CN101554598A - 流化催化裂化单元中再生催化剂的系统和方法 - Google Patents

流化催化裂化单元中再生催化剂的系统和方法 Download PDF

Info

Publication number
CN101554598A
CN101554598A CNA2008101895992A CN200810189599A CN101554598A CN 101554598 A CN101554598 A CN 101554598A CN A2008101895992 A CNA2008101895992 A CN A2008101895992A CN 200810189599 A CN200810189599 A CN 200810189599A CN 101554598 A CN101554598 A CN 101554598A
Authority
CN
China
Prior art keywords
regenerator
phase
stage
catalyst
regeneration
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.)
Pending
Application number
CNA2008101895992A
Other languages
English (en)
Inventor
盖文·P·淘勒
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
BP Corp North America Inc
Original Assignee
BP Corp North America Inc
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by BP Corp North America Inc filed Critical BP Corp North America Inc
Publication of CN101554598A publication Critical patent/CN101554598A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G11/00Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G11/14Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
    • C10G11/18Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
    • C10G11/182Regeneration
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J38/00Regeneration or reactivation of catalysts, in general
    • B01J38/04Gas or vapour treating; Treating by using liquids vaporisable upon contacting spent catalyst
    • B01J38/12Treating with free oxygen-containing gas
    • B01J38/20Plural distinct oxidation stages
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J38/00Regeneration or reactivation of catalysts, in general
    • B01J38/04Gas or vapour treating; Treating by using liquids vaporisable upon contacting spent catalyst
    • B01J38/12Treating with free oxygen-containing gas
    • B01J38/30Treating with free oxygen-containing gas in gaseous suspension, e.g. fluidised bed
    • B01J38/34Treating with free oxygen-containing gas in gaseous suspension, e.g. fluidised bed with plural distinct serial combustion stages
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02PCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • Y02P30/40Ethylene production

Abstract

本发明公开了一种在流化催化裂化单元中再生催化剂的系统和方法。在一个实施例中,一种方法包括在再生器第一阶段使含有氧气的第一阶段再生气体与来自反应器的废弃催化剂反应,从而消耗第一阶段再生气体中的氧气。此反应生成合成气产品和部分再生的催化剂。该方法进一步包括在再生器第二阶段使含有氧气的第二阶段再生气体与部分再生的催化剂反应,从而对部分再生的催化剂进行再生。此反应生成在再生器第一阶段与废弃催化剂反应的第一阶段再生气体。经过第一和第二阶段反应,废弃催化剂得到再生并且合成气品质被提高。

