CN116323864A - 从载有杂质的塑料和/或固体回收燃料加工热解油的方法 - Google Patents
从载有杂质的塑料和/或固体回收燃料加工热解油的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116323864A CN116323864A CN202180065990.5A CN202180065990A CN116323864A CN 116323864 A CN116323864 A CN 116323864A CN 202180065990 A CN202180065990 A CN 202180065990A CN 116323864 A CN116323864 A CN 116323864A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- effluent
- weight
- catalyst
- fraction
- hydroconversion
- 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
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 107
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 title claims abstract description 88
- 239000004033 plastic Substances 0.000 title claims abstract description 31
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 title claims abstract description 31
- 238000004064 recycling Methods 0.000 title claims description 22
- 239000007787 solid Substances 0.000 title claims description 10
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title claims description 8
- 239000012535 impurity Substances 0.000 title description 31
- 238000012545 processing Methods 0.000 title description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 106
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 89
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims abstract description 88
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 86
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 75
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 71
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 232
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 113
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 98
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 98
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 85
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 81
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 81
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 80
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 79
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 claims description 71
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 70
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims description 69
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 55
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N nickel Substances [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 55
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 48
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 45
- FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 Chemical compound C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N 0.000 claims description 44
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 37
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 35
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 31
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 29
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 21
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 20
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 18
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 17
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims description 17
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 17
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 16
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 16
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 14
- GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methoxyethoxy)benzohydrazide Chemical compound COCCOC1=CC=CC(C(=O)NN)=C1 GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 13
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims description 12
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims description 12
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 10
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 229910021472 group 8 element Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 10
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 claims description 9
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 8
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 7
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052707 ruthenium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910052810 boron oxide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 4
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N Ruthenium Chemical compound [Ru] KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000011959 amorphous silica alumina Substances 0.000 claims description 3
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims description 3
- 229910052703 rhodium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010948 rhodium Substances 0.000 claims description 3
- MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N rhodium atom Chemical compound [Rh] MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- YZCKVEUIGOORGS-IGMARMGPSA-N Protium Chemical compound [1H] YZCKVEUIGOORGS-IGMARMGPSA-N 0.000 claims description 2
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 20
- 239000000047 product Substances 0.000 description 20
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 16
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 description 16
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 16
- JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N diboron trioxide Chemical compound O=BOB=O JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 14
- JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N molybdenum trioxide Chemical compound O=[Mo](=O)=O JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 13
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 13
- 229910000480 nickel oxide Inorganic materials 0.000 description 12
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 11
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 8
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 8
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 8
- 239000013502 plastic waste Substances 0.000 description 8
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 8
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 7
- YWEUIGNSBFLMFL-UHFFFAOYSA-N diphosphonate Chemical compound O=P(=O)OP(=O)=O YWEUIGNSBFLMFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 7
- 229910000476 molybdenum oxide Inorganic materials 0.000 description 7
- PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N oxomolybdenum Chemical compound [Mo]=O PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N oxonickel Chemical compound [Ni]=O GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 7
- DLYUQMMRRRQYAE-UHFFFAOYSA-N phosphorus pentoxide Inorganic materials O1P(O2)(=O)OP3(=O)OP1(=O)OP2(=O)O3 DLYUQMMRRRQYAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 7
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 6
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 6
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 6
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 6
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 6
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 6
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 6
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical class [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910003294 NiMo Inorganic materials 0.000 description 5
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 5
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 5
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 5
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 4
- 235000013844 butane Nutrition 0.000 description 4
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 4
- 238000004438 BET method Methods 0.000 description 3
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N Furan Chemical group C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 3
- 150000001408 amides Chemical group 0.000 description 3
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 3
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 3
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 3
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 3
- 229910000420 cerium oxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 3
- 239000002019 doping agent Substances 0.000 description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 3
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 3
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 3
- 150000003949 imides Chemical class 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 3
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 3
- 150000002923 oximes Chemical class 0.000 description 3
- BMMGVYCKOGBVEV-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoceriooxy)cerium Chemical compound [Ce]=O.O=[Ce]=O BMMGVYCKOGBVEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 3
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 3
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 3
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 3
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 3
- 150000003457 sulfones Chemical class 0.000 description 3
- 150000003462 sulfoxides Chemical class 0.000 description 3
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 3
- 150000003573 thiols Chemical class 0.000 description 3
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910001928 zirconium oxide Inorganic materials 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JGRDPVUWSFRGMI-UHFFFAOYSA-N 2-[4-(4-fluorophenyl)-4-oxobutyl]guanidine Chemical compound NC(N)=NCCCC(=O)C1=CC=C(F)C=C1 JGRDPVUWSFRGMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- YZCKVEUIGOORGS-OUBTZVSYSA-N Deuterium Chemical compound [2H] YZCKVEUIGOORGS-OUBTZVSYSA-N 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- 241000209094 Oryza Species 0.000 description 2
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 239000010791 domestic waste Substances 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 description 2
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 2
- VXNZUUAINFGPBY-UHFFFAOYSA-N 1-Butene Chemical compound CCC=C VXNZUUAINFGPBY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N Manganese Chemical compound [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical group C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 1
- 229920000297 Rayon Polymers 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 125000005595 acetylacetonate group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 150000004645 aluminates Chemical class 0.000 description 1
- APUPEJJSWDHEBO-UHFFFAOYSA-P ammonium molybdate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-][Mo]([O-])(=O)=O APUPEJJSWDHEBO-UHFFFAOYSA-P 0.000 description 1
- 239000011609 ammonium molybdate Substances 0.000 description 1
- 229940010552 ammonium molybdate Drugs 0.000 description 1
- 235000018660 ammonium molybdate Nutrition 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- IAQRGUVFOMOMEM-UHFFFAOYSA-N butene Natural products CC=CC IAQRGUVFOMOMEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007233 catalytic pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 1
- 239000010849 combustible waste Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000010787 construction and demolition waste Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000005235 decoking Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000011066 ex-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000003925 fat Substances 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000002828 fuel tank Substances 0.000 description 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 239000002440 industrial waste Substances 0.000 description 1
- 239000002198 insoluble material Substances 0.000 description 1
- 239000000543 intermediate Substances 0.000 description 1
- 229910000358 iron sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate (anhydrous) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 235000012054 meals Nutrition 0.000 description 1
- 229910052752 metalloid Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002738 metalloids Chemical class 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 125000005609 naphthenate group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052758 niobium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010955 niobium Substances 0.000 description 1
- GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N niobium atom Chemical compound [Nb] GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 1
- 150000002902 organometallic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 150000002927 oxygen compounds Chemical class 0.000 description 1
- DHRLEVQXOMLTIM-UHFFFAOYSA-N phosphoric acid;trioxomolybdenum Chemical compound O=[Mo](=O)=O.O=[Mo](=O)=O.O=[Mo](=O)=O.O=[Mo](=O)=O.O=[Mo](=O)=O.O=[Mo](=O)=O.O=[Mo](=O)=O.O=[Mo](=O)=O.O=[Mo](=O)=O.O=[Mo](=O)=O.O=[Mo](=O)=O.O=[Mo](=O)=O.OP(O)(O)=O DHRLEVQXOMLTIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001392 phosphorus oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000049 pigment Substances 0.000 description 1
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 description 1
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 1
- 239000002685 polymerization catalyst Substances 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 description 1
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 239000003473 refuse derived fuel Substances 0.000 description 1
- 230000002000 scavenging effect Effects 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000004753 textile Substances 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 239000003981 vehicle Substances 0.000 description 1
- 238000004056 waste incineration Methods 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
- 239000002916 wood waste Substances 0.000 description 1
- 238000004876 x-ray fluorescence Methods 0.000 description 1
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
- B09B—DISPOSAL OF SOLID WASTE NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- B09B3/00—Destroying solid waste or transforming solid waste into something useful or harmless
- B09B3/40—Destroying solid waste or transforming solid waste into something useful or harmless involving thermal treatment, e.g. evaporation
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
- B09B—DISPOSAL OF SOLID WASTE NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- B09B3/00—Destroying solid waste or transforming solid waste into something useful or harmless
- B09B3/70—Chemical treatment, e.g. pH adjustment or oxidation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C4/00—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a larger number of carbon atoms
- C07C4/02—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a larger number of carbon atoms by cracking a single hydrocarbon or a mixture of individually defined hydrocarbons or a normally gaseous hydrocarbon fraction
- C07C4/06—Catalytic processes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10B—DESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
- C10B53/00—Destructive distillation, specially adapted for particular solid raw materials or solid raw materials in special form
- C10B53/07—Destructive distillation, specially adapted for particular solid raw materials or solid raw materials in special form of solid raw materials consisting of synthetic polymeric materials, e.g. tyres
-
- 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
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/002—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal in combination with oil conversion- or refining processes
-
- 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
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/10—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal from rubber or rubber waste
-
- 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
- C10G25/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with solid sorbents
-
- 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
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/08—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by treating with water
-
- 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
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/09—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by filtration
-
- 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
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/32—Selective hydrogenation of the diolefin or acetylene compounds
- C10G45/34—Selective hydrogenation of the diolefin or acetylene compounds characterised by the catalyst used
-
- 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
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
- C10G47/02—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
- C10G47/10—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used with catalysts deposited on a carrier
- C10G47/12—Inorganic carriers
- C10G47/16—Crystalline alumino-silicate carriers
- C10G47/18—Crystalline alumino-silicate carriers the catalyst containing platinum group metals or compounds thereof
-
- 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
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
- C10G47/02—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
- C10G47/10—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used with catalysts deposited on a carrier
- C10G47/12—Inorganic carriers
- C10G47/16—Crystalline alumino-silicate carriers
- C10G47/20—Crystalline alumino-silicate carriers the catalyst containing other metals or compounds thereof
-
- 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
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
-
- 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
- C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
- C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
- C10G69/06—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of thermal cracking in the absence of hydrogen
-
- 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
- C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G9/34—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts
- C10G9/36—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts with heated gases or vapours
-
- 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
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1003—Waste materials
-
- 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
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1011—Biomass
-
- 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
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
-
- 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
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/205—Metal content
-
- 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
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/301—Boiling range
-
- 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
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/02—Gasoline
-
- Y—GENERAL 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
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
- Y02P30/20—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry using bio-feedstock
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Toxicology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Processing And Handling Of Plastics And Other Materials For Molding In General (AREA)
- Catalysts (AREA)
Abstract
本发明涉及一种SRF和/或塑料热解油的处理方法，包括：a)任选地，原料的选择性加氢；b)在沸腾床、气流床和/或移动床中进行加氢转化以获得加氢转化的流出物；c)在含水流存在下分离加氢转化的流出物以获得气态流出物、含水液体流出物和液态基于烃的流出物；d)分馏液态基于烃的流出物以获得至少一种气体物流和沸点小于或等于385℃的馏分和沸点高于385℃的馏分；e)对包含沸点小于或等于385℃的化合物的所述馏分进行加氢处理以获得加氢处理的流出物；f)分离以获得至少气态流出物和加氢处理的液态基于烃的流出物。
Description
技术领域
本发明涉及一种处理载有杂质的塑料热解油和/或固体回收燃料以获得烃流出物的方法，该流出物可以通过至少部分直接并入石脑油或柴油池或作为蒸汽裂化单元的原料。更具体地，本发明涉及一种处理从塑料废物和/或SRF的热解中获得的原料的方法，以除去所述原料可能大量含有的至少一些杂质，并加氢原料，以便能够对其进行升级。
背景技术
从收集和分选通道获得的塑料可以经历热解步骤，以便特别地获得热解油。这些塑料热解油通常用于燃烧发电和/或用作工业或城市供暖锅炉的燃料。
固体回收燃料(SRF)，也称为“垃圾衍生燃料”或RDF，是为能量回收而准备的固体无害废物，无论它们来自家庭和类似废物、经济活动产生的废物还是建筑和拆除废物。SRF通常是任何可燃废物的混合物，例如旧轮胎、食品副产品(脂肪、动物粉等)、粘胶和木材废料、来自粉碎机的轻质碎片(例如来自旧车辆、电气和电子设备(WEEE))，家庭和商业废物，各种废物回收的残留物，包括某些城市废物，塑料废物，纺织品和木材等。SRF通常包含塑料废物。如今，SRF主要作为能源回收。它们可以是直接用作协同焚烧设施(煤炭和褐煤发电站、水泥厂、石灰窑)或家庭垃圾焚烧单元中的化石燃料替代品，或间接用于专用于能量回收的热解单元：因此，SRF热解油通常燃烧至发电，甚至用作工业或城市供暖锅炉的燃料。
升级SRF和/或塑料热解油的另一途径是使用这些热解油作为蒸汽裂化单元的原料以(再)产生烯烃，所述烯烃是某些聚合物的组成单体。然而，塑料废物或SRF通常是几种聚合物的混合物，例如聚乙烯、聚丙烯、聚对苯二甲酸乙二醇酯、聚氯乙烯和聚苯乙烯的混合物。此外，根据应用，塑料除了聚合物之外还可以含有其它化合物，例如增塑剂、颜料、着色剂或聚合催化剂残余物，和其他来自分选中心分离操作的其他非常不同的有机和矿物杂质，这些操作的选择性可能不完全。结果，由塑料或SRF热解获得的油包含许多杂质，特别是二烯烃、金属，硅，或卤代化合物，特别是氯基化合物、杂元素如硫、氧和氮，和不溶性物质，其含量通常高且与蒸汽裂化单元或位于蒸汽裂化单元下游的单元，特别是聚合方法和选择性加氢方法不相容。这些杂质可能引起操作性问题，特别是腐蚀、焦化或催化失活的问题，或者在目标聚合物的应用中的不相容性问题。二烯烃的存在也可导致热解油不稳定的问题，其特征在于形成胶质。可能存在于热解油中的胶质和不溶性物质可在工艺中引起堵塞问题。
此外，在蒸汽裂化步骤期间，石油化学寻求的轻质烯烃，尤其是乙烯和丙烯的产率极大地取决于送至蒸汽裂化的原料的品质。BMCI(矿务局相关指数)通常用于表征烃馏分。该指数是为从原油中提取的碳加氢合物产品开发的，通过测量密度和平均沸点计算得出：直链烷烃等于0，苯等于100。因此，如果所分析的产品具有芳烃缩合结构，环烷烃具有介于链烷烃和芳烃之间的BMCI中间体，则其值会相应地更高。总的来说，当链烷烃含量增加时，因此当BMCI降低时，轻质烯烃的产率增加。相反，当BMCI增加时，不需要的重质化合物和/或焦炭的产率增加。
WO 2018/055555提出了一种回收塑料废物的整体工艺，其非常普遍和相对复杂，从塑料废物的热解的各个步骤到蒸汽裂化步骤。专利申请WO 2018/055555的方法尤其包括加氢处理直接由热解获得的液相的步骤，优选在非常严格的条件下，特别是在温度方面，例如在260-300℃下，分离加氢处理流出物的步骤，和然后加氢脱烷基化分离出的重质流出物的步骤，优选在高温下，例如在260-400℃下。
未公开的专利申请FR 20/01758描述了处理塑料热解油的方法，其包括：
a)在氢气和选择性加氢催化剂存在下，将所述原料选择性加氢以获得加氢流出物；
b)在氢气和加氢处理催化剂存在下加氢处理所述加氢流出物，以获得加氢处理流出物；
c)在50-370℃的温度下，在水性物流存在下，分离加氢处理流出物，以获得气态流出物、水性液体流出物和基于烃的液体流出物；
d)任选地，分馏从步骤c)获得的全部或部分基于烃的流出物的步骤，以获得气体物流和至少两个基于烃的物流，所述至少两个基于烃的物流可以是石脑油馏分和重质馏分；
e)再循环步骤，其包括将从分离步骤c)获得的基于烃的流出物的一部分或从分馏步骤d)获得的基于烃的物流的一部分和/或至少一种回收至选择性加氢步骤a)和/或加氢处理步骤b)中的阶段。
根据专利申请FR 20/01758，从分馏步骤获得的石脑油馏分可以全部或部分被送至蒸汽裂化单元或送至从常规石油原料获得的石脑油池，或可以再循环到步骤e)中。
从分馏步骤获得的较重质馏分可以全部或部分被送至蒸汽裂化单元或送至从常规石油原料获得的柴油或煤油池，或者可以再循环到步骤e)中。
未公开的专利申请FR 20/08108和FR20/08106基于FR20/01758的工艺，描述了一种处理塑料热解油的工艺，在加氢处理步骤之后在固定床中加入一个或两个加氢裂化步骤。通过将重馏分至少部分转化为加氢裂化的石脑油馏分，这些工艺使得重馏分的产率最小化和石脑油馏分的产率最大化成为可能，其是通常有利于蒸汽裂化单元的馏分。虽然较重的馏分可以被送到蒸汽裂化单元，但很少有炼油厂喜欢这种选择。这样做的原因是较重的馏分具有高BMCI，并且相对于石脑油馏分含有更多的环烷烃、环烷芳烃和芳烃化合物，从而导致更高的C/H比。这种高比率是蒸汽裂化器结焦的原因，因此需要专用于这种馏分的蒸汽裂化炉。此外，这种重质馏分的蒸汽裂化产生较少量的目标产物(主要是乙烯和丙烯)，但产生更多的裂化汽油。
由于热解油中含有杂质，特别是当它们载有大量杂质时，可能会观察到在固定床中运行的加氢处理单元的催化剂失活，这会缩短循环时间。事实上，固定床单元的主要限制是必须关闭单元以更换催化剂。此外，热解油，特别是那些载有大量杂质的油，会造成堵塞问题，特别是在预热炉、原料/流出物交换器或催化反应器的床头。
因此，提出一种处理具有持久催化循环的热解油的方法将是有利的，该方法通过允许在不关闭单元的情况下更换催化剂，同时产生富含烷烃的馏分，其可以容易地在蒸汽中提质裂化单元。
使用沸腾床、夹带床(entrained-bed reactor)或甚至移动床操作的加氢转化单元能够通过无需关闭单元即可添加新鲜催化剂和取出用过的催化剂的系统加工此类原料。新鲜催化剂的加入和用过的催化剂的取出通常连续、半连续或周期性地进行。这些系统补偿了由于热解产物中的杂质导致的催化剂失活，并解决了固定床反应器催化剂床堵塞的问题，使加氢转化单元具有较长的循环时间，而无需关闭以更换催化剂。
此外，当这种加氢转化单元置于加氢处理单元的上游时，后者的循环时间由于在加氢转化单元中部分预先进行的加氢处理反应而增加。
类似地，在加氢转化单元中进行的加氢裂化反应可以将至少一些重质化合物转化为较轻的化合物，这可以首先向加氢处理单元提供通常更容易加工的馏分，其次获得具有较低BMCI的馏分，因此特别适用于蒸汽裂化单元。
发明内容
本发明涉及一种用于处理包含SRF和/或塑料热解油的原料的方法，包括：
a)任选地，选择性加氢步骤，其在至少进料有所述原料和包含氢气的气体物流的反应段中，在至少一种选择性加氢催化剂存在下，在100-280℃的温度下，在1.0-20.0MPa绝压的氢气分压下和0.3-10.0h-1的时空速度下进行，以获得加氢流出物；
b)加氢转化步骤，其在加氢转化反应段中，使用至少一个沸腾床反应器、夹带床反应器或移动床反应器，包含至少一种加氢转化催化剂，至少向所述加氢转化反应段进料所述原料，或至少进料有从步骤a)结束时获得的加氢流出物和包含氢气的气体物流，所述加氢转化反应段在250-450℃的温度下，1.0-20.0MPa绝压的氢气分压下和0.05-10.0h-1的时空速度下操作，以获得加氢转化流出物；
c)分离步骤，其进料有从步骤b)获得的加氢裂化流出物和水性溶液，所述步骤在50-450℃的温度下进行，以获得至少一个气态流出物、水性流出物和基于烃的流出物；
d)分馏从步骤c)获得的全部或部分基于烃的流出物以获得至少一种气体物流、包含沸点小于或等于385℃的化合物的烃馏分和包含沸点高于385℃的化合物的烃馏分的步骤；
e)加氢处理步骤，其在加氢处理反应段中，使用至少一个包含n个催化床的固定床反应器，n是大于或等于1的整数，每个催化床包含至少一种加氢处理催化剂，所述加氢处理反应段被进料有至少一些所述烃馏分，该所述烃馏分包含得自步骤d)的沸点小于或等于385℃的化合物，和包含氢气的气体物流，所述加氢处理反应段在250-430℃的温度下，在1.0-20.0MPa绝压的氢气分压，以及0.1-10.0h-1的时空速度下操作，以获得加氢处理的流出物；
f)分离步骤，进料得自步骤e)的加氢处理的流出物以获得至少气态流出物和加氢处理的液态基于烃的流出物。
在下文中，除非另有说明，否则术语“热解油”是指从塑料和/或SRF的热解中获得的油。
根据本发明的方法的一个优点是提纯热解油的至少一些杂质，这使得可以将所述油加氢并因此能够将其改质，特别是通过将其直接并入燃料池中和/或通过使其与蒸汽裂化单元中的处理相容，以便特别能够获得可用作聚合物制造中的单体的轻质烯烃。
本发明的另一个优点是防止其中进行本发明方法的处理单元堵塞和/或腐蚀的风险，该风险由于在热解油中通常大量存在二烯烃、金属和卤代化合物而加剧。
因此，本发明的方法使得可以获得从热解油获得的基于烃的流出物，其至少部分地不合起始热解油的杂质，因此限制了可操作性的问题，例如腐蚀、焦化或催化失活问题，这些杂质可能引起这些问题，特别是在蒸汽裂化单元中和/或在位于蒸汽裂化单元下游的单元中，特别是聚合和选择性加氢单元。从热解油中除去至少部分杂质还将使得可以增加目标聚合物的应用范围，应用不相容性降低。
本发明通过提出一种处理热解产生的油以将其纯化、加氢转化和加氢处理的方法参与塑料和/或SRF的回收。使用用于添加新鲜催化剂和取出用过的催化剂的系统进行加氢转化步骤而不关闭固定床加氢处理步骤上游的单元使得特别有可能处理大量载有杂质的热解油。
使用用于添加新鲜催化剂和取出用过的催化剂的系统进行加氢转化步骤而不关闭固定床加氢处理步骤上游的单元使得不仅可以获得加氢转化的长循环时间而且还可以延长加氢处理步骤循环时间。此外，降低了加氢处理步骤的一个或多个催化床堵塞的风险。
在不关闭固定床加氢处理步骤上游的单元的情况下使用用于添加新鲜催化剂和取出用过的催化剂的系统进行加氢转化步骤也使得可以将至少一些重质化合物转化为较轻的化合物，这使得可以获得提高适用于蒸汽裂化单元的馏分的产率，并且当该馏分被送往蒸汽裂化时，提高轻质烯烃的产率，同时特别是减少大量焦炭的形成和/或腐蚀的风险在后续一个或多个步骤中遇到，例如在热解油的蒸汽裂化步骤中。
未通过加氢转化的油馏分，对应于从分馏步骤d)中获得的包含沸点高于385℃的化合物的烃馏分，就其本身而言，优选通过将其再循环至加氢转化步骤中进行升级。此外，在加氢转化过程中产生的C2-C4化合物也可被送至蒸汽裂化，这使得可以提高轻质烯烃(乙烯和丙烯)的产率。
根据一个变体，该方法包括所述选择性加氢步骤a)。
根据一种变体，将从步骤d)获得的包含沸点高于385℃的化合物的烃馏分至少部分再循环到步骤b)中。
根据一个变体，该方法包括预处理原料的步骤a0)，所述预处理步骤在任选的选择性加氢步骤a)的上游或加氢转化步骤的上游进行，并且包括过滤步骤和/或用洗涤剂洗涤的步骤。水和/或吸附步骤。
根据一种变体，将从步骤f)获得的加氢处理的液态基于烃的流出物全部或部分送入蒸汽裂化步骤h)中，在至少一个热解炉中在700-900℃的温度和0.05-0.3MPa相对压力下进行。
根据一个变体，该方法还包括循环步骤g)，其中分离步骤f)产生的一部分加氢处理的液态基于烃的流出物被送入任选的选择性加氢步骤a)和/或加氢转化步骤b)和/或加氢处理步骤e)和/或加氢裂化步骤e′)。
根据一个变体，分离步骤f)包括分馏使得除了气体物流之外还可以获得包含沸点小于或等于175℃的化合物的石脑油馏分，以及包含沸点高于175℃且低于385℃的化合物的柴油馏分。
根据一种变体，该方法还包括在加氢裂化反应段中进行的加氢裂化步骤e′)，使用至少一个包含n个催化床的固定床，n是大于或等于1的整数，每个包括：至少一种加氢裂化催化剂，所述加氢裂化反应段至少供料有从步骤e)获得的所述加氢处理的流出物和/或从步骤f)获得的包含沸点高于175℃且低于385℃的化合物的柴油馏分，和包含氢气的气体物流，所述加氢裂化反应段在250-450℃的温度下，1.5-20.0MPa绝压的氢气分压下和0.1-10.0h-1的时空速度下操作，得到加氢裂化流出物，其被供入分离步骤f)。
根据一个变体，分离步骤f)还包括将包含沸点小于或等于175℃的化合物的石脑油馏分分馏成包含沸点小于80℃的化合物的轻质石脑油馏分和包含沸点为80至175℃的化合物的重质石脑油馏分。
根据该变体，将至少部分所述重质石脑油馏分送至包括至少一个石脑油重整步骤和/或其中将至少部分轻质石脑油馏分送至蒸汽裂化步骤h)的芳族联合单元(aromaticcomplex)。
根据一个变体，步骤a)的所述选择性加氢催化剂包含选自氧化铝、二氧化硅、二氧化硅-氧化铝、氧化镁、粘土及其混合物的载体和包含至少一种VIII族元素和至少一种VIB族元素，或至少一种VIII族元素的加氢-脱氢功能物(function)。
根据一个变体，当步骤b)在沸腾床或移动床中进行时，步骤b)的所述加氢转化催化剂包含负载催化剂，所述负载催化剂在选自氧化铝、二氧化硅、二氧化硅-氧化铝、氧化镁、粘土和这些矿物中至少两种的混合物的无定形矿物载体上包含选自Ni、Pd、Pt、Co、Rh和/或Ru的第VIII族金属，任选地选自Mo和/或W的VIB族金属，并且当步骤b)在夹带床中进行时，步骤b)的所述加氢转化催化剂包含分散的催化剂，其含有至少一种选自Mo、Fe、Ni、W、Co、V和Ru的元素。
根据一个变体，步骤e)的所述加氢处理催化剂包含选自氧化铝、二氧化硅、二氧化硅-氧化铝、氧化镁、粘土及其混合物的载体和包含至少一种第VIII族元素和/或至少一种第VIB族元素的加氢脱氢功能物(function)。
根据一个变体，步骤e′)的所述加氢裂化催化剂包含选自卤化氧化铝、硼和铝氧化物的组合、无定形二氧化硅-氧化铝和沸石的载体，和包含至少一种选自单独或作为混合物的铬、钼和钨的第VIB族金属和/或至少一种选自铁、钴、镍、钌、铑、钯和铂的第VIII族金属的加氢-脱氢功能物(function)。
根据一种变体，原料具有以下特性：
-芳烃化合物的含量按重量计在0％至90％之间，
-卤代化合物含量按重量计在2至5000ppm之间，
-金属元素含量按重量计在10至10000ppm之间，
-铁元素含量按重量计在0至100ppm之间，
-硅元素含量按重量计在0至1000ppm之间。
本发明还涉及可通过根据本发明的处理方法获得的产品。
根据一种变体，相对于产品的总重量，产品包括：
-金属元素的总含量按重量计小于或等于5.0ppm，
-铁元素含量按重量计小于或等于100ppb，
-硅元素含量按重量计小于或等于1.0ppm，
-硫含量按重量计小于或等于500ppm，
-氮含量按重量计小于或等于100ppm，
-氯元素含量按重量计小于或等于10ppm。
根据本发明，除非另有说明，压力是绝压，也写为abs.，并且以绝对MPa绝压(或MPaabs.)给出。
根据本发明，表述“包括在...和...之间”和“...至...”是等效的，并且意味着区间的限值包括在所述的值的范围内。如果不是这种情况，并且如果限值没有包括在所述范围内，则本发明将给出这种说明。
为了本发明的目的，给定步骤的参数的各种范围，例如压力范围和温度范围，可以单独使用或组合使用。例如，为了本发明的目的，优选压力值的范围可以与更优选的温度值的范围组合。
在下文中，可以描述本发明的特定和/或优选实施方案。当技术上可行时，它们可以单独实施或组合在一起而不限制组合。
在下文中，根据CAS分类(CRC Handbook of Chemistry and Physics，CRC Press出版，主编D.R.Lide，第81版，2000-2001)给出化学元素的族。例如，根据CAS分类的第VIII族对应于根据新IUPAC分类的第8、9和10列的金属。
金属含量通过X射线荧光法测量。
详细说明
原料
根据本发明，“塑料热解油或SRF热解油”是一种油，有利地在室温下呈液体形式，由塑料，优选塑料废物，特别是来自收集和分拣渠道的塑料废物的热解获得，或来自SRF的热解。它特别包含烃化合物的混合物，特别是链烷烃、烯烃、环烷烃和芳烃。这些烃化合物中至少80重量％的沸点优选低于700℃，优选低于550℃。特别地，取决于热解油的来源，所述油可包含至多70重量％的链烷烃、至多90重量％的烯烃和至多90重量％的芳烃，应当理解的是链烷烃、烯烃和芳烃是烃化合物的100重量％。
根据ASTM D4052方法在15℃测量的热解油的密度通常在0.75和0.99g/cm3之间，优选在0.75和0.95g/cm3之间。
热解油还可以包含并且通常确实包含杂质，例如金属，特别是铁、硅或卤化化合物，特别是氯化化合物。这些杂质可以高含量存在于热解油中，例如高达500重量ppm或甚至1000重量ppm或甚至5000重量ppm由卤化化合物提供的卤素元素，高达2500重量ppm，或甚至10 000ppm金属或半金属元素重量。碱金属、碱土金属、过渡金属、后过渡金属和准金属可比作金属性质的污染物，称为金属或金属或半金属元素。热解油可包含至多200重量ppm或甚至1000重量ppm的硅，以及至多15重量ppm或甚至100重量ppm的铁。热解油还可以包含其他杂质，例如主要由硫化合物、氧化合物和/或氮化合物提供的杂元素，其含量通常按杂元素重量计小于20000ppm并且优选按杂元素重量计小于10000ppm。
根据本发明的方法特别适用于处理载有杂质的热解油。这意味着原料具有以下特性：
-按重量计O和90％之间的芳烃含量，通常按重量计在20％和90％之间，并且可以是按重量计在50％和90％之间；
-卤素含量按重量计在2至5000ppm之间，通常按重量计在200至5000ppm之间，并且可以按重量计在500至5000ppm之间；
*金属元素的含量按重量计在10至10000ppm之间，通常按重量计在2000至10000ppm之间，并且可以按重量计在2250至5000ppm之间；
*包括按重量计0至100ppm之间的铁元素含量，通常按重量计在10至100ppm之间，并且可以按重量计在15至100ppm之间；
*硅元素含量为0至1000重量ppm，通常为100至1000重量ppm，并且可以为200至1000重量ppm。
根据本发明的方法特别适用于处理含有大量杂质的热解油。这意味着原料具有以下特性：
-芳烃化合物的含量按重量计在50％和90％之间；
-卤代化合物含量按重量计在500至5000ppm之间；
-金属元素含量按重量计在2250至10000ppm之间；
-包括按重量计15至100ppm之间的铁元素含量；
-硅元素的含量按重量计在200和1000ppm之间。
根据本发明的方法的原料包含至少一种SRF和/或塑料热解油。所述原料可以仅由一种或多种塑料热解油组成或仅由一种或多种SRF热解油组成或仅由SRF和一种或多种塑料热解油的混合物组成。优选地，所述原料包含至少50重量％、优选50重量％至100重量％、特别优选75重量％至100重量％的SRF和/或塑料热解油。
根据本发明的方法的原料还可以包含常规的石油基原料和/或从木质纤维素资源的转化中获得的原料，然后将其与SRF和/或塑料热解油共同处理。
SRF和/或塑料热解油可以从热、催化热解处理获得或者可以通过加氢热解(在催化剂和氢存在下的热解)制备。
预处理(任选的)
所述包含热解油的原料可有利地在任选的选择性加氢步骤a)或当步骤a)不存在时加氢转化步骤b)之前在任选的预处理步骤a0)中进行预处理，以获得进料至步骤a)或步骤b)的预处理的原料。
该任选的预处理步骤a0)使得可以降低可能存在于包含热解油的原料中的污染物的量，特别是硅和金属的量。因此，有利地进行包含热解油的原料的预处理的任选步骤a0)，特别是当所述原料包含大于50重量ppm，特别是大于100重量ppm，更特别是大于200重量ppm的金属元素时。
所述任选的预处理步骤a0)可以通过本领域技术人员已知的用于降低污染物的量的任何方法进行。其特别可以包括过滤步骤和/或用水洗涤的步骤和/或吸附步骤。
根据一个变体，所述任选的预处理步骤a0)在至少一种吸附剂存在下运行的吸附段中进行。所述任选的预处理步骤a0)在0-150℃，优选5-100℃的温度下，和在0.15-10.0MPa绝压，优选0.2-1.0MPa绝压的压力下进行。吸附段有利地在至少一种比表面积大于或等于100m2/g，优选大于或等于200m2/g的吸附剂，优选氧化铝型吸附剂的存在下操作。所述至少一种吸附剂的比表面积有利地小于或等于600m2/g，特别是小于或等于400m2/g。吸附剂的比表面积是通过BET方法测量的表面积，即根据由期刊The Journal of the AmericanChemical Society，60，309(1938)中描述的Brunauer-Emmett-Teller方法建立的标准ASTMD 3663-78通过氮气吸附测定的比表面积。
有利地，所述吸附剂包含小于1重量％的金属元素，并且优选不含金属元素。术语“吸附剂的金属元素”应理解为是指元素周期表(新IUPAC分类)的第6-10族的元素。
任选步骤a0)的所述吸附段包括至少一个含有所述吸附剂的吸附塔，优选包括至少两个吸附塔，优选两个至四个吸附塔。当吸附段包括两个吸附塔时，一种操作模式可以是根据专用术语称为“切换(swing)”操作的模式，其中一个塔在线，即在使用中，而另一个塔备用。当在线塔的吸附剂失效时，将该塔隔离，而使备用塔在线，即在使用中。然后，可以原位再生失效的吸附剂和/或用新鲜的吸附剂替换，以便一旦另一个塔被隔离，则可以使含有它的塔再次在线。
另一种操作模式是具有至少两个串联操作的塔。当位于顶部的塔的吸附剂失效时，将第一塔隔离，并且将失效的吸附剂原位再生或用新鲜吸附剂替换。然后，将该塔放回最后位置的在线状态，以此类推。这种操作模式被称为可置换模式，或者对于可置换反应器系统被称为PRS，或者根据专用术语被称为“领先和滞后(lead and lag)”。至少两个吸附塔的组合使得可以克服由于金属污染物、二烯烃、由二烯烃获得的胶质和可能存在于待处理的热解油中的不溶物质的组合作用而可能和潜在地快速中毒和/或吸附剂堵塞。其原因在于，至少两个吸附塔的存在有利于吸附剂的替换和/或再生，有利地在不停止预处理单元或甚至该方法的情况下，因此使得可以降低堵塞的风险，并因此避免由于堵塞而导致的单元的停止，以控制成本并限制吸附剂的消耗。
所述任选的预处理步骤a0)也可任选地进料有至少一部分再循环物流，其有利地获自该方法的步骤g)，作为与包含热解油的原料的混合物进料或与包含热解油的原料分开进料。
所述任选的预处理步骤a0)因此能够获得预处理的原料，然后将其进料至选择性加氢步骤a)，如果存在，或加氢转化步骤b)。
选择性加氢步骤a)(任选的)
根据本发明，该方法包括包含热解油的原料的选择性加氢步骤a)，其在氢气存在下，在使得可以将所述原料保持在液相中的氢气压力和温度条件下，并且以对于热解油中存在的二烯烃的选择性加氢恰好必需的可溶性氢气量进行。因此，在液相中的二烯烃的选择性加氢使得可以避免或至少限制“胶质”的形成，即二烯烃的聚合和因此低聚物和聚合物的形成，其可堵塞加氢处理步骤e)的反应段。所述选择性加氢步骤a)使得可以获得加氢流出物，即具有降低的烯烃含量，特别是二烯烃含量的流出物。
根据本发明，所述选择性加氢步骤a)在至少进料有包含热解油的所述原料或进料有从任选的预处理步骤a0)获得的经预处理的原料，和包含氢气(H2)的气体物流的反应段中进行。任选地，所述步骤a)的反应段也可以进料有至少一部分再循环物流，其有利地从任选的步骤g)获得，作为与任选地经预处理的所述原料的混合物，或与任选地经预处理的原料分开，有利地直接在步骤a)的反应段的至少一个反应器的入口处进料。将至少一部分所述再循环物流引入选择性加氢步骤a)的反应段中有利地使得可以稀释任选地经预处理的原料的杂质，并且可以控制特别是所述反应段中的温度。
所述反应段包括在至少一种选择性加氢催化剂的存在下，有利地在100-280℃，优选120-260℃，优选130-250℃的温度下，在1.0-20.0MPa绝压，优选5.0-15.0MPa绝压的氢气分压下和在0.3-10.0h-1，优选0.5-5.0h-1的时空速度(HSV)下的选择性加氢，优选在固定床中。此处时空速度(HSV)定义为任选地经预处理的含塑料热解油的原料的每小时体积流量与一种或多种催化剂的体积的比率。进料至步骤a)的所述反应段的含氢气(H2)的气体物流的量有利地使得氢气覆盖率为1-200Nm3氢气/m3原料(Nm3/m3)，优选1-50Nm3氢气/m3原料(Nm3/m3)，优选5-20Nm3氢气/m3原料(Nm3/m3)。氢气覆盖率定义为在标准温度和压力条件下采用的氢气的体积流量与“新鲜”原料(即任选地已经预处理的待处理原料，而不考虑任何再循环馏分)在15℃下的体积流量的比率(以标准m3，写为Nm3，H2/m3原料计)。进料至步骤a)的反应段的含氢气的气体物流可以由氢气供给和/或特别是从分离步骤c)获得的再循环氢气组成。
选择性加氢步骤a)优选在固定床中进行。它也可以在沸腾床或移动床中进行。
