CN1176185C - 一种催化裂化方法及设备 - Google Patents
一种催化裂化方法及设备 Download PDFInfo
- Publication number
- CN1176185C CN1176185C CNB031262414A CN03126241A CN1176185C CN 1176185 C CN1176185 C CN 1176185C CN B031262414 A CNB031262414 A CN B031262414A CN 03126241 A CN03126241 A CN 03126241A CN 1176185 C CN1176185 C CN 1176185C
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- reaction
- catalyst
- oil
- side reaction
- catalytic cracking
- 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.)
- Expired - Lifetime
Links
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 60
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 58
- 239000000571 coke Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 claims description 47
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 15
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 15
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 14
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 11
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 6
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 3
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 2
- 238000012958 reprocessing Methods 0.000 claims description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 abstract description 29
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 5
- 238000010517 secondary reaction Methods 0.000 abstract 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 59
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 27
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 15
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 9
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 8
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 7
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 6
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 3
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000003974 emollient agent Substances 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 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
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011280 coal tar Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000004231 fluid catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- KWKAKUADMBZCLK-UHFFFAOYSA-N methyl heptene Natural products CCCCCCC=C KWKAKUADMBZCLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- -1 recycle stock Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明公开了一种催化裂化方法和设备，是在常规催化裂化粗旋分离器油气出口设下行管副反应区，来自粗旋分离器的反应油气在副反应区上部与来自再生器的再生催化剂接触，在反应温度为300～600℃，剂油重量比为1～8，反应绝对压力为0.15～0.4MPa，反应时间为0.3～2.0秒条件下进行反应。本发明与常规催化裂化装置相比，在相同轻油收率下，装置单程转化率可提高7～11个百分点，轻油收率提高5～8个百分点，液收提高8～12个百分点，干气产率略有增加，焦炭产率上升0.5～2个百分点。汽油烯烃含量降低20～30个百分点，异构烷烃和芳烃含量增加，汽油辛烷值增加0.5～2个单位。
Description
技术领域：
本发明属于烃油催化裂化领域，特别涉及利用改进的催化裂化反应与设备改善催化裂化装置的产品分布和产品性质。
背景技术：
催化裂化是石油二次加工过程中重要的工艺技术之一。对于强化催化裂化的反应过程、改善催化裂化的产品分布和产品性质，炼油工作者不断在进行着探索。
中国专利CN1302843A采用两段提升管工艺技术，通过两段式提升管反应器来实现油气串联、催化剂接力、分段反应从而提高轻质油收率，改善催化汽油的产品质量。但该技术由于采用两段提升管反应器油气串联、催化剂接力的工艺，必须另设提升管反应器及其配套设施，工艺流程复杂，装置的操作难度大。
中国专利CN1217366A，为了改善催化裂化装置目的产品的性质和分布，将传统的提升管反应器划分为三个反应区，通过反应区的结构变化和控制各区不同的反应条件来达到发明的目的，但提升管反应器结构和操作复杂。
发明内容：
本发明为了强化催化裂化的反应过程、改善催化裂化的产品分布和产品性质，而又使操作和提升管反应器的结构不复杂，提供了一种在沉降器内设置副反应区的催化裂化新方法及其设备。本发明催化裂化反应在两个反应区进行：一个为提升管反应器，另一个为副反应区。
本发明催化裂化方法的具体技术方案为：
一种催化裂化方法包括如下步骤：
(a)原料油在提升管反应器与来自再生器的再生催化剂接触，在催化裂化条件下沿提升管反应器向上进行反应，反应物流进入沉降器内粗旋分离器进行催化剂与反应油气分离，分离出的反应油气进步骤(b)的副反应区继续反应，分离出的待生催化剂经汽提后进入再生器，再生器在催化裂化催化剂再生条件下对待生催化剂进行烧焦再生，再生后的再生催化剂返回提升管反应器及步骤(b)的副反应区循环使用；
(b)在沉降器内粗旋分离器油气出口设副反应区，副反应区为一下行管式反应器，来自粗旋分离器的反应油气在副反应区上部与来自再生器的再生催化剂接触，再生催化剂与油气顺流接触发生反应，控制反应温度为300～600℃，剂油重量比为1～8，反应绝对压力为0.15～0.4MPa，反应时间为0.3～2.0秒条件下进行反应，反应物流经副反应区出口快分装置分离后进入沉降器内，经旋风分离器进一步分离后，转化油气进入分馏***进行分馏，得到包括汽油在内的产品和未转化油，待生催化剂经汽提后进入步骤(a)所述再生器再生循环使用。
本发明所述的原料油包括：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、油浆和脱沥青油等常规催化裂化装置加工的原料油。
本发明采用工业上成熟的催化裂化催化剂包括无定型硅酸铝催化裂化催化剂和分子筛催化裂化催化剂。
本发明提升管反应器进行的是常规催化裂化反应，对其反应条件本发明不加以限制。通常提升管反应器的主要反应条件为：反应温度为400～600℃，反应时间为0.5～4秒，剂油重量比为3～10，反应绝对压力为0.15～0.4MPa。待生催化剂在再生器内于常规催化裂化催化剂再生条件下进行烧焦再生，本发明对其再生条件不加以限制。通常再生温度控制在650～750℃。
本发明副反应区的反应条件，反应温度为300～600℃、较好为400～550℃、最好为450～530℃，剂油重量比为2～6、最好为3～5，反应绝对压力为0.18～0.35MPa、最好为0.2～0.3MPa，反应时间为0.3～1.5秒、最好为0.3～1.0秒。
本发明可灵活调节提升管反应器和副反应区的反应条件，来控制目的产品的性质和分布。如：
提升管反应器在较苛刻的条件下操作，副反应区在较低温度450～500℃下操作，可显著降低汽油烯烃含量、脱除硫、氮等杂质改善产品质量。
提升管反应器在较缓和的条件下操作，副反应区在较高温度500～550℃下操作，可提高重油的裂解性能、改善产品分布和产品质量。
若加工焦化蜡油等氮含量高，尤其是碱氮含量高的原料，为了减少焦化蜡油中的碱氮化合物使裂化催化剂中毒失活，提升管反应器可作为原料预处理段，在较缓和的条件400～460℃下操作，脱除原料中的硫、氮、碱氮及重金属等杂质，改善原料油的裂解性能；副反应区可在较高温度500～600℃、短停留时间0.3～1.0秒下操作，防止过度裂化。从而得到较好的产品分布，产品质量也得到较大改善。
总体上说，本发明所述工艺与常规催化裂化装置相比：在相同轻油收率下，装置单程转化率提高7～11个百分点；且在单程转化率高出常规催化裂化7～11个百分点的情况下，轻油收率提高5～8个百分点，液收提高8～12个百分点，干气产率略有增加，焦炭产率上升0.5～2个百分点。汽油烯烃含量降低20～30个百分点，异构烷烃和芳烃含量增加，汽油辛烷值增加0.5～2个单位。
本发明提供的实现本发明催化裂化方法的设备，是在常规提升管催化裂化装置上进行简单的改造，通过在沉降器内粗旋分离器油气出口设下行管式副反应区而构成本发明改进了的催化裂化反应设备。具体方案为：
一种催化裂化设备，包括提升管反应器、沉降器、再生器，沉降器内提升管出口设粗旋分离器，其特征在于：在粗旋分离器油气出口设副反应区，所述副反应区为下行管反应器，下行管反应器顶部与粗旋分离器油气出口相连通，上部设再生催化剂入口，与再生催化剂输送管上端连接，再生催化剂输送管下端与再生器底部相连通，再生催化剂输送管上设催化剂取热器，下行管反应器底部出口设气固快分装置。
本发明装置的粗旋分离器，为催化裂化装置上常用的粗旋分离器，如PV型旋风分离器等。下行管反应器底部出口的气固快分装置，最简单的结构形式是锥型档板，当然也可以选用其它适宜的结构形式。再生催化剂输送管上的催化剂取热器，有多种形式，本领域技术人员可方便的加以选用。
本发明催化裂化设备与现有两段式或多段式提升管反应器催化裂化装置相比具有结构简单，操作灵活的特点。
下面结合附图详细说明本发明的方法和设备，但附图不限制本发明的具体结构和应用。
附图说明：
附图为本发明设备的一种典型示意图。
如图所示：来自再生器8的高温再生催化剂6进入提升管反应器9内与原料油7接触，原料油汽化并进行反应，之后进入沉降器10内的粗旋11将反应油气与其携带的待生催化剂分离，待生催化剂经汽提段汽提分离出携带的油气后返回再生器8进行再生循环使用。从再生器8由再生催化剂输送管14引出一股再生催化剂2，经取热器5取热后的再生催化剂2与从沉降器10内的粗旋分离器11分离出来的油气1在沉降器内的副反应区3中顺流接触进行反应，副反应区反应油气与待生催化剂经快分4初步分离，接着反应油气及其携带的待生剂进入旋分器12进行进一步的分离，待生催化剂经汽提后进入再生器8再生循环使用，转化油气13进入分馏***分离。
具体实施方式：
以下实施例详细说明了本发明的效果，但不限制本发明。
实施例1
本实施例在进料量为2Kg/h的中型催化裂化试验装置上进行。所用催化剂为LRC-99工业平衡剂，以大庆常渣为催化裂化原料，原料油性质列于表1。催化裂化的产品分布及催化汽油的主要性质分别列于表2、表3。
实施例2
按实施例1的试验装置和实验方法，所不同的是从再生器引出部分再生剂，经外取热器取热后，引入副反应区与经过初步分离的提升管所产油气在470℃下接触反应。催化裂化的产品分布及催化汽油的主要性质分别列于表2、表3。
实施例3
按实施例2的试验装置和实验方法，所不同的是副反应区反应温度为490℃。催化裂化装置的产品分布及催化汽油的主要性质分别列于表2、表3。
实施例4
按实施例2的试验装置和实验方法，所不同的是副反应区反应温度为510℃。催化裂化装置的产品分布及催化汽油的主要性质分别列于表2、表3。
实施例5
按实施例2的试验装置和实验方法，所不同的是副反应区反应温度为530℃。催化裂化装置的产品分布及催化汽油的主要性质分别列于表2、表3。
表1催化裂化原料油分析结果
| 原料油名称 | 大庆常渣 | 中原常渣 | 锦西焦化蜡油 | |
| 常规分析 | 密度kg/m3， 20℃ | 894.3 | 892.0 | 893.2 |
| 残炭，m％ | 4.66 | 6.57 | 0.09 | |
| 粘度(mm2/s) 80℃100℃ | 45.1825.30 | 16.72 | 5.693.80 | |
| 元素分析 | 碳， m％ | 86.32 | 86.50 | 86.16 |
| 氢， m％ | 13.26 | 12.80 | 12.56 | |
| 硫， m％ | 0.11 | 0.39 | 0.19 | |
| 氮， m％ | 0.17 | 0.20 | 0.50 | |
| 族组成 | 饱和烃， v％ | 63.1 | 60.4 | 63.6 |
| 芳烃， v％ | 20.6 | 21.7 | 28.3 | |
| 胶质+沥青质，v％ | 16.30 | 17.9 | 8.1 | |
| 金属含量 | 镍， μg/g | 3.8 | 7.85 | 0.05 |
| 钒， μg/g | ＜0.1 | 2.6 | 0.05 | |
| 铁， μg/g | 11.6 | 13.76 | 1.0 | |
| 钠， μg/g | 6.4 | 10.5 | 0.5 | |
表2、操作条件及产品分布
| 实施例 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |
| 操作条件 | 原料油名称 | 大庆常渣 | ||||
| 提升管反应器反应温度(℃) | 500. | 500. | 500 | 500 | 480. | |
| 副反应区反应温度(℃) | / | 470 | 490 | 510 | 530 | |
| 反应压力(表)MPa | 0.15 | 0.15 | 0.15 | 0.15 | 0.15 | |
| 催化剂再生温度(℃) | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | |
| 剂油重量比提升管反应器副反应区 | 5.3 | 5.34 | 5.34 | 5.34 | 5.34 | |
| 停留时间(秒)提升管反应器副反应区 | 2.8 | 1.50.5 | 1.50.5 | 1.50.5 | 1.50.5 | |
| 回炼比 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 产品分布m％ | 干气 | 2.58 | 3.29 | 3.31 | 3.46 | 3.43 |
| 液化气 | 12.72 | 14.86 | 15.63 | 16.19 | 16.95 | |
| 汽油 | 35.87 | 39.05 | 39.36 | 39.69 | 39.72 | |
| 柴油 | 23.27 | 25.86 | 25.58 | 25.31 | 25.24 | |
| 重油 | 20.69 | 10.84 | 9.97 | 9.25 | 8.79 | |
| 焦炭 | 4.32 | 5.59 | 5.62 | 5.65 | 5.47 | |
| 损失 | 0.55 | 0.51 | 0.53 | 0.55 | 0.50 | |
| 总和 | 100.00 | 100.00 | 100.00 | 100.00 | 100.00 | |
| 收率m％ | 轻油收率 | 59.14 | 64.91 | 64.94 | 65.00 | 64.96 |
| 转化率 | 55.49 | 62.79 | 63.92 | 64.89 | 65.47 | |
| 总液收 | 71.86 | 79.77 | 80.57 | 81.19 | 81.91 | |
| 转化率提高百分点 | - | 7.30 | 8.43 | 9.40 | 9.98 | |
| 轻油收率提高百分点 | - | 5.77 | 5.80 | 5.86 | 5.82 | |
表3、汽油主要性质
| 实施例 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |
| 硫，μg/g | 106 | 94 | 91 | 89 | 85 | |
| 族组成 | 饱和烃，v％ | 32.1 | 45.7 | 46.6 | 47.2 | 45.9 |
| 烯烃， v％ | 54.3 | 33.2 | 31.8 | 30.6 | 29.4 | |
| 芳烃， v％ | 13.6 | 21.1 | 21.6 | 22.2 | 24.7 | |
| 辛烷值(RON) | 89.7 | 90.3 | 90.8 | 91.1 | 91.5 | |
| 辛烷值(RON)增加，(百分点) | - | 0.6 | 1.1 | 1.4 | 1.8 | |
| 脱硫率，％ | - | 11.3 | 14.2 | 16.0 | 19.8 | |
| 烯烃降低，(百分点) | - | 21.1 | 22.5 | 23.7 | 24.9 | |
实施例6
本实施例在进料量为2Kg/h的中型催化裂化试验装置上进行。所用催化剂为ORBIT-3000工业平衡剂，以中原常渣为催化裂化原料，原料油性质列于表1。催化裂化的产品分布及催化汽油的主要性质分别列于表4、表5。
实施例7
按实施例6的试验装置和实验方法，所不同的是从再生器引出部分再生剂，经外取热器取热后，引入副反应区与经过初步分离的提升管所产油气接触反应。副反应区剂油重量比为3.0。催化裂化的产品分布及催化汽油的主要性质分别列于表4、表5。
实施例8
按实施例7的试验装置和实验方法，所不同的是副反应区剂油重量比为3.5。催化裂化的产品分布及催化汽油的主要性质分别列于表4、表5。
实施例9
按实施例7的试验装置和实验方法，所不同的是副反应区剂油重量比为4.0。催化裂化的产品分布及催化汽油的主要性质分别列于表4、表5。
实施例10
按实施例7的试验装置和实验方法，所不同的是副反应区剂油重量比为4.5。催化裂化的产品分布及催化汽油的主要性质分别列于表4、表5。
表4、中原常渣操作条件及产品分布
| 实施例 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | |
| 操作条件 | 原料油名称 | 中原常渣 | ||||
| 提升管反应器反应温度(℃) | 500. | 500. | 500 | 500 | 500 | |
| 副反应区反应温度，℃ | / | 480 | 480 | 480 | 480 | |
| 反应压力(表压)Mpa | 0.15 | 0.15 | 0.15 | 0.15 | 0.15 | |
| 催化剂再生温度(℃) | 700 | 700 | 700 | 700 | 700 | |
| 剂油重量比提升管反应器副反应区 | 5.4 | 5.43 | 5.43.5 | 5.44 | 5.44.5 | |
| 停留时间(秒)提升管反应器副反应区 | 2.4 | 1.50.5 | 1.50.5 | 1.50.5 | 1.50.5 | |
| 回炼比 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 产品分布m％ | 干气 | 2.95 | 3.38 | 3.46 | 3.51 | 3.71 |
| 液化气 | 9.66 | 12.09 | 12.58 | 13.04 | 13.48 | |
| 汽油 | 36.34 | 39.78 | 40.61 | 40.78 | 40.96 | |
| 柴油 | 19.21 | 21.54 | 21.65 | 21.68 | 21.94 | |
| 重油 | 23.01 | 13.26 | 11.78 | 10.96 | 9.85 | |
| 焦炭 | 8.38 | 9.43 | 9.49 | 9.51 | 9.60 | |
| 损失 | 0.45 | 0.52 | 0.43 | 0.52 | 0.47 | |
| 总和 | 100.00 | 100.00 | 100.00 | 100.00 | 100.00 | |
| 收率m％ | 轻油收率 | 55.55 | 61.32 | 62.26 | 62.46 | 62.90 |
| 转化率 | 57.33 | 64.68 | 66.14 | 66.84 | 67.73 | |
| 总液收 | 65.21 | 73.41 | 74.84 | 75.50 | 76.38 | |
| 转化率提高百分点 | 7.35 | 8.81 | 9.51 | 10.41 | ||
| 轻油收率提高百分点 | 5.77 | 6.71 | 6.91 | 7.35 | ||
表5、汽油主要性质
| 实施例 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | |
| 硫，μg/g | 967 | 843 | 829 | 811 | 793 | |
| 族组成 | 饱和烃，v％ | 35.5 | 41.5 | 41.6 | 42.9 | 42.2 |
| 烯烃， v％ | 47.3 | 24.8 | 24.1 | 22.2 | 20.6 | |
| 芳烃， v％ | 17.2 | 23.7 | 24.3 | 24.9 | 26.2 | |
| 辛烷值(RON) | 90.3 | 90.8 | 91.4 | 91.7 | 92.1 | |
| 辛烷值(RON)增加/百分点 | 0.5 | 1.1 | 1.4 | 1.8 | ||
| 脱硫率，％ | 12.8 | 14.3 | 16.1 | 17.8 | ||
| 烯烃降低/百分点 | 22.5 | 23.2 | 25.1 | 26.7 | ||
实施例11
本实施例在进料量为2Kg/h的中型催化裂化试验装置上进行。所用催化剂为ORBIT-3000工业平衡剂，以锦西焦化蜡油为催化裂化原料，原料油性质列于表1。催化裂化的产品分布及催化汽油的主要性质分别列于表7、表8。
实施例12
按实施例11的试验装置和实验方法，所不同的是提升管反应器在450℃下进行原料预处理，副反应区在530℃进行催化裂化反应。催化裂化的产品分布及催化汽油的主要性质分别列于表7、表8。
表7、锦西焦化蜡油操作条件及产品分布
| 实施例 | 11 | 12 | |
| 操作条件 | 原料油名称 | 锦西焦化蜡油 | |
| 提升管反应器反应温度(℃) | 500 | 450 | |
| 副反应区反应温度，℃ | / | 530 | |
| 反应压力(表压)Mpa | 0.15 | 0.15 | |
| 催化剂再生温度(℃) | 700 | 700 | |
| 剂油重量比 提升管反应器副反应区 | 5.3 | 4.64 | |
| 停留时间(秒)提升管反应器副反应区 | 2.5 | 2.60.5 | |
| 回炼比 | 0 | 0 | |
| 产品分布m％ | 干气 | 2.38 | 4.16 |
| 液化气 | 9.24 | 13.75 | |
| 汽油 | 29.18 | 42.28 | |
| 柴油 | 27.31 | 24.59 | |
| 重油 | 26.15 | 7.46 | |
| 焦炭 | 5.28 | 7.32 | |
| 损失 | 0.46 | 0.44 | |
| 总和 | 100.00 | 100.00 | |
| 收率m％ | 轻油收率 | 56.49 | 66.87 |
| 转化率 | 46.08 | 67.51 | |
| 总液收 | 65.73 | 80.62 | |
| 转化率提高百分点 | 21.43 | ||
| 轻油收率提高百分点 | 10.38 | ||
表8、汽柴油主要性质
| 实施例 | 11 | 12 |
| 汽油硫含量，μg/g | 164 | 52 |
| 汽油氮含量，μg/g | 241 | 61 |
| 汽油辛烷值(RON) | 80.3 | 82 |
| 柴油硫含量，μg/g | 1412 | 637 |
| 柴油氮含量，μg/g | 1886 | 469 |
| 柴油十六烷值 | 23 | 26 |
| 汽油脱硫率， ％ | 68.3 | |
| 汽油脱氮率， ％ | 74.7 | |
| 柴油脱硫率， ％ | 54.9 | |
| 柴油脱氮率， ％ | 75.1 |
以上表中出现的v％代表体积百分数，m％代表重量百分数。
Claims (4)
1、一种催化裂化方法，其特征在于包括如下步骤：
(a)原料油在提升管反应器与来自再生器的再生催化剂接触，在催化裂化条件下沿提升管反应器上行进行反应，反应物流进入沉降器内粗旋分离器进行催化剂与反应油气分离，分离出的反应油气进步骤(b)的副反应区继续反应，分离出的待生催化剂经汽提后进入再生器，再生器在催化裂化催化剂再生条件下对待生催化剂进行烧焦再生，再生后的再生催化剂返回提升管反应器及步骤(b)的副反应区循环使用；
