CN102002390B - 一种采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整系统及其方法 - Google Patents
一种采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整系统及其方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102002390B CN102002390B CN2009100887921A CN200910088792A CN102002390B CN 102002390 B CN102002390 B CN 102002390B CN 2009100887921 A CN2009100887921 A CN 2009100887921A CN 200910088792 A CN200910088792 A CN 200910088792A CN 102002390 B CN102002390 B CN 102002390B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- extraction
- reaction unit
- oil
- gained
- pressure
- 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
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 title claims abstract description 29
- 238000002407 reforming Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 83
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 63
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 28
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 26
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 26
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 30
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 23
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 20
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 14
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 12
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 12
- 238000010992 reflux Methods 0.000 claims description 11
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- LCEDQNDDFOCWGG-UHFFFAOYSA-N morpholine-4-carbaldehyde Chemical compound O=CN1CCOCC1 LCEDQNDDFOCWGG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 3
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical group O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N tetraethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCO UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 14
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 8
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 74
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 14
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 13
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 9
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 5
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 4
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 4
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 4
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 4
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 3
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 3
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 3
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 238000004440 column chromatography Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 229910001648 diaspore Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000010771 distillate fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000002795 fluorescence method Methods 0.000 description 1
- 239000003269 fluorescent indicator Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009616 inductively coupled plasma Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003918 potentiometric titration Methods 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- HYERJXDYFLQTGF-UHFFFAOYSA-N rhenium Chemical compound [Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re][Re] HYERJXDYFLQTGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000007655 standard test method Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明公开了一种采出煤油多产高辛烷值汽油的重整系统及其方法，该系统包括加热装置和反应装置；其特征在于：所述反应装置分为两部分，第一和/或第二反应装置通过高压分离装置、稳定塔系统以及抽提系统与抽余油切割系统连接，所述抽提系统再与第一回收塔相连接，进而与第二回收塔相连，所述抽余油切割系统底部通过管线采出煤油，同时再与第三和/或第四反应装置连接。本发明的采出煤油多产高辛烷值汽油的重整系统及其方法的优点是：处理能力、液体收率、芳烃产率、氢气产量大大提高。
Description
技术领域
本发明涉及一种催化重整系统及其方法，特别涉及一种采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整系统及其方法。
背景技术
随着汽车工业的快速发展及石油化学工业对芳烃需求的增长，特别是国家对环境保护的日益严格要求，催化重整汽油以其高辛烷值、低烯烃和痕量硫而成为新标准汽油中理想的调和组分之一。催化重整副产物的大量氢气又为提高油品质量，发展加氢工业提供大量廉价氢源。因此，催化重整作为生产高辛烷值汽油及芳烃的重要炼油工艺，在炼油、化工工业中发挥着越来越重要的作用。
催化重整装置按催化剂再生方式，目前主要可分为半再生式重整和连续重整两类。两类催化重整装置因具有各自不同的特点，被各炼厂按其不同的原料加工要求而选择。
半再生式重整由于装置投资小，操作灵活，操作费用低，适于不同的生产规模等特点，仍占用重要地位。
自铂/铼催化剂问世以来，半再生式重整催化剂的研究和应用得到了充分的发展，已到达相当高的水平。半再生重整装置大多面临扩大处理能力的压力，扩能改造当然是解决问题的途径，但对于负荷增加不大的装置，如果能通过提高催化剂活性，增大进料空速，从而提高装置处理量，则是最有利的方法。另一方面，重整原料来源呈现多样化趋势，低芳烃潜含量的石脑油及焦化汽油等二次加工油在重整原料中所占比例加大，重整原料的劣质化趋势越来越明显。原料的劣质化对催化剂活性提出了更高的要求。
因此提供一种能够提高处理能力，并且提高液体收率、芳烃产量、辛烷值以及氢气产量的采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整系统及其方法就成为该技术领域急需解决的难题。
发明内容
本发明的目的之一是提供一种能够提高处理能力，并且提高液体收率、芳烃产量以及氢气产率同时提供高辛烷值产品的采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整系统。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：
一种采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整系统，包括加热装置，与之相连的反应装置；其特征在于：所述反应装置分为两部分，第一和/或第二反应装置(和/或更多反应装置)通过高压分离装置、稳定塔系统以及抽提系统与抽余油切割系统连接，所述抽提系统再与第一回收塔相连接，进而与第二回收塔相连，所述抽余油切割系统底部通过管线采出煤油，同时再与第三和/或第四反应装置(和/或更多反应装置)连接。
一种采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整系统，包括加热装置，与之相连的反应装置；其特征在于：所述反应装置底部通过管线与高压分离器相连接；所述高压分离器通过管线与稳定系统相连接，并通过管线以及压缩装置与反应装置和另一反应装置相连接；所述稳定系统下部通过管线与抽提系统相连接；所述抽提系统顶部通过管线与抽余油切割系统相连接；所述抽提系统底部通过管线与第一回收塔相连接，所述第一回收塔上部通过管线采出苯，底部通过管线与第二回收塔相连接；所述的第二回收塔上部通过管线采出混合芳烃，底部通过管线与抽提系统相连接；所述抽余油切割系统上部通过管线采出轻质抽余油，所述抽余油切割系统底部通过管线以及加热装置与另一反应装置(第三反应装置)相连接，所述抽余油切割系统底部同时通过管线采出重质抽余油作为煤油或煤油组分；所述另一反应装置的另一端通过管线与所述高压分离器相连接。
一种优选技术方案，其特征在于：所述反应装置通过第二个加热装置与第二反应装置相连接(第二反应装置后可通过加热装置再与更多的反应装置相连)。
一种优选技术方案，其特征在于：所述另一反应装置通过第四个加热装置与第四反应装置相连接(第四反应装置后可通过加热装置再与更多的反应装置相连)。
一种优选技术方案，其特征在于：所述反应装置为上下串联的两个(或两个以上)反应器，其间通过加热装置相连接。
一种优选技术方案，其特征在于：所述另一反应装置为上下串联的两个(或两个以上)反应器。
本发明的另一目的是提供提高处理能力，并且提高液体收率、芳烃产量以及氢气产率同时提供高辛烷值产品的采出煤油多产高辛烷值汽油的重整方法。
本发明的上述目的是通过以下技术方案达到的：
一种采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整方法，其步骤如下：馏程为80-185℃的石脑油原料经过加热装置加热后，进入反应装置进行反应；所述反应装置的入口温度为470-530℃，入口压力为1.0-1.6MPa，进料体积空速为3.0-5.0h-1；所得反应产物经过换热冷却后进入高压分离器进行高压分离，所述高压分离器的操作温度为35-45℃，操作压力为1.2-1.4MPa；经过高压分离后，所得氢气一部分外送，一部分经过压缩装置返回至反应装置和另一反应装置，所述返回的氢气或者在加热炉前进入管线，或者在加热炉后进入管线；所得重整产物进入稳定塔系统进行处理，所述稳定塔系统的塔顶温度为100-120℃，压力为0.8-1.05MPa，塔底温度为220-240℃，压力为0.85-1.10MPa，回流比为0.90-1.15；塔顶采出干气、液化气和少量水；塔底所得馏程为35-196℃的重整生成油进入抽提系统进行处理，所述抽提系统的操作温度为100-150℃，操作压力为0.6-1.0MPa，溶剂比为3.0-8.0，返洗比为0.5-1.0，所用溶剂为环丁砜、N-甲酰基吗啉或四甘醇中的一种或几种的任意比例混合；经过抽提系统抽提后，所得抽出油进入第一回收塔，所述第一回收塔的塔顶温度为85-90℃，压力为0.1-0.2MPa(A)，塔底温度为175℃，压力为0.15-0.25MPa(A)；顶部采出苯，底部采出物进入第二回收塔，所述第二回收塔的操作温度为110-155℃，操作压力为0.02-0.05MPa(A)；顶部采出混合芳烃作为汽油调和产品或直接作为芳烃产品，底部采出物返回进入抽提系统；经过抽提系统抽提后，所得抽余油进入抽余油切割系统进行切割，所述抽余油切割系统的的顶部温度为75-95℃，压力为0.1-0.2MPa，底部温度为175-213℃，压力为0.13-0.25MPa，回流比为20-60；顶部采出轻质抽余油；底部采出重抽余油经过加热装置加热后，进入另一反应装置进行反应，同时底部通过管线采出重抽余油作为煤油或煤油调和组分；所述另一反应装置的入口温度为470-530℃，入口压力为1.0-1.6MPa，进料体积空速为1.0-2.0h-1；所得反应产物经换热冷却后进入高压分离器。
一种优选技术方案，其特征在于：所述反应装置的反应产物先经过第二个加热装置加热后，进入第二反应装置反应(或在第二反应装置后再接上更多的加热装置和对应的反应装置)，所得反应产物经过换热冷却后再进入高压分离器。
一种优选技术方案，其特征在于：所述另一反应装置的反应产物先经过第四个加热装置加热后，进入第四反应装置反应(或在第四反应装置后再接上更多的加热装置和对应的反应装置)，所得反应产物经过换热冷却后再进入高压分离器。
本发明中所述抽提系统为专利号为200310103541.9和200310103540.4中公开的抽提系统，包括溶剂回收、水洗系统、返洗系统等。
本发明中所述稳定塔系统和抽余油切割系统为常规的系统，包括塔、空气冷却器、水冷却器、回流罐、回流泵以及塔底泵等。
本发明中所述加热炉和冷凝装置为常规的装置。
本发明中所述反应器中的所用催化剂为常规的重整催化剂。
有益效果：
本发明的采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整系统及其方法的优点是：与现有的催化重整工艺相比，本发明的采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整系统及方法中，反应后的产物经过抽提和抽余油切割后，生成的精制油与循环氢混合后进入另一反应器进一步反应，使得本发明的系统的处理能力提高，液体收率、芳烃产量以及氢气产率大大提高，同时提供高辛烷值产品。
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1的流程示意图。
图2为本发明实施例2的流程示意图。
图3为本发明实施例3的流程示意图。
具体实施方式
实施例1
如图1所示，为本发明实施例1的流程示意图。将馏程为80-185℃，含硫量为0.5ppm，含氮量0.5ppm，金属含量为5ppb，含水量5ppm，烷烃含量为70％(m)，环烷烃含量为28％(m)，芳烃含量为2％(m)，辛烷值(RON)为42，20℃密度为732千克/米3，流量为12.5吨/小时的石蜡基精制石脑油原料(a)先经过换热，再经过加热炉1-1加热后，进入反应器2-1进行反应，进料体积空速为3.0h-1；所述反应器2-1的入口温度为530℃，入口压力为1.0MPa(A，绝压)；所得反应产物经过加热炉1-2加热后，进入反应器2-2进行反应，所述反应器2-2的入口温度为530℃，入口压力为1.0MPa(A)；反应产物经换热及冷凝器3冷却后进入高压分离器4进行高压分离，所述高压分离器4的操作温度为35℃，操作压力为1.2MPa(A)；经过高压分离后，所得氢气一部分外送(b)，其流量为0.613吨/小时，氢气产率为3.64％(重量)；其它的氢气经过压缩机5返回至加热炉1-1和加热炉1-3，其中返回至加热炉1-1前的氢油体积比为800∶1，进入加热炉1-3前的氢油体积比为1200∶1(在进入加热炉前先进行换热)；经过高压分离器4所得重整产物进入稳定塔系统6进行处理，所述稳定塔系统6的塔顶温度为100℃，压力为0.8MPa(A)，塔底温度为220℃，压力为0.85MPa(A)，回流比(m/m)为0.90；塔顶采出干气、液化气和少量水(c)，其流量为2.401吨/小时；塔底所得重整生成油(馏程为35-196℃)进入抽提系统8进行处理，所述抽提系统8的操作温度为100℃，操作压力为0.6MPa(A)，溶剂比为3.0，返洗比为0.5，所用溶剂为环丁砜；经过抽提系统8抽提后，所得抽出油进入第一回收塔9-1，所述第一回收塔9-1的塔顶温度为85℃，压力为0.1MPa(A)，塔底温度为175℃，压力为0.15MPa(A)；顶部采出苯(f)，所得苯的纯度为99.99％，冰点为5.45℃，20℃密度为879千克/米3，流量为0.274吨/小时；底部采出物进入第二回收塔9-2，所述第二回收塔的操作温度为110℃，操作压力为0.02MPa(A)；顶部采出混合芳烃(e)，所得混合芳烃可作为汽油调和产品或直接作为芳烃产品，其馏程为80-196℃，含硫量痕量(检测不出)，非芳烃含量为2.0％(m)，芳烃含量为98.0％(m)，辛烷值(RON)为129，20℃密度为861千克/米3，流量为8.780吨/小时，芳烃产率为74.40％(重量)，总液体收率为75.88％；底部采出物返回进入抽提系统8；经过抽提系统8抽提后，所得抽余油经过顶部进入抽余油切割系统7进行切割，所述抽余油切割系统7的顶部温度为75℃，压力为0.1MPa(A)，底部温度为176℃，压力为0.13MPa(A)，回流比(m/m)为20；顶部采出轻质抽余油(d)，所述轻质抽余油的馏程为35-75℃，含硫量痕量(检测不出)，非芳烃含量为99.9％(m)，芳烃含量为0.1％(m)，辛烷值(RON)为69，20℃密度为564千克/米3，流量为0.534吨/小时，其或者作为汽油调和产品，或者作为乙烯裂解原料；总液体收率为77.21％；所述抽余油切割系统7底部采出精制油(即重质抽余油)，所得精制油的馏程为35-186℃，含硫量痕量(检测不出)，非芳烃含量为98.8％(m)，芳烃含量为1.2％(m)，辛烷值(RON)为63，20℃密度为738千克/米3，流量为3.861吨/小时；所述抽余油切割系统7底部同时通过管线直接采出重质抽余油作为煤油产品或煤油调和组分(g)，所得煤油产品或煤油调和组分的流量为0.431；所述精制油经过加热后进入反应器2-3进行反应，所述反应器2-3的入口温度为530℃，入口压力为1.0MPa(A)；所得反应产物经加热炉1-4加热后进入反应器2-4反应，所述反应器2-4的入口温度为530℃，入口压力为1.0MPa(A)，进料体积空速为1.0h-1；所得反应产物与所述反应器2-2的反应产物混合后经过换热及冷凝器3冷却后进入高压分离器4。
其中各个反应器装入催化剂量的比例为反应器2-1∶反应器2-2＝1∶1.5；反应器2-3∶反应器2-4＝1∶2。
本发明所用重整催化剂是一种Pt、Re重整催化剂，其载体为采用铝溶胶热油老化法制成的G M单水铝石和Ziegler合成副产物SB单水铝石按一定比例混合，经成型、焙烧制得的有两个集中孔峰的复合γ-三氧化二铝。催化剂上Pt含量为0.10～1.00重％，Re含量为0.10～3.00重％，Cl含量为0.50～3.00重％，该催化剂具有高活性、高选择性和低积炭的特点。
本发明中总液体收率等于混合芳烃、煤油或煤油调和组分、苯以及轻质抽余油的流量之和除以原料进料量。
芳烃产率等于混合芳烃流量乘以芳烃含量加上苯流量的和再除以原料进料量。
氢气产率等于外排氢量乘以氢气纯度再除以原料进料量。
反应器2-1和2-2所用催化剂的物化性质如下表所示：
| 比表面积m2/g | 强度N/cm | 孔容ml/g | 堆比重g/ml | Ptm％ | Rem％ |
| 192 | 183 | 0.52 | 0.75 | 0.25 | 0.25 |
反应器2-3和2-4所用催化剂的物化性质如下表所示：
| 比表面积m2/g | 强度N/cm | 孔容ml/g | 堆比重g/ml | Ptm％ | Rem％ |
| 196 | 187 | 0.54 | 0.74 | 0.26 | 0.45 |
本发明所用测定方法为(下同)：
1、馏程：GB/T6536-1997石油产品蒸馏测定法；
2、硫含量：SH/T0689-2000轻质烃及发动机燃料和其他油品的总硫含量测定法(紫外荧光法)；
3、硫醇硫：GB/T1792-1988馏分燃料油中硫醇硫测定法(电位滴定法)；
4、烷烃：SH/T0239-92薄层填充柱色谱法；
5、芳烃：GB/T11132-2002液体石油产品烃类测定法(荧光指示剂吸附法)；
6、辛烷值：GB/T5487汽油辛烷值测定法(研究法)；
7、密度：GB/T1884-2000原油和液体石油产品密度实验室测定法(密度计法)；
8、环烷烃：SH/T0239-92薄层填充柱色谱法；
9、油中金属：ASTM D 5708-2005感应耦合等离子体(ICP)原子发射光谱法测定原油和残留燃油中的镍、钒和铁的标准试验方法；
10、氮含量：SH/T0704-2001化学发光法测氮(舟进样)。
实施例2
如图2所示，为本发明实施例2的流程示意图。将馏程为80-185℃，含硫量为0.54ppm，含氮量0.5ppm，金属含量为5ppb，含水量5ppm，烷烃含量为60％(m)，环烷烃含量为34％(m)，芳烃含量为6％(m)，辛烷值(RON)为50，20℃密度为738千克/米3，流量为12.5吨/小时的中间基精制石脑油原料(a)先经过换热，再经过加热炉1-1加热后，进入反应器2-1进行反应；进料体积空速为4.0h-1，所述反应器2-1为反应器2-1上和反应器2-1下两个反应器串联组成，两个反应器之间设有加热炉1-2，其中各个反应器装入催化剂量的比例为反应器2-1上∶反应器2-1下＝1∶2；所述反应器2-1的入口温度均为500℃，入口压力均为1.3MPa(A)；经过反应器2-1反应后所得产物经换热及冷凝器3冷却后进入高压分离器4进行高压分离，所述高压分离器4的操作温度为40℃，操作压力为1.3MPa(A)；经过高压分离后，所得氢气一部分外送(b)，其流量为0.474吨/小时，氢气产率为3.42％(重量)；其它的氢气经过压缩机5返回至加热炉1-1和加热器1-3后，其中返回至加热炉1-1后的氢油体积比为800∶1，进入加热炉1-3后的氢油体积比为1200∶1(在进入反应装置前先进行换热)；经过高压分离器4所得重整产物进入稳定塔系统6进行处理，所述稳定塔系统6的塔顶温度为102℃，压力为0.95MPa(A)，塔底温度为227.5℃，压力为1.0MPa(A)，回流比(m/m)为0.99；塔顶采出干气、液化气和少量水(c)，其流量为1.448吨/小时；塔底所得重整生成油(馏程为35-194℃)进入抽提系统8进行处理，所述抽提系统8的操作温度为120℃，操作压力为0.8MPa(A)，溶剂比为5，返洗比为0.7，所用溶剂为N-甲酰基吗啉；经过抽提系统8抽提后，所得抽出油进入第一回收塔9-1，所述第一回收塔的塔顶温度为87℃，压力为0.15MPa(A)，塔底温度为175℃，压力为0.2MPa(A)；顶部采出苯(f)，所得苯的纯度为99.99％，冰点为5.45℃，20℃密度为879千克/米3，流量为0.454吨/小时；底部采出物进入第二回收塔9-2，所述第二回收塔的操作温度为130℃，操作压力为0.035MPa(A)；顶部采出混合芳烃(e)，所得混合芳烃可作为汽油调和产品或直接作为芳烃产品，其馏程为80-194℃，含硫量痕量(检测不出)，非芳烃含量为1.9％(m)，芳烃含量为98.1％(m)，辛烷值(RON)为131，20℃密度为862千克/米3，流量为9.650吨/小时，芳烃产率为83.08％(重量)，总液体收率为84.62％(重量)；底部采出物返回进入抽提系统8；经过抽提系统8抽提后，所得抽余油经过顶部进入抽余油切割系统7进行切割，所述抽余油切割系统7的顶部温度为87℃，压力为0.15MPa(A)，底部温度为194℃，压力为0.18MPa(A)，回流比(m/m)为40；顶部采出轻质抽余油(d)，所述轻质抽余油的馏程为35-75℃，含硫量痕量(检测不出)，非芳烃含量为99.8％(m)，芳烃含量为0.2％(m)，辛烷值(RON)为70，20℃密度为571千克/米3，流量为1.418吨/小时，其既可作为汽油调和产品又可作为乙烯裂解原料；总液体收率为86.91％；所述抽余油切割系统7底部采出精制油(重质抽余油)，所述精制油的馏程为35-184℃，含硫量痕量(检测不出)，非芳烃含量为98.7％(m)，芳烃含量为1.3％(m)，辛烷值(RON)为63，20℃密度为740千克/米3，流量为4.019吨/小时；所述抽余油切割系统7底部同时通过管线直接采出重质抽余油作为煤油产品或煤油调和组分(g)，流量为0.473吨/小时；所述精制油经过加热炉1-3加热后进入反应器2-2进行反应，所述反应器2-2的入口温度均为500℃，入口压力均为1.3MPa(A)，进料体积空速为1.5h-1；所述反应器2-2由反应器2-2上和反应器2-2下两个反应器串联组成，之间设有加热炉1-4；其中各个反应器装入催化剂量的比例为反应器2-2上∶反应器2-2下＝1∶2.5；所得反应产物经过换热及冷凝器3冷却后进入高压分离器4。
反应器2-1所用催化剂的物化性质如下表所示：
| 比表面积m2/g | 强度N/cm | 孔容ml/g | 堆比重g/ml | Ptm％ | Rem％ |
| 192 | 183 | 0.52 | 0.75 | 0.25 | 0.25 |
反应器2-2所用催化剂的物化性质如下表所示：
| 比表面积m2/g | 强度N/cm | 孔容ml/g | 堆比重g/ml | Ptm％ | Rem％ |
| 196 | 187 | 0.54 | 0.74 | 0.26 | 0.45 |
实施例3
如图3所示，为本发明实施例3的流程示意图。将馏程为80-185℃，含硫量为0.45ppm，含氮量0.5ppm，金属含量为5ppb，含水量5ppm，烷烃含量为47％(m)，环烷烃含量为42％(m)，芳烃含量为11％(m)，辛烷值(RON)为61，20℃密度为742千克/米3，流量为12.5吨/小时的环烷基精制石脑油(a)先经过换热，再经过加热炉1-1加热后，进入反应器2-1进行反应；进料体积空速为5.0h-1；所述反应器2-1的入口温度为470℃，入口压力为1.6MPa(A)；所得反应产物经换热及冷凝器3冷却后进入高压分离器4进行高压分离，所述高压分离器4的操作温度为45℃，操作压力为1.4MPa(A)；经过高压分离后，所得氢气一部分外送(b)，其流量为0.419吨/小时，纯氢流量为0.382吨/小时，氢气产率为3.06％(重量)；其它的氢气经过压缩机5返回至加热炉1-1和加热炉1-2，其中返回至加热炉1-1前的氢油体积比为800∶1，进入加热炉1-2前的氢油体积比为1200∶1(在进入加热炉前先进行换热)；经过高压分离器4所得重整产物进入稳定塔系统6进行处理，所述稳定塔系统6的塔顶温度为120℃，压力为1.05MPa(A)，塔底温度为240℃，压力为1.10MPa(A)，回流比(m/m)为1.15；塔顶采出干气、液化气和少量水(c)，其流量为1.565吨/小时；塔底所得重整生成油(馏程为35-192℃)进入抽提系统8进行处理，所述抽提系统8的操作温度为150℃，操作压力为1.0MPa(A)，溶剂比为8.0，返洗比为1.0，所用溶剂为四甘醇；经过抽提系统8抽提后，所得抽出油进入第一回收塔9-1，所述第一回收塔的塔顶温度为90℃，压力为0.2MPa(A)，塔底温度为175℃，压力为0.25MPa(A)；顶部采出苯(f)，所得苯的纯度为99.99％，冰点为5.45℃，20℃密度为879千克/米3，流量为0.335吨/小时；底部采出物进入第二回收塔9-2，所述第二回收塔的操作温度为155℃，操作压力为0.05MPa(A)；顶部采出混合芳烃(e)，所得混合芳烃可作为汽油调和产品或直接作为芳烃产品，其馏程为80-192℃，含硫量痕量(检测不出)，非芳烃含量为1.8％(m)，芳烃含量为98.2％(m)，辛烷值(RON)为134，20℃密度为865千克/米3，流量为9.903吨/小时，芳烃产率为83.52％(重量)，总液体收率为85.06％(重量)；底部采出物返回进入抽提系统8；经过抽提系统8抽提后，所得抽余油经过顶部进入抽余油切割系统7进行切割，所述抽余油系统7的顶部温度为95℃，压力为0.2MPa(A)，底部温度为213℃，压力为0.25MPa(A)，回流比(m/m)为60；顶部采出轻质抽余油(d)，所述轻质抽余油的馏程为35-75℃，含硫量痕量(检测不出)，非芳烃含量为99.7％(m)，芳烃含量为0.3％(m)，辛烷值(RON)为71，20℃密度为575千克/米3，流量为2.153吨/小时，其或者作为汽油调和产品，或者作为乙烯裂解原料；总液体收率为91.71％；所述抽余油切割系统7底部采出精制油(重质抽余油)，所得精制油的馏程为35-182℃，含硫量痕量(检测不出)，非芳烃含量为1.5％(m)，芳烃含量为98.5％(m)，辛烷值(RON)为64，在20℃密度为745千克/米3，流量为3.564吨/小时；所述抽余油切割系统7底部同时通过管线直接采出重质抽余油作为煤油产品或煤油调和组分(g)，流量为0.395吨/小时；所述精制油经过加热炉1-2加热后进入反应器2-2进行反应，所述反应器2-2的入口温度为470℃，入口压力为1.6MPa(A)，进料体积空速为2.0h-1；所得反应产物经过换热及冷凝器3冷却后进入高压分离器4。
其中各个反应器装入催化剂量的比例为反应器2-1∶反应器2-2＝1∶2。
反应器2-1所用催化剂的物化性质如下表所示：
| 比表面积m2/g | 强度N/cm | 孔容ml/g | 堆比重g/ml | Ptm％ | Rem％ |
| 192 | 183 | 0.52 | 0.75 | 0.25 | 0.25 |
反应器2-2所用催化剂的物化性质如下表所示：
| 比表面积m2/g | 强度N/cm | 孔容ml/g | 堆比重g/ml | Ptm％ | Rem％ |
| 196 | 187 | 0.54 | 0.74 | 0.26 | 0.45 |
Claims (3)
1.一种采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整方法，其步骤如下：馏程为80－185℃的石脑油原料经过加热装置加热后，进入反应装置进行反应；所述反应装置的入口温度为470－530℃，入口绝对压力为1.0-1.6MPa，进料体积空速为3.0-5.0h-1；所得反应产物经过换热冷却后进入高压分离器进行高压分离，所述高压分离器的操作温度为35－45℃，操作绝对压力为1.2－1.4MPa；经过高压分离后，所得氢气一部分外送，一部分经过压缩装置返回至反应装置和另一反应装置，所述返回的氢气或者在加热炉前进入管线，或者在加热炉后进入管线；所得重整产物进入稳定塔系统进行处理，所述稳定塔系统的塔顶温度为100－120℃，绝对压力为0.8－1.05MPa，塔底温度为220－240℃，绝对压力为0.85－1.10MPa，回流比为0.90－1.15；塔顶采出干气、液化气和少量水；塔底所得馏程为35-196℃的重整生成油进入抽提系统进行处理，所述抽提系统的操作温度为100-150℃，操作绝对压力为0.6-1.0MPa，溶剂比为3.0-8.0，返洗比为0.5-1.0，所用溶剂为环丁砜、N-甲酰基吗啉或四甘醇；经过抽提系统抽提后，所得抽出油进入第一回收塔，所述第一回收塔的塔顶温度为85-90℃，绝对压力为0.1-0.2MPa，塔底温度为175℃，绝对压力为0.15-0.25MPa；顶部采出苯，底部采出物进入第二回收塔，所述第二回收塔的操作温度为110-155℃，操作绝对压力为0.02-0.05MPa；顶部采出混合芳烃作为汽油调和产品或直接作为芳烃产品，底部采出物返回进入抽提系统；经过抽提系统抽提后，所得抽余油进入抽余油切割系统进行切割，所述抽余油切割系统的的顶部温度为75-95℃，绝对压力为0.1-0.2MPa，底部温度为175-213℃，绝对压力为0.13-0.25MPa，回流比为20-60；顶部采出轻质抽余油；底部采出重抽余油经过加热装置加热后，进入另一反应装置进行反应，同时底部通过管线采出重抽余油作为煤油或煤油调和组分；所述另一反应装置的入口温度为470－530℃，入口绝对压力为1.0-1.6MPa，进料体积空速为1.0-2.0h-1；所得反应产物经换热冷却后进入高压分离器。
2.根据权利要求1所述的采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整方法，其特征在于：所述反应装置包括第一反应装置和第二反应装置，第一反应装置和第二反应装置通过第二加热装置相连接。
3.根据权利要求2所述的采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整方法，其特征在于：所述另一反应装置包括第三反应装置和第四反应装置，第三反应装置和第四反应装置通过第四加热装置相连接。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2009100887921A CN102002390B (zh) | 2009-07-16 | 2009-07-16 | 一种采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整系统及其方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2009100887921A CN102002390B (zh) | 2009-07-16 | 2009-07-16 | 一种采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整系统及其方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN102002390A CN102002390A (zh) | 2011-04-06 |
| CN102002390B true CN102002390B (zh) | 2013-12-11 |
Family
ID=43810093
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN2009100887921A Active CN102002390B (zh) | 2009-07-16 | 2009-07-16 | 一种采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整系统及其方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN102002390B (zh) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3640818A (en) * | 1969-10-31 | 1972-02-08 | Exxon Research Engineering Co | Hydroforming naphthas |
| US4975178A (en) * | 1988-05-23 | 1990-12-04 | Exxon Research & Engineering Company | Multistage reforming with interstage aromatics removal |
| CN201241102Y (zh) * | 2008-06-04 | 2009-05-20 | 北京金伟晖工程技术有限公司 | 一种石脑油多产芳烃重整系统 |
-
2009
- 2009-07-16 CN CN2009100887921A patent/CN102002390B/zh active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3640818A (en) * | 1969-10-31 | 1972-02-08 | Exxon Research Engineering Co | Hydroforming naphthas |
| US4975178A (en) * | 1988-05-23 | 1990-12-04 | Exxon Research & Engineering Company | Multistage reforming with interstage aromatics removal |
| CN201241102Y (zh) * | 2008-06-04 | 2009-05-20 | 北京金伟晖工程技术有限公司 | 一种石脑油多产芳烃重整系统 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN102002390A (zh) | 2011-04-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101597519A (zh) | 一种石脑油多产芳烃重整系统及其方法 | |
| CN102102032A (zh) | 一种多产芳烃的催化重整方法 | |
| CN201587930U (zh) | 一种制备芳烃的重整系统 | |
| CN102102039B (zh) | 一种多产芳烃催化重整方法 | |
| CN102010749B (zh) | 一种改进的石脑油多产芳烃重整系统及其方法 | |
| CN201620141U (zh) | 一种石脑油多产芳烃和溶剂油的重整系统 | |
| CN201665667U (zh) | 一种多产芳烃同时分离出苯的重整系统 | |
| CN102002390B (zh) | 一种采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整系统及其方法 | |
| CN102041059B (zh) | 一种带有蒸发脱水系统多产高辛烷值汽油的重整系统及其方法 | |
| CN102102035B (zh) | 一种制备芳烃的重整方法 | |
| CN201665669U (zh) | 一种采出煤油的重整系统 | |
| CN102102037B (zh) | 一种带有芳烃切割系统的制备高质量芳烃的催化重整方法 | |
| CN101921615B (zh) | 一种蒸发脱水系统带侧线采出且分离出苯的重整系统及其方法 | |
| CN102102034B (zh) | 一种石脑油制备芳烃和溶剂油的催化重整方法 | |
| CN102102033B (zh) | 一种制备高质量芳烃和溶剂油的重整方法 | |
| CN102102038B (zh) | 一种石脑油多产芳烃和溶剂油的重整方法 | |
| CN101921619B (zh) | 一种多产芳烃同时分离出苯的重整系统及其方法 | |
| CN101921620B (zh) | 一种生产抽余油、苯和混合芳烃的石脑油重整系统及其方法 | |
| CN102002389B (zh) | 一种带有侧线切割系统及回收系统的石脑油多产芳烃重整系统及其方法 | |
| CN102010747B (zh) | 一种带有溶剂回收系统的石脑油多产芳烃重整系统及其方法 | |
| CN201459037U (zh) | 一种采出煤油的多产高辛烷值汽油的重整系统 | |
| CN201459053U (zh) | 一种多产高辛烷值汽油的重整系统 | |
| CN102002391A (zh) | 一种带有蒸发脱水系统的重整系统及其方法 | |
| CN201459040U (zh) | 一种重整系统 | |
| CN201620139U (zh) | 一种多产芳烃的催化重整系统 |
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: Extracted oil reforming system and method capable of improving yield of high-octane number gasoline Effective date of registration: 20180619 Granted publication date: 20131211 Pledgee: Tianjin Rongxin small loan Co., Ltd. Pledgor: Jinweihui Engineernig Technology Co., Ltd., Beijing Registration number: 2018120000023 |
|
| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right | ||
| PP01 | Preservation of patent right | ||
| PP01 | Preservation of patent right |
Effective date of registration: 20190215 Granted publication date: 20131211 |
|
| PD01 | Discharge of preservation of patent | ||
| PD01 | Discharge of preservation of patent |
Date of cancellation: 20220215 Granted publication date: 20131211 |
|
| PP01 | Preservation of patent right | ||
| PP01 | Preservation of patent right |
Effective date of registration: 20220323 Granted publication date: 20131211 |