CN116948688A - 一种汽油催化蒸馏脱硫装置及方法 - Google Patents
一种汽油催化蒸馏脱硫装置及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116948688A CN116948688A CN202210415865.9A CN202210415865A CN116948688A CN 116948688 A CN116948688 A CN 116948688A CN 202210415865 A CN202210415865 A CN 202210415865A CN 116948688 A CN116948688 A CN 116948688A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- catalyst bed
- gas phase
- gasoline
- reaction
- tower
- 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.)
- Pending
Links
- 238000004821 distillation Methods 0.000 title claims abstract description 82
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 title claims abstract description 67
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 title claims abstract description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 154
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 153
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 46
- 239000000047 product Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 19
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 19
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims abstract description 16
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 120
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 44
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 41
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 25
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 18
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 claims description 14
- 238000005192 partition Methods 0.000 claims description 12
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 8
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 claims description 6
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 6
- 238000005732 thioetherification reaction Methods 0.000 claims description 6
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 4
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 4
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 claims description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 abstract description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 40
- 238000000066 reactive distillation Methods 0.000 description 12
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 9
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 4
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 4
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 4
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 4
- 230000003009 desulfurizing effect Effects 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene Chemical compound C1=CC=C2SC=CC2=C1 FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N Thiophene Chemical compound C=1C=CSC=1 YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000011949 solid catalyst Substances 0.000 description 2
- 241000269350 Anura Species 0.000 description 1
- BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen disulfide Chemical compound SS BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 VIB group metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000006079 antiknock agent Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000010574 gas phase reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- RAOIDOHSFRTOEL-UHFFFAOYSA-N tetrahydrothiophene Chemical compound C1CCSC1 RAOIDOHSFRTOEL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/02—Gasoline
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明公开了一种汽油催化蒸馏脱硫装置及方法。汽油首先进行预加氢,预加氢产物分离为轻馏分、重馏分；重馏分进入催化蒸馏塔，与向上的氢气在多个催化剂床层梯次进行加氢脱硫反应，加氢脱硫生成的硫化氢以及未反应气相进料自独立的气相通道从催化蒸馏塔顶部排出，塔底得到汽油重馏分。本发明方法使得轻组分及硫化氢能迅速脱离体系不再参与反应，有效防止硫化氢与烯烃进一步结合生成硫醇，避免脱硫后汽油硫醇含量超标的问题；同时脱硫后反应产物迅速离开催化蒸馏塔，有利于促进反应向右进行，提高反应速率和液体收率，降低了装置的热负荷。
Description
技术领域
本发明属于加氢精制生产汽油领域，更具体地说，是一种汽油催化蒸馏脱硫的装置及方法。
背景技术
近年来，我国对发动机燃料的质量要求越来越严格，以降低有害物质的排放，其中对车用汽油中硫和烯烃的含量限制更为苛刻。自2021年12月1号实施的京6B车用汽油标准中，要求烯烃体积分数不大于12%，硫质量分数低于10ppm。然而，国内车用汽油中约80%为催化裂化汽油，其烯烃体积含量高达30%~45%，且硫含量高，因此，如何达到较高的脱硫率，同时适度降低烯烃含量，而又使辛烷值损失最小，是亟待解决的问题。
