CN104774642B - 允许改进的升级回收来自燃烧烟气的卡路里的催化裂化方法 - Google Patents
允许改进的升级回收来自燃烧烟气的卡路里的催化裂化方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104774642B CN104774642B CN201510047402.1A CN201510047402A CN104774642B CN 104774642 B CN104774642 B CN 104774642B CN 201510047402 A CN201510047402 A CN 201510047402A CN 104774642 B CN104774642 B CN 104774642B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- catalytic cracking
- fraction
- catalyst
- combustion air
- flue gas
- 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.)
- Active
Links
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 title claims abstract description 54
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 28
- 238000004064 recycling Methods 0.000 title abstract description 10
- 238000005336 cracking Methods 0.000 title abstract description 4
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 claims abstract description 17
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000000571 coke Substances 0.000 claims description 21
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 6
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 claims description 2
- 238000005367 electrostatic precipitation Methods 0.000 claims 2
- 239000003610 charcoal Substances 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 8
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 description 9
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 7
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 5
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 238000012805 post-processing Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 235000019504 cigarettes Nutrition 0.000 description 3
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 3
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 206010020843 Hyperthermia Diseases 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000003517 fume Substances 0.000 description 2
- 230000036031 hyperthermia Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical group [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 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
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000012716 precipitator Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000000779 smoke Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Chemical group 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Chemical group 0.000 description 1
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 description 1
- 239000008400 supply water Substances 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING 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
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G11/14—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
- C10G11/18—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING 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
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G11/02—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils characterised by the catalyst used
- C10G11/04—Oxides
- C10G11/05—Crystalline alumino-silicates, e.g. molecular sieves
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/90—Regeneration or reactivation
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J38/00—Regeneration or reactivation of catalysts, in general
- B01J38/04—Gas or vapour treating; Treating by using liquids vaporisable upon contacting spent catalyst
- B01J38/12—Treating with free oxygen-containing gas
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J38/00—Regeneration or reactivation of catalysts, in general
- B01J38/04—Gas or vapour treating; Treating by using liquids vaporisable upon contacting spent catalyst
- B01J38/12—Treating with free oxygen-containing gas
- B01J38/30—Treating with free oxygen-containing gas in gaseous suspension, e.g. fluidised bed
- B01J38/32—Indirectly heating or cooling material within regeneration zone or prior to entry into regeneration zone
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING 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
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G11/14—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
- C10G11/18—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
- C10G11/182—Regeneration
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING 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
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G11/14—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
- C10G11/18—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
- C10G11/185—Energy recovery from regenerator effluent gases
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明公开了允许改进的升级回收来自燃烧烟气的卡路里的催化裂化方法。本发明描述了用于生产汽油的方法，使用催化裂化装置，在从0.1到0.8的宽的CONRADSON碳范围内处理传统的重质馏分，所述方法包括通过与来自再生区段的燃烧烟气热交换而预热空气压缩机下游的燃烧空气，所述烟气被收集在废热锅炉和节能器之间。
Description
技术领域
本发明属于石油馏分的催化裂化领域。
背景技术
精炼厂的催化裂化装置的主要目的是生产用于汽油的主要成分，即具有在35℃到250℃之间的蒸馏范围的馏分。
在催化裂化装置(表示为FCC)中，热平衡通过在反应阶段期间沉积在催化剂上的焦炭的燃烧保证。该燃烧通过经由被称作“主风机”缩写为MAB的压缩机喷射空气而发生在再生区域。
典型地，催化剂以在0.5％到1％之间的焦炭含量(定义为焦炭质量除以催化剂的质量)进入再生区域，并且以小于0.01％的焦炭含量离开所述区域。在该阶段期间，燃烧烟气产生并以在640℃到800℃之间的温度离开再生区域。然后取决于所述装置的配置这些烟气将经历一定数量的后处理，以便：
-为生产蒸汽的目的回收一部分它们的热量，
-从它们除去被称为微粒的并且来自催化剂的固体颗粒，
-净化它们以除去含氮和含硫的化合物(被通称称为NOX和SOX)。
在这些阶段之后，燃烧烟气可以经由精炼厂的烟囱被排放到大气中，满足现有的环境标准。
从烟气中回收热量产生的蒸汽被分成三种不同的热量级别并且因此三种不同的压力级别。
因此在被称为高压(HP)、中压(MP)和低压(LP)的蒸汽生产之间引起差别。
-高压蒸汽对于在45到100巴(1巴＝105pa)之间的压力范围通常在在380到450℃之间的温度范围。
-中压蒸汽对于在15到40巴之间的压力范围将在220到350℃的温度范围。
-至于低压蒸汽，其位于较低的温度范围，对于在2.5到10巴之间的压力水平在170到250℃之间。
-取决于所考虑的精炼厂及其公用事业网络，这些范围可以显著改变。
最高热级的高压蒸汽是最追求的，在这个程度上它可以为用于比中压蒸汽更宽范围的处理流体的高温热源，中压蒸汽就其本身而言，比低压蒸汽更有用，低压蒸汽的出口由于其低的热量水平仍然限制在精炼厂中，因此限制其作为热源的利用。
FCC装置的给料通常由烃或主要包含(即至少80％)分子的烃的混合物组成，其沸点超过340℃。该主给料还包括有限数量的金属(Ni+V)，浓度通常小于50ppm，优选地小于20ppm，并且氢含量通常大于11重量％，典型地包括在11.5％和14.5％之间，并且优选地包括在11.8重量％和14重量％之间。
给料的Conradson残碳(缩写为CCR并由标准ASTM D482定义)提供催化裂化过程期间的焦炭生产量的估算。依赖于给料的Conradson残碳，焦炭的产生需要特殊尺寸的装置以满足热平衡。
因此，当给料具有导致焦炭含量大于为了确保热平衡所需要的含量的CCR时，过剩的热量必须被去除。这可以例如，并且非穷举地，通过安装“催化剂冷却器”，一种本领域技术人员众所周知的交换器，其在外部通过与水交换来冷却一部分包含在再生器中的催化剂来实现，因此导致产生高压蒸汽。
相反地，在某些情况中，特别是对于石脑油类型的轻给料，在FCC中处理的给料具有不足的焦炭，并且热平衡必须通过加入补充热源来实现。本领域技术人员已知这可以通过不同的方式实现，例如增加给料的预热，这导致预热炉的尺寸和有关公共设施的消耗的增加，或者通过在再生器的水平加入具有高的焦炭潜能的源自FCC的馏分，被称作焦炭馏分，通常是“浆液”馏分，即占优势的芳香族360℃+馏分，或任何烃馏分例如燃油2号或家用燃料。
这种将“浆液”馏分或燃油2号馏分再循环到再生器是成问题的，因为在再生器中普遍的温度为约650℃到750℃，该再循环的一部分蒸发，形成将在再生器的稀释相中被发现的裂化气，因此有形成能够破坏装置的正确运行的热点的风险。
这种现象，称作“后燃烧”，可以被定义为在装置中不需要的点位的燃烧的重新开始，特别是在旋风器的入口。
此外，该再循环流冒着在催化床中燃烧的风险，形成局部的高温火焰，在其前方能够使催化剂暴露于局部高温(热点)。这些局部高温，与蒸汽的出现联合，削弱催化剂(沸石)的活性部分并因此抑制其裂化功能。
在FCC中处理的重质馏分可以特别地源自常压蒸馏，真空蒸馏，加氢转化装置，焦化装置，加氢处理或脱沥青装置，但是也有生物质类型的来源例如植物油或纤维素。
本发明的好处包括在主空气压缩机(MAB)的出口采用燃烧烟气或热量水平可同与空气交换相匹配的任何其它来源的卡路里预热燃烧空气。
通过以这种方式改进装置的能效，这种特殊的实现因此使得能够将部分低压(LP)蒸汽的生产转换成高压(HP)蒸汽和/或限制例如燃油或燃气或焦化馏分的工艺的应用。
对现有技术的审查
使用在催化裂化装置的再生器的出口收集的燃烧烟气的热交换系统通常包括被称为废热锅炉(“废热锅炉”)的产生蒸汽的锅炉和被称为节能器的交换器，其使得能够产生低压蒸汽和过热水。
-专利US3,769,203描述了在被引入立管之前将给料预热到需要的温度。
-专利US7,491,315描述了由源自再生器的烟气间接预热给料。
-专利US3,838,038和US6,558,531描述了在从汽提塔通到再生器的传输管线中的催化剂的温度升高。
我们没有发现任何描述在位于静电分离器和节能器之间的水平的再生烟气与离开空气压缩机的燃烧空气之间热交换的文件。
发明内容
本发明本质上涉及在管线中用于从燃烧烟气回收热量的新的热交换。该交换发生在来自再生器在废热锅炉(本领域技术人员称为“废热锅炉”并表示为WHB)的下游被收集的烟气，一方面与静电沉淀器(ESP)的上游或下游之间，另一方面与压缩机的下游的燃烧空气之间。新的热交换优选地基于在静电沉淀器(ESP)和被称作节能器(ECO)的交换器之间收集的燃烧烟气进行。
该热交换通过可以为本领域技术人员知晓的任意类型的交换器实现，例如平板交换器，或结构管式交换器或还有旋转类型的交换器。
在现有技术的系统中，所得到的压缩机下游的燃烧空气的温度介于环境温度和为了将空气带到再生器的压力所需要的压缩系数之间。该温度通常位于110℃到300℃之间，优选地在150-250℃。使用根据本发明的新的热交换，燃烧空气被加热到在200到350℃之间并且优选在250℃和300℃之间。
通过该新的热交换，被再生器烟气携带的卡路里通过燃烧空气的进入被传递到再生器的内部。
这些卡路里因此处于高的热量水平，再生器的温度典型地位于约700℃/800℃。
在相关的焦化给料的一般情形中因此需要安装运行在包含在再生器中的催化剂的支路回路上的外部交换器，被称作“催化剂冷却器”的交换器，以便保持FCC的热平衡，该过剩的热量通过经由所述“催化剂冷却器”产生高压蒸汽而除去。
“催化剂冷却器”是流化床交换器，其运行基于在再生过程中直接包含在热的催化剂(600℃到700℃)上的卡路里并且使得能够产生高压蒸汽(HPS)。
因此代替如在节能器中那样产生低压蒸汽，新的布置使得能够产生额外的比根据现有技术生产的低压蒸汽的热量水平更高的高压蒸汽，并且因此允许使用该高压蒸汽作为比用低压蒸汽高得多的热源热交换。
在低焦化给料的情形中，其热平衡由外部热源(例如用于预热给料的燃油)保证，根据本发明的新的热交换引起的额外的供热使得能够减少所述外部热源的消耗。
因此代替生产低压蒸汽和消耗燃油，不再生产低压蒸汽，同时节约燃油。还有在这一情形中，根据本发明的该布置使得能够提升关于根据现有技术集成的系统产生的效用的热量水平。
概括地说，根据本发明的布置使得能够更好地通过产生具有更高热量水平的效用来升级回收来自燃烧烟气的热量，因此能够比根据现有技术的系统更容易地升级回收。
更确切地，本发明能够被看做用于催化裂化Conradson碳范围从0.1(或甚至小于0.1的值)到大于0.4并优选大于0.5的值的减压柴油(VGO)类型或常压渣油的重质馏分的方法，一种使用流化床催化裂化装置的方法，所述装置包括反应区段，其具有上升流或下沉流，和催化剂再生区段，在其中通过燃烧空气来燃烧沉积在反应区段中的催化剂上的焦炭，所述方法的特征在于所述燃烧空气被预热到在200到350℃之间并且优选地在250℃到300℃之间的温度，是通过使用在废热锅炉的下游和节能器的上游收集的再生烟气的热交换进行的，在这个位置可利用的燃烧烟气处于在300℃到650℃之间的温度，由燃烧空气提供的过剩的卡路里根据两种特定的情形被转变：
a)当催化裂化装置包括被称作“催化剂冷却器”的使得能够产生高压(HP)蒸汽的再生催化剂交换器时，过剩的热量在外部交换器的水平在被收集在被称作“催化剂冷却器”的再生器处的热催化剂上被转变成高压蒸汽(HP蒸汽，即在45巴到100巴之间，并且优选地在50到70巴之间)，
b)当催化裂化装置不包括被称作“催化剂冷却器”的再生催化剂交换器时，过剩的热量使得能够减少高炉为了预热所述燃烧空气而消耗的燃料。
对于上升流(被称作“立管”)和下沉流(被称作“滴管”)催化裂化装置能够同样地运行良好。
-当催化裂化装置运行上升流时，运行条件如下，适用于情形a)和情形b)两者：
-立管出口处的温度在520℃到600℃之间，
-C/O比在6到14之间，并且优选地在7到12之间，
-停留时间在1到10秒之间，并且优选地在2到6秒之间。
-当催化裂化装置运行下沉流时，运行条件如下，适用于情形a)和情形b)两者：
-反应器出口处的温度在580℃到630℃之间，
-C/O比在15到40之间，并且优选地在20到30之间，
-停留时间在0.1到1秒之间，并且优选地在0.2到0.7秒之间。
C/O比是循环在所述装置中的催化剂的质量流量与在所述装置的入口处的给料的质量流量的比。
停留时间被定义为立管的容积(m3)比给料的体积流量(m3/s)。
附图说明
图1示出了根据现有技术的燃烧烟气的热交换流程图，以及直到进入再生器的燃烧空气回路。
燃烧烟气离开再生器(REG)并进入废热锅炉(WHB)，使得能够从压力下供水(HPBFW)和来自中压蒸汽(MPS)的中压过热蒸汽(MPSH)产生高压过热蒸汽(HPSH)。
烟气然后进入静电沉淀器(ESP)，并随后进入被称为“节能器”的交换器，其从低压水(LPBFW)和来自高压水的高压过热水(HPBFW)生产低压过热(LPSH)蒸汽。
图1还示出了被称为“催化剂冷却器”的流化固体交换器，其使得能够从高压水(HPBFW)产生高压蒸汽(HPS)。
图2示出了根据本发明的燃烧烟气的热交换流程图。
新的交换器被表示为APH。它使得能够使用在静电沉淀器(ESP)和节能器(ECO)之间收集的烟气预热压缩机(MAB)下游的燃烧空气。图的剩余部分与图1的相同。
具体实施方式
本发明同样良好地适用于使用以上升流运行的反应器(被称作“立管(riser)”)的FCC装置，和使用以下沉流运行的反应器(被称作“下管(downer)”)的装置。
本发明还适用于以单个反应器(以上升流或以下沉流)运行的FCC装置，和以两个反应器运行的FCC装置。
本发明由催化裂化工艺系统组成，该系统允许更好地升级回收从燃烧烟气中回收的热量，从而最大化高压蒸汽的产量和/或限制诸如(并且非穷举地)燃油、燃气、芳香族焦化馏分的装置的使用。
本发明能够被定义为通过与源自再生装置的燃烧烟气和/或具有同与所述燃烧空气交换相匹配的热量水平的其他卡路里源热交换预热MAB下游的燃烧空气。
离开再生器区段的燃烧烟气或其它诸如例如来自常压蒸镏塔或真空蒸馏塔的高炉的烟气的来源的卡路里，通过在空气压缩机的出口处的常规热交换被传导到燃烧空气。
这些卡路里然后被传给在再生器中的催化剂，因为燃烧空气和催化剂以高热量水平(温度在600℃和800℃之间)直接接触。
通过预热燃烧空气引入的过剩热量能够然后被转化为高压蒸汽，例如经由“催化剂冷却器”，以便继续确保装置的热平衡。最终，与传统的燃烧烟气集成系统相比，在本发明中描述的预热燃烧空气使得能够生产更多的高压蒸汽。通过阅读下面的对比实施例(实施例1和2以及实施例3和4)这将变得更加清楚明显。
由于所探寻的蒸汽是如前面所解释的在高热量水平的高压蒸汽，离开发生器的烟气将最多通过与水或中压蒸汽交换而用于生产高压蒸汽。
一旦烟气的热量水平不再能够产生高压蒸汽，则交换切换到燃烧空气。最终，与燃烧空气交换以后，剩余在烟气中的卡路里在较低热量水平工作，在最后阶段，产生低压蒸汽。
不服从在来自再生器的烟气和燃烧空气之间的这种交换级联的精确定位不允许最大化优化高压蒸汽的总产量并因此最大化优化方法的生态效益。
预热压缩机上游的空气在该设备的入口体积流量将会显著增加的程度上没有好处，其具有不仅增加压缩机的成本，而且最重要的是增加与其运行有关的公共设施(电、高压蒸汽等)的消耗，限制或甚至完全消除预期的能量收益的结果。在压缩机的下游加入空气预热器也会对回路的水力学产生影响但是对于被观察的能量收益保持足够低。
经由燃烧烟气额外提供的热量也能使得能够在一定程度上减少对给料的预热，一般经由以燃油或天然气运行的高炉进行，其因此使得能够减少方法效用，因此改进其生态效益。
根据本发明的系统也能在催化裂化装置的情况中实施，其热量平衡能够仅仅通过在再生区域和反应区域之间的热交换而被保证。在这一情况中，在燃烧烟气和在再生器中的燃烧空气之间进行的交换使得能够节约所利用的热源，以便实现热平衡并因此改进装置的总的生态效益。
做出节约的热源可以非穷举地是：
-在通过提高给料的预热保证平衡的情形中的燃气或燃油，
-富含芳香族化合物的附加的馏分，被喷射进入汽提塔或进入汽提塔的侧室，如例如专利US 2013/8,551,324所描述的，
-具有高的焦化潜能的燃烧油或馏分，通常被引入再生器，因此避免如前面描述的后燃烧现象以及催化剂的降解。
对比实施例
为了举例说明本发明所追求的效果，我们考虑了被称为“使用过剩焦炭运行的装置的基本情形”的对应于通过热平衡处理给料生产比需要的更多的焦炭的催化裂化装置(FCC)的第一个实施例。相关的过剩热量经由催化剂冷却器除去以生产高压蒸汽。
在该基本情形中，烟气的热集成对应于传统系统。
处理的实施例2对应于相同的装置，但是这次采用对应于根据本发明实施的燃烧烟气的热集成。
实施例3，被称为“使用不足的焦炭的装置的基本情形”，举例说明了FCC的参考情况，其运行条件不能使其能够确保热平衡。
在这种情形中的热平衡由附加的通过使用燃油运行的高炉预热给料来实现。在该实施例3中，烟气的热集成根据传统的系统进行；装置明显地不具有催化剂冷却器。
实施例4重复实施例3但是采用根据本发明的实施方案。
在所有的实施例中产生的不同蒸汽的压力和温度条件如下：
| 压力 巴g | 温度℃ | |
| 高压蒸汽 | 44.9 | 385 |
| 中压蒸汽 | 21.8 | 290 |
| 低压蒸汽 | 4.0 | 230 |
实施例1(根据现有技术)：使用过剩焦炭运行的装置的基本情形
在所考虑的实施例中，烟气到达675℃的废热锅炉的上游，质量流量为295吨每小时并连续地被引导向：
1-被称作废热锅炉的蒸汽发生装置，使得能够产生高压和低压蒸汽。在这一阶段的末端，烟气在340℃离开。
2-用于从其中除去灰尘的静电沉淀器。
3-节能器1，其使得能够产生低压蒸汽并预热水。在这一阶段的末端，烟气的温度从340℃降到200℃，以便在抑制下游的DeNOX和DeSOX阶段方面保持最低热量水平。
4-DeNOX和DeSOX装置，其不影响烟气的热量水平。
5-节能器2，用于预热在废热锅炉中用于产生高压蒸汽的水。
在这些不同阶段的末端，烟气在180℃离开，具有下列特性：
-SO2＜10-20mg/Nm3
-NO2＜15mg/Nm3
-NOX＜200mg/Nm3
-微粒含量＜10mg/Nm3
使用这种传统布置，高压、中压和低压蒸汽以下列比例产生：
| t/h | 废热锅炉 | 节能器1-2 | “催化剂冷却器” |
| 高压蒸汽 | 86.8 | 0 | 基数 |
| 中压蒸汽 | 6.2 | 0 | 0 |
| 低压蒸汽 | 0 | 17.8 | 0 |
由催化剂冷却器产生的高压蒸汽对应于为了实现装置的热平衡被从再生器中除去的热量。
实施例2(根据本发明)：在使用过剩的焦炭运行的装置的情形中本发明的实施
这一实施例对应于如在本文中描述的本发明的布置，其中将燃烧空气预热器设置在电沉淀器的下游。
在最后的情形中，烟气离开所有的后处理阶段，同样在180℃，具有和前面相同的NOX、SOX浓度和微粒含量。
结果是，根据本发明的系统根本没有影响后处理性能，使得能够将烟气带到排放到大气中的合法的标准。
在根据本发明的系统中，产生的蒸汽的分布如下：
| t/h | 废热锅炉 | 节能器1-2 | “催化剂冷却器” |
| 高压蒸汽 | 86.8 | 0 | 基数+6.8 |
| 中压蒸汽 | 6.2 | 0 | 0 |
| 低压蒸汽 | 0 | 10.5 | 0 |
根据本发明，通过从烟气向再生器传递5MW产生6.8吨额外的高压蒸汽，将与该新的空气-烟气交换器的存在有关的给料损失考虑在内。这些5MW然后经由催化剂冷却器被转化为高压蒸汽，以便保持装置的热平衡。
换句话说，“催化剂冷却器”没有仅提取使得能够确保FCC的热平衡的卡路里，而是额外量的高压蒸汽(6.8t/h)。
根据本发明的系统因此使得能够在以下程度间接地将不是非常有用的低压蒸汽转换成具有高附加价值的高压蒸汽：该高压蒸汽处于使其能够作为用于处理流量范围比低压蒸汽广泛得多的热源的热量水平。
总的说来，根据本发明的系统使得能够改进方法的生态效益。由于反应器的运行条件没有改变，产物的产量和选择性保持相同。
实施例3(根据现有技术)：使用不足的焦炭运行的装置的基本情形
在该实施例中，装置在不能确保系统热平衡的运行条件下运行。在这种情形中，这种热平衡通过由高炉提高给料预热温度来保证，以消耗燃油为代价。
在这种配置中在以下程度不需要催化剂冷却器：给料的预热通过在预热炉中消耗最小量的燃油得到保证，从而实现热平衡。
在这些条件下烟气进入废热锅炉，这次在650℃，流量在230吨每小时。
温度和流量比在实施例1中的低，因为少量的焦炭在再生器中燃烧。
在该实施例3中，烟气遵从和实施例1中同样的后处理阶段。
因此高压、中压和低压蒸汽以下列比例产生：
| t/h | 废热锅炉 | 节能器1&2 |
| 高压蒸汽 | 71.1 | |
| 中压蒸汽 | 6.2 | |
| 低压蒸汽 | 0 | 15.3 |
实施例4(根据本发明)：在使用不足的焦炭运行的装置的情形中实施本创新。
在该实施例中，实施根据本发明的烟气集成。
再一次烟气离开后处理阶段，在与实施例3同样的温度和构成条件下。
由于燃烧空气的预热，4.5MW被传给再生器，其使得能够减少燃油消耗395kg/h，将与新的空气-烟气交换器有关的给料的额外损失考虑在内。
产生的蒸汽分布如下：
| t/h | 废热锅炉 | 节能器1&2 |
| 高压蒸汽 | 71.1 | |
| 中压蒸汽 | 6.2 | |
| 低压蒸汽 | 0 | 8.8 |
在该情形中，根据本发明的系统间接地使得能够由6.5t/h的就其低热量水平而言不能直接用来预热给料的低压蒸汽代替395kg/h的燃油。
根据本发明的系统因此允许更好地从烟气中升级回收热量，因此使得能够改进方法的生态效益。
以与实施例2相同的方式，反应器(“立管(riser)”或“下管(downer)”)的运行条件保持相同，该创新决不会影响形成的产物的产量和选择性。
这些实施例举例说明了根据本发明系统的使得能够从低热量水平向高热量水平传递卡路里，因此使得能够改进方法的生态效益的方式。
Claims (10)
1.用于催化裂化减压柴油(VGO)类型或常压渣油的重质烃馏分的方法，其中使用流化床催化裂化装置，该装置包括反应区段，其具有上升流或下沉流，和催化剂再生区段，在其中通过预先在压缩机（MAB）中压缩的燃烧空气燃烧沉积在所述反应区段中的催化剂上的焦炭，所述再生区段产生烟气，所述烟气在废热锅炉（WHB）中交换卡路里，然后进入静电沉淀器（ESP），然后进入节能器（ECO），所述方法还包括使用交换器，使得能够由催化剂经历再生所产生的卡路里产生高压蒸汽，所述交换器被称作“催化剂冷却器”，所述方法的特征在于所述燃烧空气在压缩机（MAB）的下游被预热到在200到350℃之间的温度，是通过使用位于废热锅炉（WHB）的下游和节能器（ECO)的上游的再生烟气的热交换器（APH）进行的，在这个位置可利用的燃烧烟气处于在300℃到650℃之间的温度，由燃烧空气提供的过剩的卡路里在外部交换器的水平在被收集在被称作“催化剂冷却器”的再生器处的热催化剂上被转变成在45到100巴之间的高压蒸汽。
2.根据权利要求1的用于催化裂化烃馏分的方法，其特征在于，所述燃烧空气在压缩机（MAB）的下游被预热到在250℃到300℃之间的温度。
3.根据权利要求1的用于催化裂化烃馏分的方法，其特征在于，由燃烧空气提供的过剩的卡路里在外部交换器的水平在被收集在被称作“催化剂冷却器”的再生器处的热催化剂上被转变成在50到70巴之间的高压蒸汽。
4.根据权利要求1的用于催化裂化烃馏分的方法，其特征在于，所述催化裂化装置通过具有下列运行条件的上升流运行：
- 立管出口的温度在520℃到600℃之间，
- C/O比在6到14之间，
- 停留时间在1到10秒之间。
5.根据权利要求4的用于催化裂化烃馏分的方法，其特征在于，所述C/O比在7到12之间。
6.根据权利要求4的用于催化裂化烃馏分的方法，其特征在于，所述停留时间在2到6秒之间。
7.根据权利要求1的用于催化裂化烃馏分的方法，其特征在于，所述催化裂化装置通过具有下列运行条件的下沉流运行：
