CN1298419C - 一种降低催化裂化汽油硫含量的双提升管催化裂化装置 - Google Patents

一种降低催化裂化汽油硫含量的双提升管催化裂化装置 Download PDF

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Abstract

本发明公开了石油加工行业的一种用于降低催化裂化汽油硫含量的双提升管催化裂化装置，主要用于解决现有的常规催化裂化装置所生产的催化裂化汽油硫含量普遍较高的问题。本发明的双提升管催化裂化装置包括重油提升管反应器(12)和汽油提升管反应器(4)，在汽油提升管反应器提升气本入口(141)下方的垂直立管上设有圆筒形床层反应器(2)，在床层反应器(2)下方的垂直立管上设有床层反应器预提升介质入口(101)。装置操作过程中使用本发明的脱硫催化裂化催化剂。采用本发明，可较大幅度地降低催化裂化汽油的硫含量，并可降低汽油烯烃含量、提高汽油辛烷值。

Description

一种降低催化裂化汽油硫含量的双提升管催化裂化装置
技术领域
本发明涉及烃油精制领域，尤其是涉及一种降低催化裂化汽油硫含量的双提升管催化裂化装置。
背景技术
随着环保意识的增强，环保部门对成品汽油硫含量的要求日益严格。我国成品汽油中催化裂化汽油占80％以上；随着炼油企业加工原料的变重变劣，当采用常规催化裂化装置(设置单根重油提升管反应器)及催化剂进行加工时，导致其生产的催化裂化汽油的硫含量普遍较高，从而使汽油硫含量的达标问题面临严峻的形势。目前，国内外各研究机构针对降低催化裂化汽油的硫含量开发了各种技术，最具代表性的有以下几种：(1)汽油加氢精制，通过对汽油全馏分或部分馏分进行加氢处理，从而脱除汽油中的大部分硫化物。该技术脱硫效果虽好，但汽油辛烷值(RON)有一定幅度的损失，而且投资及加工成本较高。(2)常规单根提升管催化裂化装置采用降硫催化剂或助剂来降低催化裂化汽油的硫含量，通过使用降硫催化剂或助剂来增强氢转移反应，使汽油中的噻吩类硫化物饱和、进而裂化为硫化氢进行脱除。这种技术简便灵活，但降硫幅度往往有限，脱硫率通常在15～30w％之间。(3)采用吸附手段进行汽油脱硫。美国专利USP5914292公开的汽油吸附脱硫工艺采用专用吸附剂和吸附工艺，可将汽油硫含量降至10μg/g以下，脱硫率可达99w％，脱硫效果非常显著；但其加工流程较为复杂，投资较高，工业推广应用进展缓慢。(4)采用改进的催化裂化工艺进行汽油脱硫。中国专利ZL02139064.9(授权公告号CN 1176189C)公开了一种改质劣质汽油的催化转化方法及其装置，采用双提升管(重油提升管反应器和汽油提升管反应器)催化裂化工艺和常规催化裂化催化剂对劣质汽油进行改质，通过汽油中硫化物的裂化和氢转移反应来脱硫，汽油硫含量可降低5～30w％，硫含量降低的幅度有限。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是：现有的常规催化裂化装置所生产的催化裂化汽油硫含量普遍较高的问题。
为解决上述问题，本发明采用的技术方案是：一种降低催化裂化汽油硫含量的双提升管催化裂化装置，包括重油提升管反应器、第一沉降器、再生器、汽油提升管反应器和第二沉降器，重油提升管反应器的顶部出口与第一沉降器相连通，底部通过第一再生斜管、第一再生立管与再生器相连通，汽油提升管反应器上设有汽油进料入口、汽油提升管反应器提升气体入口，汽油提升管反应器的顶部出口与第二沉降器相连通，汽油提升管反应器提升气体入口下方垂直立管的底部通过第二再生斜管、第二再生立管与再生器相连通，其特征在于：在所述的汽油提升管反应器提升气体入口下方的垂直立管上设有圆筒形床层反应器，在床层反应器下方的垂直立管上设有床层反应器预提升介质入口。
