EP0009236A1 - Verfahren zum Spalten von Kohlenwasserstoffen - Google Patents

Verfahren zum Spalten von Kohlenwasserstoffen Download PDF

Info

Publication number
EP0009236A1
EP0009236A1 EP79103509A EP79103509A EP0009236A1 EP 0009236 A1 EP0009236 A1 EP 0009236A1 EP 79103509 A EP79103509 A EP 79103509A EP 79103509 A EP79103509 A EP 79103509A EP 0009236 A1 EP0009236 A1 EP 0009236A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
fraction
hydrogenation
hydrogen
residue
separated
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.)
Granted
Application number
EP79103509A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP0009236B1 (de
Inventor
Armin Dorner
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Linde GmbH
Original Assignee
Linde GmbH
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Linde GmbH filed Critical Linde GmbH
Priority to AT79103509T priority Critical patent/ATE702T1/de
Publication of EP0009236A1 publication Critical patent/EP0009236A1/de
Application granted granted Critical
Publication of EP0009236B1 publication Critical patent/EP0009236B1/de
Expired legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/20—C2-C4 olefins

Definitions

  • the invention relates to a process for splitting hydrocarbons, in which the hydrocarbons are first hydrogenated and then thermally split.
  • olefins as feed for a thermal cracking light hydrocarbons such as ethane or propane or hydrocarbon mixtures having a boiling point below 200 ° C, for example N aphtha particularly suitable. They lead to a high yield and result in few undesirable by-products.
  • the use of higher-boiling inserts basically has the problem that the olefin yield decreases and liquid fission products occur, the proportion of which increases sharply with the boiling range of the insert.
  • the liquid cleavage products are generally divided into a fraction boiling below 200 ° C and a fraction boiling above 200 ° C. separated.
  • the lower-boiling fraction is a high-octane fuel and contains valuable components such as benzene, toluene and xylene.
  • the fraction boiling above 200 ° C forms an undesirable product that contains highly condensed aromatics, polymeric compounds and sulfur compounds.
  • the fraction of this fraction, hereinafter referred to as residue, in the cleavage of naphtha is in the range of about 1 to 5% by weight of the total products and increases when using gas oil in the order of 30% by weight and for even heavier uses such as vacuum gas oil or crude oil or crude oil residues to even higher values.
  • the sulfur contained in the feed material accumulates in the residue in such quantities that the combustion of this fuel without the addition of low-sulfur fuels leads to an unacceptably heavily polluted exhaust gas. Mixing with low-sulfur fuels is associated with further problems, however, because the residue is only miscible with crude oil distillates and can therefore only be partially blended with them. Another undesirable property of this fraction is that it can only be stored and transported to a limited extent.
  • the invention has for its object to design a method of the type mentioned in such a way that no products are obtained whose boiling range is above that of gasoline.
  • This object is achieved in that at least part of the residue of the thermal cleavage is converted into a gas mixture by partial oxidation.
  • the residue fraction essentially becomes carbon oxides and.
  • Hydrogen existing gas mixture is generated, which - if necessary after cleaning and / or decomposing into its individual components - can be used for a number of different processes, for example as a reducing gas, synthesis gas or heating gas.
  • the low-valued residue of the thermal fission is thus used to produce a gas mixture that can be used in many different ways and is economically interesting.
  • the partial oxidation can be carried out with air, with oxygen or with other oxygen-enriched gases or gas mixtures. Beyond that it is advantageous to add water vapor as an additional gasification agent.
  • residue fraction freed from the polymeric compounds is introduced again into the hydrogenation stage, particularly high yields can be achieved with regard to the desired process products, because the purified residue fraction in the hydrogenation and subsequent thermal cleavage gives products similar to the fresh feed material.
  • Hydrogen is required for the reactions taking place in the hydrogenation stage.
  • the hydrogen generated during thermal cracking can be used directly after it has been separated from the other cracked products. In this way, however, only about 10 to 30% of the hydrogen requirement can generally be met.
  • a hydrogen-rich fraction is therefore separated from the gas mixture formed in the partial oxidation in a further embodiment of the invention and fed to the hydrogenation. With such a procedure, the hydrogen requirement to be covered by an external supply is particularly low.
  • part of the gas mixture can be recycled in the process itself, so that no precautions are required for the export of gas to separate plants.
  • the residual gas resulting from the separation of the gas mixture can be used, for example, as heating gas.
  • the hydrogenation product is a liquid fraction of hydrocarbons and a gaseous fraction which consists essentially of hydrogen and also contains light hydrocarbons and gaseous impurities such as hydrogen sulfide. While the light hydrocarbons from the gaseous fraction represent a favorable use for the thermal cracking, the excess hydrogen is returned to the hydrogenation stage after it has been separated off on a recycle base. For this procedure, a gas separation is required, in which the hydrogen and the impurities are separated from the light hydrocarbons.
  • the gas mixture obtained during the partial oxidation must also be subjected to a decomposition in order to separate the hydrogen for the hydrogenation, it is advantageous in a further development of the process according to the invention to decompose this gas mixture together with the gaseous fraction obtained after the hydrogenation in order to reduce the costs for investment and operation of a process plant.
  • the feed material for example a vacuum distillate, is fed to a hydrogenation stage 2 via line 1.
  • the hydrogenation can be carried out using conventional sulfur-resistant catalysts with elements of VI-VIII. Subgroup of the periodic table or mixtures thereof in elemental, oxidic or sulfidic form on a support made of silica, silica / alumina or on a zeolite basis.
  • Cheap hydrogenation conditions are present if at a pressure between 10 and 300, preferably between 15 and 150 bar, at temperatures between 100 and 500 ° C, preferably between 200 and 400 ° C and at an hourly R aumge- speed between 0.2 and 10 ll / h is worked.
  • the hydrogen required for the hydrogenation is fed to the hydrogenation stage 2 via line 3.
  • the hydrogenation product passes via line 4 to the expansion valve 29, in which it is expanded to the pressure of the thermal cleavage, preferably to a pressure between 1 and 4 bar.
  • the hydrogenation product then flows into a separator 5, where it is broken down into a gaseous fraction consisting essentially of hydrogen and into a liquid hydrogenation product.
  • the liquid fraction enters a fractionation device 6, in which a heavy residue is separated from the hydrogenation product and drawn off via line 7, while a lighter fraction boiling in the gasoline range is drawn off via line 8.
  • This fraction reaches the thermal cracking stage 9 and is split there into an olefin-rich gas mixture.
  • the cleavage is advantageous in a tube furnace at temperatures between 700 and 1000 ° C, a residence time between 0.01 and 1 sec. And a steam dilution of 0.2 to 4.0 kg of water vapor per kg Koh Hydrogen oils performed.
  • the hot cracked gas is then cooled and fed to a decomposition unit 10.
  • the individual fission products are isolated and drawn off separately from one another, which is indicated by the lines 11, 12, 13.
  • the pyrolysis residue which boils over 200 ° C. during the disassembly is drawn off via line 14 and fed into a device 15.
  • the residues from lines 7 and 14 are converted into a hydrogen-rich gas mixture by means of partial oxidation.
  • Water vapor is supplied via line 16 and air or oxygen via line 17 as the gasifying agent.
  • the raw gas formed in the partial oxidation is withdrawn via line 18. It consists essentially of hydrogen and carbon monoxide; if oxygen is supplied via line 17, or of hydrogen, carbon monoxide and nitrogen, if air is used as gasifying agent via line 17.
  • the raw gas also contains impurities, especially hydrogen sulfide. The gas is therefore subjected to desulfurization 19, the separated hydrogen sulfide being removed via line 30.
  • the desulfurized gas is then fed via line 20 to a separation unit 21, in which the hydrogen is separated off.
  • the decomposition unit 21 can be, for example, a pressure swing adsorption system working with molecular sieves.
  • the separated hydrogen is withdrawn via line 3 and returned to the hydrogenation stage 2.
  • further hydrogen is supplied via line 22, which may at least partially come from the decomposition stage 10.
  • the residual gas consisting essentially of carbon monoxide or, in the case of partial oxidation with air, of carbon monoxide and nitrogen is withdrawn via line 23.
  • the gaseous fraction obtained in the separator 5 consists essentially of excess hydrogen from the hydrogenation 2 and, in addition, also contains light hydrocarbons which have formed during the hydrogenation, and also impurities, in particular hydrogen sulfide.
  • This fraction is fed via line 24 into a purification stage 25, in which the light hydrocarbons are separated off and fed to the thermal cracking 9 via line 26.
  • hydrogen sulfide is separated off in this purification stage and drawn off via line 27.
  • the cleaned gas is then introduced via line 28 into the cleaning stage 21, where it is subjected to a further cleaning together with the gas mixture supplied via line 20.
  • the method shown in FIG. 2 differs from that of FIG. 1 in three points.
  • the first difference is that the liquid hydrogenation product obtained in the separator 5 is not disassembled, but is led completely into the thermal cleavage 8 via line 31.
  • the second difference from the method in FIG. 1 is that the residue fraction which accumulates in the decomposition unit 10 and boils above 200 ° C. is not completely fed to the partial oxidation 15. Instead, this fraction drawn off via line 32 is fed into a treatment unit 33, in which the polymeric components of the fraction are separated, for example. by solvent extraction. The polymer-free fraction is withdrawn via line 34 and returned to the hydrogenation 2 together with fresh feed. The polymeric constituents of the heavy fraction are drawn off via line 35 and fed to the partial oxidation 15.
  • the third difference from the method in FIG. 1 consists in the joint processing of the gas resulting from the partial oxidation and the gaseous fraction from the separator 5 in a cleaning unit 36.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)

Abstract

Das Vertahren zum Spalten von Kohlenwasserstoffen kann bei der thermischen Spaltung (9) schwerer Kohlenwasserstoffe, die einer hydrierenden Vorbehandlung (2) unterzogen werden, angewendet werden Der Pyrolyserückstand (14) der thermischen Spaltung (9) wird durch partielle Oxidation (15) vergast. Der dabei gebildete Wasserstoff wird abgetrennt (19, 21) und der hydrierenden Vorbehandlung (2) zugeführt. Bei einer Abtrennung polymerer Bestandteile des Pyrolyserückstandes (14) werden nur diese vergast, während die nicht polymeren Komponenten zur Hydrierung (2) zurückgeführt werden.

Description

  • Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Spalten von Kohlenwasserstoffen, bei dem die Kohlenwasserstoffe zunächst hydriert und anschließend thermisch gespalten werden.
  • Für die Herstellung von Olefinen sind als Einsatz für eine thermische Spaltung leichte Kohlenwasserstoffe wie Äthan oder Propan oder Kohlenwasserstoffgemische mit einem Siedepunkt unterhalb 200 °C, beispielsweise Naphtha, besonders geeignet. Sie führen zu einer hohen Ausbeute und ergeben wenig unerwünschte Nebenprodukte.
  • Da jedoch ein großer Bedarf an Olefinen besteht, der zu einer Verknappung oder Preissteigerung dieser günstigen Einsätze führen kann, wird seit einiger Zeit der Versuch unternommen, Verfahren zu entwickeln, die auch die günstige Verwertung eines höhersiedenden Einsatzmaterials erlauben.
  • Die Verwendung höhersiedender Einsätze bringt grundsätzlich das Problem mit sich, daß die Olefinausbeute abnimmt und flüssige Spaltprodukte anfallen, deren Anteil mit steigendem Siedebereich des Einsatzes stark zunimmt. Die flüssigen Spaltprodukte werden im allgemeinen in eine unter 200 °C siedende Fraktion und eine über 200 °C siedende Fraktion aufgetrennt. Die tiefersiedende Fraktion stellt einen hochoktanigen Treibstoff dar und enthält wertvolle Komponenten wie Benzol, Toluol und Xylol. Die über 200 °C siedende Fraktion bildet dagegen ein unerwünschtes Produkt, das hochkondensierte Aromaten, polymere Verbindungen und Schwefelverbindungen enthält. Der Anteil dieser nachfolgend als Rückstand bezeichneten Fraktion liegt bei der Spaltung von Naphtha im Bereich von etwa 1 bis 5 Gew-% der Gesamtprodukte und steigt bei der Verwendung von Gasöl in die Größenordnung von 30 Gew-% und bei noch schwereren Einsätzen wie Vakuumgasöl oder Rohöl bzw. Rohölrückstände auf noch höhere Werte. Der im Einsatzmaterial enthaltene Schwefel reichert sich im Rückstand in solchen Mengen an, daß die Verfeuerung nur dieses Brennstoffes ohne Zumischung schwefelarmer Brennstoffe zu einem unvertretbar stark verschmutzten Abgas führt. Die Mischung mit schwefelarmen Brennstoffen ist jedoch mit weiteren Problemen verbunden, weil der Rückstand nur begrenzt mit Rohöldestillaten mischbar ist und deshalb nur teilweise mit ihnen verschnitten werden kann. Eine weitere unerwünschte Eigenschaft dieser Fraktion ist darin zu sehen, daß sie nur bedingt lagerungs- und transportfähig ist.
  • Die Herstellung von Olefinen durch Spaltung von Kohlenwasserstoffgemischen mit einem Siedebereich oberhalb von 200 °C, wie beispielsweise Gasöl oder Vakuumgasöl, ist wirtschaftlich nicht vertretbar, falls keine Vorkehrungen zur Herabsetzung der anfallenden Mengen des Rückstandes getroffen werden oder falls diese Fraktion nicht anderweitig einer wirtschaftlichen Nutzung zugeführt werden kann.
  • Zur Lösung dieses Problems ist es bereits aus der DE-OS 21 64 951 bekannt, das Einsatzmaterial vor der thermischen Spaltunq in Anwesenheit von Wasserstoff katalytisch zu hydrieren. Die hydrierende Vorbehandlung führt zu einer Verringerung des Gehaltes an polyaromatischen Verbindungen, die im wesentlichen für die Bildung des Rückstandes verantwortlich sind. Darüber hinaus findet auch eine Entschwefelung des Einsatzmaterials statt. Bei Anwendung dieses bekannten Verfahrens wird zwar die Menge der über 200 °C . siedenden flüssigen Spaltprodukte gegenüber Verfahren ohne vorherige Hydrierung verringert, doch fallen aufgrund der verwendeten höhersiedenden Einsatzmaterialien trotzdem erhebliche Mengen an Rückstand an.
  • Darüber hinaus ist auch bereits vorgeschlagen worden (Patentanmeldung P 28 05 721.8), die über 200 °C siedenden Spaltprodukte dadurch aufzuarbeiten, daß die polymeren Bestandteile dieser Fraktion, die etwa 20 Gew-% ausmachen, abgetrennt werden. Während die polymerfreEFraktion ein gut verwertbares Heizöl darstellt, bilden die polymeren Rückstände dagegen ein wirtschaftlich gering bewertetes Produkt.
  • Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren der eingangs genannten Art so auszugestalten, daß keine Produkte anfallen, deren Siedebereich über dem von Benzin liegt.
  • Diese Aufgabe wird dadurch gelöst, daß mindestens ein Teil des Rückstandes der thermischen Spaltung durch eine partielle Oxidation zu einem Gasgemisch umgesetzt wird.
  • Bei der erfindungsgemäßen Verfahrensführung wird aus der Rückstandsfraktion ein im wesentlichen aus Kohlenoxiden und. Wasserstoff bestehendes Gasgemisch erzeugt, das - gegebenenfalls nach einer Reinigung und/oder Zerlegung in seine einzelnen Bestandteile - für eine Reihe verschiedener Prozesse verwendbar ist, beispielsweise als Reduktionsgas, Synthesegas oder Heizgas. Aus dem gering bewerteten Rückstand der thermischen Spaltung wird damit also ein vielseitig verwertbares und wirtschaftlich interessantes Gasgemisch hergestellt.
  • Die partielle Oxidation kann mit Luft, mit Sauerstoff oder mit anderen an Sauerstoff angereicherten Gasen oder Gasgemischen durchgeführt werden. Darüber hinaus ist es günstig, als zusätzliches Vergasungsmittel noch Wasserdampf zuzuführen.
  • In einer günstigen Weiterbildung des erfindungsgemäßen Verfahrens werden, nach ihrer Abtrennung aus der Rückstandsfraktion, nur die polymeren Bestandteile dieser Fraktion zu dem Gasgemisch umgesetzt. Durch diese Maßnahme wird die Wirtschaftlichkeit des Gesamtverfahrens erhöht, da lediglich eine geringe Menge von etwa 20 % der Rückstandsfraktion in die partielle Oxidation gelangt, was die Verwendung kleinerer Bauteile und die Bereitstellung geringerer Mengen an sauerstoffhaltigem Oxidationsmittel und gegebenenfalls Wasserdampf zur Folge hat. Der polymerfreie Anteil der Rückstandsfraktion kann entweder direkt als Heizöl verwertet oder erneut als Einsatzmaterial für die Hydrierung verwendet werden.
  • Falls die von den polymeren Verbindungen befreite Rückstandsfraktion erneut in die Hydrierstufe eingeführt wird, lassen sich besonders hohe Ausbeuten hinsichtlich der gewünschten Verfahrensprodukte erzielen, weil die gereinigte Rückstandsfraktion in der Hydrierung und nachfolgenden thermischen Spaltung ähnliche Produkte ergibt wie das frische Einsatzmaterial.
  • Zu den in der Hydrierstufe erfolgenden Reaktionen wird Wasserstoff benötigt. Dazu kann der bei der thermischen Spaltung erzeugte Wasserstoff nach seiner Abtrennung von den übrigen Spaltprodukten direkt verwendet werden. Hierdurch können aber im allgemeinen nur etwa 10 bis 30 % des Wasserstoffbedarfs gedeckt werden. Zur weiteren Abdeckung des Wasserstoffbedarfs aus unmittelbaren Verfahrensprodukten wird deshalb in einer weiteren Ausbildung der Erfindung aus dem bei der partiellen Oxidation gebildeten Gasgemisch eine wasserstoffreiche Fraktion abgetrennt und der Hydrierung zugeführt. Bei einer derartigen Verfahrensführung ist der durch eine externe Versorgung zu deckende Wasserstoffbedarf besonders gering. Darüber hinaus ist es günstig, daß ein Teil des Gasgemisches im Prozeß selbst wieder verwertet werden kann, so daß keine Vorkehrungen für einen Export von Gas zu gesonderten Anlagen erforderlich sind. Das bei der Trennung des Gasgemisches anfallende Restgas läßt sich beispielsweise als Heizgas verwenden.
  • Da die Hydrierung im allgemeinen unter Wasserstoffüberschuß durchgeführt wird, ergibt sich als Hydrierprodukt eine flüssige Fraktion aus Kohlenwasserstoffen und eine gasförmige Fraktion, die im wesentlichen aus Wasserstoff besteht und daneben noch leichte Kohlenwasserstoffe und gasförmige Verunreinigungen wie Schwefelwasserstoff enthält. Während die leichten Kohlenwasserstoffe aus der gasförmigen Fraktion einen günstigen Einsatz für die thermische Spaltung darstellen, wird der überschüssige Wasserstoff nach seiner Abtrennung auf einer Rückführungsbasis wieder der Hydrierstufe zugeführt. Für diese Verfahrensführung ist eine Gaszerlegung erforderlich, in der eine Abtrennung des Wasserstoffs sowie der Verunreinigungen von den leichten Kohlenwasserstoffen vorgenommen wird. Da auch das bei der partiellen Oxidation anfallende Gasgemisch einer Zerlegung unterzogen werden muß, um den Wasserstoff für die Hydrierung abzutrennen, ist es in weiterer Ausbildung des erfindungsgemäßen Verfahrens günstig, dieses Gasgemisch gemeinsam mit der nach der Hydrierung anfallenden gasförmigen Fraktion zu zerlegen, um die Kosten für Investitionen und Betrieb einer verfahrensgemäßen Anlage zu senken.
  • Nachfolgend wird das erfindungsgemäße Verfahren anhand zweier Ausführungsbeispiele, die in den Figuren schematisch dargestellt sind, näher erläutert. Beide Figuren zeigen eine Verfahrensführung, bei der ein schweres Kohlenwasserstoffgemisch zunächst hydriert und anschließend thermisch gespalten wird. Die bei dem Verfahren anfallenden schweren Rückstände werden mittels partieller Oxidation in ein wasserstoffreiches Gas umgesetzt, wobei der Wasserstoff nach seiner Reinigung der Hydrierstufe zugeführt wird.
  • über Leitung 1 wird das Einsatzmaterial, beispielsweise ein Vakuumdestillat, einer Hydrierstufe 2 zugeführt. Die Hydrierung kann unter Verwendung üblicher schwefelresistenter Katalysatoren mit Elementen der VI-VIII. Nebengruppe des Periodensystems oder deren Mischungen in elementarer, oxidischer oder sulfidischer Form auf einem Träger aus Kieselsäure, Kieselsäure/Tonerde oder auf Zeolithbasis durchgeführt werden. Günstige Hydrierbedingungen liegen vor, wenn bei einem Druck zwischen 10 und 300 bar, vorzugsweise zwischen 15 und 150 bar, bei Temperaturen zwischen 100 und 500 °C, vorzugsweise zwischen 200 und 400 °C und bei einer stündlichen Raumge- schwindigkeit zwischen 0,2 und 10 l.l/h gearbeitet wird.
  • Der für die Hydrierung erforderliche Wasserstoff wird der Hydrierstufe 2 über Leitung 3 zugeleitet. Das Hydrierprodukt gelangt über Leitung 4 zum Entspannungsventil 29, in dem es auf den Druck der thermischen Spaltung, vorzugsweise auf einen Druck zwischen 1 und 4 bar, entspannt wird. Anschließend strömt das Hydrierprodukt in einen Abscheider 5 und wird dort in eine im wesentlichen aus Wasserstoff bestehende gasförmige Fraktion und in ein flüssiges Hydrierprodukt zerlegt. Die flüssige Fraktion gelangt in eine Fraktioniereinrichtung 6, in der ein schwerer Rückstand vom Hydrierprodukt abgetrennt und über Leitung 7 abgezogen wird, während eine leichtere, im Benzinbereich siedende Fraktion über Leitung 8 abgezogen wird.
  • Diese Fraktion gelangt in die thermische Spaltstufe 9 und wird dort in ein olefinreiches Gasgemisch gespalten. Die Spaltung wird dabei vorteilhaft in einem Röhrenofen bei Temperaturen zwischen 700 und 1000 °C, einer Verweildauer zwischen 0,01 und 1 sec. und einer Dampfverdünnung von 0,2 bis 4,0 kg Wasserdampf pro kg Kohlenwasserstoffe durchgeführt. Das heiße Spaltgas wird anschließend abgekühlt und einer Zerlegungseinheit 10 zugeleitet. Hier werden die einzelnen Spaltprodukte isoliert und getrennt voneinander abgezogen, was durch die Leitungen 11, 12, 13 angedeutet ist. Der bei der Zerlegung anfallende über 200 °C siedende Pyrolyserückstand wird über Leitung 14 abgezogen und in eine Vorrichtung 15 eingespeist.
  • In dieser Vorrichtung 15 werden die Rückstände aus den Leitungen 7 und 14 mittels partieller Oxidation zu einem wasserstoffreichen Gasgemisch umgesetzt. Als Vergasungsmittel werden über Leitung 16 Wasserdampf und über Leitung 17 Luft oder Sauerstoff zugeführt.
  • Das bei der partiellen Oxidation gebildete Rohgas wird über Leitung 18 abgezogen. Es besteht im wesentlichen aus Wasserstoff und Kohlenmonoxid; wenn Sauerstoff über Leitung 17 zugeführt wird, oder aus Wasserstoff, Kohlenmonoxid und Stickstoff, sofern über Leitung 17 Luft als Vergasungsmittel eingesetzt wird. Daneben enthält das Rohgas noch Verunreinigungen, insbesondere Schwefelwasserstoff. Deshalb wird das Gas einer Entschwefelung 19 unterzogen, wobei über Leitung 30 der abgetrennte Schwefelwasserstoff entfernt wird.
  • Das entschwefelte Gas wird anschließend über Leitung 20 einer Zerlegungseinheit 21 zugeführt, in der der Wasserstoff abgetrennt wird. Die Zerlegungseinheit 21 kann beispielsweise eine mit Molekularsieben arbeitende Druckwechsel-Adsorptionsanlage sein. Der abgetrennte Wasserstoff wird über Leitung 3 abgezogen und in die Hydrierstufe 2 zurückgeführt. Zur Deckung des Wasserstoffbedarfs für die Hydrierung wird über Leitung 22 weiterer Wasserstoff zugeführt, der zumindest teilweise aus der Zerlegungsstufe 10 stammen kann. Das im wesentlichen aus Kohlenmonoxid oder im Falle der partiellen Oxidation mit Luft aus Kohlenmonoxid und Stickstoff bestehende Restgas wird über Leitung 23 abgezogen.
  • Die im Abscheider 5 anfallende gasförmige Fraktion besteht im wesentlichen aus überschüssigem Wasserstoff aus der Hydrierung 2 und enthält daneben auch leichte Kohlenwasserstoffe, die bei der Hydrierung entstanden sind, sowie Verunreinigungen, insbesondere Schwefelwasserstoff. Diese Fraktion wird über Leitung 24 in eine Reinigungsstufe 25 eingespeist, in der die leichten Kohlenwasserstoffe abgetrennt und über Leitung 26 der thermischen Spaltung 9 zugeführt werden. Daneben wird in dieser Reinigungsstufe Schwefelwasserstoff abgetrennt und über Leitung 27 abgezogen. Das gereinigte Gas wird anschließend über Leitung 28 in die Reinigungsstufe 21 eingeführt und dort gemeinsam mit dem über Leitung 20 zugeführten Gasgemisch einer weiteren Reinigung unterzogen.
  • Das in der Figur 2 dargestellte Verfahren unterscheidet sich von dem der Figur 1 in drei Punkten.
  • Der erste Unterschied besteht darin, daß das im Abscheider 5 anfallende flüssige Hydrierprodukt nicht zerlegt wird, sondern über Leitung 31 vollständig in die thermische Spaltung 8 geführt wird.
  • Der zweite Unterschied zum Verfahren der Figur 1 besteht darin, daß die in der Zerlegungseinheit 10 anfallende, über 200 °C siedende Rückstandsfraktion nicht vollständig der partiellen Oxidation 15 zugeführt wird. Statt dessen wird diese über Leitung 32 abgezogene Fraktion in eine Behandlungseinheit 33 eingespeist, in der die polymeren Bestandteile der Fraktion abgetrennt werden, beispielsweise . durch eine Lösungsmittelextraktion. Die polymerfreie Fraktion wird über Leitung 34 abgezogen und gemeinsam mit frischem Einsatzmaterial zur Hydrierung 2 zurückgeführt. Die polymeren Bestandteile der schweren Fraktion werden über Leitung 35 abgezogen und der partiellen Oxidation 15 zugeführt.
  • Der dritte Unterschied zum Verfahren der Figur 1 besteht in der gemeinsamen Aufarbeitung des bei der partiellen Oxidation anfallenden Gases und der gasförmigen Fraktion aus dem Abscheider 5 in einer Reinigungseinheit 36.
  • Es ist nicht erforderlich, daß die drei aufgezeigten Unterschiede in der Verfahrensführung gemeinsam durchgeführt werden. Vielmehr ist es auch möglich, jeden dieser Unterschiede für sich alleine oder in beliebigen Kombinationen zu verwirklichen. Die jeweils bevorzugte Verfahrensführung richtet sich dabei nach den jeweils im speziellen Fall gegebenen Voraussetzungen, die nicht nur von der Wahl des verwendeten Einsatzmaterials, sondern auch von den gewünschten Verfahrensprodukten und von äußeren betriebstechnischen Voraussetzungen abhängen können.

Claims (5)

1. Verfahren zum Spalten von Kohlenwasserstoffen, bei dem die Kohlenwasserstoffe zunächst hydriert und anschließend thermisch gespalten werden, dadurch gekennzeichnet, daß mindestens ein Teil des Rückstandes der thermischen Spaltung durch eine partielle Oxidation zu einem Gasgemisch umgesetzt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die partielle Oxidation in Gegenwart von Wasserdampf durchgeführt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß eine Abtrennung polymerer Bestandteile des Rückstandes der thermischen Spaltung durchgeführt wird, daß die polymeren Bestandteile zu dem Gasgemisch umgesetzt, und daß die restlichen Bestandteile des Rückstandes der thermischen Spaltung erneut der Hydrierung zugeführt werden.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß aus dem Gasgemisch eine wasserstoffreiche Fraktion abgetrennt und der Hydrierung zugeführt wird.
5. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, daß das Hydrierprodukt in eine flüssige und eine gasförmige Fraktion getrennt wird, daß aus der gasförmigen Fraktion eine wasserstoffreiche und eine kohlenwasserstoffreiche.-Fraktion abgetrennt werden, daß die wasserstoffreiche Fraktion der Hydrierung und die kohlenwasserstoffreiche Fraktion der thermischen Spaltung zugeführt wird und daß die Zerlegung des Gasgemisches und der gasförmigen Fraktion des Hydrierproduktes gemeinsam erfolgt.
EP79103509A 1978-09-21 1979-09-19 Verfahren zum Spalten von Kohlenwasserstoffen Expired EP0009236B1 (de)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
AT79103509T ATE702T1 (de) 1978-09-21 1979-09-19 Verfahren zum spalten von kohlenwasserstoffen.

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE2840987 1978-09-21
DE19782840987 DE2840987A1 (de) 1978-09-21 1978-09-21 Verfahren zum spalten von kohlenwasserstoffen

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP0009236A1 true EP0009236A1 (de) 1980-04-02
EP0009236B1 EP0009236B1 (de) 1982-02-17

Family

ID=6049975

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP79103509A Expired EP0009236B1 (de) 1978-09-21 1979-09-19 Verfahren zum Spalten von Kohlenwasserstoffen

Country Status (5)

Country Link
US (1) US4309271A (de)
EP (1) EP0009236B1 (de)
JP (1) JPS5543184A (de)
AT (1) ATE702T1 (de)
DE (2) DE2840987A1 (de)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE4328188A1 (de) * 1993-08-21 1995-02-23 Hoechst Ag Verfahren zur Herstellung von Synthesegas

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS585393A (ja) * 1981-07-01 1983-01-12 Asahi Chem Ind Co Ltd 重質油の熱分解方法
JPS588786A (ja) * 1981-07-10 1983-01-18 Mitsubishi Oil Co Ltd 炭素繊維原料用ピツチの製造方法
WO2008027131A1 (en) 2006-08-31 2008-03-06 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Disposition of steam cracked tar
WO2008027130A1 (en) * 2006-08-31 2008-03-06 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Vps tar separation
US8083931B2 (en) * 2006-08-31 2011-12-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Upgrading of tar using POX/coker
US8882991B2 (en) * 2009-08-21 2014-11-11 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for cracking high boiling point hydrocarbon feedstock
WO2012039890A1 (en) * 2010-09-20 2012-03-29 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for co-production of olefins and electric power
US10689587B2 (en) * 2017-04-26 2020-06-23 Saudi Arabian Oil Company Systems and processes for conversion of crude oil
RU2701860C1 (ru) * 2019-03-19 2019-10-02 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное объединение ЭТН-Циклон" Способ пиролиза жидких и газообразных углеводородов и устройство для его осуществления

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR1318919A (fr) * 1962-03-07 1963-02-22 Texaco Development Corp Perfectionnements apportés aux procédés pour l'hydroconversion d'hydrocarbures
US3380910A (en) * 1966-05-17 1968-04-30 Chemical Construction Corp Production of synthetic crude oil
DE2164951A1 (de) * 1971-01-06 1972-07-20 Bp Chemicals International Ltd., London Verfahren zur Herstellung gasförmiger Olefine

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE1667628A1 (de) * 1967-12-22 1972-03-30 Metallgesellschaft Ag Verfahren zur thermisch-oxydierenden Spaltung von Kohlenwasserstoffen
RO62115A (de) * 1970-03-17 1977-07-15
NL7507484A (nl) * 1975-06-23 1976-12-27 Shell Int Research Werkwijze voor het omzetten van koolwaterstoffen.
GB1504776A (en) * 1975-08-14 1978-03-22 Davy Powergas Ltd Hydrocracking c3 or higher hydrocarbon feedstock
US4115246A (en) * 1977-01-31 1978-09-19 Continental Oil Company Oil conversion process
FR2380337A1 (fr) * 1977-02-11 1978-09-08 Inst Francais Du Petrole Procede de vapocraquage de charges lourdes precede d'un hydrotraitement
FR2390493B1 (fr) * 1977-05-12 1985-04-26 Linde Ag Procede de preparation d'olefines

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR1318919A (fr) * 1962-03-07 1963-02-22 Texaco Development Corp Perfectionnements apportés aux procédés pour l'hydroconversion d'hydrocarbures
US3380910A (en) * 1966-05-17 1968-04-30 Chemical Construction Corp Production of synthetic crude oil
DE2164951A1 (de) * 1971-01-06 1972-07-20 Bp Chemicals International Ltd., London Verfahren zur Herstellung gasförmiger Olefine

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE4328188A1 (de) * 1993-08-21 1995-02-23 Hoechst Ag Verfahren zur Herstellung von Synthesegas

Also Published As

Publication number Publication date
ATE702T1 (de) 1982-03-15
US4309271A (en) 1982-01-05
DE2840987A1 (de) 1980-04-03
EP0009236B1 (de) 1982-02-17
DE2962149D1 (en) 1982-03-25
JPS5543184A (en) 1980-03-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2406349B1 (de) Verfahren zur gewinnung von reinaromaten aus aromatenhaltigen kohlenwasserstofffraktionen
DE3490353C2 (de) Herstellung von Brennstoffen, insbesondere Düsen- und Dieselbrennstoffen
DE2215665C3 (de) Verfahren zum Herstellen von Benzin und raffinierten flüssigen Kohlenwasserstoffen
DE2601875A1 (de) Gesamtverfahren zur erzeugung von unter normalbedingungen gasfoermigen olefinen
EP0009809A1 (de) Verfahren zur Erzeugung von Olefinen
DE2164951B2 (de) Verfahren zur Herstellung gasförmiger Olefine
DE2927251C2 (de)
DE10217863A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Olefinherstellung
EP0009236B1 (de) Verfahren zum Spalten von Kohlenwasserstoffen
DE1931952A1 (de) Verfahren zur Hydrierung von schwefelhaltigem Pyrolysebenzin
DE2941851A1 (de) Verfahren zur hydrierung schwerer kohlenwasserstoffe
EP0009807B1 (de) Verfahren zum Spalten von schweren Kohlenwasserstoffen
DE1770575A1 (de) Verfahren zum Hydrieren von Kohlenwasserstoffen
DE2840986A1 (de) Verfahren zur aufarbeitung der bei der spaltung von kohlenwasserstoffen entstehenden ueber 200 grad siedenden kohlenwasserstoff-fraktion
DE10217866A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Olefinherstellung
DE2806854A1 (de) Verfahren zum spalten von kohlenwasserstoffen
DE2646220C2 (de)
EP3510008B1 (de) Verfahren und anlage zur herstellung von benzol
DE3235127C2 (de)
DE2808309A1 (de) Verfahren zur herstellung von destillaten aus kohlenwasserstoffoelen
DE3039263A1 (de) Solvensextraktionsverfahren fuer die kohleumwandlung
DE2830824A1 (de) Verfahren zum spalten von kohlenwasserstoffen
DE1186573B (de) Verfahren zur Umwandlung einer benzinfreien schweren Kohlenwasserstoffoelbeschickung
DE977225C (de) Verfahren zur Herstellung eines schweren Heizoels
DE3041159C2 (de)

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

AK Designated contracting states

Designated state(s): AT BE DE FR GB IT NL SE

17P Request for examination filed
ITF It: translation for a ep patent filed

Owner name: STUDIO JAUMANN

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Designated state(s): AT BE DE FR GB IT NL SE

REF Corresponds to:

Ref document number: 702

Country of ref document: AT

Date of ref document: 19820315

Kind code of ref document: T

REF Corresponds to:

Ref document number: 2962149

Country of ref document: DE

Date of ref document: 19820325

PLBI Opposition filed

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009260

26 Opposition filed

Opponent name: BASF AKTIENGESELLSCHAFT

Effective date: 19821113

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: AT

Payment date: 19830824

Year of fee payment: 5

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SE

Payment date: 19830831

Year of fee payment: 5

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Payment date: 19830921

Year of fee payment: 5

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Payment date: 19830930

Year of fee payment: 5

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Payment date: 19831019

Year of fee payment: 5

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BE

Payment date: 19831130

Year of fee payment: 5

RDAG Patent revoked

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009271

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: PATENT REVOKED

27W Patent revoked

Effective date: 19840427

BERE Be: lapsed

Owner name: LINDE A.G.

Effective date: 19840919

GBPR Gb: patent revoked under art. 102 of the ep convention designating the uk as contracting state
REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: ST

EUG Se: european patent has lapsed

Ref document number: 79103509.0

Effective date: 19850617