- 立管出口的温度在580℃到630℃之间，
- C/O比在15到40之间，
- 停留时间在0.1到1秒之间。
8.根据权利要求7的用于催化裂化烃馏分的方法，其特征在于，所述C/O比在20到30之间。
9.根据权利要求7的用于催化裂化烃馏分的方法，其特征在于，所述停留时间在0.2到7秒之间。
10.根据权利要求1的用于催化裂化烃馏分的方法，其中所述燃烧空气使用在静电沉淀器（ESP）下游收集的再生烟气预热。
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1450194A FR3016370B1 (fr) | 2014-01-10 | 2014-01-10 | Procede de craquage catalytique permettant une valorisation amelioree des calories des fumees de combustion. |
| FR1450194 | 2014-01-10 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN104774642A CN104774642A (zh) | 2015-07-15 |
| CN104774642B true CN104774642B (zh) | 2019-08-06 |
Family
ID=50877409
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510047402.1A Active CN104774642B (zh) | 2014-01-10 | 2015-01-09 | 允许改进的升级回收来自燃烧烟气的卡路里的催化裂化方法 |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10336948B2 (zh) |
| EP (1) | EP2894213B1 (zh) |
| JP (1) | JP6573454B2 (zh) |
| KR (1) | KR102375079B1 (zh) |
| CN (1) | CN104774642B (zh) |
| AR (1) | AR099072A1 (zh) |
| ES (1) | ES2709060T3 (zh) |
| FR (1) | FR3016370B1 (zh) |
| RU (1) | RU2677893C2 (zh) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20230279194A1 (en) * | 2020-07-15 | 2023-09-07 | The Regents Of The University Of California | Process for catalytic upcycling of hydrocarbon polymers to alkylaromatic compounds |
| CA3223811A1 (en) | 2021-07-09 | 2023-01-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Heat integration of process comprising a fluid catalyst cracking reactor and regenerator |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4272402A (en) * | 1979-07-16 | 1981-06-09 | Cosden Technology, Inc. | Process for regenerating fluidizable particulate cracking catalysts |
| US5198194A (en) * | 1990-06-08 | 1993-03-30 | Mobil Oil Corporation | Apparatus for simultaneous heating and cooling a fast fluidized bed catalyst regenerator |
| US5365006A (en) * | 1990-07-02 | 1994-11-15 | Exxon Research And Engineering Company | Process and apparatus for dehydrogenating alkanes |
| CN101611118A (zh) * | 2006-11-07 | 2009-12-23 | 沙特阿拉伯石油公司 | 最大化由石油给料的丙烯生产的苛刻流化床催化裂化工艺的先进控制 |
Family Cites Families (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3769203A (en) | 1971-06-21 | 1973-10-30 | Mobil Oil Corp | Thermal energy control for a fcc system |
| US3838038A (en) | 1971-12-14 | 1974-09-24 | Universal Oil Prod Co | Continuous conversion and regeneration process |
| DE2508804A1 (de) * | 1974-03-14 | 1975-09-18 | Standard Oil Co | Verfahren zum katalytischen cracken von kohlenwasserstoffen |
| JPS58101739A (ja) * | 1981-11-12 | 1983-06-17 | Res Assoc Residual Oil Process<Rarop> | 重質油の分解及び水素の製造に用いた触媒の再生方法 |
| US4814068A (en) * | 1986-09-03 | 1989-03-21 | Mobil Oil Corporation | Fluid catalytic cracking process and apparatus for more effective regeneration of zeolite catalyst |
| GB8810390D0 (en) * | 1988-05-03 | 1988-06-08 | Shell Int Research | Apparatus & process for exchanging heat between solid particles & heat exchange medium |
| BR8907410A (pt) * | 1989-03-01 | 1991-04-16 | Mobil Oil Corp | Processo e aparelho para regenerar fluxo de catalizador de craqueamento catalitico de fluido usado |
| US5066627A (en) * | 1990-06-08 | 1991-11-19 | Mobil Oil Corporation | Process for simultaneous heating and cooling a fast fluidized bed catalyst regenerator |
| US5571482A (en) * | 1992-04-27 | 1996-11-05 | Stone & Webster Engineering Corporation | Apparatus for controlling catalyst temperature during regeneration |
| JP3272565B2 (ja) * | 1995-04-21 | 2002-04-08 | 三菱重工業株式会社 | 排煙処理装置 |
| BR9703632A (pt) * | 1997-07-17 | 1999-02-23 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo para craqueamento catalítico fluido de cargas pesadas |
| US6558531B2 (en) | 2000-04-04 | 2003-05-06 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Method for maintaining heat balance in a fluidized bed catalytic cracking unit |
| RU2202592C1 (ru) * | 2001-09-18 | 2003-04-20 | ООО "Научно-производственная фирма "Паллада" | Способ переработки нефтяного сырья |
| JP3950437B2 (ja) * | 2003-07-08 | 2007-08-01 | キング ファハド ユニバーシティ オブ ペトロリアム アンド ミネラルズ | 重質油の流動接触分解法 |
| US7404891B2 (en) * | 2004-03-29 | 2008-07-29 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Heat recovery technique for catalyst regenerator flue gas |
| US7491315B2 (en) | 2006-08-11 | 2009-02-17 | Kellogg Brown & Root Llc | Dual riser FCC reactor process with light and mixed light/heavy feeds |
| US7727486B2 (en) * | 2007-08-01 | 2010-06-01 | Uop Llc | Apparatus for heating regeneration gas |
| FR2932495B1 (fr) * | 2008-06-17 | 2011-03-25 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif de controle des conditions operatoires dans une unite de craquage catalytique a deux risers. |
| FR2966160B1 (fr) | 2010-10-14 | 2013-11-15 | IFP Energies Nouvelles | Procede de craquage catalytique adapte au traitement de charges a faible carbon conradson comportant le recycle d'une coupe cokante selon une technologie nouvelle |
| US20150090636A1 (en) * | 2013-10-02 | 2015-04-02 | Uop Llc | Apparatuses and methods for cracking hydrocarbons |
-
2014
- 2014-01-10 FR FR1450194A patent/FR3016370B1/fr active Active
- 2014-12-22 ES ES14307120T patent/ES2709060T3/es active Active
- 2014-12-22 EP EP14307120.7A patent/EP2894213B1/fr active Active
- 2014-12-29 RU RU2014153746A patent/RU2677893C2/ru active
-
2015
- 2015-01-08 JP JP2015001921A patent/JP6573454B2/ja active Active
- 2015-01-09 KR KR1020150003416A patent/KR102375079B1/ko active IP Right Grant