采用本发明，具有如下的有益效果：本发明对现有的双提升管催化裂化装置进行了改进，在汽油提升管反应器提升气体入口下方的垂直立管上设置了圆筒形床层反应器。操作过程中，本发明的脱硫催化裂化催化剂(其Y型分子筛含有改性金属氧化物)与床层反应器预提升介质(催化裂化干气、氢气、一氧化碳)在床层反应器内接触混合进行反应，之后向上流动进入汽油提升管反应器。在上述的反应过程中，床层反应器预提升介质将催化剂Y型分子筛中的改性金属氧化物还原。金属氧化物还原后在汽油提升管反应器内与汽油进料中的各类硫化物发生反应，可以更为有效地将汽油进料中的硫化物除去。采用本发明的双提升管催化裂化装置(以及催化剂和工艺方法)进行催化裂化汽油脱硫，与采用常规催化裂化装置及催化剂生产出的汽油相比，本发明的汽油硫含量可降低50～70w％；而且在汽油提升管反应器中通过汽油烯烃的裂化、氢转移、异构化和芳构化等反应，可使汽油烯烃含量降低20～40个体积百分点，汽油辛烷值(RON)提高0.3～2.0个单位，全装置产品分布良好。相对于汽油提升管反应器的汽油进料而言，本发明的汽油硫含量降低也基本达到50～70w％。与采用常规双提升管催化裂化装置及催化剂生产出的汽油相比，本发明的汽油硫含量也有大幅度降低。
下面结合附图、具体实施方式和实施例对本发明作进一步详细的说明。附图、具体实施方式和实施例并不限制本发明要求保护的范围。
附图说明
图1是本发明双提升管催化裂化装置的示意图。
具体实施方式
参见图1，本发明的降低催化裂化汽油硫含量的双提升管催化裂化装置(简称为双提升管催化裂化装置)，包括重油提升管反应器12、第一沉降器9、再生器11、汽油提升管反应器4和第二沉降器6。重油提升管反应器12的顶部出口与第一沉降器9相连通，底部通过第一再生斜管16、第一再生立管17与再生器11相连通。重油提升管反应器12上设有重油进料入口131、重油提升管反应器提升气体入口151。汽油提升管反应器4上设有汽油进料入口301、汽油提升管反应器提升气体入口141。汽油提升管反应器4的顶部出口与第二沉降器6相连通；汽油提升管反应器提升气体入口141的下方为一段垂直立管，垂直立管的底部通过第二再生斜管19、第二再生立管18与再生器11相连通。在所述的汽油提升管反应器提升气体入口141下方的垂直立管上设有圆筒形床层反应器2，在床层反应器2下方的垂直立管上设有床层反应器预提升介质入口101。参见图1，床层反应器2的顶部和底部分别通过两个圆锥段连接于垂直立管上，连接处分别为床层反应器2的顶部出口和底部入口。两个圆锥段只起连接作用，无具体结构尺寸要求。垂直立管的内径与汽油提升管反应器4的内径相等。床层反应器2的内径D与汽油提升管反应器4的内径之比一般为1.5～5.0，最好为2.0～4.0。床层反应器2的长度L一般为汽油提升管反应器4长度的1/15～1/4，最好为1/10～1/5。床层反应器2的顶部出口至汽油提升管反应器提升气体入口141中心的垂直距离a一般为床层反应器2长度L的1/20～1/5。汽油提升管反应器4的长度是指从汽油提升管反应器提升气体入口141至汽油提升管反应器4顶部出口之间的长度。床层反应器预提升介质入口101设于床层反应器2下方的垂直立管上即可，无具体的精确位置要求。
采用图1所示的双提升管催化裂化装置降低催化裂化汽油硫含量的操作过程如下：
(a)重油进料13由重油进料入口131进入重油提升管反应器12，重油提升管反应器提升气体15(一般为水蒸汽)由重油提升管反应器提升气体入口151进入重油提升管反应器12。来自于再生器11的再生催化剂经第一再生立管17、第一再生斜管16进入重油提升管反应器12，在重油提升管反应器12的底部与重油进料13混合。之后重油进料13与再生催化剂沿重油提升管反应器12上行，在重油提升管反应器12内于常规催化裂化条件下接触进行反应。反应结束后，反应物流由重油提升管反应器12的顶部出口进入第一沉降器9。在第一沉降器9内对反应物流进行催化剂与油气分离，分离出的重油提升管反应器反应生成油气8进入分馏系统进行分馏，分离出的待生催化剂在第一沉降器汽提段10用水蒸汽汽提后进入再生器11。待生催化剂在再生器11内进行烧焦再生，再生后的再生催化剂部分经第一再生立管17、第一再生斜管16返回重油提升管反应器12，部分进入第二再生立管18；
(b)来自于过程(a)的再生器11的再生催化剂，经第二再生立管18、第二再生斜管19进入垂直立管；由床层反应器预提升介质入口101通入床层反应器预提升介质1，床层反应器预提升介质1与进入垂直立管内的再生催化剂混合后向上流动，由床层反应器2的底部入口进入床层反应器2。在床层反应器2内，床层反应器预提升介质1与再生催化剂接触混合进行反应。反应条件为：床层反应器预提升介质1与催化剂的重量比一般为0.002～0.02，最好为0.004～0.01；床层反应器2内催化剂床层平均温度一般为630～720℃，最好为650～700℃；床层反应器2的反应压力(绝对压力)一般为0.15～0.45MPa，最好为0.2～0.40MPa；床层反应器2内催化剂停留时间一般为30～200s(s为秒)，最好为50～120s。催化剂与床层反应器预提升介质反应后由床层反应器2的顶部出口离开床层反应器2，向上流动进入汽油提升管反应器4；
(c)经汽油提升管反应器提升气体入口141向汽油提升管反应器4内通入汽油提升管反应器提升气体14；汽油提升管反应器提升气体14为常规提升气体，一般为水蒸汽。由过程(b)的床层反应器2进入汽油提升管反应器4的催化剂在汽油提升管反应器提升气体14的提升下加速上行，并与由汽油进料入口301进入汽油提升管反应器4的汽油进料3混合接触，沿汽油提升管反应器4上行进行反应。汽油提升管反应器4的反应条件为：反应温度(汽油提升管反应器4的顶部出口温度)一般为300～600℃，较好为400～550℃，最好为400～500℃；剂油比(催化剂与汽油进料的重量比)一般为2～17，最好为4～14；反应压力(绝对压力)一般为0.15～0.4MPa，最好为0.2～0.35MPa；反应时间一般为0.7～4.8s，最好为1.5～3.5s。反应结束后，反应物流由汽油提升管反应器4的顶部出口进入第二沉降器6。在第二沉降器6内对反应物流进行催化剂与油气分离，分离出的汽油提升管反应器反应生成油气7进入分馏系统进行分馏，分离出的待生催化剂在第二沉降器汽提段5用水蒸汽汽提后进入再生器11。待生催化剂在再生器11内进行烧焦再生，实现催化剂的循环使用。
在上述的操作过程中，所用的催化剂为脱硫催化裂化催化剂；以催化剂的重量为基准计，由60～87w％的高岭土、10～30w％的含有改性金属氧化物的Y型分子筛和3～10w％的粘结剂组成。其中Y型分子筛为以下分子筛中的一种：稀土Y型分子筛(REY)，稀土氢Y型分子筛(REHY)，稀土超稳Y型分子筛(REUSY)。Y型分子筛中的改性金属氧化物为铜、铁、锌、钴、钛、镍、锑、钒、锰、钼的金属氧化物中的至少一种；Y型分子筛中改性金属氧化物的含量为4～30w％(以Y型分子筛的重量为基准计)。粘结剂为本领域各种常用的粘结剂，例如硅溶胶、硅铝溶胶等。催化剂的制备，是将改性金属盐类溶液浸渍于Y型分子筛上，通过烘干、焙烧制得含有改性金属氧化物的Y型分子筛；之后将高岭土、含有改性金属氧化物的Y型分子筛和粘结剂按比例混合，经加水打浆、喷雾干燥、焙烧等步骤制成粒度分布、密度和抗磨性合适的微球型催化裂化催化剂。上述的催化剂制备工艺是常规的。
上述操作过程中，重油进料13在重油提升管反应器12内的反应条件为常规催化裂化条件；重油提升管反应器12的主要反应条件通常如下：反应温度(重油提升管反应器12的顶部出口温度)一般为450～600℃，反应时间一般为0.5～5s，剂油比(催化剂与重油进料的重量比)一般为3～10，反应压力(绝对压力)一般为0.15～0.4MPa。重油提升管反应器催化裂化的工艺及装置是成熟的，本领域的普通技术人员对其操作和控制过程都非常清楚，本发明对其选用的反应条件没有限制。来自重油提升管反应器12和汽油提升管反应器4的待生催化剂在常规的催化裂化催化剂再生条件下于再生器11内烧焦再生，再生温度一般控制在650～750℃；再生后的催化剂循环使用。第一沉降器汽提段10和第二沉降器汽提段5也采用常规的操作条件。
在上述的操作过程中，所述的重油进料13包括重油、常压渣油、减压渣油、直馏蜡油、焦化蜡油、页岩油、合成油、原油、煤焦油、回炼油、油浆、脱沥青油。汽油提升管反应器4既可对本发明双提升管催化裂化装置的重油提升管反应器12本身生产的汽油进行脱硫，也可以处理由其它装置生产的高硫汽油；所说的汽油进料3包括催化裂化汽油、催化裂化重汽油、热裂解和热裂化汽油、热裂解和热裂化重汽油、焦化汽油和焦化重汽油、裂解制乙烯汽油等硫含量较高的汽油。
在上述的操作过程中，所用的床层反应器预提升介质1包括以下气体中的一种或几种：催化裂化干气、氢气和一氧化碳。在床层反应器2内，床层反应器预提升介质1与催化剂Y型分子筛中的改性金属氧化物进行反应，使金属氧化物得以还原。反应后所生成的气体介质(水蒸汽或二氧化碳)和剩余的床层反应器预提升介质1随同催化剂向上流动进入汽油提升管反应器4(最后进入分馏系统分离出去)。金属氧化物还原后在汽油提升管反应器4内与汽油进料中的各类硫化物发生反应，反应产物(硫化物)保留在催化剂上。反应后，催化剂与油气分离，并在第二沉降器汽提段5用水蒸汽汽提后进入再生器11进行烧焦再生。再生过程中，附着在催化剂上的硫化物发生氧化反应生成氧化硫；氧化硫与烟气一起排入后部系统，再生后的催化剂循环使用。
本发明说明书中，以w％表示重量百分数，以v％表示体积百分数。
常规催化裂化装置、裂解装置以及双提升管催化裂化装置改造成本发明装置后，均可采用上述的方法进行汽油脱硫。
                        实施例与对比例
实施例1
在如图1所示的双提升管催化裂化试验装置上进行试验。床层反应器的内径D与汽油提升管反应器的内径之比为3.0，床层反应器的长度L为汽油提升管反应器长度的1/6，床层反应器的顶部出口至汽油提升管反应器提升气体入口中心的垂直距离a为床层反应器长度L的1/10。重油提升管反应器加工管输混合重油(硫含量为0.78w％)，处理量为30kg/d(千克/天)；汽油提升管反应器的汽油进料为重油提升管反应器所产的汽油(硫含量为0.097w％)，处理量为15kg/d。床层反应器预提升介质为催化裂化干气。
所用的催化剂为本发明的脱硫催化裂化催化剂，该催化剂由68w％的苏州中国高岭土公司所生产的高岭土、25w％的含有改性金属氧化物的REY型分子筛和7w％的粘结剂组成。REY型分子筛购自长岭催化剂厂，粘结剂为自制硅溶胶(浓度为25w％)。其中改性金属氧化物为氧化铜和氧化锌。催化剂的化学组成如下(以催化剂的重量为基准计)：Al2O3，46.80w％；SiO2，44.78w％；RE2O3，2.80w％(其中La2O3，0.96w％；Ce2O3，0.78w％；其它稀土氧化物占1.06w％)；CuO，2.10w％；ZnO，2.10w％；其它氧化钠、氧化铁等杂质化合物占1.42w％。催化剂的主要物理性质和筛分组成见下表。该催化剂经水热老化后在上述试验装置上使用；老化条件为100％水蒸汽，800℃，4小时。
本发明脱硫催化裂化催化剂的主要物理性质和筛分组成
 使用状态   再生催化剂
表观性能   含炭量/w％   0.03
  微反活性   62
物理性质   比表面积/m2·g-1   122.15
  孔体积/ml·g-1   0.18
  磨损指数   1.56
  堆积密度/g·(ml)-1   0.82
 筛分组成，w％   ＜20μm   2.72
  20～40μm   8.80
  40～80μm   52.57
  80～110μm   22.82
  ＞110μm   13.09
对比例1：采用常规催化裂化装置加工与实施例1相同的管输混合重油。该装置设置一根重油提升管反应器，处理量为30kg/d。催化剂为长岭催化剂厂生产的CC-20D工业平衡剂。
对比例2：采用常规双提升管催化裂化装置，该装置设置一根重油提升管反应器和一根汽油提升管反应器。重油提升管反应器加工与实施例1相同的管输混合重油，处理量为30kg/d；汽油提升管反应器的汽油进料为重油提升管反应器所产的汽油(硫含量为0.0985w％)，处理量为15kg/d。催化剂均使用长岭催化剂厂生产的CC-20D工业平衡剂。
实施例1、对比例1和对比例2的操作条件和汽油的主要性质列于表1。
实施例2
按实施例1，所不同的是床层反应器内催化剂停留时间为80s。操作条件和汽油主要性质列于表1。
实施例3
按实施例1，所不同的是床层反应器内催化剂停留时间为100s。操作条件和汽油主要性质列于表1。
实施例4
按实施例1，所不同的是床层反应器内催化剂停留时间为120s。操作条件和汽油主要性质列于表1。
实施例5
试验所用装置和催化剂同实施例1。本实施例，重油提升管反应器加工中原混合重油(硫含量为0.69w％)，处理量为30kg/d；汽油提升管反应器的汽油进料为重油提升管反应器所产的汽油(硫含量为0.085w％)，处理量为15kg/d。床层反应器预提升介质为催化裂化干气。
对比例3：采用常规催化裂化装置加工与实施例5相同的中原混合重油。该装置设置一根重油提升管反应器，处理量为30kg/d。催化剂为兰州催化剂厂生产的LRC-99工业平衡剂。
实施例5和对比例3的操作条件和汽油的主要性质列于表2。
实施例6
按实施例5，所不同的是汽油提升管反应器反应温度为450℃，汽油提升管反应器剂油比为5.1。操作条件和汽油主要性质列于表2。
实施例7
按实施例5，所不同的是汽油提升管反应器反应温度为500℃，汽油提升管反应器剂油比为9.2。操作条件和汽油主要性质列于表2。
实施例8
按实施例5，所不同的是汽油提升管反应器反应温度为550℃，汽油提升管反应器剂油比为12.5。操作条件和汽油主要性质列于表2。
实施例9
试验所用装置和催化剂同实施例1。本实施例，重油提升管反应器加工苏北原油的常压渣油(硫含量为0.4w％)，处理量为30kg/d；汽油提升管反应器的汽油进料为重油提升管反应器所产的汽油(硫含量为0.044w％)，处理量为15kg/d。床层反应器预提升介质为氢气。
对比例4：采用常规催化裂化装置加工与实施例9相同的苏北原油的常压渣油。该装置设置一根重油提升管反应器，处理量为30kg/d。催化剂为兰州催化剂厂生产的LRC-99工业平衡剂。
实施例9和对比例4的操作条件和汽油的主要性质列于表3。
实施例10
按实施例9，所不同的是汽油提升管反应器反应时间为2.4s。操作条件和汽油主要性质列于表3。
实施例11
按实施例9，所不同的是汽油提升管反应器反应时间为3.0s。操作条件和汽油主要性质列于表3。
实施例12
按实施例9，所不同的是汽油提升管反应器反应时间为3.6s。操作条件和汽油主要性质列于表3。
                             表1加工管输混合重油的操作条件和汽油主要性质
  对比例1   对比例2   实施例1   实施例2   实施例3   实施例4
  重油提升管反应器反应温度/℃   510   510   510   510   510   510
  重油提升管反应器剂油比   6.8   6.8   6.8   6.8   6.8   6.8
  重油提升管反应器反应时间/s   2.9   2.9   2.9   2.9   2.9   2.9
  重油提升管反应器反应压力(绝对压力)/MPa 0.28 0.28 0.28 0.28 0.28 0.28
  催化剂再生温度/℃   700   700   700   700   700   700
  汽油提升管反应器反应温度/℃   -   450   450   450   450   450
  汽油提升管反应器剂油比   -   5.1   5.1   5.1   5.1   5.1
  汽油提升管反应器反应时间/s   -   2.2   2.2   2.2   2.2   2.2
  汽油提升管反应器反应压力(绝对压力)/MPa - 0.28 0.28 0.28 0.28 0.28
  床层反应器内催化剂床层平均温度/℃   -   -   680   680   680   680
  床层反应器反应压力(绝对压力)/MPa   -   -   0.30   0.30   0.30   0.30
  床层反应器内催化剂停留时间/s   -   -   50   80   100   120
