柴油质量升级的加氢技术课件

第3讲用于柴油质量升级的加氢技术2022/12/191第3讲2022/12/171●生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术●劣质柴油中压加氢改质（MHUG）技术●最大限度提高劣质柴油十六烷值的MCI工艺●临（加）氢降凝FHT-DW组合工艺●劣质柴油FHI加氢改质异构降凝技术

●柴油液相循环加氢技术柴油加氢技术概况2022/12/192●生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术柴油加氢技术概况20●技术开发背景及特点

随着高硫原油数量的不断增加及柴油产品质量要求的不断提高，企业不仅需要对催化柴油、焦化柴油等劣质柴油进行加氢精制，而且对直馏柴油也需要进行深度脱硫，才能生产满足质量要求的清洁柴油。所以柴油深度加氢脱硫技术发展很快。

生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术2022/12/193●技术开发背景及特点生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技●工业应用FH-UDS深度脱硫催化剂已在镇海、齐鲁、茂名、上海石化、金陵和辽阳等多套处理量为200～330万吨/年的大型柴油加氢装置使用，均取得理想的效果。操作模式与以前有所不同，苛刻度明显增加。

生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术2022/12/194●工业应用生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术2022/1生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术FH-UDS催化剂工业应用结果(硫含量<350μg/g)应用厂家齐鲁分公司镇海炼化分公司工艺条件氢压/Mpa6.54.4体积空速/h-11.82.0氢油体积比425206入口温度/℃316320平均温度/℃343348原料油构成直柴、催柴及焦柴混合油高干点直柴:：MIP催柴：焦汽=62.2:24.3:13.5油品名称原料油精制柴油原料油精制柴油密度(20℃)/g·cm-30.86830.85080.85790.8569T95/℃364359369364硫含量/μg·g-11016030091002962022/12/195生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术FH-UDS催化剂工业应用生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术FH-UDS催化剂工业应用结果(硫含量<350μg/g)应用厂家茂名分公司上海石化公司工艺条件氢压/MPa5.9～6.36.4体积空速/h-11.82.15入口温度/℃295～310305平均温度/℃330～338331原料油构成直柴：催柴及焦柴混合油＝62：38直柴：催柴：焦汽＝63.8：30：6.2油品名称原料油精制柴油原料油精制柴油T95/℃360~365-－－硫含量/μg·g-112000～18800<35088002002022/12/196生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术FH-UDS催化剂工业应用生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术FH-UDS催化剂工业应用结果(硫含量<50μg/g)应用厂家镇海炼化分公司茂名分公司工艺条件氢压/MPa4.46.4体积空速/h-11.51.79氢油体积比305423入口温度/℃335326平均温度/℃370360原料油构成高干点直柴:：MIP催柴：焦汽=62.2:24.3:13.5直柴：催柴及焦柴混合油＝62：38油品名称原料油精制柴油原料油精制柴油密度(20℃)/g·cm-30.82190.83030.86300.8445T95/℃362362361353硫含量/μg·g-110700411350039.82022/12/197生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术FH-UDS催化剂工业应用生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术FH-UDS催化剂工业应用结果(硫含量<50μg/g)应用厂家镇海炼化分公司茂名分公司工艺条件氢压/MPa4.46.4体积空速/h-11.51.54氢油体积比221392入口温度/℃355320平均温度/℃377360原料油构成常二线直柴：罐区高干点直柴：焦化石脑油＝37.8%：48.7%：13.5%直柴：催柴及焦柴混合油＝62：38油品名称原料油精制柴油原料油精制柴油密度(20℃)/g·cm-30.85780.85660.86180.8380T95/℃347343352343硫含量/μg·g-162007.0154008.02022/12/198生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术FH-UDS催化剂工业应用●技术开发背景我国的成品柴油中，大约三分之一是质量较差（密度大、十六烷值低，硫、芳烃含量高的催化裂化柴油。近几年，由于加工进口含硫油数量迅速递增，柴油的质量问题更加突出。另外，常三、减一等重柴油作为柴油需要轻质化。为解决上述问题，在上世纪九十年代成功开发了MHUG技术，并分别在吉林石化、燕山石化和抚顺石化进行工业应用。

劣质柴油中压加氢改质（MHUG）技术2022/12/199●技术开发背景劣质柴油中压加氢改质（MHUG）技术2022/●技术特点MHUG技术在中压6.0MPa～10Mpa条件下，主要加工重油催化柴油或重油催化柴油与直馏轻蜡油的混合油，不仅可以改善柴油的颜色和安定性，而且可以可使柴油的十六烷值提高12～20个单位，同时还可以兼产部分低硫、低氮、高芳潜的优质化工石脑油。由于MHUG技术对劣质柴油进行改质的同时，副产10～30％的石脑油，因此，该技术比较适合那些面临柴油出厂有问题而又同时缺乏化工石脑油的石油化工企业。劣质柴油中压加氢改质（MHUG）技术2022/12/1910●技术特点劣质柴油中压加氢改质（MHUG）技术2022/12●工业应用

MHUG技术在燕山100万吨/吨中压装置应用结果主要产品收率及性质性质及收率重石脑油65～180℃芳潜,m%63.5产率,m%18.6轻柴油

180～340℃240～340℃十六烷值

47.157.3凝点,℃

-25-16产率,m%

45.125.0加氢尾油﹥340℃

BMCI值6.2产率,m%30.4劣质柴油中压加氢改质（MHUG）技术2022/12/1911●工业应用主要产品收率及性质性质及●技术开发背景

在我国，催化裂化柴油数量大、十六烷值低（20～35）、硫氮含量等杂质含量高和氧化安定性差,劣质催化柴油是制约各炼油企业提高出厂柴油产品质量的瓶颈所在。中压改质技术（MHUG）和中压加氢裂化（MPHC）技术虽然可以大幅度提高劣质柴油的十六烷值，但由于有相当一部分柴油被转化成石脑油馏分，目的产品柴油的收率较低(一般为60～85％)。而常规的柴油加氢精制技术，虽然能实现深度加氢脱硫和脱氮，明显改善柴油的颜色和安定性，柴油收率也很高，但柴油的十六烷值增幅有限（3～5个单位）。

最大限度提高劣质柴油十六烷值的MCI工艺2022/12/1912●技术开发背景最大限度提高劣质柴油十六烷值的MCI工艺2●技术特点最大限度提高劣质柴油十六烷值MCI（MaximallyIndexImprovement）技术采用专用催化剂，对劣质柴油（特别是重油催化柴油）进行深度加氢脱硫、脱氮、稀烃饱和、芳烃部分饱和、开环，且开环后很少裂解，从而在改善油品安定性的同时，使柴油的十六烷值提高8～15个单位以上，并保持柴油产品收率在95％以上。MCI技术另一个特点是操作条件和运行方式与传统的催化柴油加氢精制工艺技术相近，用户只需对现有的催化柴油加氢精制略作改造甚至无需改造，便可以满足MCI技术的操作要求。炼厂在柴油质量升级的过渡阶段，可考虑采用该技术生产低硫和较高十六烷值的柴油组分。最大限度提高劣质柴油十六烷值的MCI工艺2022/12/1913●技术特点最大限度提高劣质柴油十六烷值的MCI工艺2022/●技术特点

+CH410CH49CH49+CH410(1)(2)(3)(4)(5)(6)HTMCIHC图2萘系烃的主要加氢反应途径最大限度提高劣质柴油十六烷值的MCI工艺2022/12/1914●技术特点+CH410CH49CH49

●工业应用吉化公司20万吨/年加氢装置、大连石化公司80万吨/年加氢装置、大港油田炼厂40万吨/年加氢装置均采用了MCI技术，工业装置标定结果见表6。

MCI工艺工业应用结果项目吉化公司大连石化公司大港油田炼厂密度(20℃)/g·cm-30.88240.85840.86480.84450.89070.8626馏程/℃ASTM-D86ASTM-D86ASTM-D8650％26025126525927226490％32231232732434033095％335327337335351344凝点/℃-32-390-2-4-6运动粘度(20℃)/mm2·s-13.6683.4854.1154.0934.6104.370硫含量/μg·g-194129.679115.214393.0氮含量/μg·g2十六烷值(实测)26.939.037.648.927.538.4十六烷值增值12.111.310.9最大限度提高劣质柴油十六烷值的MCI工艺2022/12/1915●工业应用项目吉化公司大连石化公司大港油田炼厂密度(20℃在石蜡基原油的直馏柴油馏分中，含蜡多，凝固点高。而在冬季，我国北方地区低凝柴油需求量大，为了解决这一矛盾，多数炼厂采用降低柴油干点的操作方式生产低凝柴油，这种操作方式将影响柴油的产量，减少企业的经济效益。为此，开发了一种生产低凝柴油的临氢（加氢）降凝技术。●技术开发背景柴油临氢(加氢)降凝工艺2022/12/1916在石蜡基原油的直馏柴油馏分中，含蜡多，凝固点高。而在

●临氢降凝技术特点临氢降凝FHDW工艺技术是在临氢条件下，利用ZSM-5特殊分子筛独特孔道和适当的酸性中心，在一定的温度和中等氢分压下，使原料重的直链烷烃、带短侧链（甲基）烷烃等高凝点组分选择性的裂解成小分子，从而降低油品的凝点，同时副产部分汽油及C3、C4轻烃。该技术柴油最大降凝幅度可达50℃以上，并可通过调整反应温度来控制柴油的降凝幅度，低凝柴油收率为75～90％。柴油临氢(加氢)降凝工艺2022/12/1917●临氢降凝技术特点柴油临氢(加氢)降凝工艺20

●加氢降凝技术特点由于临氢降凝催化剂的加氢性能很弱，基本不脱除降凝产品重的硫氮等杂质，造成降凝柴油的氧化安定性较差。为此。在FHDW的基础上，又开发HF（加氢精制）/FHDW和HF/MCI/FHDW一段串连组合工艺技术。该工艺过程通过对HDW原料进行加氢预处理，不仅改善了HDW进料质量，提高了HDW对原料又的适应性，延长装置的运转周期，而且大大缓解了HDW段的操作条件，改善了目的产品的质量。目前已经有大庆、哈尔滨、延安、格尔木、延长等多家炼厂的工业装置采用临氢（加氢）降凝技术生产低凝柴油。柴油临氢(加氢)降凝工艺2022/12/1918●加氢降凝技术特点柴油临氢(加氢)降凝工艺20

●临（加）氢降凝技术工业应用

FRIPP开发的加氢降凝及组合工艺技术在陕西延长、青海格尔木等十余家工业应用，取得了很好的效果，满足了企业生产低凝清洁柴油的需要。加氢降凝技术典型工业应用结果

原料油延长LCO延长A3+LCO高分压力/MPa精制反应温度/℃降凝反应温度/℃6.93453556.7352360产品分布，%

粗汽油柴油6.092.519.579.0油品性质原料油柴油原料油柴油密度（20℃）/kg·m-3868.7871.1863.1866.6馏分范围/℃202～368210～369201～383195～381颜色（1500）/号—<1.5—<1.5硫/µg·g化安定性/mg·（100mL）-1—1.8—1.2凝点/℃5-3015-23十六烷值31383441柴油临氢(加氢)降凝工艺2022/12/1919●临（加）氢降凝技术工业应用原料油延长LCO

●FHI技术特点FHI技术选用具有强异构功能的催化剂，采用单剂或两剂串联一次通过工艺流程，在中压或高压条件下，对直馏柴油和/或二次加工柴油进行加氢处理，在实现深度脱硫、脱氮、脱芳和选择性开环的同时，可以使进料中的正构烷烃等高凝点组分进行异构化反应，并使进料中的重馏分发生适度的加氢裂化反应，从而在显著降低柴油产品硫、氮和芳烃(尤其是稠环芳烃)含量的同时，能够大幅度降低凝固点，并使密度、T95和十六烷值等指标得到明显改善。采用该技术，柴油产品收率通常可达80m%~98m%，同时副产少量芳潜较高的石脑油。劣质柴油加氢改质异构降凝FHI工艺技术2022/12/1920●FHI技术特点劣质柴油加氢改质异构降凝FHI

●FHI技术特点FHI柴油加氢改质异构降凝技术典型操作条件为反应压力6.0~18.0MPa，氢油体积比400~1200，体积空速0.8~2.0h-1，反应温度340~430℃，可用于加工直馏柴油、直馏轻蜡油（LVGO）、催化柴油、焦化柴油及其混合油，可生产符合不同质量标准要求的柴油产品，同时兼产部分硫氮含量低、芳烃潜含量较高的石脑油产品。FHI技术具有很大的操作灵活性，通过调整反应温度，即可使装置按加氢精制（脱硫脱氮）、MCI（降低密度和提高十六烷值）、异构降凝（降低凝固点）或加氢改质（降低T95和增产石脑油）等不同方案运行。劣质柴油加氢改质异构降凝FHI工艺技术2022/12/1921●FHI技术特点劣质柴油加氢改质异构降凝FHI

●FHI技术应用结果

FHI技术应用结果试验编号华北混合油试验1试验2试验3反应压力/MPa7.07.07.0体积空速/h-11.091.091.09反应温度/℃377381383石脑油收率/m%3.95.48.8石脑油芳潜/m%>40>40>40柴油产品收率/m%96.194.691.2原料及柴油产品性质密度(20℃)/kgm-3860.4827.4825.8821.8馏程/℃IBP/10%170/226177/209161/201158/19850%/90%301/358272/343260/331251/32495%/FBP370/381357/367345/355342/349硫/gg-12200<10<10<10氮/gg-19921.01.01.0链烷烃/m%45.360.259.358.8环烷烃/m%17.122.215.619.3芳烃/m%37.617.625.121.9二环以上芳烃/m%24.23.25.14.3凝点/℃+16-7-20-32冷滤点/℃-2-13-19十六烷值(ASTMD4737-96a)47.654.952.652.2劣质柴油加氢改质异构降凝FHI工艺技术2022/12/1922●FHI技术应用结果试验编号华北混合油试验1试验2试高芳烃柴油加氢转化生产高附加值石脑油技术开发抚顺石油化工研究院二ΟΟ九年四月2022/12/1923高芳烃柴油加氢转化抚顺石油化工研究院2022/12/17231、前言

FRIPP开发一种以劣质高芳烃含量催化柴油为原料生产高附加值石脑油组分和低硫清洁柴油燃料的加氢裂化新工艺技术提高石油资源的利用率，提高汽柴油燃料的整体质量水平，满足国内不断增长的对清洁燃料的需求实现产品调合最优化和产品价值最大化

2022/12/19241、前言FRIPP开发一种以劣质高芳烃含量催化柴油为原21、前言技术指标：原料油催化裂化轻循环油氢分压6.0～10.0MPa产品质量汽油馏分：硫含量<10µg/g

RON>90收率：30％～50％柴油馏分：硫含量<30µg/g

十六烷值增值6～8个单位2022/12/19251、前言技术指标：原料油催化裂化轻循环油氢分压6.0～102、技术开发构想表1催化柴油的主要性质原料油催柴（茂名）催柴（山东）催柴（镇海）密度（20℃）/g·cm-30.91130.92130.9440馏程范围/℃157~371151~344136~371S，m%1.481.050.81N/g·g-1402860914十六烷值（实测）27.5~17~15质谱组成，％链烷烃23.714.813.4总环烷11.89.98.3总芳烃64.575.378.3胶质0.00.00.02022/12/19262、技术开发构想表1催化柴油的主要性质原料油催柴（茂名）催2、技术开发构想催化柴油：硫、氮含量高芳烃含量高（60％～80％）十六烷值低（15～30）将催化柴油中的芳烃部分转化、保留到石脑油馏分中去，不但有效利用了催化柴油中富含的芳烃，而且可以大幅提高产品的附加值，并降低了催化柴油的加工难度，从而可以为劣质催化柴油的改质提供一条经济、有效的加工途径2022/12/19272、技术开发构想催化柴油：硫、氮含量高2022/12/1722、技术开发构想催化柴油高硫、高芳烃低十六烷值汽油调和组分高辛烷值柴油调和组分低硫化工石脑油高芳潜或2022/12/19282、技术开发构想催化柴油汽油调和组分柴油调和组分化工石脑油或2、技术开发构想通过催化剂和工艺技术的组合可以控制不利反应的发生和进行深度，即通过限制原料中的芳烃转化为环烷烃的程度而在目的产品中尽可能多的保留芳烃组分，是本技术开发的关键所在

2022/12/19292、技术开发构想通过催化剂和工艺技术的组合可以控制不2、技术开发构想加氢多环芳烃加氢裂化示意图多环芳烃菲类芴类四氢菲类多环环烷芳烃

奈类四氢奈类和二氢茚类烷基苯类多环环烷烃双环环烷烃类单环环烷烃类烷烃开环（接着脱烷基）123456789102022/12/19302、技术开发构想加氢多环芳烃加氢裂化示意图多环芳烃多环环四氢不同压力等级考察试验结果

表5主要工艺条件和产品分布试验编号试验－4试验－5试验－6试验－7原料油催柴（镇海）裂化催化剂FC－24氢油体积比1200:1反应总压/MPa13.712.010.08.0体积空速（总）/h－10.80.80.60.6裂化反应温度/℃385385370385产品分布，％

<65℃11.7110.747.867.46

65～177℃49.7350.0648.6137.14

>177℃38.2238.0143.1051.212022/12/1931不同压力等级考察试验结果表5主要工艺条件和产品分布试验

不同压力等级考察试验结果

表6产品性质试验编号试验－4试验－5试验－6试验－7石脑油馏分(65～177℃）烷烃24.424.323.817.9环烷烃58.953.949.552.2芳烃16.721.826.729.9辛烷值（RON）70.373.173.878.8芳潜，％72.472.873.579.2柴油馏分（>177℃）十六烷值（实测）45.845.039.532.5链烷烃49.546.937.426.3总环烷35.230.934.431.2总芳烃15.322.228.242.5胶质0.00.00.00.02022/12/1932不同压力等级考察试验结果表6产品性质试验编号试验－4

不同压力等级考察试验结果

2022/12/1933不同压力等级考察试验结果

不同压力等级考察试验结果降低反应压力有利于控制原料中芳烃的饱和程度，从而增加了加氢裂化产品石脑油馏分中芳烃的含量和芳潜含量，增加了汽油馏分的辛烷值，但同时也应注意加氢裂化产品柴油馏分中芳烃的含量也相应增加，柴油馏分性质会有所变差2022/12/1934不同压力等级考察试验结果降低反应压力有利于控制原料中芳烃的

不同汽油馏分切割点试验结果

表8产品分布，％试验编号试验－8<160℃37.55>160℃57.48<170℃41.39>170℃53.64<180℃45.31>180℃49.72<200℃54.22>200℃40.81C5＋液收，%95.03化学氢耗，％3.312022/12/1935不同汽油馏分切割点试验结果表8产品分布，％试验编号试

不同汽油馏分切割点试验结果

表9产品性质汽油馏分切割点/℃160170180200汽油馏分烷烃30.126.428.528.8环烷烃33.534.332.325.9芳烃36.439.339.245.3辛烷值（RON）85.586.186.986.2柴油馏分十六烷值（实测）27.027.528.530.0链烷烃27.029.633.236.9总环烷10.811.113.512.9总芳烃62.259.353.350.2胶质0.00.00.00.02022/12/1936不同汽油馏分切割点试验结果表9产品性质汽油馏分切割点

不同汽油馏分切割点试验结果2022/12/1937不同汽油馏分切割点试验结果2022/12/1737

不同汽油馏分切割点试验结果汽油馏分切割点提高:汽油馏分辛烷值随之略微增加柴油馏分十六烷值增加加氢裂化产品中汽油馏分收率的增加综合考虑之下，将汽油馏分的切割点定在200℃左右是合适的2022/12/1938不同汽油馏分切割点试验结果汽油馏分切割点提高:2022/1

不同裂化转化深度试验结果

表10主要工艺条件和产品分布试验编号试验－9试验－10试验－11试验－12原料油催柴（镇海）裂化催化剂FC－24氢油体积比700:1反应总压/MPa8.0体积空速（总）/h－10.8裂化反应温度/℃390395400405精制氮含量/g·g-125～2725～2730～3225～27产品分布，％

<200℃31.7736.6341.1242.51

>200℃66.1359.5955.0252.37C5＋液收，%

97.9096.2296.1494.70化学氢耗，％2.793.123.223.332022/12/1939不同裂化转化深度试验结果表10主要工艺条件和产品分布不同裂化转化深度试验结果

表11产品性质试验编号试验－9试验－10试验－11试验－12汽油馏分(<200℃）烷烃27.1627.3328.9026.43环烷烃22.0928.4727.1527.50芳烃44.5740.6340.6943.72未知6.183.573.262.35辛烷值（RON）86.887.088.589.6柴油馏分（>200℃）密度(20℃)/g·cm-3

0.88090.87990.87840.8787十六烷值（实测）24.025.525.724.52022/12/1940不同裂化转化深度试验结果表11产品性质试验编号试验－9

不同裂化转化深度试验结果2022/12/1941不同裂化转化深度试验结果2022/12/1741不同裂化转化深度试验结果反应温度提高:汽油馏分的辛烷值随着反应温度的提高而提高－裂解产生的轻组分相应增多

－原料中芳烃的加氢饱和反应逐渐由动力学控制转为热力学控制，芳烃加氢受到抑制

柴油馏分的十六烷值先增后减，出现拐点－原料中芳烃的加氢饱和反应逐渐由动力学控制转为热力学控制，芳烃加氢受到抑制2022/12/1942不同裂化转化深度试验结果反应温度提高:2022/12/174全循环操作方式工艺试验结果表14催化柴油的主要性质原料油镇海催柴-1镇海催柴-2密度(20℃)/g·cm-30.94400.9500馏程范围/℃136~371195~379（94.8%）S，m%0.810.79N/g·g-19141109十六烷值（实测）~15~15质谱组成，％链烷烃13.413.0总环烷8.37.1总芳烃78.379.9胶质0.00.02022/12/1943全循环操作方式工艺试验结果表14催化柴油的主要性质原料油镇全循环操作方式工艺试验结果

表15主要工艺条件试验编号试验－16原料油镇海催柴-2工艺流程单段串联全循环至R1裂化催化剂FC－24B氢油体积比700/1200反应总压/MPa8.0体积空速（新鲜进料）/h－10.4体积空速（新鲜进料+循环油）/h－10.8裂化反应温度/℃397精制氮含量/g·g-1～20C5＋液收，%

89.65化学氢耗，％3.992022/12/1944全循环操作方式工艺试验结果表15主要工艺条件试验编号试全循环操作方式工艺试验结果

表16产品性质试验编号试验－16汽油馏分(<210℃）收率，％89.65

P/N/A31.67/31.11/37.22苯含量，%1.35辛烷值（RON/MON）87.6/80.0

S/g·g-1<1.0循环油（>210℃）收率，％0.00密度(20℃)/g·cm-30.8613十六烷值（实测）50.5链烷烃/总环烷/总芳烃53.6/22.2/24.22022/12/1945全循环操作方式工艺试验结果表16产品性质试验编号试验－全循环操作方式工艺试验结果

由上述试验数据可见，采用全循环的操作方式可以将催化柴油全部转化为<210℃汽油馏分，汽油馏分的研究法辛烷值为87.6，马达法辛烷值为80.0，抗爆指数为83.8，该组分无硫、无烯烃，可作为清洁汽油的调和组分。此时，C5＋液体收率为89.65％，气体（干气＋液化气）收率为13.37％，化学氢耗达到了3.99％

2022/12/1946全循环操作方式工艺试验结果由上述试验数据可见，采用全部分循环操作方式工艺试验结果

表17主要工艺条件试验编号试验－17试验－18原料油镇海催柴-2工艺流程单段串联部分循环至R1裂化催化剂FC－24B氢油体积比700/1200反应总压/MPa8.0体积空速（新鲜进料）/h－10.8体积空速（新鲜进料+循环油）/h－11.16裂化反应温度/℃400415C5＋液收，%

97.1989.22化学氢耗，％2.983.482022/12/1947部分循环操作方式工艺试验结果表17主要工艺条件试验编号部分循环操作方式工艺试验结果

表18产品性质试验编号试验－17试验－18汽油馏分(<210℃）收率，％31.9553.27

P/N/A21.99/27.10/50.9122.30/23.96/53.74苯含量，%1.642.75辛烷值（RON/MON）90.1/81.292.4/82.4

S/g·g-1<1.0<1.0柴油馏分（>210℃）收率，％65.2435.95密度(20℃)/g·cm-30.89190.8645十六烷值（实测）27.645.0链烷烃/总环烷/总芳烃23.2/16.1/60.736.5/19.2/44.3

S/g·g-1872022/12/1948部分循环操作方式工艺试验结果表18产品性质试验编号试验部分循环操作方式工艺试验结果全循环：可将催化柴油全部转化为<210℃汽油馏分，但氢耗较高，且汽油馏分的辛烷值达不到90；一次通过：工艺流程最为简单，通过优化工艺条件，汽油馏分的辛烷值可以达到90，但柴油馏分的十六烷值相比较而言略低，达不到30；部分循环：从产品质量方面而言是最为合理的，可以生产辛烷值超过90的清洁汽油馏分和十六烷值在45左右的清洁柴油馏分2022/12/1949部分循环操作方式工艺试验结果全循环：可将催化柴油全部转化为<部分循环操作方式工艺试验结果

2022/12/1950部分循环操作方式工艺试验结果2022/12/技术方案的比较项目目的产品常规精制低硫柴油（十六烷值增幅~5个单位）中压加氢改质低硫柴油（十六烷值增幅12~20个单位）MCI低硫柴油（柴油收率≥95%，十六烷值增幅8～15个单位）本技术(1)高辛烷值汽油调和组分（RON>90）或高芳潜石脑油（芳潜59%~80%）(2)低硫柴油（十六烷值增幅8~30个单位）

催化柴油加工技术比较2022/12/1951技术方案的比较项目目的产品常规精制低硫柴油（十六烷值增幅~5SRH液相循环加氢技术的开发

2022/12/1952SRH液相循环加氢技术的开发2022/12/1752内容提要一、SRH液相循环加氢技术的开发背景

二、SRH液相循环加氢技术开发

三、SRH液相循环加氢技术特点

四、SRH液相循环加氢技术主要影响因素

2022/12/1953内容提要一、SRH液相循环加氢技术的开发背景2022/12SRH液相循环加氢技术的开发背景

清洁油品指标的不断提升，特别是未来柴油硫含量要求<10µg/g，这给炼油工作者们提出一个非常重要课题，那就是如何用低投资、低操作费用生产低柴油目前，柴油深度加氢精制主要采用氢气循环的单段工艺技术和两段工艺技术

依靠催化剂进步和提高操作苛刻度

2022/12/1954SRH液相循环加氢技术的开发背景清洁油品指标的不断提升，特SRH液相循环加氢技术的开发背景

常规的加氢工艺，循环氢压缩机的投资占整个加氢装置成本的比例较高，氢气升温和降温的换热系统能耗较大，如果能够省去氢气循环系统和循环氢压缩机，可以为企业节省投资，为清洁燃料生产降低成本。为此，抚顺石油化工研究院近期开发了SRH液相循环加氢技术。2022/12/1955SRH液相循环加氢技术的开发背景常规的加氢工艺，循环氢压缩内容提要一、SRH液相循环加氢技术的开发背景

二、SRH液相循环加氢技术开发

三、SRH液相循环加氢技术特点

四、SRH液相循环加氢技术主要影响因素

2022/12/1956内容提要一、SRH液相循环加氢技术的开发背景2022/12SRH液相循环加氢技术开发

氢气及反应生成气体的溶解度由于液相循环加氢主要是靠油的溶解氢进行化学反应，氢气随油带入反应器的量是液相循环加氢工艺必须解决的问题，了解反应工况下氢气和反应生成气体在油中的溶解度非常重要。2022/12/1957SRH液相循环加氢技术开发氢气及反应生成气体的溶解度20SRH液相循环加氢技术开发

工艺过程计算结果表明：温度提高利于氢气溶解，混氢点温度不能太低温度提高不利于硫化氢、氨等气体的溶解，可以及时排出反应系统压力提高气体溶解度提高

2022/12/1958SRH液相循环加氢技术开发工艺过程计算结果表明：2SRH液相循环加氢技术开发

SRH液相循环加氢实验室工艺流程研究为了更好发挥液相循环加氢优势，实验室进行了不同工艺流程研究主要解决：油带入反应器的氢气尽可能高生成硫化氢尽可能排出反应系统2022/12/1959SRH液相循环加氢技术开发SRH液相循环加氢实验室工艺流程SRH液相循环加氢技术开发

带有热高分气提的SRH液相循环加氢工艺流程

2022/12/1960SRH液相循环加氢技术开发带有热高分气提的SRH液相循环加SRH液相循环加氢技术开发

带有加热混氢罐的SRH液相循环加氢工艺流程

2022/12/1961SRH液相循环加氢技术开发带有加热混氢罐的SRH液相循环加SRH液相循环加氢技术开发

分两路循环的SRH液相循环加氢工艺流程

2022/12/1962SRH液相循环加氢技术开发分两路循环的SRH液相循环加氢工SRH液相循环加氢技术开发

工艺流程研究表明：SRH液相循环加氢应该最大量满足化学反应需要的氢气量，可以通过调整循环比、混氢次数和混氢温度来调整混氢量。同样混氢条件下，二次混氢流程与一次混氢流程比，可以降低循环比；同样工艺流程，混氢温度提高可以提高混氢量，可适当降低循环比；对于分两路循环工艺流程，二反进料杂质含量会更低，利于反应深度提高。

2022/12/1963SRH液相循环加氢技术开发工艺流程研究表明：SRH液相循环SRH液相循环加氢技术开发

3.SRH液相循环加氢技术创新点抚顺石油化工研究院经过对液相循环加氢工艺技术的深入研究，已经申请了17件专利。主要创新点：开发了分两路循环的SRH液相循环加氢工艺技术；采用反应器顶部排气和反应器出口流量控制液位的控制系统；在反应器上部设置特殊内构件和气体排放设施。2022/12/1964SRH液相循环加氢技术开发3.SRH液相循环加氢技术创SRH液相循环加氢技术开发

4.SRH液相循环加氢主要试验结果用液相循环加氢工艺技术分别处理直馏常一线、常二线、混合柴油等原料

，生产低硫清洁油品2022/12/1965SRH液相循环加氢技术开发4.SRH液相循环加氢主要试验SRH液相循环加氢技术处理航煤试验结果

在一次混氢的SRH液相循环加氢中试装置上，进行了镇海常一线油加氢试验。由于航煤加氢目的脱硫醇硫，装置氢耗很低，新鲜进料中溶解氢气即可满足要求，装置采用生成油一次通过流程，生成油不循环的操作模式。2022/12/1966SRH液相循环加氢技术处理航煤试验结果2022/12/176镇海常一线高空速SRH加氢试验结果工艺条件条件1条件2反应压力，MPa1.81.8反应温度，℃220230体积空速，h-16.68.0油品性质常一线油精制油精制油密度(20℃)/g.cm-30.78860.78810.7885馏程范围/℃146～233142～232148～232硫/g.g-1125810881095博士试验通过通过硫醇硫/g.g-199.76.59.7实际胶质/mg.100mL-1111溴价/gBr.100g-11.150.750.97冰点/℃-61-60-60化学氢耗，m％0.050.052022/12/1967镇海常一线高空速SRH加氢试验结果工艺条件条件1条件2反SRH液相循环加氢技术处理镇海常二线柴油试验结果在一次混氢的SRH液相循环加氢中试装置上，对镇海常二线进行循环加氢试验。采用生成油部分循环操作。2022/12/1968SRH液相循环加氢技术处理镇海常二线柴油试验结果镇海常二线柴油的性质油品性质常二线柴油密度(20℃)/g.cm-30.8225馏程/℃

IBP/10%168/214

30%/50%236/247

70%/90%259/273

95%/EBP281/294S/g.g-13469N/g.g-1242022/12/1969镇海常二线柴油的性质油品性质常二线柴油密度(20℃)/g.c镇海常二线柴油SRH液相循环加氢试验结果工艺条件条件1条件2条件3条件4反应压力/MPa6.46.46.46.4反应温度/℃350350350350总体积空速/h-11.51.53.04.5循环比1:11:11:11:1油中混氢量/m％0.580.120.290.19理论溶解氢/m％0.180.180.180.18生成油性质生成油生成油生成油生成油密度(20℃)/g.cm-30.81160.81360.81320.8122S/g.g-1556510.0脱硫率/％99.796.799.799.4N/g.g-11.02.81.01.02022/12/1970镇海常二线柴油SRH液相循环加氢试验结果工艺条件条件1条件镇海混合柴油性质原料名称常二柴油常三柴油焦化柴油混合柴油密度(20℃)/g.cm-30.82250.85560.87610.8557馏程/℃初馏点/10%168/214205/278152/260168/243

30%/50%236/247302/316287/309274/297

70%/90%259/273330/354332/360323/357

95%/终馏点281/294365/374373/375373/374硫/g.g-1346983001400011700氮/g.g-12431818331026粘度(20℃)/mm2.s-18.0946.396实际胶质/mg.（100mL）-11591472824闪点(闭口)/℃8860十六烷指数50.551.645.049.4原料油组成为焦化柴油:常二直馏柴油:常三直馏柴油=50％:25％:25％2022/12/1971镇海混合柴油性质常二柴油常三柴油焦化柴油混合柴油密度(20℃SRH液相循环加氢技术直接生产硫含量小于10g/g由于镇海混合原料性质较差，生产硫含量小于10g/g柴油时，反应氢耗较大，采用二次混氢的SRH液相循环加氢工艺比较适宜。2022/12/1972SRH液相循环加氢技术直接生产硫含量小于10g/g由于镇海SRH液相循环加氢技术直接生产硫含量小于10g/gSRH工艺条件第一次混氢第二次混氢反应压力/MPa5.5反应温度/℃360365新鲜进料体积空速/h-1

3.22.0新鲜进料总空速/h-11.2循环比3:1油品性质原料油精制油精制油密度(20℃)/g.cm-30.85570.84300.8349馏程/℃IBP/EBP168/374168/370163/370硫/g.g-11170010088氮/g.g-110263869十六烷指数49.454.657.02022/12/1973SRH液相循环加氢技术直接生产硫含量小于10g/gSRH工组合工艺生产硫含量小于10g/g柴油2022/12/1974组合工艺生产硫含量小于10g/g柴油2022/12/177组合工艺生产硫含量小于10g/g柴油工艺条件SRH加氢气相循环加氢反应压力/MPa5.5反应温度/℃360355360360365新鲜进料体积空速/h-13.21.01.61.01.6循环比3:1----氢油体积比-350油品性质SRH精制油气相循环精制油密度(20℃)/g.cm-30.84300.83480.83520.83460.8350馏程/℃IBP/EBP168/370163/369163/369163/369163/369硫/g.g-11008142649氮/g.g-138661249十六烷指数

ASTMD4737-96a54.656.756.956.656.92022/12/1975组合工艺生产硫含量小于10g/g柴油工艺条件SRH加氢气相

SRH液相循环加氢技术处理茂名混合原料的试验结果

工艺条件第一次混氢第二次混氢反应压力/MPa5.5反应温度/℃360365体积空速/h-13.23.2循环比3:13:1油品性质茂名混合油*SRH精制油气相循环精制油密度(20℃)/g.cm-30.86280.84830.8304馏程范围/℃188～365185～364184～363硫/g.g-190008109氮/g.g-16372389十六烷值474951*直馏柴油：催化柴油：焦化柴油=58.66(m)％：21.05(m)％：20.29％(m)2022/12/1976SRH液相循环加氢技术处理茂名混合原料的试验结果工艺条件SRH液相循环加氢技术开发

5.SRH液相循环加氢稳定性试验结果在进行工艺条件试验同时，也考察了SRH液相循环加氢技术的稳定性。装置运转至200小时、1000小时和2000小时换进镇海混合柴油，在反应压力5.5MPa、反应温度350℃、新鲜进料体积空速3.2h-1、循环比3:1的条件下，采样分析，考察装置稳定性。

2022/12/1977SRH液相循环加氢技术开发5.SRH液相循环加氢稳定性试

SRH液相循环加氢稳定性试验结果

时间/h20010002000工艺条件温度/℃360压力/MPa5.5新鲜原料体积空速/h-13.2循环比3:1精制油性质

S/μg.g-1100810251067

N/μg.g-13863903972022/12/1978SRH液相循环加氢稳定性试验结果时间/h20010002SRH液相循环加氢技术开发

5.SRH液相循环加氢稳定性试验结果装置经过2000小时的稳定性试验，虽然期间多次调整工艺条件，但对装置的稳定性影响不大，精制油硫含量、氮含量变化很小，说明SRH液相循环加氢工艺具有良好的稳定性。

2022/12/1979SRH液相循环加氢技术开发5.SRH液相循环加氢稳定性试内容提要一、SRH液相循环加氢技术的开发背景

二、SRH液相循环加氢技术开发

三、SRH液相循环加氢技术特点

四、SRH液相循环加氢技术主要影响因素

2022/12/1980内容提要一、SRH液相循环加氢技术的开发背景2022/12SRH液相循环加氢技术的特点液相循环加氢具有良好的气液分散性

催化剂的浸润程度越高、催化剂的润湿因子越高，也就是说催化剂的有效利用率越高原料油浸泡整个催化剂床层，不需要额外工艺设备来确保氢气与油混合、液相在催化剂上获得良好分散，反应器内构件简单

2022/12/1981SRH液相循环加氢技术的特点液相循环加氢具有良好的气液分散性SRH液相循环加氢技术的特点液相循环加氢稀释了原料中的杂质含量有机氮化物是加氢催化剂的毒物，对加氢脱氮、加氢脱硫和加氢脱芳反应有明显的抑止作用2022/12/1982SRH液相循环加氢技术的特点液相循环加氢稀释了原料中的杂质含SRH液相循环加氢技术的特点液相循环加氢技术催化剂利用率高

液相循环油加氢可大幅度降低反应器温升，反应器的操作温度与等温条件接近，催化剂的利用率高

2022/12/1983SRH液相循环加氢技术的特点液相循环加氢技术催化剂利用率高SRH液相循环加氢技术的特点液相循环加氢技术反应效果明显

采用SRH液相循环加氢工艺，在同样精制深度下总空速可以提高2022/12/1984SRH液相循环加氢技术的特点液相循环加氢技术反应效果明显2工艺条件常规工艺组合工艺二级SRH工艺气相循环液相循环气相循环液相循环液相循环循环比－3：1－3：13：1反应压力/MPa5.55.55.55.55.5反应温度/℃375360365360365新鲜进料体积空速/h-10.83.21.63.22.0新鲜进料总空速/h-1

0.81.11.2氢油体积比350－350－－油品性质原料油精制油精制油精制油精制油精制油密度(20℃)/g.cm-30.85570.83520.84300.83500.84300.8349馏程/℃IBP/EBP168/374163/371168/370163/369168/370163/367硫/g.g-111700131008910088氮/g.g-110261838693869十六烷指数49.456.254.656.954.657.02022/12/1985工艺条件常规工艺组合工艺二级SRH工艺气相循环液相循环气相循SRH液相循环加氢技术的特点液相循环加氢对复杂结构硫的脱除率较高

SRH液相循环加氢反应后，苯并噻吩硫脱除率91.1%，二苯并噻吩类硫脱除率68.8%2022/12/1986SRH液相循环加氢技术的特点液相循环加氢对复杂结构硫的脱除率原料油和SRH精制柴油硫结构分析结果名称原料油精制柴油非噻吩类硫117.30噻吩硫及烷基噻吩硫0.60苯并噻吩及烷基苯并噻吩硫2604.3233.0二苯并噻吩及烷基二苯并噻吩硫1543.4481.7总硫4265.6714.7苯并噻吩硫脱除率，%91.1二苯并噻吩类硫脱除率，%68.82022/12/1987原料油和SRH精制柴油硫结构分析结果名称原料油精制柴油非噻吩内容提要一、SRH液相循环加氢技术的开发背景

二、SRH液相循环加氢技术开发

三、SRH液相循环加氢技术特点

四、SRH液相循环加氢技术主要影响因素

2022/12/1988内容提要一、SRH液相循环加氢技术的开发背景2022/12SRH液相循环加氢技术主要影响因素

循环比的影响相同的新鲜进料体积空速(1.6h-1)下，提高循环比会溶解更多的氢气，利于提高加氢反应深度，精制柴油密度、硫含量及氮含量降低，十六烷指数增加2022/12/1989SRH液相循环加氢技术主要影响因素循环比的影响2022/SRH液相循环加氢的循环比影响工艺条件SRH试验循环比1：12：13：1新鲜进料体积空速/h-11.61.61.6油品性质密度(20℃)/g.cm-30.84250.84220.8420馏程/℃IBP/EBP165/370167/371167/370硫/g.g-119121162786氮/g.g-1512370248

10％残炭/％＜0.01＜0.01＜0.01十六烷指数

ASTMD4737-96a54.854.954.92022/12/1990SRH液相循环加氢的循环比影响工艺条件SRH试验循环比1SRH液相循环加氢技术主要影响因素

体积空速的影响

相同的循环比下，随新鲜进料体积空速的增加，SRH液相循环加氢精制油硫含量及氮含量略有上升2022/12/1991SRH液相循环加氢技术主要影响因素体积空速的影响2022SRH液相循环加氢的体积空速影响工艺条件SRH试验循环比3：13：13：1新鲜进料体积空速/h-11.01.63.2油品性质密度(20℃)/g.cm-30.84170.84200.8430馏程/℃IBP/EBP165/370167/370168/370硫/g.g-16907861008氮/g.g-1237248386

10％残碳/％＜0.01＜0.01＜0.01十六烷指数

ASTMD4737-96a54.954.954.62022/12/1992SRH液相循环加氢的体积空速影响工艺条件SRH试验循环比SRH液相循环加氢技术主要影响因素

混氢次数影响

对于难度很大的镇海混合原料油，采用两次混氢的SRH液相循环加氢工艺与一次混氢工艺相比，在达到同样反应深度时，两次混氢的循环比可大幅度降低、总空速提高、反应温度降低，显示出SRH液相循环加氢明显优势。

2022/12/1993SRH液相循环加氢技术主要影响因素混氢次数影响2022/SRH液相循环加氢试验结果工艺条件一次混氢二次混氢第一次第二次反应压力/MPa5.55.5反应温度/℃375360365新鲜进料体积空速/h-1

0.83.22.0新鲜进料总空速/h-10.81.2循环比8:13:1油品性质原料油精制油精制油精制油密度(20℃)/g.cm-30.85570.83520.84300.8349馏程/℃IBP/EBP168/374163/370168/370163/370硫/g.g-1117001010088氮/g.g-11026173869十六烷指数49.456.354.657.02022/12/1994SRH液相循环加氢试验结果工艺条件一次混氢二次混氢第一次第二SRH液相循环加氢技术主要影响因素

油中溶解的硫化氢影响

在SRH液相循环加氢过程中，循环油从反应器中会携带大量H2S，这些H2S如果重新进入反应部分，对加氢反应具有强烈的抑制作用，影响加氢反应深度SRH液相循环加氢工艺处理高硫原料油时，应该设法除去生成油中的部分H2S