Description

流化催化裂化单元中再生催化剂的系统和方法
共同研究协议中参与者的名称
[0001]本申请是UOP LLC和BP Products North America Inc.之间共同研究协议的结果。
发明背景
[0002]本发明涉及流化催化裂化(FCC)单元中降低二氧化碳排放的系统和方法。
[0003]烃的流化催化裂化是从重烃原料如真空瓦斯油或残渣原料中生产汽油和轻烃产品的支柱工艺。重烃原料中大的烃分子被裂化使大的烃链断裂从而生成较轻的烃。这些较轻的烃作为产品被回收并可直接利用或进一步被处理来提高相对于重烃原料的辛烷值-桶产率(octane barrel yield)。
[0004]在二十世纪四十年代早期烃流化催化裂化的基础设备或装置就已经存在了。FCC工艺的基本部件包括反应器、再生器、和催化剂汽提塔。反应器包括烃原料和颗粒催化剂相接触的接触区以及裂化反应中的产品蒸汽从催化剂中分离的分离区。进一步的产品分离在催化剂汽提塔中进行,催化剂汽提塔从分离区接收催化剂并通过与蒸汽或另外一种汽提介质的逆流接触将捕获的烃从催化剂中移除。
[0005]FCC工艺通过使起始原料(通常为真空瓦斯油、常压重油、或其他来源的相对高沸点烃)与由粉末或颗粒固体物质组成的催化剂接触而进行。通过使气体或蒸汽在足够的速度下经过催化剂而生成一种所需的流体输送形态,使得催化剂像流体一样进行输送。油和流化物质的接触催化了裂化反应。该裂化反应在催化剂上沉积焦炭。焦炭由氢和碳组成,并可以包含痕量的其他物质,例如和起始原料一起进入该工艺的硫和金属。焦炭堵塞催化剂表面进行裂化反应的活性位点,从而妨碍催化剂的催化活性。
[0006]传统上催化剂从汽提塔传送到再生器的目的是通过与含氧气体的氧化反应来脱除焦炭。收集相对于汽提塔中的催化剂具有降低的焦炭含量的催化剂(其此后被称为再生催化剂),并使其返回反应区。氧化催化剂表面的焦炭释放出大量的热量,一部分热量和焦炭氧化反应的气态产物一起逸出再生器,气态产物通常指废气或合成气,取决于再生器原料气的选择(即,空气进入再生器生成废气,同时人工创造的含有氧气和(1)蒸汽、(2)二氧化碳或(3)蒸汽和二氧化碳的气体进入再生器会生成合成气)。剩余的热量和再生催化剂一起离开再生器。流化的催化剂从反应区到再生区然后又进入反应区,连续地进行循环。流化的催化剂,除提供催化功能之外,还作为区域之间热量传递的媒介。流出反应区的催化剂被称为废弃的催化剂,即,由于催化剂上的焦炭沉积而部分失活。各种接触区、再生区、和汽提区中的具体细节以及各区域之间传递催化剂所需的布置都是本领域技术人员所熟知的。
[0007]由于碳税立法以及其他驱动力(例如为了长期可持续性发展的需要),炼油公司降低CO2排放的压力越来越大。大概15-25%的炼厂CO2排放是FCC再生器中催化剂焦炭燃烧所造成的。因此,需要提供一种降低流化催化裂化单元中二氧化碳排放的方法。
[0008]FCC单元中的二氧化碳排放可以通过在气化条件下再生废弃催化剂来降低。当在再生器中气化催化剂焦炭时,两个相互竞争的问题必须解决:(1)完成催化剂的再生和(2)合成气品质的最大化。为了充分再生废弃催化剂,与催化剂上的焦炭相应的高浓度的氧气是需要的。问题是过量的氧气会导致合成气的燃烧,从而降低合成气产品的品质。因此,需要提供一种催化剂完全再生并且合成气产品最大化的解决办法。
发明概述
[0009]本发明的实施方式通常提供了降低含有反应器和处于气化条件的再生器的流化催化裂化单元中的二氧化碳排放的系统和方法。本发明的系统和方法提供了再生废弃催化剂同时最大化合成气产量的解决方案。
[0010]在本发明的一个实施例中,提供了一种在流化催化裂化单元中再生催化剂的方法,该流化催化裂化单元含有反应器和具有第一阶段和第二阶段的再生器,以及第一阶段和第二阶段再生气体。该方法包括在再生器第一阶段中含有氧气的第一阶段再生气体与来自反应器的废弃催化剂的反应,从而消耗第一阶段再生气体中的氧气。该反应生成合成气和部分再生的催化剂。该方法进一步包括在再生器第二阶段中含有氧气的第二阶段再生气体与部分再生的催化剂之间的反应,从而对部分再生的催化剂进行再生。该反应生成了在再生器第一阶段中与废弃催化剂进行反应的第一阶段再生气体。经过第一和第二阶段反应,废弃催化剂得到再生并且合成气的品质被最大化。
[0011]在另一个实施例中,提供了另外一种在流化催化裂化单元中再生催化剂的方法,该流化催化裂化单元含有反应器和具有第一阶段和第二阶段的再生器,以及第一阶段和第二阶段再生气体。该方法包括在再生器第一阶段中含有氧气的第一阶段再生气体与来自反应器的废弃催化剂的反应,从而消耗第一阶段再生气体中的氧气。第一阶段再生气体逆流通过废弃催化剂。第一阶段反应生成合成气和部分再生的催化剂。该方法进一步包括在再生器第二阶段中含有氧气的第二阶段再生气体与部分再生的催化剂之间的反应,从而对部分再生的催化剂进行再生。第二阶段再生气体逆流通过部分再生的催化剂。第二阶段反应生成了再生催化剂和在再生器第一阶段中与废弃催化剂进行反应的第一阶段再生气体。经过第一阶段和第二阶段反应,废弃催化剂被再生并且合成气的品质被最大化。
[0012]此外,另一个实施方式提供了在流化催化裂化单元中再生废弃催化剂并同时提高合成气品质的系统。该系统包括用来催化裂化烃原料并提供废弃催化剂的反应器。该系统进一步包括与反应器流体连通的再生器。该再生器包括第一阶段和与第一阶段流体连通的第二阶段。第一阶段被配置成使得含有氧气的第一阶段再生气体与废弃催化剂反应从而消耗第一阶段再生气体中的氧气。这个反应生成了合成气和部分再生的催化剂。第二阶段被配置成使得含有氧气的第二阶段再生气体与部分再生的催化剂进行反应。该反应对部分再生的催化剂进行再生并且形成了在再生器第一阶段与废弃催化剂反应的第一阶段再生气体。这种二级再生器的构造完成了催化剂的再生并同时将来自再生器的合成气品质进行了最大化。
[0013]考虑到下面的说明和附属的权利要求并参考伴随的附图,本发明进一步的目标、特征、和优势将会变得很明显。
附图简述
[0014]图1是流化催化裂化单元的示意图。
[0015]图2是反应器和含有第一阶段和第二阶段的再生器,以及第一阶段和第二阶段再生气体的示意图。
发明详述
[0016]本发明的实施方式通常提供了降低含有反应器和处于气化条件的再生器的流化催化裂化(FCC)单元中的二氧化碳排放的系统和方法。在一个实施例中,其通过在具有第一阶段和第二阶段的再生器中再生催化剂而实现。在第一阶段中,含有氧气的第一阶段再生气体与来自反应器的废弃催化剂进行反应。该反应消耗了气体中的氧气并生成了部分再生的催化剂和合成气。在第二阶段中,含有氧气的第二阶段再生气体与部分再生的催化剂进行反应从而消耗了催化剂上残余的焦炭。此反应再生了催化剂并生成了第一阶段再生气体。在本实施例中,催化剂在第二阶段中被再生并且氧气含量在第一阶段中被消耗。通过在第一阶段反应中充分消耗氧气,这有助于最小化合成气产物和氧气之间的副燃烧反应,此副反应会生成额外的二氧化碳。总之,所得的产品是存在少量二氧化碳的高品质的合成气。提高FCC单元中合成气的品质有助于降低FCC单元中二氧化碳的排放总量。
[0017]图1示出了流化催化裂化(FCC)单元和分离系统10。如图所示,FCC单元10含有被配置为可以接收FCC原料22(新鲜原料)的反应器12和与反应器12流体连通的用来接收废弃的催化剂的再生器14。在这个实施例中,反应器12在内部将原料22裂化为含有烃和氢气以及硫化氢的流出物,其中烃的范围包括从甲烷到相对高沸点的物质。在裂化反应过程中,碳质副产物在循环的催化剂上沉积。这种物质被称为“焦炭”,并在再生器14中被连续地从废弃催化剂上烧掉。
[0018]FCC单元10包括用于再生来自反应器12的废弃催化剂的再生器14。在本实施例中,再生器14被配置成可以接收人工创造的原料气和来自反应器12的废弃催化剂。优选的实施例包括回收来自合成气分离单元(未显示)的CO2加上来自氧气生成单元(未显示)的氧气。从反应器12中,废弃的催化剂含有沉积在其上面的焦炭,降低了催化剂的活性。再生器14接收原料气将焦炭从废弃催化剂上烧掉,从而生成合成气,其从合成气管线流出进入合成气系统。为了生成高品质的合成气,再生器的原料气优选含有氧气和(1)蒸汽、(2)二氧化碳、或(3)蒸汽和二氧化碳。合成气可能含有一氧化碳、氢气、二氧化碳、蒸汽、羰基硫、和硫化氢。再生器14优选被配置成能在预定的温度下通过用原料气将沉积的焦炭从废弃催化剂上烧掉来实现对废弃催化剂进行再生或再活化,该预定的温度是一个相对高的温度。
[0019]再生器14对催化剂进行再活化从而使得催化剂返回反应器12时处于最佳的发挥催化裂化功能的状态。再生器14用来从催化剂颗粒上将焦炭气化,同时给予循环催化剂显热。热的再生催化剂所携带的能量优选用来满足FCC单元10中反应器12的热量需求。
[0020]值得注意的是FCC单元10可能有很多可选的与合成气系统相关的用途。合成气从再生器14出来时处于高温,大约600到800℃(1100到1500°F),并处于大约1.3到3.4个大气压(20到50表压磅/平方英寸(psig))的压力下。合成气的一个用途是可作为驱动涡轮膨胀机-发电机系统产生电能的能量来源。合成气另外一个可选的用途是通过在CO锅炉中燃烧将合成气中的一氧化碳转化为CO2并生成高压蒸汽。
[0021]根据图1,来自再生器14的热的再生催化剂优选通过再活化催化剂返回管线20返回到反应器12。再生催化剂将烃原料22蒸发形成合成蒸汽。该合成蒸汽携带催化剂沿着反应器12中的提升管16向上并使返混最小化。在提升管16的顶部,所需的裂化反应已经完成并且废弃催化剂相对快速地从烃产物中分离出来从而将副反应最小化。提升管中的催化剂-烃混合物通过分离设备18(例如,提升管末端装置)被倾泻到反应器容器中,从而实现很大程度的催化剂-气体的初步分离,例如,至少90重量百分比的烃产物从催化剂中的分离。
[0022]反应器流出物优选被引入单元10中的主分馏器或分馏塔50(下面将对更多的细节进行讨论)从而分离为气态轻烯烃副产物、FCC汽油、和循环原料。废弃催化剂从反应器容器落到其中的汽提段24,在此逆流的汽提气体移除捕获的烃,形成经汽提的废弃催化剂。经汽提的废弃催化剂沿着竖管23下降并进入再生器14。
[0023]为了将有效催化剂总体的活性维持在所需水平并且为了补充随着合成气从系统中损失的催化剂,可通过任何适宜的方法将新鲜催化剂引入循环催化剂系统。例如,可以通过催化剂储料斗(未显示)的方式实现。此外,如果需要可以用一个额外的储料斗(未显示)盛放从循环系统中收回的废弃的催化剂,从而维持所需的有效活性并且当FCC单元10进行保养或维修而停车时用来盛放全部的催化剂。
[0024]如图1所示,在FCC单元10的操作中,新鲜原料22和(取决于目标产品分布)循环利用的循环油连同控制量的再生催化剂被引入提升管16的底部。可用热交换器,或为了某些应用采用燃火加热器的方式,对进料进行预热。
[0025]FCC工艺的原料包括各种类型的烃的混合物,包括相对小的分子(例如汽油中所发现的分子)到具有60个或更多碳原子的大分子。该原料可能包括相对少量的污染物,例如有机硫、氮化合物、和有机金属化合物。值得注意的是所有这些物质的相对比例会随着原油的地理来源以及FCC原料的特定的沸点范围而改变。原料可根据它们的“可裂化性”或它们在FCC单元中被转化的便易性进行排序。可裂化性可用原料中石蜡类、环烷类、和芳香类的相对比例的函数进行定义。
[0026]FCC单元10进一步包括一个主分馏塔50,经过主分馏塔50反应器流出物被分离为各种产物。该主分馏器包括顶部管线52,第一侧线馏分管线54,第二侧线馏分管线56,第三侧线馏分管线58,和底部管线60。如图所示,顶部管线52包括汽油和较轻物质。顶部管线52典型地具有在C5范围内的初馏点以及在150-205℃(300-400°F)范围内,优选为大约193℃(380°F)的终馏点(或分馏切割点)。第一侧线馏分管线54中包括石脑油,典型地具有在120-193℃(250-380°F)之间的较低的分馏切割点以及在193-250℃(380-480°F)左右,优选在215℃(420°F)左右的较高的分馏切割点。第二侧线馏分管线56中包括轻循环油,典型地馏程在230℃和370℃(450°F和700°F)之间。第三侧线馏分管线58中包括重循环油,典型地馏程在260℃和370℃(500°F和700°F)之间。最后,底部管线60中包括油浆或澄清油,典型地其馏程延伸到像反应器初始进料的终点一样高(即大约510-565℃(950-1050°F))。值得注意的是这些管线中可能包括其他产品而并没有脱离本发明精神的范围。
[0027]反应器产物蒸汽被引入主分馏器50,其中汽油和富含烯烃的气态副产物从顶部移出并沿着管路进入气体浓缩单元70中。在主分馏器50中,轻循环油作为侧线馏分被回收,这种物质的净生成物被汽提除去轻馏分并送去储存。生成油浆或澄清油作为净塔底产物。由于反应器设计中采用的催化剂-烃分离系统的高效性,携带进分馏器50的催化剂被最小化并且不需要对在分馏器50底部形成的纯的重产物进行澄清,除非物料将用于某些要求低固体含量的特定应用,例如碳黑的生产。在某些情况下,重质原料可被循环至反应器提升管16的底部与新鲜原料相结合。
[0028]主分馏塔50中可用的热量得到了最大化的利用。典型地,轻循环油和重循环油在气体浓缩区70被用作热交换目的,并且通过循环利用主分馏塔底部物流生成蒸汽。
[0029]在这个实施例中,FCC单元10进一步包括气体浓缩塔70或一个与主分馏塔50的顶部管线52流体连通的“不饱和气体设备”。气体浓缩塔70从顶部管线52处接收的不稳定的汽油和较轻的产物,通过气体浓缩塔70被分离为燃料气,用于烷基化反应、聚合反应、和脱丁烷汽油。
[0030]气体浓缩区70,或不饱和气体设备,可以是吸收塔和分馏器其中之一或其组合,将主分馏器的顶部产物分离为汽油和其他所需轻产品。来自其他工艺过程(如炼焦)的烯烃气体也可被送入FCC气体浓缩区。气体浓缩单元可以有一个或多个塔。例如,气体浓缩单元可为一个含有主吸收塔、副吸收塔、汽提塔、和脱丁烷塔的“四塔”气体浓缩设备。在本实施例中,来自FCC主塔顶部接收器的气体被压缩并且被引入气体浓缩单元。
[0031]如图2所示,本发明的一个实施例,通过具有第一和第二阶段的再生器实现了催化剂的再生和高品质合成气的生产。当废弃催化剂从反应器12通过竖管23输送到再生器14中时,该过程开始进行。废弃催化剂进入再生器14的第一阶段36。第一阶段再生气体34被提供与废弃催化剂反应并从废弃催化剂上移除部分焦炭。优选地,第一阶段再生气体34以逆流的方式通过催化剂。该反应和一些催化剂的移除形成了部分再生的催化剂,其从第一阶段36移动到再生器14的第二阶段32进行完全的焦炭移除。优选地,大部分的焦炭在第一阶段36中从废弃的催化剂上被移除。在第一阶段36中的反应也生成了合成气38产物,其离开再生器14的顶部。
[0032]在再生器14的第二阶段32中,部分再生的催化剂与第二阶段再生气体30反应。该反应生成再生催化剂,它流过催化剂回收管线20,在此与用于在提升管16中进行裂化反应的原料22相接触。第二阶段32中的反应也生成产品气体,即从第二阶段32出来的第一阶段再生气体34。
[0033]关于第二阶段再生气体30,优选第二阶段再生气体30与部分再生催化剂互相逆流移动。用逆流气流进行操作时,在控制再生器14中氧气总输入量的同时,允许第二阶段32达到过量氧气和充分燃烧的条件。在一个实施例中,含氧气体进入第二阶段32的底部附近,与部分再生催化剂上残留的焦炭反应,并在第二阶段32的顶部附近流出(进入第一阶段36)。第二阶段32的入口和出口处的氧气含量都可以被监测。监测出口物流(即第一阶段再生气体34)中的氧气会表明是否所有的部分再生催化剂已经被再生。如果氧气存在,则催化剂已被充分再生。如果出口物流中存在太多的氧气,假设所有的焦炭在第一阶段36从废弃催化剂上被移除,这可能导致在第一阶段36发生不希望的合成气燃烧反应。因此,监测和控制第二阶段再生气体30中的输入氧气含量同时监测离开第二阶段32和进入第一阶段36的氧气含量对于控制在第一阶段36中有多少废弃催化剂被部分氧化是重要的。
[0034]设计图2的实施例来完全再生废弃催化剂并将带有可忽略量焦炭的再生催化剂送回反应器。同时,设计该实施例来将离开再生器14的合成气38的品质最大化。经过这个两级再生器,完全再生以及最大化的合成气品质是可以获得的。
[0035]生产高品质合成气38起始于进入再生器14的原料气,其在图2中被定义为第二阶段再生气体30。第二阶段再生气体30含有氧气。优选其进一步含有(1)蒸汽,(2)二氧化碳,或(3)蒸汽和二氧化碳。第二阶段再生气体30优选不含有氮气。换句话说,该实施例包括原料气,或第二阶段再生气体30,而不是把空气注入再生器中。取而代之,注入的气体是一种人工创造的含有(1)氧气和蒸汽,(2)氧气和二氧化碳或(3)氧气、蒸汽、和二氧化碳的混合物。这三种主要组分的浓度水平范围为氧气从0到50mol%(优选大约25到30mol%),二氧化碳从0到75mol%,和蒸汽从0到75mol%。优选地,第二阶段再生气体为大约30mol%的氧气和70mol%的二氧化碳,以干燥气体为基准。取决于二氧化碳的来源可能会存在少量的水蒸汽。
[0036]此外,使用人工创造的原料气进入再生器14(在图2中的第二阶段再生气体30)在本发明的范围之内带来了额外的优势。在一个实施例中,氧气浓度可显著改变。如前所述,优选氧气含量范围从0到50mol%,且更优选范围在25和30mol%之间。正如氧气含量可以改变,经过再生器14的催化剂流速或气体流速也可以改变。改变气体流速或催化剂流速可以反过来控制返回反应器进行裂化的再生催化剂的温度。
[0037]图2中一个优选实施例为第二阶段再生气体30含有足够的氧气含量将残留焦炭从部分再生催化剂上移除。换句话说,优选设计第二阶段32使其处于氧化条件。本实施例的一个目标是将催化剂上带有可忽略水平的焦炭的再生催化剂送入反应器12。此外,在第二阶段再生气体30中过量的氧气是理想的,因为其形成产品气体(或第一阶段再生气体34)的一部分。该气体从再生器14的第二阶段32移动到第一阶段36。
[0038]再生器14的第二阶段32中的优选操作温度大约在675和735℃(1250和1350°F)之间。再生器14的第二阶段32中的优选操作压力大约在1.7和3.4大气压(25和50psig)之间。值得注意的是,由于焦炭和氧气反应所导致的温度升高,第二阶段再生气体30中具有较高含量的氧气可能需要再生器由贵金属组成。
[0039]正如所讨论的,第二阶段再生气体30与部分再生催化剂进行反应从而生成第一阶段再生气体34。该中间合成气是由氧气和焦炭在蒸汽和/或二氧化碳存在下反应所生成的。这种中间合成气,或第一阶段再生气体34,可能含有一氧化碳、氢气、二氧化碳、蒸汽、羰基硫和硫化氢中至少一种。此外,第一阶段再生气体34包括来自第二阶段再生气体30的残留的未反应的氧气,该氧气在第二阶段32中不用来燃烧焦炭。
[0040]第一阶段再生气体34,含有氧气,与来自反应器12进入再生器14中第一阶段36的废弃催化剂进行反应。本发明的一个实施例是关于在再生器14的第一阶段36被消耗的第一阶段再生气体34中的氧气含量。目的是第一阶段36中催化剂的部分再生,而不是完全再生。换句话说,优选设计第一阶段36使其处于类似气化的条件。在本实施例中,再生器14的第一阶段36中有废弃催化剂进入,该催化剂上带有仍不得不被氧化的焦炭。此外,第一阶段再生气体34中的氧气是不足的。第一阶段36中没有足够的氧气来氧化废弃催化剂上的全部焦炭。第一阶段36中反应生成的合成气38中没有残留的氧气。高温下过量氧气会导致与合成气38的燃烧从而生成不希望的二氧化碳。此实施例限制了可能在合成气和氧气之间发生的合成气燃烧反应。由于第一阶段再生气体34进入第一阶段36时氧气是不足的,所以这些反应受到限制。
[0041]再生器14的第一阶段36中的优选操作温度大约在705和815℃(1300和1500°F)之间。再生器14的第二阶段32中的优选操作压力大约在1.36和3.40大气压(20和50psig)之间。
[0042]图2中包括的一个额外的实施例中有热交换器40的存在。目的是预热将要进入第二阶段32的第二阶段再生气体30。预热第二阶段再生气体30的一种方法是将该气体与流出再生器的合成气38进行热交换。由于合成气38温度可能高达980℃(1800°F),所以这种方法是可行的。预热第二阶段再生气体30会有助于生成高品质的合成气。此外,预热该气体为再生催化剂提供热量,该催化剂沿着催化剂返回管线20离开去进行提升管16中再生催化剂与FCC原料22之间的反应。因此,优选预热第二阶段再生气体30到至少425℃(800°F)。更优选预热第二阶段再生气体30到至少537℃(1000°F)。
[0043]在再生器14中生成更高品质的合成气对于降低精炼操作中的二氧化碳排放量的目标是有利的。更高品质的合成气有较低的二氧化碳排放量。此外,合成气中的氢气和一氧化碳可用作其他精练单元的燃料来源。尤其是,FCC再生器中氢气的生成可以降低或消除对氢气炉以及在其中烧掉的所有燃料的需求。随着其他精炼单元不再生产和燃烧这些燃料源,这些单元的二氧化碳排放会降低。此外,再生器14中生成的二氧化碳通常是“洁净的”并且比精炼厂其他单元所排放的二氧化碳能够更容易被胺吸收剂螯合。换句话说,在FCC单元10中生成更多的合成气能够降低整个精炼厂的二氧化碳排放量是可能的。
[0044]虽然本发明是通过优选的实施例进行描述的,由于本领域技术人员可以作改进,尤其是考虑到前述教导,理所当然可以理解本发明并不仅限于此。

Claims (25)

1、一种在流化催化裂化单元中再生催化剂的方法,该流化催化裂化单元含有反应器和具有第一和第二阶段的再生器以及第一和第二阶段再生气体,该方法包括:
在再生器第一阶段使含有氧气的第一阶段再生气体与来自反应器的废弃催化剂反应,从而消耗第一阶段再生气体中的氧气,生成部分再生的催化剂和合成气;并且
在再生器第二阶段使含有氧气的第二阶段再生气体与部分再生的催化剂反应,从而对部分再生的催化剂进行再生并生成在再生器第一阶段与废弃催化剂反应的第一阶段再生气体,从而,在完成废弃催化剂的再生的同时提高来自再生器的合成气品质。
2、如权利要求1的方法,其中第一阶段再生气体逆流通过再生器第一阶段的废弃催化剂;并且第一阶段再生气体从再生器的第二阶段进入再生器的第一阶段。
3、如权利要求1的方法,其中部分再生的催化剂从再生器的第一阶段进入再生器的第二阶段;第二阶段再生气体逆流通过再生器第二阶段的部分再生的催化剂;并且再生器第二阶段反应生成的第一阶段再生气体流入再生器的第一阶段。
4、如权利要求1的方法,其中第二阶段再生气体进一步包括一种额外气体组合物,其选自由(a)二氧化碳,(b)蒸汽,和(c)二氧化碳和蒸汽组成的组。
5、如权利要求1的方法,其中第二阶段再生气体包含氧气、二氧化碳、蒸汽,且不含有氮气。
6、如权利要求5的方法,其中:
氧气的浓度在0和50mol%之间,优选在25和30mol%之间;
二氧化碳的浓度在0和75mol%之间,优选在70和75mol%之间;和
蒸汽的浓度在0和75mol%之间。
7、如权利要求1的方法,其中再生器第二阶段的温度在675和735摄氏度之间。
8、如权利要求1的方法,其中再生器第二阶段的压力在25和50psig之间。
9、如权利要求1的方法,其中再生器第一阶段的温度在705和815摄氏度之间。
10、如权利要求1的方法,其中再生器第一阶段的压力在20和50psig之间。
11、如权利要求1的方法,其中离开再生器第一阶段的合成气用来预热进入再生器第二阶段的第二阶段再生气体。
12、如权利要求11的方法,其中第二阶段再生气体被预热到至少425摄氏度,优选至少537摄氏度。
13、一种在流化催化裂化单元中再生催化剂的方法,该流化催化裂化单元含有反应器和具有第一和第二阶段的再生器以及第一和第二阶段再生气体,该方法包括:
在再生器第一阶段使含有氧气的第一阶段再生气体与来自反应器的废弃催化剂反应,从而消耗第一阶段再生气体中的氧气,生成部分再生的催化剂和合成气,其中第一阶段再生气体逆流通过废弃催化剂;并且
在再生器第二阶段使含有氧气的第二阶段再生气体与部分再生的催化剂反应,从而对部分再生的催化剂进行再生并生成在再生器第一阶段与废弃催化剂反应的第一阶段再生气体,其中第二阶段再生气体逆流通过部分再生的催化剂,从而在完成废弃催化剂的再生的同时提高来自再生器的合成气品质。
14、一个在提高合成气品质的同时在流化催化裂化单元中再生废弃催化剂的系统,该系统包括:
用来催化裂化烃原料并提供废弃催化剂的反应器;和
与反应器流体连通的再生器,该再生器包括第一阶段和与第一阶段流体连通的第二阶段,第一阶段被配置成使得含有氧气的第一阶段再生气体与废弃催化剂反应从而消耗第一阶段再生气体中的氧气,生成部分再生的催化剂和合成气,第二阶段被配置成使得含有氧气的第二阶段再生气体与部分再生的催化剂反应,从而对部分再生的催化剂进行再生并形成在再生器第一阶段与废弃催化剂反应的第一阶段再生气体,从而在完成废弃催化剂的再生的同时提高来自再生器的合成气品质。
15、如权利要求14的系统,其中第一阶段再生气体逆流通过再生器第一阶段的废弃催化剂;并且第一阶段再生气体从再生器的第二阶段进入再生器的第一阶段。
16、如权利要求14的系统,其中第二阶段再生气体逆流通过再生器第二阶段的部分再生的催化剂;并且再生器第二阶段反应生成的第一阶段再生气体流入再生器的第一阶段。
17、如权利要求14的系统,其中第二阶段再生气体进一步包括一种额外气体组合物,其选自由(a)二氧化碳,(b)蒸汽,和(c)二氧化碳和蒸汽组成的组。
18、如权利要求14的系统,其中第二阶段再生气体包含氧气、二氧化碳、蒸汽,且不含有氮气。
19、如权利要求18的系统,其中:
氧气的浓度在0和50mol%之间,优选在25和30mol%之间;
二氧化碳的浓度在0和75mol%之间,优选在70和75mol%之间;和
蒸汽的浓度在0和75mol%之间。
20、如权利要求14的系统,其中再生器第二阶段的温度在675和735摄氏度之间。
21、如权利要求14的系统,其中再生器第二阶段的压力在25和50psig之间。
22、如权利要求14的系统,其中再生器第一阶段的温度优选在705和815摄氏度之间。
23、如权利要求14的系统,其中再生器第一阶段的压力优选在20和50psig之间。
24、如权利要求14的系统,其中离开再生器第一阶段的合成气用来预热进入再生器第二阶段的第二阶段再生气体。
25、如权利要求24的系统,其中第二阶段再生气体被预热到至少425摄氏度,优选至少537摄氏度。
CNA2008101895992A 2007-12-21 2008-12-19 流化催化裂化单元中再生催化剂的系统和方法 Pending CN101554598A (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/963,006 2007-12-21
US11/963,006 US7932204B2 (en) 2007-12-21 2007-12-21 Method of regenerating catalyst in a fluidized catalytic cracking unit

