专利名称：：一种组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统和方法
技术领域：
：本发明涉及一种制备高质量汽油的系统和方法，尤其涉及一种后加氢制备高质量汽油的系统和方法，特别涉及一种组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统和方法。
背景技术：
：催化裂化、催化裂解及重油催化裂解技术是炼油的核心技术，催化裂化分为蜡油催化裂化、重油催化裂化；从这些工艺生产的生成油统称为催化烃，所得催化烃经过加工处理，一般是分馏塔分馏，可以分馏出干气、液化气、汽油、柴油、重油等产品，其中汽油、柴油占据市场上汽油、柴油供应总量的70%以上。随着环保要求的越来越严格，汽油、柴油的标准不断提高，现有的催化烃经过分馏塔分馏的加工处理方法显出以下不足一个是该处理方法所生产的汽油和柴油的质量有待提高汽油的烯烃含量偏高，辛垸值(RON)偏低，柴油的十六垸值偏低，安定性不符合要求；二是上述处理方法不能同时生产多种标号的汽油，而且产品品种单一；三是所生产的柴油、汽油的比例与市场的需求不匹配，柴油不能满足需求，而汽油供大于求。为了解决上述问题，专利号为03148181.7的"催化烃重组处理方法"的中国发明专利提供了一种催化烃重组处理方法，并且专利号分别为200310103541.9和200310103540.4的中国发明专利公开了其改进专利，涉及水洗系统及溶剂回收，但这些公开的专利中均未涉及如何降硫和降烯烃的问题。目前的GB17930汽油标准要求硫含量不大于0.05%(wt)、烯烃含量不大于35%(v)、苯含量不大于2.5%(v)，绝大部分炼油厂可以保证汽油质量。但是，即将于2010年实施的国家111汽油标准要求:硫含量不大于0.015%(wt)、烯烃含量不大于30%(v)，苯含量不大于1%(v)。对大多数炼油厂而言，必须面对更高的国家IV汽油标准要求:硫含量不大于0.005%(wt)、烯烃不大于25%(v)或更低。汽油质量解决方案必须考虑从国家III汽油标准到国家IV汽油标准的过渡，较好的规划方案应该是一次性按照国家IV汽油标准规划方案。由于我国汽油产品中各调和组分的比例与发达国家差别很大，催化裂化汽油占有很高的比例，重整汽油、垸基化汽油所占比例较小，而且，这种状况将长期存在。因此，汽油质量升级所要解决的降硫和降烯烃的问题主要涉及催化汽油的问题。一般认为，催化裂化原料中总硫的5-10%将进入汽油馏分，根据我国炼油厂催化原料加氢精制能力很小、二次加工催化裂化能力较大并有渣油焦化的特点，加工低硫(含硫0.3%)原油的炼油厂催化汽油硫含量约200ppm，加工含硫0.8%的原油，催化汽油中硫含量约900ppm，因此，汽油质量升级的难点从降烯烃转变为降硫的问题。催化裂化工艺或催化剂的改进不可能从根本上解决硫的问题，催化裂化原料加氢脱硫由于投资大、运行费用高、现有炼油厂条件有限而不可能大规模应用，而且对于加工较低含硫原油的炼油厂并不适用，同时，催化裂化装置过度降低烯烃还会加剧轻质产品及汽油辛垸值(RON)的损失。用碱洗脱硫不能脱烯烃，而且还会造成环境污染；通过对轻汽油加氢处理，不仅能耗高，费用也高。因此，提供一种低成本、低能耗、无污染制备低硫含量、低烯烃含量并且辛烷值(RON)高的调和汽油的处理系统及其方法就成为该
技术领域：
亟需解决的技术难题。