- 2015-01-09 AR ARP150100066A patent/AR099072A1/es active IP Right Grant
- 2015-01-09 CN CN201510047402.1A patent/CN104774642B/zh active Active
- 2015-01-12 US US14/594,833 patent/US10336948B2/en active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4272402A (en) * | 1979-07-16 | 1981-06-09 | Cosden Technology, Inc. | Process for regenerating fluidizable particulate cracking catalysts |
| US5198194A (en) * | 1990-06-08 | 1993-03-30 | Mobil Oil Corporation | Apparatus for simultaneous heating and cooling a fast fluidized bed catalyst regenerator |
| US5365006A (en) * | 1990-07-02 | 1994-11-15 | Exxon Research And Engineering Company | Process and apparatus for dehydrogenating alkanes |
| CN101611118A (zh) * | 2006-11-07 | 2009-12-23 | 沙特阿拉伯石油公司 | 最大化由石油给料的丙烯生产的苛刻流化床催化裂化工艺的先进控制 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| FR3016370A1 (fr) | 2015-07-17 |
| KR20150083805A (ko) | 2015-07-20 |
| FR3016370B1 (fr) | 2017-06-16 |
| CN104774642A (zh) | 2015-07-15 |
| RU2677893C2 (ru) | 2019-01-22 |
| JP2015131959A (ja) | 2015-07-23 |
| EP2894213B1 (fr) | 2018-10-31 |
| JP6573454B2 (ja) | 2019-09-11 |
| US10336948B2 (en) | 2019-07-02 |
| US20150197695A1 (en) | 2015-07-16 |
| ES2709060T3 (es) | 2019-04-15 |
| RU2014153746A3 (zh) | 2018-08-20 |
| RU2014153746A (ru) | 2016-07-20 |
| EP2894213A1 (fr) | 2015-07-15 |
| AR099072A1 (es) | 2016-06-29 |
| KR102375079B1 (ko) | 2022-03-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101597511B (zh) | 一种超重原油改质处理的工艺方法 | |
| CN104428401B (zh) | 具有双重淬火的两阶段气化 | |
| CN103649276A (zh) | 生物质热解中的热量排除与回收 | |
| CN101824332A (zh) | 废旧塑料、轮胎、废机油的再生能源综合利用生产装备 | |
| CN105586077B (zh) | 一种重油焦化设备 | |
| CN104774642B (zh) | 允许改进的升级回收来自燃烧烟气的卡路里的催化裂化方法 | |
| CN103265979A (zh) | 高温高压生物质合成气冷却净化工艺及其设备 | |
| US20210122631A1 (en) | Method and Systems for Treating Synthesis Gas | |
| RU2491321C2 (ru) | Способ и устройство для предварительного нагрева сырья с помощью охладителя отходящих газов | |
| CN107033950A (zh) | 带烟道热量阶梯补偿的重整加热炉 | |
| CN201713491U (zh) | 废旧塑料、轮胎、废机油的再生能源综合利用生产装备 | |
| CN101481626B (zh) | 一种重油裂解制球形焦工艺 | |
| CN205313462U (zh) | 用于中低温煤干馏的系统 | |
| CN106244193B (zh) | 高蜡原油处理装置及处理方法 | |
| CN206089583U (zh) | 高蜡原油处理装置 | |
| CN103591812A (zh) | 一种管式加热炉结焦物清理方法 | |
| CN107539951A (zh) | 蒸汽重整天然气的方法，具有产生向该方法供应所需热量的热烟气的两个燃烧室 | |
| CN111704934A (zh) | 一种利用粉煤和石油焦气化热裂解重油装置 | |
| RU2423406C2 (ru) | Способ отвода газообразных продуктов пиролиза угля из горизонтальных коксовых печей | |
| CN110903860A (zh) | 一种焦炉荒煤气与焦炭偶合深度脱硫系统及方法 | |
| CN202390402U (zh) | 用于制油的生物质合成气正压净化系统 | |
| JP4633330B2 (ja) | 熱転化軽質製品の製造及び発電方法 | |
| CN108410487A (zh) | 清洁煤多联产系统及多联产方法 | |
| CN106833681A (zh) | 一种连续延迟焦化方法及系统及其所用的焦炭塔 | |
| CN109679668A (zh) | 一种焦炉荒煤气余热极限回收利用方法及系统 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |