CN105602618B - 一种汽油选择性加氢脱硫的方法 - Google Patents
一种汽油选择性加氢脱硫的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105602618B CN105602618B CN201410660388.8A CN201410660388A CN105602618B CN 105602618 B CN105602618 B CN 105602618B CN 201410660388 A CN201410660388 A CN 201410660388A CN 105602618 B CN105602618 B CN 105602618B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gasoline
- hydrogen
- reaction
- selective
- choice
- 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
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明提供了一种汽油选择性加氢脱硫的方法，该方法包括：(1)劣质汽油原料在氢气存在下，在选择性加氢反应器中与选择性加氢催化剂接触进行选择性加氢反应；(2)由步骤(1)所得的产物在第一选择性加氢脱硫反应器中与第一选择性加氢脱硫催化剂接触，进行第一选择性加氢脱硫反应；(3)由步骤(2)所得的产物进入H2S汽提塔，从塔顶得到含H2S的气相，塔底得到脱除H2S的液相；(4)由步骤(3)所得的液相进入第二加氢脱硫反应器中与第二加氢脱硫催化剂接触，进行第二加氢脱硫反应。本发明的方法能够得到硫含量不大于10μg/g、硫醇含量合格、辛烷值损失较小的汽油，并且脱硫率高、产品的收率高。
Description
技术领域
本发明涉及一种汽油选择性加氢脱硫的方法，具体地涉及对高硫含量及硫醇硫超标的汽油进行选择性加氢处理的方法，特别是针对催化裂化汽油(简称FCC汽油)进行选择性脱硫的方法。
背景技术
目前，汽油中超过90％的硫来自催化裂化汽油。因此，降低催化裂化汽油的硫含量和硫醇含量是生产低硫汽油、满足当今和未来汽油规格的关键。
传统的加氢脱硫(HDS)工艺可以有效降低催化裂化汽油中的硫和硫醇含量。但是，在汽油加氢脱硫的同时，烯烃被大幅度加氢饱和，使用这种方法汽油辛烷值(RON值)损失较大。
为了减少脱硫汽油辛烷值的损失，国内外开发出许多催化裂化汽油选择性加氢脱硫(SHDS)工艺方法，其方法均基于以下原理：即选择性地对汽油进行加氢脱硫，将含硫化物转化成H2S，同时对烯烃加氢饱和反应进行限制，从而达到汽油辛烷值损失控制在可以接受的水平。
目前，国内工业应用的催化裂化汽油选择性加氢脱硫工艺主要有美国CDTECH公司的CDHydr/CDHDS工艺、法国AXNES的Prime-G+、抚顺石油化工研究院的OCT-M工艺，北京海顺德钛催化剂有限公司的CDOS-HCN工艺。这些工艺的特点是将催化裂化汽油分馏切割为轻、重两个馏分或轻、中、重三个馏分，并针对不同馏分的特性分别进行处理，其中重馏分汽油是采用专用的催化剂进行选择性加氢脱硫，然后再将处理后的各馏分混合而得到低硫汽油。这些工艺均需设置专用的分馏装置，存在投资较大、流程较复杂及能耗较大等问题。
CN101173184A公开了一种劣质汽油选择性加氢脱硫的方法，具体描述了在选择性加氢脱硫反应过程中，原料中加入脱除H2S的脱硫化氢剂(如氨、醇胺类化合物)。虽然可以处理全馏分汽油原料，并且产品的硫含量不大于50μg/g，硫醇硫含量不大于10μg/g，但要消耗大量脱硫化氢剂。
EP1031622公开了全馏分FCC汽油加氢脱硫的方法，但低硫产品中硫醇硫含量超过10μg/g。
USP6692635公开了在加氢脱硫反应区后补充一个加氢精制反应区，在20％NiO催化剂上进一步加氢，将饱和硫化物(包括硫醇)转化为H2S。在同等脱硫率92％情况下，相比单一加氢脱硫反应的实例，辛烷值的抗爆指数(RON+MON)/2由损失5单位下降至2单位。该方法需要对原料进行分馏切割，重馏分汽油进行加氢脱硫处理，产品硫含量只达到96-240μg/g。
EP1346144公开了一种汽油加氢脱硫及限制硫醇含量的方法，该方法包括一部分脱硫汽油再循环至脱硫反应器的入口，再循环量为待处理原料进料量的0.1-3倍。但该方法生产的汽油中硫含量通常不大于30μg/g，硫醇含量不大于20μg/g。
CN1294240C公开了一种全馏分FCC汽油在氢气存在下经过两个加氢反应器的处理工艺，即先经选择性加氢反应器脱除汽油中的二烯烃；然后进入加氢改质反应器与改质催化剂接触，进行包括芳构化、异构化等改质反应，提高汽油的辛烷值；然后与改质反应器底部的加氢脱硫催化剂接触，脱除其中的有机硫化物及部分烯烃。虽然产品硫含量可降至不大于50μg/g，辛烷值的抗爆指数(RON+MON)/2损失不大于1.8，但产品收率97.5m％相对偏低些。
CN102041086A公开了一种高硫、高烯烃催化汽油的选择性加氢脱硫方法，它是将全馏分催化裂化先进行选择性加氢，选择性加氢后的汽油经过预加氢脱硫处理，然后进行分馏切割成轻、重汽油馏分，然后将重馏分汽油进行深度加氢脱硫得到硫含量低的重馏分加氢汽油，最后将轻馏分汽油与重馏分加氢汽油调和后得到国Ⅳ清洁汽油。此工艺过程存在着投资较大、流程较复杂及能耗较大等问题，且处理后的油品只能达到国Ⅳ清洁汽油标准。
在现有技术中，劣质汽油生产低硫清洁汽油存在着深度脱硫与辛烷值过度损失的矛盾，以及加氢脱硫过程中硫醇再生成的矛盾，使得现有技术不能在相对较缓和的条件下得到硫含量低、辛烷值损失小、同时硫醇合格的清洁汽油。
发明内容
针对以上现有技术，本发明要解决的技术问题是提供一种能够得到硫含量不大于10μg/g、硫醇含量合格、辛烷值损失较小的汽油，并且产品的收率高的汽油选择性加氢脱硫的方法。
为实现前述目的，本发明提供了一种汽油选择性加氢脱硫的方法，该方法包括：
(1)劣质汽油原料在氢气存在下，在选择性加氢反应器中与选择性加氢催化剂接触进行选择性加氢反应；其中，反应温度为80-250℃，反应压力为1-5MPa，液时空速为1-20h-1，氢油体积比为5-100v/v；
(2)由步骤(1)所得的产物在第一选择性加氢脱硫反应器中与第一选择性加氢脱硫催化剂接触，进行第一选择性加氢脱硫反应；其中，反应温度为200-400℃，反应压力为1-5MPa，液时空速为1-20h-1，氢油体积比为100-1000v/v；
(3)由步骤(2)所得的产物进入H2S汽提塔，从塔顶得到含H2S的气相，塔底得到脱除H2S的液相；
(4)由步骤(3)所得的液相进入第二加氢脱硫反应器中与第二加氢脱硫催化剂接触，进行第二加氢脱硫反应；其中，反应温度为250-450℃，反应压力为1-5MPa，液时空速为1-30h-1，氢油体积比为100-1000v/v；其中，所述劣质汽油原料来自裂化装置。
本发明的方法能够得到硫含量不大于10μg/g、硫醇含量合格、辛烷值损失较小的汽油，并且脱硫率高、产品的收率高。
本发明的其他特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
附图是用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明，但并不构成对本发明的限制。在附图中：
附图1为根据本发明的一种优选的实施方式的汽油选择性加氢脱硫的方法。
具体实施方式
以下对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
如前所述，本发明提供了一种汽油选择性加氢脱硫的方法，该方法包括：
(1)劣质汽油原料在氢气存在下，在选择性加氢反应器中与选择性加氢催化剂接触进行选择性加氢反应；其中，反应温度为80-250℃，优选100-220℃；反应压力为1-5MPa，优选为1-3MPa；液时空速为1-20h-1，优选为2-6h-1；氢油体积比为5-100v/v，优选10-50v/v；
(2)由步骤(1)所得的产物在第一选择性加氢脱硫反应器中与第一选择性加氢脱硫催化剂接触，进行第一选择性加氢脱硫反应；其中，反应温度为200-400℃，优选260-280℃；反应压力为1-5MPa，优选1-3MPa；液时空速为1-20h-1，优选2-6h-1；氢油体积比为100-1000v/v，优选300-800v/v；
(3)由步骤(2)所得的产物进入H2S汽提塔，从塔顶得到含H2S的气相，塔底得到脱除H2S的液相；
(4)由步骤(3)所得的液相进入第二加氢脱硫反应器中与第二加氢脱硫催化剂接触，进行第二加氢脱硫反应；其中，反应温度为250-450℃，优选290-320℃；反应压力为1-5MPa，优选1-3MPa；液时空速为1-30h-1，优选2-10h-1；氢油体积比为100-1000v/v，优选300-800v/v；其中，所述劣质汽油原料来自裂化装置。
根据本发明的方法，优选所述第二加氢脱硫反应的温度比第一选择性加氢脱硫反应的温度高10-50℃，优选高30-40℃。如此可以进一步降低汽油产品中的硫含量，且能够增加汽油产品的收率。
根据本发明的一种优选的实施方式，所述第二加氢脱硫反应的温度为290-320℃，第一选择性加氢脱硫反应的温度为260-280℃。
根据本发明，优选步骤(3)中H2S汽提塔的操作条件使得塔底得到的脱除H2S的液相中硫化氢含量不超过50wppm，优选不超过20wppm，优选为15-20wppm。
根据发明的方法，所述选择性加氢催化剂的种类的可选范围较宽，在本发明的具体实施例中示例性的说明了使用选择性加氢催化剂为商业牌号HDDO-100(按照专利CN101869839A的方法制备)的选择性加氢催化剂的结果。
根据发明，所述第一选择性加氢脱硫催化剂的种类的可选范围较宽，优选所述第一选择性加氢脱硫催化剂可以按照CN1218021C中公开的方法制备得到，也可以商购得到，优选为商业牌号HDOS-200(发明专利CN1218021C的工业化产品)的选择性加氢脱硫催化剂。
根据发明，所述第二加氢脱硫催化剂的种类的可选范围较宽，针对本发明，优选为商业牌号HDMS-100的加氢精制催化剂。
根据本发明的方法，优选该方法还包括：将步骤(4)所得的产物降温后进行气液分离得到含有硫化氢的气体和液相物质，将所述液相物质进行气提得到汽油产品。
根据本发明的方法，优选该方法还包括：将所述汽油产品循环返回步骤(1)和/或步骤(2)和/或步骤(4)，其中，返回步骤(1)中的量为作为步骤(1)的原料的所述劣质汽油原料的0.1-4重量倍，优选0.2-3重量倍；返回步骤(2)中的量为作为步骤(2)的原料的所述步骤(1)所得的产物的0.1-4重量倍，优选0.2-3重量倍；返回步骤(4)中的量为作为步骤(4)的原料的所述步骤(3)所得的液相的0.1-4重量倍，优选0.2-3重量倍。
根据本发明的方法，优选将所述步骤(3)的含H2S的气相和所述含有硫化氢的气体脱硫化氢后循环返回步骤(1)和/或步骤(2)和/或步骤(4)作为循环氢使用。
将所述步骤(3)的含H2S的气相和/或所述含有硫化氢的气体脱硫化氢工业上通常采用的脱H2S方法为醇胺法，根据本发明优选作为所述循环氢的气体中的H2S浓度控制不大于100μl/l，优选不大于50μl/l。对此本领域技术人员能够知悉，在此不详细描述。
根据本发明的方法，优选所述汽油产品的硫含量≤10μg/g，硫醇含量≤10μg/g，辛烷值损失不超过2.0单位，收率为大于99m％。
根据本发明的方法，所述劣质汽油原料中硫含量不大于1200μg/g，优选不大于800μg/g，特别优选650-690μg/g；所述劣质汽油原料中存在的烯烃含量不大于50v％，优选40-45v％；优选所述劣质汽油原料馏程干点不大于250℃，优选不大于220℃，特别优选不大于205℃。
根据本发明的方法，所述劣质汽油原料包括催化裂化汽油、焦化汽油、催化裂解汽油、热裂化汽油、热解全馏分汽油和热解窄馏分汽油中的一种或多种。
根据本发明的方法，优选所述劣质汽油原料为催化裂化汽油，更优选为全馏分的催化裂化汽油(FCC)。
本发明的方法，各个所述反应器可以在一个反应器中通过分装催化剂实现同时包括选择性加氢反应器、第一选择性加氢脱硫反应器、第二加氢脱硫反应器的反应器，当然也可以在3个不同的反应器中实现，本发明对此无特殊要求。
本发明应用于全馏分裂化汽油选择性加氢脱硫生产超低硫清洁汽油，无需对原料油进行切割分馏处理，简化了操作流程，最终获得超低硫汽油，并且硫醇含量低，辛烷值损失小，产品收率高，非常适合于工业应用。
下面结合图1对本发明的方法进行描述。
原料油经管路1引入，与管路2来的氢气或者与管路2来的氢气和管路13来的再循环料混合，在换热器15中进行加热。加热至需要的温度和压力的混合物由管路3进入选择性加氢反应器16进行选择性加氢反应；
来自选择性加氢反应器16的流出产物经管路4与氢气或者与氢气和再循环料混合，经换热器17加热后，进入第一选择性加氢脱硫反应器18进行第一选择性加氢脱硫反应；
来自第一选择性加氢脱硫反应器18的流出产物经管路5进入H2S气提塔19，脱H2S后的液相流出产物经管路6或者液相流出产物和再循环料混合后，经换热器20加热后进入第二加氢脱硫反应器21进行第二加氢脱硫反应，含硫化氢的气相经管路27进入到气液分离罐23中进行气液分离然后进入脱硫化氢塔24脱硫化氢，得到的气体经循环氢压机25通过管路14进行再使用；
来自第二加氢脱硫反应器21的流出产物经管路7经换热器22降温后进入气液分离罐23，分离后含有H2S的富氢气体经管路8到脱H2S塔24进行脱H2S处理，脱H2S后氢气通过管路10经循环氢压机25通过管路14进行再使用；分离后的液体经管路9进入汽提稳定塔26，稳定塔的塔顶气体经管路11被回收，塔底的脱硫汽油经管路12被送至汽油池；
脱硫汽油一部分经循环管路13可以送至反应器16、18、21的入口再循环点和反应器18、21催化剂床层之间的再循环点；也可以再循环至所述再循环点的任一不同的再循环点，其中再循环量可以以任何可能的比例在不同的循环点之间分配。
本发明的实施例所采用的选择性加氢催化剂为商业牌号HDDO-100催化剂(由北京海顺德钛催化剂有限公司生产)；第一选择性加氢脱硫催化剂为商业牌号HDOS-200催化剂(由北京海顺德钛催化剂有限公司生产)；第二加氢脱硫催化剂为商业牌号HDMS-100催化剂(由北京海顺德钛催化剂有限公司生产)。
本发明实施例所用催化剂在与待处理的原料接触之前，需要进行硫化步骤。所述硫化步骤可以在系统外或系统内进行，例如在反应器之内或之外硫化。
本发明中，馏程根据GB/T 6536(ASTM D86)的规定进行测定，硫元素含量(或称硫含量)根据SH/T0689(ASTM D5453)的规定进行测定，硫醇硫含量根据GB/T 1792(ASTMD3227)的规定进行测定。
本发明中，FIA(烯烃、芳烃及饱和烷烃)根据GB/T11132(ASTM D1319)的规定进行测定。
本发明中，二烯烃含量根据QJ/FSH.YX.128-97(UOP-326-82)马来酸酐法的规定进行测定。
本发明中，甲基-1-丁烯及甲基-2-丁烯采用Agilent 6890N型色谱仪进行测定，其中，以N2为载体，采用HP-PONA色谱柱进行测定。
本发明中，研究法辛烷值(RON)、马达法辛烷值(MON)分别根据GB/T 5487(ASTMD2669)、GB/T 503(ASTM D2700)的规定进行测定。
实施例1
在有三个串联加氢反应器的200ml小型加氢评价装置中分别装入选择性加氢催化剂HDDO-100、第一选择性加氢脱硫催化剂HDOS-200及第二加氢脱硫催化剂HDMS-100，对原料油A进行选择加氢脱硫处理，且在装有第一选择性加氢脱硫催化剂的加氢反应器和装有第二加氢脱硫催化剂的加氢反应器之间设置有H2S汽提塔。
用于HDDO-100催化剂的选择性加氢反应条件如下：
温度＝135℃
压力＝2.2MPa
液时空速＝3h-1
氢油体积比＝10v/v
用于HDOS-200催化剂的选择性加氢脱硫反应条件如下：
温度＝260℃
压力＝2.0MPa
液时空速＝3h-1
氢油体积比＝400v/v
脱硫化氢气提塔的条件包括：
前述加氢脱硫后的产物通过氢气汽提其中溶解的H2S，使汽提后塔底的液相产物中H2S含量降至20wppm；
用于HDMS-100催化剂的加氢脱硫反应条件如下：
温度＝320℃
压力＝2.0MPa
液时空速＝3h-1
氢油体积比＝400v/v
原料油A及汽油产品性质列于表1。
表1
*脱硫率％＝100％×(原料油硫含量-汽油硫含量)/原料油硫含量
*△RON＝汽油产品RON值-原料油的RON值
由表1的数据可以看出，本发明的方法对劣质汽油原料的脱硫率为97.8％；所得汽油产品含有10μg/g的硫，其中，硫醇硫为7μg/g，且相比原料A的RON损失为1.5单位。
实施例2
在有三个串联加氢反应器的200ml小型加氢评价装置中分别装入选择性加氢催化剂HDDO-100、第一选择性加氢脱硫催化剂HDOS-200及第二加氢脱硫催化剂HDMS-100，对原料油B进行选择加氢脱硫处理，且在装有第一选择性加氢脱硫催化剂的加氢反应器和装有第二加氢脱硫催化剂的加氢反应器之间设置有H2S汽提塔。
其中，第一选择性加氢脱硫反应器中的反应温度为280℃，其余条件与实施例1相同，其中，原料油及汽油产品性质列于表2。
所得汽油产品含有6μg/g的硫，其中硫醇硫为2μg/g，相比原料B的RON损失为2.0单位。
表2
实施例3
在与实施例1相同的条件下，将部分汽油产品再循环到装置的进料口，再循环量为待处理原料量的0.3-2倍，并适当调整加氢脱硫催化剂即加氢脱硫反应的反应温度，使得到的低硫产品硫含量约为10μg/g，在不同再循环比(再循环量/待处理原料量)的条件下，所得汽油产品性质见表3。
表3
| 再循环比 | 0.3 | 0.5 | 1 | 2 |
| 脱硫反应器入口烯烃含量，v％ | 39.3 | 38.2 | 36.1 | 34.2 |
| 加氢脱硫反应温度，℃ | 280 | 282 | 284 | 288 |
| 硫，μg/g | 10 | 10 | 10 | 10 |
| 硫醇硫，μg/g | 8 | 6 | 7 | 6 |
| RON | 89.3 | 89.6 | 89.7 | 89.7 |
| 烯烃，v％ | 29.4 | 29.6 | 30.8 | 30.7 |
| △RON* | -1.4 | -1.3 | -1.0 | -1.0 |
由表3数据可以看出，在控制产品硫含量10μg/g条件下，相比实施例1，RON损失最多可减少0.5单位。
实施例4
按照实施例1的方法进行，不同的是，第一选择性加氢脱硫反应的温度为260℃，第二加氢脱硫反应的温度为290℃，所得汽油产品含有5μg/g的硫，其中硫醇硫为3μg/g，相比原料A的RON损失为1.5单位。
实施例5
按照实施例2的方法进行，不同的是，第一选择性加氢脱硫反应的温度为260℃，第二加氢脱硫反应的温度为290℃，所得汽油产品含有5μg/g的硫，其中硫醇硫为3μg/g，相比原料B的RON损失为1.6单位。
实施例6
按照实施例2的方法进行，不同的是，第二加氢脱硫反应的温度为340℃，所得汽油产品含有8μg/g的硫，其中硫醇硫为5μg/g，相比原料B的RON损失为2.2单位。
对比例1
按照传统的CDOS-HCN工艺方法，先将催化裂化汽油原料B经一个选择性加氢反应器(使用HDDO-100催化剂)进行选择加氢反应，然后按照轻重汽油质量比例2:8分馏切割成轻汽油(LCN)和重汽油(HCN)；HCN再经过一个选择性加氢脱硫反应器(使用HDOS-200催化剂)进行加氢脱硫反应，脱硫处理后的HCN再与LCN混合后得到低硫汽油产品。
用于HDDO-100催化剂的选择加氢反应条件如下：
温度＝150℃
压力＝2.2MPa
液时空速＝3h-1
氢油体积比＝10v/v
用于HDOS-200催化剂的选择加氢脱硫反应条件如下：
温度＝290℃
压力＝2.0MPa
液时空速＝3h-1
氢油体积比＝400v/v
原料油B及汽油产品的主要性质列于表4。
所得汽油产品含有10μg/g的硫，其中，硫醇硫为8μg/g，相比原料B的RON损失为2.5单位。
表4
| 项目 | 原料油B | 产品* |
| 比例，wt％ | 100 | 100 |
| 密度，g·cm-3 | 0.7200 | 0.7158 |
| 硫，μg/g | 662 | 10 |
| 硫醇硫，μg/g | 53 | 8 |
| RON | 91.2 | 88.7 |
| 烯烃，v％ | 42 | 29 |
| 脱硫率，％ | \ | 98.5 |
| 烯烃饱和率，％ | \ | 31.0 |
| △RON | \ | -2.5 |
由此可见，依照以往传统技术的对比例1的方法，当催化裂化汽油的硫含量从662μg/g降低至10μg/g时，其辛烷值RON损失为2.5单位。
按照本发明的方法，对于实施例中所有原料油处理后的脱硫汽油硫含量都可达到10μg/g，优选条件下能够达到5μg/g，同时辛烷值RON损失不超过2.0单位，优选不超过1.5单位，产品的收率大于99m％。
Claims (11)
1.一种汽油选择性加氢脱硫的方法，该方法包括：
(1)劣质汽油原料在氢气存在下，在选择性加氢反应器中与选择性加氢催化剂接触进行选择性加氢反应；其中，反应温度为80-250℃，反应压力为1-5MPa，液时空速为1-20h-1，氢油体积比为5-100v/v；
(2)由步骤(1)所得的产物在第一选择性加氢脱硫反应器中与第一选择性加氢脱硫催化剂接触，进行第一选择性加氢脱硫反应；其中，反应温度为200-400℃，反应压力为1-5MPa，液时空速为1-20h-1，氢油体积比为100-1000v/v；
(3)由步骤(2)所得的产物进入H2S汽提塔，从塔顶得到含H2S的气相，塔底得到脱除H2S的液相；
(4)由步骤(3)所得的液相进入第二加氢脱硫反应器中与第二加氢脱硫催化剂接触，进行第二加氢脱硫反应；其中，反应温度为250-450℃，反应压力为1-5MPa，液时空速为1-30h-1，氢油体积比为100-1000v/v；
其中，所述劣质汽油原料来自裂化装置，
其中，所述第二加氢脱硫反应的温度比第一选择性加氢脱硫反应的温度高30-40℃。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述第二加氢脱硫反应的温度为290-320℃，第一选择性加氢脱硫反应的温度为260-280℃。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述选择性加氢催化剂为HDDO-100，所述第一选择性加氢脱硫催化剂为HDOS-200，所述第二加氢脱硫催化剂为HDMS-100。
4.根据权利要求1或2所述的方法，其中，该方法还包括：将步骤(4)所得的产物降温后进行气液分离得到含有硫化氢的气体和液相物质，将所述液相物质进行气提得到汽油产品。
5.根据权利要求4所述的方法，其中，该方法还包括：将所述汽油产品循环返回步骤(1)和/或步骤(2)和/或步骤(4)，其中，返回步骤(1)中的量为作为步骤(1)的原料的所述劣质汽油原料的0.1-4重量倍，返回步骤(2)中的量为作为步骤(2)的原料的所述步骤(1)所得的产物的0.1-4重量倍，返回步骤(4)中的量为作为步骤(4)的原料的所述步骤(3)所得的液相的0.1-4重量倍。
6.根据权利要求4所述的方法，其中，将所述步骤(3)的含H2S的气相和所述含有硫化氢的气体脱硫化氢后循环返回步骤(1)和/或步骤(2)和/或步骤(4)作为循环氢使用。
7.根据权利要求4所述的方法，其中，所述汽油产品的硫含量≤10μg/g，硫醇含量≤10μg/g，辛烷值损失不超过2.0单位，收率为大于99m％。
8.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述劣质汽油原料中硫含量不大于1200μg/g；烯烃含量不大于50v％。
9.根据权利要求8所述的方法，其中，所述劣质汽油原料中硫含量为650-690μg/g。
10.根据权利要求8所述的方法，其中，所述劣质汽油原料中烯烃含量为40-45v％。
11.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述劣质汽油原料包括催化裂化汽油、焦化汽油、催化裂解汽油、热裂化汽油、热解全馏分汽油和热解窄馏分汽油中的一种或多种。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410660388.8A CN105602618B (zh) | 2014-11-19 | 2014-11-19 | 一种汽油选择性加氢脱硫的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410660388.8A CN105602618B (zh) | 2014-11-19 | 2014-11-19 | 一种汽油选择性加氢脱硫的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN105602618A CN105602618A (zh) | 2016-05-25 |
| CN105602618B true CN105602618B (zh) | 2017-08-25 |
Family
ID=55982980
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201410660388.8A Active CN105602618B (zh) | 2014-11-19 | 2014-11-19 | 一种汽油选择性加氢脱硫的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN105602618B (zh) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103468311A (zh) * | 2012-06-07 | 2013-12-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产低硫汽油的方法 |
| CN103834438A (zh) * | 2012-11-23 | 2014-06-04 | 中国海洋石油总公司 | 一种加氢脱硫的工艺方法 |
| CN103834439A (zh) * | 2012-11-23 | 2014-06-04 | 中国海洋石油总公司 | 一种深度加氢脱硫的方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070114156A1 (en) * | 2005-11-23 | 2007-05-24 | Greeley John P | Selective naphtha hydrodesulfurization with high temperature mercaptan decomposition |
-
2014
- 2014-11-19 CN CN201410660388.8A patent/CN105602618B/zh active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103468311A (zh) * | 2012-06-07 | 2013-12-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产低硫汽油的方法 |
| CN103834438A (zh) * | 2012-11-23 | 2014-06-04 | 中国海洋石油总公司 | 一种加氢脱硫的工艺方法 |
| CN103834439A (zh) * | 2012-11-23 | 2014-06-04 | 中国海洋石油总公司 | 一种深度加氢脱硫的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105602618A (zh) | 2016-05-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103627435B (zh) | Fcc汽油至低于10 ppm硫的选择性加氢脱硫 | |
| US8686204B2 (en) | Methods for co-processing biorenewable feedstock and petroleum distillate feedstock | |
| CN103131467B (zh) | 一种劣质汽油选择性加氢脱硫的工艺方法及装置 | |
| CN101724457B (zh) | 一种柴油加氢组合方法 | |
| CN106047404B (zh) | 一种劣质催化裂化柴油增产高辛烷值汽油的组合工艺方法 | |
| CN105694966B (zh) | 一种由催化裂化柴油生产石脑油和清洁汽油的方法 | |
| CN102757818A (zh) | 一种生产无硫汽油的方法 | |
| CN102382678B (zh) | 一种焦化汽油生产芳烃的方法 | |
| CN109988650B (zh) | 劣质柴油加氢改质和加氢精制组合方法 | |
| CN104292067A (zh) | 一种石脑油多产芳烃的方法 | |
| CN103834438B (zh) | 一种加氢脱硫的工艺方法 | |
| CN103834439B (zh) | 一种深度加氢脱硫的方法 | |
| CN103805247A (zh) | 一种加工劣质柴油的组合工艺方法 | |
| CN100532507C (zh) | 催化裂化汽油的改质方法 | |
| CN104726132B (zh) | 烃馏分的加氢脱硫方法 | |
| CN105602618B (zh) | 一种汽油选择性加氢脱硫的方法 | |
| CN109722305B (zh) | 生产低碳烯烃的方法 | |
| CN103059955B (zh) | 一种催化裂化汽油生产清洁汽油的方法 | |
| CN105670688B (zh) | 一种生产无硫汽油的方法 | |
| CN103059954A (zh) | 一种降低催化裂化汽油硫含量的方法 | |
| CN109988635B (zh) | 一种加氢处理和加氢裂化组合工艺 | |
| CN103059949B (zh) | 一种催化裂化汽油脱硫方法 | |
| JP5270070B2 (ja) | 硫黄含有化合物をより高い沸点の化合物に転化することによってガソリンを脱硫する新規な方法 | |
| CN104974790A (zh) | 一种石脑油生产高辛烷值汽油的方法 | |
| CN104178208A (zh) | 一种石脑油生产高辛烷值汽油的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| TA01 | Transfer of patent application right |
Effective date of registration: 20170420 Address after: 100010 Beijing, Chaoyangmen, North Street, No. 25, No. Applicant after: China National Offshore Oil Corporation Applicant after: China National Offshore Oil Corporation Applicant after: CNOOC Huizhou Petrochemical Co., Ltd. Applicant after: Beijing Haishunde Titanium Catalyst Co., Ltd. Address before: 100010 Beijing City, Dongcheng District Chaoyangmen No. 25 North Street CNOOC building Applicant before: China National Offshore Oil Corporation Applicant before: China National Offshore Oil Corporation Applicant before: Huizhou Refinery Branch, CNOOC Oil & Petrochemicals Co., Ltd. Applicant before: Beijing Haishunde Titanium Catalyst Co., Ltd. |
|
| TA01 | Transfer of patent application right | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CP01 | Change in the name or title of a patent holder |
Address after: 100010 Beijing, Chaoyangmen, North Street, No. 25, No. Co-patentee after: China National Offshore Oil Corporation Patentee after: China Offshore Oil Group Co., Ltd. Co-patentee after: CNOOC Huizhou Petrochemical Co., Ltd. Co-patentee after: Beijing Haishunde Titanium Catalyst Co., Ltd. Address before: 100010 Beijing, Chaoyangmen, North Street, No. 25, No. Co-patentee before: China National Offshore Oil Corporation Patentee before: China National Offshore Oil Corporation Co-patentee before: CNOOC Huizhou Petrochemical Co., Ltd. Co-patentee before: Beijing Haishunde Titanium Catalyst Co., Ltd. |
|
| CP01 | Change in the name or title of a patent holder |