有利地，所述步骤a)的反应段包括1-5个反应器。根据本发明的特定实施方案，反应段包括2-5个反应器，其以可置换模式操作，对于可置换反应器系统用术语PRS或用术语“领先和滞后”表示。至少两个反应器以PRS模式的组合使得可以隔离一个反应器，排出失效催化剂，用新鲜催化剂再装填反应器，并使所述反应器返回使用而不停止该方法。PRS技术特别描述于专利FR2681871中。
有利地，反应器插入物，例如过滤板型的反应器插入物，可以用于防止一个或多个反应器的堵塞。在专利FR3051375中描述了过滤板的实例。
有利地，所述选择性加氢催化剂包含载体，优选矿物载体，和加氢脱氢功能物。
根据一个变体，加氢脱氢功能物特别包含至少一种第VIII族元素，优选选自镍和钴，和至少一种第VIB族元素，优选选自钼和钨。根据该变体，第VIB族和第VIII族金属元素的氧化物的总含量优选是1-40重量％，优选5-30重量％，相对于催化剂的总重量。以金属氧化物表示的一种或多种第VIB族金属与一种或多种第VIII族金属的重量比优选是1-20，优选2-10。
根据该变体，所述步骤a)的反应段包含例如选择性加氢催化剂，其包含在载体，优选矿物载体，优选氧化铝载体上的以相对于所述催化剂的重量的氧化镍NiO表示的0.5-12重量％的镍，优选1-10重量％的镍，和以相对于所述催化剂的重量的氧化钼MoO3表示的1-30重量％的钼，优选3-20重量％的钼。
根据另一变体，加氢脱氢功能物包含至少一种第VIII族元素，优选镍，并优选由其组成。根据该变体，相对于所述催化剂的重量，氧化镍的含量优选为1-50重量％，优选为10-30重量％。这类催化剂优选以其还原形式，在优选为矿物的载体上，优选在氧化铝载体上使用。
所述至少一种选择性加氢催化剂的载体优选选自氧化铝、二氧化硅、二氧化硅-氧化铝、氧化镁、粘土及其混合物。所述载体可以含有其它掺杂剂化合物，特别是选自氧化硼，特别是三氧化硼、氧化锆、二氧化铈、氧化钛、五氧化二磷的氧化物和这些氧化物的混合物。优选地，所述至少一种选择性加氢催化剂包含氧化铝载体，任选地掺杂有磷和任选地掺杂有硼。当五氧化二磷P2O5存在时，其浓度相对于氧化铝的重量小于10重量％，有利地相对于氧化铝的总重量为至少0.001重量％。当三氧化硼B2O5存在时，其浓度相对于氧化铝的重量小于10重量％，并且有利地相对于氧化铝的总重量为至少O.001重量％。所用的氧化铝可以是例如γ(gamma)或η(eta)氧化铝。
所述选择性加氢催化剂例如为挤出物形式。
非常优选地，为了尽可能选择性地将二烯烃加氢，除了上述选择性加氢催化剂之外，步骤a)还可以使用至少一种用于步骤a)的选择性加氢催化剂，该催化剂包含在氧化铝载体上的以相对于所述催化剂的重量的氧化镍NiO表示的小于1重量％的镍和至少0.1重量％的镍，优选0.5重量％的镍，以及以相对于所述催化剂的重量的氧化钼MoO3表示的小于5重量％的钼和至少0.1重量％的钼，优选0.5重量％的钼。这种少量地加入金属的催化剂优选放置在上述选择性加氢催化剂的上游。
任选地，包含塑料热解油的原料，其任选地已经预处理，和/或任选地预先与有利地从任选的步骤g)获得的至少一部分再循环物流混合，可以在其引入反应段之前与包含氢气的气体物流混合。
所述原料，其任选地已经预处理，和/或任选地与有利地从任选的步骤g)获得的至少一部分再循环物流混合，和/或任选地作为与气体物流的混合物，在引入步骤a)的反应段之前也可以被加热，例如通过特别地与来自步骤b)的加氢转化流出物的热交换，以达到接近其进料的反应段中的实施温度的温度。
步骤a)结束时获得的加氢流出物的杂质，特别是二烯烃的含量相对于该方法的原料中包含的相同杂质，特别是二烯烃的含量降低。选择性加氢步骤a)通常可以转化至少90％和优选至少99％的包含在初始原料中的二烯烃。步骤a)还可以至少部分地除去其它污染物，例如硅。将在选择性加氢步骤a)结束时获得的加氢流出物送至，优选直接送至加氢转化步骤b)中。
加氢转化步骤b)
根据本发明，该处理方法包括在加氢转化反应段中进行的加氢转化步骤b)，该加氢转化反应段涉及至少一个沸腾床反应器、夹带床反应器和/或移动床反应器，其包含至少一种加氢转化催化剂，所述至少将所述原料或从步骤a)获得的所述加氢流出物(任选地作为与至少一部分再循环物流的混合物，所述再循环物流有利地从任选的步骤g)获得)和包含氢气的气体物流进料到加氢转化反应段。
有利地，步骤b)涉及本领域技术人员熟知的加氢转化反应，更具体地加氢处理反应例如烯烃、芳烃、卤代化合物的加氢、加氢脱金属、加氢脱硫、加氢脱氮等和加氢裂化反应(HCK)，其导致导致环烷环的打开或链烷烃分馏成几个较低分子量的片段、热裂化和缩聚反应(形成焦炭)，尽管后者不是所希望的。
步骤b)的所述加氢转化反应段也可以进料有至少一部分再循环物流，其有利地得自任选的步骤g)。所述再循环物流的所述一个或多个部分或再循环物流的总量可以作为与从步骤a)获得的加氢流出物的混合物或单独地引入到所述加氢转化反应段中。引入至少一部分所述再循环物流有利地使得可以稀释仍存在于加氢流出物中的杂质并控制涉及高度放热反应的加氢转化反应段的一个或多个催化床中的温度，特别是限制温度升高。
任选地，步骤b)可以包括位于加氢转化反应段上游的加热段，并且在其中加热从步骤a)获得的原料或加氢流出物以达到适合加氢转化的温度，即250-450℃的温度。因此，所述任选的加热段可包括一个或多个交换器，优选允许原料或加氢流出物与加氢转化流出物和/或预热炉之间的热交换。
有利地，所述加氢转化反应段在与选择性加氢步骤a)的反应段(如果存在的话)中所用的压力相等的压力下，但在比选择性加氢步骤a)的反应段的温度高的温度下进行。因此，无论使用沸腾床反应器、夹带床反应器和/或移动床反应器，所述加氢转化反应段有利地在250至450℃、优选350至420℃的加氢转化温度下，在1.0-20.0MPa绝压的氢气分压下(优选在5.0-15.0MPa绝压的氢气分压下)和在0.05-10.0h-1，优选0.1-5.0h-1的时空速度(HSV)下实施。根据本发明，“加氢转化温度”对应于步骤b)的加氢转化反应段中的平均温度。加氢转化温度有利地根据所使用的催化体系、设备及其构造由本领域技术人员来确定。例如，沸腾床加氢转化温度通过取催化床中温度测量值的算术平均值来确定。时空速度(HSV)在此定义为从步骤a)获得的加氢流出物的每小时体积流量/一种或多种催化剂的体积的比率。步骤b)中的氢气覆盖率有利地为50-1000Nm3氢气/m3进料至步骤a)的新鲜原料，优选60-500Nm3氢气/m3进料至步骤a)的新鲜原料，优选100-300Nm3氢气/m3进料至步骤a)的新鲜原料。氢气覆盖率在此定义为在标准温度和压力条件下采用的氢气的体积流量与进料至步骤a)的新鲜原料(即包含热解油的原料或进料至步骤a)的任选地已经预处理的原料)的体积流量的比率(以标准m3，记为Nm3，H2/m3新鲜原料计)。氢气可以由供料和/或特别从分离步骤c)获得的再循环氢气组成。
根据本发明的方法的一个重要特征是加氢转化步骤在反应段中进行，从而允许在不关闭单元的情况下添加新鲜催化剂和取出用过的催化剂。这样的系统是在沸腾床、夹带床和/或甚至移动床中操作的加氢转化单元。因此可以连续、半连续或周期性地进行新鲜催化剂的添加和用过的催化剂的取出。
沸腾床加氢转化步骤b)
因此，根据第一变体，加氢转化步骤b)在包括至少一个沸腾床反应器的加氢转化反应段中进行。
沸腾床反应器的功能，包括反应器液体向上循环通过催化剂的搅拌床，通常是众所周知的。原料和氢气的混合物以一定流速从底部向上通过催化颗粒床，使得颗粒受到强制随机运动，而液体和气体从底部向上通过床。催化床的移动由循环液体流控制，因此在稳定状态下，催化剂的质量不会升高到反应器中的可定义水平以上。蒸汽和被加氢的液体通过催化颗粒床层的上层到达基本上没有催化剂的区域，然后它们从反应器的上部排出。一部分反应器液体连续循环到反应器中。沸腾床技术使用负载型催化剂，通常为挤出物或珠粒形式，其直径通常为约1毫米或小于1毫米。催化剂保留在反应器内，不会随产品一起排出。通过在线更换催化剂可以保持催化活性恒定。因此，不必为了更换用过的催化剂而关闭单元，或者为了补偿失活而提高整个循环的反应温度。此外，在恒定的操作条件下工作可以在整个周期内获得恒定的产品产量和质量。此外，由于催化剂通过液体的大量循环保持搅拌，因此反应器上的压降保持较低且恒定，并且反应放热在催化床上迅速平均。
通过从反应器底部取出并在反应器顶部或反应器底部以固定时间间隔引入新鲜或新的催化剂，用过的催化剂部分地被新鲜的催化剂替换，也就是说例如充满(burst)或几乎连续。例如，可以每天引入新鲜催化剂。用新鲜催化剂替换用过的催化剂的速率可以是例如每立方米原料约0.01千克至约10千克。使用能够使该加氢转化步骤连续运行的设备进行该取出和该替换。该单元通常包括内部循环泵，用于通过连续循环至少一部分从反应器顶部取出并重新注入反应器底部的液体来将催化剂保持在沸腾床中。也可以将从反应器中取出的用过的催化剂送至再生区，在再生区中去除其所含的碳和硫，然后将该再生的催化剂返回至加氢转化步骤。也可以将再生催化剂送至再生区，在再生区中进行旨在提高催化剂活性的处理(预硫化、添加等)，然后将该再生催化剂返回加氢转化步骤。
沸腾床中使用的催化剂已广泛销售。这些是颗粒状催化剂，其尺寸永远不会达到夹带床中使用的催化剂的尺寸。催化剂通常为挤出物或珠粒形式。通常，它们含有至少一种沉积在无定形载体上的加氢-脱氢元素。通常，负载型催化剂包含在无定形矿物载体上的选自Ni、Pd、Pt、Co、Rh和/或Ru的第VIII族金属，任选地选自Mo和/或W的第VIB族金属，载体选自氧化铝、二氧化硅、二氧化硅-氧化铝、氧化镁、粘土和这些矿物中至少两种的混合物。CoMo/氧化铝和NiMo/氧化铝催化剂是最常见的。
第VIB族和第VIII族金属元素的氧化物的总含量相对于催化剂的总重量优选为0.1重量％至40重量％，优选5重量％至35重量％。以金属氧化物表示的一种或多种第VIB族金属相对于一种或多种第VIII族金属的重量比优选为1.0至20，优选2.0至10。例如，该方法的步骤b)的加氢转化反应段包含加氢转化催化剂，该催化剂包含在矿物载体上的以相对于加氢转化催化剂的总重量的氧化镍NiO表示的0.5重量％至10重量％的镍，优选1重量％至8重量％的镍，和以相对于加氢转化催化剂的总重量的氧化钼MoO3表示的1.0重量％至30重量％的钼，优选3.0重量％至29重量％的钼。
所述加氢转化催化剂的载体有利地选自氧化铝、二氧化硅、二氧化硅-氧化铝、氧化镁、粘土及其混合物。所述载体还可以含有其它掺杂剂化合物，特别是选自氧化硼，特别是三氧化硼、氧化锆、二氧化铈、氧化钛、五氧化二磷的氧化物和这些氧化物的混合物。优选地，所述加氢转化催化剂包含氧化铝载体，优选掺杂有磷和任选的硼的氧化铝载体。当五氧化二磷P2O5存在时，其浓度相对于氧化铝的重量小于10重量％，有利地相对于氧化铝的总重量为至少0.001重量％。当存在三氧化硼B2O5时，其浓度相对于氧化铝的重量小于10重量％，并且有利地相对于氧化铝的总重量为至少0.001重量％。所用的氧化铝可以是例如γ或η氧化铝。
所述加氢转化催化剂例如为挤出物形式。
有利地，用于该方法的步骤b)中的所述加氢转化催化剂具有大于或等于250m2/g，优选大于或等于300m2/g的比表面积。所述加氢转化催化剂的比表面积有利地小于或等于800m2/g，优选小于或等于600m2/g，尤其小于或等于400m2/g。加氢转化催化剂的比表面积通过BET法测量，即根据由期刊The Journal of the American Chemical Society，60，309(1938)中描述的Brunauer-Emmett-Teller方法建立的标准ASTM D 3663通过氮气吸附测定的比表面积。这种比表面积使得可以进一步改进污染物的去除，特别是金属如硅的去除。
加氢转化催化剂与加氢处理催化剂的区别主要在于适于处理杂质，特别是金属杂质的孔隙率，并且特别是大孔隙率的存在。
根据本发明的另一方面，如上所述的加氢转化催化剂还包括一种或多种含氧和/或氮和/或硫的有机化合物。这种催化剂通常由术语“加添加剂的催化剂”表示。通常，有机化合物选自包含一个或多个选自羧基、醇、硫醇、硫醚、砜、亚砜、醚、醛、酮、酯、碳酸酯、胺、腈、酰亚胺、肟、脲和酰胺官能团的化学官能团的化合物，或者包含呋喃环的化合物或糖。
夹带床加氢转化步骤b)
根据第二变体，加氢转化步骤b)在加氢转化反应段中进行，该加氢转化反应段包括至少一个夹带床反应器，也称为浆料反应器(slurry reactor)。原料、氢气和催化剂从下方注入并作为上升流流动。加氢转化的流出物和未消耗的氢气以及催化剂从顶部取出。浆料加氢转化技术使用以非常小的颗粒形式分散的催化剂，其尺寸为几十微米或更小(通常为0.001至100微米)。在反应器的入口处将催化剂或其前体与待转化的原料一起注入。催化剂与原料和产物一起通过反应器进行转化，然后与反应产物一起被带出反应器。它们在最重的部分分离后被发现。
浆料催化剂优选含有选自Mo、Fe、Ni、W、Co、V和Ru中的至少一种元素的催化剂。这些催化剂通常是单金属或双金属的(例如通过组合非贵重VIIIB族元素(Co、Ni、Fe)和第VIB族元素(Mo、W))。
所用催化剂可以是多相固体粉末(如天然矿石、硫酸铁等)、从水溶性前体得到的分散催化剂(“水溶性分散催化剂”)如磷钼酸、钼酸铵，或氨水和氧化钼或氧化镍的混合物。
优选地，所使用的催化剂来自可溶于有机相的前体(“油溶性分散催化剂”)。前体是有机金属化合物，例如Mo、Co、Fe或Ni的环烷酸盐，或例如这些金属的多羰基化合物，例如Mo或Ni的2-乙基己酸盐、Mo或Ni的乙酰丙酮酸盐、Mo或W的C7-C12脂肪酸的盐等。当催化剂是双金属时，它们可以在表面活性剂存在下使用以改善金属的分散。
催化剂呈分散颗粒形式，根据催化剂的性质，其可以是也可以不是胶体。可用于根据本发明的方法的此类前体和催化剂广泛描述于文献中。
催化剂的浓度，以金属元素表示，相对于原料一般在1到10000ppm之间。
通常，催化剂是在注入原料之前制备的。制备过程根据前体的状态和性质进行调整。在所有情况下，前体都经过硫化(非原位或原位)以形成分散在原料中的催化剂。
对于“油溶性”催化剂的优选情况，在典型方法中，前体与碳基原料(可能是待处理原料的一部分、外部原料、回收馏分等)混合，混合物任选地至少部分干燥，然后或同时通过加入硫化合物(优选H2S)并加热而硫化。这些催化剂的制备描述于现有技术中。
添加剂可以在催化剂的制备过程中添加，也可以在浆化催化剂注入反应器之前添加。这些添加剂在文献中有描述。
优选的固体添加剂是矿物氧化物，例如氧化铝、二氧化硅、混合的Al/Si氧化物、负载的用过的催化剂(例如在氧化铝和/或二氧化硅上)，其含有至少一种第VIII族元素(例如Ni、Co)和/或至少一种VIB族元素(例如Mo、W)。将提及例如专利申请US 2008/177124中描述的催化剂。也可以使用具有低氢含量(例如4％氢)的碳基固体，例如任选预处理的焦炭。也可以使用这些添加剂的混合物。它们的粒度优选小于1mm。存在于夹带床加氢转化反应段入口处的任何固体添加剂的含量为0至10重量％，优选为1至3重量％，并且催化溶液的含量为0至10重量％重量，优选相对于注入原料的重量按重量计在0和1％之间。
当加氢转化步骤b)在夹带床反应器中进行时，在将加氢转化的流出物送入步骤c)之前需要过滤步骤以回收催化剂。
移动床加氢转化步骤b)
根据第三个变体，加氢转化步骤b)在包括至少一个移动床反应器的加氢转化反应段中进行。
原料和氢气可以在移动床反应器中向上流动(逆流过程)或向下流动(并流过程)。催化剂靠重力自上而下逐渐流动，在催化区内呈活塞流。它可以通过任何适当的方式从下方取出，例如提升器(elevator)(称为“升降机”)。在线单元确保移动床反应器催化剂的半连续更新：一些用过的催化剂在反应器底部排出，而新鲜催化剂在反应器顶部引入。通过反应器间或反应器内的骤冷来控制其中的温度。
优选地，使用直径在O.5和6mm之间并且优选在1和3mm之间的球形催化剂而不是挤压催化剂，以获得更好的流动性。当从反应器底部取出用过的催化剂时，整个催化床以活塞流运动，向下移动与取出的催化剂体积对应的高度。作为移动床操作的催化床的膨胀度有利地小于15％，优选小于10％，优选小于5％，更优选小于2％。膨胀度根据本领域技术人员已知的方法测量。
在根据本发明的方法的步骤b)的移动床中使用的加氢转化催化剂有利地是包含载体、优选无定形载体并且非常优选氧化铝和至少一种选自镍和钴的第VIII族金属的催化剂，和优选镍，所述第VIII族元素优选与至少一种选自钼和钨的第VIB族金属组合使用，并且优选第VIB族金属是钼。优选地，加氢转化催化剂包含作为第VIII族元素的镍和作为第VIB族元素的钼。镍含量有利地以氧化镍(NiO)表示的重量计在0.5％和10％之间并且优选地在1％和6％之间，并且钼含量有利地(以三氧化钼(MoO3)表示)重量计在1％和30％之间，优选4重量％至20重量％，百分比表示为相对于催化剂总重量的重量百分比。该催化剂有利地为挤出物或珠粒的形式。该催化剂还可以有利地包含磷和优选含量小于20重量％并且优选小于10重量％的五氧化二磷P2O5，百分比表示为相对于催化剂总重量的重量百分比。催化剂也可以是补充有如上所述的有机化合物的催化剂。
根据又一变体，加氢转化步骤b)可以在加氢转化反应段中进行，该加氢转化反应段包括至少一个沸腾床反应器、至少一个夹带床反应器和/或至少一个移动床反应器以任何顺序的组合。
优选地，步骤b)在包括至少一个沸腾床反应器的加氢转化反应段中进行。
分离步骤c)
根据本发明，所述处理方法包括分离步骤c)，其有利地在至少一个洗涤/分离段中进行，至少进料有从步骤b)获得的加氢转化流出物和水性溶液，以获得至少一个气态流出物、水性流出物和基于烃的流出物。
步骤c)结束时获得的气态流出物有利地包含氢气，优选包含至少90体积％，优选至少95体积％的氢气。有利地，所述气态流出物可以至少部分地再循环到选择性加氢步骤a)和/或加氢转化步骤b)和/或加氢处理步骤e)和/或加氢裂化步骤e′)中，该再循环系统可能包括纯化段。
步骤c)结束时获得的水性流出物有利地包含铵盐和/或盐酸。可将含水流出物再循环至步骤c)。
该分离步骤c)特别地使得可以除去氯化铵盐，所述氯化铵盐通过在步骤b)期间通过氯化化合物的加氢，特别以HCl形式，随后溶解在水中而释放的氯离子，和通过在步骤b)期间含氮化合物的加氢，特别以NH3形式产生的和/或通过注入胺，随后溶解在水中而提供的铵离子之间的反应形成，并因此限制由于氯化铵盐的沉淀造成的堵塞风险，特别是在输送管线中和/或在本发明方法的工段中和/或在蒸汽裂化器的输送管线中。它还使得可以除去由氢离子和氯离子反应形成的盐酸。
根据待处理的初始原料中的氯化化合物的含量，可以在选择性加氢步骤a)的上游、在选择性加氢步骤a)和加氢转化步骤b)之间和/或在加氢转化步骤b)和分离步骤c)之间，优选在选择性加氢步骤a)(如果存在)的上游注入含有胺，例如单乙醇胺、二乙醇胺和/或单二乙醇胺的物流，以确保足够量的铵离子与在加氢转化步骤期间形成的氯离子结合，从而使得可以限制盐酸的形成并因此限制分离段下游的腐蚀。
有利地，分离步骤c)包括在洗涤/分离段的上游将水溶液，优选地将水注入从步骤b)获得的加氢转化流出物中，以便至少部分地溶解氯化铵盐和/或盐酸，并因此改进氯化杂质的去除和降低由氯化铵盐的积累引起的堵塞的风险。
分离步骤c)有利地在50至450℃、优选100至440℃、优选200至420℃的温度下进行。重要的是在该温度范围内进行所述步骤(因此不要过度冷却加氢转化的流出物)，冒着由于氯化铵盐的沉淀而堵塞管线的风险。有利地，分离步骤c)在接近步骤a)和/或b)中使用的压力下进行，优选在1.0和20.0MPa之间，以促进氢气的再循环。
步骤c)的洗涤/分离段可以至少部分地在共同的或单独的洗涤和分离设备中进行，该设备是公知的(可以在各种压力和温度下操作的分离容器、泵、热交换器、洗涤塔等)。
在本发明的一个实施方案中，分离步骤c)包括将水溶液注入从步骤b)获得的加氢转化流出物中，随后是洗涤/分离段，其有利地包括用于获得至少一种载有铵盐的水性流出物、洗涤的基于烃的液体流出物和部分洗涤的气态流出物的分离阶段。随后可以在滗析容器中将载有铵盐的水性流出物和洗涤的基于烃的液体流出物分离，以获得所述基于烃的流出物和所述水性流出物。所述部分洗涤的气态流出物可以平行地引入洗涤塔，在其中它相对于水性物流逆流循环，所述水性物流优选与注入加氢转化流出物中的水溶液具有相同的性质，这使得可以至少部分地，优选完全地除去包含在部分洗涤的气态流出物中的盐酸，并因此获得优选基本上包含氢气的所述气态流出物和酸性水性物流。从滗析容器获得的所述水性流出物可任选地与所述酸性水性物流混合，并任选地作为与所述酸性水性物流的混合物用于水再循环回路中，以进料至分离步骤c)，进入洗涤/分离段上游的所述水溶液和/或洗涤塔中的所述水性物流。所述水再循环回路可以包括水和/或碱性溶液的供应和/或用于除去溶解的盐的排出。
在本发明的另一个实施方案中，分离步骤c)可有利地包括“高压”洗涤/分离段，其在接近选择性加氢步骤a)和/或加氢转化步骤b)的压力下操作，优选在1.0和20.0MPa之间，以促进氢气的再循环。步骤c)的该“高压”段可以由“低压”部分补充，优选压力通常在0.5和10.0MPa之间，以便获得不合一部分在高压下溶解的气体的基于烃的液体馏分，并且打算将其送入分馏步骤d)进行处理。
从分离步骤c)获得的一种或多种气体馏分可以进行另外的一个或多个纯化和一个或多个分离，以回收至少一种富氢气体(其可以在步骤a)和/或b)和/或e)和/或e′)的上游再循环)和/或轻质烃(特别是乙烷、丙烷和丁烷)，其可以有利地单独或作为混合物送至蒸汽裂化步骤h)的一个或多个炉中。
将从分离步骤c)获得的基于烃的流出物部分或全部，优选全部送至分馏步骤d)中
分馏步骤d)
根据本发明的方法包括分馏从步骤c)获得的全部或部分、优选全部的基于烃的流出物以获得至少一个气体物流，包含沸点小于或等于385℃的化合物的烃馏分和包含沸点高于385℃的化合物的烃馏分。
步骤d)尤其可以除去溶解在基于烃的液体流出物中的气体，例如氨、硫化氢和含有1-4个碳原子的轻质烃。
分馏步骤d)有利地在小于或等于1.0MPa绝压，优选0.1-1.0MPa绝压的压力下进行。
根据一个实施方案，步骤d)可以在有利地包括至少一个汽提塔的工段中进行，所述汽提塔配备有包括回流容器的回流回路。所述汽提塔进料有从步骤c)获得的基于烃的液体流出物和蒸汽物流。从步骤c)获得的基于烃的液体流出物可以任选地在进入汽提塔之前被加热。因此，最轻质的化合物被夹带在塔顶并进入包括回流容器的回流回路中，在该回流容器中进行气/液分离。包含轻质烃的气相作为气体物流从回流容器中取出。有利地从回流容器中取出包含沸点小于或等于385℃的化合物的馏分。有利地在汽提塔的底部取出包含沸点大于385℃的化合物的烃馏分。
根据其他实施方案，分馏步骤d)可涉及汽提塔，随后是蒸馏塔或仅涉及蒸馏塔。
将包含沸点小于或等于385℃的化合物的馏分(石脑油馏分和柴油馏分)全部或部分送入加氢处理步骤e)。
包含沸点高于385℃的化合物的馏分(未转化的油)有利地至少部分再循环到加氢转化步骤b)中。它也可以燃烧产生热量和/或电力。
可以在包含得自步骤d)的沸点高于385℃的化合物的所述馏分的再循环上安置清除(purge)。取决于该方法的操作条件，所述清除可以是从步骤d)获得的所述馏分的0至50重量％，并且优选5至20重量％。
从分馏步骤d)获得的一个或多个气体馏分可以进行额外的一个或多个纯化和一个或多个分离，以回收至少轻质烃，特别是乙烷、丙烷和丁烷，其可以有利地单独或作为混合物送至蒸汽裂化步骤h)的一个炉中。
加氢处理步骤e)
根据本发明，处理方法包括在加氢处理反应段中进行的加氢处理步骤e)，使用至少一个包含n个催化床的固定床反应器，n是大于或等于1的整数，每个包含至少一个加氢处理催化剂，向所述加氢处理反应段进料至少一部分包含得自步骤d)的沸点小于或等于385℃的化合物的烃馏分和包含氢气的气体物流，以获得加氢处理的流出物.
有利地，步骤c)涉及本领域技术人员熟知的加氢处理反应，更特别地加氢处理反应例如芳烃加氢、加氢脱硫和加氢脱氮。此外，继续烯烃和剩余卤代化合物的加氢以及加氢脱金属。
有利地，所述步骤e)在加氢处理反应段中进行，所述加氢处理反应段包括至少一个、优选一至五个包括n个催化床的固定床反应器，n是大于或等于一、优选一至十、优选二至五的整数，所述一个或多个床各自包含至少一种、优选不超过十种加氢处理催化剂。当反应器包括几个催化床，即至少两个，优选两个至十个，优选两个至五个催化床时，所述催化床在所述反应器中串联布置。
向所述加氢处理反应段进料至少部分所述烃馏分，所述烃馏分包含从步骤d)获得的沸点小于或等于385℃的化合物和包含氢气的气体物流，有利地于第一反应器的第一催化床水平运行。
步骤e)的所述加氢处理反应段也可以供入至少一部分再循环物流，有利地从任选的步骤g)中获得。所述再循环物流的所述一个或多个馏分或再循环物流的总量可以作为与包含从步骤d)获得的沸点小于或等于385℃的化合物的烃馏分的混合物引入所述加氢处理反应段或分开引入。可以将所述再循环物流的所述一个或多个馏分或再循环物流的总量引入到所述加氢处理反应段中，进入步骤e)的所述加氢处理反应段的一个或多个催化床中。引入至少一部分所述再循环物流有利地使得可以稀释仍然存在于加氢流出物中的杂质并控制加氢处理反应段的催化床中的温度，特别是限制温度升高这涉及高度放热反应。
所述加氢处理反应段有利地在250和430℃之间，优选300和400℃之间的加氢处理温度下，在1.0和20.0MPa绝压之间，优选3.0和15.0MPa绝压之间的氢分压下并且时空速度(HSV)在0.1和10.0h-1之间，优选在0.1和5.0h-1之间，优选在0.2和2.0h-1之间，优选在0.2和1.0h-1之间操作。根据本发明，“加氢处理温度”对应于步骤e)的加氢处理反应段中的平均温度。特别地，它对应于根据本领域技术人员公知的专用术语的重均床温(WABT)。加氢处理温度有利地根据所使用的催化系统、设备及其构造来确定。例如，加氢处理温度(或WABT)按以下方式计算：
WABT＝(T入口+2×T出口)/3
其中T入口：加氢处理反应段入口处沸点小于或等于385℃的流出物的温度，T出口：加氢处理反应段出口处的流出物温度。
时空速度(HSV)在此定义为从步骤d)获得的包含沸点小于或等于385℃的化合物的烃馏分的每小时体积流速与一种或多种催化剂的体积的比值。步骤e)中的氢气覆盖率有利地为50至2000Nm3氢气/m3进给步骤e)的原料，优选100至1000Nm3氢气/m3进料至步骤e)的原料，优选为优选120和800Nm3的氢气/m3进料至步骤e)的原料。氢气覆盖率在此定义为在标准温度和压力条件下取得的氢气的体积流量相对于进料至步骤e)的原料的体积流量的比率(以标准m3，记为Nm3，H2/m3新鲜原料计)。氢气可以由供料和/或特别从分离步骤c)获得的供给和/或再循环氢气组成。
优选地，将包含氢气的另外的气体物流有利地引入特别串联操作的各反应器的入口，和/或从加氢处理反应段的第二催化床开始的各催化床的入口。这些另外的气体物流也称为冷却物流。它们使得可以控制其中所涉及的反应通常是高度放热的加氢处理反应器中的温度。
有利地，用于所述步骤e)中的所述加氢处理催化剂可以选自已知的加氢脱金属、加氢处理或硅清除催化剂，特别是用于处理石油馏分的催化剂，以及它们的组合。已知的加氢脱金属催化剂是例如在专利EP 0113297、EP 0113284、US 5221656、US 5827421、US7119045、US 5622616和US 5089463中描述的那些。已知的加氢处理催化剂是例如在专利EP0113297、EP 0113284、US 6589908、US 4818743或US 6332976中描述的那些。已知的硅清除催化剂是例如专利申请CN 102051202和US 2007/080099中描述的那些。
特别地，所述加氢处理催化剂包含载体，优选矿物载体，和至少一种具有加氢脱氢功能的金属元素。所述具有加氢脱氢功能的金属元素有利地包含至少一种第VIII族元素，优选选自镍和钴，和/或至少一种第VIB族元素，优选选自钼和钨。第VIB族和第VIII族金属元素的氧化物的总含量相对于催化剂的总重量优选为0.1重量％至40重量％，优选5重量％至35重量％。以金属氧化物表示的一种或多种第VIB族金属相对于一种或多种第VIII族金属的重量比优选为1.0至20，优选2.0至10。例如，该方法的步骤b)的加氢处理反应段包含加氢处理催化剂，该催化剂包含在矿物载体上的以相对于加氢处理催化剂的总重量的氧化镍NiO表示的0.5重量％至10重量％的镍，优选1重量％至8重量％的镍，和以相对于加氢处理催化剂的总重量的氧化钼MoO3表示或氧化钨WO3表示的1.O重量％至30重量％的钼和/或钨，优选3.O重量％至29重量％。
所述加氢处理催化剂的载体有利地选自氧化铝、二氧化硅、二氧化硅-氧化铝、氧化镁、粘土及其混合物。所述载体还可以含有其它掺杂剂化合物，特别是选自氧化硼，特别是三氧化硼、氧化锆、二氧化铈、氧化钛、五氧化二磷的氧化物和这些氧化物的混合物。优选地，所述加氢处理催化剂包含氧化铝载体，优选掺杂有磷和任选的硼的氧化铝载体。当五氧化二磷P2O5存在时，其浓度相对于氧化铝的重量小于10重量％，有利地相对于氧化铝的总重量为至少0.001重量％。当存在三氧化硼B2O5时，其浓度相对于氧化铝的重量小于10重量％，并且有利地相对于氧化铝的总重量为至少0.001重量％。所用的氧化铝可以是例如γ或η氧化铝。
所述加氢处理催化剂例如为挤出物形式。
有利地，用于该方法的步骤e)中的所述加氢处理催化剂具有大于或等于250m2/g，优选大于或等于300m2/g的比表面积。所述加氢处理催化剂的比表面积有利地小于或等于800m2/g，优选小于或等于600m2/g，尤其小于或等于400m2/g。加氢处理催化剂的比表面积通过BET法测量，即根据由期刊The Journal of the American Chemical Society，60，309(1938)中描述的Brunauer-Emmett-Teller方法建立的标准ASTM D 3663-78通过氮气吸附测定的比表面积。这种比表面积使得可以进一步改进污染物的去除，特别是金属如硅的去除。
根据本发明的另一个方面，如上所述的加氢处理催化剂还包含一种或多种含氧和/或氮和/或硫的有机化合物。这种催化剂通常由术语“加添加剂的催化剂”表示。通常，有机化合物选自包含一个或多个选自羧基、醇、硫醇、硫醚、砜、亚砜、醚、醛、酮、酯、碳酸酯、胺、腈、酰亚胺、肟、脲和酰胺官能团的化学官能团的化合物，或者包含呋喃环的化合物或糖。
步骤a)、b)或e)或e′)的催化剂的制备是已知的，通常包括将第VIII族金属和第VIB族金属(如果存在)以及任选的磷和/或硼浸渍在载体上，然后干燥，然后任选地煅烧的步骤。在加添加剂的催化剂的情况下，制备通常通过在引入有机化合物之后简单干燥而不煅烧来进行。术语“煅烧”在本文中是指在包含空气或氧气的气体中在大于或等于200℃的温度下的热处理。在催化剂用于工艺步骤之前，通常对催化剂进行硫化以形成活性物质。
在本发明的一个优选实施方案中，所述加氢处理反应段包括几个固定床反应器，优选两个至五个，非常优选两个至四个固定床反应器，每个包括n个催化床，n是大于或等于一，优选一至十，优选二至五的整数，有利地串联和/或并联和/或以可置换(或PRS)模式和/或以“切换”模式操作。各种任选的操作模式，PRS(或领先和滞后)模式和切换模式，是本领域技术人员公知的，并且在后面被有利地定义。包括多个反应器的加氢处理反应段的优点在于优化处理从步骤d)获得的包含沸点小于或等于385℃的化合物的烃馏分，同时使得可以降低一个或多个催化床堵塞的风险，并因此避免由于堵塞导致的单元的停止。
根据本发明的一个非常优选的实施方案，所述加氢处理反应段包括至少一个固定床反应器，优选由一个反应器或两个串联的反应器组成，所述一个或多个固定床反应器包含一个和五个之间串联布置的催化床，并且各自包含一种至十种加氢处理催化剂，其中所述加氢处理催化剂中的至少一种有利地包含载体和至少一种金属元素，所述金属元素优选包含至少一种第VIII族元素，优选选自镍和钴，和/或至少一种第VIB族元素，优选选自钼和钨。
任选地，步骤e)可以包括位于加氢处理反应段上游的加热段，并且其中将从步骤d)获得的包含沸点小于或等于385℃的化合物的烃馏分加热至适于加氢处理的温度，即温度在250和430℃之间。因此，所述任选的加热段可以包括一个或多个交换器，优选地允许在得自步骤d)的包含沸点小于或等于385℃的化合物的烃馏分与加氢处理的流出物之间进行热交换，和/或预热炉。
加氢处理步骤e)有利地允许优化处理从步骤d)获得的包含沸点小于或等于385℃的化合物的烃馏分。这使得可以显著地去除残留的杂质，尤其是去除硫化合物和氮化合物以及残留的金属。
加氢裂化步骤e′)(任选的)
根据一种变型，本发明的方法可以包括加氢裂化步骤e′)，或者在加氢处理步骤e)之后直接进行，或者在重质馏分(柴油馏分)的分离步骤f)之后进行。
包含沸点小于或等于385℃的化合物的馏分包括包含沸点低于175℃的化合物的馏分(石脑油馏分)和包含沸点高于175℃且低于385℃的化合物的馏分(柴油馏分)。当希望柴油馏分的收率最小化而石脑油馏分的收率最大化时，可以将柴油馏分至少部分转化为通过加氢裂化的石脑油馏分，甚至部分重质石脑油馏分转化为轻质石脑油，即该馏分通常有利于蒸汽裂化单元。
因此，本发明的方法可以包括在加氢裂化反应段中进行的加氢裂化步骤e′)，使用至少一个包含n个催化床的固定床，n是大于或等于1的整数，每个包含至少一个加氢裂化催化剂，向所述加氢裂化反应段供给从步骤e)获得的所述加氢处理的流出物和/或从步骤f)获得的包含沸点高于175℃且低于385℃的化合物的柴油馏分和包含氢气的气体物流，所述加氢裂化反应段在250至450℃的温度下，氢分压为1.5至20.0MPa绝压和时空速度为0.1～10.0h-1下操作，得到加氢裂化流出物进入分离步骤f)。
有利地，步骤e′)涉及本领域技术人员熟知的加氢裂化反应，并且更特别地使得可以将重化合物例如沸点大于175℃的化合物转化成具有沸点小于或等于175℃的步骤b)得到的加氢处理流出物。随后可以进行其它反应，例如烯烃或芳烃的加氢、加氢脱金属、加氢脱硫、加氢脱氮等。
有利地，所述步骤e′)在加氢裂化反应段中进行，所述加氢裂化反应段包括至少一个、优选一至五个包括n个催化床的固定床反应器，n是大于或等于一、优选一至十、优选二至五的整数，所述一个或多个床各自包含至少一种、优选不超过十种加氢裂化催化剂。
加氢处理步骤e)和加氢裂化步骤e′)可以有利地在相同反应器或不同反应器中进行。当它们在同一反应器中进行时，该反应器包含几个催化床，第一催化床包含加氢处理催化剂，随后的催化床包含加氢裂化催化剂。
所述加氢裂化反应段有利地在250至450℃、优选320至430℃的加氢处理温度、1.5至20MPa绝压的氢分压和时空速度(HSV)在0.1和10.0h-1之间，优选在0.1和5.0h-1之间，优选在0.2和4h-1之间。根据本发明，“加氢裂化温度”分别对应于步骤c)的加氢裂化反应段中的平均温度。特别地，它对应于根据专用术语的重均床温(WABT)，这是本领域技术人员公知的。加氢裂化温度有利地根据所使用的催化体系、设备及其构造来确定。例如，加氢裂化温度(或WABT)以如下方式计算：
WABT＝(T入口+2x T出口)/3
其中T入口：加氢裂化反应段的入口处的加氢流出物的温度，T出口：加氢裂化反应段的出口处的流出物的温度。
时空速度(HSV)在此定义为从步骤e)获得的加氢处理流出物的每小时体积流量/一种或多种催化剂的体积的比率。步骤e′)中的氢气覆盖率有利地为80-2000Nm3氢气/m3进料至步骤e′)的原料，优选200-1800Nm3氢气/m3进料至步骤e′)的原料。氢气覆盖率在此定义为在标准温度和压力条件下采用的氢气的体积流量与进料至步骤e′)的原料的体积流量的比率(以标准m3，记为Nm3，H2/m3原料计)。氢气可以由供料和/或特别从分离步骤c)和d)获得的再循环氢气组成。
优选地，将包含氢气的另外的气体物流有利地引入特别串联操作的各反应器的入口，和/或从加氢裂化反应段的第二催化床开始的各催化床的入口。这些另外的气体物流也称为冷却物流。它们使得可以控制其中所涉及的反应通常是高度放热的加氢裂化反应器中的温度。
加氢裂化步骤e′)可以一步或两步进行。当分两步进行时，来自第一加氢裂化步骤e′)的流出物被分离，使得可以获得包含沸点高于175℃的化合物的馏分(柴油馏分)，其被引入第二加氢裂化步骤。当希望只生产石脑油馏分时，这种配置特别合适。两个加氢裂化步骤中使用的操作条件和催化剂可以相同或不同。
在根据本发明的方法的步骤e′)中使用的这些操作条件通常使得可以获得大于15重量％和甚至更优选20重量％至80重量％的单程转化率，将其转化为包含至少80体积％的沸点小于或等于175℃、优选小于160℃和优选小于150℃的化合物的产物。当该方法在两个加氢裂化步骤中进行时，第二步中的单程转化率保持适中，以最大限度地提高对石脑油馏分(沸点小于或等于175℃，特别是在80℃至小于或等于175℃)的选择性。通过使用在第二加氢裂化步骤回路中的高再循环比限制单程转化率。该比率定义为来自步骤f)的进料的流量与来自步骤a)的原料的流量之比，该比率优选为0.2-4，优选0.5-2.5。
因此，加氢裂化步骤e′)不一定能够将所有沸点大于175℃的化合物(柴油馏分)转化成沸点小于或等于175℃的化合物(石脑油馏分)。在分馏步骤f)之后，可能因此保留或多或少的大部分沸点大于175℃的化合物。为了增加转化率，至少部分未转化的馏分可如下所述再循环到步骤e′)中。另一部分可以被清除。取决于工艺的操作条件，相对于进入的原料，所述清除可以是包含沸点高于175℃的化合物的馏分的0至10重量％，并且优选O.5至5重量％。
根据本发明，加氢裂化步骤e′)在至少一种加氢裂化催化剂存在下进行。
在加氢裂化步骤e′)中使用的一种或多种加氢裂化催化剂是本领域技术人员已知的常规加氢裂化催化剂，其是结合了酸功能和加氢-脱氢功能以及任选地至少一种粘合剂基质的双功能类型。酸功能由具有表面酸性的大表面积(通常150-800m2/g)载体提供，例如卤化(特别是氯化或氟化)氧化铝、硼和铝氧化物的组合、无定形二氧化硅-氧化铝和沸石。加氢-脱氢功能由至少一种周期表第VIB族的金属和/或至少一种第VIII族的金属提供。
优选地，步骤e′)中使用的一种或多种加氢裂化催化剂包含加氢-脱氢功能物，其包含至少一种第VIII族金属，选自铁、钴、镍、钌、铑、钯和铂，优选选自钴和镍。优选地，所述一种或多种催化剂还包含至少一种第VIB族金属，选自铬、钼和钨，单独地或作为混合物，并且优选选自钼和钨。优选NiMo、NiMoW或NiW类型的加氢-脱氢功能物。
优选地，一种或多种加氢裂化催化剂中的第VIII族金属的含量有利地为0.5-15重量％，优选1-10重量％，所述百分数以相对于催化剂总重量的氧化物的重量百分数表示。
优选地，一种或多种加氢裂化催化剂中的第VIB族金属的含量有利地为5-35重量％，优选10-30重量％，所述百分数以相对于催化剂总重量的氧化物的重量百分数表示。
步骤e′)中使用的一种或多种加氢裂化催化剂还可以任选地包含至少一种沉积在催化剂上的助催化剂元素，其选自磷、硼和硅，任选地至少一种第VIIA族元素(优选氯和氟)，任选地至少一种第VIIB族元素(优选锰)，和任选地至少一种第VB族元素(优选铌)。
优选地，步骤e′)中使用的一种或多种加氢裂化催化剂包含至少一种氧化物类型的无定形或结晶差的多孔矿物基质，其选自氧化铝、二氧化硅、二氧化硅-氧化铝、铝酸盐、氧化铝-氧化硼、氧化镁、二氧化硅-氧化镁、氧化锆、氧化钛或粘土，单独或作为混合物，并且优选氧化铝或二氧化硅-氧化铝，单独或作为混合物。
优选地，二氧化硅-氧化铝含有大于50重量％的氧化铝，优选大于60重量％的氧化铝。
优选地，步骤e′)中使用的一种或多种加氢裂化催化剂还任选地包含选自Y沸石，优选USY沸石的沸石，单独或与选自β、ZSM-12、IZM-2、ZSM-22、ZSM-23、SAPO-11、ZSM-48或ZBM-30沸石(单独或作为混合物)的其它沸石组合。优选地，沸石是单独的USY沸石。
当所述催化剂包含沸石时，一种或多种加氢裂化催化剂中沸石的含量有利地为0.1-80重量％，优选3-70重量％，所述百分数表示为沸石相对于催化剂总重量的百分数。
优选的催化剂包含至少一种第VIB族金属和任选的至少一种第VIII族非贵金属，至少一种助催化剂元素，优选磷，至少一种Y沸石和至少一种氧化铝粘合剂，并优选由其组成。
甚至更优选的催化剂包含镍、钼、磷、USY沸石和任选的β沸石以及氧化铝，并优选由其组成。
另一种优选的催化剂包含镍、钨、氧化铝和二氧化硅-氧化铝，并优选由其组成。
另一种优选的催化剂包含镍、钨、USY沸石、氧化铝和二氧化硅-氧化铝，并优选由其组成。
所述加氢裂化催化剂例如为挤出物形式。
根据本发明的另一个方面，如上所述的加氢裂化催化剂还包含一种或多种含氧和/或氮和/或硫的有机化合物。这种催化剂通常由术语“加添加剂的催化剂”表示。通常，有机化合物选自包含一个或多个选自羧基、醇、硫醇、硫醚、砜、亚砜、醚、醛、酮、酯、碳酸酯、胺、腈、酰亚胺、肟、脲和酰胺官能团的化学官能团的化合物，或者包含呋喃环的化合物或糖。
分离步骤f)
根据本发明，该处理方法包括分离步骤f)，供入从步骤e)获得的加氢处理流出物或进料有任选步骤e′)获得的加氢裂化流出物以获得至少一种气态流出物和加氢处理液态基于烃的流出物。
步骤f)的分离部分有利地在公知的分离设备中操作(可以在各种压力和温度下操作的分离容器、泵、热交换器、洗涤塔等)。
步骤f)结束时获得的气态流出物有利地包含氢气，优选包含至少90体积％，优选至少95体积％的氢气。有利地，所述气态流出物可以至少部分地再循环到选择性加氢步骤步骤a)和/或加氢转化步骤b)和/或加氢处理步骤e)和/或任选的加氢裂化步骤e′)中，该再循环系统可能包括纯化段。
在步骤f)结束时获得的气态流出物还可以包含轻质烃，特别是乙烷、丙烷和丁烷，它们可以有利地单独或作为混合物输送到蒸汽裂化步骤h)的一个或多个炉中。
步骤f)尤其可以除去溶解在液态基于烃的流出物中的气体，例如氨、硫化氢和含有1至4个碳原子的轻质烃。
分馏步骤f)有利地在小于或等于1.0MPa绝压、优选0.1至1.0MPa绝压的压力下进行。
根据一个实施方案，步骤f)可以在有利地包括至少一个汽提塔的工段中进行，所述汽提塔配备有包括回流容器的回流回路。所述汽提塔进料有从步骤e)获得的加氢处理的流出物和蒸汽物流。从步骤e)获得的加氢处理的流出物可以任选地在进入汽提塔之前被加热。因此，最轻质的化合物被夹带在塔顶并进入包括回流容器的回流回路中，在该回流容器中进行气/液分离。包含轻质烃的气相作为气体物流从回流容器中取出。加氢处理的液态基于烃的流出物是包含沸点小于或等于385℃加氢处理的化合物的馏分(石脑油馏分和柴油馏分)，其有利地在汽提塔底部取出。
根据其它实施方案，分馏步骤f)可以包括汽提塔，随后是蒸馏塔或仅包括蒸馏塔。
在一个特定的实施方案中，分离步骤f)可以包括分馏，使得除了气体物流之外还可以获得包含沸点小于或等于175℃，优选80-175℃的化合物的石脑油馏分，和包含沸点大于175℃且小于385℃的化合物的柴油馏分。
石脑油馏分可以全部或部分地被送至蒸汽裂化单元和/或送至由常规石油基原料获得的石脑油池；也可送入回收步骤g)。
柴油馏分也可全部或部分地送至蒸汽裂化单元，或送至分别由常规石油基原料获得的喷气燃料和柴油池，或送至再循环步骤g)，或引入加氢裂化步骤e′)(当它存在时)。
在另一个具体实施方案中，将包含沸点小于或等于175℃的化合物的石脑油馏分分馏成包含沸点为80-175℃的化合物的重质石脑油馏分和包含沸点小于80℃的化合物的轻质石脑油馏分，将至少一部分所述重质石脑油馏分送至包括至少一个石脑油重整步骤的芳族联合单元中以生产芳烃。重质石脑油馏分也可至少部分送入下述蒸汽裂化步骤h)。根据该实施方案，将至少一部分轻质石脑油馏分送至下述的蒸汽裂化步骤h)。
步骤g)(任选的)循环步骤f)得到的加氢处理的液态基于烃的流出物
根据本发明的方法可以包括再循环步骤g)，其中从分离步骤f)中获得的一部分加氢处理的液态基于烃的流出物被回收以构成再循环物流，将所述再循环物流送至根据本发明的方法的反应步骤中的至少一个的上游或直接送至根据本发明的方法的反应步骤中的至少一个中，特别是任选的选择性加氢步骤a)和/或加氢转化步骤b)和/或加氢处理步骤e)。任选地，可将一部分再循环物流送至任选的预处理步骤aO)。
优选地，至少一部分从分离步骤f)获得的加氢处理的液态基于烃的流出物进料至加氢处理步骤e)。
有利地，调节再循环物流的量，使得再循环物流与包含热解油的原料，即进料到整个方法的待处理原料之间的重量比小于或等于10，优选小于或等于5，并且优选大于或等于0.001，优选大于或等于0.01，并且优选大于或等于0.1。非常优选地，调节再循环物流的量以使得再循环物流与包含热解油的原料之间的重量比为0.2-5。
取决于所处理的原料，将一部分所得产物再循环到根据本发明的方法的至少一个反应步骤中或其上游，这有利地使得可以首先稀释杂质，其次控制其中所涉及的反应可以是高度放热的一个或多个反应步骤中的温度。
根据本发明的一个优选实施方案，用于处理包含热解油的原料的方法包括以下步骤序列，优选以给定顺序，并且优选由以下步骤序列组成：
b)加氢转化，
c)分离，
d)分馏，
e)加氢处理，
f)分离，
以产生流出物，所述流出物的至少一部分适合在蒸汽裂化单元中处理。
根据本发明的第二个优选实施方案，用于处理包含热解油的原料的方法包括以下步骤序列，优选以给定顺序，并且优选由以下步骤序列组成：
b)加氢转化，
c)分离，
d)将至少部分包含沸点高于385℃的化合物的烃馏分再循环到步骤b)中的分馏，
e)加氢处理，
f)分离，
以产生流出物，所述流出物的至少一部分适合在蒸汽裂化单元中处理。
根据本发明的第三优选实施方案，用于处理包含热解油的原料的方法包括以下步骤序列，优选以给定顺序，并且优选由以下步骤序列组成：
b)加氢转化，
c)分离，
d)将至少部分包含沸点高于385℃的化合物的烃馏分再循环到步骤b)中的分馏，
e)加氢处理，
e′)加氢裂化，
f)分离，
以产生流出物，所述流出物的至少一部分适合在蒸汽裂化单元中处理。
根据本发明的第四个优选实施方案，用于处理包含塑料和/或SRF热解油的原料的方法包括以下步骤序列，优选以给定顺序，并且优选由以下步骤序列组成：
a)选择性加氢，
b)加氢转化，
c)分离，
d)将至少部分包含沸点高于385℃的化合物的烃馏分再循环到步骤b)中的分馏，
e)加氢处理，
e′)加氢裂化，
f)分离，
g)将从步骤f)获得的至少部分加氢处理的液态基于烃的流出物再循环到步骤a)和/或b)和/或e)，
以产生流出物，所述流出物的至少一部分适合在蒸汽裂化单元中处理。
所述加氢处理的液态基于烃的流出物或由此通过根据本发明的方法处理热解油而获得的所述流出物的一部分具有与进入蒸汽裂化单元的原料的规格相容的组成。特别地，所述基于烃的流出物或所述一个或多个基于烃的物流的组成优选使得：
-金属元素的总含量按重量计小于或等于5.0ppm，优选按重量计小于或等于2.0ppm，优选按重量计小于或等于1.0ppm并且优选按重量计小于或等于0.5ppm，和：
-铁(Fe)元素的含量按重量计小于或等于100ppb，
-硅元素(Si)的含量小于或等于1.0重量ppm，优选小于或等于0.6重量ppm，和
-硫含量小于或等于500重量ppm，优选小于或等于200重量ppm，
-氮含量小于或等于100重量ppm，优选小于或等于50重量ppm，优选小于或等于5重量ppm，
-氯元素的总含量小于或等于10重量ppm，优选小于1.O重量ppm，
-沥青质的含量小于5.O重量ppm，
-烯烃化合物(单烯烃和二烯烃)的含量小于或等于5.0重量％，优选小于或等于2.0重量％，优选小于或等于0.1重量％。
所述含量以相对重量浓度、重量百分数(％)、以重量计的百万分之份数(ppm)或以重量计的十亿分之份数(ppb)给出，相对于所考虑的物流的总重量。
因此，根据本发明的方法可以处理SRF和/或塑料热解油以获得可以全部或部分注入蒸汽裂化单元的流出物。
蒸汽裂化步骤i)(任选的)
从步骤f)获得的加氢处理的液态基于烃的流出物可全部或部分送入蒸汽裂化步骤h)。
有利地，从分离步骤c)和/或f)获得并含有乙烷、丙烷和丁烷的一个或多个气体馏分也可以全部或部分被送至蒸汽裂化步骤h)。
所述蒸汽裂化步骤h)有利地在至少一个热解炉中，在700-900℃，优选750-850℃的温度下和在0.05-0.3MPa的相对压力下进行。基于烃的化合物的停留时间通常小于或等于1.0秒(记为s)，优选0.1-0.5s。有利地，在任选的蒸汽裂化步骤h)的上游和分离(或分馏)之后引入蒸汽。引入的水(有利地以蒸汽形式)的量有利地为0.3-3.0kg水/kg进入步骤h)的基于烃的化合物。任选的步骤h)优选在多个热解炉中平行进行，以使操作条件适应于进料至步骤h)的各种物流，并且尤其是从步骤c)和/或f)获得的物流，并且还管理管道除焦时间。炉包括一个或多个平行布置的管道。炉也可以表示一组并联操作的炉。例如，可以将炉专用于裂化包含沸点小于或等于175℃的化合物的石脑油馏分。
来自各种蒸汽裂化炉的流出物通常在分离之前重新组合以构成流出物。应当理解，蒸汽裂化步骤h)包括蒸汽裂化炉，但也包括本领域技术人员公知的与蒸汽裂化相关的子步骤。这些子步骤可特别包括热交换器、塔和催化反应器以及再循环到炉中。塔通常使得可以分馏流出物以回收至少一种包含氢气和含有2-5个碳原子的化合物的轻质馏分，和包含热解汽油的馏分，和任选的包含热解油的馏分。塔使得可以分离分馏轻质馏分的各种组分，以回收至少一个富含乙烯的馏分(C2馏分)和富含丙烯的馏分(C3馏分)和任选的富含丁烯的馏分(C4馏分)。催化反应器特别地使得可以进行C2、C3或甚至C4馏分和热解汽油的选择性加氢。有利地将饱和化合物，特别是含有2-4个碳原子的饱和化合物再循环到蒸汽裂化炉中以提高烯烃的总产率。
该蒸汽裂化步骤h)使得可以获得至少一个包含含有2、3和/或4个碳原子的烯烃(即C2、C3和/或C4烯烃)的流出物，其含量为令人满意的，特别是相对于所考虑的蒸汽裂化流出物的重量，大于或等于30重量％，尤其大于或等于40重量％，或甚至大于或等于50重量％的含2、3和4个碳原子的总烯烃。所述C2、C3和C4烯烃然后可有利地用作聚烯烃单体。
根据本发明的一个或多个优选实施方案，单独或组合地，用于处理包含SRF和/或塑料热解油的原料的方法包括上述步骤序列，优选以给定的顺序，并且优选由上述步骤序列组成，即：
b)加氢转化，
c)分离，
d)分馏，
e)加氢处理，
f)分离，
h)蒸汽裂化。
根据优选的方式，用于处理包含SRF和/或塑料热解油的原料的方法包括上述步骤序列，优选以给定的顺序，并且优选由上述步骤序列组成，即：：
a)选择性加氢，
b)加氢转化，
c)分离，
d)将至少部分包含沸点高于385℃的化合物的烃馏分再循环到步骤b)中的分馏，
e)加氢处理，
e′)加氢裂化，
f)分离，
h)从步骤f)获得的至少另一部分加氢处理的液态基于烃的流出物的蒸汽裂化。
使用的分析方法
用于确定各种流，特别是待处理的原料和流出物的特性的分析方法和/或标准是本领域技术人员已知的。以下特别列出它们以供参考。也可以使用其他公认的等效方法，特别是等效的IP、EN或ISO方法：
表1
(1)文章中描述的MAV方法：C.López-García等人，Near Infrared Monitoring ofLow Conjugated Diolefins Content in Hydrotreated FCC Gasoline Streams，Oil&GasScience and Technology-Rev.IFP，Vol.62(2007)，第1期，第57-68页。
附图说明
关于图1中提到的要素的信息使得能够更好地理解本发明，而所述发明不限于图中所说明的特定实施方案。所呈现的各种实施方案可单独使用或彼此组合使用，而不对所述组合进行任何限制。
图1表示本发明方法的一个具体实施方案的流程图，包括：
-在富氢气体2和任选地由物流3供应的胺的存在下，在包含至少一种选择性加氢催化剂的至少一个固定床反应器中，对由塑料1的热解获得的基于烃的原料进行选择性加氢的步骤a)，以获得流出物4；
-在氢气5的存在下，在至少一个包含至少一种加氢转化催化剂的沸腾床、夹带床和/或移动床反应器中，对由步骤a)获得的流出物4进行加氢处理的步骤b)，以获得加氢处理流出物6；
-在水性洗涤溶液7的存在下进行的流出物6的分离步骤c)，使得可以获得至少一个包含氢气的馏分8、含有溶解盐的水性馏分9和基于烃的液体馏分10；
-分馏基于烃的液体馏分10的步骤d)，使得可以获得至少一个气体馏分11、包含沸点小于或等于385℃的化合物的烃馏分12和包含沸点大于385℃的化合物的馏分13，其优选至少部分再循环到步骤b)；
-在氢气14的存在下，在包含至少一种加氢裂化催化剂的至少一个固定床反应器中，对由步骤d)获得的至少部分烃馏分12进行加氢处理，所述烃馏分12包含得自步骤d)的沸点小于或等于385℃的化合物，在包括至少一种加氢处理催化剂的固定床反应器中进行，以获得加氢处理的流出物15；
-分离流出物15的步骤f)使得可以获得至少一种包含氢气的馏分16和加氢处理的液态基于烃的流出物17。
在步骤f)结束时，至少一部分加氢处理的液态烃17被送至蒸汽裂化工艺(未示出)。
任选地，部分所述加氢处理的液态基于烃的流出物17构成循环物流17a、17b和17c，其分别进料至步骤a)和/或b)和/或e)。
图1仅示出了主要步骤和主要物流，以便更好地理解本发明。可以清楚地理解，存在所有起作用所需的设备(容器、泵、交换器、炉、塔等)，即使其未示出。还应理解，如上所述，富氢气体物流(供应或再循环)可以注入每个反应器或催化床的入口中，或两个反应器或两个催化床之间。也可使用本领域技术人员公知的用于纯化和再循环氢气的方法。
具体实施方式
实施例
实施例1(根据本发明)
在该方法中处理的原料1是具有表2中所示特性的SRF热解油。
表2：原料的特性
在表中所示的条件下，在氢气5和氧化铝上的NiMo型加氢处理催化剂的存在下，使原料1直接(没有选择性加氢步骤a))在沸腾床中进行的加氢转化步骤b)，条件如表3所示。
表3：加氢转化步骤b)的条件
将从加氢转化步骤b)获得的流出物6送至步骤c)，然后送至分馏步骤d)。表4给出了在分馏步骤d)结束时获得的各种馏分相对于进入工艺链的原料1的产率。
表4：在步骤b)结束时获得的各种产品和馏分的产率
| H2S+NH3 | 重量％ | 0.35 |
| C1-C4 | 重量％ | 3.70 |
| PI-175℃馏分 | 重量％ | 59.0 |
| 175℃-385℃馏分 | 重量％ | 35.0 |
| 385℃+馏分 | 重量％ | 3.0 |
| 总计 | 重量％ | 101.05 |
然后将包含沸点小于或等于385℃的化合物的液体馏分(石脑油馏分和柴油馏分)送至加氢处理步骤e)，并在氢气2和氧化铝上的NiMo型选择性加氢催化剂的存在下，在表5所示的条件下进行。
表5：加氢处理步骤b)的条件
从加氢处理步骤e)获得的流出物17经历分离和分馏的步骤f)。
表6给出了相对于进入工艺链的原料1在分离和分馏步骤f)(包括汽提塔和蒸馏塔)结束时获得的各种馏分的总产率。
表6：在步骤f)结束时获得的各种产品和馏分的产量
| H2S+NH3 | 重量％ | 0.50 |
| C1-C4 | 重量％ | 4.50 |
| PI-175℃馏分 | 重量％ | 60.5 |
| 175℃-385℃馏分 | 重量％ | 32.5 |
| 385℃+馏分 | 重量％ | 2.5 |
| 总计 | 重量％ | 100.50 |
化合物H2S和NH3主要以分离步骤d)中除去的水性相中的盐的形式被除去。
分离分馏步骤f)后得到的PI-175℃和175℃-385℃液体馏分的特性如表7所示：
表7：PI-175℃和175℃一385℃馏分的特性
PI-175℃和175℃-385℃液体馏分均具有与蒸汽裂化单元相客的成分，因为：
-它们的氯元素含量非常低(分别为未检测含量和25ppb重量含量)，低于蒸汽裂化原料所需的限值；
-金属含量，尤其是铁(Fe)的含量也非常低(PI-175℃馏分的金属含量未检测到，175℃-385℃部分的金属含量＜1ppm；含量PI-175℃馏分未检测到的Fe和175℃-385℃馏分的25ppb(按重量计)，低于蒸汽裂化原料所需的限值(≤5.0ppm按重量计，非常优选金属≤1ppm(重量)；Fe≤100ppb(重量))；
-最后，它们含有硫(对于PI-175℃馏分，重量小于2ppm，对于175℃-385℃馏分，重量小于2ppm)和氮(对于PI-175馏分，重量小于5ppm和175℃-385℃馏分按重量计＜10ppm)，其含量远低于蒸汽裂化原料所需的限值(按重量计≤500ppm，优选按重量计≤200ppm S和N)。
因此，获得的PI-175℃和175℃-385℃液体馏分随后被送入蒸汽裂化步骤h)(参见表8)。
表8：蒸汽裂化步骤的条件
| 单元 | PI-175℃分数 | 175℃-385℃+分数 | |
| 炉膛出口压力 | 绝对压力 | 0.2 | 0.2 |
| 炉膛出口温度 | 摄氏度 | 835 | 820 |
| 蒸汽/原料比 | 公斤/公斤 | 0.6 | 0.8 |
| 炉内停留时间 | 秒 | 0.25 | 0.2 |
来自各种蒸汽裂化炉的流出物经过分离步骤，使饱和化合物循环进入蒸汽裂化炉，并产生表9中所示的产率(产率＝产品相对于蒸汽裂化步骤上游的步骤PI-175℃和175℃-385℃馏分质量的质量百分比，以重量％表示)。
表9：蒸汽裂化步骤的产率
考虑到PI-175℃和175℃-385℃液体馏分在加氢转化和加氢处理步骤出口处的热解油处理过程中获得的产率(参见表6)，可以确定总体相对于从蒸汽裂化步骤h)获得的产物进入工艺链的原料1相对于引入步骤a)的SRF热解油类型的初始原料的总产率：
表10：PI-175℃馏分和175℃-385℃馏分蒸汽裂化步骤产物产率
| H2S+NH3 | 重量％ | 0.50 |
| 氢气、一氧化碳、氯气 | 重量％ | 16.0 |
| C2 | 重量％ | 0.6 |
| C3 | 重量％ | 1.7 |
| C4 | 重量％ | 1.8 |
| 乙烯 | 重量％ | 28.7 |
| 丙烯 | 重量％ | 15.1 |
| C4切 | 重量％ | 8.4 |
| 裂化汽油 | 重量％ | 16.7 |
| 裂化油 | 重量％ | 9.5 |
| 385℃+分数 | 重量％ | 2.5 |
| 全部的 | 重量％ | 101.50 |
当PI-175℃和175-385℃的馏分被送至蒸汽裂化单元时，根据本发明的方法可以实现乙烯和丙烯的总质量产率分别为28.7％和15.1％，相对于热解油类型的初始原料的质量。
此外，蒸汽裂化步骤上游的特定步骤顺序使得可以限制焦炭的形成并避免如果不除去氯就会出现的腐蚀问题。
实施例2(根据本发明)
在该过程中处理的原料1是具有表11中所示特性的塑料热解油。
表11：原料特性
在表12所示的条件下，在固定床反应器中，在氢气2和氧化铝上的NiMo型选择性加氢催化剂的存在下，使原料1经受选择性加氢步骤a)。
表12：选择性加氢步骤a)的条件
在选择性加氢步骤a)结束时，原料中的二烯烃含量显著降低。
将从选择性加氢步骤a)获得的流出物4在不分离的情况下直接进行加氢转化步骤b)，该加氢转化步骤b)在沸腾床中在存在氢气5和载于氧化铝上的NiMo型加氢催化剂的情况下在表13中所提供的条件下进行。
表13：加氢转化步骤b)的条件
| 加氢转化温度 | 摄氏度 | 380 |
| 氢气分压 | 绝对压力 | 9.0 |
| H2/HC(氢气相对于原料体积的体积覆盖率) | 立方米3/米3 | 300 |
| HSV(步骤b)原料体积流量/催化剂体积) | h-1 | 1.5 |
将从加氢转化步骤b)获得的流出物6送至分离步骤c)，然后送至分馏步骤d)。表14给出了在分馏步骤d)结束时获得的各种馏分相对于进入工艺链的原料1的产率。
表14：在分馏步骤d)的出口处获得的各种产物和馏分的产率
| H2S+NH3 | 重量％ | 0.4 |
| C1-C4 | 重量％ | 1.0 |
| PI-150℃分数 | 重量％ | 28.4 |
| 150℃+分数 | 重量％ | 70.9 |
| 全部的 | 重量％ | 100.7 |
然后将包含沸点小于或等于385℃的化合物的液体馏分(石脑油馏分PI-150℃和柴油馏分150℃+)送入加氢处理步骤e)，在表15所示的条件下，在氢气和NiMo负载氧化铝类型的加氢处理催化剂存在下。
表15：加氢处理步骤e)的条件
| 加氢处理温度 | 摄氏度 | 350 |
| 氢气分压 | 绝对压力 | 9.0 |
| H2/HC(氢气相对于原料体积的体积覆盖率) | 立方米3/米3 | 300 |
| HSV(原料体积流量/催化剂体积流量) | h-1 | 1个 |
在加氢处理步骤e)结束时获得的流出物17经历分离和分馏的步骤f)。
表16给出了在分离和分馏步骤f)(包括汽提塔和蒸馏塔)结束时获得的各种馏分相对于进入工艺链的原料1的总产率。
表16：在分离和分馏步骤f)的出口处获得的各种产品和馏分的产率
化合物H2S和NH3主要以盐的形式在分离步骤d)中除去的水相中除去。
在分离和分馏步骤f)之后获得的PI-150℃和150℃+液体馏分的特性示于表17中：
表17：分离和分馏步骤f)后PI-150℃和150℃+馏分的特性
| PI-150℃分数 | 150℃+分数 | ||
| 15℃时的密度(ASTM D4052) | 克/厘米3 | 0.750 | 0.820 |
| 内容： | |||
| 硫(ASTM D5453) | 重量ppm | ＜2 | ＜2 |
| 氮气(ASTM D4629) | 重量ppm | ＜5 | ＜10 |
| 铁(ASTM D5185) | ppb重量 | 没有检测到 | ＜50 |
| 总金属(ASTM D5185) | 重量ppm | 没有检测到 | ＜1 |
| 氯(ASTM D7536) | ppb重量 | 没有检测到 | ＜25 |
| 链烷烃(UOP990-11) | 重量％ | 75 | 70 |
| 环烷烃(UOP990-11) | 重量％ | 25 | 28 |
| 烯烃(UOP990-11) | 重量％ | 没有检测到 | 没有检测到 |
| 芳烃(UOP990-11) | 重量％ | ＜1 | 2个 |
| 模拟蒸馏(ASTM D2887)，以％表示 | |||
| 0 | ℃ | 25 | 140 |
| 5 | ℃ | 32 | 162 |
| 10 | ℃ | 40 | 174 |
| 30 | ℃ | 82 | 226 |
| 50 | ℃ | 108 | 281 |
| 70 | ℃ | 126 | 346 |
| 90 | ℃ | 142 | 395 |
| 95 | ℃ | 146 | 404 |
| 100 | ℃ | 160 | 425 |
液体馏分PI-150℃和150℃+都具有与蒸汽裂化单元相容的组成，因为：
-它们不含任何烯烃(单烯烃和二烯烃)；
-它们具有低于蒸汽裂化原料所需的限值的非常低的氯元素含量(分别为未检出的含量和25重量ppb的含量)；
-金属含量，特别是铁(Fe)含量也非常低(在PI-150℃馏分中未检出金属含量，并且在150℃+馏分中＜1重量ppm；在PI-150℃馏分中未检出Fe含量，并且在150℃+馏分中为＜50重量ppb)，其低于蒸汽裂化原料所需的限值(金属≤5.O重量ppm，非常优选≤1重量ppm；Fe≤100重量ppb)；
-最后，它们含有硫(对于PI-150℃馏分＜2重量ppm，对于150℃+馏分＜2重量ppm)和氮(对于PI-150℃馏分＜0.5重量ppm，对于150℃+馏分＜3重量ppm)，其含量比蒸汽裂化原料所要求的限值(对于S和N≤500重量ppm，优选≤200重量ppm)低得多。
然后将获得的PI-150℃和150℃+液体馏分有利地送入蒸汽裂化步骤h)。
Claims (17)
1.处理包含固体回收燃料和/或塑料热解油的原料的方法，包括：
a)任选地，选择性加氢步骤，其在至少进料有所述原料和包含氢气的气体物流的反应段中，在至少一种选择性加氢催化剂存在下，在100-280℃的温度下，在1.0-20.0MPa绝压的氢气分压下和0.3-10.0h-1的时空速度下进行，以获得加氢流出物；
b)加氢转化步骤，其在加氢转化反应段中，使用至少一个沸腾床反应器、夹带床反应器或移动床反应器，包含至少一种加氢转化催化剂，至少向所述加氢转化反应段进料所述原料，或至少进料有从步骤a)结束时获得的加氢流出物和包含氢气的气体物流，所述加氢转化反应段在250-450℃的温度下，1.0-20.0MPa绝压的氢气分压下和0.05-10.0h-1的时空速度下操作，以获得加氢转化流出物；
c)分离步骤，其进料有从步骤b)获得的加氢转化流出物和水性溶液，所述步骤在50-450℃的温度下进行，以获得至少一个气态流出物、水性流出物和基于烃的流出物；
d)分馏步骤，分馏从步骤c)获得的全部或部分基于烃的流出物以获得至少一种气体物流、包含沸点小于或等于385℃的化合物的烃馏分和包含沸点高于385℃的化合物的烃馏分；
e)加氢处理步骤，其在加氢处理反应段中，使用至少一个包含n个催化床的固定床反应器，n是大于或等于1的整数，每个催化床包含至少一种加氢处理催化剂，所述加氢处理反应段被进料有至少一些所述烃馏分，该所述烃馏分包含得自步骤d)的沸点小于或等于385℃的化合物，和包含氢气的气体物流，所述加氢处理反应段在250-430℃的温度下，在1.0-20.0MPa绝压的氢气分压，以及0.1-10.0h-1的时空速度下操作，以获得加氢处理的流出物；
f)分离步骤，进料有得自步骤e)的加氢处理的流出物以获得至少气态流出物和加氢处理的液态基于烃的流出物。
2.根据前述权利要求所述的方法，包括所述选择性加氢步骤a)。
3.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中将从步骤d)获得的包含沸点高于385℃的化合物的烃馏分至少部分再循环到步骤b)中。
4.根据前述权利要求中任一项的方法，包括预处理原料的步骤a0)，所述预处理步骤在任选的选择性加氢步骤a)的上游或加氢转化步骤b)的上游进行，并且包括过滤步骤和/或用水洗涤步骤和/或吸附步骤。
5.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中将从步骤f)获得的加氢处理的液态基于烃的流出物送入在至少一个热解炉中在700至900℃之间的温度并且相对压力在O.05至0.3MPa之间下进行的蒸汽裂化步骤h)。
6.根据前述权利要求中任一项的方法，其还包括再循环步骤g)，其中将从分离步骤f)获得的一部分加氢处理的液态基于烃的流出物送入任选的选择性加氢步骤a)和/或加氢转化步骤b)和/或加氢处理步骤e)。
7.根据前述权利要求中任一项的方法，其中分离步骤f)包括分馏使得除了气体物流之外还可以获得包含沸点小于或等于175℃的化合物的石脑油馏分，以及包含沸点高于175℃且低于385℃的化合物的柴油馏分。
8.根据前述权利要求的方法，其还包括在加氢裂化反应段中进行的加氢裂化步骤e′)，使用至少一个包含n个催化床的固定床，n是大于或等于1的整数，各自包括至少一种加氢裂化催化剂，所述加氢裂化反应段至少供料有从步骤e)获得的所述加氢处理的流出物和/或从步骤f)获得的包含沸点高于175℃且低于385℃的化合物的柴油馏分，和包含氢气的气体物流，所述加氢裂化反应段在250-450℃的温度下，1.5-20.0MPa绝压的氢气分压下和0.1-10.0h-1的时空速度下操作，得到加氢裂化流出物，其被供入分离步骤f)。
9.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中分离步骤f)还包括将包含沸点小于或等于175℃的化合物的石脑油馏分分馏成包含沸点低于80℃的化合物的轻质石脑油馏分和包含沸点为80至175℃的化合物的重质石脑油馏分。
10.根据权利要求9的方法，其中将至少部分所述重质石脑油馏分送至包括至少一个石脑油重整步骤的芳烃联合单元和/或其中将至少部分轻质石脑油馏分送至蒸汽裂化步骤h)。
11.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中步骤a)的所述选择性加氢催化剂包含选自氧化铝、二氧化硅、二氧化硅-氧化铝、氧化镁、粘土及其混合物的载体和包含至少一种VIII族元素和至少一种VIB族元素，或至少一种VIII族元素的加氢-脱氢功能物。
12.根据前述权利要求中任一项的方法，其中当步骤b)在沸腾床或移动床中进行时，步骤b)的所述加氢转化催化剂包含负载催化剂，所述负载催化剂在选自氧化铝、二氧化硅、二氧化硅-氧化铝、氧化镁、粘土和这些矿物中至少两种的混合物的无定形矿物载体上包含选自Ni、Pd、Pt、Co、Rh和/或Ru的第VIII族金属，任选地选自Mo和/或W的VIB族金属，并且当步骤b)在夹带床中进行时，步骤b)的所述加氢转化催化剂包含分散的催化剂，其含有至少一种选自Mo、Fe、Ni、W、Co、V和Ru的元素。
13.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中步骤e)的所述加氢处理催化剂包含选自氧化铝、二氧化硅、二氧化硅-氧化铝、氧化镁、粘土及其混合物的载体和包含至少一种第VIII族元素和/或至少一种第VIB族元素的加氢脱氢功能物。
14.根据权利要求8至13所述的方法，其中步骤e′)的所述加氢裂化催化剂包含选自卤化氧化铝、硼和铝氧化物的组合、无定形二氧化硅-氧化铝和沸石的载体，和包含至少一种选自单独或作为混合物的铬、钼和钨的第VIB族金属和/或至少一种选自铁、钴、镍、钌、铑、钯和铂的第VIII族金属的加氢-脱氢功能物。
15.根据前述权利要求之一的方法，其中原料具有以下性质：
-芳烃化合物的含量按重量计在O％至90％之间，
-卤代化合物含量按重量计在2至5000ppm之间，
-金属元素含量按重量计在10至10000ppm之间，
-铁元素含量按重量计在0至100ppm之间，
-硅元素含量按重量计在0至1000ppm之间。
16.能通过根据权利要求1至15中任一项的方法获得的产品。
17.根据权利要求16所述的产品，其包括相对于产品总重量的：
-金属元素的总含量按重量计小于或等于5.0ppm，
-铁元素含量按重量计小于或等于100ppb，
-硅元素含量按重量计小于或等于1.0ppm，
-硫含量按重量计小于或等于500ppm，
-氮含量按重量计小于或等于100ppm，
-氯元素含量按重量计小于或等于10ppm。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR2009750A FR3114598B1 (fr) | 2020-09-25 | 2020-09-25 | Procede de traitement d’huiles de pyrolyse de plastiques et/ou de combustibles solides de recuperation chargees en impuretes |
| FRFR2009750 | 2020-09-25 | ||
| PCT/EP2021/074824 WO2022063597A1 (fr) | 2020-09-25 | 2021-09-09 | Procede de traitement d'huiles de pyrolyse de plastiques et/ou de combustibles solides de recuperation chargees en impuretes |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116323864A true CN116323864A (zh) | 2023-06-23 |
Family
ID=73793391
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202180065990.5A Pending CN116323864A (zh) | 2020-09-25 | 2021-09-09 | 从载有杂质的塑料和/或固体回收燃料加工热解油的方法 |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20230272293A1 (zh) |
| EP (1) | EP4217443B1 (zh) |
| JP (1) | JP2023542374A (zh) |
| KR (1) | KR20230072502A (zh) |
| CN (1) | CN116323864A (zh) |
| AU (1) | AU2021346776A1 (zh) |
| BR (1) | BR112023003921A2 (zh) |
| CA (1) | CA3189892A1 (zh) |
| FR (1) | FR3114598B1 (zh) |
| IL (1) | IL301408A (zh) |
| WO (1) | WO2022063597A1 (zh) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR3135275A1 (fr) * | 2022-05-05 | 2023-11-10 | Totalenergies Onetech | Procede de production de paraffines par hydrotraitement de charges provenant de dechets plastiques |
| FR3135274A1 (fr) * | 2022-05-05 | 2023-11-10 | Totalenergies Onetech | Procede de production d’olefines par vapocraquage de charges provenant de dechets plastiques |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2538814B1 (fr) | 1982-12-30 | 1986-06-27 | Inst Francais Du Petrole | Procede de traitement d'une huile lourde ou d'une fraction d'huile lourde pour les convertir en fractions plus legeres |
| FR2538813A1 (fr) | 1982-12-31 | 1984-07-06 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'hydrotraitement convertissant en au moins deux etapes une fraction lourde d'hydrocarbures contenant des impuretes soufrees et des impuretes metalliques |
| US4818743A (en) | 1983-04-07 | 1989-04-04 | Union Oil Company Of California | Desulfurization catalyst and the catalyst prepared by a method |
| US5089463A (en) | 1988-10-04 | 1992-02-18 | Chevron Research And Technology Company | Hydrodemetalation and hydrodesulfurization catalyst of specified macroporosity |
| US5622616A (en) | 1991-05-02 | 1997-04-22 | Texaco Development Corporation | Hydroconversion process and catalyst |
| FR2681871B1 (fr) | 1991-09-26 | 1993-12-24 | Institut Francais Petrole | Procede d'hydrotraitement d'une fraction lourde d'hydrocarbures en vue de la raffiner et de la convertir en fractions plus legeres. |
| US5221656A (en) | 1992-03-25 | 1993-06-22 | Amoco Corporation | Hydroprocessing catalyst |
| US5827421A (en) | 1992-04-20 | 1998-10-27 | Texaco Inc | Hydroconversion process employing catalyst with specified pore size distribution and no added silica |
| US6332976B1 (en) | 1996-11-13 | 2001-12-25 | Institut Francais Du Petrole | Catalyst containing phosphorous and a process hydrotreatment of petroleum feeds using the catalyst |
| US6589908B1 (en) | 2000-11-28 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | Method of making alumina having bimodal pore structure, and catalysts made therefrom |
| FR2839902B1 (fr) | 2002-05-24 | 2007-06-29 | Inst Francais Du Petrole | Catalyseur d'hydroraffinage et/ou d'hydroconversion et son utilisation dans des procedes d'hydrotraitement de charges hydrocarbonees |
| RU2005139395A (ru) | 2003-05-16 | 2006-06-27 | Альбемарл Недерланд Б.В. (Nl) | Способ и катализатор для удаления мышьяка и соединений одного или более других металлов из исходного углеводородного сырья |
| FR2910353B1 (fr) | 2006-12-21 | 2009-03-06 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'hydroconversion en slurry de charges hydrocarbonees lourdes en presence d'une phase active dispersee et d'un oxyde a base d'alumine. |
| CN102051202B (zh) | 2009-10-27 | 2015-01-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种焦化石脑油捕硅剂及其应用 |
| FI126813B (en) * | 2012-06-25 | 2017-05-31 | Upm Kymmene Corp | The process of converting biomass into liquid fuels |
| FR3051375B1 (fr) | 2016-05-18 | 2018-06-01 | IFP Energies Nouvelles | Dispositif de filtration et de distribution pour reacteur catalytique. |
| FR3050735B1 (fr) * | 2016-04-27 | 2020-11-06 | Ifp Energies Now | Procede de conversion comprenant des lits de garde permutables d'hydrodemetallation, une etape d'hydrotraitement en lit fixe et une etape d'hydrocraquage en reacteurs permutables |
| JP6942178B2 (ja) | 2016-09-22 | 2021-09-29 | サビック グローバル テクノロジーズ ベスローテン フェンノートシャップ | 熱分解、水添分解、水添脱アルキル化およびスチームクラッキングのステップを含む統合プロセス構成 |
-
2020
- 2020-09-25 FR FR2009750A patent/FR3114598B1/fr active Active
-
2021
- 2021-09-09 CA CA3189892A patent/CA3189892A1/fr active Pending
- 2021-09-09 US US18/028,273 patent/US20230272293A1/en active Pending
- 2021-09-09 AU AU2021346776A patent/AU2021346776A1/en active Pending
- 2021-09-09 IL IL301408A patent/IL301408A/en unknown
- 2021-09-09 KR KR1020237013910A patent/KR20230072502A/ko unknown
- 2021-09-09 BR BR112023003921A patent/BR112023003921A2/pt unknown
- 2021-09-09 JP JP2023518757A patent/JP2023542374A/ja active Pending
- 2021-09-09 WO PCT/EP2021/074824 patent/WO2022063597A1/fr active Application Filing
- 2021-09-09 CN CN202180065990.5A patent/CN116323864A/zh active Pending
- 2021-09-09 EP EP21772806.2A patent/EP4217443B1/fr active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2023542374A (ja) | 2023-10-06 |
| EP4217443A1 (fr) | 2023-08-02 |
| CA3189892A1 (fr) | 2022-03-31 |
| AU2021346776A1 (en) | 2023-04-06 |
| EP4217443B1 (fr) | 2024-05-29 |
| BR112023003921A2 (pt) | 2023-04-11 |
| FR3114598A1 (fr) | 2022-04-01 |
| KR20230072502A (ko) | 2023-05-24 |
| FR3114598B1 (fr) | 2023-09-29 |
| IL301408A (en) | 2023-05-01 |
| US20230272293A1 (en) | 2023-08-31 |
| WO2022063597A1 (fr) | 2022-03-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20230029587A1 (en) | Optimized method for processing plastic pyrolysis oils for improving their use | |
| US20230002688A1 (en) | Method for processing plastic pyrolysis oils with a view to their use in a steam-cracking unit | |
| US20230287283A1 (en) | Method for the treatment of plastic pyrolysis oils including two-stage hydrocracking | |
| US20230272292A1 (en) | Method for the treatment of plastic pyrolysis oils including single-stage hydrocracking | |
| US20240059977A1 (en) | Method, including a hydrogenation step, for treating plastic pyrolysis oils | |
| US20230272293A1 (en) | Method for processing pyrolysis oils from plastics and/or solid recovered fuels loaded with impurities | |
| CA2931241C (en) | Processing vacuum residuum and vacuum gas oil in ebullated bed reactor systems | |
| AU2022270874A1 (en) | Integrated method for processing pyrolysis oils of plastics and/or solid recovered fuels loaded with impurities | |
| AU2022368970A1 (en) | Method for processing pyrolysis oils from plastics and/or solid recovered fuels, loaded with impurities | |
| CN118139948A (zh) | 加工含有杂质的来自塑料和/或固体回收燃料的热解油的方法 | |
| TW202309255A (zh) | 同時處理塑料裂解油及源自可再生來源之原料的方法 | |
| TW202336219A (zh) | 包括氫化階段及熱分離之塑料熱解油的處理方法 | |
| TW202407084A (zh) | 含h2s回收階段之用於處理塑膠熱解油之方法 |
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 |