随着环保要求的日益提高，普遍禁止含铅抗爆剂的使用，并且要求燃料油中所允许的硫含量不断降低。因此，清洁燃料生产工艺显得尤为重要。而催化裂化汽油（简称FCC汽油）中的硫化物以有机化合物为主，包括硫醇、硫醚、二硫化物、四氢噻吩、噻吩和苯并噻吩等，其本身稳定的共轭结构使得FCC 汽油深度脱硫具有一定难度。同时，FCC 汽油的硫含量随馏分变重呈递增式分布，而烯烃含量则随馏分变重呈递减式分布。这表明，FCC 汽油中的硫化物主要集中在较重馏分中，而烯烃主要集中在较轻馏分中。为此，国内外开发出了若干种脱硫方法。其中催化蒸馏技术作为一种新技术，将催化反应过程与蒸馏分离过程耦合在同一反应器中。将催化蒸馏技术与脱硫工艺相结合，可将催化蒸馏技术的转化率高、选择性好、能耗低、产品纯度高、易操作和投资少等一系列优点在脱硫工艺中一一实现。
催化蒸馏技术已应用于催化裂化汽油选择性加氢及加氢脱硫，并取得良好的效果。比较有代表性且已经工业化的是美国CDTECH公司的的CDHydro/CDHDS 选择性加氢脱硫技术，采用两段法催化蒸馏，第一段采用CDHydro塔，经反应精馏实现轻/重汽油组分的分割和精制，塔顶产生二烯烃和硫醇含量低的轻汽油，第二段采用CDHDS塔，重汽油和生成的硫醚化合物在精馏过程被除去，而辛烷值损失较小。该方法存在的问题是催化蒸馏塔脱硫反应与蒸馏分离分段进行，硫产生的硫化氢不能及时排出反应器，会导致硫化氢与烯烃结合进一步生成硫醇，脱硫后汽油的硫醇含量超高，或者硫醇在下层催化剂模块上重新分解也会影响催化剂的脱硫效率和最终产品质量，且工艺流程复杂，热负荷较大。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明的目的在于提供一种汽油催化蒸馏脱硫的装置及方法，以克服现有技术中催化蒸馏塔脱硫反应与蒸馏分离分段进行的问题，使气相反应产物和硫化氢能及时从反应区分离。同时，在提高的脱硫率的同时，适度降低烯烃含量，而又使辛烷值损失小。
根据本发明的第一个方面，本发明提供了一种汽油催化蒸馏脱硫装置。
本发明的一种汽油催化蒸馏脱硫装置包括：
（1）预加氢反应器，其用于将原料汽油进行硫醚化、二烯烃选择性加氢和异构化反应；
（2）分馏塔，其用于将从预加氢反应器流出的物流分离为轻汽油馏分和重汽油馏分；
（3）催化蒸馏塔，其接收分馏塔所产出的重汽油组分作为液相进料，该液相进料自上而下流经蒸馏塔内每个催化剂床层；预热后的氢气自每个催化剂床层底部自下而上均匀进入各所述催化剂床层；其中液相进料和氢气在蒸馏塔内设置的加氢精制催化剂上，进行加氢脱硫反应；加氢脱硫生成的硫化氢以及未反应气相进料自独立的气相通道从催化蒸馏塔顶部排出，加氢精制所得到液体产物自催化蒸馏塔底排出。
进一步，上述技术方案中，上述技术方案中，还包括（4）气体循环单元，其用来将二段所得到气体进行选择性地提浓，并循环回一段催化蒸馏塔和二段催化蒸馏塔。
进一步，上述技术方案中，所述催化蒸馏塔包含至少一个催化反应区，所述催化反应区为2~n层塔板结构，每层塔板上设置加氢脱硫催化剂床层，其中n为大于2的整数。在每个催化剂床层上方设有倾斜隔板，优选为伞形隔板；穿过每个催化剂床层及倾斜隔板设有气相通道。
进一步，上述技术方案中，催化蒸馏塔还包括液相进料子单元，其设置在最上部催化剂床层的倾斜隔板之上，通过该倾斜隔板液相进料被引导至最上部催化剂床层。
进一步，上述技术方案中，所述倾斜隔板末端设有环形降液管，该环形降液管底部与催化剂床层的底部间隔一段距离，使得液相进料沿径向方向进入催化剂床层。
进一步，上述技术方案中，所述催化蒸馏塔还包括气相进料子单元，其设置在上一层的催化剂床层和下一层的倾斜隔板之间。气相进料向上进入上一层的催化剂床层。
进一步，上述技术方案中，穿过上一催化剂床层的气相通道的下端与下一催化剂床层上的倾斜隔板相连。该设计使得所述气相通道与气相进料子单元处于相对隔离状态，气相进料和液相进料在催化剂床层进行反应后生成的气相产品直接进入该气相通道。
进一步，上述技术方案中，催化剂床层设有：溢流堰，其设置在靠近气相通道一侧；液封挡板，其设置在溢流堰上部，用于将气相进料与气相产品进行隔离。
进一步，上述技术方案中，液封挡板包括：水平部，其呈环形平板状并位于溢流堰上方；竖直部，其呈圆筒形，该竖直部与水平部一体成型，该竖直部的下端与催化剂床层底部间隔一段距离。
进一步，上述技术方案中，液相进料子单元进一步包括：液相进料管，其沿催化剂床层的径向方向延伸；液相分配管，其呈环形并与液相进料管正交或切向相交，该液相分配管的管壁设有多个孔道，用于将液相进料均匀分布至环形降液管的各个方向。
进一步，上述技术方案中，气相进料子单元进一步包括：气相进料管，其沿催化剂床层的径向方向延伸；气相分配管，其呈环形或多层同心环形，该气相分配管与气相进料管正交或切向相交，该气相分配管的壁面上设有多个孔道，用于将气相进料均匀分布至催化剂床层底部的各个方向。
进一步，上述技术方案中，气相进料子单元还可包括：气相分配盘，其位于催化剂床层底部且整体呈盘状，该气相分配盘上均匀密布多个孔眼。
进一步，上述技术方案中，气相通道位于催化反应单元的中部，且从下到上贯通所有催化剂床层。
进一步，上述技术方案中，催化剂床层高度根据反应体系的不同设置为10mm至1000mm。
进一步，上述技术方案中，溢流堰上沿可高出本床层催化剂上表面10至100mm。
进一步，上述技术方案中，气相分配管可设置在催化剂床层下方或催化剂床层内。
本发明第二方面在于提供一种生产汽油催化蒸馏脱硫的方法。本发明的一种生产汽油催化蒸馏脱硫的方法，包括如下步骤：
（1）汽油原料与氢气混合后进入预加氢反应器，在加氢精制催化剂的作用下进行二烯烃加氢、硫醇与二烯烃的硫醚化反应，以及部分烯烃发生异构化反应；
（2）步骤（1）中从预加氢反应器流出的物流进入分馏塔进行分离，塔顶得到轻汽油馏分，塔釜得到重汽油馏分；
（3）步骤（2）中塔釜所得重汽油馏分进入催化蒸馏塔中，在塔内下行依次进入多个加氢脱硫催化剂床层中，与向上进入催化剂床层的氢气接触进行加氢脱硫反应；每一催化剂床层反应所得到的气相物流进入气相通道中，在气相通道内向上流出催化蒸馏塔；每一催化剂床层反应所得液相产物依次进入下一层催化剂床层进行加氢脱硫反应，最终所得液体物流向下流出催化蒸馏塔。
进一步，上述技术方案中，催化蒸馏塔塔顶气相冷却后，不凝气脱硫化氢后可得到富氢气体，冷凝液部分回流，剩下的部分与塔底流出的液相物流物一同进入稳定塔，稳定塔脱除含有的不凝气后，从稳定塔底得到重汽油产品。
进一步，上述技术方案中，所述汽油原料选自催化裂化汽油、催化裂解汽油、焦化汽油和热裂化汽油中的一种或几种的混合物。进一步，上述技术方案中，所得到的富氢气体循环回步骤（1）或（3）使用。
进一步，上述技术方案中，从分馏塔塔顶得到轻汽油馏分的量主要受硫含量的限制，可通过调节分馏塔的温度和压力来增加或减少其抽出量。轻汽油抽出量增加时，可以减轻催化蒸馏塔操作负荷，减少汽油辛烷值损失，但同时也会使轻汽油硫含量增加。
进一步，上述技术方案中，步骤（1）中所述预加氢反应器设置加氢精制催化剂床层。所述加氢精制催化剂为一般是以氧化铝或含硅氧化铝为载体，以VIB族和第Ⅷ族金属为活性组分，如W、Mo、Co、Ni中选择一种、两种或多种。
进一步，上述技术方案中，步骤（1）所述的预加氢反应器的操作条件如下：反应温度为100℃～260℃，反应压力为0.5MPa～3.0MPa，氢油体积比为200～800，液时体积空速1.0h-1～10.0h-1。
进一步，上述技术方案中，步骤（2）中所述的分馏塔的操作条件为：塔顶压力0.2MPa～2.0MPa，进料温度为100℃～200℃，塔顶温度为60℃～120℃，塔底温度为200℃～280℃。
进一步，上述技术方案中，步骤（3）中所述催化蒸馏塔中催化剂床层个数为n层，可以全部催化剂床层都装填加氢脱硫催化剂；优选地，上部催化剂床层装填加氢脱硫催化剂，下部催化剂床层装填加氢改质催化剂，加氢脱硫催化剂与加氢改质催化剂的层数比优选为1:1~n-1: 1。所述加氢脱硫催化剂通常包括活性组分及载体，载体组分包括氧化铝、氧化硅或氧化铝和氧化硅的混合物；活性组分为第ⅥB族和第Ⅷ族金属中的一种或多种，第ⅥB族金属一般为Mo和/或W，第Ⅷ族金属一般为Co和/或Ni。所述加氢改质催化剂为一般是以ZSM-5、Beta、SAPO分子筛或其混合物为载体，以VIB族和第ⅧB族的金属为活性组分，如W、Mo、Co、Ni中选择一种、两种或多种。
所述加氢精制催化剂、加氢脱硫催化剂和加氢改质催化剂形状可以是任何常规现有催化剂形状，优选为多孔催化剂、异形催化剂和/或蜂窝体催化剂。多孔催化剂孔径为1～50mm，优选4～20mm；异形催化剂的平均颗粒直径为2～50mm，优选4～30mm；蜂窝体催化剂孔直径或孔边长为1～50mm，优选3～15mm。催化剂床层空隙率推荐15%～85%，优选20%～75%。
进一步，上述技术方案中，步骤（3）所述催化蒸馏反应器的操作条件为：反应温度为220℃～400℃，反应压力为1.0MPa～2.5MPa，氢油体积比为50～800，液时体积空速0.5h-1～8.0h-1。
上述技术方案中，所述的气相生成物不进入相邻的催化剂床层，直接进入反应器中部的气相通道内，所述的气相通道与气相进料子单元处于相对隔离状态。
上述技术方案中所述的步骤（2）得到的重汽油馏分，自催化反应蒸馏塔中最上层的催化剂床层上方设置的分布器进入第一催化剂床层，然后经反应器内设置的液相进料内构件自上而下逐层进入各个催化剂床层。
与现有技术相比，本发明的优点在于：
1、本发明采用分层塔构件以及气相通道的设计，实现了催化反应与蒸馏分离的高度耦合，每个催化剂床层上脱硫反应产生的硫化氢能立刻从气相通道离开反应区，克服了现有技术中催化蒸馏塔脱硫反应与蒸馏分离分段进行的问题，能有效防止硫化氢与烯烃进一步结合生成硫醇，避免脱硫后汽油硫醇含量超标的问题。
2、催化蒸馏塔能够使重汽油馏分在反应器内梯次反应，控制不同馏分在反应器的反应深度，有效抑制了烯烃聚合、芳烃烷基化等副反应的发生，从而在大幅提高的脱硫率的同时，适度降低烯烃含量，而又使辛烷值损失最小；同时脱硫后反应产物迅速离开催化蒸馏塔，有利于促进反应向右进行，提高反应速率和液体收率，降低了装置的热负荷。
3、倾斜隔板一方面可以隔开相邻床层间的气相进料与产品气，另一方面起到液相和气相的导流作用。液封挡板可将气相进料与气相产品进行有效隔离。多层同心环形的气相分配管的设置可使气相进料的分配最大限度内地保持均匀。
附图说明
图1 为本发明的原则流程示意图。
图2是本发明催化反应蒸馏塔的结构示意图。
图3是本发明催化反应蒸馏塔中液相分配管的俯视图。
图4是本发明催化反应蒸馏塔中气相进料管和气相分配管的俯视图（示出气相进料管与环形气相分配管正交设置的情况）。
图5是本发明催化反应蒸馏塔中气相进料管和气相分配管的另一俯视图（示出气相进料管与环形气相分配管切向相交设置的情况）。
图6是本发明气相分配管采用同心双环分配管的俯视图。
图7是本发明催化反应蒸馏塔中气相分配盘的俯视图。
图8是本发明催化反应蒸馏塔中催化剂支撑盘的俯视图。
图9是根据本发明的一实施方式的液体分布组件的俯视结构示意图。
图10是根据本发明的另一实施方式的液体分布组件的俯视及侧视结构示意图。
图11是根据本发明的一实施方式的第一溢流环的俯视结构示意图。
图12是图10的第一溢流环的立体结构示意图。
主要附图标记说明：
1-催化蒸馏塔，2-预加氢反应器，3-分馏塔，4，6-冷凝器，5，7-回流罐，8-稳定塔，L1-汽油，G1-氢气，L2-重汽油馏分，G2-轻汽油馏分，G3 -分馏塔顶不凝气，L3-轻汽油产品，G4-催化蒸馏气相物流，L4-催化蒸馏液体物流，G5-催化蒸馏塔顶不凝气，L6-重汽油产品，G6-稳定塔顶不凝气。
10-固体催化剂，11-伞形倾斜隔板，12-外侧降液管，13-气相通道，14-溢流堰，15-降液折板，16-受液盘，17-液封挡板，18-内侧降液管，19-催化剂支撑盘，191-格栅；
21-液相进料管，22-液相分配管，220-液相分配管管体，221-液相孔道；
31-气相进料管，32-气相分配管，320-气相分配管管体，321-气相孔道，33-气相分配盘，331-孔眼；34-液相产品；
锯齿部14-1，导流槽14-2。
具体实施方式
下面结合附图，对本发明的具体实施方式进行详细描述，但应当理解本发明的保护范围并不受具体实施方式的限制。
图1所示为本发明的一种汽油催化蒸馏脱硫的工艺流程示意图。如图1所示，汽油L1与氢气G1混合后进入预加氢反应器2中，在加氢精制催化剂的作用下进行二烯烃加氢、硫醚化反应以及异构化反应。从预加氢反应器2中流出的物流进入分馏塔3进行分离，塔顶得到轻汽油馏分G2，塔釜得到重汽油馏分L2。轻汽油馏分G2由塔顶流出进入冷凝器4，冷凝后物料进入回流罐5中，分馏塔顶不凝气G3脱硫化氢后作为富氢气体可以循环使用，冷凝液体部分回流至分馏塔3，剩余部分作为轻汽油产品L3出装置。
重汽油馏分L2进入催化蒸馏塔1的液相进料管21中，经液相分配管22分配均匀后沿着催化剂床层向下流动。重汽油馏分L2与从气相进料管31向上进入催化剂床层的氢气接触进行反应；每一催化剂床层反应所得到的气相产物直接进入气相通道13，每一催化剂床层反应所得液相产物依次进入下一层催化剂床层进行反应，最终所得催化蒸馏液体物流L4向下流出催化蒸馏塔1进入稳定塔8中。来自气相通道13的催化蒸馏气相物流8从催化蒸馏塔1顶部流出，进入冷凝器6，冷凝后物料进入回流罐7中，催化蒸馏塔顶不凝气G5脱硫化氢后作为富氢气体可以循环使用，冷凝液体部分回流至催化蒸馏塔1，剩余催化蒸馏塔顶冷凝液体L5进入稳定塔8中。经稳定塔8脱除稳定塔顶不凝气G6后，从稳定塔底得到重汽油产品L6。轻汽油产品L3和重汽油产品L6混合可得到清洁汽油产品。
进一步的，上述技术方案中所述的反应器内液相进料内构件包括液相进料管21、伞形隔板11、伞形隔板11末端设有环形降液管12，该降液管底部与催化剂床层的底部间隔一段距离，使得液相进料沿径向方向进入催化剂床层。
进一步，如图2所示，反应蒸馏塔1内每个催化剂床层的高度可以是相同的，也可以是不同的，需要根据不同的化学反应体系而定，催化剂床层上方用筛网固定，保持床层相对稳定，床层高度设置为10mm至1000mm。催化剂床层设有：溢流堰14，其设置在靠近气相通道一侧13；液封挡板17，其设置在溢流堰上部，用于将气相进料与气相产品进行隔离。
进一步，上述技术方案中，液封挡板17包括：水平部，其呈环形平板状并位于溢流堰14上方；竖直部，其呈圆筒形，该竖直部与水平部一体成型，该竖直部的下端与催化剂床层底部间隔一段距离。溢流堰14的高度高于本床层催化剂上平面，优选高出10至100mm。
在催化反应区的每个催化剂床层均设置有气相进料子单元，具体设置在上一层的催化剂床层和下一层的伞形隔板11之间，每层的气相进料向上进入催化剂床层。气液相进料与固体催化剂在催化剂床层充分反应后，每层的气相产品沿伞形隔板11的下部导流至气相通道13。气相通道13与气相进料子单元处于相对隔离状态，即气相进料和液相进料在催化剂床层进行反应后生成的气相产品直接进入该气相通道13。优选而非限制性地，气相通道位于反应蒸馏塔1的中部，且从下到上贯通所有催化剂床层。
