CN114133955A - 一种石油烃串级流化裂解制烯烃的装置及方法 - Google Patents
一种石油烃串级流化裂解制烯烃的装置及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114133955A CN114133955A CN202111450465.3A CN202111450465A CN114133955A CN 114133955 A CN114133955 A CN 114133955A CN 202111450465 A CN202111450465 A CN 202111450465A CN 114133955 A CN114133955 A CN 114133955A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- reaction
- section
- separation
- riser
- catalyst
- 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
Links
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 title claims abstract description 61
- 238000005336 cracking Methods 0.000 title claims abstract description 61
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 54
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 title abstract description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 313
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 178
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 97
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 52
- 241000221988 Russula cyanoxantha Species 0.000 claims description 51
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 44
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 30
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 30
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 28
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 27
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 17
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 11
- 238000005192 partition Methods 0.000 claims description 11
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 claims description 9
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 8
- -1 ethylene, propylene Chemical group 0.000 claims description 8
- 239000011280 coal tar Substances 0.000 claims description 7
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 claims description 7
- 125000000383 tetramethylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims description 6
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims description 5
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 5
- 238000007670 refining Methods 0.000 claims description 4
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 2
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 claims description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 8
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 10
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 9
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 2
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 2
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 2
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000013064 chemical raw material Substances 0.000 description 1
- 239000007806 chemical reaction intermediate Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052680 mordenite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 239000012492 regenerant Substances 0.000 description 1
- 239000011949 solid catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Images
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
- C10G55/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process
- C10G55/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only
- C10G55/06—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only including at least one catalytic cracking step
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4006—Temperature
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4012—Pressure
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/70—Catalyst aspects
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明提供了一种石油烃串级流化裂解制烯烃的装置及方法，所述装置包括提升管反应器、沉降器和再生器，提升管反应器的末端向上延伸到沉降器内，所述提升管反应器的侧面和沉降器的底部出口与再生器相连，再生器的出口与提升管反应器相连；所述提升管反应器中自下而上反应提升段和反应分离段交替排列，反应分离段包括提升管、分离组件以及壳体，所述提升管延伸到壳体中并断开形成出口，壳体上部直径渐缩形成提升管。本发明通过将提升管反应器分为多段式结构，使得石油烃能够分段流化裂解，将中间部分设计为反应分离结构，每段反应后初步分离，可有效提高石油烃转化率和烯烃的收率；所述装置结构简单，原料来源广，成本较低，经济效益高。
Description
技术领域
本发明属于石油加工技术领域，涉及一种石油烃串级流化裂解制烯烃的装置及方法。
背景技术
传统的石油化工行业主要是生产燃料油，原油的利用率有限，而随着燃料和石化市场的发展变化，对化工原料的需求不断增加，成为原油需求增长的主要驱动力，而由原油生产化工原料也是石油炼制企业转型升级、提质增效的主要手段之一，因而有必要研究原油最大化生产化工原料的技术。
低碳烯烃作为重要的化工原料，主要包括乙烯和丙烯，是生产多种重要化工产品的基础原料，近年来其需求量不断增加；目前，低碳烯烃的生产仍主要是采用管式炉蒸汽热裂解技术，该技术存在反应温度高，能耗高，综合效率低等缺点，而管式炉的使用存在炉管材质要求高，投资大，炉管容易结焦等缺点，同时，蒸汽热裂解工艺需要使用石脑油等轻烃原料，原料成本较高，因而需要发展多样化的低碳烯烃生产技术，如催化裂化、丙烷脱氢、甲醇制烯烃等，目前研究较多的是催化裂化生产技术。
随着原油重质化和劣质化的加剧，轻烃原料缺乏日益严重，发展以重油为原料生产低碳烯烃的技术路线成为生产低碳烯烃的不二选择，而催化裂化技术可以有效利用各类重质油，既扩展了原料的来源，又能够节约能源，提高经济效益，因而针对催化裂化技术的工艺改进，以提高低碳烯烃的产率，是满足化工原料生产需求的重要途径。
CN 105505456A公开了一种催化裂化装置和一种催化裂化石油烃的方法，该催化裂化装置包括提升管反应器、沉降器和汽提器；汽提器位于沉降器的下方且与沉降器一体形成并且同轴，提升管反应器穿过汽提器的底部且伸入沉降器内，在沉降器内设有旋风分离器；其中，沉降器下部腔体内设有与沉降器同轴的上下开口的套筒，提升管反应器的出口位于套筒内以形成流化床反应区，旋风分离器的催化剂出口位于由套筒外壁与沉降器内壁形成的空间中。该催化裂化装置仍是以传统的提升管、气固分离器和再生器为主要结构，没有针对原料油进行分段加热、反应以提高烯烃收率的改进，催化剂只进行一次性分离，反应过程中失活后仍存在于反应体系中，影响原料油的转化。
CN 102816590A公开了一种石油烃油催化裂化多产低碳烯烃的方法，该方法包括：在裂化反应条件下将石油烃类原料与进入提升管反应器的蒸气提升的催化剂再生剂接触进行裂化反应，还包括将10-50重量％的积炭催化剂引入流化床反应器与含氧化合物原料接触反应，所述含氧化合物原料分为两股，其中乙醇和/或乙醚的一股进料从反应器底部进入，不含乙醇和/或乙醚的另一股原料从反应器中下部进入，反应油气产物及催化剂经反应器顶部返回沉降器。该方法中除了传统的催化裂化装置，还包括含氧化合物原料在流化床反应器中的反应，以提高轻烯烃的收率，但并未针对催化裂化装置自身进行改进。
综上所述，对于石油烃催化裂化的装置及工艺，还需要根据反应进程，合理改进装置的结构设计以及反应阶段划分，减少非反应原料的使用，提高石油烃的转化率和烯烃的收率。
发明内容
针对现有技术存在的问题，本发明的目的在于提供一种石油烃串级流化裂解制烯烃的装置及方法，所述装置通过将提升管反应器分为多段式串级结构，使得石油烃能够多次升温，进行分段流化裂解，并将部分结构设计为反应分离结构，使得每段反应后初步分离，分离出的催化剂进行再生，从而有效提高石油烃的转化率和烯烃的收率，并扩展了原料的来源，降低成本。
为达此目的，本发明采用以下技术方案：
一方面，本发明提供了一种石油烃串级流化裂解制烯烃的装置，所述装置包括提升管反应器、沉降器和再生器，所述提升管反应器的末端向上延伸到所述沉降器内部，所述提升管反应器的侧面和沉降器的底部独立地通过催化剂排出管与再生器的入口相连，所述再生器的出口通过催化剂进料管与提升管反应器相连；
所述提升管反应器包括反应提升段和反应分离段，自下而上反应提升段和反应分离段交替排列，所述提升管反应器的最后一段为反应提升段，所述反应提升段至少为两段，所述反应分离段至少为一段，所述反应分离段的直径大于反应提升段的直径，每一段所述反应分离段包括提升管部分、分离组件以及环绕提升管和分离组件的壳体部分，所述提升管部分自下向上延伸到壳体中并断开形成出口，所述提升管出口的上方为分离组件，所述壳体上位于分离组件上方的部分直径逐渐缩小形成提升管，连接下一段反应提升段。
本发明中，由石油烃流化裂解制备烯烃，所述装置的主体结构为提升管反应器，通过将提升管反应器分为多段式串级结构，使得流化裂解过程能够梯级升温并分段进行，并进一步将中间部分设计为反应分离结构，在每段反应后即进行初步分离，及时将失活催化剂排出并加以补充，保证催化裂化过程持续稳定进行，中间阶段分离出的催化剂同步进行再生与回用，上述结构设计有助于提高石油烃原料的转率以及烯烃的收率，满足对化工原料的需求；所述装置的结构简单，设备成本较低，可降低能耗，提高经济效益。
以下作为本发明优选的技术方案，但不作为本发明提供的技术方案的限制，通过以下技术方案，可以更好地达到和实现本发明的技术目的和有益效果。
作为本发明优选的技术方案，所述反应提升段包括2～4段，例如2段、3段护四段，所述反应分离段包括1～3段，例如1段、2段或3段，两者各自对应，反应分离段比反应提升段少一段。
优选地，所述反应提升段自下而上依次为第一反应提升段和第二反应提升段，第一反应提升段、第二反应提升段和第三反应提升段，或第一反应提升段、第二反应提升段、第三反应提升段和第四反应提升段中任意一种。
优选地，所述反应分离段自下而上依次为第一反应分离段，第一反应分离段和第二反应分离段，或第一反应分离段、第二反应分离段和第三反应分离段中任意一种。
优选地，所述反应分离段中的分离组件为呈倒V形的隔板，所述隔板的宽度大于提升管的直径。
优选地，所述反应分离段中壳体的直径是提升管直径的1.5～6倍，例如1.5倍、2倍、2.5倍、3倍、4倍、5倍或6倍等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
本发明中，根据反应分离段的结构划分，为气固快分结构，在提升管外侧设置壳体，提供固体颗粒沉降的空间，而提升管出口上方隔板的设置可以将喷出的气固混合产物进行阻挡，使得油气从两侧继续向上，而固体催化剂则向下沉降，实现油气和催化剂的初步分离。
作为本发明优选的技术方案，每一段反应提升段的入口位置均连接有催化剂进料管。
优选地，每一段反应分离段中的壳体的底部出口均连接有催化剂排出管。
优选地，所述第二反应提升段的入口处还设有产品油回炼口。
优选地，所述装置还包括加热炉，所述加热炉设置于提升管反应器的入口前，所述加热炉的出口与提升管反应器的入口相连。
本发明中，由于石油烃催化裂化的温度较高，通入提升管反应器再升温需要提供的热量过大，并且需要把烧炭器的尺寸以及相应的风机设备做大，因而先设置加热炉，对石油烃原料进行预热，使得原料进入提升管反应器与催化剂混合后能够直接反应。
作为本发明优选的技术方案，所述沉降器内设有气固分离器，所述气固分离器位于沉降器的顶部。
优选地，所述气固分离器包括旋风分离器和/或布袋除尘器。
优选地，所述提升管反应器的最后一段反应提升段部分位于沉降器内部。
作为本发明优选的技术方案，所述再生器为烧炭器。
优选地，所述烧炭器内设有气固分离器，所述气固分离器位于烧炭器的顶部。
优选地，所述再生器的数量至少为两个，例如两个、三个或四个等，优选为两个。
优选地，所述再生器包括第一再生器和第二再生器，所述第一再生器通过催化剂进料管与第一反应提升段的入口相连，所述第二再生器分出催化剂进料管与第二反应提升段的入口，或分别与第二反应提升段和第三反应提升段的入口相连。
本发明中，所述催化剂的加入可以起到对石油烃原料及反应中间产物的加热作用，而基于对不同反应段温度需求的不同，所需催化剂的温度也会不同，通过设置多个再生器，可以得到不同温度的再生催化剂，以加入到提升管反应器的不同位置。
另一方面，本发明提供了一种采用上述装置流化裂解制烯烃的方法，所述方法包括以下步骤：
(1)石油烃原料与催化剂混合后进入提升管反应器进行流化裂解，并在反应分离段中进行初步分离，初步分离后得到的油气产物继续进行流化裂解并分离，所述流化裂解共进行至少两次，最终进行沉降分离，得到烯烃产物；
(2)步骤(1)中各步分离和沉降分离得到的固相产物进行再生处理，再生后的催化剂返回提升管反应器。
作为本发明优选的技术方案，步骤(1)所述石油烃原料包括减压蜡油、石脑油、渣油、焦化蜡油、脱沥青油、加氢催化柴油、原油、煤焦油、页岩油或加氢尾油中任意一种或至少两种的组合，所述组合典型但非限制性实例有：减压蜡油和渣油的组合，煤焦油和页岩油的组合，焦化蜡油、脱沥青油和加氢催化柴油的组合，煤焦油、页岩油和加氢尾油的组合等。
本发明中，烯烃制备所用原料不局限于轻质的石脑油等，重油等劣质原料同样适用，扩展了原料的来源范围，降低了原料成本，也提供了处理重质油的一个途径。
优选地，步骤(1)所述催化剂包括沸石催化剂。
作为本发明优选的技术方案，步骤(1)所述石油烃原料在进入提升管反应器前，先进行加热。
优选地，所述石油烃原料先加热至300～500℃，例如300℃、350℃、400℃、450℃或500℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，步骤(1)所述流化裂解的次数与提升管反应器中反应提升段的段数相同，为2～4次，例如2次、3次或4次。
优选地，所述石油烃原料与催化剂在第一反应提升段中进行升温并发生初步反应。
本发明中，所述石油烃原料经过加热炉的升温，再进入提升管反应器与催化剂混合进一步升温，达到第一反应提升段的反应温度。
优选地，所述流化裂解和分离按照提升管反应器的结构交替进行，各级流化裂解的反应温度梯级升高。
优选地，所述第一反应提升段的反应温度为500～650℃，例如500℃、520℃、550℃、580℃、600℃、620℃或650℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用；反应时间为0.5～2s，例如0.5s、0.8s、1s、1.2s、1.5s、1.8s或2s等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第二反应提升段的反应温度为650～850℃，例如650℃、700℃、750℃、800℃或850℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用；反应时间为0.5～2s，例如0.5s、0.8s、1s、1.2s、1.5s、1.8s或2s等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述提升管反应器的反应压力为0.21～0.51MPa，例如0.21MPa、0.25MPa、0.3MPa、0.35MPa、0.4MPa、0.45MPa或0.51MPa等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
本发明中，所述提升管反应器的反应压力为绝对压力，整个提升管反应器中压力基本一致，主要是各阶段温度不同。
作为本发明优选的技术方案，步骤(1)所述反应分离段中的初步分离为中间产物与催化剂的气固分离。
优选地，每经过一次反应分离段的分离后，向提升管反应器中再加入催化剂。
优选地，所述第二反应提升段的入口处还加入产品油进行回炼，所述产品油包括石脑油、柴油或重油中任意一种或至少两种的组合，所述组合典型但非限制性实例有：石脑油和柴油的组合，柴油和重油的组合，石脑油、柴油和重油的组合等。
本发明中，以石油烃为原料除了生产烯烃，经过分馏系统还会分离出石脑油、柴油或重油等产品油，将所述产品油返回提升管反应器进行回炼，可以提高烯烃的收率。
优选地，所述流化裂解反应完成后，反应产物在沉降器中进行旋风分离，得到烯烃产物。
优选地，所述烯烃产物包括乙烯、丙烯和丁烯。
本发明中，以石油烃为原料，经过串级流化裂解，可有效提高烯烃产品的收率，主要有乙烯、丙烯和丁烯等，除此之外还会有其他产物，例如氢气、低碳烷烃、石脑油、汽油、柴油以及重油等。
作为本发明优选的技术方案，步骤(2)所述催化剂失活后进行再生，所述再生处理在烧炭器内进行。
优选地，从不同反应分离段分离的催化剂进入不同的烧炭器，不同的烧炭器中再生温度不同。
优选地，所述烧炭器设有两个，其中一个烧炭器的再生温度为650～750℃，例如650℃、680℃、700℃、720℃或750℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用；另一个烧炭器的再生温度为750～950℃，例如750℃、800℃、850℃、900℃或950℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述催化剂再生后加入到提升管反应器的各反应提升段的入口。
优选地，所述再生温度较低的催化剂加入到第一反应提升段的入口处，所述再生温度较高的催化剂加入到第二反应提升段的入口处，或第二反应提升段和第三反应提升段的入口处。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
(1)本发明所述装置通过将提升管反应器分为多段式结构，使得石油烃能够多次升温，进行分段流化裂解，并将中间部分设计为反应分离结构，使得每段反应后初步分离，分离出的催化剂进行再生，保证流化裂解过程持续稳定进行，从而有效提高石油烃的转化率和烯烃的收率，烯烃的总收率可达到48％以上；
(2)本发明所述装置结构简单，原料来源范围广，设备及原料成本较低，可节约能源，提高经济效益。
附图说明
图1是本发明实施例1提供的石油烃串级流化裂解制烯烃的装置的结构示意图；
图2是本发明实施例2提供的石油烃串级流化裂解制烯烃的装置的结构示意图；
其中，11-第一反应提升段，12-第二反应提升段，13-第三反应提升段，21-第一反应分离段，22-第二反应分离段，3-沉降器，41-第一再生器，42-第二再生器，5-加热炉。
具体实施方式
为更好地说明本发明，便于理解本发明的技术方案，下面对本发明进一步详细说明。但下述的实施例仅是本发明的简易例子，并不代表或限制本发明的权利保护范围，本发明保护范围以权利要求书为准。
本发明具体实施方式部分提供了一种石油烃串级流化裂解制烯烃的装置及方法，所述装置包括提升管反应器、沉降器3和再生器，所述提升管反应器的末端向上延伸到所述沉降器3内部，所述提升管反应器的侧面和沉降器3的底部独立地通过催化剂排出管与再生器的入口相连，所述再生器的出口通过催化剂进料管与提升管反应器相连；
所述提升管反应器包括反应提升段和反应分离段，自下而上反应提升段和反应分离段交替排列，所述提升管反应器的最后一段为反应提升段，所述反应提升段至少为两段，所述反应分离段至少为一段，所述反应分离段的直径大于反应提升段的直径，每一段所述反应分离段包括提升管部分、分离组件以及环绕提升管和分离组件的壳体部分，所述提升管部分自下向上延伸到壳体中并断开形成出口，所述提升管出口的上方为分离组件，所述壳体上位于分离组件上方的部分直径逐渐缩小形成提升管，连接下一段反应提升段。
以下为本发明典型但非限制性实施例：
实施例1：
本实施例提供了一种石油烃串级流化裂解制烯烃的装置，所述装置的结构示意图如图1所述，包括提升管反应器、沉降器3和再生器，所述提升管反应器的末端向上延伸到所述沉降器3内部，所述提升管反应器的侧面和沉降器3的底部独立地通过催化剂排出管与再生器的入口相连，所述再生器的出口通过催化剂进料管与提升管反应器相连；
所述提升管反应器包括反应提升段和反应分离段，自下而上反应提升段和反应分离段交替排列，所述提升管反应器的最后一段为反应提升段，所述反应提升段为两段，所述反应分离段为一段，所述反应分离段的直径大于反应提升段的直径，每一段所述反应分离段包括提升管部分、分离组件以及环绕提升管和分离组件的壳体部分，所述提升管部分自下向上延伸到壳体中并断开形成出口，所述提升管出口的上方为分离组件，所述壳体上位于分离组件上方的部分直径逐渐缩小形成提升管，连接下一段第二反应提升段。
所述反应提升段自下而上依次为第一反应提升段11和第二反应提升段12。
所述反应分离段为第一反应分离段21。
所述反应分离段中的分离组件为呈倒V形的隔板，所述隔板的宽度大于提升管的直径。
所述反应分离段中壳体的直径是提升管直径的2倍。
每一段反应提升段的入口位置均连接有催化剂进料管。
每一段反应分离段中的壳体的底部出口均连接有催化剂排出管。
所述第二反应提升段12的入口处还设有产品油回炼口。
所述装置还包括加热炉5，所述加热炉5设置于提升管反应器的入口前，所述加热炉5的出口与提升管反应器的入口相连。
所述沉降器3内设有气固分离器，所述气固分离器位于沉降器3的顶部；所述气固分离器为旋风分离器。
所述提升管反应器的最后一段反应提升段部分位于沉降器3内部。
所述再生器为烧炭器，所述烧炭器内设有气固分离器，所述气固分离器位于烧炭器的顶部。
所述再生器的数量为两个，分别为第一再生器41和第二再生器42，所述第一再生器41通过催化剂进料管与第一反应提升段11的入口相连，所述第二再生器42通过催化剂进料管与第二反应提升段12的入口相连。
实施例2：
本实施例提供了一种石油烃串级流化裂解制烯烃的装置，所述装置的结构示意图如图2所述，包括提升管反应器、沉降器3和再生器，所述提升管反应器的末端向上延伸到所述沉降器3内部，所述提升管反应器的侧面和沉降器3的底部独立地通过催化剂排出管与再生器的入口相连，所述再生器的出口通过催化剂进料管与提升管反应器相连；
所述提升管反应器包括反应提升段和反应分离段，自下而上反应提升段和反应分离段交替排列，所述提升管反应器的最后一段为反应提升段，所述反应提升段为三段，所述反应分离段为两段，所述反应分离段的直径大于反应提升段的直径，每一段所述反应分离段包括提升管部分、分离组件以及环绕提升管和分离组件的壳体部分，所述提升管部分自下向上延伸到壳体中并断开形成出口，所述提升管出口的上方为分离组件，所述壳体上位于分离组件上方的部分直径逐渐缩小形成提升管，连接下一段第二反应提升段。
所述反应提升段自下而上依次为第一反应提升段11、第二反应提升段12和第三反应提升段13。
所述反应分离段自下而上依次为第一反应分离段21和第二反应分离段22。
所述反应分离段中的分离组件为呈倒V形的隔板，所述隔板的宽度大于提升管的直径。
所述反应分离段中壳体的直径是提升管直径的4倍。
每一段反应提升段的入口位置均连接有催化剂进料管。
每一段反应分离段中的壳体的底部出口均连接有催化剂排出管。
所述第二反应提升段12的入口处还设有产品油回炼口。
所述装置还包括加热炉5，所述加热炉5设置于提升管反应器的入口前，所述加热炉5的出口与提升管反应器的入口相连。
所述沉降器3内设有气固分离器，所述气固分离器位于沉降器3的顶部；所述气固分离器为布袋除尘器。
所述提升管反应器的最后一段反应提升段部分位于沉降器3内部。
所述再生器为烧炭器，所述烧炭器内设有气固分离器，所述气固分离器位于烧炭器的顶部。
所述再生器的数量为两个，分别为第一再生器41和第二再生器42，所述第一再生器41通过催化剂进料管与第一反应提升段11的入口相连，所述第二再生器42分出催化剂进料管分别与第二反应提升段12和第三反应提升段13的入口相连。
实施例3：
本实施例提供了一种石油烃串级流化裂解制烯烃的装置，所述装置包括提升管反应器、沉降器3和再生器，所述提升管反应器的末端向上延伸到所述沉降器3内部，所述提升管反应器的侧面和沉降器3的底部独立地通过催化剂排出管与再生器的入口相连，所述再生器的出口通过催化剂进料管与提升管反应器相连；
所述提升管反应器包括反应提升段和反应分离段，自下而上反应提升段和反应分离段交替排列，所述提升管反应器的最后一段为反应提升段，所述反应提升段为四段，所述反应分离段为三段，所述反应分离段的直径大于反应提升段的直径，每一段所述反应分离段包括提升管部分、分离组件以及环绕提升管和分离组件的壳体部分，所述提升管部分自下向上延伸到壳体中并断开形成出口，所述提升管出口的上方为分离组件，所述壳体上位于分离组件上方的部分直径逐渐缩小形成提升管，连接下一段第二反应提升段。
所述反应提升段自下而上依次为第一反应提升段11、第二反应提升段12、第三反应提升段13和第四反应提升段。
所述反应分离段自下而上依次为第一反应分离段21、第二反应分离段22和第三反应分离段。
所述反应分离段中的分离组件为呈倒V形的隔板，所述隔板的宽度大于提升管的直径。
所述反应分离段中壳体的直径是提升管直径的3倍。
每一段反应提升段的入口位置均连接有催化剂进料管。
每一段反应分离段中的壳体的底部出口均连接有催化剂排出管。
所述装置还包括加热炉5，所述加热炉5设置于提升管反应器的入口前，所述加热炉5的出口与提升管反应器的入口相连。
所述沉降器2内设有气固分离器，所述气固分离器位于沉降器2的顶部；所述气固分离器包括两级旋风分离器。
所述提升管反应器的最后一段反应提升段部分位于沉降器3内部。
所述再生器为烧炭器，所述烧炭器内设有气固分离器，所述气固分离器位于烧炭器的顶部。
所述再生器的数量为三个，分别为第一再生器41、第二再生器42和第三再生器，所述第一再生器31通过催化剂进料管分别与第一反应提升段11的入口相连，所述第二再生器32分出催化剂进料管分别与第二反应提升段12和第三反应提升段13的入口相连，所述第三再生器通过催化剂进料管与第四反应提升段的入口相连。
实施例4：
本实施例提供了一种石油烃串级流化裂解制烯烃的方法，所述方法参照实施例1中的装置进行，包括以下步骤：
(1)煤焦油原料先加热至400℃，然后与Y型沸石催化剂混合，然后进入提升管反应器进行流化裂解，先在第一反应提升段11中继续升温并发生初步反应，第一反应提升段的反应温度为600℃，时间为1s，然后在第一反应分离段21进行初步分离，初步分离后得到的油气产物进入第二反应提升段12继续进行流化裂解，第二反应提升段12的反应温度为750℃，反应时间为1s，提升管反应器中的反应压力为0.35MPa；反应完成后进行旋风分离，得到烯烃产物，所述烯烃产物包括乙烯、丙烯和丁烯；
(2)步骤(1)中初步分离和旋风分离得到的失活催化剂进行再生处理，所述再生处理在烧炭器内进行，从不同反应分离段分离的催化剂进入不同的烧炭器，所述烧炭器设有两个，其中一个烧炭器的再生温度为700℃，另一个烧炭器的再生温度为850℃，前一个烧炭器再生的催化剂加入到第一反应提升段11的入口处，后一个烧炭器再生的催化剂加入到第二反应提升段12的入口处。
本实施例中，所述煤焦油原料经过串级流化裂解，流化裂解过程可连续稳定进行，烯烃的收率达到35％，考虑产品油的回炼，相对于原料油进料烯烃收率能达到48％以上。
实施例5：
本实施例提供了一种石油烃串级流化裂解制烯烃的方法，所述方法参照实施例1中的装置进行，包括以下步骤：
(1)减压蜡油原料先加热至500℃，然后与ZSM-5沸石催化剂混合，然后进入提升管反应器进行流化裂解，先在第一反应提升段11中进行升温并发生初步反应，第一反应提升段的反应温度为650℃，时间为0.5s，然后在第一反应分离段21进行初步分离，初步分离后得到的油气产物进入第二反应提升段12继续进行流化裂解，第二反应提升段12的反应温度为800℃，反应时间为1.5s，提升管反应器中的反应压力为0.25MPa；反应完成后进行旋风分离，得到烯烃产物，烯烃产物包括乙烯、丙烯和丁烯；
(2)步骤(1)中初步分离和旋风分离得到的失活催化剂进行再生处理，所述再生处理在烧炭器内进行，失活催化剂在空气带动下进入烧炭器中，从不同反应分离段分离的催化剂进入不同的烧炭器，所述烧炭器设有两个，其中一个烧炭器的再生温度为750℃，另一个烧炭器的再生温度为900℃，前一个烧炭器再生的催化剂加入到第一反应提升段11的入口处，后一个烧炭器再生的催化剂加入到第二反应提升段12的入口处。
本实施例中，所述减压蜡油原料经过串级流化裂解，烯烃的收率达到36％，考虑产品油的回炼，相对于原料油进料烯烃收率能达到51％以上。
实施例6：
本实施例提供了一种石油烃串级流化裂解制烯烃的方法，所述方法参照实施例2中的装置进行，包括以下步骤：
(1)焦化蜡油、脱沥青油先加热至300℃，然后与丝光沸石催化剂混合，焦化蜡油和脱沥青油的质量比为1:1，然后进入提升管反应器进行流化裂解，先在第一反应提升段11中进行升温并发生初步反应，第一反应提升段的反应温度为500℃，时间为2s，然后在第一反应分离段21进行初步分离，初步分离后得到的油气产物进入第二反应提升段12继续进行流化裂解，第二反应提升段12的反应温度为650℃，反应时间为1s，油气产物在第二反应分离段22再次分离后进入第三反应提升段13进行流化裂解，第三反应提升段13的反应温度为800℃，反应时间为0.5s，提升管反应器中的反应压力为0.5MPa；反应完成后进行旋风分离，得到烯烃产物，所述烯烃产物包括乙烯、丙烯和丁烯；
(2)步骤(1)中初步分离和旋风分离得到的失活催化剂进行再生处理，所述再生处理在烧炭器内进行，失活催化剂在空气带动下进入烧炭器中，从不同反应分离段分离的催化剂进入不同的烧炭器，所述烧炭器设有两个，其中一个烧炭器的再生温度为650℃，另一个烧炭器的再生温度为950℃，前一个烧炭器再生的催化剂加入到第一反应提升段11的入口处，后一个烧炭器再生的催化剂加入到第二反应提升段12和第三反应提升段13的入口处。
本实施例中，所述焦化蜡油和脱沥青油原料经过串级流化裂解，流化裂解过程可连续稳定进行，烯烃的收率达到35％，考虑产品油的回炼，相对于原料油进料烯烃收率能达到51％以上。
实施例7：
本实施例提供了一种石油烃串级流化裂解制烯烃的方法，所述方法参照实施例1中的装置进行，包括以下步骤：
(1)页岩油原料先加热至450℃，然后与L沸石催化剂混合，然后进入提升管反应器进行流化裂解，先在第一反应提升段11中进行升温并发生初步反应，第一反应提升段的反应温度为550℃，时间为2s，然后在第一反应分离段21进行初步分离，初步分离后得到的油气产物进入第二反应提升段12继续进行流化裂解，第二反应提升段12的反应温度为700℃，反应时间为2s，提升管反应器中的反应压力为0.4MPa；反应完成后进行布袋分离，得到烯烃产物，所述烯烃产物包括乙烯、丙烯和丁烯；
(2)步骤(1)中初步分离和布袋分离得到的失活催化剂进行再生处理，所述再生处理在烧炭器内进行，失活催化剂在空气带动下进入烧炭器中，从不同反应分离段分离的催化剂进入不同的烧炭器，所述烧炭器设有两个，其中一个烧炭器的再生温度为720℃，另一个烧炭器的再生温度为820℃，前一个烧炭器再生的催化剂加入到第一反应提升段11的入口处，后一个烧炭器再生的催化剂加入到第二反应提升段12的入口处。
本实施例中，所述页岩油原料经过串级流化裂解，流化裂解过程可连续稳定进行，烯烃的收率达到37％，考虑产品油的回炼，相对于原料油进料烯烃收率能达到52％以上。
对比例1：
本对比例提供了一种石油烃流化裂解制烯烃的装置及方法，所述装置参照实施例1中的装置，区别在于：所述提升管反应器只包括第一反应提升段11和第二反应提升段12，未设置反应分离段，但提升管反应器的总长度与实施例1中相同。
所述方法参照实施例4中的方法，区别在于：步骤(1)中不包括反应分离段的反应及初步分离过程。
本对比例中，由于石油烃原料直接在提升管反应器中流化裂解，并未进行分段以及催化剂的初步分离，反应效率较低，经过回炼的总烯烃的收率仅为32％。
综合上述实施例和对比例可以看出，本发明所述装置通过将提升管反应器分为多段式串级结构，使得石油烃能够多次升温，进行分段流化裂解，并将中间部分设计为反应分离结构，使得每段反应后初步分离，分离出的催化剂进行再生，保证流化裂解过程持续稳定进行，从而有效提高石油烃的转化率和烯烃的收率，烯烃的收率可达到48％以上；所述装置结构简单，原料来源范围广，设备及原料成本较低，可节约能源，提高经济效益。
申请人声明，本发明通过上述实施例来说明本发明的详细装置与方法，但本发明并不局限于上述详细装置与方法，即不意味着本发明必须依赖上述详细装置与方法才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明装置的等效替换及辅助装置的添加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。
Claims (10)
1.一种石油烃串级流化裂解制烯烃的装置，其特征在于，所述装置包括提升管反应器、沉降器和再生器，所述提升管反应器的末端向上延伸到所述沉降器内部，所述提升管反应器的侧面和沉降器的底部独立地通过催化剂排出管与再生器的入口相连，所述再生器的出口通过催化剂进料管与提升管反应器相连；
所述提升管反应器包括反应提升段和反应分离段，自下而上反应提升段和反应分离段交替排列，所述提升管反应器的最后一段为反应提升段，所述反应提升段至少为两段，所述反应分离段至少为一段，所述反应分离段的直径大于反应提升段的直径，每一段所述反应分离段包括提升管部分、分离组件以及环绕提升管和分离组件的壳体部分，所述提升管部分自下向上延伸到壳体中并断开形成出口，所述提升管出口的上方为分离组件，所述壳体上位于分离组件上方的部分直径逐渐缩小形成提升管，连接下一段反应提升段。
2.根据权利要求1所述的装置，其特征在于，所述反应提升段包括2～4段，所述反应分离段包括1～3段；
优选地，所述反应提升段自下而上依次为第一反应提升段和第二反应提升段，第一反应提升段、第二反应提升段和第三反应提升段，或第一反应提升段、第二反应提升段、第三反应提升段和第四反应提升段中任意一种；
优选地，所述反应分离段自下而上依次为第一反应分离段，第一反应分离段和第二反应分离段，或第一反应分离段、第二反应分离段和第三反应分离段中任意一种；
优选地，所述反应分离段中的分离组件为呈倒V形的隔板，所述隔板的宽度大于提升管的直径；
优选地，所述反应分离段中壳体的直径是提升管直径的1.5～6倍。
3.根据权利要求1或2所述的装置，其特征在于，每一段反应提升段的入口位置均连接有催化剂进料管；
优选地，每一段反应分离段中的壳体的底部出口均连接有催化剂排出管；
优选地，所述第二反应提升段的入口处还设有产品油回炼口；
优选地，所述装置还包括加热炉，所述加热炉设置于提升管反应器的入口前，所述加热炉的出口与提升管反应器的入口相连。
4.根据权利要求1-3任一项所述的装置，其特征在于，所述沉降器内设有气固分离器，所述气固分离器位于沉降器的顶部；
优选地，所述气固分离器包括旋风分离器；
优选地，所述提升管反应器的最后一段反应提升段部分位于沉降器内部。
5.根据权利要求1-4任一项所述的装置，其特征在于，所述再生器为烧炭器；
优选地，所述烧炭器内设有气固分离器，所述气固分离器位于烧炭器的顶部；
优选地，所述再生器的数量至少为两个，优选为两个；
优选地，所述再生器包括第一再生器和第二再生器，所述第一再生器通过催化剂进料管与第一反应提升段的入口相连，所述第二再生器分出催化剂进料管与第二反应提升段的入口，或分别与第二反应提升段和第三反应提升段的入口相连。
6.一种采用权利要求1-5任一项所述的装置流化裂解制烯烃的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
(1)石油烃原料与催化剂混合后进入提升管反应器进行流化裂解，并在反应分离段中进行初步分离，初步分离后得到的油气产物继续进行流化裂解并分离，所述流化裂解共进行至少两次，最终进行沉降分离，得到烯烃产物；
(2)步骤(1)中各步分离和沉降分离得到的固相产物进行再生处理，再生后的催化剂返回提升管反应器。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，步骤(1)所述石油烃原料包括减压蜡油、石脑油、渣油、焦化蜡油、脱沥青油、加氢催化柴油、原油、煤焦油、页岩油或加氢尾油中任意一种或至少两种的组合；
优选地，步骤(1)所述催化剂包括沸石催化剂。
8.根据权利要求6或7所述的方法，其特征在于，步骤(1)所述石油烃原料在进入提升管反应器前，先进行加热；
优选地，所述石油烃原料先加热至300～500℃；
优选地，步骤(1)所述流化裂解的次数与提升管反应器中反应提升段的段数相同，为2～4次；
优选地，所述石油烃原料与催化剂混合进入第一反应提升段再次升温并发生初步反应；
优选地，所述流化裂解和分离按照提升管反应器的结构交替进行，各级流化裂解的反应温度梯级升高；
优选地，所述第一反应提升段的反应温度为500～650℃，反应时间为0.5～2s；
优选地，所述第二反应提升段的反应温度为650～850℃，反应时间为0.5～2s；
优选地，所述提升管反应器的反应压力为0.21～0.51MPa。
9.根据权利要求6-8任一项所述的方法，其特征在于，步骤(1)所述反应分离段中的初步分离为中间产物与催化剂的气固分离；
优选地，每经过一次反应分离段的分离后，向提升管反应器中再加入催化剂；
优选地，所述第二反应提升段的入口处还加入产品油进行回炼，所述产品油包括石脑油、柴油或重油中任意一种或至少两种的组合；
优选地，所述流化裂解完成后，反应产物在沉降器中进行旋风分离，得到烯烃产物；
优选地，所述烯烃产物包括乙烯、丙烯和丁烯。
10.根据权利要求6-9任一项所述的方法，其特征在于，步骤(2)所述催化剂失活后进行再生，所述再生处理在烧炭器内进行；
优选地，从不同反应分离段分离的催化剂进入不同的烧炭器，不同的烧炭器中再生温度不同；
优选地，所述烧炭器设有两个，其中一个烧炭器的再生温度为650～750℃，另一个烧炭器的再生温度为750～950℃；
优选地，所述催化剂再生后加入到提升管反应器的各反应提升段的入口；
优选地，所述再生温度较低的催化剂加入到第一反应提升段的入口处，所述再生温度较高的催化剂加入到第二反应提升段的入口处，或第二反应提升段和第三反应提升段的入口处。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111450465.3A CN114133955A (zh) | 2021-12-01 | 2021-12-01 | 一种石油烃串级流化裂解制烯烃的装置及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111450465.3A CN114133955A (zh) | 2021-12-01 | 2021-12-01 | 一种石油烃串级流化裂解制烯烃的装置及方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114133955A true CN114133955A (zh) | 2022-03-04 |
Family
ID=80386519
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111450465.3A Pending CN114133955A (zh) | 2021-12-01 | 2021-12-01 | 一种石油烃串级流化裂解制烯烃的装置及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114133955A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114644944A (zh) * | 2022-04-21 | 2022-06-21 | 胜帮科技股份有限公司 | 一种原油分类加工制取烯烃和芳烃的装置及方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102453500A (zh) * | 2010-10-21 | 2012-05-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种烃油催化裂化方法和烃油催化裂化设备 |
| CN111876181A (zh) * | 2020-07-28 | 2020-11-03 | 胜帮科技股份有限公司 | 一种油页岩干馏装置以及干馏方法 |
| CN112322331A (zh) * | 2020-10-21 | 2021-02-05 | 中国石油大学(北京) | 一种按原料类型的三区串联协控多级催化裂解的方法 |
| CN113621401A (zh) * | 2021-08-26 | 2021-11-09 | 武亚梅 | 一种最大限度制备乙烯、丙烯及芳烃的方法 |
-
2021
- 2021-12-01 CN CN202111450465.3A patent/CN114133955A/zh active Pending
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102453500A (zh) * | 2010-10-21 | 2012-05-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种烃油催化裂化方法和烃油催化裂化设备 |
| CN111876181A (zh) * | 2020-07-28 | 2020-11-03 | 胜帮科技股份有限公司 | 一种油页岩干馏装置以及干馏方法 |
| CN112322331A (zh) * | 2020-10-21 | 2021-02-05 | 中国石油大学(北京) | 一种按原料类型的三区串联协控多级催化裂解的方法 |
| CN113621401A (zh) * | 2021-08-26 | 2021-11-09 | 武亚梅 | 一种最大限度制备乙烯、丙烯及芳烃的方法 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114644944A (zh) * | 2022-04-21 | 2022-06-21 | 胜帮科技股份有限公司 | 一种原油分类加工制取烯烃和芳烃的装置及方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111718231B (zh) | 一种原油催化转化制乙烯和丙烯的方法及装置 | |
| CN110724550B (zh) | 一种采用快速流化床进行催化裂解的方法和系统 | |
| CN108794292A (zh) | 一种多产丙烯的催化转化方法 | |
| CN103131464A (zh) | 一种生产低碳烯烃和轻芳烃的烃类催化转化方法 | |
| CN103131463A (zh) | 一种多产丙烯的烃类催化转化方法 | |
| EP3919589A1 (en) | Method for catalytic conversion of hydrocarbon with downer reactor and device thereof | |
| CN111807916A (zh) | 一种高效的含氧化合物生产低碳烯烃的装置 | |
| CN102453500A (zh) | 一种烃油催化裂化方法和烃油催化裂化设备 | |
| CN101665710A (zh) | 一种轻烃催化转化方法及其装置 | |
| CN114133955A (zh) | 一种石油烃串级流化裂解制烯烃的装置及方法 | |
| CN113462428B (zh) | 一种原油双管并联多区催化转化制化学品的方法 | |
| CN110194967B (zh) | 一种多产丙烯的催化反应再生方法 | |
| CN110818522B (zh) | 一种含氧化合物制取芳烃和低碳烯烃的装置和方法 | |
| CN112723970B (zh) | 一种重质油生产丙烯、乙烯和芳烃的方法和催化转化装置 | |
| CN102399579B (zh) | 一种催化裂化方法 | |
| CN111871343A (zh) | 一种含氧化合物生产低碳烯烃的装置 | |
| CN102533321A (zh) | 一种降低汽油硫含量的催化转化方法及其装置 | |
| CN102443419B (zh) | 一种烃油催化裂化方法和烃油催化裂化设备 | |
| CN201695001U (zh) | 一种制乙烯、丙烯的装置 | |
| CN212425965U (zh) | 提高丙烯和汽油中芳烃含量的装置 | |
| CN110724561A (zh) | 一种生产丙烯和轻芳烃的催化裂解方法和系统 | |
| CN102268291B (zh) | 一种降低汽油烯烃的催化裂化工艺与装置 | |
| CN111689829B (zh) | 一种石油烃催化转化制乙烯的方法及其装置 | |
| CN101665713B (zh) | 一种冷再生催化剂循环方法及其设备 | |
| CN114702983A (zh) | 一种催化裂化柴油与甲醇共转化的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20220304 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |