Prime G+催化汽油加氢深度脱硫技术浅析
汽油加氢脱硫技术的应用与发展对策
汽油加氢脱硫技术的应用与发展对策【摘要】汽油加氢脱硫技术是一种有效的降低尾气硫含量的方法，对环境保护和汽车动力性能有重要意义。
本文从技术原理、应用情况、发展趋势、优势挑战和发展对策等方面进行了全面分析。
当前，汽油加氢脱硫技术在汽车尾气处理领域应用广泛，但仍存在技术优化的空间。
未来该技术发展趋势将更加智能化、高效化，但也面临着成本、能源利用等挑战。
为此，建议加大对技术研发的投入，优化工艺流程，提高技术集成水平，推动技术的发展与应用。
汽油加氢脱硫技术有望在未来为汽车尾气净化和环保事业做出更大贡献。
【关键词】汽油加氢脱硫技术、应用、发展对策、原理、现阶段、趋势、优势、挑战、对策建议、总结、未来展望、建议。
1. 引言1.1 背景介绍汽油加氢脱硫技术是指通过在加氢装置中将汽油与氢气反应，使其中的硫化合物转化为硫化氢并从汽油中去除的技术。
随着全球对环境保护的重视和汽车尾气排放标准的不断提高，汽油加氢脱硫技术逐渐成为一种重要的净化汽油的方式。
随着社会经济的迅速发展和人们生活水平的提高，汽车已成为人们生活中不可或缺的交通工具。
汽车的大量使用也带来了尾气排放的问题，其中硫化物是造成大气污染的主要组成之一。
硫化物在大气中的存在不仅会对人们的健康造成影响，还会对大气环境和生态系统造成破坏。
为了减少汽车尾气中硫化物的排放，汽油加氢脱硫技术应运而生。
通过对汽油进行加氢反应，并采用适当的催化剂，能够有效地将汽油中的硫化物转化为无害的硫化氢，从而实现汽油的净化和环境保护的目的。
该技术不仅具有环保意义，还可提高汽油燃烧效率，减少尾气中有害物质的排放，是一种具有广阔应用前景的净化技术。
通过对汽油加氢脱硫技术的研究与应用，可以进一步提高汽车尾气排放的环保水平，促进汽车工业的可持续发展，实现汽车产业与环境保护的良性互动。
1.2 研究意义汽油加氢脱硫技术的研究意义主要体现在以下几个方面：随着全球能源消费的不断增长，汽油作为主要的燃料之一，在交通运输和工业生产中占据着重要地位。
催化裂化汽油深度加氢脱硫催化剂的研制及性能评价
2017年第36卷第7期 CHEMICAL INDUSTRY AND ENGINEERING PROGRESS·2511·化 工 进展催化裂化汽油深度加氢脱硫催化剂的研制及性能评价鞠雅娜，兰玲，刘坤红，钟海军，吕忠武，姜增坤，李阳（中国石油天然气股份有限公司石油化工研究院，北京102206）摘要：在传统催化汽油加氢脱硫催化剂基础上，以γ-Al 2O 3为载体，Co-Mo-Ni 为活性组元，采用等体积浸渍方法制备了一种催化汽油深度加氢脱硫催化剂。
研究了现有技术生产国Ⅴ汽油存在的问题，考察了载体、活性组元、金属负载量对催化剂催化性能的影响，并对催化剂稳定性进行了研究。
结果表明：该催化剂对硫含量满足国Ⅳ标准（S ≤50µg/g ）的催化汽油产品进一步接力脱硫时，可脱除硫醇硫及其他形态硫，烯烃基本不饱和，加氢脱硫选择性高达90%以上。
该催化剂作为国Ⅳ升级到国Ⅴ标准的重要技术，降低了现有国Ⅴ技术的辛烷值损失，技术经济性更好。
关键词：催化汽油；催化（作用）；加氢脱硫；选择性；催化剂中图分类号：TE624.4+31 文献标志码：A 文章编号：1000–6613（2017）07–2511–06 DOI ：10.16085/j.issn.1000-6613.2016-1841Preparation and evaluation of a deep hydrodesulfurization （HDS ）catalyst for catalytic cracking gasolineJU Yana ，LAN Ling ，LIU Kunhong ，ZHONG Haijun ，LÜ Zhongwu ，JIANG Zengkun ，LI Yang（PetroChina Petrochemical Research Institute ，Beijing 102206，China ）Abstract ：A novel FCC deep hydrodesulfurization catalyst ，composed of Al 2O 3 carrier and Co-Mo-Ni trimetallic active component ，was synthesized by an incipient wetness impregnation method. The effects of carrier raw materials ，active metal and metal loading on the catalyst activity and selectivity were studied as well as the stability of the catalyst. The experimental results showed that this catalyst had a high HDS selectivity （≥90%）for catalytic gasoline desulfurization products of national Ⅳ standard （S ≤50µg/g ），and a high efficiency for the removal of mercaptan as well as other sulfur compounds ，and was of little olefin saturation. The catalyst could be used as complementary technology for the production of ultra-low sulfur gasoline ，which suffered a high RON loss ，thus improved the techno-economics.Key words ：catalytic cracking gasoline ；catalysis ；hydrodesulfurization （HDS ）；selectivity ；catalyst世界各国对发动机燃料的质量要求日益严格[1]，环保问题受到世界各国的广泛重视。
吉化Prime G+装置国Ⅴ质量升级技术方案及运行分析
生产技术化工科技,２０１７,２５(６):６２~６６S C I E N C E &T E C HN O L O G YI NC H E M I C A LI N D U S T R Y作者简介:乔景辉(１９７６Ｇ),男,吉林市人,中国石油吉林石化公司炼油厂生产科值班调度长,工程师,主要从事炼油厂调度生产指挥工作.收稿日期:２０１７Ｇ０９Ｇ２２吉化P r i m eG ＋装置国Ⅴ质量升级技术方案及运行分析乔景辉１,李程飞２,周雪梅１(１．中国石油吉林石化公司炼油厂,吉林吉林１３２０２２;２．中国石油吉林石化公司调度中心,吉林吉林１３２０２２)摘㊀要:为满足２０１７年国Ⅴ汽油质量升级要求,保证装置长周期平稳运行,对中国石油吉林石化公司汽油加氢装置进行了改造.通过对改造前后装置在国Ⅴ工况下的操作条件进行对比分析,对改造后装置处理能力以及催化剂的使用效果等情况进行了总结.结果表明,改造后,装置运行情况较好,国Ⅴ工况下,装置处理能力明显提高,辛烷值损失较低,产品质量符合要求.关键词:汽油加氢脱硫;国Ⅴ质量升级;二段加氢脱硫反应单元;装置的处理能力;辛烷值损失中图分类号:T E ６２４．５＋５㊀㊀文献标识码:B ㊀㊀文章编号:１００８Ｇ０５１１(２０１７)０６Ｇ００６２Ｇ０５㊀㊀中国石油吉林石化公司汽油加氢脱硫装置采用法国A X E N S 公司的P r i m eG＋工艺[１Ｇ３]技术,设计规模为１２０万t /a .以炼厂三套催化汽油装置生产的催化汽油为原料,经选择性加氢㊁加氢脱硫后,生产满足国Ⅳ排放标准的轻㊁重汽油[４],部分重汽油作为下游烃重组装置原料.装置于２０１０年１１月一次开车成功,２０１２年６月,进行了脱瓶颈改造,改造后的汽油加氢装置设计规模为１５０万t /a ,加工量由原设计的１４９t /h 提高至１８８t /h ,并有一定的操作弹性,改造后的装置运行较平稳[５].１㊀装置存在的问题２０１７年所有轻型车用汽油须符合国Ⅴ汽油标准,但基于２０１４年４月对原有汽油加氢装置进行的为期２４h 的标定实验结果,按照轻汽油控制w (硫)＜１０m g /k g ,重汽油控制w (硫)＜１０m g /k g进行的标定实验情况来看[６],产品虽然可以满足国Ⅴ标准,但是分馏塔切割点需要下调至１１２ħ,轻汽油收率随之下降,由４０％下降至３０％,这就使得装置的进料负荷必须降低至约１５６t /h 才能满足要求,也就是说在国Ⅴ工况下,要加工１５０万t /a 催化汽油是不可能的;同时随着加氢脱硫反应单元原料中烯烃含量和脱硫深度的增加,整个装置的w (烯烃)下降,R O N 辛烷值从８９．９降至８７．３,损失达２．６[５],这在炼油厂是不可接受的,也不利于装置的长周期运行,国Ⅴ质量升级改造迫在眉睫.２㊀装置改造情况及改造后的流程概述为了解决生产国Ⅴ汽油时,原有装置加工能力不足以及辛烷值损失过大问题,装置于２０１６年进行了改造.由于原有装置采用的是A x e n s 公司的P r i m eG＋技术及工艺包,考虑所采用技术与原有装置技术的统一性,降低装置改造难度和风险,并考虑尽可能缩短装置改造施工周期,决定增上二段加氢脱硫反应单元,包括两台反应器㊁两台循环氢压缩机(一开一备)㊁一台胺吸收塔㊁一台稳定塔㊁罐和泵若干,并于２０１６年９月对原有装置进行停工换剂.２０１６年１０月改造部分首次开车,两段加氢脱硫反应单元一起按照国Ⅴ工况运行,轻汽油控制w (硫)＜７m g /k g,重汽油w (硫)＜５m g /k g .改造后的汽油加氢装置由选择性加氢㊁一段加氢脱硫㊁二段加氢脱硫单元和公用工程四个部分组成.主要功能为在尽量减少辛烷值损失的情况下,将催化裂化汽油的轻质裂化石脑油(L C N)和重质裂化石脑油(H C N)进一步加氢脱硫,使产品汽油中的w(硫)＜１０m g/k g,w(硫醇)＜１０m g/k g[１].改造后,原一段加氢脱硫反应单元的负荷为１００t/h,与设计值相符,经一段加氢后,与分馏塔塔底约３３t/h的高硫热重汽油混合后进入二段加氢脱硫反应单元进行二次脱硫,装置流程框图见图１.图１㊀改造后装置流程框图(虚线内为改造后流程)３㊀改造后运行情况改造后装置运行三个月,运行期间生产平稳.为了考核改造后的脱硫能力㊁辛烷值损失等方面能否达到设计水平,在装置运行平稳后,于２０１６年１２月进行了标定,对改造后２０１６年１２月标定数据与改造前２０１４年国Ⅴ工况下的操作条件及改造前后催化剂的使用情况两方面进行对比,对改造后装置的运行情况进行了分析.３．１㊀改造前后国Ⅴ工况操作条件分析３．１．１㊀反应系统操作条件分析３．１．１．１㊀选择性加氢反应系统国Ⅴ工况下,改造前后选择性加氢反应系统操作运行对比数据见表１.表１㊀改造前后选择性加氢反应系统操作运行对比数据项目设计值改造前改造后反应进料量/(t h－１)１８８１５６１９２入口温度T I８１０１７/ħ１５０~２００１６８１１８．７温升/ħ１５１１７．５由于改造前选择性加氢反应催化剂已使用了４a,由表１可见,改造前选择性加氢反应器RＧ８１０１入口温度为１６８ħ,床层温升为１１ħ,高于设计的初期使用温度(１５０ħ),而改造后,因为该反应器全部更换了新的催化剂,选择性加氢反应器RＧ８１０１催化剂处于初期活性阶段,入口温度仅为１１８．７ħ,低于设计值(１５０~２００ħ),改造前后,该系统运行状况均较好.改造前,国Ⅴ工况下,装置所能允许的进料负荷仅为１５６t/h,改造后,装置的进料负荷提至１９２t/h,装置的处理能力大大提高.３．１．１．２㊀一段加氢脱硫反应系统国Ⅴ工况下,改造前后一段加氢脱硫反应系统操作运行对比数据见表２.表２㊀改造前后一段加氢脱硫反应系统操作运行对比数据项目设计值改造前改造后反应进料量/(t h－１)９８．３１０５．６１０４．８RＧ８２０１进口温度T I８２０２０/ħ２４０~２９０２６９．７２３９．７RＧ８２０１下段入口温度T I８２０３０/ħ２７０．１６２４０．４RＧ８２０１下段出口温度T I８２０３９/ħ２６０~３１０２８９．７６２４７．４RＧ８２０１温升/ħ２０１９．６７．７RＧ８２０１急冷油流量F I８２００５/(t h－１)５．０６５．９５４．１RＧ８２０２入口温度T I８２０５７/ħ３１４．８３３１９．０２RＧ８２０２温升/ħ－２．５４－２．４８由表２可见,改造前一段加氢脱硫反应系统包含两个反应器,第一加氢脱硫反应器RＧ８２０１和第二加氢脱硫反应器RＧ８２０２,改造后,第二加氢脱硫反应器RＧ８２０２挪至二段加氢脱硫反应单元,位号改为RＧ８５０２.改造前,第一加氢脱硫反应器RＧ８２０１催化剂已经使用了４a,第一加氢脱硫反应器RＧ８２０１入口温度为２６９．７ħ,床层温升３６第６期乔景辉,等．吉化P r i m eG＋装置国Ⅴ质量升级技术方案及运行分析㊀㊀㊀１９．６ħ,反应温度已经高于设计的初期使用温度(２５０ħ),床层温升更是接近建议的最大值(＜２０ħ),此种情况长期运行,对催化剂的使用寿命不利.而改造后,因为该反应器全部更换了新的催化剂,第一加氢脱硫反应器RＧ８２０１入口温度为２３９．７ħ,低于设计值(２４０~２９０ħ),温升为７．７ħ,均低于设计值(＜２０ħ).改造后更有利于催化剂的使用寿命,运行状况良好.改造前后,一段加氢脱硫反应系统进料负荷情况相当.３．１．１．３㊀二段加氢脱硫反应系统国Ⅴ工况下,改造前后二段加氢脱硫反应系统操作运行对比数据见表３.表３㊀改造前后二段加氢脱硫反应系统操作运行对比数据项目设计值改造前改造后反应进料量/(t h)１３３RＧ８５０１进口温度T I８５０２５/ħ２５０~３００２４３．１RＧ８５０１下段入口温度T I８５０３５/ħ２４７．０RＧ８５０１下段出口温度T I８５０４２/ħ２７０~３２０２５４．３RＧ８５０１温升/ħ２０１１．７RＧ８５０２进口温度T I８５０７０/ħ３２０~３７０３１９．０２３０７．８RＧ８５０２温升/ħ２－２．４８－０．６表３数据表明,二段加氢脱硫反应单元是改造后新增的,包含两个反应器,第一加氢脱硫反应器RＧ８５０１和第二加氢脱硫反应器RＧ８５０２,而RＧ８５０２反应器是利旧一段的第二加氢脱硫反应器RＧ８２０２,催化剂未更换.二段第一加氢脱硫反应器RＧ８５０１与一段第一加氢脱硫反应器RＧ８２０１采用的是相同的催化剂,其入口温度为２４３．１ħ[７],低于设计值(２５０~３００ħ),温升为１１．７ħ,低于设计值(＜２０ħ),二段第二加氢脱硫反应器RＧ８５０２入口温度为３０７．８ħ[８],低于设计值(３３０~３５０ħ),温升为－０．６ħ,低于设计值(＜２ħ),与利旧前反应温度相差不大,运行状况良好.改造后,二段加氢脱硫反应系统除对一段稳定塔底来的重汽油进行二次脱硫外,还加工了分馏塔底少量的高硫重汽油,其加工负荷较一段明显有所提高,这也是改造后国Ⅴ工况下,装置的加工负荷有所提高的关键.３．１．２㊀分馏系统操作条件分析３．１．２．１㊀分馏塔系统分馏塔系统未进行改造,其操作数据主要受原料组成和选择加氢反应温度影响,不作对比分析.３．１．２．２㊀一段稳定塔系统一段稳定塔系统未进行改造,因为改造前,该塔所出产品直接送入汽油罐区作为产品调和组分,因此,为避免产品出现铜片腐蚀不合格情况,该系统的操作尤为重要.改造后,该塔所出产品作为一个中间产品,还需要送入二段加氢脱硫反应系统进行处理,其操作苛刻度没有之前严格,不做具体分析.３．１．２．３㊀二段稳定塔系统国Ⅴ工况下,改造前后二段稳定塔系统操作运行对比数据见表４.表４㊀改造前后二段稳定塔系统操作运行对比数据项目设计值操作值CＧ８５０２进料温度T I８５００９/ħ１９１１７９．６CＧ８５０２塔顶温度T I８５０９６/ħ１４１１２０．７CＧ８５０２塔底温度T I８５００５/ħ２２６１９９．７CＧ８５０２回流比０．１０．０７表４数据表明,改造后,因为新增了整个加氢脱硫反应单元,该稳定塔所出产品直接送入汽油罐区作为产品调和组分,因此,为避免产品出现铜片腐蚀不合格情况,该系统的操作尤为重要.开工后,二段稳定塔CＧ８５０２进料温度１７９．６ħ,低于设计值(１９１ħ),塔顶温度１２０．７ħ,低于设计值(１４１ħ),塔底温度１９９．７ħ,低于设计值(２２６ħ),同样说明催化汽油组成低于设计偏轻,回流比０．０７,低于设计值(０．１),运行情况良好.３．２㊀装置催化剂使用效果分析３．２．１㊀装置原料㊁产品数据分析３．２．１．１㊀原料汽油组成分析国Ⅴ工况下,改造前后催化汽油组成分析数据见表５.表５㊀改造前后催化汽油组成分析数据项目名称设计值改造前改造后MO N８０．１８０．４R O N８９．８９０．２w(硫)/(m g k g－１)２８０２１９．３１６０．９w(硫醇)/(m g k g－１)３９．７３８．０w(二烯烃)/(m g k g－１)６．５１．３１．７９w(烯烃)/％３２．１２９．６３１．３w(芳烃)/％１６．１１５１５．０４６ ㊀㊀㊀化㊀工㊀科㊀技㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第２５卷３．２．１．２㊀装置中间产品及产品组成数据分析国Ⅴ工况下,改造前后中间产品及产品组成分析数据见表６.表６㊀改造前后中间产品及产品组成分析数据项目名称分馏塔入口前/后轻汽油前/后分馏塔底前/后一段重汽油前/后二段重汽油混合汽油前/后R O N８９．６/９０．２９４．５/９６．２８６/８５．３８１．５/８３．８８２．２８７．２/８８．８w(硫)/(m g k g－１)６．３/７．６３３６/２２７２．８/２９４．３w(硫醇)/(m g k g－１)＜１．０＜１．０/１０．２１．０w(二烯烃)/(m g k g－１)０．４/０．４６w(烯烃)/％３１．４/３０．３３６．７/４１．２２７．７/２５．７１４．４/２２．６１９．９w(芳烃)/％１４．７/１６．００．７/０．４２８．５/２２．８３０．６/２１．５２１．７３．２．２㊀改造前后装置催化剂使用情况分析３．２．２．１㊀选择性加氢反应系统以改造前后,表５和表６中催化汽油原料和轻汽油产品中的w(硫)和w(硫醇)来看,选择性加氢反应催化剂H RＧ８４５S对轻质硫和轻质硫醇转化为重质硫的转化能力均较好;以催化汽油原料和分馏塔入口物料以及分馏塔塔底物料中的w(烯烃)和w(二烯烃)来看,选择性加氢反应催化剂H RＧ８４５S对于二烯烃加氢反应和烯烃加氢反应的选择性也非常好[９];以催化汽油和分馏塔入口的R O N分析数据来看,改造前,选择性加氢反应系统内有０．２的辛烷值损失,而改造后,选择性加氢反应器内没有辛烷值损失,说明反应温度越高,选择性加氢反应系统内的辛烷值损失越大.３．２．２．２㊀一段加氢脱硫反应系统以改造前后,表５和表６中分馏塔塔底物料和一段稳定塔底重汽油产品中的w(硫)来看,一段加氢脱硫反应催化剂H RＧ８０６的脱硫能力较好,改造前,通过提高反应温度的方式可以达到国Ⅴ标准;以分馏塔塔底物料和一段稳定塔底重汽油产品中的w(烯烃)来看,加氢脱硫反应发生的同时会有少量烯烃发生加氢反应,这也是装置辛烷值损失发生的原因[５,１０].从分析数据上来看,改造前,一段加氢脱硫反应系统的辛烷值损失高达４．５,改造后一段加氢脱硫反应系统的辛烷值损失为１．５,两段脱硫后辛烷值损失为３．１,明显较改造前低,说明达到了预期的使用效果.３．２．２．３㊀二段加氢脱硫反应系统以改造前后,表５和表６中实际生产时分馏塔底重汽油和一段稳定塔底重汽油物料流量以及各自的w(硫)来看,二段加氢脱硫反应原料中的w(硫)ʈ１００m g/k g,w(硫醇)ʈ１０m g/k g,经过二段加氢脱硫反应后,控制w(硫)ɤ５m g/k g, w(硫醇)ɤ３m g/k g,说明二段加氢脱硫反应的两个催化剂H RＧ８０６和H RＧ８４１均表现出了较好的脱硫能力;以改造前后分馏塔塔底物料和一段稳定塔底重汽油以及二段稳定塔底重汽油产品的烯烃含量来看,深度加氢脱硫反应发生的同时更会有烯烃发生加氢反应[１１],同样会造成辛烷值损失,改造后,一段和二段加氢脱硫反应造成的辛烷值损失为３．１,较改造前低１．４.改造后,整个装置的辛烷值损失为１．４,较改造前装置的辛烷值损失高达２．６(R O N辛烷值从８９．８降至８７．２)[１２]明显有所下降,说明改造后,达到了预期的使用效果.３．３㊀改造前后液收率变化国V工况下,改造前后液收率变化见表７.表７㊀改造前后液收率变化名称改造前改造后进料/(t h－１)１５６．７１９２．１出料/(t h－１)１５５．３１９１．２液收率/％９９．１４９９．５３表７数据表明,改造后,汽油液收率较改造前高０．３９％,大幅度提高.４㊀结㊀论经汽油国Ⅴ质量升级改造后,装置在国Ⅴ工况下的处理能力显著提高,能够与炼厂催化汽油产量相匹配,运行比较平稳,各主要操作条件均在设计范围内,装置轻汽油和重汽油产品的w(硫)均满足升级要求,即产品汽油中的w(硫)＜５６第６期乔景辉,等．吉化P r i m eG＋装置国Ⅴ质量升级技术方案及运行分析㊀㊀㊀１０m g/k g,w(硫醇)＜１０m g/k g,同时辛烷值损失为１．４,较低,在可接受范围内,并且汽油的液收率较改造前明显提高,达到了预期的使用效果.参㊀考㊀文㊀献:[１]㊀孟祥东,周洪涛,孙守华．催化裂化汽油选择性加氢脱硫装置的工艺选择[J]．石化技术与应用,２０１４,３２(４):３３２Ｇ３３６．[２]㊀江波．法国汽油加氢技术在锦西石化催化汽油加氢脱硫装置的应用[J]．中外能源,２００９,１４(１０):６４Ｇ６８．[３]㊀娄永峰．P r i m eＧG＋工艺在０．９M t/a催化汽油加氢脱硫装置的应用[J]．四川化工,２０１６,１９(５):４４Ｇ４７．[４]㊀赵小燕,李成文,朱玉新．优化操作降低汽油加氢装置重汽油辛烷值损失[J]．化工管理,２０１５(１４):１６４Ｇ１６５．[５]㊀樊连连,高晓东,习远兵,等．F C C汽油选择性加氢脱硫过程中烃类组成与辛烷值损失的关系[J]．石油炼制与化工,２０１０,４１(９):７０Ｇ７３．[６]㊀雷凡,李承哲．汽油质量升级的技术分析及应对措施[J]．石化技术,２０１５(２):９０Ｇ９３,１４５．[７]㊀关洪涛．汽油加氢装置国V汽油质量升级改造浅析[J]．中国石油和化工标准与质量,２０１５(２４):３４Ｇ３７．[８]㊀董海明,曲云,孙丽琳．P r i m eＧG＋技术在催化裂化汽油加氢脱硫装置上的应用[J]．石油炼制与化工,２０１２,４３(１１):２７Ｇ３０．[９]㊀刘铁峰,郑卓．二烯烃选择加氢非贵金属N iＧM oＧW催化剂[J]．东北石油大学学报,２０１４,３８(２):９７Ｇ１０１．[１０]MA K A T O T O B A,e ta l．R e a c t i v i t y h y d r o d e s u l f u r i z a t i o no fF C C g a s o l i n 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i n e h y d r o g e n a t i o nu n i t o f J i l i n P e t r o c h e m i c a l C o m p a n y w a s c a r r i e d o u t．T h i s p a p e r i n t r o d u c e d t h e C h i n aⅤu p g r a d i n g r e f o r m a t i o n s i t u a t i o no f J i l i nP e t r o c h e m i c a l P r i m eG＋o fF C C g a s o l i n eh y d r o d e s u l f u r i z a t i o nu n i t a n d s u mm a r i z e d t h e c a p a c i t y o f t h eu n i t a n d t h eu s e o f c a t a l y s t b y c o m p a r i n g a n da n a l y z i n g t h eo p e r a t i n g c o n d i t i o n su n d e r t h e c a s e o f C h i n aⅤ．T h e r e s u l t s s h o w e d t h a t t h e u n i t r u n sw e l l a f t e r r e f o r m a t i o n,t h e c a p a c i t y o f t h eu n i t i so b v i o u s l y i m p r o v e d,t h e l o s so fo c t a n ev a l u e i s l o w e r,a n dt h e q u a l i t y o f t h e p r o d u c tm e e t s t h e r e q u i r e m e n t s．K e y w o r d s:G a s o l i n eh y d r o d e s u l f u r i z a t i o n;C h i n aVu p g r a d i n gq u a l i t y,S e c o n ds t a g eh y d r o d e s u l f u r i z aＧt i o nu n i t;C a p a c i t y o f t h eu n i t;O c t a n e l o s s６６ ㊀㊀㊀化㊀工㊀科㊀技㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第２５卷。
催化加氢汽油深度吸附脱硫性能研究
摘 要 ：采 用 混 捏 法 制 备 了 Ｎｉ０／ｚｎ０ 吸 附 剂 ，以 中 国海 油 惠 州 炼 化 加 氢 汽 油 为 原 料 ，在 小 型 固定 床 装 置 上 考 察 了 操 作 条 件 对 其 脱 硫 性 能 的影 响 。结 果 表 明 ，较 适 宜 的 吸 附 反 应 条 件 为 ：温 度 为 ３５０℃ ，压 力 为 ０．６ ＭＰａ，汽 油 液 空 速 为 ５ ｈ＿’，氢 油 体 积 比为 ５０：１，在 此 条 件 下 ，可 以将 惠 州 炼 化 催 化 加 氢 汽 油 中 的 硫 含 量 降 至 １０ ｇ／ｇ， 当 出 口产 物 硫 含 量 为 １０ ｇ／ｇ时 ，吸 附剂 的 穿 透 硫 容 为 １０．３ ，脱 硫 后 汽 油 的 辛 烷 值 损 失 为 ０．３个 单 位 。失 活 的 ＮｉＯ／ＺｎＯ 吸 附 剂 采 用 氮 气 和 氧 气 混 合 气 焙 烧 法 再 生 ，且 再 生后 的 吸 附 剂 的 脱 硫 性 能 基 本 不 变 。 关 键 词 ：吸 附脱 硫 加 氢 汽 油 吸 附 剂 再 生 中 图 分 类 号 ：ＴＥ６２４．５ ５ 文 献 标 识 码 ：Ａ
催化汽油加氢脱硫装置及其节能改造
催化汽油加氢脱硫装置及其节能改造摘要：在我国各大社会企业的发展过程中，必须要遵循节能环保的发展工作要求，对实现企业的长远稳定发展有着重要的保障。
本文重点针对催化汽油加氢脱硫装置展开了分析和研究，同时提出了该装置的节能改造工作要点，有效提高石油化工单位的生产效益和节能效果。
关键词：催化汽油；加氢脱硫；节能改造随着人们生活质量的不断提高，汽车成为了人们日常出行的重要交通设施，大量汽车的使用造成了不同程度的环境污染问题。
要想有效解决汽车尾气污染问题，需要从原材料汽油的质量上进行控制。
催化汽油加氢脱硫装置作为炼油产业当中非常重要的构成环节，可以有效提高汽油产品的生产质量，降低汽油当中的含硫量，有效控制汽车尾气当中的硫化物含量。
一方面来讲，随着我国石油化工产业的不断发展，国家方面对于炼油产业的节能环保工作要求正在不断提升，传统形式下的催化汽油加氢脱硫装置，在整个生产工艺和节能技术上无法满足全新的工作要求，因此必须要对这一装置进行技术改进。
1.原有装置工艺技术传统的汽油加氢脱硫装置使用的是法国Axens的Prime-G+专项技术，主要是用于处理硫含量在300ppm的催化气油。
这种汽油加氢脱硫工艺包含了选择性加氢和加氢脱硫两个工作环节。
原材料在经过选择性加氢处理之后，有效结合汽油产品的整体生产流程，分馏塔设施使用了轻重两种不同的气油切割工作方案。
重汽油经过加氢处理之后和轻汽油之间进行混合，可以得到含硫量小于50ppm和10ppm的混合型汽油产品。
该项技术的应用通过和常规的镍铝催化剂，使用选择性加氢技术来对汽油产品当中的二烯烃进行脱除，同时还可以将氢气油当中的硫化物有效转化成二硫化物，并且直接输送到重汽油当中。
从SHU出来的汽油产物在分离塔当中会进行二次分离，让正汽油的组分直接输送到HDS反应器内部。
在汽油的加氢脱硫处理过程中，需要有效避免汽油辛烷值的损失量。
通过Axens 的Prime-G+专项技术的应用，在整个操作和反应流程上相对比较简单，可以保持一种匀速的反应效率，同时该项工艺和催化剂系统可以在设备装置内部进行压降分布，同时还可以避免不必要的聚合反应。
催化裂化汽油选择性加氢脱硫工艺流程选择
催化裂化汽油选择性加氢脱硫工艺流程选择摘要：汽车已成为日常生活中的一种常见交通工具，但是如果没有汽油，汽车就只能成为装饰。
但是，汽车燃烧汽油后产生的废气不仅散发出难闻的气味并污染空气，而且甚至有的人对这些气味也过敏，从而危害人体。
原因是汽油中的氢和硫原子与其他化学原子相互作用后，汽油在汽车中燃烧后，有害物质释放到大气中。
关键词：催化裂化汽油；选择性加氢脱硫；处理近年来，环境保护的概念受到越来越多的关注，并且汽车尾气的风险一直被证明是造成环境污染的主要原因，目前，世界各地的汽油生产标准都严格限制在一定范围内，经过研究和实验，汽油脱硫可以有效减少汽车尾气中的污染物。
在国际上，已经研究了汽油脱硫技术，以通过选择最佳的催化裂化汽油程序来尝试生产最清洁的汽油产品。
催化分解汽油的选择性加氢脱硫工艺生产清洁汽油的研究一直是汽油加工领域的研究重点。
1催化裂化汽油选择性加氢脱硫简介20世纪初，世界上许多国家开始实施不同级别的汽油标准规范，但是这些标准规范都是相同的，控制着汽油硫的质量分数和汽油硫的质量。
分数越低，汽油越清洁。
过去的汽油脱硫工艺可以还原汽油中的硫化物，但与此同时，汽油的辛烷值饱和会显着降低汽油的辛烷值。
辛烷值是影响汽油质量的重要因素，辛烷值越高，燃烧时的爆震预防性能越好，汽油可以实现最大的燃烧和利用率。
为了降低汽油中的硫含量，同时保持汽油的辛烷值，科研人员通过反复实验对催化裂化汽油进行选择性加氢脱硫技术是实现这一目标的最佳选择。
2催化裂化汽油选择性加氢脱硫工艺2.1工艺设置原则催化分解汽油的选择性加氢脱硫工艺设计的主要原理是确保汽油的质量并保持辛烷值，以使其能够完全燃烧汽油，同时从汽油中去除硫化物。
清洁汽油，减少汽油使用过程中的空气污染。
通过加工汽油以生产尽可能多的汽油，在测试期间应注意以下事项：首先，加工汽油时所选择的原料必须经济实用，一旦技术测试成功，某些原料便可以大规模使用。
就是它只有在满足现有技术条件和原料条件的情况下，才能促进加氢脱硫技术的应用。
浅析催化汽油加氢技术
浅析催化汽油加氢技术随着汽油产品质量升级要求的持续提高和汽油消费市场的不断扩大，汽油加氢技术的发展也有了长足的进步，新型催化剂的研发不断满足生产的需求，通过对汽油加氢装置所用技术、生产实际状况及装置能量的合理利用等的分析和了解，可以对未来汽油加氢装置的运行发展提出建设性的意见。
标签：汽油加氢技术；催化剂；能量利用玉门炼化总厂40万吨/年催化汽油加氢脱硫装置，采用了石油化工研究院研制的“DSO+M”技术，运用低压固定床化工工艺，以催化裂化汽油为原料，对催化汽油进行预加氢、加氢脱硫和加氢改质处理，以改善汽油产品质量，满足调和生产国Ⅴ汽油产品的要求。
本文通过对本装置所用技术和装置的运行状况的分析，为未来满足汽油产品更高标号的质量升级及装置运行发展提出合理的建议。
1 装置现状介绍1.1 装置特点中石油自主研发的DSO+M技术采用固定床加氢工艺，工艺流程为全馏分催化裂化汽油预加氢、轻重汽油馏分切割、重汽油加氢脱硫、重汽油加氢改质。
轻汽油产品作为醚化的原料，重汽油经过加氢脱硫和加氢后处理直接作为汽油的调和组分。
①催化裂化汽油预加氢部分：将二烯烃转变为单烯烃，将硫醇和轻的硫化物转化为重的硫醇和硫化物；②轻重汽油切割部分：将预加氢反应产物切割成轻重馏分，其中轻汽油中硫醇和总硫含量低，可直接作为汽油调和组分或作为醚化的原料，重汽油则作为加氢脱硫的原料；③重汽油加氢脱硫部分：通过选择性加氢脱硫，得到满足标准的清洁汽油调和组分，同时尽可能减少烯烃饱和及辛烷值损失。
加氢流程之后的重汽油与轻汽油混合可以出产品；④其中，在本次汽油产品质量升级改造中在重汽油加氢脱硫单元设置了一台辛烷值恢复的反应器，通过烯烃加氢芳构化、异构化，使脱硫后的汽油的辛烷值得到一定程度的提升。
（可以根据原料性质的不同调节反应温度以控制异构化和芳构化反应发生的比例，一般在350℃以下主要发生异构化反应，在350℃以上时主要发生芳构化反应）。
1.2 催化剂装填情况催化剂装填数据是基于DSO+M技术进行汽油产品国Ⅴ升级的催化劑装填情况，选择高选择性、高活性的催化剂，并且在装填上选择密相装填。
催化裂化汽油的选择性催化加氢脱硫技术
催化裂化汽油的选择性催化加氢脱硫技术孙爱国 汪道明中国石油化工股份有限公司安庆分公司(安徽省安庆市246001) 摘要:论述了催化裂化汽油选择性加氢脱硫技术的现状和发展趋势,着重介绍了催化裂化汽油选择性加氢催化剂的制备、影响选择性的若干因素,以及选择性加氢脱硫工艺技术的进展。
对选择性加氢技术与临氢改质技术的差异、选择性加氢工艺与其它工艺的组合应用等问题也进行了讨论。
主题词:催化裂化 汽油料 加氢脱硫 述评 我国催化裂化(FCC)加工能力占二次加工能力比例较大,大部分炼油厂其它二次加工手段欠缺,使得我国汽油总合与国外有很大不同,一般FCC汽油组分占汽油总合的70%～80%,部分炼油厂甚至超过85%。
而国外汽油一般来自FCC 34%、催化重整33%、以及烷基化、异构化、醚化和叠合共约33%。
我国汽油中的硫和烯烃主要来自FCC汽油组分,因此与国外相比我国车用汽油具有高硫、高烯烃的特点。
通过调整FCC操作,应用降烯烃催化剂如G race公司的RFG催化剂和石油化工科学研究院(RIPP)的G OR催化剂、降烯烃助剂,降烯烃的FCC工艺如RIPP的MIP工艺等手段可以降低FCC汽油中的烯烃含量;通过降低重整操作的苛刻度、提高重整原料的切割点,切除苯的前身物———甲基环戊烷和环己烷,可以有效降低汽油的芳烃和苯含量。
但是目前尚没有办法仅通过应用新型催化剂或仅对工艺参数进行调整即可使FCC 汽油的硫含量大幅降低。
FCC汽油脱硫成为生产清洁汽油的关键问题。
1 降低FCC汽油硫含量的技术[1～2]目前正在研究或已得到工业应用的FCC汽油脱硫技术有多种。
如FCC原料加氢预处理;改进FCC催化剂;生物脱硫和吸附脱硫等。
2 FCC汽油加氢脱硫技术的比较临氢改质技术是在对FCC汽油深度加氢脱硫后,通过选择性裂化或异构化等手段使汽油辛烷值恢复。
如Exx onM obil公司有多篇专利通过应用ZS M25分子筛选择性裂化低辛烷值的直链烷烃,使FCC汽油因深度加氢、烯烃大量饱和造成的辛烷值损失得到恢复。
汽油加氢脱硫技术的应用与发展对策
汽油加氢脱硫技术的应用与发展对策汽油加氢脱硫是一种常用的汽油清洁技术，针对传统的加氢脱硫过程进行了改进和优化。
该技术能够有效去除汽油中的硫化物，减少尾气中的硫化物排放，有助于改善空气质量和保护环境。
下面将对汽油加氢脱硫技术的应用与发展对策进行探讨。
汽油加氢脱硫技术的应用已经得到了广泛的推广和应用。
目前，许多炼油企业都采用了这种技术来提高汽油的质量和环保性能。
汽油加氢脱硫技术能够有效降低汽油中的硫含量，使其符合国家标准，减少车辆尾气对大气环境的污染。
汽油加氢脱硫技术还能够降低汽油中的硫对汽车尾气净化系统的损害，延长汽车的使用寿命。
目前汽油加氢脱硫技术还存在一些问题和挑战。
该技术的成本较高，需要大量投资进行设备更新和改造。
传统的汽油加氢脱硫技术存在废水和废气处理难题，需要进一步研究和改进。
汽油加氢脱硫技术在处理高硫汽油时效果不佳，需要进一步提高处理效率。
为了推动汽油加氢脱硫技术的进一步发展，需要采取以下对策。
需要加大对该技术的研发投入，提高研究的深度和广度。
通过改进现有的汽油加氢脱硫技术，开发新的催化剂和新的工艺流程，提高处理效率和降低成本。
需要加强与相关企业和科研机构的合作，共享资源和经验，加快技术的推广和应用。
需要完善相关的法律法规和标准，规范汽油加氢脱硫技术的应用和环境保护要求。
在未来的发展中，汽油加氢脱硫技术仍然具有重要的应用前景。
随着汽车保有量的增加和环境污染问题的日益严重，汽油加氢脱硫技术将成为改善空气质量和保护环境的重要手段。
通过不断推动技术创新和工艺改进，汽油加氢脱硫技术将在未来发展中发挥更大的作用，为汽车排放控制和环境保护作出更大的贡献。
Prime-G+工艺技术在催化汽油加氢脱硫装置上的应用
Prime-G+工艺技术在催化汽油加氢脱硫装置上的应用
张为国;李卓旭;武寨虎
【期刊名称】《齐鲁石油化工》
【年(卷),期】2009(037)001
【摘要】中国石油大港石化公司750 kt/a催化汽油加氢脱硫装置采用法国Axens 公司的Prime-G+工艺技术,结果表明,催化汽油脱硫率高,辛烷值损失小,氢耗低,可生产出高清洁汽油.
【总页数】3页(P11-13)
【作者】张为国;李卓旭;武寨虎
【作者单位】中国石油大港石化公司,天津,300280;中国石油大港石化公司,天津,300280;中国石油大港石化公司,天津,300280
【正文语种】中文
【中图分类】TE624
【相关文献】
1.Prime-G+催化裂化汽油加氢脱硫技术的应用 [J], 侯永兴;赵永兴
2.Prime-G+技术在催化裂化汽油加氢脱硫装置上的应用 [J], 董海明;曲云;孙丽琳
3.Prime-G+工艺在0.9Mt/a催化汽油加氢脱硫装置的应用 [J], 娄永峰
4.Prime-G+技术在180万t/a催化汽油加氢脱硫装置中的应用 [J], 陈小龙;董海明
5.Prime-G＋工艺技术在某石化催化汽油加氢脱硫装置的周期应用 [J], 韩志超;魏丽娜;赵野;
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Prime G+催化汽油加氢深度脱硫技术浅析
本文以锦西石化公司120万吨/年催化汽油深度加氢脱硫装置为数据基础，对催化汽油加氢深度脱硫技术选择及装置工程设计、生产运行中遇到的问题进行分析，提出问题的解決方法或优化的设计方案。
标签：Prime G+汽油加氢深度脱硫；工艺设计；工程优化
锦西石化公司120万吨/年催化汽油加氢深度脱硫装置以原120万吨/年催化汽油加氢脱硫装置生产的国IV标准汽油为原料，采用法國Axens公司的Prime G+工艺，生产国V标准汽油，新建加氢深度脱硫单元汽油产品中总硫含量不高于10ppm，整个装置RON辛烷值损失≤2.1，提高了炼厂汽油池中调和汽油品质，使出厂汽油满足国V汽油标准，提高企业的经济效益和市场竞争力。
本文对以国IV标准汽油为原料生产国V标准汽油的催化汽油加氢深度脱硫技术选择及工程设计优化等问题进行分析，以利于同类装置的技术选择及工程优化。
1 国内外汽油加氢脱硫技术
1.1 国外汽油加氢脱硫技术
国外催化汽油脱硫的主要工艺技术有两大类：加氢类（选择性加氢脱硫技术、加氢降烯烃+辛烷值恢复技术）及非加氢类工艺。
上述工艺均可以采用固定床加氢技术（含催化蒸馏技术）和移动床吸附脱硫技术。
移动床吸附脱硫工艺采用专有的吸附剂，在高温反应器中，气态烃与吸附剂接触后，在吸附剂中的还原态活性金属的作用下，碳硫键断裂，硫与活性金属结合转移到吸附剂上，而烃分子则返回到烃气流中。
该过程烯烃饱和少，氢耗低，产品辛烷值损失小。
固定床加氢技术又分为单段和两段工艺。
单段催化汽油选择性加氢脱硫工艺有SCANFining 和Prime G+。
这些工艺技术脱硫率可达80%～90%，烯烃饱和率10%～20%，（R+M）/2 损失0.8～1.4 个单位，基本无液收损失。
两段选择性加氢脱硫/辛烷值恢复组合工艺有OCTGAIN、Prime G+和CDHydro CDHDS，采用两段催化加氢，分别进行选择性加氢和深度脱硫，辛烷值损失小于0.5 个单位，液收高。
其中Prime G+和CDHydro CDHDS工艺基本相当。
1.2 国内汽油加氢脱硫技术
国内汽油选择性加氢脱硫技术主要以石科院（RIPP）开发的催化汽油选择性加氢脱硫技术RSDS、抚顺石化研究院FRIPP的OCT-M及FRS技术、中石油石化研究院DSO技术，中国石油大学（北京）/石化院兰州中心GARDES汽油加氢改质工艺技术为代表。
2 装置概况
原120万吨/年催化汽油加氢脱硫装置采用法国Axens公司的Prime-G+专利技术，处理硫含量为250ppm的催化汽油，原料经选择性加氢处理后，分馏塔采用的轻、中、重三段汽油切割方案，中汽油MCN进催化重整装置，重汽油经加氢脱硫单元处理后与轻汽油混合出装置，生产国IV标准汽油。
新建120万吨/年催化汽油深度加氢脱硫装置后，MCN不再进入重整装置，原加氢装置中、重汽油均作为加氢深度脱硫部分的原料，但轻汽油LCN和中汽油MCN的抽出量均作调整，新建催化汽油加氢深度脱硫工艺具有以下几个特点：
①装置采用中汽油和重汽油混合加氢脱硫流程；
②中汽油和重汽油混合加氢脱硫反应中，混氢原料在催化剂作用下，主要进行选择性加氢脱硫、烯烃饱和等精制反应；
③中汽油和重汽油混合加氢脱硫反应由于反应温升较大，反应器设置两个催化剂床层，设有注冷油点；
④加氢脱硫反应加热炉设置在反应器的出口，可避免在反应器入口设置加热炉，炉管容易出现结焦的问题；
⑤反应器均选择固定床式，返混小、结构简单、催化剂机械损耗小；反应温度低，装置能耗低；
⑥装置原料由原120万吨/年催化汽油加氢脱硫装置直供料，且为热进料。
3 工程设计优化
3.1 专利商仅提供联锁停炉，如何实现停炉
在汽油加氢脱硫装置中，停炉的联锁主要有：反应器超温、反应器泄压、分馏塔超压、分馏塔塔底液位低、炉子出口超温、炉子入口物料流量低、循环氢压缩机停机等，通过对上述触发条件分析，停炉的主要目的是为了切断热源；而且，停炉后再恢复，需要吹扫、化验分析可燃气体含量、点火嘴等工序，不但费时，而且还会有闪爆的风险。
因此，在上述触发条件下，仅设置为部分停炉，即关闭主燃料气、而长明灯部分不关闭。
3.2 专利商设计大量紧急切断阀，如何在保证安全的前提下进行适当优化
专利商设置了大量紧急切断阀，考虑到投资及切断阀误动作的情况，多次与专利商和业主进行沟通，不但很好的了解了每个切断阀设置的目的和意义，而且为以后独立设置切断阀提供了借鉴。
紧急切断阀不是越多越好，虽然会增加装置的安全性，但同时也会增加误动作的几率，因此紧急切断阀的设置要慎重，要弄清楚切断阀的主要用途。
一般紧急切断阀用于两种情况：一是工艺保护需要，例如超液位、超压和超温等；另一种是用于火灾情况下。
对于前者，需要分析增上切断阀的必要性，而对于后者，必须首先定义高火灾危险设备和火灾危险区域，以便确定何处需要设置紧急切断阀，一般的高火灾危险设备包括：输送烃类等可燃液体能力超过45m3/h的机泵；可燃气体压缩机功率大于150kW；通过炉管加热可燃液体的加热炉；内部的可燃液体温度超过315℃或已经超过自燃温度的容器或换热器；内部压力大于3.45MPa，模式为放热反应的烃类反应器等。
在上述情况下，紧急切断阀通常设置在高火灾危险设备紧邻的出入口工艺管线上。
设置的基本原则应当首先能够充分满足隔离操作的要求，同时由于火灾发生时，过火区域会产生很高的温度，因此在满足隔离操作要求的前提下，为了保证切断阀更好的使用性，其设置应尽可能远离火灾危险区。