发明内容本发明的目的之一是提供一种低成本、低能耗、无污染制备低硫含量、低烯烃含量并且提高辛垸值(RON)汽油的系统。为实现上述目的，本发明采取以下技术方案一种组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统，其特征在于包括蒸馏系统，抽提系统和加氢装置，所述蒸馏系统上部通过管线与轻汽油加氢装置相连接；所述蒸馏系统下部通过管线与所述抽提系统相连接；所述抽提系统上部通过管线与抽余油加氢装置相连接，所述抽提系统下部通过管线与抽出油加氢装置相连接；所述抽出油加氢装置通过管线与所述轻6汽油加氢装置的末端管线相连接。本发明的另一目的是提供一种组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法。本发明上述目的是通过以下技术方案达到的一种组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其步骤如下原料在蒸馏系统中进行切割分馏，分别得到轻汽油和重汽油，所述轻汽油通过蒸馏系统上部蒸出，然后进入轻汽油加氢装置中进行加氢处理，加氢处理后的轻汽油作为调和汽油采出；所述重汽油进入抽提系统中萃取分离，分离出重汽油抽余油和重汽油抽出油；所述重汽油抽余油进入抽余油加氢装置进行加氢处理，加氢处理后作为优质乙烯料或重整料采出；所述重汽油抽出油进入抽出油加氢装置进行加氢处理，加氢处理后与所述加氢处理后的轻汽油混合后作为调和汽油采出。一种优选方案，其特征在于所述蒸馏系统为蒸馏塔，塔顶温度为78~97°C，塔底温度为167~187°C;塔顶压力为0.150.25MPa(绝)，塔底压力为0.200.30MPa(绝)；所述轻汽油的馏程控制在30°C~110°C;所述重汽油的馏程控制在110°C185°C。一种优选方案，其特征在于所述蒸馏塔的塔顶温度为88'C，塔底温度为178'C;所述蒸馏塔的塔顶压力为0.20MPa(绝)，塔底压力为0.25MPa(绝)。一种优选方案，其特征在于所述轻汽油加氢装置中的催化剂为选择性加氢催化剂GHT-20;所述轻汽油加氢装置的体积空速比为1.0~4.0h";氢/油体积比为100~300;操作温度为150~220°C，操作压力为1.0~4.0MPa(绝)。一种优选方案，其特征在于所述轻汽油加氢装置的体积空速比为2.5h";氢/油体积比为150;操作温度为18(TC，操作压力为2.0MPa(绝)。一种优选方案，其特征在于所述抽余油加氢装置中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22;所述抽余油加氢装置的体积空速比为1.04.0h";氢/油体积比为250500;操作温度为25032(TC，操作压力为1.04.0MPa(绝)。一种优选方案，其特征在于所述抽余油加氢装置的体积空速比为2.5h";氢/油体积比为300;操作温度为285T，操作压力为2.5MPa(绝)。一种优选方案，其特征在于所述抽出油加氢装置中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22;所述抽出油加氢装置的体积空速比为1.04.0h";氢/油体积比为250500;操作温度为2502卯。C，操作压力为1.04.0MPa(绝)。一种优选方案，其特征在于所述抽出油加氢装置的体积空速比为2.5h";氢/油体积比为300;操作温度为270'C，操作压力为2.5MPa(绝)。一种优选方案，其特征在于所述抽提系统中所用溶剂为环丁砜，萃取温度为120°C，溶剂比(溶剂/进料)为3.5(质量)，抽余油水洗比为0.2(质量)，溶剂回收温度为165°C，溶剂回收压力为0.1MPa(绝)。一种优选方案，其特征在于所述抽提系统中所用溶剂为N—甲基吡咯垸酮，萃取温度为13(TC，溶剂比(溶剂/进料)为2.5(质量)，抽余油水洗比为0.25(质量)，溶剂回收温度为177°C，溶剂回收压力为0.15MPa(绝)。一种优选方案，其特征在于所述抽提系统中所用溶剂为N—甲酰基吗啉，萃取温度为150"C，溶剂比(溶剂/进料)为6.0(质量)，抽余油水洗比为0.3(质量)，溶剂回收温度为185°C，溶剂回收压力为0.2MPa(绝)。一种优选方案，其特征在于所述轻汽油加氢装置的选择性加氢催化剂GHT-20的理化性质如下表1所示；所述抽余油加氢装置和所述抽出油加氢装置中的全部加氢催化剂GHT-22的理化性质如下表2所示。表l<table>tableseeoriginaldocumentpage8</column></row><table>表2<table>tableseeoriginaldocumentpage8</column></row><table>比表面积m2/g180孔容ml/g0.5-0.6wo3m%15NiOm%1.7C00m%0.15Na20m%<0.09Fe2C)3m%<0.06Si02m%<0.60载体m%82.4本发明所用溶剂也可以其它常用溶剂，或者这些溶剂中的两种或两种以上的任意比例的混合。本发明的石脑油、稳定汽油和加氢焦化汽油可以是任意比例。本发明的轻汽油和重汽油的切割点(馏程)可以调整。如所述轻汽油的馏程控制在30°C70°C;所述重汽油的馏程控制在70。C185。C;或者，所述轻汽油的馏程控制在30°C90°C;所述重汽油的馏程控制在90°C185°C。本发明所用蒸馏系统(蒸馏塔)为专利号为03148181.7的"催化烃重组处理方法"的中国发明专利中公开的蒸馏系统。所用的抽提系统(抽提塔)为专利号为200310103541.9和200310103540.4的中国发明专利中公开的抽提系统，包括溶剂回收及水洗系统。本发明所用加氢装置为现有的加氢装置，包括加热炉，换热器，高压分离器，空气冷凝器、水冷凝器等。有益效果本发明的制备低含硫量和低烯烃含量汽油的系统及其方法的优点是与碱洗方式相比，本实用新型的系统对于原料先蒸馏切割，再抽提分离，然后根据情况分别进行加氢处理，不仅能脱烯烃，还能脱硫醇，双烯；而且，本实用新型处理的原料多样化，不仅处理稳定汽油，还可以处理稳定汽油和石脑油以及加氢焦化汽油的混合物。石脑油和加氢焦化汽油中也含有抽出油，优质乙烯料得到优化，调和汽油中的抽出油增加，辛垸值提高。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。图1为本发明实施例1的流程示意图。9图2为本发明实施例2和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30-185°C，含硫量为100ppm，硫醇含量为5ppm，烯烃含量为30%(v)，二烯烃含量为0.1%(v)，芳烃含量为15%(v)，辛垸值(RON)为89，密度为728千克/米3的稳定汽油(催化汽油)以6万吨/年的流量在蒸馏塔1中进行切割分馏，蒸馏塔l的塔顶温度为78°C，塔底温度为167°C，塔顶压力为0.15MPa(绝)，塔底压力为0.20MPa(绝)，分别得到轻汽油和重汽油，所述轻汽油(馏程为30-110'C)通过蒸馏塔1上部蒸出，其总的蒸出为2.95万吨/年，然后进入轻汽油加氢装置3-1中进行加氢处理，所述加氢装置3-1中的催化剂为选择性加氢催化剂GHT-20;所述加氢装置3-l的体积空速比为4.0h";氢/油体积比为300;操作温度为150°C，操作压力为l.OMPa(绝)；所述加氢后的轻汽油以2.95万吨/年的流量作为调和汽油采出。所述重汽油(馏程为110-185'C)以3.05万吨/年的流量进入重汽油抽提塔2中萃取分离，分离出重汽油抽出油和重汽油抽余油；所述抽提塔2中所用溶剂为环丁砜，萃取温度为12(TC，溶剂比(溶剂/进料)为3.5(质量)，抽余油水洗比为0.2(质量)，溶剂回收温度为165°C，溶剂回收压力为O.lMPa(绝)；所述重汽油抽余油以1.95万吨/年的流量进入加氢装置3-2进行加氢处理，所述加氢装置3-2中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22;所述加氢装置3-2的体积空速比为4.0h";氢/油体积比为500;操作温度为320°C，操作压力为4.0MPa(绝)；所述重汽油抽出油以1.1万吨/年的流量进入加氢装置3-3进行加氢处理，所述加氢装置3-3中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22;所述加氢装置3-3的体积空速比为4.0h";氢/油体积比为500;操作温度为2卯。C，操作压力为4.0MPa(绝)；所述重汽油抽余油加氢后以1.95万吨/年的流量作为优质乙烯料或重整料采出；所述重汽油抽出油加氢后以1.10万吨/年的流量与所述加氢后的轻汽油混合后作为调和汽油采出。所得调和汽油的馏程为30-185°C，含硫量为11.5ppm，硫醇含量小于l.Oppm(痕量，检测不出)，烯烃含量为22.5%(v)，二烯烃含量0.01%(v);芳烃含量为20.8%(v)，辛垸值(RON)为94.9，密度为716.6千克/米3，采出量为4.05万吨/年。所得优质乙烯料或重整料的馏程为110-185°C，含硫量为痕量，检测不出，硫醇含量小于l.Oppm(痕量，检测不出)，烯烃含量为痕量，检测不出，溴指数(溴价)39(0.039)，芳烃含量为2.0%(v)，辛烷值(RON)为72.8，密度为753.0千克/米3，采出量为1.95万吨/年。所述轻汽油加氢装置3—1中的选择性加氢催化剂GHT-20的理化性质如下表1所示，所述加氢装置3_2和3—3中的全部加氢催化剂GHT-22的理化性质如下表2所示。表l<table>tableseeoriginaldocumentpage11</column></row><table>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、烯烃GB/T11132-2002液体石油产品烃类测定法(荧光指示剂吸附法)；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、辛垸值GB/T5487汽油辛垸值测定法(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、双烯(二烯烃)的测定滴定法。9、加氢催化剂分析方法化学组成分析方法采用的石化行业标准NiO比色法SH/T0346-1992CoO比色法SH/T0345-1992wo3比色法物理特性分析方法使用的仪器表面积低温氮吸附法2400型吸附仪孔容压汞法AutoPoreII9200强度抗压碎强度测定法DLII型智能颗粒强度测定仪堆密度称量法10、溴指数(溴价)检测GB/T-11136-1989。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30-185°C，含硫量为100ppm，硫醇含量为5ppm,烯烃含量为30%(v)，二烯烃含量为0.1%(v)，芳烃含量为15%(v)，辛烷值(RON)为89，密度为728千克/米3的稳定汽油(催化汽油)以6万吨/年的流量在蒸馏塔1中进行切割分馏；同时，将馏程为30-185'C，含硫量为200ppm，硫醇含量为lppm，烯烃含量小于0.1%(v)(痕量，检测不出)，二烯烃含量小于0.01%(v)(痕量，检测不出)，芳烃含量为8%(v)，辛烷值(RON)为82，密度为732千克/米3的石脑油以2万吨/年的流量在蒸馏塔1中进行切割分馏；与此同时，将馏程为30-185°C，含硫量为150ppm，硫醇含量为lppm，烯烃含量为6%(v)，二烯烃含量小于0.01%(v)(痕量，检测不出)，芳烃含量为10%(v)，辛垸值(RON)为79，密度为721千克/米3的加氢焦化汽油以2万吨/年的流量在蒸馏塔1中进行切割分馏;蒸馏塔1的塔顶温度为88'C，塔底温度为178°C，塔顶压力为0.20MPa(绝)，塔底压力为0.25MPa(绝)，分别得到轻汽油和重汽油，所述轻汽油(馏程为30-ll(TC)通过蒸馏塔1上部蒸出，其总的蒸出为4.5万吨/年，然后进入轻汽油加氢装置3-1中进行加氢处理，所述加氢装置3-l中的催化剂为选择性加氢催化剂GHT-20;所述加氢装置3-l的体积空速比为1.0h";氢/油体积比为100;操作温度为22(TC，操作压力为4.0MPa(绝)；所述轻汽油抽余油以4.5万吨/年的流量作为调和汽油采出。所述重汽油(馏程为110-185"C)以5.5万吨/年的流量进入重汽油抽提塔2中萃取分离，分离出重汽油抽出油和重汽油抽余油；所述抽提塔2中所用溶剂为N—甲基吡咯烷酮，萃取温度为130°C，溶剂比(溶剂/进料)为2.5(质量)，抽余油水洗比为0.25(质量)，溶剂回收温度为177°C，溶剂回收压力为0.15MPa(绝)；所述重汽油抽余油以4.0万吨/年的流量进入加氢装置3-2进行加氢处理，所述加氢装置3-2中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22;所述加氢装置3-2的体积空速比为l.Oh—1;氢/油体积比为250;操作温度为250。C，操作压力为LOMPa(绝)；所述重汽油抽出油以1.5万吨/年的流量进入加氢装置3-3进行加氢处理，所述加氢装置3-3中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22;所述加氢装置3-3的体积空速比为l.Oh";氢/油体积比为250;操作温度为25(TC，操作压力为l.OMPa(绝)；所述重汽油加氢抽余油以4.0万吨/年的流量作为优质乙烯料或重整料采出；所述重汽油加氢抽出油以1.5万吨/年的流量与所述加氢轻汽油(4.5万吨/年的流量)混合后作为调和汽油采出。所得调和汽油的馏程为30-185'C，含硫量为23.5ppm,硫醇含量小于l.Oppm(痕量，检测不出)，烯经含量为15.6%(v)，二烯烃含量为痕量，检测不出；芳烃含量为19.5%(v)，辛烷值(RON)为94.1，密度为716.4千克/米3，采出量为6.0万吨/年。所得优质乙烯料或重整料的馏程为110-185°C，含硫量为痕量，检测不13出，硫醇含量小于l.Oppm(痕量，检测不出)，烯烃含量为痕量，检测不出，溴指数(溴价)32(0.032)，芳烃含量为2.1%(v)，辛垸值(RON)为71.4，密度为744.5千克/米3，采出量为4.0万吨/年。所述加氢装置3-l中的选择性加氢催化剂GHT-20，以及其它加氢装置中的全部加氢催化剂GHT-22的理化性质以及测定方法与实施例1相同。实施例3流程与实施例2相同。将馏程为30-185。C，含硫量为800ppm，硫醇含量为9ppm，烯烃含量为36%(v)，二烯烃含量为0.9%(v)，芳烃含量为17%(v)，辛烷值(RON)为91，密度为731千克/米3的稳定汽油(催化汽油)以6万吨/年的流量在蒸馏塔1中进行切割分馏；同时，将馏程为30-185°C，含硫量为200ppm，硫醇含量为lppm，烯烃含量小于0.1%(v)(痕量，检测不出)，二烯烃含量小于0.01%(v)(痕量，检测不出)，芳烃含量为8%(v)，辛垸值(RON)为82，密度为732千克/米3的石脑油以2万吨/年的流量在蒸馏塔1中进行切割分馏；与此同时，将馏程为30-185°C，含硫量为150卯m，硫醇含量为lppm，烯烃含量为6%(v)，二烯烃含量小于0.01%(v)(痕量，检测不出)，芳烃含量为10%(v)，辛烷值(RON)为79，密度为721千克/米3的加氢焦化汽油以2万吨/年的流量在蒸馏塔1中进行切割分馏；蒸馏塔1的塔顶温度为97°C，塔底温度为187°C，塔顶压力为0.25MPa(绝)，塔底压力为0.30MPa(绝)，分别得到轻汽油和重汽油，所述轻汽油(馏程为30-110。C)通过蒸馏塔1上部蒸出，其总的蒸出为4.5万吨/年，然后进入轻汽油加氢系统3-l中进行加氢处理，所述加氢装置3-1中的催化剂为选择性加氢催化剂GHT-20;所述加氢装置3-l的体积空速比为2.5h";氢/油体积比为150;操作温度为180°C，操作压力为2.0MPa(绝)；所述轻汽油抽余油以4.5万吨/年的流量作为调和汽油采出。所述重汽油(馏程为110-185'C)以5.5万吨/年的流量进入重汽油抽提塔2中萃取分离，分离出重汽油抽出油和重汽油抽余油；所述抽提塔2中所用溶剂为N一甲酰基吗啉，萃取温度为15(TC，溶剂比(溶剂/进料)为6.0(质量)，抽余油水洗比为0.3(质量)，溶剂回收温度为185°C，溶剂回收压力为0.2MPa(绝)；所述重汽油抽余油以3.9万吨/年的流量进入加氢装置3-2进行加氢处理，所述加氢装置3-2中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22;所述加氢装置3-2的体积空速比为2.5h";氢/油体积比为300;操作温度为285。C，操作压力为2.5MPa(绝)；所述重汽油抽出油以1.6万吨/年的流量进入加氢装置3-3进行加氢处理，所述加氢装置3-3中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22;所述加氢装置3-3的体积空速比为2.5h";氢/油体积比为300;操作温度为27(TC，操作压力为2.5MPa(绝)；所述重汽油加氢抽余油以3.9万吨/年的流量作为优质乙烯料或重整料采出；所述重汽油加氢抽出油以1.6万吨/年的流量与所述加氢轻汽油混合后作为调和汽油采出。所得调和汽油的馏程为30-185°C，含硫量为25.2ppm，硫醇含量小于l.Oppm(痕量，检测不出)，烯烃含量为19.4%(v)，二烯烃痕量，检测不出；芳烃含量为20.9%(v)，辛垸值(RON)为94.3，密度为718.1千克/米3，采出量为6.1万吨/年。所得优质乙烯料或重整料的馏程为110-185°C，含硫含量为痕量，检测不出，硫醇含量小于l.Oppm(痕量，检测不出)，烯烃含量为痕量，检测不出，溴指数(溴价)25(0.025)，芳烃含量为2.4%(v)，辛垸值(RON)为74.1，密度为749.3千克/米3，采出量为3.9万吨/年。所述加氢装置3-l中的选择性加氢催化剂GHT-20，以及其它加氢装置中的全部加氢催化剂GHT-22的理化性质以及测定方法与实施例1相同。权利要求1、一种组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统，其特征在于包括蒸馏系统，抽提系统和加氢装置，所述蒸馏系统上部通过管线与轻汽油加氢装置相连接；所述蒸馏系统下部通过管线与所述抽提系统相连接；所述抽提系统上部通过管线与抽余油加氢装置相连接，所述抽提系统下部通过管线与抽出油加氢装置相连接；所述抽出油加氢装置通过管线与所述轻汽油加氢装置的末端管线相连接。2、一种组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其步骤如下原料在蒸馏系统中进行切割分馏，分别得到轻汽油和重汽油，所述轻汽油通过蒸馏系统上部蒸出，然后进入轻汽油加氢装置中进行加氢处理，加氢处理后的轻汽油作为调和汽油采出；所述重汽油进入抽提系统中萃取分离，分离出重汽油抽出油和重汽油抽余油；所述重汽油抽余油进入抽余油加氢装置进行加氢处理，加氢处理后作为优质乙烯料或重整料采出；所述重汽油抽出油进入抽出油加氢装置进行加氢处理，加氢处理后与所述加氢处理后的轻汽油混合后作为调和汽油采出。3、根据权利要求2所述的组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其特征在于所述蒸馏系统为蒸馏塔，塔顶温度为78~97°C，塔底温度为167~187°C;塔顶压力为0.150.25MPa(绝)，塔底压力为0.200.30MPa(绝)；所述轻汽油的馏程控制在3(TC11(TC;所述重汽油的馏程控制在110°C~185°C。4、根据权利要求3所述的组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其特征在于所述蒸馏塔的塔顶温度为88°C，塔底温度为178°C;塔顶压力为0,20MPa(绝)，塔底压力为0.25MPa(绝)。5、根据权利要求4所述的组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其特征在于所述轻汽油加氢装置中的催化剂为选择性加氢催化剂GHT-20;所述轻汽油加氢装置的体积空速比为1.04.0h";氢/油体积比为100~300;操作温度为150220°C，操作压力为L04.0MPa(绝)；所述抽余油加氢装置中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22;所述抽余油加氢装置的体积空速比为1.04.0h";氢/油体积比为250500;操作温度为250320°C，操作压力为1.0~4.0MPa(绝)；所述抽出油加氢装置中的催化剂为全部加氢催化剂GHT-22;所述抽出油加氢装置的体积空速比为1.0";氢/油体积比为250500;操作温度为250~290°C，操作压力为1.0~4.0MPa(绝)。6、根据权利要求5所述的组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其特征在于所述轻汽油加氢装置的体积空速比为2.5h";氢/油体积比为150;操作温度为180。C，操作压力为2.0MPa(绝)；所述抽余油加氢装置的体积空速比为2.5h";氢/油体积比为300;操作温度为285"，操作压力为(绝)；所述抽出油加氢装置的体积空速比为2.5h";氢/油体积比为300;操作温度为27(TC,操作压力为2.5MPa(绝)。7、根据权利要求6所述的组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其特征在于所述抽提系统中所用溶剂为环丁砜，萃取温度为12(TC，溶剂比(溶剂/进料)为3.5(质量)，抽余油水洗比为0.2(质量)，溶剂回收温度为165°C，溶剂回收压力为O.lMPa(绝)。8、根据权利要求6所述的组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其特征在于所述抽提系统中所用溶剂为N—甲基吡咯垸酮，萃取温度为B(TC，溶剂比(溶剂/进料)为2.5(质量)，抽余油水洗比为0.25(质量)，溶剂回收温度为177°C，溶剂回收压力为0.15MPa(绝)。9、根据权利要求6所述的组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其特征在于所述抽提系统中所用溶剂为N—甲酰基吗啉，萃取温度为15(TC，溶剂比(溶剂/进料)为6.0(质量)，抽余油水洗比为0.3(质量)，溶剂回收温度为185°C，溶剂回收压力为0.2MPa(绝)。10、根据权利要求7—9中任一项所述的组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法，其特征在于所述轻汽油加氢装置中的选择性加氢催化剂GHT-20的理化性质如下表1所示，所述抽余油加氢装置以及所述抽出油加氢装置中的全部加氢催化剂GHT-22的理化性质如下表2所示。表l<table>tableseeoriginaldocumentpage3</column></row><table><table>tableseeoriginaldocumentpage4</column></row><table>表2<table>tableseeoriginaldocumentpage4</column></row><table>全文摘要本发明公开了一种组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统及其方法，其特征在于包括蒸馏系统，抽提系统和加氢装置，所述蒸馏系统上部通过管线与轻汽油加氢装置相连接；所述蒸馏系统下部通过管线与所述抽提系统相连接；所述抽提系统上部通过管线与抽余油加氢装置相连接，所述抽提系统下部通过管线与抽出油加氢装置相连接；所述抽出油加氢装置通过管线与所述轻汽油加氢装置的末端管线相连接。本发明的后加氢制备高质量汽油的系统和方法不仅能脱烯烃，还能脱硫醇和双烯。文档编号C10G45/00GK101475835SQ20091007750公开日2009年7月8日申请日期2009年1月22日优先权日2009年1月22日发明者丁冉峰申请人:北京金伟晖工程技术有限公司