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN101554598A true CN101554598A (zh) 2009-10-14

Family

ID=40428117

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CNA2008101895992A Pending CN101554598A (zh) 2007-12-21 2008-12-19 流化催化裂化单元中再生催化剂的系统和方法

Country Status (4)

Country Link
US (1) US7932204B2 (zh)
EP (1) EP2072606A1 (zh)
CN (1) CN101554598A (zh)
AU (1) AU2008259795A1 (zh)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103055961A (zh) * 2011-10-19 2013-04-24 中国石油化工股份有限公司 一种减排的催化剂再生方法
CN105505441A (zh) * 2016-01-06 2016-04-20 石宝珍 一种催化裂化反应再生方法和装置
CN105983452A (zh) * 2015-01-28 2016-10-05 中国石化工程建设有限公司 一种有机氧化物催化转化制芳烃催化剂的再生方法
CN105983454A (zh) * 2015-01-28 2016-10-05 中国石化工程建设有限公司 一种有机氧化物催化转化制芳烃催化剂的再生方法
CN108698040A (zh) * 2016-03-31 2018-10-23 环球油品公司 Fcc逆流再生器
CN105983455B (zh) * 2015-01-28 2019-10-08 中国石化工程建设有限公司 一种有机氧化物催化转化制芳烃催化剂的再生方法

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7811446B2 (en) * 2007-12-21 2010-10-12 Uop Llc Method of recovering energy from a fluid catalytic cracking unit for overall carbon dioxide reduction
US20100152022A1 (en) * 2008-12-17 2010-06-17 Qi Sun Catalyst regeneration method
US8293670B2 (en) 2009-12-09 2012-10-23 Uop Llc Process for the production of propylene
US8864979B2 (en) * 2012-03-21 2014-10-21 Uop Llc Process and apparatus for fluid catalytic cracking
WO2014144855A2 (en) * 2013-03-15 2014-09-18 Gi-Gasification International(Luxembourg) S.A. Methods, systems and apparatuses for fischer-tropsch catalyst regeneration
US9168499B1 (en) 2014-04-25 2015-10-27 Pall Corporation Arrangements for removing entrained catalyst particulates from a gas
US9393512B2 (en) 2014-04-25 2016-07-19 Pall Corporation Processes for removing entrained particulates from a gas
EP3165585B1 (en) * 2015-11-07 2018-07-18 INDIAN OIL CORPORATION Ltd. Process of upgradation of residual oil feedstock
JP6333899B2 (ja) 2015-11-09 2018-05-30 インディアン オイル コーポレーション リミテッド コークス化されたアップグレーディング剤の再生を介する高品質合成ガスの製造方法

Family Cites Families (89)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB711208A (en) 1949-10-04 1954-06-30 Nat Res Dev Improvements in or relating to the pyrolysis and/or cracking of organic substances
US2888395A (en) * 1954-03-29 1959-05-26 Universal Oil Prod Co Hydrocarbon conversion process in the presence of hydrogen produced in the process
US2905622A (en) * 1954-04-29 1959-09-22 Phillips Petroleum Co Production of fuel gas and liquid hydrocarbon fuels
US3012962A (en) * 1954-08-23 1961-12-12 Shell Oil Co Method of bringing a fluidized catalytic cracker-regenerator system on stream
US3137133A (en) * 1964-01-17 1964-06-16 Shell Oil Co Combustion with fluidization and after-burning
US3401124A (en) * 1964-10-26 1968-09-10 Exxon Research Engineering Co Recovering energy from flue gas
US3363993A (en) * 1966-12-02 1968-01-16 Exxon Research Engineering Co Method and system for using the carbon monoxide content of gases
DE1667573B2 (de) 1967-08-10 1976-10-21 Krupp-Koppers Gmbh, 4300 Essen Verfahren und vorrichtung zur erzeugung eines wasserstoffreichen gases durch spaltung eines gemisches aus gasfoermigen und/oder fluessigen kohlenwasserstoffen und wasserdampf
US3554903A (en) * 1968-12-10 1971-01-12 Shell Oil Co Catalytic cracking process
DE2021787C3 (de) 1970-05-04 1979-04-05 Shell Internationale Research Maatschappij B.V., Den Haag (Niederlande) Katalytisches Krackverfahren
US3726791A (en) * 1970-07-16 1973-04-10 Exxon Research Engineering Co Hydrogen production from an integrated coker gasifier system
US3856659A (en) * 1972-12-19 1974-12-24 Mobil Oil Corp Multiple reactor fcc system relying upon a dual cracking catalyst composition
US3886060A (en) * 1973-04-30 1975-05-27 Mobil Oil Corp Method for catalytic cracking of residual oils
US3928172A (en) * 1973-07-02 1975-12-23 Mobil Oil Corp Catalytic cracking of FCC gasoline and virgin naphtha
US4075831A (en) * 1976-10-27 1978-02-28 Texaco Inc. Process for production of purified and humidified fuel gas
NL7807843A (nl) * 1977-07-28 1979-01-30 Ici Ltd Verwerken van koolwaterstoffen.
BE875477A (fr) 1978-04-13 1979-10-10 Ici Ltd Mise en route de processus
GB2024033B (en) 1978-06-28 1983-02-23 Texaco Development Corp Power recovery from catalyst regeneration gas
US4539303A (en) * 1978-06-28 1985-09-03 Texaco Inc. Process for improving power recovery from regeneration gas under turndown conditions
US4272402A (en) * 1979-07-16 1981-06-09 Cosden Technology, Inc. Process for regenerating fluidizable particulate cracking catalysts
US4276150A (en) * 1979-11-05 1981-06-30 Standard Oil Company (Indiana) Fluid catalytic cracking of heavy petroleum fractions
US4316794A (en) * 1980-03-06 1982-02-23 Mobil Oil Corporation Direct conversion of residual oils
US4309309A (en) * 1980-06-27 1982-01-05 Chevron Research Company Adding fuel in catalyst regeneration
US4338788A (en) * 1980-07-22 1982-07-13 Uop Inc. Cogeneration process linking FCC regenerator and power plant turbine
US4399651A (en) * 1981-05-28 1983-08-23 Elliott Turbomachinery Co., Inc. Method for starting an FCC power recovery string
US4452048A (en) * 1981-05-28 1984-06-05 Elliott Turbomachinery Company, Inc. Method and apparatus for starting an FCC power recovery string
US4425259A (en) * 1981-08-05 1984-01-10 Ashland Oil, Inc. Endothermic removal of coke deposited on catalytic materials during carbo-metallic oil conversion
GB2107205B (en) 1981-10-06 1985-01-09 Chevron Res Method of removing coke from particulate catalyst
US4422925A (en) * 1981-12-28 1983-12-27 Texaco Inc. Catalytic cracking
DE3272950D1 (en) 1982-01-06 1986-10-02 Shell Int Research Process for the recovery of power from hot gases and an apparatus therefor
EP0092065B1 (en) 1982-04-19 1986-07-23 Ashland Oil, Inc. Regeneration of catalyst used in the conversion of carbo-metallic containing residual oils
EP0113380A1 (en) 1982-07-12 1984-07-18 Uop Inc. Cogeneration process linking FCC regenerator and power plant turbine
US4600499A (en) * 1982-07-29 1986-07-15 Ashland Oil, Inc. Combination process for upgrading reduced crude
US4744883A (en) * 1982-07-29 1988-05-17 Ashland Oil, Inc. Production of synthesis gas and related products via the cracking of heavy oil feeds
US4542114A (en) 1982-08-03 1985-09-17 Air Products And Chemicals, Inc. Process for the recovery and recycle of effluent gas from the regeneration of particulate matter with oxygen and carbon dioxide
CA1201106A (en) 1982-08-03 1986-02-25 William P. Hegarty Process for the regeneration of particulate matter with oxygen and carbon dioxide
JPS5952529A (ja) 1982-09-21 1984-03-27 Toshiba Corp 高温燃焼触媒
US4431529A (en) * 1982-09-30 1984-02-14 Uop Inc. Power recovery in gas concentration units
US4776948A (en) * 1984-01-30 1988-10-11 Williams, Phillips & Umphlett Fractionation method with quench liquid recycle
US4551229A (en) 1984-03-19 1985-11-05 Chevron Research Company Cracking of heavy hydrocarbons with improved yields of valuable liquid products
JPS6232181A (ja) 1985-08-05 1987-02-12 Kawasaki Heavy Ind Ltd 流動接触分解装置再生塔からの発生ガスのエネルギ−回収装置
JPS6256919A (ja) 1985-09-05 1987-03-12 Ricoh Co Ltd 光走査方式における変倍方法
DE3635269A1 (de) 1985-10-17 1987-04-23 Inst Francais Du Petrole Verfahren und turbine zum rueckgewinnen von energie bei einem verfahren zum katalytischen kracken im fluiden zustand, insbesondere von schweren chargen
FR2596059B1 (fr) 1986-03-21 1988-05-20 Inst Francais Du Petrole Agencement d'equipement dans un procede de craquage catalytique a l'etat fluide, notamment de charges lourdes
US4888103A (en) * 1986-09-03 1989-12-19 Herbst Joseph A Process of stripping in a catalytic cracking operation employing a catalyst mixture which includes a shape selective medium pore silicate zeolite component
GB2197390A (en) 1986-10-30 1988-05-18 Shell Int Research Process and apparatus for the recovery of energy from flue gases
US5021148A (en) 1988-11-29 1991-06-04 Carbon Fuels Corporation Method of refining coal by short residence time partial liquefaction to produce petroleum substitutes and chemical feedstocks
FR2624762B1 (fr) 1987-12-21 1990-06-08 Total France Procede et dispositif de regeneration de catalyseur en lit fluidise
DE68902253T2 (de) * 1988-03-09 1992-12-10 Total Raffinage Distribution Verfahren und vorrichtung zum regenerieren eines katalysators in einem fliessbett.
US4927348A (en) * 1988-11-14 1990-05-22 Mobil Oil Corporation Circulating fluid bed combustion with CO combustion promoter and reduced combustion air
US5114682A (en) * 1988-11-18 1992-05-19 Stone & Webster Engineering Corporation Apparatus for recovering heat energy from catalyst regenerator flue gases
US4904372A (en) 1988-11-18 1990-02-27 Stone & Webster Engineering Corporation Process and apparatus for recovering heat energy from catalyst regenerator flue gases
DE4005748A1 (de) 1990-02-23 1991-08-29 Kernforschungsz Karlsruhe Ablassvorrichtung fuer einen glasschmelzofen
GB9027038D0 (en) 1990-12-13 1991-02-06 Shell Int Research Process and apparatus for removal of carbonaceous materials from particles containing such materials
GB9200715D0 (en) 1992-01-14 1992-03-11 Klavers Hendrick W Power generation
JPH05320863A (ja) 1992-03-16 1993-12-07 Toshiba Corp 耐熱・耐食合金部材及び耐熱・耐食合金部材の製造方法
JPH06256239A (ja) 1993-03-01 1994-09-13 Mitsubishi Gas Chem Co Inc メタノールの製造法
US5401282A (en) 1993-06-17 1995-03-28 Texaco Inc. Partial oxidation process for producing a stream of hot purified gas
US5346613A (en) * 1993-09-24 1994-09-13 Uop FCC process with total catalyst blending
US5538623A (en) * 1993-12-17 1996-07-23 Johnson; David L. FCC catalyst stripping with vapor recycle
US5624964A (en) 1995-06-06 1997-04-29 Mobil Oil Corporation Integration of steam reforming unit and cogeneration power plant
US5800697A (en) * 1995-06-19 1998-09-01 Uop Llc FCC process with dual function catalyst cooling
US6048451A (en) * 1997-01-14 2000-04-11 Bp Amoco Corporation Sulfur removal process
ZA982986B (en) 1997-04-11 1998-10-13 Shell Int Research FLuidized-bed catalytic cracking process
WO1999011739A1 (fr) 1997-09-01 1999-03-11 Institut Francais Du Petrole Dispositif de separation et de stripage et son utilisation en craquage catalytique en lit fluidise
US6324895B1 (en) * 1998-02-13 2001-12-04 Mobil Oil Corporation Process for determining the amount of erosive material entering a power recovery turbine
US6110356A (en) * 1998-05-06 2000-08-29 Uop Llc Slurry circulation process and system for fluidized particle contacting
US6113776A (en) * 1998-06-08 2000-09-05 Uop Llc FCC process with high temperature cracking zone
US6306917B1 (en) * 1998-12-16 2001-10-23 Rentech, Inc. Processes for the production of hydrocarbons, power and carbon dioxide from carbon-containing materials
FR2796078B1 (fr) * 1999-07-07 2002-06-14 Bp Chemicals Snc Procede et dispositif de vapocraquage d'hydrocarbures
FR2796932B1 (fr) 1999-07-29 2002-05-31 Inst Francais Du Petrole Installation et procede de production de gaz de synthese comprenant au moins une turbine a gaz
US20010032803A1 (en) 2000-03-23 2001-10-25 Eduardo Mon FCC process
BE1013378A6 (fr) 2000-04-07 2001-12-04 Oxipar Sprl Methode et dispositif autonome de production de gaz de synthese par oxydation partielle.
WO2002004347A1 (en) 2000-04-21 2002-01-17 Institut Français Du Petrole Hydrogen derived from methanol cracking is used as a clean fuel for power generation while reinjecting co-product carbon dioxide
US6916417B2 (en) * 2000-11-01 2005-07-12 Warden W. Mayes, Jr. Catalytic cracking of a residuum feedstock to produce lower molecular weight gaseous products
US6913687B2 (en) * 2000-11-01 2005-07-05 Warden W. Mayes, Jr. Method of producing synthesis gas from a regeneration of spent cracking catalyst
WO2002051966A1 (en) 2000-12-26 2002-07-04 Ebara Corporation Fluidized-bed gasification method and apparatus
US6596780B2 (en) 2001-10-23 2003-07-22 Texaco Inc. Making fischer-tropsch liquids and power
GB0200891D0 (en) 2002-01-16 2002-03-06 Ici Plc Hydrocarbons
US6866771B2 (en) * 2002-04-18 2005-03-15 Uop Llc Process and apparatus for upgrading FCC product with additional reactor with catalyst recycle
US7005455B2 (en) * 2002-10-23 2006-02-28 Conocophillips Company Regeneration of partial oxidation catalysts
BRPI0403184B1 (pt) * 2004-07-30 2015-04-07 Petroleo Brasileiro Sa Processo para alterar a distribuição de produtos de craqueamento catalítico fluido de hidrocarbonetos
GB2444055B (en) * 2006-11-23 2011-11-23 Gtl F1 Ag Gas to liquids plant with consecutive Fischer-Tropsch reactors and hydrogen make-up
US20080153689A1 (en) 2006-12-21 2008-06-26 Towler Gavin P System and method of reducing carbon dioxide emissions in a fluid catalytic cracking unit
US20080152549A1 (en) 2006-12-21 2008-06-26 Towler Gavin P Preheating process for FCC regenerator
EP2022838A1 (en) 2007-08-01 2009-02-11 Uop Llc Process and apparatus for heating regeneration gas in Fluid Catalytic Cracking
US7682576B2 (en) * 2007-08-01 2010-03-23 Uop Llc Apparatus for recovering power from FCC product
US7727380B2 (en) * 2007-08-01 2010-06-01 Uop Llc Process for heating regeneration gas
US7727486B2 (en) * 2007-08-01 2010-06-01 Uop Llc Apparatus for heating regeneration gas