  床层反应器预提升介质与催化剂的重量比 - - 0.008 0.008 0.008 0.008
  汽油主要性质
  硫含量/μg·g-1   985   713   452   385   347   320
  辛烷值(RON)   92.7   93.1   93.1   93.3   93.3   93.4
  烯烃含量/v％   45.6   17.5   17.6   17.5   17.1   16.9
  硫含量降低/w％[注1]   -   27.6   54.1   60.9   64.8   67.5
  硫含量降低/w％[注2]   -   27.6   53.4   60.3   64.2   67.0
  辛烷值(RON)增加[注3]   -   0.4   0.4   0.6   0.6   0.7
  烯烃含量降低百分点/v％[注4]   -   28.1   28.0   28.1   28.5   28.7
表1[注1]：相对于对比例1，降低百分数。
表1[注2]：相对于汽油提升管反应器的汽油进料，降低百分数。
表1[注3]：相对于对比例1，绝对增加值。
表1[注4]：相对于对比例1，绝对降低值。
                             表2加工中原混合重油的操作条件和汽油主要性质
  对比例3   实施例5   实施例6   实施例7   实施例8
  重油提升管反应器反应温度/℃   505   505   505   505   505
  重油提升管反应器剂油比   6.3   6.3   6.3   6.3   6.3
  重油提升管反应器反应时间/s   2.6   2.6   2.6   2.6   2.6
  重油提升管反应器反应压力(绝对压力)/MPa 0.27 0.27 0.27 0.27 0.27
  催化剂再生温度/℃   700   700   700   700   700
  汽油提升管反应器反应温度/℃   -   430   450   500   550
  汽油提升管反应器剂油比   -   4.2   5.1   9.2   12.5
  汽油提升管反应器反应时间/s   -   2.5   2.5   2.5   2.5
  汽油提升管反应器反应压力(绝对压力)/MPa - 0.27 0.27 0.27 0.27
  床层反应器内催化剂床层平均温度/℃   -   670   670   670   670
  床层反应器反应压力(绝对压力)/MPa   -   0.29   0.29   0.29   0.29
  床层反应器内催化剂停留时间/s   -   90   90   90   90
  床层反应器预提升介质与催化剂的重量比 - 0.009 0.009 0.009 0.009
  汽油主要性质
  硫含量/μg·g-1   890   429   396   340   285
  辛烷值(RON)   91.4   91.7   91.8   92.4   92.8
  烯烃含量/v％   48.8   19.7   17.2   15.8   11.0
  硫含量降低/w％[注1]   -   51.8   55.5   61.8   68.0
  硫含量降低/w％[注2]   -   49.5   53.4   60.0   66.5
  辛烷值(RON)增加[注3]   -   0.3   0.4   1.0   1.4
  烯烃含量降低百分点/v％[注4]   -   29.1   31.6   33.0   37.8
表2[注1]：相对于对比例3，降低百分数。
表2[注2]：相对于汽油提升管反应器的汽油进料，降低百分数。
表2[注3]：相对于对比例3，绝对增加值。
表2[注4]：相对于对比例3，绝对降低值。
                             表3加工苏北原油常压渣油的操作条件和汽油主要性质
  对比例4   实施例9   实施例10   实施例11   实施例12
  重油提升管反应器反应温度/℃   510   510   510   510   510
  重油提升管反应器剂油比   6.6   6.6   6.6   6.6   6.6
  重油提升管反应器反应时间/s   3.0   3.0   3.0   3.0   3.0
  重油提升管反应器反应压力(绝对压力)/MPa 0.28 0.28 0.28 0.28 0.28
  催化剂再生温度/℃   700   700   700   700   700
  汽油提升管反应器反应温度/℃   -   500   500   500   500
  汽油提升管反应器剂油比   -   9.0   9.0   9.0   9.0
  汽油提升管反应器反应时间/s   -   1.8   2.4   3.0   3.6
  汽油提升管反应器反应压力(绝对压力)/MPa - 0.28 0.28 0.28 0.28
  床层反应器内催化剂床层平均温度/℃   -   680   680   680   680
  床层反应器反应压力(绝对压力)/MPa   -   0.30   0.30   0.30   0.30
  床层反应器内催化剂停留时间/s   -   120   120   120   120
  床层反应器预提升介质与催化剂的重量比 - 0.008 0.008 0.008 0.008
  汽油主要性质
  硫含量/μg·g-1   457   175   169   152   145
  辛烷值(RON)   90.5   91.4   91.5   91.5   91.6
  烯烃含量/v％   44.5   16.5   15.0   14.8   13.1
  硫含量降低/w％[注1]   -   61.7   63.0   66.7   68.3
  硫含量降低/w％[注2]   -   60.2   61.6   65.5   67.1
辛烷值(RON)增加[注3] - 0.9 1.0 1.0 1.1
  烯烃含量降低百分点/v％[注4]   -   28.0   29.5   29.7   31.4
表3[注1]：相对于对比例4，降低百分数。
表3[注2]：相对于汽油提升管反应器的汽油进料，降低百分数。
表3[注3]：相对于对比例4，绝对增加值。
表3[注4]：相对于对比例4，绝对降低值。

Claims (3)

1、一种降低催化裂化汽油硫含量的双提升管催化裂化装置，包括重油提升管反应器(12)、第一沉降器(9)、再生器(11)、汽油提升管反应器(4)和第二沉降器(6)，重油提升管反应器(12)的顶部出口与第一沉降器(9)相连通，底部通过第一再生斜管(16)、第一再生立管(17)与再生器(11)相连通，汽油提升管反应器(4)上设有汽油进料入口(301)、汽油提升管反应器提升气体入口(141)，汽油提升管反应器(4)的顶部出口与第二沉降器(6)相连通，汽油提升管反应器提升气体入口(141)下方垂直立管的底部通过第二再生斜管(19)、第二再生立管(18)与再生器(11)相连通，其特征在于：在所述的汽油提升管反应器提升气体入口(141)下方的垂直立管上设有圆筒形床层反应器(2)，在床层反应器(2)下方的垂直立管上设有床层反应器预提升介质入口(101)。
2、根据权利要求1所述的双提升管催化裂化装置，其特征在于：床层反应器(2)的内径D与汽油提升管反应器(4)的内径之比为1.5～5.0，床层反应器(2)的长度L为汽油提升管反应器(4)长度的1/15～1/4，床层反应器(2)的顶部出口至汽油提升管反应器提升气体入口(141)中心的垂直距离a为床层反应器(2)长度L的1/20～1/5。
3、根据权利要求2所述的双提升管催化裂化装置，其特征在于：床层反应器(2)的内径D与汽油提升管反应器(4)的内径之比为2.0～4.0，床层反应器(2)的长度L为汽油提升管反应器(4)长度的1/10～1/5。
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