进一步如图2、4至6所示，气相进料子单元包括气相进料管31和气相分配管32，气相进料管31沿反应蒸馏塔1的径向方向延伸。气相分配管32呈环形（参见图4、5）或多层同心环形（参见图6的两层同心环），该气相进料管31与气相分配管32的气相分配管管体320正交（参见图4）或切向相交（参见图5），气相分配管32的壁面上设有多个气相通道321，用于将气相进料均匀分布至催化剂床层底部的各个方向。优选而非限制性地，气相分配管32可设置在催化剂床层下方，也可以设置在催化剂床层内。进一步如图7所示，气相进料子单元还包括气相分配盘33，气相分配盘33位于催化剂床层底部且整体呈盘状，该气相分配盘上均匀密布多个孔眼331。气相进料经过各层的气相进料管31进入反应蒸馏塔1内，通过环形气相分配管32分配到反应蒸馏塔1内，通过催化剂支撑盘19下部的气相分配盘33向上进入催化剂床层。气相进料管31以径向进入反应蒸馏塔1，与环形气相分配管32正交或切向相交，环形气相分配管32位于催化剂床层下方，环形气相分配管32的环形直径小于催化剂床层外环直径，内径大于催化剂床层内环直径，环形气相分配管32管壁的若干气相通道321便于气体均匀的分布于气相分配盘33的各个位置。催化剂支撑盘19的作用主要是支撑催化剂床层，保证催化剂床层在反应蒸馏塔的轴向方向保持稳定。气相分配盘33的作用是保证气相进料的均匀分布，同时尽量避免液相进料在催化剂床层上直接泄漏（采用本发明中的气相分配盘33，液体泄漏量<15%）。在同一平面上，当设置不止一个同心不同直径的环形气相分配管32，可使气相进料的分配更趋于均匀。图2中的实施例将环形气相分配管32设置在催化剂床层下方，而当环形气相分配管32安装在催化剂床层内时，催化剂支撑盘19可以将图8的格栅191改为支撑板，同时取消气相分配盘33。
实施例1
采用本发明上述的装置及流程，对原料催化裂化汽油进行催化蒸馏处理。原料催化裂化油性质见表1。
汽油与氢气混合后进入预加氢反应器，在加氢精制催化剂FH-40C（商品牌号，中国石化大连石油化工研究院生产）的作用下进行二烯烃加氢、硫醇与二烯烃的硫醚化反应，以及部分烯烃发生异构化反应。从预加氢反应器流出的物流进入分馏塔进行分离，塔顶得到轻汽油馏分，塔釜得到重汽油馏分。分馏塔的操作压力为0.8MPa，塔顶温度为75℃，塔底温度为215℃。
催化反应蒸馏塔内设置5层塔板，第1到第4层塔板装填加氢脱硫催化剂ME-1，第5层装填加氢改质催化剂FDW-3，所用催化剂均为为中国石化大连石油化工研究院生产，单层催化剂床层高为500mm，溢流堰高为80mm。所得重汽油馏分进入催化蒸馏塔中，在塔内下行依次进入多个催化剂床层中，与向上进入催化剂床层的氢气接触进行反应；每一催化剂床层反应所得到的气相产物进入气相通道中，在气相通道内向上流出催化蒸馏塔；每一催化剂床层反应所得液相产物依次进入下一层催化剂床层进行反应，最终所得液体产物向下流出催化蒸馏塔。
来自气相通道气相物流经冷却后分为气相和冷凝液，气相脱硫化氢后作为富氢气体继续回流使用、冷凝液部分回流，部分进入稳定塔。从催化蒸馏塔底流出的液体物流也进入稳定塔中。经稳定塔脱除含有的不凝气后，从稳定塔底得到重汽油产品。轻汽油产品和重汽油产品混合可得到清洁汽油产品。
反应工艺条件见表2，清洁汽油产品性质见表3。
实施例2
本实施例与实施例1不同的是，催化反应蒸馏塔设置8个催化剂床层，第1到第7层塔板装填加氢脱硫催化剂ME-1，第8层装填加氢改质催化剂FDW-3，单层催化剂床层高为300mm，溢流堰高为40mm。反应工艺条件见表2，清洁汽油产品性质见表3。其余条件与实施例1相同。
实施例3
本实施例与实施例1不同的是，催化反应蒸馏塔设置10个催化剂床层，第1到第8层塔板装填加氢脱硫催化剂ME-1，第9、10层装填加氢改质催化剂FDW-3，单层催化剂床层高为200mm，溢流堰高为20mm。反应工艺条件见表2，清洁汽油产品性质见表3。其余条件与实施例1相同。
实施例4-5
与实施例1相同，区别仅在于变化了反应条件，具体反应工艺条件见表2，清洁汽油产品性质见表3。
比较例1
催化蒸馏塔采用已工业化的CDHydro/CDHDS 选择性加氢脱硫技术中的CDHDS塔，CDHDS塔中有5段催化剂模块，第1到第4层塔板上装填加氢脱硫催化剂ME-1，第5层装填加氢改质催化剂FDW-3，所用催化剂均为为中国石化大连石油化工研究院生产，单层催化剂床层高为500mm。其余工艺流程、工艺条件与实施例1相同。清洁汽油产品性质见表3。
表1催化裂化汽油主要性质
表2实施例工艺条件
表3清洁汽油产品性质
从表3的结果看，采用本发明方法，可以生产清洁汽油或清洁汽油调和组分，烯烃体积分数不大于14%，硫质量分数低于10ppm，抗爆指数损失低于1.0，硫醇含量低。而对比例1的总硫含量超为26ppm，硫醇含量超标，抗爆指数损失为1.5。
Claims (19)
1.一种汽油催化蒸馏脱硫装置，其特征在于，包括：
（1）预加氢反应器，其用于将原料汽油进行硫醚化、二烯烃选择性加氢和异构化反应；
（2）分馏塔，其用于将从预加氢反应器得到的液体物流分离为轻汽油馏分和重汽油馏分；
（3）催化蒸馏塔，其接收分馏塔所产出的重汽油组分作为液相进料，该液相进料自上而下流经蒸馏塔内每个催化剂床层；预热后的氢气自每个催化剂床层底部自下而上均匀进入各所述催化剂床层；其中液相进料和氢气在蒸馏塔内设置的加氢精制催化剂上，进行加氢脱硫反应；加氢脱硫生成的硫化氢以及未反应气相进料自独立的气相通道从催化蒸馏塔顶部排出，加氢精制所得到液体产物自催化蒸馏塔底排出。
2.按照权利要求1所述的装置，其特征在于，所述催化蒸馏塔包含至少一个催化反应区，所述催化反应区为2~n层塔板结构，每层塔板上均设置加氢脱硫催化剂床层，其中n为大于2的整数；在每个催化剂床层上方设有倾斜隔板，穿过每个催化剂床层及倾斜隔板设有气相通道。
3.按照权利要求2所述的装置，其特征在于，所述催化蒸馏塔还包括液相进料子单元，其设置在最上部催化剂床层的倾斜隔板之上，通过该倾斜隔板液相进料被引导至最上部催化剂床层。
4.按照权利要求2所述的装置，其特征在于，所述倾斜隔板末端设有环形降液管，该环形降液管底部与催化剂床层的底部间隔一段距离，使得液相进料沿径向方向进入催化剂床层。
5.按照权利要求2所述的装置，其特征在于，所述催化蒸馏塔还包括气相进料子单元，其设置在上一层的催化剂床层和下一层的倾斜隔板之间。
6.按照权利要求2所述的装置，其特征在于，穿过上一催化剂床层的气相通道的下端与下一催化剂床层上的倾斜隔板相连。
7.按照权利要求1所述的装置，其特征在于，所述催化剂床层设有：溢流堰，其设置在靠近气相通道一侧；液封挡板，其设置在溢流堰上部，用于将气相进料与气相产品进行隔离。
8.按照权利要求7所述的装置，其特征在于，所述液封挡板包括：水平部，其呈环形平板状并位于溢流堰上方；竖直部，其呈圆筒形，该竖直部与水平部一体成型，该竖直部的下端与催化剂床层底部间隔一段距离。
9.按照权利要求3所述的装置，其特征在于，所述液相进料子单元包括：液相进料管，其沿催化剂床层的径向方向延伸；液相分配管，其呈环形并与液相进料管正交或切向相交，该液相分配管的管壁设有多个孔道，用于将液相进料均匀分布至环形降液管的各个方向。
10.按照权利要求5所述的装置，其特征在于，所述气相进料子单元包括：气相进料管，其沿催化剂床层的径向方向延伸；气相分配管，其呈环形或多层同心环形，该气相分配管与气相进料管正交或切向相交，该气相分配管的壁面上设有多个孔道，用于将气相进料均匀分布至催化剂床层底部的各个方向。
11.按照权利要求10所述的装置，其特征在于，所述气相进料子单元还包括：气相分配盘，其位于催化剂床层底部且整体呈盘状，该气相分配盘上均匀密布多个孔眼。
12.按照权利要求1所述的装置，其特征在于，所述气相通道位于催化反应单元的中部，且从下到上贯通所有催化剂床层。
13.一种生产汽油的催化蒸馏脱硫方法，包括如下步骤：
（1）汽油原料与氢气混合后进入预加氢反应器，在加氢精制催化剂的作用下进行二烯烃加氢、硫醇与二烯烃的硫醚化反应，以及部分烯烃发生异构化反应；
（2）步骤（1）中从预加氢反应器得到的液体物流进入分馏塔进行分离，塔顶得到轻汽油馏分，塔釜得到重汽油馏分；
（3）步骤（2）中塔釜所得重汽油馏分进入催化蒸馏塔中，在塔内下行依次进入多个加氢脱硫催化剂床层中，与向上进入催化剂床层的氢气接触进行加氢脱硫反应；每一催化剂床层反应所得到的气相物流进入气相通道中，在气相通道内向上流出催化蒸馏塔；每一催化剂床层反应所得液相产物依次进入下一层催化剂床层进行加氢脱硫反应，最终所得液体物流向下流出催化蒸馏塔。
14.按照权利要求13所述的方法，其特征在于，催化蒸馏塔塔顶气相冷却后，冷凝液部分回流，剩余部分冷凝液与塔底流出的液相物流物一同进入稳定塔，稳定塔底得到重汽油产品。
15.按照权利要求13所述的方法，其特征在于，所述汽油原料选自催化裂化汽油、催化裂解汽油、焦化汽油和热裂化汽油中的一种或几种的混合物。
16.按照权利要求13所述的方法，其特征在于，步骤（1）所述预加氢反应器的操作条件如下：反应温度为100℃～260℃，反应压力为0.5MPa～3.0MPa，氢油体积比为200～800，液时体积空速1.0h-1～10.0h-1。
17.按照权利要求13所述的方法，其特征在于，步骤（2）中所述分馏塔的操作条件为：塔顶压力0.2 MPa～2.0MPa，进料温度为100℃～200℃，塔顶温度为60℃～120℃，塔底温度为200℃～280℃。
18.按照权利要求13所述的方法，其特征在于，所述加氢脱硫催化剂床层的下方设置加氢改质催化剂床层，加氢脱硫催化剂与加氢改质催化剂的层数比为1:1~ n-1: 1。
19.按照权利要求13所述的方法，其特征在于，步骤（3）所述催化蒸馏反应器的操作条件为：反应温度为220℃～400℃，反应压力为1.0MPa～2.5MPa，氢油体积比为50～800，液时体积空速0.5h-1～8.0h-1。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210415865.9A CN116948688A (zh) | 2022-04-20 | 2022-04-20 | 一种汽油催化蒸馏脱硫装置及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210415865.9A CN116948688A (zh) | 2022-04-20 | 2022-04-20 | 一种汽油催化蒸馏脱硫装置及方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116948688A true CN116948688A (zh) | 2023-10-27 |
Family
ID=88451678
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210415865.9A Pending CN116948688A (zh) | 2022-04-20 | 2022-04-20 | 一种汽油催化蒸馏脱硫装置及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116948688A (zh) |
-
2022
- 2022-04-20 CN CN202210415865.9A patent/CN116948688A/zh active Pending
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR20210114540A (ko) | 석유계 물질을 처리하기 위한 수소화 처리 및 고-가혹도 유동화 촉매 분해를 포함한 시스템 및 방법 | |
| CN101747935A (zh) | 一种从重质烃生产低碳烯烃和单环芳烃的方法 | |
| CN102834491A (zh) | 用于降低硫醇型硫的汽油加氢脱硫和膜装置 | |
| CN102286294A (zh) | 一种生产丙烯和轻芳烃的烃类催化转化方法 | |
| CN108219836A (zh) | 减少多核芳族化合物的加氢裂化方法和装置 | |
| EP4215266A1 (en) | Multi-phase combination reaction system and reaction method | |
| CN116064124A (zh) | 煤焦油加氢处理装置及方法 | |
| CN116948688A (zh) | 一种汽油催化蒸馏脱硫装置及方法 | |
| CN116948692A (zh) | 一种生产清洁汽油的催化蒸馏装置及方法 | |
| CN109722281B (zh) | 一种多种催化剂内循环的沸腾床反应器及其加氢方法 | |
| CN115785994B (zh) | 一种蜡油加氢方法及装置 | |
| CN116064122B (zh) | 一种煤焦油加氢处理生产芳烃原料的方法及装置 | |
| CN116064127B (zh) | 一种费托合成油生产航空煤油的加氢处理装置及方法 | |
| CN116064121B (zh) | 一种煤焦油加氢处理方法及装置 | |
| CN116064123B (zh) | 一种催化裂化轻循环油加氢处理生产芳烃原料的方法及装置 | |
| CN116064126B (zh) | 一种费托合成油加氢装置及方法 | |
| CN116064130B (zh) | 一种费托合成油的加氢提质方法及装置 | |
| CN115785993B (zh) | 一种柴油加氢方法及装置 | |
| CN116064120A (zh) | 煤焦油两段法加氢处理装置及方法 | |
| CN116948691A (zh) | 一种汽油加氢改质装置及方法 | |
| CN115785995B (zh) | 一种劣质柴油加氢处理方法及装置 | |
| CN116064125A (zh) | 一种费托合成油生产轻质油品的加氢装置及方法 | |
| CN116064128A (zh) | 一种费托合成油的加氢催化蒸馏装置及方法 | |
| CN116064131A (zh) | 一种费托合成油加氢处理装置及方法 | |
| CN116948681A (zh) | 一种全馏分汽油加氢装置及方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination |