剂预硫化阶段所使用的硫化剂、橡胶硫化工序中使用的硫化剂等。
本发明与现有技术相比具有以下优点：
(1)本发明将由碱液再生过程副产的脱硫醇废液经过精制，去除钠、钴等金属后，作为硫化剂使用。该硫化剂的硫化效果与纯二甲基二硫的效果相当，可替代纯二甲基二硫作硫化剂使用。
(2)本发明将碱液再生过程副产的脱硫醇废液经精制后作为硫化剂使用，实现碱液再生过程副产的脱硫醇废液的再利用，可充分利用该废液自身的价值，产生较高的经济效益，也避免了直接焚烧对环境的污染。
附图说明
图1是本发明的工艺流程图。
具体实施方式
本发明的脱硫醇废液的精制可以采用现有的精馏、蒸馏、吸附、离子交换等中的一种或两种以上的技术手段结合，对碱液再生过程副产的脱硫醇废液脱除钠、钴等金属。为了便于对本发明的阐述，以下实施例采用以下方式进行精馏：将脱硫醇废液投入精馏装置中，将精馏装置的系统绝对压力调整为0.03MPa~0.05Mpa，然后精馏釜加热升温，当塔顶冷凝管收集到冷凝液后，调整冷凝液回流比为1:1~3:1，接收馏出产品，当塔釜温度上升到110℃~130℃时停止加热，塔顶接收的馏出产品作为硫化剂。其中，系统绝对压力可以是0.03MPa、0.035MPa、0.04MPa、0.045MPa或0.05MPa。冷凝液回流比可以是1:1、2:1或3:1。停止加热时的塔釜温度可以是110℃、115℃、120℃、125℃或130℃。
实施例一：
将2千克碱液再生过程副产的脱硫醇废液投入小型间歇精馏装置，将装置的系统压力调整为0.05MPa（绝对压力），对精馏釜加热升温，当塔顶冷凝管收集到冷凝液后，调整冷凝液回流比为1:1，馏出产品由接收瓶收集，随着塔顶收集产品的逐步增加，塔釜温度逐步上升，当塔釜温度上升到130℃时停止加热，塔顶接收到1.76千克混合硫化剂样品，所得试样性质见表2。
表2试样性质分析结果
实施例二：
将2千克碱液再生过程副产的脱硫醇废液投入小型间歇精馏装置，将装置的系统压力调整为0.05MPa（绝对压力），对精馏釜加热升温，当塔顶冷凝管收集到冷凝液后，调整冷凝液回流比为3:1，馏出产品由接收瓶收集，随着塔顶收集产品的逐步增加，塔釜温度逐步上升，当塔釜温度上升到130℃时停止加热，塔顶接收到1.76千克混合硫化剂样品，所得试样性质见表3。
表3试样性质分析结果
实验例一
取实施例一的混合硫化剂对煤油加氢催化剂进行硫化操作，并在相同操作条件下用纯二甲基二硫对同一加氢催化剂进行硫化操作。经比较，两种硫化剂的硫化效果相当，均满足生产要求。制备的硫化剂可替代纯二甲基二硫做煤油加氢催化剂的硫化剂使用，试验步骤如下：
a.配制硫化油，采用含硫量为12ppm(0.0012%)的加氢裂化航煤作基础油，取两份基础油，分别加入纯二甲基二硫和实施例一的混合硫化剂，配置成两份硫化油，使配制的硫化油的含硫量均为3.5%。
b.采用以上两种硫化油分别在相同条件下进行硫化操作，并对硫化后的催化剂进行直馏航煤的加氢脱硫试验，以检验硫化效果。操作过程如下：
在小型模拟加氢试验装置中装入100ml的FDS-4A煤油加氢催化剂，控制循环氢量为150NL/h，压力为7.5MPa（表压），开始反应器升温，升温速度为10℃/h，当床层温度升至160℃时，以150ml/h的速度进硫化油，当床层温度升至230℃时，恒温8小时，在恒温阶段每15分钟分析一次循环氢以确定硫化氢穿透床层的时间，恒温5小时采集反应器出来的硫化油，分析硫含量，恒温结束后，以10℃/h的速度继续升温至300℃，恒温2小时结束硫化，温度降到260℃时进行直馏航煤的加氢脱硫试验，检验硫化效果。
表4硫化氢穿透时间（从注硫化油开始计算）
| 实施例一 | 纯二甲基二硫 | |
| 硫化氢穿透时间，小时 | 10.75 | 10.75 |
| 第一次检测到硫化氢的浓度，ppm | 31 | 43 |
表4数据表明在160~230℃阶段，两种硫化剂累计产生的硫化氢基本一样，说明本发明的混合硫化剂不会对硫化操作带来明显影响。
表5出反应器硫化油含硫量
| 实施例一 | 纯二甲基二硫 | |
| 进反应器硫化油含硫量，m% | 3.5 | 3.5 |
| 出反应器硫化油含硫量，m% | 0.295 | 0.314 |
| 硫分解率，% | 91.57 | 91.03 |
表5数据表明，本发明的混合硫化剂在230℃温度下硫分解率并没有明显比纯二甲基二硫低，不存在某些含硫组分不分解的情况。
表6精制产品油的性质对比
表6数据表明经两种硫化剂硫化后的催化剂的脱硫效果基本一致。表3、表4、表5数据表明本发明的混合硫化剂与纯二甲基二硫的硫化效果一致，可替代纯二甲基二硫做煤油加氢催化剂的硫化剂使用。
实验例二
取实施例一的混合硫化剂对柴油加氢催化剂进行硫化操作，并在相同操作条件下用纯二甲基二硫对同一加氢催化剂进行硫化操作。经比较，两种硫化剂的硫化效果相当，均满足生产要求。制备的硫化剂可替代纯二甲基二硫做柴油加氢催化剂的硫化剂使用。试验步骤如下：
a.配制硫化油，采用含硫量为12ppm(0.0012%)的加氢裂化航煤作基础油，取两份基础油，分别加入纯二甲基二硫和实施例一的混合硫化剂，配置成两份硫化油，使配制的硫化油的含硫量均为3.5%。
b.采用以上两种硫化油在相同条件下进行硫化操作，并对硫化后的催化剂进行直馏柴油的加氢脱硫试验，以检验硫化效果。操作过程如下：
在小型模拟加氢试验装置中装入100ml的FH-UDS柴油加氢催化剂，控制循环氢量为150NL/h，压力为7.5MPa（表压），开始反应器升温，升温速度为10℃/h，当床层温度升至160℃时，以150ml/h的速度进硫化油，当床层温度升至230℃时，恒温8小时，在恒温阶段每15分钟分析一次循环氢以确定硫化氢穿透床层的时间，恒温5小时采集反应器出来的硫化油，分析硫含量，恒温结束后，以10℃/h的速度继续升温至320℃，恒温4小时结束硫化，将硫化油撤换为直馏柴油，再以10℃/h的速度继续升温至343℃，稳定操作条件，进行柴油加氢脱硫试验，检验硫化效果。
表7硫化氢穿透时间（从注硫化油开始计算）
| 实施例一 | 纯二甲基二硫 | |
| 硫化氢穿透时间，小时 | 12.25 | 12.5 |
| 第一次检测到硫化氢的浓度，ppm | 22 | 26 |
表7数据表明在160~230℃阶段，两种硫化剂累计产生的硫化氢基本一样，说明本发明的混合硫化剂不会对硫化操作带来明显影响。
表8出反应器硫化油含硫量
| 实施例一 | 纯二甲基二硫 | |
| 进反应器硫化油含硫量，m% | 3.5 | 3.5 |
| 出反应器硫化油含硫量，m% | 0.363 | 0.376 |
| 硫分解率，% | 89.63 | 89.26 |
表8数据表明，本发明的混合硫化剂在230℃温度下硫分解率并没有明显比纯二甲基二硫低，不存在某些含硫组分不分解的情况。
表9实施例一和纯二甲基二硫作为硫化剂的进入加氢条件30小时的精制柴油的性质对比
表9数据表明经两种硫化剂硫化后的催化剂的柴油脱硫效果基本一致。表6、表7、表8数据表明本发明的混合硫化剂与纯二甲基二硫的硫化效果一致，可替代纯二甲基二硫做柴油加氢催化剂的硫化剂使用
对比例1：
(1)取实施例一的混合硫化剂投入小型间歇精馏装置，将装置的系统压力调整为0.05MPa（绝对压力），对精馏釜加热升温，当塔顶冷凝管收集到冷凝液后，调整冷凝液回流比为3:1，当塔顶馏出物达到投料量的15%时停止加热，塔釜物料为对比样品1﹟。
表10对比样品1﹟性质
(2)在小型模拟加氢试验装置用对比样品1﹟对煤油加氢催化剂进行硫化操作，并与相同操作条件下进行硫化操作的纯二甲基二硫以及实施例一的混合硫化剂进行比较，评价对比样品1﹟的硫化性能，试验步骤如下：
a.配制硫化油，采用含硫量为12ppm(0.0012%)的加氢裂化航煤作基础油，分别加入纯二甲基二硫、实施例一的混合硫化剂以及对比样品1﹟，使配制的三个硫化油的含硫量均为3.5%。
b.采用以上三种硫化油在相同条件下进行硫化操作，操作过程如下：
在小型模拟加氢试验装置中装入100ml的FDS-4A煤油加氢催化剂，控制循环氢量为150NL/h，压力为7.5MPa（表压），开始反应器升温，升温速度为10℃/h，当床层温度升至160℃时，以150ml/h的速度进硫化油，当床层温度升至230℃时，进入恒温阶段，在恒温阶段每15分钟分析一次循环氢以确定硫化氢穿透床层的时间，以评价三个样品的硫化性能。
表11对比试验硫化氢穿透时间（从注硫化油开始计算）
| 实施例一 | 纯二甲基二硫 | 对比样品1﹟ | |
| 硫化氢穿透时间，小时 | 10.75 | 10.75 | 11.0 |
| 第一次检测到硫化氢的浓度，ppm | 31 | 43 | 28 |
表11数据表明，在160~230℃阶段，三种硫化剂累计产生的硫化氢差别不大，使用对比样品1﹟不会对硫化操作带来明显影响，因此，在二甲基二硫含量降低为35%时，不影响硫化性能。
对比例2：
(1)取实施例一的混合硫化剂投入小型间歇精馏装置，将装置的系统压力调整为0.05MPa（绝对压力），对精馏釜加热升温，当塔顶冷凝管收集到冷凝液后，调整冷凝液回流比为3:1，当塔顶馏出物达到投料量的40%时停止加热，塔釜物料为对比样品2﹟。
表11对比样品2﹟性质
(2)在小型模拟加氢试验装置用对比样品2﹟对煤油加氢催化剂进行硫化操作，并与相同操作条件下进行硫化操作的纯二甲基二硫以及实施例一的混合硫化剂、对比样品1﹟进行比较，以评价对比样品2﹟的硫化性能，试验步骤如下：
a.配制硫化油，采用含硫量为12ppm(0.0012%)的加氢裂化航煤作基础油，分别加入纯二甲基二硫、实施例一的硫化剂、对比样品1﹟以及对比样品2﹟使配制的四个硫化油的含硫量均为3.5%。
b.采用以上四种硫化油在相同条件下进行硫化操作，操作过程如下：
在小型模拟加氢试验装置中装入100ml的FDS-4A煤油加氢催化剂，控制循环氢量为150NL/h，压力为7.5MPa（表压）,开始反应器升温，升温速度为10℃/h，当床层温度升至160℃时，以150ml/h的速度进硫化油，当床层温度升至230℃时，进入恒温阶段，在恒温阶段每15分钟分析一次循环氢以确定硫化氢穿透床层的时间，以评价四个样品的硫化性能。
表13对比试验硫化氢穿透时间（从注硫化油开始计算）
| 实施例一 | 纯二甲基二硫 | 对比样品1﹟ | 对比样品2﹟ | |
| 硫化氢穿透时间，小时 | 10.75 | 10.75 | 11.0 | 12.5 |
| 第一次检测到硫化氢的浓度，ppm | 31 | 43 | 28 | 36 |
表13数据表明，对比样品2﹟的硫化氢穿透时间明显延长，因此，在二甲基二硫含量过低时对硫化性能有明显影响。
对比例3：
(1)采用含硫量为1.04%的直馏航煤作基础油，加入纯二甲基二硫，使配制的硫化油的含硫量为3.5%，得对比硫化油1﹟。
(2)采用含硫量为12ppm(0.0012%)的加氢裂化航煤作基础油，取两份基础油，分别加入纯二甲基二硫和实施例一的混合硫化剂，配置成两份硫化油，使配制的硫化油的含硫量均为3.5%。
(3)在小型模拟加氢试验装置用对比硫化油1﹟对煤油加氢催化剂进行硫化操作，并在相同操作条件下进行硫化操作的纯二甲基二硫以及实施例一的混合硫化剂进行比较，以评价对比硫化油1﹟的硫化性能，试验步骤如下：
在小型模拟加氢试验装置中装入100ml的FDS-4A煤油加氢催化剂，控制循环氢量为150NL/h，压力为7.5MPa（表压），开始反应器升温，升温速度为10℃/h，当床层温度升至160℃时，以150ml/h的速度进硫化油，当床层温度升至230℃时，进入恒温阶段，在恒温阶段每15分钟分析一次循环氢以确定硫化氢穿透床层的时间，恒温5小时采集反应器出来的硫化油，分析硫含量，检验硫化效果。
表14对比试验硫化氢穿透时间（从注硫化油开始计算）
| 实施例一 | 纯二甲基二硫 | 对比硫化油1﹟ | |
| 硫化氢穿透时间，小时 | 10.75 | 10.75 | 13.25 |
| 第一次检测到硫化氢的浓度，ppm | 31 | 43 | 18 |
表14数据表明对比硫化油1﹟中的大部分硫在230℃时不能分解出硫化氢，明显延长硫化氢穿透时间，对硫化操作产生较大影响。
表15出反应器硫化油含硫量
| 实施例一 | 纯二甲基二硫 | 对比硫化油1﹟ | |
| 进反应器硫化油含硫量，m% | 3.5 | 3.5 | 3.5 |
| 出反应器硫化油含硫量，m% | 0.295 | 0.314 | 1.28 |
| 硫分解率，% | 91.57 | 91.03 | 63.42 |
表15中对比硫化油1﹟的硫转化率只有63.42%，表明，硫化油中大量未确定分解温度的硫的存在对硫化操作进程产生很大影响，在大型生产装置操作中会带来极大的不确定性。
本发明可用其他的不违背本发明的精神或主要特征的具体形式来概述。本发明的上述实施例都只能认为是对本发明的说明而不是限制，凡是依据本发明的实质技术对以上实施例所作的任何细微修改、等同变化与修饰，均属于本发明技术方案的范围内。
Claims (5)
1.一种由碱液再生过程副产的脱硫醇废液制备的硫化剂，其特征在于，主要由碱液再生过程副产的脱硫醇废液经精制而成。
2.根据权利要求1所述的由碱液再生过程副产的脱硫醇废液制备的硫化剂，其特征在于，所述的硫化剂中二甲基二硫含量为35~50%。
3.根据权利要求1或2所述的由碱液再生过程副产的脱硫醇废液制备的硫化剂，其特征在于，所述的硫化剂的性质指标符合以下要求：二甲基二硫含量为35～50%、硫含量63～67%、硫醇硫≯0.05%、馏程110～160℃、密度1.040～1.070kg/m3、闪点≮24℃、Na含量≯5mg/kg、Co含量≯5mg/kg、Fe含量≯5mg/kg、水分≯0.1%、分解温度≯230℃。
4.根据权利要求1所述的由碱液再生过程副产的脱硫醇废液制备的硫化剂，其特征在于，所述的精制是通过精馏、蒸馏、吸附、离子交换一种或两种以上的技术手段结合脱除碱液再生过程副产的脱硫醇废液中的金属杂质。
5.根据权利要求1或2所述的由碱液再生过程副产的脱硫醇废液制备的硫化剂，其特征在于，所述的精制采用精馏方法，其具体操作为：将脱硫醇废液投入精馏装置中，将精馏装置的系统绝对压力调整为0.03MPa~0.05Mpa，然后精馏釜加热升温，当塔顶冷凝管收集到冷凝液后，调整冷凝液回流比为1:1~3:1，接收馏出产品，当塔釜温度上升到110℃~130℃时停止加热，塔顶接收的馏出产品作为硫化剂。
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| CN103539711B (zh) * | 2013-10-23 | 2015-09-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种从炼厂脱硫醇废液中连续分离纯化合物的工艺 |
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