(b)在沉降器内粗旋分离器油气出口设副反应区，副反应区为一下行管式反应器，来自粗旋分离器的反应油气在副反应区上部与来自再生器的再生催化剂接触，再生催化剂与油气顺流接触发生反应，控制反应温度为300～600℃，剂油重量比为1～8，反应绝对压力为0.15～0.4MPa，反应时间为0.3～2.0秒条件下进行反应，反应物流经副反应区出口快分装置分离后进入沉降器内，经旋风分离器进一步分离后，转化油气进入分馏***进行分馏，待生催化剂经汽提后进入步骤(a)所述再生器再生循环使用。
2、如权利要求1所述催化裂化方法，其特征在于：所述副反应区的反应温度为400～550℃、剂油重量比为2～6、反应绝对压力为0.18～0.35MPa、反应时间为0.3～1.5秒。
3、如权利要求1所述催化裂化方法，其特征在于：所述副反应区的反应温度为450～530℃，剂油重量比为3～5，反应绝对压力为0.2～0.3MPa，反应时间为0.3～1.0秒。
4、一种催化裂化设备，包括提升管反应器、沉降器、再生器，沉降器内提升管出口设粗旋分离器，其特征在于：在粗旋分离器油气出口设副反应区，所述副反应区为下行管反应器，下行管反应器顶部与粗旋分离器油气出口相连通，上部设再生催化剂入口，与再生催化剂输送管上端连接，再生催化剂输送管下端与再生器底部相连通，再生催化剂输送管上设催化剂取热器，下行管反应器底部出口设气固快分装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CNB031262414A CN1176185C (zh) | 2003-07-03 | 2003-07-03 | 一种催化裂化方法及设备 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CNB031262414A CN1176185C (zh) | 2003-07-03 | 2003-07-03 | 一种催化裂化方法及设备 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN1478859A CN1478859A (zh) | 2004-03-03 |
| CN1176185C true CN1176185C (zh) | 2004-11-17 |
Family
ID=34153066
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CNB031262414A Expired - Lifetime CN1176185C (zh) | 2003-07-03 | 2003-07-03 | 一种催化裂化方法及设备 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN1176185C (zh) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1309804C (zh) * | 2004-09-03 | 2007-04-11 | 中国石油化工集团公司 | 一种下行管式催化裂化方法和装置 |
| CN101029248B (zh) * | 2006-02-28 | 2012-08-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种增产轻烯烃的方法 |
| CN101440014B (zh) * | 2007-11-22 | 2012-05-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产低碳烯烃的方法 |
-
2003
- 2003-07-03 CN CNB031262414A patent/CN1176185C/zh not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1478859A (zh) | 2004-03-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN1078094C (zh) | 一种用于流化催化转化的提升管反应器 | |
| CN1076751C (zh) | 一种制取异丁烷和富含异构烷烃汽油的催化转化方法 | |
| CN1912065A (zh) | 一种增产丙烯的催化转化方法 | |
| CN1176189C (zh) | 一种改质劣质汽油的催化转化方法 | |
| CN1912067A (zh) | 一种催化剂接力使用的催化裂化转化方法及其装置 | |
| CN103540359B (zh) | 一种提高低碳烯烃和汽油收率的劣质重油催化转化工艺 | |
| CN1176185C (zh) | 一种催化裂化方法及设备 | |
| CN1557915A (zh) | 石油烃类油以催化热裂解生产清洁汽油和低碳碳烯烃的方法 | |
| CN103540356B (zh) | 一种提高低碳烯烃和柴油收率的劣质重油催化转化工艺 | |
| CN1749361A (zh) | 一种改质劣质汽油的双提升管催化裂化方法及装置 | |
| CN1171977C (zh) | 一种降低汽油烯烃的方法及其装置 | |
| CN1891791A (zh) | 一种加工焦化蜡油的方法及装置 | |
| CN1181163C (zh) | 一种组合式烃油催化转化方法 | |
| CN1286949C (zh) | 一种提高汽油辛烷值的催化转化方法 | |
| CN1309804C (zh) | 一种下行管式催化裂化方法和装置 | |
| CN1246516A (zh) | 一种汽油馏分催化芳构化的方法 | |
| CN1262625C (zh) | 一种催化裂化方法以及用于该方法的装置 | |
| CN1141361C (zh) | 一种降低汽油烯烃含量的催化裂化方法 | |
| CN1190472C (zh) | 一种劣质汽油催化改质的方法及其装置 | |
| CN101058744A (zh) | 一种提升管催化转化工艺及装置 | |
| CN1298419C (zh) | 一种降低催化裂化汽油硫含量的双提升管催化裂化装置 | |
| CN1223653C (zh) | 用于提高汽油中心馏分质量的流化催化裂化方法 | |
| CN115926839B (zh) | 一种费托合成油生产低碳烯烃的催化裂化方法 | |
| CN1177020C (zh) | 一种劣质汽油催化改质方法及其装置 | |
| CN115895724B (zh) | 一种深度降低汽油烯烃的催化转化方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| C56 | Change in the name or address of the patentee | ||
| CP01 | Change in the name or title of a patent holder |
Address after: 100029 Beijing City, Chaoyang District Hui Street No. 6 Co-patentee after: LUOYANG PETROCHEMICAL ENGINEERING CORPORATION, SINOPEC Patentee after: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp. Address before: 100029 Beijing City, Chaoyang District Hui Street No. 6 Co-patentee before: Luoyang Petrochemical Engineering Co.,Ltd./SINOPEC Patentee before: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp. |
|
| ASS | Succession or assignment of patent right |
Owner name: SINOPEC LUOYANG PETROCHEMICAL ENGINEERING CORPORAT Free format text: FORMER OWNER: SINOPEC GROUP Effective date: 20130326 Free format text: FORMER OWNER: SINOPEC LUOYANG PETROCHEMICAL ENGINEERING CORPORATION Effective date: 20130326 |
|
| C41 | Transfer of patent application or patent right or utility model | ||
| COR | Change of bibliographic data |
Free format text: CORRECT: ADDRESS; FROM: 100029 CHAOYANG, BEIJING TO: 471003 LUOYANG, HENAN PROVINCE |
|
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20130326 Address after: 471003 Zhongzhou West Road, Henan, China, No. 27, No. Patentee after: LUOYANG PETROCHEMICAL ENGINEERING CORPORATION, SINOPEC Address before: 100029 Beijing City, Chaoyang District Hui Street No. 6 Patentee before: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp. Patentee before: LUOYANG PETROCHEMICAL ENGINEERING CORPORATION, SINOPEC |
|
| CX01 | Expiry of patent term |
Granted publication date: 20041117 |
|
| CX01 | Expiry of patent term |