2022/12/1995SRH液相循环加氢技术主要影响因素油中溶解的硫化氢影响2

SRH液相循环加氢工艺油中溶解的硫化氢影响工艺条件条件1条件2条件3条件4条件5条件6反应压力/MPa5.55.55.55.55.55.5反应温度/℃360360360360360360新鲜进料体积空速/h-13.23.23.23.23.23.2循环比2：12：13：13：14：14：1油中溶解的硫化氢/g.g-17600180014002001000200生成油性质生成油生成油生成油生成油生成油生成油

S/μg.g-144002300220010082100994脱硫率/m%62.3980.3481.2091.3882.0591.50

N/μg.g-1975743711386689365脱氮率/m%4.9727.5830.7062.3832.8564.422022/12/1996SRH液相循环加氢工艺油中溶解的硫化氢影响工艺条件条谢谢！欢迎指导2022/12/1997谢谢！欢迎指导2022/12/1797第3讲用于柴油质量升级的加氢技术2022/12/1998第3讲2022/12/171●生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术●劣质柴油中压加氢改质（MHUG）技术●最大限度提高劣质柴油十六烷值的MCI工艺●临（加）氢降凝FHT-DW组合工艺●劣质柴油FHI加氢改质异构降凝技术

●柴油液相循环加氢技术柴油加氢技术概况2022/12/1999●生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术柴油加氢技术概况20●技术开发背景及特点

随着高硫原油数量的不断增加及柴油产品质量要求的不断提高，企业不仅需要对催化柴油、焦化柴油等劣质柴油进行加氢精制，而且对直馏柴油也需要进行深度脱硫，才能生产满足质量要求的清洁柴油。所以柴油深度加氢脱硫技术发展很快。

生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术2022/12/19100●技术开发背景及特点生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技●工业应用FH-UDS深度脱硫催化剂已在镇海、齐鲁、茂名、上海石化、金陵和辽阳等多套处理量为200～330万吨/年的大型柴油加氢装置使用，均取得理想的效果。操作模式与以前有所不同，苛刻度明显增加。

生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术2022/12/19101●工业应用生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术2022/1生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术FH-UDS催化剂工业应用结果(硫含量<350μg/g)应用厂家齐鲁分公司镇海炼化分公司工艺条件氢压/Mpa6.54.4体积空速/h-11.82.0氢油体积比425206入口温度/℃316320平均温度/℃343348原料油构成直柴、催柴及焦柴混合油高干点直柴:：MIP催柴：焦汽=62.2:24.3:13.5油品名称原料油精制柴油原料油精制柴油密度(20℃)/g·cm-30.86830.85080.85790.8569T95/℃364359369364硫含量/μg·g-11016030091002962022/12/19102生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术FH-UDS催化剂工业应用生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术FH-UDS催化剂工业应用结果(硫含量<350μg/g)应用厂家茂名分公司上海石化公司工艺条件氢压/MPa5.9～6.36.4体积空速/h-11.82.15入口温度/℃295～310305平均温度/℃330～338331原料油构成直柴：催柴及焦柴混合油＝62：38直柴：催柴：焦汽＝63.8：30：6.2油品名称原料油精制柴油原料油精制柴油T95/℃360~365-－－硫含量/μg·g-112000～18800<35088002002022/12/19103生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术FH-UDS催化剂工业应用生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术FH-UDS催化剂工业应用结果(硫含量<50μg/g)应用厂家镇海炼化分公司茂名分公司工艺条件氢压/MPa4.46.4体积空速/h-11.51.79氢油体积比305423入口温度/℃335326平均温度/℃370360原料油构成高干点直柴:：MIP催柴：焦汽=62.2:24.3:13.5直柴：催柴及焦柴混合油＝62：38油品名称原料油精制柴油原料油精制柴油密度(20℃)/g·cm-30.82190.83030.86300.8445T95/℃362362361353硫含量/μg·g-110700411350039.82022/12/19104生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术FH-UDS催化剂工业应用生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术FH-UDS催化剂工业应用结果(硫含量<50μg/g)应用厂家镇海炼化分公司茂名分公司工艺条件氢压/MPa4.46.4体积空速/h-11.51.54氢油体积比221392入口温度/℃355320平均温度/℃377360原料油构成常二线直柴：罐区高干点直柴：焦化石脑油＝37.8%：48.7%：13.5%直柴：催柴及焦柴混合油＝62：38油品名称原料油精制柴油原料油精制柴油密度(20℃)/g·cm-30.85780.85660.86180.8380T95/℃347343352343硫含量/μg·g-162007.0154008.02022/12/19105生产低硫柴油的柴油深度加氢脱硫技术FH-UDS催化剂工业应用●技术开发背景我国的成品柴油中，大约三分之一是质量较差（密度大、十六烷值低，硫、芳烃含量高的催化裂化柴油。近几年，由于加工进口含硫油数量迅速递增，柴油的质量问题更加突出。另外，常三、减一等重柴油作为柴油需要轻质化。为解决上述问题，在上世纪九十年代成功开发了MHUG技术，并分别在吉林石化、燕山石化和抚顺石化进行工业应用。

劣质柴油中压加氢改质（MHUG）技术2022/12/19106●技术开发背景劣质柴油中压加氢改质（MHUG）技术2022/●技术特点MHUG技术在中压6.0MPa～10Mpa条件下，主要加工重油催化柴油或重油催化柴油与直馏轻蜡油的混合油，不仅可以改善柴油的颜色和安定性，而且可以可使柴油的十六烷值提高12～20个单位，同时还可以兼产部分低硫、低氮、高芳潜的优质化工石脑油。由于MHUG技术对劣质柴油进行改质的同时，副产10～30％的石脑油，因此，该技术比较适合那些面临柴油出厂有问题而又同时缺乏化工石脑油的石油化工企业。劣质柴油中压加氢改质（MHUG）技术2022/12/19107●技术特点劣质柴油中压加氢改质（MHUG）技术2022/12●工业应用

MHUG技术在燕山100万吨/吨中压装置应用结果主要产品收率及性质性质及收率重石脑油65～180℃芳潜,m%63.5产率,m%18.6轻柴油

180～340℃240～340℃十六烷值

47.1