Cited By (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103055961A (zh) * 2011-10-19 2013-04-24 中国石油化工股份有限公司 一种减排的催化剂再生方法
CN103055961B (zh) * 2011-10-19 2015-04-29 中国石油化工股份有限公司 一种减排的催化剂再生方法
CN105983452A (zh) * 2015-01-28 2016-10-05 中国石化工程建设有限公司 一种有机氧化物催化转化制芳烃催化剂的再生方法
CN105983454A (zh) * 2015-01-28 2016-10-05 中国石化工程建设有限公司 一种有机氧化物催化转化制芳烃催化剂的再生方法
CN105983452B (zh) * 2015-01-28 2019-05-28 中国石化工程建设有限公司 一种有机氧化物催化转化制芳烃催化剂的再生方法
CN105983454B (zh) * 2015-01-28 2019-05-28 中国石化工程建设有限公司 一种有机氧化物催化转化制芳烃催化剂的再生方法
CN105983455B (zh) * 2015-01-28 2019-10-08 中国石化工程建设有限公司 一种有机氧化物催化转化制芳烃催化剂的再生方法
CN105505441A (zh) * 2016-01-06 2016-04-20 石宝珍 一种催化裂化反应再生方法和装置
WO2017118301A1 (zh) * 2016-01-06 2017-07-13 石宝珍 一种催化裂化反应再生方法和装置
CN105505441B (zh) * 2016-01-06 2018-08-21 石宝珍 一种催化裂化反应再生方法和装置
CN108698040A (zh) * 2016-03-31 2018-10-23 环球油品公司 Fcc逆流再生器

Also Published As

Publication number Publication date
EP2072606A1 (en) 2009-06-24
US20090163351A1 (en) 2009-06-25
US7932204B2 (en) 2011-04-26
AU2008259795A1 (en) 2009-07-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101554598A (zh) 流化催化裂化单元中再生催化剂的系统和方法
CN101550356A (zh) 流化催化裂化单元中提高合成气产量的系统和方法
CN1037956C (zh) 用于制备热纯气流的部分氧化方法
CA2733097C (en) Biomass conversion process
US7744753B2 (en) Coking apparatus and process for oil-containing solids
US20080152552A1 (en) System and method of recycling spent catalyst in a fluid catalytic cracking unit
US8753502B1 (en) Using low carbon fuel with a catalyst charge heater
US7921631B2 (en) Method of recovering energy from a fluid catalytic cracking unit for overall carbon dioxide reduction
CN1422325A (zh) 在流化床催化裂化装置中维持热平衡的方法
US20080153689A1 (en) System and method of reducing carbon dioxide emissions in a fluid catalytic cracking unit
KR20140064792A (ko) 지연 코킹 유닛으로부터의 미립자 코크스로 중질 잔류 오일의 가스화 공정
CN101538475A (zh) 加热流化催化裂化装置用于总体co2降低的方法和系统
CN101538476A (zh) 流化催化裂化单元中生成热量的系统和方法
CN102234534B (zh) 一种加工劣质重油的方法
CN101497811A (zh) 加热具有再生器和反应器的流化催化裂化装置的方法和系统
US6913687B2 (en) Method of producing synthesis gas from a regeneration of spent cracking catalyst
CN102234535B (zh) 一种加工劣质重油兼产合成气的方法
US6916417B2 (en) Catalytic cracking of a residuum feedstock to produce lower molecular weight gaseous products
JPS60248793A (ja) 重質油の熱分解法
CN1154400A (zh) 石油烃类催化转化方法
EP3165588B1 (en) Process for production of syngas through regeneration of coked cracking agent
US6585884B1 (en) Method of producing synthesis gas from a regeneration of spent cracking catalyst

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C12 Rejection of a patent application after its publication
RJ01 Rejection of invention patent application after publication

Application publication date: 20091014